ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ LRMC ΓΙΑ ΤΗΝ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΩΝ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ

Transcript

1 ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ & ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΤΟΥ LRMC ΓΙΑ ΤΗΝ ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΩΝ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ ΡΟΥΦΟΥ ΓΙΑΝΝΟΥΛΑ Επιβλέπων Καθηγητής: ΜΠΙΣΚΑΣ ΠΑΝΤΕΛΗΣ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗ, ΝΟΕΜΒΡΙΟΣ

2 Πρόλογος Αντικείμενο της παρούσας διπλωματικής είναι ο υπολογισμός του μακροπρόθεσμου οριακού κόστους (LRMC) και η ανάλυση του τρόπου με τον οποίο αυτό μεταβάλλεται με την αύξηση της ζήτησης των καταναλωτών. Τα αποτελέσματα μίας τέτοιου είδους ανάλυσης είναι σημαντικά, καθώς μπορούν να χρησιμοποιηθούν για την τιμολόγηση των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας. Η τιμολόγηση που γίνεται με βάση το LRMC είναι η καταλληλότερη και η πιο δίκαιη που μπορεί να πραγματοποιηθεί, καθώς λαμβάνει υπόψη την ηλεκτρική συμπεριφορά του εκάστοτε καταναλωτή. Στο πρώτο κεφάλαιο γίνεται περιγραφή του μοντέλου της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας που ισχύει σήμερα. Η ελληνική αγορά διακρίνεται στη βραχυχρόνιαχονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και επικουρικών υπηρεσιών και στη μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος. Στο κεφάλαιο αυτό γίνεται εκτενής περιγραφή των δύο αυτών αγορών, καθώς και αναφορά στο τρόπο διαμόρφωσης της οριακής τιμής του συστήματος. Στο δεύτερο κεφάλαιο αναλύεται ο ορισμός του μακροχρόνιου οριακού κόστους (LRMC) και παρουσιάζονται οι προσεγγίσεις με τις οποίες μπορεί να υπολογιστεί. Αυτές είναι η προσέγγιση διαταραχών (perturbation approach), η προσέγγιση μέσου οριακού κόστους (average incremental cost approach-aic), η προσέγγιση TELRIC (total element long run incremental cost approach) και τέλος η προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους ηλεκτρικής ενέργειας (levelised unit electricity cost approach-luec). Στο τέλος του κεφαλαίου γίνεται σύγκριση των προσεγγίσεων. Στο τρίτο κεφάλαιο γίνεται ανάλυση του προβλήματος βελτιστοποίησης του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής (generation expansion planning-gep) και περιγράφεται το μοντέλο που χρησιμοποιείται για την επίλυσή του. Στη συνέχεια, παρουσιάζεται η μαθηματική διατύπωση του προβλήματος βελτιστοποίησης μέσω αντικειμενικής συνάρτησης και επεξηγούνται οι μεταβλητές και οι παράμετροι που χρησιμοποιούνται. Στο τέταρτο κεφάλαιο παρουσιάζεται η κατηγοριοποίηση των καταναλωτών υψηλής τάσης. Αρχικά, αναλύονται οι λόγοι χρησιμότητάς της και η διαδικασία με την οποία πραγματοποιείται. Στη συνέχεια, γίνεται εκτενής αναφορά στις τεχνικές μεθόδους που χρησιμοποιούνται για την ομαδοποίηση των καταναλωτών, καθώς και στους αλγορίθμους που συναντώνται συχνότερα. Τέλος, παρουσιάζεται η διαδικασία της κατηγοριοποίησης 24 καταναλωτών υψηλής τάσης με τη χρήση απλών στατιστικών τεχνικών. 2

3 Στο πέμπτο κεφάλαιο παρουσιάζεται η διαδικασία επεξεργασίας των δεδομένων που χρησιμοποιούνται ως είσοδος στο μοντέλο που επιλύει το πρόβλημα βελτιστοποίησης του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής. Τα δεδομένα αυτά αποτελούνται από τις ανηγμένες αυξήσεις των φορτίων των καταναλωτών που έχουν επιλεγεί κατά τη διαδικασία της κατηγοριοποίησης του τέταρτου κεφαλαίου. Τέλος, στο έκτο κεφάλαιο παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων που προέκυψαν από την εκτέλεση του προγράμματος εισόδου παραγωγής για τα δεδομένα εισόδου του πέμπτου κεφαλαίου. 3

4 Ευχαριστίες Στο σημείο αυτό θα ήθελα να ευχαριστήσω θερμά τον επιβλέποντα της παρούσας διπλωματικής εργασίας, κ. Μπίσκα Παντελή, για την ανάθεση του συγκεκριμένου θέματος, καθώς και για τη συνεχή και επιστημονική καθοδήγησή του καθ όλη τη διάρκεια εκπόνησης της εργασίας. Τέλος, θα ήθελα να ευχαριστήσω την οικογένειά μου για την αμέριστη υποστήριξη, ηθική και υλική, που μου παρείχε όλα τα χρόνια των σπουδών μου. 4

5 Πίνακας περιεχομένων 1. Η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Εισαγωγή Ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Περιγραφή του μοντέλου της ελληνικής αγοράς Βραχυχρόνια-χονδρεμπορική αγορά Διαμόρφωση Οριακής Τιμής Συστήματος (ΟΤΣ) Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών Υπόλοιπες διαδικασίες της βραχυχρόνιας χονδρεμπορικής αγοράς Διαδικασία Εκκαθάρισης Αποκλίσεων Μηχανισμός Κάλυψης Μεταβλητού Κόστους Μονάδων Αγορά Δικαιωμάτων Διασυνδέσεων Μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος Αξιολόγηση του μοντέλου της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Προσεγγίσεις υπολογισμού του μακροπρόθεσμου οριακού κόστους (LRMC) Εισαγωγή Προσέγγιση διαταραχών (Perturbation approach) Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της προσέγγισης διαταραχών Παρατηρήσεις ως προς τη διαδικασία της προσέγγισης διαταραχών Προσέγγιση μέσου οριακού κόστους (Average incremental cost approach-aic) Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της προσέγγισης μέσου οριακού κόστους Total element long run incremental cost approach - TELRIC Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της TELRIC προσέγγισης Προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους ηλεκτρικής ενέργειας (Levelised unit electricity cost approach- LUEC) Σύγκριση των προσεγγίσεων Περιγραφή του προγράμματος σχεδιασμού ανάπτυξης παραγωγής (GEP) Εισαγωγή Ανάλυση του προβλήματος Προσεγγίσεις επίλυσης του προβλήματος του κεντρικού σχεδιασμού ανάπτυξης παραγωγής (GEP)

6 3.2.1 Μοντέλο της μικρό-προσέγγισης Περιγραφή του μοντέλου Οι περιορισμοί του προβλήματος Επεξήγηση δεικτών, παραμέτρων και μεταβλητών Δείκτες Παράμετροι Μεταβλητές Συνεχής μεταβλητές Δυαδικές μεταβλητές Μαθηματική διατύπωση του προβλήματος Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών Εισαγωγή Η χρησιμότητα της κατηγοριοποίησης Διαδικασία της κατηγοριοποίησης-ομαδοποίησης Κατηγοριοποίηση βάσει των πελατών Κατηγοριοποίηση βάσει του χρόνου Διατύπωση ορισμού ομαδοποίησης Τεχνικές μέθοδοι ομαδοποίησης Σειριακές μέθοδοι Ιεραρχικές μέθοδοι Μέθοδοι διαχωρισμού Πυκνωτικές μεθόδοι Μέθοδοι μοντέλου (ή πρωτοτύπου) Υπόλοιπες μέθοδοι Δεδομένα εισόδου του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής Δεδομένα εισόδου καταναλωτών και ομαδοποίησή τους Διαδικασία της ομαδοποίησης των καταναλωτών υψηλής τάσης Εβδομαδιαία διαγράμματα προφίλ των επιλεγέντων καταναλωτών υψηλής τάσης Δεδομένα εισόδου μονάδων παραγωγής Επεξεργασία Δεδομένων Εισόδου Αποτελέσματα προσομοιώσεων Αναφορές-Βιβλιογραφία

7 Λίστα Eικόνων Εικόνα 1: α) Βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής, β) Αύξηση της ζήτησης και επίδρασή της στο βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής προσέγγιση διαταραχών Εικόνα 2: α) Βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής, β) Προσέγγιση μέσου οριακού κόστους για τον υπολογισμό του LRMC Εικόνα 3: Προσέγγιση TELRIC για τον υπολογισμό του LRMC Εικόνα 4: Καμπύλη διάρκειας φορτίου του συστήματος για μία υποπερίοδο του ορίζοντα σχεδιασμού (μήνας) Εικόνα 5: Αυτο-οργανούμενος χάρτης (SOM) Εικόνα 6: Φορτίο του Συστήματος Εικόνα 7: Επεξεργασία των τιμών του αθροίσματος του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή 8 και του φορτίου του Συστήματος Εικόνα 8: Ταξινομημένες τιμές του αθροίσματος του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή 8 και του φορτίου του Συστήματος Υπολογισμός μέσης τιμής συγκεκριμένων ωρών Λίστα Πινάκων Πίνακας 1: Μέση τιμή φορτίου, μέγιστη φορτίου, συντελεστής χρησιμοποίησης και τυπικές αποκλίσεις κατά τη διάρκεια του τρέχοντος έτους για κάθε καταναλωτή υψηλής τάσης Πίνακας 2: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Πίνακας 3: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Πίνακας 4: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Πίνακας 5: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Πίνακας 6: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Πίνακας 7: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή

8 Πίνακας 8: συγχώνευση των κατηγοριών με βάση τη μέγιστη τιμή, αυτών με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης και των κατηγοριών με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση Πίνακας 9: Τελική Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών Πίνακας 10: Υπάρχουσες μονάδες και μονάδες που θα ενταχθούν Πίνακας 11: Υποψήφιες μονάδες προς ένταξη Πίνακας 12: Τιμές του φορτίου του Συστήματος Πίνακας 13: Τιμές του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή_8 επαυξημένο με το Φορτίο Συστήματος Πίνακας 14: Τιμές του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή_14 επαυξημένο με το Φορτίο Συστήματος Πίνακας 15: Τιμές του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή_17 επαυξημένο με το Φορτίο Συστήματος Πίνακας 16: Τιμές του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή_18 επαυξημένο με το Φορτίο Συστήματος Πίνακας 17: Τιμές του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή_23 επαυξημένο με το Φορτίο Συστήματος Πίνακας 18: Ανηγμένες αυξήσεις του φορτίου του Καταναλωτή Πίνακας 19: Ανηγμένες αυξήσεις του φορτίου του Καταναλωτή Πίνακας 20: Ανηγμένες αυξήσεις του φορτίου του Καταναλωτή Πίνακας 21: Ανηγμένες αυξήσεις του φορτίου του Καταναλωτή Πίνακας 22: Ανηγμένες αυξήσεις του φορτίου του Καταναλωτή Λίστα Διαγραμμάτων Διάγραμμα 1: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή Διάγραμμα 2: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή Διάγραμμα 3: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή Διάγραμμα 4: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή Διάγραμμα 5: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή Διάγραμμα 6: Μεταβολή του LRMC του Καταναλωτή 8 συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 7: Μεταβολή του LRMC του Καταναλωτή 14 συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 8: Μεταβολή του LRMC του Καταναλωτή 17 συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης

9 Διάγραμμα 9: Μεταβολή του LRMC του Καταναλωτή 18 συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 10: Μεταβολή του LRMC του Καταναλωτή 23 συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 11: Μεταβολή των LRMC όλων των καταναλωτών συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 12: Μεταβολή του Μέσου Κόστους Παραγωγής του κάθε καταναλωτή συναρτήσει της αύξησης της ζήτησης Διάγραμμα 13: MOC και MCC του Καταναλωτή 8 ως ποσοστό του LRMC Διάγραμμα 14: MOC και MCC του Καταναλωτή 14 ως ποσοστό του LRMC Διάγραμμα 15: MOC και MCC του Καταναλωτή 17 ως ποσοστό του LRMC Διάγραμμα 16: MOC και MCC του Καταναλωτή 18 ως ποσοστό του LRMC Διάγραμμα 17: MOC και MCC του Καταναλωτή 23 ως ποσοστό του LRMC

10 Κεφάλαιο 1 1. Η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Εισαγωγή Στις περισσότερες χώρες η βιομηχανία της ενέργειας υπόκειται σε θεμελιώδεις αλλαγές. Η μέχρι τώρα καθετοποιημένη δομή της βιομηχανίας εξελίσσεται σε μία κατανεμημένη και ανταγωνιστική μορφή όπου η αγορά της ενέργειας προσβλέπει στο μειωμένο κόστος παραγωγής και διάθεσης του ηλεκτρισμού. Το μονοπωλιακό καθεστώς της αγοράς της ηλεκτρικής ενέργειας περιορίζει την ορθολογική λήψη αποφάσεων κατά τον σχεδιασμό και την επέκταση των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας και δεν οδηγεί σε βέλτιστη αξιοποίηση των διαθέσιμων ενεργειακών πόρων. 10

11 Η απελευθέρωση της αγοράς θέτει σαν προϋποθέσεις το διαχωρισμό της παραγωγής, της μεταφοράς και της διανομής της ηλεκτρικής ενέργειας. Επιπλέον, εστιάζει στον περιορισμό της κρατικής παρέμβασης στη λειτουργία των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας αλλά και της ιδιοκτησίας αυτής, καθώς και στην εισαγωγή ανταγωνισμού μέσω της εδραίωσης της χονδρεμπορικής και της λιανεμπορικής αγοράς. Επίσης, προϋποθέσεις αποτελούν ο έλεγχος των δικτύων μεταφοράς και διανομής από ανεξάρτητες υπηρεσίες διαχείρισης και η δυνατότητα της ενεργής συμμετοχής των καταναλωτών στην αγορά. Όπως προαναφέρθηκε, η αναδιάρθρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας αφορά κυρίως στο διαχωρισμό του ανταγωνιστικού τομέα της παραγωγής από τα παραδοσιακά μονοπώλια των δικτύων μεταφοράς και διανομής. Ο αποτελεσματικός διαχωρισμός της παραγωγής από τη μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι ιδιαιτέρα σημαντικός καθώς με αυτόν τον τρόπο αποφεύγονται φαινόμενα μη ανταγωνιστικής συμπεριφοράς και διασφαλίζεται η πρόσβαση άλλων επιχειρήσεων στον τομέα της μεταφοράς. Επίσης, με τον οριζόντιο διαχωρισμό των επιχειρήσεων μειώνεται η συγκέντρωση του έλεγχου της αγοράς σε λίγες επιχειρήσεις και ενθαρρύνεται ο ανταγωνισμός. Η προϋπόθεση αυτή είναι απαραίτητη ώστε να διευκολυνθεί ο ανταγωνισμός σε βραχυχρόνιο ορίζοντα και να ενθαρρυνθεί η είσοδος νέων επιχειρήσεων μακροπρόθεσμα. Σε αντίθετη περίπτωση, οι εταιρείες παραγωγής δεν έχουν κίνητρο να δραστηριοποιηθούν στην αγορά. Επομένως, η εδραίωση αγορών χονδρικής και λιανικής πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας είναι απαραίτητη για την απελευθέρωση της αγοράς. Ο ρόλος των ρυθμιστικών αρχών σε κάθε χώρα είναι ιδιαίτερα σημαντικός για τη διατήρηση του ανταγωνισμού. Επιπλέον, η επιβολή ρυθμίσεων και έλεγχου από τις αρμόδιες ρυθμιστικές αρχές πρέπει να προηγείται της απελευθέρωσης. Ανάμεσα στα καθήκοντα των ρυθμιστικών αρχών συγκαταλέγεται ο έλεγχος διασφάλισης της ελεύθερης και χωρίς διακρίσεις πρόσβασης των επιχειρήσεων παραγωγής στα δίκτυα διανομής και μεταφοράς. Δεδομένου ότι περίπου το 1/3 της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας προέρχεται κυρίως από τη χρέωση για διανομή και μεταφορά, οι ρυθμιστικές αρχές πρέπει να ορίζουν ένα μοντέλο καθορισμού τιμής για τις υπηρεσίες αυτές Ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Οι αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, αν και μοιράζονται πολλά χαρακτηριστικά με άλλες αγορές αγαθών, χαρακτηρίζονται παράλληλα από πολλές ιδιαιτερότητες, οι οποίες κατ αρχήν οφείλονται στα ιδιαίτερα λειτουργικά χαρακτηριστικά του ηλεκτρικού 11

12 συστήματος και, παράλληλα, συνδέονται σε μεγάλο βαθμό με τα τοπικά (εθνικά) χαρακτηριστικά κάθε αγοράς. Στην περίπτωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας τα κυριότερα χαρακτηριστικά της θα μπορούσαν να συνοψισθούν στα ακόλουθα: Σχετικά μικρό μέγεθος αγοράς. Περιορισμένες διασυνδέσεις με τα λοιπά Κράτη Μέλη της ΕΕ. Αγορά δομημένη γύρω από ένα καθετοποιημένο μονοπώλιο. Στρεβλή και ανορθολογική δομή τιμολογίων, με σταυροειδείς επιδοτήσεις μεταξύ των διαφόρων κατηγοριών καταναλωτών, καθώς και χαλαρή σύνδεσή τους με το κόστος ηλεκτρικής ενέργειας, όπως αυτό προκύπτει από τη χονδρεμπορική αγορά. Οι εγχώριοι φυσικοί πόροι για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας (λιγνίτης,νερά) βρίσκονται υπό την αποκλειστική μέχρι σήμερα διαχείριση του πρώην μονοπωλίου. Πεπαλαιωμένο παραγωγικό δυναμικό με σημαντικούς τεχνικούς περιορισμούς που αναπόφευκτα επηρεάζουν τη λειτουργία της αγοράς. Σημαντικό μερίδιο υδροηλεκτρικής παραγωγής και αυξημένες δυνατότητες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Το κέντρο παραγωγής της ενέργειας βρίσκεται στο βορρά, ενώ κέντρο κατανάλωσης είναι ο Νότος. Ο αρχικός σχεδιασμός της ελληνικής αγοράς είχε ως στόχο τη διευκόλυνση εισόδου νέων συμμετεχόντων στην αγορά αυτή, τόσο παραγωγών όσο και προμηθευτών, και την ανάπτυξη υγιούς ανταγωνισμού μεταξύ αυτών ώστε να διασφαλιστεί η επάρκεια εφοδιασμού και η αξιοπιστία του Συστήματος. 12

13 Για την επίτευξη του στόχου αυτού υιοθετήθηκε μοντέλο αγοράς τύπου κοινοπραξίας υποχρεωτικής συμμετοχής με κεντρική κατανομή (mandatory pool). Το μοντέλο αυτό κρίθηκε ως το καταλληλότερο, λαμβάνοντας υπ όψη τη δομή της εγχώριας αγοράς και τη βασική απαίτηση της Οδηγίας 92/96 για απρόσκοπτη πρόσβαση τρίτων στο σύστημα Περιγραφή του μοντέλου της ελληνικής αγοράς Ο υφιστάμενος σχεδιασμός της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας διακρίνεται, σύμφωνα με τα ευρωπαϊκά πρότυπα, στη βραχυχρόνια-χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και επικουρικών υπηρεσιών (Energy and Ancillary Services Market) και στη μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος (Capacity Market). Σε αυτές τις αγορές καθορίζονται οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας για κάθε ώρα της επόμενης ημέρας και διασφαλίζεται τόσο η ποιότητα και η αξιοπιστία της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας στους καταναλωτές, όσο και η μακροχρόνια επάρκεια ισχύος Βραχυχρόνια-χονδρεμπορική αγορά Στο πλαίσιο της βραχυχρόνιας-χονδρεμπορικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και επικουρικών υπηρεσιών διαμορφώνεται ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΗΕΠ). Ουσιαστικά είναι μία αγορά μέσω της οποίας συναλλάσσεται το σύνολο της ηλεκτρικής ενέργειας που πρόκειται να παραχθεί, να διακινηθεί και να καταναλωθεί την επόμενη ημέρα. Ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός έχει ως στόχο το βέλτιστο προγραμματισμό της λειτουργίας των θερμικών και υδροηλεκτρικών μονάδων παραγωγής του Συστήματος, των μονάδων ΑΠΕ και της διαθέσιμης ενέργειας από εισαγωγές, προκειμένου να καλύπτεται, σε ημερήσια βάση, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας από καταναλωτές, η ζήτηση για εξαγωγές ενέργειας από τη χώρα και οι απαραίτητες εφεδρείες. Με την επίλυση του ΗΕΠ προσδιορίζεται η λειτουργία κάθε μονάδας για κάθε ώρα της επόμενης ημέρας. Το μοντέλο οργάνωσης της χονδρεμπορικής αγοράς περιλαμβάνει υποχρεωτικές προσφορές των παραγωγών για το σύνολο της ισχύος τους και αντίστοιχα υποβολή προσφορών για το σύνολο της ζήτησης από τους προμηθευτές, χωρίς να επιτρέπονται διμερή συμβόλαια φυσικής παράδοσης μεταξύ παραγωγών και προμηθευτών. Οι προσφορές έγχυσης που υποβάλλονται είναι απλές και αναφέρονται σε μία μονάδα παραγωγής. Τέλος, οι δηλώσεις φορτίου δεν περιλαμβάνουν τιμές, με εξαίρεση αυτές των εξαγωγών και των υδραντλητικών μονάδων. 13

14 Αρμόδιος για την εκτέλεση των διαδικασιών του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού είναι ο Λειτουργός της Αγοράς (ΛΑΓΗΕ). Η ΡΑΕ, όμως, εποπτεύει την άσκηση των δικαιωμάτων και υποχρεώσεων του Λειτουργού της Αγοράς στο πλαίσιο του Συστήματος Συναλλαγών ΗΕΠ. Στο Σύστημα Συναλλαγών Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού («ΗΕΠ»), στον οποίο περιλαμβάνεται ο ΗΕΠ, συμμετέχουν κατόπιν εγγραφής στο Μητρώο Συμμετεχόντων, το οποίο τηρεί ο Λειτουργός της Αγοράς, οι ακόλουθοι (Συμμετέχοντες): 0ι Παραγωγοί, κάτοχοι άδειας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Μονάδων που έχουν συνδεθεί στο Σύστημα ή το Δίκτυο και πρόκειται να εγγραφούν στο Μητρώο Μονάδων, Οι Προμηθευτές, κάτοχοι άδειας προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, Οι Έμποροι, κάτοχοι άδειας εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας Οι Επιλέγοντες Πελάτες οι οποίοι επιλέγουν να προμηθεύονται ενέργεια μέσω του Συστήματος Συναλλαγών ΗΕΠ προς ιδία αποκλειστική χρήση (Αυτοπρομηθευόμενοι Πελάτες) Ως συμμετοχή στον ΗΕΠ θεωρείται η υποβολή Δηλώσεων Φορτίου, Προσφορών Έγχυσης, Δηλώσεων Διαχείρισης Υδάτινων Πόρων, Προσφορών Εφεδρειών, Δηλώσεων Ολικής ή Μερικής Μη Διαθεσιμότητας, Δηλώσεων Τεχνικοοικονομικών Στοιχείων από κατόχους άδειας παραγωγής για Μονάδες, υποβολή από τον Λειτουργό της Αγοράς των Καταχωρημένων Χαρακτηριστικών που λαμβάνονται υπόψη κατά την κατάρτιση του Προγράμματος ΗΕΠ και υποβολή Δηλώσεων Προτεραιότητας Κατανεμόμενης Μονάδας ΣΗΘΥΑ (ΚΜΣ) από κατόχους άδειας παραγωγής Κατανεμόμενων Μονάδων ΣΗΘΥΑ. Με την εγγραφή τους στο Μητρώο Συμμετεχόντων, οι Συμμετέχοντες συνάπτουν με το Λειτουργό της Αγοράς «Σύμβαση Συναλλαγών ΗΕΠ» και με το Διαχειριστή του Συστήματος «Σύμβαση Συναλλαγών Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας». Οι Συμμετέχοντες αυτοί ορίζονται ως «Εκπρόσωποι Φορτίου» όταν υποβάλλουν Δηλώσεις Φορτίου στο πλαίσιο αυτό. Το Μητρώο Συμμετεχόντων, όμως, τηρείται από το Λειτουργό της Αγοράς και για την εγγραφή σε αυτό υποβάλλονται σε αυτόν και στο Διαχειριστή του Συστήματος, αιτήσεις για σύναψη των επιμέρους συμβάσεων Συναλλαγών ΗΕΠ και Συναλλαγών Διαχειριστή Συστήματος αντίστοιχα. 14

