Abate the barriers : opening electricity markets to storage and RES

The presented Thesis work considers the electricity markets in the presence of Battery Energy Storage Systems (BESS), Renewable Energy Sources (RES) and Distributed Energy Resources (DERs). It aims to provide a panoramic view of the possible regulatory evolutions of electricity markets, with particular focus on the Ancillary Services Markets (ASMs). The state-of-the-art of ASM and of the electricity balancing is reported, with focus on the standard balancing products for frequency control. The main stakeholders of the ASM are described: the System Operator (SO) and the Balancing Services Provider (BSP). A systematic review of sources is performed to assess the possible trade-offs in the ASM evolution, considering both the perspective of the SO and the BSP. The analysis qualitatively returns the compatibility of the ASM framework with DERs and BESS and detects the possible regulatory barriers for their effective participation. To quantitatively assess the performance of BESS in the provision of ancillary services, a numerical model of BESS is developed. This is aimed to overcome a set of lacks found in the battery models present in literature, that makes them unsuitable to be used for testing ASM participation. The model is a multi-parameter empirical model based on an experimental campaign on a real-world asset. The model parameters return the overall performance of the system, included the impact of the power conversion system and of auxiliary systems. The influence of the finite energy content of BESS on the provision of ancillary services is assessed. The importance of strategies for managing the energy content is highlighted, by proposing a comparative analysis among state-of-charge (SoC) management strategies. The analyzed strategies are defined “explicit” since they consider additional energy flows exchanged with the grid with the explicit purpose of restoring the SoC. The limitations of the explicit SoC management strategies enhance the interest for “implicit” strategies. A Multiservice Strategy is developed for providing SoC management via an additional (and remunerated) market service. The Multiservice Strategy exploits dynamic service stacking and guarantees revenue stacking. It is proposed and evaluated on two case studies. Then, the implicit SoC management strategy based on Multiservice is compared with the explicit ones. The BESS model and the previously presented analysis on the evolution of ASM are used to estimate the optimal ASM arrangements for the provision of services by BESS. Two different services are tested along with a set of ASM parameters, recognized as potential regulatory barriers. The ASM arrangements are evaluated in terms of the flexibility that can be provided by the resources and the reliability of the provision. The optimal values of the ASM parameters for each type of service are returned. Finally, to check if the BESS participation in electricity balancing brings advantages to the system, the provision of frequency response by BESS is tested with a power flow analysis tool. Dynamic simulations are performed and the results are appraised in terms of quality of service (i.e., frequency nadir after an incident) and system needs (i.e., needed regulating power) in case of frequency regulation by either conventional thermal power plants or BESS.

Il lavoro di tesi presentato considera i mercati elettrici in presenza di Battery Energy Storage Systems (BESS), fonti di energia rinnovabile (FER) e Generazione Distribuita (GD). Mira a fornire una visione panoramica delle possibili evoluzioni regolatorie dei mercati elettrici, con particolare attenzione ai Mercati per il Servizio di Dispacciamento (MSD). Viene riportato lo stato dell’arte dei MSD e del bilanciamento elettrico, con particolare attenzione ai prodotti di bilanciamento standard per il controllo della frequenza. Vengono descritti i principali attori dei MSD: il gestore del servizio (ad esempio, l’operatore della rete di trasmissione) e il Balancing Services Provider (BSP). Viene eseguita una meta-analisi delle fonti per valutare i possibili trade-off nell’evoluzione del MSD, considerando sia la prospettiva dell’operatore, sia quella del BSP. L'analisi restituisce qualitativamente la compatibilità del quadro del MSD con la GD e i BESS e rileva le possibili barriere regolatorie per la loro effettiva partecipazione. Per valutare quantitativamente le prestazioni dei BESS nella fornitura di servizi ancillari, viene sviluppato un modello numerico di BESS. Questo ha lo scopo di superare una serie di carenze riscontrate nei modelli di batteria presenti in letteratura, che li rende inadatti ad essere utilizzati per testare la partecipazione al MSD. Il modello è un modello empirico multi-parametro basato su una campagna sperimentale su un sistema reale industriale. I parametri del modello restituiscono le prestazioni complessive del sistema, incluso l'impatto del sistema di conversione di potenza e dei sistemi ausiliari. Viene valutata l'influenza del contenuto energetico finito dei BESS sulla fornitura di servizi ancillari. Viene evidenziata l’importanza delle strategie di gestione del contenuto energetico, proponendo un'analisi comparativa tra le strategie di gestione dello stato di carica o state-of-charge (SoC). Le strategie analizzate sono definite “esplicite” in quanto considerano flussi aggiuntivi di energia scambiati con la rete con lo scopo esplicito di ripristinare il SoC. Le limitazioni delle strategie di gestione esplicita del SoC aumentano l'interesse per strategie “implicite”. Viene sviluppata una strategia Multiservizio per fornire la gestione del SoC con un servizio di mercato aggiuntivo (e remunerato). La strategia Multiservizio sfrutta lo stacking dinamico dei servizi e garantisce lo stacking delle entrate. Viene proposta e valutata su due casi studio. Poi, la strategia implicita di gestione del SoC basata sul Multiservizio è confrontata con quelle esplicite. Il modello BESS e l'analisi precedentemente presentata sull'evoluzione del MSD sono utilizzati per stimare gli assetti ottimali del MSD per la fornitura di servizi da parte di BESS. Due diversi servizi sono testati insieme a una serie di parametri del MSD, riconosciuti come potenziali barriere regolatorie. Gli assetti del MSD sono valutati in termini di flessibilità che può essere fornita dalle risorse e di affidabilità della fornitura. Vengono restituiti i valori ottimali dei parametri del MSD per i vari tipi di servizi. Infine, per verificare se la partecipazione dei BESS al bilanciamento elettrico porta vantaggi al sistema, la fornitura della risposta in frequenza da parte dei BESS viene testata con uno strumento di analisi di power flow. Vengono eseguite simulazioni dinamiche della rete e i risultati sono valutati in termini di qualità del servizio (cioè il nadir di frequenza dopo un incidente) e le esigenze del sistema (cioè la potenza regolante necessaria) in caso di regolazione della frequenza da parte di centrali termiche convenzionali o di BESS.