Community energy microgrids: the role of energy exchange between prosumers

Tese de mestrado integrado, Engenharia da Energia e do Ambiente, Universidade de Lisboa, Faculdade de Ciências, 2018In the European Union, the current energy paradigm promotes the deployment and integration of renewables, particularly of the distributed kind, as a way to increase the share of clean energy in the global energy mix. Investments made in this sense have simultaneously been allowing and leading towards the integration of energy produced at the local level on the distribution grid. Recent price drops in small and micro scale energy generation systems have allowed residential consumers to invest in small scale units for self-production. Due to its low maintenance requirements and modularity, photovoltaic panels are the preferred choice when it comes to small energy generation. However, as solar energy alone cannot match all daily consumption needs, only by investments in energy storage units one can further decrease the dependency on the main grid. In this dissertation a second option is suggested – energy exchange between local prosumers in a smart microgrid. The hypothesis was studied through the simulation, in AIMMS software, of an energy system intended to reproduce a typical urban neighborhood, composed by six prosumers of different activity sectors and, hence, having different daily load profiles. Considering that at least some of those will have an energy surplus during a part of the day, the idea of a local energy market for trading such surplus is introduced. For the management of this virtual energy market, two models were proposed: a centralized management model, which is intended to simulate a microgrid controlled by a single entity holding access to all data regarding production and demand of the microgrid participants, and a decentralized management model, simulating a scenario where prosumers individually manage their energy trades. Both models were optimized with mixed integer linear programming for cost minimization and simulated for four day-types, with hourly time intervals: winter week- and weekend-days and summer week- and weekend-days. A base scenario with no energy exchange between the prosumers, only with the main grid, serves as a reference for comparison. The results were quantified in terms of self-consumed power and financial balance analyses. Finally, a contextualization for the Portuguese legislation regarding self-consumption was made, in order to determine if this case-study and corresponding results could be adequate for the national legal situation. The results show that very similar outcomes of self-consumption are obtained for both management approaches, with a maximum daily divergence of 2,3%. Considering the overall average for the daily self-consumption values obtained, the difference between the two models is below 1%. When comparing with the base scenario it was verified that, on average, an overall 10% increase in self-consumption is obtained for the micro-grid as a whole. Regarding the financial outcomes, the application of a local energy market for energy exchange between microgrid prosumers resulted in an energy surplus valorization of 135%, on average for the day types simulated, compared to the value stipulated by the Portuguese legislation for self-consumption units. As a logical consequence of this result, an average of 21,6% increase in overall revenues for the prosumers was verified, compared with the revenues in the base scenario. The highest increases on the revenues are verified in the winter week-day scenario, in particular for the office. On average, the individual costs’ reduction is 1,2%, mostly due to savings during the summer. An overall economic analysis on the expected electricity bill of each prosumer and for the microgrid as a whole, revealed that the local energy market can cause a bill reduction of 3,3% for the winter week, and 5,3% for the summer. It can be concluded that, when considering the whole microgrid, the overall economic benefits in terms of economic savings are not so relevant as the results obtained in terms of self-consumed energy, for this particular case-study, although a more profound economic evaluation would be interesting to fully acknowledge the impacts of the observed financial benefits on the overall implied investment. When analyzing the results under the Portuguese legal framework it was concluded that 3 of the production units were oversized in terms of resulting connection power.No atual contexto de