ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΥ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΤΗΣ ΕΛΛΑΔΑΣ KATA TA ΕΤΗ

Transcript

1 ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΑΠΘ Μπίσκας Παντελής Λέκτορας ΑΠΘ Μελέτη Εργαστηρίου Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Π.Θ. για λογαριασμό του Συνδέσμου Εταιριών Φωτοβολταϊκών Ξενοδοχείο King George, 15η Ιουλίου 2014

2 Περιεχόμενα 2/44 Μοντέλα ανάλυσης ενεργειακού σχεδιασμού Οργάνωση Αγορών Ηλεκτρικής Ενέργειας Ανάλυση Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς ΗΕ (ΕΧΑΗΕ) Σενάρια μελέτης A Μέρος Παραδοχές μελέτης Αποτελέσματα σεναρίων Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ Β Μέρος

3 Ενεργειακός σχεδιασμός 3/44 Μοντέλο βέλτιστου ενεργειακού σχεδιασμού Μοντέλο επίδρασης δεδομένου ενεργειακού σχεδιασμού Είσοδοι Σταθερά και μεταβλητά κόστη τεχνολογιών μονάδων παραγωγής Εξέλιξη φορτίου συστήματος Απαιτούμενες εφεδρείες Ποινές μη-επίτευξης στόχων ΑΠΕ Οικονομικά δεδομένα (discount rate, κ.α.) Συνάρτηση στόχου: Ελαχιστοποίηση της παρούσας αξίας του συνολικού κόστους επένδυσης και λειτουργίας των μονάδων του συστήματος, πλην την υπολειμματική αξία των μονάδων στο τέλος του χρονικού διαστήματος σχεδιασμού Βελτιστοποίηση: Με ετήσιο ή μηνιαίο χρονικό βήμα => χάνεται η ωριαία ανάλυση των αποτελεσμάτων Αποτελέσματα Βέλτιστη είσοδος (κατασκευή) μονάδων παραγωγής (ανά τεχνολογία) για την κάλυψη του φορτίου / εφεδρειών Βέλτιστο έτος εισόδου κάθε νέας μονάδας Είσοδοι Κατασκευή νέων και απόσυρση παλαιών μονάδων παραγωγής (με συγκεκριμένο έτος εισόδου και απόσυρσης ανά μονάδα) Εξέλιξη φορτίου συστήματος Απαιτούμενες εφεδρείες Ακριβή τεχνικά στοιχεία μονάδων παραγωγής Συνάρτηση στόχου: Ελαχιστοποίηση συνολικού λειτουργικού κόστους παραγωγής Βελτιστοποίηση: Με ωριαίο χρονικό βήμα => πιο ακριβή αποτελέσματα Αποτελέσματα Βέλτιστη λειτουργία μονάδων παραγωγής για την κάλυψη φορτίου / εφεδρειών Χρήση: Κατάλληλο για ανάλυση σεναρίων ενεργειακού σχεδιασμού, και εξαγωγή πιο ακριβών αποτελεσμάτων

4 Μοντέλα Οργάνωσης Αγορών ΗΕ 4/44 Κοινοπραξία Ισχύος (Κεντρικά Οργανωμένη Αγορά) Διμερείς Συναλλαγές (Αποκεντρωμένη Αγορά) Παραγωγός Παραγωγός Παραγωγός Κοινοπραξία Ισχύος Διμερείς συναλλαγές Εθελοντικό ΧΕ Παραγωγός Παραγωγός Παραγωγός Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Τεχνικό Μοντέλο (Pool) Σύνθετες προσφορές Μονάδων Ένταξη Μονάδων Τεχνικοί περιορισμοί Πολύπλοκη Εκκαθάριση Οικονομικό Μοντέλο (PX) Απλές προσφορές (P,Q) Απλή Εκκαθάριση (τομή καμπύλης προσφοράς με καμπύλη ζήτησης)

