ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Ενοποίηση των Αγορών Ηλεκτρικής Ενέργειας μιας Κοινοπραξίας Ισχύος και ενός Χρηματιστηρίου Ενέργειας ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ του ΓΡΗΓΟΡΗ ΔΟΥΡΜΠΟΗ Επιβλέποντες : Παντελής Ν. Μπίσκας, Λέκτορας Α.Π.Θ. Δημήτρης Ι. Χατζηγιάννης, Υποψήφιος Διδάκτωρ Α.Π.Θ. Θεσσαλονίκη, Μάρτιος 2012

ΠΡΟΛΟΓΟΣ Αντικείμενο της παρούσας εργασίας είναι η μελέτη της ενοποίησης δύο διαφορετικών μοντέλων αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, μιας Κοινοπραξία Ισχύος και ένα Χρηματιστήριο Ενέργειας με τη χρήση της μεθόδου market splitting, μέσω της προσομοίωσης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας Ελλάδας και Ιταλίας. Δεδομένου ότι ο σχεδιασμός των δύο αγορών είναι εντελώς διαφορετικός, η σύζευξη επιτυγχάνεται τηρώντας πλήρως τους κανόνες της αγοράς σε κάθε εθνικό ρυθμιστικό πλαίσιο, γεγονός που αποτελεί την καινοτομία αυτής της εργασίας αφού μέχρι σήμερα δεν έχει εφαρμοστεί σύζευξη αγορών ηλεκτρικής ενέργειας με διαφορετική δομή. Τέλος μετά την διαδικασία σύζευξης ελέγχεται αν υπάρχουν γραμμές στο ελληνικό σύστημα που ξεπερνούν το όριό τους, αν δηλαδή είναι εφικτή η κατανομή μονάδων που προέκυψε, και λύνεται επαναληπτικά η σύζευξη έως ότου ικανοποιηθούν οι περιορισμοί φόρτισης των γραμμών μεταφοράς. Στο πρώτο κεφάλαιο γίνεται αρχικά μία ιστορική αναδρομή στην απελευθέρωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας της Ευρώπης. Στη συνέχεια παρουσιάζεται η ιδέα της ενοποίησης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας σε πανευρωπαϊκό επίπεδο. Αναλύεται η ιδέα της σύζευξης αγορών, οι μέθοδοι κατανομής της ικανότητας μεταφοράς των διασυνδέσεων και αναλύονται τα πλεονεκτήματα της σύζευξης. Παρουσιάζεται επακόλουθα η κυριότερη βιβλιογραφία σχετικά με την σύζευξη των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας. Στο δεύτερο κεφάλαιο παρουσιάζεται αναλυτικά η μοντελοποίηση των προβλημάτων που μελετήθηκαν στα πλαίσια της παρούσας εργασίας. Συγκεκριμένα παρουσιάζεται η μεθοδολογία που ακολουθήθηκε για την επίλυση τους καθώς και η μαθηματική τους μοντελοποίηση. Στο τρίτο κεφάλαιο παρουσιάζονται τα αποτελέσματα που προέκυψαν από την κοινή επίλυση των δύο αγορών και από την επαναληπτική διαδικασία, αναλύονται και εξάγονται συμπεράσματα για την επίδρασή τους στις δύο αγορές. Τέλος στο παράρτημα παρουσιάζονται συνοπτικά η δομή των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας της Ελλάδας και της Ιταλίας, η μέθοδος της ροής φορτίου Συνεχούς Ρεύματος που χρησιμοποιήθηκε για την εύρεση των ροών ισχύος στις γραμμές μεταφοράς του ελληνικού δικτύου και τέλος δύο τρόποι αντιστροφής πίνακα με χρήση της γλώσσας προγραμματισμού GAMS που εφαρμόστηκαν στα πλαίσια αυτής της εργασίας. Θα ήθελα να ευχαριστήσω θερμά τον κ. Παντελή Μπίσκα, επιβλέποντα της διπλωματικής εργασίας, για την επιστημονική καθοδήγηση και την αμεσότητα στη συνεργασία μας καθώς επίσης και για το χρόνο που διέθεσε για συζήτηση πάνω σε θέματα που αφορούσαν την εργασία. Οι συζητήσεις μας με οδήγησαν σε ένα ιδιαίτερα ενδιαφέρον γνωστικό αντικείμενο. Επίσης θα ήθελα να ευχαριστήσω τον υποψήφιο διδάκτορα του τμήματος κ. Δημήτρη Χατζηγιάννη για τη βοήθεια του, κυρίως στο προγραμματιστικό κομμάτι της εργασίας. 1

Τέλος θα ήθελα να ευχαριστήσω τους γονείς μου, την οικογένεια μου και τους φίλους μου για την υλική και ηθική υποστήριξη που μου προσέφεραν καθ όλη τη διάρκεια των σπουδών μου. Δουρμπόης Γρηγόρης Θεσσαλονίκη 2012 2

Περιεχόμενα Κεφάλαιο 1 - Εισαγωγή στην έννοια της σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής... 8 1.1 Ιστορική αναδρομή της απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη... 8 1.2 Ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας... 11 1.2.1 Διαχείριση των διασυνδέσεων και της ικανότητας μεταφοράς τους... 11 1.2.2 Ιστορική αναδρομή της σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας... 16 1.2.3 Η έννοια της σύζευξης αγορών... 21 1.3 Βιβλιογραφική Έρευνα... 25 Κεφάλαιο 2 - Μοντελοποίηση... 31 2.1 Μαθηματική Μοντελοποίηση του Market Splitting... 31 2.1.1 Δείκτες και Σύνολα του Market Splitting... 32 2.1.2 Παράμετροι του Market Splitting... 34 2.1.3 Μεταβλητές του Market Splitting... 38 2.1.4 Αντικειμενική συνάρτηση και περιορισμοί του Market Splitting... 43 2.1.5 Περιορισμοί Αρχικοποίησης του προβλήματος Market Splitting... 66 2.2 Ανάλυση και Μαθηματική Μοντελοποίηση της Επαναληπτικής Διαδικασίας... 70 2.2.1 Δείκτες και Σύνολα της Επαναληπτικής Διαδικασίας... 72 2.2.2 Παράμετροι της Επαναληπτικής Διαδικασίας... 72 2.2.3 Μεταβλητές της Επαναληπτικής Διαδικασίας... 73 2.2.4 Περιορισμοί της Επαναληπτικής Διαδικασίας... 74 Κεφάλαιο 3 Αποτελέσματα και Συμπεράσματα... 75 3.1 Περιγραφή του μοντέλου της κοινής επίλυσης των αγορών... 75 3.1.1 Ελληνικές Μονάδες Παραγωγής... 75 3.1.2 Χαρακτηριστικά των Ελληνικών Μονάδων Παραγωγής... 76 3.1.3 Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας των Ελληνικών Μονάδων Παραγωγής... 77 3.1.4 Ιταλικές Μονάδες Παραγωγής... 79 3.1.5 Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας των Ιταλικών Μονάδων Παραγωγής... 79 3.1.6 Το Φορτίο του Ελληνικού και του Ιταλικού Συστήματος... 81 3.1.7 Απαιτήσεις του Συστήματος σε Εφεδρεία... 85 3.1.8 Οι Έμποροι Εισαγωγών και Εξαγωγών... 86 3.2 Αποτελέσματα της κοινής επίλυσης των αγορών... 91 3.2.1 Οριακές Τιμές Συστήματος και Ροές στις δύο Αγορές... 91 3

3.2.2 Επίδραση της κοινής επίλυσης των αγορών στο Χρηματιστήριο Ενέργειας και στην Κοινοπραξία Ισχύος... 96 3.2.3 Ισοζύγιο Ισχύος στις δύο αγορές... 101 3.2.4 Σύγκριση Εισαγωγών και Εξαγωγών Ενέργειας πριν και μετά την κοινή επίλυση 103 3.2.5 Κόστος Παραγωγής των δύο αγορών πριν και μετά την κοινή επίλυση... 112 3.2.6 Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών πριν και μετά την κοινή επίλυση. 116 3.3 Επαναληπτική Διαδικασία... 120 3.3.1 Περίπτωση που εξετάζεται... 120 3.3.2 Αποτελέσματα στις Ροές μεταξύ των ζυγών της Επαναληπτικής Διαδικασίας 122 3.3.3 Αποτελέσματα των Οριακών Τιμών Συστήματος και των Ροών ενέργειας μεταξύ των Αγορών και των κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 127 3.3.4 Αποτελέσματα της Συνολικής Προσφοράς και της Συνολικής Ζήτησης των Αγορών κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 131 3.3.5 Αποτελέσματα του Συνολικού Κόστους Παραγωγής και του Κοινωνικού Πλεονάσματος κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 134 Κεφάλαιο 4 Συμπεράσματα και Μελλοντικές Προεκτάσεις... 136 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ... 138 Ελληνική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας... 138 Ιταλική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας... 148 Μοντέλο Ροής Φορτίου Συνεχούς Ρεύματος (DC Load Flow)... 157 Αντιστροφή Πίνακα... 158 ΑΚΡΩΝΥΜΙΑ... 160 ΧΡΗΣΙΜΕΣ ΙΣΤΟΣΕΛΙΔΕΣ... 161 ΑΝΑΦΟΡΕΣ - ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ... 161 4

ΛΙΣΤΑ ΕΙΚΟΝΩΝ Εικόνα 1: Χάρτης των περιφερειών ENTSO-E... 10 Εικόνα 2: Οι εφτά τοπικές αγορές ηλεκτρικής ενέργειας του ERGEG... 18 Εικόνα 3: Ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας... 20 Εικόνα 4: Αναπαράσταση μηχανισμού market coupling - Επαρκής ATC... 21 Εικόνα 5: Αναπαράσταση μηχανισμού market coupling - Ανεπαρκής ATC... 22 Εικόνα 6: Μηνιαίες τιμές των αγορών... 26 Εικόνα 7: Τιμές αγορών... 29 Εικόνα 8: Φάσεις λειτουργίας μίας ελληνικής μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. 45 Εικόνα 9: Κέρδος Παραγωγού, Προμηθευτή και το Κοινωνικό Πλεόνασμα... 116 Εικόνα 10: Γραμμή μεταφοράς, ισοδύναμο Π μοντέλο... 121 Εικόνα 11: Σύνδεση ζυγών μέσω μετασχηματιστή... 121 Εικόνα 12: Συνοπτική δομή της ιταλικής αγοράς... 148 Εικόνα 13: Αλγόριθμος καθορισμού ζωνικής τιμής... 152 Εικόνα 14: Αναλυτικό χρονοδιάγραμμα της MI... 153 Εικόνα 15: Αναλυτικό χρονοδιάγραμμα της αλληλεπίδρασης MI και MSD... 154 Εικόνα 16: Σύνοψη λειτουργίας της ιταλικής αγοράς... 155 Εικόνα 17: Γεωγραφικές και εικονικές ζώνες Ιταλίας... 156 ΛΙΣΤΑ ΣΧΗΜΑΤΩΝ Σχήμα 1: Διάγραμμα ροής επαναληπτικού αλγορίθμου... 71 Σχήμα 2: Απαιτήσεις του Συστήματος σε Εφεδρεία... 85 Σχήμα 3: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών πριν το market splitting... 92 Σχήμα 4: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών μετά το market splitting... 92 Σχήμα 5: Οριακή τιμή Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting... 95 Σχήμα 6: Οριακή τιμή Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting... 95 Σχήμα 7: Φορτίου Χρηματιστηρίου Ενέργειας... 97 Σχήμα 8: Φορτίο και Παραγωγή Χρηματιστηρίου Ενέργειας... 97 Σχήμα 9: Φορτίου Κοινοπραξίας Ισχύος... 99 Σχήμα 10: Φορτίο και Παραγωγή Κοινοπραξίας Ισχύος... 99 Σχήμα 11: Εισαγωγές, Ροές και Έλλειμμα ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας... 100 Σχήμα 12: Γραφική αναπράσταση ισοζυγίου ισχύος στην Ελλάδα... 101 Σχήμα 13: Γραφική αναπράσταση ισοζυγίου ισχύος στην Ιταλία... 102 Σχήμα 14: Κόστος Παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting 114 Σχήμα 15: Κοινωνικό Πλεόνασμα Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά την κοινή επίλυση.. 119 Σχήμα 16: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών μετά το τέλος της πρώτης επανάληψης του market splitting... 127 Σχήμα 17: Σύγκριση της ροής Ελλάδας-Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 130 5

ΛΙΣΤΑ ΠΙΝΑΚΩΝ Πίνακας 1: Στοιχεία προσομοίωσης ελληνικών μονάδων... 76 Πίνακας 2: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας Αγίου Δημητρίου... 78 Πίνακας 3: Στοιχεία προσομοίωσης ελληνικών μονάδων... 79 Πίνακας 4: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας It_1... 80 Πίνακας 5: Δηλώσεις Φορτίου Ελληνικού Συστήματος... 81 Πίνακας 6: Δηλώσεις Φορτίου Ιταλικού Συστήματος... 83 Πίνακας 7: Απαιτήσεις του Ελληνικού Συστήματος σε Εφεδρεία... 86 Πίνακας 8: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας για εισαγωγή ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος και στο Χρηματιστήριο Ενέργειας... 87 Πίνακας 9: Δηλώσεις Φορτίου για εξαγωγή από την Κοινοπραξία Ισχύος και από το Χρηματιστήριο Ενέργειας... 89 Πίνακας 10: Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς (NTC) σε κάθε διασύνδεση... 90 Πίνακας 11: Οριακές τιμές αγορών πριν και μετά το Market Splitting... 93 Πίνακας 12: Εξαγωγές, Ροές και Οριακές Τιμές συστήματος μετά το Market Splitting... 94 Πίνακας 13: Συναλλαγές ενέργειας Χρηματιστηρίου Ενέργειας... 96 Πίνακας 14: Παραγωγή και Φορτίο Κοινοπραξίας Ισχύος... 98 Πίνακας 15: Εισαγωγές Ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν το market splitting... 104 Πίνακας 16: Εξαγωγές Ενέργειας από την Κοινοπραξίας Ισχύος πριν το market splitting... 106 Πίνακας 17: Εισαγωγές Ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν το market splitting... 107 Πίνακας 18: Εισαγωγές Ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος μετά το market splitting... 108 Πίνακας 19: Εξαγωγές Ενέργειας από την Κοινοπραξίας Ισχύος μετά το market splitting.. 110 Πίνακας 20: Εισαγωγές Ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας μετά το market splitting... 111 Πίνακας 21: Παραγωγή και Κόστος Παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting... 113 Πίνακας 22: Παραγωγή και Κόστος Παραγωγής του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting... 115 Πίνακας 23: Κοινωνικό Πλεόνασμα της Κοινοπραξίας Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting... 117 Πίνακας 24: Εκκαθαρισμένο Φορτίο της Κοινοπραξίας Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting... 118 Πίνακας 25: Συνολικό Κόστος Παραγωγής και Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών... 119 Πίνακας 26: Παράδειγμα αντιστοίχησης Ζυγών με Μονάδες Παραγωγής... 121 Πίνακας 27: Ροές στις γραμμές μεταφοράς κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 123 Πίνακας 28: Τα PTDFs των γραμμών μεταξύ των ζυγών που ξεπερνούν το όριό τους... 124 Πίνακας 29: Παραγωγή εξεταζόμενων μονάδων κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 124 Πίνακας 30: Οι μονάδες που μεταβάλλουν την έξοδό τους κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 126 6

Πίνακας 31: Οριακές Τιμές Συστήματος των Αγορών κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 128 Πίνακας 32: Ροή Ελλάδας Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 129 Πίνακας 33: Ροή Ελλάδας Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 131 Πίνακας 34: Προσφορά και ζήτηση ενέργειας στην Ελλάδα κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 132 Πίνακας 35: Προσφορά και ζήτηση ενέργειας στην Ιταλία κατά την διάρκεια των επαναλήψεων... 133 Πίνακας 36: Συνολικό Κόστος Παραγωγής και Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών μαζί κατά την δειάρκεια των επαναλήψεων... 134 Πίνακας 37: Κόστος Παραγωγής και Κοινωνικό Πλεόνασμα κάθε αγοράς κατά την δειάρκεια των επαναλήψεων... 135 7

Κεφάλαιο 1 - Εισαγωγή στην έννοια της σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής 1.1 Ιστορική αναδρομή της απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη Στα μέσα της δεκαετίας του 1990, και ενώ το μεγαλύτερο μέρος των εθνικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας και φυσικού αερίου είχε ακόμη μονοπωλιακό χαρακτήρα, η Ευρωπαϊκή Ένωση και τα κράτη μέλη αποφάσισαν να ανοίξουν σταδιακά αυτές τις αγορές στον ανταγωνισμό. Ειδικότερα, η Ευρωπαϊκή Ένωση αποφάσισε να επιβάλλει: τη σαφή διάκριση μεταξύ των ανταγωνιστικών τμημάτων της βιομηχανίας (π.χ. προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας) και των μη ανταγωνιστικών τμημάτων (π.χ. λειτουργία των δικτύων) την δυνατότητα πρόσβασης στις υποδομές προς τρίτους, από μέρους των επιχειρήσεων των μη ανταγωνιστικών τμημάτων της βιομηχανίας (π.χ. δίκτυα) την απελευθέρωση της προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας την ελεύθερη επιλογή προμηθευτή από μέρους των καταναλωτών την καθιέρωση ανεξάρτητων ρυθμιστικών αρχών για την επίβλεψη των αγορών Το «πρώτο πακέτο μέτρων απελευθέρωσης» για την ηλεκτρική ενέργεια εγκρίθηκε το 1996 (96/92/EC της 19 ης Δεκεμβρίου 1996). Το πακέτο αποτέλεσε το πρώτο σημαντικό βήμα για την εδραίωση μιας ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ενέργειας και αφορούσε την αναμόρφωση της εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας των κρατών. Συγκεκριμένα, προέβλεπε μέτρα ώστε να εξασφαλιστεί η αξιοπιστία και η αποδοτικότητα του συστήματος, προς το συμφέρον των παραγωγών και των πελατών τους. Προς την κατεύθυνση αυτή, έπρεπε να οριστεί ένας διαχειριστής του συστήματος μεταφοράς (Transmission System Operator-TSO) που να είναι επιφορτισμένος με τον έλεγχο, τη συντήρηση και την ανάπτυξη του συστήματος καθώς και των διασυνδέσεών του με άλλα συστήματα. Το πακέτο καθορίζει επίσης τα καθήκοντα του διαχειριστή, ο οποίος πρέπει να είναι ανεξάρτητος, τουλάχιστον διαχειριστικά, από άλλες δραστηριότητες που δεν σχετίζονται με το σύστημα μεταφοράς και οφείλει να μη μεροληπτεί, κυρίως υπέρ των θυγατρικών του εταιρειών ή των μετόχων του. Τέλος, ο διαχειριστής οφείλει να τηρεί το απόρρητο των εμπορικά ευαίσθητων πληροφοριών. Το επόμενο σημαντικό βήμα για την προώθηση μιας ενιαίας απελευθερωμένης αγοράς ενέργειας πραγματοποιήθηκε με τη θέσπιση του «δεύτερου πακέτου μέτρων απελευθέρωσης και ρύθμισης των ευρωπαϊκών αγορών ενέργειας» (2003/54/EC της 26 ης Ιουνίου 2003). Το πακέτο αφορά στους κοινούς κανονισμούς της ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Υποχρεώνει τα κράτη μέλη να λάβουν τα απαραίτητα μέτρα για την επίτευξη καθορισμένων στόχων, όπως την προστασία των καταναλωτών, τη διασφάλιση των θεμελιωδών δικαιωμάτων τους και την προώθηση της οικονομικής και κοινωνικής συνοχής. 8

Μετά την 1 η Ιουλίου 2007, όλοι οι καταναλωτές έπρεπε να έχουν τη δυνατότητα ελεύθερης επιλογής προμηθευτή ηλεκτρικής ενέργειας. Παρά τη σημαντική πρόοδο που είχε σημειωθεί, ο ανταγωνισμός καθυστέρησε, με τις αγορές να παραμένουν σε μεγάλο βαθμό εθνικές, καθετοποιημένες και με σχετικά περιορισμένο εμπόριο στις διασυνδέσεις. Έτσι το 2005, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή ξεκίνησε μια έρευνα για τον προσδιορισμό των φραγμών στην αύξηση του ανταγωνισμού των αγορών, της οποίας τα αποτελέσματα δημοσιεύθηκαν το 2007. Με βάση τα αποτελέσματα αυτά, στις 19 Σεπτεμβρίου 2007, η Επιτροπή προώθησε το «τρίτο πακέτο μέτρων απελευθέρωσης» ώστε να ενισχυθεί ο ανταγωνισμός στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας και φυσικού αερίου. Οι προτάσεις της Επιτροπής επικεντρώθηκαν στη διεύρυνση των επιλογών του καταναλωτή, στην επιβολή λογικότερων τιμών, στην ασφάλεια της παροχής, στην υιοθέτηση καθαρότερων μορφών ενέργειας και στην στήριξη των ΑΠΕ. Το πακέτο τονώνει την ενεργειακή αποδοτικότητα και εγγυάται ότι ακόμη και μικρότερες εταιρείες, όπως εκείνες που επενδύουν στις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, έχουν πρόσβαση στην αγορά ενέργειας. Στόχος είναι η δημιουργία μιας ανταγωνιστικής αγοράς ενέργειας που θα ενισχύσει την ασφαλή και αδιάλειπτη παροχή ενέργειας, την βελτίωση των συνθηκών για επενδύσεις σε σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής και στα δίκτυα μεταφοράς, συμβάλλοντας τελικά στην ασφαλή και συνεχή παροχή ηλεκτρικής ενέργειας. Τον Ιανουάριο του 2008, η Επιτροπή πρότεινε επιπρόσθετα μέτρα για τη μείωση των περιβαλλοντικών επιπτώσεων της κατανάλωσης ενέργειας στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Το πακέτο αυτό περιλαμβάνει νέες κατευθυντήριες γραμμές σχετικά με την υποστήριξη περιβαλλοντικών στόχων από μέρους των κρατών μελών. Παράλληλα με τις παραπάνω νομοθετικές πρωτοβουλίες αποφασίστηκε τον Ιούλιο του 1999 η ενσωμάτωση των ευρωπαϊκών διαχειριστών των συστημάτων μεταφοράς στην ένωση ETSO (European Transmission System Operators). Η ένωση αυτή διαιρείται σε τέσσερις διαφορετικές ενώσεις: τη UCTE για τις ηπειρωτικές χώρες της Ευρώπης, τη NORDEL για τη Βόρεια Ευρώπη, την ATSOI για ολόκληρη την Ιρλανδία και τη UKTSOA για το Ηνωμένο Βασίλειο. Επιπλέον, στις 30 Μαρτίου 2006, ιδρύθηκε η BALTSO, για τους διαχειριστές της Βαλτικής. Στις 27 Ιουνίου 2008 στην Πράγα, 36 ευρωπαϊκοί διαχειριστές των συστημάτων μεταφοράς αποφάσισαν την δημιουργία του ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity). Την 1 η Ιουλίου 2009, όλα τα λειτουργικά καθήκοντα της ένωσης ETSO μεταφέρθηκαν στο ENTSO-E. Σήμερα, το ENTSO-Ε συνεχίζει το συντονισμό των διαχειριστών στην ενιαία λειτουργία του ευρωπαϊκού διασυνδεδεμένου συστήματος, μέσω των πέντε περιφερειών του (regional groups - RG): Continental Europe (πρώην UCTE), Nordic (πρώην NORDEL), Baltic (πρώην BALTSO), UK (πρώην UKTSOA) και Ireland (πρώην ATSOI). 9

Εικόνα 1: Χάρτης των περιφερειών ENTSO-E Η απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε πολλές ευρωπαϊκές χώρες οδήγησε σε μια θεμελιώδη αναμόρφωση με σκοπό την εφαρμογή του ανταγωνισμού στη βιομηχανία παροχής ηλεκτρικής ενέργειας ώστε να αυξήσει την αποδοτικότητα στη βιομηχανία και να εισάγει αγοροκεντρικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας. Σε πολλές ευρωπαϊκές χώρες αυτό έδωσε ώθηση στην εγκαθίδρυση οργανωμένων αγορών γνωστών ως «Power Exchanges(PX)» (χρηματιστήρια ενέργειας), όπου η διακίνηση της ηλεκτρικής ενέργειας γίνεται μέσω διαφόρων δομημένων προϊόντων και μέσα σε διαφορετικές χρονικές κλίμακες που κυμαίνονται από αρκετά χρόνια μέχρι μερικές ώρες πριν από την πραγματική διανομή. Κάθε καταναλωτής είναι ελεύθερος να προβαίνει στην αγορά ενέργειας από τον παραγωγό της αρεσκείας του και αντίστροφα, ο παραγωγός να μπορεί να προμηθεύσει οποιονδήποτε καταναλωτή. Στόχος της Ευρωπαϊκής Ένωσης με την εξέλιξη αυτή στον τομέα της ενέργειας, είναι η επάρκεια ενέργειας στον ευρωπαϊκό χώρο και η βελτίωση του συστήματος παραγωγής και μετάδοσης. Αποτέλεσμα αυτού, είναι η μείωση των προβλημάτων στην παροχή ενέργειας και η αύξηση του ανταγωνισμού. Ειδικότερα, η αύξηση του ανταγωνισμού θα λειτουργήσει ευεργετικά για τους καταναλωτές, μειώνοντας τις τιμές και βελτιώνοντας τις υπηρεσίες παροχής ενέργειας. 10

1.2 Ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας 1.2.1 Διαχείριση των διασυνδέσεων και της ικανότητας μεταφοράς τους Η ευρωπαϊκή επιτροπή έχει αποδεχτεί μία κοινή ενεργειακή πολιτική, η οποία αποτελεί το πρώτο βήμα για την ομαλή μετατροπή των μεμονωμένων εθνικών αγορών σε περιφερειακές, ομαδοποιημένες αγορές, οι οποίες στη συνέχεια θα αποτελέσουν τη βάση για τη δημιουργία μίας πανευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας (Internal Electricity Market IEM). Βασικό στοιχείο στην προσπάθεια αυτή είναι η διαχείριση των διασυνδέσεων. Το άνοιγμα των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη μέσω της κοινοτικής οδηγίας 96/92 που επιβλήθηκε στις 19 Φεβρουαρίου 1999, κατέστη προφανής η δυσκολία δημιουργίας μίας συμπαγούς ενιαίας αγοράς (με μία ενιαία τιμή). Η ποικιλία του παραγωγικού δυναμικού μεταξύ των χωρών μελών και η κατάσταση στις διασυνδέσεις, οδήγησε σε περιφερειακές αγορές με συμφορήσεις των διασυνοριακών δικτύων. Ως εκ τούτου, οι ευρωπαϊκές αρχές όρισαν νέους κανονισμούς, που προωθούν μηχανισμούς διαχείρισης των διασυνδέσεων βασισμένους στις αγορές. Στόχος ήταν η αποδοτική χρήση των διασυνδέσεων καθώς και τα κατάλληλα σήματα της αγοράς που δίνουν σωστά κίνητρα για επενδύσεις στην παραγωγή και τη μεταφορά. Οι διασυνδέσεις μεταξύ των εθνικών συστημάτων μεταφοράς αρχικά κατασκευάστηκαν κυρίως για λόγους ασφαλείας και εφεδρειών και επομένως δεν μπορούσαν να εξυπηρετήσουν μεγάλες ποσότητες ανταλλαγών. Ο αρχικός ρόλος των διασυνδετικών γραμμών όφειλε όμως να αλλάξει ριζικά στα πλαίσια μιας ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς. Απαιτήθηκε λοιπόν, ένας μηχανισμός για την εκχώρηση της περιορισμένης ικανότητας μεταφοράς των διασυνδέσεων στους συμμετέχοντες της αγοράς και μάλιστα με τρόπο δίκαιο, διαφανή και χωρίς διακρίσεις. Το 2003, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή καθόρισε το νομικό πλαίσιο σχετικά με τους όρους πρόσβασης στο δίκτυο για τις διασυνοριακές ανταλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας, τονίζοντας την ανάγκη για σχήματα που βασίζονται στην αγορά (market based schemes). Σύμφωνα με τον κανονισμό 1228/2003 της Ευρωπαϊκής Επιτροπής και τη μεταγενέστερη απόφαση 2006/770, οι άμεσες (explicit) ή έμμεσες (implicit) δημοπρασίες αποτελούν ένα κατάλληλο μέτρο, προσανατολισμένο στις αγορές, για την εκχώρηση της διαθέσιμης ικανότητας μεταφοράς των διασυνδέσεων στους συμμετέχοντες. Άμεσες δημοπρασίες (explicit auctions) Πρόκειται για τον ευρύτερα χρησιμοποιούμενο μηχανισμό εκχώρησης της ικανότητας μεταφοράς των διασυνδέσεων στη Ευρώπη, μέχρι τα πρώτα χρόνια του 2000. Αποτελούνται από δύο βήματα: Αρχικά, η ικανότητα μεταφοράς στη διασύνδεση μεταξύ των δύο αγορών δημοπρατείται σε μια τιμή η οποία δεν εξαρτάται απαραίτητα από την τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτές οι δημοπρασίες διεκπεραιώνονται από τους διαχειριστές του συστήματος μεταφοράς (TSOs) ή από γραφεία δημοπρασιών που ενεργούν για λογαριασμό των εμπλεκόμενων ΔΣΜ. Οι προσφορές ταξινομούνται βάσει της τιμής τους, και γίνονται δεκτές μέχρι να εξαντληθεί η ικανότητα μεταφοράς. Η τιμή κάθε επιτυχούς προσφοράς μπορεί να είναι ίδια με αυτήν που προσφέρθηκε στη δημοπρασία 11

(«pay-as-bid»), ή μπορεί να είναι ίση με τη χαμηλότερη αποδεκτή προσφορά («marginal bid auction»). Σε ένα δεύτερο στάδιο, οι συμμετέχοντες, προβλέπουν μια διαφορά τιμών μεταξύ των αγορών δύο χωρών και υποβάλλουν προσφορές έγχυσης για εισαγωγή στη μία και δηλώσεις φορτίου για εξαγωγή στην άλλη (ανάλογα με την αναμενόμενη κατεύθυνση), κάνοντας χρήση των δικαιωμάτων μεταφοράς που απέκτησαν μέσω των δημοπρασιών. Τα δικαιώματα αυτά, γνωστά ως Φυσικά Δικαιώματα Μεταφοράς (ΦΔΜ - Physical Transmission Rights ή PTRs), αφορούν συνήθως διάφορους χρονικούς ορίζοντες (ετήσια, μηνιαία και ημερήσια δικαιώματα) και μπορούν να μεταπωληθούν σε άλλους συμμετέχοντες (συμβόλαια οικονομικής φύσης). Το κύριο χαρακτηριστικό αυτού του μηχανισμού είναι ότι η ικανότητα μεταφοράς των διασυνδέσεων δημοπρατείται χωριστά και ανεξάρτητα από τις αγορές όπου δημοπρατείται η ηλεκτρική ενέργεια. Δεδομένου ότι τα δύο προϊόντα, ικανότητα μεταφοράς και ηλεκτρική ενέργεια, αποτελούν αντικείμενο διαπραγμάτευσης σε δύο ξεχωριστές δημοπρασίες, οι άμεσες δημοπρασίες δεν αποτελούν ένα βέλτιστο σύστημα χρήσης των διασυνδέσεων καθώς υπάρχει έλλειψη πληροφοριών των τιμών του ενός ως προς το άλλο. Αυτή η έλλειψη πληροφοριών οδηγεί συχνά σε μικρότερη σύγκλιση των τιμών και συχνές ανεπιθύμητες ροές, μερικές φορές ακόμη και προς τη λάθος κατεύθυνση. Έμμεσες δημοπρασίες (implicit auctions) Με βάση την εντύπωση λοιπόν, ότι οι διαδοχικές δημοπρατήσεις των ΦΔΜ και των αγορών ενέργειας μπορεί να οδηγήσουν σε μη βέλτιστα αποτελέσματα, καθώς οι συμμετέχοντες θα πρέπει να προβλέπουν μελλοντικές επιδόσεις της αγοράς (π.χ. για ένα έτος μετά) κατά την απόκτηση των ΦΔΜ, η ιδέα των έμμεσων δημοπρασιών άρχισε να γίνεται πιο ελκυστική. Η βασική αρχή τους είναι ότι τα ΦΔΜ και η ενέργεια δημοπρατούνται ταυτόχρονα. Οι συμμετέχοντες των αγορών δύο ή περισσότερων χωρών αγοράζουν και πωλούν ενέργεια σε μία ενιαία πλατφόρμα, ενώ ο λειτουργός της αγοράς και οι διαχειριστές των χωρών έμμεσα (implicitly) διασφαλίζουν ότι η ικανότητα μεταφοράς των διασυνδέσεων είναι επαρκής για να εξασφαλισθεί η επιτευξιμότητα των συναλλαγών. Οι έμμεσες δημοπρασίες έγιναν τελικά η προτιμώμενη επιλογή για τις διασυνοριακές ανταλλαγές ενέργειας στον κανονισμό 714/2009 της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Στις έμμεσες δημοπρασίες ουσιαστικά επιτυγχάνεται η σύζευξη των αγορών όψεως (spot markets) των διαφόρων χωρών, ώστε να μεγιστοποιηθεί το συνολικό κοινωνικό όφελος. Σε πρώτη φάση, η ικανότητα μεταφοράς των διασυνδέσεων διατίθεται από τους διαχειριστές των συστημάτων στο λειτουργό της αγοράς όψεως, ο οποίος εν συνεχεία σε συνδυασμό με τις προσφορές έγχυσης/δηλώσεις φορτίου υπολογίζει τις τιμές της ενέργειας για κάθε εμπλεκόμενη περιοχή και τις ροές στις διασυνδέσεις. Έτσι, η δημοπράτηση των ΦΔΜ περιλαμβάνεται (έμμεσα) στις καθημερινές δημοπρασίες των αγορών. Οι προκύπτουσες τιμές ανά περιοχή με αυτόν τον τρόπο αντανακλούν τόσο το κόστος της παραγόμενης ενέργειας όσο και το κόστος της συμφόρησης των διασυνδετικών γραμμών. Το έμμεσο αυτό κόστος χρήσης των διασυνδέσεων εκκαθαρίζεται στην τελική διαφορά των τιμών των συζευγμένων αγορών. Εάν κανένας περιορισμός δεν ενεργοποιείται στις διασυνδέσεις, τότε δεν υπάρχει διαφορά τιμών μεταξύ των αγορών και το έμμεσο 12

κόστος χρήσης των διασυνδέσεων είναι μηδενικό. Οι έμμεσες δημοπρασίες διασφαλίζουν ότι η ηλεκτρική ενέργεια ρέει από τις πλεονασματικές περιοχές (περιοχές με χαμηλή τιμή) προς τις ελλειμματικές περιοχές (περιοχές με υψηλή τιμή), γεγονός που οδηγεί σε σύγκλιση των τιμών. Δύο τύποι των έμμεσων δημοπρασιών είναι το «market coupling», αν δύο ή περισσότερα εθνικά χρηματιστήρια ενέργειας συζευγνύουν τις αγορές τους, είτε ως «market splitting», αν ένα χρηματιστήριο ενέργειας χωρίζει μία περιοχή σε διάφορες ζώνες τιμών σε περίπτωση συμφόρησης μεταξύ τους. Δεν υπάρχει εξ ανάγκης οποιαδήποτε διαφορά των αλγορίθμων υπολογισμού ή των κανόνων που εφαρμόζονται στο market coupling και στο market splitting. Αυτό που τα διαφοροποιεί, είναι ο χειρισμός του αλγορίθμου και ποια αποτελέσματα των κεντρικών υπολογισμών χρησιμοποιούνται από τις τοπικές αγορές στη συνέχεια. Στο market splitting, η έμμεση δημοπράτηση των ΦΔΜ διενεργείται εντός της ημερήσιας αγοράς (day ahead auction) από ένα και μόνο χρηματιστήριο ενέργειας. Στην περιοχή της Σκανδιναβίας, το χρηματιστήριο NordPool Spot εκτελεί market splitting μεταξύ των σκανδιναβικών περιοχών. Μερικές φορές η ικανότητα μεταφοράς μεταξύ των περιοχών αυτών δεν είναι αρκετή για να οδηγήσει σε πλήρη σύγκλιση των τιμών και έτσι προκύπτουν διαφορετικές τιμές για τις διάφορες περιοχές. Συνεπώς, ο όρος «splitting» αναφέρεται ακριβώς σ αυτό το διαχωρισμό των περιοχών μίας ευρύτερης αγοράς, λόγω περιορισμένης ικανότητας μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας μεταξύ τους. Στο market coupling η έμμεση δημοπρασία οργανώνεται από κοινού μεταξύ δύο ή περισσότερων χρηματιστηρίων ενέργειας. Έτσι, ο όρος «coupling» αναφέρεται στη σύζευξη αυτών των χρηματιστηρίων (ή αλλιώς στο κοινό πλαίσιο εκκαθάρισης των αγορών τους). Κάθε χρηματιστήριο υποβάλλει τα δεδομένα της δικής του αγοράς (χώρας) σε έναν κεντρικό αλγόριθμο σύζευξης. Οι διαχειριστές των συστημάτων μεταφοράς παρέχουν τη διαθέσιμη ικανότητα μεταφοράς στις διασυνδέσεις. Ο κεντρικός αλγόριθμος υπολογίζει τόσο τις ροές μεταξύ των περιοχών, όσο και τις τιμές κάθε περιοχής (αγοράς). Οι ροές που προκύπτουν χρησιμοποιούνται περαιτέρω στην τοπική επίλυση της αγοράς κάθε χρηματιστηρίου ξεχωριστά, αλλά είναι επίσης πιθανό κάθε τοπική αγορά να υιοθετεί απευθείας και τις τιμές του κεντρικού αλγορίθμου σύζευξης. Οι γενικές υποκατηγορίες του market coupling, βάσει ακριβώς των δεδομένων του κεντρικού υπολογισμού που υιοθετούνται από κάθε τοπική αγορά, είναι η «σύζευξη τιμών» (price coupling) και η «σύζευξη ποσοτήτων» (volume coupling) των αγορών. Στο price coupling (σύζευξη τιμών) όλα τα δεδομένα και οι κανόνες των συζευγμένων αγορών εισέρχονται στον κεντρικό αλγόριθμο σύζευξης. Ο κεντρικός αλγόριθμος καθορίζει τις τιμές στις συζευγμένες περιοχές και τις καθαρές ροές μεταξύ αυτών. Όλες αυτές οι πληροφορίες εν συνεχεία, υιοθετούνται από κάθε χρηματιστήριο ενέργειας, το οποίο με τη σειρά του καταλήγει στο πρόγραμμα των συμμετεχόντων της δικής του αγοράς, βάσει των τιμών και των προσφορών που έγιναν δεκτές από τον κεντρικό αλγόριθμο. 13

Στο tight volume coupling (σύζευξη ποσοτήτων) οι ίδιες είσοδοι δεδομένων των επιμέρους χρηματιστηρίων απαιτούνται για τον υπολογισμό του κεντρικού αλγορίθμου, όπως και στο price coupling. Ωστόσο, μόνο οι υπολογιζόμενες ροές μεταξύ των περιοχών υιοθετούνται από κάθε χρηματιστήριο ενέργειας, το οποίο στη συνέχεια υπολογίζει τις τιμές της δικής του αγοράς ξεχωριστά, βάσει όμως των ροών στις διασυνδέσεις που έδωσε ο κεντρικός αλγόριθμος. Δεδομένου λοιπόν ότι οι τιμές καθορίζονται από κάθε χρηματιστήριο σε δεύτερη φάση, το volume coupling μπορεί να οδηγήσει σε ελαφρώς διαφοροποιημένες ροές ή σε αποκλίσεις τιμών από αυτές του κεντρικού αλγορίθμου. Οι αποκλίσεις αυτές οφείλονται σε μικρές διαφορές των αλγορίθμων (διαφορετικοί κανόνες κάθε αγοράς) ή στην πληρότητα των δεδομένων κάθε αγοράς που παραδίδονται στον κεντρικό αλγόριθμο σε πρώτη φάση. Το σκεπτικό πίσω από τη χρήση του volume coupling αντί του price coupling είναι ότι συχνά δεν είναι δυνατόν να συζευχθούν αγορές και ταυτόχρονα να ληφθούν υπ όψιν όλοι οι κανόνες των αγορών για όλες τις συζευγμένες περιοχές. Το volume coupling από πολλούς θεωρείται ένα βήμα προς την πιο συμπαγή ολοκλήρωση των αγορών, με τελικό στόχο την εφαρμογή ενός κοινού price coupling για μεγαλύτερες περιφέρειες. Τέλος, στο loose volume coupling (σύζευξη ποσοτήτων), όπως και στο tight volume coupling, μόνο οι κεντρικά καθορισμένες ροές μεταξύ των συζευγμένων περιοχών υιοθετούνται από κάθε χρηματιστήριο, για τους τοπικούς υπολογισμούς των τιμών. Ωστόσο, όσο περισσότερες είναι οι διαφορές μεταξύ των αλγορίθμων των αγορών προς σύζευξη, τόσο λιγότεροι κανόνες κάθε αγοράς εφαρμόζονται στον κεντρικό αλγόριθμο και τόσο λιγότερα δεδομένα κάθε αγοράς μεταφέρονται σ αυτόν. Συνεπώς, τόσο «χαλαρότερη» (looser) είναι και η εφαρμογή του volume coupling. Αναλόγως του βαθμού χαλαρότητας, το loose volume coupling παραδίδει συχνά διαφορετικές ροές και μικρότερη σύγκλιση των τιμών μεταξύ των περιοχών προς σύζευξη και τελικά υποβιβάζει το κοινωνικό όφελος σε σχέση με το tight volume coupling ή το price coupling. Η εφαρμογή αυτών των κοινών πλαισίων εκκαθάρισης περιφερειακών αγορών μαζί με την ενίσχυση των δικτύων διασύνδεσης των χωρών, αναμένεται να οδηγήσει στην πραγματική υλοποίηση μίας ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς. Αφαιρούνται οι περιττοί κίνδυνοι ξεχωριστής δημοπράτησης των ΦΔΜ και καθεαυτής της ενέργειας, βελτιστοποιείται η αξιοποίηση των διασυνδέσεων και αποφεύγονται καταχρηστικές πρακτικές, δεδομένου ότι η διαθέσιμη ικανότητα μεταφοράς δε μπορεί να συσσωρεύεται σε συγκεκριμένους πόλους της αγοράς. Όλοι οι συμμετέχοντες μπορούν να επωφεληθούν από τις διασυνοριακές ανταλλαγές ενέργειας και έτσι ενισχύεται η ρευστότητα των εμπλεκόμενων αγορών. 14