15 Στο πλαίσιο του ΗΕΠ ο Διαχειριστής του Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) τηρεί το Μητρώο Μονάδων, υποβάλλει στο Λειτουργό της Αγοράς τις προβλεπόμενες εγχύσεις και τέλος προσδιορίζει και υποβάλλει στο Λειτουργό της Αγοράς την Πρόβλεψη Φορτίου για κάθε Ημέρα Κατανομής, τις ανάγκες παροχής Πρωτεύουσας, Δευτερεύουσας και Τριτεύουσας Εφεδρείας Συστήματος. Η Πρόβλεψη Φορτίου είναι ενδεικτική και μόνον για τους Συμμετέχοντες στον ΗΕΠ, και σε καμία περίπτωση δεν τους απαλλάσσει από τις υποχρεώσεις τους στο πλαίσιο του ΗΕΠ αναφορικά με την υποβολή Προσφορών και Δηλώσεων. Από την άλλη, όπως προαναφέρθηκε, ο Λειτουργός της Αγοράς (ΛΑΓΗΕ) τηρεί το Μητρώο Συμμετεχόντων, δημοσιοποιεί την προβλεπόμενη έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας από τις Μονάδες ΑΠΕ και ΣΗΘ/ΣΗΘΥΑ, υποβάλλει Προσφορές Έγχυσης για την προβλεπόμενη έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας από τις Μονάδες ΑΠΕ και ΣΗΘ/ΣΗΘΥΑ και τις Μονάδες που ευρίσκονται σε δοκιμαστική λειτουργία, συγκεντρώνει τις Δηλώσεις Φορτίου, τις Προσφορές Έγχυσης, τις Προσφορές Εφεδρειών, τις Δηλώσεις Τεχνοοικονομικών Στοιχείων και τις Δηλώσεις Μη Διαθεσιμότητας και τέλος καταρτίζει το Πρόγραμμα ΗΕΠ και υπολογίζει την Οριακή Τιμή του Συστήματος. Τέλος, η μεθοδολογία επίλυσης του προβλήματος ΗΕΠ αποβλέπει στη μεγιστοποίηση του κοινωνικού πλεονάσματος για την ικανοποίηση του ενεργειακού ισοζυγίου υπό την τήρηση των περιορισμών λειτουργίας του Συστήματος και των τεχνικών χαρακτηριστικών των μονάδων. Η μεθοδολογία αυτή εφαρμόζεται ταυτόχρονα για όλες τις Περιόδους Κατανομής μίας Ημέρας Κατανομής ικανοποιώντας τους περιορισμούς λειτουργίας του Συστήματος και τους τεχνικούς περιορισμούς των μονάδων παραγωγής (εφεξής περιορισμοί του προβλήματος ΗΕΠ). Μέσω του μηχανισμού αυτού συνεκτιμώνται στις Προσφορές Έγχυσης και στις Δηλώσεις Φορτίου οι απώλειες του Συστήματος και του Δικτύου. Το συνολικό κόστος παραγωγής, ισούται με το άθροισμα για όλες τις Περιόδους Κατανομής της Ημέρας Κατανομής του κόστους που προκύπτει από τις Προσφορές Έγχυσης που περιλαμβάνονται στο Πρόγραμμα ΗΕΠ, του κόστους που προκύπτει από τις Προσφορές Εφεδρειών που περιλαμβάνονται στο Πρόγραμμα ΗΕΠ, του ενδεχόμενου κόστους αποσυγχρονισμού Μονάδων που έχουν ενταχθεί στο Πρόγραμμα ΗΕΠ και του ενδεχόμενου κόστους παροχής Εφεδρείας Τριτεύουσας Ρύθμισης από μη συγχρονισμένες Μονάδες. 15

16 Αποτέλεσμα της επίλυσης του προβλήματος ΗΕΠ είναι ο υπολογισμός των αριθμητικών τιμών της Οριακής Τιμής του Συστήματος, των Οριακών Τιμών Παραγωγής και των Μοναδιαίων Τιμών Πληρωμής για Επικουρικές Υπηρεσίες για κάθε Περίοδο Κατανομής Διαμόρφωση Οριακής Τιμής Συστήματος (ΟΤΣ) Η αγορά εκκαθαρίζεται σε μία ενιαία τιμή, την Οριακή Τιμή Συστήματος, η οποία είναι η τιμή της πλέον ακριβής μονάδας που απαιτείται να λειτουργεί για την κάλυψη του φορτίου. Ένας άλλος ορισμός διατυπώνει την Οριακή Τιμή Συστήματος, ως την τιμή που εισπράττουν όλοι όσοι εγχέουν ενέργεια στο σύστημα και πληρώνουν όλοι όσοι ζητούν ενέργεια από αυτό. Συνεπώς, η Οριακή Τιμή Συστήματος διαμορφώνεται από τον συνδυασμό των προσφορών τιμών και ποσοτήτων που υποβάλλουν κάθε μέρα οι διαθέσιμες μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και του ωριαίου φορτίου ζήτησης που διαμορφώνεται σε καθημερινή βάση από τους καταναλωτές. Ο προσδιορισμός αυτής της τιμής είναι αποτέλεσμα αλγοριθμικής εφαρμογής (βελτιστοποίηση αντικειμενικής συνάρτησης) και απαιτεί την εισαγωγή πολλών παραμέτρων (όπως τα τεχνικά ελάχιστα των μονάδων, τις απαιτήσεις εφεδρείας κτλ), οι οποίες είτε τίθενται ρυθμιστικά είτε αποτελούν αντικείμενο ελέγχου από το ρυθμιστή. Πιο συγκεκριμένα, οι μονάδες παραγωγής κατατάσσονται ανάλογα με τις προσφορές (Προσφορές Έγχυσης) τους σε αύξουσα σειρά, ξεκινώντας από τη χαμηλότερη προσφερόμενη τιμή για ορισμένη ποσότητα ενέργειας και καταλήγοντας στην υψηλότερη προσφερόμενη τιμή. Στο σημείο, όπου οι προσφερόμενες ποσότητες ενέργειας εξυπηρετούν το ζητούμενο φορτίο (Δηλώσεις Φορτίου), καθορίζεται και η Οριακή Τιμή του Συστήματος. Για λόγους προστασίας των καταναλωτών και διαμόρφωσης συνθηκών υγιούς ανταγωνισμού τίθεται διοικητικά ανώτερο όριο ως προς την προσφερόμενη τιμή, το οποίο έχει τεθεί ίσο με 150 /MWh. Επιπλέον, έχει τεθεί και ένα κατώτερο επίπεδο προσφορών, το οποίο είναι το μεταβλητό κόστος της μονάδας, ώστε οι παραγωγοί να εισπράττουν το κόστος καυσίμου τους. Στο μοντέλο της βραχυχρόνιας-χονδρεμπορικής αγοράς προβλέπεται μηχανισμός που δίνει τη δυνατότητα διαχωρισμού του Συστήματος σε ζώνες, με διαφορετικές οριακές τιμές παραγωγής ανά ζώνη σε περίπτωση συμφόρησης, αλλά με ενιαία οριακή τιμή ζήτησης. 16

17 Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών Στη βραχυχρόνια-χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ταυτόχρονα με τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό, επιλύεται και η αγορά επικουρικών υπηρεσιών. Οι επικουρικές υπηρεσίες καλύπτουν τις ανάγκες των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας για διασφάλιση της ποιότητας και αξιοπιστίας της τροφοδότησής τους, καθώς απαιτούνται για τη μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας από τα σημεία παραγωγής της στα σημεία κατανάλωσής της. Οι Μονάδες Παραγωγής υποβάλλουν προσφορές για την παροχή υπηρεσιών Πρωτεύουσας και Δευτερεύουσας Εφεδρείας. Οι σχετικές Μοναδιαίες Τιμές Πληρωμής καθορίζονται βάσει των αντίστοιχων προσφορών, σύμφωνα με τον κανόνα της υψηλότερης τιμής προσφοράς Υπόλοιπες διαδικασίες της βραχυχρόνιας χονδρεμπορικής αγοράς Στο μοντέλο της βραχυχρόνιας χονδρεμπορικής αγοράς περιλαμβάνονται και άλλες διαδικασίες όπως η εκκαθάριση αποκλίσεων, η κάλυψη του μεταβλητού κόστους των μονάδων και τα δικαιώματα διασυνδέσεων. Οι διαδικασίες αυτές περιγράφονται αναλυτικά παρακάτω Διαδικασία Εκκαθάρισης Αποκλίσεων Μεταξύ των προγραμματισμένων εγχύσεων και απορροφήσεων, που προβλέπονται σύμφωνα με τον ΗΕΠ, και των πραγματικών εγχύσεων και απορροφήσεων, σύμφωνα με τις μετρήσεις που πραγματοποιούνται, υπάρχει αναπόφευκτα κάποιο σφάλμα. Οι διαφορές αυτές επιβάλλεται να εκκαθαριστούν και αυτό πραγματοποιείται μέσω της Διαδικασία Εκκαθάρισης Αποκλίσεων, η οποία διενεργείται από τον Διαχειριστή του Συστήματος (ΑΔΜΗΕ). 17

18 Η διαδικασία αυτή περιλαμβάνει τη χρέωση των συμμετεχόντων, ανάλογα με την τελική τους θέση στην αγορά σε σχέση με τον ΗΕΠ, με την Οριακή Τιμή Αποκλίσεων (ΟΤΑ), η οποία προκύπτει από την επίλυση του αρχικού Προγράμματος ΗΕΠ, αντικαθιστώντας όλα τα στοχαστικά στοιχεία (εκτιμώμενες διαθεσιμότητες μονάδων, δηλώσεις φορτίου κτλ) από τις αντίστοιχες πραγματικές ποσότητες που μετρήθηκαν. Επιπλέον, προβλέπονται πρόσθετες πληρωμές για τις μονάδες στις οποίες δόθηκε εντολή κατανομής να αποκλίνουν από το αρχικό τους πρόγραμμα, ενώ προβλέπονται ποινές για όσους συμμετέχοντες αποκλίνουν αδικαιολόγητα και πέραν κάποιων ορίων ανοχής Μηχανισμός Κάλυψης Μεταβλητού Κόστους Μονάδων Ο μηχανισμός αυτός διασφαλίζει ότι μια μονάδα παραγωγής που θα ενταχθεί στο πρόγραμμα ΗΕΠ θα εισπράξει συνολικά τη συγκεκριμένη ημέρα κατανομής τουλάχιστον το μεταβλητό της κόστος, προσαυξημένο κατά ένα ποσοστό. Αυτό συμβαίνει διότι η βελτιστοποίηση της αντικειμενικής συνάρτησης απαιτεί πολλές παραμέτρους και αυτό ενδέχεται να οδηγήσει σε περιπτώσεις όπου μία μονάδα παραγωγής εντάσσεται στον ΗΕΠ για να εγχύσει ενέργεια και αμείβεται με τιμή χαμηλότερη από αυτήν της προσφοράς της Αγορά Δικαιωμάτων Διασυνδέσεων Τα Δικαιώματα Διασυνδέσεων (Ετήσια, Μηνιαία και Ημερήσια) διαπραγματεύονται σε ξεχωριστή αγορά. Έχουν τον τύπο των φυσικών δικαιωμάτων και είναι υποχρεωτική η κατοχή τους προκειμένου κάποιος να υποβάλλει προσφορά είτε για εισαγωγή είτε για εξαγωγή ενέργειας. Ακολούθως, ο κάτοχοι δικαιωμάτων, προκειμένου να υλοποιηθούν τα σχετικά προγράμματα, οφείλουν να υποβάλλουν προσφορές στην αγορά της επόμενης ημέρας Μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος Η μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος αποσκοπεί στη διασφάλιση επαρκούς ισχύος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Η αγορά αυτή βασίζεται από τη μία στην 18

19 υποχρέωση των παραγωγών για παροχή της διαθέσιμης ισχύος των μονάδων τους και από την άλλη στην υποχρέωση των προμηθευτών να προσκομίζουν ικανοποιητικές εγγυήσεις για την ικανοποίηση της απαίτησης της διαθεσιμότητάς ισχύος. Οι παραγωγοί εκδίδουν Αποδεικτικά Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ), στα οποία αναγράφεται η πραγματική διαθεσιμότητα ισχύος κάθε μονάδας τους, όπως αυτή ορίζεται από τον διαχειριστή του συστήματος. Στη συνέχεια, οι προμηθευτές συνάπτουν συμβάσεις με τους παραγωγούς, οι οποίες ονομάζονται Συμβάσεις Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΣΔΙ). Με τις ΣΔΙ οι παραγωγοί εγγυώνται κάποια ελάχιστη διαθεσιμότητα των μονάδων τους έναντι τιμήματος που συμφωνείται σε διμερή βάση (εκτός αγοράς) και δεν κοινοποιείται. Εξαιτίας, όμως, της διαπιστωμένης δυσκολίας σύναψης των ΣΔΙ μεταξύ των συμμετεχόντων στην αγορά, έχει προβλεφθεί η δυνατότητα όταν είναι σε κίνδυνο η ασφάλεια του ανεφοδιασμού, να συνάπτονται οι συμβάσεις αυτές μεταξύ των συμμετεχόντων (παραγωγών) και του Διαχειριστή του Συστήματος, ο οποίος μπορεί να προαγοράσει ΑΔΙ από τον παραγωγό Αξιολόγηση του μοντέλου της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Ο υφιστάμενος σχεδιασμός της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας παρουσιάζει το πλεονέκτημα της δυνατότητας διάθεσης της ενέργειας των παραγωγών στην ημερήσια αγορά χωρίς απαραίτητα να υφίστανται εκ των προτέρων συμβάσεις με πελάτες. Το γεγονός αυτό διευκολύνει σημαντικά την ανάπτυξη του ανταγωνισμού με την είσοδο στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας νέων παραγωγών. Επιπλέον, ο Ημερήσιος 19

20 Ενεργειακός Προγραμματισμός διασφαλίζει τους παραγωγούς ώστε αυτοί να καλύπτουν τουλάχιστον το μεταβλητό κόστος των μονάδων τους. Παρά ταύτα, η απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα δεν έχει οδηγήσει άμεσα στην ανάπτυξη του ανταγωνισμού στους τομείς της παραγωγής και της προμήθειας, όπως συνέβη στην Ευρώπη. Κύρια αιτία της καθυστέρησης αυτής αποτελεί το μονοπώλιο που επικρατεί στην ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς επίσης και το υψηλό κόστος ένταξης μίας μονάδας στο σύστημα. Όπως προαναφέρθηκε, το καθετοποιημένο μονοπώλιο δεσπόζει στο εγχώριο ηλεκτρικό σύστημα, τόσο στη χονδρεμπορική αγορά όσο και στην προμήθεια της ηλεκτρικής ενέργειας στου πελάτες. Πιο συγκεκριμένα, κατέχει το σύνολο σχεδόν της εγκατεστημένης ισχύος των μονάδων παραγωγής, αλλά και το εγχώριο σύστημα μεταφοράς και το δίκτυο διανομής ηλεκτρικής ενέργειας. Επιπλέον, βρίσκεται σε προνομιούχα θέση έναντι των πιθανών ανταγωνιστών της καθώς έχει πλήρη και αποκλειστική πρόσβαση στο λιγνίτη. Συνεπώς, έχει τη δυνατότητα να συνάπτει ΣΔΙ σε υψηλές τιμές και έτσι να προσφέρει σχετικά χαμηλές τιμές στον ΗΕΠ διαμορφώνοντας χαμηλή ΟΤΣ. Όλοι οι παραπάνω παράγοντες επιδρούν αρνητικά στην ανάπτυξη του ανταγωνισμού. 20

21 Κεφάλαιο 2 2. Προσεγγίσεις υπολογισμού του μακροπρόθεσμου οριακού κόστους (LRMC) Εισαγωγή Σε αυτή την ενότητα θα αναπτυχθεί ένας κατάλληλος ορισμός του μακροχρόνιου οριακού κόστους (LRMC) της προσφοράς. Είναι σημαντικό να είναι καθορισμένο εξαρχής ποιες δαπάνες περιλαμβάνονται στο κόστος αυτό και ποιο είναι το σχετικό χρονικό διάστημα στο οποίο αναφέρεται. Πιο συγκεκριμένα, οι σχετικές δαπάνες είναι εκείνες που συνδέονται με την ικανοποίηση μιας αύξησης της ζήτησης. Το χρονικό 21

22 διάστημα είναι μακροπρόθεσμο, δηλαδή μία περίοδος κατά την οποία όλοι οι σχετικοί παράγοντες είναι μεταβλητοί. Στο πλαίσιο μιας αγοράς που χαρακτηρίζεται από υψηλό σταθερό κόστος παραγωγής, το LRMC μπορεί να οριστεί ως: η μεταβολή του συνολικού κόστους που ικανοποιεί μια μόνιμη αύξηση (ή μείωση) της ζήτησης διαιρούμενο με το μέγεθος της αύξησης (ή μείωσης) Τόσο το κόστος όσο και η προσαύξηση υπολογίζονται συνήθως σε όρους παρούσας αξίας, δηλαδή, οι δαπάνες και τα οφέλη που θα προκύψουν στο μέλλον εκφράζονται σε σημερινή αξία. Ο υπολογισμός του κόστους και των οφελών σε παρούσα αξία είναι σημαντικός, επειδή συνήθως αποτιμώνται λιγότερο στο μέλλον λόγω της ύπαρξης εναλλακτικών χρήσεων των υφιστάμενων οικονομικών πόρων. Σε γενικές γραμμές, το κόστος μπορεί να διαχωριστεί σε δύο τύπους: μεταβλητό και σταθερό. Οι μεταβλητές δαπάνες είναι αυτές που ποικίλουν ανάλογα με την παραγωγή, ενώ τα πάγια έξοδα περιλαμβάνουν όλες τις υπόλοιπες δαπάνες. Παραδοχές όσον αφορά το πάγιο κόστος είναι ιδιαίτερα σημαντικές σε αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, διότι τα πάγια έξοδα είναι σημαντικά και σχετίζονται με επενδύσεις που αποφέρουν οφέλη για πολύ μεγάλες χρονικές περιόδους. Οι τέσσερις τυπικές προσεγγίσεις που χρησιμοποιούνται στον υπολογισμό του LRMC είναι: η Προσέγγιση διαταραχών (perturbation approach), η οποία ορισμένες φορές αναφέρεται ως προσέγγιση Turvey η Προσέγγιση μέσου οριακού κόστους (average incremental cost approach-aic) Total element long run incremental cost approach - TELRIC η Προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους ηλεκτρικής ενέργειας (Levelised unit electricity cost approach-luec) 2.1. Προσέγγιση διαταραχών (Perturbation approach) Το σημείο εκκίνησης για την προσέγγιση αυτή είναι μια μακροπρόθεσμη πρόβλεψη της ζήτησης καθώς και πληροφορίες σχετικά με τα χαρακτηριστικά των τεχνολογιών και διαδικασιών που είναι διαθέσιμες (ή αναμένεται να είναι διαθέσιμες) στην αγορά. Στη συνέχεια χρησιμοποιείται ένας αλγόριθμος βελτιστοποίησης για να καθορίσει το χαμηλότερου κόστους συνδυασμό των τεχνολογιών που μπορεί να ικανοποιήσει την πρόβλεψη της ζήτησης. Αυτή η διαδικασία πρέπει να επαναλαμβάνεται μετά την τροποποίηση της πρόβλεψης της ζήτησης εισάγοντας μία μόνιμη απρόβλεπτη αύξηση (π.χ. 100 MW ανά ώρα). Η αύξηση αυτή είναι γνωστή ως διαταραχή της ζήτησης. Η προσέγγιση διαταραχών υπολογίζει το LRMC ως την μεταβολή στην παρούσα αξία του 22

23 συνολικού κόστους μεταξύ της πρώτης και της δεύτερης βελτιστοποίησης διαιρούμενη με το μέγεθος της αύξησης σε παρούσα αξία. Το πλεονέκτημα χρήσης αυτής της μεθόδου μέτρησης είναι ότι προσεγγίζει σε μεγάλο βαθμό τον ακριβή ορισμό του LRMC. Το μειονέκτημα της είναι η υπολογιστική της δυσκολία. Είναι σημαντικό να σημειωθεί ότι ενώ μπορεί να υπάρχει ένας μεγάλος αριθμός τεχνολογιών που διατίθενται, μόνο ένα υποσύνολο θα χρησιμοποιηθεί στον αλγόριθμο βελτιστοποίησης Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της προσέγγισης διαταραχών Η προσέγγιση διαταραχών για τον υπολογισμό του LRMC εξετάζει την επίδραση στο συνολικό κόστος μίας μόνιμης αύξησης (ή μείωσης) της ζήτησης. Η μέθοδος που εφαρμόζεται για τον υπολογισμό του LRMC βάσει της προσέγγισης αυτής αναλύεται στα εξής βήματα: 1 ο ) Κατασκευή ετήσιων προβλέψεων του μέσου όρου και των αιχμών της ζήτησης του συστήματος για παρατεταμένο χρονικό ορίζοντα, περίπου 20 χρόνια. Ο σκοπός αυτού του βήματος είναι να ληφθούν πληροφορίες σχετικά με το μέσο όρο και τις αιχμές της ζήτησης που πρέπει να ικανοποιηθούν. Στην πράξη απαιτείται να γίνουν υποθέσεις όσον αφορά τις μελλοντικές μακροοικονομικές συνθήκες και τη βιομηχανία, για παράδειγμα, ο ρυθμός ανάπτυξης του ακαθάριστου εγχώριου προϊόντος (ΑΕΠ). 2 ο ) Λήψη πληροφοριών σχετικά με τα χαρακτηριστικά των τεχνολογιών και των διαδικασιών που είναι διαθέσιμες (και λογικά αναμένεται να είναι διαθέσιμες) στην αγορά για να καλύψουν τη ζήτηση που προβλέπεται στο προηγούμενο βήμα. Αυτό περιλαμβάνει τις εγκατεστημένες γεννήτριες, τους μελλοντικούς προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης. 3 ο ) Καθορισμός του χαμηλότερου κόστους, σε παρούσα αξία, προγράμματος ανάπτυξης της παραγωγής που θα εξασφαλίσει την ικανοποίηση της ζήτησης σε κάθε χρονική στιγμή κατά τη διάρκεια της περιόδου των προβλέψεων. Αυτό μπορεί να θεωρηθεί ως το βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου ηλεκτροπαραγωγής. Το πρόγραμμα αντιπροσωπεύει το σχετικό πρότυπο αξιοπιστίας και θα περιλαμβάνει τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης που είναι οικονομικά αποδοτικά, δηλαδή, εκείνα που είναι λιγότερο δαπανηρά από ό, τι η χαμηλότερου κόστους εναλλακτική τεχνολογία παροχής. 4 ο ) Αύξηση (ή μείωση) της μέσης ή (και) της μέγιστης ετήσιας πρόβλεψης της ζήτησης με μια μόνιμη αύξηση (ή μείωση) της ζήτησης. Προσδιορίζεται η παρούσα αξία της αύξησης της ζήτησης. 23

