ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΣΥΝΤΕΛΕΣΤΗ ΕΚΠΟΜΠΩΝ (g CO2/kWh) ΤΗΣ ΥΠΟΚΑΘΙΣΤΑΜΕΝΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΕ 4 ΕΥΡΩΠΑÏΚΕΣ ΧΩΡΕΣ

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ & ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΣΥΝΤΕΛΕΣΤΗ ΕΚΠΟΜΠΩΝ (g CO2/kWh) ΤΗΣ ΥΠΟΚΑΘΙΣΤΑΜΕΝΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΕ 4 ΕΥΡΩΠΑÏΚΕΣ ΧΩΡΕΣ ΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ ΟΙΚΟΝΟΜΟΥ ΑΝΑΣΤΑΣΙΑ ΤΕΛΛΑΚΗΣ ΑΠΟΣΤΟΛΟΣ Επιβλέπων: ΑΛΕΞΙΑ ΗΣ ΜΗΝΑΣ Λέκτορας ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗ 2010

Ευχαριστίες Θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τον επιβλέποντα της διπλωματικής μας κύριο Μηνά Αλεξιάδη για την ευκαιρία που μας έδωσε να ασχοληθούμε με ένα τόσο ενδιαφέρον και σύγχρονο θέμα. Η συνεργασία μας ήταν άριστη καθ όλη τη διάρκεια της εκπόνησής της. Οι εύστοχες παρατηρήσεις και υποδείξεις του ήταν ουσιαστικές για την ολοκλήρωση του έργου μας. Νοέμβριος 2010, Οικονόμου Αναστασία Τελλάκης Απόστολος 1

Περιεχόμενα Κεφάλαιο 1: Κλιματική Αλλαγή και Ρύποι...3 1.1 Κλιματική αλλαγή και επιπτώσεις...3 1.2 Ρύποι...5 Κεφάλαιο 2: Υποκαθιστάμενη Ενέργεια, Τεχνολογίες Α.Π.Ε. και ΣΗΘ...9 2.1 Υποκαθιστάμενη ηλεκτρική ενέργεια (Displaced electricity)...9 2.2 Γενικά για Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (Α.Π.Ε.)...12 2.2.1 Αιολικά συστήματα (Ανεμογεννήτριες)...13 2.2.2 Φωτοβολταϊκά Συστήματα...20 2.3 Συμπαραγωγή Θερμότητας Ηλεκτρισμού (ΣΗΘ)...25 2.3.1 Γενικά για ΣΗΘ...25 2.3.2 Εφαρμογές...26 2.3.3 Προβλήματα διασύνδεσης με το δίκτυο της Δ.Ε.Η....28 2.3.4 Μικροσυμπαραγωγή και τριπαραγωγή...28 Κεφάλαιο 3: Οριακές Μονάδες Παραγωγής ανά Χώρα...33 3.1 Ηνωμένο Βασίλειο...33 3.2 Γερμανία...38 3.3 Γαλλία...47 3.4 Ισπανία...53 Κεφάλαιο 4: Ένα μοντέλο για την εκτίμηση της μείωσης των εκπομπών CO 2...60 4.1 Βιβλιογραφία...60 4.2 Ένα μοντέλο για την εκτίμηση της μείωσης των εκπομπών CO 2...73 Κεφάλαιο 5: Υπολογισμός μείωσης ρύπων για τα 4 σενάρια...82 5.1 Εκπομπές των υποκαθιστάμενων οριακών μονάδων...82 5.2 Εκπομπές που παράγονται ανά εξεταζόμενο σενάριο...84 5.2.1 Σενάριο Α 500 MW Ανεμογεννητριών...85 5.2.2 Σενάριο Β 500 MW Φωτοβολταϊκών...88 5.2.3 Σενάριο Γ 500 MWe (MW ηλεκτρικά) ΣΗΘ...91 5.2.4 Σενάριο Δ 1 2 GWh/ημέρα Εξοικονόμηση...94 5.2.5 Σενάριο Δ 2 2 GWh/ημέρα Μετάθεση...95 5.3 Συγκεντρωτικά αποτελέσματα και συμπεράσματα...96 2

Κεφάλαιο 1: Κλιματική Αλλαγή και Ρύποι 1.1 Κλιματική αλλαγή και επιπτώσεις Το κλιματικό σύστημα είναι ένα σύνθετο, διαδραστικό σύστημα που αποτελείται από την ατμόσφαιρα, την επιφάνεια της γης, χιόνι και πάγο, ωκεανούς και άλλα υγρά σώματα καθώς και από έμβια όντα. Το κλίμα της Γης πάντα άλλαζε και πάντα θα αλλάζει. Οι παράγοντες που οδηγούν στην αλλαγή του κλίματος είναι πολλοί και γνωστοί και χωρίζονται σε δύο κατηγορίες: - Κάποιες αλλαγές γίνονται στο σύστημα ατμόσφαιρα - υδρόσφαιρα - γεώσφαιρα - βιόσφαιρα ή οφείλονται σε πλανητικά δεδομένα (π.χ. αλλαγή στη μέση απόσταση ηλίου- γης και άλλες αλλαγές στην τροχιά της γης) - Αλλαγές που οφείλονται από τον άνθρωπο Αν και οι αλλαγές στο κλίμα στο παρελθόν ήταν αποκλειστικά αποτέλεσμα φυσικών αιτιών, οι επιστήμονες έχουν παρατηρήσει πως η ανθρώπινη δραστηριότητα έχει γίνει μια κυρίαρχη δύναμη και είναι υπεύθυνη για το μεγαλύτερο ποσοστό της υπερθέρμανσης που παρατηρείται τα τελευταία χρόνια. Υπάρχει πληθώρα μελετών που δείχνουν πως το κλίμα ήδη αλλάζει και πολλαπλές επιπτώσεις γίνονται εμφανείς ανά τον κόσμο (π.χ. IPCC 2001c, ACIA 2004, EEA 2004a, WHO-ECEH 2003). Σύμφωνα με τη Διακυβερνητική Επιτροπή για την κλιματική αλλαγή (Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC), υπάρχουν νέα και εντονότερα στοιχεία για το γεγονός ότι η υπερθέρμανση που παρατηρείται τα τελευταία 50 χρόνια μπορεί να αποδοθεί κυρίως στις ανθρώπινες δραστηριότητες, και συγκεκριμένα στις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου (Greenhouse Gases-GHGs) (IPCC 2001a). Η διαφορά των αλλαγών που γίνονται από τον άνθρωπο από τις αλλαγές της φύσης είναι ότι η ανθρώπινη παρέμβαση πιθανότατα οδηγεί σε μονότονη αλλά και ραγδαία αποσταθεροποίηση. Αντίθετα, οι φυσικές κλιματικές αλλαγές, παρουσιάζουν γενικά μακροχρόνιες διακυμάνσεις. Η ανθρώπινη δραστηριότητα συμβάλλει στην κλιματική αλλαγή μέσω κυρίως των αλλαγών που προκαλεί στην ατμόσφαιρα της γης, και συγκεκριμένα στις ποσότητες των αερίων του θερμοκηπίου και των αερολυμάτων (aerosols). Η καύση στερεών καυσίμων, η οποία απελευθερώνει διοξείδιο του άνθρακα (CO 2 ) στην ατμόσφαιρα, αποτελεί τον πιο σημαντικό επιβαρυντικό παράγοντα. Τα αέρια του θερμοκηπίου και τα αερολύματα επηρεάζουν το κλίμα τροποποιώντας την εισερχόμενη ηλιακή ακτινοβολία και την εξερχόμενη θερμική ακτινοβολία, οι οποίες είναι μέρος του ενεργειακού ισοζυγίου της γης. Η μεταβολή της ποσότητας ή των ιδιοτήτων αυτών των αερίων και σωματιδίων μπορεί να οδηγήσει σε μια θέρμανση ή ψύξη του κλιματικού συστήματος. Από την έναρξη της βιομηχανικής εποχής και μετά (χρονικό μεταίχμιο της οποίας θεωρείται το 1970), η συνολική επίδραση της ανθρώπινης δραστηριότητας στο κλίμα οδήγησε στην υπερθέρμανση. Η ανθρώπινη επίδραση στο κλίμα κατά τη διάρκεια αυτής της εποχής ξεπερνά κατά πολύ την αντίστοιχη λόγω φυσικών διεργασιών, όπως είναι οι ηλιακές αλλαγές και οι εκρήξεις ηφαιστείων. 3

Τα αποτελέσματα της ανθρώπινης παρέμβασης είναι θεαματικά. Σύμφωνα με την IPCC, η μέση θερμοκρασία της γης έχει αυξηθεί κατά 0.7 C τα τελευταία 100 χρόνια, ενώ η μέση θερμοκρασία στην Ευρώπη αυξήθηκε κατά 1 C. Έντεκα από τα δώδεκα τελευταία χρόνια (1995-2006) κατατάσσονται μεταξύ των 12 πιο θερμών ετών από το 1850. Από το 1961 έως το 2003 η στάθμη της θάλασσας αυξάνεται με έναν μέσο ρυθμό των 1,8 mm ανά έτος. Ο ρυθμός αυτός αυξήθηκε από το 1993 έως το 2003 σε περίπου 3,1mm ανά έτος ως απόρροια της υποχώρησης των πάγων. Η ποσότητα του CO 2 έχει αυξηθεί κατά 30% τα τελευταία 200 χρόνια, λόγω αλλαγών στη χρήση γης και στην αποψίλωση των δασών, την καύση άνθρακα, πετρελαίου και φυσικών αερίων σε βιομηχανία, αυτοκίνητα, παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας κλπ. Αν οι αυξήσεις συνεχιστούν με τους ίδιους ρυθμούς οι εκπομπές CO 2 αναμένεται να διπλασιασθούν τον 21o αιώνα. Μέσα στα τελευταία 30 χρόνια ο άνθρωπος αύξησε περίπου κατά 30% τα αέρια του θερμοκηπίου δημιουργώντας σωρεία προβλημάτων, όπως όξινη βροχή, τοπικές αλλαγές στις μεγαλουπόλεις, δηλαδή προβλήματα τα οποία η φύση δεν δημιουργεί. Μία από τις πλέον εμφανείς επιδράσεις της αλλαγής κλίματος στον 20ο αιώνα μπορεί να παρατηρηθεί στην κρυόσφαιρα, μέσω της υποχώρησης των παγόβουνων, των Αρκτικών θαλασσών και της μείωσης των χιονοπτώσεων. Οχτώ στις εννιά περιοχές με παγόβουνα παρουσιάζουν μία σημαντική υποχώρηση των πάγων τον τελευταίο αιώνα, ενώ στις Ευρωπαϊκές Άλπεις συγκεκριμένα, οι πάγοι έχασαν περίπου το 1/3 της έκτασής τους και ½ της μάζας τους, μια τάση η οποία και συνεχίζεται. Τέλος, κάποιες επιδράσεις των τοπικών αλλαγών κλίματος στους πληθυσμούς φυτών και ζώων καθώς και στην ανθρώπινη υγεία έχουν ήδη παρατηρηθεί, αν και δεν υπάρχουν επαρκή στοιχεία που να τις συνδέουν άμεσα με την κλιματική αλλαγή. Σύμφωνα με τη νέα έκθεση της IPCC (2/2/2007): - Η μέση θερμοκρασία του πλανήτη θα αυξηθεί από 1,1 έως 6,4 βαθμούς Κελσίου έως το 2100, σε σχέση με τα επίπεδα του 1990, με πιθανότερη μια άνοδο κατά 1,8 έως 4 βαθμούς Κελσίου ανάλογα με τα μέτρα που θα ληφθούν. Το φαινόμενο είναι αναπόφευκτο και θα διαρκέσει έως και μια χιλιετία. Στη προηγούμενη έκθεσή της το 2001, η IPCC προέβλεψε αύξηση από 1,4 έως 5,8 βαθμούς Κελσίου. - Η στάθμη των ωκεανών θα ανέβει έως το τέλος του αιώνα κατά 18 έως 59 εκατοστά, σε σχέση με το 1990, αν και η άνοδος θα μπορούσε να είναι μεγαλύτερη, σε περίπτωση που λιώσει το κάλυμμα πάγου στην Ανταρκτική και τη Γροιλανδία. Το 2001, η IPCC προέβλεπε άνοδο κατά 9 έως 88 εκατοστά. - Η δραστηριότητα των τροπικών κυκλώνων και τυφώνων θα ενταθεί, με πιθανότητα 66%. - Το δεύτερο μισό του 21ου αιώνα το κάλυμμα επιπλέοντος πάγου θα εξαφανίζεται το καλοκαίρι από την Αρκτική. Ξηρασίες αναμένονται με αυξημένη συχνότητα σε όλο τον πλανήτη. Όλοι οι παραπάνω λόγοι οδήγησαν τα κράτη μέλη της διεθνούς κοινότητας στην υπογραφή του Πρωτοκόλλου του Κιότο, που προβλέπει μια σειρά από μέτρα που πρέπει να ληφθούν για την αντιμετώπιση της παγκόσμιας απειλής της κλιματικής αλλαγής. Η Ευρωπαϊκή Ένωση με τη σειρά της, έχοντας θέσει την προστασία του κλίματος ως πρωταρχικό της στόχο, στα πλαίσια μίας κλιμακούμενης ανάπτυξης και προόδου και δεσμευμένη από το Πρωτόκολλο του Κιότο, έλαβε μια σειρά από πολιτικά και νομικά μέτρα με σημαντικότερο από αυτά τη δημιουργία του 4

Ευρωπαϊκού Συστήματος Εμπορίας Δικαιωμάτων εκπομπής αερίων του θερμοκηπίου [1]. 1.2 Ρύποι Σύμφωνα με διάφορες μελέτες, για τον υπολογισμό των εκπομπών CO 2 από τη βιομηχανία ενέργειας βασιζόμαστε σε δύο προσεγγίσεις: - Στις άμεσες εκπομπές CO 2 που παράγονται από την χρήση καυσίμων υψηλής περιεκτικότητας σε άνθρακα με σκοπό την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. - Στις έμμεσες εκπομπές CO 2, που συμπεριλαμβάνουν κάθε προσπάθεια που γίνεται για να λειτουργήσει τελικά ο σταθμός παραγωγής (παρασκευή μηχανημάτων και εγκατάσταση εξοπλισμού). Ακόμα και οι ενέργειες κατεδάφισης, απόσυρσης, ανακύκλωσης κλπ λαμβάνονται υπόψη, δεδομένου ότι μπορεί να είναι σημαντικές, ειδικά για τις πυρηνικές εγκαταστάσεις. Το σύνολο των άμεσων και έμμεσων εκπομπών CO 2 αποτελείται από τις εκπομπές που προκύπτουν από την κατασκευή, λειτουργία και κατεδάφιση του σταθμού (from birth to the end). Υπό αυτή την έννοια, Φ/Β συστήματα, ανεμογεννήτριες, ακόμη και πυρηνικές εγκαταστάσεις επιβαρύνουν το περιβάλλον με μικρές εκπομπές CO 2. Σε αυτή την εργασία, οι έμμεσες εκπομπές αμελούνται. Το ακριβές ποσό των εκπομπών ενός σταθμού παραγωγής (σε g CO 2 ανά kwh ηλεκτρικής ενέργειας που αποδίδεται στο δίκτυο) εξαρτάται τελικά από τα καύσιμα που χρησιμοποιούνται και από το συνολικό βαθμό απόδοσης του σταθμού. Το σημείο λειτουργίας, οι καιρικές συνθήκες και ειδικά η εξωτερική θερμοκρασία καθορίζουν σε ένα μεγάλο βαθμό την απόδοση του σταθμού παραγωγής. Ένα σημαντικό μέρος της απόδοσης εξαρτάται επίσης από τις ενεργειακές ανάγκες του σταθμού για τη λειτουργία του (ιδιοκατανάλωση) και για την επεξεργασία του καυσίμου. Για παράδειγμα, σταθμοί παραγωγής ενέργειας που χρησιμοποιούν λιγνίτη ή τύρφη απαιτούν ένα σημαντικό ποσό ενέργειας για να αφαιρεθεί η υγρασία από το καύσιμο. Συγκεντρωτικά, οι εκπομπές ρύπων (σε g CO 2 /kwh) μιας μονάδας εξαρτώνται κυρίως από την περιεκτικότητα του καυσίμου σε άνθρακα και την ενεργειακή απόδοση ή την ενεργειακή ειδική μάζα του καύσιμου (g/kwh). Κατά κύριο λόγο, η ενεργειακή απόδοση επηρεάζεται από τους εξής παράγοντες: Την ποιότητα των καυσίμων Την τεχνολογία Τη θερμοκρασία του περιβάλλοντος Το σημείο λειτουργίας της μονάδας Για παράδειγμα, επενδύοντας σε τεχνολογία που στοχεύει στην αύξηση του βαθμού απόδοσης προκύπτουν χαμηλότερες εκπομπές CO 2. Από την άλλη πλευρά, λειτουργία υπό μερικό φορτίο ή υπό υψηλότερες θερμοκρασίες συνήθως οδηγούν σε αυξημένες εκπομπές (ανά kwh). 5

