ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ

Μέγεθος: px
Εμφάνιση ξεκινά από τη σελίδα:

Download "ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ"

Transcript

1 ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ ΣΧΟΛΗ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΙΣΧΥΟΣ Μοντέλο Προσομοίωσης του Προβλήματος Κατανομής των Μονάδων Παραγωγής του Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας και εφαρμογές σε μεγάλη διείσδυση Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ Μαρία Π. Κανναβού Επιβλέπων : Παντελής Κάπρος Καθηγητής Ε.Μ.Π Αθήνα, Σεπτέμβριος 2014

2

3 ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ ΣΧΟΛΗ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΙΣΧΥΟΣ Μοντέλο Προσομοίωσης του Προβλήματος Κατανομής των Μονάδων Παραγωγής του Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας και εφαρμογές σε μεγάλη διείσδυση Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ Μαρία Π. Κανναβού Επιβλέπων : Παντελής Κάπρος Καθηγητής Ε.Μ.Π. Εγκρίθηκε από την τριμελή εξεταστική επιτροπή την 30 η Σεπτεμβρίου Παντελής Κάπρος Καθηγητής Ε.Μ.Π... Κωνσταντίνος Βουρνάς Καθηγητής Ε.Μ.Π... Γεώργιος Κορρές Αν. Καθηγητής Ε.Μ.Π Αθήνα, Σεπτέμβριος 2014

4 ... Μαρία Π. Κανναβού Διπλωματούχος Ηλεκτρολόγος Μηχανικός και Μηχανικός Υπολογιστών Ε.Μ.Π. Copyright Μαρία Π. Κανναβού, 2014 Με επιφύλαξη παντός δικαιώματος. All rights reserved. Απαγορεύεται η αντιγραφή, αποθήκευση και διανομή της παρούσας εργασίας, εξ ολοκλήρου ή τμήματος αυτής, για εμπορικό σκοπό. Επιτρέπεται η ανατύπωση, αποθήκευση και διανομή για σκοπό μη κερδοσκοπικό, εκπαιδευτικής ή ερευνητικής φύσης, υπό την προϋπόθεση να αναφέρεται η πηγή προέλευσης και να διατηρείται το παρόν μήνυμα. Ερωτήματα που αφορούν τη χρήση της εργασίας για κερδοσκοπικό σκοπό πρέπει να απευθύνονται προς τον συγγραφέα. Οι απόψεις και τα συμπεράσματα που περιέχονται σε αυτό το έγγραφο εκφράζουν τον συγγραφέα και δεν πρέπει να ερμηνευθεί ότι αντιπροσωπεύουν τις επίσημες θέσεις του Εθνικού Μετσόβιου Πολυτεχνείου.

5

6

7 Ευχαριστίες Με την ολοκλήρωση της εκπόνησης της παρούσας διπλωματικής εργασίας θα ήθελα να ευχαριστήσω ιδιαιτέρως τον επιβλέποντα καθηγητή κ. Παντελή Κάπρο για τη δυνατότητα, που μου παρείχε, να ασχοληθώ με το παρόν τόσο ενδιαφέρον ερευνητικό θέμα, αλλά και για την πρώτη μου επαφή και διεύρυνση των οριζόντων μου στον τομέα της μαθηματικής μοντελοποίησης εν γένει. Επίσης θα ήθελα να ευχαριστήσω θερμά τον επιστημονικό συνεργάτη κ. Κωνσταντίνο Ντελκή για την πολύτιμη βοήθεια που μου παρείχε αδιάλειπτα και την επιμονή του στη σύνδεση θεωρίας-πράξης-κατανόησης των αποτελεσμάτων και γείωσης τους με την πραγματικότητα. Τέλος θα ήθελα να ευχαριστήσω όλα τα μέλη του Εργαστηρίου Υποδειγμάτων Ενέργειας-Οικονομίας-Περιβάλλοντος του ΕΜΠ για τη βοήθεια και την στήριξη τους, και ιδιαίτερα την επιστημονική συνεργάτιδα κα. Μαριλένα Ζαμπάρα. Σελίδα 7 από 181

8 Σελίδα 8 από 181

9 Αφιερώσεις Στην οικογένεια μου για την στήριξη τους όλα αυτά τα χρόνια και τα εφόδια που μου έδωσε ο καθένας με τον ιδιαίτερο τρόπο του Στο Στέφανο και την Αριάδνη, τις νέες αφίξεις στη ζωή μου και τη ζωή γενικότερα, που ενδυναμώνουν τη θέληση μου να βάλω το λιθαράκι μου για να τους παραδώσω ένα δικαιότερο κόσμο Στους ανθρώπους που γνώρισα στα φοιτητικά μου χρόνια και μοιραστήκαμε συναισθήματα, απόψεις, εμπειρίες και με την καθημερινή τους στάση με εμψυχώνουν πως τίποτα δεν πάει χαμένο Σελίδα 9 από 181

10 Σελίδα 10 από 181

11 Περίληψη: Σκοπός της παρούσας διπλωματικής εργασίας αποτελεί η μελέτη αποτελεσμάτων και εξαγωγή συμπερασμάτων, μέσω της ανάπτυξης ενός μοντέλου επίλυσης του προβλήματος ένταξης των Μονάδων Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (προσομοίωση του ΗΕΠ), σχετικά με τα οικονομικά οφέλη και τις τεχνικές δυσκολίες των Παραγωγών, αναφορικά με το ζήτημα της ευελιξίας του Ελληνικού Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας, που παρουσιάζεται λόγω της μεγάλης ανάπτυξης της ένταξης των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ). Λόγω της υποχρεωτικής έγχυσης της παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας από ΑΠΕ, η ημερήσια καμπύλη ζήτησης φορτίου παρουσιάζει απότομες διακυμάνσεις, εκείνες τις ώρες όπου ξεκινά η παραγωγή των Φωτοβολταϊκών (πρώτες πρωινές ώρες) και κυρίως τις ώρες όπου παύει (απογευματινές ώρες). Οι απότομες αυτές διακυμάνσεις δημιουργούν την αναγκαιότητα ένταξης Μονάδων Συνδυασμένου Κύκλου αρκετές ώρες πριν οι διακυμάνσεις αυτές παρουσιαστούν, λόγω ενός αναγκαίου χρονικού διαστήματος συγχρονισμού με το Σύστημα και παραμονής τους σε ένα ενδιάμεσο φορτίο, προτού βρεθούν σε κανονική λειτουργία. Μέχρι να παρουσιαστούν αυτές οι απότομες εναλλαγές στη ζήτηση, οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου λειτουργούν με φορτίο ίσο ή μικρότερο του τεχνικού ελάχιστου, γεγονός που τις αποκλείει από τη δυνατότητα να καθορίσουν Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ) τις ώρες εκείνες. Λόγω του χαμηλού οριακού κόστους των Λιγνιτικών Μονάδων, συγκριτικά με τις Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου αλλά και της οριακά μονοπωλιακής δύναμης, που ασκεί στην αγορά η μεγαλύτερη Ελληνική εταιρεία Ηλεκτρικής Παραγωγής, οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, ιδιαίτερα των ανεξάρτητων Παραγωγών, αποζημιώνονται τις περισσότερες ώρες λειτουργίας τους με ΟΤΣ, αρκετά χαμηλότερες του οριακού τους κόστους. Η κατάσταση αυτή έχει ως αποτέλεσμα τη δυσκολία της οικονομικής τους επιβίωσης στην Ελληνική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας και, σε συνδυασμό με την ολοένα και μεγαλύτερη ανάπτυξη των ΑΠΕ, δημιουργεί σοβαρά ζητήματα στην ευελιξία του Συστήματος Ηλεκτρικής Ενέργειας. Το μοντέλο ένταξης των Μονάδων Παραγωγής, που αναπτύχθηκε σε περιβάλλον GAMS στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής, αποτελεί ένα μοντέλο Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού και περιλαμβάνει τεχνικούς περιορισμούς αναφορικά με τα τεχνικά χαρακτηριστικά των Μονάδων Παραγωγής, καθώς και περιορισμούς για την κάλυψη του ισοζυγίου και των επικουρικών υπηρεσιών. Η κάθε Μονάδα Παραγωγής θεωρείται ότι υποβάλλει μια βηματική συνάρτηση προσφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ζευγάρια επιπέδου παραγωγής - συγκεκριμένης τιμής) και μια τιμή για την συνεισφορά της σε επικουρικές υπηρεσίες. Το παρόν μοντέλο έχει χρονικό ορίζοντα επίλυσης ένα έτος (8760 ώρες) και ωριαία ανάλυση. Επιπλέον, λύνοντας το αντίστοιχο Απαλλαγμένο Γραμμικό Πρόβλημα, υπολογίζεται για κάθε ώρα η Οριακή Τιμή Συστήματος. Η αριθμητική εφαρμογή του έγινε για την Ελλάδα για τα χρονικά έτη 2014, 2018 και 2020, για τα οποία και δημιουργήθηκαν τρία σενάρια. Ένα σενάριο ζήτησης ή αναφοράς (έτη 2014, 2018, 2020) με προβολή των απαιτούμενων αριθμητικών μεγεθών στο μέλλον, ένα σενάριο Εισαγωγών (έτη 2014, 2018, 2020), με βάση την υπόθεση μεγάλης ποσότητας Εισαγωγών, οι οποίες και καλύπτουν μεγάλο μέρος του βασικού φορτίου και ένα σενάριο μεγάλης ανάπτυξης ΑΠΕ (έτος 2020) ίσης με το 40% της συνολικής ζήτησης. Για το κάθε σενάριο υπολογίσθηκαν οι ωριαίες ΟΤΣ, η συνολική παραγωγή, η συνολική συνεισφορά σε εφεδρείες, η αποζημίωση σύμφωνα με την ΟΤΣ της κάθε Μονάδας Παραγωγής, καθώς και εξήχθησαν τα αντίστοιχα συμπεράσματα. Λέξεις Κλειδιά: Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός, ΗΕΠ, ευελιξία, Οριακή Τιμή Συστήματος, ΟΤΣ, τεχνικό ελάχιστο, Μεικτός Ακέραιος Προγραμματισμός, θερμικές μονάδες, Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, ΑΠΕ Σελίδα 11 από 181

12 Σελίδα 12 από 181

13 Abstract: The scope of this thesis lies in the development of a Unit Commitment (UC) optimization model, in order to conduct analysis of its results regarding the flexibility issue. Due to the increasing penetration of variable renewable generation and its mandatory injection to the system, the daily net load demand curve shows sharp fluctuations, especially during hours of high solar generation. Therefore TSO commits CCGT (Combined Cycle Gas Turbine) plants, in order for them to provide ramping and ancillary services. Due to their technical limitation of minimum stable generation period, CCGT plants are usually committed hours before these abrupt load changes occur, staying at minimum stable generation level, being deprived the possibility of being SMP(System Marginal Price) makers. Considering the fact that SMP is mostly set by Lignite Plants, it occurs that CCGT plants are remunerating poorly with SMPs lower than their marginal costs. Especially Independent Power Producers (IPP) of CCGT plants face the difficulty of economic survival in Greek Electricity Market, despite the providing ramping service and if we consider the increasing penetration of Renewable Sources, a flexibility issue arises. The UC model, developed in this thesis, is formulated as a Mixed Integer Programming (MIP) Mathematical Model and is solved in GAMS environment. It contains constraints, referring to the technical characteristics of production units (technical minimum generation, minimum stable generation period, ramping rates etc.), as well as limitation regarding power balance and ancillary services requirements. Each producer bid a step-wise supply function and a price for a certain amount of ancillary service. The model has an annual solving time horizon and an hourly time resolution ( hours). Furthermore, solving the corresponding Relaxed Problem, enables the determination of the hourly SMP. The numerical example presented is based on Greek Electricity Market, projecting years 2014, 2018 and 2020 and examines three different scenarios. A base or reference scenario for years 2014, 2018 and 2020, a RES scenario, for year 2020, imposing higher penetration of renewable generation (up to 40% of the annual demand) than in year 2020 of the base scenario and a high Imports scenario for year 2014, 2018, The last scenario is based on the two assumptions. Firstly the increase of Imports and secondly the increase of bidding offers, related to the IPPs, in order for them to face the economic difficulties, as described above. This thesis includes the obtained results of each scenario, as well, as the corresponding conclusions. Keywords: Unit Commitment, flexibility, technical minimum, Mixed Integer Programming, GAMS, Wholesale Electricity Market, Mandatory Pool, Combined Cycle Gas Turbine, ramping, Renewable Sources Σελίδα 13 από 181

14 Σελίδα 14 από 181

15 ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ 1 Εισαγωγή Απελευθέρωση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα Μακροχρόνια Αγορά Βραχυχρόνια (Χονδρεμπορική) Αγορά Ενέργειας «Εκ των υστέρων» (Ex-Post) Αγορά Εξισορρόπησης Ενέργειας (Balancing Market) Ζήτημα Κλιματικής Αλλαγής Αντικείμενο Διπλωματικής Εργασίας και Οργάνωση κειμένου Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Νομοθετικό Πλαίσιο και Βασικοί Συμμετέχοντες στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Λειτουργία ΗΕΠ Χρονικός Ορίζοντας και Αντικείμενο του ΗΕΠ Δεδομένα Εισόδου ΗΕΠ Διείσδυση ΑΠΕ- ζήτημα ευελιξίας του ΣΗΕ Μαθηματικό Μοντέλο Επιλογή Αντικειμενικής Συνάρτησης Χρονικός Ορίζοντας Επίλυσης - Ανάλυση Μοντέλου Επιλογή Μεταβλητών Απόφασης Δυαδικές Μεταβλητές Απόφασης - Κύκλος Λειτουργίας Μονάδων Παραγωγής Συνεχείς Μεταβλητές Απόφασης Μαθηματική Διατύπωση και Επεξήγηση του Μοντέλου UC Μαθηματική Διατύπωση του Μοντέλου UC Επεξήγηση των Περιορισμών του Μοντέλου UC Μεικτός Ακέραιος Προγραμματισμός Κατηγορίες Προβλημάτων Ακέραιου Προγραμματισμού Χώρος Εφικτών Λύσεων των Προβλημάτων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Απαλλαγμένο (Relaxed) Πρόβλημα- Υπολογισμός Οριακής Τιμής Συστήματος Τεχνικές Επίλυσης Προβλημάτων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Λογισμικό GAMS - Επιλογή Solver-Χρόνος Επίλυσης του Μοντέλου UC Λογισμικό GAMS Επιλογή solver Χρόνος Επίλυσης του Μοντέλου UC Αριθμητική Εφαρμογή του Μοντέλου UC Σενάριο Ζήτησης Δημιουργία Έτους Βάσης (2014) Σελίδα 15 από 181

16 6.1.1 Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας από Εκπροσώπους Φορτίου Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης (Pumping) Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή Όρια bidding Υδροηλεκτρικής Παραγωγής Εξαγωγές-Εισαγωγές Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Παραγωγή από Αιολικά Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Παροχή Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Μονάδες Παραγωγής Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Παραγωγής Μη διαθεσιμότητα Μονάδων Παραγωγής Συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Ζήτησης Έτη 2018, Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας από Εκπροσώπους Φορτίου Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης (Pumping) Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή Όρια bidding Υδροηλεκτρικής Παραγωγής Εξαγωγές-Εισαγωγές Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Παραγωγή από Αιολικά Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Παροχή Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Μονάδες Παραγωγής Μονάδες προς Απόσυρση Μονάδες προς Ένταξη Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Παραγωγής Μη διαθεσιμότητα Μονάδων Παραγωγής Σελίδα 16 από 181

17 6.2.8 Συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής Σενάριο ΑΠΕ Έτος Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Παραγωγή από Αιολικά Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Σενάριο Εισαγωγών Έτος 2014, 2018, Εξαγωγές-Εισαγωγές Έτος Έτος Έτος Προσφορές των Μονάδων Παραγωγής Αποτελέσματα Αριθμητικής Εφαρμογής του Μοντέλου UC Σενάριο Ζήτησης Σύγκριση μεταξύ ετών του Σεναρίου Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Σενάριο Εισαγωγών Επίλογος Ορισμός και Μέτρησης της Ευελιξίας των Μονάδων Παραγωγής Συνολικά Συμπεράσματα Σενάριο Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Σενάριο Εισαγωγών Δυνατότητες Επέκτασης Βιβλιογραφία: Σελίδα 17 από 181

18 Σελίδα 18 από 181

19 Πίνακας Σχημάτων Σχήμα 1: Τιμολογούμενη Προσφορά Έγχυσης Μονάδων Παραγωγής - ΗΕΠ Σχήμα 2: Τιμολογούμενη Προσφορά Έγχυσης Εισαγωγών - ΗΕΠ Σχήμα 3: Τιμολογούμενη Δήλωση Φορτίου - ΗΕΠ Σχήμα 4: Προσφορά Πρωτεύουσας Εφεδρείας Μονάδας - ΗΕΠ Σχήμα 5: Προσφορά Δευτερεύουσας Εφεδρείας Μονάδας - ΗΕΠ Σχήμα 6: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Ελαστική Ζήτηση Σχήμα 7: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Ελαστική Ζήτηση Σχήμα 8: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Σταθερή Ζήτηση Σχήμα 9: Κύκλος Λειτουργίας Θερμικής Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC Σχήμα 10: Συνάρτηση Προσφοράς Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC Σχήμα 11: Χώρος Εφικτών Λύσεων Προβλήματος Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Σχήμα 12: Προσφορά Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC Σελίδα 19 από 181

20 Σελίδα 20 από 181

21 Πίνακας Διαγραμμάτων Διάγραμμα 1: Ημερήσια Καμπύλη Ζήτησης 22/10/ Διάγραμμα 2: Μέση Παραγωγή από Αιολικά ανά μήνα Διάγραμμα 3: Μέση Παραγωγή από Φ/Β ανά μήνα Διάγραμμα 4: Ποσοστιαία Καμπύλη Καθαρής Ζήτησης για τα εξεταζόμενα Σενάρια Ζήτησης - ΑΠΕ.. 40 Διάγραμμα 5: Μέση Καθαρή Ζήτηση για το 2020, λόγω υποχρεωτικής έγχυσης των ΑΠΕ Διάγραμμα 6: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Δευτέρα/Παρασκευή Διάγραμμα 7: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Τρίτη-Πέμπτη Διάγραμμα 8: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Σάββατο/Κυριακή/Αργίες Διάγραμμα 9: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου 2013 ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 10: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου 2014 Μοντέλο UC Διάγραμμα 11: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Διάγραμμα 12: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 11/12/2013 ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 13: Παραγωγή από Υ/Η Διάγραμμα 14: Επιμερισμός Υ/Η Παραγωγής σε Υποχρεωτική και Συμμετέχουσα στον ΗΕΠ Διάγραμμα 15: Ορισμός του Benchmark για τον Υπολογισμό Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής Διάγραμμα 16: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 03-09/01/2013 ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 17: Υπολογισμός Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής 02-08/01/2014- Μοντέλο UC Διάγραμμα 18: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-08/01/2014 ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 19: Εισαγωγές και Εξαγωγές ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 20: Εισαγωγές Ιανουαρίου- Απριλίου Διάγραμμα 21: Υπολογισμός Εξαγωγών-Εισαγωγών Διάγραμμα 22: Παραγωγή από Φ/Β Μοντέλο UC Διάγραμμα 23: Παραγωγή από Αιολικά Μοντέλο UC Διάγραμμα 24: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 25: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 26: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Διάγραμμα 27: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 28: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 29: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 30: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 31: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 32: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 33: Παραγωγή από Φ/Β 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 34: Παραγωγή από Αιολικά 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 35: Παραγωγή από ΑΠΕ 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 36: Παραγωγή από ΑΠΕ 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 37: Παραγωγή από Φ/Β 01/01/ Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 38: Παραγωγή από Φ/Β 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 39: Παραγωγή από Αιολικά 01/01/ Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 21 από 181

22 Διάγραμμα 40: Παραγωγή από Αιολικά 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 41: Εξαγωγές-Εισαγωγές 15/12/2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 42: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 43: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 44: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 45: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Παράδειγμα μη διορθωμένης Ημέρας Εισαγωγών Διάγραμμα 46: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Παράδειγμα διορθωμένης Ημέρας Εισαγωγών Διάγραμμα 47: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 48: Μοντέλο UC 02/01/2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 49: ΗΕΠ 02/01/ ΛΑΓΗΕ Διάγραμμα 50: Μοντέλο UC 1 η εβδομάδα Ιανουάριου 2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 51: ΗΕΠ 1 η εβδομάδα Ιανουαρίου ΗΕΠ Διάγραμμα 52: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων Μοντέλου UC 07/01/2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 53: Καμπύλη ΟΤΣ 2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 54: Καμπύλη Διάρκειας Καθαρής Ζήτησης 2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 55: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 56: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 57: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 58: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 59: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 02/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 60: Μοντέλο UC 02/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 61: Μοντέλο UC 01/07/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 62: Μοντέλο UC 01-07/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 63: Μοντέλο UC 01-07/07/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 64: Καμπύλη ΟΤΣ 2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 65: Μοντέλο UC 29/07-04/ Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 66: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 67: Ανηγμένη Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 68: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 69: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 70: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 71: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 72: Καμπύλη Παραγωγής Υ/Η 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 73: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Υ/Η 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 74: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Ιανουαρίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 75: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Μαρτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 76: Καμπύλη ΟΤΣ 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 77: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) Σεναρίου Ζήτησης Διάγραμμα 78: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) Σεναρίου Ζήτησης Διάγραμμα 79: Μοντέλο UC 01-07/01/2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 80: Μοντέλο UC 01/01/2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 22 από 181

23 Διάγραμμα 81: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Μαρτίου 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 82: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 83: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 84: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 85: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 86: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 01/07/2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 87: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 1 η εβδομάδα 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 88: Μέση Ζήτηση Φορτίου ανά εποχή 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 89: Μέση Ζήτηση Φορτίου ετήσια 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 90: Καμπύλη ΟΤΣ 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 91: Μέση Ζήτηση Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 92: Ωριαία Μεταβολή Μέσης Ζήτησης Φορτίου 2020 Σενάριο ΑΠΕ και Ζήτησης Διάγραμμα 93: Μέση Ζήτηση Φορτίου Ιανουάριος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 94: Μέση Ζήτηση Φορτίου Μάρτιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 95: Μέση Ζήτηση Φορτίου Απρίλιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 96: Μέση Ζήτηση Φορτίου Νοέμβριος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 97: Μέση Ζήτηση Φορτίου Άνοιξη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 98: Μέση Παραγωγή Αιολικών Απρίλιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 99: Μοντέλο UC 01/09/2014 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 100: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2014 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 101: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 102: Καμπύλη ΟΤΣ 2014 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 103: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Ιανουαρίου 2018 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 104: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 03-04/01/ Διάγραμμα 105: Καμπύλη Οριακή Τιμής Συστήματος 2018 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 106: Μοντέλο UC 02/01/2020 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 107: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Ιανουαρίου 2020 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 108: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων τελευταία εβδομάδα Ιανουαρίου 2020 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 109: Καμπύλη ΟΤΣ 2020 Σενάριο Εισαγωγών Διάγραμμα 110: Υπολογισμός % ευελιξίας/παραγωγή Διάγραμμα 111: Συνολικές Εκκινήσεις Μονάδων ανά τύπο καυσίμου Διάγραμμα 112: Συνολικά Αποτελέσματα Μονάδων ανά τύπο καυσίμου Διάγραμμα 113: Συνολικά Αποτελέσματα % Μονάδων ανά τύπο καυσίμου Διάγραμμα 114: Καθορισμός ΟΤΣ ανά ιδιοκτήτη Μονάδας Διάγραμμα 115: % Καθορισμός ΟΤΣ ανά ιδιοκτήτη Μονάδας Σελίδα 23 από 181

24 Σελίδα 24 από 181

25 Περιεχόμενα Πινάκων Πίνακας 1: Συνολική Ποσότητα Ζήτησης Πίνακας 2: Λιγνιτικές Μονάδες 2014 Mοντέλο UC Πίνακας 3: Μονάδες Φυσικού Αερίου 2014 Μοντέλο UC Πίνακας 4: Τεχνικά Χαρακτηριστικά Λιγνιτικών Μονάδων Μοντέλο UC Πίνακας 5: Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Φυσικού Αερίου Μοντέλο UC Πίνακας 6: Συνολική Ζήτηση Πίνακας 7: Ζήτηση για λόγους Άντλησης Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 8: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 9: Όρια Παραγωγής Bidding Υ/Η Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 10: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 11: Παραγωγή από ΑΠΕ Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 12: Ετήσια Παραγωγή & Εγκατεστημένη Ισχύς από Φ/Β Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 13: Ετήσια Παραγωγή & Εγκατεστημένη Ισχύς από Αιολικά Σενάριο Ζήτησης.. 86 Πίνακας 14: Ενέργειες σύμφωνα με το Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκπομπών Πίνακας 15: Μονάδες προς απόσυρση στο Μοντέλο UC Πίνακας 16: Μονάδες προς Ένταξη σύμφωνα με τον προγραμματισμό της ΔΕΗ Α.Ε Πίνακας 17: Μονάδες προς Ένταξη στο Μοντέλο UC Πίνακας 18: Τεχνικά Χαρακτηριστικά των Μονάδων προς ένταξη στο Μοντέλο UC Πίνακας 19: Παραγωγή από ΑΠΕ 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 20: Παραγωγή από Φ/Β 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 21: Παραγωγή από Αιολικά 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 22: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 23: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 24: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 25: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (1) 2014 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 26: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (2) 2014 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 27: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2014 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 28: Συνολικός Αριθμός Εκκινήσεων ανά Μονάδα Παραγωγής 2014 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 29: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (1) 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 30: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (2) 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 31: Διαφορά ωρών καθορισμού ΟΤΣ μεταξύ Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 32: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 33: Συνολικός Αριθμός Εκκινήσεων ανά Μονάδα Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 34: Ετήσιο Κόστος Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 35: Καθορισμός ΟΤΣ (1) ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 36: Καθορισμός ΟΤΣ (2) ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 37: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 38: Συνολικές Εκκινήσεις ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 39: Συνολικό Κόστος Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 40: Καθορισμός ΟΤΣ (1) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 41: Καθορισμός ΟΤΣ (2) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 42: Διαφορές ΟΤΣ μεταξύ 2020 Σεναρίου ΑΠΕ και Ζήτησης Πίνακας 43: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 25 από 181

26 Πίνακας 44: Διαφορά Αποτελεσμάτων ανά Μονάδα Παραγωγής μεταξύ Σεναρίου Ζήτησης και ΑΠΕ Πίνακας 45: Συνολικές Εκκινήσεις ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 46: Συνολικές εκκινήσεις ανά Μονάδα με βάση τον τύπο καυσίμου 2020 Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 47: Συνολικό Κόστος Παραγωγής Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 48: Καθορισμός ΟΤΣ (1) 2014 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 49: Καθορισμός ΟΤΣ (2) 2014 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 50: Διαφορά καθορισμού ΟΤΣ 2014 Σενάριο Ζήτησης Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 51: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2014 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 52: Διαφορά Αποτελεσμάτων 2014 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 53: Διαφορά Αποτελεσμάτων Εκκινήσεων 2014 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 54: Συνολικό Κόστος Παραγωγής 2014 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 55: Καθορισμός ΟΤΣ (1) 2018 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 56: Καθορισμός ΟΤΣ (2) 2018 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 57: Διαφορά Καθορισμού ΟΤΣ 2018 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 58: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2018 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 59: Συνολικές Εκκινήσεις Μονάδων Παραγωγής 2018 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 60: Διαφορά Αποτελεσμάτων 2018 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 61: Καθορισμός ΟΤΣ (1) 2020 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 62: Καθορισμός ΟΤΣ (2) 2020 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 63: Διαφορά Καθορισμού ΟΤΣ 2020 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 64: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 65: Διαφορά Αποτελεσμάτων 2020 Σενάριο Εισαγωγών Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 66: Συνολικές Εκκινήσει 2020 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 67: Συνολικό Κόστος Παραγωγής 2020 Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 68: Μέτρηση της παρεχόμενης ευελιξίας Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 69: Ώρες Λειτουργία στο Τεχνικό Ελάχιστο Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 70: Μέτρηση της παρεχόμενης ευελιξίας Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 71: Ώρες λειτουργίας στο τεχνικό ελάχιστο Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 72: Μέτρηση της παρεχόμενης ευελιξίας Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 73:Ώρες Λειτουργίας στο Τεχνικό Ελάχιστο Σενάριο Εισαγωγών Πίνακας 74: Παροχή ευελιξίας % ανά ιδιοκτήτη Μονάδας Σελίδα 26 από 181

27 Πίνακας Εικόνων Εικόνα 1: Εγκατεστημένη Ισχύς ΑΠΕ ΛΑΓΗΕ Εικόνα 2: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) 2014 Σεναρίου Ζήτησης Εικόνα 3: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) 2014 Σεναρίου Ζήτησης Εικόνα 4: Καθαρή Ζήτηση 2014 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 5: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) έτος 2018 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 6: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) έτος 2018 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 7: Ζήτηση Θερμικών Μονάδων και Υ/Η ανάμεσα στα έτη Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 8: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 9: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 10: Υπολογισμός Καθαρής Ζήτησης έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης Εικόνα 11: Αποτελέσματα (1) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 12: Αποτελέσματα (2) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 13: Υπολογισμός Καθαρής Ζήτησης 2020 Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 14: Σύγκριση Καθαρής Ζήτησης Μεταξύ 2020 Σενάριο Ζήτησης - Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 15: Σύγκριση Καθαρής Ζήτησης Μεταξύ 2018 Σενάριο Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 16: Αποτελέσματα (1) 2014 Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 17: Αποτελέσματα (2) 2014 Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 18: Αποτελέσματα (1) 2018 Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 19: Αποτελέσματα (2) 2018 Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 20: Αποτελέσματα (1) Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 21: Αποτελέσματα (2) Σενάριο Εισαγωγών Σελίδα 27 από 181

28 Σελίδα 28 από 181

29 1 Εισαγωγή Η δεκαετία του 1990 αποτέλεσε σημείο τομής για την υπάρχουσα κατάσταση στον τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα, αλλά και σε ευρωπαϊκό επίπεδο, καθώς χρωματίστηκε από δύο παράγοντες, το ζήτημα της απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και το ζήτημα της κλιματικής αλλαγής, άρα και την αναγκαιότητα θέσπισης περιβαλλοντικής προστασίας (Πρωτόκολλο του Κιότο).Η συνάθροιση των δύο αυτών παραγόντων δημιούργησε ένα νέο τοπίο στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, μετασχηματίζοντάς τη μέσω Ευρωπαϊκών Οδηγιών στην τωρινή της μορφή. 1.1 Απελευθέρωση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα Στα μέσα του 20 ου αιώνα, αρχές της περιόδου εκβιομηχάνισης της Ελλάδας, δημιουργήθηκε η ανάγκη εθνικοποίησης της παραγωγής και διανομής ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς αυτές αποτελούσαν υπηρεσίες κοινωνικής ωφέλειας. Τον Αύγουστο του 1950 συστάθηκε η Δημόσια Εταιρεία Ηλεκτρισμού, αποτελώντας μέχρι το 1999 τη μοναδική επιχείρηση με το δικαίωμα να παράγει και να εμπορεύεται το αγαθό της Ηλεκτρικής Ενέργειας. Η Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας λειτουργούσε, δηλαδή, σε καθεστώς μονοπωλίου υπό την ρυθμιστική εποπτεία του κράτους, υποχρεώνοντας τη ΔΕΗ να τιμολογεί την Ηλεκτρική Ενέργεια στο οριακό της κόστος. Με την σταδιακή απελευθέρωση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας δημιουργήθηκε η ανάγκη για την ανασύστασή της, ούτως ώστε να μετατραπεί από μονοπωλιακή σε ολιγοπωλιακή. Έτσι η τωρινή της μορφή περιλαμβάνει τρεις διαφορετικές αγορές, ως τον συνδυασμό εκείνο μέσω του οποίου θα λαμβάνονται βραχυχρόνιες και μακροχρόνιες αποφάσεις με στόχο την ασφάλεια του εφοδιασμού και την οικονομική βελτιστοποίηση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. Οι τρεις αυτές αγορές, οι οποίες έχουν διαφορετικά χρονικά πλαίσια αναφοράς, είναι οι εξής: Μακροχρόνια Αγορά Η Μακροχρόνια Αγορά χωρίζεται σε δύο επιμέρους αγορές, στην Αγορά Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος (Capacity Market) και στην Αγορά Εκχώρησης μέσω Δημοπρασιών, των Μακροχρόνιων Φυσικών Δικαιωμάτων Μεταφοράς (ΦΔΜ) στις Διασυνδέσεις με τις όμορες χώρες. Η Αγορά Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος δημιουργήθηκε, προκειμένου να εξυπηρετήσει κυρίως δύο στόχους. Αφενός στο πλαίσιο της απελευθερωμένης πια Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας να δώσει τα κατάλληλα οικονομικά κίνητρα για την ανάπτυξη των επενδύσεων με τη μείωση του επιχειρηματικού ρίσκου του Παραγωγού, ο οποίος αποζημιώνεται μέρος του κεφαλαιουχικού κόστους της επένδυσής του. Αφετέρου να εξασφαλίσει στον Προμηθευτή την αποφυγή υπερβολικά υψηλών τιμών ηλεκτρικής ενέργειας στη βραχυχρόνια αγορά ως αποτέλεσμα της μείωσης του βραχυχρόνιου κινδύνου του Παραγωγού. Ο μηχανισμός της Αγοράς αυτής στηρίζεται στην έκδοση Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ), ως αμοιβή της αξιοπιστίας της κάθε Μονάδας σε σχέση με την πραγματική διαθεσιμότητα της. Μέχρι στιγμής υπάρχουν δύο τρόποι σύναψης Συμβάσεων Διαθεσιμότητας Ισχύος, είτε μεταξύ Παραγωγού και Προμηθευτή (ΣΔΙ), είτε εναλλακτικά μέσω του Διαχειριστή του Συστήματος, μέσω του Μεταβατικού Μηχανισμού Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος. Σελίδα 29 από 181

30 Η Αγορά Μακροχρόνιων ΦΔΜ τελείται, μέσω δημοπρασιών για την εκχώρηση ετήσιων και μηνιαίων δικαιωμάτων, μεταξύ των Διαχειριστών του Ελληνικού Συστήματος και των όμορων χωρών. Η διαδικασία αυτή γίνεται μέσω ειδικής ηλεκτρονικής πλατφόρμας, με υποβολή κλειστών ηλεκτρονικών προσφορών, οι οποίες και επικαιροποιούνται κάθε χρόνο. Βραχυχρόνια (Χονδρεμπορική) Αγορά Ενέργειας Η Βραχυχρόνια Χονδρεμπορική Αγορά Ενέργειας και Επικουρικών Υπηρεσιών προγραμματίζεται βάσει του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ), η οποία συνιστά την Προ-Ημερήσια (Day- Ahead) Χονδρεμπορική Αγορά, στην οποία και εμπεριέχονται οι επιμέρους μηχανισμοί της Αγοράς Ενέργειας, της Αγοράς Επικουρικών Υπηρεσιών και του Μηχανισμού Αγοράς για τη χωροθέτηση της παραγωγής κοντά στα κέντρα κατανάλωσης. Η Αγορά Ενέργειας αφορά την κάλυψη της ζήτησης από μεριάς καταναλωτών ποσοτικά σε ηλεκτρική ενέργεια, η Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών την κάλυψη της ανάγκης των καταναλωτών για ηλεκτρική ενέργεια με διασφαλισμένη ποιότητα και αξιοπιστία στην τροφοδοσία της και ο Μηχανισμός Αγοράς για τη χωροθέτηση της παραγωγής κοντά στα κέντρα κατανάλωσης παρέχει κίνητρα λειτουργίας των μονάδων, που βρίσκονται κατά το δυνατόν κοντύτερα στα κέντρα κατανάλωσης, μέσω της διαφοροποιημένης αμοιβής για τους Παραγωγούς στο Νότο σε περιπτώσεις που παρουσιάζεται μεταφορά μεγάλης ποσότητας ενέργειας από το Βορρά στο Νότο κατά τη διάρκεια του ΗΕΠ (δημιουργία δύο Οριακών Τιμών Συστήματος). Το μοντέλο της Ελληνικής Αγοράς λειτουργεί ως Υποχρεωτική Κοινοπραξία (Mandatory Pool), με την έννοια ότι το σύνολο της ηλεκτρικής ενέργειας και των συμπληρωματικών προϊόντων αυτής που παράγεται, καταναλώνεται και διακινείται την επόμενη ημέρα στην Αγορά θα περνάει μέσα από την Κοινοπραξία αυτήν. Σύμφωνα με το μοντέλο αυτό απαγορεύονται, συνεπώς, φυσικές διμερείς συναλλαγές (physical bilateral contracts) μεταξύ Παραγωγών και Προμηθευτών. Κάθε μονάδα, λοιπόν, δηλώνει το σύνολο της διαθεσιμότητας της σε ενέργεια και επικουρικές υπηρεσίες στο μηχανισμό του ΗΕΠ, ο οποίος και έχει στόχο το βέλτιστο προγραμματισμό λειτουργίας των θερμικών και υδροηλεκτρικών μονάδων, των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) και τις διαθέσιμες ποσότητες ενέργειας μέσω εισαγωγών, προκειμένου να καλύπτεται, σε ημερήσια βάση, η ζήτηση από πλευράς καταναλωτών, εξαγωγών και οι απαραίτητες Επικουρικές Υπηρεσίες, με κατεύθυνση τη μεγιστοποίηση του κοινωνικού πλεονάσματος. Με την επίλυση του ΗΕΠ βελτιστοποιούνται ταυτόχρονοι οι τρεις Αγορές, που προαναφέρθηκαν, με τη διαφορά πως οι Διαζωνικοί Περιορισμοί Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (όριο των MW μεταξύ Βορρά και Νότου) δεν έχουν ακόμη ενεργοποιηθεί κατά την επίλυση του ΗΕΠ, αλλά ενδέχεται μελλοντικά η ενεργοποίησή τους. Η μοναδική τιμή, λοιπόν, στην οποία εκκαθαρίζεται η αγορά του ΗΕΠ (Οριακή Τιμή του Συστήματος ΟΤΣ) είναι η ενιαία τιμή με την οποία διεξάγονται όλες οι συναλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας, τιμή πώλησης των Παραγωγών και των Εισαγωγών και τιμή αγοράς από Προμηθευτές και Εξαγωγές. «Εκ των υστέρων» (Ex-Post) Αγορά Εξισορρόπησης Ενέργειας (Balancing Market) Η Αγορά αυτή, όρος που χρησιμοποιείται καταχρηστικά στην τωρινή μορφή του, περιορίζεται στην Εκκαθάριση των Αποκλίσεων (χρεοπιστωτικά μόνο, χωρίς την συμμετοχή άλλων παικτών - καινούριων συναρτήσεων Προσφοράς) μεταξύ των προγραμματισμένων, από τον ΗΕΠ, ποσοτήτων σε σχέση με τις «εκ των υστέρων» μετρούμενες ποσότητες. Πρόκειται, λοιπόν, για την Εκκαθάριση Αποκλίσεων μεταξύ δηλωμένης (προημερήσιας) και μετρούμενης («εκ των υστέρων») Παραγωγής-Ζήτησης και τα χρηματικά ποσά χρεώσεων ή πιστώσεων λόγω αυτών, τις πιστώσεις για την παροχή Επικουρικών Υπηρεσιών, τη Διαθεσιμότητα Παροχής Συμπληρωματικής Ενέργειας στο πλαίσιο των Συμβάσεων Σελίδα 30 από 181

31 Εφεδρείας Εκτάκτων Αναγκών και τις χρεοπιστώσεις για το Λογαριασμό Προσαυξήσεων, το Ειδικό Τέλος για τη Μείωση Εκπομπών Αερίων Ρύπων, τις Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας και τη Χρέωση Χρήσης Συστήματος, τα οποία και τιμολογούνται με βάση την ex-post υπολογιζόμενη Οριακή Τιμή Αποκλίσεων. Η Αγορά Εξισορρόπησης Ενέργειας, μελλοντικά, πρόκειται να αποκτήσει μεγαλύτερη σημασία και να επιβεβαιώσει την ονομασία της με την προσαρμογή του τωρινού μοντέλου στο ευρωπαϊκό Target Model. 1.2 Ζήτημα Κλιματικής Αλλαγής Με απαρχή τη Συνδιάσκεψη Κορυφής του Ρίο τον Ιούνιο του 1992, συμφωνήθηκε από τα συμμετέχοντα κράτη η πολιτική της μείωσης των εκπομπών των αέριων ρυπών (αέρια του θερμοκηπίου), ως βασικό μέτρο αντιμετώπισης της Κλιματικής Αλλαγής. Η πολιτική αυτή μεταφράζεται στον ηλεκτροπαραγωγικό τομέα, ως η προσπάθεια μείωσης των εκπομπών του διοξειδίου του άνθρακα, το οποίο αποτελεί υποπροϊόν της καύσης ορυκτών καυσίμων (λιγνίτης, φυσικό αέριο). Λόγω της πολιτικής αυτής, αλλά και της σταδιακής μείωσης των αποθεμάτων των ορυκτών καυσίμων, οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ) άρχισαν να γνωρίζουν μεγάλη ανάπτυξη, καλύπτοντας όλο και μεγαλύτερο κομμάτι της ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας. Η παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από ΑΠΕ στην Ελλάδα, αποτελεί μίγμα παραγωγής από Φωτοβολταϊκούς Σταθμούς (Φ/Β), Αιολικούς Σταθμούς, Βιομάζα, Μικρά Υδροηλεκτρικά (ΜΗΥ) και Βιομηχανική Συμπαραγωγή (ΣΗΘΥΑ υψηλής απόδοσης). Το 2013 ήδη η παραγωγή από ΑΠΕ κάλυψε το 14% της συνολικής ζήτησης. Όλη η παραγόμενη ποσότητα από ΑΠΕ εγχύεται υποχρεωτικά στο σύστημα, αναγκάζοντας έτσι τις συμβατικές ηλεκτροπαραγωγικές μονάδες, να καλύψουν την υπολειπόμενη ζήτηση. Η παραγωγή, όμως, των ΑΠΕ δεν είναι σταθερή, καθώς οφείλεται σε φυσικούς παράγοντες (ηλιοφάνεια, υδραυλικότητα, αέρας) και μεταβάλλεται ανά εποχή, ανά μέρα, αλλά και ανά ώρα. Η υπολειπόμενη αυτή ζήτηση παρουσιάζει σημαντικές διακυμάνσεις λόγω της μη σταθερής παραγωγής των ΑΠΕ και σε συνδυασμό με την μεγάλη ανάπτυξή τους αλλάζει τη μορφή της ημερήσιας καμπύλη ζήτησης, όπως παρατηρείται και στο παρακάτω διάγραμμα. Ημερήσια Καμπύλη Ζήτησης 22/10/ Ζήτηση Ζήτηση - ΑΠΕ Διάγραμμα 1: Ημερήσια Καμπύλη Ζήτησης 22/10/2014 Οι διακυμάνσεις αυτές θα αυξάνονται με την πάροδο των ετών, λόγω της ολοένα και μεγαλύτερης ένταξης ΑΠΕ, καθιστώντας αναγκαία τη μελέτη της έννοιας της ευελιξίας (flexibility) του συστήματος. Σελίδα 31 από 181

32 Της δυνατότητας, δηλαδή, των συμβατικών Μονάδων να καλύπτουν αυτές τις απότομες μεταβολές της υπολειπόμενης ζήτησης. Η έννοια αυτή είναι σχετικά πρόσφατη, καθώς δημιουργήθηκε τα τελευταία χρόνια λόγω της απότομης ανάπτυξης των ΑΠΕ και δεν συμμετέχει με οικονομική διάσταση στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, παρόλη τη σημασία της. 1.3 Αντικείμενο Διπλωματικής Εργασίας και Οργάνωση κειμένου Στην παρούσα διπλωματική εργασία αναπτύσσεται ένα μοντέλο προσομοίωσης του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ), σύμφωνα με το οποίο αποφασίζεται η ένταξη ή μη της κάθε Μονάδας Παραγωγής στην ημερήσια λειτουργία του συστήματος. Με αυτή την προσομοίωση γίνεται δυνατό να μελετηθεί η λειτουργία της Βραχυχρόνιας Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, να υπολογισθεί η έννοια της ευελιξίας, που παρέχουν οι Μονάδες Παραγωγής και να διαπιστωθούν οι συνέπειες της μη οικονομικής αποζημίωσης της. Στο κεφάλαιο 2 αρχικά αναλύονται οι συμμετέχοντες στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας και περιγράφεται η λειτουργία του ΗΕΠ Στο κεφάλαιο 3 γίνεται μια εισαγωγή στις επιπτώσεις της διείσδυσης των ΑΠΕ, στην έννοια της ευελιξίας καθώς και διατυπώνονται βασικά ερωτήματα, που οδήγησαν στην ανάπτυξη της συγκεκριμένης διπλωματικής Στο κεφάλαιο 4 περιγράφεται το μαθηματικό μοντέλο του μοντέλου ένταξης (UC), το οποίο δημιουργήθηκε κατά τη διάρκεια της παρούσας διπλωματικής εργασίας. Αρχικά επεξηγείται η επιλογή της αντικειμενικής συνάρτησης και των μεταβλητών απόφασης, ο χρονικός ορίζοντας επίλυσης του. Τέλος δίνεται η μαθηματική του διατύπωση καθώς και γίνεται επεξήγηση των περιορισμών. Στο κεφάλαιο 5 δίνονται κάποια θεωρητικά στοιχεία αναφορικά με τα μοντέλα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού. Αρχικά διαχωρίζονται οι κατηγορίες των μοντέλων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού, περιγράφεται ο χώρος εφικτών λύσεων καθώς και η έννοια του Απαλλαγμένου Ισοδύναμου Προβλήματος. Τέλος περιγράφονται θεωρητικά κάποιες τεχνικές επίλυσης αυτών των προβλημάτων και δίνονται στοιχεία αναφορικά με το Λογισμικό GAMS. Στο κεφάλαιο 6 γίνεται η αριθμητική εφαρμογή του μοντέλου. Αναλύεται η επιλογή έτους βάσης και περιγράφονται αναλυτικά οι μέθοδοι υπολογισμού των δεδομένων εισόδου στο μοντέλο για αυτό. Στη συνέχεια διατυπώνεται η λογική γύρω από την οποία δημιουργήθηκε το κάθε σενάριο εξέτασης, καθώς και δίνονται οι υπολογισμοί των μεγεθών για το κάθε ένα. Στο κεφάλαιο 7 δίνονται τα αποτελέσματα του κάθε σεναρίου, εξάγονται τα αντίστοιχα συμπεράσματα και γίνεται μια σύγκριση ανάμεσα στα διαφορετικά έτη αλλά και στα διαφορετικά σενάρια. Στο κεφάλαιο 8 δίνεται ο ορισμός της ευελιξίας, προτείνεται ένας τρόπος υπολογισμού της, και με βάση αυτόν υπολογίζεται για το κάθε σενάριο που εξετάστηκε, εξάγοντας παράλληλα τα αντίστοιχα συμπεράσματα. Τέλος αναλύονται κάποιες σκέψεις αναφορικά με δυνατότητες επέκτασης της παρούσας διπλωματικής εργασίας. Στο τέλος επισυνάπτεται και η σχετική βιβλιογραφία. Σελίδα 32 από 181