24 5 ο ) Υποθέτουμε ότι οι τεχνολογίες και οι διαδικασίες που είναι διαθέσιμες για την κάλυψη της ζήτησης παραμένουν αμετάβλητες. Εύρεση νέου βέλτιστου προγράμματος παραγωγής που ικανοποιεί τις επαυξημένες προβλέψεις για τη ζήτηση. 6 ο ) Υπολογισμός του LRMC, διαιρώντας την μεταβολή στην παρούσα αξία των δύο βέλτιστων προγραμμάτων παραγωγής (πριν και μετά την αύξηση(ή μείωση)της ζήτησης) με το μέγεθος της παρούσας αύξησης (ή μείωσης) της ζήτησης. Το τελευταίο βήμα της μεθόδου μπορεί να εκφραστεί και ως εξής: LRMC perturbation = όπου η συντομογραφία ΝPV δηλώνει τη συνάρτηση μετατροπής σε παρούσα αξία Παρατηρήσεις ως προς τη διαδικασία της προσέγγισης διαταραχών Υπάρχουν, όμως, ορισμένα ζητήματα στην προσέγγιση αυτή που αξίζουν πρόσθετη εξέταση. Καταρχήν, θα ήταν επιθυμητό ένα πολύ μεγαλύτερο χρονικό διάστημα από αυτό των 20 ετών, καθώς τα πάγια περιουσιακά στοιχεία που βρίσκονται υπό εξέταση για τη δημιουργία του βέλτιστης ικανότητας προγράμματος ανάπτυξης της παραγωγής, έχουν γενικά πολύ μεγαλύτερη ωφέλιμη ζωή από αυτό το διάστημα και συνεπώς δημιουργούν μετά το πέρας αυτού οφέλη που δεν υπολογίζονται. Ωστόσο, αναγνωρίζεται ότι υπάρχει ένας συμβιβασμός μεταξύ της χρησιμοποίησης των περιουσιακών στοιχείων με μεγάλη διάρκεια ζωής και των προβλέψεων της ζήτησης που είναι απαραίτητες για να τεθούν αυτά τα περιουσιακά στοιχεία σε χρήση. o Ένα επιπλέον πρόβλημα αποτελεί το γεγονός ότι τα περιουσιακά στοιχεία με μεγάλη διάρκεια ζωής έχουν συνήθως υψηλότερο κόστος κατά τη διάρκεια της νύχτας. Γι αυτό σε ένα σταθερό ορίζοντα προγραμματισμού, είτε πρόκειται για 20 έτη ή και περισσότερο, μπορεί να δημιουργηθεί ένα κίνητρο για επενδύσεις σε περιουσιακά στοιχεία των οποίων η ωφέλιμη διάρκεια ζωής τελειώνει κατά ή σύντομα μετά το τέλος της περιόδου προγραμματισμού. Για να ληφθεί υπόψη αυτό, το βέλτιστο πρόγραμμα θα πρέπει να συμπεριλάβει την υπολειμματική αξία των στοιχείων του ενεργητικού στην αγορά μετά την ολοκλήρωση του ορίζοντα προγραμματισμού. o Είναι χρήσιμο να σημειωθεί ότι οι πληροφορίες που συνδυάζονται από τον κεντρικό σχεδιασμό είναι πιθανό να αποτελούν τμήμα των πληροφοριών που θα είναι 24

25 διαθέσιμες να συγκεντρωθούν από μια ευρύτερη ομάδα παραγόντων της αγοράς. Για παράδειγμα, πληροφορίες σχετικά με τις νέες και καινοτόμες τεχνολογίες μπορεί να μην είναι γνωστές ή να μην εξετάζονται από έναν κεντρικό σχεδιασμό. Αυτό μπορεί να ισχύει ιδιαίτερα στο πλαίσιο των τεχνολογιών διαχείρισης της ζήτησης. Η περιορισμένη έκταση των πληροφοριών που έχουν συγκεντρωθεί από τον κεντρικό σχεδιασμό σχετίζεται με τη διαδικασία με την οποία αυτός χρησιμοποιείται. Το χαμηλότερου κόστους πρόγραμμα, που αναπτύχθηκε από ένα πραγματικό κεντρικό σχεδιασμό θα αντικατοπτρίζει κατά πάσα πιθανότητα σε κάποιο βαθμό τις απόψεις που σχετίζονται με τη διαδικασία λήψης αποφάσεων εκείνου που το σχεδίασε. Συγκεκριμένα, ένας πραγματικός κεντρικός σχεδιασμός μπορεί να μεροληπτεί υπέρ τεχνολογιών με συγκεκριμένα χαρακτηριστικά σε σχέση με άλλους. Πιο συγκεκριμένα, μπορεί να προτιμάται: ο εφοδιασμός να αποτελείται από ένα μικρό αριθμό μεγάλων γεννητριών παρά από ένα μεγάλο αριθμό μικρών γεννητριών η επισκευή σε εγκατεστημένες γεννήτριες και όχι η κατασκευή νέων εγκαταστάσεων η κατασκευή γεννητριών που λειτουργούν για την κάλυψη φορτίου αιχμής και όχι η εισαγωγή τεχνολογιών διαχείρισης της ζήτησης και / ή η άσκηση κεντρικού έλεγχου κατά τη διάρκεια της λειτουργίας των τεχνολογιών διαχείρισης της ζήτησης, αντί να διανεμηθεί ο έλεγχος. Όλα τα παραπάνω παραδείγματα μπορεί να επηρεάσουν σημαντικά το σχεδιασμό του προγράμματος εισόδου παραγωγής. o Το μέγεθος της αύξησης της ζήτησης αποτελεί ένα άλλο σημαντικό θέμα. Αυτό συμβαίνει καθώς το βέλτιστο πρόγραμμα μπορεί να παρουσιάζει ευαισθησία σε σχέση με το μέγεθός της, ειδικά εάν η αύξηση είναι μικρότερη από την ελάχιστη δυναμικότητα που σχετίζεται με κάποια διαφορετική τεχνολογία παραγωγής. o Η υπάρχουσα δυναμικότητα λαμβάνεται ως δεδομένη. Η απόφαση να αποσυρθεί μια εγκατάσταση παραγωγής (ή η προσθήκη μίας νέας, αν η ωφέλιμη ζωή της ήδη υπάρχουσας είναι μικρότερη από τη διάρκεια της περιόδου προγραμματισμού) είναι καθορισμένη εξαρχής. Επομένως, εγκαταστάσεις παραγωγής τίθενται εκτός λειτουργίας αν έχουν φτάσει στο τέλος της ωφέλιμης ζωής τους ή επειδή είναι ασύμφορο πλέον να παράγουν. o Επιπρόσθετα, η αύξηση της ζήτησης θα μπορούσε να προκαλέσει αλλαγή στη δομή του βέλτιστου προγράμματος. Οι τεχνολογίες παραγωγής με πολύ υψηλό κόστος κατά τη διάρκεια της νύχτας γίνονται σχετικά πιο ακριβές σε παρούσα αξία και θα μπορούσαν να αντικατασταθούν στο βέλτιστο πρόγραμμα με μονάδες που έχουν χαμηλότερο κόστος τη νύχτα. Εναλλακτικά, εάν η αύξηση της ζήτησης εφαρμόζεται 25

26 μόνο σε ώρες αιχμής, το βέλτιστο πρόγραμμα θα μπορούσε να αλλάξει για να συμπεριλάβει περισσότερες γεννήτριες που λειτουργούν για την κάλυψη φορτίου αιχμής και σχετικά λιγότερες γεννήτριες που λειτουργούν για την κάλυψη φορτίου βάσης. o Όσον αφορά τον καθορισμό του βέλτιστου προγράμματος το βασικό ζήτημα είναι η απόκτηση πληροφοριών σχετικά με τους περιορισμούς που είναι πιθανό να προκύψουν στην επίλυση του προβλήματος βελτιστοποίησης, π.χ., τα επίπεδα της ζήτησης και τεχνολογικά χαρακτηριστικά. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι και άλλα χαρακτηριστικά οδηγούν επίσης σε περιορισμούς, αλλά μπορεί να είναι λιγότερο σημαντικά σε μια μακροπρόθεσμη προοπτική σχεδιασμού. Εν ολίγοις, η προσέγγιση διαταραχών για τον υπολογισμό του LRMC περιλαμβάνει τον καθορισμό του ποσού κατά το οποίο αυξάνεται το κόστος ως αποτέλεσμα της εξυπηρέτησης μίας μεγαλύτερης ζήτησης. Η προσέγγιση διαταραχών απεικονίζεται στα παρακάτω σχήματα. Η πάνω πλευρά της Εικόνας 1α απεικονίζει την παρούσα ζήτηση φορτίου και την πρόβλεψή της. Για λόγους απλότητας, η πρόβλεψη της ζήτησης απεικονίζεται ως με μία αύξηση κατά ένα σταθερό ποσό μέσα στο χρόνο. Επίσης απεικονίζεται η εγκατεστημένη δυναμικότητα παραγωγής, η οποία ρυθμίζεται ώστε οι μονάδες να αποσυρθούν πρόωρα(γι 'αυτό και έχει αρνητική κλίση). Στο σχήμα θεωρείται ότι η ζήτηση μπορεί να ικανοποιηθεί με τη χρήση των ήδη εγκατεστημένης παραγωγής. Καθώς ο χρόνος προχωρά, ο συνδυασμός της αυξανόμενης ζήτησης προβλέψεων και των μονάδων που πρόκειται να αποσυρθούν καταλήγει στην πλεονάζουσα ζήτηση και στην απαίτηση για είσοδο νέων μονάδων παραγωγής. Αυτό συμβαίνει καθώς η προβλεπόμενη ζήτηση υπερβαίνει την εγκατεστημένη δυναμικότητα. Αυτή η διαφορά απεικονίζεται εκ νέου στο κάτω μέρος της Εικόνας 1α, ως η απαιτούμενη παραγωγή από τις νέες μονάδες, μαζί με ένα ενδεικτικό βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής. Συλλογικά, η Εικόνας 1α απεικονίζει τα πρώτα τρία βήματα της προσέγγισης διαταραχής. Η Εικόνας 1β απεικονίζει την αύξηση της ζήτησης στην αγορά και την επίδραση αυτής στο πρόγραμμα ανάπτυξης της παραγωγής. Η σκιασμένη περιοχή στο πάνω μέρος του σχήματος απεικονίζει την αύξηση της ζήτησης, η οποία θεωρείται ότι είναι μια σταθερή ποσότητα μέσα στο χρόνο. Η αύξηση της ζήτησης δεν μεταβάλλει ουσιαστικά τη διαδικασία ανάπτυξης του βέλτιστου προγράμματος παραγωγής, εκτός από το ότι μετακινεί το χρονικό σημείο μετά το οποίο η εγκατεστημένη παραγωγή δεν είναι πλέον επαρκής για να καλύψει την προβλεπόμενη ζήτηση. Ως αποτέλεσμα, η επένδυση που συνδέεται με το τροποποιημένο βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου της παραγωγής μετατοπίζεται προς τα πάνω λόγω της αύξησης της ζήτησης. Η μετατόπιση αυτή απεικονίζεται στο κάτω μέρος της Εικόνας 1β. Τα διαγράμματα του σχήματος αυτού απεικονίζουν ουσιαστικά το τέταρτο και το πέμπτο στάδιο της προσέγγιση διαταραχών. 26

27 Εικόνα 1: α) Βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής, β) Αύξηση της ζήτησης και επίδρασή της στο βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής προσέγγιση διαταραχών 27

28 2.2. Προσέγγιση μέσου οριακού κόστους (Average incremental cost approach-aic) Η προσέγγιση μέσου οριακού κόστους είναι μια εναλλακτική λύση που φέρει πολλά κοινά στοιχεία με την προσέγγιση διαταραχών. Όπως και με την προσέγγιση της διαταραχών, το σημείο εκκίνησης είναι μια μακροπρόθεσμη πρόβλεψη της ζήτησης και πληροφορίες σχετικά με τα χαρακτηριστικά των τεχνολογιών και διαδικασιών που είναι διαθέσιμες (και αναμένεται να είναι διαθέσιμες) στην αγορά. Στη συνέχεια χρησιμοποιείται ένας αλγόριθμος βελτιστοποίησης για τον καθορισμό του χαμηλότερου κόστους συνδυασμού των τεχνολογιών που μπορεί να ικανοποιήσει την πρόβλεψη της ζήτησης. Αντί για την καθιέρωση μίας μόνιμης αύξηση της ζήτησης, το LRMC υπολογίζεται διαιρώντας το συνολικό κόστος που απαιτείται για την ικανοποίηση της πρόβλεψης της ζήτησης με την αλλαγή της μελλοντικής ζήτησης. Τόσο το συνολικό κόστος όσο και οι μελλοντικές μεταβολές της ζήτησης εκφράζονται σε παρούσα αξία. Το πλεονέκτημα χρήσης αυτής της προσέγγισης αποτελεί το γεγονός ότι παρουσιάζει αποτελέσματα που μεταβάλλονται πιο δύσκολα στο χρόνο από ό, τι τα αντίστοιχα της προσέγγισης διαταραχών. Ενώ η σταθερότητα μπορεί να είναι προτιμητέα για την ανάλυση των αποτελεσμάτων, δεν αντικατοπτρίζει κατ 'ανάγκη την πραγματική τιμή του LRMC. Ειδικότερα, το μειονέκτημα της προσέγγισης μέσου οριακού κόστους είναι ότι δεν προσεγγίζει τον ακριβή ορισμό του LRMC όσο η προηγούμενη μέθοδος. Όπως προαναφέρθηκε, η προσέγγιση του μέσου οριακού κόστους (AIC) για τον υπολογισμό του LRMC είναι παρόμοια με την προσέγγιση της διαταραχών σε ορισμένες απόψεις, αλλά είναι σημαντικά απλούστερη από διάφορους άλλους τρόπους Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της προσέγγισης μέσου οριακού κόστους Η μέθοδος που εφαρμόζεται βάσει αυτής της προσέγγισης είναι η εξής: 1 ο ) Κατασκευή ετήσιων προβλέψεων του μέσου όρου και των αιχμών της ζήτησης του συστήματος για παρατεταμένο χρονικό ορίζοντα, περίπου 20 χρόνια. Ο σκοπός αυτού του βήματος είναι να ληφθούν πληροφορίες σχετικά με το μέσο όρο και τις αιχμές της ζήτησης που πρέπει να ικανοποιηθούν. Στην πράξη απαιτείται να γίνουν υποθέσεις όσον αφορά τις μελλοντικές μακροοικονομικές συνθήκες και τη βιομηχανία, για παράδειγμα, ο ρυθμός ανάπτυξης του ακαθάριστου εγχώριου προϊόντος (ΑΕΠ). 28

29 2 ο ) Λήψη πληροφοριών σχετικά με τα χαρακτηριστικά των τεχνολογιών και των διαδικασιών που είναι διαθέσιμες (και λογικά αναμένεται να είναι διαθέσιμες) στην αγορά για να καλύψουν τη ζήτηση που προβλέπεται στο προηγούμενο βήμα. Αυτό περιλαμβάνει τις εγκατεστημένες γεννήτριες, τους μελλοντικούς προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης. 3 ο ) Καθορισμός του χαμηλότερου κόστους, σε παρούσα αξία, προγράμματος ανάπτυξης της παραγωγής που θα εξασφαλίσει την ικανοποίηση της ζήτησης σε κάθε χρονική στιγμή κατά τη διάρκεια της περιόδου των προβλέψεων. Αυτό μπορεί να θεωρηθεί ως το βέλτιστο πρόγραμμα ανάπτυξης ηλεκτροπαραγωγής. Το πρόγραμμα αντιπροσωπεύει το σχετικό πρότυπο αξιοπιστίας και θα περιλαμβάνει τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης που είναι οικονομικά αποδοτικά, δηλαδή, εκείνα που είναι λιγότερο δαπανηρά από ό, τι η χαμηλότερου κόστους εναλλακτική τεχνολογία παροχής. 4 ο ) Καθορισμός της παρούσας αξίας της προβλεπόμενης ζήτησης η οποία είναι μεγαλύτερη εκείνης που ζητείται επί του παρόντος και της παρούσας ζήτησης, η οποία δεν μπορεί να εξυπηρετηθεί από τους υφιστάμενους παραγωγούς εξαιτίας της απόσυρσης των μονάδων. Η ζήτηση αυτή αναφέρεται ως επαυξημένη ζήτηση. 5 ο ) Υπολογισμός του LRMC διαιρώντας την παρούσα αξία του συνολικού κόστους του βέλτιστου προγράμματος ανάπτυξης ηλεκτροπαραγωγής με την παρούσα αξία της αύξησης της ζήτησης. Δηλαδή, το LRMC αντιπροσωπεύει το κόστος εξυπηρέτησης της επαυξημένης ζήτησης με το μέγεθος της αύξησης της ζήτησης. Πρέπει να σημειωθεί ότι τα πρώτα τρία βήματα που σχετίζονται με την προσέγγιση αυτή είναι ίδια με την προσέγγιση της διαταραχής. Εν ολίγοις, η προβλεπόμενη ζήτηση ικανοποιείται με την εύρεση της βέλτιστης δυναμικότητας του προγράμματος ανάπτυξης ηλεκτροπαραγωγής. Το τελευταίο βήμα της μεθόδου μπορεί να εκφραστεί και ως: LRMC AIC = = όπου η συντομογραφία ΝPV δηλώνει τη συνάρτηση μετατροπής σε παρούσα αξία. Οριακό κόστος λειτουργίας σημαίνει το πρόσθετο κόστος λειτουργίας που σχετίζεται με την ικανοποίηση της ζήτησης πάνω από το σημερινό επίπεδο, συμπεριλαμβανομένης της ζήτησης που μπορεί να ικανοποιηθεί με την εγκατεστημένη δυναμικότητα. 29

30 Εν ολίγοις, όπως υποδηλώνει το όνομά της, η προσέγγιση μέσου οριακού κόστους για τον υπολογισμό του LRMC χρησιμοποιεί ένα μέσο όρο του προβλεπόμενου κόστους ανά μονάδα αναμενόμενης ζήτησης για την προσέγγιση του οριακού κόστους. Η προσέγγιση μέσου οριακού κόστους για τη υπολογισμό του LRMC απεικονίζεται στην Εικόνα 2. Τα τρία πρώτα βήματα της προσέγγισης είναι ίδια με αυτά της προσέγγισης διαταραχών και απεικονίζονται στην Εικόνα 2α (αναλύθηκε στην προηγούμενη ενότητα). Η πρόβλεψη της ζήτησης ικανοποιείται με την εύρεση του βέλτιστου προγράμματος εισόδου παραγωγής. Η επαυξημένη ζήτηση απεικονίζεται με τη σκιασμένη περιοχή στην Εικόνα 2β. Όπως προαναφέρθηκε στο τέταρτο βήμα της προσέγγισης η επαυξημένη ζήτηση αποτελείται από τη προβλεπόμενη ζήτηση, η οποία είναι μεγαλύτερη εκείνης που ζητείται επί του παρόντος και της παρούσας ζήτησης, η οποία δεν μπορεί να εξυπηρετηθεί από τους υφιστάμενους παραγωγούς εξαιτίας της απόσυρσης των μονάδων. Η πρώτη απεικονίζεται στην Εικόνα 2β από το τριγωνικό τμήμα της σκιασμένης περιοχής που οριοθετείται από τη γραμμή της προβλεπόμενης ζήτησης και από αυτή της παρούσας ζήτησης. Η δεύτερη απεικονίζεται από το υπόλοιπο τμήμα της σκιασμένης περιοχής, το τετράπλευρο κάτω από τη γραμμή της σημερινής ζήτησης. Ο λόγος για τον οποίο το πρόγραμμα εισόδου παραγωγής επιτρέπει σε αυτή τη ζήτηση να ικανοποιηθεί είναι γιατί αυτή μπορεί να θεωρηθεί ως όφελος και να συμβάλλει στο κόστος που σχετίζεται με το βέλτιστο πρόγραμμα. 30

31 Εικόνα 2: α) Βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου παραγωγής, β) Προσέγγιση μέσου οριακού κόστους για τον υπολογισμό του LRMC 31

32 2.3. Total element long run incremental cost approach - TELRIC Η TELRIC προσέγγιση είναι μία άλλη εναλλακτική προσέγγιση υπολογισμού του LRMC, η οποία σχετίζεται αρκετά με την προσέγγιση διαταραχών καθώς και την προσέγγιση μέσου οριακού κόστους. Η πιο βασική έκδοση της προσέγγισης αυτής είναι εξ ολοκλήρου μακροπρόθεσμη, με την έννοια ότι υποθέτει ότι δεν υπάρχει εγκατεστημένη παραγωγή για την εξυπηρέτηση της αγοράς και βρίσκει το χαμηλότερου κόστους συνδυασμό των τεχνολογιών που μπορούν να ικανοποιήσουν τη μελλοντική ζήτηση. Ο υπολογισμός λαμβάνει το συνολικό κόστος σαν ένα εντελώς νέο σύνολο τεχνολογιών και το διαιρεί με τη συνολική μελλοντική ζήτηση (και οι δύο όροι σε παρούσα αξία). Το πλεονέκτημα χρήσης της TELRIC προσέγγισης είναι ότι δεν βαρύνεται από τις αποφάσεις σχετικά με τις επενδύσεις σε δυναμικότητα. Αυτό είναι επίσης και το μειονέκτημα της υπό την έννοια ότι αγνοεί περιορισμούς που μπορεί να επηρεάσουν τις μελλοντικές αποφάσεις, π.χ., τη θέση της υπάρχουσας δυναμικότητας. Η προσέγγιση αυτή για τον υπολογισμό του LRMC υπολογίζει το κόστος της κατασκευής ενός υποθετικού συνόλου γεννητριών για να ικανοποιήσει τη ζήτηση θεωρώντας ότι δεν υπάρχει εγκατεστημένη παραγωγή. Υπάρχουν, όμως, και εναλλακτικές εκδόσεις της TELRIC προσέγγισης στην οποία ορισμένα στοιχεία της σημερινής αγοράς έχουν ενσωματωθεί στη διαδικασία που περιγράφεται παρακάτω Αναλυτική περιγραφή του μοντέλου της TELRIC προσέγγισης Η μέθοδος που εφαρμόζεται για τον υπολογισμό LRMC με χρήση της προσέγγισης TELRIC έχει ως εξής: 1 ο ) Κατασκευή ετήσιων προβλέψεων του μέσου όρου και των αιχμών της ζήτησης του συστήματος για παρατεταμένο χρονικό ορίζοντα, περίπου 20 χρόνια. Ο σκοπός αυτού του βήματος είναι να ληφθούν πληροφορίες σχετικά με το μέσο όρο και τις αιχμές της ζήτησης που πρέπει να ικανοποιηθούν. Στην πράξη απαιτείται να γίνουν υποθέσεις όσον αφορά τις μελλοντικές μακροοικονομικές συνθήκες και τη βιομηχανία, για παράδειγμα, ο ρυθμός ανάπτυξης του ακαθάριστου εγχώριου προϊόντος (ΑΕΠ). 2 ο ) Λήψη πληροφοριών σχετικά με τα χαρακτηριστικά των τεχνολογιών και των διαδικασιών που είναι διαθέσιμες (και λογικά αναμένεται να είναι διαθέσιμες) στην αγορά για να καλύψουν τη ζήτηση που προβλέπεται στο προηγούμενο βήμα. Αυτό περιλαμβάνει τους μελλοντικούς προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης. 32