descarbonização da rede energética e da sua transição para um modelo de funcionamento mais distribuído e flexível, tem sido dado uma ênfase crescente ao papel que as micro redes poderão desempenhar na integração de fontes de energia descentralizadas e de pequena escala nas redes nacionais. Por outro lado, o paradigma atual é de desruralização e crescimento e densificação das cidades, criando necessidade de fomentar a produção de energia próxima do consumo em ambiente urbano, mesmo com todas as limitações associadas, e.g. de espaço. Uma das formas de aproveitamento descentralizado de energia mais utilizadas na atualidade é a conversão de energia solar em energia elétrica através de painéis solares fotovoltaicos. A nível global tem-se assistido a uma grande adesão a esta tecnologia, que pode ser explicada pelas políticas económicas de incentivo à sua utilização e constantes desenvolvimentos na tecnologia que levaram a uma queda no seu preço de mercado, tornando-a competitiva mesmo sem subsídios. Isto levou a que utilizadores e investidores de pequena escala apostassem em unidades para autoconsumo ou pequena produção, com ou sem ligação à rede elétrica nacional. As pequenas unidades urbanas de produção de energia solar fotovoltaica têm vindo portanto a ganhar destaque, embora a sua curva de produção coincida com a da radiação solar disponível a cada instante, tornando indispensável o recurso a sistemas de armazenamento de energia, como baterias, ou a esquemas de venda de energia à rede em horas de produção excessiva, eventualmente beneficiando de tarifas subsidiadas, e à compra em horas de défice. Uma terceira alternativa é exposta nesta dissertação – a da troca de energia entre consumidores-produtores (para os quais foi criada a designação de ‘prosumers’) de uma micro-rede. Neste trabalho analisa-se um caso em que dado conjunto de prosumers com painéis fotovoltaicos instalados no espaço disponível da cobertura dos respetivos edifícios consumem em primeira instância a energia que produzem, sendo o excesso disponibilizado num mercado local de energia para venda aos restantes prosumers. Para demonstrar os hipotéticos benefícios desta alternativa, dois cenários com modos diferentes de gestão de micro-redes, com troca de energia, foram comparados com um cenário base, sem troca de energia. Os cenários foram montados para o mesmo sistema energético, constituído por seis prosumers (dois prédios residenciais, um restaurante, uma escola, um pequeno escritório, e um banco). Os dois diferentes modelos de gestão são: (1) gestão centralizada , que pretende simular um cenário em que existe uma unidade central gestora que tem total conhecimento e acesso aos perfis de produção e consumo dos participantes da micro-rede durante o dia todo, e com essa informação gere os recursos; (2) gestão descentralizada, que simula uma situação em que cada prosumer gere a energia que compra no mercado energético consoante o preço desta em comparação com a da rede nacional. Os dois modelos incluem uma otimização matemática do balanço entre custos e receitas, com vista à minimização da conta da energia para os prosumers da micro rede em estudo. Para fins de simulação, os consumidores foram considerados clientes da EDP, e divididos em escalões de potência contratada, de maneira a definir os preços a pagar pela energia da rede nacional. Os dados de consumo dos consumidores residenciais (dois prédios com vários apartamentos) e do banco foram cedidos pela Intelligent Sensing Anywhere, referentes a consumidores de Lisboa, com formatação de intervalos de quinze em quinze minutos. Os restantes perfis foram retirados de uma base de dados de perfis padrão criada pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos da América, com intervalos de tempo horários. Assim dos perfis anuais foram escolhidas semanas representativas da época de Verão e Inverno para cada consumidor, e destas foram selecionados dois dias representativos, um dia de semana e um dia de fim-de-semana. Referentemente à produção fotovoltaica, foram feitos dimensionamentos dos sistemas fotovoltaicos com base na média do consumo diário para os dias considerados, permitindo, de acordo com as áreas consideradas como sendo utilizáveis para o efeito, determinar o número de painéis a instalar e a capacidade instalada para cada um. De acordo com os resultados das simulações foi possível verificar as diferenças entre os modelos de gestão do mercado local e o cenário base sem troca de energia, em termos de autoconsumo, individual e coletivo, e balanço financeiro, bem