Intermittent RES-E, spot prices and generation investment incentives : the role of pricing rules

La reestructuración de los mercados mayoristas de electricidad se ha desarrollado de
forma constante desde que comenzaran en Chile durante los años ochenta los primeros
procesos liberalizadores del sector eléctrico. Aun así, la gran diversidad de parques de
generación y la inevitable complejidad de su proceso de operación y planificación ha
derivado en un amplio número de diseños de mercado diferentes. Un elemento común
en cualquier mercado eléctrico liberalizado es el mercado diario (day-ahead market,
DAM en las siglas inglesas). La función del DAM es casar las ofertas de generadores y
consumidores para determinar tanto el precio de la electricidad como el despacho
económico para cada intervalo de tiempo del día siguiente.
Existen diferentes métodos para resolver este tipo de subastas; una subasta simple o
semi-compleja (subastas en la que los agentes no declaran de forma explícita sus
restricciones de operación, e.g. costes de arranque o rampas) es la práctica habitual en
los mercados europeos de electricidad, mientras que en los EEUU (entre otros
contextos) se emplea un mecanismo de subasta compleja (i.e. cada agente generador
presenta ofertas compuestas por los parámetros y costes que definen las características
de su unidad de generación). En este caso el Operador Independiente del Sistema (ISO,
en las siglas inglesas) recurre a un algoritmo tradicional de despacho económico
centralizado (Unit Commitment) que calcula el despacho óptimo (Batlle, 2013).
Este proyecto se centra en el enfoque de subasta compleja. El inconveniente de las
subastas complejas es que no existe una solución evidente para calcular el precio
horario. De acuerdo con la teoría económica marginalista, es preferible pagar a todas las
unidades de generación el mismo precio por el mismo servicio (producir electricidad) en
el mismo momento (Caramanis et al., 1982) (Schweppe et al. 1988). Este precio
marginal es el coste marginal del sistema (el coste variable que tendría una unidad
adicional de energía en un momento dado). Este precio uniforme sirve como una señal
óptima para las decisiones de corto (operación) y largo plazo (inversión).
Desafortunadamente, algunas de las suposiciones sobre las que se basa la teoría
marginalista no se cumplen en la realidad. De hecho, cuando los costes de arranque y de
funcionamiento en vacío (también conocidos como costes no convexos) se tienen en
cuenta, el precio marginal no es suficiente para compensar todos los costes (Baldick et
al., 2005).

Wholesale electricity markets restructuring has been constant since the original
liberalization processes of electric power sectors started back in early eighties in Chile.
Yet, the great diversity of energy mixes and the unavoidable complexities of their
operation and planning have led to many different market designs. A common element
in any liberalized electricity market is the day-ahead market (DAM). The purpose of the
DAM is to match generators’ offers and consumers’ bids to determine both electricity
prices and the economic dispatch for each time interval of the following day.
There are different methods to resolve DAM auctions; a simple or semi-complex
auction (auctions in which the agents do not explicitly declare their operating
restrictions, e.g. start-up cost or ramping constraints) is the common practice in
European Power Exchanges while in the US (among other contexts) the method applied
is a complex auction (i.e. each generation agent submits offers composed of the
parameters and costs that define their generating units’ characteristics). In this case, the
ISO (independent system operator) resorts to a traditional centralised unit commitment
(UC) algorithm (security constrained economic dispatch optimization) which produces
an optimal dispatch (Batlle, 2013).
This project focuses on the complex auction approach. The downside of complex
auctions is that finding a way to compute short-term prices has no obvious solution.
According to the marginalist economic theory; it is preferable to pay all generating units
the same price for the same service (producing electricity) at the same moment
(Caramanis et al., 1982) (Schweppe et al. 1988). This marginal price is the marginal
cost of the system (the variable cost that would have an additional unit of energy at a
given moment). This uniform price serves as an optimal signal for both short-term
(operation) and long-term (investment) decisions. Unfortunately, some of the
assumptions in which the marginal pricing theory is based do not hold in reality. For
instance, when start-up and no-load costs (aka non-convex costs) are considered, the
marginal price does not suffice to compensate for all costs (Baldick et al., 2005).