ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ Μπακιρτζής Αναστάσιος Καθηγητής ΑΠΘ Μπίσκας Παντελής Λέκτορας ΑΠΘ Μελέτη Εργαστηρίου Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Π.Θ. για λογαριασμό του Συνδέσμου Εταιριών Φωτοβολταϊκών Ξενοδοχείο King George, 15η Ιουλίου 2014
Περιεχόμενα 2/44 Μοντέλα ανάλυσης ενεργειακού σχεδιασμού Οργάνωση Αγορών Ηλεκτρικής Ενέργειας Ανάλυση Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς ΗΕ (ΕΧΑΗΕ) Σενάρια μελέτης A Μέρος Παραδοχές μελέτης Αποτελέσματα σεναρίων Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ Β Μέρος
Ενεργειακός σχεδιασμός 3/44 Μοντέλο βέλτιστου ενεργειακού σχεδιασμού Μοντέλο επίδρασης δεδομένου ενεργειακού σχεδιασμού Είσοδοι Σταθερά και μεταβλητά κόστη τεχνολογιών μονάδων παραγωγής Εξέλιξη φορτίου συστήματος Απαιτούμενες εφεδρείες Ποινές μη-επίτευξης στόχων ΑΠΕ Οικονομικά δεδομένα (discount rate, κ.α.) Συνάρτηση στόχου: Ελαχιστοποίηση της παρούσας αξίας του συνολικού κόστους επένδυσης και λειτουργίας των μονάδων του συστήματος, πλην την υπολειμματική αξία των μονάδων στο τέλος του χρονικού διαστήματος σχεδιασμού Βελτιστοποίηση: Με ετήσιο ή μηνιαίο χρονικό βήμα => χάνεται η ωριαία ανάλυση των αποτελεσμάτων Αποτελέσματα Βέλτιστη είσοδος (κατασκευή) μονάδων παραγωγής (ανά τεχνολογία) για την κάλυψη του φορτίου / εφεδρειών Βέλτιστο έτος εισόδου κάθε νέας μονάδας Είσοδοι Κατασκευή νέων και απόσυρση παλαιών μονάδων παραγωγής (με συγκεκριμένο έτος εισόδου και απόσυρσης ανά μονάδα) Εξέλιξη φορτίου συστήματος Απαιτούμενες εφεδρείες Ακριβή τεχνικά στοιχεία μονάδων παραγωγής Συνάρτηση στόχου: Ελαχιστοποίηση συνολικού λειτουργικού κόστους παραγωγής Βελτιστοποίηση: Με ωριαίο χρονικό βήμα => πιο ακριβή αποτελέσματα Αποτελέσματα Βέλτιστη λειτουργία μονάδων παραγωγής για την κάλυψη φορτίου / εφεδρειών Χρήση: Κατάλληλο για ανάλυση σεναρίων ενεργειακού σχεδιασμού, και εξαγωγή πιο ακριβών αποτελεσμάτων
Μοντέλα Οργάνωσης Αγορών ΗΕ 4/44 Κοινοπραξία Ισχύος (Κεντρικά Οργανωμένη Αγορά) Διμερείς Συναλλαγές (Αποκεντρωμένη Αγορά) Παραγωγός Παραγωγός Παραγωγός Κοινοπραξία Ισχύος Διμερείς συναλλαγές Εθελοντικό ΧΕ Παραγωγός Παραγωγός Παραγωγός Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Προμηθευτής / Πελάτης Τεχνικό Μοντέλο (Pool) Σύνθετες προσφορές Μονάδων Ένταξη Μονάδων Τεχνικοί περιορισμοί Πολύπλοκη Εκκαθάριση Οικονομικό Μοντέλο (PX) Απλές προσφορές (P,Q) Απλή Εκκαθάριση (τομή καμπύλης προσφοράς με καμπύλη ζήτησης)
