ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ

Transcript

1 ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΕΧΝΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΝΣΩΜΑΤΩΣΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΚΤΥΟ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΚΕΡΑΣΙΔΗΣ ΕΥΑΓΓΕΛΟΣ ΤΣΑΓΚΟΥ ΑΝΝΑ Επιβλέπων : Δημήτριος Λαμπρίδης Καθηγητής Α.Π.Θ. Θεσσαλονίκη, Ιούλιος 2016

2 ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΕΧΝΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΝΣΩΜΑΤΩΣΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΚΤΥΟ Η τριμελής εξεταστική επιτροπή: Θεσσαλονίκη, Ιούλιος 2016

3 (Υπογραφή)... ΚΕΡΑΣΙΔΗΣ ΕΥΑΓΓΕΛΟΣ (Υπογραφή)... ΤΣΑΓΚΟΥ ΑΝΝΑ

4 Περίληψη Στην παρούσα διπλωματική εργασία αναπτύσσεται μια πλήρης τεχνοοικονομική μελέτη επικεντρωμένη στη χρησιμοποίηση Συστημάτων Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας (Energy Storage Systems - ESSs) σε καθορισμένες εφαρμογές του ηλεκτρικού δικτύου με απώτερο σκοπό την παροχή των απαιτούμενων υπηρεσιών δικτύου. Η μελέτη υλοποιήθηκε έχοντας ως κύριο άξονα ένα βασικό μοντέλο μελέτης, το οποίο αποτελεί την διευρυμένη εκδοχή μιας υφιστάμενης εφαρμογής ESS με τεχνολογία ηλεκτρικών συσσωρευτών. Για την εκπόνηση της μελέτης δημιουργήθηκε ένα εργαλείο λογισμικού (με τη χρήση MATLAB) το οποίο δέχεται από το χρήστη το σύνολο των απαραίτητων παραμέτρων, βάσει των οποίων αξιολογείται η εκάστοτε λειτουργία του μοντέλου μελέτης και αναδεικνύεται η αποδοτικότερη εξ αυτών. Τέλος διενεργείται για το αναδειχθέν λειτουργικό σενάριο η απαραίτητη ανάλυση ευαισθησίας ώστε να διαφανούν οι ισχυρότεροι παράγοντες οι οποίοι επηρεάζουν την λειτουργία ενός ESS. Λέξεις Κλειδιά: Σύστημα Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας, τεχνοοικονομική μελέτη, εφαρμογή ηλεκτρικού δικτύου, υπηρεσία ηλεκτρικού δικτύου, ηλεκτρικοί συσσωρευτές, οικονομικά μεγέθη αξιολόγησης, αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού δικτύου, χρονική μετατόπιση τιμής ηλεκτρικής ενέργειας, ρύθμιση συχνότητας i

5 Abstract In this thesis a comprehensive techno-economic analysis is developed focusing on the deployment of Energy Storage Systems (ESSs) in specific grid applications that eventually provide all the necessary grid services. The main axis of the analysis comprises a base case model, which is an expanded version of an existing ESS with battery technology. For the purposes of the analysis an evaluation tool (using MATLAB) was designed, which is implemented with all the needed variables entered by the user and depending on these input data the specific model s operation is evaluated, concluding to the most profitable scenario. Eventually, a sensitivity analysis for the designated scenario is carried out in order to define the most seminal variables for the ESS operation. Keywords: Energy Storage Systems, techno-economic analysis, grid application, grid service, batteries, financial metrics, distribution investment deferral, energy arbitrage, frequency regulation ii

6 ΕΥΧΑΡΙΣΤΙΕΣ Θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τον καθηγητή κ. Δημήτρη Λαμπρίδη για την εμπιστοσύνη που μας έδειξε και την ευκαιρία που μας έδωσε να ασχοληθούμε με ένα τόσο ενδιαφέρον θέμα και τον υποψήφιο διδάκτορα κ. Δημήτρη Δούκα για την άριστη συνεργασία και την καθοδήγησή του σε όλο το χρονικό διάστημα εκπόνησης της παρούσας εργασίας. Επίσης, ευχαριστούμε θερμά τους κ.κ. Αντώνη Μαρινόπουλο και Tomas Tengner εκ μέρους του ABB Corporate Research Center της Σουηδίας, για την τεχνογνωσία και τις πολύτιμες συμβουλές που μας έδωσαν κατά την διάρκεια των γόνιμων συζητήσεών μας. Τέλος, θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τους γονείς, τα αδέρφια και τους φίλους μας για την αγάπη, την μεγάλη υπομονή και την υποστήριξή τους στο δύσκολο ταξίδι μας όλα αυτά τα χρόνια. iii

7 Πίνακας περιεχομένων Κατάλογος Εικόνων... vi Κατάλογος Πινάκων... viii 1. Εισαγωγή Στόχοι έρευνας Υπηρεσίες και εφαρμογές δικτύου Τεχνολογία συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας Υπηρεσίες δικτύου Περιοχές εγκατάστασης και διασύνδεσης με το δίκτυο Τεχνολογίες συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας Κατηγορίες Τεχνολογιών Χαρακτηριστικά Συστημάτων Αποθήκευσης Ενέργειας με Μπαταρίες Εφαρμογές δικτύου Επιλογή εφαρμογής μελέτης Εφαρμογή συστήματος αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας: AEP Chemical Station, North Charleston, West Virginia Μοντέλο μελέτης Καθορισμός και παρουσίαση υπηρεσιών μοντέλου μελέτης Υπηρεσίες διευρυμένου μοντέλου Υπηρεσία 1 Καθυστέρηση Αναβάθμισης Εξοπλισμού σε ένα Σύστημα Διανομής Υπηρεσία 2 Χρονική Μετατόπιση της Τιμής Ηλεκτρικής Ενέργειας Υπηρεσία 3 Ρύθμιση συχνότητας δικτύου Μεγέθη Αξιολόγησης Τεκμηρίωση Οικονομικής Πολιτικής Οικονομική πολιτική Κανόνες αγοράς Προεπισκόπηση αγοράς ενέργειας PJM Προεπισκόπηση ρυθμιστικής αγοράς PJM Μεθοδολογία υπολογισμού συνολικού κόστους και οφελών συστήματος Μεθοδολογία Υπολογισμού Κόστους Μεθοδολογία Υπολογισμού Οφέλους Μεγέθη αξιολόγησης Παρουσίαση διευρυμένου μοντέλου μελέτης Ανάλυση εργαλείου λογισμικού Σενάρια εγκατάστασης BESS Εγκατάσταση μπαταρίας εξ αρχής Τμηματική εγκατάσταση μπαταρίας ανά έτος Τμηματική εγκατάσταση μπαταρίας ανά δύο έτη iv

8 5.2 Λειτουργικό προφίλ μοντέλου μελέτης Μεθοδολογία χρονικής παροχής υπηρεσιών Χρονική σύμπτωση υπηρεσιών αναβολής αναβάθμισης και χρονικής μετατόπισης ενέργειας Παρουσίαση αλγορίθμου Προσομοιώσεις σεναρίων Αποτελέσματα προσομοιώσεων - Σχολιασμός οικονομικής αξιολόγησης Ανάλυση ευαισθησίας Επίλογος Σύνοψη και συμπεράσματα Μελλοντική έρευνα Βιβλιογραφία Παράρτημα A1. Αποτελέσματα οικονομικής ανάλυσης Α2. Επιμέρους κόστη BESS τεχνολογίας Li-ion v

9 Κατάλογος Εικόνων Εικόνα 1-1 Μεθοδολογία αξιολόγησης ESS... 2 Εικόνα 2-1 Κατηγοριοποίηση συνολικού δικτύου [1]... 7 Εικόνα 2-2 Παροχή υπηρεσιών ανάλογα την περιοχή διασύνδεσης τουess με το δίκτυο [12]8 Εικόνα 2-3 Κατηγοριοποίηση των τεχνολογιών των ESS ανάλογα με τη μορφή της αποθηκευόμενης ενέργειας [18] Εικόνα 2-4 Κατηγοριοποίηση των υφιστάμενων τεχνολογιών ανάλογα την περιοχή λειτουργίας τους (ισχύ, ενέργεια, διάρκεια εκφόρτισης) [18] Εικόνα 2-5 Δομή συστήματος BESS [15] Εικόνα 2-6 Εγκατάσταση ESS στην εξεταζόμενη εφαρμογή [22] Εικόνα 2-7 Απεικόνιση του χώρου εγκατάστασης της εξεταζόμενης εφαρμογής [22] Εικόνα 3-1 Καμπύλες ζήτησης φορτίου την ημέρα αιχμής για τα έτη 0 έως 2 [10] Εικόνα 3-2 Αιχμές των καμπυλών φορτίου την ημερά αιχμής για τα έτη 0 έως 2 [10] Εικόνα 3-3 Απαιτήσεις σε ενέργεια και ισχύ ενός ESS [10] Εικόνα 3-4 Κέρδος αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού συναρτήσει της αύξησης του φορτίου [10] Εικόνα 3-5 Ωριαίες αξίες συναλλαγής ενέργειας για την διάρκεια ενός έτους [9] Εικόνα 3-6 Φορτίο ζήτησης δικτύου με και χωρίς την ύπαρξη ρύθμισης συχνότητας [11] Εικόνα 3-7 Λειτουργική σύγκριση συμβατικών μονάδων παραγωγής και BESS [11] Εικόνα 4-1 Παρακολούθηση ρυθμιστικού σήματος ελέγχουreg-a από συμβατικές ρυθμιστικές μονάδες [4] Εικόνα 4-2 Παρακολούθηση ρυθμιστικού σήματος ελέγχουreg-d από δυναμικές ρυθμιστικές μονάδες [4] Εικόνα 4-3 Εύρος ρύθμισης και ανατιθέμενη ρύθμιση ρυθμιστικής μονάδας [26] Εικόνα 4-4 Διαχωρισμός συνολικού κόστους του κύκλου ζωής ενός BESS Εικόνα 4-5 Αναλογία των αποστάσεων μεταβολής των ρυθμιστικών σημάτων REG-A και REG-D [4] Εικόνα 5-1 Ιεραρχική κατηγοριοποίηση παρεχόμενων υπηρεσιών Εικόνα 5-2 Καμπύλες φορτίου ζήτησης κατά τις ημέρες αιχμής Εικόνα 5-3 Βασικό διάγραμμα σύνδεσης BESS Εικόνα 5-4 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο εξ αρχής εγκατάστασης Εικόνα 5-5 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος Εικόνα 5-6 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη Εικόνα 5-7 Λειτουργία χρονικής σύμπτωσης αναβολής αναβάθμισης και χρονικής μετατόπισης ενέργειας Εικόνα 5-8 Λειτουργικό προφίλ μοντέλου μελέτης vi

10 Εικόνα 5-9 Διάγραμμα ροής εργαλείου λογισμικού Εικόνα 5-10 Δημιουργία τυπικών καμπυλών φορτίου Εικόνα 5-11 Σχεδίαση διαστάσεων BESS ανάλογα το επιλεχθέν σενάριο εγκατάστασης Εικόνα 5-12 Υπολογισμός συνολικού κόστους του σχεδιαζόμενου BESS Εικόνα 5-13 Καθορισμός λειτουργικού προφίλ του σχεδιαζόμενου BESS Εικόνα 5-14 Υπολογισμός οφέλους εξαιτίας της αναβολής αναβάθμισης Εικόνα 5-15 Υπολογισμός οφέλους κατά την διάρκεια των ημερών αιχμής Εικόνα 5-16 Υπολογισμός οφέλους για τους κύκλους χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας Εικόνα 5-17 Υπολογισμός οφέλους για τους κύκλους ρύθμισης συχνότητας Εικόνα 5-18 Συνολική οικονομική αξιολόγηση του σχεδιαζόμενου BESS Εικόνα 5-19 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου εξ αρχής εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 5-20 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου εξ αρχής εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 5-21 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 5-22 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 5-23 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 5-24 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη για το λειτουργικό προφίλ Εικόνα 6-1 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους μπαταριών Εικόνα 6-2 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους μπαταριών Εικόνα 6-3 Αναλογία οφέλους /κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους μπαταριών.. 72 Εικόνα 6-4 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους του PCS Εικόνα 6-5 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους του PCS Εικόνα 6-6 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους του PCS Εικόνα 6-7 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού Εικόνα 6-8 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού Εικόνα 6-9 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού. 76 Εικόνα 6-10 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας Εικόνα 6-11 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας Εικόνα 6-12 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας Εικόνα 6-13 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS Εικόνα 6-14 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS Εικόνα 6-15 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS vii

11 Κατάλογος Πινάκων Πίνακας 2-1 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους ISOs/RTOs... 4 Πίνακας 2-2 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τις επιχειρήσεις παροχής ηλεκτρισμού... 5 Πίνακας 2-3 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας... 6 Πίνακας 5-1 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Πίνακας 5-2 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Πίνακας 5-3 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Πίνακας 5-4 Τεχνολογικά Χαρακτηριστικά Μπαταρίας (Li-ion) Πίνακας 5-5 Κόστη Μπαταρίας (LI-ion) Πίνακας 5-6 Κόστος Αναβάθμισης Συστήματος Διανομής Πίνακας 5-7 Οικονομικές Παραδοχές Πίνακας 5-8 Σενάρια εγκατάστασης-λειτουργικά προφίλ Πίνακας 5-9 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ Πίνακας 5-10 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ Πίνακας 5-11 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ Πίνακας 6-1 Σενάριο μελέτης Πίνακας 6-2 Περιγραφή παραμέτρων σεναρίου μελέτης viii

12 1. Εισαγωγή Τα Συστήματα Αποθήκευσης Ενέργειας (Energy Storage Systems - ESSs) αναμένεται να αποτελέσουν τεχνολογία αιχμής, για την ανάπτυξη και την πραγμάτωση των μελλοντικών δικτύων χαμηλής εκπομπής ρύπων [7]. Η οικονομική αποδοτικότητα των ESSs είναι απαραίτητο να αξιολογηθεί καθώς η ικανότητα τους να αποθηκεύουν ενέργεια έχει αλλάξει τα δεδομένα του παραδοσιακού συστήματος ισχύος. Ωστόσο, τα οφέλη που παρέχουν είναι δύσκολο να διευκρινιστούν λόγω της πολυπλοκότητας των διαφόρων εφαρμογών και των χαρακτηριστικών της τεχνολογίας. Συνεπώς, οικονομετρικά μοντέλα που θα βοηθήσουν να κριθεί η αποδοτικότητα των ESSs είναι αναγκαίο να αναπτυχθούν [32]. 1.1 Στόχοι έρευνας Ο στόχος της παρούσας εργασίας είναι η μελέτη των συνθηκών οι οποίες επηρεάζουν την εγκατάσταση και λειτουργία των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και η διευκρίνιση των ιδιαίτερων χαρακτηριστικών τους. Συγκεκριμένα, εξαιτίας του μεγάλου εύρους υπηρεσιών τις οποίες είναι ικανό να παρέχει ένα ESS, της περιοχής εγκατάστασης σε συνδυασμό με τον τρόπο διασύνδεσής του με το δίκτυο, αλλά και της πληθώρας των χρησιμοποιούμενων τεχνολογιών για την υλοποίησή του, η τελική οικονομική αξιολόγηση χαρακτηρίζεται ιδιαίτερα απαιτητική. Επομένως κρίθηκε σκόπιμος ο περιορισμός των δυνατών συνδυασμών των προηγούμενων παραμέτρων μέσω της επιλογής μιας συγκεκριμένης εφαρμογής η οποία θα αποτελέσει και το βασικό σκελετό γύρω από τον οποίο θα δομηθεί ένα πρότυπο μοντέλο ESS. Η επιλογή της εξεταζόμενης εφαρμογής έγινε με γνώμονα την προσφορά αυτής στην συνολική βελτίωση του δικτύου άρα και στην ποιότητα των υπηρεσιών που παρέχονται στους καταναλωτές, παράλληλα με την μεγιστοποίηση της οικονομικής ανταποδοτικότητας προς το μέρος των ιδιοκτητών του ESS. Το πρότυπο μοντέλο μελέτης εξυπηρετεί ένα σύνολο υπηρεσιών, οι οποίες ουσιαστικά αποτελούν μια διευρυμένη λίστα των υπηρεσιών της επιλεγμένης εφαρμογής, τηρώντας παράλληλα τους κανονισμούς που θεσπίζει η αγορά ενέργειας (energy market) στην οποία αυτό συμμετέχει. Αντίστοιχα τα κέρδη τα οποία αποκομίζει το ESS από το σύνολο των 1

13 παρεχόμενων υπηρεσιών είναι άμεσα εξαρτώμενα από το τρόπο αποτίμησης της εκάστοτε υπηρεσίας, σύμφωνα πάντα με το ρυθμιστικό πλαίσιο της εκάστοτε αγοράς. Επομένως τα αποτελέσματα τα οποία εξάγονται από την συγκεκριμένη έρευνα αποτυπώνουν την λειτουργία ενός ESS μέσα από την συμμετοχή του στο γενικότερο πλαίσιο του δικτύου και όχι ως ανεξάρτητη παραγωγική μονάδα. Ο συγκερασμός των παραγόντων που καθορίζουν ένα ESS με τα ιδιαίτερα χαρακτηριστικά της αγοράς στην οποία αυτό συμμετέχει παριστάνεται στην Εικόνα 1-1. Εικόνα 1-1 Μεθοδολογία αξιολόγησης ESS 2

14 2 Υπηρεσίες και εφαρμογές δικτύου Τεχνολογία συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας Στο παρόν κεφάλαιο πραγματοποιείται μια πρώτη επαφή του αναγνώστη με την έννοια των υπηρεσιών οι οποίες προσφέρονται στο ηλεκτρικό δίκτυο, ενώ στην συνέχεια παρουσιάζεται μια πλήρης αναφορά στις υπάρχουσες τεχνολογίες σύμφωνα με τις οποίες υλοποιούνται τα ESSs. Τέλος πραγματοποιείται η περιγραφή της εφαρμογής η οποία επιλέχθηκε ως βάση για το εξεταζόμενο μοντέλο της συγκεκριμένης μελέτης. 2.1 Υπηρεσίες δικτύου Πολλές μελέτες έχουν εκπονηθεί πάνω στα διάφορα οφέλη και τις υπηρεσίες που μπορεί να παρέχει ένα σύστημα αποθήκευσης ενέργειας στο ηλεκτρικό δίκτυο. Ωστόσο, το σύνολο αυτών, οι ορισμοί και η κατηγοριοποίησή τους διαφέρουν σημαντικά στο εύρος της αναφερόμενης βιβλιογραφίας. Μια λίστα δεκατριών καίριων υπηρεσιών δικτύου διαιρεμένη με βάση τις ενδιαφερόμενες ομάδες οι οποίες δέχονται το μεγαλύτερο μερίδιο του κέρδους από την παροχή κάθε υπηρεσίας παρατίθεται στους πίνακες που ακολουθούν. Οι ενδιαφερόμενες ομάδες χωρίζονται στις εξής κατηγορίες [12]: Οι ανεξάρτητοι διαχειριστές του συστήματος (Independent System Operators - ISOs) και οι τοπικοί οργανισμοί μεταφοράς (Regional Transmission Operators - RTOs). Οι επιχειρήσεις ηλεκτρισμού. Οι καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας. 3

15 Πίνακας 2-1 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους ISOs/RTOs ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ISO/RTO Χρονική Μετατόπιση της Τιμής Ενέργειας (Energy Arbitrage) Ρύθμιση Συχνότητας (Frequency Regulation) Στρεφόμενη και Μη Στρεφόμενη (Spin/Non-Spin Reserves) Στήριξη Τάσης (Voltage Support) Επανεκκίνηση από ολική διακοπή (Black Start) Η χονδρική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ενόσω οι τοπικές οριακές τιμές (LMPs) της ενέργειας είναι χαμηλές (συνήθως κατά τις νυχτερινές ώρες) και η πώλησή της πίσω στην χονδρική αγορά ηλεκτρισμού όταν οι τιμές αυτές (LMPs) είναι οι υψηλότερες. Η υπηρεσία παρακολούθησης φορτίου (load following), η οποία διαχειρίζεται τη διαφορά ανάμεσα στην ημερήσια προγραμματισμένη έξοδο της γεννήτριας, την πραγματική έξοδο της γεννήτριας, και την πραγματική ζήτηση, μπορεί να αντιμετωπιστεί ως υποσύνολο της μετατόπισης ενέργειας. Η ρύθμιση συχνότητας περιλαμβάνει την άμεση και αυτόματη ανταπόκριση σε ισχύ στις αλλαγές της συχνότητας του συστήματος σε τοπικό επίπεδο, είτε από το ίδιο το σύστημα είτε από στοιχεία αυτού. Η ρύθμιση απαιτείται για να εξασφαλιστεί ότι η παραγωγή σε όλο το σύστημα ισοσκελίζεται απόλυτα με το φορτίο σε λεπτό-προς-λεπτό βάση για να αποφευχθούν αιχμές ή κοιλίες της συχνότητας σε επίπεδο συστήματος, οι οποίες προκαλούν αστάθεια στο δίκτυο. Η στρεφόμενη εφεδρεία είναι η ποσότητα της παραγωγής που είναι διαθέσιμη και ικανή να εξυπηρετήσει το φορτίο άμεσα σε ανταπόκριση ενός μη αναμενόμενου φαινομένου, όπως μια απρόοπτη διακοπή της γεννήτριας. Η μη στρεφόμενη εφεδρεία είναι η ποσότητα της παραγωγής που μπορεί να ανταποκριθεί σε απροσδόκητα φαινόμενα μέσα σε μικρό χρονικό διάστημα, συνήθως μικρότερο από δέκα λεπτά, αλλά δεν είναι ακαριαία διαθέσιμη. Η ρύθμιση της τάσης εξασφαλίζει την αξιόπιστη και συνεχή ροή της ηλεκτρικής ενέργειας κατά μήκος του ηλεκτρικού δικτύου. Στο σύστημα μεταφοράς και διανομής η τάση πρέπει να διατηρείται ανάμεσα σε κάποια αποδεκτά όρια για να εξασφαλιστεί ότι η παραγωγή πραγματικής και άεργου ισχύος ακολουθεί τη ζήτηση. Σε περίπτωση κάποιας διακοπής στο δίκτυο, οι υποδομές παραγωγής για επανεκκίνηση από ολική διακοπή ενεργοποιούνται για να καλύψουν τη λειτουργία μεγαλύτερων σταθμών παραγωγής έτσι ώστε να επαναφέρουν το περιφερειακό δίκτυο ξανά σε σύνδεση. Σε ορισμένες περιπτώσεις, οι μεγάλοι σταθμοί παραγωγής έχουν αυτονομία στην επανεκκίνηση από ολική διακοπή. 4

16 Πίνακας 2-2 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τις επιχειρήσεις παροχής ηλεκτρισμού ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ΕΠΙΧΕΙΡΗΣΕΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ Επάρκεια Παραγωγικών Μονάδων (Resource Adequacy) Αναβολή Αναβάθμισης στη Διανομή (Distribution Deferral) Διαχείριση Συμφόρησης στη Μεταφορά (Transmission Congestion Relief) Αναβολή Αναβάθμισης στη Μεταφορά (Transmission Deferral) Αντί να γίνουν επενδύσεις σε νέους αεριοστρόβιλους καύσης φυσικού αερίου για να καλυφθούν οι απαιτήσεις παραγωγής κατά τη διάρκεια ωρών υψηλής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, οι διαχειριστές του συστήματος και οι επιχειρήσεις ηλεκτρισμού μπορούν να πληρώσουν για άλλες μονάδες παραγωγής, συμπεριλαμβανομένης της αποθήκευσης ενέργειας, για να αναβάλλουν ή να μειώσουν σταδιακά την ανάγκη για νέα παραγωγική δυναμικότητα και να ελαχιστοποιήσουν το ρίσκο της μεγάλης επένδυσης σε εκείνη την περιοχή. Η αναβολή, η μείωση του μεγέθους ή η εξ ολοκλήρου αποφυγή των επενδύσεων των επιχειρήσεων ηλεκτρισμού σε αναβαθμίσεις του συστήματος διανομής οι οποίες είναι απαραίτητες για να καλυφθεί η προβλεπόμενη αύξηση του φορτίου σε συγκεκριμένες περιοχές του δικτύου. Οι ανεξάρτητοι διαχειριστές του συστήματος (ISOs) χρεώνουν τις επιχειρήσεις ηλεκτρισμού για τη χρήση φορτισμένων γραμμών μεταφοράς στην διάρκεια συγκεκριμένων ωρών της ημέρας. Μονάδες παραγωγής όπως τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας μπορούν να τοποθετηθούν πλησιέστερα προς τις φορτισμένες γραμμές μεταφοράς για να εκφορτίζουν κατά τη διάρκεια περιόδων συμφόρησης και να ελαχιστοποιούν τη γενική συμφόρηση στο σύστημα μεταφοράς. Η αναβολή, η μείωση του μεγέθους ή η εξ ολοκλήρου αποφυγή των επενδύσεων των επιχειρήσεων ηλεκτρισμού σε αναβαθμίσεις του συστήματος μεταφοράς οι οποίες είναι απαραίτητες για να καλυφθεί η προβλεπόμενη αύξηση του φορτίου σε συγκεκριμένες περιοχές του δικτύου. 5