5 Ανάλυση και προσομοίωση αγορών ΗΕ 5/44 Αναλυτική μέθοδος χρησιμοποιείται η καμπύλη διάρκειας φορτίου σειρά ένταξης (merit order) με βάση το μεταβλητό κόστος κάθε τεχνολογίας (με δεδομένες τιμές κόστους καυσίμου και CO2) εύρεση των ωρών λειτουργίας κάθε μονάδας προσεγγιστική μέθοδος δε δίνει ικανοποιητικά αποτελέσματα Χρονολογική προσομοίωση επίλυση του προβλήματος βελτιστοποίησης της αντικειμενικής συνάρτησης του προβλήματος μιας αγοράς ΗΕ πρόβλημα ένταξης μονάδων παραγωγής (unit commitment) πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Προγραμματισμού (ΜIP) ωριαίο επίπεδο συν βελτιστοποίηση ενέργειας και εφεδρειών (energy and reserves co optimization) σέβεται τους τεχνικούς περιορισμούς των μονάδων παραγωγής και τους λειτουργικούς περιορισμούς του συστήματος μεταφοράς

6 Προσομοίωση ΕΧΑΗΕ 6/44 Χρονολογική Προσομοίωση Παραδοχές για το Μοντέλο Αγοράς Μεσοπρόθεσμος ορίζοντας ( ) Υποχρεωτική κοινοπραξία ισχύος (mandatory pool) Επίλυση Προημερήσιας Αγοράς ΜΕ τεχνικούς περιορισμούς (Ένταξη Μονάδων) Πρόβλημα Μεικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού (Mixed Integer Linear Programming, MILP) Μακροπρόθεσμος ορίζοντας ( ) Συμμόρφωση με το Ενιαίο Μοντέλο Ευρωπαϊκής Αγοράς (Target Model) Αποκεντρωμένη Αγορά Χρηματιστήριο Ενέργειας (Power Exchange) Επίλυση Προημερήσιας Αγοράς ΧΩΡΙΣ τεχνικούς περιορισμούς (Πρόβλημα LP) Επίλυση Προγράμματος Κατανομής ΜΕ τεχνικούς περιορισμούς (Balancing Market, Πρόβλημα MILP)

7 Λογισμικό Long Term Scheduling (LTS) 7/44 Πρόγραμμα Μεσοπρόθεσμου Ενεργειακού Προγραμματισμού (Long Term Scheduling) Βασίζεται στην επίλυση του προβλήματος ΗΕΠ της ΕΧΑΗΕ Φάση 1 η : Ετήσια διαχείριση υδάτινων πόρων (ΥΗΣ) Υπολογίζει ωριαίες εγχύσεις υποχρεωτικών νερών ΥΗΣ (για χρήση στη Φάση 2) Επιλύει το γνωστό πρόβλημα εξομάλυνσης αιχμών, Peak shaving (PS) Φάση 2 η : Επαναληπτική επίλυση του ΗΕΠ Προσομοιώνει την ημερήσια αγορά ηλεκτρικής ενέργειας (ΗΕΠ) ημέρα ημέρα για ολόκληρο το χρονικό διάστημα προγραμματισμού Επιλύει πρόβλημα MILP ή LP, ανάλογα με το μοντέλο λειτουργίας της αγοράς Προσομοιώνει τις τυχαίες βλάβες των μονάδων με ανάλυση Monte Carlo

8 Σενάρια Προσομοίωσης 8/44 Α. Σενάριο χαμηλής ζήτησης ΜΑΣΜ ΑΔΜΗΕ Σενάριο Α1: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ Σενάριο Α2: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ, εκτός των Φ/Β (μηδενική αύξηση Φ/Β ισχύος). Αποτελεί σενάριο αναφοράς για τα Φ/Β (σε σχέση με το Σενάριο Α1) Β. Σενάριο χαμηλής ζήτησης Σενάριο Β1: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ Σενάριο Β2: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ, εκτός των Φ/Β (μηδενική αύξηση Φ/Β ισχύος). Αποτελεί σενάριο αναφοράς για τα Φ/Β (σε σχέση με το Σενάριο Β1)