Ανάλυση και προσομοίωση αγορών ΗΕ 5/44 Αναλυτική μέθοδος χρησιμοποιείται η καμπύλη διάρκειας φορτίου σειρά ένταξης (merit order) με βάση το μεταβλητό κόστος κάθε τεχνολογίας (με δεδομένες τιμές κόστους καυσίμου και CO2) εύρεση των ωρών λειτουργίας κάθε μονάδας προσεγγιστική μέθοδος δε δίνει ικανοποιητικά αποτελέσματα Χρονολογική προσομοίωση επίλυση του προβλήματος βελτιστοποίησης της αντικειμενικής συνάρτησης του προβλήματος μιας αγοράς ΗΕ πρόβλημα ένταξης μονάδων παραγωγής (unit commitment) πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Προγραμματισμού (ΜIP) ωριαίο επίπεδο συν βελτιστοποίηση ενέργειας και εφεδρειών (energy and reserves co optimization) σέβεται τους τεχνικούς περιορισμούς των μονάδων παραγωγής και τους λειτουργικούς περιορισμούς του συστήματος μεταφοράς
Προσομοίωση ΕΧΑΗΕ 6/44 Χρονολογική Προσομοίωση Παραδοχές για το Μοντέλο Αγοράς Μεσοπρόθεσμος ορίζοντας (2015 2016) Υποχρεωτική κοινοπραξία ισχύος (mandatory pool) Επίλυση Προημερήσιας Αγοράς ΜΕ τεχνικούς περιορισμούς (Ένταξη Μονάδων) Πρόβλημα Μεικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού (Mixed Integer Linear Programming, MILP) Μακροπρόθεσμος ορίζοντας (2017 2030) Συμμόρφωση με το Ενιαίο Μοντέλο Ευρωπαϊκής Αγοράς (Target Model) Αποκεντρωμένη Αγορά Χρηματιστήριο Ενέργειας (Power Exchange) Επίλυση Προημερήσιας Αγοράς ΧΩΡΙΣ τεχνικούς περιορισμούς (Πρόβλημα LP) Επίλυση Προγράμματος Κατανομής ΜΕ τεχνικούς περιορισμούς (Balancing Market, Πρόβλημα MILP)
Λογισμικό Long Term Scheduling (LTS) 7/44 Πρόγραμμα Μεσοπρόθεσμου Ενεργειακού Προγραμματισμού (Long Term Scheduling) Βασίζεται στην επίλυση του προβλήματος ΗΕΠ της ΕΧΑΗΕ Φάση 1 η : Ετήσια διαχείριση υδάτινων πόρων (ΥΗΣ) Υπολογίζει ωριαίες εγχύσεις υποχρεωτικών νερών ΥΗΣ (για χρήση στη Φάση 2) Επιλύει το γνωστό πρόβλημα εξομάλυνσης αιχμών, Peak shaving (PS) Φάση 2 η : Επαναληπτική επίλυση του ΗΕΠ Προσομοιώνει την ημερήσια αγορά ηλεκτρικής ενέργειας (ΗΕΠ) ημέρα ημέρα για ολόκληρο το χρονικό διάστημα προγραμματισμού Επιλύει πρόβλημα MILP ή LP, ανάλογα με το μοντέλο λειτουργίας της αγοράς Προσομοιώνει τις τυχαίες βλάβες των μονάδων με ανάλυση Monte Carlo
Σενάρια Προσομοίωσης 8/44 Α. Σενάριο χαμηλής ζήτησης ΜΑΣΜ 2014 2023 ΑΔΜΗΕ Σενάριο Α1: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ Σενάριο Α2: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ, εκτός των Φ/Β (μηδενική αύξηση Φ/Β ισχύος). Αποτελεί σενάριο αναφοράς για τα Φ/Β (σε σχέση με το Σενάριο Α1) Β. Σενάριο χαμηλής ζήτησης Σενάριο Β1: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ Σενάριο Β2: Σενάριο αύξησης της εγκατεστημένης ισχύος όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ, εκτός των Φ/Β (μηδενική αύξηση Φ/Β ισχύος). Αποτελεί σενάριο αναφοράς για τα Φ/Β (σε σχέση με το Σενάριο Β1)
Σενάρια φορτίου συστήματος 9/44 Φορτίο συστήματος [TWh] 70 68 66 64 62 60 58 56 54 Σενάριο Α Σενάριο Β σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδε μένο σύστημα (έτος 2025) 52 50 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
