Recovery mechanisms in day-ahead electricity markets with non-convexities - Part II: Implementation and numerical evaluation

Andrianesis, Panagiotis; Liberopoulos, George; Kozanidis, George; Papalexopoulos, A.

doi:10.1109/tpwrs.2012.2207921

Cited by 22 publications

(11 citation statements)

References 4 publications

Supporting

Mentioning

Contrasting

Order By: Relevance

“…Fabra et al (2006) have proven a similar revenue-equivalence result for uniform-price and discriminatory auctions without start-up costs. Wang et al (2012), Wang (2013) and Andrianesis et al (2013a;2013b) extend some of the results in Sioshansi and Nicholson (2011) to asymmetric producers and to alternative designs of uplift payments.…”

Section: 2mentioning

confidence: 89%

Central- versus Self-Dispatch in Electricity Markets

2018

View full text Add to dashboard Cite

Die Dokumente auf EconStor dürfen zu eigenen wissenschaftlichen Zwecken und zum Privatgebrauch gespeichert und kopiert werden. Sie dürfen die Dokumente nicht für öffentliche oder kommerzielle Zwecke vervielfältigen, öffentlich ausstellen, öffentlich zugänglich machen, vertreiben oder anderweitig nutzen. Sofern die Verfasser die Dokumente unter Open-Content-Lizenzen (insbesondere CC-Lizenzen) zur Verfügung gestellt haben sollten, gelten abweichend von diesen Nutzungsbedingungen die in der dort genannten Lizenz gewährten Nutzungsrechte. Terms of use: Documents in EconStor may be saved and copied for your personal and scholarly purposes. You are not to copy documents for public or commercial purposes, to exhibit the documents publicly, to make them publicly available on the internet, or to distribute or otherwise use the documents in public. If the documents have been made available under an Open Content Licence (especially Creative Commons Licences), you may exercise further usage rights as specified in the indicated licence.

show abstract

Section: 2mentioning

confidence: 89%

Central- versus Self-Dispatch in Electricity Markets

2018

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

“…To illustrate the benefits of the proposed integrated approach we deploy a 10-unit actual system taken from the Greek electricity market [8,Section II]. The full optimization model for this example is presented in [9,Section II].…”

Section: Numerical Examplementioning

confidence: 99%

Market design for the simultaneous optimization of the Day-Ahead market and the reliability unit commitment applications

Papalexopoulos¹,

Andrianesis²

2013

2013 IREP Symposium Bulk Power System Dynamics and Control - IX Optimization, Security and Control of the Emerging Power Grid

Self Cite

View full text Add to dashboard Cite

The design of restructured electricity markets requires a mechanism to ensure that differences between the bid-in demand that clears in the Day-Ahead Market (DAM) and the ISO's demand forecast do not compromise reliability requirements. This mechanism is usually called Reliability (or Residual) Unit Commitment (RUC), and is deployed to procure additional resources, beyond the DAM energy schedules, to meet the demand forecast. In this paper, we present the theoretical foundation of the RUC process and key important considerations in implementing the RUC application. We also provide a description of the general sequential approach in which the DAM application is executed first and then the RUC process is completed. We then offer the design framework for the implementation of an integrated approach which combines the functionality of the DAM and the RUC into one market application. The integrated approach offers substantial efficiencies by procuring all DAM products simultaneously.

show abstract

“…Several approaches have been proposed for computing λ t , many of which suffer from inequities necessitating additional uplifts and side-payments in order to reach a market equilibrium that fairly clears the market (see Andrianesis et al, 2013a [1] and 2013b [2], for example); as a consequence, the relevant research is very active. In the current work, we focus on the algorithmic aspect of the problem, and we intentionally do not deal with such market design issues.…”

Section: Uniform Clearing Schemementioning

confidence: 99%

“…The unit variable production cost of the strategic producer (production unit 1) is 50 €/MWh, the price cap is 150 €/MWh, and the energy demand is equal to 1,000 MWh. The problem data are not fictitious, but correspond to factual units participating in the Greek electricity market, as described by Andrianesis et al, 2013b [2]. ), the system marginal price, the marginal unit, the optimal lowerlevel objective function value (f * ), and the corresponding objective value of the upper-level problem (F 1 ).…”

Section: Application Of the Algorithmmentioning

confidence: 99%

“…This particularity of the problem may result in losses for the extra-marginal participating production units, creating the need for (make-whole) side payments with some sort of bid-cost recovery mechanism (see for e.g. Andrianesis et al, 2013a [1]; 2013b [2], for a discussion on this issue). Dealing with these difficulties is not within the scope of the present dissertation, and thus will not be addressed.…”

mentioning

confidence: 99%

See 1 more Smart Citation

Αλγόριθμοι Διεπίπεδου Προγραμματισμού Για Βέλτιστη Υποβολή Προσφορών Παραγωγών Ενέργειας Σε Αγορές Ημερήσιου Προγραμματισμού Ηλεκτρικής Ενέργειας