33 2 Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας 2.1 Νομοθετικό Πλαίσιο και Βασικοί Συμμετέχοντες στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Με το πέρας της δεκαετίας του 1990 έγιναν διαρθρωτικές αλλαγές στον τρόπο με τον οποίο δομείτο η αγορά Ηλεκτρικής ενέργειας, με αρχή για τα ελληνικά δεδομένα το Ν.2773/1999, ο οποίος και αποτέλεσε τη βάση για τη δημιουργία της ΡΑΕ (Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας) και του ΔΕΣΜΗΕ (Διαχειριστής Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας) το έτος 2000, καθορίζοντας συγκεκριμένους κανόνες για την παραγωγή, μεταφορά και διανομή της ηλεκτρικής ενέργειας. Στη συνέχεια με το Ν.3175/2003 καθορίστηκαν μία υποχρεωτική Ημερήσια Αγορά Ενέργειας, η οποία διεξάγεται σε ωριαία βάση σύμφωνα με οικονομικές προσφορές ενέργειας βασισμένες στην Αγορά, η Εκκαθάριση των Αποκλίσεων (χρεωπιστωτική διαδικασία) και οι Διατάξεις του Μηχανισμού Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος. Το 2011 με το Ν.4001/2011 η αγορά παίρνει την τωρινή της μορφή με την σύσταση τριών ανεξάρτητων διαχειριστών, του ΑΔΜΗΕ (Ανεξάρτητος Διαχειριστικής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας) για το Σύστημα Μεταφοράς, του ΔΕΔΔΗΕ (Διαχειριστής Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ελληνικής Ενέργειας) για το Δίκτυο Διανομής, καθώς και του ΛΑΓΗΕ (Λειτουργός της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας). Ο ΑΔΜΗΕ, στον οποίον μεταβιβάστηκε από τη ΔΕΗ η κυριότητα του Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (υψηλής και υπερυψηλής τάσης), είναι ο Διαχειριστής του Συστήματος και υπεύθυνος για την καθημερινή φυσική λειτουργία, συντήρηση και ανάπτυξη του Διασυνδεδεμένου Συστήματος Μεταφοράς, για την περαιτέρω ανάπτυξη του, προσθήκη γραμμών και υποσταθμών, αλλά και υπεύθυνος για τη σύνδεση των Νησιών στο Σύστημα της ηπειρωτικής χώρας. Για όλες αυτές τις αρμοδιότητες δημοσιοποιεί δεκαετές πλάνο για την ανάπτυξη του Διασυνδεδεμένου Συστήματος, το οποίο εγκρίνεται από τον Υπουργό ΠΕΚΑ μετά από σύμφωνη γνώμη της ΡΑΕ. Εν συνεχεία ο ΑΔΜΗΕ είναι υπεύθυνος για το Πρόγραμμα Κατανομής Πραγματικού Χρόνου (ΚΠΧ), το οποίο αποτελεί ενδοημερήσια λειτουργία. Με αυτό προγραμματίζει τη λειτουργία των Κατανεμόμενων και Συμβεβλημένων Μονάδων, σύμφωνα και με τα αποτελέσματα του ΗΕΠ, ακολουθεί τις συμβάσεις σχετικά με τις Εισαγωγές και τις Μονάδες Εφεδρείας Εκτάκτου Ανάγκης και τελικά εκδίδει εντολές κατανομής σε πραγματικό χρόνο για την έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα και την παροχή Επικουρικών Υπηρεσιών. Υπό την ευθύνη του βρίσκεται και ο Μηχανισμός Εκκαθάρισης Αποκλίσεων, ο οποίος και λειτουργεί μέσω του προγράμματος «ExPiP»(Ex-Post Imbalance Pricing) με εισόδους τα πραγματικά στοιχεία της διαθεσιμότητας των μονάδων και του φορτίου του Συστήματος και λειτουργεί όπως περιγράφηκε στο 1 ο κεφάλαιο. Ο ΔΕΔΔΗΕ είναι ο διαχειριστής του δικτύου χαμηλής και μέσης τάσης όλης της χώρας (διασυνδεδεμένου και μη διασυνδεδεμένου τμήματος), ο οποίος και συστάθηκε με την απόσχιση του κλάδου διανομής από τη ΔΕΗ και έχει ως ρόλο την ομαλή λειτουργία, συντήρηση και ανάπτυξη του δικτύου διανομής. Ο ΛΑΓΗΕ είναι υπεύθυνος για την επίλυση του ΗΕΠ με βάση τις ωριαίες οικονομικές προσφορές των συμμετεχόντων και άλλα τεχνοοικονομικά δεδομένα εισόδου, τα οποία θα παρουσιαστούν στη Σελίδα 33 από 181

34 συνέχεια, και με την επίλυση του υπολογίζει την ΟΤΣ, οριστικοποιώντας έτσι τις χρεοπιστώσεις των Συμμετεχόντων. Επιπλέον ο ΛΑΓΗΕ αγοράζει την ενέργεια που παράγεται από μονάδες ΑΠΕ, Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού-Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης (ΣΗΘΥΑ) έως 35 MWe (υποχρεωτικές εγχύσεις και οι δύο κατηγορίες), καθώς και το μέρος της εγχεόμενης Σύστημα ενέργειας από Κατανεμόμενες Μονάδες, που χαρακτηρίζεται ηλεκτρική ενέργεια από ΣΗΘΥΑ, αποζημιώνοντας τους παραγωγούς αυτούς με εγγυημένες τιμές (feed-in-tariffs) καθορισμένες από σχετική νομοθεσία, εκδίδοντας επιπλέον σχετικές εγγυήσεις προέλευσης. Εκτός των τριών ανεξάρτητων διαχειριστών, τα καθήκοντα των οποίων αναλύθηκαν προηγουμένως, το σύνολο των συμμετεχόντων στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας περιλαμβάνει και τους εξής επιπλέον Συμμετέχοντες. - Παραγωγοί: κατέχουν άδεια παραγωγής για Μονάδες Παραγωγής (κατανεμόμενες και μη) εγγεγραμμένες στο Μητρώο των μονάδων - Αυτοπαραγωγοί: κατέχουν άδεια παραγωγής, ιδιοκαταναλώνουν την ηλεκτρική ενέργεια που παράγουν και εγχέουν την υπόλοιπη στο Σύστημα ή στο Δίκτυο - Προμηθευτές: κατέχουν άδεια προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, την οποία αγοράζουν μέσω του ΗΕΠ και στη συνέχεια την προμηθεύουν στους πελάτες τους - Εισαγωγείς: είναι κάτοχοι άδειας προμήθειας ή άδειας εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας, την οποία προμηθεύονται και εγχέουν στον ΗΕΠ μέσω των Διασυνδέσεων από εξωτερικούς παραγωγούς ή προμηθευτές - Εξαγωγείς: είναι κάτοχοι άδειας προμήθειας ή άδειας εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας, την οποία προμηθεύονται από την ΗΕΠ, προκειμένου να την εξάγουν μέσω των Διασυνδέσεων σε άλλες χώρες - Πελάτες: είναι οι καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίοι έχουν το δικαίωμα να επιλέγουν τον Προμηθευτή τους (επιλέγοντες πελάτες), καθώς και να προμηθεύονται ενέργεια μέσω του ΗΕΠ για δική τους αποκλειστική χρήση 2.2 Λειτουργία ΗΕΠ Χρονικός Ορίζοντας και Αντικείμενο του ΗΕΠ Ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΗΕΠ) είναι η διαδικασία επίλυσης της Χονδρεμπορικής Αγοράς της επόμενης ημέρας Κατανομής, από αυτήν που εκτελείται. Γίνεται ωριαία επίλυση (η κάθε ώρα ονομάζεται Περίοδος Κατανομής) της κάθε ημέρας από τις μέχρι τις 24.00, 24 ώρες δηλαδή για τις τυπικές μέρες, εκτός από τις ημέρες αλλαγής της ώρας, όπου χωρίζονται στις «μικρές»- 23 ώρες, δεν υπάρχει η ώρα και στις «μεγάλες» ημέρες- 25 ώρες, όπου επαναλαμβάνεται η ώρα Ο ΗΕΠ επιλύεται με στόχο τη μεγιστοποίηση του κοινωνικού πλεονάσματος και παράγει τα εξής αποτελέσματα για την κάθε Περίοδο Κατανομής: Α) κατάρτιση βέλτιστου προγράμματος κατανομής των μονάδων και έγχυσης ενέργειας για την εξασφάλιση της ζήτησης Σελίδα 34 από 181

35 Β) κατάρτιση προγραμμάτων Επικουρικών Υπηρεσιών με στόχο την κάλυψη των θεσμοθετημένων αναγκών του συστήματος σε ωριαία βάση Γ) προσδιορισμός της Οριακής Τιμής της Παραγωγής και της Οριακής Τιμής Συστήματος Δ) υπολογισμός των τιμών των Εφεδρειών για κάθε τιμολογούμενη επικουρική υπηρεσία Δεδομένα Εισόδου ΗΕΠ Πριν την επίλυση του ΗΕΠ λαμβάνονται υπόψη τα απαραίτητα δεδομένα εισόδου, τα οποία διακρίνονται σε δεδομένα εισόδου του ΛΑΓΗΕ και δεδομένα εισόδου των Συμμετεχόντων. Δεδομένα Εισόδου ΛΑΓΗΕ Ο ΛΑΓΗΕ καθημερινά ενημερώνεται από το Διαχειριστή του Συστήματος για την Πρόβλεψη Φορτίου, για τις απαιτήσεις του Συστήματος σε επικουρικές υπηρεσίες, για την πρόβλεψη Παραγωγής από μονάδες ΑΠΕ και ΣΗΘ/ΣΗΘΥΑ, οι μη-τιμολογούμενες προσφορές Έγχυσης για υδροηλεκτρικές Μονάδες (υποχρεωτικά νερά), για κατανεμόμενες μονάδες ΣΗΘ/ΣΗΘΥΑ και για την αναμενόμενη παραγωγή Μονάδων που βρίσκονται σε δοκιμαστική λειτουργία για κάθε ώρα (περίοδο Κατανομής) της ημέρας Κατανομής. Δεδομένα Εισόδου Συμμετεχόντων Οι Συμμετέχοντες, πέραν των τριών ανεξάρτητων διαχειριστών, υποβάλλουν στο ΛΑΓΗΕ τα εξής δεδομένα. Προσφορές Έγχυσης: Οι Παραγωγοί υποβάλλουν για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής προσφορές Έγχυσης (κλιμακωτές συναρτήσεις τιμής-ποσότητας) για τις Μονάδες που αντιπροσωπεύουν, οι οποίες είναι βηματικές (έως και 10 βαθμίδων), γνήσια αύξουσες και έχουν ακρίβεια για την παραγωγή της τάξεως της 1MWh και για την τιμή της τάξεως του τρίτου δεκαδικού ψηφίου (0,001 /MWh). Οι τιμές όλων των βαθμίδων πρέπει υποχρεωτικά να είναι μη-μηδενικές. Σχήμα 1: Τιμολογούμενη Προσφορά Έγχυσης Μονάδων Παραγωγής - ΗΕΠ Σελίδα 35 από 181

36 Το μη τιμολογούμενο τμήμα αφορά την περίπτωση που η Μονάδα παράγει κάτω από το τεχνικό της ελάχιστο, κάτι που πραγματοποιείται μόνο κατά τη διάρκεια παραμονής της Μονάδας στο ενδιάμεσο Φορτίο, ακριβώς μετά την εκκίνησης λειτουργίας της, και κατά τη διάρκεια αποσυχρονισμού της Μονάδας, ακριβώς πριν τον τερματισμό της. Η παραγωγή της Μονάδας σε αυτές τις περιπτώσεις δεν τιμολογείται μέσω των προσφορών Έγχυσης, αλλά αποζημιώνεται στο τέλος κάθε χρονιάς στην Εκκαθάριση των Διαφορών. Οι Εισαγωγείς αντίστοιχα υποβάλλουν για κάθε Περίοδο Κατανομής μια κλιμακωτή συνάρτηση Προσφορών Έγχυσης με τα ίδια χαρακτηριστικά με αυτή των Παραγωγών, με τη μόνη διαφορά πως είναι όλη τιμολογούμενη. Σχήμα 2: Τιμολογούμενη Προσφορά Έγχυσης Εισαγωγών - ΗΕΠ Δηλώσεις Διαχείρισης Υδάτινων Πόρων Μέσω των Δηλώσεων αυτών οι Παραγωγοί που εκπροσωπούν υδροηλεκτρικές Μονάδες υποβάλλουν την υποχρεωτική υδροηλεκτρική παραγωγή (Mandatory Water) για κάθε ώρα και ημέρα κατανομής, καθώς και την πρόβλεψη χρήσης νερών, δηλαδή τον περιορισμό για τη μέγιστη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τα υδροηλεκτρικά, που υποβάλλουν προσφορά Έγχυσης και συμμετέχουν στην κατανομή των Μονάδων (Bidding Hydro). Δηλώσεις Φορτίου Οι Δηλώσεις Φορτίου διακρίνονται σε Κατανεμόμενα και μη Κατανεμόμενα Φορτία. Τα Κατανεμόμενα Φορτία αφορούν τους Εξαγωγείς, τις αντλητικές Μονάδες καθώς και Κατανεμόμενα Φορτία Καταναλωτών (μετά από έγκριση της ΡΑΕ). Για τα Κατανεμόμενα Φορτία πρέπει να υποβληθεί Τιμολογούμενη Δήλωση Φορτίου, δηλαδή μια κλιμακωτή συνάρτηση ποσότητας-τιμής (έως και δέκα βαθμίδων), γνήσια φθίνουσα με μη αρνητικές τιμές και ακρίβεια τριών δεκαδικών ψηφίων. Σελίδα 36 από 181

37 Σχήμα 3: Τιμολογούμενη Δήλωση Φορτίου - ΗΕΠ Τα μη Κατανεμόμενα Φορτία αφορούν τις απαιτήσεις των Πελατών εντός της Ελληνικής Επικράτειας και περιλαμβάνουν τη συνολική αναμενόμενη ζήτηση Φορτίου (MWh). Υποβάλλονται μη- Τιμολογούμενες Δηλώσεις Φορτίου από τους Εκπροσώπους Φορτίου, οι οποίοι και χωρίζονται ανάλογα με τους καταναλωτές που εκπροσωπούν αναφορικά με το επίπεδο τάσης (Χαμηλή, Μέση ή Υψηλή Τάση) και το γεωγραφικό προσδιορισμό (Βορράς ή Νότος), δημιουργώντας έτσι έξι πιθανούς συνδυασμούς. Προσφορές Εφεδρειών Για κάθε ώρα και ημέρα Κατανομής οι παραγωγοί υποβάλλουν Προσφορές Εφεδρειών για το σύνολο της δηλωμένης ικανότητας της κάθε Μονάδας Παραγωγής. Οι προσφορές Εφεδρειών αφορούν την παροχή Πρωτεύουσας Εφεδρείας και την παροχή Εύρους Δευτερεύουσας Ρύθμισης (Δευτερεύουσα Άνω και Κάτω Εφεδρεία). Οι προσφορές Εφεδρειών περιλαμβάνουν την προσφορά μιας συγκεκριμένης ποσότητας παρεχόμενης εφεδρείας σε μια τιμή προσφοράς, η οποία πρέπει να είναι μη μηδενική, μικρότερη από την αντίστοιχη Διοικητικά Οριζόμενη Τιμή Προσφοράς που καθορίζεται από τη ΡΑΕ και με ακρίβεια τριών δεκαδικών ψηφίων. Σχήμα 4: Προσφορά Πρωτεύουσας Εφεδρείας Μονάδας - ΗΕΠ Σελίδα 37 από 181

38 Σχήμα 5: Προσφορά Δευτερεύουσας Εφεδρείας Μονάδας - ΗΕΠ Δηλώσεις Μη Διαθεσιμότητας Μονάδων Παραγωγής Οι Παραγωγοί, σε περίπτωση ολικής ή μερικής απώλειας μιας Μονάδας Παραγωγής, λόγω τεχνικών αιτίων, υποβάλλουν Δηλώσεις Μη Διαθεσιμότητας μιας Μονάδας. Οι εκπρόσωποι Υδροηλεκτρικών Μονάδων μπορούν να υποβάλλουν ειδικά δήλωση Μη Διαθεσιμότητας, για λόγους ασφαλείας λόγω περιορισμών στη ροή ύδατος κατάντη του σταθμού. Οι Δηλώσεις αυτές περιγράφουν πλήρως τα τεχνικά αίτια της Μη Διαθεσιμότητας και επαναδηλώνουν, επί της ουσίας σε περίπτωση μερικής απώλειας, το τεχνικό μέγιστο λειτουργίας μιας Μονάδας ή/και άλλα τεχνικά χαρακτηριστικά αυτής. Καταχωρημένα Χαρακτηριστικά Μονάδων Παραγωγής Οι Παραγωγοί υποβάλλουν στο Διαχειριστή του Συστήματος Τεχνικά Στοιχεία για τις Μονάδες Παραγωγής, τις οποίες εκπροσωπούν και τα οποία χρησιμοποιούνται από το ΛΑΓΗΕ κατά την επίλυση του ΗΕΠ. Τα στοιχεία αυτά αφορούν την καθαρή Ισχύ της Μονάδας, τη μέγιστη δυνατότητα παροχής κάθε τύπου εφεδρείας (Πρωτεύουσα, Δευτερεύουσα, Τριτεύουσα Στρεφόμενη και μη), την Τεχνικά Ελάχιστη Παραγωγή, τον Ελάχιστο Χρόνο λειτουργίας, τον Ελάχιστο Χρόνο κράτησης (εκτός λειτουργίας), τους χρόνους κράτησης, συγχρονισμού, παραμονής στο ενδιάμεσο φορτίο και αποσυγχρονισμού, το Ρυθμό Ανόδου (μεταβολή της παραγωγής από το Τεχνικό ελάχιστο μέχρι το Τεχνικό μέγιστο ανά λεπτό) και Καθόδου (μεταβολή της παραγωγής από το Τεχνικό μέγιστο μέχρι το Τεχνικό ελάχιστο ανά λεπτό), τη Μέγιστη και Ελάχιστη Φόρτιση υπό Αυτόματη Ρύθμιση Παραγωγής και άλλα χαρακτηριστικά, τα οποία για καλύτερη κατανόηση περιγράφονται λεπτομερώς στο Εγχειρίδιο Κώδικα Συναλλαγών ΗΕ του ΛΑΓΗΕ. Σελίδα 38 από 181

39 ΜW MW 3 Διείσδυση ΑΠΕ- ζήτημα ευελιξίας του ΣΗΕ Η διείσδυση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας στον ηλεκτροπαραγωγικό τομέα της Ελλάδας αυξάνεται όλο και περισσότερο με την πάροδο των ετών, έχοντας καταφέρει ήδη το 2013 να καλύπτουν το 14% της ετήσιας ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας. Η παραγωγή από ΑΠΕ μεταβάλλεται εξαιρετικά ανά ώρα, ανά μέρα και ανά εποχή, καθώς οφείλεται στην ένταση ή όχι φυσικών φαινομένων (ηλιοφάνεια, αέρας). ΜΈΣΗ ΠΑΡΑΓΩΓΉ ΑΠΌ ΑΙΟΛΙΚΆ Ιανουάριος Φεβρουάριος Μάρτιος Απρίλιος Μάιος Ιούνιος Ιούλιος Αύγουστος Σεπτέμβριος Οκτώριος Νοέμβριος Δεκέμβριος ΏΡΕΣ Διάγραμμα 2: Μέση Παραγωγή από Αιολικά ανά μήνα ΜΈΣΗ ΠΑΡΑΓΩΓΉ ΑΠΌ Φ/Β Ιανουάριος Φεβρουάριος Μάρτιος Απρίλιος Μάιος Ιούνιος Ιούλιος Αύγουστος Σεπτέμβριος Οκτώριος Νοέμβριος Δεκέμβριος AXIS TITLE Διάγραμμα 3: Μέση Παραγωγή από Φ/Β ανά μήνα Σελίδα 39 από 181

40 MW Στα παραπάνω διαγράμματα απεικονίζεται η μέση παραγωγή από Φ/Β και από Αιολικά ανά μήνα. Διαπιστώνεται, πως ενώ τα Αιολικά σε επίπεδο μέσης παραγωγής ενός μήνα, φαίνεται να παρουσιάζουν μια σταθερή παραγωγή, εάν εξεταστούν μία ή δύο μέρες, η παρατήρηση αυτή απέχει πολύ από την πραγματικότητα. Παραγωγή από Αιολικά 31/05-01/06/ Ώρες Τα Φωτοβολταϊκά παρουσιάζουν, όπως φάνηκε, ένα συγκεκριμένο προφίλ παραγωγής, η οποία και μεγιστοποιείται τις ώρες όπου οι ηλιακές ακτίνες προσπίπτουν κάθετα στα Φωτοβολταϊκά πλαίσια. Συμπεραίνουμε, λοιπόν, πως η μεταβλητότητα της παραγωγής από ΑΠΕ είναι ένα εξαιρετικά σοβαρό ζήτημα, καθώς αυτή εγχέεται υποχρεωτικά στο σύστημα, δημιουργώντας έντονες διακυμάνσεις στην καθαρή ζήτηση. Με την έννοια της καθαρής ζήτησης εννοούμε την ζήτηση, την οποία έρχονται να καλύψουν οι υπόλοιπες Μονάδες, Θερμικές και Υδροηλεκτρικές. Δημιουργούν, συνεπώς, στο σύστημα την αναγκαιότητα να έχει στη διάθεση του ευέλικτες Μονάδες, οι οποίες να μπορούν να αυξομειώσουν γρήγορα το φορτίο τους, καθώς και να εκκινήσουν και να σβήσουν σε σύντομο χρονικό διάστημα. Κάνοντας μια προβολή στα μελλοντικά έτη της ζήτησης φορτίου και της παραγωγής από ΑΠΕ, παρατηρούμε στη Μέση Καμπύλη Καθαρής Ζήτησης, την ολοένα και αυξανόμενη ανάγκη ευελιξίας του συστήματος. AVERAGE NET LOAD % RES % HOURS Διάγραμμα 4: Ποσοστιαία Καμπύλη Καθαρής Ζήτησης για τα εξεταζόμενα Σενάρια Ζήτησης - ΑΠΕ Σελίδα 40 από 181

41 HOURLY AVERAGE NET LOAD (MW) Load net of variable renewables (MW) 2020 e3mlab UC model UNIT HOUR Διάγραμμα 5: Μέση Καθαρή Ζήτηση για το 2020, λόγω υποχρεωτικής έγχυσης των ΑΠΕ Ειδικά τις απογευματινές ώρες 7-9μ.μ., όπου παύει η παραγωγή των Φ/Β παρατηρείται μια μεγάλη αύξηση της ζήτησης, αναγκάζοντας τον Διαχειριστή να εντάξει επιπλέον Μονάδες προκειμένου να την καλύψουν. Η μεγαλύτερη ωριαία αύξηση, που παρατηρήθηκε το 2013 φθάνει τα 1187MW από τις 7μ.μ. στις 8μ.μ. και η μεγαλύτερη ωριαία μείωση 1263 από τις 12μ.μ στη 1π.μ. Για να καλυφθεί αυτή η αύξηση από Λιγνιτικές Μονάδες, σημαίνει την εκκίνηση 3-4 μονάδων αρκετές ώρες, πριν αυτή εμφανιστεί, ούτως ώστε να μπορέσουν να αυξήσουν την παραγωγή τους σταδιακά λόγω των χαμηλών ρυθμών αυξομείωσης φορτίου και στη συνέχει να λειτουργήσουν για αρκετές ώρες ακόμα, λόγω του μεγάλου ελάχιστου χρόνου ένταξης (ελάχιστος χρόνος λειτουργίας άνω του τεχνικού ελαχίστου μετά από μια εκκίνηση). Τι θα συνέβαινε όμως εάν αυτές οι μεγάλες διαφορές εμφανιζόντουσαν σε διαδοχικές ημέρες ή και την ίδια; Οι Λιγνιτικές Μονάδες είτε δεν θα μπορούσαν να επανεκκινήσουν λόγω του μεγάλου χρόνου κράτησης (ελάχιστος χρόνος εκτός λειτουργίας μετά από ένα σβήσιμο) και άρα δεν θα κάλυπταν την αύξηση της ζήτησης, είτε δεν θα μπορούσαν να σβήσουν και άρα δεν θα μπορούσαν να καλύψουν την μείωσή της. Λόγω αυτών των τεχνικών χαρακτηριστικών οι Λιγνιτικές Μονάδες είναι αδύνατο να παράσχουν ευελιξία στο σύστημα, η οποία και παρέχεται από Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, που έχουν καλύτερα τεχνικά χαρακτηριστικά (μικρότεροι χρόνοι κράτησης και ένταξης, υψηλότεροι ρυθμοί αυξομείωσης φορτίου). Ακόμη και στην περίπτωση των Μονάδων Σ.Κ. είναι απαραίτητη η ένταξη λίγες ώρες πριν, προκειμένου να ικανοποιηθεί ο περιορισμός του ελάχιστου χρόνου ένταξης. Κατά τη διάρκεια αυτών των ωρών οι Μονάδες Σ.Κ. λειτουργούν παράγοντας φορτίο ίσο με το τεχνικό ελάχιστο και αδυνατώντας να καθορίσουν Οριακή Τιμή Συστήματος. Αυτό συμβαίνει, γιατί η λειτουργία τους εκείνες τις ώρες είναι «υποχρεωτική», λόγω του περιορισμού για ελάχιστες ώρες ένταξης, και άρα υπάρχουν οικονομικότερες Μονάδες Παραγωγής, οι οποίες δεν έχουν εξαντλήσει την δυναμικότητά τους και αυτές είναι τελικά που θα καθορίσουν την ΟΤΣ. Εκείνες τις ώρες λειτουργίας οι Μονάδες Σ.Κ. αποζημιώνονται με ΟΤΣ καθορισμένες από τις Λιγνιτικές Μονάδες, οι οποίες έχουν χαμηλότερο οριακό κόστος, και συνεπώς χαμηλότερες προσφορές. Επομένως οι Μονάδες Σ.Κ. αποζημιώνονται τις περισσότερες ώρες με ΟΤΣ κάτω του οριακού τους κόστους, αδυνατούν, δηλαδή, να καλύψουν τα κόστη λειτουργίας τους. Το πρόβλημα αυτό εντείνεται, εάν συνυπολογίσουμε το γεγονός, πως οι Μονάδες Σ.Κ. καλούνται κυρίως να παρέχουν ευελιξία αλλά και Εφεδρείες (των οποίων οι τιμές είναι ιδιαίτερα χαμηλές της τάξης των 7-9 /ΜWh). Ένας τρόπος αντιμετώπισης του προβλήματος αυτού αποτέλεσε η δημιουργία της Αγοράς Μακροχρόνιας Σελίδα 41 από 181

42 Διαθεσιμότητας Ισχύος (Capacity Market), όπως αυτή περιγράφηκε στο 1 ο κεφάλαιο, ούτως ώστε οι Μονάδες Παραγωγής, μέσω αυτής, καλύπτουν μέρος του κόστους τους. Ωστόσο, σύμφωνα και με την μελέτη Reform of Capacity Remuneration Mechanism in Greece, του επιβλέποντα, της παρούσας διπλωματικής καθηγητή κ. Π. Κάπρου, ακόμα και με την αποζημίωση μέσω των ΑΔΙ, οι Μονάδες Φ.Α., ιδιαίτερα των Ανεξάρτητων Παραγωγών, αντιμετωπίζουν σοβαρές οικονομικές δυσκολίες κάλυψης του κόστους λειτουργίας τους. Στο έδαφος, λοιπόν, της αυξανόμενης ανάπτυξης των ΑΠΕ και συνεπώς της αυξανόμενης ανάγκης του συστήματος για ευελιξία τίθονται τα εξής ερωτήματα. Πώς θα εξελιχθεί τα επόμενα χρόνια η Βραχυχρόνια Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας λόγω της αυξανόμενης ανάγκης για ευελιξία; Πόσο αναγκαίες είναι για το σύστημα οι Μονάδες Φ.Α.; Και τελικά θα μπορέσουν αυτές να αντέξουν οικονομικά στην Λειτουργία της Αγοράς με την σημερινή της μορφή; Σελίδα 42 από 181

43 4 Μαθηματικό Μοντέλο Στο παρόν κεφάλαιο αναλύεται το μαθηματικό μοντέλο που δημιουργήθηκε για να προσομοιώσει τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Πρόκειται για ένα μοντέλο Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού, που επιλύει το πρόβλημα ένταξης Μονάδων Παραγωγής (Unit Commitment ή UC). Παρακάτω περιγράφονται τόσο η μαθηματική του διατύπωση, όσο και οι παραδοχές που έγιναν σχετικά με μαθηματικούς περιορισμούς, καθώς και με τεχνικά χαρακτηριστικά των Μονάδων Παραγωγής. 4.1 Επιλογή Αντικειμενικής Συνάρτησης Η γενική μορφή ενός μοντέλου Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού, όπως θα αναλυθεί και εκτενέστερα στο επόμενο κεφάλαιο, έγκειται στην εύρεση κατάλληλων τιμών για τις μεταβλητές απόφασης, εκ των οποίων κάποιες είναι συνεχείς και άλλες ακέραιες, με σκοπό τη μεγιστοποίηση ή ελαχιστοποίηση μιας αντικειμενικής συνάρτησης, υπό την προϋπόθεση μη παραβίασης συγκεκριμένων περιορισμών. Τα μοντέλα UC, τα οποία και χρησιμοποιούνται από τους Ανεξάρτητους Διαχειριστές των διάφορων χωρών (Transmission System Operators-TSOs), στοχεύουν στην επίλυση του προβλήματος ένταξης των Μονάδων Παραγωγής, με κριτήριο τη μεγιστοποίηση του κοινωνικού πλεονάσματος. Το κοινωνικό πλεόνασμα, εάν υποθέσουμε γραμμική συνάρτηση προσφοράς και γραμμική συνάρτηση ζήτησης με ελαστικότητα ως προς την τιμή δηλαδή συνάρτηση της τιμής, υπολογίζεται ως το άθροισμα του πλεονάσματος του καταναλωτή και του παραγωγού. Σχήμα 6: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Ελαστική Ζήτηση-1 Σελίδα 43 από 181

44 Μια ισοδύναμη διατύπωση του κοινωνικού πλεονάσματος είναι η διαφορά μεταξύ του κοινωνικού οφέλους των καταναλωτών και του κόστους παραγωγής, όπως φαίνεται και στο παρακάτω σχήμα. Σχήμα 7: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Ελαστική Ζήτηση-2 Στην περίπτωση, όμως, που η ζήτηση είναι ανελαστική ως προς την τιμή, δηλαδή μια σταθερή ποσότητα, η συνάρτηση ζήτησης είναι μια ευθεία παράλληλη στον άξονα της τιμής και το πλεόνασμα του καταναλωτή υπολογίζεται σύμφωνα με τη μέγιστη τιμή που εκείνος είναι διατεθειμένος να πληρώσει (price willing to pay), η οποία στην Ελλάδα ταυτίζεται με τη Μέγιστη Διοικητικά Οριζόμενη Τιμή Ηλεκτρικής Ενέργειας. Η Μέγιστη Διοικητικά Οριζόμενη Τιμή στην Ελλάδα καθορίζεται από τη ΡΑΕ και είναι της τάξης των 150 /MWh. Συνεπώς ο ορισμός του κοινωνικού πλεονάσματος χρησιμοποιώντας το δεύτερο ορισμό, που δόθηκε παραπάνω, υπολογίζεται σύμφωνα με το παρακάτω σχήμα. Σχήμα 8: Ορισμός Κοινωνικού Πλεονάσματος με Σταθερή Ζήτηση Σελίδα 44 από 181

45 Στην Ελλάδα, όπως αναλύθηκε και στο 2 ο κεφάλαιο, η ζήτηση φορτίου των Καταναλωτών, εάν εξαιρεθούν η ζήτηση φορτίου για ανάγκες άντλησης (pumping) και για εξαγωγές, είναι μη τιμολογούμενη, δηλαδή ανελαστική ως προς την τιμή. Ωστόσο στο μοντέλο που δημιουργήθηκε στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής, έγινε η παραδοχή, πως τόσο η ζήτηση φορτίου για ανάγκες άντλησης, όσο και οι εξαγωγές είναι ανελαστικές ως προς την τιμή και εισάγονται στις παραμέτρους του μοντέλου εξωγενώς, καταλήγοντας πως η ζήτηση είναι σταθερή ανεξάρτητη της τιμής. Παρατηρούμε, λοιπόν, πως το κοινωνικό όφελος είναι ένας σταθερός όρος, μιας και δεν περιλαμβάνει μεταβλητές απόφασης αφού και η Μέγιστη Διοικητικά Οριζόμενη Τιμή είναι σταθερή, άρα η μεγιστοποίηση του κοινωνικού πλεονάσματος ισοδυναμεί με την ελαχιστοποίηση του κόστους παραγωγής. 4.2 Χρονικός Ορίζοντας Επίλυσης - Ανάλυση Μοντέλου Όλα τα μοντέλα UC έχουν ωριαία ανάλυση, δηλαδή η επίλυση του μοντέλου γίνεται για κάθε ώρα κατανομής (κάθε ώρα του χρονικού διαστήματος που εξετάζεται). Συνήθως η επίλυση τους από τους εκάστοτε TSOs είναι βραχυπρόθεσμη, έχουν χρονικό ορίζοντα μεταξύ μιας ημέρας και μιας εβδομάδας. Στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής επιλέχθηκε ο χρονικός ορίζοντας του έτους, καθώς το ζητούμενο ήταν η παρατήρηση, μελέτη και εξαγωγή συμπερασμάτων των επιπτώσεων των διαφόρων σεναρίων που εξετάστηκαν στις χρονιές μελέτης (εκτενέστερη επεξήγηση για τα διαφορετικά σενάρια και τα έτη εξέτασης γίνεται στο 7 ο κεφάλαιο). Πρόκειται, λοιπόν, για ετήσια επίλυση, εξετάζοντας 8760 ώρες. Για λόγους απλούστευσης δε λήφθηκαν υπόψη τα δίσεκτα έτη (κάθε έτος θεωρήθηκε πως έχει 365 μέρες), καθώς και η διαφοροποίηση στις «μικρές» και «μεγάλες» ημέρες Κατανομής, τις ημέρες εκείνες όπου αλλάζει η ώρα (κάθε ημέρα θεωρήθηκε πως έχει 24 ώρες). 4.3 Επιλογή Μεταβλητών Απόφασης Το μοντέλο UC, που δημιουργήθηκε, περιλαμβάνει ακέραιες και συνεχείς μεταβλητές απόφασης (οι λόγοι αναγκαιότητας της χρήσης των ακέραιων μεταβλητών αναλύονται εκτενέστερα στο 5 ο κεφάλαιο). Οι ακέραιες μεταβλητές είναι δυαδικές, έχουν δηλαδή πεδίο ορισμού [0,1], και αφορούν την Κατάσταση Συγχρονισμού μιας Μονάδας Παραγωγής (Synchronization) και Αποσυχρονισμού (DeSynchronization) με το Σύστημα, την Εκκίνηση Λειτουργίας (Start-Up), την Παύση Λειτουργίας (Shut-Down) και την Κατάσταση Ένταξης (Unit Committed). Οι συνεχείς μεταβλητές αφορούν την ποσότητα παραγωγής Ηλεκτρικής ενέργειας της κάθε Μονάδας Παραγωγής, την συνεισφορά σε Πρωτεύουσα εφεδρεία, σε Δευτερεύουσα εφεδρεία (Άνω και Κάτω), σε Τριτεύουσα εφεδρεία (Στρεφόμενη και μη), την ποσότητα παραγωγής Ηλεκτρικής ενέργειας σε κάθε βήμα της συνάρτησης προσφοράς και τέλος τη μεταβλητή του κόστους παραγωγής Δυαδικές Μεταβλητές Απόφασης - Κύκλος Λειτουργίας Μονάδων Παραγωγής Στο μοντέλο, που δημιουργήθηκε στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής, θεωρήθηκαν τρεις καταστάσεις λειτουργίας: - Κατάσταση Συγχρονισμού (Syn g,h): πρόκειται για το χρονικό διάστημα εκείνο, κατά το οποίο η Μονάδα Παραγωγής παραμένει εκτός Λειτουργίας και άρα η παραγωγή της είναι μηδενική. Η Κατάσταση Συγχρονισμού έπεται της διαδικασίας Παύσης Λειτουργίας (SD g,h) και προηγείται της διαδικασίας Εκκίνησης Λειτουργίας (SU g,h) της κάθε Μονάδας Παραγωγής. Σελίδα 45 από 181

46 - Κατάσταση Ένταξης (UC g,h): πρόκειται για το χρονικό διάστημα εκείνο, κατά το οποίο η Μονάδα Παραγωγής είναι ενταγμένη στο Σύστημα και παράγει ποσότητα Ηλεκτρικής Ενέργειας άνω του τεχνικού ελαχίστου και κάτω του τεχνικού μεγίστου. Η Κατάσταση Ένταξης εκκινά με την Εκκίνηση Λειτουργίας (SU g,h) και λήγει με την Κατάσταση Αποσυγχρονισμού. - Κατάσταση Αποσυγχρονισμού (DeSyn g,h): πρόκειται για το χρονικό διάστημα εκείνο, κατά το οποίο η Μονάδα Παραγωγής αποσυγχρονίζεται από το Σύστημα και θεωρήθηκε πως η παραγωγή της είναι μηδενική (στα πλαίσια του ΗΕΠ κατά τη διάρκεια του αποσυγχρονισμού γίνεται η παραδοχή πως η μονάδα κατεβαίνει από το τεχνικά ελάχιστο φορτίο στο μηδέν με γραμμική μείωση της καθαρής παραγωγής της). Η Κατάσταση Αποσυγχρονισμού διαδέχεται την Κατάσταση Ένταξης και ολοκληρώνεται με την Παύση Λειτουργίας. Στο επόμενο διάγραμμα σχηματοποιούνται οι καταστάσεις λειτουργίας των Μονάδων Παραγωγής, αλλά και οι διαδικασίες Εκκίνησης (SU g,h) και Παύσης (SD g,h) Λειτουργίας, οι οποίες θεωρήθηκαν πως διαρκούν μία ώρα. Σχήμα 9: Κύκλος Λειτουργίας Θερμικής Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC Συνεπώς οι δυαδικές μεταβλητές απόφασης, που χρησιμοποιήθηκαν είναι πέντε (οι τρεις καταστάσεις Λειτουργίας, η διαδικασία Εκκίνησης Λειτουργίας και η διαδικασία Παύσης Λειτουργίας) και όταν αυτές λαμβάνουν την τιμή ένα (1), τότε η Μονάδα Παραγωγής βρίσκεται στην συγκεκριμένη κατάσταση, αλλιώς λαμβάνουν την τιμή μηδέν (0) και άρα κάποια βρίσκονται σε κάποια άλλη κατάσταση Συνεχείς Μεταβλητές Απόφασης Οι συνεχείς μεταβλητές, που επιλέχθηκαν είναι οκτώ, εκ των οποίων οι επτά είναι θετικές και αφορούν τις ποσότητες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και συνεισφοράς εφεδρειών της κάθε Μονάδας Παραγωγής, και η μία είναι ελεύθερη και ισούται με το κόστος παραγωγής. - Μεταβλητή Συνολικής Ποσότητας Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (Q g,h) : η μεταβλητή αυτή συμβολίζει την ποσότητα παραγωγής της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής και έχει πεδίο ορισμού [τεχνικό ελάχιστο, τεχνικό μέγιστο]. Δύναται να μειωθεί το πεδίο ορισμού της, σε περίπτωση που κάποια Μονάδα έχει κάνει Δήλωση Μερικής Διαθεσιμότητας Σελίδα 46 από 181

47 και άρα το τεχνικό της μέγιστο μειώνεται σύμφωνα με τη Δήλωση που θα κάνει ο εκπρόσωπος της Μονάδας. Η μεταβλητή αυτή λαμβάνει θετικές τιμές, όπως προκύπτει και από το Διάγραμμα του Κύκλου Λειτουργίας Μονάδας Παραγωγής, όταν η Μονάδα είναι στην Κατάσταση Ένταξης (δηλαδή UC g,h=1). - Μεταβλητή Ποσότητας Παραγωγής σε κάθε βήμα της Συνάρτησης Προσφοράς (Q of g,h,s): η μεταβλητή αυτή συμβολίζει κατά βήμα (δέκα βήματα) την ποσότητα παραγωγής της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Το πεδίο ορισμού της μεταβλητής αυτής είναι [0, ανώτερη τιμή του κάθε βήματος της συνάρτησης προσφοράς] (βλ. παρακάτω διάγραμμα). Επειδή οι συναρτήσεις προσφοράς της κάθε Μονάδας είναι γνησίως αύξουσες, η μεταβλητή αυτή σε κάθε μονάδα για κάθε ώρα Κατανομής «γεμίζει» διαδοχικά, δηλαδή δε μπορεί να μην έχει συμπληρωθεί το προηγούμενο βήμα της συνάρτησης προσφοράς και να λάβει τιμή το επόμενο βήμα. Το άθροισμα, ως προς τα βήματα προσφοράς, της μεταβλητής αυτής, θα ισούται προφανώς με τη Μεταβλητή Συνολικής Ποσότητας Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (Q g,h) για κάθε Μονάδας Παραγωγής και για κάθε ώρα Κατανομής. Σχήμα 10: Συνάρτηση Προσφοράς Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC - Μεταβλητή Συνεισφοράς στην Πρωτεύουσα Εφεδρεία(Qpr g,h,s): η μεταβλητή αυτή καθορίζει την ποσότητα συνεισφοράς σε Πρωτεύουσα Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Η Μεταβλητή αυτή έχει πεδίο ορισμού [0, μέγιστο όριο συνεισφοράς στην Πρωτεύουσα Εφεδρεία] για τις μονάδες οι οποίες δύνανται να παρέχουν αυτού του τύπου την εφεδρεία, δηλαδή όλες τις μονάδες εκτός από τις Υδροηλεκτρικές (Υ/Η). - Μεταβλητή Συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Άνω Εφεδρεία (Qs up g,h): η μεταβλητή αυτή καθορίζει την ποσότητα συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Άνω Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Η Μεταβλητή αυτή έχει πεδίο ορισμού [0, μέγιστο όριο συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία ή αλλιώς εύρος ρύθμισης] για τις μονάδες οι οποίες δύνανται να παρέχουν αυτού του τύπου την εφεδρεία, δηλαδή τις μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, τις Υ/Η και τις μονάδες ΣΗΘΥΑ. Σελίδα 47 από 181