9 Σενάρια φορτίου συστήματος 9/44 Φορτίο συστήματος [TWh] Σενάριο Α Σενάριο Β σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδε μένο σύστημα (έτος 2025) Έτος

10 10/44 Σενάριο μηδενικής περαιτέρω διείσδυσης Φ/Β Αιολικά ΜΥΗΣ Βιομάζα Φ/Β εμπορικά Εγκατεστημένη ισχύς [MW] Φ/Β στεγών ΣΗΘΥΑ σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδεμένο σύστημα (έτος 2025) Έτος Σενάριο Α2 Σενάριο Β2

11 11/44 Σενάριο περαιτέρω διείσδυσης Φ/Β Αιολικά ΜΥΗΣ Βιομάζα Φ/Β εμπορικά Εγκατεστημένη ισχύς [MW] Φ/Β στεγών ΣΗΘΥΑ σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδεμένο σύστημα (έτος 2025) Έτος Σενάριο Α1 Σενάριο Β1

12 Δεδομένα Εισόδου Παραδοχές (1) 12/44 Υποχρεωτικές εγχύσεις ΥΗΣ [MWh] : ΥΗΣ Ιλαρίωνα (150 MW) 2016: ΥΗΣ Μεσοχώρας (160 MW) 2017: ΥΗΣ Μετσοβίτικου (29 MW) Ιαν Φεβ Μάρ Απρ Μάι Ιούν Ιούλ Αύγ Σεπ Οκτ Νοέ Δεκ Υδροηλεκτρικοί Σταθμοί Συνθήκες Μέσης Υδραυλικότητας ΥΗΣ ( MWh υποχρ. νερών > έτος 2015) Διαθεσιμότητες μονάδων παραγωγής Εφαρμογή δικατάστατου μοντέλου Markov για προσομοίωση τυχαίων βλαβών των μονάδων παραγωγής Συντήρηση μονάδων παραγωγής Βάσει του τελευταίου δημοσιευμένου προγράμματος στην ιστοσελίδα του ΑΔΜΗΕ

13 Επίδραση άντλησης 13/44 Επίδραση άντλησης > off peak shaving Λειτουργία άντλησης μόνο όταν είναι οικονομικά συμφέρουσα για τον παραγωγό Σε περίπτωση επιδότησης των αντλητικών σταθμών, η λειτουργία θα γίνει πιο έντονη, και θα μπορούσε να οδηγήσει στην περαιτέρω διείσδυση των ΑΠΕ

14 Ένταξη / απόσυρση μονάδων 14/44 για ρύθμιση ισχύος/συχνότητας στο νησί της Κρήτης Επιπλέον απαιτείται μία μονάδα ακόμη στα σενάρια Α1 & Α2, για να ικανοποιηθεί η ζήτηση και οι απαιτήσεις εφεδρειών των σεναρίων αυτών Επιλέγεται μονάδα CCGT με ονομαστική ισχύ 500 MW, με έτος ένταξης το 2025

15 15/44 Απαιτήσεις εφεδρειών Δευτερεύουσα άνω εφεδρεία [MW] Δευτερεύουσα κάτω εφεδρεία [MW] Ώρα ημέρας Ώρα ημέρας 1600 Τριτεύουσα εφεδρεία [MW] Ώρα ημέρας ευτερεύουσα εφεδρεία: μεταβλητότητα φορτίου & εγχύσεων ΑΠΕ, απώλεια μονάδας Τριτεύουσα εφεδρεία: αβεβαιότητα φορτίου & εγχύσεων ΑΠΕ, απώλεια μονάδας

16 Κόστος φυσικού αερίου 16/44 Κόστος φ.α. [ /MWh(th)] εμπορική λειτουργία ΤΑP Κόστος προμήθειας φ.α. Συνολικό κόστος Έτος

17 Κόστος δικαιωμάτων εκπομπών CO2 17/44 Κόστος δικαιωμάτων εκπομπών Όλες οι μονάδες παραγωγής περιλαμβάνουν στο μεταβλητό κόστος τους το πλήρες κόστος (100%) των δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 European Carbon Futures Price από EEX Τιμή αγοράς Έτος δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 [ /T] , , , , , , , , , , , , , , , , ,21 European Carbon Futures Price από EEX συνέχιση τάσης τελευταίων ετών