17 Πίνακας 2-3 Υπηρεσίες σχετιζόμενες με τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας ΟΝΟΜΑ ΥΠΗΡΕΣΙΑΣ ΟΡΙΣΜΟΣ ΥΠΗΡΕΣΙΕΣ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ Διαχείριση του Λογαριασμού την Ώρα της Χρήσης (Time-of-Use Bill Management) Αύξηση Ιδιοκατανάλωσης Φωτοβολταϊκών (Increased PV Self- Consumption) Μείωση Προστίμων Υψηλής Ζήτησης (Demand Charge Reduction) Εφεδρικός Ενεργειακός Εφοδιασμός (BackupPower) Με την ελαχιστοποίηση της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας κατά τη διάρκεια ωρών υψηλής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, δηλαδή όταν οι τιμές ώρας χρήσης (TOU) είναι οι υψηλότερες, και την μετακίνησή της σε περιόδους με χαμηλότερες τιμές, οι καταναλωτές που βρίσκονται πριν από τον μετρητή μπορούν να χρησιμοποιήσουν συστήματα αποθήκευσης ενέργειας για να μειώσουν τον λογαριασμό τους. Με την μείωση της εξαγωγής της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από φωτοβολταϊκά συστήματα (PV) πίσω από τον μετρητή μεγιστοποιείται το οικονομικό κέρδος των ηλιακών PV σε περιοχές με δομές συντελεστών που είναι δυσμενείς για διανεμημένα PV. Επειδή ένα πιο ομαλό και λιγότερο αιχμηρό προφίλ φορτίου είναι λιγότερο ζημιογόνο να ταυτιστεί με την έξοδο των κεντρικών μονάδων παραγωγής, υπάρχουν πρόστιμα για να ενθαρρύνουν τους τελικούς καταναλωτές να εξομαλύνουν το προφίλ φορτίου του μετρητή τους. Για να μειωθούν ή να αποφευχθούν τα πρόστιμα υψηλής ζήτησης, τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας φορτίζονται χρησιμοποιώντας πιθανόν φθηνή ενέργεια και εκφορτίζονται κατά τις περιόδους εμφάνισης υψηλών προστίμων ζήτησης. Σε περίπτωση αποτυχίας του δικτύου, η αποθήκευση ενέργειας σε συνδυασμό με μια κοντινή γεννήτρια μπορούν να παρέχουν εφεδρική ισχύ σε πολλά επίπεδα, με εύρος το οποίο κυμαίνεται από τη διατήρηση της ποιότητας ισχύος με ακρίβεια δευτερολέπτου για βιομηχανικές λειτουργίες, μέχρι ημερήσια εφεδρεία για οικιακούς καταναλωτές. 2.2 Περιοχές εγκατάστασης και διασύνδεσης με το δίκτυο Το εύρος της αξίας που ένα σύστημα αποθήκευσης ενέργειας και άλλες διανεμημένες πηγές ενέργειας μπορούν να προσφέρουν σε όλες τις ενδιαφερόμενες ομάδες εμφανίζει έντονη μεταβολή ανάλογα με την τοποθεσία του στο δίκτυο καθώς και μιας πληθώρας άλλων μεταβλητών [12]. Μία αρκετά παραστατική προσέγγιση είναι η διαίρεση του δικτύου σε τρία γενικά επίπεδα όπως παρουσιάζεται στην Εικόνα

18 Εικόνα 2-1 Κατηγοριοποίηση συνολικού δικτύου [1] Επίπεδο μεταφοράς (Transmission level): Είναι το τμήμα του δικτύου πλησιέστερα προς την παραγωγή ενέργειας (electrically upstream) στο οποίο μπορεί να τοποθετηθεί ένα ESS. Χαρακτηρίζεται από υψηλές τάσεις (εύρους kV) και περιλαμβάνει μεγάλους κεντρικούς σταθμούς παραγωγής, γραμμές μεταφοράς, υποσταθμούς μεταφοράς ή καταναλωτές συνδεδεμένους στην μεταφορά. Επίπεδο διανομής (Distribution level): Μια «ενδιάμεση» περιοχή που μπορεί να εγκατασταθεί ένα ESS, το επίπεδο διανομής του δικτύου, περιλαμβάνει γραμμές διανομής μέσης τάσης, υποσταθμούς διανομής και εμπορικούς/βιομηχανικούς καταναλωτές συνδεδεμένους απευθείας στο επίπεδο διανομής μέσω υποσταθμών καταναλωτών, σε τάσεις εύρους 4 έως 69kV. Πίσω από τον μετρητή (Behind the meter, Commercial/Industrial and Residential customers) : Είναι το τμήμα του δικτύου πλησιέστερα προς την κατανάλωση της ηλεκτρικής ενέργειας (electrically down stream) στο οποίο μπορεί να τοποθετηθεί ένα ESS και περιλαμβάνει οποιοδήποτε σύστημα αποθήκευσης στην πλευρά του καταναλωτή ή δίπλα σε οικιακά, εμπορικά ή βιομηχανικά κτίρια. Αυτό το επίπεδο περιλαμβάνει επίσης γενικότερες κατηγορίες σχετιζόμενες με την κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας όπως τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα. 7

19 Με βάση την προηγούμενη διαίρεση του δικτύου σε επιμέρους περιοχές και σε συνδυασμό με την παρουσίαση των πινάκων υπηρεσιών ανάλογα με τις ενδιαφερόμενες ομάδες (Πίνακες ), στην Εικόνα 2-2 συνοψίζεται η σχέση μεταξύ της παροχής υπηρεσιών δικτύου εκ μέρους ενός ESS και της περιοχής διασύνδεσης αυτού. Εικόνα 2-2 Παροχή υπηρεσιών ανάλογα την περιοχή διασύνδεσης τουess με το δίκτυο [12] 2.3 Τεχνολογίες συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας Το ηλεκτρικό δίκτυο αντιμετωπίζει μεγάλες προκλήσεις στην μεταφορά και τη διανομή, διότι οφείλει να καλύψει ανά πάσα στιγμή το φορτίο ζήτησης, το οποίο από την πλευρά του παρουσιάζει απρόβλεπτες ημερήσιες και εποχιακές μεταβολές. Η τεχνολογία των ηλεκτρικών συσσωρευτών ή πιο απλά μπαταριών υιοθετείται ευρέως στην υλοποίηση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (Batteries Energy Storage Systems BESSs), καθώς είναι αναγνωρισμένη ως ιδιαίτερα συμβατή για την κάλυψη των προαναφερθέντων αναγκών. 8

20 Προτού ωστόσο αναλυθούν τα BESSs, αξίζει να παρουσιασθεί μια ανασκόπηση των διαθέσιμων αυτήν την στιγμή αλλά και των ολοένα αναπτυσσόμενων τεχνολογιών αποθήκευσης ενέργειας που αναμένεται να είναι διαθέσιμες μέσα στα επόμενα χρόνια Κατηγορίες Τεχνολογιών Υπάρχουν πολλές προτεινόμενες μέθοδοι κατηγοριοποίησης των διαφόρων τεχνολογιών υλοποίησης ενός ESS όπως σε σχέση με την λειτουργία τους, τους χρόνους απόκρισης και τις κατάλληλες χρονικές διάρκειες αποθήκευσης. Μία από τις πιο ευρέως χρησιμοποιούμενες μεθόδους βασίζεται στην μορφή της ενέργειας που αποθηκεύεται στο σύστημα [18], όπως φαίνεται στην Εικόνα 2-3: Μηχανική ενέργεια (υδροηλεκτρική ενέργεια, αποθηκευόμενη ενέργεια με μορφή πεπιεσμένου αέρα, τεχνολογία Flywheel). Ηλεκτροχημική ενέργεια (συμβατικές επαναφορτιζόμενες μπαταρίες και μπαταρίες ροής). Ηλεκτρική ενέργεια (πυκνωτές, υπερπυκνωτές, τεχνολογία superconducting magnetic - SMEs). Θερμοχημική ενέργεια (κυψέλες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας). Χημική ενέργεια (αποθήκευση υδρογόνου με κυψέλες καυσίμου). Θερμική ενέργεια (αποθήκευση αισθητής/λανθάνουσας θερμότητας). Αξιολόγηση των τεχνολογιών υλοποίησης ESS Έχει αναγνωριστεί ότι δεν υπάρχει μία μοναδική τεχνολογία ESS που μπορεί να καλύψει όλες τις απαιτήσεις για όλες τις εφαρμογές του δικτύου. Κάθε μία από αυτές παρουσιάζει διαφορετικά χαρακτηριστικά και απόδοση. Στην Εικόνα 2-4 παρουσιάζονται οι περιοχές συμβατότητας των υφιστάμενων τεχνολογιών συναρτήσει της ονομαστικής ισχύος και της ονομαστικής χωρητικότητας ενέργειας οι οποίες απαιτούνται από ένα ESS. Η διάρκεια εκφόρτισης υπό ονομαστική ισχύ εμφανίζεται επίσης για ένα εύρος από δευτερόλεπτα έως μήνες. 9

21 Εικόνα 2-3 Κατηγοριοποίηση των τεχνολογιών των ESS ανάλογα με τη μορφή της αποθηκευόμενης ενέργειας [18] Εικόνα 2-4 Κατηγοριοποίηση των υφιστάμενων τεχνολογιών ανάλογα την περιοχή λειτουργίας τους (ισχύ, ενέργεια, διάρκεια εκφόρτισης) [18] Χαρακτηριστικά Συστημάτων Αποθήκευσης Ενέργειας με Μπαταρίες Η παρούσα μελέτη επικεντρώνεται σε εφαρμογές συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με μπαταρίες (BESSs), επομένως εφεξής με την χρήση της έννοιας σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας υπονοείται η χρήση της τεχνολογίας μπαταριών. Γενικά, 10

22 τα BESSs απαρτίζονται από δύο βασικά τμήματα [31]: το σύστημα μετατροπής ισχύος (Power Conversion System - PCS) και το τμήμα αποθήκευσης ενέργειας (Storage Section). Το σύστημα μετατροπής ισχύος χρησιμοποιείται για την προσαρμογή της τάσης, του ρεύματος και άλλων χαρακτηριστικών ισχύος του συστήματος αποθήκευσης βασισμένων στις απαιτήσεις φορτίου. Το PCS μπορεί να αποτελείται από δύο ξεχωριστά τμήματα για την διαδικασία φόρτισης και εκφόρτισης, το καθένα με διαφορετικά χαρακτηριστικά. Το τμήμα αποθήκευσης ενέργειας αποτελεί τον άλλο τομέα του BESS και είναι σχεδιασμένο να περιέχει την συσκευή αποθήκευσης του συστήματος, δηλαδή τα διαφορετικά είδη μπαταριών (Lithium ion, Lead-acid, NaS). Στην Εικόνα 2-5 αναπαρίστανται τα επιμέρους τμήματα ενός BESS. Εικόνα 2-5 Δομή συστήματος BESS [15] Χαρακτηριστικές παράμετροι BESS Παρόλο που υπάρχουν πολλές παράμετροι οι οποίες αφορούν τη λειτουργία των BESSs, οι πιο σημαντικές εξ αυτών κρίνεται σκόπιμο να ορισθούν σε αυτή την ενότητα καθώς είναι αυτές που χρησιμοποιούνται ευρέως στην συνέχεια της μελέτης [32]: Η ονομαστική ισχύς φόρτισης και εκφόρτισης του BESS, Η μέγιστη χωρητικότητα ενέργειας του BESS, Η μέγιστη διάρκεια εκφόρτισης του BESS, Η αποδοτικότητα ροής ενέργειας του BESS, Το βάθος εκφόρτισης του BESS, Η διάρκεια ζωής του BESS, μετρημένη σε κύκλους, 11

23 Η ονομαστική ισχύς είναι η μέγιστη ισχύς του συστήματος κάτω από κανονικές συνθήκες λειτουργίας, δηλαδή για συνθήκες που δεν προκαλείται καταπόνηση αυτού. Η μέγιστη χωρητικότητα ενέργειας έχει την εξής έκφραση: = (1) Η αποδοτικότητα ροής ενέργειας αντικατοπτρίζει την ποσότητα της ενέργειας που εξέρχεται από το σύστημα αποθήκευσης σε σχέση με την ποσότητα εκείνης που εισέρχεται [11] και δίνεται από την ακόλουθη σχέση: όπου = (2) = η ενέργεια που παρέχεται στο BESS κατά το χρόνο φόρτισης (φορά ροής ενέγειας από το δίκτυο προς το BESS). = η ενέργεια που παραδίδεται στο δίκτυο κατά τη διάρκεια της εκφόρτισης (φορά ροής ενέργειας από το BESS προς το δίκτυο). Το βάθος εκφόρτισης DOD είναι το ποσοστό της χωρητικότητας της μπαταρίας που έχει εκφορτιστεί ως προς την μέγιστη διαθέσιμη χωρητικότητα. Μια εκφόρτιση η οποία ξεπερνάει το 80% της συνολικής χωρητικότητας (DOD>80%) αναφέρεται ως μία βαθιά εκφόρτιση [20], έχοντας ως αποτέλεσμα την μείωση της συνολικής διάρκειας αξιοποίησης της μπαταρίας. Οι κύκλοι ζωής καθορίζονται ως ο αριθμός των κύκλων εκφόρτισης και φόρτισης που μπορεί να εκτελέσει ένα ESS (ένας πλήρης κύκλος ορίζεται ως μια πλήρης εκφόρτιση ακολουθούμενη από αντίστοιχη φόρτιση), μέχρι την χρονική στιγμή κατά την οποία αποτυγχάνει να καλύψει συγκεκριμένα κριτήρια απόδοσης, οδηγώντας τελικά στην αντικατάσταση του ESS. Η πραγματική ζωή λειτουργίας μιας μπαταρίας εξαρτάται από το βάθος των κύκλων και από άλλες συνθήκες όπως η θερμοκρασία και η υγρασία [20], καθώς όσο αυξάνεται το βάθος εκφόρτισης παρατηρείται μείωση των κύκλων ζωής της. Ολοκληρώνοντας, ένα από τα πλεονεκτήματα της τεχνολογίας μπαταριών είναι η σχετικά εύκολη αντικατάσταση του ηλεκτρολύτη, ενός από τα σημαντικότερα λειτουργικά τμήματα μιας μπαταρίας, όταν ο τελευταίος έχει υποβαθμιστεί αισθητά. 12

24 2.4 Εφαρμογές δικτύου Επιλογή εφαρμογής μελέτης Συνδυάζοντας τα στοιχεία που παρατέθηκαν στις προηγούμενες ενότητες του συγκεκριμένου κεφαλαίου καταλήγουμε στον ορισμό της έννοιας της εφαρμογής δικτύου ως το σύνολο των παρεχόμενων υπηρεσιών εκ μέρους ενός ESS συναρτήσει της περιοχής εγκατάστασης καθώς και της διασύνδεσής του με το αντίστοιχο τμήμα του δικτύου, συμπεριλαμβανομένων των τεχνολογικών χαρακτηριστικών αυτού. Το βασικό μοντέλο μελέτης το οποίο αναπτύχθηκε στην συγκεκριμένη εργασία και χρησιμοποιήθηκε για την μετέπειτα οικονομική αξιολόγηση, για λόγους εγκυρότητας και εναρμόνισης με τις υπάρχουσες εφαρμογές βασίστηκε σε τεχνικά χαρακτηριστικά και δεδομένα υφιστάμενων BESSs. Συγκεκριμένα επιλέχθηκε ως πρότυπο η εφαρμογή BESS με την ονομασία AEP Chemical Station, North Charleston, West Virginia εξαιτίας της σημαντικής συμβολής της στην αναβάθμιση του τοπικού δικτύου καθώς και της πληθώρας διαθέσιμων στοιχείων προς αξιοποίηση Εφαρμογή συστήματος αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας: AEP Chemical Station, North Charleston, West Virginia Η εξεταζόμενη εφαρμογή εντοπίζεται γεωγραφικά στην περιοχή της πρωτεύουσας Charleston της πολιτείας West Virginia των Ηνωμένων Πολιτειών Αμερικής. Κατά την διάρκεια του έτους 2005 και συγκεκριμένα την θερινή περίοδο (Ιούνιος Αύγουστος) η οποία αποτελούσε και την περίοδο ζήτησης φορτίου αιχμής, ο εξοπλισμός δικτύου ο οποίος ήταν τοποθετημένος στον υποσταθμό Chemical Station αντιμετώπισε σημαντικά προβλήματα συμφόρησης με ορατό τον κίνδυνο υπέρβασης των ορίων ασφαλείας του. Εξαιτίας αυτού του κινδύνου καθώς και των δυνατοτήτων εγκατάστασης (διαθέσιμος χώρος επέκτασης του υποσταθμού), επίβλεψης και ομαλής λειτουργίας μιας ενδεχόμενης επένδυσης, αποφασίστηκε εκ μέρους της αναδόχου εταιρίας American Electric Power η εγκατάσταση ενός συστήματος αποθήκευσης ενέργειας με μπαταρίες Θειούχου Νατρίου (Sodium Sulfur NaS) [21]. 13

25 Εικόνα 2-6 Εγκατάσταση ESS στην εξεταζόμενη εφαρμογή [22] Εικόνα 2-7 Απεικόνιση του χώρου εγκατάστασης της εξεταζόμενης εφαρμογής [22] Το συγκεκριμένο σύστημα σχεδιάστηκε με σκοπό την κάλυψη του φορτίου αιχμής της περιοχής ως κύρια προσφερόμενη υπηρεσία (Peak Shaving), μέσω της οποίας εκπληρώθηκε η προβλεπόμενη αναβολή αναβάθμισης του υφιστάμενου εξοπλισμού (Distribution investment deferral). Παράλληλα με τον προαναφερθέντα κύριο σκοπό του συστήματος, προστέθηκε στις παρεχόμενες ηλεκτρικές υπηρεσίες η χρονική μετατόπιση της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας (Energy Arbitrage), συμβάλλοντας καθοριστικά στην οικονομική βιωσιμότητα της επένδυσης. Τα οφέλη τα οποία προέκυψαν από την συγκεκριμένη εφαρμογή ήταν πολλαπλά, τα σημαντικότερα εκ των οποίων ήταν τα εξής: 14

26 Αναβλήθηκε αναβάθμιση του δικτύου συνολικού ύψους $2,400,000. Η εγκατάσταση του ESS ολοκληρώθηκε σε χρονική διάρκεια εννέα μηνών, γεγονός ιδιαίτερα σημαντικό εξαιτίας του περιορισμένου χρόνου ο οποίος ήταν διαθέσιμος για την αποσυμφόρηση του δικτύου. Το φορτίο αιχμής, διάρκειας 8.5 ωρών ανά ημέρα αιχμής, καλύφθηκε εξ ολοκλήρου από το ESS διατηρώντας τον εξοπλισμό εντός των προδιαγραφόμενων θερμικών ορίων, ενώ η θερμοκρασία λειτουργίας του υφιστάμενου μετασχηματιστή ελαττώθηκε σημαντικά. Ο συντελεστής φόρτισης (load factor) της γραμμής τροφοδοσίας (feeder) στην οποία συνδέθηκε το ESS βελτιώθηκε από 0.75 σε Τα οικονομικά οφέλη από την συμμετοχή του ESS στην αγορά ενέργειας στην οποία υπάγεται (PJM), ανέρχονταν τους τρείς πρώτους μήνες λειτουργίας σε $24,

27 3 Μοντέλο μελέτης 3.1 Καθορισμός και παρουσίαση υπηρεσιών μοντέλου μελέτης Από την περιγραφή της προηγούμενης εφαρμογής γίνεται προφανής η σκοπιμότητα δημιουργίας και μελέτης παρεμφερών ESS. Στα πλαίσια της βαθύτερης κατανόησης του εξεταζόμενου μοντέλου, με βάση την υφιστάμενη εφαρμογή πραγματοποιήθηκαν οι εξής επεκτάσεις: Ο αριθμός των παρεχόμενων υπηρεσιών προς το δίκτυο διευρύνθηκε με την προσθήκη της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας, με απώτερο σκοπό την βέλτιστη οικονομική απόδοση του μοντέλου. Καταστρώθηκαν τρία επενδυτικά σενάρια (investment scenarios) εξαρτώμενα από την χρονική τοποθέτηση του απαιτούμενου ESS. Δημιουργήθηκε το αναλυτικό προφίλ λειτουργίας (operation profile) του ESS, το οποίο ελέγχεται εξωτερικά ανάλογα με τον τρόπο παροχής των διαθέσιμων υπηρεσιών. Επιλέχθηκε η χρήση μπαταριών ιόντων Λιθίου (Lithium-Ion), καθώς σύμφωνα με τη βιβλιογραφία είναι μια πολλά υποσχόμενη τεχνολογία και κρίθηκε πιο συμβατή με τις υπό μελέτη υπηρεσίες [15]. 3.2 Υπηρεσίες διευρυμένου μοντέλου Στην συγκεκριμένη ενότητα γίνεται μια διεξοδική περιγραφή των τεχνικών χαρακτηριστικών τα οποία απαιτούνται από ένα ESS για την υποστήριξη των τριών βασικών υπηρεσιών του διευρυμένου μοντέλου, καθώς και η διαδικασία της οικονομικής τους αξιολόγησης Υπηρεσία 1 Καθυστέρηση Αναβάθμισης Εξοπλισμού σε ένα Σύστημα Διανομής Προεπισκόπηση Η καθυστέρηση αναβάθμισης εξοπλισμού σε ένα σύστημα διανομής περιλαμβάνει την αναβολή, σε ορισμένες περιπτώσεις την εξ ολοκλήρου αποφυγή, των επενδύσεων σε αναβαθμίσεις του συστήματος διανομής, με τη χρήση σχετικά μικρής ποσότητας συστήματος 16

28 αποθήκευσης ενέργειας [9]. Με τον τρόπο αυτό μειώνεται το συνολικό κόστος για τους φορολογούμενους, βελτιώνεται η χρήση είτε του δημοσίου είτε ιδιωτικού κεφαλαίου (ηλεκτρολογικού εξοπλισμού), επιτρέπεται η χρήση του κεφαλαίου για άλλες λειτουργίες και μειώνεται το οικονομικό ρίσκο που σχετίζεται με τις μεγάλες επενδύσεις [11]. Κριτήρια επιλογής Συνήθως οι συνθήκες κάτω από τις οποίες είναι απαραίτητη η παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας περιλαμβάνει κόμβους και περιοχές μέσα στο σύστημα διανομής (κρίσιμα σημεία), όπου η αιχμή ζήτησης υπερβαίνει ή θα υπερβεί σύντομα το όριο αντοχής του εξοπλισμού. Τις περισσότερες φορές τα υψηλότερα φορτία εμφανίζονται στους κόμβους διανομής μόνο για μερικές ημέρες ή ακόμη και ώρες τον χρόνο. Μερικά από τα κριτήρια που υποδεικνύουν εάν ένα κρίσιμο σημείο είναι κατάλληλο για την υπηρεσία καθυστέρησης αναβάθμισης εξοπλισμού είναι τα ακόλουθα [10]: Αργή αύξηση της αιχμής ζήτησης. Υψηλό κόστος αναβάθμισης της διανομής. Μεγάλος λόγος υψηλής προς μέσης ζήτησης, δηλαδή για περιοχές που παρουσιάζουν «αιχμηρό» προφίλ φορτίου. Το μέγιστο της ζήτησης αναμένεται να ξεπεράσει το όριο αντοχής του συστήματος διανομής κατά ένα αξιόλογο ποσό. Ο υπάρχων εξοπλισμός διανομής, όπως οι μετασχηματιστές και τα υπόγεια καλώδια ισχύος, βρίσκονται στο τέλος της διάρκειας ζωής τους και επιδέχονται επέκταση της. Η ίδια πηγή ενέργειας (ESS) παρέχει επιπρόσθετα οφέλη, όπως η βελτίωση της ποιότητας ή της αξιοπιστίας της τοπικής ισχύος, που συγκεντρωμένα οδηγούν σε μία οικονομικά ελκυστική πρόταση. Αβεβαιότητα για την χρονική στιγμή ή και την πιθανότητα σύνδεσης επιπλέον φορτίων. Νομοθετικές ρυθμίσεις περιορισμού εκπομπής ρύπων, θορύβου, χρήσης αποθεμάτων καυσίμου ή άλλων προκλήσεων σχετικών με την ασφάλεια, που απαγορεύουν τη χρήση διανεμημένης παραγωγής. Η διαφορά τιμής είναι μεγάλη μεταξύ των χρονικών περιόδων που το ESS φορτίζεται και εκφορτίζεται. 17