33 3 ο ) Υποθέτουμε ότι δεν υπάρχουν εγκατεστημένες γεννήτριες. Με βάση αυτή την υπόθεση προσδιορίζεται το χαμηλότερου κόστους πρόγραμμα ανάπτυξης της παραγωγής που θα εξασφαλίσει την ικανοποίηση της ζήτησης σε κάθε χρονική στιγμή κατά τη διάρκεια της περιόδου των προβλέψεων. Το πρόγραμμα θα πρέπει να αντιπροσωπεύει το κόστος λειτουργίας και μπορεί να θεωρηθεί ως το βέλτιστο πρόγραμμα ηλεκτροπαραγωγής. Επιπλέον, θα αντιπροσωπεύει το σχετικό πρότυπο αξιοπιστίας και θα περιλαμβάνει τα μέτρα διαχείρισης της ζήτησης που είναι οικονομικά αποδοτικά. 4 ο ) Υπολογισμός LRMC διαιρώντας το συνολικό κόστος του βέλτιστου προγράμματος εισόδου παραγωγής με την προβλεπόμενη ζήτηση σε παρούσα αξία. Η ζήτηση θεωρείται ότι είναι αυστηρά θετική και αυξάνεται κατά ένα σταθερό ποσό μέσα στο χρόνο. Η ποσότητα της αρχικής εισόδου πρέπει να είναι τουλάχιστον τόσο μεγάλη όσο η παρούσα ζήτηση. Στη συνέχεια απαιτείται πρόσθετη ανάπτυξης της παραγωγής για να ικανοποιήσει τις αυξήσεις της ζήτησης. Το τελευταίο βήμα της μεθόδου μπορεί να εκφραστεί και ως: LRMC TELRIC = όπου η συντομογραφία ΝPV δηλώνει τη συνάρτηση μετατροπής σε παρούσα αξία. Συνοπτικά, η TELRIC προσέγγιση υπολογισμού του LRMC υποθέτει ότι όλα τα κόστη που σχετίζονται με την ικανοποίηση της ζήτησης είναι μεταβλητά κατά τη διάρκεια καθορισμού του βέλτιστου προγράμματος, εξαλείφοντας έτσι όλες τις αναποτελεσματικότητες που σχετίζονται με τις επενδυτικές αποφάσεις της παραγωγής. Η προσέγγιση TELRIC για τον υπολογισμό του LRMC απεικονίζεται στην Εικόνα 3. Για λόγους απλότητας, η προβλεπόμενη ζήτηση θεωρείται αυστηρά θετική στο παρόν και αυξάνεται κατά μία σταθερή ποσότητα μέσα στο χρόνο. Η συνολική ζήτηση υποδεικνύεται από την σκιασμένη περιοχή του σχήματος. Καθώς στην προσέγγιση αυτή έχει θεωρηθεί ότι δεν υπάρχει στο παρόν εγκατεστημένη δυναμικότητα, είναι απαραίτητη η άμεση είσοδος μονάδων παραγωγής για να ικανοποιηθεί η ζήτηση. Πράγματι, η ποσότητα παραγωγής της αρχικής εισόδου πρέπει να είναι τουλάχιστον τόσο μεγάλη όσο η παρούσα ζήτηση. Στη συνέχεια απαιτείται πρόσθετη εισαγωγή μονάδων για να ικανοποιήσει τη συνεχή αύξηση της ζήτησης. Το χαμηλότερου κόστους βέλτιστο πρόγραμμα εισόδου απεικονίζεται στην Εικόνα 3, το οποίο αντιστοιχεί στα βήματα 3 και 4. 33

34 Εικόνα 3: Προσέγγιση TELRIC για τον υπολογισμό του LRMC 2.4. Προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους ηλεκτρικής ενέργειας (Levelised unit electricity cost approach- LUEC) Η προσέγγιση αυτή δεν υπολογίζει, ουσιαστικά, το LRMC επειδή η μεθοδολογία της δεν βελτιστοποιήσει την παραγωγή σε σχέση με μία στοιχειώδη αλλαγή στη ζήτηση. Ωστόσο, μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την εκτίμηση του κόστους της ικανοποίησης μίας μελλοντικής ζήτησης ή μία αύξησης στη ζήτησης. Εν ολίγοις, είναι μία διαδικασία ειδικά για τον υπολογισμό της σταθερής τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας που απαιτείται για την κάλυψη όλων των σχετικών δαπανών κάνοντας μια σειρά από παραδοχές. Το πλεονέκτημα μιας προσέγγισης σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους έγκειται στο γεγονός ότι είναι σχετικά εύκολη υπολογιστικά σε σχέση με εκείνες που σχετίζονται με τη βελτιστοποίηση κατά τη πρόβλεψη της ζήτησης. Η προσέγγιση αυτή είναι σχετικά εύκολο να υπολογιστεί, αλλά η ερμηνεία της είναι πιο πολύπλοκη. Ενώ οι LRMC προσεγγίσεις δίνουν ένα μοναδικό αριθμό, στη προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους κάθε τεχνολογία δίνει μια διαφορετική εκτίμηση. Αυτό συμβαίνει διότι απουσιάζει η διαδικασία της βελτιστοποίησης και δεν υπάρχει εκτίμηση για το τι αντιπροσωπεύει ο «καλύτερος» συνδυασμός των τεχνολογιών ή πώς μία νέα τεχνολογία θα μπορούσε να χρησιμοποιηθεί σε ένα δεδομένο έτος. 34

35 Η προσέγγιση αυτή απαιτεί μια σειρά από παραδοχές, όπως το συντελεστής χρησιμοποίησης της παραγωγικής δυναμικότητας. Η επίδραση αυτής της υπόθεσης διακρίνεται στο ρυθμό με τον οποίο τα σταθερά κόστη που σχετίζονται με την παραγωγή κατανέμονται σε κάθε ώρα. Ένα υψηλότερο ποσοστό χρησιμοποίησης του παραγωγικού δυναμικού συνεπάγεται ότι τα πάγια έξοδα κατανέμονται σε περισσότερες μονάδες παραγωγής σε σχέση με ένα χαμηλότερο ποσοστό χρησιμοποίησης της παραγωγικής ικανότητας, όπου κατανέμονται σε λιγότερες. Στο βαθμό που το ποσοστό χρησιμοποίησης της παραγωγικής ικανότητας μεταβάλλεται με το βαθμό εκμετάλλευσης μιας γεννήτριας, η επιλογή του είναι μια οικονομικά σημαντική μεταβλητή. Από αυτή την άποψη, υπάρχουν δύο κατηγορίες των γεννητριών. Κατ 'αρχάς, υπάρχουν εκείνες που μπορούν, υπό ορισμένους τεχνικούς περιορισμούς, να επιλέξουν τη συνεισφορά τους και το επίπεδο της παραγωγής τους, δηλαδή, το ποσοστό χρησιμοποίησης της παραγωγικής ικανότητας. Η κατηγορία αυτή περιλαμβάνει θερμικές γεννήτριες που τροφοδοτούνται από φυσικό αέριο. Δεύτερον, υπάρχουν και εκείνες που δεν μπορούν να επιλέξουν τη συνεισφορά τους και το επίπεδο της παραγωγής. Η κατηγορία αυτή περιλαμβάνει την αιολική ενέργεια και τους υδροηλεκτρικούς σταθμούς φυσικής ροής. Το σταθμισμένο μοναδιαίο κόστος (LUEC) είναι χρήσιμο γιατί παρέχει ένα κριτήριο για το ποια απόφαση μπορεί να ληφθεί για επενδύσεις στην παραγωγή. Ειδικότερα, εάν η αναμενόμενη μέση τιμή αγοράς που επικρατεί, κατά την αναλογία των ωρών κατά τις οποίες η γεννήτρια παράγει, υπερβαίνει το σταθμισμένο μοναδιαίο κόστος, τότε υπάρχουν ενδείξεις ότι το κόστος που συνδέεται με την επένδυση μπορεί να ανακτηθεί. Όπως, όμως, προαναφέρθηκε υπάρχουν μια σειρά από αδυναμίες που συνδέονται με τη χρήση της προσέγγισης αυτής ως μέτρο εκτίμησης του LRMC. Μία από αυτές αποτελεί το γεγονός ότι οι υπολογισμοί δεν παρέχουν άμεση καθοδήγηση σχετικά με το ποιες τεχνολογίες παραγωγής (ή συνδυασμοί των τεχνολογιών παραγωγής) θα πρέπει να χρησιμοποιηθούν. Πιο συγκεκριμένα, η ελκυστικότητα μιας τεχνολογίας παραγωγής εξαρτάται και από την κατανομή των τιμών. Επιπλέον, μία λογική οικονομική υπόθεση σχετικά με την παραγωγή είναι ότι η γεννήτρια θα παράγει κάθε φορά που η οριακή τιμή συστήματος υπερβαίνει το μεταβλητό κόστος της. Παρά τις ελλείψεις αυτές, η προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την παροχή πληροφοριών σχετικά με το LRMC, στο πλαίσιο μίας μεταβολής της ζήτησης. Ωστόσο, σε αντίθεση με τις άλλες προσεγγίσεις υπολογισμού του LRMC, η προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους δεν παρέχει μια ενιαία εκτίμηση του. Αντίθετα, υπολογίζει το κόστος που συνδέεται με την κατασκευή μιας γεννήτριας από κάθε διαθέσιμη τεχνολογία κάτω από διάφορες παραδοχές. Οι 35

36 εκτιμήσεις αυτές μπορούν να χρησιμοποιηθούν για τον καθορισμό των ορίων του LRMC Σύγκριση των προσεγγίσεων Λαμβάνοντας υπόψη τον ορισμό του LRMC, η προσέγγιση διαταραχών είναι πιο πιθανό να δώσει την καλύτερη δυνατή εκτίμηση του. Συγκεκριμένα, για μία καθορισμένη μόνιμη αύξηση της ζήτησης, υπολογίζεται το LRMC ως το χαμηλότερο κόστος για την ικανοποίηση της αύξησης της ζήτησης. Οι προσεγγίσεις μέσου οριακού κόστους και η προσέγγιση TELRIC δεν έχουν ως αντικείμενο το ζήτημα της ικανοποίησης μια αύξησης της ζήτησης, αλλά εξετάζουν το ζήτημα της ικανοποίησης της προβλεπόμενης ζήτησης με το χαμηλότερο κόστος. Επειδή η προσέγγιση TELRIC ενσωματώνει τους λιγότερους περιορισμούς στον αλγόριθμο βελτιστοποίησης της, είναι πιθανό να συνδέεται με την εκτίμηση της χαμηλότερης τιμής του LRMC μεταξύ των εξεταζόμενων προσεγγίσεων. Η προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους δεν βασίζεται σε καμία περίπτωση στην προβλεπόμενη ζήτηση. Όπως αναφέρεται, η προσέγγιση διαταραχών καθορίζει τη μέθοδο με το χαμηλότερο δυνατό κόστος για να ικανοποιήσει μια δεδομένη μόνιμη αύξηση της ζήτησης. Ένας τρόπος για να ικανοποιήσει τη μόνιμη αύξηση της ζήτησης είναι η κατασκευή νέων εγκαταστάσεων παραγωγής αποκλειστικά για την ικανοποίηση αυτής της προσαύξησης. Για παράδειγμα, εάν η αύξηση της ζήτησης που καθορίζεται είναι 90 MW, ένας τρόπος για να ανταποκριθεί στη ζήτηση θα ήταν να κατασκευάσει δυναμικότητα παραγωγής, που θα μπορούσε να παρέχει τα 90 MW μόνιμα. Μια τέτοια προσέγγιση δεν είναι κατ 'ανάγκην οικονομικά αποδοτική καθώς μπορεί να υπάρχει ένας τρόπος για να χρησιμοποιηθεί η υφιστάμενη δυναμικότητα για να καλύψει μέρος της αύξησης της ζήτησης και να αποφευχθεί η κατασκευή επιπλέον γεννητριών, μειώνοντας έτσι το συνολικό κόστος. Για το λόγο αυτό η προσέγγιση σταθμισμένου μοναδιαίου κόστους είναι μια υψηλότερου κόστους λύση. Ο υπολογισμός του LRMC που σχετίζεται με την προσέγγιση αυτή εξαρτάται από έναν αριθμό παραγόντων, συμπεριλαμβανομένου του μεγέθους της αύξησης της ζήτησης. Στην παρούσα διπλωματική, για τον υπολογισμό του μακροπρόθεσμου οριακού κόστους θα χρησιμοποιηθεί η προσέγγιση διαταραχών, καθώς όπως προαναφέρθηκε τα αποτελέσματά της δίνουν την καλύτερη δυνατή εκτίμηση για το LRMC. 36

37 Κεφάλαιο 3 3. Περιγραφή του προγράμματος σχεδιασμού ανάπτυξης παραγωγής (GEP) Εισαγωγή Για την επίλυση του προβλήματος βελτιστοποίησης του προγράμματος ανάπτυξης της παραγωγής (Generation Expansion Planning-GEP) έχει χρησιμοποιηθεί ένα γραμμικό μοντέλο προγραμματισμού. Ο στόχος του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής είναι η ελαχιστοποίηση του αθροίσματος της παρούσας αξίας της επένδυσης, των δαπανών λειτουργίας και του κόστους της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας. Στο πρόγραμμα χρησιμοποιείται ένα 37

38 μηνιαίο βήμα, ώστε να επιτρέπονται οι ενδιάμεσες αποφάσεις, όπως ο προγραμματισμός και η συντήρηση της μονάδας, οι οποίες πρέπει να λαμβάνονται μαζί με τις επενδυτικές αποφάσεις στο πλαίσιο μιας ενιαίας μακροπρόθεσμης βελτιστοποίησης του προβλήματος. Οι επενδυτικές αποφάσεις για τη δυναμικότητα της παραγωγής ενέργειας χαρακτηρίζονται από δύο στοιχεία. Πρώτον, από το γεγονός ότι ο υποψήφιος επενδυτής δεν μπορεί να αποσυρθεί, εκτός εάν οι συνθήκες της αγοράς μεταβληθούν αρνητικά για τον ίδιο και δεύτερον το αρχικό κόστος της επένδυσης δε μπορεί να ανακτηθεί συνολικά. Επιπλέον, οι αποφάσεις χαρακτηρίζονται και από υψηλό κίνδυνο, που αφορά στη διαρκή αβεβαιότητα του οικονομικού περιβάλλοντος στο οποίο λαμβάνονται οι αποφάσεις, και στις πιθανές ρυθμιστικές αποφάσεις που μπορεί να επηρεάσουν τα αναμενόμενα έσοδα και τη αναμενόμενη απόσβεση της μονάδας. Για τη διαχείριση των ανωτέρω κινδύνων έχει χρησιμοποιηθεί το πρόβλημα του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής (GEP) Ανάλυση του προβλήματος Η επίλυσή του προβλήματος του σχεδιασμού ανάπτυξης της παραγωγής (GEP) καθορίζει το πρόγραμμα προσθήκης δυναμικότητας (τη χωροθέτηση, το χρονοδιάγραμμα, το μέγεθος και την τεχνολογία) με την ένταξη νέων μονάδων που ικανοποιούν την προβλεπόμενη ζήτηση φορτίου εντός συγκεκριμένων κριτήριων αξιοπιστίας πάνω σε έναν ορίζοντα σχεδιασμού συνήθως ετών. Όπως προαναφέρθηκε, ο σχεδιασμός ανάπτυξης της παραγωγής είναι ένα μεγάλης κλίμακας πρόβλημα. Έτσι, ο προσδιορισμός της βέλτιστης λύσης απαιτεί τη διερεύνηση του κάθε πιθανού συνδυασμού των υποψηφίων επιλογών πάνω στον ορίζοντα σχεδιασμού. Η τεράστια επιβάρυνση του υπολογισμού μιας τέτοιας προσέγγισης έχει αναγκάσει τους ερευνητές να χρησιμοποιούν απλουστεύσεις του αναλυτικού μοντέλου και να το επιλύουν χρησιμοποιώντας διάφορες εξελιγμένες μεθόδους βελτιστοποίησης Προσεγγίσεις επίλυσης του προβλήματος του κεντρικού σχεδιασμού ανάπτυξης παραγωγής (GEP) Για την επίλυση του προβλήματος του κεντρικού σχεδιασμού ανάπτυξης της παραγωγής (GEP) έχουν χρησιμοποιηθεί δύο προσεγγίσεις, η μικρό-προσέγγιση και η μακρό-προσέγγιση. Η πρώτη χρησιμοποιεί εξελιγμένες και αναλυτικές μεθόδους για να 38

39 αντιμετωπίσει τους πολύπλοκους μη-γραμμικούς περιορισμούς και τα κριτήρια αξιοπιστίας και συνεπώς τα στοιχεία του GEP καθορίζονται σε υψηλό επίπεδο λεπτομέρειας. Η προσέγγιση αυτή ασχολείται όμως με ένα πρόβλημα που αποτελεί τμήμα ενός μεγαλύτερου μακροοικονομικού πλαισίου. Η δεύτερη προσέγγιση μειώνει την πολυπλοκότητα μοντελοποίησης, αγνοώντας τις πολύπλοκες λειτουργίες και τους περιορισμούς στον ενεργειακό τομέα. Συνήθως η προσέγγιση αυτή οδηγεί σε γραμμικά μοντέλα προγραμματισμού. Τα αποτελέσματα του μοντέλου της μακρό-προσέγγισης είναι πάντα μακροσκοπικά, απλουστευμένα και πιο πρόχειρα Μοντέλο της μικρό-προσέγγισης Το μοντέλο της μικρό-προσέγγισης για την επίλυση του προβλήματος GEP περιλαμβάνει δύο κατηγορίες προβλημάτων, την κεντρική και την αποκεντρωμένη προσέγγιση. Για τη επίλυση του κεντρικού προβλήματος έχουν αναπτυχθεί αρκετά μοντέλα, όπως ο στοχαστικός δυναμικός προγραμματισμός, ο μη-γραμμικός προγραμματισμός (NLP), ο μικτός ακέραιος γραμμικός προγραμματισμός (MILP), καθώς και άλλες προσεγγίσεις. Η διατύπωση του στόχου προβλήματος και των περιορισμών διαφέρει σε κάθε εφαρμογή, ενσωματώνοντας το κόστος εκπομπών και άλλους περιβαλλοντικούς περιορισμούς (NOx,SOx), τους περιορισμούς μετάδοσης, τα κριτήρια αξιοπιστίας, τα προγράμματα διαχείρισης από την πλευρά της ζήτησης, τους περιορισμούς της τοποθεσίας, καθώς και οικονομικούς περιορισμούς. Στην αποκεντρωμένη προσέγγιση, το στρατηγικό πρόβλημα GEP επιλύεται θεωρώντας μια απελευθερωμένη αγορά. Αυτά τα μοντέλα είναι πιο περίπλοκα, δεδομένου ότι η λειτουργία της αγοράς, και η συμπεριφορά των ανταγωνιστικών παραγωγών θα πρέπει να διαμορφωθεί κατάλληλα. Έχουν αναπτυχθεί και σε αυτή τη προσέγγιση αρκετά μοντέλα για τη επίλυση του προβλήματος, όπως ο στοχαστικός δυναμικός προγραμματισμός, ο εξελικτικός προγραμματισμός, επαναληπτικές μέθοδοι έρευνας και άλλα. Κάθε μία από αυτές τις μεθόδους έχει τα πλεονεκτήματα και τα μειονεκτήματα της. Το κοινό χαρακτηριστικό όλων των παραπάνω είναι ότι χρησιμοποιούν ετήσιο ή διετή χρονικό βήμα, εκτός από ορισμένα στα οποία χρησιμοποιείται εποχιακό βήμα. Αυτά τα χρονικά βήματα δεν είναι σε θέση να ενσωματώσουν ενδιάμεσες αποφάσεις προγραμματισμού στο μακροπρόθεσμο σχεδιασμό πλαισίου. Ωστόσο, η ενσωμάτωση των ενδιάμεσων αποφάσεων προγραμματισμού, όπως ο προγραμματισμός 39