18 Προσφορές Μονάδων Παραγωγής 18/44 Κοινοπραξία Ισχύος ( ) Μη εφαρμογή του κανόνα του 30%, εφαρμογή μηχανισμού bid recovery Μονάδες Ιδιωτών Παραγωγών (IPPs) Προσφέρουν στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες Μονάδες ΔΕΗ Προσφέρουν στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες Απλό Χρηματιστήριο Ενέργειας ( ) Μονάδες Ιδιωτών Παραγωγών (IPPs) & Μονάδες ΔΕΗ Προσφέρουν στην προημερήσια αγορά στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες, και στην Αγορά Εξισορρόπησης Ισχύος με ένα μικρό premium

19 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 19/44 Οι προσομοιώσεις έδειξαν τα ακόλουθα: Λόγω του γεγονότος ότι πρέπει να αποσυγχρονίσουν αρκετές μονάδες παραγωγής, ώστε να εξυπηρετηθεί πλήρως η έγχυση των ΑΠΕ, δημιουργείται έλλειψη δευτερεύουσας κάτω εφεδρείας κατά τις μεσημεριανές ώρες της ημέρας. Μάλιστα, σε μερικές περιπτώσεις, παρατηρείται και περίσσεια ενέργειας (surplus) κατά τις ίδιες ώρες, καθότι παραμένουν «ανοιχτές» κάποιες μονάδες παραγωγής (κοντά στην τεχνική ελάχιστη παραγωγή τους) διότι χρειάζονται από το σύστημα για την κάλυψη της ενέργειας της βραδινής αιχμής (δηλαδή μετά από 4 5 ώρες). Παρότι κάποιες μονάδες παραμένουν συγχρονισμένες κατά τη διάρκεια της μεσημεριανής αιχμής, προκειμένου να καλυφθούν οι απαιτήσεις εφεδρειών των μεσημεριανών ωρών και το φορτίο της βραδινής αιχμής, σε κάποιες περιπτώσεις αυτές δεν είναι αρκετές για την κάλυψη του φορτίου της βραδινής αιχμής. Αυτό συμβαίνει, παρότι ο αλγόριθμος επίλυσης της ημερήσιας αγοράς συγχρονίζει επιπλέον μονάδες παραγωγής κατά τις βραδινές ώρες μίας ημέρας, προκειμένου να αναχαιτιστεί το σημαντικό έλλειμμα ενέργειας (ράμπα ανόδου) που δημιουργείται κατά τις ώρες 17 21(λόγω της συνδυασμένης μείωσης της έγχυσης των Φ/Β σταθμών και αύξησης του φορτίου κατά τις ώρες αυτές). Έτσι, προκύπτει έλλειμμα δευτερεύουσας άνω εφεδρείας, πρωτεύουσας εφεδρείας και σε κάποιες περιπτώσεις και έλλειμμα ενέργειας κατά τις ώρες κάποιων ημερών του έτους.

20 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 20/44 Δημιουργία εφικτών λύσεων 1 η λύση: Στοχευμένη περικοπή εγχύσεων ΑΠΕ, όπου απαιτείται, για την αντιμετώπιση της μεγάλης έγχυσης κατά τις μεσημεριανές ώρες και της μεγάλης ράμπας ανόδου του «καθαρού φορτίου» κατά τις απογευματινές/βραδινές ώρες. Η αθροιστική περικοπή εγχύσεων ΑΠΕ (έτη ) είναι: Σενάριο Α1: MWh Σενάριο Α2: 968 MWh Σενάριο Β1: MWh Σενάριο Β2: MWh Προαπαιτούμενα: Απαιτούνται κατάλληλες συμβάσεις με τους σταθμούς ΑΠΕ 2 η λύση: Χρήση αποθήκευσης (υδραντλητικών σταθμών ή συστοιχιών μπαταριών) για την ομαλοποίηση της ημερήσιας καμπύλης του «καθαρού φορτίου» που πρέπει να καλυφθεί από τις συμβατικές μονάδες παραγωγής Προαπαιτούμενα : Απαιτούνται επαρκή οικονομικά κίνητρα για την ανάπτυξη και χρήση υδραντλητικών σταθμών ή/και άλλων μονάδων αποθήκευσης, όπως συστοιχιών μπαταριών