29 Τεχνική Μελέτη Για να διατηρηθεί η φόρτιση των υποδομών διανομής κάτω από ένα καθορισμένο μέγιστο, δεδομένης της ετήσιας αύξησης του φορτίου, το ESS θα πρέπει να έχει τέτοιο μέγεθος ισχύος και ενέργειας ώστε να εξυπηρετεί επαρκώς το αναμενόμενο φορτίο για όση διάρκεια απαιτείται. «Ισχύς εξόδου/διάρκεια εκφόρτισης» Μία ασφαλής υπόθεση που μπορεί να ληφθεί υπόψη είναι η έξοδος ισχύος του ESS να ισούται με την προβλεπόμενη αύξηση του φορτίου. Επειδή αυτή η προσέγγιση ενέχει ζητήματα αβεβαιότητας ως προς την ακριβή πρόβλεψη του φορτίου, επιλέγεται η ασφαλής πλευρά δηλαδή η αύξηση του σχεδιασμού του ESS (ισχύς/ενέργεια) κατά ένα ποσοστό (π.χ. 20%). Για το λόγο αυτό η διάρκεια εκφόρτισης που αποτελεί ένα καθοριστικό κριτήριο σχεδίασης δεν μπορεί να γενικευθεί εύκολα [9]. Ένα σύνηθες διάστημα εκφόρτισης που συναντάται στη βιβλιογραφία σχετικά με τη συγκεκριμένη υπηρεσία είναι από τρείς έως έξι ώρες [11]. Μέθοδος υπολογισμού τεχνολογικών χαρακτηριστικών ενός ESS για την υπηρεσία αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού Ένας τρόπος υπολογισμού των βασικών τεχνολογικών χαρακτηριστικών, όπως η ισχύς και η διάρκεια εκφόρτισης ενός ESS για την παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας στο δίκτυο γίνεται με τη χρήση πραγματικών δεδομένων ζήτησης. Αυτά περιλαμβάνουν: α) τα ιστορικά ωριαία φορτία κατά τη διάρκεια περιόδων υψηλής ζήτησης, β) το ποσοστό αύξησης φορτίου, γ) τα ονομαστικά στοιχεία του εξοπλισμού διανομής πριν και μετά την αναβάθμιση που βρίσκεται υπό αναβολή [9]. Πιο συγκεκριμένα από το σύνολο των ημερησίων καμπυλών φορτίου ζήτησης του έτους που μελετάται, εντοπίζεται αυτή με την πιο υψηλή και ευρεία αιχμή και χρησιμοποιείται ως υπόδειγμα. Η σύλληψη αυτή μπορεί να παρασταθεί γραφικά για μεγαλύτερη κατανόηση στις ακόλουθες εικόνες, όπου απεικονίζονται τρείς καμπύλες. Η πρώτη αναπαριστά το φορτίο για την ημέρα με την υψηλότερη ζήτηση το έτος 0. Η δεύτερη και η τρίτη αναπαριστούν το ίδιο προφίλ με διαδοχική αύξηση φορτίου για ένα και δύο έτη αντίστοιχα [9]. 18

30 Εικόνα 3-1 Καμπύλες ζήτησης φορτίου την ημέρα αιχμής για τα έτη 0 έως 2 [10] Εικόνα 3-2 Αιχμές των καμπυλών φορτίου την ημερά αιχμής για τα έτη 0 έως 2 [10] Η Εικόνα 3-3 παρέχει μια πιο αναλυτική περιγραφή των αιχμών των φορτίων ζήτησης καθώς σε αυτήν τονίζεται το ποσοστό του φορτίου που προεξέχει από την ονομαστική ισχύ του εξοπλισμού διανομής. Ένας πιο ακριβής υπολογισμός της διάρκειας εκφόρτισης μπορεί να γίνει εκτιμώντας τη συνολική ενέργεια, η οποία ισοδυναμεί με το εμβαδόν ανάμεσα στην καμπύλη ζήτησης και την ονομαστική ισχύ του εξοπλισμού. 19

31 Εικόνα 3-3 Απαιτήσεις σε ενέργεια και ισχύ ενός ESS [10] Οικονομικό όφελος αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού Το κέρδος καθυστέρησης αναβάθμισης εξοπλισμού ορίζεται ως το ετήσιο κόστος που δεν θα προκληθεί ή το κόστος που θα αποφευχθεί εάν ένα σχέδιο αναβάθμισης εξοπλισμού αναβληθεί. Υπολογίζεται πολλαπλασιάζοντας το σταθερό ποσοστό χρέωσης της επιχείρησης (Fixed Charge Rate - FCR) επί το συνολικό κόστος εγκατάστασης της αναβάθμισης [9]. Για παράδειγμα εάν το συνολικό σχέδιο αναβάθμισης κοστίζει $1,200,000 και το αντιπροσωπευτικό σταθερό ποσοστό χρέωσης είναι 0.11, η ετήσια χρέωση για να αγορασθεί ο εξοπλισμός αναβάθμισης είναι: 0.11 x $1,200,000 = $132,000 [10]. Γενικά το κόστος αναβάθμισης εξοπλισμού μπορεί να εκφραστεί με δύο τρόπους, είτε ως κόστος ανά εγκατεστημένη ισχύ [$/kw installed], είτε ως κόστος ανά προστιθέμενη ισχύ [$/kw added]. Έστω δηλαδή ότι ο εξοπλισμός διανομής έχει ονομαστική ισχύ 12000kW και λόγω ετήσιας αύξησης του φορτίου θα χρειαστεί να αντικατασταθεί από έναν καινούριο με ονομαστική ισχύ 16000kW (33% ή 4000kW μεγαλύτερο από τον προηγούμενο). Εάν το συνολικό σχέδιο αναβάθμισης κοστίζει $1,200,000 ( ) τότε τα κόστη ανά εγκατεστημένη ( _ ) και ανά προστιθέμενη ( _ ) ισχύ αντίστοιχα, υπολογίζονται ως εξής: _ = $,, = $ _ = $,, = $ 20

32 Στο συγκεκριμένο σημείο αξίζει επίσης να τονιστεί η επιρροή της ετήσιας αύξησης του φορτίου στην οικονομική βιωσιμότητα της επένδυσης ενός ESS για την παρούσα υπηρεσία. Ισχύει ότι όσο μικρότερη αναμένεται η αύξηση του φορτίου, τόσο μεγαλύτερο χρονικό διάστημα μπορεί ένα ESS να αναβάλει την αναβάθμιση [1]. Σε συνέχεια του προηγούμενου παραδείγματος για να γίνει πιο αντιληπτή η συγκεκριμένη επιρροή, θα θεωρήσουμε δύο περιπτώσεις κατά τις οποίες η αιχμή του φορτίου θα υπερβεί κατά 1% και 3% αντίστοιχα την ονομαστική ισχύ του υπάρχοντος εξοπλισμού (12000kW). Στην πρώτη περίπτωση θα χρειαστεί να συνδεθεί στο δίκτυο ένα ESS με ονομαστική ισχύ 12000kW x 1% = 120kW, άρα το κέρδος της αναβολής που θα προκύψει θα είναι $132, kW = $1,100/kW. Στην δεύτερη περίπτωση, το απαιτούμενο μέγεθος του ESS θα είναι 12000kW x 3% = 360kW με κέρδος αναβολής μόλις $132, kW = $367/kW. Το φαινόμενο παριστάνεται γραφικά στην Εικόνα 3-4. Εικόνα 3-4 Κέρδος αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού συναρτήσει της αύξησης του φορτίου [10] Υπηρεσία 2 Χρονική Μετατόπιση της Τιμής Ηλεκτρικής Ενέργειας Προεπισκόπηση Η μετατόπιση του χρόνου κατανάλωσης και παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας αφορά την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας που είναι διαθέσιμη κατά τις περιόδους που η τιμή αυτής είναι 21

33 χαμηλή μέσω της φόρτισης του συστήματος αποθήκευσης, με σκοπό η ενέργεια που έχει αποθηκευθεί να χρησιμοποιηθεί ή να πωληθεί αργότερα όταν η τιμή της θα είναι υψηλότερη [11]. Τεχνική μελέτη Όσον αφορά την υπηρεσία χρονικής μετατόπισης της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας, η διάρκεια εκφόρτισης του ESS καθορίζεται με βάση το κέρδος που σχετίζεται με την ικανότητά του να επιφέρει επιπρόσθετες συναλλαγές φθηνής αγοράς ακριβής πώλησης κατά τη διάρκεια του χρόνου έναντι του κόστους για την επιπρόσθετη ενέργεια του ESS. Μια τυπική υπόθεση για τη συγκεκριμένη εφαρμογή είναι δύο ώρες, ωστόσο εμφανίζονται οφέλη και για άλλα εύρη διάρκειας εκφόρτισης ενός ESS [9]. Το υψηλότερο όριο για την διάρκεια εκφόρτισης καθορίζεται από τις τεχνολογικές δυνατότητες του συστήματος αποθήκευσης. Για τύπους ESS που έχουν υψηλό οριακό κόστος για να αυξηθεί η ποσότητα της ενέργειας που μπορεί να αποθηκευθεί, το υψηλότερο όριο πιθανόν να είναι πέντε έως έξι ώρες, όσο δηλαδή και η τυπική διάρκεια μιας ημερήσιας περιόδου υψηλής ζήτησης μίας υπηρεσίας κοινής ωφελείας. Ένα ιδιαίτερα σημαντικό χαρακτηριστικό στοιχείο για αυτήν την εφαρμογή είναι η αποδοτικότητα ( ) του συστήματος αποθήκευσης, επειδή η χρονική μετατόπιση της ηλεκτρικής ενέργειας βασίζεται στην διαφορά μεταξύ κόστους αγοράς και κέρδους που προκύπτει όταν η ενέργεια εκφορτίζεται. Οποιαδήποτε μείωση στην αποδοτικότητα μειώνει τον αριθμό αυτών των συναλλαγών για τις οποίες το κέρδος ξεπερνά το κόστος. Ένα ακόμη χαρακτηριστικό λειτουργίας που διαδραματίζει σημαντικό ρόλο για την εφαρμογή που αναλύεται είναι ο αριθμός των κύκλων ζωής ( ) που μειώνεται όσο περισσότερο χρησιμοποιείται το σύστημα αποθήκευσης [11]. Οικονομικό όφελος μετατόπισης χρόνου ηλεκτρικής ενέργειας Για να εκτιμηθεί το κέρδος μεταφοράς ενέργειας από ώρες χαμηλής σε ώρες υψηλής ζήτησης (άρα και τιμής) πρέπει να αναπτυχθεί μια συγκεκριμένη λογική. Σύμφωνα με αυτήν πρέπει να καθοριστεί η περίοδος φόρτισης και εκφόρτισης του ESS για να βελτιστοποιηθεί το οικονομικό όφελος. Συγκεκριμένα, καθορίζεται πότε θα αγοραστεί και πότε θα πουληθεί η ηλεκτρική ενέργεια, με βάση την αξία της ενέργειας την εκάστοτε στιγμή. Απαιτήσεις δεδομένων και αξιολόγησης Τα δεδομένα που είναι απαραίτητο να χρησιμοποιηθούν για την ενσωμάτωση της υπηρεσίας στο εργαλείο λογισμικού που εκτελεί την οικονομική αξιολόγηση του μοντέλου είναι: α) τα 22

34 ιστορικά δεδομένα των ωριαίων τιμών ενέργειας για ένα έτος (8,760 ώρες), β) η αποδοτικότητα (ενέργεια εκφόρτισης/ ενέργεια φόρτισης) ροής ενέργειας του συστήματος, γ) η διάρκεια εκφόρτισης του συστήματος. Στο κεφάλαιο που ακολουθεί (Κεφάλαιο 4) πραγματοποιείται μια αναλυτική περιγραφή του τρόπου υπολογισμού και αξιοποίησης των χρησιμοποιούμενων αξιών ενέργειας βασιζόμενη στην αγορά υπηρεσιών στην οποία συμμετέχει το εξεταζόμενο μοντέλο. Τιμές ενέργειας Η μεταβλητότητα των τιμών είναι πιθανόν να αυξηθεί και οι χρονικές περίοδοι των υψηλότερων και χαμηλότερων τιμών να ποικίλλουν, καθώς ο όγκος της διαλείπουσας παραγωγής ενέργειας θα αυξάνεται στο μέλλον [30]. Στη συνέχεια παρατίθεται η Εικόνα 3-5 η οποία παριστάνει γραφικά το σύνολο των ωριαίων αξιών ενέργειας για ένα δεδομένο χρόνο. Όπως γίνεται εμφανές από το παρακάτω σχήμα, υφίστανται εκατοντάδες ώρες με τιμές μεγαλύτερες των $100/MWh, ενώ κατά τη διάρκεια των περιόδων χαμηλής ζήτησης (όταν το ESS φορτίζεται) οι περισσότερες ωριαίες τιμές είναι κατά μέσο όρο $30/MWh, γεγονός που καταδεικνύει την υψηλή ανταποδοτικότητα της συγκεκριμένης υπηρεσίας. Διαδικασία/Αλγόριθμος εκτίμησης ετήσιου κέρδους μετατόπισης τιμής Σε απλούς όρους, σύμφωνα με τη λογική του αλγορίθμου αξιολογείται μια σειρά ωριαίων τιμών για να βρεθούν όλες οι πιθανές συναλλαγές ενέργειας που αποδίδουν καθαρό κέρδος (κέρδος που υπερβαίνει το κόστος) για το έτος που μελετάται. Ένα σημαντικό σημείο που αξίζει να παρατηρηθεί σχετικά με την προσέγγιση που χρησιμοποιείται, είναι ότι τα αποτελέσματα αντιπροσωπεύουν «τέλεια γνώση» των χρησιμοποιούμενων ωριαίων αξιών ενέργειας. Αυτό σημαίνει ότι ο αλγόριθμος «γνωρίζει» εκ των προτέρων τις τιμές οι οποίες θα επικρατήσουν σε οποιαδήποτε ώρα του χρόνου, γεγονός το οποίο οδηγεί υποχρεωτικά στην αξιοποίηση ιστορικών δεδομένων ωριαίων αξιών συναλλαγής. Ιδανικά ο αλγόριθμος θα μπορούσε να προβλέπει μερικώς τις ωριαίες τιμές, ωστόσο στην παρούσα έρευνα αυτό δεν θα μελετηθεί. 23

35 Εικόνα 3-5 Ωριαίες αξίες συναλλαγής ενέργειας για την διάρκεια ενός έτους [9] Καθαρό κέρδος υπηρεσίας μετατόπισης τιμής Στο παρόν σημείο επιλέγεται η παράθεση ενός απλού παραδείγματος για την καλύτερη κατανόηση της διαδικασίας υπολογισμού. Έστω ότι μια κιλοβατώρα ενέργειας που κοστίζει $30/kWh αποθηκεύεται σε ένα ESS με απόδοση 70% και η αξία της ενέργειας όταν εκφορτίζεται είναι $200/kWh. Αρχικά πρέπει να υπολογισθεί το κόστος για την φόρτιση ηλεκτρικής ενέργειας. Επειδή το σύστημα αποθήκευσης έχει απόδοση μικρότερη της μονάδας (70%), πρέπει να αγορασθεί επιπρόσθετη ενέργεια για να ισοσταθμιστούν οι απώλειες ενέργιεας. Το αποτέλεσμα είναι ένα καθαρό κόστος φόρτισης με τιμή ($30/kWh)/0.7 = $43/kWh. Συνεπώς το κέρδος της συναλλαγής του παραδείγματος προκύπτει [9]: $ $ = 157 $ Υπηρεσία 3 Ρύθμιση συχνότητας δικτύου Προεπισκόπηση Η υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας δικτύου αποσκοπεί στην διατήρηση της θεμελιώδους συχνότητας του δικτύου μέσα σε μια προκαθορισμένη περιοχή συχνοτήτων καθώς και στην εξομάλυνση πιθανών διαταραχών στην ομαλή λειτουργία του δικτύου. Η θεμελιώδης 24

36 συχνότητα του δικτύου είναι άμεσα εξαρτώμενη από την στιγμιαία διαφορά μεταξύ της ζήτησης φορτίου και της παραγόμενης ενέργειας. Πιο συγκεκριμένα στην περίπτωση κατά την οποία μια μονάδα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας τεθεί εκτός λειτουργίας εξαιτίας πιθανού στιγμιαίου σφάλματος, η ζήτηση φορτίου υπερβαίνει τη συνολική παραγόμενη ενέργεια με αποτέλεσμα την στιγμιαία πτώση της συχνότητας δικτύου κάτω από τα επιτρεπτά όρια. Σε αυτή την περίπτωση οι ρυθμιστικές μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας οι οποίες βρίσκονται μόνιμα συνδεδεμένες στην περιοχή του δικτύου την οποία εξυπηρετούν, αυξάνουν την ισχύ εξόδου τους ούτως ώστε να καλύψουν το υπάρχον έλλειμμα. Η συγκεκριμένη λειτουργία ονομάζεται ανοδική ρύθμιση συχνότητας. Αντιθέτως τις χρονικές στιγμές κατά τις οποίες η διαθέσιμη ηλεκτρική ενέργεια υπερκαλύπτει την υπάρχουσα ζήτηση φορτίου η θεμελιώδης συχνότητα του δικτύου αυξάνει στιγμιαία υπερβαίνοντας τα επιτρεπόμενα όρια. Για να εξισορροπηθεί το υπάρχον ενεργειακό πλεόνασμα οι ρυθμιστικές μονάδες παραγωγής μειώνουν την ισχύ εξόδου τους με επακόλουθο η συγκεκριμένη λειτουργία να ονομάζεται καθοδική ρύθμιση συχνότητας. Η εξομάλυνση των διαταραχών του ενεργειακού ισοζυγίου μέσω της παροχής της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας δικτύου παρουσιάζεται στην Εικόνα 3-6. Όπως είναι εμφανές από το σχήμα η καμπύλη φορτίου ζήτησης παρουσιάζει σημαντική διακύμανση (κόκκινη λεπτή γραμμή) η οποία με το μέρος της οδηγεί σε διακύμανση της συχνότητας του δικτύου στην περίπτωση που δεν προβλέπεται η υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας. Αντίθετα με την παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας οι διαταραχές εξομαλύνονται και η καμπύλη φορτίου ζήτησης οδηγείται σε μια σαφώς πιο ομαλή μορφή (μαύρη έντονη γραμμή). Εικόνα 3-6 Φορτίο ζήτησης δικτύου με και χωρίς την ύπαρξη ρύθμισης συχνότητας [11] 25

37 Τεχνική μελέτη Όπως αναφέρθηκε ήδη η ρύθμιση συχνότητας δικτύου προσφέρεται από μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας οι οποίες βρίσκονται μόνιμα συνδεδεμένες στην περιοχή του δικτύου την οποία εξυπηρετούν και ταυτόχρονα χρειάζονται πολύ μικρό χρονικό διάστημα για να ρυθμίσουν την λειτουργία τους σύμφωνα με τις εκάστοτε ανάγκες. Μέχρι πρότινος οι παραγωγικές μονάδες οι οποίες επωμίζονταν την παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας ήταν συμβατικοί σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (π.χ. ατμοηλεκτρικοί σταθμοί), οι οποίοι λειτουργούσαν με κυμαινόμενη φόρτιση συνήθως μικρότερη της ονομαστικής τους, γεγονός που οδηγούσε σε χαμηλό βαθμό απόδοσης λειτουργίας, αυξημένες εκπομπές ρύπων καθώς και αυξημένη καταπόνηση των επιμέρους συστημάτων της μονάδας παραγωγής. Αντιθέτως τα ESSs ενδείκνυνται για την παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας καθώς διαθέτουν τα εξής πολύ σημαντικά χαρακτηριστικά : Ιδιαίτερα ταχείς χρόνους αντίδρασης (response time) όσον αφορά την ρύθμιση της ισχύος εξόδου τους από μηδενικό επίπεδο έως την ονομαστική τους έξοδο [11]. Για τους ηλεκτρικούς συσσωρευτές οι οποίοι χρησιμοποιούνται σε εφαρμογές του δικτύου μεταφοράς και διανομής οι χρόνοι αντίδρασης αντιστοιχούν σε ένα εύρος μερικών δευτερολέπτων. Δυνατότητα γρήγορης ρύθμισης της ισχύος εξόδου τους (ramp rate) σε χρονικό διάστημα λίγων δευτερολέπτων [2]. Οι ηλεκτρικοί συσσωρευτές οι οποίοι χαρακτηρίζονται από ταχείς χρόνους αντίδρασης τείνουν να διαθέτουν εξίσου γρήγορη ρύθμιση ισχύος εξόδου. Δυνατότητα παροχής της μέγιστης διαθέσιμης ισχύος του ηλεκτρικού συσσωρευτή εξίσου στις δυο υπηρεσίες ρύθμισης συχνότητας (ανοδική/καθοδική). Λειτουργώντας το ESS σύμφωνα με αυτή την λογική διπλασιάζεται η μέγιστη διαθέσιμη ρυθμιστική ικανότητα επομένως και η συνολική αποτελεσματικότητα του συστήματος. Για να γίνει πιο εύληπτη η συγκεκριμένη αποδοτική λειτουργία των ηλεκτρικών συσσωρευτών παρατίθεται η Εικόνα 3-7 στην οποία συγκρίνονται οι πιθανές λειτουργικές καταστάσεις μια συμβατικής μονάδας παραγωγής με αυτές ενός ηλεκτρικού συσσωρευτή όταν συμμετέχουν στην υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας. Όπως διαπιστώνεται οι δυο ρυθμιστικές μονάδες διαθέτουν το ίδιο μέγεθος ισχύος (1MW) το οποίο μπορούν να διαχειριστούν με τους εξής τρόπους: 26

38 i. Η συμβατική μονάδα παραγωγής μπορεί να συμμετέχει στην ρύθμιση συχνότητας δικτύου αυξομειώνοντας την ισχύ εξόδου της ούτως ώστε να ανταποκριθεί στις απαιτήσεις του δικτύου, παρέχοντας ουσιαστικά εξ ημισείας την διαθέσιμη ισχύ της στις επιμέρους ρυθμιστικές υπηρεσίες (γράφημα δεξιού άκρου Εικόνας 3-7). Με τον ίδιο τρόπο μπορεί να χρησιμοποιηθεί και ένα ESS (γράφημα αριστερού άκρου Εικόνας 3-7). ii. Σε αντίθεση με την προαναφερθείσα μη αποδοτική λειτουργική κατάσταση, ένας ηλεκτρικός συσσωρευτής μπορεί να συμμετέχει στην ανοδική ρύθμιση συχνότητας διαθέτοντας την μέγιστη διαθέσιμη ισχύ του (1MW), ενώ απορροφά ενέργεια από το δίκτυο με τον μέγιστο δυνατό ρυθμό (charge rate) κατά την διάρκεια της καθοδικής ρύθμισης συχνότητας, διπλασιάζοντας ουσιαστικά την συνολική διαθέσιμη ρυθμιστική ισχύ του σε 2 MW (2 Ο γράφημα Εικόνας 3-7). Σε αυτό το σημείο πρέπει να σημειωθεί ότι η ενέργεια που απορροφά ο συσσωρευτής κατά την καθοδική ρύθμιση συχνότητας θα πρέπει να αποπληρωθεί εκ μέρους του προς το διαχειριστή του δικτύου, γεγονός το οποίο επηρεάζει αρνητικά την οικονομική λειτουργία του συστήματος ειδικότερα στην περίπτωση συσσωρευτών με χαμηλή αποδοτικότητα ροής ενέργειας. Εικόνα 3-7 Λειτουργική σύγκριση συμβατικών μονάδων παραγωγής και BESS [11] 27