40 συντήρησης των υφιστάμενων και νέων μονάδων, διαδραματίζει σημαντικό ρόλο στην επίλυση του προβλήματος, και μπορεί να μεταβάλλει σημαντικά τα αποτελέσματα Περιγραφή του μοντέλου Εδώ το πρόβλημα του σχεδιασμού ανάπτυξης της παραγωγής (GEP) διαμορφώνεται και επιλύεται με το μικτό ακέραιο γραμμικό προγραμματισμό (Mixed Integer Linear Programming-MILP). Το κριτήριο αξιοπιστίας του συστήματος διαμορφώθηκε έμμεσα με την ενσωμάτωση στην αντικειμενική συνάρτηση του προβλήματος του κόστους του φορτίου που δεν εξυπηρετείται. Οι περιβαλλοντικοί περιορισμοί μοντελοποιούνται μέσω της ενσωμάτωσης του κόστους αγοράς δικαιωμάτων εκπομπής αερίων στο θερμικό κόστος λειτουργίας της μονάδας, καθώς επίσης και μέσω της ένταξης των ανανεώσιμων ετήσιων περιορισμών και κυρώσεων. Επιπλέον, ο περιορισμός της διείσδυσης των ΑΠΕ χρησιμοποιείται για να μοντελοποιήσει τις λειτουργικές απαιτήσεις αξιοπιστίας. Χρησιμοποιείται ένα μηνιαίο χρονικό βήμα, επιτρέποντας στο πρόβλημα βελτιστοποίησης της μονάδας την εξέταση των χρονοδιαγραμμάτων συντήρησης της. Θεωρείται δεδομένο ότι κάθε μονάδα υποβάλλεται σε μηνιαία διακοπή για τη συντήρηση κατά τη διάρκεια κάθε έτους. Ο αλγόριθμος βελτιστοποιεί τα χρονοδιαγράμματα συντήρησης των υφιστάμενων και των νέων μονάδων, σε συνδυασμό με την αξιοποίηση των νέων προσθηκών δυναμικότητας. Στο τέλος της ωφέλιμης ζωής της μονάδας παραγωγής μπορεί να ληφθεί μια απόφαση αποκατάστασης της. Το κόστος για την επισκευή μπορεί να μειώνει το συνολικό μεταβλητό κόστος της μονάδας, να αυξάνει τη δυναμικότητα της μονάδας, να μειώνει το ποσοστό αναγκαστικής διακοπής της και να επεκτείνει την αναμενόμενη διάρκεια ζωής της. Επομένως, μπορεί να γίνει μετατροπή των αεριοστρόβιλων ανοιχτού κύκλου σε συνδυασμένου κύκλου, μετατροπή των μονάδων που λειτουργούν με άνθρακα / λιγνίτη σε μονάδες με χαμηλές εκπομπές άνθρακα (με δέσμευση άνθρακα και συστήματα αποθήκευσης), ή άλλες αποτελεσματικές περιβαλλοντικές βελτιώσεις. Το μοντέλο που παρουσιάζεται,αξιολογήθηκε χρησιμοποιώντας ένα πραγματικό ελληνικό σύστημα ισχύος. Υπάρχουν τρεις μέθοδοι για των υπολογισμό των στοχαστικών παραμέτρων, η ανάλυση ευαισθησίας που χρησιμοποιείται από τις περισσότερες προσεγγίσεις, η προσομοίωση Monte Carlo και οι στοχαστικές προσεγγίσεις προγραμματισμού. Στα πλαίσια του παρόντος μοντέλου για τον υπολογισμό των στοχαστικών παραμέτρων χρησιμοποιείται η ανάλυση ευαισθησίας. Η επέκταση του παρόντος μοντέλου σε μια προσομοίωση Monte Carlo είναι απλή, καθώς 40

41 απαιτείται μόνο ένας επαναληπτικός αλγόριθμος, σε κάθε επανάληψη του οποίου επιλύεται το προτεινόμενο μοντέλο. Η μοντελοποίηση του προβλήματος GEP πραγματοποιείται, όπως προαναφέρθηκε, ως πρόβλημα μικτού ακέραιου γραμμικού προγραμματισμού (MILP). Περιλαμβάνει, όμως, και τεχνικές μοντελοποίησης δυαδικών μεταβλητών που χρησιμοποιούνται στο βραχυπρόθεσμο προγραμματισμό. Επιπλέον, χρησιμοποιείται ένα μηνιαίο χρονικό βήμα, επιτρέποντας ενδιάμεσες αποφάσεις προγραμματισμού, όπως η συντήρηση της μονάδας και ο προγραμματισμός και η διαχείριση της δεξαμενής. Οι αποφάσεις αυτές λαμβάνονται υπόψη στο πλαίσιο ενός ενιαίου μακροπρόθεσμου προβλήματος βελτιστοποίησης. Το φορτίο του συστήματος για κάθε υποπερίοδο (μήνα) κάθε έτους του ορίζοντα σχεδιασμού παρουσιάζεται με μια σταδιακή καμπύλη διάρκειας φορτίου, όπως για παράδειγμα αυτή που φαίνεται στην παρακάτω εικόνα. Τα επίπεδα της τμηματικής προσέγγισης της καμπύλης διάρκειας φορτίου αντιπροσωπεύουν τις διακυμάνσεις της ζήτησης στις ώρες κάθε μήνα. Ο αριθμός των βημάτων που έχουν θεωρηθεί αντιπροσωπεύει με ακρίβεια την καμπύλη διάρκειας φορτίου κατά τις ώρες αιχμής της κάθε μήνα. Εικόνα 4: Καμπύλη διάρκειας φορτίου του συστήματος για μία υποπερίοδο του ορίζοντα σχεδιασμού (μήνας) 3.4. Οι περιορισμοί του προβλήματος Οι περιορισμοί του προβλήματος είναι οι ακόλουθοι: 41

42 Περιορισμός ενεργειακού ισοζυγίου: y, m, j y, m, j y, m, j y, m, j y, m, j h Pi LNS h L, y, m, j i Y M J Τεχνικοί περιορισμοί μονάδας: Μια μοντελοποίηση του ποσοστού αναγκαστικής διακοπής της μονάδας (unit FOR) ενσωματώνεται μειώνοντας τη μέγιστη έξοδο της μονάδας: 1 y, m r,max y i i i y, m, j y, m max y y i i i i i P EFOR P u v old 1 EFORR P v, i I, y Y, m M, j J y, m, j y, m max y new i i i i Y M J P 1 EFOR P u, i I, y, m, j Καθορισμός λειτουργικού κόστους: Ο όρος CTY i που περιλαμβάνεται στην αντικειμενική συνάρτηση ορίζεται από τους ακόλουθους περιορισμούς: CT ct P M v, i I, y Y, m M, j J y, m, j y y, m, j y old i i i i y, m, j y y y y, m, j old i i i i i Y M J CT M u v ctr P, i I, y, m, j CT ct P, i I, y Y, m M, j J y, m, j y y, m, j new i i i Περιορισμός της ετήσιας υδροηλεκτρικής ενέργειας: Η αβέβαιη φύση των εισροών νερού προσομοιώνεται μέσω ενός σταθερού ετήσιου περιορισμού διαθεσιμότητας ενέργειας ανά υδροηλεκτρικό σταθμό. Ο αριθμός αυτός βασίζεται σε ιστορικά στατιστικά στοιχεία για τις παλαιές μονάδες και σε προβλέψεις λαμβάνοντας υπόψη την υδροηλεκτρική εγκατεστημένη ισχύ των υποψήφιων νεοεισερχόμενων. mj, y, m, j y, m, j i y i hyd h P E, i I y Y 42

43 Εναλλακτικά, αντί του ανωτέρω ετήσιου περιορισμού της διαθεσιμότητας της ενέργειας, οι περιορισμοί των υδροηλεκτρικών μονάδων και η υδραυλική σύζευξη μεταξύ των κλιμακωτών υδροηλεκτρικών εγκαταστάσεων μπορεί να προσομοιωθεί ως εξής: y, m y, m 1 y, m y, m y, m y, m vh vh K Ii qi spi qa i y, m y, m y, m hyd K q h sp h qa h h I, y Y, m M d d d h h d D ym, max h h hyd I, Y, M 0 v V h y m 0 ini hyd h h v V h I Y h fin h v V h I hyd Στην πραγματικότητα, μπορεί να αποδειχθεί ότι τα αποτελέσματα των δύο μοντέλων θα είναι πανομοιότυπα, με την προϋπόθεση ότι ο περιορισμός: ym, max h h hyd I, Y, M 0 v V h y m δεν ενεργοποιείται κατά τη διάρκεια του ορίζοντα σχεδιασμού. Μέγιστος περιορισμός συνεισφοράς των ΑΠΕ: Η παραγωγή ΑΠΕ θα πρέπει να παραμείνει μικρότερη ή ίση με ένα ορισμένο ποσοστό του φορτίου, για λόγους αξιοπιστίας του συστήματος: y, m, j y, m, j Pi L y Y, m M, j J RES i I Ελάχιστη ετήσια ενεργειακή απαίτηση συνεισφοράς των ΑΠΕ: Ο στόχος των ΑΠΕ (που επιβάλλεται από περιβαλλοντικούς περιορισμούς) πρέπει να πληρείται για όλα τα έτη που έπονται του έτους στο οποίο ο στόχος τίθεται σε ισχύ: mj, y, m, j y, m, j y y y RES i def RES i I ( h P ) RES ED, y y 43

44 όπου το y ED δίνεται από τον τύπο: y y, m, j y, m, j ED ( h L ), y mj, Y Το ελάχιστο περιθώριο ασφαλείας: Η δυναμικότητα της μονάδας θα πρέπει να είναι μεγαλύτερη από το ετήσιο μέγιστο φορτίο συν ένα προκαθορισμένο περιθώριο ασφαλείας: i min max y y y, m, j i i mj, ( P u ) 1 r max L, y Y Ετήσιος περιορισμός του προϋπολογισμού: Ο ετήσιος προϋπολογισμός που θα μπορούσε να χρησιμοποιηθεί για την επέκταση της παραγωγής σε νέες μονάδες ή για την αποκατάσταση των υφιστάμενων μονάδων είναι περιορισμένος: ( P C w ) ( P C x ) B, y Y i I new max inv y r,max r, inv y y i i i i i i max old i I Οι περιορισμοί συντήρησης: Όπως προαναφέρθηκε, γίνεται η παραδοχή ότι κάθε μονάδα έχει ένα μήνα διακοπής για τη συντήρηση κατά τη διάρκεια κάθε έτους. Επιπλέον, προστίθεται ένας περιορισμός προκειμένου οι μονάδες του ίδιου σταθμού να έχουν εργασίες συντήρησης σε διάφορες υποπεριόδους του ίδιου έτους. m um 1, i I, y Y ym, i P P max (1 um ), i I, y Y, m M, j J y, m, j y, m i i i Y M y, m y, m i i i i um um 1, i, i s, s S, y, m Οι δυαδικοί περιορισμοί είναι οι εξής: w z u u i I y Y y y y y 1 new i i i i, 44

45 y y new w z 1, i I y Y i y y T life i 1 i i y i new Y w u i I y y i y Y 1 y i new z 1 u i I y Y y con new i i u 0 for y T, i I 1 ini life ini y for Ti y Ti Ti old r, old i, & u i I i I 0 otherwise 1 life ini y for y Ti Ti old r, old i, & z i I i I 0 otherwise ini y 1 for y T w i i, i I 0 otherwise y y y y 1 r, old i i i i, old x z v v i I y Y x z i I y Y y y r, old i i 1, ini life ini i i i r, life for y Ti y 1 for T y T T ui, i I 0 y y r, old life i i, i u v i I y T r, old, y life ini life ini r old i i i i i x 0 for y T T and y T T 1, i I y i y ( T T ) 1 r, life i life i y i r, old Y x v i I y y i y Y 1 y i r, old z 1 v i I y Y 3.5. Επεξήγηση δεικτών, παραμέτρων και μεταβλητών 45

46 Δείκτες i ( I ) Δείκτης των μονάδων hyd h ( I ) Δείκτης των υδροηλεκτρικών μονάδων, hyd I I m ( M ) j ( J ) y ( Y ) ss ( ) Δείκτης για κάθε μήνα Δείκτης των επιπέδων του φορτίου Δείκτης των ετών που βρίσκονται εντός του ορίζοντα προγραμματισμού Δείκτης των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας old I Μονάδες που τίθενται ή σχεδιάζεται να τεθούν σε λειτουργία κατά την έναρξη του ορίζοντα προγραμματισμού, I old I r, old I Μονάδες που τίθενται σε λειτουργία κατά την έναρξη του ορίζοντα προγραμματισμού, για τις οποίες έχει αποφασισθεί η αποκατάστασή τους, I r, old I new I Νέες μονάδες υποψήφιες να τεθούν σε λειτουργία κατά τη διάρκεια του ορίζοντα προγραμματισμού για αύξηση της δυναμικότητας του συστήματος, new I I RES I Μονάδες ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ), RES RES hyd I I I RES I I. h h d ( D ) Δείκτης των υδροηλεκτρικών μονάδων-ταμιευτήρων που βρίσκονται ανάντη της υδροηλεκτρικής μονάδας-ταμιευτήρα h I Παράμετροι hyd Y Το τελευταίο έτος του ορίζοντα σχεδιασμού RES y Το πρώτο έτος κατά το οποίο εφαρμόζεται ο στόχος του ποσοστού ΑΠΕ Cost Παρούσα αξία του συνολικού κόστους παραγωγής, σε y DF DR Συντελεστής προεξόφλησης του y έτους, σε p.u. Ονομαστικό προεξοφλητικό επιτόκιο, σε p.u. 46

47 IR f Ποσοστό του πληθωρισμού για το κόστος προμήθειας καυσίμου f, σε p.u. IR Ποσοστό του πληθωρισμού για τις τιμές εκπομπών του CO2, σε p.u. CO2 IR OM () i Ποσοστό του πληθωρισμού για το κόστος λειτουργίας και συντήρησης (μεταβλητό αλλά και σταθερό μέρος) της μονάδας i, σε p.u. life T i Αναμενόμενη διάρκεια ζωής της μονάδας i, σε έτη. r, i life T Αναμενόμενη διάρκεια ζωής της υπάρχουσας μονάδας i μετά από αποκατάστασή της, σε έτη. ini T i Ηλικία της μονάδας i στην αρχή του ορίζοντα σχεδιασμού, σε έτη. Αν είναι αρνητική, η απόλυτη τιμή της αντιπροσωπεύει το έτος για το οποίο προγραμματίζεται να τεθεί σε λειτουργία. con T i Χρόνος κατασκευής της μονάδας i, σε έτη. f() i IHR i er i c f Τύπος καυσίμου της μονάδας i, π.χ. «Άνθρακας», «φυσικό αέριο», «πετρέλαιο». Απόδοση της μονάδας i, σε GJ/MWh, δηλαδή η θερμική ενέργεια που απαιτείται για την παραγωγή μίας μεγαβατώρας. Ποσοστό των εκπομπών CO2 της μονάδας i, σε Τ / MWh. Τιμή του καυσίμου f, σε / GJ. c CO 2 Τιμών εκπομπών CO2 κατά το πρώτο έτος του ορίζοντα προγραμματισμού, σε / T. c OM () i Μεταβλητό μέρος του κόστους λειτουργίας και συντήρησης (Ο & Μ) της μονάδας i κατά το πρώτο έτος του ορίζοντα προγραμματισμού, σε /MWh. c FOM () i Σταθερό μέρος του κόστους λειτουργίας και συντήρησης (Ο & Μ) της μονάδας i κατά το πρώτο έτος του ορίζοντα προγραμματισμού, σε / MWέτος. y, m, j h Διάρκεια του j επιπέδου φορτίου της m υποπεριόδου του έτους y, σε ώρες. y, m, j L Το φορτίο του j επίπεδο φορτίου της m υποπεριόδου του έτους y, σε MW. y ct i Το οριακό κόστος της μονάδας i, συμπεριλαμβανομένου του μεταβλητού μέρους του κόστους λειτουργίας και συντήρησης (Ο & Μ) και του κόστους 47

48 των εκπομπών CO2, κατά τη διάρκεια του y έτους, λαμβάνοντας υπόψη τον πληθωρισμό, σε / MWh. y ctr i Το οριακό κόστος της υφιστάμενης μονάδας i μετά την αποκατάστασή της (στην περίπτωση των υφιστάμενων μονάδων), συμπεριλαμβανομένου του μεταβλητού μέρους του κόστους λειτουργίας και συντήρησης (Ο & Μ) και του κόστους των εκπομπών CO2, κατά τη διάρκεια του y έτους, λαμβάνοντας υπόψη τον πληθωρισμό, σε / MWh. max P i Δυναμικότητα της μονάδας i, σε MW. r,max P i Δυναμικότητα της υφιστάμενης μονάδας i μετά από την αποκατάστασή της, σε MW. y VLL Κόστος απώλειας φορτίου κατά τη διάρκεια της y έτους, σε / MWh. y PEN RES Κόστος για τη μη επίτευξη στόχου του ποσοστού των Α.Π.Ε. κατά τη διάρκεια της y έτους, σε / MWh. ym, i EFOR Ισοδύναμο ποσοστό αναγκαστικής διακοπής της μονάδας i, κατά τη ym, i διάρκεια της m υποπεριόδου του y έτους, σε pu. EFORR Ισοδύναμο ποσοστό αναγκαστικής διακοπής της μονάδας i μετά την αποκατάστασή της, κατά τη διάρκεια της m υποπεριόδου του y έτους, σε pu. y E i Μέγιστη παραγωγή ενέργειας από υδροηλεκτρική μονάδα i κατά τη διάρκεια του y έτους, σε MWh. ym, i E Μέγιστη παραγωγή ενέργειας από υδροηλεκτρική μονάδα i κατά τη m υποπερίοδο του y έτους, σε MWh. Μέγιστο ποσοστό συνεισφοράς των ΑΠΕ, σε p.u. y Ελάχιστο ποσοστό συνεισφοράς των ΑΠΕ στη ετήσια παραγωγή κατά τη διάρκεια του έτους y y RES, σε p.u της ετήσια ζήτησης. y ED Ζήτηση ενέργειας κατά τη διάρκεια του έτους y, σε MWh. inv C i Ειδικό κόστος επένδυσης της μονάδας i, σε / MW. r, i inv C Ειδικό κόστος επένδυσης για την αποκατάσταση υφιστάμενης μονάδας i, σε / MW. 48

49 y r min Περιθώριο ελάχιστων αποθεματικών του συστήματος για το έτος y, σε p.u. y B max Μέγιστος προϋπολογισμός για επενδύσεις για επέκταση της παραγωγής στο y έτος, σε. ym, h I Προβλεπόμενες καθαρές εισροές νερού στην υδροηλεκτρική μονάδα (δεξαμενή) h σε μία m υποπερίοδο του y έτους, σε m 3 /s. ym, h q Συνολική απόρριψη νερού σε μία υδροηλεκτρική μονάδα (δεξαμενή) h σε m ym, h υποπερίοδο του y έτους, σε m 3 /s. qa Ποσότητα νερού που αντλείται από τη μονάδα αποθήκευσης (ταμιευτήρας) σε μία m υποπερίοδο του y έτους, σε m 3 /s. ini V h Αρχικός όγκος του νερού που αποθηκεύεται σε έναν ταμιευτήρα κατά την έναρξη του ορίζοντα σχεδιασμού, σε Hm 3. fin V h Τελικός όγκος του νερού που αποθηκεύεται σε έναν ταμιευτήρα κατά την έναρξη του ορίζοντα σχεδιασμού, σε Hm 3. max V h Μέγιστο όγκος νερού που μπορεί να αποθηκευτεί σε έναν ταμιευτήρα h, σε Hm 3. K Συντελεστής μετατροπής ίσος με 0,0036 [Hm 3 s/m 3 h] M Μεγάλη θετική τιμή Μεταβλητές Συνεχής μεταβλητές y, m, i j P Η ισχύς εξόδου της μονάδας i στο j επίπεδο φορτίου κατά τη m υποπερίοδο y, m, i j του y έτους, σε MW. CT Ωριαίο κόστος λειτουργίας της μονάδας i, συμπεριλαμβανομένου του μεταβλητού μέρους του κόστους λειτουργίας και συντήρησης (Ο & Μ) και του κόστους των εκπομπών CO2, κατά τη διάρκεια του y έτους, λαμβάνοντας υπόψη τον πληθωρισμό, σε. 49

50 y, m, j LNS Φορτίο που δεν εξυπηρετείται κατά τη διάρκεια του y έτους της m υποπεριόδου στο επίπεδο φορτίου j, σε MW. y RES def Έλλειμμα από το στόχο του ποσοστού των ΑΠΕ κατά το y έτους, σε MWh. ym, h sp Διαρροή νερού από την υδροηλεκτρική μονάδα (δεξαμενή) h κατά τη ym, h διάρκεια της υποπεριόδου m του έτους y, σε m 3 /s. v Όγκος του νερού που αποθηκεύεται σε έναν ταμιευτήρα στο τέλος της m υποπεριόδου του έτους y, σε Hm Δυαδικές μεταβλητές y w i y z i y u i Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την απόφαση για να τεθεί σε λειτουργία μία νέα μονάδα i στο έτος y. Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την απόφαση για να μην τεθεί σε λειτουργία μία νέα μονάδα i στο έτος y. Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την κατάσταση της νέας μονάδας i στο έτος y (είναι ίση με 1 αν η μονάδα λειτουργεί). ym, i um Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την κατάσταση συντήρησης της μονάδας i σε μία m υποπερίοδο του y έτους (είναι ίση με 1 όταν η μονάδα βρίσκεται σε συντήρηση). y x i Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την απόφαση αποκατάστασης της υφιστάμενης μονάδας i στο y. y v i Δυαδική μεταβλητή που αντιπροσωπεύει την κατάσταση αποκατάστασης της υφιστάμενης μονάδας i στο έτος y (είναι ίση με 1 αν η μονάδα έχει αποκατασταθεί) Μαθηματική διατύπωση του προβλήματος Η αντικειμενική συνάρτηση του προβλήματος GEP που πρέπει να ελαχιστοποιηθεί διατυπώνεται ως εξής: 50

51 Min Cost DF h CT VLL LNS DF c P u y i I new y y, m, j y, m, j y y, m, j y y max y i FOM () i i i y, m, j i y i y max inv y y r,max r, inv y i i i i i i old y i I DF P C w DF P C x Y y y y Y r,max r, inv y 1 DF PENRES RESdef DF Pi Ci xi r, life life RES old y y i I y Ti Ti Y 1 DF P C w u new i I y max inv y y i i i life i Ti y v i Η συνάρτηση αυτή αποσκοπεί στην ελαχιστοποίηση του συνολικού κόστους κατά τη διάρκεια του ορίζοντα σχεδιασμού, το οποίο περιλαμβάνει το κόστος λειτουργίας (συμπεριλαμβανομένου του κόστους των διακοπών υπολογισμένο στην αξία της απώλειας φορτίου-vll), το σταθερό κόστος λειτουργίας και συντήρησης, το κόστος των επενδύσεων σε νέα δυναμικότητα, το κόστος επένδυσης για την αποκατάσταση των υφιστάμενων μονάδων, το κόστος ποινής για τη μη τήρηση της ελάχιστης παραγωγής ενέργειας με ανανεώσιμες πηγές, την αναπόσβεστη αξία των νέων εγκαταστάσεων και της αποκατάστασης των υφιστάμενων μονάδων στο τέλος του ορίζοντα προγραμματισμού (υποθέτοντας γραμμική απόσβεση του εξοπλισμού). Όλες οι ταμειακές ροές προεξοφλούνται στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (έτος βάσης θεωρείται ότι είναι η χρονιά του "0", όπου το έτος "1" είναι το πρώτο έτος του ορίζοντα προγραμματισμού). Οι σχέσεις που χρησιμοποιούνται για τη χρονική αξία του χρήματος είναι οι εξής: DF y 1 1 DR y 1 1 y 1 y y i f ( i) i f ( i) CO i CO OM ( i) OM ( i) ct IR IHR c IR er c IR c y FOM () i 1 y 2 2 y OM ( i) FOM ( i) c IR c 51

52 Κεφάλαιο 4 4. Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών Εισαγωγή Η οικονομική ανάπτυξη που εμφανίζουν πολλές χώρες έχει οδηγήσει σε σημαντική αύξηση της ζητούμενης ηλεκτρικής ενέργειας από τους καταναλωτές, ζήτηση η οποία πρέπει να ικανοποιηθεί. Μέχρι πρόσφατα οι περισσότερες επιχειρήσεις ηλεκτρισμού κατηγοριοποιούσαν τους πελάτες τους βάσει λίγων ηλεκτρικών παραμέτρων και κάποιων εμπορικών κωδικών. Τώρα πλέον, με την απελευθέρωση της αγοράς ενέργειας αλλάζει ριζικά το τοπίο, καθώς δημιουργούνται συνθήκες αυξημένου ανταγωνισμού μεταξύ των προμηθευτών οι οποίοι πληθαίνουν συνεχώς. 52