Στον Πίνακα 1.1 παρουσιάζονται τιμές των εκπομπών ανά kwh οι οποίες προκύπτουν είτε από μετρήσεις είτε από εκτιμήσεις, για διαφορετικά καύσιμα και τεχνολογίες: οι αποκλίσεις μεταξύ των τιμών οφείλονται πιθανότατα στην ηλικία του σταθμού, τη διαφορετική ποιότητα των καυσίμων και τη χρησιμοποιούμενη τεχνολογία. Καύσιμο/ Τεχνολογία Λιγνίτης Λιθάνθρακας Εκπομπές CO 2 (kg/kwh) 1,15 [4] 0,95 [5] 1,2 [5] 0,92 [6] 0,815 [17] 0,9-0,97 [3] 0,95 [2][11] 0,9 [5][15] 0,75 [4][6][7][12] 0,891 [8] 0,97 [9][13] 0,99 [10] 0,98 [14] Φυσικό Αέριο 0,5974 [2] 0,6 [3] 0,653 [10] (Ανοικτού Κύκλου) 0,362 [17] 0,356 [8] 0,365 [4] 0,469 [9] 0,485 [11] Φυσικό Αέριο 0,45-0,5 [3] 0,44 [13] 0,45 [14] 0,5 [5] (Συνδυασμένου Κύκλου) 0,385 [12] 0,4 [15] 0,35 [6][7] Φυσικό Αέριο ΣΗΘ 0.290 [16] Αργό Πετρέλαιο 0,55-0,6 [16] Πίνακας 1.1: Εκπομπές CO 2 για σταθμούς παραγωγής διαφορετικών τεχνολογιών και καυσίμων. Οι τιμές ισχύουν για ονομαστική φόρτιση. Για μερική φόρτιση αναμένονται υψηλότερες τιμές. Πίνακας 1.2: Εκτιμήσεις από την ΙΕΑ για εκπομπές ανά καύσιμο (σε kg CO 2 /MWh) για κάθε ευρωπαϊκή χώρα. 6

Ο Πίνακας 1.3 κάνει μία επισκόπηση του μίγματος παραγωγής για 5 ευρωπαϊκές χώρες καθώς και για το σύνολο των 27 χωρών της Ευρωπαϊκής ένωσης για τη χρονιά 2005. Παραγωγή (TWh) [a] EU-27 Αγγλία Γερμανία Γαλλία Ισπανία Υδροηλεκτρικά 341,38 7,89 26,72 56,94 23,02 Αιολικά 70,48 2,91 27,23 0,96 21,22 Γεωθερμικά 5,40 Πυρηνικά 997,70 81,62 163,06 451,53 57,54 Λιθάνθρακας 632,69 134,92 127,98 27,60 73,64 Λιγνίτης και τύρφη 307,05 141,98 5,42 Πετρελαϊκά παράγωγα (προϊόντα πετρελαίου) 138,56 5,42 10,58 7,23 24,42 Φυσικό αέριο 662,50 153,23 68,41 22,96 79,01 Παράγωγα αέρια 31,92 1,65 8,20 3,04 1,46 Βιομάζα 80,24 9,62 16,57 5,08 3,11 Βιομηχανικά απόβλητα 41,01 3,27 28,64 0,01 5,16 Ολική (Μεικτή/Gross) παραγωγή 3.310,4 400,5 620,3 575,4 294,1 Ολική (Καθαρή/Net) παραγωγή 3.135,4 382,7 577,8 549,4 282,1 Εγκατεστημένη ισχύς (GW) [a] EU-27 Αγγλία Γερμανία Γαλλία Ισπανία Ατμοηλεκτρικά 430,01 32,53 * 24,91 29,71 Αεριοστρόβιλοι * 2,85 * 1,98 1,80 Συνδυασμένου κύκλου * 28,06 * 5,50 Εσωτερικής καύσης * 173,0 * 0,50 3,50 Πυρηνικά 135,10 11,85 20,38 63363 7,50 Υδροηλεκτρικά 138,77 4,18 8,34 25,29 18,22 Αιολικά 38,82 1,57 18,43 4,30 8,32 Γεωθερμικά 0,69 Συνολική εγκατεστημένη ισχύς 743,38 82,63 123,52 116,72 69,59 EU-27 Αγγλία Γερμανία Γαλλία Ισπανία Εκπομπές CO2 από παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας [b] Σε εκατ. Τόνους 1358,97 173,07 325,40 46,50 110,03 σε g/kwh 433,4 452,3 563,2 84,6 390,1 Πίνακας 1.3: Στατιστικά δεδομένα του ενεργειακού μίγματος των εκπομπών στην Ευρώπη. Πηγές: [a] EUROSTAT Statistical Books, Energy Yearly Statistics 2005, 2007 Edition, European Commission, ISBN 978-92-79-06483-8, [b] United Nations Framework Convention on Climate Change (*) Όπου εμφανίζεται * δεν υπάρχουν διαθέσιμα δεδομένα 7

Πηγές: [1] ERGEG Guidelines of Good Practice for Electricity Balancing Markets Integration. EOS- ESO-06-08, 6 Dec 2006 [2] Department of Energy and Environmental Protection Agency, USA [3] Vattenfal, 1999 (for power stations in Japan, Sweden, Finland) [4] Reinhard Loske, German Green Party [5] RWE Facts & Figures, May 2008 [6] Pfaffenberger W & Hille M., Zukünftige Energieoptionen: Sicherung der Investitionen in die Elektrizitätsversorgung, Report, Bremer Energie Institut, Bremen, 2003. [7] Stromberg L, CO 2 Capture and Storage for Coal based power generation- technology and economics, Third Nordic Minisymposium on Carbon Dioxide Capture and Storage, 2003 [8] The Role of Nuclear Power In a Low Carbon Economy, Position Paper, UK Sustainable Development Commission, Mar 2006 [9] Meier PJ, Life-Cycle Assessment of Electricity Generation Systems and Applications for Climate Change Policy Analysis, PhD thesis, University of Wisconsin, Aug 2002 [10] Energy Technology Life Cycle Analysis that Takes CO2 Emission Reduction Into Consideration, Central Research Institute of Electric Power Industry, Japan, Annual Research Report, 1995 [11] Dones R, Greenhouse Gas Emissions from Energy Systems: Comparison and Overview, Paul Scherrer Institute Annual Report 2003 [12] UK Energy Review 2006, Department of Trade and Industry [13] Spadaro JV, Greenhouse Gas Emissions of Electricity Generation Chains: Assessing the Difference, IAEA Bulletin 42/2/2000 (for best 1990s technology) [14] Environmental Product Declaration of Electricity from Torness Nuclear Power Station, British Energy Group plc, May 2005 [15] Vattenfall s Life Cycle Studies of Electricity, Vattenfall AB, Oct. 1999 [16] UK Greenhouse Gas Inventory for 2005 (AEA Energy & environment) [17] Krewitt W, Externalities of Energy European Commission Research Project, ExternE Project, Nov 1997 8

Κεφάλαιο 2: Υποκαθιστάμενη Ενέργεια, Τεχνολογίες Α.Π.Ε. και ΣΗΘ 2.1 Υποκαθιστάμενη ηλεκτρική ενέργεια (Displaced electricity) Στη συγκεκριμένη διπλωματική εργασία θα εξεταστεί η αποτελεσματικότητα ορισμένων στρατηγικών ενέργειας στην εξοικονόμηση-μείωση ρύπων CO 2. Είναι σαφές ότι η εισαγωγή καθαρών πηγών ηλεκτρικής ενέργειας (πχ Φωτοβολταϊκά, Ανεμογεννήτριες), σταθμών υψηλής απόδοσης (πχ Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού- Θερμότητας- ΣΗΘ), καθώς και διάφορες εκστρατείες εξοικονόμησης ενέργειας θα έχουν θετικό αντίκτυπο στο θέμα των εκπομπών CO 2. Ωστόσο ο υπολογισμός της μείωσης εκπομπών (σε g/kwh) είναι μια περίπλοκη διαδικασία για τους παρακάτω λόγους: - Κάθε εισαγωγή νέων σταθμών παραγωγής προκαλεί μεταβολές στο βαθμό συμμετοχής των προϋπάρχοντων σταθμών στην τελική παραγωγή ενέργειας. Οι μεταβολές αυτές είναι δύσκολο να προβλεφθούν με ακρίβεια, ομοίως και η τελική επίδραση στους ρύπους. - Ένας νέος σταθμός παραγωγής εκτιμάται ότι θα συμβάλλει X kwh/έτος και επομένως θα παραγάγει αντίστοιχους ρύπους (tn CO 2 /έτος). - Η μεταβολή σε ρύπους εξαρτάται από τις μονάδες τις οποίες θα υποκαταστήσει ο νέος σταθμός και ο βαθμός στον οποίο θα τις υποκαταστήσει. Η αποτίμηση αυτών των «υποκαθιστάμενων» μονάδων (displaced units), της «υποκαθιστάμενης» ενέργειας (displaced electricity) και των αντιστοίχων ρύπων είναι το αντικείμενο της συγκεκριμένης εργασίας. Θα εξεταστεί η επίδραση στους ρύπους 4 διαφορετικών σεναρίων ως εξής: (α) Εγκατάσταση Ανεμογεννητριών (Α/Γ) συνολικής ισχύος 500 MW (β) Εγκατάσταση Φωτοβολταϊκών Σταθμών (Φ/Β) συνολικής ισχύος 500 MW (γ) Εγκατάσταση οικιακών μονάδων συμπαραγωγής ηλεκτρισμού-θερμότητας (ΣΗΘ) συνολικής ισχύος 500 MWe (MW-ηλεκτρικά) (δ 1 ) Εξοικονόμηση ενέργειας 2 GWh/ημέρα κατά τις ώρες αιχμής (load curtailment, load shaving) (δ 2 ) Μετάθεση ενέργειας 2 GWh/ημέρα από τις ώρες αιχμής στις ώρες βάσης (load shifting) Καθένα από τα παραπάνω σενάρια θα εξεταστεί σε 4 χαρακτηριστικές ευρωπαϊκές χώρες (Ηνωμένο Βασίλειο, Γερμανία, Γαλλία και Ισπανία). Για κάθε νέο ενεργειακό επενδυτικό σχέδιο (π.χ. βασιζόμενο σε ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, πυρηνική ενέργεια, συμπαραγωγή κλπ), η τελική εκτίμηση της επίδρασής του σε οικονομικό αλλά και σε περιβαλλοντικό επίπεδο (εκπομπές ρύπων) είναι πολύ κρίσιμο και φλέγον θέμα. Και αυτό επειδή είναι πολύ δύσκολο να αποδειχθεί ποιας μορφής ακριβώς θα είναι κάθε φορά η υποκαθιστάμενη ηλεκτρική ενέργεια. 9

Αυτό το ζήτημα βρίσκεται στο επίκεντρο μακροχρόνιας επιστημονικής συζήτησης στις ευρωπαϊκές αγορές, χωρίς να υπάρχει κοινή γραμμή σύγκλισης. Ποια είναι η μονάδα παραγωγής που εκτοπίζεται κάθε φορά (δηλαδή κάθε ώρα); Η οριακή μονάδα του συστήματος; Η πιο ευέλικτη διαθέσιμη μονάδα (μονάδα αιχμής); Μια εικονική μονάδα (ισοδύναμη με το ενεργειακό μίγμα των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας) Ο επόμενος σταθμός ηλεκτροπαραγωγής που επρόκειτο να κατασκευαστεί και να εισέλθει στο σύστημα στο μέλλον; Ένας συνδυασμός των παραπάνω; Ανάλογα με την επιλογή, οι υπολογισμοί μπορούν να οδηγήσουν σε μικρή ή μεγάλη μείωση εκπομπών ρύπων CO 2 (σε g / kwh) ή ακόμη και σε αύξησή τους. Αναλυτικά Μοντέλα Μια άλλη επιλογή εκτός των παραπάνω πέντε υποθέσεων είναι να έχουμε ένα πιο λεπτομερές μοντέλο προσομοίωσης για το σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας κάθε χώρας (με στοιχεία για τις διαθέσιμες μονάδες, τη ζήτηση φορτίου κλπ). Υπάρχουν εμπορικά διαθέσιμα πολλά μοντέλα οικονομικής κατανομής φορτίου, που με διάφορους τρόπους, - εκτιμούν την εξέλιξη ζήτησης φορτίου για τα προσεχή χρόνια - λαμβάνουν υπόψη τις διαθέσιμες μονάδες παραγωγής και τον προγραμματισμό ένταξης νέων μονάδων - υπολογίζουν την οικονομική κατανομή φορτίου (πχ για ένα ολόκληρο έτος) Εφαρμόζοντας ένα τέτοιο μοντέλο δύο φορές, μία με το εξεταζόμενο σενάριο μεταβολής και μία χωρίς αυτό, προκύπτουν οι μεταβολές στις εκπομπές CO 2. Μια τέτοια συστηματική προσέγγιση παρέχει πιο ακριβείς πληροφορίες βασιζόμενες στις οριακές μονάδες παραγωγής της κάθε χώρας. Ωστόσο τέτοιου είδους μοντέλα: - Απαιτούν λεπτομερή δεδομένα εισόδου για όλες τις μονάδες παραγωγής ενέργειας που συμμετέχουν στο σύστημα, (συμπεριλαμβανομένων των βαθμών απόδοσης, κόστους καυσίμου, λειτουργίας, συντήρησης, όρια λειτουργίας) - Δεν λαμβάνουν υπόψη τους ορισμένες από τις αλληλεπιδράσεις μέσα σε ένα πραγματικό σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας, πχ περιορισμοί γραμμών μεταφοράς - Παραμελούν τις επιδράσεις της απελευθερωμένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Τέλος, καθώς η συμβολή των εξεταζόμενων σεναρίων δεν είναι τόσο σημαντική σε σχέση με τη λειτουργία του συνολικού συστήματος, τα αναλυτικά μοντέλα δεν θεωρήθηκαν κατάλληλα για το πρόβλημά μας. 10