48 - Μεταβλητή Συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Κάτω Εφεδρεία (Qs dn g,h): η μεταβλητή αυτή καθορίζει την ποσότητα συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Κάτω Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Η Μεταβλητή αυτή έχει πεδίο ορισμού [0, μέγιστο όριο συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία ή αλλιώς εύρος ρύθμισης] για τις μονάδες οι οποίες δύνανται να παρέχουν αυτού του τύπου την εφεδρεία, δηλαδή τις μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, τις Υ/Η και τις μονάδες ΣΗΘΥΑ. Η Μεταβλητή αυτή μπορεί να λάβει τιμές μόνο όταν μια Μονάδα Παραγωγής παράγει πάνω από το τεχνικό της ελάχιστο, καθώς η «έννοια» της Δευτερεύουσας Κάτω Εφεδρείας έγκειται στη δυνατότητα της Μονάδας να ελαττώσει την παραγωγή της, προκειμένου να διορθωθούν σφάλματα στην ποιότητα Ηλεκτρικής Ενέργειας στο Σύστημα. - Μεταβλητή Συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία (Qtr sp g,h): η μεταβλητή αυτή καθορίζει την ποσότητα συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Η Μεταβλητή αυτή έχει πεδίο ορισμού [0, μέγιστο όριο συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία] για τις μονάδες οι οποίες δύνανται να παρέχουν αυτού του τύπου την εφεδρεία, δηλαδή όλες. - Μεταβλητή Συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία (Qtr nsp g,h): η μεταβλητή αυτή καθορίζει την ποσότητα συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής. Η Μεταβλητή αυτή έχει πεδίο ορισμού [τεχνικό ελάχιστο, τεχνικό μέγιστο] για τις μονάδες οι οποίες δύνανται να παρέχουν αυτού του τύπου την εφεδρεία, δηλαδή όλες. Η Μεταβλητή αυτή λαμβάνει τιμές μόνον όταν οι Μονάδες Παραγωγής βρίσκονται σε κατάσταση Συγχρονισμού, δηλαδή δε λειτουργούν. Για το λόγο αυτό πολλές φορές στη βιβλιογραφία ο όρος συναντάται και ως «Ψυχρή Εφεδρεία». - Μεταβλητή Κόστους Παραγωγής (GC): η μεταβλητή αυτή ισούται με την επιλεχθείσα αντικειμενική συνάρτηση, δηλαδή το κόστος παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας για τον επιλεγόμενο χρονικό ορίζοντα επίλυσης του μοντέλου UC. Οι Μεταβλητές, που αφορούν την παροχή Πρωτεύουσας, Δευτερεύουσας (Άνω και Κάτω) και Τριτεύουσας Στρεφόμενης Εφεδρείας, μπορούν να λάβουν τιμές διάφορες του μηδενός (πάντα θετικές), μόνο όταν η Μονάδα Παραγωγής βρίσκεται στην κατάσταση ένταξης, άρα παράγουν άνω του τεχνικού ελαχίστου. Οι μεταβλητές αυτές δεν αντιπροσωπεύουν πραγματική παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας, αλλά τη δυνατότητα της κάθε Μονάδας να συνεισφέρει στην κάθε εφεδρεία, σε περίπτωση που τη χρειαστεί το σύστημα. Όλες οι Μονάδες, εάν μπορούν να παρέχουν την συγκεκριμένη εφεδρεία, υποχρεούνται να υποβάλλουν συνάρτηση προσφοράς για την παροχή Πρωτεύουσας, Δευτερεύουσας και Τριτεύουσας Μη Στρεφόμενης Εφεδρείας, εκτός εάν βρίσκονται σε δοκιμαστική λειτουργία ή αν έχουν υποβάλλει ειδική Δήλωση για τη μη παροχή κάποιου τύπου εφεδρείας. Για λόγους απλούστευσης θεωρήθηκε, στα πλαίσια της παρούσης διπλωματικής, πως όλες οι Μονάδες υποβάλλουν προσφορά Πρωτεύουσας και Δευτερεύουσας Εφεδρείας για όλα τα εξεταζόμενα έτη και ώρες Κατανομής, με εξαίρεση το Αλιβέρι V, το οποίο για τους πρώτους μήνες του 2014 ήταν σε δοκιμαστική λειτουργία. Τέλος θεωρήθηκε πως οι Μονάδες Παραγωγής δεν υποβάλλουν προσφορά για την Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία, καθώς οι απαιτήσεις του συστήματος για την συγκεκριμένη εφεδρεία είναι αισθητά μικρότερες σε σχέση με αυτήν που δύναται να παρασχεθεί (ο συγκεκριμένος περιορισμός δεν είναι περιοριστικός για καμία ώρα κατανομής των εξεταζόμενων ετών). Σελίδα 48 από 181

49 4.4 Μαθηματική Διατύπωση και Επεξήγηση του Μοντέλου UC Μαθηματική Διατύπωση του Μοντέλου UC Το μοντέλο UC, το οποίο δημιουργήθηκε στα πλαίσια της παρούσης διπλωματικής συνοψίζεται ως εξής: Σετ: h: ώρες Κατανομής (1-8760) hh: ώρες Κατανομής (alias) (1-8760) s: βήματα συναρτήσεων προσφοράς των Μονάδων παραγωγής (1-10) g: Μονάδες παραγωγής lign: Λιγνιτικές μονάδες gas: μονάδες Φυσικού Αερίου hydro: Υδροηλεκτρικές Μονάδες avail: Διαθέσιμες Μονάδες Παραγωγής Παράμετροι: Gmin g: τεχνικό ελάχιστο κάθε μονάδας παραγωγής g (MW) Gmax g,h: τεχνικό μέγιστο κάθε μονάδας παραγωγής g (MW), το τεχνικό μέγιστο διαφοροποιείται ανά ώρα, καθώς κάποιες ώρες υπάρχει Μερική Απώλεια Διαθεσιμότητας των Μονάδων Παραγωγής MinUp g: ελάχιστος χρόνος ένταξης κάθε μονάδας παραγωγής g (hours) SynTime g : απαιτούμενος χρόνος συγχρονισμού κάθε μονάδας παραγωγής g (hours) DeSynTime g : απαιτούμενος χρόνος αποσυγχρονισμού κάθε μονάδας παραγωγής g (hours) SUcost g: κόστος εκκίνησης κάθε μονάδας g ( /εκκίνηση) Pbid g,s : τιμή της συνάρτησης προσφοράς της κάθε μονάδας παραγωγής g για κάθε βήμα s ( /MWh) Qbid g,s: ποσότητα της συνάρτησης προσφοράς της κάθε μονάδας παραγωγής g για κάθε βήμα s (MWh) Ppr g,s : τιμή της συνάρτησης προσφοράς πρωτεύουσας εφεδρείας της κάθε μονάδας παραγωγής g( ) Ps g,s: τιμή της συνάρτησης προσφοράς δευτερεύουσας εφεδρείας της κάθε μονάδας παραγωγής g ( ) GPr g : μέγιστη δυνατότητας συνεισφοράς σε πρωτεύουσα εφεδρεία της κάθε μονάδας παραγωγής g (MW) Σελίδα 49 από 181

50 GS g : μέγιστη δυνατότητας συνεισφοράς σε δευτερεύουσα εφεδρεία της κάθε μονάδας παραγωγής g (MW) GΤr g : μέγιστη δυνατότητας συνεισφοράς σε τριτεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία της κάθε μονάδας παραγωγής g (MW) RampUp g: μέγιστη αύξηση παραγωγής της κάθε μονάδας παραγωγής g (MW/min) RampDn g: μέγιστη μείωση παραγωγής της κάθε μονάδας παραγωγής g (MW/min) Schedules h: ποσότητα Εξαγωγών Εισαγωγών για κάθε ώρα κατανομής h (ΜW) Load h: ποσότητα ζήτησης για κάθε ώρα κατανομής h (MW) RES h: ποσότητα έγχυσης Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας για κάθε ώρα κατανομής h (MW) Mandatory h: ποσότητα έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας από υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή για κάθε ώρα κατανομής h Pumping h: ζήτηση φορτίου για λόγους άντλησης για κάθε ώρα κατανομής h (MW) PrReserves h: απαιτήσεις του συστήματος για Πρωτεύουσα Εφεδρεία για κάθε ώρα κατανομής h SReserves h: απαιτήσεις του συστήματος για Δευτερεύουσα Εφεδρεία για κάθε ώρα κατανομής h ΤrReserves h: απαιτήσεις του συστήματος για Τριτεύουσα Εφεδρεία (Στρεφόμενη και Μη) για κάθε ώρα κατανομής h Hydrobid: μέγιστη ποσότητα παροχής ηλεκτρικής ενέργειας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες, που υποβάλλουν συναρτήσεις προσφοράς pmandatory: η τιμή αποζημίωσης της Υποχρεωτικής Υδροηλεκτρικής Παραγωγής( ) Unailav g,h: παράμετρος μη διαθεσιμότητας των Μονάδων Παραγωγής (Δυαδική, όπου η τιμή 0 σημαίνει την ολική μη διαθεσιμότητα) Μεταβλητές Απόφασης: UC g,h : δυαδική μεταβλητή ένταξης της κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h Syn g,h: δυαδική μεταβλητή συγχρονισμού της κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h DeSyn g,h: δυαδική μεταβλητή αποσυγχρονισμού της κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h SU g,h : δυαδική μεταβλητή εκκίνησης λειτουργίας της κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h SD g,h: δυαδική μεταβλητή παύσης λειτουργίας της κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h Σελίδα 50 από 181

51 Q g,h: συνεχής μεταβλητή Συνολικής Ποσότητας Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h (MW) Q of g,h,s: συνεχής μεταβλητή Ποσότητας Παραγωγής κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h για κάθε βήμα s της Συνάρτησης Προσφοράς (MW) Qpr g,h,s: συνεχής μεταβλητή Συνεισφοράς στην Πρωτεύουσα Εφεδρεία κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h, g hydro (MW) Qs up g,h: συνεχής μεταβλητή Συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Άνω Εφεδρεία κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h, g ϵ gas (MW) Qs dn g,h: συνεχής μεταβλητή Συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Kάτω Εφεδρεία κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h, g ϵ gas (MW) Qtr sp g,h: συνεχής μεταβλητή Συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h (MW) Qtr nsp g,h: συνεχής μεταβλητή Συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία κάθε Μονάδας Παραγωγής g για κάθε ώρα κατανομής h (MW) GC: συνεχής μεταβλητή Κόστους Παραγωγής ( ) Min UC, Syn, DeSyn, SU, SD, Q, Qof, Qpr, Qsup, Qsdn, Qtrsp, Qtrnsp + (Qpr g,h Ppr g ) g hydro,h + {(Qs g,h g gas,h + Mandatory h pmandatory h (Qof g,h,s Pbid g,h,s ) g,h,s up + Qsg,h dn ) Ps g } + UC g,h SUcost g g,h s.t. Q g,h + RES h + Mandatory h + ATE g = Load h + Pumping h + Schedules h, h (1) g Qof g,h,s Qbid g, g, h, s (2) Qof g,h,s = Q g,h, s g, h (3) Q g,h + Qpr g,h + Qs up g,h + Qtr sp g,h UC g,h Gmax g,h, g, h (4) Σελίδα 51 από 181

52 dn Q g,h + Qs g,h Gmin g, g, h (5) h,g hydro Q g,h Hydrobid, (6) Q g,h 1 Q g,h RampDn g UC g,h Gmax g,h DeSyn g,h, g, h > 1 (7) Q g,h Q g,h 1 RampUp g UC g,h Gmax g,h SU g,h, g, h > 1 (8) SU g,h SD g,h = Syn g,h Syn g,h 1, g, h > 1 (9) SU g,h + SD g,h 1, g, h (10) UC g,h + Syn g,h + DeSyn g,h = 1, g, h (11) Syn g,h + Unavail g,h 1, g, h (12) SU g,h + DeSyn g,h 1, g, h (13) UC g,h 1 + SD g,h 1, g, h > 1 (14) hh [(h SynTime g 1 hh) (hh h)] SD g,hh Syn g,h, g, h SynTime g (15) SD g,hh = DeSyn g,h, g, h (16) hh [(h hh) (hh h+desyntime g )] SU g,hh UC g,h, g, h MinUptime g,h (17) hh [(h MinUp g +1 hh) (hh h)] Qpr g,h UC g,h GPr g, (g hydro) (g avail), h (18) Qs up g,h + Qs dn g,h UC g,h GS g, g (gas avail), h (19) Qtr sp g,h UC g,h GTr g, g avail, h (20) Qtr nsp g,h Syn g,h Gmax g,h, g avail, h (21) Qtr nsp g,h Syn g,h Gmin g,h, g avail, h (22) g (lign gas) up Qs g,h g gas dn Qs g,h g gas Qpr g,h PrReserves h, h (23) SReserves h up, h (24) SReserves h dn, h (25) Σελίδα 52 από 181

53 Qtr sp g,h + g g (WT hydro) nsp Qtr g,h TrReserves h, h (26) Επεξήγηση των Περιορισμών του Μοντέλου UC (1): πρόκειται για τον περιορισμό του ισοζυγίου ενέργειας, ο οποίος και πρέπει να καλύπτεται κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (2): πρόκειται για τον περιορισμό που δηλώνει το άνω όριο ποσότητας παραγωγής σε κάθε βήμα της Συνάρτησης Προσφοράς της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (3): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει πως η συνολική ποσότητα παραγωγής της κάθε Μονάδας Παραγωγής ισούται με το άθροισμα της επιμέρους ποσότητας παραγωγής σε κάθε βήμα της Συνάρτησης Προσφοράς για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (4): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει πως το άθροισμα της συνολικής παραγωγής, της συνεισφοράς σε Πρωτεύουσα, σε Δευτερεύουσα Άνω και Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία δεν ξεπερνά το τεχνικό μέγιστο για κάθε Μονάδα Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (5): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει πως το άθροισμα της συνολικής παραγωγής και της συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Κάτω Εφεδρεία είναι μεγαλύτερο ή ίσο του τεχνικού ελαχίστου για κάθε Μονάδα Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (6): πρόκειται για τον περιορισμό, που καθορίζει τη μέγιστη συνολική παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικά για το σύνολο του εξεταζόμενου έτους ή για το χρονικό διάστημα για το οποίο επιλύεται το μοντέλο (7): ο περιορισμός αυτός καθορίζει τη μέγιστη μείωση παραγωγής από τη μία ώρα στην επόμενη (rampdown) της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους. Στην περίπτωση, κατά την οποία η Μονάδα Παραγωγής αποσυγχρονίζεται την ώρα εκείνη (DeSyn g,h=1), περιορίζει την παραγωγή της προηγούμενης ώρας με άνω όριο το τεχνικό μέγιστο (8): ο περιορισμός αυτός καθορίζει τη μέγιστη αύξηση παραγωγής από τη μία ώρα στην επόμενη (ramp-up) της κάθε Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους. Στην περίπτωση, κατά την οποία η Μονάδα Παραγωγής εκκινά την ώρα εκείνη (SU g,h=1), περιορίζει την παραγωγή εκείνης της ώρας με άνω όριο το τεχνικό μέγιστο (9)-(14): πρόκειται για περιορισμούς, οι οποίοι εξασφαλίζουν συγκεκριμένη διαδοχή των καταστάσεων λειτουργίας που θεωρήθηκαν και την σχέση τους με τη διαδικασία εκκίνησης και παύσης (15): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει, πως η Μονάδα Παραγωγής αφότου έχει σβήσει θα παραμείνει κλειστή για ένα χρονικό διάστημα μεγαλύτερο ή ίσο του ελαχίστου χρόνου κράτησης (SynTime) (16): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει πως η Μονάδα Παραγωγής θα παραμείνει σε κατάσταση Αποσυγχρονισμού (Syn g,h=1) για χρόνο ίσο με το χρόνο αποσυγχρονισμού Σελίδα 53 από 181

54 (17): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει πως η Μονάδα Παραγωγής θα παραμείνει σε κατάσταση Ένταξης για χρονικό διάστημα ίσο ή μεγαλύτερο από τον ελάχιστο χρόνο ένταξης (MinUpTime) (18): πρόκειται για τον περιορισμό, ο οποίος καθορίζει το ανώτατο όριο συνεισφοράς σε Πρωτεύουσα Εφεδρεία της κάθε ενταγμένης Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (19): πρόκειται για τον περιορισμό, ο οποίος καθορίζει το ανώτατο όριο συνεισφοράς εύρους ρύθμισης (Δευτερεύουσα Άνω και Κάτω Εφεδρεία) της κάθε ενταγμένης Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (20): πρόκειται για τον περιορισμό, ο οποίος καθορίζει το ανώτατο όριο συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Στρεφόμενη Εφεδρεία της κάθε ενταγμένης Μονάδας Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (21): πρόκειται για τον περιορισμό, ο οποίος καθορίζει το ανώτατο όριο συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής, σε κατάσταση συγχρονισμού αλλά διαθέσιμη, για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (22): πρόκειται για τον περιορισμό, ο οποίος καθορίζει το ελάχιστο όριο συνεισφοράς σε Τριτεύουσα Μη Στρεφόμενη Εφεδρεία της κάθε Μονάδας Παραγωγής, σε κατάσταση συγχρονισμού αλλά διαθέσιμη, για κάθε ώρα Κατανομής του εξεταζόμενου έτους (23): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει την ικανοποίηση των απαιτήσεων του Συστήματος σε Πρωτεύουσα Εφεδρεία για κάθε ώρα Κατανομής του Εξεταζόμενου Έτους (24): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει την ικανοποίηση των απαιτήσεων του Συστήματος σε Δευτερεύουσα Άνω Εφεδρεία για κάθε ώρα Κατανομής του Εξεταζόμενου Έτους (25): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει την ικανοποίηση των απαιτήσεων του Συστήματος σε Δευτερεύουσα Κάτω Εφεδρεία για κάθε ώρα Κατανομής του Εξεταζόμενου Έτους (26): ο περιορισμός αυτός εξασφαλίζει την ικανοποίηση των απαιτήσεων του Συστήματος σε Τριτεύουσα (Στρεφόμενη και Μη) Εφεδρεία για κάθε ώρα Κατανομής του Εξεταζόμενου Έτους Σελίδα 54 από 181

55 5 Μεικτός Ακέραιος Προγραμματισμός 5.1 Κατηγορίες Προβλημάτων Ακέραιου Προγραμματισμού Ο Ακέραιος Προγραμματισμός αποτελεί ένα σημαντικό κλάδο των μοντέλων Μαθηματικού Προγραμματισμού, στον οποίο το σύνολο ή ένα μέρος των μεταβλητών απόφασης έχουν πεδίο ορισμού τον ακέραιο χώρο, δηλαδή πρόκειται για ακέραιες μεταβλητές. Όταν όλες οι μεταβλητές είναι ακέραιες, τότε θεωρούμε πως πρόκειται για ένα μοντέλο καθαρού Ακέραιου Προγραμματισμού, αλλιώς όταν μερικές από τις μεταβλητές απόφασης είναι ακέραιες και άλλες συνεχείς, θεωρείται μοντέλο Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού. Παράδειγμα Μοντέλου Ακέραιου Προγραμματισμού: Max x, y z = 6x + 4y s. t. x + y 12, x, y 0, όπου x, y ακέραιοι Παράδειγμα Μοντέλου Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού: Max x, y z = 6x + 4y s. t. x + y 12, x, y 0, όπου x ακέραιος Τα μοντέλα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού μπορούν να είναι γραμμικά (MILP) ή μη (MINP), ανάλογα με τη φύση των περιορισμών που τα διέπουν. Τα τελευταία χρόνια συναντούν όλο και μεγαλύτερη αποδοχή, λόγω των δυνατοτήτων που μπορούν να προσδώσουν μέσω της φύσης των μεταβλητών τους (συνεχείς και ακέραιες) και άρα των περιορισμών που διέπουν το εκάστοτε Μοντέλο Μαθηματικού Προγραμματισμού. Για παράδειγμα σε προβλήματα όπου η μεταβλητή απόφασης είναι ένα συγκεκριμένο προϊόν (π.χ. γεννήτριες, αυτοκίνητα κ.α.) δεν υπάρχει η έννοια της συνεχούς μεταβλητής και άρα ένα μοντέλο Ακέραιου ή Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού είναι αναγκαίο. Ένα μέρος των προβλημάτων Μεικτού ή Καθαρού Ακέραιου Προγραμματισμού ονομάζεται Μεικτού ή Καθαρού Ακέραιου Προγραμματισμού 0-1, όταν οι ακέραιες μεταβλητές είναι δυαδικές, δηλαδή έχουν πεδίο ορισμού [0,1]. Η ειδική αυτή κατηγορία του Ακέραιου Προγραμματισμού επιτρέπει την προσομοίωση προβλημάτων που ενέχουν την απόφαση για αποδοχή ή απόρριψη μιας πρότασης, μια απάντηση ναι ή όχι, το άνοιγμα ή το σβήσιμο μιας μηχανής ή ενός διακόπτη κ.α. Τα μοντέλα UC χρησιμοποιούν το Μεικτό Ακέραιο Προγραμματισμό, λόγω της δυνατότητας που τους δίνει για την εισαγωγή των περιορισμών του τεχνικού ελαχίστου. Με τον τρόπο αυτόν μπορούν να πλησιάσουν πολύ κοντά στην πραγματική κατάσταση λειτουργίας, λόγω τεχνικών χαρακτηριστικών των μονάδων παραγωγής, κάτι που με το Γραμμικό ή Μη Προγραμματισμό είναι αδύνατο να γίνει, λόγω της μη Σελίδα 55 από 181

56 δυνατότητας ύπαρξης μιας μαθηματικής σχέσης, που να περιορίζει την παραγωγή της εκάστοτε Μονάδας Παραγωγής, όταν είναι ενταγμένη άνω του τεχνικού ελαχίστου. Το γεγονός αυτό είναι όχι μόνο οικονομικά αναγκαίο, αλλά και τεχνικά καθώς η κάθε μονάδα (εξετάζοντας κυρίως τις θερμικές, καθώς οι Υ/Η έχουν μηδενικό τεχνικό ελάχιστο) δε μπορεί να λειτουργήσει κάτω από αυτό. 5.2 Χώρος Εφικτών Λύσεων των Προβλημάτων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Τα προβλήματα Μεικτού ή Καθαρού Ακέραιου Προγραμματισμού, λόγω της φύσης των μεταβλητών τους, αίρουν την υπόθεση διαιρετότητας που διέπει τα προβλήματα Γραμμικού Προγραμματισμού και περιορίζουν το χώρο εφικτών λύσεων (βλ. παρακάτω διάγραμμα). Σχήμα 11: Χώρος Εφικτών Λύσεων Προβλήματος Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Η επίλυσή τους, λοιπόν, βρίσκεται στην επιλογή της βέλτιστης λύσης μεταξύ των διακεκριμένων σημείων - πιθανών λύσεων του χώρου. Ο Ακέραιος Προγραμματισμός αλλοιώνει συνεπώς και τη βασική ιδιότητα, που συναντάται στο Γραμμικό Προγραμματισμό, της κυρτότητας του χώρου των εφικτών λύσεων. Για το λόγο αυτόν κατά την επίλυση μοντέλων Ακέραιου ή Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού δε χρησιμοποιείται ο αλγόριθμος Simplex, καθώς αυτός «ψάχνει» για τη βέλτιστη λύση στις κορυφές του χώρου. Παρόλα αυτά λόγω του ότι τέτοιοι αλγόριθμοι είναι αρκετά ακριβείς και εύχρηστοι για την επίλυση γραμμικών προβλημάτων, δύνανται να χρησιμοποιηθούν και σε προβλήματα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού, εάν αυτό μετατραπεί σε ένα ισοδύναμο συνεχές και κυρτό πρόβλημα, το οποίο ονομάζεται απαλλαγμένο (Relaxed). Σελίδα 56 από 181

57 5.3 Απαλλαγμένο (Relaxed) Πρόβλημα- Υπολογισμός Οριακής Τιμής Συστήματος Το απαλλαγμένο (relaxed) πρόβλημα προκύπτει, εάν σε ένα πρόβλημα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού αφαιρεθούν όλοι οι περιορισμοί, οι οποίοι επιβάλλουν ακέραιες τιμές στις μεταβλητές απόφασης. Για παράδειγμα: Max x, y z = 4x 4y + w s. t. 2x + 4y 4 4x 2y + w 2, x, y, w 0, όπου x, y ακέραιοι Το απαλλαγμένο πρόβλημα, που προκύπτει από το παραπάνω πρόβλημα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού είναι: Max x, y z = 4x 4y + w s. t. 2x + 4y 4 4x 2y + w 2, x, y, w 0 Όπως αναλύθηκε και στην προηγούμενη παράγραφο, ο χώρος εφικτών λύσεων του Προβλήματος Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού αποτελεί υποσύνολο του αντίστοιχου χώρου του Απαλλαγμένου Γραμμικού Προβλήματος. Συνεπώς η βέλτιστη τιμή της αντικειμενικής συνάρτησης του Μεικτού Ακέραιου Προβλήματος είναι πάντοτε μικρότερη ή ίση της αντικειμενικής συνάρτησης του αντίστοιχου Απαλλαγμένου. Στην περίπτωση που είναι ίσες, αυτό σημαίνει πως η λύση του Απαλλαγμένου Γραμμικού Προβλήματος περιλαμβάνει ακέραιες τιμές στις μεταβλητές απόφασης και άρα αποτελεί και λύση του Μεικτού Ακέραιου Προβλήματος. Στην περίπτωση του μοντέλου UC, που δημιουργήθηκε στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής, το Απαλλαγμένο Γραμμικό Πρόβλημα βρίσκεται ακολουθώντας τα εξής βήματα: Αρχικά μετατρέπουμε τις δυαδικές μεταβλητές σε συνεχείς, μη αρνητικές και στη συνέχεια τους δίνουμε συγκεκριμένες τιμές, οι οποίες προέρχονται από την επίλυση του αρχικού μοντέλου UC, δηλαδή από τη βέλτιστη λύση του Μεικτού Ακέραιου Προβλήματος. Με τον τρόπο αυτό δημιουργήθηκε το Απαλλαγμένο Πρόβλημα, το οποίο και αποτελεί Πρόβλημα Γραμμικού Προγραμματισμού. Το Απαλλαγμένο Πρόβλημα έχει ιδιαίτερη σημασία, καθώς πλέον μπορούμε να υπολογίσουμε την Οριακή Τιμή Συστήματος, η οποία και αντιστοιχεί στη σκιώδη (ή δυική) τιμή του περιορισμού του ισοζυγίου ενέργειας (1), δηλαδή στο οριακό κόστος κάλυψης της ζήτησης. Η έννοια Σελίδα 57 από 181

58 της σκιώδους τιμής έγκειται στο αν «χαλαρώναμε» τον περιορισμό αυτό, αυξάναμε τη ζήτηση στη συγκεκριμένη περίπτωση, ποια θα ήταν η τιμή με την οποία θα καλυπτόταν αυτή η αύξηση. Q g,h + RES h + Mandatory h + ATE g = Load h + Pumping h + Schedules h, h p h g Με τον τρόπο αυτόν, λοιπόν, υπολογίζουμε για την κάθε ώρα Κατανομής του κάθε εξεταζόμενου έτους την Οριακή Τιμή Συστήματος, σύμφωνα με την οποία οι Παραγωγοί αποζημιώνονται για την παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας που προσφέρουν στο Σύστημα. Αντίστοιχα υπολογίζοντας τις σκιώδεις τιμές των περιορισμών των απαιτήσεων του Συστήματος για Πρωτεύουσα (23) και Δευτερεύουσα Άνω (24) και Κάτω (25) Εφεδρεία, μπορούμε να υπολογίσουμε και τις οριακές τιμές των Εφεδρειών αυτών. 5.4 Τεχνικές Επίλυσης Προβλημάτων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού Το Απαλλαγμένο Πρόβλημα είναι ιδιαίτερο σημαντικό, καθώς χρησιμοποιείται σε διάφορες τεχνικές επίλυσης των προβλημάτων Μεικτού (ή και καθαρού) Ακέραιου Προγραμματισμού, καθώς, όπως αναφέρθηκε και παραπάνω, δεν υπάρχει η ιδιότητα της κυρτότητας του χώρου εφικτών λύσεων στο Πρόβλημα Ακέραιου Προγραμματισμού και άρα ο αλγόριθμος simplex δε μπορεί να χρησιμοποιηθεί. Για το λόγο αυτό έχουν αναπτυχθεί πολλές τεχνικές επίλυσης, οι οποίες χωρίζονται σε τρεις κυρίως κατηγορίες, τις μεθόδους στρογγυλοποίησης (rounding methods), τις μεθόδους αναζήτησης (searching methods) και τις μεθόδους τομών (cutting methods). Οι μέθοδοι στρογγυλοποίησης (rounding methods) στηρίζονται στην επίλυση του Απαλλαγμένου Προβλήματος και ύστερα στην παραδοχή πως η βέλτιστη λύση του Μεικτού (ή καθαρού) Ακέραιου Προγραμματισμού θα βρίσκεται σε κοντινό σημείο και άρα σε μια στρογγύλευση στον πλησιέστερο ακέραιο της λύσης του Απαλλαγμένου. Οι μέθοδοι αυτές είναι αρκετά αδύναμες, καθώς δεν είναι σίγουρο πως πάντα η στρογγυλοποίηση της λύσης του Απαλλαγμένου θα αποτελεί λύση του αντίστοιχου Ακέραιου Προβλήματος και άρα δε χρησιμοποιούνται συχνά. Οι μέθοδοι αναζήτησης (searching methods) βασίζονται στην απαρίθμηση των εφικτών λύσεων του Ακέραιου Προγραμματισμού, ο αριθμός των οποίων είναι πεπερασμένος, και στον υπολογισμό της τιμής της αντικειμενικής συνάρτησης για την κάθε μια λύση. Ωστόσο σε μεγάλα προβλήματα Ακεραίου Προγραμματισμού αυτό είναι δύσκολο να γίνει, καθώς ο αναγκαίος αριθμός των πράξεων αυξάνει εκθετικά σε σχέση με το μέγεθος του προβλήματος. Η πιο συχνή μέθοδος επίλυσης που χρησιμοποιείται είναι μια επέκταση της μεθόδου αναζήτησης, η οποία ονομάζεται τεχνική branch & bound. Η τεχνική αυτή απαριθμεί με έναν αποτελεσματικό τρόπο μέρη των εφικτών λύσεων, διαιρώντας προοδευτικά το χώρο πιθανών λύσεων και απομονώνοντας το τμήμα, που περιλαμβάνει το ακέραιο βέλτιστο. Η τεχνική branch & bound εκκινά με την επίλυση του Απαλλαγμένου Προβλήματος, εάν βρει ακέραια λύση σταματά, αλλιώς διαλέγει μια από τις μεταβλητές που έχουν δεκαδικές τιμές και δημιουργεί δύο νέα προβλήματα. Στο ένα νέο πρόβλημα δίνει στη μεταβλητή την τιμή 0 και στο άλλο την τιμή 1. Συνεχίζει με τον τρόπο αυτό μέχρι να βρεθεί η βέλτιστη ακέραια λύση, η οποία δεν ξεπερνά κατά ένα ποσοστό, το οποίο καθορίζεται από τον κάθε solver, αλλά και από το χρήστη, τη βέλτιστη λύση του Απαλλαγμένου Γραμμικού Προβλήματος. Σελίδα 58 από 181

59 Οι μέθοδοι τομών λειτουργούν εισάγοντας περιορισμούς, οι οποίοι μειώνουν σταδιακά το χώρο των εφικτών λύσεων και καταλήγουν να απομονώνουν την ακέραια βέλτιστη λύση. Ένας από τους αλγορίθμους αυτής της μεθόδου ονομάζεται αλγόριθμος επιπέδων τομής (cutting plane) και χρησιμοποιείται ως εναλλακτική της τεχνικής branch and bound. Ο αλγόριθμος αυτός, ο οποίος έχει σα βάση τον αλγόριθμο simplex, λύνει το Απαλλαγμένο Πρόβλημα, αφού έχουν προστεθεί μεταβλητές απόκλισης και στη συνέχεια εισάγονται περιορισμοί στις μεταβλητές εκείνες, οι οποίες έχουν λάβει δεκαδικές τιμές. Οι περιορισμοί αυτοί ονομάζονται επίπεδα τομής και έχουν τις εξής ιδιότητες: αφενός εμπεριέχουν τις εφικτές λύσεις του αρχικού ακέραιου προγράμματος και αφετέρου αποκλείουν τη βέλτιστη δεκαδική λύση του Απαλλαγμένου Γραμμικού Προγράμματος. Κατόπιν το πρόβλημα λύνεται ξανά, έως ότου βρεθεί ακέραια βέλτιστη λύση. 5.5 Λογισμικό GAMS - Επιλογή Solver-Χρόνος Επίλυσης του Μοντέλου UC Λογισμικό GAMS Το μοντέλο UC, που δημιουργήθηκε στην παρούσα διπλωματική, γράφτηκε σε λογισμικό GAMS (General Algebraic Modeling System), το οποίο αποτελεί ένα υψηλού επιπέδου υπολογιστικό περιβάλλον για την ανάπτυξη προβλημάτων μαθηματικού προγραμματισμού και βελτιστοποίησης. Το λογισμικό GAMS επιτρέπει στο χρήστη να συντάξει ένα μοντέλο μαθηματικού προγραμματισμού σε συμβολική γλώσσα και, με τη δυνατότητα διασύνδεσης του με άλλα προγράμματα (π.χ. MS Excel), επιτρέπει την εύκολη εισαγωγή μεγάλου όγκου δεδομένων. Επιπλέον περιλαμβάνει ένα μεγάλο αριθμό solver (αλγόριθμοι επίλυσης), εκ των οποίων ο χρήστης μπορεί να επιλέξει τον κατάλληλο ανάλογα με τον τύπο του μοντέλου Μαθηματικού Προγραμματισμού που επιθυμεί να επιλύσει, καθώς και ανάλογα με τα ιδιαίτερα χαρακτηριστικά και δυνατότητες του κάθε solver. Με τη δυνατότητα αυτή ο χρήστης αποδεσμεύεται από τη διαδικασία επίλυσης του μοντέλου και μπορεί να ασχοληθεί κυρίως με την κατάστρωση αυτού Επιλογή solver Η έκδοση του GAMS, που χρησιμοποιήθηκε για την επίλυση του μοντέλου UC, είναι η Maintenance Release και οι solvers που επιλέχθηκαν οι Gurobi και Cplex. Ο solver Gurobi χρησιμοποιεί την τεχνική branch & cut, επιτρέποντας τη γρήγορη επίλυση μεγάλων μοντέλων Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού. Ο Gurobi ξεκινά επιλύοντας το Απαλλαγμένο πρόβλημα (presolve), όπου υπολογίζει τη βέλτιστη λύση του, καθώς και διαπιστώνει την ύπαρξη της ή μη. Στη συνέχεια προχωράει, χρησιμοποιώντας την τεχνική brach & bound, καταλήγοντας στην ακέραια βέλτιστη λύση. Επιπλέον δίνει τη δυνατότητα της χρήσης παράλληλα όλων ή, κατ επιλογή του χρήστη, ενός μέρους των επεξεργαστών του υπολογιστή που χρησιμοποιείται. Επί της ουσίας αναθέτει στον κάθε επεξεργαστή την επίλυση ενός υποπροβλήματος, όπως αναλύθηκε στο κεφάλαιο 5.4, σύμφωνα με την τεχνική επίλυσης branch & bound. Ο solver Cplex χρησιμοποιεί και αυτός μια τεχνική branch & cut, ωστόσο υπολογίζει όλες τις εφικτές λύσεις και δίνει την επιλογή να τις αποθηκεύσει όλες. Ο χρόνος επίλυσης είναι μεγαλύτερος από ότι με τον Gurobi, ωστόσο λόγω του ότι υπολογίζει διαφορετικά το όριο ανοχής της αποδοχής μιας ακέραιας λύσης, κάποιες φορές οδηγεί στην εύρεση βέλτιστης λύσης, από ότι ο Gurobi. Η συνθήκη τερματισμού του αλγόριθμου επίλυσης, που χρησιμοποιεί ο Cplex είναι: Σελίδα 59 από 181

60 BP BF < BP OptCR, BP: βέλτιστη λύση Απαλλαγμένου BF: τιμή της αντικειμενικής συνάρτησης της, μέχρι εκείνη τη στιγμή επίλυσης, OptCR: ποσοστό χαλάρωσης της ανοχής για αποδοχή πιθανής λύσης, καλύτερης ακέραιας λύσης μπορεί να επιλεχθεί διαφορετική τιμή από το χρήστη Σε αντίθεση με τον Gurobi, που χρησιμοποιεί την παρακάτω συνθήκη τερματισμού: BP BF < BF OptCR Το μοντέλο UC, που δημιουργήθηκε, λόγω της μεγάλης του διάστασης (5 δυαδικές μεταβλητές για 8760 ώρες και για 30 παραγωγούς) απαιτούσε αρκετές ώρες επίλυσης, όπως τα περισσότερα μοντέλα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού. Συνεπώς ο solver, που χρησιμοποιήθηκε κυρίως είναι ο Gurobi. Ωστόσο σε κάποιες περιπτώσεις, όπου λόγω της διαφορετικής συνθήκης τερματισμού που λαμβάνει υπόψη, εμφανιζόταν μεγάλη απόκλιση σε σχέση με τη βέλτιστη λύση του Απαλλαγμένου, γινόταν επίλυση του και με τον Cplex, προκειμένου να διαπιστωθεί εάν η ακέραια λύση που βρέθηκε είναι πράγματι η βέλτιστη Χρόνος Επίλυσης του Μοντέλου UC Ο υπολογιστής, ο οποίος χρησιμοποιήθηκε για την επίλυση του μοντέλου UC, είναι i7 με 16GB RAM, 8 processors με λογισμικό Windows 7 Professional, με κωδικοποίηση 64-bit. Λόγω του μεγάλου χρόνου επίλυσης του μοντέλου, λόγω των μεγάλων διαστάσεων του, επιλέχθηκε η επίλυση του κατά 4 τρίμηνα, τα οποία κατανέμονται ως εξής: - 1 ο τρίμηνο: Ιανουάριος Φεβρουάριος Μάρτιος, ώρες ο τρίμηνο: Απρίλιος Μάιος Ιούνιος, ώρες ο τρίμηνο: Ιούλιος Αύγουστος Σεπτέμβριος, ώρες ο τρίμηνο: Οκτώβριος Νοέμβριος Δεκέμβριος, ώρες Ο χρόνος επίλυσης ενός έτους (8760 ώρες) κυμάνθηκε μεταξύ δώδεκα και εικοσιτεσσάρων ωρών, ανάλογα με το σενάριο που εξεταζόταν και άρα τη μεγαλύτερη ή μικρότερη δυσκολία εύρεσης βέλτιστης ακέραιας λύσης. Σελίδα 60 από 181

61 6 Αριθμητική Εφαρμογή του Μοντέλου UC Λόγω αφενός της μεγάλης ανάλυσης του Μοντέλου UC (ωριαία επίλυση) και αφετέρου της εξέτασης αποτελεσμάτων του προβλήματος ένταξης Μονάδων Παραγωγής για μελλοντικά έτη, δημιουργήθηκε η αναγκαιότητα για μια, όσο το δυνατόν ακριβέστερη, προβολή των δεδομένων εισόδου στα εξεταζόμενη έτη. Αρχικά δημιουργήθηκαν τα μεγέθη αυτά για ένα έτος βάσης, το οποίο ορίστηκε το 2014 (Σενάριο Ζήτησης) και σύμφωνα με αυτό έγιναν οι αναγκαίες προβολές στα επόμενα εξεταζόμενα έτη (2018 και 2020). Η δημιουργία των δεδομένων εισόδου του έτους βάσης (2014) έγινε σύμφωνα με τα υπαρκτά στοιχεία του έτους 2013, για το οποίο υπήρχαν ολοκληρωμένα στοιχεία από το Διαχειριστή (ΑΔΜΗΕ) και Λειτουργό (ΛΑΓΗΕ) του Συστήματος σε όλα τα απαιτούμενα προς υπολογισμό μεγέθη αφενός και αφετέρου λόγω του ότι ήταν το πιο πρόσφατο ολοκληρωμένο έτος κατά τη διάρκεια εκπόνησης της παρούσας διπλωματικής. 6.1 Σενάριο Ζήτησης Δημιουργία Έτους Βάσης (2014) Ως έτος Βάσης θεωρήθηκε το 2014 (base year), που είναι και το τρέχον έτος κατά τη διάρκεια εκπόνησης της παρούσας διπλωματικής, για το οποίο έγιναν οι προβολές των μεγεθών, τα οποία είναι απαραίτητα ως δεδομένα εισόδου για την επίλυση του μοντέλου UC, που δημιουργήθηκε. Η διαδικασία αυτή έγινε με συστηματοποιημένο τρόπο, ούτως ώστε έχοντας σα βάση το έτος αυτό, να μπορούν να υπολογισθούν τα αντίστοιχα μεγέθη με τις απαραίτητες αλλαγές και τα επόμενα προς εξέταση έτη, δηλαδή το 2018 και το 2020, καθώς και διαφορετικά σενάρια στα έτη αυτά, τα οποία και εξετάστηκαν. Το Σενάριο Ζήτησης αποτελεί το βασικό Σενάριο από τα τρία Σενάρια που δημιουργήθηκαν (τα άλλα δύο είναι το Σενάριο Εισαγωγών και Σενάριο μεγάλης ανάπτυξης ΑΠΕ) και μπορεί να θεωρηθεί σαν σενάριο αναφοράς για την εξαγωγή συμπερασμάτων σχετικά με τα άλλα δύο Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας από Εκπροσώπους Φορτίου Η ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας είναι ένα μέγεθος εξαιρετικά ευμετάβλητο ανάλογα με την ώρα (1-24), την ημέρα (σε εβδομαδιαία βάση), την εποχή καθώς και την ύπαρξη ή όχι αργίας. Ο ρυθμός αύξησης της ζήτησης, πριν την εμφάνιση των επιπτώσεων της οικονομικής κρίσης στην Ελλάδα, το 2008 ήταν της τάξης του 3%, ενώ τα επόμενα χρόνια μειώθηκε στο 1%, ποσοστό το οποίο και χρησιμοποιήθηκε στην παρούσα διπλωματική για τον υπολογισμό της μεταβολής της ετήσιας συνολικής ζήτησης. Η ποσότητα ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας αφορά τη ζήτηση και στα τρία επίπεδα τάσης (Χαμηλή, Μέση και Υψηλή), η οποία όπως αναφέρθηκε στο 2 ο κεφάλαιο δηλώνεται από τους εκπροσώπους Φορτίου, ωστόσο λόγω του ότι το Εικονικό Σημείο Αγοραπωλησιών βρίσκεται στην Υψηλή Τάση, προστίθενται συντελεστές απωλειών στη ζήτηση φορτίων Μέσης και Χαμηλής Τάσης. Τα στοιχεία του 2013 για την ωριαία ζήτηση, καθ όλη τη διάρκεια του έτους, περιλαμβάνουν αυτούς τους συντελεστές απωλειών και έναν συγκεκριμένο καταμερισμό ανάμεσα στη ζήτηση του κάθε εκπροσώπου Τάσης, ο οποίος θεωρήθηκε ως έχει. Σελίδα 61 από 181

62 Για όλους τους παραπάνω λόγους θεωρήθηκε σκόπιμο κατά τη δημιουργία της ζήτησης του έτους βάσης (2014), να διατηρηθεί η καμπυλότητα της ζήτησης του 2013 (προβολή ώρα-ώρα και ημέραημέρα) με αύξηση κατά 1% και με τις απαραίτητες αλλαγές. Λόγω της μεταβλητότητας της ζήτησης ανά ώρα, ημέρα και εποχή έγινε μια κύλιση της ζήτησης, εκφρασμένη ανά ώρα, του 2014 κατά μια ημέρα πίσω, ούτως ώστε να «ταιριάξουν» σε επίπεδο εβδομαδιαίας ημέρας με τη ζήτηση του 2013 (π.χ. η κάθε ώρα της τρίτης ημέρας του 2014 ημέρα Παρασκευή 03/01/2014- έλαβε τις ωριαίες τιμές της ζήτησης της αντίστοιχης ώρας, αυξημένες κατά 1%, της τέταρτης ημέρας του 2013-ημέρα Παρασκευή 04/01/2013). Στις ημέρες εκείνες του 2014 που δε μπορούν να ταυτιστούν με το 2013, είτε λόγω αργιών είτε αρχικές ή τελικές ημέρες του έτους, η ποσότητα ζήτησης υπολογίστηκε μέσω της δημιουργίας δώδεκα (12) τυπικών ημερών, οι οποίες προέκυψαν ως ο μέσος όρος των ημερών που ανήκουν στην αντίστοιχη κατηγορία από τα στοιχεία του 2013 και στο τέλος πολλαπλασιάστηκαν με το ρυθμό μεταβολής της ζήτησης (1%). Οι δώδεκα τυπικές μέρες είναι οι εξής: - Δευτέρα, Παρασκευή για το χειμώνα, μήνες Δεκέμβριος-Φεβρουάριος,(WMFR) - Τρίτη, Τετάρτη, Πέμπτη για το χειμώνα, μήνες Δεκέμβριος-Φεβρουάριος, (WTWT) - Σάββατο, Κυριακή, Αργίες για το χειμώνα, μήνες Δεκέμβριος-Φεβρουάριος,(WSSH) - Δευτέρα, Παρασκευή για την άνοιξη, μήνες Μάρτιος-Μάιος, (SGMFR) - Τρίτη, Τετάρτη, Πέμπτη για την άνοιξη, μήνες Μάρτιος-Μάιος, (SGTWT) - Σάββατο, Κυριακή, Αργίες για την άνοιξη, μήνες Μάρτιος-Μάιος, (SGSSH) - Δευτέρα, Παρασκευή για το καλοκαίρι, μήνες Ιούνιος-Αύγουστος, (SMFR) - Τρίτη, Τετάρτη, Πέμπτη για το καλοκαίρι, μήνες Ιούνιος-Αύγουστος, (STWT) - Σάββατο, Κυριακή, Αργίες για το καλοκαίρι, μήνες Ιούνιος-Αύγουστος, (SSSH) - Δευτέρα, Παρασκευή για το φθινόπωρο, μήνες Σεπτέμβριος-Νοέμβριος, (FMFR) - Τρίτη, Τετάρτη, Πέμπτη για το φθινόπωρο, μήνες Σεπτέμβριος-Νοέμβριος, (FTWT) - Σάββατο, Κυριακή, Αργίες για το φθινόπωρο, μήνες Σεπτέμβριος-Νοέμβριος, (FSSH) Ύστερα από εξέταση των δεδομένων του 2013, αλλά και προηγούμενων χρόνων, παρατηρήθηκε μια ομοιότητα στην καμπύλη των ημερών Δευτέρα και Παρασκευή, Τρίτη- Τετάρτη και Πέμπτη, καθώς και Σάββατο- Κυριακή και Αργίες, γι αυτό και κρίθηκε σκόπιμο να χωριστούν στις παραπάνω κατηγορίες, ανάλογα και με την εποχή, χωρίς να χάνεται με αυτήν την ομαδοποίηση κάποια σημαντική πληροφορία. Οι καμπύλες για τις τυπικές μέρες, όπως υπολογίστηκαν σύμφωνα με το 2013 είναι οι παρακάτω: Σελίδα 62 από 181

