Contributions on impacts of local peer-to-peer energy markets on utilities

Abstract

Resumo: Os mercados de energia peer-to-peer (P2P) são uma abordagem promissora para coordenar localmente a quantidade crescente de recursos energéticos distribuídos (DERs) nos sistemas de distribuição. Quando projetados adequadamente, eles podem moldar o comportamento dos prossumidores para corresponder à operação segura da rede. No entanto, embora os benefícios dos mercados P2P para os prossumidores já sejam bem conhecidos, pouco se sabe sobre seus impactos nas concessionárias. Até agora, não há regulação em país algum que permita a adoção generalizada de mercados de energia P2P devido a essa incerteza. O presente estudo visa desenvolver uma avaliação abrangente e quantificação dos impactos dos mercados de energia locais P2P nas distribuidoras. Primeiramente, é traçado um roadmap para analisar benefícios, vantagens e desafios como estratégias para a adoção de mercados P2P. Propõe-se que os critérios atribuídos a este roadmap sejam quantificados em termos de desempenhos técnicos e econômicos e comparados aos atuais modos de operação de medição líquida e autoconsumo. Para executar essas avaliações sob diversos cenários, uma plataforma de co-simulação é desenvolvida, que conecta um modelo de mercado a um modelo de rede elétrica. O modelo de mercado consiste em um esquema de negociação bilateral de leilão duplo pago por demanda. Os fluxos de receita são avaliados para quantificação da perda líquida, e taxas de rede e de transação são introduzidas como possíveis mecanismos de compensação de perda de receita. O modelo da rede é estabelecido no OpenDSS para analisar o fluxo de potência em série temporal. O desempenho da rede é avaliado por seus impactos nos indicadores de operação. Todas as avaliações são verificadas sob a variação das taxas de rede, do número de agentes, PV e armazenamento. Como resultado, um equilíbrio de benefícios para todos os stakeholders é alcançável se as métricas não financeiras forem levadas em consideração em uma análise de viabilidade integrada; se houver um desenho adequado de estruturas de mercado, tarifas e taxas para o equilíbrio econômicofinanceiro de todos os stakeholders; e se o projeto dessas estruturas for sensível a diferentes configurações de rede e penetração de DERs. Os resultados contribuem como primeiros passos para compreender como as concessionárias podem adotar os mercados P2P como uma solução viável e lucrativa para seus desafios de coordenação de rede, mantendo os benefícios e a soberania dos prossumidores. Esses primeiros passos já dão direções iniciais aos reguladores, mas também abrem um conjunto de novas questões que devem ser abordadas por pesquisas futuras.

Abstract: Peer-to-peer (P2P) energy markets are a promising approach for locally coordinating the increasing amount of distributed energy resources (DERs) at the edge of the power system. When properly designed, they offer a way of shaping the prosumers behavior to match the secure operation of the grid. However, although the benefits of P2P markets for the prosumers are already well understood, little is known about their impacts on the utilities. So far, no regulatory framework in any country allows for the widespread adoption of decentralized energy markets due to this incertitude. The present study aims to better understand these impacts through a comprehensive evaluation and quantification of P2P local energy markets’ impacts on power distribution utilities as primary stakeholders. First, a qualitative roadmap is outlined to analyze benefits, advantages and challenges as strategies for the adoption of peer-to-peer markets by utilities. It is proposed that the criteria assigned to this roadmap be quantified in terms of revenue performance and network operation performance. The technical and economic performances of a P2P market are compared to the current net-metering and self-consumption operation modes. These evaluations are carried out through scenarios analysis, where a co-simulation framework connecting a market model to a power flow model is set up. For the market model, a double-sided pay-as-bid peer-to-peer trading scheme is developed. Revenue streams are evaluated for net loss quantification, and grid fees and transaction fees are introduced as possible compensation mechanisms for the net revenue loss. The power flow model is established in OpenDSS to analyze time-series power flow within the chosen circuit. The grid performance is evaluated for its impacts on the grid operation indicators. The performance of the stakeholders is not only quantified under the variation of network fees but also under variation in the number or agents, PV and storage penetration. As a result, an equilibrium in benefits for all stakeholders is achievable if non-financial metrics are taken into account and properly quantified economically in an integrated feasibility analysis; if there is a proper design of market structures, tariffs and fees for the financial economic balance of all stakeholders; and if the design of these structures are sensitive to different network configurations and DER penetration. The results contribute as first steps toward comprehending how could the utilities embrace P2P markets as a feasible and profitable solution for its grid coordination challenges, while keeping prosumers’ benefits and sovereignty. These first steps already give initial directions to the policymakers, but they also open a set of new questions which must be taken upon by further research.