Η αρχή σύμφωνα με την οποία θα γίνουν οι εκτιμήσεις των εκπομπών CO 2 στην εργασία μας είναι η εξής: Αν μια kwh δεν παραγόταν (ή δεν εξοικονομούνταν) από τη μονάδα που εισάγεται (βάσει του εξεταζόμενου σεναρίου), ποια μονάδα (ή συνδυασμός μονάδων από τις υπάρχουσες) θα την είχε παράγει; Υπό αυτήν την έννοια, η Υποκαθιστάμενη Μονάδα (displaced unit) είναι για κάθε ώρα η αντίστοιχη Οριακή Μονάδα όπως προκύπτει από τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό Στην παραπάνω γενική παραδοχή, υπάρχουν εξαιρέσεις που θα καταγραφούν στη συνέχεια. Η παραπάνω αρχή καλύπτει όλες τις περιπτώσεις εξεταζόμενων σεναρίων (α), (β), (γ), (δ 1 ) και (δ 2 ). Περικοπή ή χρονική μετάθεση φορτίου από ευέλικτους καταναλωτές προκαλεί εξοικονόμηση ενέργειας και αλλαγή της καμπύλης φορτίου. Αντίστοιχα η παραγωγή με Α.Π.Ε. ή ΣΗΘ κλπ προκαλεί μεταβολή του μίγματος των μονάδων παραγωγής που εξυπηρετούν το φορτίο του συστήματος. Σε κάθε περίπτωση η μεταβολή των εκπομπών σε μια χρονική περίοδο ορίζεται ως εξής: Μείωση των εκπομπών = (εκπομπές CO 2 της υποκαθιστάμενης ενέργειας) - (εκπομπές CO 2 της ενέργειας του εξεταζόμενου σεναρίου) Εφόσον η παραπάνω τιμή είναι θετική θα έχουμε μείωση ρύπων. Αρνητική τιμή σημαίνει ότι το εξεταζόμενο σενάριο προκάλεσε αύξηση ρύπων. Οριακή μονάδα παραγωγής (Marginal Day-Ahead Plant) που προκύπτει από τον ημερήσιο προγραμματισμό είναι η μονάδα που καθορίζει την οριακή τιμή του συστήματος σε μία συγκεκριμένη ώρα. Μέσα σε μια ημέρα, αυτή μπορεί να αλλάξει μέχρι 24 φορές και μέσα σε ένα χρόνο 8.760 φορές. Οι οριακές μονάδες δεν είναι απαραίτητα αυτές που εκπέμπουν λιγότερο ή περισσότερο CO 2. Ο τύπος της οριακής μονάδας σε κάθε ώρα εξαρτάται από το φορτίο του συστήματος, το μίγμα παραγωγής, τη διαθεσιμότητα και τις τρέχουσες τιμές καυσίμου (άνθρακας και φυσικό αέριο). Ο τρόπος λειτουργίας των αγορών ενέργειας, διαδραματίζει επίσης έναν σημαντικό ρόλο στον καθορισμό της οριακής μονάδας και ως εκ τούτου στις αντίστοιχες εκπομπές CO 2. 11

2.2 Γενικά για Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (Α.Π.Ε.) Οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ) ή ήπιες μορφές ενέργειας είναι μορφές εκμεταλλεύσιμης ενέργειας που προέρχεται από διάφορες φυσικές διαδικασίες, όπως ο άνεμος, η γεωθερμία, η κυκλοφορία του νερού και άλλες. Ως Α.Π.Ε. θεωρούνται γενικά οι εναλλακτικές των παραδοσιακών πηγών ενέργειας (π.χ. του πετρελαίου ή του άνθρακα), όπως η ηλιακή και η αιολική. Ο χαρακτηρισμός ανανεώσιμες είναι κάπως καταχρηστικός, μιας και ορισμένες από αυτές τις πηγές, όπως η γεωθερμική ενέργεια δεν ανανεώνονται σε κλίμακα χιλιετιών. Τελευταία. από την Ευρωπαϊκή Ένωση αλλά και από πολλά κράτη υιοθετούνται νέες πολιτικές για τη χρήση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, που προάγουν τέτοιες εσωτερικές πολιτικές και για τα κράτη μέλη. Τα κυριότερα είδη Α.Π.Ε. είναι: Αιολική ενέργεια Ηλιακή ενέργεια Υδατοπτώσεις Βιομάζα Γεωθερμική ενέργεια Ενέργεια από παλίρροιες Ενέργεια από κύματα Ενέργεια από τους ωκεανούς Το ενδιαφέρον για τις ήπιες μορφές ενέργειας ανακινήθηκε τη δεκαετία του 1970, ως αποτέλεσμα κυρίως των απανωτών πετρελαϊκών κρίσεων της εποχής, αλλά και της αλλοίωσης του περιβάλλοντος και της ποιότητας ζωής από τη χρήση κλασικών πηγών ενέργειας. Ιδιαίτερα ακριβές στην αρχή, ξεκίνησαν σαν πειραματικές εφαρμογές. Σήμερα όμως λαμβάνονται υπόψη στους επίσημους σχεδιασμούς των ανεπτυγμένων κρατών για την ενέργεια και, αν και αποτελούν πολύ μικρό ποσοστό της ενεργειακής παραγωγής, ετοιμάζονται βήματα για περαιτέρω αξιοποίησή τους. Το κόστος δε των εφαρμογών ήπιων μορφών ενέργειας πέφτει συνέχεια τα τελευταία είκοσι χρόνια και ειδικά η αιολική και η υδροηλεκτρική ενέργεια, αλλά και η βιομάζα, μπορούν πλέον να ανταγωνίζονται επί ίσοις όροις τις παραδοσιακές πηγές ενέργειας όπως ο άνθρακας και η πυρηνική ενέργεια. 12

2.2.1 Αιολικά συστήματα (Ανεμογεννήτριες) Σύντομη Περιγραφή των Χαρακτηριστικών του Ανέμου Τα αιολικά συστήματα εκμεταλλεύονται την ενέργεια των κινουμένων αερίων μαζών, η κίνηση των οποίων προξενείται από θερμοκρασιακές διαφορές εντός της ατμόσφαιρας. Η κίνηση των ανέμων και οι διαφορετικές θερμοκρασίες εξαρτώνται κυρίως από δύο παράγοντες, οι οποίοι είναι οι εξής: 1) Η διαφορά στο γεωγραφικό πλάτος: Οι άνεμοι σε σημεία με ίδιο γεωγραφικό πλάτος είναι εποχικοί και μεταβάλλονται με μεγάλη περίοδο, διατηρώντας μια σχετική σταθερότητα. 2) Η μορφολογία του εδάφους: Ανάλογα με το ανάγλυφο του εδάφους (ορεινό, πεδινό, ακτές, ή θάλασσα, κτλ) οι άνεμοι έχουν διαφορετική ένταση. Όσον αφορά την διάρκειά τους, είναι βραχύτερη σε σχέση με της προηγούμενης περίπτωσης (διαρκούν μόνο κάποιες ώρες ή ημέρες). Η σχετική ταχύτητα του αέρα ως προς τη Γη στο ατμοσφαιρικό οριακό στρώμα (το κατώτερο μέρος της στρατόσφαιρας που υπάρχουν ανθρώπινες κατασκευές) μεταβάλλεται ανάλογα με το ανάγλυφο του εδάφους ή τα πιθανά ανθρωπογενή εμπόδια που ενδέχεται να συναντήσει. Γενικά παρατηρείται μία αύξηση κατά μέση τιμή από το μηδέν (στο επίπεδο εδάφους) σε μια σταθερή τιμή στο επάνω όριο του στρώματος όπου θεωρείται ελεύθερη η ροή του ανέμου. Το ύψος του στρώματος εξαρτάται από τους εξής τρεις παράγοντες: 1) Το μέγεθος και τη μορφολογία των εμποδίων του εδάφους. 2) Την ένταση και τη ροή του ανέμου. 3) Την ύπαρξη ανοδικών - καθοδικών ρευμάτων αέρα. Για παράδειγμα, το ύψος του στρώματος θα είναι μικρότερο για ομαλό έδαφος με ήπιο άνεμο (μερικές εκατοντάδες μέτρα), σε σχέση με ένα ανώμαλο έδαφος με έντονο άνεμο (ύψος της τάξης του χιλιομέτρου). Τα ανοδικά - καθοδικά ρεύματα αυξάνουν το ύψος ακόμα περισσότερο (2-3 χλμ). Η ροή και η ταχύτητα του ανέμου δεν παραμένουν σταθερές. Η ροή θεωρείται τυρβώδης εντός του ατμοσφαιρικού οριακού στρώματος και η ταχύτητα του ανέμου μεταβάλλεται. 13

Σχήμα 2.1: Ενδεικτικό διάγραμμα εγκατεστημένης ισχύος Α/Γ παγκοσμίως και ανά χώρα Αιολικό δυναμικό μιας περιοχής Το κόστος προμήθειας και εγκατάστασης μίας ανεμογεννήτριας δεν είναι αμελητέο. Έτσι η επιλογή της τοποθεσίας για την εγκατάστασή της έχει μεγάλη σημασία για να επιτευχθεί η οικονομικότερη και πλέον αποδοτική λύση. Μία λεπτομερής μελέτη των ανεμολογικών στοιχείων κάποιας περιοχής είναι απαραίτητη τόσο για την εκτίμηση της καταλληλότητας της δεδομένης θέσης, όσο και για τον καθορισμό του πλέον κατάλληλου τύπου ανεμογεννήτριας. Αν η περιοχή έχει φτωχό αιολικό δυναμικό, τότε η επιλογή ανεμογεννήτριας με μεγάλη ονομαστική ισχύ είναι λανθασμένη, διότι θα λειτουργεί συνεχώς σε χαμηλές περιοχές ισχύος και άρα η απόδοσή της θα είναι κυμαίνεται συνεχώς σε χαμηλά επίπεδα. Αντίθετα. αν η περιοχή έχει πλούσιο αιολικό δυναμικό, τότε η επιλογή ανεμογεννήτριας μικρής ονομαστικής ισχύος, θα αναγκάζει την γεννήτρια να λειτουργεί συνεχώς με την ονομαστική της ισχύ, ενώ η προσφερόμενη ισχύς είναι πολύ μεγαλύτερη. Αποτέλεσμα θα είναι η ελλιπής εκμετάλλευση του αιολικού δυναμικού της περιοχής. Για να αντιμετωπιστούν τα προβλήματα αυτά, μελετούνται τα ανεμολογικά στοιχεία της περιοχής, αν είναι διαθέσιμα. Επίσης εγκαθίστανται ανεμογράφοι που μετά από κάποιο χρονικό διάστημα (συνήθως ένα πλήρες έτος) θα δώσουν τα απαραίτητα ανεμολογικά στοιχεία. 14

Σχήμα 2.2: Χάρτης αιολικού δυναμικού της Δυτικής Ευρώπης Πλεονεκτήματα και Μειονεκτήματα της χρήσης Α/Γ Τα πλεονεκτήματα από τη χρήση ανεμογεννητριών είναι ποικίλα και κρίνεται σημαντικό να τα αναφέρουμε: Ο άνεμος είναι μια ανεξάντλητη πηγή ενέργειας, η οποία φυσικά παρέχεται δωρεάν. Η Αιολική ενέργεια είναι μια τεχνολογικά ώριμη, οικονομικά ανταγωνιστική και φιλική προς το περιβάλλον ενεργειακή επιλογή. Προστατεύει τη Γη καθώς κάθε μία κιλοβατώρα που παράγεται από τον άνεμο αντικαθιστά μία κιλοβατώρα που παράγεται από συμβατικούς σταθμούς και ρυπαίνει την ατμόσφαιρα με αέρια του θερμοκηπίου. Δεν επιβαρύνει το τοπικό περιβάλλον με επικίνδυνους αέριους ρύπους, μονοξείδιο του άνθρακα, διοξείδιο του θείου, καρκινογόνα μικροσωματίδια κ.α., όπως γίνεται με τους συμβατικούς σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. 15

Ενισχύει την ενεργειακή ανεξαρτησία και ασφάλεια κάτι ιδιαίτερα σημαντικό για τη χώρα μας και την Ευρώπη γενικότερα. Βοηθά στην αποκέντρωση του ενεργειακού συστήματος μειώνοντας τις απώλειες μεταφοράς ενέργειας. Τα μειονεκτήματα από τη χρήση Α/Γ είναι σημαντικό να τονιστούν γι αυτό και αναλύονται διεξοδικά παρακάτω: 1) Πιθανά προβλήματα λόγω θορύβου Στις ανεμογεννήτριες ο εκπεμπόμενος θόρυβος μπορεί να αναλυθεί σε δύο κατηγορίες, ανάλογα με την προέλευση του, οι οποίοι είναι οι εξής: α) Μηχανικός: Προέρχεται από τα περιστρεφόμενα μηχανικά τμήματα (κιβώτιο ταχυτήτων, ηλεκτρογεννήτρια, έδρανα κλπ.) β) Αεροδυναμικός: Προέρχεται από την περιστροφή των πτερυγίων. Οι μηχανικοί θόρυβοι έχουν ελαχιστοποιηθεί με εξαρχής σχεδίαση (γρανάζια πλάγιας οδόντωσης), ή με εσωτερική ηχομονωτική επένδυση στο κέλυφος της κατασκευής. Επίσης ο μηχανικός θόρυβος αντιμετωπίζεται στη διαδρομή του με ηχομονωτικά πετάσματα και αντικραδασμικά πέλματα στήριξης. Αντίστοιχα ο αεροδυναμικός θόρυβος αντιμετωπίζεται με προσεκτική σχεδίαση των πτερυγίων από τους κατασκευαστές, που δίνουν άμεση προτεραιότητα στην ελάττωση του. 2) Πιθανά προβλήματα από τις ηλεκτρομαγνητικές παρεμβολές Η ανησυχία αυτή συνήθως αναφέρεται αφενός σε προβλήματα που προκαλούν οι ανεμογεννήτριες λόγω της θέσης τους σε σχέση με ήδη υπάρχοντες σταθμούς τηλεόρασης ή ραδιόφωνου και αφετέρου σε πιθανές ηλεκτρομαγνητικές εκπομπές από τις ίδιες. Οποιαδήποτε πιθανά προβλήματα παρεμβολών μπορούν να προληφθούν με σωστό σχεδιασμό και χωροθέτηση, αλλά και τήρηση των προτύπων ηλεκτρομαγνητικής συμβατότητας. 16