39 Ο συνδυασμός του χρόνου αντίδρασης και του ρυθμού ρύθμισης της ισχύος αποτελούν απαραίτητα εφόδια για τους ηλεκτρικούς συσσωρευτές που συμμετέχουν στην ρύθμιση συχνότητας καθώς επιτρέπουν την παρακολούθηση εκ μέρους του ESS του ρυθμιστικού σήματος ελέγχου το οποίο καθορίζει από την πλευρά του την λειτουργία του συστήματος. Συγκεκριμένα οι συσσωρευτές ταχείας λειτουργίας οι οποίοι συμμετέχουν στην ρύθμιση συχνότητας πρέπει να είναι ικανοί να παρακολουθούν και να αντιδρούν ανάλογα στις πληροφορίες που προσφέρει το σήμα ελέγχου σφάλματος περιοχής (Area control error signal-ace signal) της οποίας αποτελούν μέρος. Τυπικοί χρόνοι αντίδρασης των ESS απέναντι στο σήμα ελέγχου σφάλματος περιοχής το οποίο παρακολουθούν αντιστοιχούν σε διάστημα μικρότερο των 5 δευτερολέπτων [11]. Συμβατότητα ρύθμισης συχνότητας με άλλες υπηρεσίες δικτύου Οι ηλεκτρικοί συσσωρευτές οι οποίοι συμμετέχουν στην ρύθμιση συχνότητας δικτύου εξαιτίας της φύσης της τελευταίας η οποία απαιτεί συνεχή παρακολούθηση του σήματος ελέγχου σφάλματος περιοχής, καθίσταται αδύνατο να προσφέρουν οποιαδήποτε άλλη υπηρεσία ταυτόχρονα με αυτή. Παρ όλα αυτά κατά της περιόδους στις οποίες κρίνεται σκόπιμη η εξυπηρέτηση κάποιας εναλλακτικής υπηρεσίας εξαιτίας είτε υψηλότερης προτεραιότητας (π.χ. καθυστέρηση αναβάθμισης εξοπλισμού) είτε υψηλότερης οικονομικής ανταποδοτικότητας (π.χ. χρονική μετατόπιση της τιμής ηλεκτρικής ενέργειας), διακόπτεται η διάθεση ρυθμιστικής ισχύος από το ESS προς το δίκτυο και το τελευταίο επικεντρώνεται στην εξυπηρέτηση των προκριμένων υπηρεσιών. Οικονομικό όφελος ρύθμισης συχνότητας δικτύου Το οικονομικό όφελος το οποίο προκύπτει από την παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας είναι υψηλά εξαρτώμενο από την ρυθμιστική αρχή (RTO) στην οποία υπάγεται το ESS και κατ επέκταση στην αγορά στην οποία συμμετέχει. Σε ορισμένες αγορές οι οποίες έχουν αναδιοργανωθεί (restructured/deregulated markets) προς όφελος του ελεύθερου ανταγωνισμού (π.χ. PJM market), υφίστανται αναλυτικοί τρόποι τιμολόγησης των διαθέσιμων ενεργειακών αγαθών (electricity products) τα οποία προκύπτουν από τις παρεχόμενες υπηρεσίες, εφόσον αυτά καλύπτουν προκαθορισμένες προδιαγραφές [5]. Σε αυτές τις περιπτώσεις η ρυθμιστική αρχή λαμβάνει υπόψη της τις επιδόσεις και το κόστος λειτουργίας του εκάστοτε ESS ώστε να αποτιμήσει την οικονομική ανταπόδοση προς αυτό. Αντιθέτως σε κεντρικά ελεγχόμενες αγορές (non-restructured/regulated markets) η υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας αποτελεί υποχρέωση των κρατικά ελεγχόμενων επιχειρήσεων κοινής ωφέλειας, με αποτέλεσμα να μην υπάρχει ανεξάρτητη αγορά 28

40 προορισμένη για την διάθεση υπηρεσιών δικτύου (π.χ. State of California, European markets) [5]. 29

41 4 Μεγέθη Αξιολόγησης Τεκμηρίωση Οικονομικής Πολιτικής Στο παρόν κεφάλαιο πραγματοποιείται αρχικά η ανάλυση της αγοράς ενέργειας στην οποία υπάγεται η λειτουργία του εξεταζόμενου διευρυμένου μοντέλου, ενώ στην συνέχεια περιγράφονται τα μεγέθη τα οποία θα χρησιμοποιηθούν στην τεχνοοικονομική αξιολόγηση του μοντέλου. 4.1 Οικονομική πολιτική Κανόνες αγοράς Σε αυτό το σημείο κρίνεται σκόπιμη η αναλυτική περιγραφή της αγοράς υπηρεσιών (services market) στην οποία υπάγεται το υπό μελέτη μοντέλο, η οποία αντιστοιχεί στην Διασύνδεση PJM (PJM Interconnection-Eastern United States), καθώς βάσει της υφιστάμενης νομοθεσίας και των ανταποδοτικών μηχανισμών αυτής δομήθηκε το εργαλείο λογισμικού που επιτελεί τη συνολική τεχνοοικονομική αξιολόγηση. Διασύνδεση PJM (PJM Interconnection-Eastern United States) Η Διασύνδεση PJM (PJM = Pennsylvania New Jersey - Maryland) αποτελείται από ένα τοπικό φορέα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (regional transmission organization-rto) ο οποίος δραστηριοποιείται στις ανατολικές πολιτείες των Η.Π.Α. (eastern United States) και διατηρεί μια από τις μεγαλύτερες και πιο ανταγωνιστικές αγορές ανταλλαγής ενεργειακών προϊόντων και υπηρεσιών δικτύου στον κόσμο καθώς διαθέτει συνολική παραγωγική ικανότητα 180 GW προερχόμενη από 945 μέλη ενώ οι καταναλωτές της ανέρχονται σε 61 εκατομμύρια [13]. Η λειτουργία της συνολικής αγοράς της διασύνδεσης PJM χαρακτηρίζεται ως ιδιαίτερα οργανωμένη καθώς διαθέτει επιμέρους αγορές αφιερωμένες αποκλειστικά σε κάθε μια από τις κυριότερες υπηρεσίες διαχειριστών συστήματος (ρύθμιση συχνότητας, μετατόπιση τιμής ηλεκτρικής ενέργειας, σύγχρονες/ασύγχρονες ενεργειακές εφεδρείες). Λαμβάνοντας υπόψη την ευρεία έκταση της εξεταζόμενης αγοράς, στην συγκεκριμένη ενότητα θα παρατεθεί το λειτουργικό πλαίσιο των αγορών οι οποίες αφορούν το διευρυμένο μοντέλο μελέτης, δηλαδή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης της τιμής ηλεκτρικής ενέργειας και της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας. Για περαιτέρω πληροφορίες αναφορικά με την αγορά υπηρεσιών της διασύνδεσης PJM ο αναγνώστης παρακινείται να ανατρέξει στην αναφερόμενη βιβλιογραφία [25][26][27]. 30

42 4.1.1 Προεπισκόπηση αγοράς ενέργειας PJM Η αγορά ενέργειας (energy market) της διασύνδεσης PJM αποτελείται από δυο κύρια υποσυστήματα, την αγορά μελλοντικού χρόνου (Day-ahead market) και την αγορά παρούσας στιγμής (Real-time market), με την κύρια διαφορά ανάμεσα στις δυο επιμέρους αγορές να έγκειται στην χρονική βάση σύμφωνα με την οποία υπολογίζονται τα αντίστοιχα οικονομικά μεγέθη. Σκοπός της αγοράς μελλοντικού χρόνου είναι ο υπολογισμός της ωριαίας αξίας συναλλαγής (hourly clearing price) της ενέργειας για το ωριαίο εύρος (24 ώρες) της επόμενης ημέρας, λαμβάνοντας υπόψη παραμέτρους όπως η διαθέσιμη παραγόμενη ενέργεια (generation offers), οι υποβαλλόμενες προσφορές ζήτησης (demand bids) καθώς και προγραμματισμένες διμερείς συμφωνίες ανταλλαγής ενέργειας (bilateral transactions schedules). Τελικώς οι πιθανές συμφωνίες συναλλαγής διενεργούνται σε συνδυασμό των προγραμματισμένων μεγεθών ενέργειας με τις ωριαίες αξίες συναλλαγής οι οποίες αφορούν την επόμενη ημέρα λειτουργίας. Σε αντίθεση με την αγορά μελλοντικού χρόνου, η αγορά παρούσας στιγμής υπολογίζει την αξία συναλλαγής της ενέργειας σε χρονικό βάθος πέντε λεπτών (five minutes based calculation) λαμβάνοντας υπόψη την πραγματική στιγμιαία λειτουργία των συστημάτων τα οποία συμμετέχουν σε αυτήν. Ως αποτέλεσμα προκύπτουν πιθανές συμφωνίες συναλλαγής οι οποίες βασίζονται στον συνδυασμό των διακυμάνσεων μεταξύ των πραγματικών μεγεθών (actual integrated quantities) και προγραμματισμένων μεγεθών (scheduled quantities) ενέργειας με τις παρούσες αξίες συναλλαγής (real-time prices). Τόσο οι μελλοντικές όσο και οι παρούσες αξίες συναλλαγής βασίζονται στο θεμελιώδες οικονομικό μέγεθος των τοπικών οριακών τιμών (Locational marginal prices LMPs), οι οποίες ουσιαστικά εκφράζουν την οριακή αξία της ενέργειας η οποία παραλαμβάνεται ή αποστέλλεται από το δίκτυο, ανάλογα με την περιοχή στην οποία γίνεται η συναλλαγή εξ ου και ο χαρακτηρισμός τοπική. Η μονάδα μέτρησης της τοπικής αξίας συναλλαγής για λόγους ευχρηστίας εκφράζεται σε χρηματική αξία ανά μονάδα ενέργειας [$/MWh] και μετουσιώνει σε ένα συνολικό οριακό κόστος τρείς διαφορετικές περιπτώσεις συναλλαγής ενέργειας μεταξύ των παραγωγικών μονάδων και του ζυγού της εκάστοτε περιοχής του δικτύου: Τιμή ενέργειας συστήματος (System energy price): Η τιμή της ενέργειας η οποία καθορίζεται από την τιμή προσφοράς εκ μέρους των παραγωγικών μονάδων (generation 31

43 resources) ή την τιμή ζήτησης εκ μέρους των μονάδων ζήτησης (demand resources) για την συνολική μεταβολή μίας μονάδας ενέργειας. Τιμή ενέργειας συμφόρησης (Congestion price): Η τιμή της ενέργειας η οποία επηρεάζεται από τις συνθήκες συμφόρησης (αυξημένη ζήτηση) της εκάστοτε περιοχής του δικτύου. Τιμή ενέργειας απωλειών (Loss price): Η τιμή της ενέργειας η οποία επηρεάζεται από τις πιθανές απώλειες ενέργειας των γραμμών μεταφοράς της εκάστοτε περιοχής του δικτύου. Όσον αφορά την διαδικασία συμμετοχής στις αντίστοιχες αγορές, η αγορά μελλοντικού χρόνου επιτρέπει την συναλλαγή ενέργειας (αγορά-πώληση) στους υποψήφιους συμμετέχοντες με βάση τις καθορισμένες τοπικές αξίες συναλλαγής ενέργειας οι οποίες αφορούν την επόμενη ημέρα λειτουργίας (Day-ahead LMPs). Όσες μονάδες, είτε παραγωγής είτε ζήτησης, υποβάλλουν συμμετοχή στην αγορά μελλοντικού χρόνου χωρίς να επιλεγούν στις προγραμματισμένες συναλλαγές, έχουν την δυνατότητα μεταβολής των προσφορών τους και συμμετοχής στην αγορά παρούσας στιγμής εφόσον η δήλωση είναι χρονικά έγκαιρη Προεπισκόπηση ρυθμιστικής αγοράς PJM Η παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας είναι απαραίτητη για την εξισορρόπηση των αναμενόμενων αποκλίσεων μεταξύ της διαθέσιμης ενέργειας και του φορτίου ζήτησης, καθώς και για την διατήρηση της συχνότητας του δικτύου μέσα στα προκαθορισμένα όρια. Οδηγούμενος από τις προηγούμενες ανάγκες, ο RTO της διασύνδεσης PJM επιμελείται της δέσμευσης των διαθέσιμων ρυθμιστικών μονάδων (on-line regulation resources) και πιο συγκεκριμένα της ρύθμισης της ισχύος εξόδου αυτών, ώστε να καλυφθούν οι στιγμιαίες μεταβολές του φορτίου ζήτησης. Το περιβάλλον στο οποίο διενεργούνται όλες οι πιθανές συναλλαγές της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας ονομάζεται ρυθμιστική αγορά (regulation market) της διασύνδεσης PJM. Μέσω της συγκεκριμένης αγοράς οι συμμετέχοντες υποβάλλουν τις προσφορές τους τόσο για την παροχή ρύθμισης ικανότητας (Regulation capability) όσο και για την παροχή ρύθμισης απόδοσης (Regulation performance), δηλαδή των δυο κύριων συνιστωσών της παροχής ρύθμισης συχνότητας. Οι συγκεκριμένες προσφορές σε συνδυασμό με την διαθέσιμη ενέργεια καθώς και τα λειτουργικά προφίλ των παραγωγικών μονάδων (resources schedules) αξιοποιούνται από τον RTO ούτως ώστε να αναδειχθεί η οικονομικότερη εναλλακτική για την παροχή της υπηρεσίας κατά την διάρκεια κάθε ώρας της εκάστοτε 32

44 ημέρας. Η συγκεκριμένη διαδικασία οικονομικής βελτιστοποίησης λαμβάνει υπόψη της το κόστος της ρύθμισης ικανότητας (capability cost), το κόστος της ρύθμισης απόδοσης (performance cost) καθώς και το κόστος εναλλακτικών επενδύσεων (lost opportunity cost), υπολογίζοντας τελικά το συνολικό κόστος ρύθμισης για κάθε μια από τις υποψήφιες ρυθμιστικές μονάδες. Το συγκεκριμένο συνολικό κόστος αποτελεί πλέον το κριτήριο σύμφωνα με το οποίο ταξινομείται σε αύξουσα σειρά το σύνολο των υποψήφιων μονάδων, από τις οποίες αυτές με το μικρότερο συνολικό κόστος προκρίνονται για την παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας. Βασιζόμενος λοιπόν στην σειρά ένταξης (merit order) των ρυθμιστικών μονάδων που μόλις αναλύθηκε, ο RTO υπολογίζει την δημοπρατούμενη τιμή της ρυθμιστικής αγοράς (Regulation market clearing price-rmcp), η οποία με την σειρά της περιλαμβάνει την δημοπρατούμενη τιμή ικανότητας της ρυθμιστικής αγοράς (Regulation market capability clearing price RMCCP) και την δημοπρατούμενη τιμή απόδοσης της ρυθμιστικής αγοράς (Regulation market performance clearing price RMPCP). Αφότου καθοριστούν οι συγκεκριμένες δημοπρατούμενες τιμές, ο RTO βρίσκεται πλέον σε θέση να κοστολογήσει βάσει αυτών τα κέρδη τα οποία αναλογούν σε κάθε ρυθμιστική μονάδα. Όσον αφορά την διαδικασία επιλογής των ρυθμιστικών μονάδων οι οποίες θα συμμετέχουν στην παροχή ρύθμισης συχνότητας, υφίστανται συγκεκριμένες προδιαγραφές οι οποίες είναι αναγκαίο να πληρούνται από τους συμμετέχοντες. Πρωτίστως όλες οι υποψήφιες ρυθμιστικές μονάδες υποχρεούνται να είναι εξοπλισμένες με τον κατάλληλο εξοπλισμό λήψης, επεξεργασίας και αντίδρασης ως προς τα υφιστάμενα ρυθμιστικά σήματα (regulation signals), εξοπλισμός γνωστός ως αυτόματος ελεγκτής παραγωγής (Automatic generator control AGC). Μέσω του συγκεκριμένου εξοπλισμού οι ρυθμιστικές μονάδες καθίστανται ικανές να αντιδρούν ακαριαία στα εισερχόμενα ρυθμιστικά σήματα, να επιτυγχάνουν σε χρονικό διάστημα πέντε λεπτών επιδόσεις αντίστοιχες των προσφορών που έχουν υποβάλλει και τέλος να ρυθμίζουν (ramp rate) την ισχύ εξόδου τους σύμφωνα με τα στοιχεία που δημοσιοποιούν στον RTO. Για να γίνει περισσότερο κατανοητός ο ρόλος του AGC για την εύρυθμη λειτουργία μίας ρυθμιστικής μονάδας, είναι αναγκαία η παρουσίαση της μορφής των εισερχόμενων σημάτων τα οποία καλείται να διαχειριστεί η τελευταία. Ο RTO της διασύνδεσης PJM αποστέλλει δυο ειδών ρυθμιστικά σήματα ανάλογα το είδος της ρυθμιστικής μονάδας στο οποίο απευθύνεται: Το ρυθμιστικό σήμα ελέγχου Α (Regulation control signal A Reg-A) το οποίο αποτελεί την έξοδο του χαμηλοπερατού φίλτρου του σήματος ελέγχου σφάλματος περιοχής (Area 33

45 control error) το οποίο με την σειρά του αποτελεί την ένδειξη της ανισορροπίας μεταξύ της παραγωγής και της ζήτησης εντός της PJM. Το σήμα Reg-A αποστέλλεται στις λεγόμενες συμβατικές ρυθμιστικές μονάδες όπως αυτές αναφέρθηκαν στην περιγραφή της ρύθμισης συχνότητας στο Κεφάλαιο 3. Το ρυθμιστικό σήμα ελέγχου D (Regulation control signal D Reg-D) το οποίο αποτελεί την έξοδο του υψιπερατού φίλτρου του σήματος ελέγχου σφάλματος περιοχής. Αντίθετα με το Reg-Α, το συγκεκριμένο σήμα αποστέλλεται στις δυναμικές ρυθμιστικές μονάδες (dynamic regulating resources) στις οποίες προφανώς ανήκουν και τα BESS ταχείας λειτουργίας. Στα σχήματα που ακολουθούν (Εικόνα 4-1, 4-2) παριστάνεται η παρακολούθηση των δυο ρυθμιστικών σημάτων από τις αντίστοιχες μονάδες. Εικόνα 4-1 Παρακολούθηση ρυθμιστικού σήματος ελέγχουreg-a από συμβατικές ρυθμιστικές μονάδες [4] 34

46 Εικόνα 4-2 Παρακολούθηση ρυθμιστικού σήματος ελέγχουreg-d από δυναμικές ρυθμιστικές μονάδες [4] Οι δείκτες οι οποίοι αναγράφονται στα παραπάνω διαγράμματα και αφορούν την αντίστοιχη ρυθμιστική μονάδα, αποτυπώνουν το βαθμό απόδοσης (performance score) σύμφωνα με τον οποίο παρακολουθεί η ρυθμιστικής μονάδα το εισερχόμενο σήμα. Οι βαθμοί απόδοσης κυμαίνονται μεταξύ 0 και 1, ενώ απαραίτητη προϋπόθεση για την συμμετοχή μιας μονάδας στην υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας αποτελεί η επίτευξη βαθμού απόδοσης μεγαλύτερου του Όπως γίνεται αντιληπτό από το άνω γράφημα του τελευταίου σχήματος (Εικόνα 4.2), ένα BESS έχει την δυνατότητα της σχεδόν άμεσης ανταπόκρισης (97.7% βαθμός απόδοσης) έναντι του εισερχόμενου σήματος ελέγχου, χαρακτηριστικό εξαιρετικά χρήσιμο όπως αναφέρθηκε και στην περιγραφή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας στο Κεφάλαιο 3. Η δεύτερη απαίτηση του RTO προς το μέρος των ρυθμιστικών μονάδων, είναι το διαθέσιμο εύρος ρύθμισης της μονάδας (Regulation range) να ισοδυναμεί τουλάχιστον με το διπλάσιο σε μέγεθος συγκριτικά με την ανατιθέμενη ρύθμιση (Assigned regulation) που αντιστοιχεί σε αυτή. Η τελευταία απαίτηση παριστάνεται στην Εικόνα 4-3 και ουσιαστικά επιβεβαιώνει την απόλυτη συμβατότητα των BESS με την συγκεκριμένη υπηρεσία όπως αναλύθηκε στο Κεφάλαιο 3, και συγκεκριμένα στην αναφορά περί διπλασιασμού της διαθέσιμης ρυθμιστικής ισχύος. 35

47 Εικόνα 4-3 Εύρος ρύθμισης και ανατιθέμενη ρύθμιση ρυθμιστικής μονάδας [26] 4.2 Μεθοδολογία υπολογισμού συνολικού κόστους και οφελών συστήματος Έχοντας αποσαφηνίσει τις πιθανές επενδυτικές ευκαιρίες καθώς και τους οικονομικούς περιορισμούς οι οποίοι προκύπτουν από την λειτουργικής δομή της υφιστάμενης αγοράς ενέργειας, κρίνεται πλέον δυνατός ο υπολογισμός των μεγεθών κόστους και οφέλους του μοντέλου μελέτης Μεθοδολογία Υπολογισμού Κόστους Στην παρούσα ενότητα του κεφαλαίου περιέχεται η αναλυτική μεθοδολογία υπολογισμού του κόστους κύκλου ζωής του μοντέλου το οποίο αξιολογείται στη συγκεκριμένη μελέτη. Τα συνολικά κόστη ενός BESS κατά την διάρκεια του κύκλου ζωής του αποτελούνται από δυο κύρια μέρη: το συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος (plant capital cost) το οποίο αποτελεί την εφάπαξ επένδυση η οποία καθιστά λειτουργικό το σύστημα και τα λειτουργικά κόστη (storage operating cost) τα οποία προκύπτουν καθ όλη την διάρκεια ζωής αυτού. Από την μεριά τους τα λειτουργικά κόστη διαχωρίζονται σε δυο επιμέρους τμήματα ανάλογα της εξάρτησής τους από την ενέργεια την οποία διαχειρίζεται το σύστημα. Συγκεκριμένα υπάρχουν τα κόστη τα σχετιζόμενα με την ενέργεια τα οποία αντικατοπτρίζουν τα έξοδα του συστήματος για την αγορά της απαραίτητης ενέργειας με την οποία φορτίζεται (charging costs), σύμφωνα με το παράδειγμα που παρατέθηκε στην ενότητα της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας (Κεφάλαιο 3). Αντίθετα, τα λειτουργικά κόστη τα οποία είναι ανεξάρτητα της ενέργειας που αποθηκεύεται στο σύστημα 36

48 συμπεριλαμβάνουν τουλάχιστον τέσσερα επιμέρους τμήματα: τα κόστη μισθοδοσίας (labor of plant), τα κόστη λειτουργίας και συντήρησης (operating and maintenance costs), καθώς και τα κόστη αντικατάστασης (replacement costs) και απόρριψης/ανακύκλωσης (recycling/disposal costs) των επιμέρους τμημάτων του συστήματος. Ένας πιο παραστατικός διαχωρισμός των επιμέρους κατηγοριών κόστους ενός BESS παρουσιάζεται στην Εικόνα 4-4. Εικόνα 4-4 Διαχωρισμός συνολικού κόστους του κύκλου ζωής ενός BESS 37

49 Στην συνέχεια της συγκεκριμένης ενότητας θα πραγματοποιηθεί ο αναλυτικός τρόπος υπολογισμού των επιμέρους κατηγοριών κόστους όπως αυτές αναφέρθηκαν προηγουμένως. Συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος (Total Capital Cost) Το συνολικό κεφαλαιουχικό κόστος ( ) εκτιμά τα συνολικά κόστη που πρέπει να καλυφθούν για την αγορά, την εγκατάσταση και την παράδοση μίας μονάδας ενός ESS, συμπεριλαμβάνοντας: τα συνολικά κόστη του συστήματος μετατροπής ισχύος ( ), τα συνολικά κόστη του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας ( ) και τα συνολικά κόστη εγκατάστασης της μονάδας ( ). Η αναλυτική έκφραση υπολογισμού είναι η εξής: = + + [$] (3) Τo κόστος του συστήματος μετατροπής ισχύος ( ) ενός ESS κατά κανόνα εκφράζεται σε μονάδες ισχύος [$/kw] και περιλαμβάνει τις δαπάνες για τις διασυνδέσεις ισχύος και τα ηλεκτρονικά ισχύος όπως οι μετατροπείς και οι ανορθωτές. Tα συνολικά κόστη του συστήματος μετατροπής ισχύος μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: = [$] (4) Το κόστος σχετικά με την αποθήκευση ενέργειας ( ) αποτελείται από τη δαπάνη για να κατασκευαστούν οι τράπεζες ή οι δεξαμενές αποθήκευσης ενέργειας και εκφράζεται σε μονάδες αποθηκευμένης ή παρεχόμενης ενέργειας [$/kwh].tα συνολικά κόστη του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: = [$] (5) Το κόστος εγκατάστασης της μονάδας ( ) περιέχει όλες τις δαπάνες για τη μηχανολογική σχεδίαση του έργου, τη διασύνδεση με το δίκτυο και την ενσωμάτωση στο συνολικό σύστημα, την μόνωση του ESS και τις προστατευτικές διατάξεις όπως οι διακόπτες και οι ασφάλειες. Επιπλέον, περιλαμβάνει τις δαπάνες για τη διαχείριση των κατασκευών, των γεωγραφικών εκτάσεων και της πρόσβασης, την οικοδόμηση και τη θεμελίωση, τα συστήματα ψύξης και τις αντλίες κενού, τα συστήματα ελέγχου και παρακολούθησης για τον έλεγχο της τάσης και της συχνότητας και τα κόστη μεταφοράς και εγκατάστασης. Το κόστος εγκατάστασης της μονάδας μπορεί να εκφραστεί είτε σε μονάδες ισχύος [$/KW], είτε σε μονάδες 38