63 MW MW MW Δευτέρα, Παρασκευή Hours WMFR SGMFR SMFR FMFR Διάγραμμα 6: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Δευτέρα/Παρασκευή Τρίτη-Τετάρτη-Πέμπτη Hours WTWT SGTWT STWT FTWT Διάγραμμα 7: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Τρίτη-Πέμπτη Σάββατο-Κυριακή-Αργίες Hours WSSH SGSSH SSSH FSSH Διάγραμμα 8: Τυπικές Ημέρες Ζήτησης Σάββατο/Κυριακή/Αργίες Σελίδα 63 από 181

64 MW MW Όπως παρατηρείται από τα παρακάτω διαγράμματα η καμπυλότητα της ζήτησης διατηρήθηκε ίδια με το 2013, η συνολική ποσότητα ζήτησης αυξήθηκε κατά 1% και η καμπύλη διάρκειας φορτίου έμεινε αμετάβλητη Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Hours Διάγραμμα 9: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου 2013 ΛΑΓΗΕ Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Hours Διάγραμμα 10: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου 2014 Μοντέλο UC Σελίδα 64 από 181

65 MW Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Hours Πίνακας 1: Συνολική Ποσότητα Ζήτησης Διάγραμμα 11: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Έτος Συνολική Ποσότητα Ζήτησης(MW) ,799, ,385, Αύξηση 1% Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης (Pumping) Η ζήτηση Ηλεκτρική Ενέργειας για λόγους Άντλησης, όπως αναλύεται στο 2 ο κεφάλαιο, υποβάλλεται μέσω τιμολογούμενων δηλώσεων από τους αντίστοιχους εκπροσώπους. Ωστόσο στα πλαίσια της παρούσας διπλωματικής θεωρήθηκε σαν μη τιμολογούμενη ζήτηση, δηλαδή ανεξάρτητη της τιμής της Ηλεκτρικής Ενέργειας. Στην Ελλάδα οι εγκαταστάσεις άντλησης είναι μικρής εγκατεστημένης δυναμικότητας (595 MW, 220 MW στην Υ/Η Σφικιά και 3 μονάδες των 110MW στην Υ/Η μονάδα Θησαυρός, με μέγιστη ζήτηση pumping το έτος MW). Όπως είναι λογικό η συνολική ζήτηση για λόγους άντλησης είναι μέγεθος αντιστρόφως ανάλογο με τη διαθεσιμότητα των νερών, και συνεπώς με την συνολική ετήσια Υ/Η Παραγωγή. Εξετάζοντας τα στοιχεία των προηγούμενων ετών παρατηρήθηκε πως το φορτίο για λόγους άντλησης σε ένα μέσο υδρολογικό έτος είναι της τάξης του 9-14% της συνολικής Υδροηλεκτρικής παραγωγής. Το ποσοστό αυτό προκύπτει λόγω του ότι οι ανάγκες για φορτίο για λόγους άντλησης αποτελεί το 70% της παραγωγής των Υ/Η που έχουν αυτήν τη δυνατότητα, τα οποία με τη σειρά τους αποτελούν το 4,7% τα Σφικιά και το 11,3% ο Θησαυρός της συνολικής Υ/Η παραγωγής. Άρα το 16% * 70%= 11% για ένα μέσο υδρολογικό έτος. Λόγω μερικής γνώσης της διαθεσιμότητας των νερών για το 2014, μικρότερη διαθεσιμότητα σε σχέση με ένα μέσο υδρολογικό έτος, το ποσοστό αυτό θεωρήθηκε ίσο με 13% και η ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης υπολογίσθηκε επιλύοντας το παρακάτω μαθηματικό πρόβλημα, το οποίο γράφτηκε στο περιβάλλον GAMS και αποτελεί πρόβλημα Μεικτού Ακέραιου Προγραμματισμού. Θεωρήθηκε πως η μέγιστη ζήτηση φορτίου για λόγους άντλησης είναι 460MW και πως αυτή δύναται να παραχθεί σε 4 μονάδες των 120 MW έκαστη. Επιπλέον έγινε η παραδοχή πως το pumping μπορεί να ζητηθεί μόνο σε ώρες με χαμηλή ζήτηση φορτίου, δηλαδή εκείνες κατά τις οποίες η ζήτηση δε ξεπερνά το 50% της ετήσιας ωριαίας αιχμής (η ώρα με τη μεγαλύτερη ζήτηση φορτίου). Σελίδα 65 από 181

66 Μεταβλητές Απόφασης: Pump cap : θετική μεταβλητή για την εγκατεστημένη δυνατότητα της κάθε μονάδας για pumping Pump h : ακέραια μεταβλητή των μονάδων pumping που χρησιμοποιούνται κάθε ώρα Min pump cap, pump h 8760 (0.13 Hydro h pump cap pump h ) h=1 s. t. pump cap = (0.13 Hydro h pump cap pump h ) h=1 0 pump cap pump h { Benchmark Load2014 h, Benchmark Load2014 h > 0 0, Benchmark Load2014 h 0 0 pump h 4, h Benchmark = 0,5 max ( Load2014 h ) h Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Η παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικά είναι και αυτό ένα αρκετά ευμετάβλητο μέγεθος, το οποίο εξαρτάται κυρίως από δύο παράγοντες: 1 ον από το εάν το έτος που εξετάζουμε έχει μεγάλη υδραυλικότητα (ο χαρακτηρισμός αυτός προκύπτει σχετικά με τη μέση βροχόπτωση που καταγράφεται στο σύνολο του έτους) και άρα υπάρχουν μεγάλες διαθέσιμες ποσότητες νερού, οι οποίες θα χρησιμοποιηθούν για την παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από τις Υδροηλεκτρικές Μονάδες 2 ον από τον τρόπο με τον οποίο επιλέγουν οι εκπρόσωποι των Υδροηλεκτρικών να διαχειριστούν την Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή. Θεωρητικά η Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή, η οποία και υποβάλλεται από τους εκπροσώπους των Υ/Η μέσω της Δήλωσης Διαχείρισης Υδάτινων Πόρων για την Υποχρεωτική Εβδομαδιαία Υδροηλεκτρική Παραγωγή στο Διαχειριστή του Συστήματος (ΑΔΜΗΕ), περιλαμβάνει την ενέργεια που πρέπει να παραχθεί λόγω των υποχρεωτικών λειτουργιών της ύδρευσης, άρδευσης και οικολογικής παροχής και αποφυγής υπερχείλισης. Θα ήταν αναμενόμενο σύμφωνα με αυτόν τον συλλογισμό, η Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή να εμφανίζει χαρακτηριστικά, που προσιδιάζουν σε συμπεριφορά βασικού φορτίου (σχετικά σταθερή παραγωγή όλες τις ώρες). Ωστόσο μετά από εξέταση των δεδομένων των προηγούμενων ετών, παρατηρήθηκε πως η κατανομή της Υποχρεωτικής Υδροηλεκτρικής Παραγωγής γίνεται με βάση τις αιχμές που εμφανίζονται (βλ. διάγραμμα 8). Με άλλα λόγια η Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή «κουρεύει» τις αιχμές της ζήτησης, που εμφανίζονται, στρατηγική, η οποία εξυπηρετεί τελικά τη μεγιστοποίηση των κερδών των εκπροσώπων των Υ/Η. Σελίδα 66 από 181

67 MW Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή ΛΑΓΗΕ 11/12/ Hours Ζήτηση Διάγραμμα 12: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 11/12/2013 ΛΑΓΗΕ Λόγω λοιπόν της συγκεκριμένης συμπεριφοράς που παρατηρείται, η προβολή της Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής στο έτος βάσης (2014) χρήζει ιδιαίτερης προσοχής, ούτως ώστε να καλυφθούν δύο παράγοντες: 1 ον η ωριαία συμπεριφορά, όπως αυτή περιγράφηκε παραπάνω και 2 ον το ζήτημα της συνολικής ετήσιας παραγωγής από Υ/Η. Το ζήτημα της ετήσιας παραγωγής από Υ/Η είναι και αυτό εξαιρετικά ευμετάβλητο μέγεθος, ανάλογα με το έτος που εξετάζεται, όπως αποδεικνύουν και τα στατιστικά στοιχεία για τα προηγούμενα χρόνια. Παραγωγή από Υ/Η Hydro Mandatory bidding Διάγραμμα 13: Παραγωγή από Υ/Η Παρόλο που θα μπορούσε να γίνει η παραδοχή ενός τριετούς ή τετραετούς κύκλου νερού, αυτή δε θα ήταν τελείως ορθή, καθώς στην πραγματικότητα η υδρολογική συμπεριφορά είναι ένα φαινόμενο με κύκλο 50 ετών, κάτι που δυσχεραίνει την ακριβή δυνατότητα προσδιορισμού της συνολικής ποσότητας παραγωγής από Υ/Η στο μέλλον. Για το λόγο αυτόν έγινε η παραδοχή πως κάθε εξεταζόμενο έτος θα θεωρείται σαν μέσο υδρολογικό έτος, δηλαδή με δυνατότητα υδροηλεκτρικής παραγωγής GWh. Ο περιορισμός αυτός αντιστοιχεί στην συνολική Υ/Η Παραγωγή, δηλαδή το άθροισμα της Υποχρεωτικής Υ/Η παραγωγής (Mandatory) συν την Υ/Η παραγωγή, που συμμετέχει κανονικά στον πρόβλημα ένταξης των Μονάδων Παραγωγής (bidding Hydro). Από τα στατιστικά στοιχεία του επιμερισμού μεταξύ των δύο μορφών έγχυσης της Υ/Η Παραγωγής των προηγούμενων ετών, Σελίδα 67 από 181

68 MW προκύπτει το εξής συμπέρασμα: όσο λιγότερο υγρό έτος συναντάται και άρα μικρότερη συνολική Υ/Η Παραγωγή, τόσο μεγαλύτερη ποσοστιαία είναι η Υ/Η Παραγωγή (Hydro bid), που συμμετέχει κανονικά στο πρόβλημα ένταξης. ΕΠΙΜΕΡΙΣΜΟΣ Υ/Η ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Mandatory % Bidding % % 93% 7% 2% % 18% % 4% Διάγραμμα 14: Επιμερισμός Υ/Η Παραγωγής σε Υποχρεωτική και Συμμετέχουσα στον ΗΕΠ Η συνολική Υ/Η παραγωγή για το έτος βάσης (2014), σύμφωνα με τα υπαρκτά στοιχεία έως και το Μάιο 2014, αλλά και με εκτιμήσεις του ΑΔΜΗΕ, θα είναι της τάξης των GWh, εκ των οποίων προσεγγιστικά σύμφωνα και με τα ανωτέρα ποσοστά καταμερισμού της Υ/Η Παραγωγής, έγινε η παραδοχή πως το 81% θα είναι Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή (3.000 GWh) και το 19% (700 GWh) θα είναι διαθέσιμο για συμμετοχή στο μοντέλο UC Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή Σύμφωνα με τα παραπάνω στοιχεία, η προβολή της Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής έγινε ακολουθώντας τα εξής βήματα: αρχικά δημιουργήθηκε ένα ωριαίο benchmark, το οποίο ισούται με τη διαφορά της ζήτησης από την Υποχρεωτική Υ/Η παραγωγής για το Benchmark h = Load_2013 h Mandatory_2013 h 5 Ιανουαρίου Hours Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Benchmark Διάγραμμα 15: Ορισμός του Benchmark για τον Υπολογισμό Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής Στο benchmark αυτό, που αντιστοιχεί στο 2013, για τον υπολογισμό του αντίστοιχου benchmark του 2014 (B h ) γίνεται και πάλι κύλιση μια ημέρα πίσω για τους λόγους, που περιγράφηκαν αναλυτικά στην Σελίδα 68 από 181

69 προηγούμενη υποπαράγραφο και στην περίπτωση που οι ημέρες δεν «ταιριάζουν» λόγω αργιών, το benchmark λαμβάνεται ίσο με εκείνο της μίας ημέρας πριν. Στην συνέχεια προστέθηκε ένας σταθερός x, ο οποίος «ανεβάζει» ή «κατεβάζει» την καμπύλη που δημιουργείται. B h = Benchmark h + x. Με άλλα λόγια αυξάνει ή μειώνει αντίστοιχα, το εμβαδό που δημιουργείται μεταξύ της καμπύλης ζήτησης και της καμπύλης του benchmark, εμβαδό το οποίο ισούται με την Υ/Η παραγωγή. Το νέο, λοιπόν, αυτό benchmark B h, αφαιρείται από την καμπύλη ζήτησης του 2014 και ελέγχεται η διαφορά τους, προκειμένου να καθοριστεί η τελική τιμή τουb h. Εάν αυτή είναι αρνητική, τότε λαμβάνει τιμή ίση με τη ζήτηση φορτίου και άρα η Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή είναι μηδενική, εάν είναι θετική τότε ισούται με την Υδροηλεκτρική παραγωγή την ώρα εκείνη. Η μαθηματική διατύπωση της επίλυσης του συγκεκριμένου προβλήματος έχει ως εξής: Min x, Hydro h Hydro h h= s. t Hydro h h=1 Hydro h HydroCapacity, h Hydro h = Load_2014 h B h, h Hydro h 0, h Όπου B h = { Benchmark h + x, B h < Load_2014 h 0, B h Load_2014 h Το πρόβλημα αυτό επιλύθηκε μέσω του εργαλείου Goal Seek των MS Office 2013, έχοντας ως στόχο το μηδενισμό της αντικειμενικής συνάρτησης, αλλάζοντας τιμή στο x. Ενδεικτικά παρατίθεται ο υπολογισμός των πρώτων ημερών για το έτος βάσης 2014, διαγραμματικά καθώς και η πραγματική συμπεριφορά των Υποχρεωτικών Υ/Η του 2014 για τις αντίστοιχες ημέρες του χρόνου, από τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ. Ο σταθερός όρος x = , έλαβε θετική τιμή, γεγονός που σημαίνει τη μετατόπιση του benchmark προς τα πάνω, γεγονός λογικό, αφού η συνολική Υ/Η παραγωγή του 2014 θεωρήθηκε αρκετά μικρότερη από αυτήν του Συνεπώς το εμβαδόν μεταξύ της καμπύλης ζήτησης και της καμπύλης του benchmark μειώθηκε, όπως παρατηρείται και από τα παρακάτω διαγράμματα. Σελίδα 69 από 181

70 MW MW MW Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή ΛΑΓΗΕ 03-09/01/ Load B= Load-Hydro Hours Διάγραμμα 16: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 03-09/01/2013 ΛΑΓΗΕ Μοντέλο UC 02-08/01/ Load2014 B + x Hours Διάγραμμα 17: Υπολογισμός Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής 02-08/01/2014- Μοντέλο UC Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή ΛΑΓΗΕ 02-08/01/ Load2014 Benchmark Hours Διάγραμμα 18: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-08/01/2014 ΛΑΓΗΕ Όρια bidding Υδροηλεκτρικής Παραγωγής Η Υδροηλεκτρική Παραγωγή, που συμμετέχει στο μοντέλο UC, θεωρήθηκε ως ένας ενιαίος παραγωγός, με ανώτατο τεχνικό μέγιστο τη μέγιστη προσφορά Υδροηλεκτρικών, που παρατηρήθηκε να συμμετέχει στον ΗΕΠ το έτος 2013, δηλαδή 941 MW. Το τεχνικό αυτό μέγιστο ελέγχθηκε και μειωνόταν, ούτως ώστε το άθροισμα του με την ωριαία παραγωγή Υποχρεωτικών Υ/Η να μην ξεπερνά την εγκατεστημένη δυναμικότητα Υ/Η μονάδων, η οποία για το έτος βάσης είναι 3107 MW. Επιπλέον, όπως περιγράφηκε και στο 5 ο κεφάλαιο, συμπεριλήφθηκε στο μοντέλο UC ένας περιορισμός για τη μέγιστη ετήσια Σελίδα 70 από 181

71 MWh Thousands παραγωγή των Υ/Η, που συμμετέχουν κανονικά στο μοντέλο, η οποία για το έτος βάσης υπολογίσθηκε ίση με 700 GWh Εξαγωγές-Εισαγωγές Όπως αναλύθηκε και στο 2 ο κεφάλαιο, ο καθορισμός των ποσοτήτων Εισαγωγών και Εξαγωγών ΦΜΔ (Φυσικά Δικαιώματα Μεταφοράς) αποφασίζονται μέσω διαδικασιών, που προηγούνται της επίλυσης του ΗΕΠ και εισάγονται σε αυτόν ως δεδομένο εισόδου. Η Ελλάδα επικοινωνεί με AC γραμμές μεταφοράς στα βόρεια σύνορα με την Αλβανία, τη FYROM, τη Βουλγαρία, ανατολικά με την Τουρκία (North Schedules) και με καλώδιο DC με την Ιταλία (Italy Schedules). Όπως φαίνεται και από τα στατιστικά στοιχεία τα τελευταία χρόνια παρατηρείται μια πτώση στις Εισαγωγές (οι Εισαγωγές συμβολίζονται με αρνητικό πρόσημο), ενώ οι Εξαγωγές (συμβολίζονται με θετικό πρόσημο), οι οποίες γίνονται ως επί το πλείστων διαμέσου Ιταλίας, παρουσιάζουν μέχρι το 2013 σταθερή πορεία. Εισαγωγές και Εξαγωγές 4, , (2,000.00) (4,000.00) (6,000.00) (8,000.00) (10,000.00) north border schedules (8,000,245.91) (4,627,616.54) (3,754,624.94) (3,652,423.89) italy schedules 2,240, ,551, ,057, ,796, total schedules (5,759,373.72) (3,076,071.57) (1,697,091.43) (1,856,270.89) Διάγραμμα 19: Εισαγωγές και Εξαγωγές ΛΑΓΗΕ Στα τέλη του 2013 παρουσιάστηκε σφάλμα στο DC καλώδιο σύνδεσης με την Ιταλία, γεγονός το οποίο σαφώς μείωσε τη δυνατότητα εισαγωγών και εξαγωγών από και προς την Ιταλία και συνεπώς την υπόλοιπη Ευρώπη. Χαρακτηριστικό είναι το γεγονός πως διαμέσου της Ελλάδας διοχετεύεται Ηλεκτρική Ενέργεια, που προέρχεται από τις Βόρειες Διασυνδέσεις. Ωστόσο το καλώδιο σύνδεσης με την Ιταλία επαναλειτουργεί στην πλήρη ισχύ του από τον Ιούλιο του Σελίδα 71 από 181

72 MWh Thousands Εισαγωγές Ιανουάριος-Απρίλιος north border italy total schedules Διάγραμμα 20: Εισαγωγές Ιανουαρίου- Απριλίου Σύμφωνα με το μοντέλο PRIMES του εργαστηρίου e3mlab, το οποίο εδράζεται στο Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο και τα αποτελέσματα του σεναρίου 2012 reference scenario οι Εξαγωγές-Εισαγωγές για το 2014 θα αποτελέσουν το 12% της συνολικής ζήτησης φορτίου, δηλαδή GWh. Συνεπώς η προβολή των Εισαγωγών-Εξαγωγών, που εμφανίζουν χαρακτηριστικά βασικού φορτίου, για το έτος βάσης έγινε ως εξής: χρησιμοποιήθηκε, για τους λόγους που έχουν αναλυθεί, κύλιση μια ημέρα πίσω και η ωριαία προβολή των Εισαγωγών-Εξαγωγών του έτους βάσης (2014) εξισώθηκε με την αντίστοιχη τιμή του 2013 συν έναν σταθερό όρο x, ο οποίος επί της ουσίας «ανεβάζει» ή «κατεβάζει» την καμπύλη Εισαγωγών-Εξαγωγών, με κριτήριο η συνολική τους ποσότητα να ισούται με GWh. Στις μέρες εκείνες, που δεν υπάρχει ταύτιση δημιουργήθηκαν δώδεκα (12) τυπικές ημέρες, οι ίδιες όπως και στην προβολή της ζήτησης φορτίου και τους δόθηκε η ωριαία τιμή της αντίστοιχης ημέρας συν τον σταθερό όρο x. Η μαθηματική διατύπωση του προβλήματος είναι η εξής: Μεταβλητές Απόφασης: Schedules2014 h : η ωριαία συνολική ποσότητα Εισαγωγών Εξαγωγών(MW) Min x, Schedules2014 h Load2014 h Schedules2014 h h=1 h= s. t Schedules2014 h = h= Load2014 h h=1 Schedules h = { Schedules2013 h + x, εάν συμπίπτουν οι μέρες TypicalSchedules h + x Το πρόβλημα αυτό επιλύθηκε μέσω του εργαλείου Goal Seek των MS Office 2013, έχοντας ως στόχο το μηδενισμό της αντικειμενικής συνάρτησης, αλλάζοντας τιμή στο x. Όπως φαίνεται και στο παρακάτω Σελίδα 72 από 181

73 διάγραμμα των αποτελεσμάτων η καμπυλότητα διατηρήθηκε παρόμοια, ενώ η καμπύλη μετατοπίστηκε προς τα κάτω, αφού ο σταθερός όρος x έλαβε τιμή ίση με -491,409 γεγονός αναμενόμενο, αφού αυξήθηκαν οι Εισαγωγές σε σχέση με το Εισαγωγές-Εξαγωγές Διάγραμμα 21: Υπολογισμός Εξαγωγών-Εισαγωγών Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Η παραγωγή Ηλεκτρικής ενέργειας από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ), η οποία και γίνεται υποχρεωτική έγχυση στο Σύστημα, στην Ελλάδα παράγεται ως μίγμα από την παραγωγή Φωτοβολταϊκών, Αιολικών, Βιοαέριο-Βιομάζα, Μικρών Υδροηλεκτρικών (ΜΥ/Η) και ΣΗΘΥΑ. Ενδεικτικά παρατίθεται διάγραμμα του ΛΑΓΗΕ, σχετικά με τη μεταβολή τη εγκατεστημένης ισχύος των ΑΠΕ από το 2011 μέχρι το 2013, τα οποία, όπως και ο ΗΕΠ, αφορούν μόνο το Διασυνδεδεμένο Τμήμα. Η προβολή των μεγεθών παραγωγής από ΑΠΕ από το 2013 για τη δημιουργία του έτους βάσης (2014) έγινε χωρίς κύλιση ημέρας, σε αντίθεση με την προβολή της ζήτησης και των Υ/Η, αφού η παραγωγή από ΑΠΕ οφείλεται σε καιρικές συνθήκες, που δεν έχουν σχέση με τις εβδομαδιαίες ημέρες ή τις αργίες. Συνεπώς η προβολή έγινε ώρα-ώρα και ημέρα-ημέρα. Εικόνα 1: Εγκατεστημένη Ισχύς ΑΠΕ ΛΑΓΗΕ Σελίδα 73 από 181

74 MW Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Τα Φωτοβολταϊκά χωρίζονται σε Φωτοβολταϊκούς Σταθμούς και σε Φωτοβολταϊκά Στεγών και συνδέονται είτε στη Μέση είτε στη Χαμηλή Τάση. Η προβολή της παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας για το έτος βάσης έγινε σύμφωνα με την παραγωγή του 2013, διατηρώντας τον ίδιο συντελεστή φόρτισης (load factor= 0.17) και κάνοντας την υπόθεση για αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 150MW. PV2014 h = PV2013 h PV2013 capacity PV2014 capacity, όπου PV2014 capacity = PV2013 capacity Παραγωγή από Φ/Β 1η Ιανουαρίου Hours Διάγραμμα 22: Παραγωγή από Φ/Β Μοντέλο UC Όπως παρατηρούμε η καμπύλη παραγωγής αυξήθηκε κατά ένα εμβαδό, που αντιστοιχεί στην αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος των Φ/Β. Η συνολική παραγωγή από Φ/Β που υπολογίσθηκε είναι ίση με GWh, ενώ το 2013 η καταγεγραμμένη παραγωγή ήταν 3.414GWh Παραγωγή από Αιολικά Στα αιολικά ακολουθήθηκε ο ίδιος συλλογισμός με τα Φ/Β, θεωρήθηκε δηλαδή ίδιος ο συντελεστής φόρτισης (load factor = 0.26) και αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 180MW. Wind2014 h = Wind2013 h Wind2013 capacity Wind2014 capacity, όπου Wind2014 capacity = Wind2013 capacity Σελίδα 74 από 181

75 MW Παραγωγή από Αιολικά 1η Ιανουαρίου Hours Διάγραμμα 23: Παραγωγή από Αιολικά Μοντέλο UC Αντίστοιχα παρατηρούμε, όπως και με τα Φ/Β πως η κλίση της καμπύλης παραγωγής δε μεταβλήθηκε, αλλά μετατοπίστηκε προς τα πάνω, λόγω της αύξησης της εγκατεστημένης ισχύς. Η συνολική παραγωγή από Αιολικά, όπως υπολογίσθηκε για το έτος βάσης είναι 3.907GWh, ενώ το 2013 η καταγεγραμμένη παραγωγή ήταν 3.453GWh Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Σύμφωνα με το μοντέλο PRIMES και τα αποτελέσματα του σεναρίου 2012 reference scenario χρησιμοποιηθήκαν οι παρακάτω συντελεστές ετήσιας μεταβολής για τον καθορισμό της παραγωγής Ηλεκτρικής ενέργειας από Βιομάζα και Μικρά Υ/Η. Η παραγωγή από Βιομάζα θεωρήθηκε πως μεταβάλλεται κατά 0,051% σε σχέση με το 2013, άρα Biomass2014 h = Biomass2013 h Η παραγωγή από Μικρά Υ/Η θεωρήθηκε πως μεταβάλλεται κατά 0,122% σε σχέση με το 2013, άρα MYH2014 h = MYH2013 h Η παραγωγή από ΣΗΘΥΑ θεωρήθηκε πως δε μεταβάλλεται σε σχέση με το 2013, άρα SITHIA2014 h = SITHIA2013 h Συνολικά οι τρεις αυτές ΑΠΕ παρήγαγαν 1.078GWh για το έτος βάσης (2014), ενώ το 2013 η καταγεγραμμένη παραγωγή ήταν 987GWh Παροχή Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Το ζήτημα της παροχής Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής είναι αποτέλεσμα της επίλυσης του ΗΕΠ, δηλαδή τεχνοοικονομικής βελτιστοποίησης. Λόγω, όμως, αφενός της μεγάλης μεταβλητότητας των τιμών προσφοράς σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία από ημέρα σε ημέρα και αφετέρου λόγω της μελέτης της συμπεριφοράς, κυρίως των θερμικών Μονάδων Παραγωγής, θεωρήθηκε καλύτερο οι ποσότητες αυτές να δοθούν στο μοντέλο UC ως δεδομένα εισόδου. Αρχικά ελέγχθηκε η εξάρτηση της συνεισφοράς σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία, ανάλογα με την συνολική Σελίδα 75 από 181

76 παραγωγή των Υ/Η και όπως ήταν αναμενόμενο παρατηρήθηκε πως είναι ναι μεν αντιστρόφως ανάλογα με την Άνω Εφεδρεία (όσο μεγαλύτερη ετήσια παραγωγή Υ/Η συναντάται, τόσο μικρότερη παροχή Δευτερεύουσας Άνω Εφεδρείας παρέχουν) και ανάλογα με την Κάτω Εφεδρεία (όσο μεγαλύτερη ετήσια παραγωγή Υ/Η συναντάται, τόσο μεγαλύτερη παροχή Δευτερεύουσας Άνω Εφεδρείας παρέχουν), αλλά σε απόλυτα μεγέθη δεν υπάρχει πολύ μεγάλη διαφορά (οι διαφορές που παρατηρούνται από έτος σε έτος δεν είναι μεγαλύτερες των 0.15GWh). Για τους λόγους αυτούς η συνεισφορά των Υ/Η Μονάδων σε Δευτερεύουσα Άνω και Κάτω Εφεδρεία θεωρήθηκε ίση με την πραγματική που παρείχαν το 2014 με προβολή ώρας-ώρας, μέχρι τον Απρίλιο του 2014 για τον οποίον έχουμε στοιχεία και τους υπόλοιπους μήνες ίση με τα μεγέθη του Σε κάθε ώρα έγινε ο έλεγχος για τα εξής: - εάν η Υποχρεωτική Υ/Η την ώρα εκείνη είναι μηδενική, τότε και η αντίστοιχη συνεισφορά σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία να είναι μηδενική για κάθε ώρα Κατανομής του έτους βάσης - το άθροισμα της Υποχρεωτικής Υ/Η συν την συνεισφορά σε Δευτερεύουσα Άνω Εφεδρεία να είναι μικρότερη ή ίση της εγκατεστημένης ισχύς των Υ/Η Μονάδων για κάθε ώρα Κατανομής του έτους βάσης - η συνεισφορά σε Δευτερεύουσα Κάτω Εφεδρεία να είναι μικρότερη ή ίση της Υποχρεωτικής Υ/Η Παραγωγής για κάθε ώρα Κατανομής του έτους βάσης Μονάδες Παραγωγής Οι μονάδες Παραγωγής, οι οποίες είναι χρησιμοποιήθηκαν στο έτος βάσης (2014) και αντιστοιχούν στις πραγματικές Μονάδες που συμμετέχουν στον ΗΕΠ χωρίζονται σε τρεις κατηγορίες ανάλογα με την πρώτη ύλη, την οποία χρησιμοποιούν για την παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας: - Λιγνιτικές Μονάδες - Μονάδες Φυσικού Αερίου (αυτές χωρίζονται σε μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου και Αεριοστροβιλικές) - Υδροηλεκτρικές Μονάδες Πίνακας 2: Λιγνιτικές Μονάδες 2014 Mοντέλο UC A/A Λιγνιτικές Μονάδες Ονομασία Ιδιοκτήτης στο μοντέλο 1 ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ Ι AGDIM_I ΔΕΗ 2 ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙΙ AGDIM_II ΔΕΗ 3 ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙΙΙ AGDIM_III ΔΕΗ 4 ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙV AGDIM_IV ΔΕΗ 5 ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ V AGDIM_V ΔΕΗ 6 ΑΜΥΝΤΑΙΟ I AM_I ΔΕΗ 7 ΑΜΥΝΤΑΙΟ II AM_II ΔΕΗ 8 ΜΕΛΙΤΗ MELITI ΔΕΗ 9 ΚΑΡΔΙΑ I KARDIA_I ΔΕΗ 10 ΚΑΡΔΙΑ II KARDIA_II ΔΕΗ 11 ΚΑΡΔΙΑ III KARDIA_III ΔΕΗ Σελίδα 76 από 181

77 12 ΚΑΡΔΙΑ IV KARDIA_IV ΔΕΗ 13 ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ III PTOLEM_III ΔΕΗ 14 ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ IV PTOL_IV ΔΕΗ 15 ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ III MEGAL_III ΔΕΗ 16 ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ IV MEGAL_IV ΔΕΗ Πίνακας 3: Μονάδες Φυσικού Αερίου 2014 Μοντέλο UC A/A Μονάδες Φυσικού Αερίου Ονομασία Ιδιοκτήτης στο μοντέλο 1 ΘΗΣ Κομοτηνής PPC KOMOTINI ΔΕΗ 2 ΑΗΣ Λαυρίου 4 PPC LAVR_4 ΔΕΗ 3 ΑΗΣ Λαυρίου 5 PPC LAVR_5 ΔΕΗ 4 ΑΛΙΒΕΡΙ V* PPC ALIV_V ΔΕΗ 5 ΘΗΣ ΕΝΘΕΣ ELPEDISON_ENERGY ENTHES ELPEDISON 6 ELPEDISON ΘΙΣΒΗ ELPEDISON_ENERGY THISVI ELPEDISON 7 ΗΡΩΝ CC HERON_II_VIOTIAS IRON_II TERNA 8 PROTERGIA CC PROTERGIA PROTERGIA MYTILINAIOS 9 ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER KORINTHOS POWER KORINTHOS MYTILINAIOS 10 ΣΗΘ Αλουμινίου ALUMINIUM S.A. ATE_CHP MYTILINAIOS 11 ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 1 HERON IRON_1 TERNA 12 ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 2 HERON IRON_2 TERNA 13 ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 3 HERON IRON_3 TERNA Για τις Υδροηλεκτρικές Μονάδες χρησιμοποιήθηκε μια αντιπροσωπευτική Μονάδα, με την ονομασία Hydro Bid, με εγκατεστημένη ισχύ, ίση με την συνολική εγκατεστημένη ισχύ από Υ/Η, δηλαδή 3107MW Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Παραγωγής Πίνακας 4: Τεχνικά Χαρακτηριστικά Λιγνιτικών Μονάδων Μοντέλο UC Τεχνικό Μέγιστο (MW) Τεχνικό Ελάχιστο (MW) Ramp Up/Down ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ Ι ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙΙ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙΙΙ ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ ΙV ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ V ΑΜΥΝΤΑΙΟ I ΑΜΥΝΤΑΙΟ II ΜΕΛΙΤΗ ΚΑΡΔΙΑ I ΚΑΡΔΙΑ II ΚΑΡΔΙΑ III ΚΑΡΔΙΑ IV ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ III Σελίδα 77 από 181

78 ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ IV ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ III ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ IV Πίνακας 5: Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Φυσικού Αερίου Μοντέλο UC Μονάδες Φυσικού Αερίου Τεχνικό Μέγιστο (MW) Τεχνικό Ελάχιστο (MW) Ramp Up/Down ΘΗΣ Κομοτηνής PPC ΑΗΣ Λαυρίου 4 PPC ΑΗΣ Λαυρίου 5 PPC ΑΛΙΒΕΡΙ V* PPC ΘΗΣ ΕΝΘΕΣ ELPEDISON_ENERGY ELPEDISON ΘΙΣΒΗ ELPEDISON_ENERGY ΗΡΩΝ CC HERON_II_VIOTIAS PROTERGIA CC PROTERGIA ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER KORINTHOS POWER ΣΗΘ Αλουμινίου ALUMINIUM S.A ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 1 HERON ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 2 HERON ΘΗΣ ΗΡΩΝ - 3 HERON Οι ελάχιστοι χρόνοι ένταξης, λειτουργία άνω του τεχνικού ελαχίστου, θεωρήθηκαν 12 ώρες για τις Λιγνιτικές Μονάδες και 7-8 ώρες για τις Μονάδες Φυσικού Αερίου, εκτός από τους Ήρων 1, 2, 3 που θεωρήθηκαν ίση με μία (1) ώρα. Οι ελάχιστοι χρόνοι συγχρονισμού, κάνοντας την παραδοχή πως όλες οι μονάδες προέρχονται από την ενδιάμεση κατάσταση θεωρήθηκαν 11 ώρες για τις Λιγνιτικές Μονάδες και 7 ώρες για τις Μονάδες Φυσικού Αερίου, εκτός από τους Ήρων 1, 2, 3 που θεωρήθηκαν ίση με μία (1) ώρα. Ως ενδιάμεση κατάσταση θεωρείται μια μονάδα, της οποίας ο αριθμός των ωρών μεταξύ του τελευταίου σβησίματος και της αμέσως επόμενης εκκίνησης ανήκει στο σύνολο [24,96]. Ο ελάχιστος χρόνος αποσυγχρονισμού θεωρήθηκε ίσος με μία (1) ώρα για όλες τις Μονάδες. Τέλος τα κόστη εκκίνησης θεωρήθηκαν για τις Λιγνιτικές Μονάδες /εκκίνηση, για τις Μονάδες Φ.Α /εκκίνηση για τις Μονάδες της ΔΕΗ, /εκκίνηση για τις υπόλοιπες με εξαίρεση τους Ήρων 1,2,3, όπου θεωρήθηκαν ίσα με /εκκίνηση. Η Υδροηλεκτρική Μονάδα υποτέθηκε πως έχει μηδενικούς χρόνους συγχρονισμού, αποσυγχρονισμού και ένταξης, μέγιστη ισχύ ίση με την συνολική εγκατεστημένη 3107MW μηδενικό τεχνικό ελάχιστο, μηδενικό κόστος εκκίνησης και δυνατότητες αύξησης ή μείωσης φορτίου ανά ώρα (ramp-up/down) 100MW/min Μη διαθεσιμότητα Μονάδων Παραγωγής Οι μονάδες Παραγωγής ενδέχεται να είναι ολικά μη διαθέσιμες, λόγω ολικής βλάβης ή συντήρησης, ή μερικά μη διαθέσιμες, δηλαδή να έχουν υποστεί μερική απώλεια ισχύς, γεγονός που καθιστά αδύνατο τη λειτουργία τους στο τεχνικό ελάχιστο και άρα αυτό μειώνεται για τις ώρες που διαρκεί η βλάβη. Προκειμένου να καθοριστεί η μη διαθεσιμότητά τους για το έτος βάσης έγινε ακολουθήθηκε ο εξής συλλογισμός: οι Λιγνιτικές μονάδες, λόγω του χαμηλού οριακού κόστους τους, όταν λειτουργούν σε Σελίδα 78 από 181

79 ώρες αυξημένες ζήτησης είναι αναμενόμενο να δουλεύουν στην πλήρη ισχύ τους, άρα εξετάζοντας τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ για το 2013, σε ώρες που εμφανίζονται να λειτουργούν σε ισχύ λίγο μικρότερη από τη μέγιστη ονομαστική θεωρήθηκε πως παρουσιάζουν μερική απώλεια ισχύος. Για τις Λιγνιτικές μονάδες, λοιπόν, κρατήθηκε το προφίλ μη διαθεσιμότητας, όπως αυτό προκύπτει από το 2013, με εξαίρεση τον Αγ. Δημήτριο 5, ο οποίος ήταν κλειστός λόγω συντήρησης από τις 7/09-16/12/2013 και το Μελίτη, ο οποίος λόγω πυρκαγιάς ήταν κλειστός για επισκευή τους μήνες Αύγουστο και Σεπτέμβριο του Για τις δύο αυτές μονάδες αυξήθηκε η ετήσια διαθεσιμότητα τους σε σχέση με το Για τις μονάδες Φυσικού Αερίου δε μπορούμε να χρησιμοποιήσουμε κάποιον αντίστοιχο συλλογισμό, συνεπώς θεωρήθηκε πως είναι διαθέσιμες στην πλήρη ισχύ τους για όλο το χρόνο εκτός από 10 ημέρες, που είναι ολικά μη διαθέσιμες για λόγους συντήρησης. Η μερική ή ολική διαθεσιμότητα των Λιγνιτικών μονάδων κυμάνθηκε μεταξύ 54 96%, ανάλογα με τα χρόνια λειτουργίας τους και των μονάδων Φυσικού Αερίου στο 97%. Η Υδροηλεκτρική Μονάδα θεωρήθηκε πως δεν παρουσιάζει μη διαθεσιμότητα Συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής Οι συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής, οι οποίες αποτελούν δεδομένο εισόδου του παρόντος μοντέλου UC είναι βηματικές συναρτήσεις προσφοράς ποσότητας-τιμής, όπως φαίνεται και στο παρακάτω διάγραμμα. Σχήμα 12: Προσφορά Μονάδας Παραγωγής Μοντέλο UC Τα βήματα των συναρτήσεων προσφοράς είναι δέκα (10), όπου η ποσότητα παραγωγής του πρώτου βήματος θεωρήθηκε ίση με το τεχνικό ελάχιστο και τα υπόλοιπα εννέα (9) βήματα θεωρήθηκαν ισόποσα. Οι τιμές των συναρτήσεων προσφοράς για το έτος βάσης κυμάνθηκαν για τις Λιγνιτικές μονάδες μεταξύ των 42,21-52,453 (ελάχιστη προσφορά πρώτου βήματος, μέγιστη προσφορά τελευταίου βήματος), των Μονάδων Φυσικού Αερίου μεταξύ των 61, και της Υδροηλεκτρικής Μονάδας 89-89,9. Οι ποσότητες προσφοράς έχουν ακρίβεια της 1MWh, ενώ οι προσφορές τιμές έχουν ακρίβεια τριών δεκαδικών ψηφίων. 6.2 Σενάριο Ζήτησης Έτη 2018, 2020 Ο υπολογισμός των μεγεθών για τα Σενάριο Ζήτησης 2018, 2020 έγινε σύμφωνα με τη μεθοδολογία, που αναλύθηκε στο κεφάλαιο 6.1. Σελίδα 79 από 181

80 MW MW Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας από Εκπροσώπους Φορτίου Η ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για τα επόμενα έτη υπολογίστηκε σύμφωνα με τη μεθοδολογία, που περιγράφηκε στο κεφάλαιο για το έτος βάσης. Το ετήσιο ποσοστό μεταβολής της ζήτησης θεωρήθηκε 1% σε σχέση με το έτος βάσης (2014). Για το 2018 έγινε κύλιση της καμπύλης 6 ημέρες πίσω, ενώ για το 2020 μία ημέρα πίσω. Παρατίθενται ενδεικτικά οι ετήσιες καμπύλες ζήτησης φορτίου, οι καμπύλες διάρκειας φορτίου καθώς και η συνολικές ποσότητες ζήτησης για τα έτη αυτά Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Hours Διάγραμμα 24: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Σενάριο Ζήτησης Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Hours Διάγραμμα 25: Καμπύλη Ζήτησης Φορτίου Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 80 από 181

81 MW Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Hours Διάγραμμα 26: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου Όπως παρατηρείται η καμπύλη διάρκειας φορτίου, παρέμεινε η ίδια μετατοπισμένη προς τα πάνω για τα έτη 2018 και 2020 λόγω της αύξησης της ζήτησης. Πίνακας 6: Συνολική Ζήτηση Έτος Συνολική Ποσότητα Ζήτησης(MWh) ,799, ,385, ,538, ,617, Αύξηση 1% Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης (Pumping) Η ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για λόγους Άντλησης υπολογίσθηκε με τη μεθοδολογία που περιγράφεται στο κεφάλαιο και τα ποσοστά, που χρησιμοποιήθηκαν είναι 11% για το 2018 και 9% για το 2020, χωρίς να θεωρείται κάποια μεταβολή στην υπάρχουσα εγκατεστημένη δυναμικότητα των Μονάδων Άντλησης. Για το έτος 2020 το ποσοστό είναι μικρότερο καθώς θεωρήθηκε μεγαλύτερη διαθεσιμότητα νερών σε σχέση με το Πίνακας 7: Ζήτηση για λόγους Άντλησης Σενάριο Ζήτησης Έτος Pumping (MWh) , , Σελίδα 81 από 181

82 Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Υποχρεωτική Υδροηλεκτρική Παραγωγή Σύμφωνα με τη μεθοδολογία, που ακολουθήθηκε η συνολική υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή (Mandatory) για το έτος 2018 θεωρήθηκε ελάχιστα μεγαλύτερη από το έτος βάσης και για το έτος 2020 ίση με το άνω όριο του μέσου υδρολογικού έτους. Η παραγωγή και των δύο ετών βρίσκεται στα όρια του μέσου υδρολογικού έτους, ωστόσο επιλέχθηκαν διαφορετικές ποσότητες για τη μελέτη διαφορετικών περιπτώσεων. Η συνολική υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή συνεπώς είναι: Πίνακας 8: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή Σενάριο Ζήτησης Έτος Mandatory(MWh) ,351, ,547, Μοντέλο UC - Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/2018 Load2018 B + x Διάγραμμα 27: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Μοντέλο UC - Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/ Load2020 B + x Διάγραμμα 28: Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή 02-09/01/2020 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 82 από 181

83 Όρια bidding Υδροηλεκτρικής Παραγωγής Τα όρια bidding καθορίστηκαν σύμφωνα με την συνολική Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή για το κάθε έτος, ούτως ώστε το σύνολο τους να ανήκει στα όρια του μέσου υδρολογικού έτους, αλλά και σύμφωνα με τον επιμερισμό της συνολικής ποσότητας Υ/Η παραγωγής σε Υποχρεωτική και bidding. Πίνακας 9: Όρια Παραγωγής Bidding Υ/Η Σενάριο Ζήτησης Έτος Όρια Bidding(MWh) Εγκατεστημένη Δυναμικότητα(ΜW) Εξαγωγές-Εισαγωγές Οι Εξαγωγές-Εισαγωγές για τα έτη 2018, 2020 καθορίστηκαν σε επίπεδο συνολικής ποσότητας με βάση τα αποτελέσματα του μοντέλου PRIMES, του εργαστηρίου e3mlab και υπολογίστηκαν σε επίπεδο ωριαίας βάσης με την μεθοδολογία, που αναπτύχθηκε στο κεφάλαιο Πίνακας 10: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές Σενάριο Ζήτησης Έτος Εξαγωγές-Εισαγωγές(MWh) 2018 (4,477,654.00) 2020 (4,207,476.00) Το αρνητικό πρόσημο δηλώνει πως πρόκειται για εισαγωγές Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Διάγραμμα 29: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 83 από 181

84 Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Διάγραμμα 30: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης Οι Εξαγωγές-Εισαγωγές έχουν την συμπεριφορά βασικού φορτίου σε επίπεδο ημέρας. Οι απότομες διακυμάνσεις που εμφανίζονται στα παραπάνω διαγράμματα αφορούν ημέρες με διαφορετικό επίπεδο εισαγωγών-εξαγωγών. Σε ημερήσιο επίπεδο οι καμπύλες Εισαγωγών-Εξαγωγών είναι ως εξής: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/ Διάγραμμα 31: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2018 Σενάριο Ζήτησης Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/ Διάγραμμα 32: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Η συνολική παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από ΑΠΕ για τα εξεταζόμενη έτη είναι: Πίνακας 11: Παραγωγή από ΑΠΕ Σενάριο Ζήτησης Έτος ΑΠΕ(MWh) Σελίδα 84 από 181