3) Ενδεχόμενες περιβαλλοντικές συνέπειες καθώς και πιθανά αισθητικά προβλήματα και προσβολή του φυσικού τοπίου Επομένως ουσιαστικά τα πραγματικά μειονεκτήματα που παρουσιάζονται είναι η μικρή τιμή της παραγόμενης ισχύος από μια Α/Γ σε σχέση με την παραγωγή ενός συμβατικού σταθμού παραγωγής και τα προβλήματα που πρέπει να αντιμετωπιστούν για την ομαλή λειτουργία των Α/Γ σε συνεργασία με το δίκτυο. 4) Τεχνικά προβλήματα α) Προβλήματα από την παράλληλη λειτουργία Α/Γ με το ΣΗΕ Η σύνδεση και παράλληλη λειτουργία των Α/Γ στα δίκτυα των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας μπορεί να έχει δυσμενείς επιπτώσεις στους καταναλωτές τους, δηλαδή στην σταθερότητα και στην συνέχεια της τάσεως τροφοδότησης. Επίσης, μπορεί να έχει επιπτώσεις στην ασφάλεια των καταναλωτών και του προσωπικού εκμετάλλευσης που εργάζεται στα δίκτυα. Για το λόγο αυτό το θέμα αποτελεί αντικείμενο διεθνούς μελέτης με στόχο την έκδοση κανονισμών που θα καθορίζουν τις προϋποθέσεις υπό τις οποίες είναι επιτρεπτή η σύνδεση των μονάδων αυτών. Παράλληλα επιδιώκεται να καθοριστούν και τα στοιχεία εκείνα που πρέπει να λαμβάνουν υπόψη τους οι κατασκευαστές των Α/Γ ώστε να επιτυγχάνεται η ομαλή λειτουργία τους σε παράλληλη σύνδεση με το δίκτυο. Η ανάλυση των προβλημάτων αυτών αποτελεί την απαραίτητη προϋπόθεση για την διάδοση των Α/Γ. Παρακάτω παρατίθενται τα προβλήματα που δημιουργεί η σύνδεση των Α/Γ στα δίκτυα και η μεθοδολογία με την οποία μπορεί να γίνει η εξέτασή τους. Τονίζεται ότι τα αναφερόμενα αφορούν τα προβλήματα που δημιουργεί η σύνδεση των Α/Γ στα τοπικά δίκτυα διανομής ΧΤ ή ΜΤ. Εάν η συνολική ισχύς των εγκατεστημένων Α/Γ μπορεί να επηρεάσει την λειτουργία των σταθμών παραγωγής από τους οποίους τροφοδοτούνται τα δίκτυα διανομής είναι αναγκαία μια πρόσθετη ανάλυση. Στον ακόλουθο πίνακα δίνεται, ενδεικτικά και μόνο, ο πιθανός (ή προτιμητέος) τρόπος διασύνδεσης, ανάλογα με την ισχύ του σταθμού. Ενδεικτική συμφωνημένη ισχύς (MW) έως 0,1 έως 4 Δίκτυο ΧΤ Πιθανός τρόπος σύνδεσης στο δίκτυο Δίκτυο ΜΤ, σε υφιστάμενη γραμμή (με πιθανή ενίσχυσή της) έως 6 Δίκτυο ΜΤ, μέσω αποκλειστικής γραμμής απλού κυκλώματος έως 20 Δίκτυο ΜΤ, μέσω αποκλειστικής γραμμής διπλού κυκλώματος άνω των 20 Δίκτυο ΥΤ, με κατασκευή ιδιαίτερου Υ/Σ ανύψωσης ΥΤ/ΜΤ Πίνακας 2.1: Τρόπος σύνδεσης Α/Γ στο δίκτυο ανάλογα με την ισχύ του 17

Οι διαταραχές που προκαλεί η παράλληλη λειτουργία των Α/Γ στο δίκτυο μπορούν να διακριθούν σε δύο κατηγορίες: Σε εκείνες που συμβαίνουν κατά την κανονική λειτουργία και οι οποίες συνίστανται βασικά σε διαταραχές της τάσεως του δικτύου. Οι διαταραχές αυτές μπορεί να προέρχονται: Από την μεταβολή που προκαλείται στην ροή των φορτίων του δικτύου, όταν οι Α/Γ τίθενται σε λειτουργία (αργές μεταβολές των τάσεων) Από την ζεύξη - απόζευξη των Α/Γ καθώς και λόγω των συνεχών μεταβολών της παραγόμενης ισχύος, που οφείλεται στην αστάθεια του ανέμου. Από την παραμόρφωση της τάσης μέσω αρμονικών. Σ εκείνες που συμβαίνουν κατά την διάρκεια ανωμαλιών (βραχυκυκλωμάτων) του δικτύου, οπότε μπορεί να προκαλούνται: Ανωμαλίες στην ορθή λειτουργία των προστασιών του δικτύου διανομής, οι οποίες γενικά έχουν επιλεγεί με την προϋπόθεση της «ακτινικής» λειτουργίας του δικτύου. Πρόσθετη καταπόνηση των στοιχείων του δικτύου δεδομένου ότι τα βραχυκυκλώματα του δικτύου θα τροφοδοτούνται και από τις Α/Γ. Πρόκληση ανωμαλιών σε περίπτωση «απομονωμένης λειτουργίας». Η κατάσταση αυτή προκύπτει στην περίπτωση κατά την οποία ένα τμήμα του δικτύου διανομής απομονώνεται από την κύρια τροφοδότηση του και παραμένει τροφοδοτούμενο από τις Α/Γ με τάση και συχνότητα που μπορεί να απέχουν σημαντικά από τις ονομαστικές τους τιμές. Αυτό μπορεί να έχει ως συνέπεια το να προκληθούν ανωμαλίες σε καταναλωτές του δικτύου ή ακόμη και ατυχήματα στο προσωπικό της Ηλεκτρικής Επιχείρησης που θα επέμβει για την αποκατάσταση της ανωμαλίας. β) Διαταραχές της τάσης λόγω Α/Γ Κατά την διάρκεια της λειτουργίας της Α/Γ στο πλήρες φορτίο της, συχνά εμφανίζονται αργές μεταβολές της τάσης. Επίσης, κατά την ζεύξη και απόζευξη των Α/Γ στο δίκτυο καθώς και κατά την διάρκεια της λειτουργίας τους λόγω των μεταβολών της παραγόμενης ισχύος (η οποία ακολουθεί τις μεταβολές του ανέμου) δημιουργούνται ταχείες μεταβολές της τάσης. 18

γ) Αρμονικές και παραμόρφωση του κύματος τάσης Οι Α/Γ που περιλαμβάνουν αναστροφείς με μεταγωγή από το δίκτυο παράγουν ρεύμα με έντονες αρμονικές. Οι αρμονικές του ρεύματος που παράγουν οι Α/Γ είναι παρόμοιες με εκείνες που δημιουργούν οι κινητήρες, λόγω του κορεσμού του μαγνητικού κυκλώματος, με αποτέλεσμα τη δημιουργία περιττών αρμονικών στην περιοχή των ακουστικών συχνοτήτων. Οι αρμονικές, μπορεί όπως είναι γνωστό να προκαλέσουν παράσιτα στις τηλεφωνικές γραμμές ή και ανωμαλίες στα συστήματα τηλεχειρισμών με ακουστική συχνότητα, όπως αυτά που χρησιμοποιεί και η ΔΕΗ. Σχήμα 2.3: Κατεστραμμένη Ανεμογεννήτρια λόγω «κόπωσης» από την παρατεταμένη χρήση σε ισχυρό αιολικό δυναμικό 19

2.2.2 Φωτοβολταϊκά Συστήματα Γενικά Αρχή λειτουργίας Τα ηλιακά στοιχεία, γνωστά ως «φωτοβολταϊκά» ή «Φ/Β», αποτελούν μία προσέγγιση υψηλής τεχνολογίας για την άμεση μετατροπή του ηλιακού φωτός σε ηλεκτρική ενέργεια. Ο όρος "φωτo" προέρχεται από το φως, το δε "βολτ" οφείλεται στον AlessandroVolta (1745-1827), έναν πρωτοπόρο στη μελέτη του ηλεκτρισμού. Τα φωτοβολταϊκά συστήματα χρησιμοποιούν ημιαγωγά υλικά σε μορφή κυψέλης (cell) διαφόρων cm 2 σε μέγεθος. Από την όψη της φυσικής στερεάς κατάστασης, μια κυψέλη είναι ουσιαστικά μια εκτεταμένη σε μέγεθος δίοδος p n, με την ένωση (junction) των δύο στρωμάτων να βρίσκεται κοντά στην πάνω επιφάνεια. Η κυψέλη μετατρέπει άμεσα το ηλιακό φως σε συνεχές ηλεκτρικό ρεύμα (Becquerel 1839). Πολυάριθμες κυψέλες συνδέονται μαζί σε ένα πλαίσιο (module) ώστε να παράγουν την απαιτούμενη ισχύ. Το φωτοβολταϊκό φαινόμενο Η λειτουργία των ηλιακών στοιχείων βασίζεται στην ικανότητα των ημιαγωγών να μετατρέπουν αμέσως το ηλιακό φως σε ηλεκτρισμό με τη βοήθεια του φωτοβολταϊκού φαινομένου. Τα ηλιακά στοιχεία είναι δίοδοι ημιαγωγού με την μορφή ενός δίσκου, όπου η ένωση p-n εκτείνεται σε όλο το πλάτος του δίσκου και δέχεται την ακτινοβολία. Κάθε φωτόνιο της ακτινοβολίας με ενέργεια ίση ή μεγαλύτερη από το ενεργειακό διάκενο του ημιαγωγού, έχει την δυνατότητα να απορροφηθεί σε ένα χημικό δεσμό και να ελευθερώσει το ηλεκτρόνιο. Δημιουργείται έτσι και για όσο διαρκεί η ακτινοβόληση, μια περίσσεια από ζεύγη φορέων ελεύθερων ηλεκτρονίων-οπών, πέρα από τις συγκεντρώσεις που αντιστοιχούν στις συνθήκες ισορροπίας. Οι φορείς αυτοί, καθώς κυκλοφορούν στο στερεό μπορεί να βρεθούν στην περιοχή της ένωσης p-n, οπότε θα δεχτούν την επίδραση του ενσωματωμένου ηλεκτροστατικού πεδίου. Έτσι, τα ελεύθερα ηλεκτρόνια εκτρέπονται προς το τμήμα τύπου n και οι οπές εκτρέπονται προς το τμήμα τύπου p, με αποτέλεσμα να δημιουργηθεί μια διαφορά δυναμικού ανάμεσα στους ακροδέκτες των τμημάτων της διόδου. Δηλαδή η διάταξη αποτελεί μια πηγή ηλεκτρικού ρεύματος, που διατηρείται όσο διαρκεί η πρόσπτωση του ηλιακού φωτός πάνω στην επιφάνεια του στοιχείου. Η εκδήλωση της διαφοράς δυναμικού ανάμεσα στις δυο όψεις του φωτιζόμενου δίσκου, η οποία αντιστοιχεί σε ορθή πόλωση της διόδου, ονομάζεται φωτοβολταϊκό φαινόμενο. Η αποδοτική λειτουργία των ηλιακών φωτοβολταϊκών στοιχείων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στηρίζεται στην πρακτική εκμετάλλευση του παραπάνω φαινομένου. 20

Σχήμα 2.4: Το φωτοβολταϊκό φαινόμενο Σχήμα 2.5: Χάρτης ηλιακού δυναμικού στην Ευρώπη 21

Φ/Β συστήματα Τα Φ/Β στοιχεία παράγουν τάση και ισχύ της τάξης των 0,5 V και 0,5 W αντίστοιχα. Συνεπώς στις εφαρμογές πραγματικού μεγέθους δεν χρησιμοποιούνται ανεξάρτητα, αλλά συνδέονται ομαδικά σε σειρά και σχηματίζουν ένα Φ/Β πλαίσιο. Στη συνέχεια, από την ένωση πολλών Φ/Β πλαισίων σχηματίζεται μια συστοιχία Φ/Β. Ένα τυπικό Φ/Β σύστημα αποτελείται από μια τέτοια συστοιχία Φ/Β, τους μετατροπείς ηλεκτρονικών ισχύος για την αντιστροφή του ρεύματος από DC σε AC, τις συνδέσεις των καλωδίων και εναλλακτικά μπαταρίες για αποθήκευση της ηλεκτρικής ενέργειας. Σχήμα 2.6 Ενδεικτικό σχήμα διάταξης ενός Φ/Β συστήματος Είδη φωτοβολταϊκών πλαισίων Τα φωτοβολταϊκά πλαίσια χωρίζονται σε δύο βασικές κατηγορίες α) Φωτοβολταϊκά Κρυσταλλικού πυριτίου Μονοκρυσταλλικό πυρίτιο: Στα βασικά χαρακτηριστικά του είναι το υψηλό κόστος κατασκευής, η υψηλή απόδοση κυψέλης (16-18%) και συνεπώς ο υψηλός βαθμός απόδοσης πλαισίου (12-14%). Πολυκρυσταλλικό πυρίτιο: Έχει χαμηλότερο κόστος κατασκευής σε σύγκριση με το μονοκρυσταλλικό, αλλά επίσης χαμηλότερος είναι και ο βαθμός απόδοσης του πλαισίου. 22

β) Φωτοβολταϊκά λεπτών μεμβρανών Άμορφο πυρίτιο: Έχει πολύ χαμηλότερο κόστος κατασκευής, και ανάλογα χαμηλότερη είναι και η απόδοση σε σχέση με το κρυσταλλικό. Ο βαθμός απόδοσής του είναι περίπου ο μισός σε σχέση με το κρυσταλλικό (8-9% ανά κυψέλη ). Χαλκοπυρίτης: Η ονομαστική απόδοση πλαισίου από χαλκοπυρίτη κυμαίνεται από 7% μέχρι 11%. Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα Φ/Β συστημάτων Τα οφέλη των Φ/Β συστημάτων, στα πλαίσια της απελευθερωμένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και των μέτρων περιβαλλοντικής προστασίας, είναι τα εξής: 1) Τα Φ/Β είναι φιλικά προς το περιβάλλον. Χρησιμοποιούν την ηλιακή ενέργεια, που είναι άπλετη, καθαρή και με μηδενικό κόστος. Επίσης κατά τη διαδικασία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας δεν ρυπαίνεται το περιβάλλον. 2) Η λειτουργία και η συντήρηση των Φ/Β συστημάτων έχουν μηδενικό κόστος. Επίσης, δεν κάνουν θόρυβο. 3) Όπου κυριαρχεί η ηλιοφάνεια, τα Φ/Β σε μεγάλα ποσοστά διείσδυσης μπορούν να καλύψουν εν μέρει τις καλοκαιρινές αιχμές, μιας και παράγουν τη μέγιστη ενέργεια τις ώρες ακριβώς της υψηλής ηλιοφάνειας. Μπορούν, ακόμη, να λειτουργήσουν ως εφεδρεία, να μειώσουν τις απώλειες του δικτύου και, τελικά, να αυξήσουν την αξιοπιστία του συστήματος. 4) Μπορούν να εγκατασταθούν σε στέγες σπιτιών, προσόψεις κτιρίων, κτλ. και να ενσωματωθούν έτσι ευκολότερα στην ζωή της πόλης. 5) Η κατασκευή των Φ/Β συστημάτων είναι «σπονδυλωτή». Έτσι, μπορούν να επεκταθούν μελλοντικά ώστε να ανταποκρίνονται συνεχώς στις αυξανόμενες ανάγκες της κατανάλωσης. 6) Έχουν μεγάλη διάρκεια ζωής (από 20 έως και 30 χρόνια). 7) Συνδυάζονται εύκολα και με άλλες πηγές ενέργειας ή/και συστήματα αποθήκευσης. Συνεπώς, μπορούν να δημιουργηθούν αυτόνομα υβριδικά συστήματα, ηλεκτροδοτώντας έτσι εγκαταστάσεις απομακρυσμένες από το δίκτυο. 23