como uma análise detalhada aos custos e receitas obtidos por cada um. A análise das simulações permitiu verificar que as diferenças obtidas entre os modelos centralizado e descentralizado são pouco significativas– uma análise comparativa dos valores de autoconsumo do sistema para os dois casos demonstra uma diferença máxima de 2,3 %, no dia de semana de Inverno, sendo que para o dia de verão de fim-de-semana a diferença era inexistente. Para os restantes dias, o nível de autoconsumo no sistema estudado foi superior sob gestão centralizada. Assumindo uma relação entre o aumento da diferença entre o autoconsumo para cada modelo e a quantidade de energia disponível no mercado local (no Inverno há menos produção pelos painéis fotovoltaicos e os consumos são superiores nos dias de semana), procurou-se demonstrar que estas diferenças podem ser explicadas como uma resposta aos preços praticados. Por outras palavras, no modelo descentralizado havendo menos energia disponível para venda no mercado local da micro-rede, a tendência será para os preços subirem, o que eu comparação com o preço de comprar à rede nacional pode tornar o mercado local uma fonte de energia menos atrativa. Já para o modelo centralizado, onde uma entidade gestora tem informação plena, terá presumivelmente capacidade para atribuir preços mais baixos à energia no mercado local, mesmo quando há pouca energia disponível, de maneira a aumentar o rendimento do sistema no seu todo. Comparativamente ao cenário base, verificou-se que em termos diários se atingiram aumentos em média de 10% na quantidade de energia autoconsumida pela totalidade do sistema. Uma análise às trocas de energia entre prosumers da micro-rede permitiu determinar que o restaurante é o que mais beneficia do mercado local de energia em termos de quantidade comprada, seguido pelos edifícios residenciais. Em média as poupanças nos custos rondaram os 1,2% para cada, e o aumento das receitas foi em média 21,6%. Uma análise financeira revelou que a aplicação de um mercado local de energia resultou numa valorização média de 135% do excedente de energia, em comparação com o valor a este atribuído em linha com a legislação portuguesa referente. Já para a micro rede como unidade, os balanços financeiros estimados para uma semana inteira de cada estação revelaram que a conta da eletricidade poderia ser reduzida em 3,3% no Inverno e 5,3% no Verão. Embora estes valores não sejam muito elevados, permitem apoiar a ideia defendida nesta dissertação, e quantificar os seus benefícios, na medida em que a implementação de um modelo de troca de energia, quer centralizada quer descentralizada, permite benefícios económicos para os prosumers envolvidos e um maior grau de autoconsumo da energia produzida na micro-rede. Considerou-se importante frisar que para a atual legislação em vigor em Portugal para o que diz respeito a autoconsumo, esta seria uma maneira de conseguir valorizar o excedente de energia produzida. De maneira geral um mercado local como o sugerido beneficiaria tanto consumidores como produtores, dando opção aos primeiros de comprar energia mais barata do que a vendida na rede nacional, e aos produtores uma opção viável de venda do excedente. Uma análise crítica aos valores considerados de potência instalada e máximas potências injetadas na rede em comparação com os limites estipulados pelo Decreto-Lei 2014 referente a unidades de autoconsumo permitiu concluir que: 1) no que toca à potência instalada, os valores considerados constituem sobredimensionamentos em 3 casos; 2) relativamente à potência injetada na rede nacional, esta excedeu o limite estipulado apenas nos casos de sobredimensionamento. Com isto se conclui que os benefícios obtidos, em termos de autoconsumo e redução nos custos da eletricidade, poderão ter interesse no contexto nacional, uma vez que para alguns dos participantes da micro rede, não se verificando sobredimensionamento ou excedente de energia injetada na rede, foi possível beneficiar de melhorias no autoconsumo e redução dos custos. A ter em consideração há que várias simplificações foram feitas neste estudo, tal como a atribuição de uma eficiência de 100% para o sistema de transmissão da micro-rede, ou a assunção de que não existem perdas no inversor e cablagem dos sistemas fotovoltaicos. É também de referir que a utilização de intervalos de tempo com dimensão de uma hora implica maiores erros que numa simulação de escala mais fina, uma vez que não retrata com tão grande aproximação uma situação real de produção e consumo de energia