21 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 21/44 Επιλογή λύσης αποθήκευσης Για τα σενάρια Α1 & Α2, απαιτείται μικρή αύξηση της αντλητικής ικανότητας (κατά 310 MW έως το έτος 2030), προκειμένου να επιτευχθεί εφικτή λύση Εφικτή λύση μπορεί να επιτευχθεί ακόμη και χωρίς αύξηση της αντλητικής ισχύος, σε περίπτωση αυξημένης χρήσης των υπαρχόντων αντλιών (με οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού), προκειμένου να επιτευχθεί εφικτότητα κατανομής των μονάδων για την κάλυψη του φορτίου και των απαιτήσεων εφεδρειών Ομοίως και για το σενάριο Β2. Για το σενάριο Β1, απαιτείται σημαντική αύξηση της αντλητικής ισχύος, από 470 MW σήμερα σε ΜW το έτος 2030 (δεδομένου ότι γίνεται άντληση χωρίς οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού) Εφικτή λύση μπορεί να επιτευχθεί ακόμη και με μικρότερη αύξηση της αντλητικής ισχύος (σε MW), σε περίπτωση που γίνει βέλτιστη άντληση για επίτευξη εφικτότητας κατανομής των μονάδων για την κάλυψη του φορτίου και των απαιτήσεων εφεδρειών, ακόμη κι όταν έχουμε οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού Όλα τα παραπάνω αναφέρονται στο μεταβλητό κόστος λειτουργίας των αντλιών, κι όχι στο σταθερό κόστος (κόστος κεφαλαίου) των υδραντλητικών σταθμών. Για λόγους ομοιομορφίας, σε όλα τα σενάρια υποθέσαμε συνολική αντλητική ισχύ MW.

22 Αποτελέσματα 22/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Α Ένταξη ΜΕΛΙ 2 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές Σταδιακή απόσυρση μονάδων Αγ. ημητρίου 20 Έγχυση [ΤWh] Ένταξη ΠΤΟΛΕΜΑΪ ΑΣ 5 ιασύνδεση Κρήτης Έτος

23 Αποτελέσματα 23/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Α Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] Έτος

24 24/44 Αποτελέσματα Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Β Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] Έτος

25 Αποτελέσματα 25/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Β Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] Έτος

26 26/44 Αποτελέσματα Κατανομή λιγνιτικών μονάδων Διαφορά σεναρίων 25 Λιγνιτικές μονάδες Έγχυση [ΤWh] Σενάριο A1 Σενάριο A2 Σενάριο B1 Σενάριο B Έτος

27 Αποτελέσματα 27/44 Έγχυση [ΤWh] Κατανομή μονάδων φυσικού αερίου Διαφορά σεναρίων Σενάριο A1 Σενάριο A2 Σενάριο B1 Σενάριο B2 Μονάδες φυσικού αερίου Έτος

28 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 28/44 Εκπομπές CO Εκπομπές CO 2 [T] Σενάριο Α1 Σενάριο Α2 μείωση 33,6% μείωση 23,2% Σενάριο Β1 Σενάριο Β Έτος

29 Αποτελέσματα προσομοιώσεων Επίδραση αποθήκευσης 29/44 Έτος Μονάδες φ.α. Λιγνιτικές μονάδες Έγχυση /απορρόφηση ενέργειας [ΜWh] Αντλητικά νερά Εισαγωγές Εξαγωγές Άντληση & αποθήκευση ενέργειας Σενάριο Β , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,71 Σενάριο Α , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,89

30 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 30/44 Επίδραση αποθήκευσης Έγχυση [MWh] Σενάριο Α1 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές Έτος