Τα μειονεκτήματα, έστω και κατώτερης βαρύτητας των πλεονεκτημάτων, είναι τα εξής: 1) Το υψηλό κόστος αγοράς και εγκατάστασης, παρά τις τεχνολογικές εξελίξεις. Μια ενδεικτική τιμή είναι τα 6000 ευρώ ανά εγκατεστημένο kw ισχύος. 2) Η σχετικά μικρή ενεργειακή απόδοση των Φ/Β συστημάτων. Απαιτούνται μεγάλες επιφάνειες για να παραχθεί επαρκής ενέργεια. 3) Η παραγωγή ισχύος υφίσταται μόνο κατά τη διάρκεια της ημέρας που υπάρχει ηλιοφάνεια και μάλιστα μεταβάλλεται συνεχώς. Έτσι, η παραγωγή ισχύος είναι διακοπτόμενη και μη σταθερή. Απαιτούνται, συνεπώς, συστήματα αποθήκευσης, που όμως αυξάνουν το κόστος. 4) Τέλος, προκύπτουν τεχνικά προβλήματα λόγω της σύνδεσης στο δίκτυο, που αφορούν κατά κύριο λόγο - την ποιότητα της τάσης (αρμονικές, ανύψωση τάσης, κτλ.). 24

2.3 Συμπαραγωγή Θερμότητας Ηλεκτρισμού (ΣΗΘ) 2.3.1 Γενικά για ΣΗΘ Ο συμβατικός τρόπος κάλυψης των ηλεκτρικών και θερμικών φορτίων ενός καταναλωτή ή μιας ομάδας καταναλωτών είναι η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας από το δίκτυο και η παραγωγή θερμότητας με την καύση κάποιων καυσίμων σε λέβητα, κλίβανο κλπ. Ωστόσο, μια σημαντική μείωση στη συνολική κατανάλωση καυσίμων επιτυγχάνεται, εάν εφαρμοστεί η Συμπαραγωγή (η συνδυασμένη παραγωγή της ηλεκτρικής (ή μηχανικής) και χρήσιμης θερμικής ενέργειας από την ίδια πηγή αρχικής ενέργειας). Η μηχανική ενέργεια που παράγεται χρησιμοποιείται συνήθως για να οδηγήσει μια ηλεκτρική γεννήτρια και μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την κίνηση συμπιεστών και αντλιών. Η θερμική ενέργεια μπορεί να χρησιμοποιηθεί τόσο για θέρμανση όσο και για ψύξη ή κλιματισμό. Η ψύξη ή ο κλιματισμός επιτυγχάνονται με μηχανές απορρόφησης, που λειτουργούν με ατμό ή με θερμό νερό. Η αρχή λειτουργίας της συμπαραγωγής είναι αρκετά απλή. Με τη χρήση συμβατικών θερμοηλεκτρικών σταθμών, ένα μεγάλο ποσοστό της θερμογόνου δύναμης της καύσιμης ύλης χάνεται στο περιβάλλον υπό μορφή θερμότητας στα απόβλητα στοιχεία της καύσης (καυσαέρια, σωματίδια κτλ) προσφέροντας έναν μη ικανοποιητικό βαθμό απόδοσης, της τάξης του 30-45%. Η χαμένη αυτή ενέργεια είναι δυνατόν, με τη βοήθεια της συμπαραγωγής, να αξιοποιηθεί, προσφέροντας μεγαλύτερη αποδοτικότητα στα συστήματα παραγωγής ενέργειας έως και 90% συμβάλλοντας ταυτόχρονα στη μείωση των εκπομπών των αερίων του θερμοκηπίου. Στη συμβατική παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, οι περαιτέρω απώλειες συνδέονται με τη μετάδοση και τη διανομή της ηλεκτρικής ενέργειας από τους σχετικά μακρινούς σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος μέσω του δικτύου ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτές οι απώλειες είναι μέγιστες όταν παραδίδεται η ηλεκτρική ενέργεια στους μικρότερους καταναλωτές. Επιπλέον, η ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται από τις εγκαταστάσεις συμπαραγωγής χρησιμοποιείται τοπικά, οπότε οι απώλειες μετάδοσης και διανομής θα είναι αμελητέες. Η συμπαραγωγή επομένως προσφέρει εξοικονόμηση ενέργειας που κυμαίνεται μεταξύ 15-40% όταν συγκρίνεται με μια συμβατική εγκατάσταση δηλαδή συμβατικός λέβητας και τροφοδοσία ηλεκτρικής ενέργειας από το δίκτυο. Η μείωση της κατανάλωσης καυσίμου που επιτυγχάνεται με την εφαρμογή της συμπαραγωγής οδηγεί σε ικανοποιητική μείωση των εκπεμπόμενων ρύπων. Η τεχνολογία της συμπαραγωγής, προκειμένου να είναι οικονομικά βιώσιμη, εφαρμόζεται σε περιπτώσεις όπου υπάρχει ταυτόχρονη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας/ψύξης. Η παραγόμενη θερμότητα μπορεί να χρησιμοποιηθεί τόσο για θερμική χρήση όσο και για ψύξη ή κλιματισμό. Η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια μπορεί να χρησιμοποιηθεί είτε για ιδιοκατανάλωση είτε να παροχετεύεται στο εθνικό δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας έναντι αμοιβής. 25

Η μεγάλη σημασία που έχει η συμπαραγωγή στην εξοικονόμηση φυσικών και οικονομικών πόρων αλλά και το γεγονός ότι η λειτουργία των συστημάτων έχει άμεσες και έμμεσες επιπτώσεις στο σύστημα ηλεκτρισμού μιας χώρας, είναι αιτίες ώστε η συμπαραγωγή να αποτελεί αντικείμενο νομοθετικών, οικονομικών και άλλων ρυθμίσεων εκ μέρους της πολιτείας. Από την άλλη πλευρά, η εξεύρεση πόρων για τις σχετικές επενδύσεις και οι οικονομικές συνθήκες, κάτω από τις οποίες θα λειτουργήσει μια μονάδα συμπαραγωγής, είναι κρίσιμης σημασίας για την οικονομική βιωσιμότητα της επένδυσης. 2.3.2 Εφαρμογές Η συμπαραγωγή μπορεί να αξιοποιηθεί, καλύπτοντας τις ανάγκες σε ηλεκτρισμό και θερμότητα των κτιρίων, δηλαδή θέρμανση ή ψύξη χώρων, θερμό νερό χρήσης και κλίβανους. Τα κτίρια χωρίζονται σε τρεις ομάδες: Πολυκατοικίες, νοσοκομεία και ξενοδοχεία, κτίρια γραφείων Η καμπύλη φορτίου είναι σαφώς διαφορετική για κάθε ομάδα. Η συμπαραγωγή εξυπηρετεί τις ανάγκες όχι μόνο για θέρμανση και ηλεκτρισμό, αλλά και ψύξη. Οι καμπύλες φορτίου πρέπει να ληφθούν υπόψη, τόσο κατά τη μελέτη σκοπιμότητας, όσο και κατά τον τελικό σχεδιασμό του συστήματος συμπαραγωγής. Σε τοπικό επίπεδο, κατάλληλες για εξυπηρέτηση των κτιρίων π.χ. κατοικιών, σχολείων, νοσοκομείων, ξενοδοχείων, εμπορικών κέντρων, κλπ είναι οι μονάδες συμπαραγωγής σε μορφή πακέτου. Σε μικρές εγκαταστάσεις, μια φθηνή λύση με εύκολη συντήρηση αποτελούν οι μηχανές αυτοκινήτων, αφού υποστούν μικρές μετατροπές, που έχουν σχέση κυρίως με το χρησιμοποιούμενο καύσιμο (λχ. φυσικό αέριο αντί για βενζίνη) και το σύστημα ρύθμισης και ελέγχου. Μειονέκτημα αυτών είναι η σχετικά μικρή διάρκεια ζωής τους (20000-30000 ώρες). Μεγαλύτερες μηχανές βιομηχανικού τύπου, έχουν μεγαλύτερη διάρκεια ζωής, αλλά και μεγαλύτερο αρχικό κόστος. Από πλευράς γεννήτριας, ο πιο συνηθισμένος τύπος στα μικρά μεγέθη είναι η ασύγχρονη γεννήτρια, που διεγείρεται από το δίκτυο, το οποίο καθορίζει την τάση και τη συχνότητά της. Όμως, αυτός ο τύπος μπορεί να λειτουργεί παράλληλα με το δίκτυο, αλλά παύει να παράγει ισχύ μόλις η τάση του δικτύου μηδενισθεί. Σύγχρονες γεννήτριες και αυτοδιεγειρόμενες ασύγχρονες, μπορούν να λειτουργούν ανεξάρτητα από την κατάσταση του δικτύου. Ο ετεροχρονισμός μεταξύ ηλεκτρικού και θερμικού φορτίου στις κατοικίες, καθώς και η μεταβολή της τιμής του ηλεκτρικού ρεύματος κατά τη διάρκεια του 24ώρου, κάνουν συχνά αναγκαία την ύπαρξη συστήματος αποθήκευσης θερμότητας, 26

προκειμένου να επιτευχθεί οικονομική εκμετάλλευση του συστήματος συμπαραγωγής. Έχει αποδειχτεί ότι τα καταλληλότερα κτίρια για εφαρμογές συμπαραγωγής είναι τα κέντρα υγείας, τα ξενοδοχεία συνεχούς λειτουργίας και γενικότερα τα μεγάλα κτιριακά συγκροτήματα, ενώ μακροπρόθεσμα η χρήση μπορεί να επεκταθεί και στον οικιακό τομέα. Στο διπλανό σχήμα μπορούμε να διακρίνουμε μία μονάδα ΣΗΘ εγκατεστημένη σε νοσοκομείο στην πόλη Krnov, Δημοκρατία της Τσεχίας. Στο παρακάτω σχήμα γίνεται μία πρόβλεψη για το πόση αναμένεται να είναι η εγκατεστημένη ισχύς των ΣΗΘ για το έτος 2020 σε διάφορες χώρες. Σχήμα 2.7: Πρόβλεψη για την εγκατεστημένη ισχύ ΣΗΘ το έτος 2010 σε διάφορες χώρες 27

Μερικά από τα πλεονεκτήματά των ΣΗΘ είναι: Ουσιαστικά οικονομικά οφέλη Περιβαλλοντικά οφέλη που προκύπτουν από τη μείωση των εκπομπών αερίων ανά μονάδα παραγόμενης kwh Υψηλή ενεργειακή απόδοση-80% ή και παραπάνω, στο σημείο λειτουργίας Αποτελούν μία εφικτή εναλλακτική λύση ενεργειακού εφοδιασμού για πολλές εταιρίες 2.3.3 Προβλήματα διασύνδεσης με το δίκτυο της Δ.Ε.Η. Η Δ.Ε.Η. διαθέτει πλήρη έλεγχο του συστήματος από την παραγωγή ηλεκτρικής ενεργείας ως την εξυπηρέτηση του καταναλωτή, περιλαμβανομένων και των ενεργειών βραχυχρόνιου και μακροχρόνιου προγραμματισμού. Έτσι, η παρουσία του συμπαραγωγού έχει ορισμένες αρνητικές συνέπειες, όπως: Μειώνει τον έλεγχο της εταιρείας πάνω στο σύστημα και δυσχεραίνει τις ενέργειες του προγραμματισμού ιδιαίτερα του μακροπρόθεσμου. Μειώνει το συντελεστή φορτίου της εταιρείας. Εισάγει ένα στοιχείο αβεβαιότητας σε σχέση με τη συνολική αξιοπιστία του συστήματος. Αναγκάζει, σε ορισμένες τουλάχιστον περιπτώσεις, την εταιρεία να αγοράζει το πλεόνασμα του συμπαραγωγού σε μια τιμή η οποία άλλοτε είναι διαπραγματεύσιμη κι άλλοτε επιβάλλεται από κανονιστικές διατάξεις. Προκαλεί μείωση των εσόδων της εταιρείας με πιθανές αρνητικές οικονομικές επιπτώσεις στο μέσο καταναλωτή, π.χ. αύξηση τιμής της KWh. 2.3.4 Μικροσυμπαραγωγή και τριπαραγωγή Δύο νέες τεχνολογίες οι οποίες έχουν βασιστεί πάνω στην ιδέα της συμπαραγωγής είναι η μικροσυμπαραγωγή (microchp - μσηθ) και η τριπαραγωγή (trigeneration). Τριπαραγωγή Σε θερμότερα κλίματα η ανάγκη για θέρμανση είναι περιορισμένη σε λίγες ημέρες τους χειμερινούς μήνες. Υπάρχει, ωστόσο, σημαντική ανάγκη για ψύξη κατά τη διάρκεια των καλοκαιρινών μηνών. Η τριπαραγωγή (trigeneration) στηρίζεται στην ιδέα της συμπαραγωγής και είναι η ταυτόχρονη παραγωγή θερμικής ενέργειας, 28

μηχανικής ενέργειας (που συχνά μετατρέπεται σε ηλεκτρική ενέργεια) και ψύξης από μία και μόνη πηγή θερμότητας, όπως αυτές των καυσίμων ή της ηλιακής ενέργειας. Η θερμότητα από μία μονάδα συμπαραγωγής στην περίπτωση αυτή χρησιμοποιείται για την παραγωγή ψύξης. Μικροσυμπαραγωγή - μσηθ (microchp) Οι μονάδες ΣΗΘ ηλεκτρικής ισχύος μικρότερης των 10 kw θεωρούνται μονάδες μικροσυμπαραγωγής. Χρησιμοποιούνται συνήθως ως συσκευές θέρμανσης παρέχοντας θέρμανση χώρων και ζεστού νερού χρήσης σε κατοικίες και εμπορικά κέντρα όπως και οι συμβατικοί λέβητες. Οι μονάδες μικροσυμπαραγωγής προορίζονται κυρίως για οικιακή χρήση, όπως επίσης και για άλλες εφαρμογές όπως σε πολυκατοικίες, εμπορικά καταστήματα, γραφεία και μικρά ξενοδοχεία. Επιπλέον μπορούν να διαστασιολογηθούν για τις απαιτήσεις του εκάστοτε χρήστη. Μία μονάδα μικροσυμπαραγωγής συνδυάζει τις δυνατότητες ενός υψηλής απόδοσης λέβητα με μία μικρή γεννήτρια η οποία είναι συνδεδεμένη στο δίκτυο παροχής ηλεκτρικής ενέργειας. Αντίθετα όμως με τους λέβητες, αυτά τα συστήματα παράγουν ηλεκτρισμό μαζί με θερμότητα σε πολύ υψηλές αποδόσεις, εξοικονομώντας έτσι καύσιμο, μειώνοντας τις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου και το κόστος λειτουργίας. Οι περισσότερες μονάδες λειτουργούν παράλληλα με το δίκτυο, έτσι ώστε το κτίριο να καλύπτει τις ανάγκες του σε ηλεκτρισμό από το δίκτυο ηλεκτρικού ρεύματος, αλλά και ταυτόχρονα να πωλεί στο δίκτυο, την ηλεκτρική ενέργεια που παράγει. Η θερμότητα από τα μικρής κλίμακας συστήματα συμπαραγωγής χρησιμοποιείται για θέρμανση χώρων και νερού, αλλά πιθανόν και για κλιματισμό. Τα συστήματα αυτά έχουν δυνατότητα χρήσης και σε απομακρυσμένα καταλύματα. 29

Σχήμα 2.8: Παράδειγμα απόδοσης ενός συστήματος μσηθς για οικιακή χρήση. Τα αναγραφόμενα όρια των ποσοστών διαφέρουν από τόπο σε τόπο και μεταβάλλονται με την εποχή του χρόνου. Σχήμα 2.9: Τυπικό σύστημα μσηθ για οικιακή και όχι μόνο χρήση 30