Πολύ σημαντικό για την ενοποίηση των αγορών, εκτός από τους μηχανισμούς κατανομής της διασυνοριακής ικανότητας που περιγράφηκαν παραπάνω, είναι και το μοντέλο της ικανότητας (capacity model). Το μοντέλο της ικανότητας χρησιμοποιείται για να καθορίσει την διαθέσιμη ικανότητα στη διασύνδεση μεταξύ δύο χωρών λαμβάνοντας υπόψη καθημερινές παραμέτρους. Σ ένα μηχανισμό σύζευξης αγορών ένα μέρος των διαθέσιμων ικανοτήτων τίθεται στην διάθεση των χρηματιστηρίων ενέργειας ώστε να γίνει η σύζευξη των ημερήσιων αγορών ενέργειας. Για τον προσδιορισμό της διασυνοριακής ικανότητας υπάρχουν δύο μοντέλα: Available Transmission Capacity (ATC) Αυτό το μοντέλο χρησιμοποιείται αρκετά μεταξύ των χωρών. Η αναπαράσταση του δικτύου και της διασύνδεσης απλοποιείται στο πλαίσιο αυτού του μοντέλου. Αντί να εξεταστεί το πραγματικό δίκτυο (που μπορεί να είναι αρκετά πολύπλοκο), το μοντέλο θεωρεί την διασύνδεση ένα εικονικό τούνελ που επιτρέπει την μεταφορά συγκεκριμένης ποσότητας ενέργειας από μία περιοχή Α σε μία περιοχή Β. Αυτό το μοντέλο έχει την προτίμηση των συμμετεχόντων στην αγορά διότι έχουν συνηθίσει να δουλεύουν με αυτό αλλά και γιατί η πρόβλεψη τιμών είναι ευκολότερη απ ότι με το μοντέλο ροής (Flow Based model) Flow Based (FB) Οι ευρωπαϊκές αρχές μέσω των ευρωπαϊκών ρυθμιστικών αρχών προωθούν αυτό το μοντέλο. Είναι πιο πολύπλοκο και πιο κοντά στην πραγματική αναπαράσταση του δικτύου. Αυτό το μοντέλο επιτρέπει μια καλύτερη πρόβλεψη των διασυνοριακών ικανοτήτων και ως εκ τούτου καλύτερη χρήση του δικτύου η οποία συμβάλλει στην βελτίωση της κοινωνικής ευημερίας της συζευγμένης περιοχής τηρώντας παράλληλα τους περιορισμούς της ασφάλειας προμήθειας ενέργειας. Κύριο μειονέκτημα γι αυτό το μοντέλο αποτελεί η έλλειψη εμπειρίας της εφαρμογής του στην πράξη. 15

1.2.2 Ιστορική αναδρομή της σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας Στην Ευρωπαϊκή Ένωση από το 1996 παρουσιάζονται οι πρώτες συζεύξεις αγορών (market coupling), κίνηση την οποία με το πέρασμα των χρόνων υιοθέτησαν αρκετές χώρες με μεγάλα οφέλη για τις ίδιες. Το 1996 εμφανίστηκε το Nordic market splitting μεταξύ των χρηματιστηρίων ενέργειας της Νορβηγίας και της Σουηδίας, το οποίο αργότερα μετονομάστηκε σε Nord Pool. Το 1998 εντάσσεται η Φιλανδία και το 1999 η Δυτική Δανία. Η Nordic ολοκληρώνεται με την ένταξη της Ανατολικής Δανίας τον Οκτώβριο του 2000.Το 2005 το Nord Pool Spot ανοίγει μία αγορά προσφορών στην Γερμανία η οποία συνδέεται μέσω του καλωδίου Kontek. Τον Νοέμβριο του 2006 η τριμερής σύζευξη, συνδέει τα χρηματιστήρια Γαλλίας (Powernext), Ολλανδίας (APX) και Βελγίου (Belpex) και τους τοπικούς διαχειριστές του δικτύου με έναν ημερήσιο μηχανισμό σύζευξης αγορών(day ahead market splitting mechanism) (Trilateral Market Coupling TLC). Το σύστημα σύζευξης τιμών σταθεροποίησε τις τιμές στην περιοχή και οδήγησε σε καλύτερη χρήση της χωρητικότητας μεταφοράς. Έτσι ενοποιούνται τρεις μεγάλες αγορές ηλεκτρικής ενέργειας που αντιπροσωπεύουν το 25% της ηλεκτροπαραγωγής της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Από τον Ιούλιο του 2007 λειτουργεί η Ιβηρική ηλεκτρική αγορά (Iberian electricity market - MIBEL ) που συζευγνύει τις αγορές Ισπανίας και Πορτογαλίας με την μέθοδο του market splitting. Το 2008 ιδρύεται η European Market Coupling Company GmbH (EMCC) στο Αμβούργο. Η EMCC έχει οριστεί να λειτουργήσει την σύζευξη αγορών Γερμανίας και Δανίας. Στις 9 Νοεμβρίου 2009 ξεκινά η σύζευξη μεταξύ της Nordic και της γερμανικής αγοράς. Χάρις σ αυτήν την σύζευξη οι διαφορές στις τιμές μεταξύ Γερμανίας και Δανίας μειώνονται σημαντικά. Το 2008 η Central Allocation Office GmbH (CAO) ιδρύεται για να αναπτύξει και να εφαρμόσει συντονισμένες λύσεις διαχείρισης συμφόρησης στην περιοχή της Κεντρικής και Ανατολικής Ευρώπης (Central Eastern Europe - CEE). Το επόμενο σημαντικό βήμα έγινε προς το τέλος του 2010 με την σύζευξη των αγορών της Κεντρικής και Δυτικής Ευρώπης (CWE markets). Το σχέδιο CWE ξεκίνησε μετά την υπογραφή του μνημονίου συνεργασίας (MoU) μεταξύ των κυβερνήσεων, των ρυθμιστικών αρχών, των χρηματιστηρίων ενέργειας, των διαχειριστών του συστήματος μεταφοράς (TSOs) και των ενώσεων ηλεκτρικής ενέργειας του Βελγίου, του Λουξεμβούργου, της Ολλανδίας, της Γερμανίας και της Γαλλίας, υπό την παρουσία της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, στο Λουξεμβούργο τον Ιούνιο του 2007. Το μνημόνιο προέβλεπε την εφαρμογή της σύζευξης των εμπλεκομένων αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, και η οποία τελικά ξεκίνησε στις 9 Νοεμβρίου 2010. Η Τριμερής Σύζευξη Βελγίου, Ολλανδίας και Γαλλίας επεκτάθηκε ώστε να περιλαμβάνει πλέον το Λουξεμβούργο και την Γερμανία, με αποτέλεσμα να δημιουργηθεί η πενταμερής σύζευξη «Pentalateral coupling». Ταυτόχρονα, η CWE συζευγνύεται με την σκανδιναβική περιοχή (Nordic). Η σύζευξη τιμών (price coupling) στην CWE και το tight volume coupling μεταξύ CWE και Nordic με το σχέδιο Interim Tight Volume Coupling (ITVC), υπό την λειτουργία του EMMC, ξεκινούν τον Νοέμβριο του 2010. Τα δύο αυτά σχέδια ενσωματώνουν μια ημερήσια αγορά ενέργειας πάνω από 1800 TWh παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και καλύπτουν το 60% περίπου της κατανάλωσης της Ευρώπης. Η σύζευξη των CWE και 16

Nordic ήταν μια ενέργεια που περιελάμβανε την εναρμόνιση των ωρών κλεισίματος της ημερήσιας αγοράς (day-ahead market) στις συμμετέχουσες χρηματιστηριακές αγορές. Στη συνέχεια συμπεριλήφθηκε το NordNed καλώδιο(700 MW ), το oποίο συνδέει την Νορβηγία με την Ολλανδία, στην CWE/Nordic περιοχή και από τον Ιανουάριο του 2011 είναι υπό την δικαιοδοσία του EMCC. Τον Δεκέμβριο του 2010 πραγματοποιείται η σύζευξη τιμών μεταξύ Πολωνίας και Nordic (του POLPX και του Nord Pool Spot) μέσω του SwePol link,καλωδίου συνεχούς ρεύματος 600 MW, που συνδέει την Πολωνία με την Σουηδία. Το 2011 μια μερική σύζευξη με το Ηνωμένο Βασίλειο προστίθεται, με την διεκπεραίωση έμμεσων δημοπρασιών του BritNed καλωδίου υπό την APX-ENDEX και η σύζευξη Ιταλίας και Σλοβενίας. Το επόμενο βήμα στην σύζευξη αγορών είναι η δημιουργία μιας flow-based σύζευξης, εκτός από την σύζευξη τιμών των χρηματιστηριακών αγορών. Πλήρης σύζευξη τιμών των ημερήσιων αγορών των CWE, Nordic και του Ηνωμένου Βασιλείου έχει προγραμματιστεί για το τέλος του 2012. Εκτός από μια ενιαία ημερήσια αγορά ενέργειας θα δημιουργηθούν και ενιαίες ενδοημερήσιες αγορές (intraday markets) στην CWE, Nordic και στο Ηνωμένο Βασίλειο. Έπειτα από αυτό, θα ακολουθήσει η ενοποίηση των υπηρεσιών εξισορρόπησης και επικουρικών υπηρεσιών. Το 2020 είναι η χρονιά στόχος για την δημιουργία μιας πραγματικά ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Σε αυτή την αγορά θα είναι πιο σταθερές οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας και θα υπάρχει μεγαλύτερη ασφάλεια παροχής ηλεκτρισμού. Η υφιστάμενη διασυνοριακή ικανότητα θα χρησιμοποιείται πιο αποτελεσματικά και οι καταναλωτές θα πληρώνουν περισσότερο αποδοτικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας. Αξίζουν να αναφερθούν τέλος κάποια στάδια ορόσημα στην πορεία για μια ενιαία αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Ορισμένα από αυτά είναι: 17

Εικόνα 2: Οι εφτά τοπικές αγορές ηλεκτρικής ενέργειας του ERGEG Η οδηγία 2003/54/EC που αφορά τους κοινούς κανόνες για την ενοποιημένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Ο κανονισμός 1228/2003 από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή για τις μεθόδους που χρησιμοποιούνται για την κατανομή της συμφορισμένης διασυνοριακής ικανότητας μεταφοράς. Η πρόταση των ευρωπαϊκών χρηματιστηριακών αγορών το 2003 για μια έμμεση μέθοδο δημοπρασίας που ονομάζεται «Αποκεντρωμένη σύζευξη της αγοράς» («Decentralized Market Coupling») (EuroPEX, 2003). Η κοινή πρόταση από ETSO και EuroPEX στο 11 ο συμπόσιο της Φλωρεντίας (Florence Forum) τον Σεπτέμβριο του 2004 όπου έγινε η εισήγηση του «Flowbased Market Coupling» (FMC). Ο προσδιορισμός από την ομάδα των ευρωπαϊκών ρυθμιστικών φορέων για την ηλεκτρική ενέργεια και το φυσικό αέριο (European Regulator s Group for electricity and gas - ERGEG) το 2005 δύο μεθόδων διαχείρισης της συμφόρησης για την Ευρώπη, τις άμεσες (explicit) και έμμεσες (implicit) δημοπρασίες (ERGEG, 2005). 18

Επίσης, η απόφαση της Επιτροπής το Νοέμβριο του 2006 που καθόρισε επτά περιοχές εντός της Ευρώπης (εικόνα 2) για την εφαρμογή μιας κοινής συντονισμένης μεθόδου διαχείρισης της συμφόρησης για την κατανομή της ικανότητας μεταφοράς Η έκδοση του κανονισμού EC 713/2009, στην οποία αναφέρεται η ίδρυση του Οργανισμού Συνεργασίας των Ρυθμιστικών Αρχών Ενέργειας (the Agency for the Cooperation of Energy Regulators - ACER), προκειμένου να διευκολυνθεί η τυποποίηση των πρακτικών που σχετίζονται με τις διεθνείς δραστηριότητες (δυναμικότητας διασύνδεσης των δικτύων, τις διασυνοριακές συναλλαγές κλπ.). Στην εικόνα 3 παρουσιάζεται ένα χρονοδιάγραμμα της εξέλιξης της σύζευξης αγορών στη Ευρώπη. 19

2015 2012 2011 2010 2008 2007 Χρονιά στόχος για την δημιουργία μιας πραγματικά ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς. ηλεκτρικής ενέργειας. Πλήρης σύζευξη τιμών των ημερήσιων αγορών των CWE, Nordic και του Ηνωμένου Βασιλείου. Ξεκινά η σύζευξη μεταξύ Ιταλίας και Σλοβενίας και μεταξύ Νορβηγίας και Ολλανδίας. (NorNed cable). Πραγματοποιείται η σύζευξη των αγορών της Κεντρικής και Δυτικής Ευρώπης (CWE markets). Ταυτόχρονα, η CWE συζευγνύεται με την Nordic. Ιδρύεται η European Market Coupling Company GmbH (EMCC) και η Central Allocation Office GmbH (CAO). Αρχίζει την λειτουργία της η Ιβηρική ηλεκτρική αγορά (Iberian electricity market - MIBEL ) που συζευγνύει τις αγορές Ισπανίας και Πορτογαλίας. 2006 2005 1998 Η Τριμερής Σύζευξη συνδέει τα χρηματιστήρια Βελγίου, Γαλλίας και Ολλανδίας (Trilateral Market Coupling TLC). Το Nord Pool Spot ανοίγει μία αγορά προσφορών στην Γερμανία η οποία συνδέεται μέσω του καλωδίου Kontek. Το φόρουμ για τη ρύθμιση της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη ξεκινά τις συζητήσεις για την ίδρυση μίας ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ενέργειας. 1996 Ξεκινά η λειτουργία του Nord Pool, συμμετέχουν Σουηδία και Νορβηγία. Το 1998 εντάσσεται η Φινλανδία και τα έτη 1999, 2000 εντάσσονται δυτική και ανατολική Δανία αντίστοιχα. Εικόνα 3: Ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας 20

1.2.3 Η έννοια της σύζευξης αγορών Η αρχή της σύζευξης αγορών είναι πολύ απλή και βασίζεται στην αρχή ότι η αγορά με χαμηλότερες τιμές εξάγει στην χώρα με υψηλότερες τιμές. Δύο περιπτώσεις μπορεί να προκύψουν: είτε η ATC είναι αρκετή και οι τιμές των δύο αγορών εξισώνονται (σύγκλιση των τιμών), ή η ATC δεν είναι αρκετή και οι τιμές δεν μπορούν να εξισωθούν. Ας υποθέσουμε ότι αρχικά, η τιμή στην αγορά Α είναι χαμηλότερη από την τιμή στην αγορά Β. Η αγορά Α επομένως θα εξάγει στην αγορά Β, με αποτέλεσμα η τιμή της Α να αυξηθεί ενώ η τιμή της Β να μειωθεί. Εάν η ATC στη μεταξύ τους διασύνδεση είναι αρκετή, μια κοινή τιμή μεταξύ των δύο αγορών προκύπτει, έτσι ώστε αυτές να μην τείνουν σε επιπλέον εξαγωγές/εισαγωγές, όπως απεικονίζεται στα επόμενα διαγράμματα: Εικόνα 4: Αναπαράσταση μηχανισμού market coupling - Επαρκής ATC Στη δεύτερη περίπτωση η ATC δεν είναι αρκετή ώστε να εξασφαλίσει την πλήρη σύγκλιση των τιμών μεταξύ των δύο αγορών. Η ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας που ανταλλάσσεται μεταξύ των δύο χωρών τότε είναι ίση με την ATC και οι διαφορετικές τιμές προκύπτουν από την τομή των νέων καμπυλών παραγωγής και ζήτησης για κάθε χώρα. Η ποσότητα εξαγωγών αγοράζεται στη χώρα εξαγωγής στην ΟΤΣ Α* και πωλείται στη χώρα εισαγωγής στην ΟΤΣ Β*. Η διαφορά μεταξύ των δύο τιμών πολλαπλασιασμένη με την ποσότητα ανταλλαγών, δηλαδή την ATC, ονομάζεται «έσοδο συμφόρησης» (congestion revenue), και συλλέγεται και χρησιμοποιείται διαθεσιμότητα, συντήρηση, επενδύσεις δικτύου κτλ. 21

Εικόνα 5: Αναπαράσταση μηχανισμού market coupling - Ανεπαρκής ATC Όπως γίνεται αντιληπτό market coupling (σύζευξη αγορών) είναι μία από τις διαθέσιμες μεθόδους ενοποίησης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας σε διαφορετικές περιοχές. Στην Ευρώπη, το market coupling αντιπροσωπεύει μια περαιτέρω ενοποίηση της εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας πέραν των συνόρων της χώρας. Η κύρια ιδέα αυτής της μεθόδου είναι η αποτελεσματική χρήσης των καθημερινών διασυνοριακών ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας μεταξύ διαφορετικών περιοχών. Με το market coupling η καθημερινή διασυνοριακή ικανότητα μεταφοράς μεταξύ διαφόρων περιοχών, δεν δημοπρατείται άμεσα (explicitly auctioned) μεταξύ των συμβαλλόμενων μερών των αγορών αλλά έμμεσα μέσω ανταλλαγών ηλεκτρικής ενέργειας στα χρηματιστήρια (PEXs) και από τις δύο πλευρές των συνόρων. Αυτό δίνει τη δυνατότητα στα χρηματιστήρια ηλεκτρικής ενέργειας να βελτιστοποιούν την εκκαθάριση των ημερήσιων δημοπρασιών τους (day-ahead auctions). Η βέλτιστη λύση μπορεί να οδηγήσει πολλές φορές σε διαφορετικές τιμές μεταξύ των συμβαλλομένων περιοχών. Ως εκ τούτου πρέπει να δοθεί έμφαση στη σύγκλιση των τιμών, πράγμα σημαντικό, ώστε κάθε περιοχή να αντιληφθεί τις απαιτήσεις για τυχόν ανάπτυξη ή βελτίωση του δικτύου της καθώς επίσης και την παραγωγή και κατανάλωση που πρέπει να έχει. Η φυσική ροή στις διασυνδέσεις καθορίζεται από τα δεδομένα και τα στοιχεία των διασυνδεδεμένων αγορών. Η επαρκής ικανότητα μεταφοράς των διασυνδέσεων δίνει τη δυνατότητα στη σύγκλιση των τιμών σε γειτονικές χώρες. 22

Συνοψίζοντας τα κυριότερα πλεονεκτήματα της σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας είναι τα ακόλουθα: Οφέλη από τον διασυνοριακό ανταγωνισμό. Η ενοποίηση των αγορών αυξάνει τον διασυνοριακό ανταγωνισμό και φέρνει περισσότερους συμμετέχοντες στην αγορά. Ως εκ τούτου οι πελάτες έχουν περισσότερες επιλογές για την επιλογή προσφορών. Δίκαιες και ανταγωνιστικές τιμές Σε αντίθεση με τις οργανωμένες εθνικές αγορές που υπάρχουν σήμερα σε πολλά μέρη της Ευρώπης, οι τιμές πρέπει να καθορίζονται όπου η προσφορά ανταποκρίνεται στη ζήτηση. Η λειτουργία της αγοράς στέλνει τα σωστά μηνύματα τόσο στους καταναλωτές όσο και στους παραγωγούς. Οι καταναλωτές λαμβάνουν ακριβείς πληροφορίες σχετικά με το κόστος της αυξημένης χρήσης ηλεκτρικής ενέργειας, ενισχύοντας έτσι την αποτελεσματική χρήση της. Οι παραγωγοί παίρνουν τις ενδείξεις σχετικά με το μέγιστο κόστος εγκαθιστώντας νέες μονάδες παραγωγής, δημιουργώντας τις προϋποθέσεις για δίκαιες και ανταγωνιστικές τιμές. Ασφάλεια του ενεργειακού εφοδιασμού της Ευρώπης Η ασφάλεια του ενεργειακού εφοδιασμού εξαρτάται από τη διαθεσιμότητα των ενεργειακών πόρων, τις επαρκείς επενδύσεις και τα αξιόπιστα συστήματα μεταφοράς και διανομής ηλεκτρικής ενέργειας. Μια ενοποιημένη ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας μειώνει την εξάρτηση από μια συγκεκριμένη χώρα, καύσιμο ή έμπορο. Επίσης, μια τέτοια διάρθρωση της προσφοράς θα διευκολύνει την προσπάθεια αντιμετώπισης της κρίσης μεταξύ των χωρών. Υποστήριξη για τον διεθνή στόχο μείωσης του CO 2 Μια ενοποιημένη αγορά ενέργειας θα επιτρέψει στις ευρωπαϊκές χώρες να μιλούν με μία φωνή σε διεθνή ενεργειακά θέματα. Αυτό θα διευκολύνει τη φιλοδοξία της ΕΕ για την κλιματική αλλαγή Μεγιστοποίηση του συνολικού οικονομικού πλεονάσματος (economic surplus) του συνόλου των συμμετεχόντων στην αγορά. Αντιστοίχηση των προσφορών με χαμηλές τιμές μιας χώρα με την ζήτηση με υψηλότερη τιμή σε μια άλλη χώρα με αποτέλεσμα την μείωση των τιμών στην ακριβή περιοχή. 23

Αντί η αγοροπωλησία της ικανότητας μεταφοράς να γίνει σε τουλάχιστον δύο στάδια (π.χ. πρώτα αγορά της ικανότητας μεταφοράς και στη συνέχεια διαπραγμάτευσή της στο Χρηματιστήριο), τα αντισυμβαλλόμενα μέρη μπορούν να συναλλάσσονται σε ένα μόνο στάδιο σε ενοποιημένη διεθνή αγορά. Οι φορείς της αγοράς δεν είναι υποχρεωμένοι να αγοράσουν μεταφορική ικανότητα χωρίς να γνωρίζουν την μετέπειτα αγοραία αξία της. Αυτό μειώνει σημαντικά τον κίνδυνο με μια σειρά από οφέλη: Μειώνεται το ρίσκο και γίνεται πιο εύκολο για τους μικρούς συμμετέχοντες να ωφεληθούν από την διασυνοριακή πρόσβαση. Η χωρητικότητα χρησιμοποιείται με τον καλύτερο δυνατό τρόπο, ιδίως σε περιόδους, όταν υπάρχει αβεβαιότητα κατά τη στιγμή υπόδειξης της ικανότητας για την κατεύθυνση των διαφορών των τιμών (αυξάνοντας τον κίνδυνο η υπόδειξη να οδηγεί προς την «λάθος» κατεύθυνση). Η αξία της ικανότητας μεταφοράς είναι απόλυτα ενδεικτική των διαφορών στις τιμές μεταξύ των περιοχών. Αυτό εξασφαλίζει ότι εισόδημα συμφόρησης προκύπτει μόνο όταν υπάρχουν πραγματικοί περιορισμοί. Όταν δεν υπάρχουν περιορισμοί μεταφοράς ενέργειας, οι αγορές θα συγκλίνουν και οι αντίστοιχες τιμές του χρηματιστηρίου ενέργειας θα εξισωθούν όπου υπάρχει επαρκής ικανότητα μεταφοράς. Η σύζευξη των αγορών αποτελεί συνεπώς ένα πολύ μεγάλο βήμα προς την ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών. Η ικανότητα μεταφοράς αυτόματα χρησιμοποιείται στο μέγιστο δυνατό βαθμό. Τα συμβαλλόμενα μέρη δεν μπορούν να αρνηθούν την ικανότητα μεταφοράς από την αγορά ή να αποτραπούν από τη χρήση της για την οποία έχουν πληρώσει. Τα οφέλη μοιράζονται σε όλους τους συμμετέχοντες φορείς της αγοράς, και τ μπορούν να περαστούν στους πελάτες τους. Μεμονωμένοι πελάτες μπορούν επίσης να επωφεληθούν άμεσα από τα πλεονεκτήματα της σύζευξης της αγοράς με το να δραστηριοποιούνται σε κάποιο από τα εμπλεκόμενα χρηματιστήρια ενέργειας (με αγορά ή πώληση ηλεκτρισμού). 24

1.3 Βιβλιογραφική Έρευνα Η έννοια της σύζευξης των αγορών Market Coupling αποτελεί πεδίο εντατικής έρευνας των τελευταίων χρόνων. Για την καλύτερη παρουσίαση της εργασίας κρίνεται σκόπιμο να δοθεί μια περιληπτική ανάλυση της κυριότερης βιβλιογραφίας που υπάρχει μέχρι και την στιγμή που γράφεται η παρούσα εργασία. Στην [2] γίνεται η περιγραφή του μαθηματικού μοντέλου της Πολυμερούς Σύζευξης Αγορών (Multilateral Market Coupling MMC), με βάση τις αρχές της Σύζευξης Αγορών (Market Coupling - MC), ικανή να επεκτείνει την Τριμερή Σύζευξη Αγορών (Trilateral Market Coupling TMC) μεταξύ των χρηματιστηρίων ενέργειας Belpex (Βέλγιο), Powernext (Γαλλία) και APX (Ολλανδία) σε μία σύζευξη πολύ μεγάλου αριθμού εθνικών δικτύων της Ευρώπης. Η MMC μέθοδος παρέχει την έμμεση κατανομή των διασυνοριακών μεταφορικών ικανοτήτων των εθνικών δικτύων λαμβάνοντας υπόψη τις ιδιαιτερότητες της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας κάθε χώρας. Η λειτουργία της MMC βασίζεται στην επεξεργασία των καμπυλών Καθαρών Εξαγωγών (Net Export Curves -NEC) κάθε χώρας. Οι καμπύλες αυτές παρέχουν πληροφορίες σχετικά με την διαθεσιμότητα και την οικονομική αποδοτικότητα της εισαγωγής και εξαγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Η MMC αποτελείται από τέσσερα προβλήματα γραμμικού προγραμματισμού. Συγκεκριμένα, ένας κεντρικός διαχειριστής καθορίζει την βέλτιστη ποσότητα ενέργειας που μπορεί κάθε χώρα να εισάγει ή να εξάγει λαμβάνοντας υπόψη τους περιορισμούς των διασυνοριακών ικανοτήτων μεταφοράς (cross border transmission capacities - CBTCs). Ο προτεινόμενος αλγόριθμος είναι σε πλήρη συμμόρφωση με τις οδηγίες που εκδίδει ο EuroPEX για την δημιουργία της IEM. Το προτεινόμενο μοντέλο υλοποιήθηκε στη Matlab με την χρήση του optimization toolbox. Οι δοκιμές της δημοσίευσης πραγματοποιήθηκαν με αναφορά ένα λεπτομερές μοντέλο του ευρωπαϊκού συστήματος (UCTE). Τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων, σύμφωνα με την δημοσίευση, καταδεικνύουν την αποτελεσματικότητα της MMC στην διαχείριση της διασυνοριακής συμφόρησης και επίσης επιτρέπουν την αναγνώριση ορισμένων κρίσιμων σημείων του ευρωπαϊκού δικτύου, όπως οι διασυνδέσεις Γαλλίας - Ισπανίας, Γαλλίας-Ιταλίας, Γαλλίας - Βελγίου και Ελβετίας-Αυστρίας-Ιταλίας. Στην [3] προτείνεται μια επαναληπτική επίλυση της Πολυμερούς Σύζευξης Αγορών (Multilateral Market Coupling MMC) η οποία μπορεί να λύσει το πρόβλημα κατανομής των διασυνοριακών ικανοτήτων μεταφοράς (cross border transmission capacities - CBTCs) για την σχετική περίοδο μίας ώρας σ ένα μεγάλο διασυνδεδεμένο δίκτυο. Η επαναληπτική διαδικασία αναπροσαρμόζει τα όρια στις γραμμές των διασυνδέσεων σε κάθε επανάληψη, λαμβάνοντας υπόψη την ροή ισχύος λόγω των ροών στις εσωτερικές αγορές. Ο αλγόριθμος, σύμφωνα με την δημοσίευση, εφαρμόστηκε με επιτυχία στο πρότυπο IEEE 75-bus RTS (Reliability Test System) και στο UCTE δίκτυο. Τα αποτελέσματα συγκρίθηκαν με αυτά της 25

επίλυσης ενός «market splitting» προβλήματος προκειμένου να αποδειχθεί η πραγματική αποτελεσματικότητα της μεθόδου της αποκεντρωμένης σύζευξης αγορών (Decentralized Market Coupling - DCM) για την ενοποίηση των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας. Τα συμπεράσματα είναι ότι η DCM μέθοδος επιτρέπει τη διαχείριση των διασυνοριακών ανταλλαγών, ενώ σέβεται την ιδιαιτερότητα των διαφόρων εθνικών αγορών και εγγυάται την ασφάλεια του δικτύου. Σκοπός αυτής της δημοσίευσης είναι οι μέθοδοι που μελετούνται να εφαρμοστούν στο ευρωπαϊκό δίκτυο. Η δημοσίευση αυτή αποτελεί προέκταση της προηγούμενης αφού λαμβάνονται υπόψη και οι ροές ισχύος από τις εθνικές αγορές ενέργειας καταλήγοντας έτσι σ ένα πιο ασφαλές δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας. Η [4] εξετάζει τις τιμές του MIBEL (Iberian Electricity Market) και την καθαρή ικανότητα μεταφοράς στην διασύνδεση Ισπανίας Πορτογαλίας κατά την διάρκεια των πέντε πρώτων μηνών λειτουργίας του Iberian Market. Κατά το διάστημα αυτό οι τιμές Ισπανίας και Πορτογαλίας είναι διαφορετικές το μεγαλύτερο μέρος της ημέρας εξαιτίας του market splitting μεταξύ των δύο χωρών. Σκοπός αυτής της εργασίας είναι να αξιολογήσει τις τιμές στο MIBEL και την χωρητικότητα της διασύνδεσης Πορτογαλίας Ισπανίας. Αναπτύσσονται δύο σενάρια, μία ενοποιημένη αγορά ενέργειας (Iberian Market) χωρίς διασυνοριακούς περιορισμούς με μια ενιαία τιμή αγοράς και ένα market splitting σενάριο που οδηγεί σε διαφορετικές τιμές στις δύο αγορές. Η ανάλυση γίνεται με την χρήση ενός προσομοιωτή αγοράς που αναπτύχθηκε στην Matlab και τα αποτελέσματα παρουσιάζονται για τη περίοδο Ιούλιου Νοέμβριου 2007. Η ενιαία μηνιαία τιμή του MIBEL του πρώτου σεναρίου είναι ανάμεσα στις δύο μηνιαίες τιμές των χωρών όπως αυτές διαμορφώνονται από το market splitting των δύο αγορών, όπως φαίνεται στο παρακάτω σχήμα. Εικόνα 6: Μηνιαίες τιμές των αγορών Ο «διαχωρισμός» (splitting) των αγορών οδηγεί σε αύξηση κατά 15% της τιμής της Πορτογαλίας και σε μείωση 5% τη τιμής της Ισπανίας σε σχέση με την ενιαία τιμή του MIBEL. To market splitting εμφανίζεται επειδή η διασύνδεση των δύο χωρών δεν είναι αρκετή για να ικανοποιήσει τις ανταλλαγές ενέργειας μεταξύ τους. Από τον Ιούλιο μέχρι τον Νοέμβριο του 2007 το 80% των ωρών του μήνα υπήρχε ο «διαχωρισμός» των αγορών και η Ισπανία πραγματοποιούσε εξαγωγές στην Πορτογαλία όλες τις ώρες. Το ότι η τιμή MIBEL από το πρώτο σενάριο είναι βρίσκεται ανάμεσα στις τιμές των δύο αγορών έτσι όπως διαμορφώνονται από το market splitting σενάριο οφείλεται στο ότι η Πορτογαλία έχει μεγαλύτερο κόστος 26

παραγωγής από την Ισπανία, είναι δηλαδή οι ισπανικές μονάδες πιο ανταγωνιστικές από τις πορτογαλικές. Η διασύνδεση Ισπανίας και Πορτογαλίας έχουν μέγιστη εισαγωγική ικανότητα μεταφοράς 1700 MW και εξαγωγική 1600 MW. Για να μειωθούν οι ώρες που πραγματοποιείται ο διαχωρισμός της αγοράς (market splitting) στο 50%, σύμφωνα με την εργασία, πρέπει η χωρητικότητα της διασύνδεσης να φτάσει στα 3500 MW, ενώ για να εξαλειφθούν οι ώρες που «διαχωρίζεται» η αγορά η χωρητικότητα πρέπει να ξεπεράσει τα 5000 MW, 213% πάνω από την πραγματική μέγιστη ικανότητα μεταφοράς που υπάρχει αυτή την στιγμή. Στην [5] περιγράφεται ένα εικονικό διαδικτυακό εργαστήριο που προσομοιώνει την σύζευξη των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας. Η ανάπτυξή του έγινε ώστε να εξοικειωθούν οι φοιτητές με το νέο απελευθερωμένο περιβάλλον στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας που αναπτύσσεται ραγδαία τα τελευταία χρόνια στην Ευρώπη. Οι φοιτητές εξοικειώνονται στις αλληλεπιδράσεις των εθνικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας μέσω του ευρωπαϊκού δικτύου μεταφοράς σε ένα ενοποιημένο σύστημα αγορών. Προσομοιώνονται 8 χώρες (Βέλγιο, Ολλανδία, Γερμανία, Γαλλία, Ισπανία, Ελβετία, Αυστρία και Ιταλία). Οι διασυνοριακές συνδέσεις των οκτώ χωρών βασίζονται στις πραγματικές διασυνδέσεις. Το δίκτυο θεωρείται απομονωμένο. Για την μοντελοποίηση των διεθνών συναλλαγών ενέργειας τα εθνικά δίκτυα μεταφοράς παρουσιάζονται ως πλάκες χαλκού. Έχει υλοποιηθεί ένα επίπεδο σύστημα προσφορών (flat bid system). Δημιουργούνται συνεδρίες όπου κάθε φοιτητής επιλέγει ένα προφίλ το οποίο κατέχει μονάδες παραγωγής σε 3 από τις 8 χώρες και ακολουθεί μία στρατηγική προσφορών ώστε να δημιουργήσει μια καμπύλη προσφοράς. Στη συνέχεια αφού υποβληθεί η καμπύλη προσφοράς ο διαχειριστής της αγοράς (market administrator) ξεκινά τον αλγόριθμο της σύζευξης των αγορών (market coupling algorithm) δημιουργώντας αυτόματα καμπύλες ζήτησης. Σε κάθε συνεδρία η επίδραση των στρατηγικών των φοιτητών στις διασυνδέσεις οπτικοποιείται. Οι διασυνοριακές γραμμές με μεγάλη χωρητικότητα παρουσιάζονται ως μεγαλύτερες μπάρες ενώ όσο πλησιάζουν στο όριό τους γίνονται πιο κόκκινες. Η εφαρμογή υλοποιήθηκε στην Matlab και μπορούν να εξεταστούν σ αυτήν στο μέλλον πολύπλοκοι αλγόριθμοι για ερευνητικούς σκοπούς. 27

Σκοπός της [6] είναι η μελέτη της επέκτασης της τριμερής σύζευξης (TLC - Γαλλία, Ολλανδία, Βέλγιο) με την προσθήκη της Γερμανίας και του Λουξεμβούργου για την ενοποίηση της κεντρικής δυτικής Ευρώπης (CWE region) και μελλοντικά την σύνδεση της CWE με τις σκανδιναβικές χώρες. Παρουσιάζονται μοντέλα σύζευξης των αγορών της TLC, ένας σειριακός αλγόριθμος και ένας μοντέλο βελτιστοποίησης. Ο σειριακός αλγόριθμος ο οποίος υλοποιήθηκε σε Visual Basic, δέχεται ως είσοδο τις Καμπύλες Καθαρών Εξαγωγών (NECs) κάθε αγοράς και την Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς (Available Transfer Capacity -ATC) κάθε διασύνδεσης και προς κάθε κατεύθυνση. Ως έξοδο έχει τις αποδεκτές προσφορές κάθε αγοράς, τις τιμές κάθε αγοράς και την χρήση της κάθε διασύνδεσης. Το δεύτερο μοντέλο βασίζεται στην Διαθέσιμη Ικανότητα Μεταφοράς (Available Transfer Capacity ATC) και υλοποιήθηκε στην Gams. Είναι μια μαθηματική μετάφραση των αρχών λειτουργίας του αλγορίθμου σύζευξης των αγορών. Από τα αποτελέσματα η εφαρμογή του σειριακού αλγορίθμου είναι δύσκολο να εφαρμοστεί καθώς ο αριθμός των διασυνδέσεων αυξάνει τετραγωνικά με τον αριθμό των εμπλεκόμενων χωρών. Επιπλέον παρουσιάζεται και η χρήση ενός μοντέλου σύζευξης των χωρών που βασίζεται στις ροές μεταξύ τους (flow based market coupling). Τα πλεονεκτήματά του σε σχέση με το ATC μοντέλο είναι ότι οδηγεί σε μεγαλύτερο κοινωνικό πλεόνασμα και καλύτερη εκμετάλλευση της διασυνοριακής χωρητικότητας και τελικά αποτελεί καλύτερη στο μέλλον για την κατανομή της διασυνοριακής ικανότητας. Στην [7] παρουσιάζεται μία νέα μέθοδο κατανομής της διασυνοριακής ικανότητας μεταφοράς βασιζόμενη στην μέθοδο συντονισμένης δημοπράτησης που προτείνεται από τον ETSO. Παρουσιάζεται η μαθηματική μοντελοποίησή της και εφαρμόζεται σε ένα μεγάλο δίκτυο που αναπαριστά το δυτικό κομμάτι του UCTE συστήματος (Τσεχία, Γαλλία, Πολωνία, Σλοβενία, Ελβετία, Γερμανία, Ιταλία, Ολλανδία, Ισπανία, Ουγγαρία) και αποδεικνύεται η ευστάθειά του. Για την παρουσίαση των περιορισμών του δικτύου γίνεται χρήση των Συντελεστής Κατανομής Μεταφοράς Ισχύος (Power Transfer Distribution Factor- PTDF). Τα αποτελέσματα που εξάγονται από την εργασία δείχνουν την αποτελεσματικότητα της μεθόδου να παρέχει τα σωστά οικονομικά σημάδια στους συμμετέχοντες στην αγορά. Τελικά δύο προτάσεις του ETSO για την κατανομή των εσόδων από τις δημοπρατήσεις αναλύονται. Με την πρώτη μέθοδο τα έσοδα κατανέμονται σε όλες τις χώρες που συμμετέχουν στις άμεσες δημοπρασίες ενώ η δεύτερη οδηγεί σε απροσδόκητα αποτελέσματα, όπως για παράδειγμα να πληρωθούν χώρες που δεν συμμετέχουν στις δημοπρασίες. Στην [8] εξετάζεται η δυνατότητα εφαρμογής της πολυμερής σύζευξης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας χρησιμοποιώντας την περιοχή της κεντρικής Ευρώπης (Central Western Europe CWE). Το μικτό δίκτυο και το μοντέλο αγοράς αποτελείται από τρία μέρη. Στο πρώτο βήμα προσομοιώνονται οι διαφορετικές αγορές χωρίς να λαμβάνονται υπόψη οι συναλλαγές ενέργειας μεταξύ των αγορών, με αποτέλεσμα η τοπική παραγωγή να εξυπηρετεί το τοπικό φορτίο. Στη συνέχεια υπολογίζεται η ροή φορτίου στις αγορές με την προσομοίωση ενός δικτύου με 28

κόμβους και με την χρήση των Συντελεστής Κατανομής Μεταφοράς Ισχύος (Power Transfer Distribution Factor- PTDF). Τέλος, με πληροφορίες σχετικά με το μοντέλο της χονδρικής αγοράς ενέργειας και του πίνακα με τα PTDF των αγορών, γίνεται η προσομοίωση της σύζευξης αγορών και υπολογίζονται οι βέλτιστες εισαγωγές και εξαγωγές ενέργειας μεταξύ των συμβαλλόμενων χωρών με στόχο την μεγιστοποίηση της οικονομικής ευημερίας. Τα διασυνοριακά όρια λαμβάνονται υπόψη μέσω του πίνακα των PTDFs. Στην αντικειμενική συνάρτηση του αλγορίθμου της σύζευξης χρησιμοποιείται μόνο το κόστος παραγωγής καθώς το φορτίο θεωρείται ανελαστικό. Τελικά η σύζευξη των αγορών μειώνει το συνολικό κόστος παραγωγής των χωρών σε σχέση με την περίπτωση που δεν πραγματοποιούνται συναλλαγές μεταξύ των χωρών. Για τον υπολογισμό της ροής φορτίου προσομοιώνονται τα δίκτυα της Γερμανίας (31 κόμβοι), της Γαλλίας (13 κόμβοι), του Βελγίου (4 κόμβοι) και της Ολλανδίας (9 κόμβοι). Πολλές φορές λόγω της καθετότητας των καμπυλών προσφοράς και ζήτησης η βέλτιστη τιμή εκκαθάρισης της αγοράς κατά την σύζευξη κυμαίνεται σ ένα εύρος τιμών. Στην [9] παρουσιάζεται ένας τρόπος καθορισμού της βέλτιστης τιμής ώστε οι τιμές να δίνουν τελικά τα σωστά σήματα για την ανάπτυξη του δικτύου, την παραγωγή, την κατανάλωση και την σύγκλιση των τιμών μεταξύ των αγορών. Η ανάπτυξη του μοντέλου γίνεται με την χρήση τριών χρηματιστηρίων ενέργειας, σαν αναπαράσταση του Trilateral Market Coupling(TLC). Αρχικά, παρουσιάζεται μαθηματικά το πρόβλημα βελτιστοποίησης της σύζευξης αγορών και αναλύεται η ευρέως αποδεκτή μέθοδος των τοπικών οριακών τιμών συστήματος για την διευθέτηση των συναλλαγών. Υπάρχουν διάφορα ζευγάρια τιμών όπως φαίνεται στην εικόνα 7 και η επιλογή του ζευγαριού γίνεται με στόχο την ελαχιστοποίηση των εσόδων συμφόρησης (congestion revenue). Για την ελαχιστοποίηση των εσόδων συμφόρησης λύνεται πρώτα το πρόβλημα της σύζευξης αγορών και με γνωστές τις βέλτιστες εκκαθαρισμένες ποσότητες και τιμές ακολουθεί η επίλυση του προβλήματος των εσόδων συμφόρισης. Εικόνα 7: Τιμές αγορών 29

Η έρευνα που έχει γίνει μέχρι σήμερα πάνω στην σύζευξη αγορών εστιάζεται κυρίως στην σύζευξη Χρηματιστηρίων Ενέργειας (Power Exchanges PXs) στην περιοχή της κεντρικής δυτικής Ευρώπης. Δεν έχει υπάρξει όμως κάποια μελέτη για την σύζευξη αγορών ηλεκτρικής ενέργειας με διαφορετική δομή. Σε αυτή την εργασία λοιπόν, επιχειρείται η μελέτη της σύζευξης αγορών με διαφορετικό πλαίσιο λειτουργίας. Συγκεκριμένα, μελετάται η σύζευξη ενός Χρηματιστηρίου Ενέργειας (Power Exchange PX) και μιας Κοινοπραξίας Ισχύος (Power Pool PP) με την χρήση της μεθόδου του market splitting, μέσω της προσομοίωσης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας Ελλάδας και Ιταλίας. Δεδομένου ότι ο σχεδιασμός των δύο αγορών είναι εντελώς διαφορετικός η σύζευξη αυτή επιτυγχάνεται τηρώντας πλήρως τους κανόνες της αγοράς σε κάθε εθνικό ρυθμιστικό πλαίσιο πράγμα το οποίο αποτελεί και το καινοτόμο αυτής της εργασίας αφού μέχρι σήμερα δεν έχει εφαρμοστεί σύζευξη αγορών ηλεκτρικής ενέργειας με διαφορετική δομή. Συγκεκριμένα, η ιδιαιτερότητα στον σχεδιασμό της ελληνικής αγοράς λόγω των τεχνικών, των διαζωνικών περιορισμών, των απαιτήσεων σε εφεδρεία που λαμβάνονται υπόψη στην επίλυση της ημερήσιας αγοράς ενέργειας αποτελεί μία πρόκληση, ώστε να επέλθει σύζευξη της ελληνικής αγοράς με τις ευρωπαϊκές χωρίς να αλλάξει δραστικά την δομή της. Τα αποτελέσματα συγκρίνονται με την περίπτωση που δεν υπάρχει σύζευξη των δύο αγορών και έτσι προκύπτουν σημαντικά συμπεράσματα σχετικά με την επίδραση του market splitting στις τιμές των δύο αγορών και στο κοινωνικό πλεόνασμα. Τέλος μετά την διαδικασία σύζευξης ελέγχεται αν υπάρχουν γραμμές στο ελληνικό σύστημα που ξεπερνούν το όριό τους, αν δηλαδή είναι εφικτή η κατανομή μονάδων που προέκυψε, και λύνεται επαναληπτικά η σύζευξη έως ότου ικανοποιηθούν οι περιορισμοί φόρτισης των γραμμών μεταφοράς. 30

