Congestion Management Settlement Credits Dispatch Technical Working Group February 13, 2012

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Full text

(1)

Congestion Management

Settlement Credits

Dispatch Technical Working Group

(2)

Agenda

• Dispatch Design Principles

• Review constraints

• Review the purpose of Congestion Management 

Settlement Credits (CMSC)

• Review how CMSC is calculated

(3)

Dispatch Design Principles

Principle 7:  All variable resources connected to the IESO‐

Controlled Grid, and embedded variable resources that are 

registered market participants, will be actively dispatched on 

a five‐minute economic basis.

Principle 8:  Variable generators will operate within a 

compliance deadband when ambient conditions offer 

sufficient fuel. 

(4)

Dispatch Design Principles

Principle 7: All variable resources connected to the IESO‐

Controlled Grid, and embedded variable resources that are 

registered market participants, will be actively dispatched on 

a five‐minute economic basis.

Principle 8: Variable generators will operate within a 

compliance deadband when ambient conditions offer 

sufficient fuel. 

Principle 9:  Variable generators will be entitled to Congestion 

(5)

What is a Constraint?

• A constraint is considered to have occurred 

when the Market Schedule differs from the 

Constrained Schedule.

• CMSC is only paid when there is constraint 

causing a change from the Market Schedule 

economic solution.

– CMSC is NOT paid when there is a surplus condition 

in the Market Schedule and no transmission 

(6)

Operating Profit and CMSC

• CMSC payments ensure that market participants 

who have been constrained on or off receive the 

total operating profit they would have received for 

their Market Schedule.

• CMSC results from the difference between:

– The operating profit that would result from the Market 

Schedule; and 

– The operating profit that did result from the 

(7)

Operating Profit

• The market rules assume for purposes of CMSC 

calculations that participants bid and offer based 

on marginal benefit/cost.

• Therefore, operating profit for a generator is:

– the difference between operating cost, as represented 

by their offer, and revenue, as represented by Market 

(8)

Unconstrained - Market Schedule

Region 2 Region 1 no transmission line limit Generator 3 100 MW $25 Load 190 MW Generator 1 100 MW $15 Generator 2 100 MW $20 90MW Gen 2 Gen 1 100MW

(9)

Constrained - Dispatch Schedule

Generator 1 100 MW $15 Generator 2 100 MW $20 Generator 3 100 MW $25 Load 190 MW 150 MW transmission line limit Gen 1 100MW

(10)

CMSC Eligibility

(11)

CMSC Calculation – Generator 1

• Market Schedule was 100 MW.

• Constrained Schedule was 100 MW.

• No constraint to this Generator

(12)

CMSC Calculation – Generator 2

• Market Schedule was 90 MW.

• Constrained Schedule was 50 MW because a 

constraint limited the energy Generator 2 could 

supply to the grid. 

– Operating profit for Generator 2:

$20 MCP ‐ $20 offer price = $0/MW produced

– CMSC makes up for lost operating profit: • Generator 2 had no lost operating profit.

(13)

CMSC Calculation – Generator 3

• Market Schedule was 0 MW.

• Constrained Schedule was 40 MW.

– Under the Market Schedule, Generator 3 would have a 

$0 operating profit: 

$20 MCP ‐ $25 offer price X 0 MW = $0 operating 

profit.

– For every MW supplied as per the Constrained 

Schedule, Generator 3 is losing the difference between 

its offer price and the Market Clearing Price:

(14)

CMSC Calculation – Generator 3

(cont’d)

• With a ‐$5/MW operating profit, Generator 3 

loses $200 by producing 40 MW:

‐$5 operating profit X 40 MW = ‐$200.

• CMSC returns Generator 3 to the Market 

Schedule operating profit ($0 in this case).

(15)

CMSC Training Presentation

For additional information on CMSC, a recorded 

training presentation is available on the IESO 

website.

http://www.ieso.ca/imoweb/marketplaceTraining/ cmsc_presentation.asp

(16)

CMSC for Variable Generators

What

 

does

 

this

 

mean

 

for

 

(17)

Impact on Variable Generators

• As dispatchable generators, you will now be 

eligible for CMSC

• The algorithm for calculation of CMSC will not 

change:

– Still kept whole to the operating profit that would have 

been gained from the Market Schedule using the 

existing CMSC algorithm.

– Currently, the Market  Schedule is the automatically 

(18)

CMSC Considerations for

Variable Generators

• The determination of actual operating profit lost 

due to a transmission constraint.

• The relationship between mandatory dispatch 

instructions and eligibility for CMSC.

• Feedback to be discussed in March.

(19)

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