Optimal Resource Allocation and Pricing for Distributed Demand-Side Flexibility Services

Abstract

Den økende andelen fornybar produksjon vil utfordre kraftsystemenes stabilitet og pålitelighet, ettersom balansering av produksjon og forbruk blir vanskeligere. Som et resultat er det en økende interesse for å utnytte etterspørselssiden for å redusere ubalanser i nettet, og særlig for bruk av fleksibilitetstjenester i boliger som tilbys gjennom en aggregator. Siden deltakelse i et fleksibilitetsprogram kan forårsake ulempe for sluttbrukerne, må aggregatoren gi økonomiske insentiver for å oppmuntre dem til å delta. Det er derfor nødvendig å etablere en allokeringsalgoritme som sikrer brukerpreferanser og tekniske begrensninger, samt en prismekanisme som anses som rettferdig for både aggregator og sluttbrukere for at forbrukerfleksibilitet skal bli realisert. Denne avhandlingen undersøker allokeringsgyldigheten og den økonomiske levedyktigheten til forbrukerfleksibilitet fra en aggregator's perspektiv, forutsatt at kjøperen av fleksibilitet er en balanseansvarlig part (BRP).

Det foreslås en metode for optimal tildeling av forbrukerfleksibilitetskilder fra en portefølje av batterier, reduserbare, regulerbare og skiftbare laster i respons på en fleksibilitetsforespørsel som tar hensyn til brukerpreferanser og tekniske begrensninger. Deretter utvikles en ny prismekanisme med tre forskjellige prisstrategier for å finne en prisrekkevidde innenfor definerte rammer som sikrer fortjeneste for både aggregatoren og sluttbrukerne. Strategiene er brukt for å teste lønnsomheten til aggregatoren og sluttbrukerne. Strategi 1 forutsetter uniforme priser for alle kilder begrenset av eksisterende kraftmarkedspriser i hvert kvarter av dagen. Det samme antas for strategi 2, men med individuelle priser for hver kilde. Strategi 3 forutsetter uniforme priser for alle kilder begrenset av heuristisk bestemte grenser på 0 NOK/kWh og 100 NOK/kWh i hvert kvarter av dagen.

En optimal tidsplan er bestemt for for hver ukedag og resultatene viser at skiftbare kilder og batterier levere mest fleksibilitet, men er de minst lønnsomme. Resultatene indikerer at det er mer rettferdig med forskjellige priser for hver kildetype. En gyldig prisklasse eksisterer for den optimale tidsplanen for tre av syv simulerte dager med strategier 1 og 2, og for alle dager med strategi 3. Resultatene viser at aggregatorens profitt øker når individuelle priser er tillatt sammenlignet med uniforme priser, og den øker ytterligere når prisene er begrenset av faste verdier uavhengig av eksisterende kraftmarkedspriser. Avslutningsvis viser denne oppgaven at avgrensning av fleksibilitetsprisene basert på eksisterende kraftmarkedspriser er lønnsomt for både aggregatoren og sluttbrukerne. Imidlertid bør fremtidig forskning om priser på forbrukerfleksibilitetstjenester omfatte tiltak for rettferdighet og utforske hvordan prisene kan settes basert på tilleggsparametere, med tanke på sosiale og atferdsmessige aspekter.

The increasing share of renewable energy will significantly challenge the stability and reliability of power systems as balancing generation and consumption becomes more difficult. As a result, there is a growing interest in exploiting the demand-side flexibility to mitigate imbalances in the grid, and in particular, the use of residential flexibility services procured through an aggregator. Since participating in a flexibility program can cause inconvenience for the end-users, the aggregator needs to provide financial incentives to encourage them to participate. It is therefore necessary to establish an allocation algorithm that ensures user preferences and technical constraints, as well as a pricing mechanism that is considered fair to both the aggregator and end-users for residential flexibility to be realized. This thesis investigates the allocation feasibility and economic viability of residential flexibility from the perspective of an aggregator, assuming that the buyer of flexibility is a Balance Responsible Party (BRP).

A method is proposed for the optimal allocation of residential flexibility sources from a portfolio of batteries, curtailable, regulatable, and shiftable loads in response to a flexibility request, which takes into account user preferences and technical constraints. Then, a novel pricing mechanism with three different pricing strategies is developed to find a price range within defined bounds that ensures a profit for both the aggregator and the end-users. The strategies are used to test and analyze the profitability for an aggregator and end-users. Strategy 1 assumes uniform prices bounded by existing power market prices in each quarter of the day. The same is assumed for Strategy 2, but with individual prices for each source. Strategy 3 assumes uniform prices for all sources bounded by heuristically determined fixed bounds of 0 NOK/kWh and 100 NOK/kWh in each quarter of the day.

An optimal schedule is determined for each day of the week, and the results show that shiftable sources and batteries provide the most flexibility but benefit the least. This suggests that it is fairer to differentiate flexibility prices for each source type. A feasible price range is found to exist only for three days of the simulated week with Strategies 1 and 2 but found to exist for all seven days with Strategy 3. The results show that the aggregator's profit increases when individual prices are allowed compared to uniform prices, and it increases further when prices are constrained by fixed values independent of existing power market prices. In conclusion, this thesis shows that bounding the flexibility prices based on the existing power market prices is profitable for both the aggregator and end-users. However, future research on the pricing of residential flexibility services should incorporate measures of fairness and explore how prices can be set based on additional parameters, taking into account social and behavioural aspects.