Πλεονεκτήματα και Μειονεκτήματα της μικροσυμπαραγωγής (μσηθ) Τα πλεονεκτήματα της μκροσυμπαραγωγής είναι τα ακόλουθα: o Μεγαλύτερη ευελιξία και προσαρμογή στις απρόβλεπτες μελλοντικές μεταβολές του ηλεκτρικού φορτίου συγκριτικά με τα μεγάλα εργοστάσια παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. o Μείωση των εκπομπών των αερίων του θερμοκηπίου, όπως επίσης και της κατανάλωσης ενέργειας κατά πολύ σε σχέση με την αντίστοιχη παραγωγή από έναν κλασσικό Α.Η.Σ. (Σ.Π.Η.Ε.). o Διασφαλίζεται η παροχή ενέργειας από το δίκτυο χάρη στη χρήση εξελιγμένων συστημάτων ελέγχου. o Παρέχονται ευκαιρίες για είσοδο επενδυτών στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας χάρη στο μικρό μέγεθος των συστημάτων micro C.H.P.. Έτσι, ενισχύεται ο ανταγωνισμός στο πλαίσιο της απελευθέρωσης της αγοράς ενέργειας. Τα μειονεκτήματα, αντίστοιχα, είναι τα ακόλουθα: o Τα συστήματα αυτά (προς το παρόν) χρησιμοποιούν φυσικό αέριο, το οποίο πρόκειται κάποτε να εξαντληθεί. o Σε περιοχές με μεγάλη πυκνότητα θερμότητας, οι μονάδες μικροσυμπαραγωγής είναι οικονομικά ασύμφορες σε σχέση με την απλή τηλεθέρμανση. o Οι μονάδες μικροσυμπαραγωγής πρέπει να λειτουργούν από 3.500-5.000 ώρες για πλήρες φορτίο και με επιτόπου κατανάλωση της παραγόμενης ενέργειας, ώστε να αποφέρουν οικονομικά οφέλη. o Η εκπομπή τοξικών καυσαερίων από τις μηχανές εσωτερικής καύσης που είναι και οι πλέον διαδεδομένες. Από την άλλη οι μηχανές Stirling και οι κυψέλες καυσίμου δεν έχουν παρόμοιο πρόβλημα. o Η διαθεσιμότητα, οι τρέχουσες τεχνικές αποδόσεις και οι οικονομικές προοπτικές των ΣΗΘ εξαρτώνται από το είδος της μηχανής. Οι κυψέλες καυσίμου και οι μηχανές Stirling βρίσκονται ακόμη σε πρώιμο στάδιο. Μονάχα οι μηχανές εσωτερικής καύσης είναι εμπορικά διαθέσιμες. 31

Τρόποι λειτουργίας των μσηθ Τα συστήματα μσηθ εγκαθίστανται όπως ακριβώς και ένας σύγχρονος λέβητας. Μπορούν να τοποθετηθούν σε κουζίνες ή σε υπόγεια μέσα σε δοχεία που προσομοιάζουν καταψύκτη, με το ίδιο επίπεδο θορύβου και τον ίδιο όγκο. Δεν απαιτείται ιδιαίτερη συντήρηση (ένα ενδεικτικό σύστημα μικροσυμπαραγωγής χρειάζεται συντήρηση κάθε περίπου 3.500 ώρες λειτουργίας). Ανάλογα με τις ανάγκες που πρέπει να καλύψουν, οι μονάδες μικροσυμπαραγωγής μπορούν να λειτουργούν με διαφορετικούς τρόπους: έχοντας ως κύρια λειτουργία την παραγωγή θερμότητας, την παραγωγή ηλεκτρισμού και τέλος, την συνδυασμένη παραγωγή θερμότητας και ηλεκτρισμού. - Κύρια λειτουργία, η παραγωγή θερμότητας Η ελεγχόμενη μεταβλητή για την λειτουργία των μονάδων μικροσυμπαραγωγής για παραγωγή θερμότητας, είναι πάντα οι απαιτήσεις σε θέρμανση. Ο παραγόμενος ηλεκτρισμός θεωρείται παραπροϊόν της διαδικασίας και προορίζεται για ιδία χρήση ή για τροφοδότηση του δικτύου. Τα μικρής κλίμακας συστήματα συμπαραγωγής μπορούν να ενισχύονται από επιπρόσθετους λέβητες με σκοπό την κάλυψη της απαιτούμενης θερμότητας. - Κύρια λειτουργία, η παραγωγή ηλεκτρισμού Η ελεγχόμενη μεταβλητή για την λειτουργία των μονάδων μικροσυμπαραγωγής, για παραγωγή ηλεκτρισμού, είναι πάντα οι απαιτήσεις σε ηλεκτρική ενέργεια. Η λειτουργία τους γίνεται είτε παράλληλα με το ηλεκτρικό δίκτυο, είτε ανεξάρτητα καλύπτοντας τις ανάγκες των καταναλωτών. Μπορούν να λειτουργούν επίσης και εφεδρικά, χρησιμοποιώντας τη θερμική ενέργεια που παράγεται ταυτόχρονα από μονάδες μικροσυμπαραγωγής για την αποθήκευσή της σε κατάλληλες μονάδες αποθήκευσης. - Κύρια λειτουργία, συνδυασμένη παραγωγή θερμότητας και ηλεκτρισμού Δύναται να εφαρμοστούν συνδυασμένοι τρόποι λειτουργίας, όπως πχ: Κίνηση με θερμότητα, λαμβάνοντας υπόψη την αιχμή του φορτίου. Μέγιστη ηλεκτρική ενέργεια ή/και ζήτηση σε θερμότητα. Ελάχιστη ηλεκτρική ενέργεια ή/και ζήτηση σε θερμότητα. Ένα σύστημα διαχείρισης ενέργειας επιλέγει τη βέλτιστη λειτουργία για τις συγκεκριμένες ανάγκες. Έτσι επιτυγχάνεται διαφορετικός τρόπος λειτουργίας ανά περίπτωση. 32

Κεφάλαιο 3: Οριακές Μονάδες Παραγωγής ανά Χώρα Σε αυτό το κεφάλαιο παρέχεται μία περιγραφή της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και του ενεργειακού προφίλ καθεμιάς από τις 4 χώρες που εξετάζονται. Όλες οι διαθέσιμες πληροφορίες σχετικά με τη ζήτηση φορτίου, την εγκατεστημένη ισχύ, το μίγμα καυσίμου κτλ χρησιμοποιούνται με σκοπό να προταθεί ένας πίνακας πιθανοτήτων που θα αφορά τις Οριακές Μονάδες Παραγωγής του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού. Αυτός ο πίνακας πιθανοτήτων για τις εξής καθορισμένες περιόδους: Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού, Βάση Καλοκαιριού, θα αφορά την κάθε μία από τις 4 χώρες και θα οδηγεί στον υπολογισμό των αντιστοίχων συντελεστών εκπομπών (σε g/kwh). 3.1 Ηνωμένο Βασίλειο Το Εθνικό Δίκτυο του Ηνωμένου Βασιλείου (National Grid) είναι ο κύριος Διαχειριστής του Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ή αλλιώς TSO) και η κύρια πηγή των πληροφοριών και δεδομένων που αναφέρονται παρακάτω [1]. Στον Πίνακα 3.1, παρέχονται κάποιες βασικές πληροφορίες σχετικά με την εγκατεστημένη ισχύ και την διαθεσιμότητα όλων των μονάδων παραγωγής ισχύος για διαφόρους τύπους καυσίμου και για διάφορες τεχνολογίες. Υπάρχει, επίσης, μία τυπική ταξινόμηση (φορτίο βάσης, φορτίο αιχμής κτλ.) και μία παρουσίαση της σειράς ένταξης (Σχήμα 3.2). Οι μονάδες Φυσικού Αερίου Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) με εγκατεστημένη ισχύ της τάξεως των 12 GW, παρουσιάζονται ως οι συνηθέστερες οριακές μονάδες. Οι μονάδες Φυσικού Αερίου Ανοιχτού Κύκλου (OCGT) με μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ της τάξεως του 1 GW, εμφανίζονται σπανιότερα ως οριακές μονάδες, πιθανώς κατά τη διάρκεια ημερών με υψηλή ζήτηση. 33

Πίνακας 3.1: Εγκατεστημένη Ισχύς, Τυπικοί Συντελεστές Διαθεσιμότητας των Μονάδων, Διαθέσιμη Ισχύς και Σειρά Ένταξης για όλους τους τύπους των σταθμών παραγωγής (Πηγή: UK National Grid- Report 2007-2008) Σχήμα 3.1: Τυπικές Καμπύλες Φορτίου για το Ηνωμένο Βασίλειο για 4 τυπικές ημέρες που αντιστοιχούν στις 4 εποχές του 2007 (Πηγή: UK National Grid) 34

Σχήμα 3.2: Ενεργειακό Μίγμα και Σειρά Ένταξης Μονάδων για ημέρα Υψηλής Ζήτησης στο Ηνωμένο Βασίλειο (Πηγή: UK National Grid- Report 2007-2008) Το σχήμα 3.2 προσφέρει, επίσης, μία ενδεικτική εικόνα της σειράς ένταξης των μονάδων παραγωγής για μία τυπική χειμωνιάτικη ημέρα με υψηλή ζήτηση. Σχήμα 3.3: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας του Ηνωμένου Βασιλείου για το 2005 (Πηγή: EUROSTAT) 35

Ωστόσο, οι πρόσφατες (και όχι μόνο) διακυμάνσεις στην τιμή του φυσικού αερίου, έχουν επηρεάσει την αγορά της παροχής ενέργειας σε βαθμό που το μίγμα της παραγωγής, μέσα σε ένα χρόνο, δεν αποτυπώνεται επακριβώς στην παραπάνω σειρά ένταξης. Η εκτίμηση για το ποιες μονάδες παραγωγής θα είναι οριακές, και για πόσες ώρες στη διάρκεια ενός χρόνου, είναι μία εξαιρετικά πολύπλοκη και δύσκολη διαδικασία. Η απάντηση, βεβαίως, εξαρτάται από τη σχέση μεταξύ της τιμής του λιθάνθρακα και του φυσικού αερίου. Η οριακή μονάδα, εκτός του ότι θέτει την τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος, υποδεικνύει, επίσης, τον τύπο καυσίμου που πιθανότατα θα υποκατασταθεί (πχ από την αιολική ενέργεια που «μπαίνει» εντός) και αναφέρεται στις μεθόδους ή στις υποθέσεις βάσει των οποίων θα υπολογιστούν οι μειώσεις εκπομπών. Ιστορικά, έχουν παρουσιαστεί εποχικές αποκλίσεις στο Ηνωμένο Βασίλειο, με χαμηλότερες τιμές του φυσικού αερίου κατά τη διάρκεια των μηνών του καλοκαιριού όπου υπάρχει χαμηλή ζήτηση. Αυτό σημαίνει ότι η σειρά ένταξης αντιστρέφεται κατά τη διάρκεια του καλοκαιριού και οι μονάδες λιθάνθρακα γίνονται οριακές. Επομένως, το χειμώνα το καύσιμο που υποκαθίσταται είναι το φυσικό αέριο, το καλοκαίρι είναι ο λιθάνθρακας, ενώ για το υπόλοιπο του χρόνου, οι μονάδες φυσικού αερίου και λιθάνθρακα εναλλάσσονται (Σχήμα 3.4). Στα πλαίσια μίας δικαστικής διαμάχης, το Εθνικό Δίκτυο (National Grid) κλήθηκε να εκτιμήσει τις εκπομπές (σε g/kwh CO 2 ) της υποκαθιστάμενης ενέργειας, θεώρησε μία τιμή κοντά στα 860 g CO 2 /kwh για τον λιθάνθρακα και μία κοντά στα 400 g CO 2 /kwh για το φυσικό αέριο, και απλώς δήλωσε ότι η ακριβής τιμή των αποφευχθέντων εκπομπών θα βρίσκεται ανάμεσα στις δύο αυτές τιμές, λαμβάνοντας υπόψη τις διάφορες αποκλίσεις κατά τη διάρκεια του χρόνου [2]. Διάφορες επίσημες εκθέσεις και αναλύσεις υιοθετούν για τις εκπομπές της υποκαθιστάμενης ενέργειας μία τιμή απευθείας όπως αυτή αναφέρεται στους εθνικούς κανονισμούς Standard Assessment Procedure (SAP) του 2005, Part L for the Building regulations [3] που αφορούν ζητήματα ενεργειακής απόδοσης κτιρίων. Παρόλο που δεν υπάρχει ξεκάθαρη μέθοδος για την εξαγωγή της τιμής, για τη συγκεκριμένη έκδοση SAP, η τιμή αυτή είναι 568 g/kwh και συχνά χρησιμοποιείται σε επίσημες εκτιμήσεις των αποφευχθέντων εκπομπών για την αποτίμηση διαφόρων ενεργειακών σεναρίων (όπως πχ οικιακές μονάδες μσηθ (μchp), ανεμογεννήτριες κτλ.). Θα πρέπει να τονισθεί ότι και οι δύο παραπάνω προσεγγίσεις είναι πρόχειρες εκτιμήσεις για το ενεργειακό μίγμα που υποκαθίσταται γενικά και δεν λαμβάνουν υπόψη κάποιο συγκεκριμένο ημερήσιο ή εποχικό προφίλ. 36

Σχήμα 3.4: Προβλεπόμενη Σειρά Ένταξης για τον Χειμώνα του 2007 (αριστερά) και για το Καλοκαίρι του 2007 (δεξιά). Οι εποχικές τιμές του φυσικού αερίου προκαλούν την αντιστροφή της σειράς ένταξης έτσι ώστε το φυσικό αέριο να είναι οριακό τον χειμώνα και ο λιθάνθρακας το καλοκαίρι αντίστοιχα. Συνδυάζοντας τις διαπιστώσεις που παρουσιάστηκαν παραπάνω για το Ηνωμένο Βασίλειο, στον Πίνακα 3.2 παρουσιάζονται διάφοροι τύποι μονάδων παραγωγής και η αντίστοιχη πιθανότητα καθεμιάς να συμμετέχει ως οριακή μονάδα στον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό. Αυτή η πιθανότητα εξαρτάται από τη σχέση μεταξύ των τιμών του φυσικού αερίου και του λιθάνθρακα καθώς και από την εγκατεστημένη ισχύ και διαθεσιμότητα κάθε τύπου μονάδας παραγωγής όπως αναφέρθηκε παραπάνω. Η εισαγόμενη ενέργεια έρχεται αποκλειστικά από την Γαλλία (French Interconnector) και χρησιμοποιείται ως φορτίο βάσης (Σχήμα 3.2, Πίνακας 3.1). Οι προαναφερθείσες τιμές αντανακλούν την κατάσταση όσον αφορά στον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό στο Ηνωμένο Βασίλειο. 37