10/44 Σενάριο μηδενικής περαιτέρω διείσδυσης Φ/Β 6.000 5.500 Αιολικά ΜΥΗΣ 5.000 Βιομάζα 4.500 Φ/Β εμπορικά Εγκατεστημένη ισχύς [MW] 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 Φ/Β στεγών ΣΗΘΥΑ σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδεμένο σύστημα (έτος 2025) 1.500 1.000 500 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος Σενάριο Α2 Σενάριο Β2
11/44 Σενάριο περαιτέρω διείσδυσης Φ/Β 6.000 5.500 Αιολικά ΜΥΗΣ 5.000 Βιομάζα 4.500 Φ/Β εμπορικά Εγκατεστημένη ισχύς [MW] 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 Φ/Β στεγών ΣΗΘΥΑ σύνδεση Κρήτης με διασυνδεδεμένο σύστημα (έτος 2025) 1.500 1.000 500 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος Σενάριο Α1 Σενάριο Β1
Δεδομένα Εισόδου Παραδοχές (1) 12/44 Υποχρεωτικές εγχύσεις ΥΗΣ [MWh] 600.000 550.000 500.000 450.000 400.000 350.000 300.000 250.000 2015 2016 2017 2030 2015: ΥΗΣ Ιλαρίωνα (150 MW) 2016: ΥΗΣ Μεσοχώρας (160 MW) 2017: ΥΗΣ Μετσοβίτικου (29 MW) 200.000 Ιαν Φεβ Μάρ Απρ Μάι Ιούν Ιούλ Αύγ Σεπ Οκτ Νοέ Δεκ Υδροηλεκτρικοί Σταθμοί Συνθήκες Μέσης Υδραυλικότητας ΥΗΣ ( 4.650.000 MWh υποχρ. νερών > έτος 2015) Διαθεσιμότητες μονάδων παραγωγής Εφαρμογή δικατάστατου μοντέλου Markov για προσομοίωση τυχαίων βλαβών των μονάδων παραγωγής Συντήρηση μονάδων παραγωγής Βάσει του τελευταίου δημοσιευμένου προγράμματος στην ιστοσελίδα του ΑΔΜΗΕ
Επίδραση άντλησης 13/44 Επίδραση άντλησης > off peak shaving Λειτουργία άντλησης μόνο όταν είναι οικονομικά συμφέρουσα για τον παραγωγό Σε περίπτωση επιδότησης των αντλητικών σταθμών, η λειτουργία θα γίνει πιο έντονη, και θα μπορούσε να οδηγήσει στην περαιτέρω διείσδυση των ΑΠΕ
Ένταξη / απόσυρση μονάδων 14/44 για ρύθμιση ισχύος/συχνότητας στο νησί της Κρήτης Επιπλέον απαιτείται μία μονάδα ακόμη στα σενάρια Α1 & Α2, για να ικανοποιηθεί η ζήτηση και οι απαιτήσεις εφεδρειών των σεναρίων αυτών Επιλέγεται μονάδα CCGT με ονομαστική ισχύ 500 MW, με έτος ένταξης το 2025
15/44 Απαιτήσεις εφεδρειών Δευτερεύουσα άνω εφεδρεία [MW] 1200 1000 800 600 400 200 0 2015 2020 2025 2030 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Δευτερεύουσα κάτω εφεδρεία [MW] 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2015 2020 2025 2030 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ώρα ημέρας Ώρα ημέρας 1600 Τριτεύουσα εφεδρεία [MW] 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Ώρα ημέρας 2015 2020 2025 2030 ευτερεύουσα εφεδρεία: μεταβλητότητα φορτίου & εγχύσεων ΑΠΕ, απώλεια μονάδας Τριτεύουσα εφεδρεία: αβεβαιότητα φορτίου & εγχύσεων ΑΠΕ, απώλεια μονάδας