31 Αποτελέσματα προσομοιώσεων 31/44 Οριακή Τιμή Συστήματος Σενάριο A1 Σενάριο A2 Οριακή Τιμή Συστήματος [ /MWh] Σενάριο B1 Σενάριο B2 5 /MWh 5 /MWh Έτος

32 Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ Διαδικασία 32/44 Έσοδα ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ από ΗΕΠ Πρόσθετα Έσοδα Ειδικού Λογαριασμού Συνολική Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FIT Λοιπά Έσοδα Έσοδα από επιβολή ΕΤΜΕΑΡ στους καταναλωτές Δημοπρασίες Δικαιωμάτων Εκπομπών Αερίων Ρύπων Ειδικό Τέλος Λιγνίτη Χρεοπιστώσεις από ΜΔΝ Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ

33 Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 33/44 Τεχνολογία ΑΠΕ Εγγυημένη τιμή αποζημίωσης υφιστάμενων μονάδων ΑΠΕ[ /MWh] Εγγυημένη τιμή αποζημίωσης νεων μονάδων ΑΠΕ[ /MWh] Αιολικά 91,30 93,50 Βιομάζα 108,00 Τα πρώτα 90 MW από 2014 και μετά αποζημιώνονται με μέση ταρίφα 170,5 /MWh. Τα επόμενα 90 MW με 162 /MWh, τα επόμενα 90 MW με 154 /MWh, τα επόμενα 90 MW με 146 /MWh και τα τελευταία ~90 MW με 139 /MWh Μικροί ΥΗΣ 90,10 94,00 Μικροί ΣΗΘΥΑ 172,00 135,00 ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (ΣΗΘΥΑ) 90,00 90,00

34 Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 34/44 Ισχύς Φ/Β που διασυνδέθηκαν την Μέσο FiT μετά το «New Deal» [ /MWh] περίοδο [MWp] Περίοδος 10 kwp <150 kwp >150 kwp 10 kwp <150 kwp >150 kwp Q ,0 13,0 6,2 552,0 442,1 369,5 Q ,0 6,3 1,3 552,0 437,6 352,6 Q ,0 9,1 2,0 552,0 433,1 340,2 Q ,0 6,2 2,0 552,0 428,6 325,6 Q ,4 10,3 5,3 552,0 406,1 318,8 Q ,9 22,2 2,5 552,0 388,1 307,4 Q ,1 39,7 12,0 552,0 374,5 289,0 Q ,9 32,7 20,2 552,0 356,5 272,8 Q ,2 31,5 33,1 552,0 395,7 337,5 Q ,9 39,3 18,2 552,0 388,2 325,8 Q ,8 47,4 33,9 470,0 367,5 311,8 Q ,2 51,5 76,0 470,0 345,0 287,3 Q ,3 41,4 58,9 415,0 320,0 263,0 Q ,6 79,5 119,2 385,0 300,0 237,0 Q ,9 141,4 119,7 340,0 292,5 220,8 Q ,5 73,6 82,9 295,0 277,5 210,3 Q ,3 251,6 500,9 295,0 245,0 202,3 Q ,8 77,7 65,0 270,0 232,5 175,8 Q ,9 7,5 16,0 220,0 247,5 172,0 Q ,0 0,2 48,7 175,0 240,5 168,5 Μεσοσταθμική τιμή πώλησης ΗΕ [ /ΜWh] 376,78 260,24

35 35/44 Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT Εγγυημένη Τιμή Αποζημίωσης [ /MWh] Μήνας / Περίοδος Φ/Β Φ/Β Σταθμοί (διασυνδεδεμένο σύστημα) σε Στέγες Ισχύος >100 kw Ισχύος 100 kw 10 kw Μάιος ,00 115,00 120,00 Ιούνιος ,00 115,00 120,00 Ιούλιος ,00 115,00 120,00 Αύγουστος ,00 115,00 120,00 Σεπτέμβριος ,00 115,00 120,00 Οκτώβριος ,00 115,00 120,00 Νοέμβριος ,00 115,00 120,00 Δεκέμβριος ,00 115,00 120,00 Ιανουάριος 2015 Δεκέμβριος ,00 115,00 - (net metering) Ιανουάριος 2016 Δεκέμβριος ,1 * μοτσ ν 1 1,2 * μοτσ ν 1 - (net metering)