Κεφάλαιο 2 - Μοντελοποίηση Σε αυτήν την εργασία μελετήθηκαν και λύθηκαν δύο προβλήματα. Το πρώτο είναι το market splitting μεταξύ Ελλάδος-Ιταλίας, όπου το πρόβλημα ένταξης των μονάδων Ελλάδας και Ιταλίας λύνονται από έναν κοινό αλγόριθμο. Υποτίθεται δηλαδή η ύπαρξη ενός χρηματιστηρίου ενέργειας που καθορίζει την ένταξη των ελληνικών και ιταλικών μονάδων (Unit commitment-uc), καθώς επίσης και τις διεθνής συναλλαγές ενέργειας στις διασυνδέσεις. Το δεύτερο πρόβλημα αποτελεί προέκταση του προηγούμενου, αφού με βάση την κατανομή μονάδων στην Ελλάδα ελέγχεται αν υπάρχουν γραμμές μεταφοράς του ελληνικού συστήματος που με τη συγκεκριμένη κατανομή φορτίου που προήλθε από τη λύση του παραπάνω προβλήματος ξεπέρασαν το όριο της μέγιστης μεταφορικής τους ικανότητας. Αν υπάρχουν γραμμές που ξεπερνούν το όριό τους επιλύεται ξανά η κατανομή φορτίου Ελλάδας-Ιταλίας έως ότου ικανοποιηθεί ο παραπάνω περιορισμός. Πρόκειται ουσιαστικά για έναν επαναληπτικό αλγόριθμο. Για την εύρεση των ροών ισχύος των γραμμών μεταφοράς χρησιμοποιείται η μέθοδος της «ροής φορτίου συνεχούς ρεύματος» (DC Load Flow). Το καινοτόμο στοιχείο αυτής της διπλωματικής είναι η κοινή επίλυση δύο διαφορετικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας όπως είναι της Ελλάδας και της Ιταλίας. Η ελληνική αγορά ενέργειας αποτελεί μια Κοινοπραξία Ισχύος (Power Pool-PP) ενώ η ιταλική ένα Χρηματιστήριο Ενέργειας (Power Exchange-PX). Έτσι η μοντελοποίηση του προβλήματος που ακολουθεί θα είναι γενικευμένη, και τα σύνολα, παράμετροι, μεταβλητές που θα αναλυθούν στη συνέχεια θα αναφέρονται, ανάλογα με την αγορά την οποία αντιπροσωπεύουν, με τον δείκτη ή px. 2.1 Μαθηματική Μοντελοποίηση του Market Splitting Η κοινή επίλυση των αγορών διατυπώνεται σαν ένα πρόβλημα βελτιστοποίησης με ορισμένους περιορισμούς. Το πρόβλημα περιγράφεται από μια αντικειμενική συνάρτηση (objective function) και ένα σύνολο ισοτικών και ανισοτικών περιορισμών (constraints). Το μοντέλο Unit Commitment-UC προσδιορίζει την ένταξη των μονάδων βάσει της αγοράς. Περιλαμβάνει δυαδικές μεταβλητές που συνδέονται με τις αποφάσεις ένταξης των μονάδων και τη λειτουργία τους κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και το προκύπτον πρόβλημα είναι ένα πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Προγραμματισμού (Mixed Integer Programming - MIP). Για την πληρέστερη και καλύτερη περιγραφή του προβλήματος ένταξης μονάδων σε ανταγωνιστική αγορά ενέργειας κρίνεται απαραίτητο να οριστούν αρχικά τα σύνολα, οι παράμετροι, οι μεταβλητές καθώς επίσης και οι συναρτήσεις που πρόκειται να χρησιμοποιηθούν στη συνέχεια για την κατάστρωση και την επίλυση του προβλήματος. 31

2.1.1 Δείκτες και Σύνολα του Market Splitting i I Σύνολο των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας tx T ext Σύνολο των Περιόδων Κατανομής(ωρών) του επαυξημένου χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (251 ώρες) t T Σύνολο των Περιόδων Κατανομής(ωρών) του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (24 ώρες Ημέρας Κατανομής) Κοινοπραξία Ισχύος - Power Pool (PP) i I, I I Σύνολο των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος, υποσύνολο του συνόλου I i I, I I Σύνολο των υδροηλεκτρικών μονάδων παραγωγής h h h ηλεκτρικής ενέργειας της Kοινοπραξίας Iσχύος, υποσύνολο I του συνόλου f fld fi fe imp F Σύνολο των διακριτών βημάτων των προσφορών έγχυσης ενέργειας των μονάδων στην Κοινοπραξία Ισχύος, της ποσότητας ενέργειας και της τιμής της FLD Σύνολο των διακριτών βημάτων της τιμολογούμενης δήλωσης φορτίου στην Κοινοπραξία Ισχύος FI Σύνολο των διακριτών βημάτων των προσφορών εισαγωγής ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος FE Σύνολο των διακριτών βημάτων των προσφορών εξαγωγής ενέργειας από την Κοινοπραξία Ισχύος IMP Σύνολο των εμπόρων ηλεκτρικής ενέργειας (import agents) που πραγματοποιούν εισαγωγές ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος 32

exp in EXP Σύνολο των εμπόρων ηλεκτρικής ενέργειας(export agents) που πραγματοποιούν εξαγωγές ενέργειας από την Κοινοπραξία Ισχύος IN Σύνολο των διασυνδέσεων της Κοινοπραξίας Ισχύος (Ιταλία, Βουλγαρία, Αλβανία, FYROM) Χρηματιστήριο Ενέργειας - Power Exchange (PX) i px I px, I px I Σύνολο των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας, υποσύνολο του συνόλου I fpx fld px inpx fipx fepx imp px exp px px F Σύνολο των διακριτών βημάτων των προσφορών έγχυσης ενέργειας των μονάδων στο Χρηματιστήριο Ενέργειας, της ποσότητας ενέργειας και της τιμής της px FLD Σύνολο των διακριτών βημάτων της τιμολογούμενης δήλωσης φορτίου στο Χρηματιστήριο Ενέργειας px IN Σύνολο των διασυνδέσεων του Χρηματιστηρίου Ενέργειας (Ελλάδα) px FI Σύνολο των διακριτών βημάτων των προσφορών εισαγωγής ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας px FE Σύνολο των διακριτών βημάτων των δηλώσεων φορτίου για εξαγωγή ενέργειας από το Χρηματιστήριο Ενέργειας px IMP Σύνολο των εμπόρων ηλεκτρικής ενέργειας (import agents) που πραγματοποιούν εισαγωγές ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας px EXP Σύνολο των εμπόρων ηλεκτρικής ενέργειας (export agents) που πραγματοποιούν εξαγωγές ενέργειας από το Χρηματιστήριο Ενέργειας 33

2.1.2 Παράμετροι του Market Splitting Κοινοπραξία Ισχύος - Power Pool (PP) c Τιμή του βήματος f της προσφοράς έγχυσης της μονάδας i i,, t f i, f, t την Περίοδο Κατανομής t,σε Euro/MWh B Μέγιστη ποσότητα του βήματος f της προσφερόμενης έγχυσης της μονάδας i, σε MW,την Περίοδο Κατανομής t RC _1i, t Τιμή προσφοράς πρωτεύουσας εφεδρείας της μονάδας i κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RC _2i, t Τιμή προσφοράς δευτερεύουσας εφεδρείας της μονάδας i κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RC _3NS Τιμή προσφοράς τριτεύουσας μη στρεφόμενης εφεδρείας της i, t μονάδας i κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RC _3S i, t Τιμή προσφοράς τριτεύουσας στρεφόμενης εφεδρείας της μονάδας i κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW i Type Τύπος των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος (Μονάδα Βάσης, Μονάδα Κυμαινόμενου Φορτίου, Μονάδα Αιχμής, Υδροηλεκτρική Μονάδα ) P max_ AGC i Μέγιστη ισχύς εξόδου της μονάδας i όταν αυτή λειτουργεί κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής, σε MW P min_ AGC i Ελάχιστη ισχύς εξόδου της μονάδας i όταν αυτή λειτουργεί κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής, σε MW Psoak i Ισχύς εξόδου της μονάδας i όταν αυτή λειτουργεί στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak), σε MW RD i Ρυθμός καθόδου της μονάδας i, σε MW/min RD _ AGC Ρυθμός καθόδου της μονάδας i όταν αυτή δουλεύει κάτω από i Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής, σε MW/min 34

RU i Ρυθμός ανόδου της μονάδας i, σε MW/min RU _ AGC Ρυθμός ανόδου της μονάδας i όταν αυτή λειτούργει κάτω από i Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής, σε MW/min SDC i Σταθερό κόστος σβέσης της μονάδας i, σε Euro SUC i Σταθερό κόστος εκκίνησης της μονάδας i, σε Euro Tsyn i Χρόνος συγχρονισμού της μονάδας i, σε h Tsoak i Χρόνος παραμονής της μονάδας i σε ενδιάμεσο φορτίο(soak), σε h Tdes i Χρόνος αποσυγχρονισμού της μονάδας i, σε h UT i Ελάχιστος χρόνος λειτουργίας της μονάδας i, σε h P ini i Ισχύς εξόδου της μονάδας i στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, σε MW u _ ini Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i είναι σε i λειτουργία στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού T ini i Πλήθος ωρών κατά το οποίο η μονάδα i βρισκόταν εντός ή εκτός λειτουργίας στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού P mini Ελάχιστη καθαρή ισχύς εξόδου της μονάδας i, σε MW P maxi Μέγιστη καθαρή ισχύς εξόδου της μονάδας i, σε MW IniStat i Παράμετρος ένδειξης της αρχικής κατάστασης της μονάδας i. Η μεταβλητή ισούται με 1 εάν η μονάδα i βρίσκεται σε εκκίνηση στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, με 2 εάν βρίσκεται σε κανονική λειτουργία, με 3 εάν βρίσκεται σε διαδικασία αποσυγχρονισμού και τέλος με 4 εάν η μονάδα βρίσκεται εκτός λειτουργίας i StepDes Αριθμός διακριτών βημάτων της μονάδας i κατά τη διαδικασία αποσυγχρονισμού 35

R 1i Μέγιστη συνεισφορά της μονάδας i σε πρωτεύουσα εφεδρεία, σε MW R3NS Μέγιστη συνεισφορά της μονάδας i σε τριτεύουσα μη i στρεφόμενη εφεδρεία, σε MW RR _1up t Απαίτηση του Συστήματος σε πρωτεύουσα προς τα πάνω εφεδρεία κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RR _1down t Απαίτηση του Συστήματος σε πρωτεύουσα προς τα κάτω εφεδρεία κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RR _2up t Απαίτηση του Συστήματος σε δευτερεύουσα προς τα πάνω εφεδρεία κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RR _2down t Απαίτηση του Συστήματος σε δευτερεύουσα προς τα κάτω εφεδρεία κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW RR _3 t Απαίτηση του Συστήματος σε τριτεύουσα (στρεφόμενη και μη στρεφόμενη) εφεδρεία κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MW I O Ποσότητα της προσφοράς έγχυσης ενέργειας για mp fferpp imp, in, fi xp fferpp exp, in, fe εισαγωγή από τη διασύνδεση in, του βήματος fi, που υποβάλει ο έμπορος imp, σε MWh E O Ποσότητα της δήλωσης φορτίου για εξαγωγή προς την mp ostpp imp, in, fi διασύνδεση in, του βήματος fe, που υποβάλει ο έμπορος exp, σε MWh I C Τιμή της προσφοράς έγχυσης ενέργειας για xp ostpp exp, in, fe εισαγωγή από τη διασύνδεση in, του βήματος fi, της προσφοράς που υποβάλει ο έμπορος imp, σε Euro/MWh E C Τιμή του βήματος fe της δήλωσης φορτίου για εξαγωγή προς την διασύνδεση in που υποβάλλει ο exp, σε Euro/MWh HydroInj Υποχρεωτική έγχυση ενεργείας από τον υδροηλεκτρικό σταθμό i h h i, t κατά την Περίοδο Κατανομής t,σε MWh 36

LoadBlocksPP Ποσό του βήματος fld της τιμολογούμενης δήλωσης fld, t φορτίου της Κοινοπραξίας Ισχύος κατά την Περίοδο Κατανομής t,σε MWh LoadOffersPP Τιμή του βήματος fld της τιμολογούμενης δήλωσης φορτίου fld, t της Κοινοπραξίας Ισχύος κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε Euro/MWh NTCimp Καθαρή ικανότητα μεταφοράς για εισαγωγή της διασύνδεση in in NTCexp Καθαρή ικανότητα μεταφοράς για εξαγωγή της διασύνδεσης in in Χρηματιστήριο Ενέργειας - Power Exchange (PX) c Τιμή του βήματος f px της προσφοράς έγχυσης της μονάδας i px i px,, t f px την Περίοδο Κατανομής t,σε Euro/MWh px ipx, f px, t B Μέγιστη ποσότητα του βήματος f px της προσφερόμενης έγχυσης της μονάδας i px, σε MW,την Περίοδο Κατανομής t px ipx Type Τύπος των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας (Μονάδα Βάσης, Υδροηλεκτρική Μονάδα) P mini px Ελάχιστη καθαρή ισχύς εξόδου της μονάδας i px, σε MW P maxi px Μέγιστη καθαρή ισχύς εξόδου της μονάδας i px, σε MW LoadBlocksPX Ποσό του βήματος fld px της τιμολογούμενης δήλωσης fld px, t φορτίου του Χρηματιστηρίου Ενέργειας κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh LoadOffersPX Τιμή του βήματος fld px της τιμολογούμενης δήλωσης φορτίου fld px, t του Χρηματιστηρίου Ενέργειας κατά την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh 37

I O Ποσότητα της προσφοράς έγχυσης ενέργειας για mp fferpx imp, in, fi px px px xp fferpx exp, in, fe px px px εισαγωγή από τη διασύνδεση in px, του βήματος fi px, που υποβάλει ο έμπορος imp px, σε MWh E O Ποσότητα της δήλωσης φορτίου για εξαγωγή προς mp ostpx imp, in, fi px px px την διασύνδεση in px, του βήματος fe px, που υποβάλει ο έμπορος exp px, σε MWh I C Τιμή της προσφοράς έγχυσης ενέργειας για xp ostpx exp, in, fe px px px εισαγωγή από τη διασύνδεση in px, του βήματος fi px, της προσφοράς που υποβάλει ο έμπορος imp px, σε Euro/MWh E C Τιμή του βήματος fe px της δήλωσης φορτίου για εξαγωγή προς την διασύνδεση in px που υποβάλλει ο exp px,σε Euro/MWh 2.1.3 Μεταβλητές του Market Splitting p it, Ποσότητα έγχυσης ενέργειας της μονάδας i η οποία εκκαθαρίζεται από την Ημερήσια Αγορά Ενέργειας, σε MWh Κοινοπραξία Ισχύος - Power Pool (PP) b _ v _ Ποσότητα του βήματος f της έγχυσης ενέργειας της μονάδας i, f, t i την Περίοδο Κατανομής t που εκκαθαρίζεται από την Ημερήσια Αγορά Ενέργειας, σε MWh des i, t p Ποσότητα έγχυσης ενέργειας της μονάδας i κατά τη διάρκεια της φάσης αποσυγχρονισμού την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh soak p Ποσότητα έγχυσης ενέργειας της μονάδας i κατά τη διάρκεια i, t της φάσης παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh 38

p _ imp _ Ποσότητα έγχυσης ενέργειας για εισαγωγή στην imp, fi, in, t exp, fe, in, t Kοινοπραξία Iσχύος, του εμπόρου imp, από την διασύνδεση in, σε MWh p _ exp _ Ποσότητα δήλωσης φορτίου προς εξαγωγή από την imp, fi, in, t Kοινοπραξία Iσχύος, προς την διασύνδεση in, που υποβάλλει ο έμπορος exp, σε MWh b _ imp _ Ποσότητα του βήματος fi της προσφοράς έγχυσης exp, fe, in, t ενέργειας για εισαγωγή στην Κοινοπραξία Ισχύος που υποβάλλει ο έμπορος imp, από την διασύνδεση in, την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh b _ exp _ Ποσότητα του βήματος fe της δήλωσης φορτίου προς εξαγωγή από την Κοινοπραξία Ισχύος προς την διασύνδεση in, που υποβάλλεται από τον έμπορο exp, την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i i, t βρίσκεται σε λειτουργία την Περίοδο Κατανομής t syn i t u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i, βρίσκεται στη φάση συγχρονισμού την Περίοδο Κατανομής t soak i, t u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i βρίσκεται στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο την Περίοδο Κατανομής t disp i t u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i, βρίσκεται στη φάση κατανομής την Περίοδο Κατανομής t des i, t u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i βρίσκεται στη φάση αποσυγχρονισμού την Περίοδο Κατανομής t u AGC i, t Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i παρέχει δευτερεύουσα εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t (λειτουργία κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής ) 39

3 NS i, t u Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i παρέχει τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t y Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i i, t εκκινεί την Περίοδο Κατανομής t z Δυαδική μεταβλητή η οποία ισούται με 1 εάν η μονάδα i i, t βγαίνει εκτός λειτουργίας την Περίοδο Κατανομής t 1 i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε πρωτεύουσα προς τα πάνω εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW 1 i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε πρωτεύουσα προς τα κάτω εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW 2 i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε δευτερεύουσα προς τα πάνω εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW 2 i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε δευτερεύουσα προς τα κάτω εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW 3 S i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε τριτεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW 3 NS i, t r Συνεισφορά της μονάδας i σε τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία την Περίοδο Κατανομής t, σε MW t a _ E Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος την Περίοδο Κατανομής t a1 t Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα πρωτεύουσας προς τα πάνω εφεδρείας την Περίοδο Κατανομής t a1 t Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα πρωτεύουσας προς τα κάτω εφεδρείας την Περίοδο Κατανομής t 40

a2 t Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα δευτερεύουσας προς τα πάνω εφεδρείας την Περίοδο Κατανομής t a2 t Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα δευτερεύουσας προς τα κάτω εφεδρείας την Περίοδο Κατανομής t a 3 t Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα τριτεύουσας (στρεφόμενης και μη στρεφόμενης) εφεδρείας κατά την Περίοδο Κατανομής t t a1_ h1_ mand Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα h i ενέργειας από την υποχρεωτική έγχυση ενέργειας από τους υδροηλεκτρικούς σταθμούς, κατά την Περίοδο Κατανομής t TotalLoadPP t Συνολική εκκαθαριζόμενη ποσότητα φορτίου στην Κοινοπραξία Ισχύος, σε MWh bld _ Ποσότητα ενέργειας του βήματος fld της δήλωσης φορτίου fld, t που εκκαθαρίζεται στην Ημερήσια Αγορά Ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh in t flow Ροή ενέργειας στη διασύνδεση in κατά την Περίοδο Κατανομής t, που αντιστοιχεί στα έμμεσα δικαιώματα χρήσης της διασύνδεσης τα οποία λαμβάνονται κατά την Ημερήσια Αγορά Ενέργειας, σε MWh 41

Χρηματιστήριο Ενέργειας - Power Exchange (PX) b _ v _ px Ποσότητα του βήματος f px της έγχυσης ενέργειας της i, f, t px px imp, fi, in, t μονάδας i px την Περίοδο Κατανομής t που εκκαθαρίζεται από την Ημερήσια Αγορά Ενέργειας, σε MWh p _ imp _ px Ποσότητα έγχυσης ενέργειας για εισαγωγή στο px px px exp, fe, in, t Χρηματιστήριο Ενέργειας, του εμπόρου imp px, από την διασύνδεση in px, σε MWh p _ exp _ px Ποσότητα δήλωσης φορτίου προς εξαγωγή από το px px px imp, fi, in, t Χρηματιστήριο Ενέργειας προς την διασύνδεση in px, που υποβάλλει ο έμπορος exp px, σε MWh b _ imp _ px Ποσότητα του βήματος fi px της προσφοράς έγχυσης px px px exp, fe, in, t ενέργειας για εισαγωγή στο Χρηματιστήριο Ενέργειας που υποβάλλει ο έμπορος imp px, από την διασύνδεση in px, την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh b _ exp _ px Ποσότητα του βήματος fe px της δήλωσης φορτίου προς, t px px px εξαγωγή από το Χρηματιστήριο Ενέργειας προς την διασύνδεση in px, που υποβάλλεται από τον έμπορο exp px, την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh bld _ px Ποσότητα ενέργειας του βήματος fld px της δήλωσης fld px φορτίου που εκκαθαρίζεται στην Ημερήσια Αγορά Ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας την Περίοδο Κατανομής t, σε MWh TotalLoadPX t Συνολική εκκαθαριζόμενη ποσότητα φορτίου στο Χρηματιστήριο Ενέργειας, σε MWh t E a _ px Βοηθητική μεταβλητή που υποδηλώνει το έλλειμμα ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας την Περίοδο Κατανομής t 42

2.1.4 Αντικειμενική συνάρτηση και περιορισμοί του Market Splitting Αντικειμενικός στόχος του πρώτου προβλήματος αποτελεί η ελαχιστοποίηση της συνάρτησης (1) λαμβάνοντας υπόψη ένα σύνολο περιορισμών, οι οποίοι προσδιορίζουν τους ελαχίστους χρόνους λειτουργίας και κράτησης των μονάδων, την ελάχιστη και μέγιστη ισχύ εξόδου, τα κόστη εκκίνησης και λειτουργίας των μονάδων, τις αρχικές συνθήκες κτλ. 1 1 Min ( ci,, *,, *, *, _1, *(,, ) t f b v i f t ) SUCi y i t SDCi z i t + RC i t ri t ri t tt f F i I 2 2 3S 3NS i, t i, t i, t i, t i, t i, t i, t RC _ 2 *( r r ) RC _ 3 S * r RC _ 3 NS * r ff i px pxi tt c i px,, tfpx * b _ v _ px i px, f px, t bld _ fld, * t LoadOffersPP fld, t fld FLD tt px fld pxfld tt bld _ px * LoadOffersPX fld px, t fld px, t impimp inin fifi tt ImpC * b _ imp _ ostppimp, in, fi imp, fi, in, t ExpCostPPexp,, * in fe b exp exp, in, fe, t expexp inin fefe tt ImpCostPXimp,, * px inpx fi b imp px px imx, fipx, inpx, t px px px imximp inpxin fipxfi tt ExpCostPXexp,, * px inpx fe b exp px px exp px, inpx, fepx, t px px px exxexp inpxin fepxfe tt t t t t t t t E E E A 1 1 2 2 3 tt + M *( a _ a _ px ) + M *( a a a a a ) t + M H * a1_ h1_ mand h i h h tt i I (1) 43

Η εξίσωση (1) αποτελεί την αντικειμενική συνάρτηση του πρώτου προβλήματος. Περιγράφει ουσιαστικά το κόστος της κοινής επίλυσης των αγορών Ελλάδας-Ιταλίας και αποτελείται από τα ακόλουθα στοιχεία κόστους. Το κόστος παραγωγής ενέργειας των ενταγμένων μονάδων παραγωγής της Κοινοπραξία Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Το κόστος εκκίνησης και το κόστος αποσυγχρονισμού των μονάδων παραγωγής για κάθε εκκίνηση και σβέση αντίστοιχα στην Ημέρα Κατανομής. Οι δύο αυτές ποσότητες είναι σταθερές και εξαρτώνται καθαρά και μόνο από το πόσες φορές εκκινεί και σβήνει η μονάδα σε μία Ημέρα Κατανομής. Το επιπρόσθετο κόστος με το οποίο επιφορτίζεται η κάθε μονάδα, όταν αυτή συνεισφέρει σε πρωτεύουσα (προς τα πάνω και προς τα κάτω), δευτερεύουσα (προς τα πάνω και προς τα κάτω) και τριτεύουσα (στρεφόμενη και μη στρεφόμενη) εφεδρεία αντίστοιχα. Το όφελος που προκύπτει από τις τιμολογούμενες δηλώσεις φορτίου στις δύο αγορές για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Το κόστος που προκύπτει από τις τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για εισαγωγές ενέργειας για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Το όφελος που προκύπτει από τις τιμολογούμενες δηλώσεις φορτίου για εξαγωγές στις δύο αγορές για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Τέλος, θα πρέπει να τονιστεί ότι τα τελευταία αθροίσματα της εξίσωσης (1) ενεργοποιούνται μόνο στην περίπτωση που παρουσιάζεται κάποιο έλλειμμα ισχύος, νερών ή εφεδρείας στο κοινό σύστημα. Οι σταθερές M E, M A και M H λαμβάνουν πολύ μεγάλες τιμές σε σχέση με το αναμενόμενο κόστος. Μ αυτόν τον τρόπο, οποιοδήποτε έλλειμμα ισχύος έχει ως αποτέλεσμα την εμφάνιση ενός δυσανάλογα μεγάλου κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, εισάγοντας έτσι ένα έμμεσο μήνυμα σφάλματος κατά την διαδικασία επίλυσης του προβλήματος. Παρακάτω αναλύονται διεξοδικά οι περιορισμοί του προβλήματος. 44

Γραμμική έκφραση των περιορισμών λειτουργίας των μονάδων Ένα τυπικό διάγραμμα που περιγράφει με απλό και κατανοητό τρόπο τις διάφορες φάσεις λειτουργίας μίας ελληνικής μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είναι το εξής: Εικόνα 8: Φάσεις λειτουργίας μίας ελληνικής μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Στη συνέχεια αναλύονται οι διάφοροι περιορισμοί, οι οποίοι περιγράφουν με μαθηματικό τρόπο τη λειτουργία μίας μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Περιορισμοί της φάσης συγχρονισμού u y i I, t T (2) syn i, t t syn tti 1 i, Η παραπάνω εξίσωση ορίζει τις ώρες κατά τις οποίες η μονάδα παραγωγής i θα βρίσκεται στη φάση του συγχρονισμού, εάν τέθηκε σε λειτουργία μία τυχαία ώρα t. Την ώρα τ κατά την οποία η μονάδα εκκινεί, η δυαδική μεταβλητή y i, t παίρνει τιμή ίση με 1. Αυτομάτως, η μεταβλητή u i, t λαμβάνει και αυτή μοναδιαία τιμή για τις ώρες από t έως και tt i 1 οπότε και ολοκληρώνεται ο συγχρονισμός της μονάδας στο δίκτυο. Από την ώρα syn syn syn t T i και μετά, αλλάζει η λειτουργική κατάσταση της μονάδας και εισέρχεται στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak). 45

Περιορισμοί της φάσης παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο t soak i, t i, syn soak tti Ti 1 u y i I, t T (3) Η παραπάνω εξίσωση ορίζει τις ώρες κατά τις οποίες η μονάδα παραγωγής i θα βρίσκεται στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο μεταξύ του φορτίου με συγχρονισμό και της τεχνικά ελάχιστης παραγωγής (soak), εάν τέθηκε σε λειτουργία μία τυχαία ώρα t. Η εξίσωση (3) αποτελεί τη λογική συνέχεια της εξίσωσης (2). Εάν η μονάδα i εκκίνησε την ώρα t (οπότε και η μεταβλητή y i, t έλαβε την τιμή 1 για εκείνη την ώρα), τότε η δυαδική μεταβλητή soak u i, t θα πάρει τη μοναδιαία τιμή για syn τις ώρες από t T i έως και t Ti Ti 1. Η μονάδα i βρίσκεται στη φάση syn soak παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak) γι αυτό το χρονικό διάστημα, αφού ο συγχρονισμός της ολοκληρώθηκε την ώρα tt i 1 σύμφωνα με την εξίσωση (2). syn soak soak soak i, t i i, t p P * u i I, t T (4) Η εξίσωση (4) καθορίζει την ισχύ εξόδου της μονάδας i όταν αυτή βρίσκεται στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο μεταξύ του φορτίου με συγχρονισμό και της τεχνικά ελάχιστης παραγωγής (soak). Ενδιαφέρον προκαλεί το γεγονός ότι, σύμφωνα με τον περιορισμό, η συνεχής μεταβλητή soak p i, t δε μεταβάλλεται αλλά παραμένει ίση με τη σταθερή ποσότητα P soak i καθ όλη τη διάρκεια της συγκεκριμένης φάσης (φάση κατά την οποία η δυαδική μεταβλητή soak u i, t λαμβάνει τιμή ίση με 1). Η τιμή της ισχύος εξόδου παραμένει ως έχει για το χρονικό διάστημα από syn t T i έως και t Ti Ti 1, όπου t είναι η ώρα που τέθηκε η μονάδα syn σε λειτουργία. Από την ώρα soak syn i soak i t T T και μετά, η μονάδα i βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch), οπότε παύει να ισχύει ο περιορισμός (4) και η ισχύς εξόδου της μονάδας μπορεί να μεταβάλλεται ελεύθερα ανάμεσα στο τεχνικό της ελάχιστο και στο τεχνικό της μέγιστο. Περιορισμοί της φάσης αποσυγχρονισμού des tti 1 des i, t i, t 1 u z i I, t T (5) Η παραπάνω εξίσωση ορίζει τις ώρες κατά τις οποίες η μονάδα παραγωγής i θα βρίσκεται σε διαδικασία αποσυγχρονισμού, εάν είναι προγραμματισμένη να 46

σβήσει την ώρα t Την ώρα αυτή η δυαδική μεταβλητή λαμβάνει τιμή ίση με 1. Σύμφωνα με τον περιορισμό (5), η μεταβλητή παίρνει και αυτή τη μοναδιαία τιμή για το χρονικό διάστημα από des tt i 1 έως t-1. Κατά το χρονικό αυτό διάστημα η μονάδα i βρίσκεται στη φάση του αποσυγχρονισμού. Την ώρα t η παραπάνω διαδικασία έχει ολοκληρωθεί και η ισχύς εξόδου της μονάδας είναι μηδενική. des tti 1 min P des i i,, *( )*, t i t des (6) t Ti p z t i I t T Η ισχύς εξόδου της μονάδας i η οποία βρίσκεται σε διαδικασία αποσυγχρονισμού, καθορίζεται καθ όλη τη διάρκεια αυτής της φάσης από την εξίσωση (6). Το σημαντικό στοιχείο το οποίο εισάγει ο παραπάνω περιορισμός είναι ότι η ισχύς εξόδου της μονάδας παραγωγής η οποία βρίσκεται σε αποσυγχρονισμό μειώνεται γραμμικά. Ο ρυθμός μείωσης της ισχύος είναι ίσος με min i des i P T για όλα τα βήματα της διαδικασίας σβέσης. Έτσι, η ισχύς εξόδου λαμβάνει συγκεκριμένες διακριτές τιμές. Η χρονική διάρκεια της σβέσης δίνεται, όπως προαναφέρθηκε, από την εξίσωση (5). Περιορισμοί ελάχιστου χρόνου λειτουργίας και κράτησης των μονάδων t yi,,, t u i t i I t T (7) tut 1 i Η εξίσωση (7) διαβεβαιώνει ότι η μονάδα i θα ικανοποιήσει τον περιορισμό ελαχίστου χρόνου λειτουργίας. Σύμφωνα με τον παραπάνω περιορισμό η μονάδα θα πρέπει υποχρεωτικά να βρίσκεται εντός λειτουργίας την ώρα t εάν η εκκίνηση της πραγματοποιήθηκε σε κάποια από τις προηγούμενες UT 1 ώρες. Τη συγκεκριμένη ώρα κατά την οποία η μονάδα εκκινεί, η δυαδική μεταβλητή y i, λαμβάνει την τιμή 1 και η εξίσωση (7) παίρνει τη μορφή 1 u i, t για τις επόμενες UT 1 ώρες. Έτσι η μεταβλητή u i, t θα έχει υποχρεωτικά μοναδιαία τιμή την i τυχαία ώρα t που εξετάζεται εάν και μόνο εάν η μονάδα τέθηκε εντός λειτουργίας σε κάποια από τις προηγούμενες UT 1 ώρες. Μ αυτόν τον τρόπο ικανοποιείται ο περιορισμός ελαχίστου χρόνου λειτουργίας της μονάδας. i i t 47

t tdt i z 1 u i I, t T (8) i, t i, t 1 Κατ αντιστοιχία με την εξίσωση (7), η ανισότητα (8) διαβεβαιώνει ότι η μονάδα i θα ικανοποιήσει τον περιορισμό ελαχίστου χρόνου κράτησης. Την ώρα κατά την οποία η μονάδα βγαίνει εκτός λειτουργίας, η μεταβλητή z i, t λαμβάνει την τιμή 1 και η ανισότητα (8) παίρνει τη μορφή 11 u i, t, οπότε u i, t =0, για τις επόμενες DT 1 ώρες. Έτσι, την τυχαία ώρα t που εξετάζεται, η μονάδα θα i πρέπει να βρίσκεται υποχρεωτικά εκτός λειτουργίας εάν η σβέση της πραγματοποιήθηκε σε κάποια από τις προηγούμενες DT 1 ώρες. Μ αυτόν τον τρόπο ικανοποιείται ο περιορισμός ελαχίστου χρόνου κράτησης της μονάδας. i Λογική κατάσταση της ένταξης των μονάδων syn soak disp des i, t i, t i, t i, t i, t, u u u u u i I t T (9) Η εξίσωση (9) εξασφαλίζει ότι το πολύ μία από τις δυαδικές μεταβλητές που περιγράφουν τις διάφορες φάσεις λειτουργίας μίας μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, και η οποία βρίσκεται εντός λειτουργίας, θα έχει μη μηδενική τιμή σε κάποια ώρα t της Ημέρας Κατανομής. Σε περίπτωση που η τυχαία μονάδα i βρίσκεται εκτός λειτουργίας, η δυαδική μεταβλητή u i, t ισούται με μηδέν και έτσι syn καμία εκ των u i, t, i, disp u, i, t soak t u και des u i, t δε μπορεί να πάρει μη μηδενική τιμή. y z u u i I t T (10) i, t i, t i, t i,( t1), Η εξίσωση υποδηλώνει τη μετάβαση της μονάδας από την κατάσταση λειτουργίας στην κατάσταση εκτός λειτουργίας και αντιστρόφως. Εάν την ώρα t η μονάδα i τίθεται εντός λειτουργίας ( y i, t =1) τότε θα ισχύει u i, t =1 και ui,( t1) =0, αφού την ώρα t-1 η μονάδα βρισκόταν εκτός λειτουργίας. Ομοίως στην περίπτωση όπου η μονάδα σβήνει την ώρα t θα ισχύει z i, t =1, u i, t =0 και ui,( t 1) =1,αφού την ώρα t-1 η μονάδα βρισκόταν εντός λειτουργίας. yi, t z i, t 1 i I, t T (11) Ο παραπάνω περιορισμός υποδηλώνει ότι είναι αδύνατη η ταυτόχρονη εκκίνηση και σβέση της μονάδας παραγωγής i. Εάν την ώρα t η μονάδα τίθεται 48

εντός λειτουργίας τότε η δυαδική μεταβλητή y i, t λαμβάνει την τιμή 1 και η ανισότητα (11) παίρνει τη μορφή. Η μεταβλητή z i, t που εκφράζει τη σβέση της μονάδας παίρνει αναγκαστικά την τιμή 0. Αντίστοιχα, όταν η μονάδα τίθεται εκτός λειτουργίας θα ισχύει z i, t =1 και από την ανισότητα (11) η μεταβλητή y i, t ισούται με 0. Άρα οι δύο μεταβλητές δε μπορούν να πάρουν ταυτόχρονα τιμή ίση με τη μονάδα. y u i I t T (12) i, t i, t, Ο παραπάνω περιορισμός υποδηλώνει την μετάβαση της μονάδας σε κατάσταση λειτουργίας. Εάν την ώρα t η μονάδα i τίθεται εντός λειτουργίας ( y i t =1) τότε θα η (12) παίρνει την μορφή 1 u i, t. Έτσι η μεταβλητή u i, t θα, έχει υποχρεωτικά μοναδιαία τιμή την τυχαία ώρα t. zi,( t1) u i, t i I, t T (13) Ο παραπάνω περιορισμός υποδηλώνει την μετάβαση της μονάδας στην κατάσταση αποσυγχρονισμού. Εάν την ώρα t+1 η μονάδα i τίθεται εκτός λειτουργίας ( zi,( t 1) =1) τότε θα η (13) παίρνει την μορφή 1 u i, t. Έτσι η μεταβλητή u i, t θα έχει υποχρεωτικά μοναδιαία τιμή την τυχαία ώρα t, δηλαδή ήταν εντός λειτουργίας πριν τον αποσυγχρονισμό της. Περιορισμοί της ισχύος εξόδου και παροχής εφεδρειών των μονάδων AGC disp i, t i, t, u u i I t T (14) Ο περιορισμός υποδηλώνει ότι η μονάδα παραγωγής i μπορεί να λειτουργεί κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και να προσφέρει στο δίκτυο δευτερεύουσα (είτε προς τα πάνω είτε προς τα κάτω) εφεδρεία μόνο όταν βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). Σε αυτή τη φάση, η δυαδική μεταβλητή disp i t u λαμβάνει τιμή ίση με 1 και η ανισότητα παίρνει τη μορφή AGC u, 1. Έτσι, δίνεται η δυνατότητα στη μονάδα i να προσφέρει δευτερεύουσα εφεδρεία (άρα η μεταβλητή AGC u i, t να πάρει την τιμή 1). Στην περίπτωση που η μονάδα i βρίσκεται σε φάση συγχρονισμού, παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak), αποσυγχρονισμού ή βρίσκεται εκτός λειτουργίας, τότε η μεταβλητή u i, t έχει μηδενική τιμή. Άρα, ως disp i t 49

επακόλουθο, μηδενίζεται και η τιμή της AGC u i, t. Οποιαδήποτε απαίτηση του συστήματος για δευτερεύουσα εφεδρεία δε μπορεί να καλυφθεί σ αυτή την περίπτωση από τη συγκεκριμένη μονάδα αλλά από κάποια άλλη, η οποία είναι συνδεδεμένη στο δίκτυο και βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). 1 1 disp i, t i i, t r R * u i I, t T (15) 1 1 disp i, t i i, t r R * u i I, t T (16) Οι περιορισμοί (15) και (16) ορίζουν τη μέγιστη ποσότητα πρωτεύουσας εφεδρείας που μπορεί να προσφέρει η μονάδα i στο δίκτυο. Η μονάδα μπορεί να προσφέρει στο δίκτυο πρωτεύουσα εφεδρεία (είτε προς τα πάνω είτε προς τα κάτω) μόνο όταν βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch), δηλαδή όταν u i, t =1. Τότε η ανισότητα (13) παίρνει τη μορφή 1 1 ri, t Ri. Η συνεχής μεταβλητή 1 ri, t(ή η 1 ri, αντίστοιχα αν η μονάδα παρέχει προς τα κάτω εφεδρεία) μπορεί πλέον να λάβει τιμή διάφορη της μηδενικής. Η τιμή αυτή εξαρτάται από τη παράμετρο 1 R i, η οποία εκφράζει το μέγιστο ποσό πρωτεύουσας εφεδρείας που μπορεί να συνεισφέρει η μονάδα i και η οποία αποτελεί τεχνικό χαρακτηριστικό της. Στην περίπτωση που η μονάδα i βρίσκεται στη φάση συγχρονισμού, παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο, αποσυγχρονισμού ή βρίσκεται εκτός λειτουργίας, η ανισότητα disp (15) για u i, t =0 έχει πλέον τη μορφή ri 1 0, t (αντίστοιχα η (16) γίνεται 1 ri, t 0 ). Άρα, η απαίτηση του συστήματος για πρωτεύουσα εφεδρεία θα πρέπει να καλυφθεί από κάποια άλλη μονάδα η οποία βρίσκεται συνδεδεμένη στο δίκτυο και βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). disp t r 15* RU *u i I, t T (17) 2 AGC AGC i, t i i, t r 15* RD *u i I, t T (18) 2 AGC AGC i, t i i, t Οι περιορισμοί (17) και (18) ορίζουν τη μέγιστη ποσότητα δευτερεύουσας εφεδρείας ( προς τα πάνω και προς τα κάτω αντίστοιχα ) που μπορεί να προσφέρει στο δίκτυο η μονάδα i, όταν αυτή δουλεύει κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής. Σύμφωνα με τις παραπάνω εξισώσεις, η μονάδα δε μπορεί να προσφέρει απεριόριστη δευτερεύουσα εφεδρεία, αλλά εμφανίζει ένα άνω όριο στη δυνατότητα παροχής της (προς τα πάνω και προς τα κάτω), το οποίο ισούται με AGC 15* RU i και αντίστοιχα AGC 15* RU i. Οι σταθερές AGC RUi και AGC RD i εκφράζουν το ρυθμό ανόδου και καθόδου της μονάδας σε MW/min, όταν αυτή δουλεύει με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής, ενώ η σταθερά 15 εκφράζει ένα χρονικό πλαίσιο 15 λεπτών. 50

Από τις παραπάνω εξισώσεις φαίνεται η αδυναμία της μονάδας να προσφέρει δευτερεύουσα εφεδρεία σε οποιαδήποτε φάση της λειτουργίας της. Η ικανότητα της μονάδας να προσφέρει εφεδρεία εξαρτάται από τη δυαδική μεταβλητή AGC u i, t, οι τιμές της οποίας δίνονται από την εξίσωση (14). Σύμφωνα με αυτόν τον περιορισμό, AGC u μπορεί να λάβει μη μηδενική τιμή μόνο όταν η ανισότητα πάρει τη μορφή η i, t u, δηλαδή όταν u, 1. Αυτό συμβαίνει όταν η μονάδα βρίσκεται στη AGC i, t 1 disp i t φάση κατανομής (dispatch). Σε οποιαδήποτε άλλη φάση (συγχρονισμός, φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο, αποσυγχρονισμός) η μονάδα δε μπορεί να προσφέρει δευτερεύουσα εφεδρεία. Δευτερεύουσα εφεδρεία αδυνατεί να παρέχει και όταν βρίσκεται εκτός λειτουργίας. 3 S disp i, t i i, t r 15* RU *u i I, t T (19) Η εξίσωση (19) ορίζει τη μέγιστη ποσότητα τριτεύουσας στρεφόμενης εφεδρείας που μπορεί να προσφέρει η μονάδα i στο δίκτυο κάποια χρονική στιγμή t. Το μέγιστο ποσό τριτεύουσας στρεφόμενης εφεδρείας που μπορεί να προσφέρει η κάθε μονάδα δίνεται από τον όρο 15* RU. Η σταθερά i RU i εκφράζει το ρυθμό ανόδου της κάθε μονάδας σε MW/min και αποτελεί τεχνικό χαρακτηριστικό της. Η σταθερά 15 εκφράζει ένα χρονικό διάστημα 15 λεπτών κατά το οποίο γίνεται η προσφορά της εφεδρείας. Πρέπει να τονιστεί ότι όπως και στην περίπτωση της πρωτεύουσας και της δευτερεύουσας εφεδρείας, η κάθε μονάδα μπορεί να προσφέρει στο δίκτυο τριτεύουσα στρεφόμενη εφεδρεία μόνο όταν βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). Σε οποιαδήποτε άλλη περίπτωση η δυαδική μεταβλητή u i, t λαμβάνει μηδενική τιμή, με αποτέλεσμα να μην καθίσταται δυνατή η παροχή τριτεύουσας στρεφόμενης εφεδρείας. disp 3 NS i, t i, t u 1 u i I, t T (20) Ο περιορισμός (20) διαβεβαιώνει ότι μία μονάδα παραγωγής i μπορεί να προσφέρει τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία στο δίκτυο μόνο όταν βρίσκεται εκτός λειτουργίας (OFF). Σε αυτήν την περίπτωση η μεταβλητή u i, t λαμβάνει τιμή ίση με 0 και η ανισότητα (20) παίρνει τη μορφή 3 NS u, 1. Μ αυτόν τον τρόπο, δίνεται η δυνατότητα στη μονάδα να παρέχει τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία. Σε αντίθετη περίπτωση, δηλαδή όταν η μονάδα βρίσκεται σε κάποια εκ των φάσεων συγχρονισμού, παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο, κατανομής ή i t 51

