Εθνικό Σχέδιο Δράσης Ανανεώσιµων Πηγών Ενέργειας Ηλεκτροπαραγωγής Κύπρου

Μέγεθος: px

Εμφάνιση ξεκινά από τη σελίδα:

Download "Εθνικό Σχέδιο Δράσης Ανανεώσιµων Πηγών Ενέργειας Ηλεκτροπαραγωγής Κύπρου"

Τίμω Παπάγος
8 χρόνια πριν
Προβολές:

1 Εθνικό Σχέδιο Δράσης Ανανεώσιµων Πηγών Ενέργειας Ηλεκτροπαραγωγής Κύπρου Δρ. Ανδρεάς Πουλλικκάς, Ph.D, D.Sc Αναπληρωτής Καθηγητής merican University of Sharjah 21 Jun 2013 ΕΤΕΚ Frederick University, 21 June 1013

Sc Αναπληρωτής Καθηγητής merican University of Sharjah

2 Περιεχόµενα Υποχρεώσεις Κύπρου Μεθοδολογία βελτιστοποίησης συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής µε ένταξη ΑΠΕ-Η Κύρια αποτελέσµατα Μελλοντικές ενέργειες 2

3 Υποχρεώσεις Κύπρου 3

4 Οδηγία ΑΠΕ 2009/28/EC ΑΠΕ στους τοµείς (α) θέρµανση και ψύξη, (β) ηλεκτροπαραγωγή και (γ) µεταφορές Κύπρος 2005: ΑΠΕ σε θέρµανση και ψύξη: 2.9% ΑΠΕ σε ηλεκτροπαραγωγή: 0% ΑΠΕ σε µεταφορές: 0% Κύπρος 2020: δεσµευτικός στόχος ΑΠΕ στο 13% X ΘΨ + XΗ + XΜ =13% 4

5 Θεσµοθέτηση οµάδας εργασίας από ΡΑΕΚ CER Renewable Energy Sources Working Group Steering Committee: George Shammas, CER Chairman Constantinos Eliopoulos, CER Vice Chairman Kypros Kyprianides, CER Member Working Group Coordinator: Prof. ndreas Poullikkas, merican University of Sharjah Working Group Members: Petros ndreou (EC), nthi Charalambous (Cyprus Energy gency), Charalambos Charalambous (University of Cyprus), Venizelos Efthimiou (Distribution System Operator and Cyprus Scientific and Technical Chamber), ndreas Frixou (CER), George Georgiou (Cyprus Employers and Industrialists Federation and Cyprus ssociation of Renewable Energy Enterprises), Christakis Hadjilaou (Cyprus Transmission System Operator), Ioannis Hadjipaschalis (EC), ndreas Karaolis (Ministry of Finance), George Kourtis (EC), ndreas Lizides (Ministry of Commerce), Theodoulos Mesimeris (Ministry of griculture), lexis Pouros (Planning Bureau), Constantinos Rouvas (EC), ndreas Theophanous (CER), Christos Tsingis (Cyprus Energy Wind ssociation), Constantinos Varnava (Cyprus Transmission System Operator), Theodoros Zachariades (Cyprus University of Technology) 5

ndreas Poullikkas, merican University of Sharjah Working Group Members: Petros ndreou (EC), nthi Charalambous (Cyprus Energy gency), Charalambos Charalambous (University of Cyprus), Venizelos

6 Ιστορικό επικαιροποιήσεων Επικαιροποίηση κάθε 2 χρόνια Εθνικό Σχέδιο Δράσης ΑΠΕ-Η: Ιούνιος 2010 Βέλτιστο σενάριο 16% παραγωγή από ΑΠΕ-Η στη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας (ή 5% στην συνολική κατανάλωση ενέργειας) Εισηγήσεις για περαιτέρω µελέτη όλων των τεχνο-οικονοµικών παραµέτρων Επίσπευση εγκατάστασης ΦΒ συστηµάτων: Σεπ 2011 Μειοδοτικός διαγωνισµός Net-metering 1 η Επικαιροποίηση Εθνικού Σχέδιο Δράσης ΑΠΕ-Η: σε εξέλιξη 6