Κόστος φυσικού αερίου 16/44 Κόστος φ.α. [ /MWh(th)] 34 33 32 31 30 29 28 27 26 25 εμπορική λειτουργία ΤΑP Κόστος προμήθειας φ.α. Συνολικό κόστος 24 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Κόστος δικαιωμάτων εκπομπών CO2 17/44 Κόστος δικαιωμάτων εκπομπών Όλες οι μονάδες παραγωγής περιλαμβάνουν στο μεταβλητό κόστος τους το πλήρες κόστος (100%) των δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 European Carbon Futures Price από EEX Τιμή αγοράς Έτος δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 [ /T] 2014 5,60 2015 5,79 2016 6,05 2017 6,30 2018 6,61 2019 6,91 2020 7,21 2021 7,51 2022 7,81 2023 8,11 2024 8,41 2025 8,71 2026 9,01 2027 9,31 2028 9,61 2029 9,91 2030 10,21 European Carbon Futures Price από EEX συνέχιση τάσης τελευταίων ετών
Προσφορές Μονάδων Παραγωγής 18/44 Κοινοπραξία Ισχύος (2015 2016) Μη εφαρμογή του κανόνα του 30%, εφαρμογή μηχανισμού bid recovery Μονάδες Ιδιωτών Παραγωγών (IPPs) Προσφέρουν στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες Μονάδες ΔΕΗ Προσφέρουν στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες Απλό Χρηματιστήριο Ενέργειας (2017 2030) Μονάδες Ιδιωτών Παραγωγών (IPPs) & Μονάδες ΔΕΗ Προσφέρουν στην προημερήσια αγορά στο Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος τους όλες τις ώρες, και στην Αγορά Εξισορρόπησης Ισχύος με ένα μικρό premium
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 19/44 Οι προσομοιώσεις έδειξαν τα ακόλουθα: Λόγω του γεγονότος ότι πρέπει να αποσυγχρονίσουν αρκετές μονάδες παραγωγής, ώστε να εξυπηρετηθεί πλήρως η έγχυση των ΑΠΕ, δημιουργείται έλλειψη δευτερεύουσας κάτω εφεδρείας κατά τις μεσημεριανές ώρες της ημέρας. Μάλιστα, σε μερικές περιπτώσεις, παρατηρείται και περίσσεια ενέργειας (surplus) κατά τις ίδιες ώρες, καθότι παραμένουν «ανοιχτές» κάποιες μονάδες παραγωγής (κοντά στην τεχνική ελάχιστη παραγωγή τους) διότι χρειάζονται από το σύστημα για την κάλυψη της ενέργειας της βραδινής αιχμής (δηλαδή μετά από 4 5 ώρες). Παρότι κάποιες μονάδες παραμένουν συγχρονισμένες κατά τη διάρκεια της μεσημεριανής αιχμής, προκειμένου να καλυφθούν οι απαιτήσεις εφεδρειών των μεσημεριανών ωρών και το φορτίο της βραδινής αιχμής, σε κάποιες περιπτώσεις αυτές δεν είναι αρκετές για την κάλυψη του φορτίου της βραδινής αιχμής. Αυτό συμβαίνει, παρότι ο αλγόριθμος επίλυσης της ημερήσιας αγοράς συγχρονίζει επιπλέον μονάδες παραγωγής κατά τις βραδινές ώρες μίας ημέρας, προκειμένου να αναχαιτιστεί το σημαντικό έλλειμμα ενέργειας (ράμπα ανόδου) που δημιουργείται κατά τις ώρες 17 21(λόγω της συνδυασμένης μείωσης της έγχυσης των Φ/Β σταθμών και αύξησης του φορτίου κατά τις ώρες αυτές). Έτσι, προκύπτει έλλειμμα δευτερεύουσας άνω εφεδρείας, πρωτεύουσας εφεδρείας και σε κάποιες περιπτώσεις και έλλειμμα ενέργειας κατά τις ώρες 19 21 κάποιων ημερών του έτους.