Τύπος Οριακής Μονάδας του Ημερήσιου Προγραμματισμού Εκπομές (g/kwh) Χειμώνας Πιθανότητα εμφάνισης (%) Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Μέση Πιθανότητα Λιθάνθρακας 860 0% 80% 70% 30% 45% Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου (OCGT) 340 95% 20% 30% 70% 54% 600 5% 0% 0% 0% 1% Εισαγωγές 50 0% 0% 0% 0% 0% Πυρηνικά 0 0% 0% 0% 0% 0% Σταθμισμένος Μέσος Όρος Εκπομπών (g/kwh) ανά περίοδο r WP =353 r WB =756 r SP =704 r SB =496 r M,AVE =577,3 Πίνακας 3.3: Πιθανότητες εμφάνισης μονάδας ως Οριακής στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Οι τιμές καθορίζονται για 4 ξεχωριστές περιόδους (Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού και Βάση Καλοκαιριού) για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό του ενεργειακού συστήματος του Ηνωμένου Βασιλείου. Ο σταθμισμένος μέσος όρος των εκπομπών ανά περίοδο παρουσιάζεται στην τελευταία σειρά. 3.2 Γερμανία Η Οριακή Τιμή Συστήματος (System Marginal Price) καθορίζεται κυρίως από το οριακό κόστος της τελευταίας απαραίτητης μονάδας παραγωγής (της λεγόμενης «οριακής μονάδας παραγωγής»). Επομένως, η τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος καθορίζεται σε μεγάλο βαθμό από το κόστος των καυσίμων και την αξία των δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 (certificates) που απαιτούνται για την εν λόγω μονάδα παραγωγής. Χωρίς το στοιχείο κόστους για το CO 2, οι μονάδες λιγνίτη καθώς και αυτές του λιθάνθρακα στη Γερμανία, έχουν συνήθως χαμηλότερο οριακό κόστος λειτουργίας σε σχέση με αυτές του φυσικού αερίου. Υπό τις συνήθεις συνθήκες της αγοράς, ο λιθάνθρακας με μία συγκεκριμένη τιμή εκπομπής κοντά στα 900 g CO 2 /kwh ή, σε εποχές υψηλής ζήτησης, οι μονάδες φυσικού αερίου (450 g/kwh), δρουν σαν οριακές μονάδες, καθορίζοντας την τιμή εκκαθάρισης της αγοράς (Σχήματα 3.5, 3.6). Η εισαγωγή της εμπορίας εκπομπών είχε ως επακόλουθο αλλαγές στη σειρά ένταξης ανάλογα με τις εκπομπές CO 2 /kwh όπως αυτές καθορίζονται από τον τύπο καυσίμου και από τον βαθμό απόδοσης της μονάδας. Θεωρητικά, ο βαθμός στον οποίο οι γερμανικές εταιρίες ηλεκτρισμού επηρεάζονται από την εμπορία εκπομπών δείχνει ότι σε σχέση με τις αυξανόμενες τιμές για τα δικαιώματα εκπομπών: 38

Στο φορτίο βάσης, οι μονάδες λιγνίτη αντικαθίστανται ολοένα και περισσότερο από μονάδες λιθάνθρακα αλλά και φυσικού αερίου Στο μέσο φορτίο, η παραγωγή από μονάδες φυσικού αερίου αυξάνεται. Τελικά, το σύνολο των εκπομπών CO 2 από την παραγωγή ηλεκτρισμού μειώνεται εξαιτίας της αυξανόμενης χρήσης μονάδων τελευταίας τεχνολογίας με χαμηλότερες εκπομπές CO 2. Το γεγονός αυτό παριστάνεται από μία μετατόπιση προς τα επάνω της τιμής του λιθάνθρακα στην καμπύλη της σειράς ένταξης. Συγχρόνως, η σειρά ένταξης θα μπορούσε να αλλάξει στο εγγύς μέλλον εφόσον οι μονάδες με λιγότερες εκπομπές CO 2 κινηθούν προς τη βάση της σειράς ένταξης και γίνουν αποδοτικές από πλευράς κόστους. Για να συμβεί αυτό, πρέπει η επιβάρυνση των ρύπων να προκαλέσει τόσο σημαντική αύξηση στην τιμή του λιθάνθρακα ώστε αυτή να φτάσει ή να ξεπεράσει την τιμή του φυσικού αερίου. [4, 5] Σχήμα 3.5: Σειρά Ένταξης Μονάδων για την Γερμανία-2005 (Πηγή: Ellersdorfer-I, Impact of Transmission Network Investments on Market Power in the German Electricity Market) 39

Σχήμα 3.6: Σειρά Ένταξης Μονάδων για την Γερμανία-2001 (Πηγή: Dutch Energy Council) 40

Σχήμα 3.7: Οριακό κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας με και χωρίς δικαιώματα CO 2 (allowances) Σχήμα 3.8: Εγκατεστημένη ισχύς των 4 βασικών εταιριών παραγωγής (RWE, E.ON, Vattenfall, EnBW). Ως fringe αναφέρονται οι υπόλοιποι μικροί παραγωγή της Γερμανίας [σε MW] 41

Σχήμα 3.9: Καμπύλες Φορτίου της Γερμανίας για 4 τυπικές ημέρες που αντιστοιχούν στις 4 εποχές του 2007 (για τους παραγωγούς: EnBW και Vattenfall αντίστοιχα) 42

Σχήμα 3.10: Καμπύλες Φορτίου της Γερμανίας για 4 τυπικές ημέρες που αντιστοιχούν στις 4 εποχές του 2007 (για τους παραγωγούς: EoNetz και RWE αντίστοιχα) 43

GERMANY Load Curves (MW) 80000 70000 60000 50000 40000 30000 19/1/2007 19/4/2007 19/7/2007 19/10/2007 20000 10000 0 0 4 8 12 16 20 24 Hour Σχήμα 3.11: Συγκεντρωτική καμπύλη φορτίου από τους 4 παραγωγούς στην Γερμανία για 4 τυπικές μέρες που αντιστοιχούν σε 4 εποχές Σχήμα 3.12: Προσομοίωση ης ωριαίας ζήτησης φορτίου για το 2007 [6] 44

Σχήμα 3.13: Σειρά Ένταξης στη Γερμανία και ελάχιστες και μέγιστες τιμές της ζήτησης φορτίου (Πηγή: RWE 2008 Fact-book). Σημείωση: Η κατηγορία Must-Run περιλαμβάνει μονάδες Α.Π.Ε. και ΣΗΘ (CHP), η κατηγορία Peaking περιλαμβάνει μονάδες Πετρελαίου, Φ/Α Ανοιχτού-Κύκλου (OCGT) και Υδροηλεκτρικές 45

Σχήμα 3.14: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Γερμανίας για το 2005 (Πηγή: EUROSTAT) Προκειμένου να προταθούν τιμές για την πιθανότητα της οριακής υποκαθιστάμενης μονάδας (Πίνακας 3.4), λαμβάνονται υπόψη τα εξής δεδομένα: (α) Το τρέχον μίγμα της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας σε TWh: Πυρηνικά (26%), Λιγνίτης (23%), Λιθάνθρακας (21%), Φυσικό Αέριο (OCGT & CCGT) (11%), Βιομηχανικά Απόβλητα (5%), Υδροηλεκτρικά (4%) και Αιολικά (4%) (βλέπε Σχήμα 3.14). (β) Η εγκατεστημένη ισχύς (προσεγγιστικά δεδομένα): Πυρηνικά (21 GW), Λιγνίτης (19 GW), Λιθάνθρακας (26 GW), Υδραντλητικά (5 GW), CCGT (4 GW), Φυσικό Αέριο (Στρόβιλοι 1,6 GW, Ατμός 6 GW), Πετρέλαιο (Ατμός 2,4 GW, Στρόβιλοι 1,9 GW) (βλέπε Σχήματα 3.5, 3.6 και 3.8) (γ) Η διακύμανση του φορτίου που παρέχουν οι 4 μεγάλοι παραγωγοί είναι από 50 έως 70 GW σε τυπικές μέρες της εβδομάδας. Σύμφωνα με διάφορες πηγές, η συνολική ζήτηση στη Γερμανία κατά την αιχμή μπορεί να φτάσει τα 90 GW ενώ η ελάχιστη ζήτηση μπορεί να κατέβει στα 35 GW κατά τη διάρκεια των πρωινών ωρών του Σαββατοκύριακου. (δ) Διάφορες απεικονίσεις της σειράς ένταξης, είτε της παραδοσιακής μορφής είτε της αναδυόμενης (συμπεριλαμβανομένων των δικαιωμάτων CO 2 ) παρουσιάζονται στα Σχήματα 3.5, 3.6, 3.13 και 3.7 αντίστοιχα. (ε) Η προέλευση της εισαγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και οι αντίστοιχες εκπομπές της είναι: Γαλλία 45% (100 g/kwh), Τσεχία 25% (930 g/kwh), Αυστρία 15% (210 g/kwh), Ελβετία 10% (40 g/kwh), Δανία 5% (580 g/kwh), σταθμισμένος μέσος όρος 342 g/kwh. 46

Τύπος Οριακής Μονάδας του Ημερήσιου Προγραμματισμού Εκπομές (g/kwh) Χειμώνας Πιθανότητα εμφάνισης (%) Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Μέση Πιθανότητα Λιθάνθρακας 900 25% 55% 25% 60% 41% Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου (OCGT)/ Πετρέλαιο Λιγνίτης/ Υδραντλητικά 400 30% 25% 40% 25% 30% 600 35% 10% 30% 10% 21% 1150 10% 10% 5% 5% 8% Εισαγωγές 342 0% 0% 0% 0% 0% Σταθμισμένος Μέσος Όρος Εκπομπών (g/kwh) ανά περίοδο r WP =670 r WB =770 r SP =622,5 r SB =757,5 r M,AVE =705 Πίνακας 3.4: Πιθανότητες εμφάνισης μονάδας ως Οριακής στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Οι τιμές καθορίζονται για 4 ξεχωριστές περιόδους (Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού και Βάση Καλοκαιριού) για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό του ενεργειακού συστήματος της Γερμανίας. Ο σταθμισμένος μέσος όρος των εκπομπών ανά περίοδο παρουσιάζεται στην τελευταία σειρά. 3.3 Γαλλία Η Γαλλία είναι η δεύτερη μεγαλύτερη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Το μίγμα της παραγωγής της βασίζεται κυρίως στην πυρηνική ενέργεια (78%). Από τα υδροηλεκτρικά προέρχεται ένα 10% της ηλεκτρικής της ενέργειας, 5% από τον λιθάνθρακα και 4% από το φυσικό αέριο. Οι Α.Π.Ε. (εξαιρουμένων των υδροηλεκτρικών) κατέχουν λιγότερο από 3% της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας. Το φορτίο βάσης προσφέρεται σε μεγάλο βαθμό από την πυρηνική ενέργεια, τη στιγμή που οι υδροηλεκτρικές μονάδες καθώς και αυτές του φυσικού αερίου φαίνεται να έχουν μία πιο αυξημένη συνεισφορά κατά τη διάρκεια των ωρών αιχμής. Στο παρελθόν, τα τιμολόγια ηλεκτρικής ενέργειας καθορίζονταν από το κόστος της πυρηνικής ενέργειας, λόγω του ότι οι μονάδες πυρηνικής ενέργειας ήταν γενικά οι «οριακές μονάδες» στην Γαλλία. Σήμερα, λόγω της απελευθερωμένης αγοράς αλλά και των ανταλλαγών ενέργειας με άλλες χώρες, οι μονάδες πυρηνικής ενέργειας δεν είναι οι «οριακές μονάδες», εξαιρουμένων κάποιων ωρών όπου η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας είναι χαμηλή. Για το υπόλοιπο του χρόνου, υποθέτουμε ότι οι συμβατικές θερμικές μονάδες (το μίγμα τους αναλύεται στον Πίνακα 3.5) καθώς και οι εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας, αναμένεται να είναι οριακές μονάδες. 47

Τύπος Μονάδας Παραγωγής Εγκατεστημένη Ισχύς (2007) MW Ενέργεια Έγχυσης στο δίκτυο RTE (2006) GWh Πυρηνικά (Ουράνιο) 63 260 428 700 Θερμικές Μονάδες (συνολικά) 20 950 34 510 Υγρά Καύσιμα 8 495 3 683 Στερεά Καύσιμα 8 192 21 440 Παράγωγα Αέρια 1 052 2 138 Φυσικό Αέριο 3 207 7 224 Υδροηλεκτρικά 23 890 55 560 Άλλες Ανανεώσιμες Πηγές 435 734 ΣΥΝΟΛΟ 108 500 5 195 000 Πίνακας 3.5: Μίγμα εγκατεστημένης ισχύος/ενέργειας της Γαλλίας (Πηγή: RTE) Η προέλευση της εισαγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και οι αντίστοιχες εκπομπές είναι: Γερμανία 55% (600 g/kwh), Ελβετία 20% (40 g/kwh), Ισπανία 10% (450 g/kwh), Ηνωμένο Βασίλειο 5% (500 g/kwh), Ιταλία 5% (390 g/kwh), Βέλγιο 5% (300 g/kwh), σταθμισμένος μέσος όρος 443 g/kwh. 48

Σχήμα 3.15: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Γαλλίας για μία τυπική ημέρα του Χειμώνα και της Άνοιξης του 2007 (Πηγή: RTE) 49

Σχήμα 3.16: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Γαλλίας για μία τυπική ημέρα του Καλοκαιριού και του Φθινοπώρου του 2007 (Πηγή: RTE) 50

Σχήμα 3.17: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Γαλλίας σε Ώρες Αιχμής για τις 4 ημέρες των δύο προηγούμενων σχημάτων (Πηγή: RTE) 51

Σχήμα 3.18: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Γαλλίας για το 2005 (Πηγή: EUROSTAT) Οι προτεινόμενες πιθανότητες για τις οριακές μονάδες παρουσιάζονται στον Πίνακα 3.6, όπως και οι αντίστοιχοι ρυθμοί εκπομπής ανά περίοδο. Τύπος Οριακής Μονάδας του Ημερήσιου Προγραμματισμού Εκπομές (g/kwh) Χειμώνας Πιθανότητα εμφάνισης (%) Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Μέση Πιθανότητα Λιθάνθρακας 900 30% 60% 35% 50% 44% Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) 340 65% 0% 60% 0% 31% Πυρηνικά 0 0% 40% 0% 50% 23% Εισαγωγές 400 5% 0% 5% 0% 3% Σταθμισμένος Μέσος Όρος Εκπομπών (g/kwh) ανά περίοδο r WP =511 r WB =540 r SP =539 r SB =450 r M,AVE =510 Πίνακας 3.6: Πιθανότητες εμφάνισης μονάδας ως Οριακής στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Οι τιμές καθορίζονται για 4 ξεχωριστές περιόδους (Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού και Βάση Καλοκαιριού) για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό του ενεργειακού συστήματος της Γαλλίας. Ο σταθμισμένος μέσος όρος των εκπομπών ανά περίοδο παρουσιάζεται στην τελευταία σειρά. 52

3.4 Ισπανία Η Ισπανία είναι η πέμπτη μεγαλύτερη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρωπαϊκή Ένωση πίσω από τη Γερμανία, τη Γαλλία, το Ηνωμένο Βασίλειο και την Ιταλία. Το μίγμα της παραγωγής της περιλαμβάνει θερμικές μονάδες (φυσικό αέριο: 27%, λιθάνθρακας: 25%, προϊόντα πετρελαίου: 8%), μονάδες πυρηνικής ενέργειας (20%) και υδροηλεκτρικές μονάδες (8%). Επίσης, υπάρχει μία εντυπωσιακή διείσδυση διαφόρων μορφών Α.Π.Ε. διανεμημένης παραγωγής (κοντά στο 10% εξαιρουμένων των υδροηλεκτρικών μονάδων) και ειδικότερα μονάδων αιολικής ενέργειας (7%). Η Ισπανία κατέχει το δεύτερο μεγαλύτερο ποσοστό εγκατεστημένης ισχύος αιολικής ενέργειας στην Ευρώπη πίσω από τη Γερμανία. [7, 8] Το φορτίο βάσης προσφέρεται από τις μονάδες πυρηνικής ενέργειας καθώς και από αυτές του λιθάνθρακα τη στιγμή που το μεταβλητό φορτίο προσφέρεται από τις μονάδες Φυσικού Αερίου Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) και από τις υδροηλεκτρικές μονάδες. Η υποκαθιστάμενη ενέργεια θα προέρχεται από την πιο δαπανηρή (οριακή) πηγή ενέργειας η οποία είναι πάλι αυτή των μονάδων του Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου (OCGT) και πιθανώς ένα μέρος εκείνων του Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (το μίγμα παραγωγής παρουσιάζεται στον Πίνακα 3.7 και στα Σχήματα 3.19-3.22). Τύπος Μονάδας Παραγωγής Εγκατεστημένη Ισχύς (MW) Υδροηλεκτρικά 16 660 Πυρηνικά 7 716 Λιθάνθρακας 11 360 Πετρέλαιο/Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου 5 894 Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου 21 000 Κυρίως Σύστημα 62 580 Αιολικά 13 470 Λοιπές Ειδικού Καθεστώτος 9 913 Ειδικό Καθεστώς 23 380 ΣΥΝΟΛΟ 85 960 Πίνακας 3.7: Μίγμα εγκατεστημένης ισχύος της Ισπανίας 53