ενέργειας) Εισηγήσεις για περαιτέρω µελέτη όλων των τεχνο-οικονοµικών παραµέτρων Επίσπευση εγκατάστασης ΦΒ

7 Μεθοδολογία βελτιστοποίησης συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής µε ένταξη ΑΠΕ-Η 7

8 Το πρόβληµα Μεγάλη εισδοχή τεχνολογιών ΑΠΕ-Η Κύριος σκοπός Εκτίµηση της αύξησης (ή του οφέλους) στο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας σε ένα σύστηµα ηλεκτροπαραγωγής 8

9 Ικανότητες µοντέλου* Χρήση αλγόριθµων δέσµευσης των µονάδων ηλεκτροπαραγωγής Ενεργειακό µίγµα Κόστος ή όφελος στο κόστος ηλεκτροπαραγωγής παραγωγής Μέγεθος εγγυηµένων διατηµίσεων Πράσινο τέλος * Poullikkas., Kourtis G., Hadjipaschalis I., 2011, hybrid model for the optimum integration of renewable technologies in power generation systems, Energy Policy. 9

διατηµίσεων Πράσινο τέλος * Poullikkas., Kourtis G., Hadjipaschalis I.

10 Κύριοι παράγοντές που λαµβάνονται υπόψη Κόστος αποφυγής καυσίµου: µε την αύξηση του ποσοστού διείσδυσης ΑΠΕ-H η κατανάλωση καυσίµων µειώνεται Κόστος αποφυγής CO 2 : µε την αύξηση του ποσοστού διείσδυσης ΑΠΕ-H οι εκποµπές CO 2 µειώνονται Λειτουργικό κόστος συµβατικών µονάδων ηλεκτροπαραγωγής: µε την αύξηση του ποσοστού διείσδυσης ΑΠΕ-H το λειτουργικό κόστος του συµβατικού συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής αυξάνεται λόγο των αναγκών εφεδρείας 10

CO 2 µειώνονται Λειτουργικό κόστος συµβατικών µονάδων ηλεκτροπαραγωγής: µε την αύξηση του ποσοστού διείσδυσης

11 Objective function Minimizing total cost or Maximizing profit satisfy constraints Reserve margin Spinning reserve Fuel constraints Environmental constraints Power transmission constraints, etc 11

12 Typical objective function minimize the production cost, c, of each candidate power technology configuration, k minc = min n i= 1 ( ) x i c i x i c i : control variable : cost component of each configuration (or scenario) find optimum values of x i where C takes on a minimum value 12

c i x i c i : control variable : cost component of each configuration

13 Constraints Load demand Unit capacity vailable capacity Spinning reserve P R O I, i r g, min P P ( i) ( i, t ) g, max( i) ( t) o ( i, t ) ( i t ) o ( i, t ) R S I, i r P D P, i = I ( t ) ( i, t ) ( i t ) r q = rs i ( i, t ), if unit i is OFF, if unit i is ON [ 10MSR P P ] r, = min,, ( t) s ( i, t ) ( i t ) s( i t ) i g,max( i) ( i t ) Environmental limitations i t C ei [ P( i, t ) I( i, t )] + Se( i, t ) E max Power flow limitations, etc. P max km P km = f max [ B ϕ ] P ( t ) ( t ) ( t ), km 13

unit i is ON [ 10MSR P P ] r, = min,, ( t) s ( i, t ) ( i t ) s( i t ) i g,max( i) ( i t ) Environmental limitations i t C

14 Typical shape of objective function* Electricity unit cost (USc/kWh) local minimum global minimum B D E C ,000 10, ,000 1,000,000 10,000,000 Scenario * Poullikkas., 2009, decouple optimization method for power technology selection in competitive markets, Energy Sources 14

10,000 100,000 1,000,000 10,000,000 Scenario * Poullikkas.