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 20/44 Δημιουργία εφικτών λύσεων 1 η λύση: Στοχευμένη περικοπή εγχύσεων ΑΠΕ, όπου απαιτείται, για την αντιμετώπιση της μεγάλης έγχυσης κατά τις μεσημεριανές ώρες και της μεγάλης ράμπας ανόδου του «καθαρού φορτίου» κατά τις απογευματινές/βραδινές ώρες. Η αθροιστική περικοπή εγχύσεων ΑΠΕ (έτη 2015 2030) είναι: Σενάριο Α1: 53.224 MWh Σενάριο Α2: 968 MWh Σενάριο Β1: 138.755 MWh Σενάριο Β2: 3.617 MWh Προαπαιτούμενα: Απαιτούνται κατάλληλες συμβάσεις με τους σταθμούς ΑΠΕ 2 η λύση: Χρήση αποθήκευσης (υδραντλητικών σταθμών ή συστοιχιών μπαταριών) για την ομαλοποίηση της ημερήσιας καμπύλης του «καθαρού φορτίου» που πρέπει να καλυφθεί από τις συμβατικές μονάδες παραγωγής Προαπαιτούμενα : Απαιτούνται επαρκή οικονομικά κίνητρα για την ανάπτυξη και χρήση υδραντλητικών σταθμών ή/και άλλων μονάδων αποθήκευσης, όπως συστοιχιών μπαταριών
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 21/44 Επιλογή λύσης αποθήκευσης Για τα σενάρια Α1 & Α2, απαιτείται μικρή αύξηση της αντλητικής ικανότητας (κατά 310 MW έως το έτος 2030), προκειμένου να επιτευχθεί εφικτή λύση Εφικτή λύση μπορεί να επιτευχθεί ακόμη και χωρίς αύξηση της αντλητικής ισχύος, σε περίπτωση αυξημένης χρήσης των υπαρχόντων αντλιών (με οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού), προκειμένου να επιτευχθεί εφικτότητα κατανομής των μονάδων για την κάλυψη του φορτίου και των απαιτήσεων εφεδρειών Ομοίως και για το σενάριο Β2. Για το σενάριο Β1, απαιτείται σημαντική αύξηση της αντλητικής ισχύος, από 470 MW σήμερα σε 3.250 ΜW το έτος 2030 (δεδομένου ότι γίνεται άντληση χωρίς οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού) Εφικτή λύση μπορεί να επιτευχθεί ακόμη και με μικρότερη αύξηση της αντλητικής ισχύος (σε 2.140 MW), σε περίπτωση που γίνει βέλτιστη άντληση για επίτευξη εφικτότητας κατανομής των μονάδων για την κάλυψη του φορτίου και των απαιτήσεων εφεδρειών, ακόμη κι όταν έχουμε οικονομική επιβάρυνση των κατόχων του υδραντλητικού σταθμού Όλα τα παραπάνω αναφέρονται στο μεταβλητό κόστος λειτουργίας των αντλιών, κι όχι στο σταθερό κόστος (κόστος κεφαλαίου) των υδραντλητικών σταθμών. Για λόγους ομοιομορφίας, σε όλα τα σενάρια υποθέσαμε συνολική αντλητική ισχύ 3.250 MW.
Αποτελέσματα 22/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Α1 30 25 Ένταξη ΜΕΛΙ 2 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές Σταδιακή απόσυρση μονάδων Αγ. ημητρίου 20 Έγχυση [ΤWh] 15 10 Ένταξη ΠΤΟΛΕΜΑΪ ΑΣ 5 ιασύνδεση Κρήτης 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Αποτελέσματα 23/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Α2 30 25 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] 15 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
24/44 Αποτελέσματα Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Β1 30 25 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] 15 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Αποτελέσματα 25/44 Κατανομή Μονάδων Παραγωγής Σενάριο Β2 30 25 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 20 Έγχυση [ΤWh] 15 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