85 MW ,332, ,179, Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Η προβολή της παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας για το έτος βάσης έγινε σύμφωνα με την μεθοδολογία υπολογισμού του έτους βάσης 2014, και κάνοντας την υπόθεση για αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 150MW/έτος σε σχέση με το έτος βάσης, δηλαδή αύξηση 600MW για το 2018 και 900MW για το Παραγωγή από Φ/Β 1η Ιανουαρίου Hours Διάγραμμα 33: Παραγωγή από Φ/Β 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 12: Ετήσια Παραγωγή & Εγκατεστημένη Ισχύς από Φ/Β Σενάριο Ζήτησης Έτος Παραγωγή από Φ/Β(MWh) Εγκατεστημένη Ισχύς(MW) ,731, ,179, Παραγωγή από Αιολικά Στα αιολικά έγινε η υπόθεση για αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 180MW/έτος σε σχέση με το έτος βάσης, δηλαδή αύξηση 720MW για το 2018 και 1080MW για το Σελίδα 85 από 181

86 MW Παραγωγή από Αιολικά 1η Ιανουαρίου Hours Διάγραμμα 34: Παραγωγή από Αιολικά 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 13: Ετήσια Παραγωγή & Εγκατεστημένη Ισχύς από Αιολικά Σενάριο Ζήτησης Έτος Παραγωγή από Αιολικά(MWh) Εγκατεστημένη Ισχύς(MW) ,562, ,389, Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Σύμφωνα με το μοντέλο PRIMES και τα αποτελέσματα του σεναρίου 2012 reference scenario χρησιμοποιηθήκαν οι παρακάτω συντελεστές ετήσιας μεταβολής για τον καθορισμό της παραγωγής Ηλεκτρικής ενέργειας από Βιομάζα και Μικρά Υ/Η. Η παραγωγή από Βιομάζα θεωρήθηκε πως μεταβάλλεται κατά 0,051% σε σχέση με το 2014, άρα Biomass2018 h = Biomass2014 h Biomass2020 h = Biomass2014 h Η παραγωγή από Μικρά Υ/Η θεωρήθηκε πως μεταβάλλεται κατά 0,122% σε σχέση με το 2014, άρα MYH2018 h = MYH2014 h MYH2020 h = MYH2014 h Η παραγωγή από ΣΗΘΥΑ θεωρήθηκε πως δε μεταβάλλεται σε σχέση με το Σελίδα 86 από 181

87 6.2.5 Παροχή Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υδροηλεκτρικές Μονάδες Παραγωγής Η παροχή Δευτερεύουσας Εφεδρείας από Υ/Η Μονάδες Παραγωγής υπολογίστηκε σύμφωνα με τη μεθοδολογία του κεφαλαίου για τα έτη 2018, 2020, σύμφωνα με την εγκατεστημένη δυναμικότητα του κάθε έτους Μονάδες Παραγωγής Μονάδες προς Απόσυρση Σύμφωνα με το Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκπομπών (ΜΕΣΜΕ), το οποίο συντάχθηκε με βάση το άρθρο 33 της Οδηγίας 2010/75/ΕΕ οι προτεινόμενες ενέργειες, όσον αφορά τις Λιγνιτικές Μονάδες, είναι οι εξής τρεις: - Άμεση (από το 2016) και πλήρης περιβαλλοντική προσαρμογή - Σταδιακή περιβαλλοντική προσαρμογή - Ένταξη σε καθεστώς περιορισμένης διάρκειας λειτουργίας και απένταξη στη συνέχεια Το καθεστώς παρέκκλισης περιορισμένης διάρκειας λειτουργίας ισχύει για το χρονικό διάστημα 01/01/ /12/2023 και επιτρέπει στις Μονάδες, που εντάσσονται σε αυτό, ώρες λειτουργίας/καπνοδόχο, το οποίο αντιστοιχεί σε ώρες λειτουργίας/έτος για τις μονάδες που θα αποσυρθούν στα τέλη 2023 και σε ώρες λειτουργίας/έτος για αυτές που θα αποσυρθούν στις αρχές Σύμφωνα και με το ΔΣ 28: 23/10/2013 της ΔΕΗ Α.Ε. οι ενέργειες που προβλέπονται για τις Λιγνιτικές Μονάδες είναι οι εξής: Πίνακας 14: Ενέργειες σύμφωνα με το Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκπομπών Λιγνιτικές Μονάδες ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ Ι-IV ΑΓ.ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ V ΑΜΥΝΤΑΙΟ I-ΙΙ ΜΕΛΙΤΗ ΚΑΡΔΙΑ I-ΙV Σταδιακή περιβαλλοντική προσαρμογή Πλήρης περιβαλλοντική προσαρμογή Καθεστώς παρέκκλισης περιορισμένης διάρκειας έως το 2023 με δυνατότητα περιβαλλοντικής αναβάθμισης και λειτουργίας ως νέα εγκατάσταση (2.187 ώρες λειτουργίας/έτος) Πλήρης περιβαλλοντική προσαρμογή Καθεστώς παρέκκλισης περιορισμένης διάρκειας και απένταξη το 2020 (4.274 ώρες λειτουργίας/έτος) ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ III-IV Απένταξη πριν το 2018 ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ III-IV Πλήρης περιβαλλοντική προσαρμογή Συνεπώς οι Μονάδες που δεν περιλαμβάνονται στην επίλυση του Μοντέλου UC είναι: Πίνακας 15: Μονάδες προς απόσυρση στο Μοντέλο UC Απόσυρση Μονάδων στο Μοντέλο UC 2018 ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ III-IV 2020 ΚΑΡΔΙΑ I-ΙV Για τις Μονάδες Φ.Α. και τις Υδροηλεκτρικές δεν προβλέπεται κάποια απόσυρση. Σελίδα 87 από 181

88 Μονάδες προς Ένταξη Σύμφωνα με στοιχεία της ΔΕΗ Α.Ε. οι προγραμματισμένες μονάδες προς ένταξη είναι οι εξής: Πίνακας 16: Μονάδες προς Ένταξη σύμφωνα με τον προγραμματισμό της ΔΕΗ Α.Ε. Μονάδες Έτος Περιγραφή ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ V Τέλη 2014 Μονάδα Φ.Α., 811MW, βαθμού απόδοσης 56.9% ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ V 2019 Λιγνιτική Μονάδα, 660MW(615,7ΜW elec net) + 140MW thermal (τηλεθέρμανση) Υ/ΗΕ ΜΕΣΟΧΩΡΑΣ MW Υ/ΗΕ ΜΕΤΣΟΒΙΤΙΚΟΥ MW Κατά την έναρξη λειτουργίας μιας Μονάδας υπάρχει μια περίοδος δοκιμαστικής λειτουργίας, στην οποία λειτουργεί συγκεκριμένα χρονικά διαστήματα με συγκεκριμένο φορτίο. Ωστόσο λόγω μη επαρκών πληροφοριών για το συγκεκριμένο προφίλ λειτουργίας της κάθε Μονάδας που εντάσσεται έγινε η παραδοχή πως η Μεγαλόπολη V, δε θα ληφθεί υπ όψιν κατά της εξέταση του έτους 2014 και άρα εντάχθηκε στο μοντέλο το αμέσως επόμενο εξεταζόμενο έτος, δηλαδή το Για την ένταξη των Υ/Η Μονάδων δεν προστέθηκε άλλη μονάδα, αφού υπάρχει μια αντιπροσωπευτική μονάδα (Hydro Bid), αντ αυτού αυξήθηκε η εγκατεστημένη ισχύς της. Πίνακας 17: Μονάδες προς Ένταξη στο Μοντέλο UC Ένταξη Μονάδων στο Μοντέλο UC 2018 ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ V MEGAL_V 2020 ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ V PTOL_V Τεχνικά Χαρακτηριστικά Μονάδων Παραγωγής Τα τεχνικά χαρακτηριστικά των Μονάδων Παραγωγής παρέμειναν ίδια με αυτά του έτους βάσης 2014 και των Μονάδων προς ένταξη βρίσκονται στον παρακάτω πίνακα. Πίνακας 18: Τεχνικά Χαρακτηριστικά των Μονάδων προς ένταξη στο Μοντέλο UC Τεχνικό Μέγιστο (MW) Τεχνικό Ελάχιστο (MW) Ramp Up/Down ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ V ΠΤΟΛΕΜΑΙΔΑ V Μη διαθεσιμότητα Μονάδων Παραγωγής Οι διαθεσιμότητες των Μονάδων Παραγωγής καθορίστηκαν από την ένταξή τους στο Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκπομπών. Όσες μονάδες ακολουθούν την πλήρη ή σταδιακή περιβαλλοντική προσαρμογή η μη διαθεσιμότητα τους παρέμεινε ίδια με αυτήν του έτους βάσης (2014). Για τις μονάδες με ένταξη στο καθεστώς περιορισμένης διάρκειας λειτουργίας, η μη διαθεσιμότητα τους καθορίστηκε από αυτό, δηλαδή οι Καρδιές I-IV έχουν ώρες μη διαθεσιμότητας για το έτος Για το Αμύνταιο I-II έγινε η παραδοχή πως θα γίνει περιβαλλοντική αναβάθμιση των εγκαταστάσεων και άρα η διαθεσιμότητα των Μονάδων αυτών δε θα καθοριστεί από το καθεστώς περιορισμένης διάρκειας λειτουργίας. Συνεπώς θεωρήθηκε μη διαθεσιμότητα ίση με ώρες (28%), για τα έτη Σελίδα 88 από 181

89 2018 και Η μη διαθεσιμότητα των Μονάδων Φ.Α. και της Υ/Η Μονάδα έμεινε η ίδια με το έτος βάσης (2014) Συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής Οι συναρτήσεις Προσφοράς των Μονάδων Παραγωγής παρέμειναν ίδιες, όσον αφορά τα βηματικά επίπεδα παραγωγής, ενώ στις προσφορές τιμών των θερμικών μονάδων προστέθηκε σε κάθε βήμα ένας σταθερός όρος. Ο σταθερός όρος αυτός αντικατοπτρίζει το κόστος από τις εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα, σύμφωνα με τον μηχανισμό ETS (Emission Trading System), που έχει θεσπιστεί από την Ευρωπαϊκή Ένωση. Ο σταθερός όρος x υπολογίζεται ως εξής: x g,year = ETS CarbonPriceReference year ( tn CO ) EmissionFactor g( tn CO 2 MWh Fuel ) 2 όπου: n ο εσωτερικός βαθμός απόδοσης της θερμικής μονάδας ETS CarbonPriceReference 2018 = 7,6 tn CO 2 n g ETS CarbonPriceReference 2020 = 10 tn CO 2 ETS CarbonPriceReference 2024 = 15 tn CO 2 EmissionFactor lign = 0,3612 tn CO 2 MWh Fuel EmissionFactor gas = 0,1978 tn CO 2 MWh Fuel 6.3 Σενάριο ΑΠΕ Έτος 2020 Αναφορικά με το έτος 2020 δημιουργήθηκε ένα σενάριο μεγάλης ανάπτυξης Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, στο οποίο η παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από αυτές αποτελεί το 40% της ζήτησης φορτίου. Εκτός από την παραγωγή των ΑΠΕ, τα υπόλοιπα στοιχεία παρέμειναν ίδια με το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης, γι αυτό και δεν επαναλαμβάνονται στο παρόν κεφάλαιο. Στα διαγράμματα αυτού του κεφαλαίου το Σενάριο Ζήτησης συμβολίζεται με την ονομασία 2020_base, ενώ το Σενάριο ΑΠΕ 2020_RES Παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας Η συνολική παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από ΑΠΕ για τα εξεταζόμενη έτη είναι: Πίνακας 19: Παραγωγή από ΑΠΕ 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Έτος Σενάριο ΑΠΕ(MWh) 2020 Ζήτησης 14,179, ΑΠΕ 16,430, Σελίδα 89 από 181

90 MW MW Παραγωγή από ΑΠΕ 1η Ιανουαρίου Hours _base 2020_RES Διάγραμμα 35: Παραγωγή από ΑΠΕ 1 η Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Παραγωγή από ΑΠΕ Ιανουαρίου Hours _base 2020_RES Διάγραμμα 36: Παραγωγή από ΑΠΕ 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Παραγωγή από Φωτοβολταϊκά Η προβολή της παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας για το έτος βάσης έγινε σύμφωνα με την μεθοδολογία υπολογισμού του έτους βάσης 2014, και κάνοντας την υπόθεση για αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 1250MW σε σχέση με το έτος βάσης, δηλαδή 315MW παραπάνω από το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Σελίδα 90 από 181

91 MW Παραγωγή από Φ/Β 1η Ιανουαρίου Hours _base 2020_RES Διάγραμμα 37: Παραγωγή από Φ/Β 01/01/ Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Παραγωγή από Φ/Β Ιανουαρίου _RES Διάγραμμα 38: Παραγωγή από Φ/Β 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 20: Παραγωγή από Φ/Β 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Έτος Παραγωγή από Φ/Β(MWh) Εγκατεστημένη Ισχύς(MW) 2020_base 5,179, _RES 5,649, Παραγωγή από Αιολικά Στα αιολικά έγινε η υπόθεση για αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος κατά 1855MW σε σχέση με το έτος βάσης, δηλαδή αύξηση 775MW παραπάνω από το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Σελίδα 91 από 181

92 MW Παραγωγή από Αιολικά 1η Ιανουαρίου Hours _base 2020_RES Διάγραμμα 39: Παραγωγή από Αιολικά 01/01/ Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Παραγωγή από Αιολικά Ιανουαρίου _base 2020_RES Διάγραμμα 40: Παραγωγή από Αιολικά 1 ης εβδομάδας Ιανουαρίου Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 21: Παραγωγή από Αιολικά 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο ΑΠΕ Έτος Παραγωγή από Αιολικά(MWh) Εγκατεστημένη Ισχύς(MW) 2020_base 6,389, _RES 8,171, Παραγωγή από Βιομάζα- Μικρά Υδροηλεκτρικά- ΣΗΘΥΑ Η παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από αυτές τις μορφές ΑΠΕ θεωρήθηκε πως δε μεταβάλλεται καθόλου, καθώς πρόκειται για μορφές ΑΠΕ, οι οποίες δεν είναι πιθανόν να γίνει μεγάλη αύξηση επενδύσεων σε αυτές, σχετικά με τις ήδη προβλεπόμενες. Άρα η παραγωγή τους θεωρήθηκε ίδια με αυτή του έτους 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Σελίδα 92 από 181

93 6.4 Σενάριο Εισαγωγών Έτος 2014, 2018, 2020 Όπως αναλύεται και στο 2 ο κεφάλαιο, οι μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου καλούνται να καλύψουν τις απότομες διακυμάνσεις της ζήτησης, οι οποίες οφείλονται στην υποχρεωτική έγχυση της παραγωγής από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και συνήθως παρουσιάζονται τις πρωινές ώρες (9-10 π.μ.) και ειδικά τις απογευματινές (7-9 μμ.). Η διακύμανση αυτή οφείλεται κυρίως στην παραγωγή λόγω Φ/Β, αλλά σε μέρες όπου συμπίπτουν μεγάλη ηλιοφάνεια και αέρας τις ίδιες ώρες, οι αυξομειώσεις στη καθαρή ζήτηση φορτίου εντείνονται. Οι μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, λόγω καλύτερων τεχνικών χαρακτηριστικών (ρυθμοί αύξησης/μείωσης φορτίου ramp up/down) σε σχέση με τις Λιγνιτικές Μονάδες, καλούνται να καλύψουν τις διακυμάνσεις αυτές. Λόγω, όμως, ενός αναγκαίου χρονικού διαστήματος κατά το οποίο αυτές πρέπει αφενός να συγχρονιστούν με το σύστημα και αφετέρου να λειτουργήσουν στο ενδιάμεσο φορτίο, καταλήγουν να λειτουργούν σε φορτίο μικρότερο ή ίσο του τεχνικού ελαχίστου για τις περισσότερες ώρες λειτουργίας τους. Κατά τη διάρκεια αυτών των ωρών λειτουργίας καθορίζουν Οριακή Τιμή Συστήματος οι Λιγνιτικές Μονάδες, με τιμές πολύ χαμηλότερες του οριακού κόστους των μονάδων Φυσικού Αερίου, γεγονός που δυσχεραίνει την οικονομική επιβίωση των τελευταίων. Προκύπτει, λοιπόν, ένα ερώτημα για το κατά πόσον το σύστημα μπορεί να αντιμετωπίσει τις διακυμάνσεις αυτές, εάν οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου των ανεξάρτητων Παραγωγών αυξήσουν τις συναρτήσεις προσφορών τους κατά ένα ποσό, ούτως ώστε να αντισταθμίζουν την χαμηλή αποζημίωση, που λαμβάνουν τις ώρες που η ΟΤΣ καθορίζεται από Λιγνιτικές Μονάδες. Η πρώτη διαισθητική απάντηση, για τα μελλοντικά έτη περισσότερο, θα ήταν πως το σύστημα χρειάζεται τις μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, όχι μόνο για την ευελιξία που παρέχουν, αλλά και λόγω της αύξησης της ζήτησης παράλληλα με την απένταξη Λιγνιτικών Μονάδων. Θα ήταν όμως απαραίτητες τελικά για το σύστημα, εάν ένα κομμάτι του βασικού φορτίου καλυπτόταν από Εισαγωγές; Στο πλαίσιο αυτό «στήθηκε» το σενάριο των Εισαγωγών, τροποποιώντας, δηλαδή, το Σενάριο Ζήτησης αναφορικά με δύο μεγέθη. Πρώτον αυξάνοντας το μέγεθος των Εισαγωγών και δεύτερον αυξάνονται τις τιμές προσφοράς των Μονάδων Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών Εξαγωγές-Εισαγωγές Έτος 2014 Στις αρχές Ιουλίου του 2014 η λειτουργία του DC καλωδίου σύνδεσης με την Ιταλία αποκαταστάθηκε. Η αλλαγή που έγινε σε σχέση με το έτος βάσης είναι η αύξηση των Εισαγωγών το χρονικό διάστημα 1 η Ιουλίου 31 η Δεκεμβρίου κατά 1.500GWh. Λόγω του ότι οι Εισαγωγές έχουν τη συμπεριφορά βασικού φορτίου, ο επιμερισμός της ποσότητας αυτής σε ωριαία βάση έγινε προσθέτοντας έναν σταθερό όρο x και επιλύοντας το εξής μαθηματικό πρόβλημα: Μεταβλητές Απόφασης: Schedules2014 h : η ωριαία συνολική ποσότητα Εισαγωγών Εξαγωγών(MW)για το έτος βάσης του Σεναρίου Ζήτησης Schedules2014 h : η ωριαία συνολική ποσότητα Εισαγωγών Εξαγωγών(MW)για το έτος 2014 του Σεναρίου Εισαγωγών Σελίδα 93 από 181

94 Min x, Schedules2014 h Schedules2014 h h= s. t Schedules2014 h h= Schedules2014 h = { Schedules2014 h + x, h [4346,8761] Schedules2014 h Το πρόβλημα αυτό επιλύθηκε με το Goal Seek του MS Excel 2013 και ο σταθερός όρος x έλαβε την τιμή -339,091, το οποίο αντιστοιχεί στην ωριαία αύξηση των Εισαγωγών. Το αρνητικό πρόσημο συμβολίζει τις εισαγωγές, ή την αύξηση αυτών στην περίπτωση του σταθερού όρου x. Παρατίθενται η συνολική ποσότητα Εισαγωγών, καθώς και η καμπύλη Εισαγωγών μιας ημέρας σε σχέση με το έτος βάσης Πίνακας 22: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Έτος Σενάριο Εξαγωγές-Εισαγωγές(MWh) 2014 Ζήτησης (6,166,264.00) 2014 Εισαγωγών (7,663,363.00) Εξαγωγές-Εισαγωγές 15/12/ _base 2014_highImports Διάγραμμα 41: Εξαγωγές-Εισαγωγές 15/12/2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Σελίδα 94 από 181

95 MW MW Εξαγωγές-Εισαγωγές Hours 2014_base 2014_highImports Διάγραμμα 42: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2014 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Έτος 2018 Το 2018 του Σεναρίου Εισαγωγών υπολογίσθηκε με την μεθοδολογία του 2018 του Σεναρίου Ζήτησης 2018, έχοντας ως σκοπό η συνολική ποσότητα Εξαγωγών-Εισαγωγών να είναι 9.300GWh. Πίνακας 23: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Έτος Σενάριο Εξαγωγές-Εισαγωγές(MWh) 2018 Ζήτησης (4,477,654.00) 2018 Εισαγωγών (9,299,995.00) Εισαγωγές-Εξαγωγές 29/12/ Hours 2018_base 2018_highImports Διάγραμμα 43: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Σελίδα 95 από 181

96 MW Εξαγωγές-Εισαγωγές Hours 2018_base 2018_highImports Διάγραμμα 44: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2018 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Έτος 2020 Το έτος 2020 του Σεναρίου Εισαγωγών αρχικά δημιουργήθηκε με την ίδια μεθοδολογία, που χρησιμοποιήθηκε για την κατασκευή του 2020 του Σεναρίου Ζήτησης, έχοντας ως σκοπό συνολική ποσότητα Εξαγωγών-Εισαγωγών ίση με GWh. Ωστόσο λόγω του ότι οι ποσότητες Εξαγωγών- Εισαγωγών κυμαίνονται μεταξύ 487 και 1847 MW την ώρα και το 2020 λόγω μεγάλης ανάπτυξης των ΑΠΕ, προέκυψαν ώρες, όπου η καθαρή ζήτηση ήταν πολύ μικρή. Συνεπώς χρειάστηκε να γίνει μια βελτίωση του υπολογισμού των Εισαγωγών, με τον εξής τρόπο: Σετ: Day: τα σύνολα ωρών που αποτελούν τις ημερολογιακές ημέρες π.χ. (1-24, 24-48,, ) Παράμετροι: Schedules2020 h : ποσότητα Εξαγωγών Εισαγωγών από την πρώτη επίλυση του Σεναρίου Ζήτησης NetLoad h : η καθαρή ζήτηση, δηλαδή Μεταβλητές Απόφασης: Load2020 h Mandatory2020 h RES2020 h Schedules2020 h Schedules2020 h : ποσότητα Εξαγωγών Εισαγωγών από την βελτιστοποίηση της επίλυση του Σεναρίου Ζήτησης Min Schedules2020 h Schedules2020 h h=1 Σελίδα 96 από 181

97 s. t 8760 Schedules2020 h h= Schedules2020 h = { Schedules2020 h min NetLoad h, (h day: 500 min NetLoad h > 0) day day Schedules2020 h Θεωρήθηκε ένα ελάχιστο όριο 500MW για την καθαρή ζήτηση (Net Load), με την παραδοχή της αναγκαιότητας του συστήματος να υπάρχουν ενταγμένες τουλάχιστον δύο με τρεις θερμικές μονάδες, προκειμένου να διασφαλίζουν την σταθερότητα του συστήματος και να παρέχουν τις απαιτούμενες εφεδρείες. Στις μέρες, όπου το όριο αυτό παραβιαζόταν, έγινε διόρθωση των Εξαγωγών-Εισαγωγών προσθέτοντας τη διαφορά αυτή (500 min NetLoad h) σε κάθε ώρα εκείνης της ημέρας. day (Υπενθυμίζεται πως οι Εισαγωγές συμβολίζονται με αρνητικό πρόσημο, γι αυτό και η πρόσθεση της διαφοράς ισοδυναμεί με την μείωση της απόλυτης τιμής του μεγέθους των Εισαγωγών). Πίνακας 24: Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Έτος Σενάριο Εξαγωγές-Εισαγωγές(MWh) 2020 Ζήτησης (4,207,476.00) 2020 Εισαγωγών (10,045,306.09) Εισαγωγές-Εξαγωγές 29/12/ _base 2020_highImports 2020_highImports_new Διάγραμμα 45: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Παράδειγμα μη διορθωμένης Ημέρας Εισαγωγών Σελίδα 97 από 181

98 MW MW Εξαγωγές-Εισαγωγές 11 Μαρτίου Hours 2020_base 2020_highImports 2020_highImports_new Διάγραμμα 46: Εξαγωγές-Εισαγωγές 29/12/2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Παράδειγμα διορθωμένης Ημέρας Εισαγωγών Εξαγωγές-Εισαγωγές Hours 2020_base 2020_highImports Διάγραμμα 47: Ετήσιες Εξαγωγές-Εισαγωγές 2020 Σενάριο Ζήτησης & Σενάριο Εισαγωγών Προσφορές των Μονάδων Παραγωγής Σύμφωνα με το σκεπτικό γύρω από το οποίο «στήθηκε» το παρόν σενάριο, οι προσφορές των Μονάδων Φυσικού Αερίου των ανεξάρτητων Παραγωγών αυξήθηκαν κατά ένα σταθερό ποσό ίσο με 30 /MWh για το έτος 2018 και 34 /MWh για το έτος 2020 του Σεναρίου Εισαγωγών, σε σχέση με τις αντίστοιχες προσφορές των ετών αυτών για το Σενάριο Ζήτησης. Με την προσθήκη του σταθερού αυτού όρου το πρώτο βήμα της φθηνότερης Μονάδας Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών έγινε πιο ακριβό από το τελευταίο βήμα της ακριβότερης Μονάδας Φ.Α. της κρατικής εταιρείας Ηλεκτρισμού (ΔΕΗ Α.Ε.). Σελίδα 98 από 181

99 7 Αποτελέσματα Αριθμητικής Εφαρμογής του Μοντέλου UC Στο κεφάλαιο αυτό παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της Εφαρμογής του Μοντέλου UC για κάθε ένα από τα τρία Σενάρια, που εξετάστηκαν, καθώς και για τις χρονιές, που τα απαρτίζουν. Παρακάτω γίνονται οι αναγκαίες επεξηγήσεις, που αφορούν τον τρόπο παρουσίασης και υπολογισμού των αποτελεσμάτων αυτού του κεφαλαίου. - Στο κεφάλαιο αυτό οι Εισαγωγές, κατ εξαίρεση με την υπόλοιπη διπλωματική εργασία, συμβολίζονται με θετικό πρόσημο. Τελικό έτος Αρχικό έτος - Οι ετήσιες διαφορές υπολογίζονται ως: Αρχικό έτος - Η έννοια της ζήτησης έγκειται στη ζήτηση των καταναλωτών, ενώ η ζήτηση για λόγους Άντλησης συμβολίζεται ως pumping. - Η Καθαρή Ζήτηση σε αυτό το κεφάλαιο υπολογίζεται ως εξής: Καθαρή Ζήτηση = Ζήτηση + Pumping Εισαγωγές ΑΠΕ Υποχρεωτικά Υ/Η, πρόκειται δηλαδή για τη ζήτηση, την οποία καλούνται να καλύψουν οι Θερμικές Μονάδες και τα Υ/Η, που συμμετέχουν με προσφορά στο Μοντέλο UC (Hydro Bidding). - Οι ημερομηνίες στα διαγράμματα ακολουθούν τη μορφή Μήνας/Ημέρα/Έτος - Για το έτος 2014 παρουσιάζονται, εκτός από τα διαγράμματα των αποτελεσμάτων του μοντέλου UC, αντίστοιχα διαγράμματα με τα στοιχεία του ΗΕΠ από τον ΛΑΓΗΕ, προκειμένου να διαπιστωθεί η σύγκλισή τους. 7.1 Σενάριο Ζήτησης % Συνολική Ζήτηση 2014 % Συνολική Ζήτηση Ετήσια Διαφορά % Ετήσια Διαφορά (MW) Ζήτηση 50,794, ,385, % 590, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 21% 1,558, Θερμικές Μονάδες 36,235, % 33,459, % -8% (2,775,625.45) Υ/Η 5,490, % 3,360, % -39% (2,129,829.46) Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 232% 4,310, Pumping 49, , % 372, Εικόνα 2: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) 2014 Σεναρίου Ζήτησης 2013 % Συνολική Ζήτηση 2014 % Συνολική Ζήτηση Ζήτηση 50,794, ,385, % 590, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 21% 1,558, Λιγνιτικές Μονάδες 23,994, % 24,801, % 3% 807, Μονάδες Φ.Α. 12,240, % 8,657, % -29% (3,583,143.04) Υ/Η 5,490, % 3,360, % -39% (2,129,829.46) Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 232% 4,310, Pumping 49, , % 372, Εικόνα 3: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) 2014 Σεναρίου Ζήτησης Σελίδα 99 από 181

100 Ετήσια Διαφορά % Ετήσια Διαφορά (MW) Καθαρή Ζήτηση 36,367, ,819, % (2,548,048.93) Εικόνα 4: Καθαρή Ζήτηση 2014 Σενάριο Ζήτησης Το 2014 παρατηρείται μεγάλη αύξηση της παραγωγής από ΑΠΕ, λόγω της αύξησης της εγκατεστημένης δυναμικότητας, μεγάλη μείωση της παραγωγής των Υ/Η, λόγω μη μεγαλύτερης διαθεσιμότητας των νερών, καθώς και μεγάλη αύξηση των Εισαγωγών. Παρά την αύξηση της ζήτησης και του pumping η καθαρή ζήτηση παρουσιάζει μείωση. Η μείωση αυτή επιμερίζεται σε επίπεδο Θερμικών Μονάδων στη μεγάλη μείωση της παραγωγής των Μονάδων Φ.Α. κατά ένα μεγάλο ποσοστό (-39%), σε μια μικρή αύξηση της παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων (3%) καθώς και σε μια μικρή αύξηση των Υ/Η (Hydro Bidding). Η μείωση αυτή οφείλεται στη μεγάλη αύξηση των εισαγωγών, οι οποίες, καλύπτοντας μεγάλο κομμάτι βασικού φορτίου, «άφησαν» στις Μονάδες Φ.Α., που έχουν ακριβότερες προσφορές από τις Λιγνιτικές Μονάδες, μικρότερο κομμάτι ζήτησης για να καλύψουν, όπως φαίνεται και από τα παρακάτω διαγράμματα. Διάγραμμα 48: Μοντέλο UC 02/01/2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 49: ΗΕΠ 02/01/ ΛΑΓΗΕ Σελίδα 100 από 181

101 Διάγραμμα 50: Μοντέλο UC 1 η εβδομάδα Ιανουάριου 2014 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 51: ΗΕΠ 1 η εβδομάδα Ιανουαρίου ΗΕΠ Όπως φαίνεται και από τα παραπάνω διαγράμματα, οι Λιγνιτικές Μονάδες καλύπτουν το μεγαλύτερο μέρος της ζήτησης, καθώς έχουν τις φθηνότερες τιμές προσφοράς και οι Μονάδες Φ.Α. καλούνται να αντιμετωπίσουν τις διακυμάνσεις, που προκαλούνται στην καθαρή ζήτηση από τις ΑΠΕ. Οι Εισαγωγές προσφέροντας βασικό φορτίο «ανεβάζουν» προς τα επάνω τη ζήτηση που καλύπτουν οι Θερμικές Μονάδες, μειώνοντας την παραγωγή των Φ.Α.. Η λειτουργία των μονάδων Φ.Α. ακολουθεί την καμπυλότητα της καθαρής ζήτησης σε αντίθεση με τη λειτουργία των Λιγνιτικών Μονάδων, η οποία μένει σχεδόν σταθερή με εξαίρεση τις πρώτες πρωινές ώρες (1-7 π.μ.), όπου η ζήτηση παρουσιάζει τη μεγαλύτερη μείωση κατά τη διάρκεια της ημέρας. Τα διαφορετικά προφίλ λειτουργίας, όπως φαίνεται και στο παρακάτω διάγραμμα, των Μονάδων Φ.Α. σε σχέση με τις Λιγνιτικές οφείλονται στον παράγοντα της τιμής προσφοράς. Σελίδα 101 από 181

102 Unit Commitment Profile of Thermal Plants(MW) 01/07/2014 e3mlab UC model Lignite Gas Διάγραμμα 52: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων Μοντέλου UC 07/01/2014 Σενάριο Ζήτησης Το μοντέλο UC, έχοντας ως αντικειμενική συνάρτηση το κόστος παραγωγής και κριτήριο βελτιστοποίησης τη μείωση του, επιδιώκει το μείγμα εκείνο της Θερμικής Παραγωγής με το μικρότερο κόστος και το οποίο μπορεί παράλληλα να πληροί όλους τους περιορισμούς του συστήματος. Αρχικά, λοιπόν, εξαντλεί το σύνολο σχεδόν της διαθέσιμης δυναμικότητας των Λιγνιτικών Μονάδων, λόγω φθηνότερων προσφορών σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α.. Στη συνέχεια εντάσσει ένα μέρος των Μονάδων Φ.Α., προκειμένου να καλύψει τις ανάγκες σε απότομη αύξηση ή μείωση της ζήτησης (ramping) και σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία. Οι Λιγνιτικές Μονάδες, εκτός του ότι δεν μπορούν να συνεισφέρουν στην κάλυψη των απαιτήσεων για Δευτερεύουσα Εφεδρεία, δε μπορούν να καλύψουν μεγάλες διακυμάνσεις της ζήτησης λόγω αφενός των χαμηλών ρυθμών αυξομείωσης της παραγωγής (ramping) και των μεγάλων ελάχιστων χρόνων ένταξης και συγχρονισμού και αφετέρου λόγω του υψηλού κόστους εκκίνησης (1,6 φορές πιο ακριβό σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α.). Το συνεχές άνοιγμα και σβήσιμο των Λιγνιτικών Μονάδων δε μπορεί να επιτευχθεί όχι μόνο λόγω των τεχνικών περιορισμών, αλλά και λόγω του ότι προϋποθέτει μεγάλο κόστος. Επομένως οι Μονάδες Φ.Α. έρχονται να εξυπηρετήσουν αφενός τις ανάγκες του συστήματος σε ευελιξία (flexibility) λόγω των απότομων διακυμάνσεων της καθαρής ζήτησης από την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και αφετέρου σε επικουρικές υπηρεσίες (Εφεδρείες). Λόγω των περιορισμών αναφορικά με τον ελάχιστο χρόνο ένταξης (χρονικό διάστημα παραγωγής άνω του τεχνικού ελαχίστου) το μοντέλο UC εντάσσει τις Μονάδες Φ.Α. κάποιες ώρες πριν αυτές χρειαστούν για λόγους ευελιξίας και τις «λειτουργεί» με παραγωγή ίση του τεχνικού ελαχίστου. Κατά τη διάρκεια εκείνων των ωρών οι Μονάδες, ούσες ενταγμένες λόγω του περιορισμού του ελαχίστου χρόνου ένταξης, δε δύνανται να καθορίσουν Οριακή Τιμή Συστήματος. Πίνακας 25: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (1) 2014 Σενάριο Ζήτησης Plant 2014 SMP Hours % MAX MIN AVERAGE STDEV "LIGN" % "GTCC-PPC" % "GTCC-PRIV" % "HYDRO" % "WT-PRIV" 10 0% "CHP" 322 4% Σελίδα 102 από 181

103 Όπως είναι αναμενόμενο τις περισσότερες ώρες (54,38%) κατά τη διάρκεια του 2014 ΟΣΤ καθορίζουν οι Λιγνιτικές Μονάδες. Αμέσως μετά έρχονται τα Υ/Η (Hydro Bidding) ως η επόμενη οικονομικότερη λύση λόγω του μηδενικού ελάχιστου χρόνου ένταξης και συγχρονισμού, του μηδενικού τεχνικού ελαχίστου, καθώς και του μηδενικού κόστους εκκίνησης. Τα τεχνοοικονομικά αυτά χαρακτηριστικά εξισορροπούν το γεγονός πως τα Υ/Η έχουν πιο υψηλή τιμή προσφοράς από τις Μονάδες Φ.Α. και σε μακροπρόθεσμο διάστημα τα καθιστούν οικονομικότερη επιλογή. Στο παραπάνω συμπέρασμα οφείλεται η παρατήρηση πως τα Υ/Η δημιουργούν ένα οικονομικό άνω όριο, «ταβάνι», το οποίο δεν επιτρέπει την είσοδο Αεριοστροβιλικών Μονάδων (Ήρων 1,2,3) στον ΗΕΠ. Ωστόσο σύμφωνα με τα αποτελέσματα του μοντέλου UC φαίνεται πως οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες καθόρισαν Οριακή Τιμή Συστήματος. Αυτό συνέβη σε ώρες, κατά τις οποίες η εγκατεστημένη ισχύς των Υ/Η (Hydro Bidding) είχε καλυφθεί και άρα τις επέτρεψε να ενταχθούν και να καθορίσουν για δέκα ώρες Οριακή Τιμή Συστήματος. Μια εύλογη απορία θα ήταν αφού οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες έχουν αρκετά ακριβότερες προσφορές από τις Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, γιατί το Μοντέλο UC δεν επέλεξε να εκκινήσει μια Μονάδα Συνδυασμένου Κύκλου αντί της Αεριοστροβιλικής; Η απάντηση σε αυτό το ερώτημα έγκειται στα τεχνοοικονομικά χαρακτηριστικά των Αεριοστροβιλικών Μονάδων, οι οποίες έχουν πολύ μικρούς χρόνους ένταξης και συγχρονισμού (μία ώρα), μεγάλη δυνατότητα αυξομείωσης φορτίου (ramping) καθώς και πολύ μικρότερο κόστος εκκίνησης (ίσο με το 8% του κόστους εκκίνησης των Μονάδων Συνδυασμένου Κύκλου). Τα χαρακτηριστικά αυτά τις καθιστούν σε μακροπρόθεσμο χρονικό ορίζοντα οικονομικότερη επιλογή, άρα βέλτιστη, για ένα μικρό αριθμό ωρών, όπου η εγκατεστημένη ισχύς των Υ/Η έχει καλυφθεί. Εάν εξετάσουμε τις Μονάδες, που καθορίζουν Οριακή Τιμή Συστήματος τις ώρες κατά τις οποίες εμφανίζονται οι απότομες μεταβολές της καθαρής ζήτησης, δηλαδή 7-10 μμ., εμφανίζεται πλήρως η έννοια της ευελιξίας (flexibility- ramping up), η οικονομική της διάσταση καθώς και τα τεχνικά όρια, που περιορίζουν τις Λιγνιτικές Μονάδες. Επιπλέον κατά τις ώρες μ.μ. οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου καθορίζουν αρκετές ώρες ΟΤΣ, λόγω της μεγάλης μείωσης που έχει τις πρώτες πρωινές ώρες η ζήτηση, κάτι που πάλι αποδεικνύει την οικονομική διάσταση της ευελιξίας (flexibility-ramping down). Να σημειωθεί, ωστόσο, πως η μέγιστη διαθέσιμη ισχύς των Λιγνιτικών Μονάδων είναι 4267MW, ισχύς μικρότερη από το μέσο φορτίο στις ώρες 7-10 μμ., γεγονός που καθιστά αναγκαία την ένταξη Μονάδων Φ.Α., εκτός από το ζήτημα της ευελιξίας, για λόγους κάλυψης της ζήτησης. Πίνακας 26: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (2) 2014 Σενάριο Ζήτησης h % 9-18h % h % h %4 Average Load of Thermal Plants(MW) Number of Hours LIGN % % % % GTCC-PPC % % % % GTCC-PRIV % % % % HYDRO 99 3% % % % WT-PRIV 0 0% 0 0% 10 1% 0 0% CHP 95 3% 84 2% 92 6% 51 7% Οι μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου της ΔΕΗ Α.Ε. καθορίζουν ΟΤΣ περισσότερες ώρες σε σχέση με αυτές των ανεξάρτητων παραγωγών, λόγω των χαμηλότερων τιμών προσφοράς. Χαρακτηριστικό είναι το γεγονός, πως όλες οι ώρες, κατά τις οποίες οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες καθόρισαν ΟΤΣ είναι οι ώρες 7-10μμ., ώρες με τις μεγαλύτερες διακυμάνσεις της καθαρής ζήτησης. Σελίδα 103 από 181

104 Στα παρακάτω διαγράμματα απεικονίζεται η διαμορφούμενη ΟΤΣ για το έτος βάσης (2014) του Σεναρίου Ζήτησης, τα στοιχεία για την συνολική παραγωγή και αποζημίωση των Μονάδων Παραγωγής, καθώς και ο αριθμός εκκινήσεων της κάθε Μονάδας. Οριακή Τιμή Συστήματος Ώρες Διάγραμμα 53: Καμπύλη ΟΤΣ 2014 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 27: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2014 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Ετήσια Παραγωγή (MWh) Μέγιστη Παραγωγή (MW) Ελάχιστη Παραγωγή (MW) Μέση Παραγωγή (MW) Παραγωγή Στο Μέγιστο Φορτίο % Αμοιβή 10 6 Μέση Τιμή Αμοιβής AGDIM_I 1,807, % AGDIM_II 1,839, % AGDIM_III 1,893, % AGDIM_IV 1,968, % AGDIM_V 2,730, % AM_I 1,243, % AM_II 1,417, % MELITI 1,139, % KARDIA_I 786, % KARDIA_II 1,499, % KARDIA_III 1,733, % KARDIA_IV 1,752, % PTOLEM_III 215, % PTOL_IV 1,425, % MEGAL_III 1,418, % MEGAL_IV 1,931, % KOMOTINI 152, % LAVR_4 466, % LAVR_5 1,333, % ALIV_V 2,754, % Σελίδα 104 από 181

105 ENTHES 70, % THISVI 910, % IRON_II 59, % PROTERGIA 57, % KORINTHOS 1,574, % ATE_CHP 138, % IRON_ % IRON_ % IRON_ % Bid_Hydro 360, % Πίνακας 28: Συνολικός Αριθμός Εκκινήσεων ανά Μονάδα Παραγωγής 2014 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Σύνολο Εκκινήσεων AGDIM_I 15 AGDIM_II 18 AGDIM_III 6 AGDIM_IV 10 AGDIM_V 11 AM_I 19 AM_II 13 MELITI 16 KARDIA_I 9 KARDIA_II 20 KARDIA_III 11 KARDIA_IV 15 PTOLEM_III 21 PTOL_IV 30 MEGAL_III 11 MEGAL_IV 27 KOMOTINI 30 LAVR_4 27 LAVR_5 54 ALIV_V 41 ENTHES 29 THISVI 71 IRON_II 14 PROTERGIA 12 KORINTHOS 57 ATE_CHP 376 IRON_1 5 IRON_2 3 Σελίδα 105 από 181

106 IRON_3 2 Bid_Hydro 470 Τα βασικά συμπεράσματα, που προκύπτουν είναι τα εξής: - Οι Λιγνιτικές Μονάδες αποζημιώνονται με μέση τιμή πολύ μεγαλύτερη του οριακού τους κόστους. Το γεγονός αυτό σε συνδυασμό με το μικρό αριθμό εκκινήσεων (άρα συνολικά μικρό κόστος εκκινήσεων) τις καθιστά σε εξαιρετικά κερδοφόρες Μονάδες Παραγωγής. Ο μικρός αριθμός εκκινήσεων σε συνδυασμό με την παραγωγή κοντά στο τεχνικό τους μέγιστο από τεχνική άποψη συνεπάγεται μικρότερο κόστος συντήρησης. - Οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου αποζημιώνονται με μέση τιμή χαμηλότερη ή ίση (σε λίγες περιπτώσεις) του οριακού τους κόστους. Αν συνυπολογιστεί σε αυτό ο μεγάλος αριθμός εκκινήσεων γίνεται πλήρως αντιληπτή η δυσκολία οικονομικής επιβίωσής τους, σύμφωνα με τα υπάρχοντα δεδομένα. - Οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες, λόγω του ότι λειτούργησαν κυρίως τις ώρες που καθόρισαν ΟΤΣ, αποζημιώνονται με μέση τιμή ίση με το οριακό τους κόστους. Αν συνυπολογιστεί σε αυτό το κόστος εκκίνησης, αλλά και το κόστος συντήρησης, λόγω του ότι βρίσκονται πολλές ώρες εκτός λειτουργίας, γίνεται αντιληπτή η δυσκολία οικονομικής τους επιβίωσης. - Η Υ/Η Μονάδα αποζημιώνεται με μέση τιμή κοντινή στην προσφορά που υποβάλλει. Η προσφορά αυτή, ωστόσο, είναι μικρότερη της αναμενόμενης για λόγους που εξηγούνται αναλυτικότερα στο 2 ο κεφάλαιο. Τέλος γίνεται αντιληπτό για άλλη μια φορά το διαφορετικό προφίλ λειτουργίας των Θερμικών Μονάδων. Οι Λιγνιτικές Μονάδες λειτουργούν στο τεχνικό τους μέγιστο τουλάχιστον τις μισές ώρες λειτουργίας τους, με εξαίρεση την Καρδιά Ι, το Μελίτη και την Πτολεμαΐδα ΙΙΙ, που υποβάλλουν τις ακριβότερες τιμές προσφοράς σε σχέση με τις υπόλοιπες Λιγνιτικές Μονάδες. Αντίθετα οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, με εξαίρεση το Αλιβέρι V, λόγω του ότι υποβάλλει τις φθηνότερες τιμές προσφοράς, λειτουργούν ως επί το πλείστο στο τεχνικό τους ελάχιστο Για το έτος 2018 του Σεναρίου Ζήτησης παρατηρείται αύξηση της παραγωγής από ΑΠΕ, λόγω της αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος, αύξηση της Υ/Η παραγωγής, καθώς και μείωση των Εισαγωγών. Η παραγωγή των Θερμικών Μονάδων δεν παρουσιάζει μεταβολή ποσοστιαία, αλλά και σε απόλυτα μεγέθη αυτή είναι πολύ μικρή (96GWh), αφού και η καθαρή ζήτηση δεν μεταβάλλεται % Συνολική Ζήτηση 2014 % Συνολική Ζήτηση 2018 % Συνολική Ζήτηση Διαφορά % σε σχέση με το 2014 Διαφορά (MW) σε σχέση με το 2014 Ζήτηση 50,794, ,385, ,538, % 2,153, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 12,332, % 40% 3,510, Θερμικές Μονάδες 36,235, % 33,459, % 33,362, % 0% (96,537.75) Υ/Η 5,490, % 3,360, % 3,794, % 13% 433, Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 4,477, % -27% (1,688,610.00) Pumping 49, , , % 6, Εικόνα 5: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) έτος 2018 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 106 από 181