50 ενέργειας [$/KWh].Tα συνολικά κόστη εγκατάστασης της μονάδας μπορούν να υπολογιστούν με τον ακόλουθο τρόπο: = [$] (6) Συνολικό Λειτουργικό Κόστος (Total Lifecycle Cost) Το συνολικό λειτουργικό κόστος είναι ο πιο σημαντικός δείκτης για την αξιολόγηση και σύγκριση διαφορετικών συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας. Το όπως αναφέρθηκε και στην εισαγωγή της ενότητας συμπεριλαμβάνει όλες τις δαπάνες που είναι σχετικές με: την πάγια και μεταβλητή λειτουργία και συντήρηση (fixed/variable O&M), την αντικατάσταση, την απόρριψη και την ανακύκλωση ενός BESS. Η έκφρασή του παρουσιάζεται στην ακόλουθη εξίσωση: = & +, +, +, +, [$] (7) Τα συνολικά O&M κόστη προκύπτουν από την άθροιση του πάγιου O&M κόστους ( ) σε μονάδες [$/KW] πολλαπλασιασμένου με την ισχύ της μπαταρίας ( ) και του μεταβλητού O&M κόστους ( ) σε μονάδες [$/KW-year] πολλαπλασιασμένου με την ενέργεια της μπαταρίας ( ) και τους ετήσιους κύκλους ζωής (, ) όπως παρουσιάζεται και στην ακόλουθη εξίσωση. & = +, [$] (8) Εάν η διάρκεια ζωής του έργου είναι μεγαλύτερη από την διάρκεια ζωής των συστατικών στοιχείων του ESS, τότε τα τελευταία θα πρέπει να αντικατασταθούν με την λήξη της περιόδου αξιοποίησης τους. Το συνολικό κόστος αντικατάστασης ( ) στην παρούσα έρευνα αντιμετωπίζεται ως ίδιο με το μειωμένο σύμφωνα με την πτώση της αξίας που προκαλεί ο πληθωρισμός σε βάθος χρόνου, οπότε γίνεται και η αντικατάσταση. Παρόμοια αντιμετωπίζεται και το συνολικό κόστος αντικατάστασης ( ) με μία στοιχειώδη διαφορά. Επειδή σύμφωνα με την βιβλιογραφία [17] τα κόστη των μπαταριών ( ) αναμένεται να παρουσιάσουν μεγάλη πτώση τα επόμενα πέντε χρόνια, συγκεκριμένα έως και 50%, λαμβάνεται υπόψη αντίστοιχη μείωση και του. Ακολούθως παρατίθενται τα πρότυπα των εξισώσεων:, = (1 + ) [$] (9) 39

51 , = (1 + ) 50% [$] (10) όπου = ο ρυθμός πληθωρισμού = η διάρκεια ζωής του μετατροπέα = η διάρκεια ζωής της μπαταρίας Αντίστοιχα με παραπάνω εφόσον με τη λήξη της ζωής των τμημάτων του ESS θα γίνειαντικατάσταση, τα παλιά στοιχεία θα πρέπει να απορριφθούν και να ανακυκλωθούν. Το κόστος για την απόρριψη και αντικατάσταση του συστήματος μετατροπής ισχύος (, ) εκφράζεται σε [$/kw]ενώ του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (, ) σε [$/kwh]. Ο υπολογισμός του συνολικού κόστους παρουσιάζεται στις ακόλουθες εξισώσεις:, =, (1 + ) [$] (11), =, (1 + ) [$] (12) Μεθοδολογία Υπολογισμού Οφέλους Στην ανάλυση των υπηρεσιών που προηγήθηκε στο Κεφάλαιο 3 έγινε ειδική αναφορά στο γενικότερο πλαίσιο αποτίμησης του οφέλους το οποίο προκύπτει από την παροχή της εκάστοτε υπηρεσίας. Συνδυάζοντας τις αναφορές αυτές με τους εξωτερικούς παράγοντες οι οποίοι υφίστανται εξαιτίας της συμμετοχής του μοντέλου μελέτης στον υφιστάμενο φορέα RTO της διασύνδεσης PJM, προκύπτουν οι εξής αναλυτικοί τύποι υπολογισμού οφέλους των παρεχόμενων υπηρεσιών. Οικονομικό όφελος αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού Αρχικά υπολογίζεται το συνολικό κόστος του σχεδίου αναβάθμισης (total project cost TPC) αξιοποιώντας το διαθέσιμο κόστος εγκατάστασης, δηλαδή είτε το κόστος εξοπλισμού ανά εγκατεστημένη ισχύ ( _ ) είτε το κόστος εξοπλισμού ανά προστιθέμενη ισχύ ( _ ). Οι αντίστοιχοι τύποι υπολογισμού είναι οι εξής: = ( + ) _ [$] (13) = _ [$] (14) 40

52 όπου = η ονομαστική ισχύς που μεταφέρει η γραμμή του δικτύου διανομής Αφού υπολογιστεί το συνολικό κόστος του σχεδίου αναβάθμισης, η ετήσια χρέωση για να αγορασθεί ο εξοπλισμός αναβάθμισης η οποία αποτελεί παράλληλα το ετήσιο όφελος του συστήματος υπολογίζεται ως εξής:, = [$ ] (15) όπου = το αντιπροσωπευτικό ποσοστό χρέωσης της επιχείρησης Οικονομικό όφελος υπηρεσίας μετατόπισης τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας Όπως αναφέρθηκε στην εισαγωγή της μεθοδολογίας υπολογισμού κόστους του BESS, ένα από τα συστατικά μέρη του κόστους λειτουργίας είναι αυτό που σχετίζεται με τα έξοδα φόρτισης ενέργειας, δηλαδή με το χρονικό διάστημα κατά το οποίο το σύστημα αναπληρώνει το κομμάτι της ενέργειας το οποίο πωλήθηκε στον RTO του δικτύου. Μια συνηθισμένη τακτική για τον υπολογισμό του οικονομικού οφέλους που προκύπτει από τις προγραμματισμένες συναλλαγές ενέργειας, η οποία λαμβάνει παράλληλα υπόψη της το κόστος φόρτισης του BESS, είναι ο υπολογισμός του καθαρού κέρδους της υπηρεσίας μετατόπισης τιμής. Συγκεκριμένα το μικτό κέρδος (gross revenue) το οποίο προκύπτει από την πώληση (εκφόρτιση) ενέργειας προς το δίκτυο υπολογίζεται ως: όπου = ( )[$] (16) = αξίες συναλλαγής ενέργειας κατά το χρονικό διάστημα της εκφόρτισης Το κόστος φόρτισης του BESS το οποίο προκύπτει από την αγορά (φόρτιση) ενέργειας από το δίκτυο, υπολογίζεται με την εξής τρόπο: όπου = ( )[$] (17) = αξίες συναλλαγής ενέργειας κατά το χρονικό διάστημα της φόρτισης. 41

53 Τελικά το καθαρό κέρδος της υπηρεσίας μετατόπισης τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας υπολογίζεται από τον τύπο: = [$] (18) Οικονομικό όφελος ρύθμισης συχνότητας δικτύου Όπως αναλύθηκε στην προεπισκόπηση της ρυθμιστικής αγοράς PJM, σκοπός του RTO είναι ο καθορισμός των ωριαίων δημοπρατούμενων τιμών βάσει των οποίων υπολογίζονται τα κέρδη τα οποία αναλογούν σε κάθε ρυθμιστική μονάδα. Εκτός από τις δημοπρατούμενες τιμές (RMCP, RMPCP, RMCCP) στην μεθοδολογία υπολογισμού των κερδών λαμβάνονται υπόψη και οι εξής παράγοντες: ο βαθμός απόδοσης (performance score) των ρυθμιστικών μονάδων καθώς και η αναλογία των αποστάσεων μεταβολής (mileage ratio) των ρυθμιστικών σημάτων REG-A, REG-B. Η απόσταση μεταβολής ορίζεται ως το άθροισμα των απόλυτων μεταβολών ενός σήματος κατά την διάρκεια μιας συγκεκριμένης χρονικής περιόδου. Για λόγους συμβατότητας με τα υπόλοιπα χρησιμοποιούμενα μεγέθη τα οποία εκφράζονται ανά μια ώρα, η απόσταση μεταβολής υπολογίζεται μεταξύ δυο διαδοχικών ωρών σύμφωνα με τον τύπο: = [ ] (19) = [ ] (20) Εξαιτίας της φύσης του ρυθμιστικού σήματος ελέγχου D το οποίο καλύπτει πολύ μεγαλύτερη απόσταση συγκριτικά με το ρυθμιστικό σήμα ελέγχου A, οι δυναμικές ρυθμιστικές μονάδες καλύπτουν αντίστοιχα πολύ μεγαλύτερο εύρος ρύθμισης συγκριτικά με τις συμβατικές μονάδες ρύθμισης. Για να αποτυπωθεί η συγκεκριμένη διαφορά μεταξύ των αποστάσεων των δυο ρυθμιστικών σημάτων, ορίζεται ως μέγεθος η αναλογία των αποστάσεων μεταβολής σύμφωνα με τον τύπο: = (21) Στην Εικόνα 4-5 αποτυπώνεται γραφικά η αναλογία των αποστάσεων μεταβολής των δυο ρυθμιστικών σημάτων για την διάρκεια τριών μηνών. 42

54 Εικόνα 4-5 Αναλογία των αποστάσεων μεταβολής των ρυθμιστικών σημάτων REG-A και REG-D [4] Αφότου ορίστηκαν όλοι οι παράγοντες οι οποίοι επηρεάζουν τον υπολογισμό του οφέλους της ρύθμισης συχνότητας, είναι πλέον δυνατή η κατάστρωση των αντίστοιχων τύπων. Αρχικά το κέρδος από την παροχή ρύθμισης ικανότητας δίνεται από το γινόμενο της ανατιθέμενης ρύθμισης, του βαθμού απόδοσης και της δημοπρατούμενης τιμής ικανότητας της ρυθμιστικής αγοράς: [$] = [ h] $ [ ] (22) Αντίστοιχα το κέρδος από την παροχή ρύθμισης απόδοσης δίνεται από το γινόμενο της ανατιθέμενης ρύθμισης, του βαθμού απόδοσης, της αναλογίας των αποστάσεων μεταβολής και της δημοπρατούμενης τιμής απόδοσης της ρυθμιστικής αγοράς: [$] = [ h] [ ] (23) Το συνολικό κέρδος από την παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας προκύπτει τελικά ως το άθροισμα των δυο επιμέρους κερδών: [$] = [$] + [$] (24) $ 43

55 4.3 Μεγέθη αξιολόγησης Προσεγγίσεις Ανάλυσης Κόστους-Οφέλους (Cost Benefit Analysis - CBA) Ο σκοπός της ανάλυσης κόστους-οφέλους είναι να συγκρίνει συστηματικά τα συνολικά κόστη και κέρδη των διάφορων σεναρίων χρήσης ενός ESS κατά τη διάρκεια της ζωής του, με στόχο να αναδειχθεί η πιο αποτελεσματική λύση. Ένα σύνολο των πιο καθοριστικών όρων για την υλοποίηση της ανάλυσης αυτής αναπτύσσεται στο παρόν κεφάλαιο. Καθαρή Παρούσα Αξία (Net Present Value - NPV) Η Καθαρή Παρούσα Αξία (Net present value NPV) είναι το άθροισμα των παρουσών αξιών των εισερχόμενων και εξερχόμενων ταμειακών ροών κατά τη διάρκεια μιας χρονικής περιόδου. Μετράει το πλεόνασμα ή την έλλειψη ταμειακών ροών, σε όρους παρούσας αξίας, σε σχέση με το κόστος κεφαλαίων που χρησιμοποιήθηκαν για μια επένδυση. Είναι ένα χρήσιμο εργαλείο για να καθοριστεί αν μια επένδυση ή ένα έργο κρίνεται συμφέρον να χρηματοδοτηθεί ή όχι. Λαμβάνει υπόψη την επίδραση του πληθωρισμού (που αυξάνει το κόστος των στοιχείων στο μέλλον) και το προεξοφλητικό επιτόκιο. Η τιμή της καθαρής παρούσας αξίας υπολογίζεται σύμφωνα με την ακόλουθη φόρμουλα [7]: = + (25) H Καθαρή Παρούσα Αξία μπορεί να ερμηνευτεί όπως ακολουθεί: NPV> 0: τα κέρδη υπερβαίνουν τα κόστη με βάση τις υποθέσεις που έχουν χρησιμοποιηθεί και η επένδυση μπορεί να είναι οικονομικά αποδοτική. NPV< 0: τα κόστη υπερβαίνουν τα κέρδη σε σχέση τις υποθέσεις που έχουν χρησιμοποιηθεί, συνεπώς η εγκατάσταση δεν είναι αποδοτική με βάση τις ροές εισόδων που έχουν προσδιοριστεί. NPV = 0: τα κόστη και τα κέρδη είναι ίσα. Λόγος Οφέλους/Κόστους (Benefit/Cost Ratio - BCR) Είναι ένας λόγος που αντιπροσωπεύει τα κέρδη ενός έργου ή επένδυσης σε σύγκριση με τα κόστη του. Το BCR μπορεί να είναι αυστηρά ένας οικονομικός όρος, συγκρίνοντας την αναμενόμενη επιστροφή στα κόστη της επένδυσης ή να λαμβάνεται υπόψη για προσεγγίσεις ποιοτικών μετρήσεων. Ο λόγος οφέλους/κόστους διαιρεί την προεξοφλημένη ροή των ωφελειών με την προεξοφλημένη ροή του κόστους. Αν B = ροή ωφελειών και C = ροή κόστους, τότε: 44

56 = ( ) ( ) (26) Χρονική Περίοδος Αποπληρωμής (Payback Period - PP) Η χρονική περίοδος αποπληρωμής είναι ο χρόνος που απαιτείται για να καλυφθούν οι επενδυτικές δαπάνες ενός έργου. Η χρονική περίοδος αποπληρωμής μιας δοθείσας επένδυσης κρίνει σε σημαντικό βαθμό την επικινδυνότητα του έργου σε περίπτωση που η πρώτη είναι πολύ μεγάλη. Οι επιμέρους χρηματικές ροές κάθε έτους προστίθενται ξεκινώντας από της αρχή του έργου μέχρι οι αθροιστικές χρηματικές ροές να εξισωθούν με την αρχική επένδυση. Τα χρόνια που είναι απαραίτητα για να συμβεί αυτό αντιπροσωπεύουν την περίοδο αποπληρωμής. 45

57 5 Παρουσίαση διευρυμένου μοντέλου μελέτης Ανάλυση εργαλείου λογισμικού Σε πολλές περιπτώσεις περισσότερα από ένα οφέλη απαιτούνται από ένα ESS έτσι ώστε τα κέρδη να υπερβούν τα κόστη [9]. Μέσω της περίπτωσης χρήσης του εξεταζόμενου μοντέλου που αναφέρθηκε στο Κεφάλαιο 3 θα επιχειρηθεί η προσομοίωση της λειτουργίας ενός ESS τοποθετημένου σε έναν υποσταθμό διανομής, που θα παρέχει τις εξής υπηρεσίες με σειρά προτεραιότητας: 1. Αναβολή Αναβάθμισης Εξοπλισμού Διανομής 2. Χρονική Μετατόπιση Τιμής Ενέργειας 3. Ρύθμιση Συχνότητας Η σειρά προτεραιότητας σύμφωνα με την οποία παρέχονται οι υπηρεσίες ενός ESS εξαρτάται από τους εξής παράγοντες: Η χρονική διάρκεια για την οποία το BESS είναι υποχρεωμένο να παρέχει την εκάστοτε υπηρεσία (service s commitment duration). Το μέγεθος της ποινής στην οποία υπόκεινται το BESS σε περίπτωση αδυναμίας αυτού να παρέχει την εκάστοτε υπηρεσία (service s unavailability penalty). Ανάμεσα στις παρεχόμενες υπηρεσίες η αναβολή αναβάθμισης του εξοπλισμού διανομής βρίσκεται στην κορυφή της ιεραρχικής πυραμίδας (Εικόνα 5-1). Όσον αφορά τις υπόλοιπες δυο υπηρεσίες, αυτές βρίσκονται στο ίδιο επίπεδο προτεραιότητας, γεγονός το οποίο τις καθιστά εξίσου ανταγωνιστικές για την συμμετοχή τους στο λειτουργικό προφίλ του εξεταζόμενου μοντέλου. Εικόνα 5-1 Ιεραρχική κατηγοριοποίηση παρεχόμενων υπηρεσιών 46

58 Μόλις το BESS εκπληρώσει τη δέσμευσή του για την καθυστέρηση αναβάθμισης στη διανομή, η περίσσεια λειτουργική ικανότητα του συστήματος κατανέμεται ανάμεσα στις δύο επόμενες υπηρεσίες με τέτοιον τρόπο ώστε να μεγιστοποιηθεί το κέρδος. 5.1 Σενάρια εγκατάστασης BESS Η κορυφαία προτεραιότητα της αποστολής του BESS είναι να διατηρήσει την αυξανόμενη κορυφή του φορτίου στον υποσταθμό κάτω από ένα συγκεκριμένο όριο για όση διάρκεια απαιτείται, έτσι ώστε να αναβάλλει την επένδυση διανομής [16]. Η ιεράρχηση επιλέγεται με αυτή τη σειρά, διότι η επίπτωση της αποτυχίας αποφυγής της αιχμής φορτίου είναι η μεγαλύτερη. Το σύστημα συνεπώς πρέπει να είναι συνεχώς διαθέσιμο κατά τη διάρκεια των ωρών αιχμής, οι οποίες συνήθως εμφανίζονται λίγες ώρες το χρόνο ανάλογα με τη μορφή και το ποσοστό αύξησης του φορτίου, Eικόνα 5-2. Εικόνα 5-2 Καμπύλες φορτίου ζήτησης κατά τις ημέρες αιχμής Υποθέσεις Καθώς η αιχμή του φορτίου πρέπει οπωσδήποτε να αποφευχθεί, επιλέγεται η σχεδίαση των τεχνολογικών χαρακτηριστικών του BESS με βάση τις απαιτήσεις της υπηρεσίας αναβολής εξοπλισμού. Για την αναγνώριση των ημερών αιχμής (peak days) οι οποίες παρουσιάζονται κατά την διάρκεια του έτους, αξιοποιούνται τα ιστορικά δεδομένα του φορτίου ζήτησης (load profiles) [28] της περιοχής του εξεταζόμενου μοντέλου όπως αυτό ορίστηκε στο Κεφάλαιο 3. Συγκεκριμένα λαμβάνεται υπόψη η καμπύλη με την υψηλότερη και πιο ευρεία αιχμή για το 47

59 έτος 2013, βάσει της οποίας γίνονται οι εξής παραδοχές: α) η ανάλυση γίνεται σε βάθος 10 χρόνων, β) η δεδομένη καμπύλη παρουσιάζει αύξηση 1% κάθε χρόνο (extrapolated curves) και γ) η ονομαστική ισχύ της γραμμής είναι 18850kW. Κατά το αρχικό έτος της ανάλυσης το φορτίο ζήτησης παραμένει διαρκώς χαμηλότερο συγκριτικά με το όριο αντοχής του εξοπλισμού επομένως δεν υφίσταται η ανάγκη αναβολής αναβάθμισης του υφιστάμενου εξοπλισμού. Τέλος εξαιτίας των τυποποιημένων μεγεθών των διαθέσιμων μπαταριών (50kW, 100kW, 200kW) καθώς και του πιθανού λάθους στην πρόβλεψη της αύξησης του φορτίου, τα υπολογιζόμενα μεγέθη του BESS αυξάνονται κατά 20% σύμφωνα με τους κανόνες τυποποίησης. Δυνατότητα Σπονδυλωτής Κατασκευής Ένα χαρακτηριστικό των BESS που αποδεικνύεται ιδιαίτερα χρήσιμο για την διεκπεραίωση των σεναρίων τμηματικής εγκατάστασης είναι η δυνατότητα σπονδυλωτής κατασκευής, όπως παρουσιάζεται στην Εικόνα 5-3 [14]. Με αυτήν την ιδιότητα επιτυγχάνεται καλύτερη διαχείριση του επιπέδου ισχύος και της διάρκειας εκφόρτισης, διότι επιτρέπεται στους φορείς ηλεκτρισμού να αυξήσουν ή να μειώσουν την ικανότητα αποθήκευσης, όταν και όπου χρειαστεί, σε ανταπόκριση των μεταβαλλόμενων συνθηκών ζήτησης και παραγωγής. Ειδικότερα, η δυνατότητα σπονδυλωτής κατασκευής δίνει την δυνατότητα στις επιχειρήσεις παροχής ηλεκτρισμού να διαχειριστούν το ρίσκο που σχετίζεται με μεγάλες επενδύσεις στην διανομή, καθώς η πρόσθεση (ή αφαίρεση) μικρών τμημάτων αποθήκευσης εξαλείφει την όποια αβεβαιότητα στην πρόβλεψη του φορτίου. Εικόνα 5-3 Βασικό διάγραμμα σύνδεσης BESS Στη συνέχεια επιλέγονται τρία σενάρια εγκατάστασης της μπαταρίας για την ανάδειξη της πιο οικονομικά αποδοτικής μεθόδου σύνδεσης ενός BESS στη φορτισμένη περιοχή. 48

60 5.1.1 Εγκατάσταση μπαταρίας εξ αρχής Εγκατάσταση της μπαταρίας από την αρχή της επένδυσης με χαρακτηριστικά (ισχύ, ενέργεια, διάρκεια εκφόρτισης) που προλαμβάνουν την κάλυψη φορτίου για την επόμενη δεκαετία. Συγκεκριμένα η μέγιστη ονομαστική ισχύς της μπαταρίας ( ) εκφράζει τη διαφορά της αιχμής της καμπύλης για το δέκατο έτος και της ονομαστικής ισχύος της γραμμής διανομής, ενώ η μέγιστη ονομαστική ενέργεια ( ) το εμβαδόν ανάμεσα στην υπερφόρτιση και την ονομαστική ισχύ της γραμμής διανομής. Όπως αναφέρθηκε στην περιγραφή της υπηρεσίας αναβολής αναβάθμισης, η διάρκεια της απαιτούμενης εκφόρτισης ( ) υπολογίζεται όπως έχει αναλυθεί και στο Κεφάλαιο 2 από τον λόγο /. Εικόνα 5-4 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο εξ αρχής εγκατάστασης Έτος ( ) Πίνακας 5-1 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Εγκατάσταση μπαταρίας εξ αρχής Ισχύς Ενέργεια ( = ) ( = ) [kw] [kwh] Εκφόρτιση ( ) [ώρες] Τμηματική εγκατάσταση μπαταρίας ανά έτος Εγκατάσταση των μπαταριών κάθε χρόνο με τεχνολογικά χαρακτηριστικά που λαμβάνουν υπόψη την κάλυψη της προβλεπόμενης αιχμής φορτίου για το επόμενο έτος. Σύμφωνα με τη λογική της προηγούμενης κατηγορίας η μέγιστη ονομαστική ισχύς της εκάστοτε μπαταρίας (i=1,2,,10) εκφράζει τη διαφορά της αιχμής της καμπύλης για το επόμενο έτος και της ονομαστικής ισχύος της γραμμής διανομής, η μέγιστη ονομαστική ενέργεια (i=1,2,,10) 49

61 το εμβαδόν ανάμεσα στην υπερφόρτιση και την ονομαστική ισχύ της γραμμής, ενώ η διάρκεια εκφόρτισης τον λόγο των προαναφερθέντων ( = / ). Εικόνα 5-5 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος Έτος ( ) Πίνακας 5-2 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Εγκατάσταση μπαταρίας ανά 1 έτος Ισχύς( ) Ενέργεια ( ) [kw] [kwh] Εκφόρτιση ( ) [ώρες] Τμηματική εγκατάσταση μπαταρίας ανά δύο έτη Εγκατάσταση των μπαταριών κάθε δύο χρόνια με τεχνολογικά χαρακτηριστικά που λαμβάνουν υπόψη την κάλυψη της προβλεπόμενης αιχμής φορτίου για τα επόμενα δύο έτη. Σύμφωνα με τη λογική των προηγούμενων κατηγοριών η μέγιστη ονομαστική ισχύς της 50

62 εκάστοτε μπαταρίας (i=1,3,,9) εκφράζει τη διαφορά της αιχμής της καμπύλης για τα επόμενα δύο έτη και της ονομαστικής ισχύος της γραμμής διανομής, η μέγιστη ονομαστική ενέργεια (i=1,3,,9) το εμβαδόν ανάμεσα στην υπερφόρτιση και την ονομαστικής ισχύ της γραμμής διανομής, ενώ η διάρκεια εκφόρτισης τον λόγο των προαναφερθέντων ( = / ). Εικόνα 5-6 Απαιτήσεις ενέργειας και ισχύος του BESS για το σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη Έτος ( ) Πίνακας 5-3 Αποτελέσματα υπολογισμού των διαστάσεων του BESS [MATLAB] Εγκατάσταση μπαταρίας ανά 2 έτη Ισχύς( ) Ενέργεια ( ) [kw] [kwh] Εκφόρτιση ( ) [ώρες] , , , , ,