αποσυγχρονισμού, η μεταβλητή u i, t, σύμφωνα με την εξίσωση (9), λαμβάνει μοναδιαία τιμή και η 3 NS u i, t υποχρεωτικά μηδενίζεται. 3NS 3NS 3NS i, t i i, t r R * u i I, t T (21) 3NS min 3NS i, t i i, t r P * u i I, t T (22) Οι εξισώσεις (21) και (22) ορίζουν τη μέγιστη και ελάχιστη ποσότητα τριτεύουσας μη στρεφόμενης εφεδρείας που μπορεί να προσφέρει η μονάδα i στο δίκτυο κάποια χρονική στιγμή t. Σύμφωνα με την εξίσωση (20), η μονάδα δεν έχει τη δυνατότητα παροχής ποσότητας τριτεύουσας μη στρεφόμενης εφεδρείας μεγαλύτερης από ένα όριο, το οποίο ισούται με τη σταθερά 3NS R. Η σταθερά αυτή αποτελεί λειτουργικό χαρακτηριστικό της κάθε μονάδας και εκφράζει τη μέγιστη ισχύ που μπορεί να προσφέρει η μονάδα i οποιαδήποτε χρονική στιγμή για τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία. Επιπλέον, η μονάδα έχει την δυνατότητα να προσφέρει εφεδρεία μόνο στην περίπτωση που η δυαδική μεταβλητή 3 NS u i, t έχει μη μηδενική τιμή. Η συνθήκη για να ισχύει η παραπάνω περίπτωση αναλύεται στην εξίσωση (20). Αντίστοιχα με την εξίσωση (21), ο περιορισμός (22) πληροφορεί για την ελάχιστη ποσότητα τριτεύουσας μη στρεφόμενης εφεδρείας που μπορεί να προσφέρει μια μονάδα i κάποια χρονική στιγμή t. Η ποσότητα αυτή ισούται με το τεχνικό ελάχιστο της κάθε μονάδας. Το παραπάνω κατώτερο όριο μπορεί να επιτευχθεί μόνο στην περίπτωση που η δυαδική μεταβλητή 3 NS u i, t ισούται με 1. Όταν η 3 NS u i, t έχει μηδενική τιμή, η μονάδα δεν προσφέρει τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία. Τονίζεται ότι μηδενική τιμή της 3 NS u i, t δε συνεπάγεται ότι η μονάδα i βρίσκεται εντός λειτουργίας. i 2 syn soak des min disp AGC min, AGC AGC i, t i, t 0* i, t i, t i, t i *( i, t i, t ) i * i, t p r u p p P u u P u (23) i I, t T Η εξίσωση (23) εκφράζει με γενικό τρόπο το κάτω όριο της ισχύος εξόδου μίας μονάδας i την ώρα t, όταν αυτή έχει τη δυνατότητα να λειτουργήσει με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής. Η ποσότητα ri 2, t λαμβάνεται υπόψη μόνο στην περίπτωση που η μονάδα βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch) και προσφέρει στο δίκτυο δευτερεύουσα εφεδρεία. Σε όλες τις άλλες περιπτώσεις η επίδραση αυτού του όρου 52

θεωρείται αμελητέα. Το δεξί μέλος της ανισότητας περιλαμβάνει όλες τις δυνατές τιμές που μπορεί να λάβει η ισχύς. Ο πρώτος όρος αναφέρεται στη χρονική περίοδο κατά την οποία η μονάδα βρίσκεται σε διαδικασία συγχρονισμού. Στη φάση αυτή η μονάδα δεν παράγει ισχύ, εξ ου και ο μηδενικός συντελεστής μπροστά από τη syn μεταβλητή u i, t. Ο δεύτερος όρος αναφέρεται στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak). Η ισχύς εξόδου της μονάδας κατά τη διάρκεια αυτής της φάσης είναι ίση με soak p i, t και έχει οριστεί στην εξίσωση (4). Ο τρίτος όρος αναφέρεται στην ισχύ που προσφέρει η μονάδα κατά τη διαδικασία του αποσυγχρονισμού της. Η ισχύς αυτή μεταβάλλεται ανάλογα με το βήμα αποσυγχρονισμού στο οποίο βρίσκεται η μονάδα και δίνεται από την εξίσωση (6), όπως έχει ήδη αναφερθεί. Ο τέταρτος και πέμπτος όρος του δεξιού μέλους της ανισότητας (23) ορίζει την ισχύ εξόδου της μονάδας όταν αυτή βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). Διακρίνουμε δύο υποπεριπτώσεις: Όταν η μονάδα δε συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία: Σ αυτή την περίπτωση η μεταβλητή ui, ισούται με min P i, ενώ ο όρος AGC t ισούται με μηδέν. Ο όρος min, AGC AGC i * i, t min disp AGC i i, t i, t P *( u u ) P u έχει μηδενική τιμή. Άρα, η ελάχιστη ισχύς εξόδου της μονάδας όταν αυτή δε συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία ισούται με P. min i Όταν η μονάδα συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία: Σ αυτήν την περίπτωση η μεταβλητή AGC AGC disp u i, t έχει μοναδιαία τιμή. Ισχύει ότι u, u, 1 και κατά συνέπεια ο όρος min, AGC i P min disp AGC i i, t i, t i t i t P *( u u min, AGC AGC ) μηδενίζεται, ενώ ο όρος P u ισούται με i * i, t. Άρα, η ελάχιστη ισχύς εξόδου της μονάδας όταν αυτή συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία ισούται με min, AGC i P. Σ αυτή την περίπτωση η συνεχής μεταβλητή 2 ri, t έχει μη μηδενική τιμή και η ανισότητα (21) παίρνει τελικά τη μορφή Στην παραπάνω εξίσωση η ποσότητα 2 min, AGC i, t i, t i p r P. min, AGC i P εκφράζει το τεχνικό ελάχιστο της μονάδας i, όταν αυτή δουλεύει με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και αποτελεί τεχνικό στοιχείο της κάθε μονάδας. 53

2 syn soak des max disp AGC max, AGC AGC i,, 0*,,, *(,, ) * t i t i i t i t i i t i, t t i t i p r u p p P u u P u (24) i I, t T Αντίστοιχα με την εξίσωση (23) ορίζεται και ο περιορισμός (24). Σ αυτή την περίπτωση εκφράζεται με γενικό τρόπο το άνω όριο της ισχύος εξόδου μίας μονάδας i την ώρα t, όταν αυτή έχει τη δυνατότητα να δουλέψει με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής. Και σ αυτή την εξίσωση, η συνεχής μεταβλητή ri 2, t λαμβάνεται υπόψη μόνο στην περίπτωση που η μονάδα βρίσκεται στη φάση κατανομής, ενώ σε όλες τις άλλες φάσεις παραλείπεται. Οι τρεις πρώτοι όροι του δεξιού μέλους της ανισότητας (24) εκφράζουν την ισχύ εξόδου της μονάδας όταν αυτή βρίσκεται στις φάσεις συγχρονισμού, παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak) και αποσυγχρονισμού αντίστοιχα. Οι δύο τελευταίοι όροι αναφέρονται στην ισχύ εξόδου της μονάδας όταν αυτή βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). Αντίστοιχα με την εξίσωση (23) έχουμε τις εξής δύο υποπεριπτώσεις: Όταν η μονάδα δε συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία: Σ αυτή την περίπτωση u AGC i, t μονάδας =0, και η μέγιστη δυνατή ισχύς εξόδου ισούται με το τεχνικό μέγιστο της max P i. Όταν η μονάδα συνεισφέρει σε δευτερεύουσα εφεδρεία: Σ αυτή την περίπτωση u AGC i, t =1, και η μέγιστη δυνατή ισχύς εξόδου της μονάδας ισούται με Στην παραπάνω εξίσωση η ποσότητα max, AGC i max, AGC i P. P είναι το τεχνικό μέγιστο της μονάδας i όταν αυτή δουλεύει κάτω από Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και αποτελεί τεχνικό στοιχείο της κάθε μονάδας. 1 2 syn soak des min disp i, t i, t i, t i, t i, t i, t i i, t p r r 0* u p p P * u i I, t T (25) 1 2 3S syn soak des max disp max min i,,,, 0*,,, *, )* des t i t i t i t i t i t i t i i i t i i,( tti ) p r r r u p p P u +(P P z (26) i I, t T 54

Οι εξισώσεις (25) και (26) προσδιορίζουν το άνω και κάτω όριο της ισχύος εξόδου της μονάδας i την ώρα t, όταν αυτή έχει τη δυνατότητα να δουλέψει με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και να προσφέρει ταυτόχρονα πρωτεύουσα και δευτερεύουσα προς τα κάτω εφεδρεία. Οι τρεις πρώτοι όροι του δεξιού μέλους τόσο του περιορισμού (25) όσο και του περιορισμού (26) αναφέρονται στις φάσεις συγχρονισμού, παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο και αποσυγχρονισμού. Η ισχύς εξόδου που μπορεί να προσφέρει η μονάδα σε κάθε μία από αυτές τις φάσεις είναι προκαθορισμένη, όπως έχει ήδη αναλυθεί. Στις τρεις αυτές περιπτώσεις οι συνεχείς μεταβλητές ri 1, t, 2 ri, t, ri 1, t και 2 ri, t λαμβάνουν μηδενικές τιμές. Και στις δύο εξισώσεις, ο τέταρτος όρος αναφέρεται στην ισχύ εξόδου της μονάδας όταν αυτή λειτουργεί στη φάση κατανομής, φάση κατά την οποία η disp δυαδική μεταβλητή u i, t λαμβάνει μη μηδενική τιμή. Σε αυτήν την περίπτωση οι ανισότητες (25) και (26) παίρνουν τη μορφή: p r r P και 1 2 3S max p r r r P 1 2 min i, t i, t i, t i i, t i, t i, t i, t i αντίστοιχα. Οι παραπάνω δύο εξισώσεις ισχύουν όταν η μονάδα i προσφέρει ταυτόχρονα πρωτεύουσα και δευτερεύουσα προς τα κάτω ή προς τα πάνω εφεδρεία. Το γεγονός αυτό όμως δε σημαίνει ότι σταματούν να υφίστανται οι περιορισμοί (23) και (24). Αν παρατηρηθούν ξεχωριστά από τις ri 1, tκαι 1 ri, tκαι οι ποσότητες 2 ri, t, 2 ri, tκαι p i, t, θα πρέπει πάλι να ισχύουν οι 2 min, AGC i, t i, t i p r P και οι προαναφερθέντες περιορισμοί. 2 max, AGC i, t i, t i p r P, ώστε να ικανοποιούνται και Τέλος, η εξίσωση (26) εισάγει ένα ακόμα σημαντικό στοιχείο, τον όρο i max i min )* i des,( t T ) (P P z. Η δυαδική μεταβλητή i z des i,( tti ) λαμβάνει μη μηδενική τιμή την τελευταία ώρα του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού πριν την έναρξη της διαδικασίας σβέσης της μονάδας. Η ανισότητα παίρνει τότε τη μορφή 1 2 3S min p r r r P και ουσιαστικά αναγκάζει τη μονάδα να δουλέψει i, t i, t i, t i, t i εκείνη την ώρα στο τεχνικό της ελάχιστο. Η διαδικασία αποσυγχρονισμού, η οποία περιγράφεται από τις εξισώσεις (5) και (6), καθίσταται πλέον δυνατή. Ο παραπάνω όρος παραλείπεται για μονάδες αιχμής οι οποίες έχουν τη δυνατότητα να μεταβάλλουν την ισχύ εξόδου τους από το τεχνικό τους μέγιστο στο μηδέν, μέσα σε χρονικό διάστημα λίγων λεπτών. min i,, px t ipx px px p P i I t T (27) Η εξίσωση (27) εκφράζει το κάτω όριο της ισχύος εξόδου της μονάδας i px την ώρα t. Επειδή η αγορά της Ιταλίας είναι χρηματιστηριακή δεν λαμβάνονται υπόψη 55

κατά την επίλυση της ημερήσιας αγοράς οι λειτουργικοί περιορισμοί των μονάδων παραγωγής. Η ελάχιστη ισχύς εξόδου της μονάδας λαμβάνεται ίση με το μηδέν. max i,, px t ipx px px p P i I t T (28) Η εξίσωση (28) εκφράζει αντίστοιχα με την εξίσωση (27) το άνω όριο της ισχύος εξόδου μίας ιταλικής μονάδας i px την ώρα t. Σχετικά με την λειτουργία των ιταλικών μονάδων ισχύουν τα ίδια τα οποία αναφέρθηκαν και στην εξίσωση (27). Η μέγιστη ισχύς εξόδου της μονάδας είναι μονάδας. max i px Περιορισμοί ρυθμού ανόδου και καθόδου των μονάδων P και αποτελεί τεχνικό στοιχείο της syn soak i, t i,( t1) i i, t i, t p p RU *60 N *( u u ) i I, t T (29) Η εξίσωση (29) θέτει περιορισμούς στο ρυθμό ανόδου της ισχύος εξόδου της μονάδας i την ώρα t. Πρέπει να τονιστεί ότι άνοδος της ισχύος εξόδου μπορεί να πραγματοποιηθεί κατά τη μεταβολή της λειτουργικής κατάστασης της μονάδας από τη σβέση στη φάση του συγχρονισμού, κατά τη μετάβαση από τη φάση του συγχρονισμού στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak) και κατά τη φάση κατανομής (dispatch). Σύμφωνα με την εξίσωση (29), η διαφορά της τιμής της ισχύος εξόδου μεταξύ δύο διαδοχικών Περιόδων Κατανομής της Ημέρας Κατανομής δε μπορεί να είναι μεγαλύτερη από ένα αριθμό, ο οποίος ισούται με το γινόμενο RU i *60. Η σταθερά RUi συμβολίζει το ρυθμό ανόδου της μονάδας και αποτελεί τεχνικό χαρακτηριστικό της. Επειδή ο ρυθμός ανόδου συνήθως δίνεται σε MW/min, εισάγεται η σταθερά 60 στην εξίσωση, η οποία συμβολίζει ένα χρονικό διάστημα 60 λεπτών. Κατά τη φάση του συγχρονισμού και κατά τη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak) η ισχύς εξόδου της μονάδας είναι καθορισμένη και γνώστη (η μονάδα δεν παράγει ισχύ όσο βρίσκεται σε διαδικασία συγχρονισμού, ενώ στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak) η ισχύς εξόδου της δίνεται από την εξίσωση (4) ). Εισάγοντας τη σταθερά Ν, η οποία παίρνει μία πολύ μεγάλη τιμή, ουσιαστικά αδρανοποιείται ο περιορισμός (29). Στη φάση συγχρονισμού η δυαδική μεταβλητή syn i t u λαμβάνει την τιμή 1 και η ανισότητα παίρνει τη μορφή, p p RU N. Την ίδια μορφή έχει και κατά τη φάση soak. Με i, t i,( t1) i *60 την προσθήκη του δεύτερου όρου η εξίσωση (29) δεν περιορίζει την άνοδο της 56

ισχύος η οποία πραγματοποιείται κατά την μεταβολή της λειτουργικής κατάστασης της μονάδας i από τη σβέση στη φάση του συγχρονισμού και από τη φάση του συγχρονισμού στη φάση παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο (soak). des i,( t 1) i, t i i, t i, t p p RD *60 N *( z u ) i I, t T (30) Αντίστοιχα με την εξίσωση (29), η παραπάνω εξίσωση θέτει περιορισμούς στο ρυθμό καθόδου της ισχύος της μονάδας i την ώρα t. Κάθοδος της ισχύος πραγματοποιείται κατά τη διαδικασία του αποσυγχρονισμού και κατά τη φάση κατανομής της μονάδας (dispatch). Ο πρώτος όρος της ανισότητας εκφράζει πάλι τη μέγιστη διαφορά ισχύος μεταξύ δύο Περιόδων Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, όταν η μονάδα βρίσκεται στη φάση κατανομής (dispatch). Η διαφορά αυτή δε μπορεί να είναι μεγαλύτερη από το γινόμενο RDi *60 όπου RDi είναι ο ρυθμός καθόδου της μονάδας. Ο δεύτερος όρος ενεργοποιείται κατά τη διαδικασία αποσυγχρονισμού της μονάδας. Η εξίσωση παίρνει τότε τη μορφή p p RD N (όπου Ν ένας πολύ μεγάλος αριθμός). Η ανισότητα i,( t1) i, t i *60 (26) δεν περιορίζει τη γραμμική μείωση της ισχύος εξόδου η οποία δίνεται από την εξίσωση (6). Η μεταβλητή z i, t εισάγεται για να καλυφθεί και η τελευταία λειτουργική ώρα της μονάδας i, πριν αυτή βγει εκτός λειτουργίας. Περιορισμοί των βημάτων προσφοράς ενέργειας των μονάδων b _ v _ i,,,, f t p i t i I t T (31) f F b _ v _ pxi,,,, px f px t p ipx t ipx I px t T (32) px f F px Οι μονάδες παραγωγής υποβάλλουν προσφορές ενέργειας με βήματα, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Οι παραπάνω περιορισμοί εκφράζουν το άθροισμα των βημάτων της προσφοράς έγχυσης ενέργειας της μονάδας i και i px αντίστοιχα σε κάθε Περίοδο Κατανομής t της Ημέρας Κατανομής. i, f, t i, f, t 0 b _ v _ B i I, f F, t T (33) 57

px i, f, t i, f, t px px px px 0 b _ v _ px B i I, f F, t T (34) px px px px Οι εξισώσεις (33) και (34) ορίζουν την ελάχιστη και τη μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή b _ v _ i, f, t / b _ v _ px i, f, t, η οποία εκφράζει την ποσότητα ενέργειας του βήματος f που προσφέρει η μονάδα i / i_it κατά την Περίοδο Κατανομής t. Η μεταβλητή έχει ως κατώτερο όριο τη μηδενική τιμή (η μονάδα δεν προσφέρει ενέργεια από το συγκεκριμένο μπλοκ) και ως ανώτερο τη σταθερά B if / B i _ it, f _ it. px px Περιορισμοί των βημάτων προσφοράς ενέργειας για εισαγωγή στην Ελλάδα fifi b _ imp _ p _ imp _ imp, fi, in, t imp, fi, in, t imp IMP, fi FI, in IN, t T (35) Οι έμποροι εισαγωγών (import agents) παρέχουν στην Ελλάδα ενέργεια με τη μορφή βημάτων, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Ο παραπάνω περιορισμός ορίζει ότι το άθροισμα της συνολικής ενέργειας των βημάτων αυτών θα πρέπει να ισούται με την συνολική ενέργεια που παρέχει ο πράκτορα εισαγωγής imp από τη διασύνδεση in στην Ελλάδα, την ώρα t. b _ imp _ ImpOfferPP imp, fi, in, t imp, in, fi (36) imp IMP, fi FI, in IN, t T Η εξίσωση (36) ορίζει τη μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή b _ imp _ imp, fi, in, t, η οποία εκφράζει το ποσό ενέργειας που προσφέρει ο έμπορος εισαγωγών imp από το fi -στο βήμα ενέργειας την ώρα t. Η μεταβλητή έχει ως ανώτερο τη σταθερά ImpOfferPP imp, in, fi, η οποία εκφράζει τη μέγιστη ποσότητα ενέργειας του βήματος fi που προσφέρει ο έμπορος imp στη διασύνδεση in. Οι έμποροι παρέχουν ενέργεια ξεκινώντας από το βήμα με την μικρότερη τιμή. Όταν η μεταβλητή b _ imp _ imp, fi, in, t γίνει ίση με τη σταθερά ImpOfferPP,, imp in fi, ο έμπορος συνεχίζει να προσφέρει στην Ελλάδα ενέργεια αλλά πλέον από το αμέσως ακριβότερο βήμα. 58

Περιορισμοί των βημάτων δήλωσης φορτίου για εξαγωγή από την Ελλάδα fefe b _ exp _ p _ exp _ exp, fe,in,t exp,in,t exp EXP, fe FE,in IN,t T (37) Οι έμποροι εξαγωγών (export agents) παρέχουν από την Ελλάδα ενέργεια με τη μορφή βημάτων, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Ο παραπάνω περιορισμός ορίζει ότι το άθροισμα της συνολικής ενέργειας των βημάτων αυτών θα πρέπει να ισούται με την συνολική ενέργεια που παρέχει ο έμπορος exp στη διασύνδεση in από την Ελλάδα, την ώρα t. b _ exp _ ExpOfferPP exp, fe, in, t exp, in, fe (38) exp EXP, fe FE, in IN, t T Η εξίσωση ορίζει την μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή b _ exp _, η οποία εκφράζει την ποσότητα ενέργειας του βήματος exp, fe, in, t fe της δήλωσης φορτίου που προσφέρει ο έμπορος εξαγωγών exp την ώρα t. Η μεταβλητή έχει ως ανώτερο τη σταθερά ExpOfferPP,, εκφράζει τη μέγιστη ποσότητα ενέργειας του βήματος fe έμπορος exp στη διασύνδεση in. exp in fe, η οποία που προσφέρει ο Περιορισμοί των μπλοκ προσφοράς ισχύος για εισαγωγή στην Ιταλία px fipxfi b _ imp _ px p _ imp _ px imx, fipx, inpx, t imx, fipx, inpx, t px px px px px px imp IMP, fi FI, in IN, t T (39) Οι έμποροι εισαγωγών (import agents) παρέχουν στην Ιταλία ενέργεια με τη μορφή βημάτων, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Ο παραπάνω περιορισμός ορίζει ότι το άθροισμα της συνολικής ενέργειας των βημάτων αυτών θα πρέπει να ισούται με την συνολική ενέργεια που παρέχει ο πράκτορα εισαγωγής imp px από τη διασύνδεση in px στην Ιταλία, την ώρα t. 59

b _ imp _ px Im pofferpx imp, fi, in, t imp, in, fi px px px px px px px px px px px px imp IMP, fi FI, in IN, tt (40) Η εξίσωση (40) ορίζει τη μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή b _ imp _ px imp, fi, in, t, η οποία εκφράζει το ποσό ενέργειας που px px px προσφέρει ο έμπορος εισαγωγών imp px από το fi px -στο βήμα ενέργειας την ώρα t. Η μεταβλητή έχει ως ανώτερο τη σταθερά Im pofferpx, η οποία imp px,in px,fi px εκφράζει τη μέγιστη ποσότητα ενέργειας του βήματος fi px που προσφέρει ο έμπορος imp px στη διασύνδεση in px. Οι έμποροι παρέχουν ενέργεια ξεκινώντας από το βήμα με την μικρότερη τιμή. Όταν η μεταβλητή b _ imp _ px imp, fi, in, t γίνει ίση με τη σταθερά Im pofferpx imp px,in px,fi px px px px, ο έμπορος συνεχίζει να προσφέρει στην Ελλάδα ενέργεια αλλά πλέον από το αμέσως ακριβότερο βήμα. Περιορισμοί των μπλοκ προσφοράς ισχύος για εξαγωγή από την Ιταλία px fepxfe b _ exp _ px p _ exp _ px exp px, fe px,in px,t exp px,in px,t px px px px px px exp EXP, fe FE,in IN,t T (41) Οι έμποροι εξαγωγών (export agents) παρέχουν από την Ιταλία ενέργεια με τη μορφή βημάτων, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Ο παραπάνω περιορισμός ορίζει ότι το άθροισμα της συνολικής ενέργειας των βημάτων αυτών θα πρέπει να ισούται με την συνολική ενέργεια που παρέχει ο έμπορος exp px στη διασύνδεση in px από την Ιταλία, την ώρα t. b _ exp _ px ExpOfferPX exp, fe, in, t exp, in, fe px px px px px px px px px px px px exp EXP, fe FE, in IN, t T (42) Η εξίσωση ορίζει την μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή b _ exp _ px, η οποία εκφράζει την ποσότητα ενέργειας του βήματος exp, fe, in, t px px px fepx της δήλωσης φορτίου που προσφέρει ο έμπορος εξαγωγών exp px την ώρα t. Η μεταβλητή έχει ως ανώτερο τη σταθερά ExpOfferPX,, εκφράζει τη μέγιστη ποσότητα ενέργειας του βήματος fe px έμπορος exp px στη διασύνδεση in px. exp in fe px px px, η οποία που προσφέρει ο 60

Περιορισμοί του συστήματος 1 1, 1 t ri t a RR t t T (43) i I 1 1, 1 t ri t a RR t t T (44) i I Οι εξισώσεις (43) και (44) αναφέρονται στην κάλυψη της απαιτούμενης από το δίκτυο πρωτεύουσας εφεδρείας. Το άθροισμα της συνεισφοράς όλων των μονάδων σε πρωτεύουσα εφεδρεία θα πρέπει να υπερκαλύπτει την απαίτηση του συστήματος για πρωτεύουσα εφεδρεία. Εισάγονται επίσης και οι συνεχείς μεταβλητές a1 t και a1 t. Οι μεταβλητές αυτές εκφράζουν το έλλειμμα σε πρωτεύουσα προς τα πάνω και προς τα κάτω εφεδρεία αντίστοιχα. Σε περίπτωση μη ικανοποίησης των παραπάνω ανισοτήτων, οι μεταβλητές a1 t και a1 t λαμβάνουν μη μηδενική τιμή και ενεργοποιείται ο όρος t t t t t 1 1 2 2 3 M *( a a a a a ) στην εξίσωση (1) του προβλήματος με αποτέλεσμα A τη ραγδαία αύξηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Στις παραπάνω 1 ανισότητες, οι ποσότητες RRt 1 και RRt εκφράζουν την απαίτηση του συστήματος σε πρωτεύουσα προς τα πάνω και προς τα κάτω πρωτεύουσα εφεδρεία αντίστοιχα. 2 2, 2 t ri t a RR t t T (45) i I 2 2, 2 t ri t a RR t t T (46) i I Οι εξισώσεις (45) και (46) αναφέρονται στην κάλυψη της απαιτούμενης από το δίκτυο δευτερεύουσας εφεδρείας και είναι όμοιες με τις εξισώσεις (43) και (44). Και σ αυτές είναι απαραίτητη η κάλυψη της απαίτησης του συστήματος για δευτερεύουσα εφεδρεία. Οι συνεχείς μεταβλητές έλλειμμα σε δευτερεύουσα εφεδρεία, ενώ οι ποσότητες a2 t και 2 RRt και a2 t συμβολίζουν το 2 RRt εκφράζουν την απαίτηση του συστήματος σε δευτερεύουσα προς τα πάνω και προς τα κάτω εφεδρεία αντίστοιχα. 61

r r a RR t T (47) 3S 3NS t 3 i, t i, t 3 t i I i I Η εξίσωση (47) αναφέρεται στην κάλυψη της απαιτούμενης από το δίκτυο στρεφόμενης και μη στρεφόμενης τριτεύουσας εφεδρείας. Σημαντικό στοιχείο της εξίσωσης αποτελεί το γεγονός ότι δεν ορίζονται χωριστές απαιτήσεις του συστήματος για τα δύο είδη τριτεύουσας εφεδρείας, αλλά η οποιαδήποτε απαίτηση ικανοποιείται από την εξίσωση (47). Και σ αυτή την περίπτωση δεν επιβάλλεται η ισότητα μεταξύ των δύο μελών της ανισότητας, ενώ ορίζεται ένα κοινό έλλειμμα ενέργειας σε εφεδρεία το οποίο συμβολίζεται με τη συνεχή μεταβλητή a 3 t. Η 3 ποσότητα RR t εκφράζει την απαίτηση του συστήματος σε τριτεύουσα στρεφόμενη και μη στρεφόμενη εφεδρεία. Περιορισμοί ισοζυγίου ενέργειας t pi,,, _ t p imp imp in t a E i I impimp inin ' Italy ' t exp, in, t t exp EXP inin TotalLoadPP p exp flow t T (48) Η εξίσωση (48) εκφράζει το ισοζύγιο ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος. Στο αριστερό μέλος έχουμε την παραγωγή από τις μονάδες της Κοινοπραξίας και τις εισαγωγές της και στο δεξί μέλος έχουμε το φορτίο και τις εξαγωγές που έχει να εξυπηρετήσει. Η συνεχής μεταβλητή t E a _ συμβολίζει το έλλειμμα ενέργειας που μπορεί να προκύψει στην αγορά. Ενδιαφέρον στον παραπάνω περιορισμό προκαλεί η παρουσία της μεταβλητής ' Italy ' t flow η οποία δείχνει την ροή ενέργειας που υπάρχει από την Κοινοπραξία Ισχύος στο Χρηματιστήριο Ενέργειας. Η μεταβλητή αυτή αντιπροσωπεύει τις εισαγωγές/εξαγωγές που απαιτούνται ώστε να έχουμε σύγκλιση των τιμών στις δύο αγορές. Η δυική τιμή του περιορισμού αποτελεί την οριακή τιμή συστήματος της Κοινοπραξίας Ισχύος που προκύπτει από την κοινή επίλυση. 62

t pi,,, _ px t p imp pximx inpx t a pxe i px pxipx imximp px inpxin TotalLoadPX p _ exp _ px flow t exp px, inpx, t px exp pxexp px inpxin t T ' Italy' t (49) Η εξίσωση (49) εκφράζει το ισοζύγιο ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας. Στο αριστερό μέλος έχουμε την παραγωγή από τις μονάδες του Χρηματιστηρίου και τις εισαγωγές του και στο δεξί μέλος έχουμε το φορτίο και τις εξαγωγές που έχει να εξυπηρετήσει. Η συνεχής μεταβλητή t E a _ px συμβολίζει το έλλειμμα ενέργειας που μπορεί να προκύψει στην αγορά. Παρατηρούμε όπως και στον προηγούμενο περιορισμό την μεταβλητή ' Italy ' t flow η οποία εισάγεται με αρνητικό πρόσημο ώστε να δείξει την ροή ενέργειας που εισέρχεται στο Χρηματιστήριο Ενέργειας από την Κοινοπραξία Ισχύος. Η δυική τιμή του περιορισμού αποτελεί την οριακή τιμή συστήματος του Χρηματιστηρίου Ενέργειας που προκύπτει από την κοινή επίλυση. Περιορισμοί του φορτίου Συστήματος fld bld _ fld, t TotalLoadPP t t T (50) FLD fld px bld _ px fld px, t TotalLoadPX t t T (51) px FLD Οι εξισώσεις (50) και (51) εκφράζουν το άθροισμα των βημάτων των δηλώσεων φορτίου στην Κοινοπραξία Ισχύος και στο Χρηματιστήριο Ενέργειας αντίστοιχα. Συγκεκριμένα, το φορτίο εισάγεται με τη μορφή βημάτων ενέργειας, καθένα από τα οποία έχει διαφορετική τιμή. Οι παραπάνω δύο περιορισμοί ορίζουν ότι το άθροισμα των δηλώσεων φορτίου κάθε αγοράς θα πρέπει να ισούται με το συνολικό φορτίο της αντίστοιχης αγοράς σε κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. 63

bld _ LoadBlocksPP fld FLD,t T (52) fld, t fld, t px bld _ px LoadBlocksPX fld FLD,t T (53) fld px, t fld px, t px Η εξίσωση (52) και (53) ορίζουν την ελάχιστη και τη μέγιστη τιμή που μπορεί να λάβει η συνεχής μεταβλητή bld fld, t / bld _ it fld _ it, t, η οποία εκφράζει το ποσό ενέργειας του βήματος δήλωσης φορτίου fld/fld_it, την ώρα t. Η μεταβλητή έχει ως ανώτερο τη σταθερά LoadBlocksGR fld, t / LoadBlocksIT fld _ it, t, η οποία εκφράζει το μέγιστο εύρος ενέργειας του διακριτού βήματος fld/fld_it της συνάρτησης δήλωσης φορτίου. Η δήλωση φορτίου βαθμίδα με την μεγαλύτερη τιμή. Όταν η μεταβλητή bld fld, t / bld _ it fld _ it, t γίνει ίση με τη σταθερά LoadBlocksGR fld, t / LoadBlocksIT, η δήλωση φορτίου συνεχίζεται αλλά πλέον με την αμέσως fld _ it, t φθηνότερη βαθμίδα. Τέλος, θα πρέπει να τονιστεί ότι η δήλωση φορτίου αποτελεί μία βηματική και φθίνουσα συνάρτηση. Περιορισμοί καθαρής ικανότητας μεταφοράς ισχύος in p _ imp _ imp, in, t p _ exp_ exp, in, t flowt NTCimp in imp IMP exp EXP (54) imp IMP, in IN in p _ exp_ exp, in, t p _ imp _ imp, in, t flowt NTCexp in exp EXP imp IMP p p, t T exp EXP, in IN p p, t T (55) Οι παραπάνω περιορισμοί αναφέρονται στην καθαρή ικανότητα μεταφοράς (NTC),για εισαγωγές και εξαγωγές, των διασυνδέσεων της Κοινοπραξίας Ισχύος. Η πρώτη καθορίζει το ανώτερο όριο εισαγωγών της διασύνδεσης in ενώ η δεύτερη το ανώτερο όριο των εξαγωγών της. 64

Περιορισμοί των υδροηλεκτρικών μονάδων 2 min disp AGC min, AGC AGC h h h h h h h i,, h,, h t i t i i i t i, t t i p r P *( u u ) P * u i, I, t T (56) 2 max disp AGC max, AGC AGC h h h h h h h i,,, h,, h t i t i i i t i, t t i p r P *( u u ) P * u i, I, t T (57) 2 3S max disp h h h h h h i,,, h t i t i t i i, t p r r P * u i, I, t T (58) Οι περιορισμοί (56), (57) και (58) περιγράφουν τη λειτουργία των υδροηλεκτρικών μονάδων και είναι ανάλογοι των περιορισμών (23), (24) και (26), οι οποίοι αναφέρονται στις θερμικές μονάδες. Οι εξισώσεις αυτές είναι απλούστερες των αντιστοίχων που αναφέρονται στις θερμικές μονάδες, καθώς οι Υ.Η.Σ. μπορούν να εισέλθουν σχεδόν αμέσως στο δίκτυο, χωρίς να απαιτείται να περάσουν από τις syn soak φάσεις συγχρονισμού και παραμονής σε ενδιάμεσο φορτίο ( u u 0 ). Επιπλέον, ο αποσυγχρονισμός τους διαρκεί ελάχιστα και για το λόγο αυτό έχουν τη δυνατότητα να μεταβάλλουν την ισχύ εξόδου τους από οποιαδήποτε τιμή στο μηδέν σε πολύ μικρό χρονικό διάστημα ( u des h i, t h i, t h i, t =0). Τέλος, οι υδροηλεκτρικές μονάδες δεν έχουν τη δυνατότητα να συνεισφέρουν σε πρωτεύουσα προς τα πάνω εφεδρεία και για το λόγο αυτό η συνεχής μεταβλητή 1 r h i, t δεν εισάγεται στην εξίσωση (58), όπως συμβαίνει στην εξίσωση (26), η οποία αναφέρεται στη λειτουργία των θερμικών μονάδων. p a _ h1_ mand HyndroInj b _ v i, I, t T h h h h i, t i, t i, t i, f, t f F (59) Ο περιορισμός (60) περιγράφει την παραγωγή ενέργειας των υδροηλεκτρικών μονάδων. Η προσφορά των υδροηλεκτρικών μονάδων πρέπει να ίση με τα υποχρεωτικά νερά HyndroInj των υδροηλεκτρικών σταθμών αλλά και με την h i, t συνολική έγχυση ενέργειάς τους στην αγορά λόγω των βημάτων έγχυσης ενέργειας που εκκαθαρίζονται. Σε περίπτωση μη ικανοποίησης της παραπάνω ισότητας, η μεταβλητή a _ h 1_ mand λαμβάνουν μη μηδενική τιμή και ενεργοποιείται ο h i, t όρος M H * a1_ h1_ mand h στην εξίσωση (1). i t h h 65

2.1.5 Περιορισμοί Αρχικοποίησης του προβλήματος Market Splitting Όλοι οι περιορισμοί οι οποίοι χρησιμοποιούν δυαδικές μεταβλητές (όπως είναι οι u i, t, y i, t και η z i, t ) για να περιγράψουν τη λειτουργική κατάσταση στην οποία βρίσκονται οι μονάδες, υιοθετούν μία προς τα πίσω λογική επίλυσης του προβλήματος ένταξης των μονάδων παραγωγής (Backward Looking Programming). Για παράδειγμα, οι δυαδικές μεταβλητές οι οποίες βρίσκονται μέσα στα αθροίσματα των εξισώσεων (2), (3), (5), (7) και (8), αναφέρονται στο παρελθόν και χρησιμοποιούνται για τον υπολογισμό της τιμής των μεταβλητών που βρίσκονται στην άλλη μεριά του εκάστοτε περιορισμού. Για τον προσδιορισμό των αρχικών συνθηκών απαιτείται η επέκταση του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού στο παρελθόν. Ο νέος χρονικός ορίζοντας ορίζεται πλέον ως εξής: ext T T T {1,..., T } { T 1,..., T 24,..., T 50} max max max max Όπου η σταθερά T max τίθεται από την αρχή του προβλήματος ίση με 200.Μια Ημέρα Κατανομής ορίζεται ως { Tmax 1,..., Tmax 24 }. Με αυτόν τον τρόπο, εισάγεται ένας εύκολος και απλός τρόπος προσδιορισμού των αρχικών συνθηκών του προβλήματος, καθώς έτσι δεν απαιτείται επιπλέον αύξηση των μεταβλητών που περιγράφουν τη λειτουργία του συστήματος. Όλες οι δυαδικές μεταβλητές αναφέρονται πλέον τόσο στο χρονικό ορίζοντα της Ημέρας Κατανομής, όσο και στον αρνητικό χρονικό ορίζοντα T. Οι αρχικές συνθήκες οι οποίες απαιτούνται για την ορθή λύση του προβλήματος είναι οι εξής: y 0 t 1,..., T i, t max Η αρχική τιμή της δυαδικής μεταβλητής y i, t, η οποία εκφράζει την εκκίνηση της μονάδας i την ώρα t, λαμβάνεται ίση με μηδέν για το χρονικό διάστημα από την ώρα 1 έως την ώρα T max =200. z 0 t 1,..., T i, t max Η αρχική τιμή της δυαδικής μεταβλητής z i, t, η οποία εκφράζει την σβέση της μονάδας i την ώρα t, λαμβάνεται ίση με μηδέν για το χρονικό διάστημα από την ώρα 1 έως την ώρα T max =200. u 0 t 1,..., T i, t max 66

Η αρχική τιμή της δυαδικής μεταβλητής u i, t, η οποία εκφράζει την λειτουργία της μονάδας i την ώρα t, λαμβάνεται ίση με μηδέν για το χρονικό διάστημα από την ώρα 1 έως την ώρα T max =200. σταθερά ini ini i, t i max i y 1 T 0, t T T 1 Η αρχική αυτή συνθήκη θέτει στη δυαδική μεταβλητή y i, t την τιμή 1 εάν η T ini i προγραμματισμού. Επειδή η είναι μεγαλύτερη του μηδενός στην αρχή του χρονικού ορίζοντα ini i T εκφράζει το χρόνο που η μονάδα i βρισκόταν εντός λειτουργίας την ώρα T max, η μεταβλητή y i, t παίρνει τη μοναδιαία τιμή την ώρα ini T 1 πριν την έναρξη της Ημέρας Κατανομής. i ini ini i, t i max i z 1 T 0, t T T 1 Όταν η σταθερά ini T έχει τιμή μικρότερη του μηδενός, η μονάδα i βρίσκεται εκτός λειτουργίας για i ini i T ώρες πριν την αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού. Η παραπάνω αρχική συνθήκη καθορίζει εκείνη ακριβώς την ώρα κατά την οποία η μονάδα έσβησε. Η μονάδα τίθεται εκτός λειτουργίας T 1 ώρες πριν την αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, οπότε εκείνη τη χρονική στιγμή η δυαδική μεταβλητή z i, t, η οποία συμβολίζει τη σβέση της μονάδας, λαμβάνει τιμή ίση με τη μονάδα. ini i des des des ext u i, t 0 T i 1 or T i 0, t T Η παραπάνω αρχική συνθήκη αποτελεί ένα γενικό περιορισμό, ο οποίος ορίζει ότι στην περίπτωση που το χρονικό διάστημα σβέσης της μονάδας i είναι ίσο με 1 ώρα ή είναι μηδενικό (π.χ. υδροηλεκτρικές), η μονάδα δεν προλαβαίνει να εισέλθει σε διαδικασία αποσυγχρονισμού και για το λόγο αυτό η δυαδική μεταβλητή des u i, t έχει συνεχώς μηδενική τιμή. ini ini i max i i i L min( T,( UT T ) u ) ini ini i, 1 0 0 max 1 t i i i max i u T and L and t T T and t T L Οι παραπάνω δύο εξισώσεις ορίζουν ότι εάν η μονάδα i στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού (t=0) βρίσκεται εντός λειτουργίας για 67

λιγότερες ώρες από τον προβλεπόμενο ελάχιστο χρόνο λειτουργίας ( ini u 1 και ini 0 T UT ) τότε θα πρέπει να παραμείνει υποχρεωτικά συγχρονισμένη για τις i επόμενες UT i i ini i T ώρες. i ini ini i max i i i F min( T,( DT T ) (1 u ) ) ini ini i, 0 0 0 max 1 t i i i max i u T and F and t T T and t T F Ομοίως οι παραπάνω δύο εξισώσεις ορίζουν ότι εάν η μονάδα i στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού βρίσκεται εκτός λειτουργίας για λιγότερες ώρες από τον προβλεπόμενο ελάχιστο χρόνο λειτουργίας ( ini ini u 0 1u 1 και DT i ini T 0 δεδομένου ότι ini T 0 ) τότε θα πρέπει να παραμείνει i i υποχρεωτικά αποσυγχρονισμένη για τις επόμενες DT i ini i i T ώρες. i des des des ext p i, t 0,T i or T i 1 0, t T Η παραπάνω αρχική συνθήκη, όπως και η προηγούμενη, αποτελεί ένα γενικό περιορισμό, ο οποίος ορίζει ότι στην περίπτωση που το χρονικό διάστημα σβέσης της μονάδας i είναι ίσο με 1 ώρα ή είναι μηδενικό (π.χ. υδροηλεκτρικές), η ισχύς αποσυγχρονισμού της μονάδας είναι μηδενική δηλαδή η μονάδα αποσυγχρονίζεται αμέσως χωρίς να περάσει από αυτό το στάδιο. ini i, t i max p P t T ini P Η παραπάνω συνθήκη ορίζει την ισχύ εξόδου της μονάδας i στην αρχή του i χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού, η οποία ισούται με τη σταθερά. AGC i t i u, 0 Type 1, t T (Λιγνιτικές μονάδες) i t i 3 NS ext u, 0 Type 1, t T (Λιγνιτικές μονάδες) Οι παραπάνω συνθήκες ορίζουν ότι οι λιγνιτικές μονάδες της Κοινοπραξίας Ισχύος δεν έχουν τη δυνατότητα να λειτουργήσουν με Αυτόματο Έλεγχο Παραγωγής και να προσφέρουν στο δίκτυο τριτεύουσα μη στρεφόμενη εφεδρεία. Οι δυαδικές μεταβλητές AGC ui, t και 3 NS ui, t έχουν συνεχώς την τιμή 0. Ο τύπος των μονάδων ext 68

