Análisis de una implementación de precios nodales marginales en el Mercado de Energía Mayorista bajo un esquema de mercados intradiarios

Abstract

RESUMEN : En la actualidad, las transacciones en el mercado de energía a corto plazo (bolsa de energía) se realizan bajo el precio de un nodo único (sistema uninodal), despreciando las restricciones de transmisión. Este precio varía dependiendo de las condiciones horarias del sistema durante el día y a partir del mismo, los agentes que participan diariamente en el mercado (generadores y comercializadores) toman decisiones de compra o venta a través de estrategias mercantiles. La empresa de mi práctica profesional, RightSide S.A.S, contratada por la CREG para llevar a cabo el proyecto, tuvo como objetivo analizar la posibilidad de la implementación de un sistema de PNM en el MEM, funcionando bajo el esquema de mercados vinculantes del día anterior e intradiarios. Para esto, es necesario realizar simulaciones operativas para el sistema colombiano con datos reales y considerando las condiciones operativas que se esperan para el 2024, las cuales incluyen recursos de generación variable (solar y eólica). Durante la etapa de desarrollo en Python-Pyomo del software DAM, se realizó una simulación adaptando un modelo de red incluido en “Marginal loss modeling in LMP calculation” de E. Litvinov, T. Zheng, G. Rosenwald, y P. Shamsollahi, para validar su funcionamiento antes de realizar las simulaciones operativas requeridas por la CREG, los cuales son los casos colombianos de verano (marzo 11 de 2020), invierno (julio 14 de 2021) y El Niño 2015-2016. Finalmente, luego de terminar el desarrollo del DAM, se realizaron las simulaciones requeridas, cuyos resultados fueron vitales para determinar la posibilidad de implementar un sistema de precios nodales bajo un esquema con despachos vinculantes y mercados intradiarios.

ABSTRACT : Currently, transactions in the short-term energy market are carried out in respect of the price of a single node (uninodal system), disregarding transmission restrictions. This price may change depending on the hourly conditions of the system during the day and, guided by this price, the agents that participate daily in the market (generators and traders) make power purchase or power sale decisions through trading strategies. The company that provided my internship, RightSide S.A.S, hired by the CREG to carry out the project, had the objective of analyzing the possibility of implementing a LMP system in the MEM, operating under the scheme of day-ahead and intraday markets. In order to accomplish this, operational simulations for the Colombian system were performed with real data, considering the operational conditions expected for 2024, which include variable renewable energy sources (solar and wind). During the development stage of the DAM software in Python-Pyomo, a simulation was performed by adapting a network model included in [1] to validate the DAM’s functionality before performing the operational simulations required by the CREG, which are the Colombian cases of summer (March 11, 2020), winter (July 14, 2021) and El Niño 2015-2016. Finally, after completing the development of the DAM, the required simulations were carried out. The results of said simulations were vital to determine the possibility of implementing a LMP system under a scheme with day-ahead dispatches and intraday markets.