36 Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 36/44 Εγγυημένη Τιμή Αποζημίωσης Φ/Β σταθμών (διασυνδεδεμένο σύστημα) Έτος [ /MWh] Σενάριο Α1 Σενάριο Α2 Σενάριο Β1 Σενάριο Β ,635 62,791 59,675 59, ,956 64,576 61,533 62, ,567 66,008 62,537 63, ,162 67,69 64, ,09 67,509 63,367 65, ,553 63,263 58,761 61, ,318 63,938 58,71 62, ,559 64,381 58,734 62, ,972 63,736 58,07 61, ,532 63,732 57,175 61, ,946 66,185 59,748 63, ,161 67,757 60,799 64, ,034 69,934 61,417 65, ,746 69,947 60,811 65, ,42 71,159 60,842 65,849

37 Λοιπά Έσοδα Ειδικού Λογαριασμού ΛΑΓΗΕ 37/44 Δημοπρασίες Δικαιωμάτων Εκπομπών Ρύπων Ν. 4001/2011, Τροπολογία Ν. 4062/ : 100% εσόδων από δημοπρασίες : 50% εσόδων από δημοπρασίες (θεωρείται επέκταση της ρύθμισης και για τα έτη ) Υπολογισμός εσόδων βάσει των αποτελεσμάτων της προσομοίωσης και της μέγιστης ποσότητας που θα δημοπρατεί το Ελληνικό Δημόσιο Ειδικό Τέλος Λιγνίτη Ν. 4042/2012, Υ.Α. ΦΕΚ Β 342 / /MWh παραγόμενης ενέργειας από λιγνίτη Υπολογισμός εσόδων βάσει των αποτελεσμάτων της προσομοίωσης

38 Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ 38/44 ΕΤΜΕΑΡ /MWh A1 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627 A2 14,553 15,808 15,743 15,9 16,238 17,182 17,334 17,502 17,749 17,887 17,664 17,571 17,328 17,339 17,091 17,007

39 Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ 39/44 ΕΤΜΕΑΡ /MWh B1 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95 B2 15,577 16,794 16,894 17,022 17,424 18,724 19,014 19,202 19,537 19,963 19,802 19,891 19,839 19,926 19,877 19,924

40 40/44 Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ ΕΤΜΕΑΡ /MWh A1 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627 B1 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95

41 ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών Παράδοξη πτώση του ΕΤΜΕΑΡ, όσο αυξάνεται η εγκατεστημένη ισχύς των Φ/Β 41/44 Νέα πολιτική τιμολόγησης Φ/Β σταθμών (FiT) Γραμμική μείωση της τιμής αποζημίωσης (FiT) από 90 /MWh το έτος 2015 σε 70 /MWh το έτος Θα μπορούσε να εφαρμοστεί και με τη μορφή Feed in premium, λαμβάνοντας κάθε φορά έναν προσθετέο ο οποίος να οδηγεί στην παραπάνω τιμή αποζημίωσης ανά έτος ( ). Στην περίπτωση αυτή, το feed in premium θα ήταν μεγάλο για το έτος 2015, και θα «έσβηνε» σταδιακά έως το έτος 2030

42 ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών 42/44 20 Διαφορικό ΕΤΜΕΑΡ 15 /MWh Α1 νέο 14,575 15,883 15,939 16,161 16,591 17,706 17,797 17,885 18,076 18,233 17,815 17,502 17,097 17,009 16,554 16,41 Α1 παλιό 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627

43 ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών 43/44 Διαφορικό ΕΤΜΕΑΡ /MWh Β1 νέο 15,618 16,955 17,268 17,459 17,992 19,553 19,72 19,868 20,085 20,523 20,278 20,092 19,842 19,735 19,412 19,341 Β1 παλιό 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95

44 44/44 ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ Σας ευχαριστώ για την προσοχή σας!