Co-optimizing network, pumped and battery storage investments under long term uncertainties: a case study on australian power system

Abstract

El ritmo al cual son adoptadas las tecnologías de generación variable (VREG) depende de diversos factores inciertos, los cuales dificultan la predicción de su penetración en los próximos años. Por lo tanto, la consideración de incertidumbre en los modelos de expansión es fundamental para estudiar apropiadamente el rol del almacenamiento en escenarios futuros. Esta tesis implementa un modelo entero mixto estocástico de dos etapas para co-optimizar inversiones de almacenamiento y transmisión con la operación del sistema eléctrico. El modelo incluye una operación horaria y un modelo de transporte para líneas. Además, los generadores consideran en la operación: rampas máximas, tiempos de encendido/apagado, mínimos/máximos técnicos y reservas de subida. Para abordar la carga computacional, el problema es descompuesto con la descomposición de Dantzig-Wolfe e implementado considerando cinco escenarios en un sistema de 5 barras del National Electricity Market. Los resultados muestran que el portafolio estocástico alcanza un costo total esperado más bajo que los portafolios deterministas. Además, se pueden apreciar relaciones entre inversiones de líneas y almacenamiento. Primeramente, el portafolio optimo incluye líneas y centrales de bombeo para transferir el exceso de VREG desde regiones con baja demanda. Además, las baterías desplazan la inversión en líneas en regiones con alta demanda.