Research on coordinated scheduling of multi-energy virtual power plant-based services in joint markets

To accomplish the global net zero target, large-scale fossil fuel power plants are being shut down and replaced by generation from renewable energy sources (RESs). Nonetheless, fossil fuel power plants are the major source of flexibility for the power system. In contrast, RESs are always accompanied by uncertainties resulting from unpredictable weather changes. In view of this, great interest has been drawn to the reliable power supply with enough flexibility under the high penetration of RESs. Distributed energy resources (DERs) can mitigate uncertainties through their flexible power supplies. Moreover, multi-energy DERs can further alleviate uncertainties via the complementarity among different energy carriers, thereby enhancing the utilization efficiency of energy and the flexibility of the power system. Various markets are being developed for flexibility-related services in addition to the energy service, the appropriate joint work of which fosters the economy, reliability, and flexibility of the power system. However, DERs with small capacities cannot participate in the energy market or ancillary service market (ASM) alone as per the minimum capacity requirement stipulated by market rules. The aggregation service is thus necessary to gather the small-scale DERs as a single entity to reach the required capacity scale. A virtual power plant (VPP) or a multi-energy virtual power plant (MEVPP) is a virtual aggregator of various DERs or multi-energy DERs to provide a flexible overall power supply/demand and take part in joint markets as a single entity. The coordinated scheduling of multiple services provided by MEVPP affects not only its economic profits but also the service quality for supporting the power system operation. This thesis studies the coordinated scheduling of MEVPP-based services in joint markets mainly from three perspectives: first, the aggregation of VPPs or MEVPPs operated by different entities, considering the interactions with the profit-driven DERs; second, the optimal self-scheduling of MEVPP considering the complementarity among multiple energy carriers under the uncertainties of RESs; third, the coordination of multiple services provided by MEVPP both in spot markets and the long-term capacity market. The main contents and contributions of this thesis are as follows: (1) The non-cooperative and cooperative mechanisms are proposed for the aggregation of VPPs or MEVPPs operated by different entities. VPPs operated by the energy suppliers can be aggregated by the non-cooperative aggregation mechanism, which is formulated by a bilevel optimization model where the upper-level VPP operator sets the price to attract the participation of lower-level profit-driven DERs. VPPs operated by the independent operators can be aggregated based on the cooperative aggregation mechanism, which is formulated by the profit optimization of overall DERs and the profit distribution in line with their contributions using the bilateral Shapley value. (2) A trilevel adaptive robust optimization model is proposed for the self-scheduling of the MEVPP, consisting of the electricity, natural gas, heat, and cooling energy carriers, which is solved by the column-and-constraint generation algorithm. The uncertainties of the available PV capacities and electric demands are addressed by the respective data-driven scenario-based uncertainty sets, which are developed based on the historical operational scenarios of the power system with the help of data-driven technology. It is more cost-effective than using the conventional budget-constrained uncertainty sets. (3) The coordinated energy and reserve scheduling of MEVPP in joint spot markets is proposed as a two-stage optimization problem, by optimally share the capacity available between reserve and balancing services in addition to the energy service. The framework of joint spot markets is developed including the day-ahead market (DAM), ASM, and natural gas market (GM), where different price schemes are adopted. The uniform price scheme is applied to DAM and GM, whereas the pay-as-bid scheme is employed to ASM. In particular, the impacts of reserve regulations, including minimum offer/bid size and minimum delivery duration, on the quality of the reserve service are modeled, and the unsupplied reserve penalty is quantified in real-time to guarantee a reliable reserve service for the power system. The proposed coordinated scheduling can increase the economic profits of MEVPP and improve its ability to support the flexible operation of the power system. (4) The coordinated capacity, energy, and reserve scheduling of MEVPP in the joint long-term capacity market and spot markets is proposed as a long-term optimization problem, by addressing which annual capacity and daily reserve services in addition to the daily energy service can be deployed. The regulations for the qualities of capacity and reserve services are modeled to ensure reliable services for the power system. To achieve both short-term daily and long-term seasonal peak shaving, the optimization of capacities and operational strategies of the hydrogen storage tank and the seasonal hydrogen storage tank are addressed. The proposed long-term coordinated scheduling improves the economy, flexibility, and capacity adequacy of the power system, and realizes the efficient integration of hydrogen energy.