Κωσταρέλου¹

View full text Add to dashboard Cite

Στην παρούσα διδακτορική διατριβή, εξετάζουμε το πρόβλημα σχεδιασμού βέλτιστων τιμών-προσφορών για έναν παραγωγό ενέργειας που συμμετέχει σε μια αγορά ημερήσιου προγραμματισμού ηλεκτρικής ενέργειας, η οποία περιλαμβάνει μη κυρτότητες λόγω της διακριτής φύσης των δεσμεύσεων των μονάδων παραγωγής, υποθέτοντας πλήρη γνώση των τεχνικών χαρακτηριστικών και των προσφορών των υπόλοιπων παραγωγών. Το πρόβλημα μορφοποιείται ως διεπίπεδο μοντέλο βελτιστοποίησης με γραμμικούς περιορισμούς. Ο παραγωγός ενεργεί ως υπεύθυνος λήψης αποφάσεων στο άνω επίπεδο μεγιστοποιώντας το ατομικό του κέρδος μετά την εκκαθάριση της αγοράς, ενώ ένας ανεξάρτητος διαχειριστής συστήματος ενεργεί ως υπεύθυνος στο κάτω επίπεδο εκκαθαρίζοντας την αγορά. Η χρήση διακριτών μεταβλητών απαγορεύει την εφαρμογή τυπικών μεθοδολογιών για την εύρεση της βέλτιστης λύσης. Πρώτα εξετάζουμε την εκδοχή μιας περιόδου του προβλήματος και αναπτύσσουμε έναν ακριβή αλγόριθμο για την επίλυσή του, χρησιμοποιώντας σημαντικά αποτελέσματα από τη θεωρία του ακέραιου παραμετρικού προγραμματισμού. Στη συνέχεια, αναπτύσσουμε μια ευρετική και μια ακριβή αλγοριθμική μεθοδολογία επίλυσης για την αντιμετώπισή της εκδοχής πολλαπλών περιόδων του προβλήματος. Συνεχίζουμε αναπτύσσοντας μία βελτιωμένη έκδοση του ακριβούς αλγόριθμου επίλυσης για την αντιμετώπιση της εκδοχής πολλαπλών περιόδων του προβλήματος. Ενσωματώνοντας ειδικές συνθήκες βελτιστότητας οι οποίες διασφαλίζουν ότι η κατανομή της ποσότητας της ενέργειας σε κάθε χρονική περίοδο του ορίζοντα προγραμματισμού είναι η βέλτιστη για το αντίστοιχο σύνολο παραγωγών που έχουν αναγνωριστεί ως ενεργοί κατά τη συγκεκριμένη χρονική περίοδο, η εύρεση της ολικά βέλτιστης λύσης του αρχικού προβλήματος ισοδυναμεί με τον προσδιορισμό του βέλτιστου συνόλου ενεργών παραγωγών σε κάθε χρονική περίοδο του ορίζοντα προγραμματισμού. Παρουσιάζουμε πειραματικά αποτελέσματα για κάθε αλγοριθμική προσέγγιση, τα οποία περιγράφουν την ικανότητα κάθε αλγόριθμου να χειριστεί το πρόβλημα, τους υπολογιστικούς πόρους που απαιτεί καθώς και το μέγεθος τον προβλημάτων που μπορούν να επιλυθούν σε κάθε περίπτωση. Για την ανάπτυξη των προτεινόμενων μοντέλων βελτιστοποίησης και των εξειδικευμένων μεθοδολογιών επίλυσης, χρησιμοποιήσαμε τη γλώσσα προγραμματισμού C/ C++ και η λύση των προτεινόμενων μοντέλων βελτιστοποίησης ελήφθη χρησιμοποιώντας εμπορικά λογισμικά βελτιστοποίησης όπως το LINGO. Η σημαντικότητα της συνεισφοράς της παρούσας έρευνας καταδεικνύεται εάν κάποιος λάβει υπόψη την έλλειψη γενικών μεθοδολογιών επίλυσης για διεπίπεδα μοντέλα βελτιστοποίησης, όπως αυτά που εξετάζονται.

show abstract

Recovery mechanisms in day-ahead electricity markets with non-convexities - Part II: Implementation and numerical evaluation

Cited by 22 publications

References 4 publications

Central- versus Self-Dispatch in Electricity Markets

Central- versus Self-Dispatch in Electricity Markets

Market design for the simultaneous optimization of the Day-Ahead market and the reliability unit commitment applications

Αλγόριθμοι Διεπίπεδου Προγραμματισμού Για Βέλτιστη Υποβολή Προσφορών Παραγωγών Ενέργειας Σε Αγορές Ημερήσιου Προγραμματισμού Ηλεκτρικής Ενέργειας

Contact Info

Product

Resources

About