Towards transactive energy systems: An analysis on current trends

This paper presents a comprehensive analysis on the latest advances in transactive energy systems. The main contribution of this work is centered on the definition of transactive energy concepts and how such systems can be implemented in the smart grid paradigm. The analyzed works have been categorized into three lines of research: (i) transactive network management; (ii) transactive control; and (iii) peer-to-peer markets. It has been found that most of the current approaches for transactive energy are available as a model, lacking the real implementation to have a complete validation. For that purpose, both scientific and practical aspects of transactive energy should be studied in parallel, implementing adequate simulation platforms and tools to scrutiny the results.This work has received funding from the European Union's Horizon 2020 research and innovation programme under project DOMINOES (grant agreement No. 771066) and from FEDER Funds through COMPETE program and from National Funds through FCT under the project UID/EEA/00760/2019.info:eu-repo/semantics/publishedVersio

Robust optimization for energy transactions in multi-microgrids under uncertainty

Independent operation of single microgrids (MGs) faces problems such as low self-consumption of local renewable energy, high operation cost and frequent power exchange with the grid. Interconnecting multiple MGs as a multi-microgrid (MMG) is an effective way to improve operational and economic performance. However, ensuring the optimal collaborative operation of a MMG is a challenging problem, especially under disturbances of intermittent renewable energy. In this paper, the economic and collaborative operation of MMGs is formulated as a unit commitment problem to describe the discrete characteristics of energy transaction combinations among MGs. A two-stage adaptive robust optimization based collaborative operation approach for a residential MMG is constructed to derive the scheduling scheme which minimizes the MMG operating cost under the worst realization of uncertain PV output. Transformed by its KKT optimality conditions, the reformulated model is efficiently solved by a column-and-constraint generation (C&CG) method. Case studies verify the effectiveness of the proposed model and evaluate the benefits of energy transactions in MMGs. The results show that the developed MMG operation approach is able to minimize the daily MMG operating cost while mitigating the disturbances of uncertainty in renewable energy sources. Compared to the non-interactive model, the proposed model can not only reduce the MMG operating cost but also mitigate the frequent energy interaction between the MMG and the grid

The implementation of energy sharing using a system of systems approach

There is an increasing demand for renewable energy and consumers need more procurement options to meet their needs. Energy sharing provides a peer-to-peer (P2P) marketplace where prosumer electricity is redistributed to fellow energy-sharing community participants. This redistribution of prosumer electricity provides consumers with additional electricity suppliers, while also decreasing the load on the utility company. Though significant progress has been made regarding research and implementation of energy sharing, there is still room for growth when evaluating energy-sharing communities and defining appropriate community coordination based on end-user needs. The first contribution in this work identified nine characteristics of energy-sharing communities as a decentralized complex adaptive system of systems (DCASoS). Considering each characteristic before determining community coordination is vital to ensure ample participation within the energy-sharing community. The second contribution was the exploration of a two-stage stochastic programming model as an alternative to the classic energy distribution business model. The third contribution compares three behavioral theories to identify the best fitting model to predict interest in participating in an energysharing community. This research provides companies with foundational knowledge to develop an energy-sharing community that both fulfills end-user satisfaction and increases robustness of electricity distribution business models --Abstract, page iv

Transforming Energy Networks via Peer to Peer Energy Trading: Potential of Game Theoretic Approaches

Peer-to-peer (P2P) energy trading has emerged as a next-generation energy management mechanism for the smart grid that enables each prosumer of the network to participate in energy trading with one another and the grid. This poses a significant challenge in terms of modeling the decision-making process of each participant with conflicting interest and motivating prosumers to participate in energy trading and to cooperate, if necessary, for achieving different energy management goals. Therefore, such decision-making process needs to be built on solid mathematical and signal processing tools that can ensure an efficient operation of the smart grid. This paper provides an overview of the use of game theoretic approaches for P2P energy trading as a feasible and effective means of energy management. As such, we discuss various games and auction theoretic approaches by following a systematic classification to provide information on the importance of game theory for smart energy research. Then, the paper focuses on the P2P energy trading describing its key features and giving an introduction to an existing P2P testbed. Further, the paper zooms into the detail of some specific game and auction theoretic models that have recently been used in P2P energy trading and discusses some important finding of these schemes.Comment: 38 pages, single column, double spac

A review of microgrid development in the United States – A decade of progress on policies, demonstrations, controls, and software tools

Microgrids have become increasingly popular in the United States. Supported by favorable federal and local policies, microgrid projects can provide greater energy stability and resilience within a project site or community. This paper reviews major federal, state, and utility-level policies driving microgrid development in the United States. Representative U.S. demonstration projects are selected and their technical characteristics and non-technical features are introduced. The paper discusses trends in the technology development of microgrid systems as well as microgrid control methods and interactions within the electricity market. Software tools for microgrid design, planning, and performance analysis are illustrated with each tool's core capability. Finally, the paper summarizes the successes and lessons learned during the recent expansion of the U.S. microgrid industry that may serve as a reference for other countries developing their own microgrid industries