53 Η απελευθέρωση της αγοράς ενέργειας συνεπάγεται πως η παραγωγή και διάθεση της ηλεκτρικής ενέργειας στους καταναλωτές δεν αποτελεί πλέον προνόμιο μίας δημόσιας επιχείρησης αλλά οποιουδήποτε φορέα, δημόσιου ή ιδιωτικού, ο οποίος δύναται να καλύψει τις ανάγκες των καταναλωτών που είναι συνδεδεμένοι με το δικό του δίκτυο παραγωγής διαμέσου ενός κοινόχρηστου δικτύου μεταφοράς και διανομής. Γίνεται επομένως αντιληπτό πως υπάρχει ανάγκη για παροχή υψηλού επιπέδου υπηρεσιών προς τους καταναλωτές, συνοδευόμενη από το ελάχιστο δυνατό κόστος και σε συνδυασμό με ορθολογική και αποτελεσματική τιμολόγηση της προσφερόμενης ηλεκτρικής ενέργειας Η χρησιμότητα της κατηγοριοποίησης Μετά την καθιέρωση των ανταγωνιστικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας σε πολλές χώρες, ο τομέας της διανομής ηλεκτρικής ενέργειας έχει υποβληθεί σε μια σειρά από σημαντικές αλλαγές, με αποτέλεσμα την αύξηση του αριθμού των φορέων παροχής ηλεκτρικής ενέργειας που συμμετέχουν. Επιπλέον, η εξέλιξη του κανονισμού διανομής υπηρεσιών ηλεκτρικής ενέργειας, έχει δώσει στους παρόχους διανομής νέες δυνατότητες διαμόρφωσης ειδικών τιμολογίων, που πρέπει να εφαρμόζονται σε διαφορετικές κατηγορίες πελατών ηλεκτρικής ενέργειας κάτω από ένα σύνολο περιορισμών που επιβάλλει ο κανονισμός. Οι περισσότερες υπάρχουσες ταξινομήσεις με βάση τον τύπο της δραστηριότητας σχετίζονται ελάχιστα με την πραγματική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας. Οι φορείς παροχής υπηρεσιών διανομής μπορούν προσδιορίζοντας τον τρόπο κατανάλωσης των πελατών τους, να ομαδοποιήσουν αυτούς που παρουσιάζουν παρόμοια κατανάλωση φορτίου. Μέσα από την ανάλυση των δεδομένων των πελατών, οι φορείς-επιχειρήσεις μπορούν να αναγνωρίσουν τις ομάδες εκείνες των πελατών που θα τους αποφέρουν κέρδη και να χαράξουν νέες στρατηγικές marketing τόσο για την προσέλκυση νέων καταναλωτών όσο και για τη βελτίωση των προσφερόμενων υπηρεσιών τους με στόχο την ικανοποίηση των πελατών. Η ιδιαιτερότητα, όμως, του ηλεκτρικού ρεύματος να παρέχεται ανάλογα με τη ζήτηση ανεξάρτητα από τη συμφωνημένη ισχύς του καταναλωτή, οδηγεί σε προβλήματα στη λειτουργία και τη σταθερότητα του δικτύου. Το γεγονός αυτό ενισχύει την ανάγκη της κατανόησης των χαρακτηριστικών και της συμπεριφοράς των καταναλωτών με στόχο τον αποτελεσματικό έλεγχό τους. Για παράδειγμα, ένας πάροχος με γνώση της ημερήσιας καμπύλης φορτίου, καθώς και των συσκευών που διαθέτουν οι πελάτες του, θα μπορούσε να προσφέρει οικονομικά κίνητρα σε καταναλωτές με μεγάλη ζήτηση κατά τις ώρες αιχμής ώστε να μετατοπίσουν χρονικά τη λειτουργία των συσκευών τους σε ώρες με φθηνότερο κόστος ενέργειας. Με αυτόν τον τρόπο, μπορεί να αποφευχθεί και ο κίνδυνος κατάρρευσης του συστήματος, αλλά χρησιμοποιούνται και αποτελεσματικότερα και οι διαθέσιμοι πόροι του. Επομένως, η γνώση της συμπεριφοράς των καταναλωτών και η κατηγοριοποίησή τους οδηγεί στη βελτίωση των ηλεκτρικών δικτύων και της ποιότητας των παρεχόμενων υπηρεσιών. 53

54 4.2. Διαδικασία της κατηγοριοποίησης-ομαδοποίησης Η κατηγοριοποίηση που πραγματοποιείται, η οποία έχει ως σκοπό να αποτελέσει χρήσιμο εργαλείο για τον αποτελεσματικό προγραμματισμό και την εύρωστη λειτουργία ενός συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας πραγματοποιείται αρχικά βάσει των πελατών (καταναλωτών) και κατόπιν βάσει του χρόνου. Για να πραγματοποιηθεί επιτυχώς πρέπει πρώτα να συλλεχθούν όλες οι απαραίτητες πληροφορίες. Όλα τα δεδομένα καταχωρούνται στις βάσεις δεδομένων (data bases) και το σύνολο όλων των διεργασιών ονομάζεται εύρεση γνώσης σε βάσεις δεδομένων (Knowledge Discovery in Data bases- K.D.D) Κατηγοριοποίηση βάσει των πελατών Εδώ ως πρότυπα λαμβάνονται όλοι οι καταναλωτές της ηλεκτρικής ενέργειας (οικιακοί, εμπορικοί, βιομηχανικοί, δημόσιος τομέας κ.α.) οι οποίοι εμφανίζουν εντελώς διαφορετική ηλεκτρική συμπεριφορά. Η αξία της κατηγοριοποίησης είναι προφανής, αν αναλογιστεί κανείς πως μία χώρα όπως η Ελλάδα με πληθυσμό 11 εκατομμύρια διαθέτει περί τους 6,5 εκατομμύρια καταναλωτές. Η ομαδοποίηση πραγματοποιείται σε δύο στάδια : α) Αρχικά δημιουργούνται ορισμένες μακρο-ομάδες βάσει διεθνών κριτηρίων. Τα κριτήρια αυτά είναι ο διαχωρισμός καταναλωτών σε πελάτες χαμηλής, μέσης και υψηλής τάσης, σε οικιακούς και μη καταναλωτές, καθώς και ταξινόμησή τους βάσει των ιδιαιτέρων γεωγραφικών και κλιματολογικών συνθηκών που είναι δυνατό να εμφανίζουν (π.χ. νησιώτικος και ορεινός πληθυσμός με σημαντικές θερμοκρασιακές διαφορές). β) Στη συνέχεια, εκτελείται νέα ειδικότερη κατηγοριοποίηση για την κάθε μακροομάδα ξεχωριστά. Σ αυτό το στάδιο ο αριθμός των ομάδων που δημιουργούνται αυξάνει σημαντικά, καθώς οι πελάτες που ανήκουν στην ίδια ομάδα είναι απαραίτητο να εμφανίζουν μεγάλες ομοιότητες στην ηλεκτρική τους συμπεριφορά, ώστε να δικαιολογείται η τοποθέτησή τους στην ίδια κατηγορία. Η ηλεκτρική συμπεριφορά του καταναλωτή αντανακλάται από τα ποσά ηλεκτρικής ενέργειας που αυτός ζητά κατά τη διάρκεια μίας χρονικής περιόδου. Η αναπαράστασή τους μπορεί να πραγματοποιηθεί είτε με ένα διάγραμμα τιμών όπου καταγράφονται τα ποσά και οι αντίστοιχες ώρες ζήτησής τους, είτε με την κατασκευή των χρονολογικών καμπυλών ζήτησης φορτίου όπου αποτυπώνεται ποιοτικά η διακύμανση της καταναλισκόμενης ισχύος με την πάροδο του χρόνου. Ωστόσο η επεξεργασία πληθώρας ιστορικών δεδομένων αν και οδηγεί σε αξιόπιστα αποτελέσματα, αποτελεί μία χρονοβόρα διαδικασία. Ως εναλλακτική λύση χρησιμοποιούνται ορισμένοι δείκτες οι οποίοι είναι σε θέση να προσομοιώσουν ικανοποιητικά την ηλεκτρική συμπεριφορά των πελατών και βάσει αυτών πραγματοποιείται η κατηγοριοποίηση. Οι δείκτες αυτοί χωρίζονται σε ημερήσιους και σε εβδομαδιαίους. Ως ημερήσιοι λαμβάνονται ο λόγος της μέσης κατανάλωσης ισχύος προς τη μέγιστη, ο λόγος της ελάχιστης κατανάλωσης προς τη μέγιστη, δείκτες που εκφράζουν την επίδραση της νύχτας για καθημερινές μέρες ή για τα σαββατοκύριακα και δείκτης που εκφράζει τη μεσημεριανή επίδραση εργάσιμης μέρας λόγω γεύματος. 54

55 Αντίστοιχα ορίζονται και οι εβδομαδιαίοι δείκτες. Όμως οι ιδιαίτερες συνήθειες που χαρακτηρίζουν τους καταναλωτές διαφορετικών περιοχών καθιστούν την παραπάνω μεθοδολογία σχετικά αναποτελεσματική και επισημαίνεται πως χρειάζονται περαιτέρω έρευνες και μελέτες για την εύρεση δεικτών παγκόσμιας απήχησης, ώστε να προσδιοριστούν οι χρήσιμες πληροφορίες για την ηλεκτρική συμπεριφορά των πελατών. Πρέπει να επισημανθεί σε αυτό το σημείο ότι κάθε καταναλωτής παρουσιάζει μοναδικά ηλεκτρικά χαρακτηριστικά, ωστόσο η προσεγμένη και μελετημένη ένταξή του σε μία συγκεκριμένη ομάδα βάσει αυστηρών μαθηματικών και όχι μόνο κριτηρίων, είναι δυνατό να εισάγει ένα μικρό σφάλμα, δηλαδή μια απόκλιση μεταξύ της πραγματικής και θεωρητικής ηλεκτρικής συμπεριφοράς του (ως θεωρητική συμπεριφορά ορίζεται η συμπεριφορά που αποδίδεται σε όλους τους πελάτες της ίδιας ομάδας). Μία αποτελεσματική ομαδοποίηση έχει δύο κύριους στόχους, την ελαχιστοποίηση του σφάλματος που παρουσιάζεται και τον περιορισμό κατά το δυνατό του συνολικού αριθμού των ομάδων που δημιουργούνται. Γίνεται φανερό πως οι δύο παραπάνω στόχοι είναι αλληλοσυγκρουόμενοι, δηλαδή μικρός αριθμός ομάδων συνεπάγεται με μεγάλο σφάλμα και το αντίστροφο, συνεπώς κατά την κατηγοριοποίηση αναζητείται η χρυσή τομή μεταξύ της τιμής του σφάλματος και του αριθμού των ομάδων Κατηγοριοποίηση βάσει του χρόνου Σε αυτήν την περίπτωση ως πρότυπα λαμβάνονται οι χρονικές μονάδες (κατά κανόνα οι ημέρες), οι οποίες απαρτίζουν ένα ευρύτερο σύνολο (εβδομάδα, μήνας, έτος κ.τ.λ.). Με την κατηγοριοποίηση σχηματίζεται ένας αριθμός ομάδων που περιέχουν πρότυπα, τα οποία φέρουν ορισμένα κοινά χαρακτηριστικά. Συγκεκριμένα για την περίπτωση που θεωρηθούν ως πρότυπα οι ημέρες ενός έτους, η ομαδοποίηση των ημερών είναι η εύρεση και η ταξινόμηση σε ομάδες εκείνων των ημερών όπου εμφανίζεται παραπλήσια ζήτηση φορτίου από τους καταναλωτές καθ όλη τη διάρκεια του 24ώρου. Μία πρώτη πρόχειρη κατηγοριοποίηση θα μπορούσε να θεωρηθεί ο διαχωρισμός των ημερών σε εργάσιμες και σε αργίες, δηλαδή ύπαρξη δύο ομάδων. Φυσικά το πρόβλημα είναι πιο πολύπλοκο, αφού πρέπει να ληφθούν υπόψη το είδος της αργίας, η εποχή του χρόνου, η θερμοκρασία, καθώς και άλλοι εξωγενείς παράγοντες. Για παράδειγμα, η Πρωτομαγιά με την Πρωτοχρονιά αποτελούν δύο αργίες που εμφανίζουν τελείως διαφορετική ζήτηση φορτίου εκάστη. Γενικά στην ευρύτερη βιβλιογραφία ημέρες, όπως οι αργίες, οι απεργίες, και οι ημέρες των διακοπών χαρακτηρίζονται ως ανώμαλες λόγω των ιδιομορφιών που παρουσιάζουν στη ζήτηση φορτίου. Μία ικανοποιητική κατηγοριοποίηση των προαναφερθέντων προτύπων (ημερών σε βάση ενός έτους) συνιστά τη δημιουργία διψήφιου αριθμού ξεχωριστών ομάδων. Βεβαίως ως πρότυπα είναι δυνατό να ληφθούν άλλες χρονικές μονάδες, όπως οι εβδομάδες ή ακόμη και διαστήματα 15 λεπτών, με σκοπό να απομονωθούν και να μελετηθούν οι χρονικές περίοδοι της ημέρας που εμφανίζουν την υψηλότερη (ή χαμηλότερη) ζήτηση ηλεκτρικής ισχύος. 55

56 4.3. Διατύπωση ορισμού ομαδοποίησης Η ομαδοποίηση αποτελεί μία διαδικασία, της οποίας στόχος είναι ο διαχωρισμός ενός συνόλου αντικειμένων σε ένα πεπερασμένο σύνολο ομάδων-κλάσεων ώστε τα αντικείμενα που ανήκουν στην ίδια ομάδα να παρουσιάζουν υψηλό βαθμό ομοιότητας. Αν η ομαδοποίηση αποτελεί το πρώτο βήμα για την επεξεργασία δεδομένων, τότε οι ομάδες θα πρέπει να λειτουργούν αφαιρετικά (δεν αποτυπώνουν τη φυσική δομή των δεδομένων). Αυτό συμβαίνει, καθώς τα αντικείμενα κάθε κλάσης θα αντιπροσωπεύονται από ένα αντικείμενο, το οποίο θα αποτελεί χαρακτηριστικό παράδειγμα της κλάσης αυτής Τεχνικές μέθοδοι ομαδοποίησης Όπως προαναφέρθηκε, το σύνολο των πελατών μπορούν προκαταρκτικά να κατατμηθούν σε μακρο-κατηγορίες, βάσει των παγκόσμιων κριτηρίων. Μέσα σε κάθε μακρο-κατηγορία, μπορεί να πραγματοποιηθεί μία ταξινόμηση λαμβάνοντας υπόψη την πραγματική ηλεκτρική συμπεριφορά των καταναλωτών. Η ταξινόμηση αυτή μπορεί να υλοποιηθεί με τη βοήθεια κατάλληλων τεχνικών ομαδοποίησης, με αποτέλεσμα ένα σύνολο αντιπροσωπευτικών προφίλ φορτίου που σχετίζονται με κάθε κατηγορία πελατών. Το σύνολο αυτών των αντιπροσωπευτικών διαγραμμάτων φορτίου των επιλεγμένων καταναλωτών μπορούν να χρησιμοποιηθούν για να καθοριστούν οι κατηγορίες με κριτήριο τη μορφή της καμπύλης φορτίου. Για το σκοπό αυτό, είναι απαραίτητες κατάλληλες τεχνικές ομαδοποίησης ώστε να σχηματίσουν τις τάξεις των πελατών με βάση τα διαγράμματα φορτίου. Ορισμένοι τύποι τεχνικών ομαδοποίησης που έχουν προταθεί είναι η κλασική ομαδοποίηση με στατιστικές τεχνικές, τα νευρωνικά δίκτυα και ασαφής ομαδοποίηση. Ο αριθμός και η σύνθεση των κατηγοριών των πελατών εξαρτάται από το χρησιμοποιούμενο αλγόριθμο ομαδοποίησης. Οι παραδοσιακοί αλγόριθμοι ομαδοποίησης, όπως ο K-means, ο SOM και μερικοί άλλοι χρησιμοποιούνται ευρέως για τη δημιουργία προφίλ φορτίου. Εντούτοις, οι προσεγγίσεις αυτές λαμβάνουν υπόψη τους τις ιδιότητες της παγκόσμιας κατανάλωσης και αγνοούν τις τοπικές ιδιαιτερότητες κατά τη διάρκεια της διαδικασίας. Επιπλέον, οι αλγόριθμοι αυτοί δε μπορούν να διαχειριστούν δεδομένα μεγάλων διαστάσεων. Στη συνέχεια, παρουσιάζονται οι μέθοδοι ομαδοποίησης που συναντώνται στη βιβλιογραφία και μπορούν εφαρμοστούν στην κατηγοριοποίηση των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας. Για την κατηγοριοποίηση χρησιμοποιείται ουσιαστικά ένας αλγόριθμος ταξινόμησης ο οποίος επιλέγεται αναλόγως με τη φύση του εκάστοτε προβλήματος. Τα αποτελέσματα που λαμβάνονται ποικίλουν και εξαρτώνται από την επιλογή του αλγορίθμου, καθώς και από τα κριτήρια σύγκλισης και σύγκρισης που χρησιμοποιούνται. Πρακτικά ο αλγόριθμος ταξινόμησης είναι μία μέθοδος, η οποία προσπαθεί να αναγνωρίσει και να προσδιορίσει συγκεκριμένα χαρακτηριστικά των ομάδων, εντρυφώντας στα δεδομένα που του παρέχουν τα πρότυπα. Οι μέθοδοι ομαδοποίησης κατηγοριοποιούνται 56

57 ανάλογα με τον τρόπο με τον οποίο δημιουργούν τις ομάδες σε σειριακές μεθόδους, μεθόδους διαχωρισμού, ιεραρχικές μεθόδους, πυκνωτικές μεθόδους και μεθόδους μοντέλου Σειριακές μέθοδοι Οι σειριακοί αλγόριθμοι παράγουν απλή κατηγοριοποίηση και είναι ευθείες και γρήγορες μέθοδοι. Στις περισσότερες περιπτώσεις τα διανύσματα εισόδου παρουσιάζονται στον αλγόριθμο μία ή λίγες φορές (το πολύ 5 ή 6) και το τελικό αποτέλεσμα συνήθως εξαρτάται από τη σειρά με την οποία έγινε η παρουσίαση των προτύπων. Δίνουν συνήθως συμπαγείς ομάδες με σφαιρικό ή ελλειπτικό σχήμα, ανάλογα με το κριτήριο απόστασης που χρησιμοποιείται Ιεραρχικές μέθοδοι Οι ιεραρχικές μέθοδοι διακρίνονται σε συσσωρευτικές και διαιρετικές. Οι πρώτες ξεκινούν με κάθε αντικείμενο να αποτελεί μία ομάδα. Στη συνέχεια, τα αντικείμενα συγχωνεύονται διαδοχικά έως ότου όλες οι ομάδες συγχωνευτούν σε μία. Αντίθετα, οι διαιρετικές μέθοδοι εκτελούν την αντίστροφη διαδικασία. Ως κυριότεροι αντιπρόσωποί τους θεωρούνται οι απλοί αλγόριθμοι (single algorithms) και οι αλγόριθμοι ολοκληρωμένης σύνδεσης (complete link algorithms). Ο πιο διαδεδομένος είναι ο συσσωρευτικός αλγόριθμος, ο οποίος λειτουργεί ως εξής: Αρχικά, υπολογίζεται ο πίνακας εγγύτητας, έπειτα συγχωνεύονται οι δύο κοντινότερες κλάσεις και επαναϋπολογίζεται ο πίνακας ώστε να απεικονίζει τις νέες σχέσεις εγγύτητας μεταξύ της νέας κλάσης και των αρχικών. Η διαδικασία επαναλαμβάνεται έως ότου όλες οι ομάδες συγχωνευτούν σε μία. Από την άλλη, οι ιεραρχικές διαιρετικές μέθοδοι λειτουργούν με βάση την αντίστροφη διαδικασία από αυτή που περιγράφτηκε προηγουμένως. Οι αλγόριθμοι αυτών των μεθόδων παράγουν μία σειρά από κατηγοριοποιήσεις με τον αριθμό των ομάδων να αυξάνει, αφού η ομαδοποίηση που πραγματοποιείται σε κάθε βήμα προκύπτει από την ομαδοποίηση του προηγούμενου βήματος μέσω της διαίρεσης μίας ομάδας σε δύο νέες ομάδες. Πιο συγκεκριμένα, ξεκινούν από μία ομάδα που περιλαμβάνει όλα τα αντικείμενα και διασπώνται διαδοχικά έως ότου κάθε αντικείμενο αποτελεί μία ομάδα Μέθοδοι διαχωρισμού Οι μέθοδοι διαχωρισμού δημιουργούν για ένα μέγεθος n αντικειμένων k διαμερισμούς των δεδομένων, όπου κάθε διαμέριση αντιπροσωπεύει μία ομάδα (με k n). Αντιπροσωπευτικός αλγόριθμος αυτής της μεθόδου είναι ο k-means και ο k-medoids, οι οποίοι περιγράφονται παρακάτω. Σκοπός του αλγόριθμου k-means είναι να διαχωρίσει ένα σύνολο n αντικειμένων σε k κλάσεις. Αρχικά, επιλέγει τυχαία k αντικείμενα, τα οποία 57