15 Optimization model (hybrid model implementing IPP and WSP models) * Poullikkas., Kourtis G., Hadjipaschalis I., 2011, hybrid model for the optimum integration of renewable technologies in power generation systems, Energy Policy. 15

, 2011, hybrid model for the optimum integration of

16 Decouple optimization technique* Electricity unit cost (USc/kWh) Nuclear + existing system b Natural gas + existing system c Coal + existing system a Candidate power technology configuration * Poullikkas., 2009, decouple optimization method for power technology selection in competitive markets, Energy Sources h PVs + existing system Wind + Existing system d etc. e g Existing system + Candidate plants: Nuclear Coal Natural gas Wind PVs, etc. 16

17 Decouple optimization technique* Electricity unit cost (USc/kWh) Scenario 1 b Scenario 2 c Scenario 3 a Candidate power technology configuration * Poullikkas., 2009, decouple optimization method for power technology selection in competitive markets, Energy Sources h Scenario 4 Scenario 5 d etc. e g Parametric analysis Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 4 etc. 17

18 Decoupled objective function* ( ) ( ) = = = N j j j N j j OMVj OMFj Fj Cj i k P i k C k C k C k C k c min min Capital ($) Fuel ($) Energy (kwh) Fixed O&M ($) Variable O&M ($) Electricity unit cost ($c/kwh) *Poullikkas., IPP algorithm version 2.1, User manual, Discount rate (%) 18

(kwh) Fixed O&M ($) Variable O&M ($) Electricity unit cost ($c/kwh)

19 Capital cost function* Fuel cost function* nnual capital cost ($) C Cj = q j j ( 1+ m) ( 1+ r) Capacity (MW) j 1 E C SCj Specific capital cost ($/kw) nnual fuel cost ($) Capacity (MW) C Fj = Z 1 Loading factor (%) E LFj F η CV j Specific fuel cost ($/t) Loan interest (%) Efficiency (%) Calorific value (kj/kg) Inflation (%) Fixed O&M cost function* nnual fixed O&M cost ($) C OMFj = Z ( + r) 2 1 Loading factor (%) j 1 E O MF Monthly specific fixed O&M cost ($/kw) Variable O&M cost function* nnual variable O&M cost ($) C OMVj Capacity (MW) = Z ( + r) 3 1 j 1 Loading factor (%) E LF j O MV Variable specific O&M cost ($/kwh) Inflation (%) Inflation (%) * Poullikkas., 2001, technology selection algorithm for independent power producers, The Electricity Journal. 19

= Z ( + r) 2 1 Loading factor (%) j 1 E O MF Monthly specific fixed O&M cost ($/kw) Variable O&M cost function* nnual variable O&M cost ($) C OMVj Capacity (MW) = Z ( + r) 3 1 j 1 Loading

20 Environmental indicator functions SO 2, NO Χ and dust environmental indicator function* Exhaust gases Emission limit value (Nm 3 /kg) specific volume (Nm 3 /kg) Environmental indicator (g/kwh) U Wj = FI j S Wj 1000 G U Fuel consumption indicator (kg/kwh) FI j 360 = η CV CO 2 environmental indicator function* Environmental indicator (g/ kwh) CO j 2 = Fuel carbon content (%) FI j X X o Oxidation factor (%) Fuel consumption indicator (kg/kwh) FI j 360 = η CV * Poullikkas., 2009, decouple optimization method for power technology selection in competitive markets, Energy Sources. 20

indicator function* Environmental indicator (g/ kwh) CO j 2 = 440 12 Fuel carbon content (%) FI j X X o Oxidation factor (%) Fuel consumption