παραγωγής δηλώνεται με τη σταθερά λιγνιτικών μονάδων λαμβάνει την τιμή 1. i Type η οποία στη περίπτωση των 1 i, t r =0 t T h ext (Υδροηλεκτρικές μονάδες) 1 i, t r =0 t T h ext (Υδροηλεκτρικές μονάδες) Οι παραπάνω αρχικές συνθήκες ορίζουν ότι οι υδροηλεκτρικές μονάδες της Κοινοπραξίας Ισχύος δεν έχουν τη δυνατότητα να συνεισφέρουν σε πρωτεύουσα προς τα πάνω και προς τα κάτω εφεδρεία. Οι συνεχείς μεταβλητές 1 h i, t λαμβάνουν την τιμή 0, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. r και 1 h i, t r 1 i, 0 t r, t=tmax 1 i, 0 t r, t=tmax 2 i, 0 t r, t=tmax 2 i, 0 t r, t=tmax 3 S i, 0 t r, t=tmax 3 NS i, 0 t r, t=tmax Οι παραπάνω συνθήκες ορίζουν ότι οι μονάδες της Κοινοπραξίας Ισχύος δεν προσφέρουν πρωτεύουσα, δευτερεύουσα ή τριτεύουσα (στρεφόμενη και μη) εφεδρεία στην αρχή του χρονικού ορίζοντα προγραμματισμού. Έτσι οι συνεχής μεταβλητές ri 1, t, ri 1, t, 2 ri, t, 2 ri, t, 3 S r i, t, 3 NS r i, t λαμβάνουν την τιμή 0 για t=tmax. 69

2.2 Ανάλυση και Μαθηματική Μοντελοποίηση της Επαναληπτικής Διαδικασίας Το δεύτερο πρόβλημα το οποίο μελετήθηκε αποτελεί προέκταση του πρώτου και συγκεκριμένα, εξετάζει αν η κατανομή των μονάδων που προέκυψε από το market splitting δημιουργεί προβλήματα στο ελληνικό δίκτυο μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Εξετάζει δηλαδή αν υπάρχουν υπερφορτίσεις των γραμμών του ελληνικού δικτύου και κατ επέκταση αν η παραπάνω επίλυση του κοινού αλγορίθμου είναι εφικτή. Για την ανάλυση του προβλήματος και ειδικότερα για την αναπαράσταση του ελληνικού δικτύου, χρησιμοποιήθηκε ένα raw file με πραγματικά δεδομένα του ελληνικού συστήματος από τον ΔΕΣΜΗΕ. Η ανάλυση και επεξήγηση του μοντέλου που αναπτύχθηκε δίνεται παρακάτω: Αρχικά δημιουργείται ο πίνακας επιδεκτικοτήτων του ελληνικού συστήματος. Συγκεκριμένα, στο.raw αρχείο δίνονται στο κομμάτι των BRANCH DATA οι αυτεπαγωγές των γραμμών μεταφοράς χωρίς μετασχηματιστές που συνδέουν τους ζυγούς του συστήματος. Στο κομμάτι TRANSFORMER DATA του ίδιου αρχείου δίνονται οι αυτεπαγωγές των γραμμών μεταφοράς με μετασχηματιστές που συνδέουν τους ζυγούς του συστήματος. Από τα παραπάνω στοιχεία δημιουργείται ο πίνακας επιδεκτικοτήτων του ελληνικού συστήματος. Στη συνέχεια ο πίνακας αυτός αντιστρέφεται και με βάση τον αντίστροφο υπολογίζονται τα PTDFs (Συντελεστής Κατανομής Μεταφοράς Ισχύος). Ακολούθως επιλύεται το market splitting Ελλάδας- Ιταλίας όπως στο πρώτο πρόβλημα. Οι ισχείς που υπολογίζονται από την λύση αυτού του προβλήματος κατανέμονται στους ζυγούς του συστήματος και με την χρήση της μεθόδου ροής φορτίου Συνεχούς Ρεύματος (DC Load Flow) υπολογίζονται οι ροές ισχύος για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής στις γραμμές μεταφοράς του ελληνικού συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Στη συνέχεια, γίνεται έλεγχος αν οι παραπάνω ροές ξεπερνούν το μέγιστο όριο μεταφοράς ισχύος που έχουν οι γραμμές του συστήματος (το όριο αυτό βρίσκεται στα δεδομένα του.raw αρχείο) και εφόσον το όριο αυτό δεν ξεπερνιέται ο αλγόριθμος τερματίζει. Σε αντίθετη περίπτωση επιλύεται ξανά το market splitting Ελλάδας-Ιταλίας εισάγοντας έναν νέο περιορισμό για τις γραμμές που έχουν ξεπεράσει το όριό τους κατά 90% και ο οποίος εκφράζει ότι η ροή ισχύος σε μια γραμμή μεταφοράς πρέπει να είναι μικρότερη ή ίση με το ανώτατο επιτρεπόμενο όριο σε αυτήν. Το market splitting επιλύεται έως ότου όλες οι γραμμές βρεθούν εντός ορίων. Από την παραπάνω ανάλυση γίνεται αντιληπτό ότι δημιουργείται ένας επαναληπτικός αλγόριθμος για την επίλυση του συνολικού προβλήματος. Όλη η παραπάνω ανάλυση παρουσιάζεται σχηματικά στο παρακάτω διάγραμμα ροής. 70

ΑΡΧΗ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΤΟΥ ΠΙΝΑΚΑ ΕΠΙΔΕΚΤΙΚΟΤΗΤΩΝ [B] ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΤΟΥ ΑΝΤΙΣΤΡΟΦΟΥ ΠΙΝΑΚΑ ΕΠΙΔΕΚΤΙΚΟΤΗΤΩΝ Y=[B] -1 ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ PTDF ΜΕΣΩ ΤΟΥ ΑΝΤΙΣΤΡΟΦΟΥ ΕΠΙΛΥΣΗ MARKET SPLITTING ΕΛΛΑΔΑΣ-ΙΤΑΛΙΑΣ ΕΥΡΕΣΗ ΡΟΩΝ ΓΡΑΜΜΩΝ Flow ij ΜΕ ΧΡΗΣΗ ΤΗΣ ΜΕΘΟΔΟΥ DC LOAD FLOW ΠΡΟΣΘΗΚΗ ΤΟΥ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥ Flow ij Flow ij max ΓΙΑ ΤΙΣ ΣΥΓΚΕΚΡΙΜΕΝΕΣ ΓΡΑΜΜΕΣ ΣΤΟ MARKET SPLITTING ΕΛΕΓΧΟΣ Flow ij Flow ij max ΝΑΙ ΟΧΙ ΠΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΓΡΑΜΜΩΝ ΓΙΑ ΤΙΣ ΟΠΟΙΕΣ ΙΣΧΥΕΙ Flow ij 0.9*Flow ij max ΤΕΡΜΑΤΙΣΜΟΣ/ ΕΞΑΓΩΓΗ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ ΤΕΛΟΣ Σχήμα 1: Διάγραμμα ροής επαναληπτικού αλγορίθμου 71

2.2.1 Δείκτες και Σύνολα της Επαναληπτικής Διαδικασίας mm / nn / k K Σύνολα των ζυγών του ελληνικού συστήματος (ίδια μεταξύ τους) gen gen gen Σύνολο των ζυγών του ελληνικού συστήματος που m M, M M έχουν παραγωγή (τουλάχιστον μια γεννήτρια), υποσύνολο του συνόλου M nam NAM Σύνολο των ονομάτων των ζυγών του ελληνικού συστήματος ckt CKT Σύνολο των γραμμών μεταφοράς που συνδέουν δυο ζυγούς m και n (είτε περιέχουν μετασχηματιστές είτε όχι) br br br ckt CKT, CKT CKT Σύνολο των γραμμών μεταφοράς που tr tr tr συνδέουν δύο ζυγούς και δεν περιέχουν μετασχηματιστή, υποσύνολο του συνόλου CKT ckt CKT, CKT CKT Σύνολο των γραμμών μεταφοράς που συνδέουν δύο ζυγούς και περιέχουν μετασχηματιστή, υποσύνολο του συνόλου CKT idl IDL Σύνολο των φορτίων που συνδέονται σε έναν ζυγό 2.2.2 Παράμετροι της Επαναληπτικής Διαδικασίας ide m Παράμετρος ένδειξης του είδους του ζυγού: 1-Ζυγός φορτίου ή γενικά ζυγός χωρίς παραγωγή 2-Ζυγός παραγωγής 3-Ζυγός αναφοράς(στο ελληνικό σύστημα είναι η Βουλγαρία) 4-Αποσυνδεδεμένοι ή απομονωμένοι ζυγοί branch _ x Αντίδραση X, της γραμμής μεταφοράς ckt br που συνδέει τον m, n, ckt br ζυγό m με το ζυγό n, σε pu. Κάθε κλάδος πρέπει να έχει μη μηδενική τιμή για την αντίδραση X 72

trans _ x Αντίδραση X, της γραμμής μεταφοράς ckt br που συνδέει τον m, n, ckt tr ζυγό m με το ζυγό n, σε pu. Κάθε κλάδος πρέπει να έχει μη μηδενική τιμή για την αντίδραση X flow_ max m,n Παράμετρος ένδειξης της μέγιστης επιτρεπόμενης ροής ισχύος στη γραμμή μεταφοράς που συνδέει τον ζυγό m με τον ζυγό n b mn, Παράμετρος η οποία περιέχει τον πίνακα των επιδεκτικοτήτων B (το αντίστροφο της αντίδρασης X ) του ελληνικού συστήματος b _ inverse Παράμετρος η οποία περιέχει τον αντίστροφο πίνακα του b mn, και χρησιμοποιείται για τον υπολογισμό των PTDFs. PTDF m, n, k Παράμετρος η οποία περιέχει την τιμή του PTDF (συντελεστή κατανομής μεταφοράς ισχύος) και εκφράζει το ποσοστό της συναλλαγής ισχύος μεταξύ του ζυγού k και του ζυγού αναφοράς που περνά από τη γραμμή που συνδέει τους ζυγούς m και n Line _ Flow Ροή ισχύος μεταξύ των ζυγών m και n,την ώρα t,σε MW. Για m, n, t m, n, t τον υπολογισμό της έχει χρησιμοποιηθεί η μέθοδος της ροής φορτίου συνεχούς ρεύματος neff _ term Παράμετρος ένδειξης της υπέρβασης του επιτρεπόμενου ορίου της γραμμής μεταφοράς που συνδέει του ζυγούς m και n, την ώρα t. Ισούται με 1 αν υπάρχει υπέρβαση του ορίου και με 0 αν δεν υπάρχει neff m, n, t Παράμετρος ένδειξης της υπέρβασης του 90% του επιτρεπόμενου ορίου της γραμμής μεταφοράς που συνδέει τους ζυγούς m και n, την ώρα t. Ισούται με 1 αν υπάρχει υπέρβαση του ορίου και με 0 αν δεν υπάρχει 2.2.3 Μεταβλητές της Επαναληπτικής Διαδικασίας power mt, Η καθαρή έγχυση ισχύος(net injection) την ώρα t, σε MW G m P D m P στον ζυγό m 73

2.2.4 Περιορισμοί της Επαναληπτικής Διαδικασίας Περιορισμοί της μέγιστης ροής φορτίου μεταξύ δύο ζυγών kk power * PTDF flow _ max m M, nn k, t m, n, k m, n kk power * PTDF flow _ max m M, nn k, t m, n, k m, n Οι παραπάνω περιορισμοί εκφράζουν με την χρήση της μεθόδου σ.ρ. φορτίου την ροή ισχύος που μπορεί να υπάρχει μεταξύ δύο ζυγών m και n και η οποία πρέπει να είναι μικρότερη ή ίση της μέγιστης flow_max. Οι περιορισμοί «ενεργοποιούνται» για μια γραμμή μεταφοράς όταν αυτή ξεπεράσει το μέγιστο όριό της κατά 90%. Τα μεγέθη power, PTDF και flow_max ορίζονται με βάση η ροή να έχει κατεύθυνση από τον ζυγό m στον n και έτσι ο πρώτος περιορισμός καλύπτει αυτή την κατεύθυνση και ο δεύτερος την αντίθετη. 74

Κεφάλαιο 3 Αποτελέσματα και Συμπεράσματα 3.1 Περιγραφή του μοντέλου της κοινής επίλυσης των αγορών Σε αυτή την εργασία μελετάται η σύζευξη ενός Χρηματιστηρίου Ενέργειας (Power Exchange PX) και μιας Κοινοπραξίας Ισχύος (Power Pool PP) με τη χρήση της μεθόδου market splitting, μέσω της προσομοίωσης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας Ελλάδας και Ιταλίας. Είναι σημαντικό λοιπόν να γίνει μια αναλυτική περιγραφή του μοντέλου που χρησιμοποιήθηκε για τις προσομοιώσεις και την εξαγωγή των συμπερασμάτων. Στις παρακάτω ενότητες θα παρουσιασθεί το ελληνικό και ιταλικό σύστημα καθώς και οι έμποροι εισαγωγών και εξαγωγών που προσομοιώθηκαν. 3.1.1 Ελληνικές Μονάδες Παραγωγής Το ελληνικό σύστημα που προσομοιώνεται περιλαμβάνει συνολικά 54 μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Συγκεκριμένα, υπάρχουν 21 μονάδες βάσης συνολικής ισχύος εξόδου 4734 MW, 9 μονάδες κυμαινόμενου φορτίου συνολικής ισχύος εξόδου 2254 MW, 7 μονάδες αιχμής συνολικής ισχύος εξόδου 1210 MW και 17 υδροηλεκτρικές μονάδες με συνολική ισχύ εξόδου 3034 MW. Η τιμή προσφοράς των μονάδων για έγχυση ενέργειας διαφοροποιείται ανάλογα με τον τύπο των μονάδων, και στην παρούσα εργασία κυμαίνεται από 19,49 έως 37,44 /MWh για τις μονάδες βάσης, από 23 έως 62 /MWh για τις μονάδες κυμαινόμενου φορτίου, από 28,35 έως 93,5 /MWh για τις μονάδες αιχμής και από 100,7 έως 100,9 /MWh για τις υδροηλεκτρικές. Οι μονάδες προσφέρουν επίσης ενέργεια και στις Επικουρικές Υπηρεσίες και επιβαρύνονται με ένα επιπλέον κόστος που αντιστοιχεί στην τιμολογούμενη προσφορά που καταθέτουν για την παραγωγή της αντίστοιχης εφεδρείας. Για παροχή πρωτεύουσας εφεδρείας η τιμή προσφοράς κυμαίνεται για τις μονάδες βάσης από 0 έως 32,84 /MW, από 0 έως 0,1 /MW για τις μονάδες κυμαινόμενου φορτίου και από 0,1 έως 0,7 /MW για τις μονάδες αιχμής. Οι υδροηλεκτρικές μονάδες δεν συμμετέχουν στην παροχή πρωτεύουσας εφεδρείας και έτσι δεν παρουσιάζουν τιμολογούμενες προσφορές. Τέλος, στην κάλυψη των αναγκών για δευτερεύουσα εφεδρεία συμμετέχουν μόνο οι μονάδες κυμαινόμενου φορτίου και οι υδροηλεκτρικές με εύρος τιμών προσφοράς 0-100,00 /MW και 0-75,73 /MW αντίστοιχα, ενώ οι προσφορές τριτεύουσας εφεδρείας είναι μη τιμολογούμενες. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζονται συνοπτικά τα παραπάνω. 75

Τύπος Μονάδας Πίνακας 1: Στοιχεία προσομοίωσης ελληνικών μονάδων Αριθμός Μονάδων Συνολική Μέγιστη Ισχύς [MW] Εύρος Τιμών Προσφοράς Έγχυσης Ενέργειας ( /MWh) Εύρος Τιμών Προσφοράς Πρωτεύουσας Εφεδρείας ( /MW) Εύρος Τιμών Προσφοράς Δευτερεύουσας Εφεδρείας ( /MW) Βάσης 21 4734 19,49-37,44 0-32,84 0 Κυμαινόμενου φορτίου 9 2254 23-62 0-1,00 0-100,00 Αιχμής 7 1210 28,5-93,5 0,10-0,70 0 ΥΗΣ 17 3034 100,7-100,9 0 0-75,73 3.1.2 Χαρακτηριστικά των Ελληνικών Μονάδων Παραγωγής Οι μονάδες του ελληνικού συστήματος χωρίζονται σε τέσσερις κατηγορίες ανάλογα με τη συμμέτοχή τους στην κάλυψη του φορτίου κατά την Ημέρα Κατανομής, σε μονάδες βάσης, σε μονάδες κυμαινόμενου φορτίου, σε μονάδες αιχμής και σε υδροηλεκτρικές μονάδες. Οι μονάδες βάσης αποτελούνται κυρίως από λιγνιτικές μονάδες, οι οποίες παρουσιάζουν το πλεονέκτημα του χαμηλού λειτουργικού κόστους. Για το λόγο αυτό εξάλλου, συμφέρει οικονομικά το Σύστημα να λειτουργούν στη μέγιστη ισχύ εξόδου τους έτσι ώστε να καλύπτουν το φορτίο βάσης. Μειονέκτημα τους αποτελεί το γεγονός ότι εμφανίζουν ιδιαίτερα μεγάλους χρόνους εκκίνησης (πάνω από 10 ώρες ) και σβέσης, καθώς οι αντίστοιχες διαδικασίες είναι ιδιαίτερα χρονοβόρες και πολύπλοκες. Ως αποτέλεσμα των παραπάνω, προτιμάται οι συγκεκριμένες μονάδες να παραμένουν κατά το δυνατόν περισσότερο εντός συστήματος. Επιπλέον, ο μέγιστος ρυθμός ανόδου (RU) και καθόδου (RD) των μονάδων αυτών βρίσκεται στην περιοχή του 1-1.5 % της ονομαστικής τους ισχύος. Οι μονάδες κυμαινόμενου φορτίου ιδιωτικές (π.χ. ΗΡΩΝ, Ε.Λ.Π.Ε. ) και μη είναι μονάδες συνδυασμένου κύκλου με καύσιμο φυσικό αέριο, οι οποίες προορίζονται για την κάλυψη του μεταβαλλόμενου φορτίου του δικτύου. Οι διαδικασίες εκκίνησης και σβέσης δεν είναι τόσο πολύπλοκες και χρονοβόρες όσο αυτές των λιγνιτικών μονάδων με αποτέλεσμα οι συγκεκριμένες μονάδες να είναι διαθέσιμες εντός λίγων ωρών από τη στιγμή κατά την οποία τίθενται σε λειτουργία. Σημαντικό πλεονέκτημα των μονάδων συνδυασμένου κύκλου αποτελεί το γεγονός ότι έχουν ιδιαίτερα υψηλό μέγιστο ρυθμό ανόδου(ru) και καθόδου(rd) της ισχύος τους, ο οποίος σε πολλές περιπτώσεις είναι της τάξεως του 8%. Οι μονάδες αιχμής αποτελούνται από μονάδες λιγνιτικές, φυσικού αερίου και ντίζελ, των οποίων το λειτουργικό κόστος είναι ιδιαίτερα υψηλό. Παρά το σημαντικότατο αυτό μειονέκτημα, οι μονάδες αυτές χρησιμοποιούνται σαν μονάδες αιχμής εξαιτίας των πολύ μικρών χρόνων εκκίνησης και σβέσης που παρουσιάζουν. Έτσι οι μονάδες αυτές να εισάγονται κατά τη διάρκεια των λίγων ωρών όπου 76

παρατηρούνται αιχμές στο φορτίο, και στη συνέχεια τίθενται εκτός λειτουργίας. Επιπλέον, οι μονάδες αιχμής παρουσιάζουν μέγιστο ρυθμό ανόδου και καθόδου της ισχύος εξόδου τους, της τάξεως των 3-4 MW/min. Οι υδροηλεκτρικές μονάδες αποτελούν ιδιαίτερη κατηγορία μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς παρουσιάζουν εξαιρετικά υψηλό μέγιστο ρυθμό ανόδου και καθόδου της ισχύος εξόδου τους, της τάξεως των 60-80 MW/min. Το γεγονός αυτό, σε συνδυασμό με τους εξαιρετικά μικρούς χρόνους εκκίνησης και σβέσης, καθιστούν τις υδροηλεκτρικές μονάδες ιδανικές στο να εισάγονται για να καλύψουν τις ανάγκες του δικτύου κατά τη διάρκεια των ωρών αιχμής αλλά και στο να ικανοποιούν τις απαιτήσεις του συστήματος σε δευτερεύουσα και τριτεύουσα εφεδρεία (οι υδροηλεκτρικές μονάδες δε μπορούν να συνεισφέρουν σε πρωτεύουσα εφεδρεία). Παρουσιάζουν τέλος υψηλό λειτουργικό κόστος. 3.1.3 Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας των Ελληνικών Μονάδων Παραγωγής Οι Παραγωγοί (μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας) υποβάλλουν προσφορές έγχυσης για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Υποβάλλουν τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για το σύνολο της παραγωγικής ικανότητάς τους για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Οι τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για τις μονάδες παραγωγής περιλαμβάνουν, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, μια κλιμακωτή συνάρτηση τιμής και ποσότητας ηλεκτρικής ενέργειας, κάθε βαθμίδα της οποίας αποτελείται από ένα ζεύγος ποσότητας ενέργειας σε MWh και τιμής σε /MWh. Η συνάρτηση αυτή μπορεί να περιλαμβάνει έως δέκα βαθμίδες, με την απαίτηση οι τιμές ενέργειας για τις διαδοχικές βαθμίδες να είναι μονότονα γνησίως αύξουσες. Οι τιμές όλων των βαθμίδων είναι μη αρνητικές. Στον πίνακα 2 παρουσιάζεται ένα παράδειγμα τιμολογούμενης προσφοράς έγχυσης ενέργειας, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, για τον λιγνιτικό σταθμό ΑΓΙΟ ΔΗΜΗΤΡΙΟ 1, όπου προσφέρει ενέργεια σε τρία βήματα. Στο πρώτο μέρος κάθε βήματος έχουμε την ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας για κάθε βαθμίδα σε MWh και στο δεύτερο μέρος την τιμή της σε /MWh. 77

Ώρα [h] Πίνακας 2: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας Αγίου Δημητρίου Εύρος [ΜWh] Τιμή [ /MWh] Εύρος [ΜWh] Τιμή [ /MWh] Εύρος [ΜWh] 1 2 3 Τιμή [ /MWh] 1 201 29,098 36 29,228 37 29,358 2 201 29,108 36 29,238 37 29,368 3 201 29,047 36 29,176 37 29,306 4 201 29,029 36 29,159 37 29,288 5 201 29,024 36 29,153 37 29,283 6 201 29,024 36 29,153 37 29,283 7 201 29,047 36 29,176 37 29,306 8 201 29,085 36 29,214 37 29,344 9 201 29,11 36 29,24 37 29,369 10 201 29,211 36 29,341 37 29,472 11 201 29,201 36 29,332 37 29,462 12 201 29,23 36 29,36 37 29,491 13 201 29,23 36 29,36 37 29,491 14 201 29,23 36 29,36 37 29,491 15 201 29,214 36 29,344 37 29,475 16 201 29,216 36 29,346 37 29,476 17 201 29,167 36 29,297 37 29,427 18 201 29,169 36 29,299 37 29,43 19 201 29,199 36 29,33 37 29,46 20 201 29,23 36 29,36 37 29,49 21 201 29,225 36 29,355 37 29,486 22 201 29,201 36 29,332 37 29,462 23 201 29,161 36 29,291 37 29,421 24 201 29,11 36 29,24 37 29,369 78

3.1.4 Ιταλικές Μονάδες Παραγωγής Οι μονάδες της Ιταλίας χωρίζονται σε μονάδες βάσης, μονάδες κυμαινόμενου φορτίου και μονάδες αιχμής. Υπάρχουν σαράντα μονάδες βάσης με συνολική μέγιστη ισχύ εξόδου 24360 MW, εβδομήντα έξι μονάδες κυμαινόμενου φορτίου με συνολική μέγιστη ισχύ εξόδου 61750 MW και 25 μονάδες αιχμής με συνολική μέγιστη ισχύ 24100 MW. Για την επίλυση του προβλήματος τα μόνα στοιχεία που χρησιμοποιούνται είναι η ελάχιστη και η μέγιστη ισχύς εξόδου των μονάδων. Οι προσφορές έγχυσης ενέργειας είναι μέχρι τεσσάρων βημάτων ανά μονάδα και οι τιμές τους είναι 5 /MWh για τις μονάδες βάσης, για τις μονάδες κυμαινόμενου φορτίου η τιμή κυμαίνεται από 13 έως 135 /MWh και για τις μονάδες αιχμής κυμαίνεται από 13 έως 173,5 /MWh. Στον πίνακα 3 παρουσιάζονται συνοπτικά τα παραπάνω. Πίνακας 3: Στοιχεία προσομοίωσης ελληνικών μονάδων Τύπος Μονάδας Αριθμός Μονάδων Συνολική Μέγιστη Ισχύς [MW] Εύρος Τιμών Προσφοράς Έγχυσης Ενέργειας [ /MWh] Βάσης 40 24360 5 Κυμαινόμενου φορτίου 76 61750 13-135 Αιχμής 25 24100 96,7-173,5 3.1.5 Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας των Ιταλικών Μονάδων Παραγωγής Οι Παραγωγοί (μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας) υποβάλλουν τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Οι τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για τις μονάδες παραγωγής περιλαμβάνουν, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, μια κλιμακωτή συνάρτηση τιμής και ποσότητας ηλεκτρικής ενέργειας, κάθε βαθμίδα της οποίας αποτελείται από ένα ζεύγος ποσότητας ενέργειας σε MWh και τιμής σε /MWh. Η συνάρτηση αυτή περιλαμβάνει έως τρεις βαθμίδες, με την απαίτηση οι τιμές ενέργειας για τις διαδοχικές βαθμίδες να είναι μονότονα γνησίως αύξουσες. Οι τιμές όλων των βαθμίδων είναι μη αρνητικές. Στον πίνακα 4 παρουσιάζεται ένα παράδειγμα τιμολογούμενης προσφοράς έγχυσης ενέργειας, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, για τον σταθμό It_1,όπου στο πρώτο μέρος του πίνακα έχουμε την ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας για κάθε βαθμίδα σε MWh και στο δεύτερο μέρος την τιμή της σε /MWh. 79

Πίνακας 4: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας It_1 Ώρα [h] Εύρος [ΜWh] Τιμή [ /MWh] Εύρος [ΜWh] Τιμή [ /MWh] Εύρος [ΜWh] 1 2 3 Τιμή [ /MWh] 1 40 36,8 20 37,1 40 37,4 2 40 32,6 20 32,8 40 33 3 40 40,7 20 41 40 41,3 4 40 20,7 20 21 40 21,3 5 40 32,6 20 32,8 40 33 6 40 32,6 20 32,8 40 33 7 40 32,6 20 32,8 40 33 8 40 32,6 20 32,8 40 33 9 40 32,6 20 32,8 40 33 10 40 30,2 20 30,4 40 30,6 11 40 13 20 13,1 40 13,2 12 40 32,6 20 32,8 40 33 13 40 32,6 20 32,8 40 33 14 40 32,6 20 32,8 40 33 15 40 32,6 20 32,8 40 33 16 40 22,6 20 22,8 40 23 17 40 32,6 20 32,8 40 33 18 40 32,6 20 32,8 40 33 19 40 32,6 20 32,8 40 33 20 40 32,6 20 32,8 40 33 21 40 32,6 20 32,8 40 33 22 40 32,6 20 32,8 40 33 23 40 32,6 20 32,8 40 33 24 40 32,6 20 32,8 40 33 80

3.1.6 Το Φορτίο του Ελληνικού και του Ιταλικού Συστήματος Στο πρόβλημα που μελετάται στην παρούσα εργασία μοντελοποιείται φορτίο και στις δύο χώρες Ελλάδα και Ιταλία. Συγκεκριμένα, το φορτίο και στις δύο χώρες προσομοιώνεται ως ελαστικό. Και στα δύο συστήματα γίνονται τιμολογούμενες δηλώσεις φορτίου για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Περιλαμβάνουν μια κλιμακωτή συνάρτηση τιμής και ποσότητας ηλεκτρικής ενέργειας, κάθε βαθμίδα της οποίας αποτελείται από ένα ζεύγος ποσότητας ενέργειας σε MWh και τιμής σε /MWh. Η συνάρτηση αυτή περιλαμβάνει για το ελληνικό σύστημα 45 βαθμίδες και για το ιταλικό 50, με την απαίτηση οι τιμές ενέργειας για τις διαδοχικές βαθμίδες να είναι μονότονα γνήσια φθίνουσες. Όλες οι τιμές είναι μη αρνητικές. Στην Ελλάδα η ανώτερη τιμή δήλωσης φορτίου είναι 150 /MWh και στην Ιταλία 107,5 /MWh. Στον παρακάτω πίνακα φαίνονται οι πρώτες δέκα βαθμίδες από τις δηλώσεις φορτίου για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής για τις δύο αγορές. Πίνακας 5: Δηλώσεις Φορτίου Ελληνικού Συστήματος Ώρα Ποσότητα Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου (MWh) [h] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 5445 50 50 50 50 50 50 50 50 50 2 5048 50 50 50 50 50 50 50 50 50 3 5010 50 50 50 50 50 50 50 50 50 4 4848 50 50 50 50 50 50 50 50 50 5 4679 50 50 50 50 50 50 50 50 50 6 4680 50 50 50 50 50 50 50 50 50 7 4752 50 50 50 50 50 50 50 50 50 8 5088 50 50 50 50 50 50 50 50 50 9 5605 50 50 50 50 50 50 50 50 50 10 6315 50 50 50 50 50 50 50 50 50 11 6555 50 50 50 50 50 50 50 50 50 12 6612 50 50 50 50 50 50 50 50 50 13 6667 50 50 50 50 50 50 50 50 50 14 6618 50 50 50 50 50 50 50 50 50 15 6288 50 50 50 50 50 50 50 50 50 16 5850 50 50 50 50 50 50 50 50 50 17 5888 50 50 50 50 50 50 50 50 50 18 5810 50 50 50 50 50 50 50 50 50 19 6290 50 50 50 50 50 50 50 50 50 20 6900 50 50 50 50 50 50 50 50 50 21 6889 50 50 50 50 50 50 50 50 50 22 6510 50 50 50 50 50 50 50 50 50 23 6182 50 50 50 50 50 50 50 50 50 24 5880 50 50 50 50 50 50 50 50 50 81

Ώρα [h] Τιμή Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου ( /MWh) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 150 58,55 58,25 57,95 57,65 57,35 57,05 56,75 56,45 56,15 2 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 3 150 56,05 55,75 55,45 55,15 54,85 54,55 54,25 53,95 53,65 4 150 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 48,35 48,05 47,75 47,45 5 150 46,65 46,35 46,05 45,75 45,45 45,15 44,85 44,55 44,25 6 150 46,65 46,35 46,05 45,75 45,45 45,15 44,85 44,55 44,25 7 150 46,75 46,45 46,15 45,85 45,55 45,25 44,95 44,65 44,35 8 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 9 150 58,55 58,25 57,95 57,65 57,35 57,05 56,75 56,45 56,15 10 150 60,05 59,75 59,45 59,15 58,85 58,55 58,25 57,95 57,65 11 150 56,05 55,75 55,45 55,15 54,85 54,55 54,25 53,95 53,65 12 150 55,55 55,25 54,95 54,65 54,35 54,05 53,75 53,45 53,15 13 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 14 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 15 150 49,65 49,35 49,05 48,75 48,45 48,15 47,85 47,55 47,25 16 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 17 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 18 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 19 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 20 150 86,05 85,75 85,45 85,15 84,85 84,55 84,25 83,95 83,65 21 150 60,05 59,75 59,45 59,15 58,85 58,55 58,25 57,95 57,65 22 150 55,55 55,25 54,95 54,65 54,35 54,05 53,75 53,45 53,15 23 150 51,05 50,75 50,45 50,15 49,85 49,55 49,25 48,95 48,65 24 150 55,55 55,25 54,95 54,65 54,35 54,05 53,75 53,45 53,15 82

Πίνακας 6: Δηλώσεις Φορτίου Ιταλικού Συστήματος Ώρα Ποσότητα Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου (MWh) [h] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 28750 30 30 30 30 30 30 30 30 30 2 27500 30 30 30 30 30 30 30 30 30 3 27000 30 30 30 30 30 30 30 30 30 4 27990 150 150 150 150 150 150 50 47 30 5 26600 30 30 30 30 30 30 30 30 30 6 28500 30 30 30 30 30 30 30 30 30 7 32100 30 30 30 30 30 30 30 30 30 8 37520 30 30 30 30 30 30 30 30 30 9 43150 30 30 30 30 30 30 30 30 30 10 45470 30 30 30 30 30 30 30 30 30 11 46080 10 40 40 30 30 30 30 30 30 12 46520 30 30 30 30 30 30 30 30 30 13 43000 30 30 30 30 30 30 30 30 30 14 42650 30 30 30 30 30 30 30 30 30 15 39800 30 30 30 30 30 30 30 30 30 16 39950 30 30 30 30 30 30 30 30 30 17 40900 30 30 30 30 30 30 30 30 30 18 42800 30 30 30 30 30 30 30 30 30 19 44500 30 30 30 30 30 30 30 30 30 20 44300 30 30 30 30 30 30 30 30 30 21 41850 30 30 30 30 30 30 30 30 30 22 39000 30 30 30 30 30 30 30 30 30 23 36700 30 30 30 30 30 30 30 30 30 24 33100 30 30 30 30 30 30 30 30 30 83

Ώρα [h] Τιμή Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου ( /MWh) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 68,8 68,7 68,6 68,5 68,4 68,3 68,2 68,1 68 67,9 2 63,7 63,6 63,5 63,4 63,3 63,2 63,1 63 62,9 62,8 3 66,4 66,3 66,2 66,1 66 65,9 65,8 65,7 65,6 65,5 4 62,4 62,3 62,2 62,1 62 61,9 61,8 40 39,5 39 5 63,2 63,1 63 62,9 62,8 62,7 62,6 62,5 62,4 62,3 6 67,7 67,6 67,5 67,4 67,3 67,2 67,1 67 66,9 66,8 7 84,7 84,6 84,5 84,4 84,3 84,2 84,1 84 83,9 83,8 8 90,9 90,8 90,7 90,6 90,5 90,4 90,3 90,2 90,1 90 9 102,3 99 98,5 98 97,5 97 96,5 96 95,5 95 10 105,5 74 73 72 71 70 69 68 67 66 11 107,5 107,4 107,3 107,2 107,1 107 106,9 106,8 106,7 106,6 12 107,5 107,4 107,3 107,2 107,1 107 106,9 106,8 106,7 106,6 13 96,9 96,8 96,7 96,6 96,5 96,4 96,3 96,2 96,1 96 14 93,3 93,2 93,1 93 92,9 92,8 92,7 92,6 92,5 92,4 15 102,1 102 101,9 101,8 101,7 101,6 101,5 101,4 101,3 101,2 16 102,5 102,4 102,3 102,2 102,1 102 101,9 101,8 101,7 101,6 17 103,1 103 102,9 102,8 102,7 102,6 102,5 102,4 102,3 102,2 18 104,5 104,4 104,3 104,2 104,1 104 103,9 103,8 103,7 103,6 19 107,2 107,1 107 106,9 106,8 106,7 106,6 106,5 106,4 106,3 20 104,5 104,4 104,3 104,2 104,1 104 103,9 103,8 103,7 103,6 21 102,1 102 101,9 101,8 101,7 101,6 101,5 101,4 101,3 101,2 22 91,5 91,4 91,3 91,2 91,1 91 90,9 90,8 90,7 90,6 23 89,5 89,4 89,3 89,2 89,1 89 88,9 88,8 88,7 88,6 24 85,5 85,4 85,3 85,2 85,1 85 84,9 84,8 84,7 84,6 84

3.1.7 Απαιτήσεις του Συστήματος σε Εφεδρεία Το μοντέλο που προσομοιώθηκε περιλαμβάνει απατήσεις σε εφεδρεία (πρωτεύουσα, δευτερεύουσα, τριτεύουσα). Στην φάση της Ημερήσιας Αγοράς Ενέργειας που μελετάται μόνο το ελληνικό σύστημα έχει απαιτήσεις σε εφεδρεία και μόνο οι ελληνικές μονάδες έχουν την δυνατότητα συνεισφοράς εφεδρείας. Στον πίνακα 7 παρουσιάζονται οι απαιτήσεις του συστήματος σε κάθε τύπου εφεδρεία και στο σχήμα 2 γραφικά για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Σχήμα 2: Απαιτήσεις του Συστήματος σε Εφεδρεία 85

Ώρα [h] Πίνακας 7: Απαιτήσεις του Ελληνικού Συστήματος σε Εφεδρεία Απαίτηση Πρωτεύουσας Προς τα Πάνω Εφεδρείας [MW] Απαίτηση Πρωτεύουσας Προς τα Κάτω Εφεδρείας [MW] Απαίτηση Δευτερεύουσας Προς τα Πάνω Εφεδρείας [MW] Απαίτηση Δευτερεύουσας Προς τα Κάτω Εφεδρείας [MW] 1 80 80 100 150 2 80 80 100 150 3 80 80 100 150 4 80 80 100 150 5 80 80 100 150 6 80 80 100 150 7 80 80 250 150 8 80 80 250 150 9 80 80 250 150 10 80 80 250 150 11 80 80 250 150 12 80 80 250 150 13 80 80 250 150 14 80 80 170 150 15 80 80 170 150 16 80 80 170 150 17 80 80 170 150 18 80 80 250 150 19 80 80 250 150 20 80 80 250 150 21 80 80 250 150 22 80 80 170 150 23 80 80 170 150 24 80 80 170 150 3.1.8 Οι Έμποροι Εισαγωγών και Εξαγωγών Στο μοντέλο των αγορών που αναπτύχθηκε στην παρούσα εργασία έχουν ενσωματωθεί προσφορές έγχυσης ενέργειας από εισαγωγές. Έχουν μοντελοποιηθεί τέσσερις έμποροι εισαγωγών(imco1_pp, IMCo2_PP, IMCo3_PP, IMCo4_PP) οι οποίοι πραγματοποιούν τις εισαγωγές στην Ελλάδα από τις διασυνδέσεις της (Βουλγαρία, Αλβανία, FYROM, Ιταλία) και δύο έμποροι εισαγωγών(imco1_px, IMCo2_PX) οι οποίοι πραγματοποιούν τις εισαγωγές ενέργειας στην Ιταλία από την Ελλάδα. Οι τιμολογούμενες προσφορές έγχυσης για εισαγωγές ενέργειας σε κάθε διασύνδεση είναι ίδιες για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Αποτελούν κλιμακωτή συνάρτηση τιμής και ποσότητας ηλεκτρικής ενέργειας, κάθε 86

βαθμίδα της οποίας αποτελείται από ένα ζεύγος ποσότητας ενέργειας σε MWh και τιμής σε /MWh. Η συνάρτηση αυτή μπορεί να περιλαμβάνει έως δέκα βαθμίδες, με την απαίτηση οι τιμές ενέργειας για τις διαδοχικές βαθμίδες να είναι μονότονα γνησίως αύξουσες. Στην παρούσα εργασία χρησιμοποιήθηκαν πέντε βαθμίδες για τις προσφορές των εμπόρων που δραστηριοποιούνται στον ελλαδικό χώρο και έξι για αυτούς που δραστηριοποιούνται στον ιταλικό. Οι τιμές όλων των βαθμίδων είναι μη αρνητικές. Οι προσφορές έγχυσης ενέργειας για εισαγωγή, των εμπόρων, σε κάθε διασύνδεση φαίνεται στον παρακάτω πίνακα. Πίνακας 8: Προσφορές Έγχυσης Ενέργειας για εισαγωγή ενέργειας στην Κοινοπραξία Ισχύος και στο Χρηματιστήριο Ενέργειας Ποσότητα Βαθμίδων Ενέργειας Εισαγωγών (MWh) 1 2 3 4 5 ImCo1_PP Ιταλία 50 30 20 15 15 ImCo1_PP Αλβανία 10 10 5 5 5 ImCo1_PP FYROM 30 20 20 15 15 ImCo1_PP Βουλγαρία 15 15 15 15 15 ImCo2_PP Ιταλία 50 30 20 20 0 ImCo2_PP Αλβανία 5 5 5 5 0 ImCo2_PP FYROM 20 15 10 10 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 50 50 10 10 0 ImCo3_PP Ιταλία 50 30 20 15 0 ImCo3_PP Αλβανία 5 5 5 5 0 ImCo3_PP FYROM 20 15 15 10 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 20 20 10 10 0 ImCo4_PP Ιταλία 35 30 25 25 20 ImCo4_PP Αλβανία 5 5 5 5 5 ImCo4_PP FYROM 20 20 15 10 10 ImCo4_PP Βουλγαρία 20 20 15 15 15 87

Τιμή Βαθμίδων Ενέργειας Εισαγωγών ( /MWh) 1 2 3 4 5 ImCo1_PP Ιταλία 110 115 120 125 130 ImCo1_PP Αλβανία 30 40 50 60 70 ImCo1_PP FYROM 50 70 80 90 100 ImCo1_PP Βουλγαρία 30 40 50 60 70 ImCo2_PP Ιταλία 110 115 120 125 0 ImCo2_PP Αλβανία 150 150 150 150 0 ImCo2_PP FYROM 150 150 150 150 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 20 30 40 50 0 ImCo3_PP Ιταλία 111 116 121 126 0 ImCo3_PP Αλβανία 150 150 150 150 0 ImCo3_PP FYROM 150 150 150 150 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 150 150 150 150 0 ImCo4_PP Ιταλία 120 125 130 135 140 ImCo4_PP Αλβανία 150 150 150 150 150 ImCo4_PP FYROM 150 150 150 150 150 ImCo4_PP Βουλγαρία 20 25 30 50 60 Ποσότητα Βαθμίδων Ενέργειας Εισαγωγών (MWh) 1 2 3 4 5 6 ImCo1_PX Ελλάδα 40 25 20 65 50 50 ImCo2_PX Ελλάδα 20 15 40 65 50 60 Τιμή Βαθμίδων Ενέργειας Εισαγωγών ( /MWh) 1 2 3 4 5 6 ImCo1_PX Ελλάδα 20 25 27 110 115 120 ImCo2_PX Ελλάδα 26 27 110 115 120 125 Στο μοντέλο των αγορών που αναπτύχθηκε στην παρούσα εργασία έχουν ενσωματωθεί επίσης και Δηλώσεις Φορτίου για εξαγωγές. Έχουν μοντελοποιηθεί τέσσερις έμποροι εξαγωγών (ExCo1_PP,ExCo2_PP, ExCo3_PP, ExCo4_PP) οι οποίοι πραγματοποιούν τις εξαγωγές στην Ελλάδα από τις διασυνδέσεις της (Βουλγαρία, Αλβανία, FYROM, Ιταλία) και δύο έμποροι εξαγωγών (ExCo1_PX, ExCo2_PX) οι οποίοι πραγματοποιούν τις εξαγωγές ενέργειας της Ιταλίας στην Ελλάδα. Οι Τιμολογούμενες Δηλώσεις Φορτίου για Εξαγωγές Ενέργειας σε κάθε διασύνδεση είναι ίδιες για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Αποτελούν κλιμακωτή συνάρτηση τιμής και ποσότητας ηλεκτρικής ενέργειας, κάθε βαθμίδα της οποίας αποτελείται από ένα ζεύγος ποσότητας ενέργειας σε MWh και τιμής σε /MWh. Η συνάρτηση αυτή μπορεί να περιλαμβάνει έως δέκα βαθμίδες, με την 88