63 5.2 Λειτουργικό προφίλ μοντέλου μελέτης Σκοπός κάθε BESS είναι η μεγιστοποίηση των κερδών τα οποία προκύπτουν από τις παρεχόμενες υπηρεσίες μέσω της βελτιστοποίησης της χρονικής παροχής (dispatch schedule) αυτών. Για την κατάστρωση του βέλτιστου προφίλ της χρονικής παροχής των υπηρεσιών του υφιστάμενου μοντέλου μελέτης είναι αναγκαία η σύγκριση των οικονομικών οφελών που προκύπτουν από την εκάστοτε υπηρεσία Μεθοδολογία χρονικής παροχής υπηρεσιών Χρονική σύμπτωση υπηρεσιών αναβολής αναβάθμισης και χρονικής μετατόπισης ενέργειας Κατά την διάρκεια των ημερών αιχμής του δικτύου, οι οποίες ορίζουν τις ημέρες παροχής της υπηρεσίας αναβολής αναβάθμισης, το BESS καλείται να ικανοποιήσει την ζήτηση του φορτίου στην διάρκεια των ωρών αιχμής (peak shaving). Η διαδικασία αυτή ουσιαστικά συμπίπτει με την παροχή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης της τιμής της ενέργειας [9], με την βασική διαφορά ότι η ισχύς εξόδου (dispatch) του συστήματος καθορίζεται από την μορφή του εξυπηρετούμενου φορτίου ζήτησης. Σύμφωνα με την προηγούμενη παρατήρηση το BESS περιορίζεται όσον αφορά την επιλογή των πιο επικερδών χρονικών περιόδων συναλλαγής ενέργειας, όπως αναλύθηκε στην περιγραφή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης της ενέργειας (Κεφάλαιο 3). Παρόλα αυτά, εξαιτίας της συσχέτισης μεταξύ της ζήτησης φορτίου και των τοπικών ωριαίων τιμών συναλλαγής ενέργειας (hourly LMPs) και πιο συγκεκριμένα των υψηλών τιμών των LMPs κατά την διάρκεια υψηλής ζήτησης, η λογική του αλγορίθμου εκτίμησης του κέρδους μετατόπισης τιμής διατηρείται αποφέροντας καθαρό κέρδος στο σύστημα. Επομένως η ταυτόχρονη εξυπηρέτηση των δυο συγκεκριμένων υπηρεσιών αποδεικνύεται ιδιαίτερα επικερδής, καθώς ενώ τα οφέλη που προκύπτουν από την εκφόρτιση του BESS αθροίζονται για τις συγκεκριμένες ημέρες αιχμής, η απαιτούμενη φόρτιση ενέργειας παραμένει κοινή και πραγματοποιείται μια φορά κατά την διάρκεια της εκάστοτε ημέρας. Η λειτουργία χρονικής σύμπτωσης των δυο υπηρεσιών παρουσιάζεται στην Εικόνα 5-7 η οποία προέκυψε από την σχετική προσομοίωση στο εργαλείο λογισμικού. 52

64 Εικόνα 5-7 Λειτουργία χρονικής σύμπτωσης αναβολής αναβάθμισης και χρονικής μετατόπισης ενέργειας Σε αυτό το σημείο πρέπει να αναφερθεί το γεγονός ότι η υφιστάμενη εφαρμογή στην οποία βασίστηκε το συγκεκριμένο μοντέλο μελέτης υλοποιήθηκε και λειτουργεί ως ιδιοκτησία της εταιρίας American Electric Power, η οποία είναι φορέας ανεξάρτητος του RTO και κατ επέκταση της διασύνδεσης PJM. Ο συγκεκριμένος διαχωρισμός επιτρέπει την είσπραξη ξεχωριστών οφελών για την ταυτόχρονη παροχή των δυο υπηρεσιών εκ μέρους του ESS, καθώς η ενέργεια εκφόρτισης για την κάλυψη του φορτίου αιχμής αποτελεί την ίδια στιγμή αγαθό ενέργειας άρα και αντικείμενο συναλλαγής μεταξύ των δυο φορέων (ESS RTO). Στρατηγική διαχείρισης διαθέσιμων κύκλων παροχής υπηρεσιών Έχοντας πλέον αναγνωρίσει τις ημέρες αιχμής ενός έτους, οι διαθέσιμοι κύκλοι (use cycles) για την παροχή των υπόλοιπων υπηρεσιών υπολογίζονται από την διαφορά των ισοδύναμων ετήσιων κύκλων του BESS (, ) και των κύκλων αναβολής αναβάθμισης (deferral cycles): =, (27) Στην βιβλιογραφία υπάρχουν διάφορες προτεινόμενες στρατηγικές διαχείρισης των διαθέσιμων κύκλων για την παροχή των υπηρεσιών χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας και ρύθμισης συχνότητας [33]. Οι δυο επικρατέστερες αφορούν: την αποκλειστική παροχή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης για το εύρος των διαθέσιμων κύκλων και την παροχή του συνδυασμού των προαναφερθέντων υπηρεσιών. Οι τιμές των ωριαίων αξιών συναλλαγής ενέργειας (LMPs) οι οποίες χρησιμοποιούνται και στις δυο στρατηγικές αναφέρονται στην αγορά μελλοντικού χρόνου (Day-ahead market), ενώ οι δημοπρατούμενες 53

65 τιμές της ρυθμιστικής αγοράς υπολογίζονται σύμφωνα με την ανάλυση της ρυθμιστικής αγοράς του Κεφαλαίου 4. Αποσκοπώντας στο μεγαλύτερο δυνατό βάθος ανάλυσης, η στρατηγική διαχείρισης η οποία εφαρμόστηκε στο εξεταζόμενο μοντέλο μελέτης αντιστοιχεί στην περίπτωση της συνδυαστικής παροχής των δυο υπηρεσιών, με την διαφορά του εξωτερικού ελέγχου του ποσοστού των διαθέσιμων κύκλων που αντιστοιχούν στην εκάστοτε υπηρεσία. Συγκεκριμένα ο αριθμός των διαθέσιμων κύκλων για την παροχή της υπηρεσίας μετατόπισης της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας (Time-Shift cycles) θεωρείται ως λειτουργική παράμετρος του συστήματος, επομένως είναι ανεξάρτητα μεταβαλλόμενη. Σε αυτό το σημείο λαμβάνουμε υπόψη τις εξής παραδοχές: α) το BESS εξυπηρετεί σε κάθε διαθέσιμο κύκλο αποκλειστικά μια υπηρεσία, γεγονός το οποίο συνάδει με την συμβατότητα της υπηρεσίας ρύθμισης ενέργειας (Κεφάλαιο 3), β) σε κάθε ημερολογιακή ημέρα αντιστοιχεί ένας διαθέσιμος κύκλος. Συνδυάζοντας λοιπόν τις προηγούμενες παραδοχές, οι συνολικοί διαθέσιμοι κύκλοι για την παροχή ρύθμισης συχνότητας (Frequency regulation cycles) υπολογίζονται σύμφωνα με τον τύπο: = h (28) Γραφικά το εφαρμοζόμενο λειτουργικό προφίλ του μοντέλου μελέτης συνοψίζεται σύμφωνα με την Εικόνα 5-8: Εικόνα 5-8 Λειτουργικό προφίλ μοντέλου μελέτης 54

66 Ολοκληρώνοντας την ενότητα της παρουσίασης του λειτουργικού προφίλ του εξεταζόμενου BESS θα πρέπει να τονιστούν δυο πολύ σημαντικές παραδοχές: Το επίπεδο φόρτισης (SOC) του BESS ανεξάρτητα από τον εκάστοτε τρόπο λειτουργίας (αριθμός time-shift cycles, frequency regulation cycles), διατηρείται μεταξύ 5%-95% της συνολικής χωρητικότητάς του, εύρος το οποίο καθορίζεται από το βάθος εκφόρτισης (DOD=90%). Διατηρώντας το επίπεδο φόρτισης της μπαταρίας εντός του συγκεκριμένου εύρους εξασφαλίζουμε την συμμετοχή του BESS τόσο στην ανοδική όσο και στην καθοδική υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας για το σύνολο του χρόνου μιας ημέρας (24 ώρες). Η ανατιθέμενη ισχύς (assigned regulation) η οποία αντιστοιχεί στο BESS κατά την συμμετοχή του στην υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας, ισοδυναμεί με την συνολική ισχύ του συστήματος σύμφωνα με το σενάριο εγκατάστασης το οποίο επιλέχθηκε. 5.3 Παρουσίαση αλγορίθμου Στην ενότητα που ακολουθεί θα παρουσιαστεί ο τρόπος ενσωμάτωσης των σεναρίων εγκατάστασης, των λειτουργικών προφίλ, καθώς και των βασικών παραδοχών που παρατέθηκαν στις ενότητες 5.1 και 5.2 στο αναπτυχθέν εργαλείο λογισμικού. Αρχικά παρουσιάζεται το βασικό διάγραμμα ροής (Εικόνα 5-9), ενώ στην συνέχεια παριστάνονται μέσω μπλοκ διαγραμμάτων οι επιμέρους συναρτήσεις σε συνδυασμό με τις αντίστοιχες εισόδους και εξόδους. 55

67 Εικόνα 5-9 Διάγραμμα ροής εργαλείου λογισμικού Εικόνα 5-10 Δημιουργία τυπικών καμπυλών φορτίου 56

68 Εικόνα 5-11 Σχεδίαση διαστάσεων BESS ανάλογα το επιλεχθέν σενάριο εγκατάστασης Εικόνα 5-12 Υπολογισμός συνολικού κόστους του σχεδιαζόμενου BESS Εικόνα 5-13 Καθορισμός λειτουργικού προφίλ του σχεδιαζόμενου BESS 57

69 Εικόνα 5-14 Υπολογισμός οφέλους εξαιτίας της αναβολής αναβάθμισης Εικόνα 5-15 Υπολογισμός οφέλους κατά την διάρκεια των ημερών αιχμής Εικόνα 5-16 Υπολογισμός οφέλους για τους κύκλους χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας 58

70 Εικόνα 5-17 Υπολογισμός οφέλους για τους κύκλους ρύθμισης συχνότητας Εικόνα 5-18 Συνολική οικονομική αξιολόγηση του σχεδιαζόμενου BESS 5.4 Προσομοιώσεις σεναρίων Για την υλοποίηση της οικονομικής αξιολόγησης ορίστηκαν τρία σενάρια προσομοιώσεων, τα οποία διαφοροποιούνται ανάλογα με τον τρόπο εγκατάστασης του BESS όπως αναλύθηκε στις προηγούμενες ενότητες. Όσον αφορά το λειτουργικό προφίλ του εκάστοτε σεναρίου, αυτό μεταβάλλεται μεταξύ τριών διαφορετικών περιπτώσεων: Λειτουργικό προφίλ 1: Το εγκατεστημένο BESS εκτός από την αναβολή της αναβάθμισης εξοπλισμού παρέχει για το σύνολο των διαθέσιμων κύκλων την υπηρεσία χρονικής μετατόπισης ηλεκτρικής ενέργειας. 59

71 Λειτουργικό προφίλ 2: Το εγκατεστημένο BESS εκτός από την αναβολή της αναβάθμισης εξοπλισμού παρέχει στο δίκτυο την υπηρεσία χρονικής μετατόπισης της ηλεκτρικής ενέργειας για είκοσι κύκλους, ενώ προσφέρει στο δίκτυο ρύθμιση συχνότητας για τους εναπομείναντες κύκλους (frequency regulation cycles). Λειτουργικό προφίλ 3: Το εγκατεστημένο BESS συνδυάζει την αναβολή της αναβάθμισης εξοπλισμού με την αποκλειστική παροχή ρύθμισης συχνότητας. Οι τιμές των παραμέτρων οι οποίες θεωρούνται ως δεδομένα εισόδου καθώς και τα λειτουργικά προφίλ των προσομοιώσεων συνοψίζονται στους πίνακες που ακολουθούν. Πίνακας 5-4 Τεχνολογικά Χαρακτηριστικά Μπαταρίας (Li-ion) Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Ετήσιοι Κύκλοι C L,a 350 [29] Αποδοτικότητα Συστήματος η Sys 90% [18] Διάρκεια Ζωής Μετατροπέα Τ PCS 8 έτη [18] Διάρκεια Ζωής Μπαταρίας T stor 8 έτη [18] Αντικατάσταση Μετατροπέα R PCS 1 [εξαρτώμενο από T] Αντικατάσταση Μπαταρίας R stor 1 [εξαρτώμενο από T] Απόρριψη Μετατροπέα D pcs 1 [εξαρτώμενο από T] Απόρριψη Μπαταρίας D stor 1 [εξαρτώμενο από T] Πίνακας 5-5 Κόστη Μπαταρίας (LI-ion) Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Μονάδες Κόστος Μετατροπέα C pcs 150 [19] $/kw Κόστος Μπαταρίας C stor 300 [29] $/kwh Κόστος Εγκατάστασης C bop 85 [17] $/kw Πάγιο Λειτουργικό Κόστος C fom 7.5 [31] $/kw-year Μεταβλητό Λειτουργικό Κόστος C vom 2.3 [31] $/kwh Κόστος Απόρριψης Μετατροπέα C dr_pcs 5.55 $/kw Κόστος Απόρριψης Μπαταρίας C dr_stor 5.55 $/kwh 60

72 Πίνακας 5-6 Κόστος Αναβάθμισης Συστήματος Διανομής Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Μονάδες Συνολικό Κόστος Επένδυσης TPC 2,270,000 $ Κόστος ανά Εγκατεστημένη Ισχύ C upg_installed 100 [10] $/kw-installed Κόστος ανά Προστιθέμενη Ισχύ C upg_added 590 $/kw-added Πίνακας 5-7 Οικονομικές Παραδοχές Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Προεξοφλητικό Επιτόκιο i 10% [16] Δείκτης Πληθωρισμού a 2% [16] [3] Ομοσπονδιακός Φόρος tax 35% [1] [3] Επιτόκιο Επανεπένδυσης wacc 8% [1] Πάγιο Επιτόκιο Επιβάρυνσης FCR 12% [10] Διάρκεια Ζωής Έργου T 10 έτη Πίνακας 5-8 Σενάρια εγκατάστασης-λειτουργικά προφίλ Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Σενάριο Εγκατάστασης scenario 1-3 Κύκλοι Αναβολής Αναβάθμισης Deferral_cycles 3 Λειτουργικό Προφίλ operation Κύκλοι Χρονικής Μετατόπισης Τιμής TimeShift_cycles Κύκλοι Ρύθμισης Συχνότητας FreqReg_cycles Εύρος Φόρτισης Μπαταρίας SOC 5%-95% Ονομαστική Ισχύς Γραμμής Line_Capacity [kw] Ετήσια Αύξηση Φορτίου Load_Growth 1% 5.5 Αποτελέσματα προσομοιώσεων - Σχολιασμός οικονομικής αξιολόγησης Τα αποτελέσματα της οικονομικής αξιολόγησης των συνολικά εννέα προσομοιώσεων παρουσιάζονται μέσω των μεγεθών αξιολόγησης στους παρακάτω συγκεντρωτικούς πίνακες. 61

73 Πίνακας 5-9 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ 1 Λειτουργικό Προφίλ 1 Σενάριο Εγκατάστασης BCR NPV PP Εξ αρχής $4,557,396 - Ανά 1 έτος $1,106,874 - Ανά 2 έτη $1,455,022 - Πίνακας 5-10 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ 2 Λειτουργικό Προφίλ 2 Σενάριο Εγκατάστασης BCR NPV PP Εξ αρχής $604, Ανά 1 έτος $956, Ανά 2 έτη $1,001, Πίνακας 5-11 Αποτελέσματα αξιολόγησης σεναρίων εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ 3 Λειτουργικό Προφίλ 3 Σενάριο Εγκατάστασης BCR NPV PP Εξ αρχής $2,095, Ανά 1 έτος $5,878, Ανά 2 έτη $5,743, Ως γενικό συμπέρασμα από το σύνολο των προσομοιώσεων που πραγματοποιήθηκαν προκύπτει η εξάρτηση των οικονομικών μεγεθών (κόστος/όφελος) ενός BESS από ένα κοινό παράγοντα, ο οποίος είναι η διαστασιολόγηση του συστήματος δηλαδή η διαθέσιμη ισχύς και ενέργεια του. Από την πλευρά του συνολικού κόστους (κεφαλαιουχικό, λειτουργικό), η αύξηση των μεγεθών ενός BESS οδηγεί σε αντίστοιχη αύξηση του κόστους. Παρόμοια η αύξηση της διαθέσιμης ισχύος και ενέργειας καθιστά το BESS περισσότερο ανταγωνιστικό, τόσο στην παροχή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης της ενέργειας όσο και στην υπηρεσία ρύθμισης συχνότητας. Λαμβάνοντας υπόψη τον όμοιο τρόπο μεταβολής των δυο αντίρροπων αυτών δυνάμεων συναρτήσει του μεγέθους του BESS, το σημείο ισορροπίας των οικονομικών μεγεθών καθορίζεται από το εφαρμοζόμενο λειτουργικό προφίλ και πιο συγκεκριμένα από τον καταμερισμό των διαθέσιμων κύκλων που αντιστοιχούν σε κάθε υπηρεσία. 62

74 Όπως διαπιστώνεται από τα αποτελέσματα του Πίνακα 5-9, ο σχεδιασμός ενός BESS με σκοπό την αναβολή αναβάθμισης εξοπλισμού του δικτύου και την παροχή της υπηρεσίας χρονικής μετατόπισης της ενέργειας κατά το σύνολο των διαθέσιμων κύκλων, κρίνεται οικονομικά ασύμφορος ανεξαρτήτως του τρόπου εγκατάστασης αυτού. Αν και υπάρχει βελτίωση των οικονομικών δεικτών κατά την περίπτωση της τμηματικής αύξησης των διαστάσεων του BESS (σενάριο εγκατάστασης 2,3), καθώς ελαττώνονται αισθητά τόσο τα κεφαλαιουχικά όσο και τα λειτουργικά κόστη συγκριτικά με την περίπτωση της εξ αρχής εγκατάστασης, σε καμία των περιπτώσεων η επένδυση δεν κρίνεται οικονομικά βιώσιμη. Το συμπέρασμα αυτό αποτυπώνεται στα αρνητικά πρόσημα των δεικτών NPV καθώς και στους δείκτες BCR οι οποίοι προκύπτουν μικρότεροι του 1. Αντίθετα με τα αποτελέσματα του πρώτου σετ προσομοιώσεων, στην περίπτωση της λειτουργίας ενός BESS σύμφωνα με το λειτουργικό προφίλ 2 η οικονομική αξιολόγηση αυτού κρίνεται θετική. Μάλιστα όπως φαίνεται από τους δείκτες του Πίνακα 5-10 ο συγκεκριμένος τρόπος λειτουργίας του BESS είναι οικονομικά προσοδοφόρος για το σύνολο των σεναρίων εγκατάστασης. Συγκεκριμένα: Το BESS που εγκαταστάθηκε τμηματικά σύμφωνα με την ανά δυο έτη πρόβλεψη, παρουσιάζει τον μεγαλύτερο δείκτη NPV ($1,001,305) συγκριτικά με τους άλλους δύο τρόπους εγκατάστασης. Το αποτέλεσμα αυτό προκύπτει από το γεγονός ότι ο καταμερισμός των διαθέσιμων κύκλων πραγματοποιήθηκε υπέρ της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας, η οποία αποδεικνύεται σαφώς πιο προσοδοφόρα συγκριτικά με την χρονική μετατόπιση ενέργειας. Τα συνολικά κόστη των δύο τμηματικών σεναρίων εγκατάστασης είναι σαφώς μικρότερα σε σύγκριση με εκείνα του σεναρίου της εξ αρχής εγκατάστασης. Ανάμεσα στα δυο τμηματικά σενάρια εγκατάστασης τα συνολικά κόστη προκύπτουν μικρότερα στην περίπτωση της ετήσιας εγκατάστασης, γεγονός αναμενόμενο καθώς οι διαστάσεις του BESS είναι σκόπιμα αυξημένες στην περίπτωση της διετούς πρόβλεψης. Η χρονική περίοδος αποπληρωμής παρουσιάζει την μικρότερη τιμή της για την επένδυση της εξ αρχής εγκατάστασης του BESS, με το σενάριο εγκατάστασης 3 να παρουσιάζει την αμέσως μικρότερη τιμή. Συγκρίνοντας τα δυο πιο επικερδή σενάρια του συγκεκριμένου σετ προσομοιώσεων, η αυξημένη διαθέσιμη ισχύς του BESS του σεναρίου εγκατάστασης 3 έναντι του σεναρίου 63

75 εγκατάστασης 2, οδηγεί σε μεγαλύτερα οφέλη εξαιτίας της παροχής ρύθμισης συχνότητας και τελικά στην ανάδειξή του ως το πιο επικερδές σενάριο. Τέλος παρουσιάζεται το σετ προσομοιώσεων των τριών σεναρίων εγκατάστασης για την παροχή των υπηρεσιών αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού και ρύθμισης συχνότητας για το σύνολο των διαθέσιμων κύκλων. Όπως αποδεικνύεται από τα αποτελέσματα του Πίνακα 5-11, τα συγκεκριμένα επενδυτικά σενάρια αποδεικνύονται ιδιαίτερα προσοδοφόρα ανεξαρτήτως του τρόπου εγκατάστασης του BESS. Συγκεκριμένα τα σενάρια τμηματικής εγκατάστασης εμφανίζουν υψηλούς δείκτες NPV και BCR, ενώ η χρονική περίοδος αποπληρωμής της εκάστοτε επένδυσης είναι πολύ μικρή. Τα συγκεκριμένα αποτελέσματα θα μπορούσαν να χαρακτηριστούν παραπλανητικά λαμβάνοντας υπόψη τις ιδιαίτερα υψηλές δημοπρατούμενες τιμές της ρυθμιστικής αγοράς. Μάλιστα εξαιτίας της αναμενόμενης αύξησης των ρυθμιστικών μονάδων για την παροχή της συγκεκριμένης υπηρεσίας, αναμένεται ταυτόχρονη βελτίωση της συνολικής παροχής της υπηρεσίας και αντίστοιχη μείωση των δημοπρατούμενων τιμών της ρυθμιστικής αγοράς, η οποία μείωση τελικώς θα επιφέρει την υποτίμηση του συνολικού οφέλους ρύθμισης συχνότητας [8]. Συνοψίζοντας, το σενάριο της τμηματικής εγκατάστασης ανά δυο έτη σε συνδυασμό με το λειτουργικό προφίλ 2 αποτελεί το επενδυτικό σενάριο το οποίο εμφανίζει το μεγαλύτερο οικονομικό ενδιαφέρον. Στις εικόνες που ακολουθούν παρουσιάζονται τα συνολικά κόστη και οφέλη για το δεύτερο σετ προσομοιώσεων, καθώς και ο καταμερισμός αυτών των μεγεθών στην διάρκεια της περιόδου ανάλυσης του εκάστοτε σεναρίου. Ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζουν τα διαγράμματα της παρούσας αξίας κόστους και οφέλους για τα σενάρια τμηματικής εγκατάστασης, καθώς σε αυτά αποτυπώνεται η διακύμανση του συνολικού κόστους επένδυσης ανάλογα με τον τρόπο εγκατάστασης και τα έτη αντικατάστασης των μπαταριών. 64

76 Επενδυτικό σενάριο: Εξ' αρχής εγκατάσταση $ $ $0 -$ $ $ $ $ $ Παρούσα αξία κόστους Παρούσα αξία οφέλους Εικόνα 5-19 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου εξ αρχής εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ 2 Επενδυτικό σενάριο: Εξ' αρχής εγκατάσταση $ $ $ $ $ $0 $ $ $ NPV Συνολικά κόστη επένδυσης Συνολικά οφέλη επένδυσης Εικόνα 5-20 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου εξ αρχής εγκατάστασης για το λειτουργικό προφίλ 2 65

77 Επενδυτικό σενάριο: Τμηματική εγκατάσταση ανά έτος $ $ $ $ $ $0 -$ $ $ $ $ $ Παρούσα αξία κόστους Παρούσα αξία οφέλους Εικόνα 5-21 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος για το λειτουργικό προφίλ 2 Επενδυτικό σενάριο: Τμηματική εγκατάσταση ανά έτος $ $ $ $ $ $0 $ $ $ NPV Συνολικά κόστη επένδυσης Συνολικά οφέλη επένδυσης Εικόνα 5-22 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος για το λειτουργικό προφίλ 2 66