107 2013 % Συνολική Ζήτηση 2014 % Συνολική Ζήτηση 2018 % Συνολική Ζήτηση Διαφορά % σε σχέση με το 2014 Διαφορά (MW) σε σχέση με το 2014 Ζήτηση 50,794, ,385, ,538, % 2,153, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 12,332, % 40% 3,510, Λιγνιτικές Μονάδες 23,994, % 24,801, % 21,198, % -15% (3,603,223.99) Μονάδες Φ.Α. 12,240, % 8,657, % 12,164, % 41% 3,506, Υ/Η 5,490, % 3,360, % 3,794, % 13% 433, Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 4,477, % -27% (1,688,610.00) Pumping 49, , , % 6, Εικόνα 6: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) έτος 2018 Σενάριο Ζήτησης Διαφορά 2014 Διαφορά % σε σχέση (MW) σε με το 2014 σχέση με το Καθαρή Ζήτηση 36,367, ,819, ,805, % (13,943.65) Εικόνα 7: Ζήτηση Θερμικών Μονάδων και Υ/Η ανάμεσα στα έτη Σενάριο Ζήτησης Όμως εάν εξεταστεί ο επιμερισμός της παραγωγής των Θερμικών Μονάδων, παρουσιάζεται μεγάλη μείωση στις Λιγνιτικές Μονάδες και αντίστοιχα μεγάλη αύξηση στις Μονάδες Φ.Α.. Το αποτέλεσμα αυτό μπορεί να ερμηνευτεί με βάση τις εξής παρατηρήσεις: - Οι Μονάδες Πτολεμαΐδα ΙΙΙ & IV, που αποσύρονται το 2018, είχαν το 2014 παραγωγή GWh. - Οι Μονάδες Καρδιά Ι-IV, οι οποίες το 2018 εντάσσονται σε καθεστώς περιορισμένης διάρκειας λειτουργίας, είχαν παραγωγή το GWh, ενώ το GWh. Πρόκειται για διαφορά GWh. - Το άθροισμα της παραγωγής των Μονάδων, που αποσύρθηκαν το 2018, με την διαφορά της παραγωγής από τις Μονάδες Καρδιά Ι-IV είναι GWh, ίσο δηλαδή με το ποσό μείωσης της παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων το 2018 σε σχέση με το Γίνεται αντιληπτό, πως η μείωση της παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων δεν οφείλεται στην εύρεση κάποιας οικονομικότερης λύσης, που τις αντικαθιστά, αλλά στη μειωμένη εγκατεστημένη ισχύ και την περιορισμένη διάρκεια λειτουργίας κάποιων Μονάδων. Συνεχίζουν, δηλαδή, να αποτελούν την πιο οικονομική λύση για το σύστημα, παρά τη μεγαλύτερη αύξηση των τιμών προσφοράς τους, σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α., λόγω των υψηλών εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα. - Οι Λιγνιτικές Μονάδες σε ώρες χαμηλής ζήτησης δουλεύουν σε μικρότερο φορτίο, σε σχέση με το 2014, παρατηρώντας την Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής τους. Το γεγονός αυτό οφείλεται στη μείωση της καθαρής ζήτησης σε απόλυτα μεγέθη, λόγω της αύξησης της παραγωγής από ΑΠΕ. Παρατηρούμε πως η Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής των Λιγνιτών ακολουθεί τη μεταβολή της Καμπύλης Διάρκειας Καθαρής Ζήτησης, επιβεβαιώνοντας το γεγονός πως το βασικό φορτίο μειώνεται σε απόλυτα μεγέθη. - Όλα τα παραπάνω, σε συνδυασμό με τη μείωση των εισαγωγών, άφησαν το περιθώριο, λόγω μειωμένης ισχύος, στις Μονάδες Φ.Α. να καλύψουν μεγαλύτερο μέρος της παραγωγής, όπως παρατηρείται και από την Καμπύλη Παραγωγής Μονάδων Φ.Α.. Παρατηρείται, λοιπόν, μια αύξηση των ωρών λειτουργίας των Μονάδων Φ.Α., κατά τις οποίες παράγουν πάνω από το τεχνικό ελάχιστο. Σελίδα 107 από 181

108 MW Καμπύλη Διάρκειας Net Load (MW) Διάγραμμα 54: Καμπύλη Διάρκειας Καθαρής Ζήτησης 2018 Σενάριο Ζήτησης Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη (MW) Hours 2014 LIGN 2018 LIGN Διάγραμμα 55: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2018 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 108 από 181

109 MW Ανηγμένη Καμπύλη Λιγνίτη % Hours 2014 LIGN 2018 LIGN Διάγραμμα 56: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2018 Σενάριο Ζήτησης Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α. (MW) Hours 2014 GAS 2018 GAS Διάγραμμα 57: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Ανηγμένη Καμπύλη Φ.Α. % Hours 2014 GAS 2018 GAS Διάγραμμα 58: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 109 από 181

110 MW Τα εντελώς διαφορετικά προφίλ λειτουργίας των Θερμικών Μονάδων μεταξύ τους γίνονται πλήρως αντιληπτά στο παρακάτω διάγραμμα, καθώς και η αυξανόμενη ανάγκη του συστήματος για ευελιξία. Unit commitment profile of thermal plants(mw) 01/02/ 2018 e3mlab UC model Hours Lignite Gas Διάγραμμα 59: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 02/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Το 2018 εμφανίζονται πολύ μεγαλύτερες διακυμάνσεις φορτίου, ειδικά σε καλοκαιρινούς μήνες, όπου η παραγωγή από Φ/Β είναι πολύ μεγάλη, η ημερήσια καμπύλη διάρκειας φορτίου αλλάζει μορφή σε σχέση με μια ημέρα χειμωνιάτικου μήνα. Λόγω της μεγάλης παραγωγής από ΑΠΕ η αύξηση ζήτησης, που εμφανίζεται τις πρώτες πρωινές ώρες, «εξαφανίζεται», όπως φαίνεται στα παρακάτω διαγράμματα. Διάγραμμα 60: Μοντέλο UC 02/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 110 από 181

111 Διάγραμμα 61: Μοντέλο UC 01/07/2018 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 62: Μοντέλο UC 01-07/01/2018 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 111 από 181

112 Διάγραμμα 63: Μοντέλο UC 01-07/07/2018 Σενάριο Ζήτησης Όσον αφορά την Οριακή Τιμή Συστήματος παρατηρείται αύξηση των ωρών, κατά τις οποίες αυτή καθορίζεται από Μονάδες Φ.Α. (46%) σε σχέση με το 2014 (28%). Το αποτέλεσμα αυτό οφείλεται σε μεγάλο βαθμό στη μείωση της δυναμικότητας των Λιγνιτικών Μονάδων, κάτι που αποδεικνύεται αν παρατηρήσουμε την αύξηση των ωρών καθορισμού ΟΤΣ τις πρώτες πρωινές ώρες (1-8 π.μ.) από τις Μονάδες Φ.Α. Το μέσο φορτίο τις ώρες εκείνες είναι MW την ώρα και η μέγιστη διαθέσιμη ισχύς των Λιγνιτικών Μονάδων είναι 3912MW. Γίνεται αντιληπτό πως οι Μονάδες Φ.Α. δεν καθορίζουν ΟΤΣ μόνο εξαιτίας της ανάγκης για ευελιξία, αλλά και λόγω του ότι οι Λιγνιτικές Μονάδες δεν έχουν αρκετή ισχύ για να καλύψουν μόνες τους τη ζήτηση τις περισσότερες ώρες του Πίνακας 29: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (1) 2018 Σενάριο Ζήτησης Plant 2018 SMP Hours % MAX MIN AVERAGE STDEV "LIGN" % "GTCC-PPC" % "GTCC-PRIV" % "HYDRO" % "WT-PRIV" 4 0% "CHP" 145 2% Σελίδα 112 από 181

113 Πίνακας 30: Καθορισμός της ΟΤΣ από Μονάδα Καυσίμου (2) 2018 Σενάριο Ζήτησης 2018 SMP 1-8h % 9-18h % h % h %4 Average Load of Thermal Plants (MW) Number of Hours LIGN % % 49 3% 81 11% GTCC-PPC % % % % GTCC-PRIV % 313 9% 114 8% 93 13% HYDRO 124 4% 288 8% % % WT-PRIV 0 0% 0 0% 4 0% 0 0% CHP 63 2% 33 1% 34 2% 15 2% Σημαντικό σημείο αποτελεί η παρατήρηση, πως οι Μονάδες Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών καθορίζουν λιγότερες ώρες ΟΤΣ το 2018 (839 ώρες) σε σχέση με το 2014 (1009 ώρες). Εφόσον όμως το ποσοστό καθορισμού ΟΤΣ των Μονάδων Φ.Α. αυξάνεται, αποτελεί εύλογο ερώτημα γιατί μειώνεται το αντίστοιχο ποσοστό των Μονάδων Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών και ποιος καθορίζει αντί αυτών ΟΤΣ εκείνες τις ώρες; Η απάντηση βρίσκεται αφενός στις φθηνότερες τιμές προσφοράς των Μονάδων Φ.Α. της ΔΕΗ Α.Ε. και αφετέρου στην Υ/Η Μονάδα. Η Υ/Η Μονάδα με μια πρώτη ματιά δε μεταβάλλει το συνολικό ποσοστό καθορισμού ΟΤΣ. Εάν παρατηρήσουμε τη διαφορά ωρών καθορισμού ΟΤΣ της Υ/Η στο χρονικό διάστημα 7-10 μ.μ. καταλαβαίνουμε πως η Υ/Η Μονάδα, λόγω μηδενικού ελάχιστου χρόνου ένταξης και μηδενικού τεχνικού ελαχίστου, είναι οικονομικότερη επιλογή για το Μοντέλο UC σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών. Πίνακας 31: Διαφορά ωρών καθορισμού ΟΤΣ μεταξύ Σενάριο Ζήτησης Διαφορά ωρών καθορισμού ΟΤΣ h 9-18h 19-22h 23-24h Σύνολο GTCC-PPC GTCC-PRIV HYDRO Μονάδες Σ.Κ Λόγω της εισόδου της Μεγαλόπολης V, η οποία και καθορίζει ΟΤΣ 829 ώρες, και των χαμηλότερων τιμών προσφοράς σε σχέση με τους ανεξάρτητους Παραγωγούς, οι Μονάδες Φ.Α. της ΔΕΗ εμφανίζουν σημαντικό προβάδισμα. Δίνουν τη δυνατότητα στη ΔΕΗ Α.Ε. να καθορίζει ΟΤΣ το 88,7% των ωρών του έτους 2018, σε σχέση με το 84,69% των ωρών του 2014, ενδυναμώνοντας την οριακά μονοπωλιακή δύναμη, που ασκεί στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας. Στα παρακάτω διαγράμματα απεικονίζεται η διαμορφούμενη ΟΤΣ για το έτος βάσης (2014) του Σεναρίου Ζήτησης, τα στοιχεία για την συνολική παραγωγή και αποζημίωση των Μονάδων Παραγωγής, καθώς και ο αριθμός εκκινήσεων της κάθε Μονάδας. Σελίδα 113 από 181

114 Οριακή Τιμή Συστήματος - Σενάριο Ζήτησης Ώρες Διάγραμμα 64: Καμπύλη ΟΤΣ 2018 Σενάριο Ζήτησης Πίνακας 32: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Ετήσια Παραγωγή (MWh) Μέγιστη Παραγωγή (MW) Ελάχιστη Παραγωγή (MW) Μέση Παραγωγή (MW) Παραγωγή Στο Μέγιστο Φορτίο % Αμοιβή 10 6 Μέση Τιμή Αμοιβής AGDIM_I 1,839, % AGDIM_II 1,819, % AGDIM_III 1,987, % AGDIM_IV 2,062, % AGDIM_V 2,706, % AM_I 1,166, % AM_II 1,183, % MELITI 1,526, % KARDIA_I 820, % KARDIA_II 798, % KARDIA_III 988, % KARDIA_IV 1,003, % MEGAL_III 1,344, % MEGAL_IV 1,950, % MEGAL_V 4,543, % KOMOTINI 53, % LAVR_4 98, % LAVR_5 1,384, % ALIV_V 2,580, % ENTHES 39, % THISVI 876, % IRON_II 10, % Σελίδα 114 από 181

115 PROTERGIA 82, % KORINTHOS 1,296, % ATE_CHP 50, % IRON_1 4, % IRON_2 2, % IRON_3 2, % Bid_Hydro 442, % Αρχικά παρατηρούμε, πως οι Λιγνιτικές Μονάδες αποζημιώνονται με μέση τιμή αρκετά υψηλότερη του κόστους τους, καθώς το 2018 καθόρισαν ΟΤΣ περισσότερες ώρες οι Μονάδες Φ.Α. Οι Μονάδες Φ.Α. συνεχίζουν να αποζημιώνονται με τιμές χαμηλότερες του οριακού τους κόστους και η Υ/Η Μονάδα αμείβεται με την τιμή προσφοράς της. Οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες αποζημιώνονται με τιμές πολύ χαμηλότερες του οριακού τους κόστους, λόγω του ότι λειτουργούν στο τεχνικό τους ελάχιστο για αρκετές ώρες καλοκαιρινών μηνών (Ιούλιος Αύγουστος), παρέχοντας Δευτερεύουσα Εφεδρεία. Διάγραμμα 65: Μοντέλο UC 29/07-04/ Σενάριο Ζήτησης Όπως φαίνεται και στο παραπάνω διάγραμμα οι διακυμάνσεις, λόγω της μεγάλης παραγωγής από ΑΠΕ, είναι αρκετά απότομες και σε συνδυασμό με τη μη διαθεσιμότητα δύο εκ των μονάδων της Καρδιάς δημιουργούν την εξής αναγκαιότητα στις Μονάδες Φ.Α.. Να καλύψουν ένα κομμάτι βασικού φορτίου, με δύο από τις πιο φθηνές Μονάδες Φ.Α. να λειτουργούν κοντά στα τεχνικά τους μέγιστα και άλλες Μονάδες Φ.Α. να καλύπτουν τις διακυμάνσεις αυτές. Λόγω του χαμηλού τεχνικού ελαχίστου των Αεριοστροβιλικών Μονάδων αποτελεί οικονομικότερη επιλογή να λειτουργούν στα τεχνικά ελάχιστα, συμπληρώνοντας την απαιτούμενη Δευτερεύουσα Εφεδρεία, από το να «ανοιγοκλείνει» μια μονάδα Φ.Α.. Αυτή η λειτουργία ναι μεν αποτελεί οικονομικότερη επιλογή για το σύστημα, ωστόσο δημιουργεί αδυναμία οικονομικής επιβίωσης των Αεριοστροβιλικών Μονάδων, οι οποίες καθόρισαν συνολικά μόνο τέσσερις ώρες ΟΤΣ και τις υπόλοιπες ώρες λειτουργίας αποζημιώθηκαν με πολύ χαμηλότερες τιμές. Σελίδα 115 από 181

116 Πίνακας 33: Συνολικός Αριθμός Εκκινήσεων ανά Μονάδα Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Σύνολο Εκκινήσεων AGDIM_I 16 AGDIM_II 37 AGDIM_III 9 AGDIM_IV 12 AGDIM_V 17 AM_I 15 AM_II 16 MELITI 17 KARDIA_I 8 KARDIA_II 16 KARDIA_III 16 KARDIA_IV 15 MEGAL_III 13 MEGAL_IV 21 MEGAL_V 19 KOMOTINI 9 LAVR_4 15 LAVR_5 40 ALIV_V 48 ENTHES 10 THISVI 43 IRON_II 6 PROTERGIA 5 KORINTHOS 55 ATE_CHP 202 IRON_1 10 IRON_2 6 IRON_3 6 Bid_Hydro 478 Τέλος στον παρακάτω πίνακα επισυνάπτεται το Κόστος Παραγωγής που περιλαμβάνει την Παραγωγή των Θερμικών Μονάδων και τη συνολική Υ/Η Παραγωγή, με την παραδοχή πως η Υποχρεωτική Υ/Η Παραγωγή αποζημιώνεται με 55 /MWh. Πίνακας 34: Ετήσιο Κόστος Παραγωγής 2018 Σενάριο Ζήτησης 2018 e3mlab UC model Ετήσιο Κόστος Παραγωγής ( ) 2,178,834, MWh 37,157, /MWh Σελίδα 116 από 181

117 Σύμφωνα με τα συγκεντρωτικά αποτελέσματα του Μοντέλου UC για το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης παρατηρείται μείωση στην καθαρή Ζήτηση, λόγω της αύξησης της παραγωγής από ΑΠΕ των εισαγωγών, καθώς και της Υ/Η Παραγωγής. Η μείωση της καθαρής ζήτησης συνεπάγεται μείωση της παραγωγής των Θερμικών Μονάδων. Σε σχέση με το 2018 το ιδιαίτερο χαρακτηριστικό είναι πως τη μείωση αυτή την επωμίστηκαν οι Μονάδες Φ.Α., ενώ οι Λιγνιτικές Μονάδες κράτησαν σταθερή την παραγωγή τους. Σε σχέση με το 2014 βλέπουμε πως η διαφορά παραγωγής μεταξύ των Μονάδων Φ.Α. και των Λιγνιτικών έχει ελαττωθεί αισθητά, ωστόσο έχει αυξηθεί σε σχέση με το % Συνολική % Συνολική % Συνολική % Συνολική %Διαφορά Διαφορά (MW) 2013 Ζήτηση 2014 Ζήτηση 2018 Ζήτηση 2020 Ζήτηση Ζήτηση 50,794, ,385, ,538, ,617, % 3,232, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 12,332, % 14,179, % 61% 5,357, Θερμικές Μονάδες 36,235, % 33,459, % 33,362, % 31,953, % -5% (1,506,079.58) Υ/Η 5,490, % 3,360, % 3,794, % 4,699, % 40% 1,338, Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 4,477, % 4,206, % -32% (1,960,188.00) Pumping 49, , , , % (2,040.00) Εικόνα 8: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης % Συνολική % Συνολική % Συνολική % Συνολική %Διαφορά Διαφορά (MW) 2013 Ζήτηση 2014 Ζήτηση 2018 Ζήτηση 2020 Ζήτηση Ζήτηση 50,794, ,385, ,538, ,617, % 3,232, ΑΠΕ 7,262, % 8,821, % 12,332, % 14,179, % 61% 5,357, Λιγνιτικές Μονάδες 23,994, % 24,801, % 21,198, % 21,389, % -14% (3,412,098.37) Μονάδες Φ.Α. 12,240, % 8,657, % 12,164, % 10,563, % 22% 1,906, Υ/Η 5,490, % 3,360, % 3,794, % 4,699, % 40% 1,338, Εισαγωγές 1,856, % 6,166, % 4,477, % 4,206, % -32% (1,960,188.00) Pumping 49, , , , % (2,040.00) Εικόνα 9: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης Διαφορά % Διαφορά (MW) Καθαρή Ζήτηση 36,367, ,819, ,805, ,105, % (1,714,305.99) Εικόνα 10: Υπολογισμός Καθαρής Ζήτησης έτος 2020 Σενάριο Ζήτησης Αρχικά εξετάζουμε την Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου (Ζήτηση - ΑΠΕ) και την Ανηγμένη Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου. Σελίδα 117 από 181

118 MW Καμπύλη Διάρκειας Net Load (MW) Hours Διάγραμμα 66: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Ανηγμένη Καμπύλη Net Load % Hours Διάγραμμα 67: Ανηγμένη Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Εξετάζοντας την Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου και την αντίστοιχη Ανηγμένη, παρατηρούμε μια μείωση της Καθαρής Ζήτησης, λόγω αυξημένης Παραγωγής. Ωστόσο το ερώτημα είναι πως αυτή μεταφράζεται σχετικά με την παραγωγή των Θερμικών Μονάδων; Σελίδα 118 από 181

119 MW Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη (MW) Hours 2014 LIGN 2018 LIGN 2020 LIGN Διάγραμμα 68: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο Ζήτησης % Ανηγμένη Καμπύλη Λιγνίτη Hours 2014 LIGN 2018 LIGN 2020 LIGN Διάγραμμα 69: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 119 από 181

120 MW Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α. (MW) Hours 2014 GAS 2018 GAS 2020 GAS Διάγραμμα 70: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης % Ανηγμένη Καμπύλη Φ.Α. Hours 2014 GAS 2018 GAS 2020 GAS Διάγραμμα 71: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο Ζήτησης Εξετάζοντας τις Καμπύλες Παραγωγής των Μονάδων Φ.Α. και των Λιγνιτικών μπορούμε να εξάγουμε τα εξής συμπεράσματα: - Σύμφωνα με την Καμπύλη Παραγωγής Λιγνιτικών Μονάδων επιβεβαιώνεται πως η συνολική παραγωγή έμεινε σταθερή σε σχέση με το Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς τους είναι κοντά στα επίπεδα του 2018, παρά την απόσυρση των Μονάδων Καρδιά Ι-IV (συνολική ισχύς 1110 MW), λόγω της ένταξης της Πτολεμαΐδας V (811 MW). Εάν εξετάσουμε, όμως, την Ανηγμένη Καμπύλη παρατηρούμε πως λειτουργούν σε μεγαλύτερο φορτίο, σε σχέση με το 2018, λόγω της Πτολεμαΐδας V. - Σύμφωνα με την Καμπύλη Παραγωγής Μονάδων Φ.Α. επιβεβαιώνεται η παρατήρηση πως η συνολική τους παραγωγής αν και αυξήθηκε σε σχέση με το 2014, μειώθηκε σε σχέση με το Σελίδα 120 από 181

121 MW Η βασική παρατήρηση, όμως, είναι το γεγονός πως αυξάνεται το χρονικό διάστημα, κατά το οποίο λειτουργούν στα τεχνικά τους ελάχιστα. Η παρατήρηση αυτή απορρέει από τα σημεία εκείνα, όπου η Ανηγμένη Καμπύλη είναι παράλληλη στον άξονα των ωρών (π.χ. ώρες ) και ισοδυναμεί με τη λειτουργία δύο Μονάδων Φ.Α. στο τεχνικό ελάχιστο, όπως θα αναλυθεί και παρακάτω. Τέλος παρατίθενται οι Καμπύλες συνολικής Υ/Η, οι οποίες επιβεβαιώνουν το χαρακτηρισμό τους ως φορτία αιχμής, αφού η καμπυλότητα τους ταυτίζεται με το αριστερό κομμάτι της Καμπύλης Διάρκειας Φορτίου, εκείνο δηλαδή με τη μεγαλύτερη ζήτηση. Επιβεβαιώνεται επίσης η αύξηση της παραγωγής τους σε σχέση και με τα δύο προηγούμενα έτη του Σεναρίου Ζήτησης (2014, 2018) Καμπύλη Παραγωγής Υ/Η (ΜW) Hours 2014 Hydro 2018 Hydro 2020 Hydro Διάγραμμα 72: Καμπύλη Παραγωγής Υ/Η 2020 Σενάριο Ζήτησης Ανηγμένη Καμπύλη Υ/Η (ΜW) % Hours 2014 Hydro 2018 Hydro 2020 Hydro Διάγραμμα 73: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Υ/Η 2020 Σενάριο Ζήτησης Το έτος 2020 αποτελεί μια ιδιαίτερη χρονιά, καθώς η παραγωγή από ΑΠΕ έχει αυξηθεί αρκετά, ώστε να παρουσιάζονται σοβαρά ζητήματα ευελιξίας του συστήματος, όπως φαίνεται και από Σελίδα 121 από 181

122 τα παρακάτω διαγράμματα. Μπορεί σε συνολικό επίπεδο η παραγωγή των Μονάδων Φ.Α. να μειώθηκε, ωστόσο η αναγκαιότητα τους είναι ακόμη μεγαλύτερη. Διάγραμμα 74: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Ιανουαρίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Διάγραμμα 75: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Μαρτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Γίνεται αντιληπτό πως η μεγάλη παραγωγή των ΑΠΕ δημιουργεί σοβαρά προβλήματα στο σύστημα, εμφανίζοντας διακυμάνσεις καθαρής ζήτησης από τη μια ώρα στην επόμενη, που κυμαίνονται στο διάστημα [-1812, 1401] MW. Η αύξηση από τη μια ώρα στην επόμενη της καθαρής ζήτησης κατά MW ισοδυναμεί με την ένταξη τριών με τεσσάρων Μονάδων Φ.Α. την ώρα εκείνη. Αλλά και η μείωση της ζήτησης κατά MW επιφέρει κάποιες ώρες (π.χ. ώρα 1931 που αντιστοιχεί στις 10 π.μ. Κυριακή 22 Μαρτίου 2020) την απένταξη όλων των Λιγνιτικών Μονάδων. Κατά τις ώρες αυτές το Μοντέλο UC κράτησε ενταγμένες τις δύο μονάδες Φ.Α. με τα χαμηλότερα τεχνικά ελάχιστα, ούτως ώστε να παρέχουν παράλληλα Δευτερεύουσα Εφεδρεία στο σύστημα. Πρόκειται για οριακές καταστάσεις, οι οποίες αποδεικνύουν την αναγκαιότητα ύπαρξης Μονάδων Φ.Α. στο σύστημα και την ανάγκης μελέτης της έννοιας της ευελιξίας (flexibility) με την οικονομική της διάσταση, ούτως ώστε να μπορούν αυτές να επιβιώνουν στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας. Αναφορικά με τη διαμόρφωση της ΟΤΣ, παρατηρείται πως οι Λιγνιτικές Μονάδες τις καθορίζουν στο μεγαλύτερο ποσοστό (47%), σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α. (45%). Τα αντίστοιχα ποσοστά για το 2018 ήταν 36% για τις Λιγνιτικές Μονάδες και 46% για τις Μονάδες Φ.Α.. Με μια πρώτη ματιά παρατηρείται, Σελίδα 122 από 181

123 συνεπώς, μια μεγάλη αύξηση των ωρών που καθορίζουν ΟΤΣ οι Λιγνιτικές Μονάδες και μια μικρή έως ασήμαντη μεταβολή σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α.. Πίνακας 35: Καθορισμός ΟΤΣ (1) ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Plant 2020 base SMP Hours % MAX MIN AVERAGE STDEV "LIGN" % "GTCC-PPC" % "GTCC-PRIV" 602 7% "HYDRO" 675 8% "WT-PRIV" 166 2% "CHP" 135 2% Πίνακας 36: Καθορισμός ΟΤΣ (2) ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης 2020 SMP 1-8h % 9-18h % h % h %4 Average Load of Thermal Plants (MW) Number of Hours LIGN % % 76 5% % GTCC-PPC % % % % GTCC-PRIV 172 6% 167 5% % % HYDRO 29 1% 97 3% % 79 11% WT-PRIV 16 1% 25 1% 102 7% 23 3% CHP 47 2% 25 1% 41 3% 22 3% Εξετάζοντας τον επιμερισμό του ποσοστού καθορισμού ΟΤΣ μεταξύ των διαφορετικών ωρών της ημέρας, αλλά και των Μονάδων Φ.Α. προκύπτουν τα εξής συμπεράσματα: - Όπως είναι αναμενόμενο τις ώρες όπου η ζήτηση δεν παρουσιάζει μεγάλες διακυμάνσεις ΟΤΣ καθορίζουν οι Λιγνιτικές Μονάδες (1-8 π.μ. Και 9πμ-6μμ. ). Τα προηγούμενα έτη αυτό ήταν απολύτως λογικό, καθώς τις ώρες αυτές η εγκατεστημένη ισχύς των Λιγνιτικών Μονάδων ήταν μεγαλύτερη από τη μέση ζήτηση φορτίου από τις Θερμικές Μονάδες και άρα σε πολλές περιπτώσεις δεν χρειαζόταν απαραίτητα η ένταξη Μονάδας Φ.Α. για την κάλυψη της ισχύς (ειδικά το 2014 και προηγούμενα έτη στις πρώτες πρωινές ώρες). Το 2020 η μέγιστη διαθέσιμη ισχύς των Λιγνιτικών Μονάδων είναι MW, αρκετά μικρότερη από το μέσο φορτίο ζήτησης των Θερμικών Μονάδων όλες τις ώρες, εκτός του χρονικού διαστήματος 9πμ-6μμ, λόγω της μεγάλης παραγωγής από ΑΠΕ εκείνες τις ώρες, γεγονός που μας οδηγεί στο επόμενο συμπέρασμα. - Οι Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου, λόγω μικρότερης διαθέσιμης ποσότητας σε Υ/Η (Hydro Bidding) 200GWh διαθέσιμες το 2020, 500GWh το 2018-, διαμορφώνουν περισσότερες ώρες αθροιστικά ΟΤΣ το αμέσως επόμενο χρονικό διάστημα (7-10 μμ.) 53% to 2020, 32% to Συνεπώς καλούνται να ενταχθούν λίγες ώρες πριν, λειτουργώντας στο τεχνικό ελάχιστο και αδυνατώντας να καθορίσουν ΟΤΣ. Σε αυτό το γεγονός οφείλεται εν μέρει και η αύξηση καθορισμού ΟΤΣ των Λιγνιτικών Μονάδων το χρονικό διάστημα 9πμ-6μμ - 64% το 2020, 47% το παρά τη μείωση της εγκατεστημένης ισχύος τους. Ο δεύτερος λόγος αύξησης καθορισμού ΟΤΣ των Λιγνιτικών Μονάδες εκείνες τις ώρες είναι η μείωση της ζήτησης φορτίου Σελίδα 123 από 181

124 από τις Θερμικές Μονάδες MW, σε σχέση με MW το 2018 και με MW το Σημαντικό παράγοντα στην αύξηση του αριθμού των ωρών καθορισμού της ΟΤΣ από τις Λιγνιτικές Μονάδες αποτελεί η ένταξη της Πτολεμαΐδας V, η οποία και διαμορφώνει ΟΤΣ 741 ώρες, δηλαδή το 9% των λειτουργίας της και το 11% σε σχέση με τον αριθμό καθορισμού ΟΤΣ από Λιγνιτικές Μονάδες. Το γεγονός αυτό οφείλεται στη μεγάλη εγκατεστημένη ισχύ, στις οικονομικότερες προσφορές σε σχέση με τις υπόλοιπες Λιγνιτικές Μονάδες, καθώς και στην υπεροχή της σε λοιπά τεχνικά χαρακτηριστικά (ρυθμοί ramping). - Μολονότι ο αριθμός των ωρών καθορισμού ΟΤΣ από τις Μονάδες Συνδυασμένου Κύκλου παρουσιάζει μικρή μείωση, 2% σε σχέση με το 2018, (3707 ώρες το 2020 σε σχέση με 3847 ώρες το 2018), η μείωση αυτή δεν επιμερίζεται αντίστοιχα μεταξύ των Μονάδων Συνδυασμένου Κύκλου της ΔΕΗ Α.Ε. σε σχέση με των ανεξάρτητων Παραγωγών. Ο αριθμός ωρών καθορισμού ΟΤΣ των Μονάδων Σ.Κ. της ΔΕΗ Α.Ε. αυξάνεται σε σχέση με το 2018 κατά 1%, ενώ των Μονάδων Σ.Κ. των ανεξάρτητων Παραγωγών μειώνεται κατά 3%. - Οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες καθορίζουν περισσότερες ώρες ΟΤΣ (166 ώρες το 2020 σε σχέση με 4 το 2018), καθώς αποτελούν οικονομικότερη επιλογή σε σχέση με άλλες Μονάδες Φ.Α. λόγω αφενός των τεχνικών χαρακτηριστικών τους (μηδενικός ελάχιστος χρόνος ένταξης, μικρό τεχνικό ελάχιστο, μικρό κόστος εκκίνησης), αλλά και λόγω της μειωμένης διαθεσιμότητας Υ/Η (Hydro bidding). - Οι μονάδες, οι οποίες ανήκουν στην ΔΕΗ Α.Ε., καθορίζουν ΟΤΣ το 89,69% των ωρών του έτους, ενδυναμώνοντας ακόμη περισσότερο τη δύναμη, που κατέχει στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα (το 2018 διαμόρφωσε ΟΤΣ σε ποσοστό 88,7% των ωρών του έτους). Στη συνέχεια παρουσιάζονται η καμπύλη της ΟΤΣ για το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης, καθώς και η συνολική παραγωγή, οι σχετικές αποζημιώσεις και άλλα στοιχεία των Μονάδων Παραγωγής. Οριακή Τιμή Συστήματος Ώρες Διάγραμμα 76: Καμπύλη ΟΤΣ 2020 Σενάριο Ζήτησης Σελίδα 124 από 181

125 Πίνακας 37: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Ετήσια Παραγωγή (MWh) Μέγιστη Παραγωγή (MW) Ελάχιστη Παραγωγή (MW) Μέση Παραγωγή (MW) Παραγωγή Στο Μέγιστο Φορτίο % Αμοιβή 10 6 Μέση Τιμή Αμοιβής AGDIM_II 1,661, % AGDIM_III 1,824, % AGDIM_IV 1,844, % AGDIM_V 2,571, % AM_I 1,096, % AM_II 1,059, % MELITI 1,421, % PTOL_V 5,163, % MEGAL_III 1,317, % MEGAL_IV 1,810, % MEGAL_V 4,047, % KOMOTINI 23, % LAVR_4 109, % LAVR_5 1,154, % ALIV_V 2,352, % ENTHES 98, % THISVI 541, % IRON_II 14, % PROTERGIA 88, % KORINTHOS 905, % ATE_CHP 50, % IRON_1 13, % IRON_2 12, % IRON_3 13, % Bid_Hydro 152, % Πίνακας 38: Συνολικές Εκκινήσεις ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης Μονάδα Παραγωγής Σύνολο Εκκινήσεων AGDIM_I 23 AGDIM_II 31 AGDIM_III 16 AGDIM_IV 33 AGDIM_V 16 AM_I 17 AM_II 21 MELITI 17 PTOL_V 30 MEGAL_III 14 MEGAL_IV 32 Σελίδα 125 από 181

126 MEGAL_V 52 KOMOTINI 18 LAVR_4 31 LAVR_5 64 ALIV_V 67 ENTHES 54 THISVI 51 IRON_II 9 PROTERGIA 12 KORINTHOS 88 ATE_CHP 205 IRON_1 29 IRON_2 35 IRON_3 21 Bid_Hydro 272 Σύμφωνα με τις αποζημιώσεις των Μονάδων Παραγωγής επιβεβαιώνεται για άλλη μία φορά, πως οι Λιγνιτικές Μονάδες αποζημιώνονται με τιμές ανώτερες των προσφορών τους, γεγονός που τις καθιστά κερδοφόρες Μονάδες. Οι Μονάδες Φ.Α. συνεχίζουν να αποζημιώνονται με τιμές χαμηλότερες του οριακού τους κόστους, παρά την αποδεδειγμένη αναγκαιότητα τους, όχι μόνο πλέον για λόγους ευελιξίας, αλλά και για λόγους κάλυψης της ζήτησης. Εάν συνυπολογίσουμε και την αύξηση κατά 50% των εκκινήσεων των Μονάδων Φ.Α. σε σχέση με το 2018, γίνεται αντιληπτό πως η συνέχεια της ύπαρξης ορισμένων Μονάδων Φ.Α. πλέον διακυβεύεται λόγω οικονομικών λόγων. Τέλος παρατίθεται πίνακας σχετικά με το Ετήσιο Κόστος Παραγωγής. Πίνακας 39: Συνολικό Κόστος Παραγωγής 2020 Σενάριο Ζήτησης 2020 e3mlab UC model Ετήσιο Κόστος Παραγωγής( ) 2,153,994, Συνολική Παραγωγή MWh 36,656, /MWh Σύγκριση μεταξύ ετών του Σεναρίου Ζήτησης Με βάση τις παραδοχές που έγιναν στη διαδικασία διαμόρφωσης των απαραίτητων δεδομένων εισόδου μεγεθών για τα εξεταζόμενα έτη 2014, 2018 και 2020, δηλαδή: - Αύξηση της Ζήτησης με την πάροδο των ετών κατά 1% - Αύξηση της Υ/Η με την πάροδο των ετών, σε σχέση με τη μεθοδολογία που αναπτύχθηκε στο 6 ο κεφάλαιο - Αύξηση της Ζήτησης για Λόγους Άντλησης, λόγω της αύξησης της Υ/Η Παραγωγή και της Παραγωγής από ΑΠΕ - Αύξηση της Παραγωγής από ΑΠΕ με την πάροδο των ετών, σύμφωνα με τη μεθοδολογία που αναπτύχθηκε στο 6 ο κεφάλαιο (κατά 900MWh προσεγγιστικά) Σελίδα 126 από 181

127 - Την αύξηση των Εισαγωγών σε σχέση με το 2013 για το έτος βάσης και τη μείωση τους για το έτος 2018, καθώς και τη μη μεγάλη μεταβολή τους για το 2020 Προκύπτουν τα εξής συμπεράσματα: - Η μείωση της Θερμικής Παραγωγής, ως αποτέλεσμα της μείωσης της καθαρής ζήτησης, λόγω της αύξησης της παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας από ΑΠΕ - Η μείωση της παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων από το 2014 στο 2018 οφείλεται την απόσυρση Μονάδων (Πτολεμαΐδα ΙΙΙ & IV) και στο καθεστώς μειωμένης διάρκειας λειτουργείας των Μονάδων Καρδιά Ι-IV. - Η διατήρηση της παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων από το 2018 στο 2020 οφείλεται στην ένταξη της Πτολεμαΐδας V (μεγάλη εγκατεστημένη ισχύς, καλύτεροι ρυθμοί ramping, φθηνότερες τιμές προσφοράς σε σχέση με τις υπόλοιπες Λιγνιτικές Μονάδες), παρά την απόσυρση των Μονάδων Καρδιά Ι-IV (συνολική εγκατεστημένη ισχύς 1110 MW), αλλά και στην συνεχιζόμενη ανάγκη κάλυψης του βασικού φορτίου με την οικονομικότερη επιλογή. Οι Λιγνιτικές Μονάδες, παρόλο της αύξησης των τιμών προσφοράς τους λόγω των μεγάλων εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα, συνεχίζουν να είναι φθηνότερες σε σχέση με τις Μονάδες Φ.Α.. - Η αύξηση της παραγωγής από Μονάδες Φ.Α. από το 2014 στο 2018 οφείλεται στη μείωση της μέγιστης διαθέσιμης ισχύος των Λιγνιτικών Μονάδων, που σε συνδυασμό με την μείωση των μείωση των Εισαγωγών, αφήνουν το περιθώριο στις Μονάδες Φ.Α. να καλύψουν μέρος του βασικού φορτίου. - Η μείωση της παραγωγής από Μονάδες Φ.Α. από το 2018 στο 2020 οφείλεται στην είσοδο της Λιγνιτικής Μονάδας Πτολεμαΐδα V, αλλά και στη μείωση της καθαρής ζήτησης, την οποία επωμίζονται όλη οι Μονάδες Φ.Α.. Λόγω και της μεγαλύτερης παραγωγής από Υ/Η, τα οποία κάλυψαν μεγαλύτερο μέρος των αιχμών το 2020 σε σχέση με το 2018, οι Μονάδες Φ.Α. κλήθηκαν να καλύψουν μικρότερο μέρος του ενδιάμεσου φορτίου και φορτίου αιχμής. - Η αύξηση του αριθμού των ωρών, κατά τις οποίες οι Μονάδες Φ.Α. καθορίζουν ΟΤΣ το 2018 σε σχέση με το 2014 οφείλεται κυρίως στη μείωση της εγκατεστημένης διαθεσιμότητας των Λιγνιτικών Μονάδων (αύξηση του αριθμού των ωρών καθορισμού κυρίως σε ώρες με χαμηλό φορτίο ζήτησης) και δευτερευόντως στην ανάγκη κάλυψης ευελιξίας του συστήματος. Παράλληλα παρατηρείται μείωση του αριθμού των ωρών καθορισμού ΟΤΣ από Μονάδες Φ.Α. ανεξάρτητων Παραγωγών, λόγω αφενός των φθηνότερων τιμών προσφοράς των Μονάδων της ΔΕΗ Α.Ε., αλλά και των Υ/Η, τα οποία λόγω τεχνικών χαρακτηριστικών αποτελούν οικονομικότερη επιλογή. - Η αύξηση του αριθμού των ωρών, κατά τις οποίες οι Λιγνιτικές Μονάδες καθορίζουν ΟΤΣ το 2020 σε σχέση με το 2018 κυρίως στο χρονικό διάστημα 9πμ-6μμ, παρά τη μείωση της εγκατεστημένης δυναμικότητας τους, οφείλεται στο γεγονός, πως λόγω μεγαλύτερης ανάγκης για ευελιξία εντάσσονται περισσότερες Μονάδες Φ.Α. στα τεχνικά τους ελάχιστα εκείνες τις ώρες, ούτως ώστε να καλύψουν την απότομη αύξηση του φορτίου το επόμενο χρονικό διάστημα, 7μμ. 10 μμ.. - Οι Μονάδες Σ.Κ. παρουσιάζουν μικρή μείωση στις ώρες, που καθορίζουν ΟΤΣ το 2020 σε σχέση με το 2018 λόγω της αύξηση των ωρών καθορισμού ΟΤΣ από τις Λιγνιτικές Μονάδες και την μείωση των ωρών των Υ/Η (μείωση 2%). Ωστόσο οι Μονάδες Σ.Κ. της ΔΕΗ Α.Ε. παρουσιάζουν αύξηση του αντίστοιχου αριθμού κατά 3%, ενώ οι Μονάδες Σ.Κ. των ανεξάρτητων Παραγωγών μείωση κατά 1%, λόγω των ακριβότερων προσφορών των τελευταίων σε σχέση με τις πρώτες. Σελίδα 127 από 181

128 MW Thousands - Οι Αεριοστροβιλικές Μονάδες καθορίζουν το 2020 περισσότερες ώρες ΟΤΣ, σε σχέση με τα προηγούμενα χρόνια, λόγω της μειωμένης εγκατεστημένης ισχύος των Λιγνιτικών Μονάδων, αλλά και λόγω του ότι λόγω τεχνοοικομικών χαρακτηριστικών, αποτελούν κάποιες ώρες, κατά τις οποίες μπορούν να παρέχουν Δευτερεύουσα Εφεδρεία, οικονομικότερη λύση σε σχέση με την ένταξη μιας Μονάδας Φ.Α. - Η ΔΕΗ Α.Ε. με την πάροδο των ετών λόγω κυριότητας Λιγνιτικών Μονάδων, οι οποίες αποζημιώνονται με ΟΤΣ μεγαλύτερες του οριακού τους κόστους, αλλά και Μονάδων Φ.Α. με τις φθηνότερες τιμές προσφοράς, αυξάνει τη δύναμη της στην Αγορά Ηλεκτρική Ενέργειας. Το έτος 2020 οι Μονάδες, τις οποίες κατέχει, καθορίζουν ΟΤΣ το 89,69% των ωρών του έτους, γεγονός, που την καθιστά οριακά μονοπωλιακή δύναμη. - Οι Μονάδες Φ.Α. των ανεξάρτητων Παραγωγών με την πάροδο των ετών καθορίζουν όλο και λιγότερες ώρες ΟΤΣ, με αποτέλεσμα να αποζημιώνονται με τιμές αρκετά χαμηλότερες του οριακού τους κόστους, γεγονός που καθιστά την οικονομική τους επιβίωση της Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας εξαιρετικά δύσκολη, μέχρι και ζημιογόνα. - Η Υ/Η αποζημιώνεται με τιμές ίσες του οριακού της κόστους. Εάν συνυπολογιστεί και το γεγονός, πως η ιδιοκτήτρια εταιρεία της κατέχει τις Λιγνιτικές Μονάδες, από τις οποίες αποσπά σημαντικό μέρος κέρδους, γίνεται αντιληπτό, πως η οικονομική της επιβίωση είναι εξασφαλισμένη, ακόμη και αν οι τιμές προσφοράς είναι στην πραγματικότητα χαμηλότερες από το πραγματικό οριακό κόστος της συγκεκριμένης Μονάδας. e3mlab UC Model - Σενάριο Ζήτησης 60, , , , , , (10,000.00) Years Load Res Lignite Gas Hydro NetImports Pumping Διάγραμμα 77: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (1) Σεναρίου Ζήτησης Σελίδα 128 από 181

129 Years e3mlab UC Model - Σενάριο Ζήτησης Pumping NetImports Hydro Thermal Res Load (10,000.00) 10, , , MW Thousands Διάγραμμα 78: Συγκεντρωτικά Αποτελέσματα (2) Σεναρίου Ζήτησης Πέρα από αυτά τα στοιχεία έχει πολύ μεγάλη σημασία να εξεταστεί τόσο η αποζημίωση των Μονάδων Παραγωγής σχετικά με τα εξεταζόμενα έτη του Σεναρίου Ζήτησης, όσο και η έννοια της ευελιξίας με πραγματικά μεγέθη, όπως αυτή αναλύεται στο κεφάλαιο Σενάριο ΑΠΕ Το Σενάριο ΑΠΕ δημιουργήθηκε, ώστε να μελετηθεί η περίπτωση, όπου το 2020 η παραγωγή των ΑΠΕ (μαζί με την Υ/Η Παραγωγή) ισοδυναμεί με το 40% της Συνολικής Ζήτησης. Η Υ/Η παραγωγή αποτελεί το 10% της Συνολικής Παραγωγής, ενώ η παραγωγή από ΑΠΕ το 30%. Οι Εισαγωγές παρέμειναν σταθερές, (η διαφορά των 9GWh οφείλεται στην μικρή μείωση τους κάποιες ώρες, κατά τις οποίες της ζήτησης με την ηλεκτροπαραγωγή από ΑΠΕ ήταν πολύ χαμηλή). Το Pumping αυξήθηκε λόγω της αύξησης της παραγωγής των ΑΠΕ κατά 5% σε σχέση με το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης Εικόνα 11: Αποτελέσματα (1) 2020 Σενάριο ΑΠΕ %Διαφορά Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ Διαφορά (MW) Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ % Συνολική 2020 Ζήτηση 2020 RES % Συνολική Ζήτηση Ζήτηση 54,617, ,617, % - ΑΠΕ 14,179, % 16,430, % 16% 2,251, Θερμικές Μονάδες 31,953, % 28,939, % -9% (3,014,170.21) Υ/Η 4,699, % 5,489, % 17% 790, Εισαγωγές 4,206, % 4,198, % 0% (7,578.00) Pumping 420, , % 19, Σελίδα 129 από 181