21 CCS cost functions CO 2 capture cost function* CO 2 avoidance cost function* CO 2 capture cost (US$/ tonne CO 2 ) Electricity unit cost of candidate technology with CCS (USc/kWh) CCS capture = c c φ U CO ( k 1) 2 Electricity unit cost of candidate technology without CCS (USc/kWh) CO 2 avoidance cost (US$/ tonne CO 2 ) CCS Electricity unit cost of candidate technology with CCS (USc/kWh) avoidance = U CO 2 ( k 1) c U c ( k 1) CO 2 φ 1 Electricity unit cost of candidate technology without CCS (USc/kWh) CO 2 capture efficiency (%) CO 2 emissions of candidate technology with CCS (g/ kwh) CO 2 emissions of candidate technology without CCS (g/kwh) CO 2 emissions of candidate technology with CCS (g/ kwh) CO 2 capture efficiency (%) * Hadjipaschalis I., Christou C., Poullikkas., 2007, ssessment of future sustainable power technologies with carbon capture and storage, International Journal of Emerging Electric Power Systems. 21

22 Wind functions* Production (kwh) P = Coefficient of performance (%) N j=1 " $ # c p n m Efficiency (%) CSP functions*** n e Efficiency (%) P w % ' & Wind potential (kw)) PV functions** Production (kwh) P = Solar potential (kwh/m 2 ) N j=1 " $ # I j rea (m 2 ) n % ' & Efficiency (%) Production (kwh) P = Solar potential (kwh/m 2 ) N j=1 " $ # I j rea (m 2 ) n a n s Efficiency (%) % ' & * Poullikkas., 2007, Implementation of distributed generation technologies in isolated power systems, Renewable and Sustainable Energy Reviews ** Poullikkas., 2009, Parametric cost-benefit analysis for the installation of photovoltaic parks in the island of Cyprus, Energy Policy *** Poullikkas., 2009, Economic analysis of power generation from parabolic trough solar thermal plants for the Mediterranean region case study for the island of Cyprus, Renewable and Sustainable Energy Reviews 22

23 Set of equations* Candidate technology 1 + existing system = k k c min min Candidate technology 2 + existing system Candidate technology 3 + existing system Candidate technology 4 + existing system Candidate technology k + existing system * Poullikkas., 2009, decouple optimization method for power technology selection in competitive markets, Energy Sources. 23

24 Κύρια αποτελέσµατα - Επίσπευση εγκατάστασης ΦΒ συστηµάτων: Σεπ

25 Κύριος στόχος Να υπολογιστεί η πραγµατική αύξηση (ή όφελος) του κόστους ηλεκτροπαραγωγής µε την διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή έτσι ώστε η Κύπρος να πετύχει τον στόχο ΑΠΕ στο 13% 25

26 Απόφαση της Υπουργικής Επιτροπής υπεύθυνης για θέµατα ΑΠΕ (22 Αυγούστου 2011): Επικαιροποίηση σχεδίου δράσης ΑΠΕ-Η για την επίσπευση της εγκατάστασης των ΦΒ συστηµάτων στο σύστηµα ηλεκτροπαραγωγής 26

27 Σενάρια που εξετάστηκαν (επιπλέον του BU RES-E): Σενάριο PV-1: Νωρίτερη εγκατάσταση ΦΒ συστηµάτων ισχύος 26.95MW (2.5MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 7kW και 24.45MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 150kW) Σενάριο PV-2: Νωρίτερη εγκατάσταση ΦΒ συστηµάτων ισχύος 51.95ΜW (2.5MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 7kW, 24.45MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 150kW και 25MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 5MW) Σενάριο PV-3: Νωρίτερη εγκατάσταση ΦΒ συστηµάτων ισχύος 76.95ΜW (2.5MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 7kW, 24.45MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 150kW και 50MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 10MW) Σενάριο PV-4: Νωρίτερη εγκατάσταση ΦΒ συστηµάτων ισχύος ΜW (2.5MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 7kW, 24.45MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 150kW και 100MW συνολικής ισχύος λιγότερης των 10MW) 27

28 Αναµενόµενη διείσδυση ΑΠΕ-Η για συνεισφορά 16% µέχρι 2020 (Σενάριο BU RES-E) Photovoltaics CSP Parabolic trough with storage (6 hours) Biomass Wind Installed capacity (MW) Year 28

29 Αναµενόµενη διείσδυση ΦΒ για Σενάριο PV Photovoltaics 550 CSP Parabolic trough with storage (6 hours) 500 Biomass 450 Wind Installed capacity (MW) Year 29