26/44 Αποτελέσματα Κατανομή λιγνιτικών μονάδων Διαφορά σεναρίων 25 Λιγνιτικές μονάδες Έγχυση [ΤWh] 24 23 22 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 Σενάριο A1 Σενάριο A2 Σενάριο B1 Σενάριο B2 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Αποτελέσματα 27/44 Έγχυση [ΤWh] 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 Κατανομή μονάδων φυσικού αερίου Διαφορά σεναρίων Σενάριο A1 Σενάριο A2 Σενάριο B1 Σενάριο B2 Μονάδες φυσικού αερίου 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 28/44 Εκπομπές CO 2 38.000.000 36.000.000 Εκπομπές CO 2 [T] 34.000.000 32.000.000 30.000.000 28.000.000 26.000.000 Σενάριο Α1 Σενάριο Α2 μείωση 33,6% μείωση 23,2% 24.000.000 Σενάριο Β1 Σενάριο Β2 22.000.000 20.000.000 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Αποτελέσματα προσομοιώσεων Επίδραση αποθήκευσης 29/44 Έτος Μονάδες φ.α. Λιγνιτικές μονάδες Έγχυση /απορρόφηση ενέργειας [ΜWh] Αντλητικά νερά Εισαγωγές Εξαγωγές Άντληση & αποθήκευση ενέργειας Σενάριο Β1 2022 144.298,77 150.738,01 93.039,37 21.192,18 19.468,05 135.139,44 2023 210.631,81 219.197,50 217.415,48 25.120,86 61.073,66 302.038,84 2024 209.154,61 276.022,29 338.850,09 21.770,08 62.811,20 479.521,70 2025 341.920,29 363.041,58 466.599,37 10.100,63 112.130,01 596.555,31 2026 462.589,82 331.375,45 593.106,81 23.430,43 194.203,74 667.986,17 2027 508.075,91 393.554,80 719.189,31 13.396,59 246.048,64 844.281,79 2028 586.082,54 455.192,26 844.301,50 22.825,02 248.035,68 958.801,55 2029 520.944,93 395.190,38 978.796,78 5.108,19 265.146,93 1.105.949,68 2030 493.093,83 366.444,11 1.099.478,11 31.299,87 263.639,13 1.284.341,71 Σενάριο Α1 2022 142.073,10 113.510,93 93.629,73 27.955,47 35.800,00 125.936,25 2023 283.452,93 243.616,54 214.662,26 56.888,28 81.776,15 303.885,62 2024 1.278.982,87 1.600.568,39 337.699,29 125.848,65 10.109,66 480.884,82 2025 1.758.152,39 1.927.260,60 462.197,83 148.738,76 123.759,29 581.986,64 2026 2.851.392,85 3.216.291,08 586.773,10 435.731,31 144.825,65 620.188,93 2027 2.438.292,74 3.056.519,44 687.960,98 577.401,87 107.426,55 795.147,47 2028 2.534.303,84 3.130.563,84 810.679,87 551.648,75 138.035,14 947.039,90 2029 2.822.014,75 3.486.703,65 936.146,09 583.988,58 141.895,49 1.101.361,37 2030 2.324.098,80 2.894.083,69 1.047.357,14 556.694,56 189.560,22 1.207.891,89
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 30/44 Επίδραση αποθήκευσης Έγχυση [MWh] 4.000.000 3.000.000 2.000.000 1.000.000 0 1.000.000 Σενάριο Α1 Μονάδες φ.α. Λιγιντικές μονάδες ΑΠΕ Καθαρές εισαγωγές 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2.000.000 3.000.000 4.000.000 Έτος
Αποτελέσματα προσομοιώσεων 31/44 Οριακή Τιμή Συστήματος 70 68 Σενάριο A1 Σενάριο A2 Οριακή Τιμή Συστήματος [ /MWh] 66 64 62 60 58 56 54 Σενάριο B1 Σενάριο B2 5 /MWh 5 /MWh 52 50 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Έτος
Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ Διαδικασία 32/44 Έσοδα ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ από ΗΕΠ Πρόσθετα Έσοδα Ειδικού Λογαριασμού Συνολική Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FIT Λοιπά Έσοδα Έσοδα από επιβολή ΕΤΜΕΑΡ στους καταναλωτές Δημοπρασίες Δικαιωμάτων Εκπομπών Αερίων Ρύπων Ειδικό Τέλος Λιγνίτη Χρεοπιστώσεις από ΜΔΝ Υπολογισμός ΕΤΜΕΑΡ
Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 33/44 Τεχνολογία ΑΠΕ Εγγυημένη τιμή αποζημίωσης υφιστάμενων μονάδων ΑΠΕ[ /MWh] Εγγυημένη τιμή αποζημίωσης νεων μονάδων ΑΠΕ[ /MWh] Αιολικά 91,30 93,50 Βιομάζα 108,00 Τα πρώτα 90 MW από 2014 και μετά αποζημιώνονται με μέση ταρίφα 170,5 /MWh. Τα επόμενα 90 MW με 162 /MWh, τα επόμενα 90 MW με 154 /MWh, τα επόμενα 90 MW με 146 /MWh και τα τελευταία ~90 MW με 139 /MWh Μικροί ΥΗΣ 90,10 94,00 Μικροί ΣΗΘΥΑ 172,00 135,00 ΑΛΟΥΜΙΝΙΟ (ΣΗΘΥΑ) 90,00 90,00
Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 34/44 Ισχύς Φ/Β που διασυνδέθηκαν την Μέσο FiT μετά το «New Deal» [ /MWh] περίοδο 2009 2013 [MWp] Περίοδος 10 kwp <150 kwp >150 kwp 10 kwp <150 kwp >150 kwp Q1 2009 0,0 13,0 6,2 552,0 442,1 369,5 Q2 2009 0,0 6,3 1,3 552,0 437,6 352,6 Q3 2009 0,0 9,1 2,0 552,0 433,1 340,2 Q4 2009 0,0 6,2 2,0 552,0 428,6 325,6 Q1 2010 0,4 10,3 5,3 552,0 406,1 318,8 Q2 2010 0,9 22,2 2,5 552,0 388,1 307,4 Q3 2010 2,1 39,7 12,0 552,0 374,5 289,0 Q4 2010 3,9 32,7 20,2 552,0 356,5 272,8 Q1 2011 17,2 31,5 33,1 552,0 395,7 337,5 Q2 2011 18,9 39,3 18,2 552,0 388,2 325,8 Q3 2011 30,8 47,4 33,9 470,0 367,5 311,8 Q4 2011 28,2 51,5 76,0 470,0 345,0 287,3 Q1 2012 35,3 41,4 58,9 415,0 320,0 263,0 Q2 2012 41,6 79,5 119,2 385,0 300,0 237,0 Q3 2012 64,9 141,4 119,7 340,0 292,5 220,8 Q4 2012 53,5 73,6 82,9 295,0 277,5 210,3 Q1 2013 41,3 251,6 500,9 295,0 245,0 202,3 Q2 2013 17,8 77,7 65,0 270,0 232,5 175,8 Q3 2013 9,9 7,5 16,0 220,0 247,5 172,0 Q4 2013 6,0 0,2 48,7 175,0 240,5 168,5 Μεσοσταθμική τιμή πώλησης ΗΕ [ /ΜWh] 376,78 260,24
35/44 Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT Εγγυημένη Τιμή Αποζημίωσης [ /MWh] Μήνας / Περίοδος Φ/Β Φ/Β Σταθμοί (διασυνδεδεμένο σύστημα) σε Στέγες Ισχύος >100 kw Ισχύος 100 kw 10 kw Μάιος 2014 90,00 115,00 120,00 Ιούνιος 2014 90,00 115,00 120,00 Ιούλιος 2014 90,00 115,00 120,00 Αύγουστος 2014 90,00 115,00 120,00 Σεπτέμβριος 2014 90,00 115,00 120,00 Οκτώβριος 2014 90,00 115,00 120,00 Νοέμβριος 2014 90,00 115,00 120,00 Δεκέμβριος 2014 90,00 115,00 120,00 Ιανουάριος 2015 Δεκέμβριος 2015 90,00 115,00 - (net metering) Ιανουάριος 2016 Δεκέμβριος 2030 1,1 * μοτσ ν 1 1,2 * μοτσ ν 1 - (net metering)
Αποζημίωση ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ βάσει FiT 36/44 Εγγυημένη Τιμή Αποζημίωσης Φ/Β σταθμών (διασυνδεδεμένο σύστημα) Έτος [ /MWh] Σενάριο Α1 Σενάριο Α2 Σενάριο Β1 Σενάριο Β2 2015 90 90 90 90 2016 62,635 62,791 59,675 59,907 2017 63,956 64,576 61,533 62,252 2018 64,567 66,008 62,537 63,669 2019 66,162 67,69 64,755 66 2020 65,09 67,509 63,367 65,772 2021 60,553 63,263 58,761 61,534 2022 61,318 63,938 58,71 62,061 2023 61,559 64,381 58,734 62,38 2024 60,972 63,736 58,07 61,749 2025 60,532 63,732 57,175 61,161 2026 62,946 66,185 59,748 63,85 2027 64,161 67,757 60,799 64,612 2028 66,034 69,934 61,417 65,656 2029 65,746 69,947 60,811 65,439 2030 66,42 71,159 60,842 65,849