130 Εικόνα 12: Αποτελέσματα (2) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 13: Υπολογισμός Καθαρής Ζήτησης 2020 Σενάριο ΑΠΕ %Διαφορά Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ Διαφορά (MW) Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ % Συνολική 2020 Ζήτηση 2020 RES % Συνολική Ζήτηση Ζήτηση 54,617, ,617, % - ΑΠΕ 14,179, % 16,430, % 16% 2,251, Λιγνιτικές Μονάδες 21,389, % 19,840, % -7% (1,549,573.95) Μονάδες Φ.Α. 10,563, % 9,098, % -14% (1,464,596.26) Υ/Η 4,699, % 5,489, % 17% 790, Εισαγωγές 4,206, % 4,198, % 0% (7,578.00) Pumping 420, , % 19, %Διαφορά RES Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ Διαφορά (MW) Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ Καθαρή Ζήτηση 32,105, ,082, % (3,022,584.00) Αρχικά παρατηρούμε, πως η αύξηση στην Παραγωγή των ΑΠΕ μεταφράζεται στην μείωση της παραγωγής των Θερμικών Μονάδων, δεδομένου πως τα υπόλοιπα μεγέθη μένουν σταθερά. Η μείωση αυτή μοιράζεται ισόποσα σχεδόν μεταξύ των Μονάδων Φ.Α. και Λιγνιτικών σε απόλυτα μεγέθη. Σε ποσοστιαίο επίπεδο, όμως, η μείωση της παραγωγής των Μονάδων Φ.Α. είναι διπλάσια από τη μείωση των Λιγνιτικών. Διάγραμμα 79: Μοντέλο UC 01-07/01/2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 130 από 181

131 Διάγραμμα 80: Μοντέλο UC 01/01/2020 Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 81: Μοντέλο UC τελευταία εβδομάδα Μαρτίου 2020 Σενάριο ΑΠΕ Με βάση και τα παραπάνω διαγράμματα οι παρατηρήσεις, που μπορούν να εξαχθούν είναι τα εξής: - Η μείωση της καθαρής ζήτησης κατά MWh, που επιμερίστηκε σε μείωση της παραγωγής κατά MWh και MWh στις Μονάδες Φ.Α. δείχνει την αναγκαιότητα ένταξης των Μονάδων Φ.Α. λόγω των απότομων διακυμάνσεων της, αλλά και τα τεχνικά όρια των Λιγνιτικών Μονάδων. Αρχικά ας συγκρίνουμε τη μείωση της καθαρής ζήτησης μεταξύ του του Σεναρίου Ζήτησης και του 2020 Σεναρίου Ζήτησης- Σεναρίου ΑΠΕ σχετικά με τον επιμερισμό, που είχαν στην παραγωγή των Θερμικών Μονάδων. Παρατηρούμε πως οι Λιγνιτικές Μονάδες το 2020 σε σχέση με το 2018 του Σεναρίου Ζήτησης αύξησαν ελάχιστα την παραγωγή τους, παρά τη μείωση της καθαρής ζήτησης, αντίθετα με το 2020 του Σεναρίου ΑΠΕ, όπου η παραγωγή τους μειώθηκε. Σελίδα 131 από 181

132 - Εάν εξετάσουμε την τελευταία εβδομάδα του Μαρτίου του 2020, παρατηρούμε πως στις μέρες που τα Υ/Η δεν παρέχουν Δευτερεύουσα Εφεδρεία και σε ώρες όπου η καθαρή ζήτηση μειώνεται στα MW ( 10πμ 6μμ), το μοντέλο UC επιλέγει ως βέλτιστη λύση να διατηρήσει ενταγμένες δύο Μονάδες Φ.Α., οι οποίες αυξομειώνουν την παραγωγή τους (ramping) και μια Αεριοστροβολική Μονάδα, προκειμένου να συνεισφέρει σε Δευτερεύουσα Εφεδρεία, ενώ «σβήνει» όλες τις Λιγνιτικές. Σε επόμενη ημέρα όπου τα Υ/Η παρέχουν κομμάτι Δευτερεύουσας Εφεδρείας διατηρεί ενταγμένη μια Λιγνιτική Μονάδα, μια μονάδα Φ.Α., το ΣΗΘΥΑ λόγω μηδενικού τεχνικού ελαχίστου (το τεχνικό ελάχιστο εγχύεται υποχρεωτικά στο σύστημα και το υπόλοιπο συμμετέχει με συνάρτηση προσφοράς) καθώς και μια Αεριοστροβιλική Μονάδα. Συμπεραίνουμε, λοιπόν, πως η ευελιξία σε συνδυασμό με το ζήτημα της Δευτερεύουσας Εφεδρείας έχουν καθοριστικό ρόλο σε συνθήκη μεγάλης ένταξης των ΑΠΕ. Διαφορά % Σενάριο Ζήτησης Διαφορά (MW) %Διαφορά Σενάριο Σενάριο Ζήτησης- Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 14: Σύγκριση Καθαρής Ζήτησης Μεταξύ 2020 Σενάριο Ζήτησης - Σενάριο ΑΠΕ Εικόνα 15: Σύγκριση Καθαρής Ζήτησης Μεταξύ 2018 Σενάριο Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Διαφορά (MW) 2020 Σενάριο Ζήτησης- Σενάριο ΑΠΕ RES Καθαρή Ζήτηση 33,805, ,105, ,082, % (1,700,342.34) -9% (3,022,584.00) Λιγνιτικές Μονάδες 21,198, ,389, ,840, % 191, % (1,549,573.95) Μονάδες Φ.Α. 12,164, ,563, ,098, % (1,600,667.44) -14% (1,464,596.26) Υ/Η 3,794, ,699, ,489, % 904, % 790, Διαφορά % Σενάριο Ζήτησης Διαφορά (MW) %Διαφορά Σενάριο Σενάριο ΑΠΕ Ζήτησης Σενάριο Ζήτησης Διαφορά (MW) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σενάριο Ζήτησης RES Καθαρή Ζήτηση 33,805, ,105, ,082, % (1,700,342.34) -14% (4,722,926.34) Λιγνιτικές Μονάδες 21,198, ,389, ,840, % 191, % (1,358,448.34) Μονάδες Φ.Α. 12,164, ,563, ,098, % (1,600,667.44) -25% (3,065,263.70) Υ/Η (Hydro Bid) 442, , , % (290,820.51) -68% (299,234.30) - Εξετάζοντας τις Καμπύλες Παραγωγής των Λιγνιτικών Μονάδων, γίνεται αντιληπτό, πως η μείωση λειτουργίας τους οφείλεται στη μείωση ωρών λειτουργίας σε χαμηλά φορτία. Υπάρχουν, δηλαδή, περισσότερες ώρες κατά τις οποίες οι Λιγνιτικές Μονάδες κλείνουν λόγω της μείωσης της καθαρής ζήτησης και άλλων παραγόντων που αναλύθηκαν παραπάνω. Εξετάζοντας τις εκκινήσεις ανά Μονάδα παρακάτω θα δούμε την αύξηση τους σε σχέση με το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης - Εξετάζοντας τις Καμπύλες Παραγωγής των Μονάδων Φ.Α., παρατηρούμε, πως λειτουργούν περισσότερες ώρες σε φορτίο 500 MW. Οι ώρες, αυτές, αντιστοιχούν σε μέρες, όπως αναλύθηκε και παραπάνω, όπου η καθαρή ζήτηση είναι πολύ μικρή ( MW) και το μοντέλο UC επιλέγει να διατηρήσει δύο Μονάδες Φ.Α. ενταγμένες και να κλείσει τις Λιγνιτικές. Σελίδα 132 από 181

133 MW Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη (MW) Hours 2020 LIGN 2020 LIGN RES Διάγραμμα 82: Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Ανηγμένη Καμπύλη Λιγνίτη % Hours 2020 LIGN 2020 LIGN RES Διάγραμμα 83: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Λιγνίτη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 133 από 181

134 MW Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α. (MW) Hours 2020 GAS 2020 GAS RES Διάγραμμα 84: Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο ΑΠΕ % Ανηγμένη Καμπύλη Φ.Α. Hours 2020 GAS 2020 GAS RES Διάγραμμα 85: Ανηγμένη Καμπύλη Παραγωγής Φ.Α Σενάριο ΑΠΕ Η μεγάλη διαφορά των προφίλ λειτουργία των Θερμικών Μονάδων και η έντονη αυξομείωση της παραγωγής των Μονάδων Φ.Α. σε ωριαία βάση αποδεικνύεται και από τα παρακάτω διαγράμματα. Σελίδα 134 από 181

135 MW Unit commitment profile of thermal plants(mw)- e3mlab UC model 01/07/2020 target RES TUESDAY Lignite Gas Διάγραμμα 86: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 01/07/2020 Σενάριο ΑΠΕ Unit commitment profile of thermal plants(mw) e3mlab UC model 1st week of January 2020 target RES HOURS Lignite Gas Διάγραμμα 87: Προφίλ Λειτουργίας Θερμικών Μονάδων 1 η εβδομάδα 2020 Σενάριο ΑΠΕ Πίνακας 40: Καθορισμός ΟΤΣ (1) 2020 Σενάριο ΑΠΕ Plant 2020 RES SMP Hours % MAX MIN AVERAGE STDEV "LIGN" % "GTCC-PPC" % "GTCC-PRIV" % "HYDRO" % "WT-PRIV" % "CHP" % Σελίδα 135 από 181

136 Πίνακας 41: Καθορισμός ΟΤΣ (2) 2020 Σενάριο ΑΠΕ 2020 RES 1-8h % 9-18h % h % h %4 Average Load of Thermal Plants (MW) Number of Hours LIGN % % 137 9% % GTCC-PPC % % % % GTCC-PRIV 138 5% 111 3% 137 9% % HYDRO 44 2% 126 3% % 77 11% WT-PRIV 25 1% 27 1% 74 5% 23 3% CHP 56 2% 60 2% 57 4% 24 3% Εξετάζοντας την Οριακή Τιμή Συστήματος και τις Μονάδες, που την καθόριζαν για το 2020 του Σεναρίου ΑΠΕ, παρατηρούμε τα εξής: - Οι Λιγνιτικές Μονάδες διαμορφώνουν ΟΤΣ σχεδόν τις μισές ώρες του έτους, ως αποτέλεσμα της μείωσης της καθαρής ζήτησης. Αξίζει να παρατηρηθεί πως η μέγιστη διαθέσιμη ισχύς τους (4.287 MW) είναι μεγαλύτερη από το μέσο φορτίο, που καλούνται να καλύψουν οι Θερμικές Μονάδες σε όλα τα χρονικά διαστήματα. - Η αύξηση των ωρών καθορισμού ΟΤΣ από τις Λιγνιτικές Μονάδες στο χρονικό διάστημα 9πμ 6μμ οφείλεται στο γεγονός, πως η καθαρή ζήτηση μειώνεται τις ώρες εκείνες και οι Μονάδες Φ.Α., που λειτουργούν στα τεχνικά τους ελάχιστα για να καλύψουν την αύξηση της ζήτησης στο επόμενο χρονικό διάστημα, δε μπορούν να καθορίσουν ΟΤΣ τις ώρες αυτές. - Το εξαιρετικά ενδιαφέρον είναι το στοιχείο πως το χρονικό διάστημα 7μμ. 10μμ. αυξάνεται ο αριθμός των Λιγνιτικών Μονάδων, που καθορίζουν ΟΤΣ κυρίως στις 7μμ. 8μμ. τους μήνες Μάρτιος Απρίλιος (68 ώρες από τις 137). Την άνοιξη, λόγω του ότι η ημέρα μεγαλώνει, τα Φ/Β παράγουν μέχρι τις 8-9 μμ., ώρες κατά τις οποίες σταματάει η παραγωγή τους σχεδόν γραμμικά. Εκείνες τις ώρες, επομένως, αυξάνεται αντίστοιχα η ζήτηση (7-8μμ. και 8-9μμ), περισσότερο από το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Το μοντέλο UC εκκινά τις μέρες αυτές μία Μονάδα Σ.Κ στις 7μμ. και μια στις 8μμ, οι οποίες παράγουν φορτίο ίσο με το τεχνικό τους ελάχιστο, προκειμένου να καλύψουν την αύξηση της ζήτησης στις 9μμ., δίνοντας έτσι τη δυνατότητα στους Λιγνιτικούς Σταθμούς να καθορίσουν ΟΤΣ στις 7-8μμ.. - Το χρονικό διάστημα 7-10μμ. καθορίζουν οι Μονάδες Φ.Α. ΟΤΣ το 62% των ωρών (911 ώρες σε σχέση με το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης όπου καθόρισαν 914 ώρες). Οι Μονάδες Σ.Κ. αύξησαν κατά 9 τις ώρες, που καθόρισαν ΟΤΣ. Ωστόσο οι Μονάδες των ανεξάρτητων παραγωγών παρουσιάζουν μείωση του αριθμού κατά 18 ώρες, ενώ οι Μονάδες Σ.Κ. της ΔΕΗ Α.Ε. αύξηση κατά 27 ώρες. Σελίδα 136 από 181

137 MW Πίνακας 42: Διαφορές ΟΤΣ μεταξύ 2020 Σεναρίου ΑΠΕ και Ζήτησης Καθορισμός ΟΤΣ 2020 Σενάριο ΑΠΕ - Σενάριο Ζήτησης 1-8h 9-18h 19-22h 23-24h Σύνολο Ωρών LIGN GTCC-PPC GTCC-PRIV HYDRO WT-PRIV CHP Αθροιστικά Μονάδες Σ.Κ Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid) Ώρες Χειμώνας Άνοιξη Καλοκαίρι Φθινόπωρο Διάγραμμα 88: Μέση Ζήτηση Φορτίου ανά εποχή 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες και την Υ/Η Μονάδα (Hydro Bid) _RES 2020_base Διάγραμμα 89: Μέση Ζήτηση Φορτίου ετήσια 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 137 από 181

138 - Η μικρή μείωση των ωρών καθορισμού των Λιγνιτικών Μονάδων στο χρονικό διάστημα 1πμ. 8πμ. οφείλεται στην μείωση της ζήτησης φορτίου αντί της αύξησης την ώρα 8-9πμ. (εξετάζοντας το έτος 2020 του Σεναρίου ΑΠΕ σε σχέση με το αντίστοιχο του Σεναρίου Ζήτησης). Κάποιες ημέρες κυρίως στους μήνες Μάρτιο-Μάιο, η καθαρή ζήτηση είναι αρκετά χαμηλή και οι Λιγνιτικές Μονάδες, που είναι ενταγμένες, λειτουργούν κοντά στα τεχνικά τους μέγιστα τις ώρες 1πμ-5πμ. Την αυξανόμενη μείωση της ζήτησης μέχρι τις 4 την καλύπτουν αυτές, καθορίζοντας ΟΤΣ εκείνες τις ώρες, είτε Μονάδες Φ.Α. που έχουν παραμείνει ενταγμένες από το προηγούμενο βράδυ. Τις ώρες 5-8 μ.μ., όπου παρατηρείται αύξηση φορτίου οι Λιγνιτικές Μονάδες αυξάνουν την παραγωγή στα τεχνικά τους μέγιστα, καθώς είναι αδύνατη η ένταξη άλλης μονάδας για να καλύψει αυτήν την αύξηση των τεσσάρων ωρών. Λόγω του ότι η καθαρή ζήτηση ελαττώνεται απότομα στο αμέσως επόμενο χρονικό διάστημα (9πμ 6μμ.), το Μοντέλο UC παύει τη λειτουργία των Μονάδων Φ.Α. τις πρώτες πρωινές ώρες (4-5 μμ.). Αυτό έχει ως αποτέλεσμα στις 7-8μμ., ώρες κατά τις οποίες παρατηρείται μια μικρή αύξηση φορτίου να εντάσσει μία Αεριοστροβιλική Μονάδα ή την Μονάδα ΣΗΘΥΑ, ή την Υ/Η, προκειμένου να αντιμετωπίσει αυτή την αύξηση και να την «σβήσει» αμέσως μετά, λόγω των πολύ μικρών ελάχιστων χρόνων ένταξης τους (1, 0, 0 ώρες αντίστοιχα). Στο παρακάτω σχήμα παρατηρείται αυτή η μεταβολή της ζήτησης από τις 7 8 π.μ., κυρίως σε σχέση με τις ώρες 8-9 π.μ. ανάμεσα στο έτος 2020 των δύο Σεναρίων. Λόγω του ελαχίστου χρόνου ένταξης οι Μονάδες Σ.Κ. δεν μπορούν να εκκινήσουν και να σταματήσουν σε αυτό το μικρό χρονικό διάστημα (να καλύψουν δηλαδή την αύξηση από τις 5-8μμ.), αλλά και αυτές που ήταν ήδη ανοιχτές από τις πρώτες ώρες της ημέρας (1-2πμ), ιδιαίτερα την άνοιξη που λόγω των αιολικών η ζήτηση είναι πολύ χαμηλή ήδη από εκείνες τις ώρες, σβήνουν στις πρώτες ώρες 1-2μμ. Το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης λόγω της αύξησης της ζήτησης από τις 8μμ στις 9μμ., της μεγαλύτερης καθαρής ζήτησης λόγω μικρότερης παραγωγής των αιολικών (200 MW ανά ώρα), αλλά και της μικρότερης μείωσης της τις ώρες 9-18μμ., λόγω μικρότερης παραγωγής από Φ/Β, οι Μονάδες Σ.Κ. που ήταν ενταγμένες μπορούσαν και λόγω κάλυψης του τεχνικού περιορισμού του ελαχίστου χρόνου ένταξης να συνεχίσουν να λειτουργούν από τις 1-9 π.μ. - Λόγω του παραπάνω συμπεράσματος παρατηρούμε μια άνοδο του αριθμού των ωρών καθορισμού ΟΤΣ στο χρονικό διάστημα 1-8 π.μ. στις Αεριοστροβιλικές Μονάδες, την Μονάδα ΣΗΘΥΑ και την Υ/Η, καθώς και αντίστοιχα πτώση στις Μονάδες Σ.Κ. - Τις ώρες 11-12μμ. η καθαρή ζήτηση έχει μειωθεί λόγω των ΑΠΕ και η αύξηση των ωρών που καθορίζουν ΟΤΣ, οι Λιγνιτικές Μονάδες αφορά κυρίως τους μήνες Ιανουάριο, Μάρτιο, Απρίλιο και Νοέμβριο. Όπως παρατηρούμε στο παρακάτω σχήμα, αυτούς τους μήνες είναι αρκετά χαμηλή η ζήτηση, άρα Μονάδες Φ.Α. κλείνουν, αλλά και η μείωση της από τις 11 στις 12 δεν είναι μεγάλη σε απόλυτο αριθμό, με αποτέλεσμα οι Λιγνίτες να δύνανται να καθορίσουν ΟΤΣ 35 ώρες παραπάνω από το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. - Λόγω της μεγάλης αύξησης του αριθμού ωρών, κατά τις οποίες καθορίζουν ΟΤΣ οι Λιγνιτικές Μονάδες, η ΔΕΗ Α.Ε. αυξάνει το ποσοστό ωρών καθορισμού ΟΤΣ, ίσο με 90,41% (7920 ώρες) έναντι του 9,59% (840 ώρες) των ανεξάρτητων παραγωγών, καθορίζει ΟΤΣ δηλαδή 63 ώρες παραπάνω σε σχέση με το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Σελίδα 138 από 181

139 % MW Οριακή Τιμή Συστήματος Ώρες 2020 RES 2020 base Διάγραμμα 90: Καμπύλη ΟΤΣ 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid) Σενάριο Ζήτησης 'Ωρες Μάρτιος Απρίλιος Νοέμβριος Διάγραμμα 91: Μέση Ζήτηση Φορτίου 2020 Σενάριο Ζήτησης Ωριαία μεταβολή Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid) 2020 Σενάριο % ανά ώρα ΩΡΕΣ 2020_RES 2020_base Διάγραμμα 92: Ωριαία Μεταβολή Μέσης Ζήτησης Φορτίου 2020 Σενάριο ΑΠΕ και Ζήτησης Σελίδα 139 από 181

140 MW MW Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid)- Ιανουάριος Hours Ιανουάριος Ιανουάριος Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 93: Μέση Ζήτηση Φορτίου Ιανουάριος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid)- Μάρτιος Hours Μάρτιος Μάρτιος Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 94: Μέση Ζήτηση Φορτίου Μάρτιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 140 από 181

141 MW MW Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid)- Απρίλιος Hours Απρίλιος Απρίλιος Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 95: Μέση Ζήτηση Φορτίου Απρίλιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid)- Νοέμβριος Hours Νοέμβριος Νοέμβριος Σενάριο ΑΠΕ Διάγραμμα 96: Μέση Ζήτηση Φορτίου Νοέμβριος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Σελίδα 141 από 181

142 MW MW Μέση Ζήτηση Φορτίου για τις Θερμικές Μονάδες & την Υ/Η Μονάδα(Hydro Bid) Άνοιξη2020_base Άνοιξη2020_RES Διάγραμμα 97: Μέση Ζήτηση Φορτίου Άνοιξη 2020 Σενάριο ΑΠΕ Παραγωγή από Αιολικά Ώρες Άνοιξη2020_RES Άνοιξη2020_base Διάγραμμα 98: Μέση Παραγωγή Αιολικών Απρίλιος 2020 Σενάριο ΑΠΕ Όσον αφορά τις οικονομικές αποζημιώσεις και τον αριθμό εκκινήσεων Πίνακας 43: Αποτελέσματα ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μονάδα Παραγωγής Ετήσια Παραγωγή (MWh) Μέγιστη Παραγωγή (MW) Ελάχιστη Παραγωγή (MW) Μέση Παραγωγή (MW) Παραγωγή Στο Μέγιστο Φορτίο % Αμοιβή 10 6 Μέση Τιμή Αμοιβής AGDIM_I 1,511, % AGDIM_II 1,530, % AGDIM_III 1,721, % AGDIM_IV 1,777, % AGDIM_V 2,451, % AM_I 929, % AM_II 923, % Σελίδα 142 από 181

143 MELITI 1,323, % PTOL_V 4,897, % MEGAL_III 1,155, % MEGAL_IV 1,618, % MEGAL_V 3,758, % KOMOTINI 46, % LAVR_4 136, % LAVR_5 790, % ALIV_V 1,994, % ENTHES 100, % THISVI 351, % IRON_II 26, % PROTERGIA 19, % KORINTHOS 638, % ATE_CHP 70, % IRON_1 9, % IRON_2 9, % IRON_3 8, % Bid_Hydro 143, % Πίνακας 44: Διαφορά Αποτελεσμάτων ανά Μονάδα Παραγωγής μεταξύ Σεναρίου Ζήτησης και ΑΠΕ Διαφορά 2020 Σενάριο Ζήτησης Σενάριο ΑΠΕ Μονάδα Παραγωγής Ετήσια Παραγωγή (MWh) Διαφορά % της Ετήσιας Παραγωγής Παραγωγή Στο Μέγιστο Φορτίο % Αμοιβή 10 6 Μέση Τιμή Αμοιβής AGDIM_I (109,239.82) -7% -5% AGDIM_II (131,441.31) -8% -5% AGDIM_III (102,839.87) -6% -4% AGDIM_IV (66,422.55) -4% -3% AGDIM_V (119,892.52) -5% -4% AM_I (166,918.21) -15% -7% AM_II (135,734.61) -13% -6% MELITI (97,585.37) -7% -4% PTOL_V (265,756.18) -5% -5% MEGAL_III (162,086.83) -12% -7% MEGAL_IV (191,656.69) -11% -9% MEGAL_V (289,222.51) -7% -4% KOMOTINI 23, % 1% LAVR_4 26, % 0% LAVR_5 (363,628.98) -31% -11% ALIV_V (357,834.77) -15% -10% ENTHES 2, % 0% Σελίδα 143 από 181

144 THISVI (190,243.59) -35% -5% IRON_II 11, % 0% PROTERGIA (68,596.52) -78% -2% KORINTHOS (267,178.37) -30% -7% ATE_CHP 20, % 1% IRON_1 (3,704.39) -28% -2% IRON_2 (3,235.11) -26% -2% IRON_3 (4,542.88) -35% -2% Bid_Hydro (8,413.79) -6% 0% Αρχικά, όπως είναι αναμενόμενο λόγω της μείωσης της συνολικής παραγωγής των Θερμικών Μονάδων, παρατηρούμε μείωση της παραγωγής της κάθε Λιγνιτικής Μονάδας, αλλά και μια διαφοροποίηση στις Μονάδες Φ.Α.. - Η μεγαλύτερη μείωση ποσοστιαία μεταξύ των Λιγνιτικών Μονάδων παρατηρείται στις Μονάδες Αμύνταιο Ι & ΙΙ και Μεγαλόπολη ΙΙΙ, επειδή έχουν τις πιο ακριβές τιμές προσφοράς, και στη Μεγαλόπολη IV, λόγω του χαμηλού ρυθμού ramp σε συνδυασμό με το υψηλό τεχνικό ελάχιστο. Αντίθετα η μικρότερη μείωση παρατηρείται στην Πτολεμαΐδα V και στους Αγ. Δημήτριος IV & V, μονάδες με τις χαμηλότερες τιμές προσφοράς σε σχέση με τις υπόλοιπες Λιγνιτικές. - Η πτώση του ποσοστού της ισοδύναμης παραγωγής σε μέγιστο φορτίο των Λιγνιτικών Μονάδων οφείλεται στη μεγάλη ένταξη των ΑΠΕ, κυρίως των αιολικών, τα οποία παρουσιάζουν χαρακτηριστικά βασικού φορτίου. Σε συνδυασμό με τη μεγάλη αύξηση των συνολικών εκκινήσεων ανά έτος γίνεται αντιληπτό πως επηρεάζει τη λειτουργία τους η μεγάλη αύξηση της καθαρής ζήτησης. - Οι Μονάδες Φ.Α. μειώθηκαν σε συνολική παραγωγή, ωστόσο αυτή η μείωση εκφράστηκε με την αύξηση της παραγωγής κάποιων μονάδων και τη μείωση άλλων. Η αύξηση της συνολικής παραγωγής των Μονάδων Κομοτηνή, Λαύριο IV και του ΣΗΘΥΑ, οφείλεται στη χαμηλή τιμή τεχνικού ελάχιστου (MW). Λόγω της αυξημένης ένταξης των ΑΠΕ Μονάδες με χαμηλό τεχνικό ελάχιστο μπορούν να ανταποκριθούν στις ανάγκες του συστήματος, ιδιαίτερα τις ώρες κατά τις οποίες παράγουν τα Φ/Β και άρα η καθαρή ζήτηση μειώνεται εξαιρετικά. Οι μονάδες Ήρων CC και Ενθές, λόγω των υψηλότερων τιμών προσφοράς σε συνδυασμό με τα μικρότερα βήματα (MW) των τιμών προσφοράς, όπως φαίνεται και από το Μέσο Χρονικό Διάστημα Ένταξης, χρησιμοποιούνται από το μοντέλο UC βοηθητικά προς τις άλλες Μονάδες Φ.Α. ως εξής: εντάσσονται για τον ελάχιστο χρόνο ένταξης και παράγουν φορτίο ίσο με τα τεχνικά ελάχιστα, δίνοντας παράλληλα Δευτερεύουσα ή/και Πρωτεύουσα Εφεδρεία, δίνοντας έτσι τη δυνατότητα στις υπόλοιπες, πιο οικονομικές, Μονάδες να καλύψουν τις αυξομειώσεις φορτίου (ramping) και τελικά να καθορίσουν ΟΤΣ. Χαρακτηριστικό αυτής της λειτουργίας, που θα μπορούσε να χαρακτηριστεί σαν βασικό φορτίο σύντομου χρονικού διαστήματος (7-9 ώρες), είναι το γεγονός πως καθορίζουν ΟΤΣ 8 ώρες η Ενθές και 2 ώρες ο Ήρων CC κατά τη διάρκεια όλου του έτους. - Παρατηρούμε, πως λόγω της μεγάλης ένταξης των ΑΠΕ, το ποσοστό παραγωγής σε φορτίο κοντά στο τεχνικό μέγιστο μειώνεται σε όλες τις Μονάδες, με εξαίρεση την Κομοτηνή, η οποία λόγω μεγάλου εύρους λειτουργίας (τεχνικό ελάχιστο τεχνικό μέγιστο) καλύπτει τις ανάγκες για ramping, οι οποίες είναι αυξημένες σε σχέση με το 2020 του Σεναρίου Ζήτησης. Σελίδα 144 από 181

145 - Η μέση τιμή αμοιβής μειώνεται στις περισσότερες Μονάδες, με εξαίρεση κάποιες Μονάδες Σ.Κ. και τη Μονάδα ΣΗΘΥΑ. Ωστόσο συνεχίζει να παρατηρείται το πρόβλημα της αποζημίωσης των Μονάδων Φ.Α. (χαμηλότερη μέση τιμή αποζημίωσης από το οριακό κόστος), παρά την αυξημένη αναγκαιότητα λειτουργίας τους λόγω των ΑΠΕ. Η αναγκαιότητα αυτή, ειδικά αν συνυπολογίσουμε και το οικονομικό αντίκτυπο στους παραγωγούς από την αύξηση των εκκινήσεων ανά έτος, όχι μόνο δεν αποζημιώνεται οικονομικά, αλλά αντίθετα δημιουργεί περαιτέρω προβλήματα στην οικονομική επιβίωση των Μονάδων Φ.Α., ιδιαίτερα των ανεξάρτητων παραγωγών. Πίνακας 45: Συνολικές Εκκινήσεις ανά Μονάδα Παραγωγής 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μέσο Χρονικό Μονάδες Διάστημα Σενάριο Σενάριο Διαφορά Παραγωγής/Εκκινήσεις Ένταξης ΑΠΕ Ζήτησης ανά εκκίνηση AGDIM_I AGDIM_II AGDIM_III AGDIM_IV AGDIM_V AM_I AM_II MELITI PTOL_V MEGAL_III MEGAL_IV MEGAL_V KOMOTINI LAVR_ LAVR_ ALIV_V ENTHES THISVI IRON_II PROTERGIA KORINTHOS ATE_CHP IRON_ IRON_ IRON_ Bid_Hydro Σελίδα 145 από 181

146 Πίνακας 46: Συνολικές εκκινήσεις ανά Μονάδα με βάση τον τύπο καυσίμου 2020 Σενάριο ΑΠΕ Μονάδες Παραγωγής/Εκκινήσεις 2020 Σενάριο ΑΠΕ 2020 Σενάριο Ζήτησης Διαφορά Λιγνιτικές Μονάδες Μονάδες Σ.Κ ΣΗΘΥΑ Αεριοστροβιλικές Μονάδες Y/H Σύνολο Θερμικών Μονάδων με κόστος εκκίνησης (εκτός ΣΗΘΥΑ) Σύνολο Μονάδων Τέλος υπολογίζεται το κόστος παραγωγής, καθώς και το μέσο κόστος παραγωγής ( /MWh), το οποίο και αυξάνεται σε σχέση με το έτος 2020 του Σεναρίου Ζήτησης, λόγω του κόστους που προκύπτει από τη μεγάλη αύξηση των εκκινήσεων των Θερμικών Μονάδων. Πίνακας 47: Συνολικό Κόστος Παραγωγής Σενάριο ΑΠΕ e3mlab UC model Κόστος Παραγωγής ( ) Παραγωγή (MWh) /MWh 2020 Σενάριο ΑΠΕ 2020 Σενάριο Ζήτησης 2,086,929, ,153,994, ,432, ,656, Σενάριο Εισαγωγών Το σενάριο Εισαγωγών δημιουργήθηκε, όπως περιγράφεται αναλυτικότερα στο 6 ο κεφάλαιο, προκειμένου να απαντηθεί το ερώτημα της αναγκαιότητα των Μονάδων Φ.Α. για λόγους ευελιξίας και μόνο. Έγινε η υπόθεση της μεγάλης αύξησης των Εισαγωγών, οι οποίες καλύπτουν μεγάλο μέρος του βασικού φορτίου, έτσι ώστε να μη χρειάζονται οι Μονάδες Φ.Α. να ενταχθούν για λόγους κάλυψης της αυξανόμενης ζήτησης με την πάροδο των ετών. Επίσης έγινε η υπόθεση, πως οι Ανεξάρτητοι Παραγωγοί αυξάνουν κατά ένα σταθερό ποσό τις τιμές προσφοράς, λόγω χαμηλών αποζημιώσεων, που οφείλονται στην αμοιβή τους βάσει Οριακών Τιμών Συστήματος, μικρότερης από το Οριακό τους Κόστος. Το οικονομικό πρόβλημα των Ανεξάρτητων Παραγωγών φάνηκε ξεκάθαρα στα αποτελέσματα του Σεναρίου Ζήτησης, στην προηγούμενη παράγραφο Για το έτος 2014 του Σεναρίου Εισαγωγών μέχρι τις 31 Ιουνίου, όπου και η λειτουργία του DC καλώδιου διασυνδέσεων με την Ιταλία δεν είχε αποκατασταθεί, τα αποτελέσματα είναι ίδια με το Σενάριο Ζήτησης. Από την 1 η Ιουλίου και μετέπειτα χρονικά παρατηρούνται οι εξής διαφορές. Σελίδα 146 από 181

147 2014 Σενάριο Ζήτησης % Συνολική Ζήτηση Εικόνα 16: Αποτελέσματα (1) 2014 Σενάριο Εισαγωγών Εικόνα 17: Αποτελέσματα (2) 2014 Σενάριο Εισαγωγών 2014 Σενάριο Εισαγωγών % Συνολική Ζήτηση %Διαφορά Σενάριο Εισαγωγών - Σενάριο Ζήτησης Διαφορά (MW) Σενάριο Εισαγωγών - Σενάριο Ζήτησης Ζήτηση 51,385, ,385, % - ΑΠΕ 8,821, % 8,821, % 0% - Θερμικές Μονάδες 33,459, % 31,933, % -5% (1,526,016.76) Υ/Η 3,360, % 3,389, % 1% 28, Εισαγωγές 6,166, % 7,663, % 24% 1,497, Pumping 422, , % Σενάριο Ζήτησης % Συνολική Ζήτηση 2014 Σενάριο Εισαγωγών % Συνολική Ζήτηση %Διαφορά Σενάριο Εισαγωγών - Σενάριο Ζήτησης Διαφορά (MW) Σενάριο Εισαγωγών - Σενάριο Ζήτησης Ζήτηση 51,385, ,385, % - ΑΠΕ 8,821, % 8,821, % 0% - Λιγνιτικές Μονάδες 24,801, % 24,270, % -2% (531,745.06) Μονάδες Φ.Α. 8,657, % 7,663, % -11% (994,271.71) Υ/Η 3,360, % 3,389, % 1% 28, Εισαγωγές 6,166, % 7,663, % 24% 1,497, Pumping 422, , % - Παρατηρούμε πως η μείωση της ζήτησης των Θερμικών Μονάδων και του Υ/Η (Hydro Bid) επιμερίζεται αρχικά στη μείωση της παραγωγής των Θερμικών Μονάδων και σε μια μικρή αύξηση της παραγωγής του Υ/Η. Μεταξύ των Θερμικών Μονάδων η μεγαλύτερη μείωση παραγωγής, ποσοστιαία και απόλυτα, εμφανίζεται στις Μονάδες Φ.Α.. Το αποτέλεσμα αυτό, είναι λογικό, αφού οι Εισαγωγές καλύπτουν μεγαλύτερο μέρος του βασικού φορτίου, μετατοπίζοντας την καμπύλη παραγωγής προς τα πάνω και μειώνοντας το ενδιάμεσο φορτίο, όπως παρατηρείται από το παρακάτω διάγραμμα. Διάγραμμα 99: Μοντέλο UC 01/09/2014 Σενάριο Εισαγωγών Σελίδα 147 από 181

Οριακή Τιμή Ελληνικού Συστήματος

Οριακή Τιμή Ελληνικού Συστήματος Οριακή Τιμή Ελληνικού Συστήματος σύμφωνα με τις διατάξεις του Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος & Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας Αναστάσιος Γ. Μπακιρτζής Καθηγητής Α.Π.Θ. Εργαστήριο Συστημάτων Ηλεκτρικής

Διαβάστε περισσότερα

ΑΥΞΗΜΕΝΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ Φ/Β ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ: ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

ΑΥΞΗΜΕΝΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ Φ/Β ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ: ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ : Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΤΗΜΜΥ ΑΠΘ Μπίσκας Παντελής Λέκτορας ΤΗΜΜΥ ΑΠΘ Σίμογλου Χρήστος Δρ. Ηλεκτρολόγος Μηχ/κός ΑΠΘ Μελέτη Εργαστηρίου Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Π.Θ. για λογαριασμό

Διαβάστε περισσότερα

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΤΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ ΤΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΤΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ ΤΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΤΗΜΜΥ ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΤΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ ΤΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΤΗΜΜΥ ΑΠΘ Μπίσκας

Διαβάστε περισσότερα

Οργάνωση της Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας

Οργάνωση της Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Οργάνωση της Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Αναστάσιος Γ. Μπακιρτζής Καθηγητής Α.Π.Θ. Εργαστήριο Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών

Διαβάστε περισσότερα

Missing Money Problem στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Ελλάδας

Missing Money Problem στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Ελλάδας Missing Money Problem στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Ελλάδας Παντελής Κάπρος E3mlab ΕΜΠ ΙΕΝΕ, 20 ο Συνέδριο, Αθήνα Νοέμβριος 2015 11/12/2015 E3MLAB - ΕΜΠ / ΙΕΝΕ 2015 ΣΥΝΈΔΡΙΟ Ε&Α 1 Εισαγωγή Σημασία

Διαβάστε περισσότερα

ΕΘΝΙΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΛΛΗΛΕΞΑΡΤΗΣΗ ΑΓΟΡΑΣ & ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ

ΕΘΝΙΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΛΛΗΛΕΞΑΡΤΗΣΗ ΑΓΟΡΑΣ & ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΕΘΝΙΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΛΛΗΛΕΞΑΡΤΗΣΗ ΑΓΟΡΑΣ & ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Α. Τασούλης ΔΕΣΜΗΕ 8-10 Μαρτίου 2010 ΤΕΕ -- ΕΝΕΡΓΕΙΑ: σημερινή εικόνα - σχεδιασμός - προοπτικές ΙΣΤΟΡΙΚΟ Νόμος 2773/1999 - Απελευθέρωση

Διαβάστε περισσότερα

Ο εθνικός ενεργειακός σχεδιασμός

Ο εθνικός ενεργειακός σχεδιασμός ΣΥΝ ΕΣΜΟΣ ΕΤΑΙΡΙΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ Σχεδιάζοντας το ενεργειακό μέλλον Σύνοψη Μελέτης του Συνδέσμου Εταιριών Φωτοβολταϊκών για την περίοδο 2015-2030 Ιούλιος 2014 Ο εθνικός ενεργειακός σχεδιασμός Στην κατάρτιση

Διαβάστε περισσότερα

ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ. Απώλειες Συστήματος

ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ. Απώλειες Συστήματος ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ Απώλειες Συστήματος Η παραγόμενη ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας μειώνεται κατά τις απώλειες Συστήματος (μεταφοράς) με το συντελεστή της αντίστοιχης

Διαβάστε περισσότερα

1. Αναγκαιότητα συμπλήρωσης του υφιστάμενου θεσμικού πλαισίου - Σκοπός των Αποθηκευτικών Σταθμών (ΑΣ)

1. Αναγκαιότητα συμπλήρωσης του υφιστάμενου θεσμικού πλαισίου - Σκοπός των Αποθηκευτικών Σταθμών (ΑΣ) Κ Υ Ρ Ι Α Σ Η Μ Ε Ι Α Τ Η Σ Π Ρ Ο Τ Α Σ Η Σ Τ Η Σ Ρ Υ Θ Μ Ι Σ Τ Ι Κ Η Σ Α Ρ Χ Η Σ Ε Ν Ε Ρ Γ Ε Ι Α Σ Π Ρ Ο Σ Τ Ο Υ Π Ε Κ Α Γ Ι Α Τ Η Σ Υ Μ Π Λ Η Ρ Ω Σ Η Τ Ο Υ Θ Ε Σ Μ Ι Κ Ο Υ Π Λ Α Ι Σ Ι Ο Υ Σ Χ Ε Τ Ι Κ

Διαβάστε περισσότερα

Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Μάιος 2016

Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Μάιος 2016 Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Μάιος 2016 Εισαγωγή Θεσμικό Πλαίσιο Συμμετέχοντες και Συμβαλλόμενοι Γενική Περιγραφή της Αγοράς Τα μέρη της Αγοράς: Προθεσμιακή και Προημερήσια

Διαβάστε περισσότερα

ΚΩ ΙΚΕΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΛΑΙΣΙΟ ΒΑΣΙΚΩΝ ΑΡΧΩΝ ΣΧΕ ΙΑΣΜΟΥ ΑΓΟΡΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΕΣ ΙΑΤΑΞΕΙΣ

ΚΩ ΙΚΕΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΛΑΙΣΙΟ ΒΑΣΙΚΩΝ ΑΡΧΩΝ ΣΧΕ ΙΑΣΜΟΥ ΑΓΟΡΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΕΣ ΙΑΤΑΞΕΙΣ ΚΩ ΙΚΕΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΛΑΙΣΙΟ ΒΑΣΙΚΩΝ ΑΡΧΩΝ ΣΧΕ ΙΑΣΜΟΥ ΑΓΟΡΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΕΣ ΙΑΤΑΞΕΙΣ 28-2-2005 Προτάσεις της ΡΑΕ επιτυγχάνουν αποδεκτό Σχέδιο Κωδίκων χωρίς συµβιβασµούς στην Κοινωνική τους

Διαβάστε περισσότερα

ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΥ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΤΗΣ ΕΛΛΑΔΑΣ KATA TA ΕΤΗ 2015 2030

ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΥ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΤΗΣ ΕΛΛΑΔΑΣ KATA TA ΕΤΗ 2015 2030 ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΑΠΘ Μπίσκας Παντελής Λέκτορας ΑΠΘ Μελέτη Εργαστηρίου Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Π.Θ. για λογαριασμό του Συνδέσμου Εταιριών Φωτοβολταϊκών

Διαβάστε περισσότερα

ΟΙΚΟΝΟΜΟΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΝΟΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΑ ΑΥΤΟΝΟΜΟΥ ΝΗΣΙΟΥ ΜΕ Α.Π.Ε

ΟΙΚΟΝΟΜΟΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΝΟΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΑ ΑΥΤΟΝΟΜΟΥ ΝΗΣΙΟΥ ΜΕ Α.Π.Ε Τμήμα Ηλεκτρονικών Μηχανικών Τ.Ε. ΟΙΚΟΝΟΜΟΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΝΟΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΑ ΑΥΤΟΝΟΜΟΥ ΝΗΣΙΟΥ ΜΕ Α.Π.Ε Πτυχιακή Εργασία Φοιτητής: Γεμενής Κωνσταντίνος ΑΜ: 30931 Επιβλέπων Καθηγητής Κοκκόσης Απόστολος Λέκτορας

Διαβάστε περισσότερα

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΤΗΜΜΥ

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΤΗΜΜΥ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΗΕ ΣΗΕ ΤΗΜΜΥ ΤΗΜΜΥ ΑΥΞΗΜΕΝΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ Φ/Β ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΟ ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ: Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΤΗΜΜΥ ΑΠΘ Μπίσκας Παντελής

Διαβάστε περισσότερα

Ειδικός Λογαριασμός ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ

Ειδικός Λογαριασμός ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ ΙΕΝΕ/ EBEA ΕΣΠΕΡΙΔΑ ΑΠΕ 4.4.2013 2 ΕΓΧΩΡΙΑ ΑΓΟΡΑ ΠΑΡΑΓΩΓΟΙ ΕΞΩΤΕΡΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ ΜΕΙΚΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΩΝ ΣΗΘΥΑ ΣΥΣΤΗΜΑ ΣΥΝΑΛΛΑΓΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΥΜΒΑΤΙΚΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ Ειδικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

Σχεδιάζοντας το ενεργειακό μέλλον

Σχεδιάζοντας το ενεργειακό μέλλον ΣΥΝΔΕΣΜΟΣ ΕΤΑΙΡΙΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ Σχεδιάζοντας το ενεργειακό μέλλον Οι προτάσεις του ΣΕΦ 19 ο Εθνικό Συνέδριο Ενέργειας - Ενέργεια & Ανάπτυξη 2014 Αθήνα, 12-11-2014 Ο εθνικός ενεργειακός σχεδιασμός Εν όψει

Διαβάστε περισσότερα

Η Χονδρεμπορική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα, Προκλήσεις και Εξέλιξη

Η Χονδρεμπορική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα, Προκλήσεις και Εξέλιξη : ΔΙΚΤΥΑ, ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΙΣ ΚΑΙ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ Η Χονδρεμπορική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα, Προκλήσεις και Εξέλιξη Μιχάλης Ε. Φιλίππου Διευθυντής Κλάδου Ημερήσιου Ενεργειακού