απαίτηση οι τιμές ενέργειας για τις διαδοχικές βαθμίδες να είναι μονότονα γνησίως αύξουσες. Στην παρούσα εργασία χρησιμοποιήθηκαν έξι βαθμίδες για τις προσφορές των εμπόρων που δραστηριοποιούνται στον ελλαδικό χώρο και πέντε για αυτούς που δραστηριοποιούνται στον ιταλικό. Οι τιμές όλων των βαθμίδων είναι μη αρνητικές. Είναι σημαντικό να αναφερθεί ότι οι εξαγωγές που πραγματοποιούνται από την Ελλάδα στην Ιταλία γίνονται σε συνεργασία με τους αντίστοιχους εμπόρους που πραγματοποιούν εισαγωγές στην Ιταλία. Γι αυτό τον λόγο ο αριθμός των εμπόρων και από τις δύο πλευρές της διασύνδεσης, ο αριθμός των βαθμίδων ενέργειας και οι ποσότητες αυτών, στην παρούσα εργασία είναι ίδιες. Το μόνο που διαφοροποιείται είναι οι τιμές των προσφορών. Με τον ίδιο τρόπο μοντελοποιούνται και οι έμποροι που πραγματοποιούν εξαγωγές από την Ιταλία στην Ελλάδα με αυτούς που πραγματοποιούν εισαγωγές στην Ελλάδα από την Ιταλία. Οι Δηλώσεις Φορτίου για Εξαγωγή, των εμπόρων, σε κάθε διασύνδεση φαίνεται στον παρακάτω πίνακα. Πίνακας 9: Δηλώσεις Φορτίου για εξαγωγή από την Κοινοπραξία Ισχύος και από το Χρηματιστήριο Ενέργειας Ποσότητα Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου Εξαγωγών (MWh) 1 2 3 4 5 6 ExCo1_PP Ιταλία 40 25 20 65 50 50 ExCo1_PP Αλβανία 15 10 5 20 15 10 ExCo1_PP FYROM 25 25 20 20 15 15 ExCo1_PP Βουλγαρία 60 50 50 30 30 20 ExCo2_PP Ιταλία 20 15 40 65 50 60 ExCo2_PP Αλβανία 20 15 15 10 10 5 ExCo2_PP FYROM 25 20 20 15 15 10 ExCo2_PP Βουλγαρία 60 50 50 40 30 30 Τιμή Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου Εξαγωγών (MWh) 1 2 3 4 5 6 ExCo1_PP Ιταλία 130 120 110 30 25 20 ExCo1_PP Αλβανία 70 60 50 35 30 25 ExCo1_PP FYROM 70 65 30 25 20 15 ExCo1_PP Βουλγαρία 80 70 30 25 20 15 ExCo2_PP Ιταλία 120 110 40 28 23 18 ExCo2_PP Αλβανία 70 65 30 25 20 15 ExCo2_PP FYROM 75 70 25 20 15 10 ExCo2_PP Βουλγαρία 60 50 20 15 10 5 89

1 2 3 4 5 ExCo1_PX Ελλάδα 50 30 20 15 15 ExCo2_PX Ελλάδα 50 30 20 20 0 ExCo3_PX Ελλάδα 50 30 20 15 0 ExCo4_PX Ελλάδα 35 30 25 25 20 Τιμή Βαθμίδων Δήλωσης Φορτίου Εξαγωγών (MWh) 1 2 3 4 5 ExCo1_PX Ελλάδα 5 8, 11 14 17 ExCo2_PX Ελλάδα 5,5 8,5 11,5 14,5 0 ExCo3_PX Ελλάδα 6 9 12 15 0 ExCo4_PX Ελλάδα 9 9,5 12,5 15,5 0,5 Τέλος στον πίνακα 10 παρουσιάζεται η Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς (NTC) σε κάθε διασύνδεση σε MW. Παρατηρούμε ότι η Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς στη διασύνδεση Ελλάδας Ιταλίας είναι 500 MW και προς τις δύο κατευθύνσεις. Παρατηρούμε επίσης ότι η Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς εξαρτάται από την κατεύθυνση προς την οποία ρέει η ενέργεια όπως συμβαίνει στην περίπτωση της Αλβανίας και της FYROM όπου το όριο αλλάζει ανάλογα από το αν πραγματοποιούνται εισαγωγές ή εξαγωγές. Πίνακας 10: Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς (NTC) σε κάθε διασύνδεση NTCimp (MW) NTCexp (MW) Ιταλία 500 500 Αλβανία 100 150 FYROM 290 350 Βουλγαρία 500 500 90

3.2 Αποτελέσματα της κοινής επίλυσης των αγορών 3.2.1 Οριακές Τιμές Συστήματος και Ροές στις δύο Αγορές Παρακάτω θα ακολουθήσει η παρουσίαση των αποτελεσμάτων από την κοινή επίλυση των δύο αγορών Κοινοπραξίας Ισχύος και Χρηματιστηρίου Ενέργειας. Συγκεκριμένα, θα παρουσιαστούν οι προσφορές έγχυσης των μονάδων και εισαγωγής, οι προσφορές εφεδρείας, οι δηλώσεις φορτίου και εξαγωγών, η ροή στην διασύνδεση Ελλάδας Ιταλίας, οι οριακές τιμές συστήματος στις δύο αγορές, τα κόστη παραγωγής και τα κοινωνικά πλεονάσματα. Τα αποτελέσματα συγκρίνονται με την περίπτωση που δεν υπάρχει σύζευξη των δύο αγορών και έτσι προκύπτουν σημαντικά συμπεράσματα σχετικά με την επίδραση του market splitting στις τιμές των δύο αγορών και στο κοινωνικό πλεόνασμα. Στο σχήμα 3 παρουσιάζονται οι οριακές τιμές συστήματος των δύο αγορών πριν την κοινή τους επίλυση όταν ανάμεσα στις δύο αγορές υπάρχουν μόνο οι εξαγωγές λόγω μακροχρόνιων ΦΔΜ στη διασύνδεση, και είναι ίσες με 120 MW για κάθε Περίοδο Κατανομής. Παρατηρούμε, όπως είναι αναμενόμενο, ότι οι τιμές στις δύο αγορές έχουν μεγάλη απόκλιση, με τις τιμές του Χρηματιστηρίου Ενέργειας να κυμαίνονται σε πολύ υψηλότερα επίπεδα από ότι της Κοινοπραξίας Ισχύος. Μετά την κοινή επίλυση των αγορών παρατηρούμε στο σχήμα 4 ότι οι τιμές στις δύο αγορές έχουν συγκλίνει. Συγκεκριμένα τις ώρες 1 έως 5 και 10 έως 11, όπου η συνολική ροή ισχύος στην διασύνδεση από τις εξαγωγές λόγω μακροχρόνιων ΦΔΜ και από την καθημερινή ροή λόγω των έμμεσων δικαιωμάτων που αποκτούνται στη διασύνδεση, είναι μικρότερη της Καθαρής Ικανότητας Μεταφοράς (NTC) της διασύνδεσης Ελλάδας Ιταλίας (500 MW) έχουμε σχεδόν απόλυτη σύγκλιση των τιμών. Αντίθετα για τις υπόλοιπες ώρες που οι συναλλαγές στην διασύνδεση βρίσκονται στο όριο της Καθαρής Ικανότητας Μεταφοράς της, υπάρχει δηλαδή συμφόρηση στη διασύνδεση, υπάρχει απόκλιση των τιμών των δύο αγορών. 91

Σχήμα 3: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών πριν το market splitting Σχήμα 4: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών μετά το market splitting 92

Στον πίνακα 11 παρουσιάζονται οι οριακές τιμές στις δύο αγορές πριν και μετά την επίλυση του προβλήματος market splitting (MS) ενώ στον πίνακα 12 οι εξαγωγές και οι ροές ενέργειας στην διασύνδεση Ελλάδας Ιταλίας καθώς και οι οριακές τιμές συστήματος στις δύο αγορές μετά το market splitting μεταξύ των δύο αγορών, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Όπως ήταν αναμενόμενο για να επέλθει αυτή η σύγκλιση οι οριακές τιμές συστήματος του Χρηματιστηρίου Ενέργειας είχαν μια γενικότερη μείωση ενώ αντίθετα οι τιμές της Κοινοπραξίας Ισχύος αυξήθηκαν. Πίνακας 11: Οριακές τιμές αγορών πριν και μετά το Market Splitting Ώρα [h] Οριακή Τιμή Συστήματος πριν το Market Splitting [ /MWh] Οριακή Τιμή Συστήματος μετά το Market Splitting [ /MWh] Κοινοπραξία Ισχύος Χρηματιστήριο Ενέργειας Κοινοπραξία Ισχύος 1 60,00 60,50 60,20 60,20 2 49,85 50,50 50,15 50,15 3 56,05 59,30 59,00 59,00 4 49,55 52,50 50,00 50,00 5 45,45 46,50 45,20 45,20 6 45,45 50,00 46,65 48,20 7 45,85 55,40 48,50 54,80 8 49,25 74,50 50,00 73,50 9 58,55 88,60 58,98 88,00 10 70,00 105,50 70,00 72,00 11 60,00 106,50 62,00 62,00 12 55,55 106,70 60,00 106,50 13 50,00 90,40 50,45 90,00 14 49,55 89,00 50,00 88,50 15 47,85 86,50 48,75 85,00 16 48,50 77,00 49,55 76,00 17 49,55 88,80 50,00 88,00 18 48,95 95,60 50,00 94,60 19 50,00 104,00 50,45 102,70 20 83,35 100,60 83,35 99,30 21 57,95 90,20 59,15 89,60 22 52,85 82,00 53,75 80,50 23 49,55 71,00 50,00 68,50 24 54,35 57,60 55,25 56,40 Χρηματιστήριο Ενέργειας 93

Στην Κοινοπραξία Ισχύος παρατηρούμε ότι υπάρχει μια μικρή αύξηση των οριακών τιμών μετά το market splitting και συγκεκριμένα η μέγιστη αύξηση είναι περίπου 5 /MWh. Στο Χρηματιστήριο Ενέργειας αντίθετα υπάρχει μια γενικότερη πτώση των τιμών, και ιδιαίτερα τις ώρες 10 και 11 έχουμε μια μεγάλη πτώση μετά την κοινή επίλυση, με μέγιστη μείωση 50 /MWh. Σημαντικό είναι το γεγονός ότι η μείωση γίνεται τις ώρες που οι τιμές στο Χρηματιστήριο Ενέργειας είναι οι μεγαλύτερες της Ημέρα Κατανομής. Επίσης, παρατηρούμε ότι η φθηνή αγορά είναι αυτή που εξάγει ενέργεια με την ακριβότερη να την εισάγει. Τα παραπάνω αποτελέσματα είναι αναμενόμενα αφού σκοπός market splitting είναι η σύγκλιση τιμών στις δύο αγορές με μείωση των τιμών στην ακριβή αγορά και αύξηση στην φθηνότερη. Ο κυριότερος λόγος της ορθότητας των αποτελεσμάτων είναι ότι τα δεδομένα και των δύο αγορών εισάγονται στον ίδιο αλγόριθμο και έτσι εμφανίζονται οι σωστές ροές ισχύος και τα σωστά οικονομικά σημάδια στις αγορές. Τέλος στα σχήματα 5 και 6 παρουσιάζονται συγκριτικά σε κάθε αγορά η διακύμανση των οριακών τιμών πριν και μετά την επίλυση του προβλήματος. Πίνακας 12: Εξαγωγές, Ροές και Οριακές Τιμές συστήματος μετά το Market Splitting Ώρα [h] Εξαγωγές [MWh] Ροή [MWh] NTC [MW] 94 Οριακή Τιμή ΧΕ [ /MWh] Οριακή Τιμή ΚΙ [ /MWh] 1 120 250 500 60,20 60,20 2 120 200 500 50,15 50,15 3 120 285 500 59,00 59,00 4 120 185 500 50,00 50,00 5 120 166 500 45,20 45,20 6 120 380 500 46,65 48,20 7 120 380 500 48,50 54,80 8 120 380 500 50,00 73,50 9 120 380 500 58,98 88,00 10 120 380 500 70,00 72,00 11 120 350 500 62,00 62,00 12 120 380 500 60,00 106,50 13 120 380 500 50,45 90,00 14 120 380 500 50,00 88,50 15 120 380 500 48,75 85,00 16 120 380 500 49,55 76,00 17 120 380 500 50,00 88,00 18 120 380 500 50,00 94,60 19 120 380 500 50,45 102,70 20 120 380 500 83,35 99,30 21 120 380 500 59,15 89,60 22 120 380 500 53,75 80,50 23 120 380 500 50,00 68,50 24 120 380 500 55,25 56,40

Σχήμα 5: Οριακή τιμή Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting Σχήμα 6: Οριακή τιμή Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting 95

3.2.2 Επίδραση της κοινής επίλυσης των αγορών στο Χρηματιστήριο Ενέργειας και στην Κοινοπραξία Ισχύος Στο πίνακα 13 παρουσιάζεται η παραγωγή των μονάδων τoυ Χρηματιστηρίου Ενέργειας (ΧΕ) και το φορτίο που εκκαθαρίζεται στην αγορά για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Στο σχήμα 7 δίνεται το προφίλ του φορτίο στο Χρηματιστήριο Ενέργειας κατά την Ημέρα Κατανομής. Ειδικότερα, παρουσιάζονται αιχμές (μέγιστη ζήτηση) κατά τις ώρες 11:00 12:00 και τις βράδυνες ώρες 19:00 με 20:00. Πίνακας 13: Συναλλαγές ενέργειας Χρηματιστηρίου Ενέργειας Ώρα (h) Παραγωγή Χρηματιστηρίου Ενέργειας [MWh] Φορτίο Χρηματιστηρίου Ενέργειας [MWh] Εξαγωγές [MWh] Ροή [MWh] 1 30.930 31.300 120 250 2 30.150 30.470 120 200 3 28.785 29.190 120 285 4 28.585 28.890 120 185 5 29.284 29.570 120 166 6 30.970 31.470 120 380 7 34.570 35.070 120 380 8 39.990 40.490 120 380 9 43.310 43.810 120 380 10 45.030 45.530 120 380 11 45.910 46.380 120 350 12 46.290 46790 120 380 13 44.540 45.040 120 380 14 43.580 44.080 120 380 15 42.270 42.770 120 380 16 42.420 42.920 120 380 17 43.370 43.870 120 380 18 45.240 45.740 120 380 19 45.330 45.830 120 380 20 45.330 45.830 120 380 21 44.320 44.820 120 380 22 41.470 41.970 120 380 23 39.170 39.670 120 380 24 35.570 36.070 120 380 96

Σχήμα 7: Φορτίου Χρηματιστηρίου Ενέργειας Σχήμα 8: Φορτίο και Παραγωγή Χρηματιστηρίου Ενέργειας 97

Στο σχήμα 8 φαίνεται ότι το φορτίο του Χρηματιστηρίου Ενέργειας που πρέπει να εξυπηρετηθεί είναι μεγαλύτερο από την παραγωγή του συστήματος και άρα πρέπει να γίνουν εισαγωγές στο Χρηματιστήριο Ενέργειας και ιδιαίτερα, στο μοντέλο που αναπτύσσεται στην παρούσα εργασία πρέπει να γίνουν εισαγωγές από την Κοινοπραξία Ισχύος. Στο πίνακα 14 παρουσιάζεται η παραγωγή των μονάδων της Κοινοπραξίας Ισχύος (ΚΙ) και το φορτίο που εκκαθαρίζεται στην αγορά για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Στο σχήμα 9 δίνεται το προφίλ του φορτίο στην Κοινοπραξία Ισχύος κατά την Ημέρα Κατανομής. Ειδικότερα, παρουσιάζονται αιχμές (μέγιστη ζήτηση) κατά τις μεσημεριανές ώρες (13:00 14:00) και μέγιστη το βράδυ στις 20:00. Στο σχήμα 10 φαίνεται ότι η παραγωγή της Κοινοπραξίας Ισχύος είναι μεγαλύτερη από το φορτίο του συστήματος που πρέπει να εξυπηρετηθεί και άρα υπάρχει η δυνατότητα εξαγωγών. Πίνακας 14: Παραγωγή και Φορτίο Κοινοπραξίας Ισχύος Ώρα [h] Παραγωγή Κοινοπραξίας Ισχύος [MWh] Φορτίο Κοινοπραξίας Ισχύος [MWh] 1 5.745 5.445 2 5.565 5.210 3 5.450 5.010 4 5.311 4.848 5 5.380 4.929 6 5380 4.715 7 5.417 4.752 8 5.887 5.288 9 6.140 5.605 10 6.700 6.315 11 6.955 6.555 12 7.045 6.612 13 7.308 6.773 14 7.370 6.818 15 7.151,5 6.486,5 16 6.805,5 6.140,5 17 6.633,5 6.088 18 6.645,5 6.010 19 6.953,5 6.418,5 20 7.508 7.393 21 7.622 7.087 22 7.371 6.836 23 6.926 6.382 24 6.471 5.936 98

Σχήμα 9: Φορτίου Κοινοπραξίας Ισχύος Σχήμα 10: Φορτίο και Παραγωγή Κοινοπραξίας Ισχύος 99

Το σχήμα 11 είναι αποκαλυπτικό των ροών και της κατανομής φορτίου στο Χρηματιστήριο Ενέργειας. Ειδικότερα, αναπαρίστανται οι εισαγωγές στο Χρηματιστήριο Ενέργειας λόγω μακροχρόνιων ΦΔΜ στη διασύνδεση, οι οποίες είναι σταθερές καθ όλη την διάρκεια της Ημέρας Κατανομής και ίσες με 120 MW (Εξαγωγές), η ροή ενέργειας από την Κοινοπραξία Ισχύος στο Χρηματιστήριο Ενέργειας λόγω των έμμεσων ΦΔΜ που αποκτούνται στην διασύνδεσή τους (Ροή) και τέλος η διαφορά του φορτίου του Χρηματιστηρίου Ενέργειας και της παραγωγής του. Παρατηρούμε ότι η διαφορά της παραγωγής από το φορτίο στο Χρηματιστήριο Ενέργειας ισούται με το σύνολο της ενέργειας λόγω έμμεσων και μακροχρόνιων ΦΔΜ που αποκτούνται στην διασύνδεση, και η οποία ρέει από την Κοινοπραξία Ισχύος προς την Χρηματιστηριακή Αγορά. Δηλαδή το έλλειμμα παραγωγής στο Χρηματιστήριο Ενέργειας καλύπτεται από τις εισαγωγές και τις ροές. Σχήμα 11: Εισαγωγές, Ροές και Έλλειμμα ενέργειας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας 100

3.2.3 Ισοζύγιο Ισχύος στις δύο αγορές Στα σχήματα 12 και 13 παρουσιάζονται γραφικά οι εξισώσεις ισοζυγίου ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος (Ελλάδα) και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας (Ιταλία) αντίστοιχα. Ειδικότερα, στο σχήμα της 12 φαίνεται ότι το πλεόνασμα της συνολικής προσφοράς (παραγωγή και εισαγωγές) της Ελλάδας σε σχέση με την συνολική ζήτησή της (φορτίο και εξαγωγές) είναι η ροή ισχύος προς την Ιταλία που προέρχεται από την κοινή επίλυση. Αντίθετα, από το σχήμα 13 φαίνεται ότι το έλλειμμα που υπάρχει στην Ιταλία μεταξύ της συνολικής ζήτησης και της συνολικής προσφοράς καλύπτεται από την προαναφερθείσα ροή από την Ελλάδα προς την Ιταλία. Επίσης, στο σχήμα 13 φαίνεται ότι το έλλειμμα παραγωγής στην αγορά καλύπτεται από τις εισαγωγές και τις ροές. Παρατηρούμε ότι η διαφορά της παραγωγής από το φορτίο, και εφόσον οι εισαγωγές στο Χρηματιστήριο Ενέργειας είναι ίσες με 120 MW καθ όλη την διάρκεια της Ημέρα Κατανομής και οι εξαγωγές μηδενικές, ισούται με το σύνολο της ενέργειας λόγω έμμεσων ΦΔΜ (Ροή γαλάζια περιοχή στα σχήματα 12και 13) και η οποία ρέει από την Κοινοπραξία Ισχύος προς το Χρηματιστήριο Ενέργειας. Σχήμα 12: Γραφική αναπράσταση ισοζυγίου ισχύος στην Ελλάδα 101

Σχήμα 13: Γραφική αναπράσταση ισοζυγίου ισχύος στην Ιταλία 102

3.2.4 Σύγκριση Εισαγωγών και Εξαγωγών Ενέργειας πριν και μετά την κοινή επίλυση Στους παρακάτω πίνακες παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των εισαγωγών και εξαγωγών στις δύο αγορές πριν την κοινή τους επίλυση αλλά και μετά από αυτή. Παρατηρούμε ότι οι εισαγωγές της Κοινοπραξίας Ισχύος (Ελλάδα) αυξάνονται μετά το market market splitting, ενώ οι εξαγωγές μειώνονται. Επίσης, παρατηρούμε ότι οι εισαγωγές στο Χρηματιστήριο Ενέργειας (Ιταλία) είναι σταθερές και ίσες με 120 MW, ενώ οι εισαγωγές είναι μηδενικές, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής πριν και μετά την κοινή επίλυση. Τέλος από τους πίνακες φαίνεται ότι η Κοινοπραξία Ισχύος κάνει τις περισσότερες εισαγωγές ενέργειας από την Βουλγαρία. 103

Πίνακας 15: Εισαγωγές Ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ImCo1_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo1_PP Αλβανία 25 20 25 20 20 20 20 20 25 30 25 25 20 20 ImCo1_PP FYROM 30 0 30 0 0 0 0 0 30 30 30 30 0 0 ImCo1_PP Βουλγαρία 45 30 45 30 30 30 30 30 45 60 45 45 30 30 ImCo2_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 120 110 120 110 110 110 110 110 120 120 120 120 110 110 ImCo3_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Βουλγαρία 70 55 70 55 55 55 55 55 70 85 70 70 55 55 Σύνολο Εισαγωγών ΚΙ (MWh) 290 215 290 215 215 215 215 215 290 325 290 290 215 215 104

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ImCo1_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo1_PP Αλβανία 20 20 20 20 20 35 25 25 20 25 ImCo1_PP FYROM 0 0 0 0 0 70 30 30 0 30 ImCo1_PP Βουλγαρία 30 30 30 30 30 75 45 45 30 45 ImCo2_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 110 120 120 120 110 120 ImCo3_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Βουλγαρία 55 55 55 55 55 85 70 70 55 70 Σύνολο Εισαγωγών ΚΙ (MWh) 215 215 215 215 215 385 290 290 215 290 105

Πίνακας 16: Εξαγωγές Ενέργειας από την Κοινοπραξίας Ισχύος πριν το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ExCo1_PP Ιταλία 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ExCo1_PP Αλβανία 25 30 25 30 30 30 30 30 25 15 25 25 25 30 ExCo1_PP FYROM 50 50 50 50 50 50 50 50 50 25 50 50 50 50 ExCo1_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 ExCo2_PP Ιταλία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 ExCo2_PP Αλβανία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 20 35 35 35 35 ExCo2_PP FYROM 45 45 45 45 45 45 45 45 45 30 45 45 45 45 ExCo2_PP Βουλγαρία 50 110 60 110 110 110 110 110 60 0 23 60 61 110 Σύνολο Εξαγωγών ΚΙ (ΜWh) 435 500 445 500 500 500 500 500 445 320 408 445 446 500 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ExCo1_PP Ιταλία 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ExCo1_PP Αλβανία 30 30 30 30 30 0 25 25 30 25 ExCo1_PP FYROM 50 50 50 50 50 0 50 50 50 50 ExCo1_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 110 0 110 110 110 110 ExCo2_PP Ιταλία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 ExCo2_PP Αλβανία 35 35 35 35 35 0 35 35 35 35 ExCo2_PP FYROM 45 45 45 45 45 0 45 45 45 45 ExCo2_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 88,5 0 60 60 110 60 Σύνολο Εξαγωγών ΚΙ (MWh) 500 500 500 500 478,5 120 445 445 500 445 106

Πίνακας 17: Εισαγωγές Ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 ImCo1_PX Ελλάδα 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ImCo2_PX Ελλάδα 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 Σύνολο Εισαγωγών ΧΕ (MWh) 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ImCo1_PX Ελλάδα 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ImCo2_PX Ελλάδα 35 35 35 35 35 35 35 35 35 Σύνολο Εισαγωγών ΧΕ (MWh) 120 120 120 120 120 120 120 120 120 107

Πίνακας 18: Εισαγωγές Ενέργειας της Κοινοπραξίας Ισχύος μετά το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 ImCo1_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo1_PP Αλβανία 30 25 25 20 20 20 20 20 25 30 30 30 25 25 ImCo1_PP FYROM 30 30 30 0 0 0 0 0 30 30 30 30 30 30 ImCo1_PP Βουλγαρία 60 45 45 30 30 30 30 30 45 60 60 60 45 30 ImCo2_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 120 120 120 110 110 110 110 110 120 120 120 120 120 120 ImCo3_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Βουλγαρία 85 70 70 55 55 55 55 66 70 85 85 82 70 68 Σύνολο Εισαγωγών ΚΙ (MWh) 325 290 290 215 215 215 215 226 290 325 325 322 290 273 108

15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ImCo1_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo1_PP Αλβανία 20 20 25 20 25 35 25 25 20 25 ImCo1_PP FYROM 0 0 30 0 30 70 30 30 30 30 ImCo1_PP Βουλγαρία 30 30 45 30 45 75 45 45 45 45 ImCo2_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo2_PP Βουλγαρία 110 110 120 110 120 120 120 120 116 120 ImCo3_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo3_PP Βουλγαρία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Ιταλία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Αλβανία 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP FYROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ImCo4_PP Βουλγαρία 55 55 59,5 55 70 85 70 70 70 70 Σύνολο Εισαγωγών ΚΙ (MWh) 215 215 279,5 215 290 385 290 290 281 290 109

Πίνακας 19: Εξαγωγές Ενέργειας από την Κοινοπραξίας Ισχύος μετά το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 ExCo1_PP Ιταλία 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ExCo1_PP Αλβανία 15 25 25 30 30 30 30 25 25 10 15 15 25 25 30 ExCo1_PP FYROM 50 50 50 50 50 50 50 50 50 25 50 50 50 50 50 ExCo1_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 ExCo2_PP Ιταλία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 ExCo2_PP Αλβανία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 20 35 35 35 35 35 ExCo2_PP FYROM 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 45 ExCo2_PP Βουλγαρία 0 60 60 103 110 110 110 60 60 0 0 0 60 60 110 Σύνολο Εξαγωγών ΚΙ (MWh) 375 445 445 493 500 500 500 445 445 330 375 375 445 445 500 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ExCo1_PP Ιταλία 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ExCo1_PP Αλβανία 30 30 25 25 25 0 25 25 25 25 ExCo1_PP FYROM 50 50 50 50 50 0 50 50 50 50 ExCo1_PP Βουλγαρία 110 110 110 110 110 0 110 110 110 110 ExCo2_PP Ιταλία 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 ExCo2_PP Αλβανία 35 35 35 35 35 0 35 35 35 35 ExCo2_PP FYROM 45 45 45 45 45 0 45 45 45 45 ExCo2_PP Βουλγαρία 110 110 60 85,5 60 0 60 60 60 60 Σύνολο Εξαγωγών ΚΙ (MWh) 500 500 445 470,5 445 120 445 445 445 445 110

Πίνακας 20: Εισαγωγές Ενέργειας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας μετά το market splitting 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 ImCo1_PX Ελλάδα 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ImCo2_PX Ελλάδα 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 35 Σύνολο Εισαγωγών ΧΕ (MWh) 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ImCo1_PX Ελλάδα 85 85 85 85 85 85 85 85 85 ImCo2_PX Ελλάδα 35 35 35 35 35 35 35 35 35 Σύνολο Εισαγωγών ΧΕ (MWh) 120 120 120 120 120 120 120 120 120 111

Ιδιαίτερα ενδιαφέρον είναι να δούμε πώς αλλάζουν το κόστος παραγωγής (production cost) και το κοινωνικό πλεόνασμα (social surplus) της κάθε αγοράς ξεχωριστά αλλά και το συνολικό (οι δύο αγορές μαζί) με την χρήση του market splitting. 3.2.5 Κόστος Παραγωγής των δύο αγορών πριν και μετά την κοινή επίλυση Ο πίνακας 21 δείχνει την συνολική παραγωγή της Κοινοπραξίας Ισχύος (ΚΙ) και καθώς και το συνολικό κόστος παραγωγής των μονάδων της για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής πριν την κοινή επίλυση των αγορών και μετά από αυτή. Παρατηρούμε ότι η παραγωγή έχει αυξηθεί μετά το market splitting αφού πλέον υπάρχουν και οι επιπρόσθετες εξαγωγές (ροή ενέργειας λόγω έμμεσων ΦΔΜ) προς το Χρηματιστήριο Ενέργειας και κατ επέκταση όπως είναι αναμενόμενο, υπάρχει και αύξηση του συνολικού κόστους παραγωγής της Κοινοπραξία Ισχύος. Η Κοινοπραξία Ισχύος έχει μονάδες παραγωγής με χαμηλότερο λειτουργικό κόστος σε σχέση με του Χρηματιστηρίου Ενέργειας και έτσι μπορούν να παράγουν και να προσφέρουν ενέργεια σε χαμηλότερη τιμή. Εφόσον στο market splitting η διασύνδεση των δύο αγορών δεν δημοπρατείται ξεχωριστά αλλά εμμέσως μέσα στην κοινή επίλυση των αγορών η Κοινοπραξία Ισχύος έχει περιθώριο να αυξήσει την παραγωγή της ώστε να προσφέρει ενέργεια στο Χρηματιστήριο Ενέργειας και να υπάρξει σύγκλιση τιμών. Στο σχήμα 14 φαίνεται γραφικά η διακύμανση του κόστους παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος Αντίθετα όπως φαίνεται στον πίνακα 22 η παραγωγή του Χρηματιστηρίου Ενέργειας μειώνεται ελαφρώς μετά την κοινή επίλυση των αγορών και κατά συνέπεια μειώνεται το κόστος παραγωγής της αγοράς. Η μείωση προέρχεται από το γεγονός ότι μέσω της επίλυσης του market splitting το φορτίο του Χρηματιστηρίου Ενέργειας μπορεί να ικανοποιηθεί από τις πιο ανταγωνιστικές μονάδες της Κοινοπραξίας Ισχύος. 112

Πίνακας 21: Παραγωγή και Κόστος Παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting Ώρα [h] Παραγωγή ΚΙ Πριν το Market Splitting [MWh] Παραγωγή ΚΙ Μετά το Market Splitting [MWh] Κόστος Παραγωγής ΚΙ Πριν το Market Splitting [ ] Κόστος Παραγωγής ΚΙ Μετά το Market Splitting [ ] 1 5.590 5.745 243.969,81 255.316,08 2 5.560 5.565 194.388,54 198.403,54 3 5.201 5.450 176.481,26 187.564,26 4 5.201 5.311 172.644,90 175.874,90 5 5.170 5.380 171.113,71 179.409,21 6 5.170 5.380 171.113,71 179.409,21 7 5.201 5.417 171.630,76 180.217,26 8 5.677 5.887 196.800,29 210.302,79 9 5.794 6.140 205.106,45 226.062,14 10 6.310 6.700 201.190,00 225.370,00 11 6.673 6.955 198.954,49 218.538,49 12 6.814 7.045 197.222,99 213.325,49 13 7.098 7.308 196.515,50 212.907,50 14 7.170 7.370 197.266,31 212.899,31 15 6.920,5 7.151,5 198.271,46 212.174,96 16 6.585 6.805,5 198.901,67 212.295,92 17 6.433,5 6.633,5 199.796,76 215.421,76 18 6.445,5 6.645,5 199.866,27 212.266,27 19 6.753,5 6.953,5 204.898,31 221.048,31 20 7.118 7.508 230.555,58 254.735,58 21 7.422 7.622 213.287,73 225.687,73 22 7.140 7.371 209.746,92 223.789,92 23 6.726 6.926 206.027,42 221.727,42 24 6.271 6.471 219.297,69 231.697,69 113

Σχήμα 14: Κόστος Παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά το market splitting 114

Πίνακας 22: Παραγωγή και Κόστος Παραγωγής του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting Ώρα [h] Παραγωγή ΧΕ Πριν το Market Splitting [MWh] Παραγωγή ΧΕ Μετά το Market Splitting [MWh] Κόστος Παραγωγής ΧΕ Πριν το Market Splitting [ ] Κόστος Παραγωγής ΧΕ Μετά το Market Splitting [ ] 1 31.090 30.930 533.178,03 523.528,03 2 30.350 30.150 432.437,03 422.379,03 3 28.980 28.785 436.918,03 425.389,03 4 28.770 28.585 303.245,53 293.598,03 5 29.450 29284 385.443,03 377.758,83 6 31.350 30.970 475.706,03 457.028,03 7 34.950 34.570 663.778,03 642.798,03 8 40.370 39.990 1.006.568,03 978.438,03 9 43.660 43.310 1.279.807,03 1.248.915,03 10 45.330 45030 1.294.636,03 1.269.196,03 11 46.230 45.910 868.913,03 841.764,03 12 46.610 46.290 1.566.269,03 1.532.161,03 13 44.800 44.540 1.381.911,03 1.358.471,03 14 43.790 43.580 1.291.353,03 1.272.719,03 15 42.650 42.270 1.191.303,03 1.158.633,03 16 42.800 42.420 1.001.943,03 972.863,03 17 43.750 43.370 1.287.797,03 1.254.195,03 18 45.330 45.240 1.430.503,03 1.421.953,03 19 45.330 45.330 1.430.503,03 1.430.503,03 20 45.330 45.330 1.430.503,03 1.430.503,03 21 44.700 44.320 1.372.875,03 1.338.705,03 22 41.700 41.470 1.110.813,03 1.092.228,03 23 39.550 39.170 946.558,03 920.148,03 24 35.950 35.570 720.234,03 698.534,03 115

3.2.6 Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών πριν και μετά την κοινή επίλυση Στον πίνακα 23 παρουσιάζεται το κοινωνικό πλεόνασμα των δύο αγορών πριν και μετά την κοινή τους επίλυση. Παρατηρούμε ότι στην Κοινοπραξία Ισχύος μειώνεται και στο Χρηματιστήριο Ενέργειας αυξάνεται. Στην εικόνα 9 φαίνεται το κέρδος του παραγωγού και του προμηθευτή. Το κοινωνικό πλεόνασμα είναι το άθροισμα αυτών των δύο και όπως φαίνεται στην εικόνα 9 είναι το εμβαδό που περικλείεται από τις καμπύλες προσφοράς και ζήτησης. Επομένως εξαρτάται τόσο από την συνολική προσφορά ενέργειας όσο και από την συνολική ζήτηση (φορτίο που εκκαθαρίζεται). Για να γίνουν καλύτερα αντιληπτές αυτές οι μεταβολές δίνεται και ο πίνακας 24 όπου φαίνεται το εκκαθαρισμένο φορτίο στις δύο αγορές για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Το φορτίο μειώνεται στην Κοινοπραξία Ισχύος μετά την κοινή επίλυση ενώ αντίστοιχα αυξάνεται στο Χρηματιστήριο Ενέργειας. Σε συνδυασμό με την αύξηση της παραγωγής στην Κοινοπραξία Ισχύος, όπως φαίνεται στον πίνακα 21 και την μείωσή της στο Χρηματιστήριο Ενέργειας, όπως φαίνεται στον πίνακα 22, το κοινωνικό πλεόνασμα μειώνεται τελικά στην Κοινοπραξία Ισχύος και αυξάνεται αντίστοιχα στο Χρηματιστήριο Ενέργειας. Στο σχήμα 15 φαίνεται και γραφικά η μεταβολή του κοινωνικού πλεονάσματος στην Κοινοπραξία Ισχύος. Εικόνα 9: Κέρδος Παραγωγού, Προμηθευτή και το Κοινωνικό Πλεόνασμα 116

Ώρα [h] Πίνακας 23: Κοινωνικό Πλεόνασμα της Κοινοπραξίας Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting Κοινωνικό Πλεόνασμα ΚΙ Πριν το Market Splitting [ ] Κοινωνικό Πλεόνασμα ΚΙ Μετά το Market Splitting [ ] Κοινωνικό Πλεόνασμα ΧΕ Πριν το Market Splitting [ ] Κοινωνικό Πλεόνασμα ΧΕ Μετά το Market Splitting [ ] 1 609.205,19 594.258,92 1.603.860,97 1.618.946,97 2 614.052,41 604.035,76 1.493.651,97 1.503.709,97 3 614.061,54 600.960,74 1.487.866,97 1.504.723,97 4 597.714,50 590.750,10 1.499.175,47 1.508.822,97 5 580.023,99 573.728,29 1.468.530,97 1.476.215,17 6 580.128,54 563.998,54 1.639.962,97 1.658.640,97 7 588.553,64 572.357,74 2.291.800,97 2.312.780,97 8 621.461,71 600.042,21 2.659.122,97 2.687.252,97 9 674.659,25 651.712,86 3.193.657,97 3.227.204,97 10 775.235,01 751.755,01 3.500.338,97 3.532.298,97 11 819.100,51 797.536,51 4.113.573,97 4.143.917,97 12 834.212,87 811.299,52 3.457.121,97 3.497.628,97 13 850.729,50 829.560,20 2.964.596,97 2.998.866,97 14 848.663,54 826.945,69 2.802.740,97 2.836.464,97 15 801.646,42 780.566,92 3.160.663,97 3.193.333,97 16 740.805,83 719.598,36 3.382.506,97 3.411.586,97 17 736.311,01 714.923,24 3.220.349,97 3.253.951,97 18 728.985,71 707.653,73 3.307.184,97 3.343.323,97 19 787.421,69 766.004,51 3.440.184,97 3.479.457,97 20 859.827,47 836.480,97 3.316.759,97 3.354.753,97 21 879.412,37 856.488,97 3.188.396,97 3.222.566,97 22 829.556,83 807.572,58 2.702.321,97 2.733.176,97 23 774.106,03 752.717,58 2.589.056,97 2.615.466,97 24 712.703,91 690.436,31 2.348.900,97 2.370.600,97 117

Ώρα [h] Πίνακας 24: Εκκαθαρισμένο Φορτίο της Κοινοπραξίας Ισχύος και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας πριν και μετά το market splitting Φορτίο ΚΙ Πριν το Market Splitting [MWh] Φορτίο ΚΙ Μετά το Market Splitting [MWh] Φορτίο ΧΕ Πριν το Market splitting [MWh] Φορτίο ΧΕ Μετά το Market splitting [MWh] 1 5.445 5.445 31.210 31.300 2 5.275 5.210 30.470 30.470 3 5.046 5.010 29.100 29.190 4 4.916 4.848 28.890 28.890 5 4.885 4.929 29.570 29.570 6 4.885 4.715 31.470 31.470 7 4.916 4.752 35.070 35.070 8 5.392 5.288 40.490 40.490 9 5.639 5.605 43.780 43.810 10 6.315 6.315 45.450 45.530 11 6.555 6.555 46.350 46.380 12 6.659 6.612 46.730 46.790 13 6.867 6.773 44.920 45.040 14 6.885 6.818 43.910 44.080 15 6.635,5 6.486,5 42.770 42.770 16 6.300 6.140,5 42.920 42.920 17 6.148,5 6.088 43.870 43.870 18 6.160,5 6.010 45.450 45.740 19 6.490 6.418,5 45.450 45.830 20 7.383 7.393 45.450 45.830 21 7.267 7.087 44.820 44.820 22 6.985 6.836 41.820 41.970 23 6.441 6.382 39.670 39.670 24 6.116 5.936 36.070 36.070 118

Σχήμα 15: Κοινωνικό Πλεόνασμα Κοινοπραξίας Ισχύος πριν και μετά την κοινή επίλυση Στον πίνακα 25 παρουσιάζονται συγκριτικά τα αποτελέσματα του συνολικού κόστους παραγωγής και του συνολικού κοινωνικού πλεονάσματος των δύο αγορών. Ειδικότερα συγκρίνονται οι δύο αγορές πριν την εφαρμογή του market splitting, όταν ανάμεσα στις δύο αγορές υπάρχουν μόνο οι εξαγωγές λόγω μακροχρόνιων ΦΔΜ, και μετά την εφαρμογή του. Παρατηρούμε ότι η χρήση του μείωσε το συνολικό κόστος παραγωγής και των δύο αγορών μαζί και αύξησε το συνολικό κοινωνικό πλεόνασμα γεγονός που καταδεικνύει την θετική του επίδραση. Πίνακας 25: Συνολικό Κόστος Παραγωγής και Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών Ξεχωριστή επίλυση των δύο αγορών Market Splitting Όφελος Συνολικό Κόστος Παραγωγής και των δύο αγορών μαζί Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα και των δύο αγορών μαζί 28.618.243,8 28.468.854,31-149.389,49 82.290.911,04 82.487.082,54 196.171,50 119

3.3 Επαναληπτική Διαδικασία 3.3.1 Περίπτωση που εξετάζεται Σε αυτήν την εργασία μελετήθηκαν και λύθηκαν δύο προβλήματα. Το δεύτερο πρόβλημα το οποίο μελετήθηκε αποτελεί προέκταση του πρώτου και συγκεκριμένα, εξετάζει αν η κατανομή των μονάδων που προέκυψε από το market splitting δημιουργεί προβλήματα στο ελληνικό δίκτυο μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Εξετάζει δηλαδή αν υπάρχουν υπερφορτίσεις των γραμμών του ελληνικού δικτύου και κατ επέκταση αν η παραπάνω επίλυση του κοινού αλγορίθμου είναι εφικτή. Για την ανάλυση του προβλήματος πραγματοποιήθηκε αναπαράσταση του ελληνικού δικτύου, εφόσον γι αυτό μόνο υπήρχαν στοιχεία, και έτσι χρησιμοποιήθηκαν πραγματικά δεδομένα του ελληνικού συστήματος από τον ΔΕΣΜΗΕ [5]. Συγκεκριμένα, στο ελληνικό δίκτυο υπάρχουν τεσσάρων ειδών ζυγοί. 1-Ζυγός φορτίου ή γενικά ζυγός χωρίς παραγωγή 2-Ζυγός παραγωγής 3-Ζυγός αναφοράς(στο ελληνικό σύστημα είναι η Βουλγαρία) 4-Αποσυνδεδεμένοι ή απομονωμένοι ζυγοί Κάθε ζυγός του συστήματος έχει μία έγχυση ενέργειας είτε αυτή προέρχεται από την παραγωγή κάποιας μονάδας είτε από το φορτίο που πρέπει να εξυπηρετήσει. Στο μοντέλο που αναπτύχθηκε στην παρούσα εργασία έχουν ληφθεί υπόψη λεπτομερώς οι ιδιαιτερότητες κάθε ζυγού. Ειδικότερα, ως καταναλώσεις στους ζυγούς φορτίου λαμβάνεται ποσοστό της ωριαίας ζήτησης του ελληνικού συστήματος έτσι όπως διαμορφώνεται από τις εκκαθαρίσεις φορτίου που γίνονται σε κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Για τους ζυγούς παραγωγής πραγματοποιείται αντιστοίχιση με τις μονάδες του ελληνικού συστήματος που προσομοιώθηκαν σ αυτή την εργασία. Πολλές μονάδες όμως αντιστοιχούν σε παραπάνω από έναν ζυγό, οπότε η κατανομή της παραγωγής σε κάθε έναν από αυτούς τους ζυγούς γίνεται ισόποσα. Ένα παράδειγμα αυτή της αντιστοίχισης φαίνεται στον πίνακα 26. Επίσης, προσομοιώθηκαν ως ζυγοί και οι χώρες που πραγματοποιούν συναλλαγές ενέργειας (εισαγωγές/ εξαγωγές) με την Ελλάδα. Κάθε ζυγός χώρας έχει ως έγχυση τις εισαγωγές και τις εξαγωγές που πραγματοποιεί προς την Ελλάδα. Στο μοντέλο δεν χρησιμοποιούνται οι ζυγοί με αναγνωριστικό 4. Οι γραμμές του ελληνικού συστήματος είναι αυτές που συνδέουν τους ενεργούς ζυγούς μεταξύ τους. Οι ζυγοί συνδέονται μεταξύ τους με δύο τρόπους: είτε μέσω μετασχηματιστή είτε μέσω απλής γραμμής χωρίς μετασχηματιστή που αναπαρίσταται ως ισοδύναμο Π, όπως φαίνεται και στις εικόνες 10 και 11. Ο πίνακας επιδεκτικοτήτων για την επίλυση της ροής φορτίου Σ.Ρ. δημιουργείται από τα στοιχεία των γραμμών και των μετασχηματιστών. 120