30 Αναµενόµενη διείσδυση ΦΒ για Σενάριο PV Photovoltaics CSP Parabolic trough with storage (6 hours) Biomass Wind Installed capacity (MW) Year 30

31 Αναµενόµενη διείσδυση ΦΒ για Σενάριο PV Photovoltaics CSP Parabolic trough with storage (6 hours) Biomass Wind Installed capacity (MW) Year 31

32 Αναµενόµενη διείσδυση ΦΒ για Σενάριο PV Photovoltaics CSP Parabolic trough with storage (6 hours) Biomass Wind Installed capacity (MW) Year 32

33 Κύρια αποτελέσµατα

34 Περιθώριο εφεδρείας σενάριο PV Capacity reserve margin (%) Year 34

35 Κατανάλωση καυσίµου σενάριο PV HFO Natural gas Gasoil Fuel consumption (t) Year 35

36 Energy production (GWh) Ενεργειακό µίγµα σενάριο PV Year CSP with 6h storage Biomass PVs Wind Vasilikos combined cycles Vasilikos gas turbine Moni gas turbines Dhekelia ICE Vasilikos steam plant Dhekelia steam plant 36

37 CO 2 emissions (t) Ετήσιες εκποµπές CO BU RES-E PV PV PV PV Year 37

38 Αύξηση κόστους ηλεκτροπαραγωγής από εµπορία CO2 Electricity unit cost increase due to CO 2 ETS auctioning ( c/kwh) BU RES-E PV-1 PV-2 PV-3 PV Year 38

39 Αναγκαίο εισόδηµα Ταµείου ΑΠΕ PV4 747,837, ,320,308 PV PV3 718,023, ,806,162 PV PV2 691,748, ,848,311 PV PV1 664,938, ,692,795 PV BU RES-E 608,236, ,605,621 BU RES-E ,000, ,000, ,000, ,000,000 1,000,000,000 1,200,000,000 Contribution from EC RES-E purchasing tariff Income from CO2 trading auctioning Required RES-E levy Contributions in RES-E fund (in real prices) ( ) Contribution from EC RES-E purchasing tariff Income from CO2 trading auctioning Required RES-E levy Contributions in RES-E fund (in real prices) ( c/kwh) 39

40 Net-metering* 1,400 Energy demand 1,200 PV generation 3kWp PV installation 1,400 1,200 Energy demand PV generation 7kWp PV installation Monthly energy (kwh) 1, Net metering Monthly energy (kwh) 1, Net metering January February March pril May June July ugust September October November December January February March pril May June July ugust September October November December * Poullikkas., 2013, comparative assessment of net metering and feed-in tariff schemes for residential PV systems, Sustainable Energy Technologies and ssessments 40

41 Μελλοντικές ενέργειες 1η Επικαιροποίηση Εθνικού Σχέδιο Δράσης ΑΠΕ-Η σε εξέλιξη Ένταξη και συµµετοχή των ΑΠΕ-Η στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ü µετάβαση από το σηµερινό σύστηµα εγγυηµένων διατιµήσεων αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας (ανεξάρτητο από την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας) σε ένα µηχανισµό που θα στηρίζεται στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας όπως το Sliding Premium-Price FiT Payments Μειοδοτικός διαγωνισµός και net metering* Εξέταση εγκατάστασης συστήµατος αντλισιοταµίευσης** * Poullikkas., 2013, comparative assessment of net metering and feed-in tariff schemes for residential PV systems, Sustainable Energy Technologies and ssessments ** Poullikkas., 2013, Optimization analysis for pumped energy storage systems in small isolated power systems, Journal of Power Technologies 41

Σχετικά έγγραφα

EU energy policy Strategies for renewable energy sources in Cyprus

EU energy policy Strategies for renewable energy sources in Cyprus Dr. Andreas Poullikkas Electricity Authority of Cyprus 0 Contents Future energy systems Strategies for RES Towards 2020 Post 2020 - Towards