Διαβάστε περισσότερα

ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΔΗΜΟΚΡΑΤΙΑ Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής. Draft for discussion purposes only

ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΔΗΜΟΚΡΑΤΙΑ Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής. Draft for discussion purposes only ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΔΗΜΟΚΡΑΤΙΑ Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής Draft for discussion purposes only 1 2 3 4 Οι κύριες αρµοδιότητες της ενδυναµωµένης Ρυθµιστικής Αρχής συνοψίζονται ως εξής:

Διαβάστε περισσότερα

Πρόταση Τροποποίησης του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας και του Εγχειριδίου αναφορικά με την άντληση

Πρόταση Τροποποίησης του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας και του Εγχειριδίου αναφορικά με την άντληση Πρόταση Τροποποίησης του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας και του Εγχειριδίου αναφορικά με την άντληση Σύμφωνα με τις προβλέψεις του Άρθρου 71, παρ. 4Β, του ΚΣΗΕ η Διοικητικά Οριζόμενη Ελάχιστη Τιμή

Διαβάστε περισσότερα

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΗΣ ΥΨΗΛΗΣ ΣΤΑΘΜΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΙΕΙΣ ΥΣΗΣ ΣΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΥ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΜΕ

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΗΣ ΥΨΗΛΗΣ ΣΤΑΘΜΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΙΕΙΣ ΥΣΗΣ ΣΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΥ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΜΕ ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ ΣΧΟΛΗ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΣΗΕ) ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΗΣ ΥΨΗΛΗΣ ΣΤΑΘΜΗΣ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΙΕΙΣ ΥΣΗΣ ΣΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΥ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ

Διαβάστε περισσότερα

Παντελής Κάπρος. Η αγορά ηλεκτρισμού στην Ελλάδα μετά την ψήφιση του Νόμου 4001/22.8.2011. Καθηγητής Ενεργειακής Οικονομίας στο ΕΜΠ

Παντελής Κάπρος. Η αγορά ηλεκτρισμού στην Ελλάδα μετά την ψήφιση του Νόμου 4001/22.8.2011. Καθηγητής Ενεργειακής Οικονομίας στο ΕΜΠ Η αγορά ηλεκτρισμού στην Ελλάδα μετά την ψήφιση του Νόμου 4001/22.8.2011 Παντελής Κάπρος Καθηγητής Ενεργειακής Οικονομίας στο ΕΜΠ IENE Αθήνα 29 Φεβρουαρίου 2012 2 Ο Νόμος 4001/22.8.2011 Το 3 ο πακέτο Ευρωπαϊκών

Διαβάστε περισσότερα

ΔΕΛΤΙΟ ΤΥΠΟΥ ΣΤΟΧΑΣΙΣ ΑΕ: «ΚΛΑΔΙΚΕΣ ΣΤΟΧΕΥΣΕΙΣ» ΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ

ΔΕΛΤΙΟ ΤΥΠΟΥ ΣΤΟΧΑΣΙΣ ΑΕ: «ΚΛΑΔΙΚΕΣ ΣΤΟΧΕΥΣΕΙΣ» ΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ ΔΕΛΤΙΟ ΤΥΠΟΥ ΣΤΟΧΑΣΙΣ ΑΕ: «ΚΛΑΔΙΚΕΣ ΣΤΟΧΕΥΣΕΙΣ» ΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ Έντονο ενδιαφέρον παρουσιάζει η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας (Η/Ε). Σύμφωνα με μελέτη που εκπόνησε η ΣΤΟΧΑΣΙΣ Σύμβουλοι Επιχειρήσεων ΑΕ

Διαβάστε περισσότερα

ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ. Απώλειες Συστήματος

ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ. Απώλειες Συστήματος ΠΙΝΑΚΑΣ 1 ΧΡΕΩΠΙΣΤΩΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΟ ΚΑΤΑΝΕΜΟΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ Απώλειες Συστήματος Η παραγόμενη ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας μειώνεται κατά τις απώλειες Συστήματος (μεταφοράς) με το συντελεστή της αντίστοιχης

Διαβάστε περισσότερα

Ιστορία και Κωδικοποίηση Νομοθεσίας ΑΠΕ: (πηγή: http://www.lagie.gr/)

Ιστορία και Κωδικοποίηση Νομοθεσίας ΑΠΕ: (πηγή: http://www.lagie.gr/) Ιστορία και Κωδικοποίηση Νομοθεσίας ΑΠΕ: (πηγή: http://www.lagie.gr/) Το ελληνικό κράτος το 1994 με τον Ν.2244 (ΦΕΚ.Α 168) κάνει το πρώτο βήμα για τη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τρίτους εκτός της

Διαβάστε περισσότερα

Παντελή Κάπρου Καθηγητή ΕΜΠ. ΙΕΝΕ Συνέδριο Ενέργεια και Ανάπτυξη 2008

Παντελή Κάπρου Καθηγητή ΕΜΠ. ΙΕΝΕ Συνέδριο Ενέργεια και Ανάπτυξη 2008 Προσαρμογή του Ηλεκτρικού Τομέα της Ελλάδας στη νέα πολιτική της ΕΕ για το Κλίμα και τις ΑΠΕ Παντελή Κάπρου Καθηγητή ΕΜΠ ΙΕΝΕ Συνέδριο Ενέργεια και Ανάπτυξη 2008 Υποχρεωτικοί Στόχοι για την Ελλάδα το 2020

Διαβάστε περισσότερα

ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΓΧΕΙΡΙΔΙΟ Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας Έκδοση 1.0 21 Ιανουαρίου 2013 ΙΣΤΟΡΙΚΟ ΑΝΑΘΕΩΡΗΣΕΩΝ ΕΚΔΟΣΗ ΗΜ/ΝΙΑ ΑΠΟΦΑΣΗ ΠΕΡΙΓΡΑΦΗ Σχέδιο Α 13.12.2012 Αρχικό σχέδιο

Διαβάστε περισσότερα

Ανάλυση των βασικών παραμέτρων του Ηλεκτρικού Συστήματος ηλεκτρικής ενεργείας της Κύπρου σε συνάρτηση με τη διείσδυση των ΑΠΕ

Ανάλυση των βασικών παραμέτρων του Ηλεκτρικού Συστήματος ηλεκτρικής ενεργείας της Κύπρου σε συνάρτηση με τη διείσδυση των ΑΠΕ Ανάλυση των βασικών παραμέτρων του Ηλεκτρικού Συστήματος ηλεκτρικής ενεργείας της Κύπρου σε συνάρτηση με τη διείσδυση των ΑΠΕ Δρ. Ρογήρος Ταπάκης ΟΕΒ 09 Μαΐου 2018 Δομή Παρουσίασης Εισαγωγή Ανάλυση Ζήτησης

Διαβάστε περισσότερα

«Σχεδιασμός και Ανάπτυξη Ευφυούς Συστήματος Διαχείρισης Ισχύος Πραγματικού Χρόνου στο ΣΗΕ Κρήτης με Πολύ Υψηλή Διείσδυση ΑΠΕ»

«Σχεδιασμός και Ανάπτυξη Ευφυούς Συστήματος Διαχείρισης Ισχύος Πραγματικού Χρόνου στο ΣΗΕ Κρήτης με Πολύ Υψηλή Διείσδυση ΑΠΕ» ΑΡΧΙΜΗΔΗΣ ΙΙΙ: ΕΝΙΣΧΥΣΗ ΕΡΕΥΝΗΤΙΚΩΝ ΟΜΑΔΩΝ ΣΤΑ ΤΕΙ «Σχεδιασμός και Ανάπτυξη Ευφυούς Συστήματος Διαχείρισης Ισχύος Πραγματικού Χρόνου στο ΣΗΕ Κρήτης με Πολύ Υψηλή Διείσδυση ΑΠΕ» Δρ Εμμανουήλ Καραπιδάκης

Διαβάστε περισσότερα

ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στo πλαίσιo εφαρμογής του ΜΟΝΤΕΛΟΥ- ΣΤΟΧΟΣ (Target Model) στην Ελλάδα

ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στo πλαίσιo εφαρμογής του ΜΟΝΤΕΛΟΥ- ΣΤΟΧΟΣ (Target Model) στην Ελλάδα ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στo πλαίσιo εφαρμογής του ΜΟΝΤΕΛΟΥ- ΣΤΟΧΟΣ (Target Model) στην Ελλάδα Ι. ΚΑΜΠΟΥΡΗΣ Γενικός Διευθυντής Λειτουργίας, Υποδομών & Ανάπτυξης Το TARGET

Διαβάστε περισσότερα

ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΣΥΝΑΛΛΑΓΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΚΣΗΕ)

ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΣΥΝΑΛΛΑΓΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΚΣΗΕ) ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΣΥΝΑΛΛΑΓΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΚΣΗΕ) ΑΡΘΡΟ 2, 1 Προστίθεται εδάφιο (Ι): «Ι) Δήλωση νόμιμου εκπροσώπου του αιτούντος σχετικά με τα νομιμοποιητικά έγγραφα.» ΑΡΘΡΟ 28 Η

Διαβάστε περισσότερα

Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Οκτώβριος 2016

Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Οκτώβριος 2016 Δρ. Κωνσταντίνος Βαρνάβας Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Κύπρου Οκτώβριος 2016 Εισαγωγή Θεσμικό Πλαίσιο Συμμετέχοντες και Συμβαλλόμενοι Γενική Περιγραφή της Αγοράς Τα μέρη της Αγοράς: Προθεσμιακή και

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιανουάριος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιανουάριος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ Τηλ. : 210 9466 969, 732 Φαξ : 210 9466 766 www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ& ΛΑΓΗΕ ΑΕ Ιανουάριος

Διαβάστε περισσότερα

ΑΠΟΦΑΣΗ Ο ΥΠΟΥΡΓΟΣ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΟΣ & ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ Ο ΑΝΑΠΛΗΡΩΤΗΣ ΥΠΟΥΡΓΟΣ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΟΣ & ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

ΑΠΟΦΑΣΗ Ο ΥΠΟΥΡΓΟΣ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΟΣ & ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ Ο ΑΝΑΠΛΗΡΩΤΗΣ ΥΠΟΥΡΓΟΣ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΟΣ & ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Θέμα: Μεθοδολογία υπολογισμού της Ειδικής Τιμής Αγοράς τεχνολογιών Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας και Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης και άλλες διατάξεις για την εφαρμογή των άρθρων

Διαβάστε περισσότερα

ΠΡΟΤΑΣΗ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ

ΠΡΟΤΑΣΗ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΠΡΟΤΑΣΗ ΤΡΟΠΟΠΟΙΗΣΗΣ ΤΟΥ ΚΩΔΙΚΑ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Της ανώνυμης εταιρείας με την επωνυμία «ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙ- ΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Α.Ε.» και με το δ.τ. «ΑΔΜΗΕ Α.Ε.», η οποία εδρεύει

Διαβάστε περισσότερα

Εισαγωγή στην Ενεργειακή Τεχνολογία Οικονομικά της ενέργειας

Εισαγωγή στην Ενεργειακή Τεχνολογία Οικονομικά της ενέργειας Εισαγωγή στην Ενεργειακή Τεχνολογία Οικονομικά της ενέργειας Νίκος Μαμάσης Τομέας Υδατικών Πόρων και Περιβάλλοντος, Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο Αθήνα 215 Οικονομικά της ενέργειας Διάρθρωση παρουσίασης

Διαβάστε περισσότερα

Διαχείριση Ηλεκτρικής Ενέργειας Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας

Διαχείριση Ηλεκτρικής Ενέργειας Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Διαχείριση Ηλεκτρικής Αγορά Ηλεκτρικής Αλέξανδρος Φλάμος Επίκουρος Καθηγητής e-mail: aflamos@unipi.gr Τσίλη Μαρίνα Δρ Ηλ/γος Μηχ/κος e-mail: marina.tsili@gmail.com Γραφείο 312, Κεντρικό Κτίριο Τηλέφωνο:

Διαβάστε περισσότερα

Εγγυημένη ισχύς Αιολικής Ενέργειας (Capacity credit) & Περικοπές Αιολικής Ενέργειας

Εγγυημένη ισχύς Αιολικής Ενέργειας (Capacity credit) & Περικοπές Αιολικής Ενέργειας ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ ΤΜΗΜΑ ΜΗΧΑΝΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΚΗΣ ΔΙΟΙΚΗΣΗΣ ΚΑΙ ΕΠΙΧΕΙΡΗΣΙΑΚΗΣ ΕΡΕΥΝΑΣ AIOΛΙΚΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑ Διδάσκων: Δρ. Κάραλης Γεώργιος Εγγυημένη ισχύς Αιολικής Ενέργειας (Capacity

Διαβάστε περισσότερα

Ο ανταγωνισμός και το μοντέλο στόχος στην Ελλάδα

Ο ανταγωνισμός και το μοντέλο στόχος στην Ελλάδα E3MLab www.e3mlab.eu 1 Ο ανταγωνισμός και το μοντέλο στόχος στην Ελλάδα Παντελή Κάπρου Καθηγητή Ενεργειακής Οικονομίας Σχολή ΗΜΜΥ, Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο Αθήνα, Νοέμβριος 2017 Οι σύγχρονες αγορές

Διαβάστε περισσότερα

ΧΑΡΑΛΑΜΠΟΣ ΤΣΟΥΡΗΣ, ΠΡΟΕΔΡΟΣ ΔΣ ΑΗΚ

ΧΑΡΑΛΑΜΠΟΣ ΤΣΟΥΡΗΣ, ΠΡΟΕΔΡΟΣ ΔΣ ΑΗΚ ΤΟ ΜΕΛΛΟΝ ΤΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΤΗΣ ΧΑΡΑΛΑΜΠΟΣ ΤΣΟΥΡΗΣ, ΠΡΟΕΔΡΟΣ ΔΣ ΑΗΚ 2 ο Ενεργειακό Συμπόσιο, 14-15 Μαρτίου 2013 1 ΘΕΜΑΤΑ ΕΙΣΑΓΩΓΗ ΚΥΡΙΕΣ ΠΡΟΚΛΗΣΕΙΣ ΤΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΤΗΣ ΡΥΘΜΙΣΗ ΚΑΙ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΣ

Διαβάστε περισσότερα

Σχήματα υποστήριξης και αδειοδοτικό πλαίσιο σταθμών ΑΠΕ στην Ελλάδα - Ενεργειακές Κοινότητες

Σχήματα υποστήριξης και αδειοδοτικό πλαίσιο σταθμών ΑΠΕ στην Ελλάδα - Ενεργειακές Κοινότητες ΥΠΟΥΡΓΕΙΟ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΟΣ ΚΑΙ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Σχήματα υποστήριξης και αδειοδοτικό πλαίσιο σταθμών ΑΠΕ στην Ελλάδα - Ενεργειακές Κοινότητες Γενική Γραμματεία Ενέργειας και Ορυκτών Πρώτων Υλών Γενική Διεύθυνση Ενέργειας

Διαβάστε περισσότερα

INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL

INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL Market structure Impact of increased penetration of renewable energy sources Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Κύπρου Γιώργος Σιαμμάς Πρόεδρος Email:info@cera.org.cy

Διαβάστε περισσότερα

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΩΝ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΩΝ ΠΗΓΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΚΗ ΑΠΟ ΟΣΗ ΤΩΝ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΩΝ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΩΝ ΠΗΓΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΚΗ ΑΠΟ ΟΣΗ ΤΩΝ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ ΣΧΟΛΗ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΕΡΓΑΣΤΗΡΙΟ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΣΗΕ) ΕΠΙΠΤΩΣΕΙΣ ΤΩΝ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΩΝ ΠΗΓΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΚΗ

Διαβάστε περισσότερα

ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ

ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ ΠΡΟΛΟΓΟΣ... 7 ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ... 11 ΣΥΝΤΟΜΟΓΡΑΦΙΕΣ... 19 ΜΕΡΟΣ 1 - Η ΕΝΕΡΓΕΙΑ ΩΣ ΔΙΟΙΚΗΤΙΚΗ ΔΡΑΣΗ... 21 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 - Η ΔΙΑΡΘΡΩΣΗ ΤΩΝ ΔΙΟΙΚΗΤΙΚΩΝ ΥΠΗ- ΡΕΣΙΩΝ ΣΤΟΝ ΤΟΜΕΑ ΤΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

Διαβάστε περισσότερα

ΕΝΑΡΞΗ ΔΕΥΤΕΡΗΣ (ΤΕΛΙΚΗΣ) ΦΑΣΗΣ ΔΗΜΟΣΙΑΣ ΔΙΑΒΟΥΛΕΥΣΗΣ

ΕΝΑΡΞΗ ΔΕΥΤΕΡΗΣ (ΤΕΛΙΚΗΣ) ΦΑΣΗΣ ΔΗΜΟΣΙΑΣ ΔΙΑΒΟΥΛΕΥΣΗΣ ΕΝΑΡΞΗ ΔΕΥΤΕΡΗΣ (ΤΕΛΙΚΗΣ) ΦΑΣΗΣ ΔΗΜΟΣΙΑΣ ΔΙΑΒΟΥΛΕΥΣΗΣ επί των θέσεων και προτάσεων της ΡΑΕ αναφορικά με την επανεξέταση των βασικών ρυθμιστικών μέτρων και κανόνων που διέπουν τη λειτουργία της χονδρεμπορικής

Διαβάστε περισσότερα

Κωστή Σακελλάρη, Ειδ. Επιστήµων ΡΑΕ Μίλτο Ασλάνογλου, Αντιπρόεδρο ΡΑΕ

Κωστή Σακελλάρη, Ειδ. Επιστήµων ΡΑΕ Μίλτο Ασλάνογλου, Αντιπρόεδρο ΡΑΕ Κωστή Σακελλάρη, Ειδ. Επιστήµων ΡΑΕ Μίλτο Ασλάνογλου, Αντιπρόεδρο ΡΑΕ «Ελληνική Ενεργειακή Αγορά: Προοπτικές και προκλήσεις» I. Στόχο Απελευθέρωση Αγορά Ηλεκτρική Ενέργεια II. Συνθήκε Ελληνική Αγορά το

Διαβάστε περισσότερα

Εισαγωγικό Κείμενο 2 η Δημόσιας Διαβούλευσης για τη Μεθοδολογία Υπολογισμού Ελάχιστου Κόστους Υδροηλεκτρικών Μονάδων

Εισαγωγικό Κείμενο 2 η Δημόσιας Διαβούλευσης για τη Μεθοδολογία Υπολογισμού Ελάχιστου Κόστους Υδροηλεκτρικών Μονάδων Εισαγωγικό Κείμενο 2 η Δημόσιας Διαβούλευσης για τη Μεθοδολογία Υπολογισμού Ελάχιστου Κόστους Υδροηλεκτρικών Μονάδων Σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στο άρθρο 44, παρ. 5 του ΚΣΗΕ, ο ΛΑΓΗΕ υπέβαλε στη ΡΑΕ στις

Διαβάστε περισσότερα

Η Ηλεκτρική Αγορά στην Ελλάδα

Η Ηλεκτρική Αγορά στην Ελλάδα 17 ο Εθνικό Συνέδριο Ενέργειας, «Ενέργεια & Ανάπτυξη 2012» Public Power Corporation SA Η Ηλεκτρική Αγορά στην Ελλάδα Corporate και ο ρόλος Presentation της ΔΕΗ Αρθούρος Ζερβός Πρόεδρος και Διευθύνων Σύμβουλος

Διαβάστε περισσότερα

Προκλήσεις στην Αγορά Ηλεκτρισµού της Κύπρου Ενεργειακό Συµπόσιο ΙΕΝΕ 26 Ιανουαρίου 2012 Εισαγωγή Προτού προχωρήσω να αναλύσω το ρόλο της Αρχής Ηλεκτρισµού στο νέο περιβάλλον της απελευθερωµένης Αγοράς

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ ΜΗΝΙΑΙΟ ΔΕΛΤΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ - ΦΕΒΡΟΥΑΡΙΟΣ 218 - v1 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΦΕΒΡΟΥΑΡΙΟΣ 218 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 4.17 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ ΜΗΝΙΑΙΟ ΔΕΛΤΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ - ΟΚΤΩΒΡΙΟΣ 217 - v1 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΟΚΤΩΒΡΙΟΣ 217 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 3,848 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ ΜΗΝΙΑΙΟ ΔΕΛΤΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ - ΜΑΙΟΣ 218 - v1 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΜΑΙΟΣ 218 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 3.896 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 2.651 68%

Διαβάστε περισσότερα

Α. Τροποποίηση Άρθρου 57. Άρθρο 57 Έκδοση Εντολών Κατανομής

Α. Τροποποίηση Άρθρου 57. Άρθρο 57 Έκδοση Εντολών Κατανομής Προτεινόμενες Τροποποιήσεις του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας σχετικά με την Υπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου Α. Τροποποίηση Άρθρου 57 Άρθρο 57 Έκδοση Εντολών

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ ΜΗΝΙΑΙΟ ΔΕΛΤΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ - ΙΟΥΛΙΟΣ 218 - v1 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΙΟΥΛΙΟΣ 218 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 4.951 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 3.69

Διαβάστε περισσότερα

Βασίλης Μαχαμίντ PhD Candidate Προκλήσεις και ευκαιρίες στο ενεργειακό δίκτυο της Κύπρου: Aποθήκευση ενέργειας Μικροδίκτυα Κανόνες αγοράς ηλεκτρισμού

Βασίλης Μαχαμίντ PhD Candidate Προκλήσεις και ευκαιρίες στο ενεργειακό δίκτυο της Κύπρου: Aποθήκευση ενέργειας Μικροδίκτυα Κανόνες αγοράς ηλεκτρισμού Διαλέξεις για την Ενέργεια και το Περιβάλλον 27/11/2018 Βασίλης Μαχαμίντ PhD Candidate Προκλήσεις και ευκαιρίες στο ενεργειακό δίκτυο της Κύπρου: Aποθήκευση ενέργειας Μικροδίκτυα Κανόνες αγοράς ηλεκτρισμού

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Απρίλιος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Απρίλιος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ& ΛΑΓΗΕ ΑΕ Απρίλιος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός ΑΠΕ

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 219 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 5.16 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 4.33 79% ΑΠΩΛΕΙΕΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ 122 3% ΑΝΤΛΗΣΗ 17

Διαβάστε περισσότερα

Η ΑΓΟΡΑ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στην Ελλάδα και Ευρωπαϊκές Εξελίξεις. Ι. ΚΑΜΠΟΥΡΗΣ Γενικός Διευθυντής Λειτουργίας, Υποδομών & Αγοράς

Η ΑΓΟΡΑ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στην Ελλάδα και Ευρωπαϊκές Εξελίξεις. Ι. ΚΑΜΠΟΥΡΗΣ Γενικός Διευθυντής Λειτουργίας, Υποδομών & Αγοράς Η ΑΓΟΡΑ ΕΞΙΣΟΡΡΟΠΗΣΗΣ (Balancing Market) στην Ελλάδα και Ευρωπαϊκές Εξελίξεις Ι. ΚΑΜΠΟΥΡΗΣ Γενικός Διευθυντής Λειτουργίας, Υποδομών & Αγοράς Ενεργειακές προτεραιότητες ΕΕ Ασφάλεια εφοδιασμού: Διαφοροποίηση

Διαβάστε περισσότερα

Εισαγωγή. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα των διαγωνισμών εκχώρησης δικαιωμάτων

Εισαγωγή. Σύμφωνα με τα αποτελέσματα των διαγωνισμών εκχώρησης δικαιωμάτων Υπολογισμός Απωλειών (*) Χρεοπίστωση Αποκλίσεων Μεταβατικός Μηχανισμός Διασφάλισης Ισχύος Χρέωση Χρήσης Συστήματος (*) Μονάδα Άρθρου 10 Ν. 3468/06 Σύμφωνα με το Ν. 3468/06 Συμβεβλημένη Μονάδα Παραγωγής

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΑΠΡΙΛΙΟΣ 219 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 3.918 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 2.71 69% ΖΗΤΗΣΗ ΠΟΥ ΚΑΛΥΠΤΕΤΑΙ ΑΠΟ ΜΟΝΑΔΕΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΜΑΡΤΙΟΣ 219 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 4.251 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 2.929 69% ΖΗΤΗΣΗ ΠΟΥ ΚΑΛΥΠΤΕΤΑΙ ΑΠΟ ΜΟΝΑΔΕΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ

Διαβάστε περισσότερα

ΕΦΗΜΕΡΙΣ ΤΗΣ ΚΥΒΕΡΝΗΣΕΩΣ

ΕΦΗΜΕΡΙΣ ΤΗΣ ΚΥΒΕΡΝΗΣΕΩΣ 1103 ΕΦΗΜΕΡΙΣ ΤΗΣ ΚΥΒΕΡΝΗΣΕΩΣ ΤΗΣ ΕΛΛΗΝΙΚΗΣ ΔΗΜΟΚΡΑΤΙΑΣ ΤΕΥΧΟΣ ΔΕΥΤΕΡΟ Αρ. Φύλλου 52 16 Ιανουαρίου 2013 ΑΠΟΦΑΣΕΙΣ Αριθμ. 1023/2012 Έγκριση του Εγχειριδίου του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας. Η

Διαβάστε περισσότερα

ΑΝΑΛΥΣΗ ΤΩΝ ΕΠΙΠΤΩΣΕΩΝ ΕΦΑΡΜΟΓΗΣ ΤΟΥ ΧΡΗΜΑΤΙΣΤΗΡΙΑΚΟΥ ΜΟΝΤΕΛΟΥ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ

ΑΝΑΛΥΣΗ ΤΩΝ ΕΠΙΠΤΩΣΕΩΝ ΕΦΑΡΜΟΓΗΣ ΤΟΥ ΧΡΗΜΑΤΙΣΤΗΡΙΑΚΟΥ ΜΟΝΤΕΛΟΥ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΑΝΑΛΥΣΗ ΤΩΝ ΕΠΙΠΤΩΣΕΩΝ ΕΦΑΡΜΟΓΗΣ ΤΟΥ ΧΡΗΜΑΤΙΣΤΗΡΙΑΚΟΥ ΜΟΝΤΕΛΟΥ

Διαβάστε περισσότερα

ΑΠΟΦΑΣΗ ΡΑΕ ΥΠ ΑΡΙΘΜ. 150/2017

ΑΠΟΦΑΣΗ ΡΑΕ ΥΠ ΑΡΙΘΜ. 150/2017 Πειραιώς 132 118 54 Αθήνα Τηλ.: 210-3727400 Fax: 210-3255460 E-mail: info@rae.gr Web: www.rae.gr ΑΠΟΦΑΣΗ ΡΑΕ ΥΠ ΑΡΙΘΜ. 150/2017 Καθορισµός τιµών ρυθµιστικών παραµέτρων για την εφαρµογή της Μεθοδολογίας

Διαβάστε περισσότερα

Eεξελίξεις στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α. Κορωνίδης Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας

Eεξελίξεις στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α. Κορωνίδης Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας INDEPENDENT POWER Συνάντηση εργασίας ΤΕΕ Πέμπτη 18 Απριλίου 2013 Πρόγραμμα SEA PLUS Eεξελίξεις στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α. Κορωνίδης Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΔΕΚΕΜΒΡΙΟΣ 218 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 4.785 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 3.73 78% ΑΠΩΛΕΙΕΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ 115 3% ΑΝΤΛΗΣΗ

Διαβάστε περισσότερα

INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL

INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL INVESTMENT ENERGY SUMMIT GREECE, CYPRUS, ISRAEL Market structure Impact of increased penetration of renewable energy sources Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Κύπρου Γιώργος Σιαμμάς Πρόεδρος Email:info@cera.org.cy

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΦΕΒΡΟΥΑΡΙΟΣ 219 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ () 4.346 Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ 3.292 76% ΑΠΩΛΕΙΕΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ 92 2% ΑΝΤΛΗΣΗ

Διαβάστε περισσότερα

Διασχολικό Σεμινάριο ΕΜΠ με θέμα «Περιβάλλον και Ανάπτυξη Η Στρατηγική της Ενέργειας»

Διασχολικό Σεμινάριο ΕΜΠ με θέμα «Περιβάλλον και Ανάπτυξη Η Στρατηγική της Ενέργειας» Διασχολικό Σεμινάριο ΕΜΠ με θέμα «Περιβάλλον και Ανάπτυξη Η Στρατηγική της Ενέργειας» Οι ΑΠΕ στο Ενεργειακό Μίγμα της Ελλάδας Μάιος 2017 Στέλιος Λουμάκης Χημικός Μηχανικός ΕΜΠ, MBA Υπ. Διδάκτωρ ΕΜΠ «Λειτουργία

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Φεβρουάριος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Φεβρουάριος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ& ΛΑΓΗΕ ΑΕ Φεβρουάριος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός ΑΠΕ

Διαβάστε περισσότερα

Ασφάλεια Eνεργειακού Εφοδιασμού Ρόλος και Δραστηριότητες της ΡΑΕ σχετικά με τον Τομέα της Ηλεκτροπαραγωγής

Ασφάλεια Eνεργειακού Εφοδιασμού Ρόλος και Δραστηριότητες της ΡΑΕ σχετικά με τον Τομέα της Ηλεκτροπαραγωγής Ασφάλεια Eνεργειακού Εφοδιασμού Ρόλος και Δραστηριότητες της ΡΑΕ σχετικά με τον Τομέα της Ηλεκτροπαραγωγής 9-10.6.2005 ΔΙΗΜΕΡΙΔΑ ΤΕΕ ΛΙΓΝΙΤΗΣ ΚΑΙ ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ ΣΤΗΝ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗ ΤΗΣ ΧΩΡΑΣ Ασφάλεια Ενεργειακού

Διαβάστε περισσότερα

Η Πορεία προς τους Στόχους του 2020/2030 & ο Ρόλος των ΑΠΕ ΕΕ - ΣΗΘ & η Αγοράς Ενέργειας

Η Πορεία προς τους Στόχους του 2020/2030 & ο Ρόλος των ΑΠΕ ΕΕ - ΣΗΘ & η Αγοράς Ενέργειας Η Πορεία προς τους Στόχους του 22/23 & ο Ρόλος των ΑΠΕ ΕΕ - ΣΗΘ & η Αγοράς Ενέργειας Ηλίας Καρυδογιάννης Πρόεδρος & Δ/νων Σύμβουλος EnSCo AE ΙΕΝΕ, 17 ο Εθνικό Συνέδριο Ενέργειας «Ενέργεια & Ανάπτυξη 212»

Διαβάστε περισσότερα

Αιολική Παραγωγή: Εφαρµογή Κανονιστικού και Ρυθµιστικού Πλαισίου

Αιολική Παραγωγή: Εφαρµογή Κανονιστικού και Ρυθµιστικού Πλαισίου ιαχειριστής Ελληνικού Συστήµατος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Ε. Αιολική Παραγωγή: Εφαρµογή Κανονιστικού και Ρυθµιστικού Πλαισίου Ανδρέας Αδρακτάς Επιχειρησιακός ιευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας

Διαβάστε περισσότερα

ΣΧΟΛΙΑ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΡΟΤΑΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΩΝ

ΣΧΟΛΙΑ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΡΟΤΑΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΩΝ 16 Μαρτίου 2005 ΣΧΟΛΙΑ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΡΟΤΑΣΗ ΚΩ ΙΚΩΝ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΩΝ ΙΑΤΑΞΕΩΝ. ΓΕΝΙΚΕΣ ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ Ο ενιαίος Κώδικας ιαχείρισης του Συστήµατος και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Αύγουστος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Αύγουστος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ Αύγουστος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας

Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Πειραιώς 132 118 54 Αθήνα Τηλ.: 210-3727400 Fax: 210-3255460 E-mail: info@rae.gr Web: www.rae.gr ΑΠΟΦΑΣΗ Ρ.Α.Ε. ΥΠ ΑΡΙΘΜ. 343/2014 Θέση σε εφεδρεία εκτάκτων αναγκών των πετρελαϊκών μονάδων της ΔΕΗ Α.Ε.

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Μάρτιος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Μάρτιος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ& ΛΑΓΗΕ ΑΕ Μάρτιος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός ΑΠΕ &

Διαβάστε περισσότερα

ΕΓΧΥΣΗ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ. Παραγωγής

ΕΓΧΥΣΗ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ. Παραγωγής Ιταλία Βόρεια ΑΠΟΡΡΟΦΗΣΗ ΑΠΟ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ Υπολογισμός Μείωση με το συντελεστή απωλειών της αντίστοιχης ζώνης Απωλειών (*) Χρεοπίστωση Αποκλίσεων Σύμφωνα με το Ν. 3468/06 Σύμφωνα με τη σύμβαση Σύμφωνα με

Διαβάστε περισσότερα

HERON Η επόμενη ημέρα της εφαρμογής των νέων Κανονισμών της Ενοποιημένης Αγοράς (Target Model)

HERON Η επόμενη ημέρα της εφαρμογής των νέων Κανονισμών της Ενοποιημένης Αγοράς (Target Model) HERON Η επόμενη ημέρα της εφαρμογής των νέων Κανονισμών της Ενοποιημένης Αγοράς (Target Model) Μελίζα Ασημακοπούλου, Διευθύντρια Ρυθμιστικών Θεμάτων 23o Εθνικό Συνέδριο Ενέργειας 2018, Aθήνα, 22-23/11

Διαβάστε περισσότερα

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ

1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ ΜΗΝΙΑΙΟ ΔΕΛΤΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ - ΣΕΠΤΕΜΒΡΙΟΣ 213 1. ΙΣΟΖΥΓΙΟ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΚΑΙ ΔΙΚΤΥΟ 1.1. ΣΕΠΤΕΜΒΡΙΟΣ 213 ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ (GWh) 3.997 GWh Υ/Σ ΟΡΙΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ- ΔΙΚΤΥΟΥ

Διαβάστε περισσότερα

Το Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας σε Συνθήκες Μεγάλης Διείσδυσης Ανανεώσιμων Πηγών

Το Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας σε Συνθήκες Μεγάλης Διείσδυσης Ανανεώσιμων Πηγών Το Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας σε Συνθήκες Μεγάλης Διείσδυσης Ανανεώσιμων Πηγών Α. Κορωνίδης a.koronidis@admie.gr Ημερίδα Συλλόγου Μηχανικών ΔΕΗ Τεχνικού Επιμελητηρίου Ελλάδας 8 Νοεμβρίου 2013

Διαβάστε περισσότερα

ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ

ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΕΓΧΕΙΡΙΔΙΟ Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας Έκδοση 2.2 27 Οκτωβρίου 2016 ΙΣΤΟΡΙΚΟ ΑΝΑΘΕΩΡΗΣΕΩΝ ΕΚΔΟΣΗ ΗΜ/ΝΙΑ ΑΠΟΦΑΣΗ ΠΕΡΙΓΡΑΦΗ 1.0 21.1.2013 ΡΑΕ/1023/2012 (ΦΕΚ.Β

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Μάρτιος 2014

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Μάρτιος 2014 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ Μάρτιος 2014 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιούλιος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιούλιος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ Ιούλιος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ LRMC ΓΙΑ ΤΗΝ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΩΝ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ

ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ LRMC ΓΙΑ ΤΗΝ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΩΝ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ & ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ LRMC ΓΙΑ ΤΗΝ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΩΝ

Διαβάστε περισσότερα

ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ ΚΑΙ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΠΑΡΑΜΕΤΡΩΝ ΤΩΝ ΚΑΝΟΝΙΣΜΩΝ ΤΗΣ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΗΣ ΡΥΘΜΙΣΗΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ 2018

ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ ΚΑΙ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΠΑΡΑΜΕΤΡΩΝ ΤΩΝ ΚΑΝΟΝΙΣΜΩΝ ΤΗΣ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΗΣ ΡΥΘΜΙΣΗΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ 2018 ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ ΚΑΙ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΠΑΡΑΜΕΤΡΩΝ ΤΩΝ ΚΑΝΟΝΙΣΜΩΝ ΤΗΣ ΜΕΤΑΒΑΤΙΚΗΣ ΡΥΘΜΙΣΗΣ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΓΙΑ ΤΟ 2018 1.0 Εισαγωγή Η ουσιαστική διαφορά μεταξύ των προτεινόμενων κανόνων αγοράς [1] και των κανόνων

Διαβάστε περισσότερα

Ο υπουργός Ανάπτυξης κ. ηµήτρης Σιούφας έκανε την ακόλουθη δήλωση:

Ο υπουργός Ανάπτυξης κ. ηµήτρης Σιούφας έκανε την ακόλουθη δήλωση: ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΗΜΟΚΡΑΤΙΑ ΥΠΟΥΡΓΕΙΟ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ελτίο Τύπου Αθήνα, 9 Μαΐου 2005 ΓΡΑΦΕΙΟ ΤΥΠΟΥ & ΗΜΟΣΙΩΝ ΣΧΕΣΕΩΝ Ο υπουργός Ανάπτυξης κ. ηµήτρης Σιούφας έκανε την ακόλουθη δήλωση: «Μία εκκρεµότητα έξι ετών τελειώνει

Διαβάστε περισσότερα

EU SUSTAINABLE ENERGY WEEK 15-19 JUNE 2015

EU SUSTAINABLE ENERGY WEEK 15-19 JUNE 2015 EU SUSTAINABLE ENERGY WEEK 15-19 JUNE 2015 Οι προοπτικές που δημιουργούνται με τη λειτουργία του νέου πλαισίου σχεδιασμού της ανταγωνιστικής Αγοράς Ηλεκτρισμού στην Κύπρο Ιούνιος 2015 Οι προοπτικές που

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιούνιος 2013

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Ιούνιος 2013 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ Ιούνιος 2013 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

Νέα Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας

Νέα Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Νέα Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Επισκόπηση των Κωδίκων σύµφωνα µε τηνπρόταση της ΡΑΕ Π. Κάπρος, Πρόεδρος ΡΑΕ Εκτίµηση εξελίξεων µετά τον Ν. 375/2003 Θετική εξέλιξη η θέσπιση του νέου νόµου για την αναδιοργάνωση

Διαβάστε περισσότερα

Σχέδιο Δράσης Βιώσιμης Ενεργειακής Ανάπτυξης της Κρήτης (ISEAP OF CRETE)

Σχέδιο Δράσης Βιώσιμης Ενεργειακής Ανάπτυξης της Κρήτης (ISEAP OF CRETE) Σχέδιο Δράσης Βιώσιμης Ενεργειακής Ανάπτυξης της Κρήτης (ISEAP OF CRETE) ΝΟΕΜΒΡΙΟΣ 2011 ΣΧΕΔΙΟ ΔΡΑΣΗΣ ΒΙΩΣΙΜΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗΣ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ (ΣΒΕΑΚ-ISEAP CRETE) Η Περιφέρεια Κρήτης και το Ενεργειακό

Διαβάστε περισσότερα

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Φεβρουάριος 2014

Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ. Φεβρουάριος 2014 ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ A.E. ΚΑΣΤΟΡΟΣ 72, 18545 ΠΕΙΡΑΙΑΣ www.lagie.gr info@lagie.gr Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ Φεβρουάριος 2014 Eιδικός Διαχειριστικός Λογαριασμός

Διαβάστε περισσότερα

ΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΠΧΕΦΕΛ. Λουμάκης: Πετυχημένη η ΠΧΕΦΕΛ αλλά και η κανονικοποίηση της από την ΡΑΕ

ΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΠΧΕΦΕΛ. Λουμάκης: Πετυχημένη η ΠΧΕΦΕΛ αλλά και η κανονικοποίηση της από την ΡΑΕ ΣΥΝΔΕΣΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ με ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΑ Έδρα: Δημοκρατίας 3, 151 21 Πεύκη, Τηλέφωνο / Φαξ: 210-6854035, e-mail: info@spef.gr, www.spef.gr ΤΕΧΝΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΠΧΕΦΕΛ Αθήνα, 4/10/17 Λουμάκης: Πετυχημένη

Διαβάστε περισσότερα

Τουρκία Ιταλία Βόρεια Ιταλία Βόρεια Τουρκία. 1,41 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 1,41 /MWh *****

Τουρκία Ιταλία Βόρεια Ιταλία Βόρεια Τουρκία. 1,41 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 0 /MWh ***** 1,41 /MWh ***** ΕΓΧΥΣΗ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΠΟΡΡΟΦΗΣΗ ΑΠΟ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ Υπολογισμός Απωλειών (*) Χρεοπίστωση Αποκλίσεων Μεταβατικός Μηχανισμός Διασφάλισης Ισχύος Τέλη διασυνοριακού εμπορίου Χρέωση Χρήσης Συστήματος (*) Μονάδα Άρθρου

Διαβάστε περισσότερα

ΤΕΕ ΣΥΝΕΔΡΙΟ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑ «Προοπτικές ηλεκτροπαραγωγής μέσα στο νέο ενεργειακό περιβάλλον»

ΤΕΕ ΣΥΝΕΔΡΙΟ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑ «Προοπτικές ηλεκτροπαραγωγής μέσα στο νέο ενεργειακό περιβάλλον» ΤΕΕ ΣΥΝΕΔΡΙΟ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑ «Προοπτικές ηλεκτροπαραγωγής μέσα στο νέο ενεργειακό περιβάλλον» Ι. Κοπανάκης Γενικός Διευθυντής Παραγωγής ΔΕΗ Α.Ε. Η πρόκληση Το μέλλον της ηλεκτροπαραγωγής, σε παγκόσμιο

Διαβάστε περισσότερα

Οι νέες ρυθµίσεις στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Κύπρου

Οι νέες ρυθµίσεις στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Κύπρου Οι νέες ρυθµίσεις στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας της Κύπρου Λευκωσία, 12 εκεµβρίου 2014 Κατερίνα Καραλή, Σύµβουλος ΡΑΕΚ 1 Ιστορικό Η ΡΑΕΚ, κατόπιν σχετικής µελέτης, κατέληξε ότι το µοντέλο Κοινοπραξίας

Διαβάστε περισσότερα

Το νέο τοπίο στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και ο ρόλος του Διαχειριστή Δικτύου Διανομής (ΔΕΔΔΗΕ)

Το νέο τοπίο στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και ο ρόλος του Διαχειριστή Δικτύου Διανομής (ΔΕΔΔΗΕ) Ιωάννης Μάργαρης Αντιπρόεδρος ΔΣ ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. Διαχειριστής Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Ε. Το νέο τοπίο στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και ο ρόλος του Διαχειριστή Δικτύου Διανομής (ΔΕΔΔΗΕ) ανάγκη

Διαβάστε περισσότερα

Πρόταση για τον Ενεργειακό Σχεδιασμό των ΑΠΕ μέχρι το 2013 Δρ. Κώστας Δανιηλίδης Πρόεδρος ΣΠΕΦ

Πρόταση για τον Ενεργειακό Σχεδιασμό των ΑΠΕ μέχρι το 2013 Δρ. Κώστας Δανιηλίδης Πρόεδρος ΣΠΕΦ Σύνδεσμος Παραγωγών Ενέργειας με Φωτοβολταϊκά Τ.Ε.Ε. Συνέδριο για την Ενέργεια 8 Μαρτίου 2010 Πρόταση για τον Ενεργειακό Σχεδιασμό των ΑΠΕ μέχρι το 2013 Δρ. Κώστας Δανιηλίδης Πρόεδρος ΣΠΕΦ Σύνδεσμος Παραγωγών

Διαβάστε περισσότερα

ENDESA HELLAS Η ΠΡΟΣΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥ ΤΟΜΕΑ ΣΤΟΥΣ ΝΕΟΥΣ ΣΤΟΧΟΥΣ ΤΗΣ Ε.Ε. Ο ΡΟΛΟΣ ΤΗΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΗΣ

ENDESA HELLAS Η ΠΡΟΣΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥ ΤΟΜΕΑ ΣΤΟΥΣ ΝΕΟΥΣ ΣΤΟΧΟΥΣ ΤΗΣ Ε.Ε. Ο ΡΟΛΟΣ ΤΗΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ENDESA HELLAS Η ΠΡΟΣΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟΥ ΤΟΜΕΑ ΣΤΟΥΣ ΝΕΟΥΣ ΣΤΟΧΟΥΣ ΤΗΣ Ε.Ε. Ο ΡΟΛΟΣ ΤΗΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΙΕΝΕ 13 Ο ΕΘΝΙΚΟ ΣΥΝΕΔΡΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Ι.Ν. ΔΕΣΥΠΡΗΣ ENDESA HELLAS H Νέα Πολιτική της Ε.Ε. Αναγνωρίζεται

Διαβάστε περισσότερα

Η ΑΝΑΔΙΟΡΓΑΝΩΣΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΜΕ ΤΟ TARGET MODEL

Η ΑΝΑΔΙΟΡΓΑΝΩΣΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΜΕ ΤΟ TARGET MODEL Ηλεκτρισμός Ευάγγελος Τσαχάς, «Κελεμένης & Συνεργάτες», Senior Associate, LL.M., M.Sc. 1139 Η ΑΝΑΔΙΟΡΓΑΝΩΣΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΣΜΟΥ ΜΕ ΤΟ TARGET MODEL Την 30.9.2016 ψηφίστηκε ο νόμος 4425/2016 (ΦΕΚ Α 185),

Διαβάστε περισσότερα

H Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα. Σημερινή κατάσταση - Προοπτικές

H Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα. Σημερινή κατάσταση - Προοπτικές Παρουσίαση ΕΣΑΗ H Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα. Σημερινή κατάσταση - Προοπτικές ΙΕΝΕ - ΠΡΟΣΑΡΜΟΓΗ ΤΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΣΤΙΣ ΝΕΕΣ ΣΥΝΘΗΚΕΣ ΤΗΣ ΕΛΛΗΝΙΚΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΑΣ 22 Νοεμβρίου 2011, Αθήνα Ε.

Διαβάστε περισσότερα