Πίνακας 26: Παράδειγμα αντιστοίχησης Ζυγών με Μονάδες Παραγωγής Ζυγοί Μονάδες Παραγωγής 12487 KOMOTINI 12587 KOMOTINI 12687 KOMOTINI 17187 ENTHESS 17287 ENTHESS 19187 THESAVROS1 19287 THESAVROS2 19387 THESAVROS3 Εικόνα 10: Γραμμή μεταφοράς, ισοδύναμο Π μοντέλο Εικόνα 11: Σύνδεση ζυγών μέσω μετασχηματιστή 121

3.3.2 Αποτελέσματα στις Ροές μεταξύ των ζυγών της Επαναληπτικής Διαδικασίας Στον πίνακα 27 φαίνονται οι γραμμές οι οποίες ξεπερνούν το όριο της μέγιστης μεταφορικής τους ικανότητας. Για την καλύτερη παρουσίαση των αποτελεσμάτων στη συγκεκριμένη εργασία η βέλτιστη λύση επιτυγχάνεται με μία μόνο επανάληψη. Η πρώτη στήλη δείχνει τις επαναλήψεις του προβλήματος market splitting. Η επανάληψη μηδέν αντιστοιχεί στην αρχική λύση του προβλήματος. Οι υπόλοιπες στήλες παρουσιάζουν τις γραμμές μεταξύ των ζυγών που ξεπερνούν το όριό τους και σε ποια Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, το όριο κάθε γραμμής και την ροή ισχύος στην γραμμή την συγκεκριμένη Περίοδο Κατανομής. Από τον πίνακα 27 φαίνεται ότι με το τέλος της πρώτης επανάληψης οι γραμμές που ήταν αρχικά εκτός ορίων, τελικά προσαρμόζονται οι ροές τους μέσα στα προκαθορισμένα όρια και με την κατανομή των μονάδων που προέκυψε από την επανάληψη του προβλήματος market splitting δεν δημιουργούνται επιπλέον υπερφορτίσεις. Ιδιαίτερα ενδιαφέρον είναι να δούμε πώς επηρεάζονται οι τιμές των δύο αγορών, οι παραγωγές των μονάδων και η ροή Ελλάδας Ιταλίας από την επαναληπτική επίλυση. Στον πίνακα 27 παρατηρούμε ότι οι γραμμές που υπερφορτίζονται είναι αυτές που συνδέουν τους ζυγούς 25587 με τον 25531 και τον 17011 με τον 17287. Οι ζυγοί όμως 25587 και ο 17287 είναι ζυγοί παραγωγής και αντιστοιχούν στις μονάδες LIPTLOL2 και ENTHESS αντίστοιχα. Συγκεκριμένα, οι δύο αυτές μονάδες παραγωγής αντιστοιχούν σε δύο ζυγούς η κάθε μία, οπότε θεωρούμε ότι οι ζυγοί 25587 και 17287 έχουν ως έγχυση κάθε ώρα την μισή ενέργεια που παράγουν οι δύο προαναφερθείσες μονάδες. Το όριο της 25587-25531 είναι 7,5 MW από τον πίνακα 27. Η ισχύς εξόδου της μονάδας LIPTLOL2 στην αρχική επίλυση του market splitting είναι 29 MW και άρα η ροή πάνω στην γραμμή θα είναι 14,5 MW αφού από τα δεδομένα του συστήματος ο ζυγός 25587 συνδέεται μόνο με τον 25531. Όπως ήταν αναμενόμενο η μονάδα LIPTLOL2 μειώνει την παραγωγή της με το τέλος της πρώτης επανάληψης και γίνεται πλέον 15 MW οπότε και η ροή στην γραμμή 25531-25587 γίνεται πλέον 7,5 MW. Με την ίδια λογική τις ώρες 10 και 20 που η γραμμή 17287-17011 υπερφορτίζεται έχουμε μείωση της ισχύς εξόδου του ENTHESS ώστε να απαλειφθεί η υπερφόρτιση. Στον πίνακα 28 παρατηρούμε και τα PTDF των γραμμών που υπερφορτίζονται. Η μεταβολή της παραγωγής των δύο μονάδων κατά την διάρκεια των επαναλήψεων δίνεται στον πίνακα 29. 122

Πίνακας 27: Ροές στις γραμμές μεταφοράς κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Επανάληψη Ώρα [h] ΑΠΟ ΠΡΟΣ 123 Όριο [MW] Ροή [MW] 0 10 17011 17287 165 167,692 0 20 17011 17287 165 167,692 0 1 25531 25587 7,5 14,5 0 2 25531 25587 7,5 14,5 0 3 25531 25587 7,5 14,5 0 4 25531 25587 7,5 14,5 0 5 25531 25587 7,5 14,5 0 6 25531 25587 7,5 14,5 0 7 25531 25587 7,5 14,5 0 8 25531 25587 7,5 14,5 0 9 25531 25587 7,5 14,5 0 10 25531 25587 7,5 14,5 0 11 25531 25587 7,5 14,5 0 12 25531 25587 7,5 14,5 0 13 25531 25587 7,5 14,5 0 14 25531 25587 7,5 14,5 0 15 25531 25587 7,5 14,5 0 16 25531 25587 7,5 14,5 0 17 25531 25587 7,5 14,5 0 18 25531 25587 7,5 14,5 0 19 25531 25587 7,5 14,5 0 20 25531 25587 7,5 14,5 0 21 25531 25587 7,5 14,5 0 22 25531 25587 7,5 14,5 0 23 25531 25587 7,5 14,5 0 24 25531 25587 7,5 14,5 1 10 17011 17287 165 165 1 20 17011 17287 165 165 1 1 25531 25587 7,5 7,5 1 2 25531 25587 7,5 7,5 1 3 25531 25587 7,5 7,5 1 4 25531 25587 7,5 7,5 1 5 25531 25587 7,5 7,5 1 6 25531 25587 7,5 7,5 1 7 25531 25587 7,5 7,5 1 8 25531 25587 7,5 7,5 1 9 25531 25587 7,5 7,5 1 10 25531 25587 7,5 7,5 1 11 25531 25587 7,5 7,5 1 12 25531 25587 7,5 7,5 1 13 25531 25587 7,5 7,5 1 14 25531 25587 7,5 7,5 1 15 25531 25587 7,5 7,5 1 16 25531 25587 7,5 7,5 1 17 25531 25587 7,5 7,5 1 18 25531 25587 7,5 7,5 1 19 25531 25587 7,5 7,5 1 20 25531 25587 7,5 7,5 1 21 25531 25587 7,5 7,5 1 22 25531 25587 7,5 7,5 1 23 25531 25587 7,5 7,5 1 24 25531 25587 7,5 7,5

Πίνακας 28: Τα PTDFs των γραμμών μεταξύ των ζυγών που ξεπερνούν το όριό τους 17011 17187 25587 17011 17287-0,14648-0,71348 0 25531 25587 0 0-1 Πίνακας 29: Παραγωγή εξεταζόμενων μονάδων κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Ώρα LIPTOL2 HERON1 ENTHESS KREMASTA Επαναλήψεις Επαναλήψεις Επαναλήψεις Επαναλήψεις [h] 0 1 0 1 0 1 0 1 1 29 15 0 0 0 0 170 170 2 29 15 5 5 0 0 0 0 3 29 15 41 41 100 100 0 0 4 29 15 41 41 100 100 0 0 5 29 15 10 10 200 200 0 0 6 29 15 10 10 200 200 0 0 7 29 15 16 30 200 200 20 20 8 29 15 41 41 200 200 20 20 9 29 15 41 41 200 200 130 144 10 29 15 41 41 390 383,74 218 218 11 29 15 41 41 282 296 218 218 12 29 15 41 41 200 211 218 218 13 29 15 41 41 200 200 317 317 14 29 15 41 41 200 200 267 267 15 29 15 41 41 200 200 218 218 16 29 15 41 41 200 200 218 218 17 29 15 41 41 200 200 218 218 18 29 15 41 41 200 200 218 218 19 29 15 41 41 200 200 218 218 20 29 15 41 41 390 383,74 218 218 21 29 15 41 41 200 200 218 218 22 29 15 41 41 200 200 218 218 23 29 15 41 41 200 200 218 218 24 29 15 41 41 200 200 0 0 Στον πίνακα 29 παρουσιάζονται οι ισχείς εξόδου των μονάδων του ελληνικού συστήματος οι οποίες έχουν μεταβληθεί κατά την διάρκεια των επαναλήψεων. Παρατηρούμε όπως είναι λογικό η LIPTOL2 και η ENTHESS έχουν μειώσει την παραγωγή τους τις ώρες που υπάρχει υπερφόρτιση για να ικανοποιηθούν οι περιορισμοί των γραμμών μεταφοράς. Η ικανοποίηση όμως των περιορισμών έχει ως αποτέλεσμα την ανακατανομή των μονάδων του ελληνικού συστήματος για την ικανοποίηση όλων των αρχικών περιορισμών του προβλήματος, και επιπλέον των 124

καινούργιων. Επειδή το unit commitment είναι ένα πολύπλοκο πρόβλημα το οποίο λαμβάνει υπόψη πληθώρα περιορισμών μια μικρή αλλαγή στην έξοδο μιας μονάδας είναι πιθανό να οδηγήσει σε πολλαπλές αλλαγές της συμπεριφοράς και άλλων μονάδων του συστήματος. Έτσι λοιπόν στον πίνακα 29 παρατηρούμε ότι την ισχύ εξόδου τους την μεταβάλλουν και μονάδες που δεν συνδέονται άμεσα με τις γραμμές που υπερφορτίζονται. Ακολουθεί παρακάτω μια αναλυτική παρουσίαση της συμπεριφοράς των μονάδων που τροποποιούν την έξοδό τους κατά την επαναληπτική διαδικασία. Για να κατανοήσουμε καλύτερα αυτή την μεταβολή ας παρατηρήσουμε τον πίνακα 30. Σε αυτό τον πίνακα παρουσιάζεται η ισχύς εξόδου των μονάδων, η συνεισφορά σε κάθε τύπου εφεδρεία (πρωτεύουσα, δευτερεύουσα, τριτεύουσα) καθώς και τα τεχνικά όρια των μονάδων που μεταβάλλουν την έξοδό τους κατά την διάρκεια των επαναλήψεων σε κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Συγκεκριμένα, την ώρα 7 αυξάνεται η ισχύς εξόδου της HERON 1 από 16 MW στα 30 MW. Η μονάδα αυτή αντιστοιχεί στον ζυγό 77187 και όπως φαίνεται από τον πίνακα 27 δεν υπάρχει κάποια υπερφόρτιση σε γραμμή που συνδέεται με αυτόν. Όπως αναλύθηκε διεξοδικά προηγουμένως η μονάδα LIPTOL2 μεταβάλλει από 29 MW σε 15 MW την έξοδό της ώστε να ικανοποιήσει τους περιορισμούς υπερφόρτισης. Έτσι λοιπόν κατεβάζει την έξοδό της στο τεχνικό της ελάχιστο και προσφέρει μετά το τέλος της πρώτης επανάληψης στρεφόμενη τριτεύουσα εφεδρεία 14 MW ενώ στην αρχική επίλυση δεν προσέφερε καθόλου. Αντίθετα η μονάδα HERON1 μειώνει κατά 14 MW την συνεισφορά της σε στρεφόμενη τριτεύουσα εφεδρεία, αφού πλέον τα προσφέρει η LIPTOL2, και αυξάνει την έξοδό της κατά 14 MW. 125

Πίνακας 30: Οι μονάδες που μεταβάλλουν την έξοδό τους κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Επανάληψη Ώρα [h] Όνομα Μονάδας Pmax Pmin [MW] [MW] Pmax_ AGC [MW] Pmin_ AGC [MW] Pout r1_up [MW] [MW] r1_ r2_up down [MW] [MW] r2_ down [MW] r3s r3ns [MW] [MW] 0 7 LIPTOL2 29 15 0 0 29 0 0 0 0 0 0 0 7 HERON1 49 10 0 0 16 0 0 0 0 33 0 1 7 LIPTOL2 29 15 0 0 15 0 0 0 0 14 0 1 7 HERON1 49 10 0 0 30 0 0 0 0 19 0 0 9 LIPTOL2 29 15 0 0 29 0 0 0 0 0 0 0 9 KREMASTA 437 0 400 20 130 0 0 250 110 57 0 1 9 LIPTOL2 29 15 0 0 15 0 0 0 0 14 0 1 9 KREMASTA 437 0 400 20 144 0 0 250 124 43 0 0 11 LIPTOL2 29 15 0 0 29 0 0 0 0 0 0 0 11 ENTHESS 390 200 0 0 200 0 0 0 0 180 0 1 11 LIPTOL2 29 15 0 0 15 0 0 0 0 14 0 1 11 ENTHESS 390 200 0 0 211 0 0 0 0 179 0 0 12 LIPTOL2 29 15 0 0 29 0 0 0 0 0 0 0 12 ENTHESS 390 200 0 0 282 0 0 0 0 108 0 1 12 LIPTOL2 29 15 0 0 15 0 0 0 0 14 0 1 12 ENTHESS 390 200 0 0 296 0 0 0 0 94 0 Κατά τον ίδιο τρόπο γίνονται και ο μεταβολές στις εξόδους των KREMASTA και ENTHESS τις ώρες 9,11 και 12. Τα αποτελέσματα φαίνονται στον πίνακα 30. 126

3.3.3 Αποτελέσματα των Οριακών Τιμών Συστήματος και των Ροών ενέργειας μεταξύ των Αγορών και των κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Στον πίνακα 31 παρουσιάζονται οι οριακές τιμές συστήματος των αγορών κατά την διάρκεια των επαναλήψεων. Παρατηρούμε ότι υπάρχει μια πολύ μικρή άνοδο στις τιμές και των δύο αγορών κάποιες ώρες με μέγιστη αύξηση στην Κοινοπραξία Ισχύος 0,30 /MWh και στο Χρηματιστήριο Ενέργειας 1 /MWh. Από το σχήμα 16 παρατηρούμε ότι εξακολουθεί να υπάρχει σύγκλιση των τιμών τις ώρες που δεν υπάρχει συμφόρηση στην διασύνδεση. Πολύ σημαντικό είναι το γεγονός ότι εξακολουθεί να υπάρχει σύγκλιση και μετά το τέλος της επανάληψης γεγονός που καταδεικνύει ότι η επαναληπτική διαδικασία δεν επηρεάζει τα αποτελέσματα της κοινής επίλυσης των αγορών και δημιουργεί μία ενιαία αγορά ενέργειας. Σχήμα 16: Οριακές τιμές συστήματος των αγορών μετά το τέλος της πρώτης επανάληψης του market splitting 127

Πίνακας 31: Οριακές Τιμές Συστήματος των Αγορών κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Ώρα [h] Οριακή Τιμή Συστήματος Αρχικής Επίλυσης [ /MWh] Κοινοπραξία Ισχύος Χρηματιστήριο Ενέργειας Οριακή Τιμή Συστήματος 1ης Επανάληψης [ /MWh] Κοινοπραξία Ισχύος Χρηματιστήριο Ενέργειας 1 60,20 60,20 60,20 60,20 2 50,15 50,15 50,20 50,20 3 59,00 59,00 59,00 59,00 4 50,00 50,00 50,00 50,00 5 45,20 45,20 45,20 45,20 6 46,65 48,20 46,65 48,20 7 48,50 54,80 48,50 54,80 8 50,00 73,50 50,00 73,50 9 58,98 88,00 58,98 88,00 10 70,00 72,00 70,00 73,00 11 62,00 62,00 62,00 62,00 12 60,00 106,50 62,00 106,50 13 50,45 90,00 50,75 90,00 14 50,00 88,50 50,45 88,50 15 48,75 85,00 48,75 85,00 16 49,55 76,00 49,55 76,00 17 50,00 88,00 50,15 88,00 18 50,00 94,60 50,00 94,60 19 50,45 102,70 50,45 102,70 20 83,35 99,30 83,35 99,30 21 59,15 89,60 59,15 89,60 22 53,75 80,50 53,75 80,50 23 50,00 68,50 50,15 68,50 24 55,25 56,40 55,55 56,40 128

Στον πίνακα 32 και στο σχήμα 17, όπου γίνεται σύγκριση κατά τις επαναλήψεις της ροής από την Ελλάδα προς την Ιταλία, παρατηρούμε μια μικρή πτώση, η οποία οφείλεται στην ανακατανομή της έγχυσης ενέργειας των ελληνικών μονάδων ώστε να ικανοποιηθεί ο περιορισμός των γραμμών μεταφοράς. Αυτή η διαφορά των ροών καλύπτεται όπως φαίνεται στον πίνακα 35 από την αύξηση της παραγωγής στην Ιταλία αφού οι εισαγωγές από την Ελλάδα παραμένουν σταθερές στα 120 MW κάθε ώρα. Πίνακας 32: Ροή Ελλάδας Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Ώρα [h] Ροή Αρχικής Επίλυσης [MW] Ροή 1ης Επανάληψης [MW] Διαφορά Αρχικής Επίλυσης με Επανάληψης 1 250 236-14 2 200 198-2 3 285 271-14 4 185 185 0 5 166 152-14 6 380 380 0 7 380 380 0 8 380 380 0 9 380 380 0 10 380 380 0 11 350 350 0 12 380 380 0 13 380 380 0 14 380 380 0 15 380 380 0 16 380 380 0 17 380 380 0 18 380 380 0 19 380 380 0 20 380 380 0 21 380 380 0 22 380 380 0 23 380 380 0 24 380 380 0 129

Σχήμα 17: Σύγκριση της ροής Ελλάδας-Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων 130

3.3.4 Αποτελέσματα της Συνολικής Προσφοράς και της Συνολικής Ζήτησης των Αγορών κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Στους παρακάτω πίνακες παρουσιάζονται οι αλλαγές στην παραγωγή των μονάδων, στις εισαγωγές, στο φορτίο και στις εξαγωγές που εκκαθαρίζονται σε Ελλάδα και Ιταλία σε κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής. Πιο συγκεκριμένα, για την Ελλάδα παρατηρούμε γενικότερη πτώση της παραγωγής των μονάδων αλλά μια μικρή αύξηση των εισαγωγών. Το φορτίο του ελληνικού συστήματος και οι εξαγωγές από την Ελλάδα που εκκαθαρίζονται τελικά μειώνονται με το τέλος της πρώτης επανάληψης. Αντίθετα, στη Ιταλία παρατηρείται αύξηση της παραγωγής και αυτή η αύξηση καλύπτει τη μείωση της ροής από την Ελλάδα προς την Ιταλία όπως φαίνεται στο σχήμα 17, αφού οι εισαγωγές από την Ελλάδα παραμένουν σταθερές στα 120 MW κάθε ώρα. Οι εξαγωγές της Ιταλίας εξακολουθούν να είναι μηδενικές ενώ το φορτίο παραμένει σταθερό. Ώρα [h] Πίνακας 33: Ροή Ελλάδας Ιταλίας κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Παραγωγή ΚΙ Αρχικής Επίλυσης [MW] Παραγωγή ΚΙ 1ης Επανάληψης [MW] Εισαγωγές ΚΙ Αρχικής Επίλυσης [MW] Εισαγωγές ΚΙ 1ης Επανάληψης [MW] 1 5.745 5.731 325 325 2 5.565 5.551 290 290 3 5.450 5.436 290 290 4 5.311 5.297 215 215 5 5.380 5.366 215 215 6 5.380 5.366 215 215 7 5.417 5.417 215 215 8 5.887 5.873 226 240 9 6.140 6.140 290 290 10 6.700 6.679,74 325 325 11 6.955 6.955 325 325 12 7.045 7.042 322 325 13 7.308 7.294 290 290 14 7.370 7.356 273 287 15 7.151,5 7.137,5 215 215 16 6.805,5 6.791,5 215 215 17 6.633,5 6.619,5 279,5 290 18 6.645,5 6.631,5 215 215 19 6.953,5 6.939,5 290 290 20 7.508 7.487,74 385 385 21 7.622 7.608 290 290 22 7.371 7.357 290 290 23 6.926 6.912 281 290 24 6.471 6.457 290 290 131

Πίνακας 34: Προσφορά και ζήτηση ενέργειας στην Ελλάδα κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Ώρα [h] Ελλάδα Παραγωγή και Εισαγωγές [MW] Φορτίο και Εξαγωγές [MW] Επαναλήψεις Επαναλήψεις 0 1 0 1 1 6.070 6.056 5.820 5.820 2 5.855 5.841 5.655 5.643 3 5.740 5.726 5.455 5.455 4 5.526 5.512 5.341 5.327 5 5.595 5.581 5.429 5.429 6 5.595 5.581 5.215 5.201 7 5.632 5.632 5.252 5.252 8 6.113 6.113 5.733 5.733 9 6.430 6.430 6.050 6.050 10 7.025 7.004,74 6.645 6.624,74 11 7.280 7.280 6.930 6.930 12 7.367 7.367 6.987 6.987 13 7.598 7.584 7.218 7.204 14 7.643 7.643 7.263 7.263 15 7.366,5 7.352,5 6.986,5 6.972,5 16 7.020,5 7.006,5 6.640,5 6.626,5 17 6.913 6.909,5 6.533 6.529,5 18 6.860,5 6.846,5 6.480,5 6.466,5 19 7.243,5 7.229,5 6.863,5 6.849,5 20 7.893 7.872,74 7.513 7.492,74 21 7.912 7.898 7.532 7.518 22 7.661 7.647 7.281 7.267 23 7.207 7.202 6.827 6.822 24 6.761 6.747 6.381 6.367 132

Πίνακας 35: Προσφορά και ζήτηση ενέργειας στην Ιταλία κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Ώρα [h] Ιταλία Παραγωγή και Εισαγωγές [MW] Φορτίο και Εξαγωγές [MW] Επαναλήψεις Επαναλήψεις 0 1 0 1 1 31.050 31.064 31.300 31.300 2 30.270 30.272 30.470 30.470 3 28.905 28.919 29.190 29.190 4 28.705 28.705 28.890 28.890 5 29.404 29.418 29.570 29.570 6 31.090 31.090 31.470 31.470 7 34.690 34.690 35.070 35.070 8 40.110 40.110 40.490 40.490 9 43.430 43.430 43.810 43.810 10 45.150 45.150 45.530 45.530 11 46.030 46.030 46.380 46.380 12 46.410 46.410 46.790 46.790 13 44.660 44.660 45.040 45.040 14 43.700 43.700 44.080 44.080 15 42.390 42.390 42.770 42.770 16 42.540 42.540 42.920 42.920 17 43.490 43.490 43.870 43.870 18 45.360 45.360 45.740 45.740 19 45.450 45.450 45.830 45.830 20 45.450 45.450 45.830 45.830 21 44.440 44.440 44.820 44.820 22 41.590 41.590 41.970 41.970 23 39.290 39.290 39.670 39.670 24 35.690 35.690 36.070 36.070 133

3.3.5 Αποτελέσματα του Συνολικού Κόστους Παραγωγής και του Κοινωνικού Πλεονάσματος κατά την διάρκεια των επαναλήψεων Στον πίνακα 36 παρουσιάζεται η επίδραση της επαναληπτικής διαδικασίας στο συνολικό κόστος παραγωγής και στο συνολικό κοινωνικό πλεόνασμα και παρατηρείται πτώση και των δύο. Μετά το τέλος της πρώτης επανάληψης του προβλήματος market splitting μειώνεται η παραγωγή των ελληνικών μονάδων ενώ υπάρχει μια μικρή αύξηση των μονάδων της Ιταλίας. Η μείωση αυτή των ελληνικών μονάδων αντιστοιχεί σε μείωση του κόστους παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος, η οποία είναι μεγαλύτερη από την αύξηση του κόστους παραγωγής του Χρηματιστηρίου Ενέργειας και έτσι τελικά υπάρχει μείωση του συνολικού κόστους παραγωγής. Αυτό γίνεται καλύτερα κατανοητό στον πίνακα 37 όπου παρουσιάζεται το κόστος παραγωγής των δύο αγορών ξεχωριστά κατά την διάρκεια των επαναλήψεων. Το κόστος παραγωγής της Κοινοπραξίας Ισχύος (ΚΙ) μειώνεται με το τέλος της πρώτης επανάληψης κατά 6.300 σε σχέση με την αρχική επίλυση ενώ αντίθετα το κόστος παραγωγής του Χρηματιστηρίου Ενέργειας (ΧΕ) αυξάνεται κατά 2.400. Έτσι τελικά επέρχεται η μείωση του συνολικού κόστους παραγωγής των δύο αγορών κατά 3.900 με το τέλος της πρώτης επανάληψης. Τα νούμερα του πίνακα 37 δίνονται στρογγυλοποιημένα για την καλύτερη παρουσίαση των συμπερασμάτων. Τέλος η μείωση στο κοινωνικό πλεόνασμα σημειώνεται επειδή υπάρχει και μείωση του συνολικού φορτίου και των εξαγωγών που εκκαθαρίζονται. Πίνακας 36: Συνολικό Κόστος Παραγωγής και Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα των δύο αγορών μαζί κατά την δειάρκεια των επαναλήψεων Συνολικό Κόστος Παραγωγής και των δύο αγορών μαζί Συνολικό Κοινωνικό Πλεόνασμα και των δύο αγορών μαζί Αρχική Επίλυση Πρώτη Επανάληψη Όφελος 28.412.404,94 28.408.500,26-3.904,68 82.487.082,54 82.481.054,55-6.027,99 134

Πίνακας 37: Κόστος Παραγωγής και Κοινωνικό Πλεόνασμα κάθε αγοράς κατά την δειάρκεια των επαναλήψεων Συνολικό Κόστος Παραγωγής KI Συνολικό Κόστος Παραγωγής XE Αρχική Επίλυση Πρώτη Επανάληψη Όφελος 5.049.200 5.042.900-6.300 23.363.200 23.365.600 2.400 135

Κεφάλαιο 4 Συμπεράσματα και Μελλοντικές Προεκτάσεις Σε αυτή την εργασία μελετήθηκε η υλοποίηση της κοινής επίλυσης των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας μεταξύ ενός Χρηματιστηρίου Ενέργειας και μιας Κοινοπραξίας Ισχύος και τα αποτελέσματα ως προς την τιμολόγηση και την συνολική κοινωνική ευημερία συγκρίθηκαν με αυτά της ξεχωριστής επίλυσης των δύο αγορών. Η σύζευξη των δύο αγορών ήταν επιτυχής τηρώντας απόλυτα τους τοπικούς κανόνες και μηχανισμούς της κάθε αγοράς. Το market splitting παρέχει σημαντικά πλεονεκτήματα αυξάνοντας την συνολική κοινωνική ευημερία, μειώνοντας το συνολικό κόστος παραγωγής και δίνοντας τα σωστά μηνύματα τιμών στους συμμετέχοντες στην αγορά. Τέλος με την αναπαράσταση του ελληνικού δικτύου μέσω της ροής φορτίου Συνεχούς Ρεύματος και της επαναληπτικής διαδικασίας επιτυγχάνεται μια πολύ αναλυτική και προσέγγιση του προβλήματος. Ειδικότερα, παρουσιάζεται η επίδραση της κοινής επίλυσης των αγορών στο ελληνικό δίκτυο μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, για το οποίο διατίθενται στοιχεία, και επιλύεται επαναληπτικά το market splitting των αγορών και καταλήγοντας με μία επανάληψη σε μία αποδεκτή λύση. Περαιτέρω έρευνα και πρόκληση στο συγκεκριμένο θέμα είναι η κοινή επίλυση όλων των ευρωπαϊκών αγορών μαζί μέσω ενός κοινού αλγορίθμου σύζευξης τιμών βελτιστοποιώντας την κατανομή και δημιουργώντας μία ενιαία ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Επιπλέον, με την χρήση των μεθόδων ροής φορτίο Συνεχούς Ρεύματος ή Εναλλασσόμενου θα μπορούμε να έχουμε μια πολύ καλή εικόνα της επίδρασης της κοινής επίλυσης των αγορών στο ευρωπαϊκό δίκτυο μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας αλλά και να εξαχθούν χρήσιμα συμπεράσματα σχετικά με την βελτίωση/ανάπτυξή του ώστε να οδηγηθούμε σε μία πραγματικά ενιαία ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας. Η επίλυση του παραπάνω προβλήματος πραγματοποιήθηκε με το ειδικό περιβάλλον αλγεβρικής μαθηματικής μοντελοποίησης και επίλυσης προβλημάτων μαθηματικής βελτιστοποίησης GAMS (General Algebraic Modeling System) σε συνδυασμό με τη χρήση αρχείων Excel και Matlab για την εισαγωγή δεδομένων, την εξαγωγή αποτελεσμάτων και την ανάπτυξη διαγραμμάτων για την μελέτη και κατανόηση των αποτελεσμάτων. Μερικά βασικά χαρακτηριστικά της GAMS, του κυριότερου εργαλείου για την υλοποίηση της συγκεκριμένης εργασίας, είναι τα παρακάτω: μια υψηλού επιπέδου γλώσσα για τη συμπαγή απεικόνιση μεγάλων και πολύπλοκων μοντέλων επιτρέπει αλλαγές στις παραμέτρους του μοντέλου εύκολα και με ασφάλεια επιτρέπει ξεκάθαρες δηλώσεις των αλγεβρικών σχέσεων επιτρέπει την περιγραφή του μοντέλου ανεξάρτητα από την αλγόριθμο επίλυσης 136

Ο υπολογιστής που χρησιμοποιήθηκε για την εκπόνηση της παρούσας εργασίας είναι εξοπλισμένος με επεξεργαστή Intel Core i5 460M 2.53 GHz και με 4 GB μνήμη RAM. Η έκδοση της γλώσσας προγραμματισμού GAMS που χρησιμοποιήθηκε είναι η 23.7.3 και ο επιλυτής(solver) είναι ο CPLEX 12.3.0. Η τάξη μεγέθους του κεντρικού προβλήματος είναι 150.763 εξισώσεις και 95.803 μεταβλητές. Όλες οι προσομοιώσεις οδήγησαν σε βέλτιστη λύση (optimal solution). 137

ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ ΓΕΝΙΚΑ ΑΓΟΡΑΣ Παρακάτω ακολουθεί η ανάλυση του ρυθμιστικού πλαισίου και της δομής των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας της Ελλάδας και της Ιταλίας. Ελληνική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Μετά από μια μακρά περίοδο αναζητήσεων, προετοιμασίας, μελετών και οργανωτικών βημάτων τόσο σε Ευρωπαϊκό όσο και σε εθνικό επίπεδο, δημιουργείται βαθμιαία ελεύθερη αγορά και στον τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτό θα επιτρέψει σε πελάτες να επιλέγουν τον προμηθευτή τους και σε νέους παραγωγούς να ανταγωνιστούν τη ΔΕΗ, που σήμερα είναι ο μόνος παραγωγός. Πρόκειται για μια επανάσταση στο χώρο της ηλεκτρικής ενέργειας, που παραδοσιακά κυριαρχούνταν διεθνώς από μονοπώλια και απόλυτη ρύθμιση. Οι αλλαγές αυτές είναι για τη χώρα μας πρωτόγνωρες αλλά και διεθνώς η εμπειρία από την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας δεν είναι μεγάλη. Στην Ελλάδα ο Νόμος 2773/99 αποτελεί το βασικό θεσμικό υπόβαθρο. Με βάση αυτόν δημιουργήθηκε η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (ΡΑΕ) και η Ανώνυμη Εταιρεία ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ή Διαχειριστής του Συστήματος ή ΔΕΣΜΗΕ), η εταιρεία που διαχειρίζεται το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. Πρόκειται για τους δύο βασικούς φορείς λειτουργίας της απελευθερωμένης αγοράς. Είναι σημαντικό να διευκρινιστούν οι ρόλοι των διαφόρων φορέων μια και εδώ και 50 χρόνια γνωρίζουμε μόνο τη ΔΕΗ και μάλιστα πολύ συχνά εξακολουθεί να συγχέεται η ΔΕΗ Α.Ε. με τον ΔΕΣΜΗΕ και ο ΔΕΣΜΗΕ με την ΡΑΕ. Η ΡΑΕ είναι μια ανεξάρτητη αρχή που φροντίζει, εισηγείται και προωθεί την ύπαρξη συνθηκών ίσων ευκαιριών, και υγιούς ανταγωνισμού και παρέχει την άδεια λειτουργίας σε παραγωγούς, προμηθευτές και λοιπούς φορείς της αγοράς. Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (Ρ.Α.Ε.) Η Ρ.Α.Ε. συστάθηκε βάση του νόμου 2773/99 και λειτουργεί από την 1η Ιουλίου 2000. Δημιουργήθηκε στα πλαίσια της εναρμόνισης της ελληνικής νομοθεσίας με την κοινοτική οδηγία 96/92 και πρόκειται για μία ανεξάρτητη διοικητική αρχή, οικονομικά και διοικητικά αυτοτελή, η οποία έχει κυρίως γνωμοδοτικό και εισηγητικό ρόλο, και όχι ελεγκτικό ή δικαστικό, σε όλους τους τομείς της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Στόχος της Ρ.Α.Ε. είναι η διευκόλυνση του ελεύθερου και υγιή ανταγωνισμού στην ενεργειακή αγορά με σκοπό την καλύτερη και οικονομικότερη εξυπηρέτηση του 138

καταναλωτή, είτε αυτός είναι ιδιώτης είτε επιχείρηση. Παράλληλα, επιδιώκει τη βιωσιμότητα και την ανάπτυξη των μικρομεσαίων επιχειρήσεων του τομέα της ενέργειας, καθώς οι τελευταίες αποτελούν φορείς ανάπτυξης και απασχόλησης. Η Ρ.Α.Ε. γνωμοδοτεί για τη χορήγηση αδειών, επιβλέπει τη διαδικασία χορήγησης αυτών και επιβάλλει ποινές και πρόστιμα στους παραβάτες του νόμου 2773/99. Παρακολουθεί και ελέγχει τη λειτουργία της αγοράς, γνωμοδοτεί και εισηγείται νέα μέτρα και προσέχει για τον καταναλωτή, το περιβάλλον και το δημόσιο συμφέρον. Επιπλέον, καλλιεργεί διεθνείς σχέσεις και συνεργασίες, συνεργάζεται με τις αντίστοιχες διοικητικές αρχές των ξένων χωρών και ενημερώνει την αρμόδια Επιτροπή της Ευρωπαϊκής Ένωσης για την πορεία της απελευθέρωσης της ελληνικής ενεργειακής αγοράς. Η Ρ.Α.Ε. επιδιώκει επίσης την εξασφάλιση των μακροχρόνιων στρατηγικών στόχων της ενεργειακής πολιτικής και την εξυπηρέτηση του δημοσίου συμφέροντος. Τέτοιοι στόχοι είναι η επαρκής, αξιότιμη και ισότιμη τροφοδοσία των καταναλωτών, η ασφάλεια της τροφοδοσίας της χώρας, η προστασία του περιβάλλοντος, η αποτελεσματική χρήση και προμήθεια ενέργειας και η εξασφάλιση επαρκούς υποδομής για την ενέργεια. Ταυτόχρονα, η Ρ.Α.Ε. δίνει μεγάλη έμφαση στην παραγωγή ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές και συμπαραγωγή και στην ανάπτυξη των νέων τεχνολογιών, όλα προς χάριν του κοινωνικού οφέλους. Στην προσπάθεια επίτευξης ενός υγιούς ανταγωνισμού, η Ρ.Α.Ε. αναλαμβάνει μία σειρά από πρωτοβουλίες. Καταρχάς, θεωρώντας ότι η ελλιπής πληροφόρηση οδηγεί στην ανάπτυξη μονοπωλιακών καταστάσεων και εξαρτήσεων, φροντίζει για την πλήρη και αντικειμενική ενημέρωση όλων των συμμετεχόντων στην ενεργειακή αγορά. Η γρήγορη, δωρεάν και αντικειμενική πληροφόρηση μέσω του διαδικτύου συμβάλλει στην καταπολέμηση τυχόν μονοπωλιακών καταστάσεων. Επιπλέον, η Ρ.Α.Ε. παρακολουθεί τη λειτουργία της αγοράς και προτείνει θεσμικά, διαρθρωτικά και τεχνικά μέτρα, τα οποία επιδιώκουν τη βελτίωση του ανταγωνισμού. Επίσης, με την επίβλεψη της τιμής και του κόστους της ενέργειας, η Ρ.Α.Ε. έχει τη δυνατότητα να εντοπίζει αν αντανακλώνται στις τιμές τα οφέλη που έχουν οι συμμετέχοντες από τη λειτουργία της ενεργειακής αγοράς και να αποφεύγει φαινόμενα σταυροειδών επιδοτήσεων σε μεγάλες επιχειρήσεις. Ο ΔΕΣΜΗΕ είναι μια εταιρεία που έχει ένα διπλό ρόλο: Ο ένας ρόλος είναι αυτός που ασκούσε η ΔΕΗ σε σχέση με το Σύστημα Μεταφοράς: φροντίζει να υπάρχει ανά πάσα στιγμή ισορροπία παραγωγής και κατανάλωσης και η ηλεκτρική ενέργεια να παρέχεται κατά τρόπο αξιόπιστο, ασφαλή και ποιοτικά αποδεκτό. Ο δεύτερος ρόλος του ΔΕΣΜΗΕ είναι να εκκαθαρίζει την αγορά, να λειτουργεί σαν ένα είδος χρηματιστηρίου που υπολογίζει κάθε ημέρα ποιός οφείλει σε ποιόν. Ο ΔΕΣΜΗΕ δεν εμπορεύεται ηλεκτρική ενέργεια και ότι βασικές συναλλακτικές σχέσεις είναι διμερείς μεταξύ παραγωγών/προμηθευτών και των πελατών τους. 139

Η ΔΕΗ είναι μία μόνο από τις πολλές εταιρείες που θα λειτουργούν στο χώρο της ηλεκτρικής ενέργειας. Για να χρησιμοποιήσουμε ένα οικείο ανάλογο, η ΔΕΗ είναι μια εισηγμένη εταιρεία, ο ΔΕΣΜΗΕ είναι το Χρηματιστήριο και η ΡΑΕ είναι η Επιτροπή Κεφαλαιαγοράς. Ο ΔΕΣΜΗΕ είναι ανώνυμη εταιρεία που ανήκει κατά 51% στο δημόσιο και κατά 49% στις εταιρείες παραγωγής που υπάρχουν στην Ελλάδα. Αυτό σημαίνει ότι η ΔΕΗ σήμερα κατέχει αυτό το 49% αλλά το ποσοστό της θα μειώνεται δίνοντας χώρο στους όποιους νέους παραγωγούς εμφανιστούν. Ο Διαχειριστής του Συστήματος έχει την ευθύνη μιας σειράς διαδικασιών: Καταρχήν η ενέργεια που παράγεται, διακινείται και καταναλώνεται πρέπει να μετράται κατά τρόπο αξιόπιστο, ακριβή και μη αμφισβητούμενο από τους παράγοντες της αγοράς. Ένα μετρητικό σύστημα, επίσημα πιστοποιημένο, είναι μια πρώτη διαδικασία της ευθύνης του Διαχειριστή του Συστήματος. Mία δεύτερη διαδικασία, που αποτελεί και την καρδιά του Συστήματος είναι η Κατανομή Φορτίου. Όπως είναι γνωστό, η ηλεκτρική ενέργεια είναι ένα ιδιότυπο εμπορικό αγαθό που δεν αποθηκεύεται και επομένως θα πρέπει ανά πάσα στιγμή να παράγεται ακριβώς όση καταναλώνεται. Η Κατανομή Φορτίου λοιπόν είναι αυτή που υπαγορεύει το ποιός σταθμός θα παράγει και πόσο. Παράλληλα η Κατανομή Φορτίου στους σταθμούς γίνεται έτσι ώστε να διατηρούνται τα ποιοτικά χαρακτηριστικά που πρέπει (συχνότητα, τάση κλπ), να υπάρχει ελάχιστο κόστος λειτουργίας και να υπάρχει σεβασμός των διμερών εμπορικών σχέσεων πελάτη-προμηθευτή. Για τη διατήρηση της αξιοπιστίας του Συστήματος και των ποιοτικών χαρακτηριστικών της παρεχόμενης ηλεκτρικής ενέργειας στον καταναλωτή, ο Διαχειριστής του Συστήματος χρειάζεται ειδικές, επικουρικές λεγόμενες υπηρεσίες, δυνατότητα ειδικών ρυθμίσεων κλπ που θα αγοράζει με διαφανείς διαδικασίες από τους παραγωγούς της αγοράς, σε πρώτη φάση από τη ΔΕΗ. Μια διαδικασία απολύτως συναρτημένη με την απελευθερωμένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι η εκκαθάριση, το ποιός δηλαδή οφείλει σε ποιόν. Για την Ελληνική αγορά έχει επιλεγεί ένα σύστημα διμερών βασικά εμπορικών σχέσεων, δηλαδή μεταξύ καταναλωτή και προμηθευτήπαραγωγού. Ο Διαχειριστής του Συστήματος δεν παρεμβαίνει στα διμερή αυτά συμβόλαια τα οποία είναι στην απόλυτη δικαιοδοσία των συμβαλλόμενων μερών. Όμως κατά την καθημερινή λειτουργία για διάφορους λόγους η παραγωγή ενός προμηθευτή δεν αντιστοιχεί απολύτως στην κατανάλωση ενός πελάτη. Αυτή η απόκλιση μετράται και τιμολογείται από το Διαχειριστή του Συστήματος ο οποίος υπαγορεύει σε κάθε ελλειμματικό παραγωγό το τί θα πληρώσει μέσω του Διαχειριστή του Συστήματος σε κάποιον άλλο, πλεονασματικό παραγωγό. Η διαδικασία αυτή λέγεται εκκαθάριση της αγοράς και γίνεται με τρόπο που να ενθαρρύνεται η οικονομική λειτουργία του Συστήματος. 140

Μια άλλη πολύ βασική λειτουργία του Διαχειριστή του Συστήματος είναι η συντήρηση του συστήματος και η περαιτέρω ανάπτυξή του για να υποδεχθεί νέους παραγωγούς και νέους πελάτες. Η συντήρηση αυτή θα γίνεται υπαμοιβή από την ΔΕΗ ενώ οι επεκτάσεις χρεώνονται με βάση πολύ συγκεκριμένους κανόνες που περιλαμβάνονται στους κώδικες. Τέλος, στα καθήκοντα του Διαχειριστή του Συστήματος είναι η υποστήριξη και περαιτέρω ανάπτυξη της αγοράς και η ενημέρωση των ενδιαφερομένων. Ο Διαχειριστής του Συστήματος κάνει προβλέψεις για τις ανάγκες του συστήματος, σε βραχυπρόθεσμη, μεσοπρόθεσμη και μακροπρόθεσμη βάση, δημοσιεύει εκτιμήσεις, εισηγείται βελτιώσεις στους κανόνες της αγοράς και διαχείρισης του Συστήματος και εξασφαλίζει μια υψηλού βαθμού διαφάνεια στη λειτουργία της αγοράς, στη διαχείριση του Συστήματος και στην ίδια τη λειτουργία της εταιρίας. Ουσιαστικά, κάθε ενέργεια του Διαχειριστή του Συστήματος γίνεται μέσω του διαδικτύου και φαίνεται στο διαδίκτυο. Στόχος του ΔΕΣΜΗΕ είναι να εξασφαλίσει μια αξιόπιστη και αμερόληπτη λειτουργία του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας αλλά και της αγοράς που στηρίζεται σε αυτό έτσι ώστε οι νέοι παραγωγοί, οι επιλεγέντες πελάτες αλλά και όλοι οι καταναλωτές να διαθέτουν την αξιοπιστία του Συστήματος, πλαισιωμένη με τη διαφάνεια και αμεροληψία που απαιτούν οι κανόνες της νέας αγοράς. Προκειμένου να επιτευχθούν οι στόχοι της ασφάλειας εφοδιασμού και της οικονομικής βελτιστοποίησης της αγοράς ηλεκτρισμού στην Ελληνική Επικράτεια, απαιτείται ο αποτελεσματικός συνδυασμός μακροχρόνιων αποφάσεων για την εγκατάσταση και τη διαθεσιμότητα ισχύος αλλά και βραχυχρόνιων αποφάσεων για την ορθή κατανομή των πόρων στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Η Ελληνική Αγορά Ηλεκτρισμού αποτελείται από δύο διακριτές αγορές: Τη μακροχρόνια αγορά διαθεσιμότητας ισχύος(capacity Market) Τη βραχυχρόνια - χονδρεμπορική αγορά ενέργειας και επικουρικών υπηρεσιών, που προγραμματίζεται βάσει του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού(ΗΕΠ) (Energy and Ancillary Services Market) Αγορά Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος Ο μηχανισμός της Αγοράς Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος έχει ως στόχο τη μείωση του επιχειρηματικού κινδύνου του παραγωγού, ο οποίος λαμβάνει αμοιβή έναντι μέρους του κόστους κεφαλαίου επένδυσης, αλλά και του προμηθευτή ο οποίος εξασφαλίζει την αποφυγή υπερβολικά υψηλών τιμών στην Ημερήσια Αγορά Ενέργειας και Επικουρικών Υπηρεσιών (Χονδρεμπορική Αγορά), ακριβώς διότι μειώνεται ο βραχυχρόνιος κίνδυνος του παραγωγού. 141