Λοιπά Έσοδα Ειδικού Λογαριασμού ΛΑΓΗΕ 37/44 Δημοπρασίες Δικαιωμάτων Εκπομπών Ρύπων Ν. 4001/2011, Τροπολογία Ν. 4062/2012 2013 2015: 100% εσόδων από δημοπρασίες 2016 2030: 50% εσόδων από δημοπρασίες (θεωρείται επέκταση της ρύθμισης και για τα έτη 2021 2030) Υπολογισμός εσόδων βάσει των αποτελεσμάτων της προσομοίωσης και της μέγιστης ποσότητας που θα δημοπρατεί το Ελληνικό Δημόσιο Ειδικό Τέλος Λιγνίτη Ν. 4042/2012, Υ.Α. ΦΕΚ Β 342 / 16.02.2012 2 /MWh παραγόμενης ενέργειας από λιγνίτη Υπολογισμός εσόδων βάσει των αποτελεσμάτων της προσομοίωσης
Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ 38/44 ΕΤΜΕΑΡ 20 15 /MWh 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 A1 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627 A2 14,553 15,808 15,743 15,9 16,238 17,182 17,334 17,502 17,749 17,887 17,664 17,571 17,328 17,339 17,091 17,007
Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ 39/44 ΕΤΜΕΑΡ 20 15 /MWh 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 B1 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95 B2 15,577 16,794 16,894 17,022 17,424 18,724 19,014 19,202 19,537 19,963 19,802 19,891 19,839 19,926 19,877 19,924
40/44 Σύγκριση ΕΤΜΕΑΡ ΕΤΜΕΑΡ 20 15 /MWh 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 A1 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627 B1 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95
ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών Παράδοξη πτώση του ΕΤΜΕΑΡ, όσο αυξάνεται η εγκατεστημένη ισχύς των Φ/Β 41/44 Νέα πολιτική τιμολόγησης Φ/Β σταθμών (FiT) Γραμμική μείωση της τιμής αποζημίωσης (FiT) από 90 /MWh το έτος 2015 σε 70 /MWh το έτος 2030. Θα μπορούσε να εφαρμοστεί και με τη μορφή Feed in premium, λαμβάνοντας κάθε φορά έναν προσθετέο ο οποίος να οδηγεί στην παραπάνω τιμή αποζημίωσης ανά έτος (2015 2030). Στην περίπτωση αυτή, το feed in premium θα ήταν μεγάλο για το έτος 2015, και θα «έσβηνε» σταδιακά έως το έτος 2030
ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών 42/44 20 Διαφορικό ΕΤΜΕΑΡ 15 /MWh 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Α1 νέο 14,575 15,883 15,939 16,161 16,591 17,706 17,797 17,885 18,076 18,233 17,815 17,502 17,097 17,009 16,554 16,41 Α1 παλιό 14,594 15,819 15,732 15,837 16,163 17,197 17,176 17,186 17,314 17,457 17,025 16,642 16,234 16,133 15,725 15,627
ΕΤΜΕΑΡ Νέα τιμολόγηση Φ/Β σταθμών 43/44 Διαφορικό ΕΤΜΕΑΡ 25 20 /MWh 15 10 5 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Β1 νέο 15,618 16,955 17,268 17,459 17,992 19,553 19,72 19,868 20,085 20,523 20,278 20,092 19,842 19,735 19,412 19,341 Β1 παλιό 15,618 16,826 16,908 16,896 17,256 18,662 18,721 18,805 18,963 19,347 18,996 18,771 18,495 18,367 18,031 17,95
44/44 ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΙΔΡΑΣΗΣ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΓΙΑ Σας ευχαριστώ για την προσοχή σας!