Per raggiungere l’obiettivo globale di emissioni zero, le centrali elettriche a combustibili fossili su larga scala vengono chiuse e sostituite dalla generazione da fonti energetiche rinnovabili (FER). Tuttavia, le centrali elettriche a combustibili fossili rappresentano la principale fonte di flessibilità per il sistema elettrico. Al contrario, le FER sono sempre accompagnate da incertezze derivanti da cambiamenti meteorologici imprevedibili. In considerazione di ciò, grande interesse ha suscitato l'affidabilità di approvvigionamento di energia elettrica con sufficiente flessibilità in un contesto di elevata penetrazione delle FER. Le risorse energetiche distribuite (DER) possono mitigare le incertezze attraverso la loro flessibilità. Inoltre, i DER multi-energia (quindi, non solo quelli a energia elettrica) possono alleviare ulteriormente le incertezze attraverso la complementarità tra i diversi vettori energetici, migliorando così l’efficienza di utilizzo dell’energia e la flessibilità del sistema elettrico. Oltre al mercato energetico (per esempio, il mercato del giorno prima) si stanno sviluppando diversi mercati per i servizi legati alla flessibilità, la cui adeguata collaborazione favorisce l'economia, l'affidabilità e la flessibilità del sistema energetico. Tuttavia, i DER con capacità ridotte non possono partecipare da soli al mercato dell’energia o al mercato dei servizi di dispacciamento (ASM) a causa del requisito di capacità minima stabilito dalle regole del mercato. Il servizio di aggregazione è quindi necessario per riunire i DER di piccola scala come un'unica entità per raggiungere la scala di capacità richiesta dai mercati. Una centrale elettrica virtuale (VPP) o una centrale elettrica virtuale multi-energia (MEVPP) è un aggregatore virtuale di vari DER o DER multi-energia, per fornire un'offerta di energia complessiva flessibile e partecipare nei mercati congiunti come un'unica entità. La programmazione coordinata di molteplici servizi forniti da MEVPP influisce non solo sui profitti economici ma anche sulla qualità del servizio a supporto del funzionamento del sistema elettrico. Questa tesi studia la programmazione coordinata dei servizi basati su MEVPP nei mercati congiunti principalmente da tre prospettive: in primo luogo, l'aggregazione di VPP o MEVPP gestiti da diverse entità, considerando le interazioni con i DER orientati al profitto; in secondo luogo, la programmazione ottimale del MEVPP considerando la complementarità tra più vettori energetici nelle incertezze delle FER; in terzo luogo, il coordinamento di molteplici servizi forniti dal MEVPP sia nei mercati spot che nel mercato della capacità a lungo termine. I principali contenuti e contributi di questa tesi sono i seguenti: (1) I meccanismi non-cooperativo e cooperativo sono proposti per l'aggregazione di VPP o MEVPP gestiti da soggetti diversi. I VPP gestiti dai fornitori di energia possono essere aggregati mediante il meccanismo di aggregazione non cooperativa, che è formulato da un modello di ottimizzazione bi-livello in cui l’operatore della VPP collocato al livello superiore fissa il prezzo per attirare la partecipazione dei DER collocati al livello inferiore e orientati al profitto. I VPP gestiti da operatori indipendenti possono essere aggregati sulla base del meccanismo di aggregazione cooperativa, che è formulato dall'ottimizzazione del profitto dei DER e dalla distribuzione degli profitti secondo i loro contributi individuali utilizzando il valore Shapley bilaterale. (2) Viene proposto un modello di ottimizzazione robusto adattivo a tre livelli per l'auto-programmazione del MEVPP, costituito dai vettori energetici di elettricità, gas naturale, calore e raffreddamento, che viene risolto dall'algoritmo “column-and-constraint generation”. Le incertezze relative alle capacità fotovoltaiche disponibili e alla domanda elettrica sono affrontate dai rispettivi set di incertezze basati su scenari costruiti partendo dagli scenari operativi storici del sistema energetico con l’aiuto delle tecnologie data-driven. L’approccio si dimostra più conveniente rispetto all’utilizzo dei convenzionali set di incertezze vincolati al budget (budget-constrained uncertainty sets). (3) La programmazione coordinata dell'energia e delle riserve del MEVPP nei mercati spot congiunti viene proposta come un problema di ottimizzazione in due fasi, condividendo in modo ottimale la capacità disponibile tra i servizi di riserva e di bilanciamento oltre al servizio energetico. Viene sviluppato il quadro dei mercati spot congiunti che includono il mercato del giorno prima (DAM), il ASM e il mercato del gas naturale (GM), dove vengono adottati diversi schemi di prezzo. A DAM e GM viene applicato lo schema di prezzo uniforme, mentre ad ASM viene applicato lo schema pay-as-bid. In particolare, vengono rappresentati nel modello di calcolo i principali vincoli normativi relativi alla riserva, compresa la dimensione minima dell'offerta e la durata minima di fornitura del servizio, e la penalità di riserva non fornita viene quantificata in tempo reale per garantire un servizio di riserva affidabile per la rete elettrica. La programmazione coordinata proposta può aumentare i profitti economici del MEVPP e migliorare la sua capacità di supportare il funzionamento flessibile del sistema elettrico. (4) La programmazione coordinata di capacità, energia e riserva del MEVPP nel mercato congiunto della capacità a lungo termine e nei mercati spot viene proposta come un problema di ottimizzazione a lungo termine, determinando quale capacità annuale e riserva giornaliera allocare oltre ai servizi giornalieri. Le normative per le qualità della capacità e dei servizi di riserva sono modellate per garantire servizi affidabili per il sistema elettrico. Per ottenere il peak shaving giornaliero e stagionale a breve termine e a lungo termine, viene affrontata l’ottimizzazione delle capacità e delle strategie operative del serbatoio di stoccaggio dell’idrogeno e del serbatoio di stoccaggio stagionale dell’idrogeno. La programmazione coordinata a lungo termine proposta migliora l’economia, la flessibilità e l’adeguatezza della capacità del sistema elettrico e realizza l’integrazione efficiente dell’energia dell’idrogeno.