Η Αγορά Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος δημιουργήθηκε για να εξασφαλίζει την επάρκεια και την ποιότητα ηλεκτρικής ενέργειας σε μακροχρόνια βάση αμείβοντας την αξιοπιστία της κάθε μονάδας. Η Αγορά Μακροχρόνιας Διαθεσιμότητας Ισχύος υλοποιείται με την έκδοση από κάθε Παραγωγό Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ) που αντιστοιχούν στην πραγματική διαθεσιμότητα ισχύος κάθε μονάδας του, όπως αυτή προσδιορίζεται από τον Διαχειριστή του Συστήματος Κάθε Προµηθευτής συνάπτει µε τους Παραγωγούς Συµβάσεις ιαθεσιµότητας Ισχύος (Σ Ι), µε οικονοµικούς όρους που συµφωνούνται µεταξύ τους, προκειµένου να καλύψουν την Υποχρέωση Επάρκειας Ισχύος που του αναλογεί. Η Αγορά θεωρείται εξισορροπηµένη (Balanced) όταν ισχύει η σχέση: Α Ι (MW) = Σ Ι (MW) + Απαιτούµενη Μακροχρόνια Εφεδρεία Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (Αγορά Ενέργειας και Επικουρικών Υπηρεσιών ή Χονδρεμπορική Αγορά) Ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΗΕΠ) συνιστά την χονδρεμπορική αγορά και έχει ως στόχο το βέλτιστο προγραμματισμό της λειτυργίας των θερμικων και υδροηλεκτρικλων μονάδων παραγωγής του Συστήματος, των μονάδων ΑΠΕ και της διαθέσιμης ενέργειας από εισαγωγές, προκειμένου να καλύπτεται σε ημερήσια βάση, ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας από καταναλωτές, η ζήτηση για εξαγωγές ενέργειας από τη χώρα και οι απαραίτητες Επικουρικές Υπηρεσίες. Κάθε μονάδα παραγωγής υποχρεούται να προσφέρει το σύνολο της διαθεσιμότητάς της, τόσο σε ενέργεια όσο και σε επικουρικές υπηρεσίες στην χονδρεμπορική αγορά. Γίνεται αντιληπτό λοιπόν ότι η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας της Ελλάδας είναι ένα μοντέλο αγοράς «Υποχρεωτικής Κοινοπραξίας» (Mandatory Pool). Στον ΗΕΠ αντιπαραβάλλεται το συνολικό απαιτούμενο ηλεκτρικό φορτίο με τις οικονομικές προσφορές έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας στο Σύστημα. Η συμμετοχή στον ΗΕΠ είναι υποχρεωτική για τους Παραγωγούς, προκειμένου να προβούν σε έγχυση της ενέργειας που παράγουν και για τους Προμηθευτές και τους Αυτοπρομηθευόμενους Πελάτες προκειμένου να προβούν σε απορρόφηση της ενέργειας που καταναλώνεται στην Ελλάδα. Ο ΗΕΠ δεν περιλαμβάνει μακροχρόνια συμβόλαια αγοροπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας και απαγορεύονται επίσης οι φυσικές διμερείς συναλλαγές μεταξύ των συμμετεχόντων της αγοράς. Διαμορφώνεται τελικά, με βάση τις καθημερινές υποβολές δηλώσεων και προσφορών από τους Συμμετέχοντες. Η επίλυση του ΗΕΠ προσδιορίζει τον τρόπο λειτουργίας κάθε μονάδας για κάθε ώρα της επόμενης μέρας, ώστε να μεγιστοποιείται το κοινωνικό όφελος που προκύπτει από την ικανοποίηση του ενεργειακού ισοζυγίου και των αναγκών 142

επικουρικών υπηρεσιών την επόμενη μέρα λαμβάνοντας υπόψη τους περιορισμούς του Συστήματος Μεταφοράς. Η τιμή στην οποία εκκαθαρίζεται η αγορά ενέργειας του ΗΕΠ ( Οριακή Τιμηή Συστήματος ή ΟΤΣ), αποτελεί την ενιαία τιμή στην οποία οι Προμηθευτές αγοράζουν ενέργεια που αναμένουν ότι θα απορροφήσουν από το Σύστημα οι Πελάτες τους και αμοίβονται αντίστοιχα οι Παραγωγοί. Ο ΗΕΠ είναι η ημερήσια διαδικασία επίλυσης της αγοράς η οποία λαμβάνει χώρα την προηγούμενη ημέρα της Ημέρας Κατανομής. Η Ημέρα Κατανομής είναι μία ημερολογιακή ημέρα σε ώρες Ελλάδας. Αποτελείται από έναν αριθμό ωριαίων Περιόδων Κατανομής, συνήθως 24. Στον ΗΕΠ ενσωµατώνονται οι εξής επιµέρους αγορές-µηχανισµοί, οι οποίες βελτιστοποιούνται ταυτόχρονα ώστε να µεγιστοποιείται το κοινωνικό όφελος: Αγορά Ενέργειας:Καλύπτονται οι ποσοτικές ανάγκες των καταναλωτών σε ηλεκτρική ενέργεια για κάθε Ημέρα Κατανομής και συγκεκριμένα: Προσφέρουν και αµείβονται οι εγχώριοι παραγωγοί (θερµικών σταθµών, υδροηλεκτρικών και ΑΠΕ) και οι εισαγωγείς. Αγοράζουν οι εκπρόσωποι του εγχώριου φορτίου (προµηθευτές και επιλέγοντες πελάτες) και οι εξαγωγείς(προμηθευτές και παραγωγοί) Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών:Καλύπτει τις ανάγκες των καταναλωτών σε ηλεκτρική ενέργεια για διασφάλιση της ποιότητας και αξιοπιστίας της τροφοδότησής τους. Η ενέργεια που εμπορεύεται σε αυτή την αγορά χρησιμοποιείται για τη διατήρηση της τάσης και της συχνότητας του παραγόμενου ηλεκτρικού ρεύματος σε σταθερές τιμές και εντός ορίων. Προσφέρουν και αµείβονται οι εγχώριοι παραγωγοί (θερµικών και υδροηλεκτρικών σταθµών) για τις Επικουρικές Υπηρεσίες τους. Αγοράζουν οι εκπρόσωποι του εγχώριου φορτίου (προµηθευτές και επιλέγοντες πελάτες), και οι εξαγωγείς (προµηθευτές και παραγωγοί) για τις Επικουρικές Υπηρεσίες που προμηθεύονται από την αγορά. Μηχανισμός αγοράς για τη χωροθέτηση της παραγωγής κοντά στα κέντρα κατανάλωσης: Με το μηχανισμό αυτό γίνεται προσπάθεια οι νέες μονάδες παραγωγής να βρίσκονται όσο το δυνατόν εγγύτερα στα κέντρα κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. Μ αυτόν τον τρόπο, προβλέπεται αυξημένη συμμετοχή στην ετήσια χρέωση χρήσεως συστήματος των παραγωγών του βορρά καθώς και διαφοροποιημένη αμοιβή παραγωγών στο νότο, κατά τις λίγες ώρες που παρατηρείται συνωστισμός στη μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας από το βορρά στο νότο κατά την διάρκεια του ημερήσιου προγραμματισμού. 143

Αντικείμενο του Η.Ε.Π Το αντικείμενο του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού περιλαμβάνει: Κατάρτιση ενός βέλτιστου προγράμματος ένταξης μονάδων και έγχυσης ενέργειας για την εξυπηρέτηση της ζήτησης ενέργειας για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής, με τρόπο ώστε να μεγιστοποιείται το κοινωνικό πλεόνασμα (διαφορά κοινωνικού οφέλους από το συνολικό κόστος παραγωγής) Προσδιορισμός της Οριακής τιμής του Συστήματος(ΟΤΣ) για την ενέργεια, για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής Κατάρτιση Επικουρικών Υπηρεσιών ώστε να καλύπτονται οι σχετικές ανάγκες για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής στο ελάχιστο συνολικό κόστος Υπολογισμός των Τιμών Εφεδρείας για κάθε τιμολογούμενη Επικουρική Υπηρεσία για κάθε Περίοδο Κατανομής της Ημέρας Κατανομής Α.Δ.Μ.Η.Ε. & Λ.Α.Γ.Η.Ε. Σε λειτουργία έχουν τεθεί από την Τετάρτη, 1η Φεβρουαρίου 2012 ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), καθώς και ο Λειτουργός Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΛΑΓΗΕ), στη θέση του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΔΕΣΜΗΕ), που καταργείται στο πλαίσιο εφαρμογής του νέου νόμου 4001/2011 για την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ο ΑΔΜΗΕ Α.Ε. συστάθηκε σε συμμόρφωση με τις διατάξεις της Οδηγίας 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης, συμφώνα και με τη νομοθετική ρύθμιση που προώθησε το Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής στο Νόμο 4001/2011, όπου ρυθμίστηκαν βασικά ζητήματα της εγχώριας αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ο ΑΔΜΗΕ είναι 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε. σύμφωνα με το μοντέλο του Ανεξάρτητου Διαχειριστή Μεταφοράς (ΑΔΜ), αναλαμβάνει το ρόλο του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) και ασκεί κυρίως τα καθήκοντα που περιλαμβάνουν την κυριότητα, τη συντήρηση, τη διαχείριση, την εκμετάλλευση και την ανάπτυξη του Συστήματος Μεταφοράς, καθώς και τη συνεργασία του με άλλους Διαχειριστές και λοιπούς συμμετέχοντες στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Στόχος είναι να συμβάλει στη δημιουργία της εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας της Ευρωπαϊκής Ένωσης, ενσωματώνοντας καθήκοντα που μέχρι τώρα αποτελούσαν αρμοδιότητες του ΔΕΣΜΗΕ Α.Ε. ως Διαχειριστή του Συστήματος και της Γενικής Διεύθυνσης Μεταφοράς της ΔΕΗ ως Κυρίου του Συστήματος. 144

Ο Λειτουργός της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας ΑΕ (ΛΑΓΗΕ ΑΕ) ιδρύθηκε με βάση το ν 4001/2011 για τη Λειτουργία Ενεργειακών Αγορών Ηλεκτρισμού και Φυσικού Αερίου, για Έρευνα, Παραγωγή και δίκτυα μεταφοράς Υδρογονανθράκων και άλλες ρυθμίσεις (ΦΕΚ 179/22-8-2011) και ασκεί τις δραστηριότητες που ασκούνταν από τη 'Διαχειριστής Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας ΑΕ' (ΔΕΣΜΗΕ ΑΕ), πλην εκείνων που κατά το άρθρο 99 του ν.4001/2011 μεταφέρονται στην 'Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας ΑΕ' (ΑΔΜΗΕ ΑΕ). Ο Λ.ΑΓ.Η.Ε. λειτουργεί την Ημερήσια Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας και προβαίνει σε κάθε ενέργεια που είναι αναγκαία για την έγκαιρη και συντονισμένη δημιουργία της εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας της Ευρωπαϊκής Ένωσης, ιδίως μέσω της μετάβασης, το αργότερο μέχρι το Δεκέμβριο του 2014, προς το ενιαίο ευρωπαϊκό μοντέλο αγοράς (target model). Στις Αρμοδιότητες της ΛΑΓΗΕ ΑΕ περιλαμβάνονται: Η εγγραφή των Συμμετεχόντων στην Αγορά. Η διενέργεια του ΗΕΠ, ο υπολογισμός της Οριακής Τιμής Συστήματος και η εκκαθάριση των συναλλαγών στα πλαίσια του ΗΕΠ. Η σύναψη συμβάσεων πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας από εγκαταστάσεις ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ και οι αντίστοιχες πληρωμές των Παραγωγών ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ. Ο Έλεγχος Ενεργειακής Αποδοτικότητας Μονάδων ΣΗΘ και η διαχείριση του Συστήματος Εγγυήσεων Προέλευσης. Η Ανάλυση και η έκδοση Στατιστικών Στοιχείων της Αγοράς. Ο σχεδιασμός νέου μοντέλου αγοράς στα πλαίσια των απαιτήσεων των Ευρωπαϊκών Κανονισμών και Κωδίκων σε συνεργασία με ΑΔΜΗΕ Α.Ε. και ΡΑΕ. Η συμμετοχή σε ενώσεις, οργανώσεις ή εταιρείες, μέλη των οποίων είναι λειτουργοί αγορών ηλεκτρικής ενέργειας και χρηματιστήρια ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες έχουν σκοπό την επεξεργασία και διαμόρφωση κανόνων κοινής δράσης που συντείνουν, στο πλαίσιο της κοινοτικής νομοθεσίας, στη δημιουργία ενιαίας ευρωπαϊκής εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Παρέχει έγκαιρα και με κάθε πρόσφορο τρόπο στους Συμμετέχοντες στην Αγορά αυτή Ηλεκτρικής Ενέργειας τις απαραίτητες πληροφορίες για τη συμμετοχή τους στην Αγορά. Αποφεύγει κάθε διάκριση μεταξύ των Συμμετεχόντων στην Αγορά Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας και εφαρμόζει κατά την παροχή των υπηρεσιών του διαφανή, αντικειμενικά και αμερόληπτα κριτήρια. Συμμετέχει σε κοινές επιχειρήσεις, ιδίως με διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς, καθώς και χρηματιστήρια ηλεκτρικής ενεργείας και άλλους ανάλογους φορείς, με στόχο τη δημιουργία περιφερειακών αγορών στο πλαίσιο της εσωτερικής αγοράς ενέργειας. 145

Εισπράττει από τους Συμμετέχοντες τέλη για τη διαχείριση και λειτουργία της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και τηρεί τους αναγκαίους λογαριασμούς, σύμφωνα με τις ειδικότερες προβλέψεις του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας. Ο ΑΔΜΗΕ ως Διαχειριστής του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) εκτελεί όλα τα καθήκοντα που ορίζονται στο Άρθρο 94 του Νόμου 4001/2011. Τα καθήκοντα αυτά είναι: Διασφάλιση ότι η μακροχρόνια ικανότητα του Συστήματος ανταποκρίνεται σε εύλογες ανάγκες για μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας, υπό οικονομικά βιώσιμες συνθήκες, λαμβάνοντας υπόψη την προστασία του περιβάλλοντος. Παροχή πρόσβασης στο Σύστημα στους κατόχους άδειας παραγωγής, προμήθειας ή εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας, σε όσους έχουν νόμιμα εξαιρεθεί από την υποχρέωση κατοχής τέτοιων αδειών και στους Επιλεγέντες Πελάτες. Παροχή της δυνατότητας σύνδεσης του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΔΔΗΕ) με το ΕΣΜΗΕ, σύμφωνα με όσα καθορίζονται στον Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (Κώδικας Διαχείρισης ΕΣΜΗΕ). Διαχείριση των ροών της ηλεκτρικής ενέργειας στο Σύστημα, συνεκτιμώντας τις ανταλλαγές με άλλα διασυνδεδεμένα συστήματα μεταφοράς. Μέριμνα για την ασφαλή, αξιόπιστη και αποδοτική λειτουργία του Συστήματος, διασφαλίζοντας, μεταξύ άλλων, τη διαθεσιμότητα των αναγκαίων επικουρικών υπηρεσιών, συμπεριλαμβανομένων των υπηρεσιών που παρέχονται μέσω διαχείρισης της ζήτησης, στο βαθμό που η διαθεσιμότητά τους δεν εξαρτάται από άλλο διασυνδεδεμένο Σύστημα μεταφοράς. Κατάρτιση του προγράμματος κατανομής των μονάδων παραγωγής που συνδέονται με το Σύστημα, προσδιορισμός της χρήσης των διασυνδέσεων με άλλα συστήματα μεταφοράς και κατανομή σε πραγματικό χρόνο του φορτίου ηλεκτρικής ενέργειας στις διαθέσιμες εγκαταστάσεις παραγωγής. Παροχή στους Διαχειριστές άλλων Συστημάτων μεταφοράς και δικτύων διανομής ηλεκτρικής ενέργειας, με τα οποία συνδέεται το Σύστημα, επαρκών πληροφοριών για την ασφαλή και αποδοτική λειτουργία, καθώς και τη συντονισμένη ανάπτυξη και τη διαλειτουργικότητα του Συστήματος και των παραπάνω συστημάτων και δικτύων. Παροχή στους Χρήστες του Συστήματος κάθε αναγκαίας πληροφορία για την εξασφάλιση της αποτελεσματικής πρόσβασής τους στο Σύστημα. Παροχή των πάσης φύσεως υπηρεσιών του εφαρμόζοντας διαφανή, αντικειμενικά και αμερόληπτα κριτήρια, ώστε να αποτρέπεται κάθε διάκριση μεταξύ των Χρηστών ή των κατηγοριών Χρηστών του Συστήματος και ιδίως κάθε διάκριση υπέρ των συνδεδεμένων με αυτόν επιχειρήσεων. Είσπραξη των τελών πρόσβασης στο Σύστημα και διευθέτηση των χρεοπιστώσεων που του αναλογούν στο πλαίσιο του μηχανισμού 146

αντιστάθμισης μεταξύ διαχειριστών συστημάτων μεταφοράς, σύμφωνα με το άρθρο 13 του Κανονισμού (ΕΚ) 714/2009. Χορήγηση και διαχείριση της πρόσβασης τρίτων στο Σύστημα και παροχή ειδικά αιτιολογημένων επεξηγήσεων σε περίπτωση άρνησης πρόσβασης. Συμμετοχή σε ενώσεις, οργανώσεις ή εταιρείες, οι οποίες έχουν σκοπό την επεξεργασία και διαμόρφωση κανόνων κοινής δράσης που συντείνουν, στο πλαίσιο της κοινοτικής νομοθεσίας, στη δημιουργία ενιαίας εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και ειδικότερα στον καταμερισμό και την εκχώρηση δικαιωμάτων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας μέσω των αντίστοιχων διασυνδέσεων, καθώς και στη διαχείριση των δικαιωμάτων αυτών για λογαριασμό των ως άνω διαχειριστών και ιδίως στο Ευρωπαϊκό Δίκτυο Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ENTSO- E). Εκπόνηση σε ετήσια βάση, κατόπιν διαβούλευσης με όλους τους υφιστάμενους και μελλοντικούς Χρήστες του ΕΣΜΗΕ, Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ Τήρηση των αναγκαίων διαχειριστικών λογιστικών λογαριασμών για την είσπραξη των εσόδων από τη διαχείριση συμφόρησης των διασυνδέσεων, ή άλλων χρεώσεων που προκύπτουν από τη λειτουργία και τη διαχείριση του ΕΣΜΗΕ Δημοσίευση στην ιστοσελίδα του καταλόγου όλων των εγκεκριμένων από τη ΡΑΕ τιμολογίων με τα οποία χρεώνει τους Χρήστες του Συστήματος. Υπολογισμός της Οριακής Τιμής Αποκλίσεων. Εκκαθάριση των Αποκλίσεων Παραγωγής Ζήτησης και διευθέτηση των χρηματικών συναλλαγών στο πλαίσιο της διευθέτησης των Αποκλίσεων Παραγωγής Ζήτησης σε συνεργασία με το ΛΑΓΗΕ και το Διαχειριστή του ΕΔΔΗΕ. Σύναψη, κατόπιν διαγωνισμού, συμβάσεων αγοραπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας, περιλαμβανομένων συμβάσεων διαχείρισης της ζήτησης, μόνον εφόσον αυτό απαιτείται για την παροχή των επικουρικών υπηρεσιών και για τις ανάγκες εξισορρόπησης των αποκλίσεων παραγωγής ζήτησης κατά τη λειτουργία του συστήματος σε πραγματικό χρόνο και στο πλαίσιο των ρυθμίσεων του Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος. Συνεργασία με το ΛΑΓΗΕ, σύμφωνα με τις διατάξεις του Κώδικα Συναλλαγών και του Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος. Προσφορά συμβουλευτικών υπηρεσιών τεχνικής φύσεως σε θέματα της αρμοδιότητάς του σε διαχειριστές ή κυρίους συστημάτων μεταφοράς έναντι αμοιβής, καθώς και συμμετοχή σε ερευνητικά προγράμματα, καθώς και σε προγράμματα χρηματοδοτούμενα από την Ε.Ε., εφόσον δεν παρακωλύεται η άρτια εκτέλεση των καθηκόντων του. 147

Ιταλική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας Στην Ιταλία λειτουργεί χρηματιστήριο ενέργειας (Power Exchange) ονόματι IPEX (Italian power exchange) που ιδρύθηκε με το νομοθετικό διάταγμα 77/99. Αποτελείται από την προθεσμιακή αγορά Ηλεκτρικής ενέργειας (forward market) MTE (Mercato electric a termine), την αγορά όψεως (spot market) MPE (Mercato electrico a pronti) και την πλατφόρμα φυσικής παράδοσης των οικονομικών συμβολαίων που πραγματοποιούνται στο IDEX (ιταλικό χρηματιστήριο παραγωγών), CDE. Η πρώτη πραγματεύεται συμβόλαια μελλοντικής εκπλήρωσης ενώ η δεύτερη αποτελείται από: την ημερήσια αγορά (MGP), την ενδοημερήσια (MI), και την αγορά επικουρικών υπηρεσιών MSD. Συνοπτικά, η αγορά της Ιταλίας περιγράφεται στην εικόνα 12. GME Η εταιρεία ιδρύθηκε από την Gestore dei Servizi Energetici GSE. Ο GME ασκεί με την οικονομική διαχείριση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας υπό τις αρχές της αντικειμενικότητας και της διαφάνειας, με σκοπό την προώθηση του ανταγωνισμού μεταξύ των παραγωγών και την εξασφάλιση της διαθεσιμότητας επαρκούς εφεδρικής δυναμικότητας. Ο GME διαχειρίζεται την Ημερήσια Αγορά ( Day-Ahead Market -MGP), την ενδοημερήσια (Intra-Day Market - MI), την Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών (Ancillary Services Market - MSD) και την Προθεσμιακή Αγορά (Forward Electricity Market - MTE). Η GME διαχειρίζεται επίσης την Περιβαλλοντική Αγορά (Environmental Markets) (αγορά πράσινων πιστοποιητικών, αγορά πιστοποιητικών ενεργειακής απόδοσης, αγορά δικαιωμάτων εκπομπών). Αγορά όψεως MPE (Mercato elettrico a pronti): Η ΜΡΕ αποτελείται από: Εικόνα 12: Συνοπτική δομή της ιταλικής αγοράς 1. Την αγορά της προηγούμενης μέρας (day-ahead market), γνωστή ως MGP 2. Την ενδοημερήσια αγορά (intra-day market), γνωστή ως ΜΙ 3. Την αγορά επικουρικών υπηρεσιών MSD 148

Ημερήσια Αγορά MGP (Mercato del Giorno Prima) Είναι μια αγορά που οργανώνεται στο πλαίσιο του μοντέλου ταυτόχρονης δημοπράτησης ενέργειας και δικαιωμάτων χρήσης των διασυνδέσεων (implicit auction). Πρόκειται για μια χονδρική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, όπου ωριαίες βαθμίδες ηλεκτρικής ενέργειας διαπραγματεύονται για την επόμενη μέρα και όπου εκτός από τιμές και όγκους, ορίζονται χρονοδιαγράμματα έγχυσης και απόσυρσης για την επόμενη μέρα. Η συνεδρίαση της MGP ανοίγει στις 08:00 CET (Central European Time) την ημέρας D-10 και κλείνει στις 09.00 CET της ημέρας D-1. Ο GME δημοσιεύει προκαταρκτικές πληροφορίες σχετικά με την MGP στην ιστοσελίδα του στις 8:30 την ημέρα της λήξης της προθεσμίας υποβολής προσφορών και, ούτως ή άλλως, σε τουλάχιστον μισή ώρα πριν το κλείσιμο της ίδιας συνεδρίασης. Ο GME δημοσιεύει τα προσωρινά αποτελέσματα της αγοράς, κοινοποιεί τα επιμέρους αποτελέσματα της αγοράς για τους συμμετέχοντες και τα σωρευτικά χρονοδιαγράμματα για την αποστολή στους συμμετέχοντες με σύμβαση κατανομής και στην TERNA μέχρι τις 11.30 της ημέρας της λήξης της συνεδρίας. Όλοι όσοι έχουν αποκτήσει την ιδιότητα του συμμετέχοντα στην αγορά μπορούν (αλλά δεν είναι υποχρεωμένοι) να συμμετέχουν στην MGP. Ο λειτουργός της αγοράς MGP είναι ο GME. Κατά της ανυδρίας της MGP, οι συμμετέχοντες μπορούν να υποβάλλουν προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου, εφόσον προσδιορίσουν τον όγκο και τη μέγιστη / ελάχιστη τιμή στην οποία είναι διατεθειμένοι να αγοράσουν / πουλήσουν. Κάθε Προσφορά Έγχυσης και Δήλωσης Φορτίου που έχει υποβληθεί πρέπει να συμβαδίζει με την ικανότητα της έγχυσης ή απορρόφησης της προσφοράς στο σημείο στο οποίο αναφέρεται. Ειδικότερα, οι προσφορές έγχυσης και οι δηλώσεις φορτίου (offers/bids, αντίστοιχα) εκφράζουν: Προσφορές έγχυσης: εκφράζουν τη βούληση του συμμετέχοντα να πουλήσει μια ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας που δεν υπερβαίνει τον όγκο που ορίζεται στην προσφορά και σε τιμή μονάδας που δεν είναι χαμηλότερη από εκείνη της προσφοράς. Οι συμμετέχοντες μπορούν να υποβάλουν προσφορά μόνο σε σημεία έγχυσης ή μικτά σημεία. Η αποδοχή της προσφοράς συνεπάγεται τη δέσμευση για έγχυση του όγκου που συμφωνήθηκε σε συγκεκριμένη χρονική περίοδο. Δηλώσεις φορτίου: εκφράζουν την προθυμία του συμμετέχοντα να αγοράσει μια ποσότητα ηλεκτρικής ενεργείας που δεν υπερβαίνει εκείνη της προσφοράς και σε τιμή μονάδας που δεν υπερβαίνει τις προδιαγραφές της προσφοράς. Οι συμμετέχοντες μπορούν να κάνουν δήλωση φορτίου μόνο σε σημεία απορρόφησης ή μικτά σημεία. 149

Οι προσφορές έγχυσης και οι δηλώσεις φορτίου γίνονται αποδεκτές μετά το κλείσιμο της αγοράς υπό το κριτήριο της οικονομικής αξίας και σύμφωνα με τα όρια μεταφοράς ενάργειας μεταξύ των ζωνών. Ειδικότερα: Όλες οι αποδεκτές προσφορές έγχυσης και οι δηλώσεις φορτίου που αφορούν τη ζήτηση για τα μικτά σημεία και τα σημεία απορρόφησης ενέργειας και ανήκουν σε εικονικές ζώνες αποτιμώνται στην τιμή εκκαθάρισης της ζώνης στην οποία ανήκουν. Η τιμή αυτή καθορίζεται, για κάθε ώρα, από το σημείο τομής των καμπυλών ζήτησης και προσφοράς και είναι διαφορετική από τη μία ζώνη στην άλλη, όταν τα όρια μετάδοσης είναι κορεσμένα. Οι αποδεκτές δηλώσεις φορτίου που σχετίζονται με σημεία απορρόφησης ενέργειας που ανήκουν σε γεωγραφικές ζώνες αποτιμώνται με βάση την "Prezzo Unico Nazionale ή αλλιώς PUN (Εθνική ενιαία τιμή), η οποία είναι ίση με το μέσο όρο των τιμών των ζωνών, σταθμισμένο σύμφωνα με την κατανάλωση κάθε ζώνης. Πριν από τη συνεδρίαση της MGP, ο GME παρέχει στους συμμετέχοντες στην αγορά πληροφορίες σχετικά με τις αναμενόμενες απαιτήσεις της ηλεκτρικής ενέργειας για κάθε ώρα και κάθε ζώνη και τα ανώτατα επιτρεπόμενα όρια μετάδοσης μεταξύ των γειτονικών περιοχών σε κάθε ώρα και κάθε ζευγάρι των ζωνών. Στο τέλος της συνεδρίασης για τις υποβολές προσφορών έγχυσης και τις δηλώσεις φορτίου, ο GME ενεργοποιεί τη διαδικασία επίλυσης της αγοράς. Για κάθε ώρα της επόμενης μέρας, ο αλγόριθμος της αγοράς θα δεχτεί προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου με τέτοιο τρόπο ώστε να μεγιστοποιηθεί η αξία των συναλλαγών, ενώ πληροί τα ανώτατα όρια μετάδοσης μεταξύ των ζωνών. Η διαδικασία αποδοχής μπορεί να συνοψιστεί ως εξής: όλες οι έγκυρες και επαρκείς προσφορές έγχυσης που έχουν ληφθεί κατατάσσονται κατά αύξουσα σειρά των τιμών, σε μια συγκεντρωτική καμπύλη προσφοράς και όλες οι έγκυρες και επαρκείς δηλώσεις φορτίου που έχουν παραληφθεί κατατάσσονται κατά φθίνουσα σειρά των τιμών σε καμπύλη της συνολικής ζήτησης. Το σημείο τομής των δύο καμπυλών δίνει τον συνολικό όγκο των συναλλαγών, την τιμή εκκαθάρισης, τις αποδεκτές προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου. Εάν η ροή στο σύστημα μεταφοράς που προκύπτει δεν παραβιάζει κανένα όριο μεταφοράς, η τιμή εκκαθάρισης είναι ενιαία σε όλες τις ζώνες και ισούται με P *. Οι αποδεκτές προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου 150

είναι εκείνες που έχουν τιμή πώλησης που δεν υπερβαίνει το P* και τιμή αγοράς, όχι χαμηλότερη από Ρ*. Εάν τουλάχιστον ένα όριο παραβιάζεται, ο αλγόριθμος "χωρίζει" την αγορά σε δύο ζώνες - μια ζώνη εξαγωγής που συμπεριλαμβάνει όλες τις ζώνες που ικανοποιούν τον περιορισμό και μία ζώνη εισαγωγής, συμπεριλαμβάνοντας όλες τις ζώνες που δεν τον ικανοποιούν. Σε κάθε ζώνη ο αλγόριθμος επαναλαμβάνει την προαναφερθείσα διαδικασία κατασκευής και τομής των καμπυλών προσφοράς(συμπεριλαμβανομένων όλων των προσφορών έγχυσης που έχουν υποβληθεί στην ίδια ζώνη, καθώς και το μέγιστο εισαγόμενο όγκο) και ζήτησης (συμπεριλαμβανομένων όλων των δηλώσεων φορτίου που υποβλήθηκαν στην ίδια ζώνη καθώς και το μέγιστο εξαγόμενο όγκο). Το αποτέλεσμα είναι μια διζωνική τιμή εκκαθάρισης Ρz, η οποία είναι διαφορετική στις δύο ζώνες της αγοράς. Ειδικότερα, η Pz είναι υψηλότερη στην ζώνη εισαγωγής της αγοράς και χαμηλότερη στη ζώνη εξαγωγής. Εάν, ως αποτέλεσμα αυτής της επίλυσης, επιπλέον περιορισμοί σε κάθε ζώνη της αγοράς έχουν παραβιαστεί, η διαδικασία διάσπασης της αγοράς επαναλαμβάνεται εντός της ζώνης αυτής μέχρι την επίτευξη αποτελέσματος που συνάδει με τους περιορισμούς του δικτύου. Όσον αφορά την τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας που διατίθεται προς κατανάλωση στην Ιταλία, ο GME εφαρμόζει ένα κατάλληλο αλγόριθμο. Στην περίπτωση που οι τιμές διαφοροποιούνται ανά ζώνη, ο αλγόριθμος εφαρμόζει μια εθνική ενιαία τιμή αγοράς (PUN), η οποία είναι ίση με τον μέσο όρο των τιμών πώλησης των ζωνών σταθμισμένη για ζωνική κατανάλωση. Η ενιαία εθνική τιμή (PUN) εφαρμόζεται μόνο στα σημεία απορρόφησης ενέργειας που ανήκουν σε (εικονικές) γεωγραφικές ζώνες, ενώ η τιμή Pz για πώληση και αγορά εφαρμόζεται σε όλα τα σημεία της έγχυσης, απορρόφησης και όλα τα μεικτά σημεία που ανήκουν σε γειτονικές εικονικές ζώνες άλλων χωρών. Έτσι οι πωλητές αμείβονται με την τιμή της εκάστοτε ζώνης ενώ οι αγοραστές ηλεκτρικής ενέργειας πληρώνουν την PUN. H διαδικασία που περιγράφθηκε παραπάνω για τον καθορισμό της τιμής για τις διαφορετικές ζώνες και τη διαφοροποίηση στις τιμές για την παραγωγή και την κατανάλωση γίνεται κατανοητή και με το παρακάτω διάγραμμα ροής: 151

Εικόνα 13: Αλγόριθμος καθορισμού ζωνικής τιμής Ενδοημερήσια αγορά MI (Mercato Infragiornaliero) Στην ενδοημερήσια αγορά ΜΙ κεντρικός αντισυμβαλλόμενος είναι ο GME. Η ΜΙ λαμβάνει χώρα σε 4 συνεδρίες (ΜΙ1,ΜΙ2,ΜΙ3,ΜΙ4) από την 01/01/2011 που έχουν τη μορφή ταυτόχρονης δημοπράτησης (implicit auction) όπως και στην MGP, μέσω των οποίων οι συμμετέχοντες λαμβάνοντας υπόψη τα νέα δεδομένα που ανακύπτουν σε σχέση με την παραγωγή, τη ζήτηση κτλ. βελτιστοποιούν τις προσφορές τους. Οι κανόνες θέσπισης των τιμών είναι παρόμοιοι με της MGP μόνο που ήδη δεν υπολογίζεται εθνική ενιαία τιμή (PUN), αλλά όλες οι αγοραπωλησίες γίνονται στην τιμή της εκάστοτε ζώνης. Μετά το κλείσιμο κάθε συνεδρίας ο GME ενημερώνει την Terna για τα αποτελέσματα που έχουν σχέση με τις ροές και τα ανανεωμένα προγράμματα έγχυσης και απορρόφησης ενέργειας. Στην ΜΙ ο GME για να αναπαράγει το αποτέλεσμα της εφαρμογής της εθνικής ενιαίας τιμής στις γεωγραφικές ζώνες εφαρμόζει το πρόστιμο αποφυγής αρμπιτράζ σε όλες τις αποδεκτές προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου που αφορούν τέτοια σημεία. Ειδικότερα, για κάθε συναλλαγή αγοράς που έχει πραγματοποιηθεί στην ΜΙ και αφορούσε ένα σημείο έγχυσης ενέργειας που ανήκει σε γεωγραφική ζώνη, αν η PUN στην προηγούμενη MGP ήταν υψηλότερη (χαμηλότερη) από την τιμή ζώνης, ο συμμετέχων πρέπει να καταβάλει (λάβει) πρόστιμο για την αποφυγή αρμπιτράζ. Αυτό το πρόστιμο είναι ίσο με τη διαφορά μεταξύ της PUN και της τιμής ζώνης και εφαρμόζεται σε κάθε MWh που καλύπτεται από την συναλλαγή αγοράς. Αντιστρόφως, για κάθε συναλλαγή πώλησης που πραγματοποιείται στην ΜΙ και αφορούσε ένα σημείο απορρόφησης που ανήκει σε μια γεωγραφική ζώνη: εάν η PUN κατά την προηγούμενη MGP είναι χαμηλότερη (υψηλότερη) από την τιμή ζώνης, ο συμμετέχων πρέπει να καταβάλει (λάβει) πρόστιμο για την αποφυγή αρμπιτράζ. Αυτό το τέλος είναι ίσο με τη διαφορά μεταξύ της τιμής ανά ζώνες και της PUN, που εφαρμόζεται σε κάθε MWh που καλύπτεται από τη συναλλαγή 152

πώλησης. Στην εικόνα που ακλουθεί φαίνεται το χρονοδιάγραμμα των συνεδριών της ΜΙ και η συσχέτιση με την αγορά επικουρικών υπηρεσιών MSD. Εικόνα 14: Αναλυτικό χρονοδιάγραμμα της MI Αγορά επικουρικών υπηρεσιών MSD (Mercato per il Servizio di Dispacciamento) Στην αγορά επικουρικών υπηρεσιών MSD κεντρικός αντισυμβαλλόμενος είναι η Terna και όχι ο GME. Η MSD είναι η αγορά όπου η Terna προμηθεύεται τους πόρους που απαιτούνται για τη διαχείριση, λειτουργία, παρακολούθηση και τον έλεγχο του συστήματος (μείωση της διαζωνικής συμφόρησης, δημιουργία αποθέματος ενέργειας, εξισορρόπησης σε πραγματικό χρόνο). Στην αγορά επικουρικών υπηρεσιών, η Terna θέτει σε αγορά και πώληση συμβάσεις με σκοπό την προμήθεια των πόρων για την αποστολή των υπηρεσιών της. Οι προσφορές έγχυσης και οι δηλώσεις φορτίου μπορούν να αναφέρονται μόνο σε εξουσιοδοτημένα σημεία προσφοράς και να υποβάλλονται μόνο από τα αντίστοιχα των χρηστών αποστολής. Για κάθε δήλωση φορτίου αποδεκτή από την αγορά επικουρικών υπηρεσιών που αφορά σημεία απορρόφησης ενέργειας, o GME καθορίζει την τιμή του προστίμου για αποφυγή αρμπιτράζ που ο συμμετέχων πρέπει να πληρώσει εάν είναι αρνητικό, ή να πληρωθεί αν είναι θετικό. Οι αποδεκτές προσφορές εφεδρειών αμείβονται κατά την προσφερόμενη τιμή (pay-asbid). Η MSD αποτελείται από ένα στάδιο προγραμματισμού (ex-ante MSD) και από την αγορά εξισορρόπησης ΜΒ (Mercato del Bilanciamento). Στην ex-ante MSD η Terna δέχεται προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου με σκοπό να εξασφαλίσει εφεδρεία, να μειώσει τη συμφόρηση του δικτύου και να εξισορροπήσει την ενεργεία στο σύστημα μεταφοράς. Από το Ιανουάριο του 2011 θ ex-ante MSD διαιρείται σε 4 επιμέρους στάδια. Η αγορά εξισορρόπησης MB διεξάγεται σε 5 συνεδρίες και μέσω αυτής η Terna εξασφαλίζει ενέργεια για τη δευτερογενή εφεδρεία και την εξισορρόπηση του συστήματος μεταφοράς σε πραγματικό χρόνο. Στην εικόνα που ακλουθεί φαίνονται τα χρονοδιαγράμματα των συνεδριών της exante MSD και της MB συσχετισμένα με τις συνεδρίες της ΜΙ. 153

Εικόνα 15: Αναλυτικό χρονοδιάγραμμα της αλληλεπίδρασης MI και MSD Προθεσμιακή αγορά Ηλεκτρικής ενέργειας MTE ( Mercato elettrico a termine) Η προθεσμιακή αγορά ΜΤΕ είναι η αγορά όπου διαπραγματεύονται μακροπρόθεσμες συμβάσεις με υποχρέωση παράδοσης ή απορρόφησης ενέργειας (withdrawal). Όλοι οι συμμετέχοντες της αγοράς γίνονται δεκτοί στην ΜΤΕ. Οι διαπραγματεύσεις είναι συνεχείς και οι συνεδρίες γίνονται καθημερινά από τις 9.00 ως τις 14.00. Υπάρχουν 2 τύποι συμβολαίων προς διαπραγμάτευση. Ως βασική ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας ορίζεται από τον GME το 1MW επί τη χρονική περίοδο που αφορά το συμβόλαιο. Οι 2 τύποι συμβολαίων είναι: 1. Συμβόλαια φορτίου βάσης (base-load contracts) όπου προϋπόθεση είναι η ενέργεια να παραδίδεται στις ισχύουσες περιόδους της ημέρας για τις μέρες που ανήκουν στην περίοδο παράδοσης. 2. Συμβόλαια φορτίου αιχμής (peak-load contracts) όπου προϋπόθεση είναι η ενέργεια να παραδίδεται σε όλες τις ισχύουσες προθεσμίες από την ένατη ως την εικοστή ημέρα από τις μέρες που ανήκουν στην περίοδο παράδοσης, πλην Σαββάτου και Κυριακής. Οι συμβάσεις αυτές είναι εμπορεύσιμες με μηνιαίες, τριμηνιαίες ή ετήσιες περιόδους παράδοσης. Οι συμμετέχοντες υποβάλλουν προσφορές έγχυσης και δηλώσεις φορτίου όπου προσδιορίζουν την περίοδο, τον τόπο και την παράδοση 154

των συμβάσεων, τον αριθμό των συμβάσεων και την τιμή κατά την οποία είναι πρόθυμοι να αγοράσουν / πουλήσουν. Πλατφόρμα φυσικής παράδοσης των οικονομικών συμβολαίων που συνάφθηκαν στο IDEX, CDE (Condegna Derivati Energia) Σύμφωνα με το νόμο 2/09 ο GME σε συνεργασία με την Borsa Italiana S.p.A. (Iταλικό χρηματιστήριο) θα διαχειρίζονται την αγορά παραγώγων ηλεκτρικής ενέργειας (IDEX). Έτσι οι συμμετέχοντες και στις 2 αγορές μπορούν να διευθετούν τα οικονομικά συμβόλαια παραγώγων ηλεκτρικής ενέργειας που σύναψαν στην IDEX μέσω φυσικής παράδοσης στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Η συμφωνία που υπεγράφη μεταξύ του GME και της Borsa Italiana για την ολοκλήρωση μεταξύ της αγοράς παραγώγων που διαχειρίζεται η Borsa Italiana και την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας που διαχειρίζεται o GME, ορίζει ότι οι όσοι συμμετέχοντες έχουν μια ανοικτή θέση επί IDEX μπορούν να έχουν επιλογή φυσικής παράδοσης ζητώντας η θέση τους να επιλύεται μέσω της φυσικής παράδοσης στην αγορά του GME. Τέλος, μια σύνοψη της λειτουργίας της αγοράς φαίνεται στην παρακάτω εικόνα: Εικόνα 16: Σύνοψη λειτουργίας της ιταλικής αγοράς Η ενέργεια που προέρχεται από παραγωγούς συμβατικών μορφών ενεργείας και ΑΠΕ καθώς και από τις εισαγωγές διοχετεύεται στην αγορά είτε μέσω του χρηματιστηρίου ενέργειας IPEX, είτε μέσω διμερών συμβάσεων. Στη συνέχεια φτάνει στους καταναλωτές είτε απευθείας, είτε μέσω προμηθευτών είτε μέσω του 155