78 Επενδυτικό σενάριο: Τμηματική εγκατάσταση ανά δύο έτη $ $ $ $ $ $ Παρούσα αξία κόστους Παρούσα αξία οφέλους Εικόνα 5-23 Παρούσες αξίες κόστους και οφέλους του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη για το λειτουργικό προφίλ 2 Επενδυτικό σενάριο: Τμηματική εγκατάσταση ανά δύο έτη $ $ $ $ $ $0 $ $ $ NPV Συνολικά κόστη επένδυσης Συνολικά οφέλη επένδυσης Εικόνα 5-24 Συνολικά κόστη και οφέλη του σεναρίου τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη για το λειτουργικό προφίλ 2 Στην περίπτωση της εξ αρχής εγκατάστασης του BESS, το σύστημα επωμίζεται το σύνολο του κεφαλαιουχικού κόστους κατά το αρχικό έτος, ενώ τα λειτουργικά έξοδα τα οποία υφίστανται για τα υπόλοιπα έτη της ανάλυσης είναι συγκριτικά πολύ μικρότερα. Μόνο κατά 67

79 την διάρκεια του όγδοου έτους παρουσιάζεται σημαντική αύξηση του κόστους του BESS καθώς στο συγκεκριμένο έτος πραγματοποιείται η αντικατάσταση των επιμέρους τμημάτων του. Όσον αφορά τα κέρδη που αποκομίζει το BESS, εξαιτίας της σταθερής διαθέσιμης ισχύς για την παροχή των υπηρεσιών για όλη την διάρκεια της ανάλυσης, η παρούσα αξία των οφελών παρουσιάζει φθίνουσα πορεία (Εικόνα 5-18). Στην Εικόνα 5-20 παρουσιάζονται οι παρούσες αξίες οφέλους και κόστους για το σενάριο της τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος. Οι παρούσες αξίες του κόστους για τα έτη 1 έως 7 περιλαμβάνουν τη τοποθέτηση του τμήματος αποθήκευσης που αντιστοιχεί σε κάθε επόμενο έτος, και παρουσιάζονται σχεδόν σταθερές καθώς οι διαστάσεις των επιμέρους τμημάτων έχουν σχετικά μικρή διαφορά. Ανάμεσα στο δεύτερο και το τρίτο έτος υπάρχει μια σχετική αύξηση του κόστους καθώς το εγκατεστημένο τμήμα μεταβάλλεται από 250kW σε 350kW. Αντίθετα το κόστος του BESS κατά την διάρκεια του αρχικού έτους παρουσιάζεται ιδιαίτερα υψηλό καθώς συμπεριλαμβάνει τα έξοδα του μετατροπέα και της εγκατάστασης του συστήματος. Αντίστοιχα στην διάρκεια του όγδοου και ένατου έτους το κόστος του BESS παρουσιάζει αύξηση συγκριτικά με τα προηγούμενα έτη καθώς πλέον υπολογίζονται και τα κόστη αντικατάστασης τόσο του μετατροπέα (έτος 8) όσο και των επιμέρους τμημάτων αποθήκευσης (έτος 0, 1). Τα οφέλη του BESS παρουσιάζουν μια συνεχόμενη αυξητική πορεία καθώς αντίστοιχα η συνολική διαθέσιμη ισχύς του BESS αυξάνεται διαδοχικά ανά έτος. Όπως φαίνεται από την Εικόνα 5-22 το μέγεθος του κόστους του BESS παρουσιάζεται υψηλό για το αρχικό έτος καθώς και για τα ζυγά έτη της ανάλυσης (έτη 0, 2, 4, 6, 8), γεγονός το οποίο είναι αναμενόμενο καθώς η πρόβλεψη των αναγκών του φορτίου γίνεται για βάθος δυο ετών και η τοποθέτηση του εκάστοτε τμήματος του BESS πραγματοποιείται στο τέλος του χρόνου που προηγείται της αύξησης του φορτίου. Επίσης κατά την διάρκεια του όγδοου έτους το κόστος του BESS επιδέχεται επιπλέον αύξησης, καθώς το σύστημα επιβαρύνεται με τα έξοδα τα οποία αφορούν την αντικατάσταση και απόρριψη του μετατροπέα και της μπαταρίας που αποτελούσαν το πρώτο χρονικά τμήμα του BESS (έτος 0). Τέλος με την λήξη του δέκατου έτους το BESS θα πρέπει να επιληφθεί της απόρριψης του τμήματος το οποίο προστέθηκε κατά το 2 έτος (ανάγκες φορτίου έτους 3,4), καθώς η διάρκεια αξιοποίησης αυτού έχει οριστεί στα 8 έτη. Επειδή η διαθέσιμη ισχύς παραμένει σταθερή για κάθε διετία πρόβλεψης φορτίου, η μεταβολή της παρούσας αξίας των οφελών παρουσιάζει μια αντίστοιχη αυξητική πορεία ανάμεσα στα μονά έτη της ανάλυσης (έτος 1, 3, 5, 7, 9). 68

80 6 Ανάλυση ευαισθησίας Στο παρόν κεφάλαιο διενεργείται η ανάλυση ευαισθησίας για το σενάριο λειτουργίας το οποίο παρουσιάζει το μεγαλύτερο ενδιαφέρον σύμφωνα με την ανάλυση που προηγήθηκε (Κεφάλαιο 5). Συγκεκριμένα επιλέχθηκε ως αντικείμενο μελέτης το επενδυτικό σενάριο τμηματικής εγκατάστασης μπαταριών ανά δυο έτη, με λειτουργικό προφίλ αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού διανομής, είκοσι ημερών συναλλαγής ενέργειας και παροχή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας για τους υπόλοιπους διαθέσιμους κύκλους. Η θεώρηση του συγκεκριμένου σεναρίου ως αντικειμένου μελέτης κρίνεται σκόπιμη καθώς τα αποτελέσματα της αναλυτικής οικονομικής αξιολόγησης η οποία προηγήθηκε στο Κεφάλαιο 5, περιορίζονται στις τιμές των παραμέτρων του συγκεκριμένου συστήματος. Επομένως για να αναδειχθεί ο βαθμός εξάρτησης του BESS συναρτήσει των πιο σημαντικών παραμέτρων εισόδου, διενεργήθηκε με την χρήση του εργαλείου λογισμικού μια σειρά προσομοιώσεων στις οποίες εισήχθησαν τα χαρακτηριστικά εύρη τιμών συγκεκριμένων παραμέτρων σύμφωνα με τις βιβλιογραφικές αναφορές. Συγκεκριμένα επιλέχθηκαν ως αντικείμενο διερεύνησης οι εξής παράμετροι συστήματος: το κόστος του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (C stor), το κόστος του συστήματος μετατροπής ισχύος (C PCS), το έτος αντικατάστασης των επιμέρους τμημάτων του συστήματος (T stor, Τ PCS), το κόστος αναβάθμισης του εξοπλισμού διανομής (C upg) καθώς και οι επιλαχούσες ημέρες συναλλαγής ενέργειας (arbitragedays). Κατά την διάρκεια κάθε προσομοίωσης η τιμή της εξεταζόμενης παραμέτρου μεταβάλλεται στο καθορισμένο εύρος τιμών της διατηρώντας παράλληλα σταθερές τις τιμές των υπολοίπων μεταβλητών ούτως ώστε να διαφανεί ξεκάθαρα ο αντίκτυπος της πρώτης στα μεγέθη αξιολόγησης του συστήματος. Όσον αφορά τα μεγέθη αξιολόγησης τα οποία επιλέχθηκαν για την αναπαράσταση της ανάλυσης ευαισθησίας, τα πιο αντιπροσωπευτικά εξ αυτών είναι τα εξής: η καθαρή παρούσα αξία του συστήματος (NPV), η χρονική περίοδος αποπληρωμής της επένδυσης (payback period) καθώς και η αναλογία οφέλους /κόστους (benefit/cost ratio). Τέλος στα γραφήματα κάθε προσομοίωσης, η οποία παρουσιάζεται σε συνδυασμό με τον σχολιασμό των αποτελεσμάτων της, για την διευκόλυνση του αναγνώστη σημειώνεται με διαφορετικό χρώμα (πορτοκαλί) η τιμή της εξεταζόμενης παραμέτρου η οποία αντιστοιχεί 69

81 στο βασικό σενάριο της μελέτης. Στον Πίνακα 6-1 παρουσιάζεται συνοπτικά το προς μελέτη σενάριο, ενώ στον Πίνακα 6-2 παρουσιάζονται οι παράμετροι ευαισθησίας και το εύρος αυτών. Πίνακας 6-1 Σενάριο μελέτης Ονομασία Συντομογραφία Τιμή Σενάριο Εγκατάστασης scenario 3 Λειτουργικό Προφίλ operation 2 Κύκλοι Αναβολής Αναβάθμισης Deferral_cycles 3 Κύκλοι Χρονικής Μετατόπισης Τιμής TimeShift_cycles 20 Κύκλοι Ρύθμισης Συχνότητας FreqReg_cycles 327 Πίνακας 6-2 Περιγραφή παραμέτρων σεναρίου μελέτης Μεταβλητές Βασικό Μοντέλο Εύρος Κόστος Μπαταρίας [$/kwh] 300 [ ] Κόστος Μετατροπέα [$/kw] 150 [50-250] Κύκλοι Χρονικής Μετατόπισης Τιμής 20 [10-80] Κόστος ανά Εγκατεστημένη Ισχύ [$/kw-installed] 100 [60-140] Διάρκεια Ζωής Μετατροπέα/Μπαταρίας [έτη] 8 [5-10] Παράμετρος ευαισθησίας: Κόστος τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (C stor) Στην συγκεκριμένη προσομοίωση το κόστος του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας του συστήματος μεταβλήθηκε εντός του εύρους τιμών του ενώ οι υπόλοιπες παράμετροι διατηρήθηκαν σταθερές. Στις Εικόνες αποτυπώνεται η επίδραση της μεταβολής του κόστους των μπαταριών στην συνολική οικονομική απόδοση του συστήματος. 70

82 Χρονική περίοδος αποπληρωμής επένδυσης (Payback period) Έτη 4,43 4,61 4,79 4,97 5,59 6,11 6,3 6,48 6, Κόστος τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (C stor ) [$/KWh] Εικόνα 6-1 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους μπαταριών Καθαρή παρούσα αξία (NPV) US Dollars $ $ $ $ $ $ $ $ $ Κόστος τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (C stor ) [$/KWh] Εικόνα 6-2 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους μπαταριών 71

83 Αναλογία οφέλους/κόστους (BCR) 1,817 1,719 1,632 1,553 1,481 1,415 1,355 1,3 1, Κόστος τμήματος αποθήκευσης ενέργειας (C stor ) [$/KWh] Εικόνα 6-3 Αναλογία οφέλους /κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους μπαταριών Το κόστος του τμήματος αποθήκευσης ενέργειας όπως και εκείνο του συστήματος μετατροπής ενέργειας, δηλαδή των δυο θεμελιωδών τμημάτων ενός ESS, αποτελεί έναν από τους ανασταλτικούς παράγοντες όσον αφορά μια πιθανή επένδυση ενός συστήματος αποθήκευσης ενέργειας καθώς αποτελεί ένα από τα μεγαλύτερα ποσοστά του συνολικού κόστους κεφαλαίου. Επομένως όπως γίνεται φανερό από τα γραφήματα που προηγήθηκαν μια πιθανή αύξηση του κόστους των μπαταριών μειώνει δραστικά την οικονομική αποδοτικότητα της επένδυσης (μείωση δεικτών NPV και BCR) ενώ ταυτόχρονα αυξάνει την απαιτούμενη χρονική περίοδο προς αποπληρωμή της επένδυσης (αύξηση δείκτη payback period). Παράμετρος ευαισθησίας: Κόστος συστήματος μετατροπής ενέργειας (C PCS) Την δεύτερη σημαντική παράμετρο όσoν αφορά τα συνολικά κόστη κεφαλαίου μιας επένδυσης αποτελεί το κόστος του συστήματος μετατροπής ενέργειας. Η επίδραση της μεταβολής των τιμών αυτού του κόστους στα μεγέθη αξιολόγησης παριστάνεται στις Εικόνες

84 Χρονική περίοδος απoπληρωμής επένδυσης (Payback period) 4,17 4,32 4,48 4,64 4,79 4,95 5,28 5,7 6,03 Έτη Κόστος συστήματος μετατροπής ισχύος (C PCS ) [$/KW] Εικόνα 6-4 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους του PCS Καθαρή παρούσα αξία (NPV) US Dollars$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Κόστος συστήματος μετατροπής ισχύος (CPCS) [$/KW] Εικόνα 6-5 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους του PCS 73

85 1,632 1,565 1,504 1,447 1,394 Αναλογία οφέλους/κόστους (BCR) 1,966 1,87 1,783 1, Κόστος συστήματος μετατροπής ισχύος (C PCS ) [$/KW] Εικόνα 6-6 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους του PCS Σε συμφωνία με την ανάλυση ευαισθησίας για το κόστος των μπαταριών, η επίδραση του κόστους του συστήματος μετατροπής ενέργειας είναι εξίσου καταλυτική: μια πιθανή αύξηση του κόστους οδηγεί σε σημαντική μείωση της οικονομικής βιωσιμότητας της επένδυσης όπως διακρίνεται στην Εικόνα 6-5 (NPV) και Εικόνα 6-6 (BCR). Αντιστοίχως η απαιτούμενη χρονική περίοδος για την αποπληρωμή της επένδυσης αυξάνεται για υψηλότερες τιμές του κόστους του PCS. Συνολικά παρατηρείται μια σαφώς μεγαλύτερη εξάρτηση των οικονομικών μεγεθών από την μεταβολή του κόστους των μπαταριών έναντι αυτής του PCS, γεγονός που οφείλεται στην διαστασιολόγηση του συστήματος το οποίο με την σειρά του δίνει προτεραιότητα στην κάλυψη των αιχμών ζήτησης του δικτύου ώστε τελικά να αναβληθεί η αναβάθμιση του δικτύου. Επομένως η αναλογία ενέργειας-ισχύoς οδηγεί σε χρόνους εκφόρτισης μεγαλύτερων της μιας ώρας οι οποίοι καθιστούν το κόστος των χρησιμοποιούμενων μπαταριών μεγαλύτερο από το αντίστοιχο του συστήματος μετατροπής ενέργειας. Παράμετρος ευαισθησίας: Κόστος αναβάθμισης εξοπλισμού διανομής ( ) Εξαιτίας της φύσης του μοντέλου μελέτης, το οποίο όπως προαναφέρθηκε έχει ως προτεραιότητα την παροχή της υπηρεσίας αναβολής αναβάθμισης του εξοπλισμού του δικτύου διανομής, κρίνεται σκόπιμη μια πιο ενδελεχής ανάλυση της επίδρασης του κόστους του συγκεκριμένου εξοπλισμού στην συνολική βιωσιμότητα της επένδυσης. Το κόστος 74

86 εξοπλισμού μεταβλήθηκε εντός των υφιστάμενων τιμών οι οποίες αναφέρονται στην βιβλιογραφία και τα αποτελέσματα φαίνονται στις Εικόνες Χρονική περίοδος αποπληρωμής επένδυσης (Payback period) 6,23 6,05 5,5 4,97 4,79 4,62 4,46 4,31 4,17 Έτη Κόστος εξοπλισμού διανομής [$/KW] Εικόνα 6-7 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού Καθαρή παρούσα αξία (NPV) US Dollars $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Κόστος εξοπλισμού διανομής [$/KW] Εικόνα 6-8 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού 75

87 Αναλογία οφέλους/κόστους (BCR) 1,425 1,477 1,529 1,58 1,632 1,683 1,735 1,786 1, Κόστος εξοπλισμού διανομής [$/KW] Εικόνα 6-9 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του κόστους εξοπλισμού Το κόστος του εξοπλισμού του δικτύου διανομής ισοδυναμεί με το όφελος το οποίο καρπώνεται το σύστημα μέσω της διαδικασίας η οποία αναλύθηκε εκτενώς στο Κεφάλαιο 3 (Οικονομικό όφελος αναβολής αναβάθμισης εξοπλισμού). Συνδυάζοντας την ισοδυναμία αυτή με τα γραφήματα της συγκεκριμένης προσομοίωσης, γίνεται εμφανής η επίδραση της αύξησης του κόστους εξοπλισμού στα μεγέθη αξιολόγησης του συστήματος: σε εφαρμογές κατά τις οποίες η αναβάθμιση του δικτύου χαρακτηρίζεται από αυξανόμενο βαθμό δυσκολίας, το κόστος εξοπλισμού ακολουθεί ανοδική πορεία με αποτέλεσμα το όφελος μιας πιθανής αναβολής αναβάθμισης να παρουσιάζεται εξίσου αυξανόμενο (Εικόνα 6-8-NPV, Εικόνα 6-9 BCR). Όπως αναμένεται στις περιπτώσεις υψηλού κόστους εξοπλισμού η χρονική περίοδος αποπληρωμής της επένδυσης μειώνεται δραστικά (Εικόνα 6.7 payback period). Σε αυτό το σημείο θα πρέπει να τονιστεί το γεγονός πως σε περιοχές του δικτύου στις οποίες μια πιθανή αναβάθμιση χαρακτηρίζεται από χαμηλό κόστος εξοπλισμού (χαμηλό κόστος προμήθειας πρώτων υλών, γεωγραφικές περιοχές με ομαλή μορφολογία εδάφους), η επένδυση ενός ESS κρίνεται μάλλον ασύμφορη (χαμηλός δείκτης NPV για κόστος εξοπλισμού μικρότερο των 60$/KW) ενώ η αναβάθμιση του δικτύου αποτελεί την πιο συμφέρουσα εναλλακτική. 76

88 Παράμετρος ευαισθησίας: Κύκλοι συναλλαγής ενέργειας Υπό το πρίσμα της προτεραιότητας παροχής υπηρεσιών, το εξεταζόμενο μοντέλο μελέτης κατατάσσει την υπηρεσία χρονικής μετατόπισης της τιμής ηλεκτρικής ενέργειας εξίσου σημαντική με αυτή της ρύθμισης συχνότητας. Αντιθέτως εξετάζοντας την οικονομική ανταποδοτικότητα των συγκεκριμένων υπηρεσιών οδηγούμαστε στην στρατηγική λειτουργίας η οποία αναλύεται στο Κεφάλαιο 5 και σύμφωνα με τα αποτελέσματα αξιολόγησης κατατάσσει την ρύθμιση συχνότητας ως την πρωταρχική πηγή εσόδων για το σύστημα. Η μεταβολή του αριθμού των ημερών συναλλαγής και η επίδραση αυτής στην λειτουργία του συστήματος παριστάνονται στις Εικόνες Χρονική περίοδος αποπληρωμής ενέργειας (Payback period) 4,59 4,79 4,92 5,13 5,45 5,94 6,07 6,15 Έτη Κύκλοι χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας [ημέρες] Εικόνα 6-10 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας 77

89 Καθαρή παρούσα αξία (NPV) $ $ US Dollars [$] $ $ $ $ $ $ Κύκλοι χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας [ημέρες] Εικόνα 6-11 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας Αναλογία οφέλους/κόστους (BCR) 1,763 1,632 1,566 1,503 1,465 1,407 1,373 1, Κύκλοι χρονικής μετατόπισης της τιμής ενέργειας [ημέρες] Εικόνα 6-12 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει των κύκλων συναλλαγής ενέργειας Η αφιέρωση σταδιακά αυξανόμενου αριθμού κύκλων στην παροχή της υπηρεσίας μετατόπισης της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας ουσιαστικά αφαιρεί τον αντίστοιχο αριθμό κύκλων από το σύνολο των κύκλων ρύθμισης συχνότητας (frequency regulation cycles), έχοντας ως αποτέλεσμα την σταδιακή μείωση των συνολικών κερδών του συστήματος γεγονός το οποίο επαληθεύεται από την Εικόνα 6-11 (μείωση δείκτη NPV) και την Εικόνα 6-12 (μείωση δείκτη BCR). Αντιστοίχως υπάρχει αντίκτυπος και στη χρονική περίοδο αποπληρωμής της επένδυσης καθώς η αύξηση των κύκλων συναλλαγής ενέργειας μειώνει 78

90 την ανταποδοτικότητα του συστήματος (αύξηση χρονικής περιόδου αποπληρωμής Εικόνα 6-11). Παράμετρος ευαισθησίας: Έτος αντικατάστασης συστήματος (replacement year) Τα δυο επιμέρους τμήματα του συστήματος αποθήκευσης ενέργειας χαρακτηρίζονται από την μέγιστη διάρκεια αξιοποίησής τους όπως έχει αναφερθεί στο Κεφάλαιο 2 και αυτή η παράμετρος προσδιορίζει την χρονική στιγμή στην διάρκεια της ανάλυσης κατά την οποία οι μπαταρίες και το PCS πρέπει αντικατασταθούν με αποτέλεσμα την επιβάρυνση του συστήματος με τα αντίστοιχα κόστη αντικατάστασης και ανακύκλωσης. Για το καθορισμένο εύρος της χρονικής διάρκειας αξιοποίησης των δυο συστημάτων, τα αποτελέσματα της προσομοίωσης ευαισθησία παρουσιάζονται στις Εικόνες Χρονική περίοδος αποπληρωμής επένδυσης (Payback period) 6,95 6,28 4,79 4,79 4,79 4,79 Έτη Έτος αντικατάστασης ESS (έτη) Εικόνα 6-13 Χρονική περίοδος αποπληρωμής συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS 79

91 Καθαρή παρούσα αξία (NPV) US Dollars $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Έτος αντικατάστασης ESS (έτη) Εικόνα 6-14 Καθαρή παρούσα αξία επένδυσης συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS Αναλογία οφέλους/κόστους (BCR) 1,335 1,465 1,494 1,632 1,653 1, Έτος αντικατάστασης ESS (έτη) Εικόνα 6-15 Αναλογία οφέλους/κόστους επένδυσης συναρτήσει του έτους αντικατάστασης του ESS Όπως γίνεται προφανές από την παρατήρηση των γραφημάτων η σταδιακή αύξηση της διάρκειας αξιοποίησης των τμημάτων του συστήματος αυξάνει την οικονομική ανταποδοτικότητα του συστήματος. Ιδιαίτερα κατά την περίπτωση στην οποία η χρονική διάρκεια αξιοποίησης του συστήματος αντιστοιχεί σε δέκα έτη, δεν συμπεριλαμβάνονται στα συνολικά κόστη κεφαλαίου πιθανά κόστη αντικατάστασης του συστήματος παρά μόνο τα απαραίτητα κόστη ανακύκλωσης των επιμέρους τμημάτων του συστήματος. Αναπόφευκτα λοιπόν τόσο ο δείκτης καθαρής παρούσας αξίας NPV (Εικόνα 6-14) όσο και η αναλογία 80

92 οφέλους/κόστους BCR (Εικόνα 6-15) αυξάνονται σαφώς περισσότερο συγκριτικά με τις υπόλοιπες τιμές. Τέλος παρατηρώντας την μεταβολή του δείκτη της χρονικής διάρκειας αποπληρωμής της επένδυσης στην Εικόνα 6-13 διαπιστώνεται η τάση του δείκτη να συγκλίνει σε μια σταθερή τιμή (4,79) για τιμές της παραμέτρου μεγαλύτερες των επτά ετών. Αυτό συμβαίνει εξαιτίας της χρονικής στιγμής κατά την οποία τα συνολικά κέρδη υπερβαίνουν το μέγεθος του συνολικού κόστους επένδυσης, η οποία συμπίπτει για τις προαναφερθείσες τιμές (7-10 έτη). 81