58 ορίζει ως κέντρα των κλάσεων. Κάθε ένα από τα υπόλοιπα αντικείμενα ανατίθεται στην κοντινότερη ομάδα βάσει της απόστασης από τη μέση τιμή της ομάδας. Στη συνέχεια, επαναϋπολογίζεται η μέση τιμή για κάθε ομάδα και επαναλαμβάνεται η διαδικασία. Πλεονέκτημα του αλγορίθμου αυτού αποτελεί η καλή απόδοση και η μικρή υπολογιστική πολυπλοκότητα που παρουσιάζει. Από την άλλη, όμως, παρουσιάζει ευαισθησία σε δεδομένα που διαφέρουν πολύ μεταξύ τους. Αντίθετα, ο αλγόριθμος k-medoid αντί για τη μέση τιμή της ομάδας(που μπορεί να μην ανήκει στο αρχικό σύνολο) επιλέγει κάθε φορά ένα αντιπροσωπευτικό δείγμα από τα δεδομένα και ελαχιστοποιεί την απόσταση από αυτό. Πλεονέκτημα αυτού του αλγορίθμου αποτελεί το γεγονός ότι μπορεί να εφαρμοστεί σε οποιουδήποτε τύπου δεδομένα Πυκνωτικές μεθόδοι Στις πυκνωτικές μεθόδους οι ομάδες ορίζονται σαν «γειτονιές» σημείων βάσει της πυκνότητας των αντικειμένων σε μία συγκεκριμένη ακτίνα. Η οπτικοποίηση των αποτελεσμάτων που προκύπτουν με τη χρήση αυτών των μεθόδων δίνει περιοχές υψηλής πυκνότητας (ομάδες) που περιβάλλονται από περιοχές χαμηλής πυκνότητας. Χαρακτηριστικός αλγόριθμος αυτής της κατηγορίας είναι ο DBSCAN, στον οποίο ως ομάδα ορίζεται το μέγιστο σύνολο στοιχείων που συνδέονται λόγω πυκνότητας Μέθοδοι μοντέλου (ή πρωτοτύπου) Στις μεθόδους μοντέλου ή αλλιώς μεθόδους πρωτοτύπου για κάθε ομάδα γίνεται η υπόθεση ενός μοντέλου έτσι ώστε τα αντικείμενα της να έχουν μεγαλύτερη ομοιότητα με το μοντέλο που ορίζει τη συγκεκριμένη ομάδα στην οποία ανήκουν από ότι με το μοντέλο άλλων ομάδων. Αντιπροσωπευτικοί αλγόριθμοι των μεθόδων μοντέλου είναι οι αυτο-οργανούμενοι χάρτες (self-organizing maps-soms) και o fuzzy (ασαφής) k-means. Ο αυτο-οργανούμενος χάρτης (SOM) είναι ένα νευρωνικό δίκτυο που προβάλλει ένα σύνολο δεδομένων Ν διαστάσεων σε ένα χώρο μειωμένων διαστάσεων, συνήθως μονοδιάστατο ή δισδιάστατο. Με αυτή την προβολή, οποιαδήποτε σχέση εγγύτητας υπάρχει μεταξύ των αντικειμένων της εισόδου διατηρείται κατά προσέγγιση στο χώρο εξόδου. Ο SOM αποτελείται από ένα προκαθορισμένο ορθογώνιο πλέγμα Χ Y πάνω στο οποίο υπάρχουν c n κόμβοι Ν-διαστάσεων που αναπαριστούν τα κέντρα των κλάσεων που έχουν επιλεχθεί τυχαία σε κάθε ένα από τα οποία αντιστοιχεί ένα ζευγάρι συν τεταγμένων (i,j). Καθώς εκτελείται η ομαδοποίηση, πολλοί νευρώνες ανταγωνίζονται για το τρέχον δείγμα. Ο νευρώνας του οποίου το 58

59 διάνυσμα βάρους είναι πιο κοντά στο τρέχον δείγμα ενεργοποιείται. Για να μετακινηθεί ο ενεργός νευρώνας πιο κοντά στο αντικείμενο της εισόδου αναπροσαρμόζονται τόσο τα δικά του βάρη, όσο και αυτά των γειτονικών του νευρώνων αντιστρόφως ανάλογα της μεταξύ τους απόστασης όπως φαίνεται στο παρακάτω σχήμα. Κατά τη διάρκεια της διαδικασίας άλλοι νευρώνες απλώνονται στο χάρτη και άλλοι συρρικνώνονται, δίνοντας στον αλγόριθμο SOM την όψη μίας «ελαστικής» επιφάνειας. Εικόνα 5: Αυτο-οργανούμενος χάρτης (SOM) Ο αλγόριθμος ασαφούς ομαδοποίησης k-means επιτρέπει σε ένα αντικείμενο να ανήκει σε περισσότερες από μία ομάδες, χρησιμοποιώντας την έννοια του βαθμού συμμετοχής. Ως βαθμός συμμετοχής ενός αντικειμένου σε μία ομάδα ορίζεται ο αριθμός που δηλώνει κατά πόσο αυτό ανήκει στην ομάδα. Αντίθετα από τον αλγόριθμο k-means όπου κάθε αντικείμενο αντιστοιχίζεται αποκλειστικά σε μία ομάδα, πράγμα που μπορεί να οδηγήσει σε επικαλύψεις και τα αποτελέσματα να μην είναι ποιοτικά έγκυρα. Το πλεονέκτημα του βαθμού συμμετοχής έγκειται στο γεγονός πως παρέχει μεγαλύτερη ευελιξία στην περιγραφή της κατανομής των αντικειμένων στις ομάδες, καθώς κάθε αντικείμενο συμμετέχει δυνητικά σε οποιαδήποτε ομάδα. Ωστόσο δεν επιτρέπεται ο βαθμός συμμετοχής να είναι υψηλός ταυτόχρονα σε πολλές ομάδες, καθώς το άθροισμα των βαθμών συμμετοχής ενός αντικειμένου, ως προς όλες τις ομάδες είναι σταθερό και ίσο με 1. Η μετάβαση προς τον αλγόριθμο ομαδοποίησης k-means πραγματοποιείται μέσω της αντιστοίχησης του κάθε αντικειμένου στην ομάδα με το μεγαλύτερο βαθμό συμμετοχής. Κάποιοι επιπλέον αλγόριθμοι που περιλαμβάνονται στις μεθόδους μοντέλου είναι: Αλγόριθμοι πιθανολογικής ομαδοποίησης, οι οποίοι ακολουθούν την κατανομή Bayes και το κάθε αντικείμενο x καταχωρείται στην ομάδα Ci για την οποία η τιμή P(Ci x) μεγιστοποιείται. Αυτές οι πιθανότητες υπολογίζονται με χρήση μίας κατάλληλα ορισμένης διαδικασίας βελτιστοποίησης. Αλγόριθμοι ενδεχόμενης ομαδοποίησης, όπου μετράται το ενδεχόμενο ένα αντικείμενο να ανήκει στην ομάδα Ci. 59

60 Αλγόριθμοι ανίχνευσης συνόρων, οι οποίοι αντί να προσδιορίζουν τις ομάδες με βάση τα χαρακτηριστικά των αντικειμένων, προσαρμόζουν επανειλημμένως τα σύνορα των περιοχών που εξαπλώνονται οι ομάδες. Αυτή η κατηγορία αλγόριθμων παρόλο που έχει αναπτυχθεί με βάση τη φιλοσοφία της βελτιστοποίησης της συνάρτησης κόστους που παρουσιάζεται παρακάτω, είναι ωστόσο τελείως διαφορετικής φύσεως. Όλοι οι προηγούμενοι αλγόριθμοι δημιουργούν ομάδες οι οποίες αναπαρίστανται από κάποιον αντιπρόσωπο με στόχο να τις προσδιορίσουν κατά τον βέλτιστο τρόπο. Αντιθέτως οι αλγόριθμοι ανίχνευσης συνόρων αναζητούν μεθόδους ώστε να οριοθετήσουν κατά το βέλτιστο τρόπο τα σύνορα που υπάρχουν ανάμεσα στις ομάδες Υπόλοιπες μέθοδοι Η τελευταία κατηγορία περιλαμβάνει μερικές ειδικές μεθόδους ομαδοποίησης, οι οποίες δεν είναι δυνατό να ενταχθούν σε καμία από τις προηγούμενες κατηγορίες. Αυτές είναι: Αλγόριθμοι ομαδοποίησης κλάδων και ορίων, οι οποίοι δίνουν τη συνολικά βέλτιστη κατηγοριοποίηση για σταθερό αριθμό ομάδων και με χρήση ενός εξ αρχής θεσπισμένου κριτηρίου, χωρίς όμως να εξετάζουν όλες τις δυνατές περιπτώσεις ομαδοποίησης. Ωστόσο, απαιτούν μεγάλη υπολογιστική ισχύ για να υλοποιηθούν. Γενετικοί αλγόριθμοι, οι οποίοι χρησιμοποιούν έναν αρχικό πληθυσμό πιθανών ομαδοποιήσεων τις οποίες διασταυρώνουν μεταξύ τους, δημιουργώντας νέους πληθυσμούς που γενικά περιέχουν καλύτερες ομαδοποιήσεις συγκριτικά με τις προηγούμενες γενιές κατηγοριοποιήσεων, πάντα σύμφωνα με κάποιο αυστηρά ορισμένο κριτήριο. Μέθοδοι στοχαστικής χαλάρωσης, οι οποίες υπό ορισμένες συνθήκες εγγυώνται σύγκλιση στην πιθανότητα υλοποίησης μίας συνολικά βέλτιστης ομαδοποίησης, πάντα σύμφωνα με κάποιο αυστηρά ορισμένο κριτήριο. Βασικό τους μειονέκτημα ωστόσο, είναι πως απαιτούν μεγάλη υπολογιστική ισχύ για να υλοποιηθούν. Αλγόριθμοι ανταγωνιστικής μάθησης δημιουργούν διάφορες ομαδοποιήσεις για να συγκλίνουν τελικά στην πιο λογική επιλογή, σύμφωνα με κάποιο κριτήριο απόστασης. Τυπικοί αντιπρόσωποι της κατηγορίας αυτής αποτελούν ο βασικός διανυσματικός αλγόριθμος ανταγωνιστικής μάθησης και ο αλγόριθμος διαρρέουσας μάθησης. Αλγόριθμοι βασισμένοι σε τεχνικές μορφολογικών μετασχηματισμών, οι οποίοι χρησιμοποιούν μορφολογικούς μετασχηματισμούς, ώστε να επιτύχουν σε καλύτερο διαχωρισμό των υπό επεξεργασία ομάδων. 60

61 4.5. Δεδομένα εισόδου του προγράμματος ανάπτυξης παραγωγής Δεδομένα εισόδου καταναλωτών και ομαδοποίησή τους Στην παρούσα διπλωματική, τα δεδομένα εισόδου του προγράμματος βελτιστοποίησης εισόδου της παραγωγής (GEP) αποτελούν ρεαλιστικές παραδοχές καταναλώσεων 24 βιομηχανικών καταναλωτών υψηλής τάσης. Οι καταναλωτές πρέπει να ομαδοποιηθούν για τους λόγους που έχουν προαναφερθεί όσον αφορά στη χρησιμότητα της κατηγοριοποίησης. Τα δεδομένα εισόδου που χρησιμοποιούνται περιλαμβάνουν τα φορτία και των 24 καταναλωτών κατά τη διάρκεια του παρόντος έτους Για κάθε ένα βιομηχανικό καταναλωτή είναι διαθέσιμο το φορτίο του για κάθε μία ώρα από τις 24 της ημέρας. Για την ομαδοποίηση των βιομηχανικών καταναλωτών δε θα χρησιμοποιηθεί κάποια τεχνική μέθοδος κατηγοριοποίησης, δηλαδή κάποιος αλγόριθμος από αυτούς που παρουσιάστηκαν σε προηγούμενη παράγραφο. Καθώς το πλήθος των καταναλωτών είναι σχετικά μικρό, όπως και το πλήθος των τιμών φορτίου του κάθε καταναλωτή υπάρχει η δυνατότητα χρήσης απλούστερων μεθόδων κατηγοριοποίησης. Στην παρούσα διπλωματική, πραγματοποιείται κλασική ομαδοποίηση με στατιστικές τεχνικές. Πιο συγκεκριμένα, τα «εργαλεία» που χρησιμοποιούνται για την κατηγοριοποίηση είναι η μέγιστη τιμή, ο συντελεστή χρησιμοποίησης και η ημερήσια τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου του εκάστοτε καταναλωτή. Πριν προχωρήσουμε, όμως, στην εκτέλεση της κατηγοριοποίησης θα ήταν χρήσιμο να διατυπωθούν οι ορισμοί αυτών των στοιχείων της στατιστικής τεχνικής που χρησιμοποιείται. Αρχικά, χρησιμοποιείται η μέγιστη τιμή (Peak load) των τιμών του φορτίου του κάθε καταναλωτή. Αυτή αντιπροσωπεύει το μέγιστο φορτίο του συνόλου των τιμών για κάθε ώρα της ημέρας κατά τη διάρκεια όλου του τρέχοντος έτους. Στη συνέχεια, ο συντελεστής χρησιμοποίησης ή αλλιώς συντελεστής φορτίου ορίζεται ως ο λόγος της μέσης κατανάλωσης (Average load) κατά τη διάρκεια του έτους του κάθε καταναλωτή προς τη μέγιστη τιμή (Peak load) της κατανάλωσης του που έχει καταγραφεί. Ο συντελεστής χρησιμοποίησης δείχνει σε κάποιο βαθμό τη σταθερότητα χρήσης της ηλεκτρικής ενέργειας όλο το 24ωρο καθ όλη τη διάρκεια του έτους. Επιπλέον, είναι επιθυμητό να διατηρείται όσο το δυνατό πιο ψηλά, ενώ η μέγιστη τιμή του είναι το 1 (θεωρητικά). Τέλος, χρησιμοποιείται και η τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου του κάθε καταναλωτή κατά τη διάρκεια κάθε εικοσιτετραώρου όλου του έτους. Η σημασία της τυπικής απόκλισης είναι μεγάλη, επειδή τόσο η τυπική απόκλιση όσο και η διακύμανση μετρούν τη 'μέση' διασπορά των τιμών της μεταβλητής γύρω από τη μέση τιμή. 61

62 Συνεπώς, με τη βοήθεια αυτής μπορούμε να διακρίνουμε αν οι τιμές της μεταβλητής απέχουν σημαντικά από το μέσο όρο. Είναι προφανές ότι όσο μικρότερη είναι η τιμή της διακύμανσης και, ως εκ τούτου, και της τυπικής απόκλισης, τόσο μικρότερη είναι η διασπορά των τιμών και τόσο ο μέσος όρος αποτελεί αντιπροσωπευτικό στατιστικό μέτρο για την κατανομή της μεταβλητής. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζονται για κάθε καταναλωτή υψηλής τάσης η μέση τιμή του φορτίου, η μέγιστη του, ο συντελεστής χρησιμοποίησης, η τυπική απόκλιση για όλο το εικοσιτετράωρο καθώς και οι τυπικές αποκλίσεις για συγκεκριμένες ομάδες ωρών της ημέρας κατά τη διάρκεια όλου του έτους. 62

63 Όνομα Μέση τιμή (MWh) Μέγιστη τιμή (MW) Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Τυπική απόκλιση 1- Τυπική απόκλιση 1-24 ώρες 6 ώρες Τυπική απόκλιση 7- Τυπική απόκλιση ώρες 18 ώρες Τυπική απόκλιση ώρες Καταναλωτής1 42,3 85,5 49,48% 13,154 12,730 11,804 11,521 13,146 Καταναλωτής2 8,6 23,4 36,91% 5,780 5,836 5,786 5,244 4,989 Καταναλωτής3 19,0 40,9 46,38% 11,785 11,014 11,596 10,699 10,944 Καταναλωτής4 10,7 20,1 53,17% 3,393 3,473 3,318 3,128 3,374 Καταναλωτής5 22,2 56,7 39,11% 20,485 15,808 20,041 17,810 17,148 Καταναλωτής6 5,3 6,8 77,10% 1,042 1,051 1,058 1,020 1,037 Καταναλωτής7 30,4 70,7 42,98% 25,914 21,959 25,642 22,506 23,837 Καταναλωτής8 6,0 49,2 12,17% 4,081 2,394 4,310 4,625 4,016 Καταναλωτής9 27,6 62,5 44,15% 11,142 11,273 10,306 10,051 11,176 Καταναλωτής10 48,2 109,5 44,02% 40,582 23,025 23,904 20,441 22,795 Καταναλωτής11 18,3 33,0 55,53% 5,164 5,008 5,014 4,683 5,073 Καταναλωτής12 11,6 30,9 37,48% 5,123 4,490 4,302 4,719 5,140 Καταναλωτής13 33,9 81,4 41,66% 24,227 23,025 23,904 20,441 22,795 Καταναλωτής14 291,1 301,5 96,52% 6,780 6,949 5,573 6,315 8,026 Καταναλωτής15 15,2 27,9 54,48% 7,959 8,379 7,934 7,423 7,332 Καταναλωτής16 3,4 19,3 17,80% 2,164 0,735 2,559 2,238 1,066 Καταναλωτής17 132,7 183,7 72,22% 32,249 33,287 32,269 31,589 31,255 Καταναλωτής18 4,8 19,2 24,80% 5,184 5,713 5,045 4,904 4,956 Καταναλωτής19 7,8 20,0 39,11% 5,301 4,772 5,210 3,797 4,243 Καταναλωτής20 19,1 57,2 33,38% 19,468 20,579 19,383 15,521 15,226 Καταναλωτής21 26,1 38,2 68,35% 5,642 5,724 5,481 5,627 5,670 Καταναλωτής22 2,0 15,2 13,18% 1,189 0,927 0,957 0,876 0,873 Καταναλωτής23 14,1 39,0 36,27% 9,514 8,360 9,316 8,943 8,786 Καταναλωτής24 1,3 3,9 33,64% 0,432 0,198 0,543 0,509 0,256 Πίνακας 1: Μέση τιμή φορτίου, μέγιστη φορτίου, συντελεστής χρησιμοποίησης και τυπικές αποκλίσεις κατά τη διάρκεια του τρέχοντος έτους για κάθε καταναλωτή υψηλής τάσης 63

64 Διαδικασία της ομαδοποίησης των καταναλωτών υψηλής τάσης Αρχικά, πραγματοποιήθηκε ταξινόμηση του Πίνακα 1 ως προς τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή. Το αποτέλεσμα της ταξινόμησης παρουσιάζεται στον παρακάτω Πίνακα 2. Όνομα Μέση τιμή (MWh) Μέγιστη τιμή (MW) Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Τυπική απόκλιση 1-24 ώρες Καταναλωτής24 1,3 3,9 33,64% 0,432 Καταναλωτής6 5,3 6,8 77,10% 1,042 Καταναλωτής22 2,0 15,2 13,18% 1,189 Καταναλωτής18 4,8 19,2 24,80% 5,184 Καταναλωτής16 3,4 19,3 17,80% 2,164 Καταναλωτής19 7,8 20,0 39,11% 5,301 Καταναλωτής4 10,7 20,1 53,17% 3,393 Καταναλωτής2 8,6 23,4 36,91% 5,780 Καταναλωτής15 15,2 27,9 54,48% 7,959 Καταναλωτής12 11,6 30,9 37,48% 5,123 Καταναλωτής11 18,3 33,0 55,53% 5,164 Καταναλωτής21 26,1 38,2 68,35% 5,642 Καταναλωτής23 14,1 39,0 36,27% 9,514 Καταναλωτής3 19,0 40,9 46,38% 11,785 Καταναλωτής8 6,0 49,2 12,17% 4,081 Καταναλωτής5 22,2 56,7 39,11% 20,485 Καταναλωτής20 19,1 57,2 33,38% 19,468 Καταναλωτής9 27,6 62,5 44,15% 11,142 Καταναλωτής7 30,4 70,7 42,98% 25,914 Καταναλωτής13 33,9 81,4 41,66% 24,227 Καταναλωτής1 42,3 85,5 49,48% 13,154 Καταναλωτής10 48,2 109,5 44,02% 40,582 Καταναλωτής17 132,7 183,7 72,22% 32,249 Καταναλωτής14 291,1 301,5 96,52% 6,780 Πίνακας 2: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Με βάση των παραπάνω πίνακα οι καταναλωτές ομαδοποιήθηκαν ως προς τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου τους. Η ομαδοποίηση πραγματοποιήθηκε δημιουργώντας επτά κατηγορίες και εντάσσοντας στην κάθε μία από αυτές καταναλωτές των οποίων οι μέγιστες τιμές βρίσκονται κοντά. Στον Πίνακα 3 παρουσιάζονται οι επτά κατηγορίες, καθώς και ποιοί Καταναλωτές περιλαμβάνονται στην κάθε μία. 64

65 Όνομα Κατηγορία (μέγιστη τιμή) Καταναλωτής1 4 Καταναλωτής2 2 Καταναλωτής3 3 Καταναλωτής4 2 Καταναλωτής5 3 Καταναλωτής6 1 Καταναλωτής7 4 Καταναλωτής8 3 Καταναλωτής9 3 Καταναλωτής10 5 Καταναλωτής11 2 Καταναλωτής12 2 Καταναλωτής13 4 Καταναλωτής14 7 Καταναλωτής15 2 Καταναλωτής16 2 Καταναλωτής17 6 Καταναλωτής18 2 Καταναλωτής19 2 Καταναλωτής20 3 Καταναλωτής21 3 Καταναλωτής22 2 Καταναλωτής23 3 Καταναλωτής24 1 Πίνακας 3: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Στη συνέχεια, πραγματοποιήθηκε ταξινόμηση του Πίνακα 1 ως προς το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή. Στον Πίνακα 4 παρουσιάζεται το αποτέλεσμα της ταξινόμησης αυτής. 65

66 Όνομα Μέση τιμή (MWh) Μέγιστη τιμή (MW) Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Τυπική απόκλιση 1-24 ώρες Καταναλωτής8 6,0 49,2 12,17% 4,081 Καταναλωτής22 2,0 15,2 13,18% 1,189 Καταναλωτής16 3,4 19,3 17,80% 2,164 Καταναλωτής18 4,8 19,2 24,80% 5,184 Καταναλωτής20 19,1 57,2 33,38% 19,468 Καταναλωτής24 1,3 3,9 33,64% 0,432 Καταναλωτής23 14,1 39,0 36,27% 9,514 Καταναλωτής2 8,6 23,4 36,91% 5,780 Καταναλωτής12 11,6 30,9 37,48% 5,123 Καταναλωτής19 7,8 20,0 39,11% 5,301 Καταναλωτής5 22,2 56,7 39,11% 20,485 Καταναλωτής13 33,9 81,4 41,66% 24,227 Καταναλωτής7 30,4 70,7 42,98% 25,914 Καταναλωτής10 48,2 109,5 44,02% 40,582 Καταναλωτής9 27,6 62,5 44,15% 11,142 Καταναλωτής3 19,0 40,9 46,38% 11,785 Καταναλωτής1 42,3 85,5 49,48% 13,154 Καταναλωτής4 10,7 20,1 53,17% 3,393 Καταναλωτής15 15,2 27,9 54,48% 7,959 Καταναλωτής11 18,3 33,0 55,53% 5,164 Καταναλωτής21 26,1 38,2 68,35% 5,642 Καταναλωτής17 132,7 183,7 72,22% 32,249 Καταναλωτής6 5,3 6,8 77,10% 1,042 Καταναλωτής14 291,1 301,5 96,52% 6,780 Πίνακας 4: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Με βάση τον Πίνακα 4 οι καταναλωτές ομαδοποιήθηκαν ως προς το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου τους. Εδώ, για την πραγματοποίηση της ομαδοποίησης δημιουργήθηκαν πέντε κατηγορίες. Σε κάθε κατηγορία εντάχθηκαν καταναλωτές των οποίων οι συντελεστές χρησιμοποίησης παρουσιάζουν παρόμοιες τιμές. Στον Πίνακα 5 παρουσιάζονται οι πέντε κατηγορίες, καθώς και ποιοί Καταναλωτές περιλαμβάνονται στην κάθε μία. 66

67 Κατηγορία Όνομα (συντελεστής χρησιμοποίησης) Καταναλωτής1 2 Καταναλωτής2 2 Καταναλωτής3 2 Καταναλωτής4 3 Καταναλωτής5 2 Καταναλωτής6 4 Καταναλωτής7 2 Καταναλωτής8 1 Καταναλωτής9 2 Καταναλωτής10 2 Καταναλωτής11 3 Καταναλωτής12 2 Καταναλωτής13 2 Καταναλωτής14 5 Καταναλωτής15 3 Καταναλωτής16 1 Καταναλωτής17 4 Καταναλωτής18 1 Καταναλωτής19 2 Καταναλωτής20 2 Καταναλωτής21 4 Καταναλωτής22 1 Καταναλωτής23 2 Καταναλωτής24 2 Πίνακας 5: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Τέλος, πραγματοποιήθηκε ταξινόμηση του Πίνακα 1 ως προς τη ημερήσια τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή. Το αποτέλεσμα της ταξινόμησης παρουσιάζεται στον παρακάτω Πίνακα. 67