93 7 Επίλογος Ολοκληρώνοντας την παρούσα εργασία παρουσιάζεται μια σύνοψη των βασικών πυλώνων της μελέτης που διενεργήθηκε, όπως επίσης και τα κυριότερα συμπεράσματα τα οποία προέκυψαν από αυτήν. Επίσης παρατίθενται συγκεκριμένοι τομείς αναφορικά με την μελέτη, οι οποίοι επιδεικνύουν μεγάλο ενδιαφέρον για μελλοντική διερεύνηση. 7.1 Σύνοψη και συμπεράσματα Αρχικά πραγματοποιήθηκε η παρουσίαση μερικών από τις πιο βασικές υπηρεσίες παροχής ενός ESS και τη δυνατότητα αξιοποίησής τους από τις ενδιαφερόμενες ομάδες (ανεξάρτητοι διαχειριστές συστήματος, τοπικοί οργανισμοί μεταφοράς, καταναλωτές) ανάλογα με την περιοχή εγκατάστασής του στο δίκτυο (μεταφορά, διανομή κτλ). Ακολούθως, έγινε μια συνοπτική αναφορά των ολοένα αναπτυσσόμενων τεχνολογιών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με μία πιο εξειδικευμένη ανάλυση στις χαρακτηριστικές παραμέτρους ενός BESS εφόσον αποτέλεσε την τεχνολογία η οποία χρησιμοποιήθηκε στην συνέχεια της ανάλυσης. Στην συνέχεια παρουσιάστηκε η υφιστάμενη εφαρμογή (AEP Chemical Station) πάνω στην οποία βασίστηκε το εξεταζόμενο μοντέλο μελέτης για μεγαλύτερη εγκυρότητα των στοιχείων προς αξιοποίηση. Σκοπός του καθορισμού ενός βασικού μοντέλου μελέτης ήταν ο περιορισμός της πληθώρας των υποψήφιων προς ανάλυση εφαρμογών, οι οποίες με την σειρά τους απαρτίζονται από ένα ευρύτατο σύνολο παραμέτρων. Έχοντας καθορίσει λοιπόν τις βασικές παρεχόμενες υπηρεσίες του συστήματος πραγματοποιήθηκε μια διεξοδική ανάλυση των τεχνολογικών προδιαγραφών που απαιτούνται από ένα ESS για την υποστήριξη της εκάστοτε υπηρεσίας. Παράλληλα παρουσιάστηκε μια βασική περιγραφή της διαδικασίας της οικονομικής τους αξιολόγησης. Επειδή η υφιστάμενη αγορά στην οποία συμμετέχει ένα ESS αποτελεί έναν από τους πιο επιδραστικούς παράγοντες στην συνολική του βιωσιμότητα, κρίθηκε σκόπιμη η αναλυτική περιγραφή του ρυθμιστικού πλαισίου που την διέπει καθώς και τον ανταποδοτικών μηχανισμών αυτής. Μάλιστα όπως γίνεται αντιληπτό από τους παρουσιαζόμενους αναλυτικούς τύπους αποζημίωσης των υπηρεσιών, οι εμπλεκόμενοι παράγοντες μπορούν να επηρεάσουν σε μεγάλο βαθμό την αξιολόγηση είτε μεμονωμένα είτε ως συνδυασμός αυτών. 82

94 Θέτοντας ως στόχο την βαθύτερη κατανόηση της μεταβολής των αποτελεσμάτων ανάλογα με τον τρόπο διαστασιολόγησης ενός συστήματος καθώς και τη λειτουργία αυτού, σχεδιάστηκαν τα ανάλογα σενάρια εγκατάστασης και προφίλ λειτουργίας. Συγκεκριμένα επιλέχθηκαν τρείς διαφορετικοί τρόποι εγκατάστασης του σχεδιαζόμενου συστήματος (εξ αρχής, τμηματική εγκατάσταση ανά έτος, τμηματική εγκατάσταση ανά δυο έτη), και τρία διαφορετικά προφίλ παροχής των εξεταζόμενων υπηρεσιών εναλλάσσοντας ουσιαστικά τον τρόπο με τον οποίο αφιερώνονται οι διαθέσιμοι κύκλοι λειτουργίας σε κάθε υπηρεσία. Για την κατάστρωση και την αξιολόγηση των προαναφερθέντων σεναρίων υλοποιήθηκε μέσω του περιβάλλοντος MATLAB ένα εργαλείο λογισμικού, το οποίο δέχεται ως δεδομένα εισόδου από το χρήστη όλες τις απαραίτητες παραμέτρους του ESS καθώς και το σενάριο εγκατάστασης και το λειτουργικό προφίλ της επιλογής του. Τα αναλυτικά αποτελέσματα της οικονομικής αξιολόγησης κάθε προσομοίωσης εξάγονται υπό την μορφή λογιστικού φύλλου Excel, όπως φαίνεται και στο διαθέσιμο Παράρτημα. Χρησιμοποιώντας το αναπτυχθέν εργαλείο λογισμικού αξιολογήθηκαν συνολικά εννέα διαφορετικές περιπτώσεις ESS, συνδυάζοντας τα πιθανά σενάρια εγκατάστασης με τα αντίστοιχα λειτουργικά προφίλ. Ως αποτέλεσμα των αξιολογήσεων προέκυψε η σχέση εξάρτησης τόσο του κόστους επένδυσης όσο και των οφελών αυτής από τις διαστάσεις και τον τρόπο παροχής των υπηρεσιών εκ μέρους του ESS. Συγκεκριμένα η επιτυχημένη πρόβλεψη των αναγκών του φορτίου ζήτησης οδηγεί σε πιο αποτελεσματική σχεδίαση του συστήματος, η οποία με τη σειρά της μειώνει τα προβλεπόμενα συνολικά κόστη. Αντίστοιχα η παροχή του συνδυασμού περισσοτέρων από μιας υπηρεσιών, τηρουμένων των ιδιαίτερων τεχνικών προδιαγραφών της κάθε μιας από αυτές, ουσιαστικά αθροίζει τα οφέλη που προκύπτουν (stacked benefits) καταλήγοντας σε μια οικονομικά βιώσιμη επένδυση. Τέλος, με σκοπό την ανάδειξη των παραμέτρων οι οποίες επηρεάζουν με τον πιο άμεσο τρόπο την αξιολόγηση ενός ESS, πραγματοποιήθηκε με βάση το πιο οικονομικά ενδιαφέρον από τα αξιολογημένα σενάρια η αντίστοιχη ανάλυση ευαισθησίας παραμέτρων. 7.2 Μελλοντική έρευνα Όπως έχει ήδη αναφερθεί οι παράμετροι οι οποίες καθορίζουν την μορφή μια εφαρμογής ESS κυμαίνονται σε ένα μεγάλο εύρος κατηγοριών, από τις παρεχόμενες υπηρεσίες έως την περιοχή διασύνδεσης του ESS και τεχνολογία υλοποίησής του. Εξίσου μεγάλο είναι το εύρος 83

95 των εξωτερικών παραγόντων οι οποίοι επηρεάζουν την λειτουργία μιας εφαρμογής όπως το ρυθμιστικό πλαίσιο και οι ανταποδοτικοί μηχανισμοί της αγοράς στην οποία συμμετέχει. Όσον αφορά την εξεταζόμενη εφαρμογή της συγκεκριμένης εργασίας, επιλέχθηκε σύμφωνα με συγκεκριμένα κριτήρια ένα υφιστάμενο ESS ενσωματωμένο στην περιοχή διανομής του δικτύου. Υπάρχουν όμως εξίσου ενδιαφέρουσες εφαρμογές προς διερεύνηση με σαφώς διαφορετικά χαρακτηριστικά συγκριτικά με την επιλαχούσα εφαρμογή. Ιδιαίτερο ενδιαφέρον για πιθανή διερεύνηση ανάλογα με την εξεταζόμενη παράμετρο παρουσιάζουν οι εξής τομείς: Περιοχή διασύνδεσης του ESS Παρεχόμενες υπηρεσίες Εξαιτίας της ραγδαίας ανάπτυξης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ), η ενσωμάτωση των αντίστοιχων παραγωγικών μονάδων στο υφιστάμενο δίκτυο κρίνεται ιδιαίτερα απαιτητική αλλά ταυτόχρονα αναγκαία. Εξαιτίας των ιδιαίτερων χαρακτηριστικών των μονάδων ΑΠΕ και πιο συγκεκριμένα της έντονης διακύμανσης της παραγωγής τους, τα ESSs κρίνονται απαραίτητα για την σταθεροποίηση της ισχύος των ΑΠΕ η οποία ενσωματώνεται στο συνολικό δίκτυο. Τόσο η συγκεκριμένη υπηρεσία όσο και ένα ευρύτερο σύνολο υπηρεσιών σχετιζόμενων με την ομαλή ένταξη των συγκεκριμένων μονάδων, προτείνεται να μελετηθεί και να αξιολογηθεί στο πλαίσιο της συνολικής λειτουργίας ενός ESS. Στην υπάρχουσα βιβλιογραφία υπάρχει σαφής έλλειψη μοντέλων αξιολόγησης αντίστοιχο με της συγκεκριμένης εργασίας, σχετικά με εφαρμογές οι οποίες αφορούν τόσο τους ανεξάρτητους διαχειριστές του συστήματος όσο και τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας όπως αυτοί ορίστηκαν στο Κεφάλαιο 2. Ένα διευρυμένο μοντέλο το οποίο προτείνεται προς διερεύνηση, εμπεριέχει υπηρεσίες δικτύου σχετιζόμενες και με τις δυο ενδιαφερόμενες ομάδες και αντίστοιχα αξιολογεί τα κέρδη που προκύπτουν προς τις δυο πλευρές μέσω της λειτουργίας του ESS υπό την επίβλεψη του ανεξάρτητου διαχειριστή. Τεχνολογία υλοποίησης του ESS Στην συγκεκριμένη εργασία μελετήθηκε η λειτουργία των BESSs μέσω της υλοποίησης τους με την χρήση μπαταριών Li-ion. Αρχικά πρέπει να τονιστεί ότι ο συγκεκριμένος τύπος μπαταριών αναπτύχθηκε για εφαρμογές μικρής διάρκειας εκφόρτισης, επομένως είναι συμβατός με την παροχή υπηρεσιών υψηλής ισχύος. Κατά την διάρκεια των τελευταίων ετών η αυξανόμενη ανάπτυξη της συγκεκριμένη τεχνολογίας οδήγησε στον σχεδιασμό μπαταριών Li-ion με διάρκειες εκφόρτισης μερικών ωρών (2 έως 4 ώρες), επιτρέποντας την ένταξη τους σε εφαρμογές οι οποίες παρέχουν υπηρεσίες υψηλής ενέργειας. Παρόλα αυτά η 84

96 συγκεκριμένη τεχνολογία, αν και πολλά υποσχόμενη, δεν έχει εδραιωθεί μέχρι στιγμής στις εφαρμογές υψηλής ενέργειας. Για αυτό το λόγο κρίνεται σκόπιμη η διεύρυνση των χρησιμοποιούμενων τύπων μπαταριών του υφιστάμενου εργαλείου λογισμικού. Επίσης μια πολύ σημαντική παράμετρος αναφορικά με την τεχνολογία υλοποίησης ενός ESS και συγκεκριμένα του τμήματος αποθήκευσης αυτού, είναι η εξάρτηση της υποβάθμισης (degradation) μιας μπαταρίας ανάλογα με τις λειτουργικές της συνθήκες. Για παράδειγμα το βάθος εκφόρτισης όπως έχει αναφερθεί προηγουμένως, επηρεάζει τους συνολικούς διαθέσιμους κύκλους άρα και την διάρκεια ζωής μια μπαταρίας. Ένας επίσης σημαντικός παράγοντας ο οποίος επηρεάζει την διάρκεια ζωής μια μπαταρίας είναι η θερμοκρασία υπό την οποία συντελείται η λειτουργία της μπαταρίας. Επομένως η διάρκεια ζωής του τμήματος αποθήκευσης του διευρυμένου μοντέλου πρέπει να αποδοθεί συναρτήσει του DOD και της θερμοκρασίας λειτουργίας του. Ρυθμιστικό πλαίσιο Ανταποδοτικοί μηχανισμοί Η αγορά ενέργειας και αντίστοιχα το ρυθμιστικό της πλαίσιο και οι ανταποδοτικοί μηχανισμοί που ενσωματώθηκαν στο υφιστάμενο εργαλείο λογισμικού, επιβλήθηκαν από την επιλεγμένη εφαρμογή προς εξέταση. Εξαιτίας της απόλυτης εξάρτησης των οικονομικών αποτελεσμάτων από την εκάστοτε αγορά ενέργειας, κρίνεται αναγκαία η διερεύνηση εφαρμογών οι οποίες λειτουργούν υπό διαφορετικούς κανόνες και καρπώνονται τα όποια οφέλη σύμφωνα με τους αντίστοιχους ανταποδοτικούς μηχανισμούς. Όπως αναφέρθηκε στην περιγραφή της υπηρεσίας ρύθμισης συχνότητας (Κεφάλαιο 3), η αγορά ενέργειας της διασύνδεσης PJM θεωρείται μια αναδιοργανωμένη αγορά η οποία λειτουργεί υπέρ του ελεύθερου ανταγωνισμού και για αυτό το λόγο έχει αναπτύξει διαφορετικές αγορές για κάθε υπηρεσία. Στην περίπτωση κατά την οποία μελετάται μια εφαρμογή υπαγμένη σε κάποια κεντρικά ελεγχόμενη αγορά όπως οι περισσότερες Ευρωπαϊκές αγορές, θα πρέπει να πραγματοποιηθεί η αντίστοιχη μελέτη για τον υπολογισμό των διάφορων οφελών καθώς και των πιθανών περιορισμών στον τρόπο λειτουργιάς του ESS. Επεκτάσεις στο υπάρχον διευρυμένο μοντέλο Υπάρχουν αρκετοί τομείς του υπάρχοντος μοντέλου οι οποίοι παρουσιάζουν μεγάλο ενδιαφέρον και χρήζουν περαιτέρω διερεύνησης. Αρχικά όσον αφορά τον τρόπο υπολογισμού της διαστασιολόγησης του ESS, επιλέχθηκε ένας σταθερός ρυθμός αύξησης του φορτίου ζήτησης ώστε να καταστρωθούν οι τυπικές καμπύλες του φορτίου ζήτησης. Αναλογιζόμενοι την πληθώρα των διαθέσιμων στοιχείων που αφορούν 85

97 τα ιστορικά δεδομένα των φορτίων ζήτησης, η θεώρηση ενός διαφορετικού ρυθμού αύξησης ή ακόμα και η παρακολούθηση της πραγματικής μεταβολής του φορτίου, είναι μια εφικτή επέκταση της υπάρχουσας μεθοδολογίας. Θεωρώντας ότι η ανάγκη για παροχή της υπηρεσίας αναβολής αναβάθμισης του υπάρχοντος εξοπλισμού παραμένει, μια πολύ ενδιαφέρουσα στρατηγική για την επίτευξη του μεγαλύτερου δυνατού κέρδους είναι αυτή της μεταφοράς και χρησιμοποίησης του ESS σε περισσότερες από μία περιοχές. Με αυτό τον τρόπο λειτουργίας του συστήματος, τα πιθανά οφέλη από την αποσυμφόρηση πολλαπλών περιοχών του δικτύου προστίθενται, ενώ είναι ακόμα εφικτή η μεταφορά του ESS σε μια περιοχή περισσότερες από μια φορά κατά την διάρκεια του ίδιου έτους. Βεβαίως η συγκεκριμένη τακτική λειτουργίας προϋποθέτει την δυνατότητα της αποσύνδεσης, μεταφοράς και επανασύνδεσης του υφιστάμενου ESS με σχετικά μικρό συνολικό κόστος, διότι σε διαφορετική περίπτωση η συγκεκριμένη χρήση μπορεί να αποδειχθεί μη βιώσιμη. 86

98 Βιβλιογραφία [1] A. Abrams, C. Vartanian, and R. Oglesby, Public Interest Energy Research ( PIER ) Program INTERIM / FINAL PROJECT REPORT DRAFT - Energy Storage Cost- effectiveness Methodology and Preliminary Results, [2] A. A. Akhil, G. Huff, A. B. Currier, B. C. Kaun, D. M. Rastler, S. B. Chen, A. L. Cotter, D. T. Bradshaw, and W. D. Gauntlett, DOE / EPRI 2013 Electricity Storage Handbook in Collaboration with NRECA, [3] M. Avendano-mora and E. H. Camm, Financial Assessment of Battery Energy Storage Systems for Frequency Regulation Service, [4] S. Benner, Performance, Mileage and the Mileage Ratio, Performance Scoring, Signal Mileage, Mileage Ratio and Settlements, [5] D. Bhatnagar, A. Currier, J. Hernandez, and O. Ma, MARKET AND POLICY BARRIERS TO ENERGY STORAGE A Study for the Energy Storage Systems Program, [6] Department of Energy, DOE Global Energy Storage Database. Διαθέσιμο: [7] EATechnology A_Good_Practice_Guide_on_Electrical_Energy_Storage_(Issue).pdf. [8] Engerati, 2014 Frequency Regulation and Energy Storage, Διαθέσιμο: Διαθέσιμο: [9] J. M. Eyer, J. J. Iannucci, and G. P. Corey, Energy Storage Benefits and Market Analysis Handbook A Study for the DOE Energy Storage Systems Program, [10] J. Eyer, Electric Utility Transmission and Distribution Upgrade Deferral Benefits from Modular Electricity Storage A Study for the DOE Energy Storage Systems Program, [11] J. Eyer, Energy Storage for the Electricity Grid : Benefits and Market Potential Assessment Guide A Study for the DOE Energy Storage Systems Program, [12] Fitzerald, Garret, J. Mandel, J. Morris and H. Touati, The Economics of Battery Energy Storage: How multi-use, customer-sited batteries deliver the most services and value to customers and the grid, Rocky Mountain Institute, Διαθέσιμο: 87

99 [13] N. S. Günter, Techno-economic analysis of the deployment potential of energy storage for grid connected applications, [14] H. Ibrahim and A. Ilinca, Techno-Economic Analysis of Different Energy Storage Technologies, 2013, pp [15] International Renewable Energy Agency (IRENA), BATTERY STORAGE FOR RENEWABLES : MARKET STATUS AND TECHNOLOGY OUTLOOK, [16] B. Kaun, S. Chen, Cost-Effectiveness of Energy Storage in California, [17] Lazard, Lazard s levelized cost of storage analysis version 1.0, Διαθέσιμο: 10.pdf [18] X. Luo, J. Wang, M. Dooner, and J. Clarke, Overview of current development in electrical energy storage technologies and the application potential in power system operation, APPLIED ENERGY, Elsevier Ltd, [19] T. M. I. Mahlia, T. J. Saktisahdan, A. Jannifar, M. H. Hasan and H. S. C. Matseelar, A review of available methods and development on energy storage technology update, Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 33, pp , [20] MIT Electric Vehicle Team A Guide to Understanding Battery Specifications, [21] A. Nourai, Installation of the First Distributed Energy Storage System ( DESS ) at American Electric Power ( AEP ) A Study for the DOE Energy Storage Systems Program, [22] A. Nourai, NAS Battery Performance at Charleston, WV, Διαθέσιμο: [23] A. Oudalov, R. Cherkaoui, S. Member and A. Beguin, Sizing and Optimal Operation of Battery Energy Storage System for Peak Shaving Application, 2007, no. 1, pp [24] PJM Data Miner, Διαθέσιμο: [25] PJM Manual 11: Energy & Ancillary Services Market Operations, [26] PJM Manual 12: Balancing Operations, [27] PJM Manual 28: Operating Agreement Accounting, [28] PJM Metered Load Data. Διαθέσιμο: 88

100 [29] S. Sabihuddin, A. Kiprakis and M. Mueller A Numerical and Graphical Review of Energy Storage Technologies, pp , [30] UK Power Networks, Smarter Network Storage - business model consultation. Διαθέσιμο: nts/smarter-network-storage-business-model-consultation.pdf [31] B. Zakeri and S. Syri, Electrical energy storage systems : A comparative life cycle cost analysis, Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 42, pp , [32] T. Zhang, The Economic Benefits of Battery Energy Storage System in Electric Distribution System, [33] S. Report, Estimating the Maximum Potential Revenue for Grid Connected Electricity Storage : Arbitrage and Regulation, no. December,

101 90

102 Παράρτημα A1. Αποτελέσματα οικονομικής ανάλυσης Πίνακας Α1. Επενδυτικό σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη Total Capital Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Power Conversion System $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Storage Section $ $0 $ $0 $ $0 $ $0 $ $0 $0 Balance of Plant $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Replacement Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Replacement Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Total $ $0 $ $0 $ $0 $ $0 $ $0 $0 Operating Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Fixed O&M Cost $0 $3.750 $3.825 $8.583 $8.755 $ $ $ $ $ $ Variable O&M Cost $0 $1.047 $1.067 $2.931 $2.990 $5.664 $5.777 $9.156 $9.339 $ $ Disposal and Recycling Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Disposal and Recycling Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $8.454 $0 $ Total $0 $4.797 $4.892 $ $ $ $ $ $ $ $ Benefits initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Deferral $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Time-Shift for arbitrage $0 $9.160 $9.344 $ $ $ $ $ $ $ $ Frequency Regulation RMCP Credits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Financial Results initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Total Profits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total expenditures $0 $4.797 $4.892 $ $ $ $ $ $ $ $ Gross margin $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Capital amortisation $0 $ $ $0 $ $0 $ $0 $ $0 $0 Accumulated capital amortisation $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

103 EBIT $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Taxes $0 $0 $0 $ $ $ $ $ $0 $ $ Net Profit $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ (συνέχεια Πίνακα Α1. Επενδυτικό σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά δύο έτη Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη) Liquidity initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Inputs $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Outputs -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Differential cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Accumulated cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Evaluation metrics initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 year NPV elements -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Net Present Value $ Internal Rate of Return (IRR) 8% Modified Internal Rate of Return (MIRR) 15% Payback Period fractions 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,79 0,55 0,42 2,17 0,56 1,54 Payback Period [years], [months] 4,79 Capital recovery factor 16% PV of costs $ $4.360 $ $8.651 $ $ $ $ $ $ $ PV of benefits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Annualized life cycle cost $ Annualized life cycle benefits $ Total life cycle cost $ Total life cycle benefit $ Benefit cost ratio 1, Equivalent annual annuity $

104 Πίνακας Α2. Επενδυτικό σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη Total Capital Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Power Conversion System $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Storage Section $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $0 Balance of Plant $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Replacement Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Replacement Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $ $0 Total $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $0 Operating Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Fixed O&M Cost $0 $1.875 $3.825 $5.852 $8.755 $ $ $ $ $ $ Variable O&M Cost $0 $443 $1.067 $1.843 $2.990 $4.270 $5.777 $7.524 $9.339 $ $ Disposal and Recycling Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Disposal and Recycling Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $3.576 $4.975 $6.089 Total $0 $2.318 $4.892 $7.695 $ $ $ $ $ $ $ Benefits initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Deferral $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Time-Shift for arbitrage $0 $4.281 $9.344 $ $ $ $ $ $ $ $ Frequency Regulation RMCP Credits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Financial Results initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Total Profits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total expenditures $0 $2.318 $4.892 $7.695 $ $ $ $ $ $ $ Gross margin $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Capital amortisation $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $0 Accumulated capital amortisation $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ EBIT $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Taxes $0 $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ Net Profit $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $

105 (συνέχεια Πίνακα Α2. Επενδυτικό σενάριο τμηματικής εγκατάστασης ανά έτος Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη ) Liquidity initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Inputs $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Outputs -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Differential cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Accumulated cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Evaluation metrics initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 year NPV elements -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Net Present Value $ Internal Rate of Return (IRR) 9% Modified Internal Rate of Return (MIRR) 17% Payback Period fractions 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,02 0,77 18,72 1,65 1,38 Payback Period [years], [months] 5,02 Capital recovery factor 16% PV of costs $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ PV of benefits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Annualized life cycle cost $ Annualized life cycle benefits $ Total life cycle cost $ Total life cycle benefit $ Benefit cost ratio 1, Equivalent annual annuity $

106 Πίνακας Α3. Επενδυτικό σενάριο εξ αρχής εγκατάστασης Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη Total Capital Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Power Conversion System $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Storage Section $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Balance of Plant $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 Replacement Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Replacement Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Total $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Operating Cost initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Fixed O&M Cost $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Variable O&M Cost $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Disposal and Recycling Cost PCS $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Disposal and Recycling Cost Batteries $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Total $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Benefits initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Deferral $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Time-Shift for arbitrage $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Frequency Regulation RMCP Credits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Financial Results initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Total Profits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Total expenditures $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Gross margin $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Capital amortisation $0 $ $0 $0 $0 $0 $0 $0 $ $0 $0 Accumulated capital amortisation $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ EBIT $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Taxes $0 $0 $ $ $ $ $ $ $0 $ $ Net Profit $0 -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $

107 (συνέχεια Πίνακα Α3. Επενδυτικό σενάριο εξ αρχής εγκατάστασης Λειτουργία 20 ημερών συναλλαγής ενέργειας, διάρκεια ζωής μπαταρίας 8 έτη ) Liquidity initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 Inputs $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Outputs -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Differential cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Accumulated cash flow -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Evaluation metrics initial year 1 year 2 year 3 year 4 year 5 year 6 year 7 year 8 year 9 year 10 year NPV elements -$ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Net Present Value $ Internal Rate of Return (IRR) -2% Modified Internal Rate of Return (MIRR) 10% Payback Period fractions 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,53 0,46 1,43 1,75 1,00 1,96 Payback Period [years], [months] 4,53 Capital recovery factor 16% PV of costs $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ PV of benefits $0 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ Annualized life cycle cost $ Annualized life cycle benefits $ Total life cycle cost $ Total life cycle benefit $ Benefit cost ratio 1, Equivalent annual annuity $98.422

108 Α2. Επιμέρους κόστη BESS τεχνολογίας Li-ion