68 Όνομα Μέση τιμή (MWh) Μέγιστη τιμή (MW) Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Τυπική απόκλιση 1-24 ώρες Καταναλωτής24 1,3 3,9 33,64% 0,432 Καταναλωτής6 5,3 6,8 77,10% 1,042 Καταναλωτής22 2,0 15,2 13,18% 1,189 Καταναλωτής16 3,4 19,3 17,80% 2,164 Καταναλωτής4 10,7 20,1 53,17% 3,393 Καταναλωτής8 6,0 49,2 12,17% 4,081 Καταναλωτής12 11,6 30,9 37,48% 5,123 Καταναλωτής11 18,3 33,0 55,53% 5,164 Καταναλωτής18 4,8 19,2 24,80% 5,184 Καταναλωτής19 7,8 20,0 39,11% 5,301 Καταναλωτής21 26,1 38,2 68,35% 5,642 Καταναλωτής2 8,6 23,4 36,91% 5,780 Καταναλωτής14 291,1 301,5 96,52% 6,780 Καταναλωτής15 15,2 27,9 54,48% 7,959 Καταναλωτής23 14,1 39,0 36,27% 9,514 Καταναλωτής9 27,6 62,5 44,15% 11,142 Καταναλωτής3 19,0 40,9 46,38% 11,785 Καταναλωτής1 42,3 85,5 49,48% 13,154 Καταναλωτής20 19,1 57,2 33,38% 19,468 Καταναλωτής5 22,2 56,7 39,11% 20,485 Καταναλωτής13 33,9 81,4 41,66% 24,227 Καταναλωτής7 30,4 70,7 42,98% 25,914 Καταναλωτής17 132,7 183,7 72,22% 32,249 Καταναλωτής10 48,2 109,5 44,02% 40,582 Πίνακας 6: Ο Πίνακας 1 ταξινομημένος με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Με βάση των παραπάνω Πίνακα 6 οι καταναλωτές ομαδοποιήθηκαν ως προς την ημερήσια τυπική απόκλιση των τιμών του φορτίου τους. Η ομαδοποίηση πραγματοποιήθηκε δημιουργώντας έξι κατηγορίες και εντάσσοντας στην κάθε μία από αυτές καταναλωτές των οποίων οι ημερήσιες τυπικές αποκλίσεις παρουσιάζουν παρόμοιες τιμές. Στον Πίνακα 7 παρουσιάζονται οι έξι κατηγορίες που δημιουργήθηκαν, καθώς και ποιοί Καταναλωτές περιλαμβάνονται στην κάθε μία. 68

69 Όνομα Κατηγορία (τυπική απόκλιση) Καταναλωτής1 4 Καταναλωτής2 5 Καταναλωτής3 4 Καταναλωτής4 5 Καταναλωτής5 3 Καταναλωτής6 6 Καταναλωτής7 3 Καταναλωτής8 5 Καταναλωτής9 4 Καταναλωτής10 1 Καταναλωτής11 5 Καταναλωτής12 5 Καταναλωτής13 3 Καταναλωτής14 5 Καταναλωτής15 5 Καταναλωτής16 5 Καταναλωτής17 2 Καταναλωτής18 5 Καταναλωτής19 5 Καταναλωτής20 3 Καταναλωτής21 5 Καταναλωτής22 6 Καταναλωτής23 5 Καταναλωτής24 6 Πίνακας 7: Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών με βάση τη μέγιστη τιμή των τιμών του φορτίου κάθε καταναλωτή Οι τελικές κατηγορίες των 24 καταναλωτών υψηλής τάσης δημιουργούνται από τη συγχώνευση των κατηγοριών με βάση τη μέγιστη τιμή, αυτών με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης και των κατηγοριών με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση. Στην δημιουργία των τελικών κατηγοριών, οι κατηγορίες με βάση τη μέγιστη τιμή επιδρούν με ποσοστό 30%, οι κατηγορίες με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης με ποσοστό 35% και οι κατηγορίες με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση επιδρούν με ποσοστό επίσης 35%. Τα αποτελέσματα της συγχώνευσης παρουσιάζονται στον Πίνακα 8. 69

70 Όνομα Κατηγορία (αποτελέσματα) Καταναλωτής1 3,3 Καταναλωτής2 3,05 Καταναλωτής3 3 Καταναλωτής4 3,4 Καταναλωτής5 2,65 Καταναλωτής6 3,8 Καταναλωτής7 2,95 Καταναλωτής8 3 Καταναλωτής9 3 Καταναλωτής10 2,55 Καταναλωτής11 3,4 Καταναλωτής12 3,05 Καταναλωτής13 2,95 Καταναλωτής14 5,6 Καταναλωτής15 3,4 Καταναλωτής16 2,7 Καταναλωτής17 3,9 Καταναλωτής18 2,7 Καταναλωτής19 3,05 Καταναλωτής20 2,65 Καταναλωτής21 4,05 Καταναλωτής22 3,05 Καταναλωτής23 3,35 Καταναλωτής24 3,1 Πίνακας 8: συγχώνευση των κατηγοριών με βάση τη μέγιστη τιμή, αυτών με βάση το συντελεστή χρησιμοποίησης και των κατηγοριών με βάση την ημερήσια τυπική απόκλιση Στη συνέχεια, ο Πίνακας 8 ταξινομείται ώστε τα αποτελέσματα της συγχώνευσης των κατηγοριών να αυξάνονται. Με αυτόν τον τρόπο, μπορεί να υλοποιηθεί η τελική ομαδοποίηση των καταναλωτών υψηλής τάσης. Όπως, παρατηρούμε στον Πίνακα 9 δημιουργούνται πέντε κατηγορίες, εντάσσοντας σε κάθε μία από αυτές τους καταναλωτές των οποίων οι τιμές του τελικού κριτηρίου είναι κοντινές. Από κάθε ομάδα έχει επιλεγεί ένας καταναλωτής ως αντιπροσωπευτικό δείγμα αυτής. Από την πρώτη έχει επιλεγεί ο Καταναλωτής18, από τη δεύτερη ο Καταναλωτής8, από την τρίτη ο Καταναλωτής23, από την τέταρτη ο Καταναλωτής17 και από την Πέμπτη ο Καταναλωτής14. 70

71 Όνομα Τελικό κριτήριο Κατηγορία Καταναλωτής10 2,55 1 Καταναλωτής5 2,65 1 Καταναλωτής20 2,65 1 Καταναλωτής16 2,7 1 Καταναλωτής18 2,7 1 Καταναλωτής7 2,95 2 Καταναλωτής13 2,95 2 Καταναλωτής3 3 2 Καταναλωτής8 3 2 Καταναλωτής9 3 2 Καταναλωτής2 3,05 2 Καταναλωτής12 3,05 2 Καταναλωτής19 3,05 2 Καταναλωτής22 3,05 2 Καταναλωτής24 3,1 2 Καταναλωτής1 3,3 3 Καταναλωτής23 3,35 3 Καταναλωτής4 3,4 3 Καταναλωτής11 3,4 3 Καταναλωτής15 3,4 3 Καταναλωτής6 3,8 4 Καταναλωτής17 3,9 4 Καταναλωτής21 4,05 4 Καταναλωτής14 5,6 5 Πίνακας 9: Τελική Κατηγοριοποίηση των καταναλωτών Εβδομαδιαία διαγράμματα προφίλ των επιλεγέντων καταναλωτών υψηλής τάσης Παρακάτω ακολουθούν τα εβδομαδιαία προφίλ (Διαγράμματα 1-5) των πέντε επιλεγέντων καταναλωτών αυτών για μία τυπική εβδομάδα. Καταναλωτής 8 Φορτίο Kαταναλωτή8 (MW) 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0,000 Φορτίο Kαταναλωτή8 (MW) Ώρες (h) Διάγραμμα 1: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή 8 71

72 Από την εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 8 γίνεται φανερό ότι αυτός παρουσιάζει μία σχετικά σταθερή κατανάλωση γύρω στα 12 MW κατά τη διάρκεια της ημέρας, η οποία όμως παρουσιάζει κάποιες αιχμές και κάποιες ελάχιστες τιμές. Κατά τη διάρκεια της νύχτας, όμως, η κατανάλωσή του μειώνεται περίπου στα 5 MW και είναι απολύτως σταθερή. Επιπλέον, όπως διακρίνεται ο καταναλωτής παρουσιάζει χαμηλή ζήτηση ενέργειας κατά τη διάρκεια του Σαββατοκύριακου, η οποία είναι σταθερή και η τιμή της είναι γύρω στα 3,5 MW. Καταναλωτής ,000 Φορτίο Kαταναλωτή14 (MW) 250, , , ,000 Φορτίο Kαταναλωτή14 (MW) 50,000 0,000 Ώρες (h) Διάγραμμα 2: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή 14 Όπως παρατηρούμε από τη εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 14, αυτός αποτελεί χαρακτηριστικό παράδειγμα καταναλωτή με σταθερό φορτίο καθ όλη τη διάρκεια της εβδομάδας (συμπεριλαμβανομένου και του Σαββάτου και της Κυριακής). Μάλιστα, ο καταναλωτής αυτός παρουσιάζει σταθερή κατανάλωση και κατά τη διάρκεια του εικοσιτετραώρου και η κατανάλωσή του είναι πολύ μεγάλη, γύρω στα 280 MW. 72

73 Καταναλωτής , , , , , ,000 80,000 60,000 40,000 20,000 0,000 Φορτίο Kαταναλωτή17 (MW) Φορτίο Kαταναλωτή17 (MW) Ώρες (h) Διάγραμμα 3: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή 17 Από την παραπάνω εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 17 παρατηρούμε ότι αυτός παρουσιάζει μία αρκετά υψηλή κατανάλωση με τιμές περισσότερο μεταξύ των 120 με 170 MW. Το φορτίο αυτού του καταναλωτή δεν είναι σταθερό κατά τη διάρκεια του εικοσιτετραώρου, αλλά κυμαινόμενο μεταξύ των τιμών που προαναφέρθηκαν. Επιπλέον, δεν παρουσιάζει κάποια σημαντική διαφορά στον τρόπο μεταβολής του κατά τη διάρκεια της νύχτας σε σχέση με τον τρόπο που μεταβάλλεται κατά την ημέρα, εκτός από το γεγονός ότι η κατανάλωσή του μειώνεται κατά τις μεσημεριανές ώρες. Τέλος, αυτό που διακρίνεται από την εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 17 είναι η μείωση στην κατανάλωσή του κατά το Σαββατοκύριακο σε τιμές γύρω στα 130 MW. 73

74 Καταναλωτής 18 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 0,800 0,600 0,400 0,200 0,000 Φορτίο Kαταναλωτή18 (MW) Φορτίο Kαταναλωτή18 (MW) Ώρες (h) Διάγραμμα 4: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή 18 Όπως παρατηρούμε από τη εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 18, αυτός αποτελεί ένα καταναλωτή με χαμηλή ζήτηση η οποία δεν είναι σταθερή κατά τη διάρκεια της εβδομάδας, αλλά κυμαίνεται κατά βάση μεταξύ των 1,2 και 1,8 MW. Το φορτίο του συγκεκριμένου καταναλωτή δεν είναι και αυτό σταθερό κατά τη διάρκεια του εικοσιτετραώρου, αλλά μειώνεται τις πρωινές ώρες μετά τις 06:00 αλλά και τις βραδινές ώρες μετά τις 08:00 σε τιμές περίπου στα 1,3 MW. Τις υπόλοιπες ώρες, το φορτίο του βρίσκεται περίπου στα 1,6 MW εμφανίζοντας όμως κάποιες αιχμές. Τέλος, δεν παρουσιάζει κάποια διαφορετική συμπεριφορά στην κατανάλωσή του κατά το Σαββατοκύριακο, αλλά είναι παρόμοια με αυτή των υπόλοιπων ημερών. 74

75 Καταναλωτής 23 35,000 Φορτίο Kαταναλωτή23 (MW) 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 Φορτίο Kαταναλωτή23 (MW) 5,000 0,000 Ώρες (h) Διάγραμμα 5: Εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου Καταναλωτή 23 Τέλος, από την εβδομαδιαία καμπύλη φορτίου του Καταναλωτή 23 παρατηρούμε ότι το φορτίο του μειώνεται στη διάρκεια της εβδομάδας (εκτός του Σαββατοκύριακου) κατά τις ώρες 11:00 με 14:00, αλλά και 19:00 με 21:00 μία τιμή σχεδόν σταθερή στα MW. Τι υπόλοιπες ώρες κατά τη διάρκεια της ημέρας και της νύχτας η ζήτησή του είναι και πάλι σχεδόν σταθερή σε υψηλότερη τιμή, στα 28 MW. Από την άλλη, κατά τη διάρκεια του Σαββατοκύριακου η κατανάλωσή του κατά τη διάρκεια της ημέρας και της νύχτας κυμαίνεται ελάχιστα γύρω από την τιμή των 27 MW Δεδομένα εισόδου μονάδων παραγωγής Ο υπολογισμός του LRMC πραγματοποιείται στο ελληνικό σύστημα ισχύος για τους πέντε ρεαλιστικούς πελάτες ΥΤ που έχουν επιλεγεί στην προηγούμενη παράγραφο. Το ελληνικό σύστημα ισχύος αποτελείται σήμερα από 30 θερμικές μονάδες και 15 υδροηλεκτρικούς σταθμούς. Η συνολική εγκατεστημένη θερμική και υδροηλεκτρική δυναμικότητα από τις υπάρχουσες μονάδες και από τις μονάδες που πρόκειται να ενταχθούν είναι ίση με MW και MW, αντίστοιχα. Επιπλέον, η υφιστάμενη δυναμικότητα της αιολικής ενέργειας ανέρχεται σε MW και το ποσοστό αναγκαστικής διακοπής του ισοδύναμου αιολικού πάρκου έχει ληφθεί ίσο με 76%, προκειμένου να ληφθούν υπόψη περιπτώσεις μη διαθεσιμότητας (π.χ. άνεμος), 75

76 εξαιρώντας όμως περιπτώσεις τεχνικής μη διαθεσιμότητας (συντελεστής χρησιμοποίησης 24%). Ο Πίνακας 10, ο οποίος ακολουθεί παρακάτω, συνοψίζει τα στοιχεία των υπαρχόντων μονάδων και των μονάδων που θα ενταχθούν με βεβαιότητα στην παραγωγή. Το οριακό κόστος που αναφέρεται στη στήλη 6 του πίνακα περιλαμβάνει το κόστος των καυσίμων και το μεταβλητό μέρος του κόστους λειτουργίας και συντήρησης O&M (χωρίς το κόστος CO2 εκπομπών). Εγκατεστημένη Τύπος μονάδας Αριθμός δυναμικότητα Αριθμός Μονάδες βάσης (Λιγνιτικές) Μονάδες ενδιάμέσου φορτίου (CCGTs) Μονάδες αιχμής (OCGTs) Υπάρχουσες μονάδες Μονάδες που πρόκειται να ενταχθούν Εγκατεστημένη δυναμικότητα Εύρος Οριακού Κόστους Ποσοστό εκπομπής CO 2 EFOR [MW] [MW] [ /MWh] [T/MWh] [%] 17 3, , , Υδροηλεκτρικές μονάδες 15 2, Αιολικά πάρκα 1 1, Πίνακας 10: Υπάρχουσες μονάδες και μονάδες που θα ενταχθούν Ο Πίνακας 11 παρουσιάζει τα στοιχεία των υποψηφίων νεοεισερχομένων μονάδων. Το κόστος της επένδυσης, καθώς και το μεταβλητό και σταθερό κόστος λειτουργίας και συντήρησης (O&M) για τις υποψήφιες νέες μονάδες έχουν ληφθεί από το Annual Energy Outlook 2010 της Energy Information Administration των ΗΠΑ, λαμβάνοντας υπόψη την ισοτιμία /$ ίση με 1.3. Κάθε νέα υδροηλεκτρική μονάδα θεωρείται ότι παρέχει 350 GWh ετησίως. Το ποσοστό αναγκαστικής διακοπής των υποψήφιων προς ένταξη αιολικών πάρκων αυξάνεται γραμμικά με τον αριθμό των νέων αιολικών πάρκων (από 76% σε 81,5%), λαμβάνοντας υπόψη το γεγονός ότι τα νέα πάρκα θα εγκατασταθούν σε περιοχές με ολοένα και λιγότερο παραγωγικό δυναμικό (σε σύγκριση με τα ήδη εγκατεστημένα). Τα πάγια έξοδα λειτουργίας και συντήρησης O&M που αναφέρονται στη στήλη 6 του πίνακα 11 ισχύουν και για τις υφιστάμενες μονάδες (Πίνακας 10). 76

77 Τύπος μονάδας Αριθμός Εγκατεστημένη Συγκεκριμένο Σταθερό Κόστος Ποσοστό εκπομπής δυναμικότητα κόστος Οριακό Κόστος EFOR CO ανά μονάδα O&M [ /MWyear] 2 επένδυσης [ /MWh] [MW] [ /MW] [T/MWh] [%] Ατμού , , CCGTs , OCGTs , Υδροηλεκτρικές , , Αιολικά πάρκα , , Χρόνος κατασκευής [years] Πίνακας 11: Υποψήφιες μονάδες προς ένταξη Η καμπύλη διάρκειας φορτίου για κάθε μήνα έχει διαμορφωθεί χρησιμοποιώντας δεδομένα φορτίου του συστήματος του Ελληνικού Συστήματος Ισχύος του έτους Το άθροισμα των ωρών για τη σταδιακή αναπαράσταση της καμπύλης διάρκειας φορτίου είναι: 1 ώρα (για να συμπεριληφθεί το μηνιαίο φορτίο αιχμής), 6 ώρες, 23 ώρες, 120 ώρες, 150 ώρες, 200 ώρες, 150 ώρες και η τελευταία βαθμίδα περιλαμβάνει τις υπόλοιπες ώρες κάθε μήνα. Η επίδραση των εγκατεστημένων φωτοβολταικών λαμβάνεται υπόψη εμμέσως στο φορτίο του συστήματος, με την αφαίρεση της προβλεπόμενης έγχυσης ενέργειας των φωτοβολταικών (για το σύνολο του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού) από το φορτίο του συστήματος. Το φορτίο αιχμής του συστήματος και η ετήσια ενεργειακή ζήτηση κατά τη διάρκεια του 2013 (λαμβάνοντας υπόψη την ενέργεια των φωτοβολταικών) ήταν MW και 47,31 TWh, αντίστοιχα. Λαμβάνοντας υπόψη τη βιομηχανική ανάπτυξη και τις μελλοντικές μακροοικονομικές συνθήκες (π.χ., το ποσοστό αύξησης του ακαθάριστου εγχώριου προϊόντος) στην Ελλάδα τα επόμενα χρόνια, θεωρείται ένα βασικό σενάριο, στο οποίο το φορτίο του συστήματος παραμένει αμετάβλητο κατά το έτος 2014 (συγκρινόμενο με το έτος 2013), υπάρχει μικρή αύξηση ίση με 0,5% και 1% για τα έτη 2015 και 2016, και μια αύξηση ίση με το 1,5% για τα υπόλοιπα έτη του ορίζοντα προγραμματισμού ( ). 77

78 Κεφάλαιο 5 5. Επεξεργασία Δεδομένων Εισόδου Σκοπός της διπλωματικής είναι ο υπολογισμός του μακροχρόνιου οριακού κόστους LRMC για τους πέντε καταναλωτές που έχουν επιλεγεί ως αντιπροσωπευτικά δείγματα των κατηγοριών τους, καθώς και η ανάλυση του τρόπου μεταβολής του LRMC με την αύξηση της ζήτησής τους. Για τον υπολογισμό του θα χρησιμοποιηθεί η πρώτη προσέγγιση που αναλύθηκε στο Κεφάλαιο 2, η προσέγγιση διαταραχών (perturbation approach). Αυτή, όμως, απαιτεί τον υπολογισμό του συνολικού κόστους του προγράμματος εισόδου, καθώς και του λειτουργικού κόστους παραγωγής πριν αλλά και μετά την αύξηση της ζήτησης. Για τον 78

79 υπολογισμό αυτών των μεγεθών θα χρησιμοποιηθεί το μοντέλο που έχει περιγραφεί στο Κεφάλαιο 3, το οποίο χρησιμοποιεί τον μικτό ακέραιο γραμμικό προγραμματισμό έχοντας όμως ένα μηνιαίο βήμα, ώστε να επιτρέπονται οι ενδιάμεσες αποφάσεις. Για κάθε έναν από τους πέντε καταναλωτές που έχουν επιλεγεί είναι διαθέσιμες οι τιμές της ζήτησης τους κατά τη διάρκεια του εικοσιτετραώρου όλων των ημερών του έτους. Τα δεδομένα που δίνονται ως είσοδο στο πρόγραμμα αυτό είναι οι ανηγμένες αυξήσεις των φορτίων των πέντε καταναλωτών που έχουν επιλεγεί. Για την εύρεση των ανηγμένων αυξήσεων ακολουθείται η παρακάτω διαδικασία για κάθε έναν από τους πέντε καταναλωτές: Αρχικά, δημιουργούνται οι τιμές των ωριαίων ανηγμένων φορτίων του Καταναλωτή 8, για παράδειγμα, διαιρώντας τις τιμές των φορτίων όλου του έτους με τη μέγιστη τιμή της ζήτησης που παρουσιάστηκε το έτος αυτό. Στη συνέχεια, προστίθενται στις τιμές των ανηγμένων φορτίων του Καταναλωτή 8 οι τιμές των φορτίων του Συστήματος, μέρος των οποίων φαίνεται στην Εικόνα 7 για τις αντίστοιχες ώρες. Για κάθε μήνα του έτους τα φορτία τοποθετούνται σε ξεχωριστή στήλη, όπου κάθε γραμμή της στήλης αντιπροσωπεύει το φορτίο του Καταναλωτή συν το φορτίο του Συστήματος για τη δεδομένη ώρα. Για την καλύτερη κατανόηση αυτής της επεξεργασίας παρατίθεται η παρακάτω Εικόνα 8. Εικόνα 6: Φορτίο του Συστήματος 79

80 Εικόνα 7: Επεξεργασία των τιμών του αθροίσματος του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή 8 και του φορτίου του Συστήματος Η επεξεργασία των δεδομένων συνεχίζεται με τα φορτία να ταξινομούνται κατά φθίνουσα σειρά για κάθε στήλη ξεχωριστά. Ακολούθως, υπολογίζεται η μέση τιμή των φορτίων (της πρώτης ώρας), των επόμενων 6 ωρών, των επόμενων 23 και ούτω κ.ο.κ., όπως παρουσιάζεται στις παρακάτω εικόνες. 80

81 Εικόνα 8: Ταξινομημένες τιμές του αθροίσματος του ανηγμένου φορτίου του Καταναλωτή 8 και του φορτίου του Συστήματος Υπολογισμός μέσης τιμής συγκεκριμένων ωρών Η ίδια ακριβώς επεξεργασία πραγματοποιείται και για τα φορτία του συστήματος του παρόντος έτους Τα αποτελέσματα αυτής παρουσιάζονται στον Πίνακα