Σχήμα 3.19: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Ισπανίας για μία τυπική ημέρα του Χειμώνα και της Άνοιξης του 2007. Οι αρνητικές τιμές των εισαγωγών υποδηλώνουν τις εξαγωγές (Πηγή: REE) 54

Σχήμα 3.20: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Ισπανίας για μία τυπική ημέρα του Καλοκαιριού και του Φθινοπώρου του 2007. Οι αρνητικές τιμές των εισαγωγών υποδηλώνουν τις εξαγωγές (Πηγή: REE) 55

Σχήμα 3.21: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Ισπανίας σε Ώρες Αιχμής για τις 4 ημέρες των δύο προηγούμενων σχημάτων (Πηγή: REE) 56

Σχήμα 3.22: Μίγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της Ισπανίας για το 2005 (Πηγή: EUROSTAT) Η προέλευση της εισαγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και οι αντίστοιχες εκπομπές είναι: Γαλλία 75% (100 g/kwh), Πορτογαλία 25% (450 g/kwh), σταθμισμένος μέσος όρος 188 g/kwh. 57

Οι προτεινόμενες πιθανότητες για τις οριακές μονάδες παρουσιάζονται στον Πίνακα 3.8, όπως και οι αντίστοιχοι ρυθμοί εκπομπής ανά περίοδο. Τύπος Οριακής Μονάδας του Ημερήσιου Προγραμματισμού Εκπομές (g/kwh) Χειμώνας Πιθανότητα εμφάνισης (%) Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Μέση Πιθανότητα Λιθάνθρακας 900 0% 20% 0% 20% 10% Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου (OCGT) 340 80% 80% 80% 80% 80% 600 10% 0% 10% 0% 5% Υδραντλητικά 350 10% 0% 10% 0% 5% Σταθμισμένος Μέσος Όρος Εκπομπών (g/kwh) ανά περίοδο r WP =367 r WB =452 r SP =367 r SB =452 r M,AVE =409,5 Πίνακας 3.8: Πιθανότητες εμφάνισης μονάδας ως Οριακής στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Οι τιμές καθορίζονται για 4 ξεχωριστές περιόδους (Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού και Βάση Καλοκαιριού) για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό του ενεργειακού συστήματος της Ισπανίας. Ο σταθμισμένος μέσος όρος των εκπομπών ανά περίοδο παρουσιάζεται στην τελευταία σειρά. 58

Πηγές: [1] UK National Grid- Report 2007-2008 [2] ASA, Advertising Standards Authority, http://www.asa.org.uk/asa/adjudications/public/tf_adj_43298.htm [3] SAP 2005 Report, Government's Standard Assessment Procedure for Energy Rating of Dwellings in UK [4] WWF International, Windfall Profits from the Price Factoring of CO 2 Costs Compared with Announced Investments by RWE, E.ON, Vattenfall Europe, EnBW and STEAG [5] Urdal BT, Kopp M, Völker T, Assessing Corporate Value at Risk from Carbon: Carbonizing Valuation, SAM Study, Nov 2006 [6] Olsinaa F, Roscherb M, Larissona C, Garcesa F, Short-term optimal wind power generation capacity in liberalized electricity markets, Energy Policy 35 (2007) [7] Garcia- Alvarez-MT, García- Rodríguez-RM, Mariz- Pérez-RM, Effects of Liberalization In Spanish Electricity Market: A Simulation Model, 6eme Congres Europeen de Science des Systemes, September 2005 [8] Crampes-C, Fabra-N, The Spanish Electricity Industry: Plus ça change, October 2004 59

Κεφάλαιο 4: Ένα μοντέλο για την εκτίμηση της μείωσης των εκπομπών CO 2 4.1 Βιβλιογραφία Στη διεθνή βιβλιογραφία έχουν παρουσιαστεί διάφορα άρθρα που εξετάζουν τους συντελεστές εκπομπών ρύπων και την επίδραση που έχουν σε αυτούς οι μεταβολές στο ενεργειακό μίγμα. Παρακάτω, παρατίθενται κάποιες σημαντικές βιβλιογραφικές πηγές συνοπτικά. Oι Keith και Biewald [1] εξετάζουν μεθόδους για τον υπολογισμό των ρύπων της υποκαθιστάμενης ενέργειας. Θεωρούν ότι η εισερχόμενη ενέργεια θα εκτοπίσει τις οριακές μονάδες του συστήματος. Εξετάζουν μία θεωρητική χώρα με αιχμή γύρω στα 20 GW και ένα ισορροπημένο ενεργειακό μίγμα με ΥΗΣ, πυρηνικά, σταθμούς φυσικού αερίου και ντιζελογεννήτριες σε μία τυπική σειρά ένταξης μονάδων (βλ. Σχήμα 4.1). Σχήμα 4.1: Τυπική Σειρά Ένταξης Μονάδων σε ένα σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας Α Μέθοδος Παρουσιάζονται οι ρύποι της οριακής μονάδας ανάλογα με το φορτίο σε ΜW (η γκρι καμπύλη) και η κατανομή τιμών του φορτίου (η μαύρη καμπύλη) (βλ. Σχήμα 4.2). Από το γινόμενο των 2 αυτών χρονοσειρών προκύπτει ο σταθμισμένος συντελεστής εκπομπών για τις υποκαθιστάμενες οριακές μονάδες. 60

Σχήμα 4.2: Ρύποι NO X της οριακής μονάδας συναρτήσει του φορτίου (γκρι καμπύλη) και κατανομή τιμών του φορτίου (μαύρη καμπύλη) Β Μέθοδος Στη δεύτερη μέθοδο λαμβάνεται υπόψη ο συντελεστής χρησιμοποίησης του κάθε τύπου μονάδας και το αντίστοιχο ποσοστό των μονάδων που μπορεί να υποκατασταθεί. Σχήμα 4.3: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου για μία εβδομάδα και σειρά ένταξης μονάδων 61

Σχήμα 4.4: Συντελεστής υποκατάστασης μονάδας συναρτήσει του συντελεστή χρησιμοποίησης Σύμφωνα με το παραπάνω σχήμα 4.4, προτείνεται ότι οι μονάδες με χαμηλό συντελεστή χρησιμοποίησης (capacity factor) υποκαθίστανται συχνότερα σε σχέση με αυτές που έχουν υψηλό. Επομένως μια μονάδα με cf < 20% θεωρείται ότι θα υποκαθίσταται συνεχώς, ενώ αντίστροφα μια μονάδα με cf > 80% δεν θα υποκαθίσταται ποτέ. Στις ενδιάμεσες περιπτώσεις (πχ cf = 50%) διαμορφώνεται γραμμικά (βλ. Σχήμα 4.4) η συχνότητα υποκατάστασης μιας μονάδας. Με βάση αυτή τη φιλοσοφία διαμορφώνεται ο παρακάτω Πίνακας 4.1. Πίνακας 4.1: Τύπος Μονάδας (στήλη 1), Συντελεστής Υποκατάστασης (στήλη 2), Παραχθείσα Ενέργεια (στήλη 3), Υποκαθιστάμενη Ενέργεια (στήλη 4) και Αντίστοιχο Ποσοστό της (στήλη 5). Με βάση τα προηγούμενα, για 1000MWh εισερχόμενης ενέργειας, υπολογίζεται το ενεργειακό μίγμα της υποκαθιστάμενης ενέργειας (στήλη 6) Γ Μέθοδος Βασίζεται σε στοιχεία της US EPA από 5λεπτη καταγραφή εκπομπών απ όλες τις μεγάλες μονάδες της περιοχής. Με βάση αυτά τα δεδομένα εντοπίζονται οι μονάδες που αλλάζουν συνεχώς την ισχύ τους για να προσαρμοστούν στις αλλαγές του φορτίου. Αυτές θεωρούνται οι οριακές μονάδες. 62

Σε όλες τις περιπτώσεις σημειώνεται ότι θα πρέπει να εκτιμηθεί το χρονικό προφίλ των νέων (εισερχόμενων) μονάδων που θα εξεταστούν. Παρόμοια στο [2] αναφέρονται πολλές εκθέσεις και εκτιμήσεις συντελεστών εκπομπών υποκαθιστάμενης ενέργειας για διάφορα projects σε Καναδά, ΗΠΑ και Μεξικό που συνήθως αφορούν μεγάλες εγκαταστάσεις Αιολικών Πάρκων ή προγράμματα εξοικονόμησης ενέργειας, υψηλής απόδοσης κλπ. Σε κάποιες περιπτώσεις οι συντελεστές υπολογίζονται χωριστά για τέσσερις περιόδους του έτους (Καλοκαίρι- Ώρες Αιχμής, Καλοκαίρι- Ώρες Βάσης, Χειμώνας- Ώρες Αιχμής, Χειμώνας- Ώρες Βάσης). Οι Sjodin.& Gronkvist [3] εξετάζουν το Σκανδιναβικό Σύστημα. Παρουσιάζεται η σειρά ένταξης (Σχήμα 4.5) όχι με βάση την εγκατεστημένη ισχύ αλλά την συνολική καταναλισκόμενη ενέργεια του έτους. Σχήμα 4.5: Σειρά Ένταξης Μονάδων στο Σκανδιναβικό Σύστημα Αντίστοιχα (Σχήμα 4.6) προκύπτει το ενεργειακό μίγμα και η σειρά ένταξης ανά μήνα. Ως οριακές μονάδες παρουσιάζονται χαρακτηριστικά οι μονάδες άνθρακα. 63

Σχήμα 4.6: Σειρά Ένταξης Μονάδων ανά μήνα Σχολιάζονται οι βασικές μέθοδοι για τον υπολογισμό του συντελεστή εκπομπών της υποκαθιστάμενης ενέργειας (α) βάσει των μέσων εκπομπών του ενεργειακού μίγματος και (β) βάσει των εκπομπών της οριακής μονάδας και εντοπίζονται οι αδυναμίες τους σε περιπτώσεις όπου πριμοδοτείται η καθαρή ενέργεια. Οι Hadley και Van Dyke [4] ασχολούνται με το ενεργειακό σύστημα του Texas. Παρουσιάζουν το συντελεστή εκπομπών ανά τύπο μονάδας (1000 gr/kwh για άνθρακα, 535 gr/kwh για Φ/Α Ανοικτού Κύκλου, 420 gr/kwh Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου) το ενεργειακό μίγμα και τη σειρά ένταξης μονάδων όπως στο Σχήμα 4.7. Σχήμα 4.7: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου και Σειρά Ένταξης Μονάδων για την περίοδο αιχμής 64

Εξετάζονται τα παρακάτω σενάρια: (α) Αντικατάσταση 100MW μονάδων βάσης με διάφορες μονάδες Διανεμημένης Παραγωγής (ΔΠ) (β) Αντικατάσταση 100MW μονάδων αιχμής με διάφορες μονάδες (ΔΠ). Ως μονάδες ΔΠ δεν επιλέγονται Α.Π.Ε., αλλά μονάδες ΣΗΘ υψηλής απόδοσης (Κυψέλες Καυσίμου, Μικροστρόβιλοι, Μονάδες Εσωτερικής Καύσης). Για καθένα από τα 2 σενάρια και την υπάρχουσα κατάσταση τρέχει ένας αλγόριθμος ένταξης μονάδων για διάστημα ενός έτους και υπολογίζονται οι μεταβολές στις εκπομπές ρύπων. Επιτυγχάνονται μικρές μειώσεις των ρύπων χάρις κυρίως στους υψηλούς βαθμούς απόδοσης των νέων μονάδων ΔΠ. Το μεγαλύτερο μέρος των μειώσεων οφείλεται στην υποκατάσταση μονάδων θέρμανσης και όχι ηλεκτρισμού. Σχήμα 4.8: Ρύποι εισερχόμενης ενέργειας (μωβ), ρύποι υποκαθιστάμενης ηλεκτρικής (πορφυρό) και θερμικής (ανοιχτό πράσινο) ενέργειας και τελική μείωση ρύπων (κίτρινο) Οι Denholm, Margolis και Milford [5] μελετούν το σύστημα των Δυτικών ΗΠΑ (California, Colorado, Nevada κλπ). Προσπαθούν να υπολογίσουν τη μείωση ρύπων από την εισαγωγή Φ/Β μονάδων που θα καλύπτουν (για διάφορα σενάρια) το 0, 2, 4, 6, 8, ή 10% των ηλεκτρικών αναγκών του έτους. Παρουσιάζεται η καμπύλη φορτίου ανά εποχή και η αφαιρούμενη ισχύς (διακεκομμένη γραμμή) που θα παράγεται από τα Φ/Β. 65

Σχήμα 4.9: Καμπύλη Φορτίου 48 ωρών για Χειμώνα, Άνοιξη και Καλοκαίρι και αρνητικό φορτίο λόγω των Φ/Β Στο Σχήμα 4.10 απεικονίζεται πολύ χαρακτηριστικά η κάλυψη του φορτίου από τους διάφορους τύπους μονάδων και η επίδραση των Φ/Β για κάθε σενάριο. Είναι φανερό ότι στην California τα Φ/Β εκτοπίζουν κυρίως τις μονάδες Φ/Α συνδυασμένου κύκλου και μειώνουν τις εισαγωγές ενέργειας. Σχήμα 4.10: Καμπύλη Φορτίου στην California για 24 ώρες και ένταξη μονάδων για 6 διαφορετικά σενάρια διείσδυσης Φ/Β Αντίστοιχα στο Colorado (Σχήματα 4.11 και 4.12) υποκαθίσταται ανάλογα με το Σενάριο ένα διαφορετικό μίγμα Άνθρακα και Φ/Α. 66

Σχήμα 4.11: Καμπύλη Φορτίου στο Colorado για 24 ώρες και ένταξη μονάδων για 6 διαφορετικά σενάρια διείσδυσης Φ/Β Σχήμα 4.12: Μίγμα υποκαθιστάμενης ενέργειας για 6 διαφορετικά σενάρια διείσδυσης Φ/Β στο Colorado Παρακάτω, στο σχήμα 4.13 εκτιμάται ο συντελεστής εκπομπών (g/kwh) της υποκαθιστάμενης ενέργειας για κάθε μήνα και για κάθε σενάριο 67

Σχήμα 4.13: Μέσος συντελεστής εκπομπών της υποκαθιστάμενης ενέργειας ανά μήνα για 6 διαφορετικά σενάρια διείσδυσης Φ/Β στο Colorado Οι Meyers et al [6] προτείνουν ως τυπικές εκπομπές ανά καύσιμο και τεχνολογία τις παρακάτω: για άνθρακα 950 g/kwh, για συνδυασμένου κύκλου 500 g/kwh, για πετρέλαιο 830 g/kwh για ντίζελ 1050 g/kwh, Εξετάζουν σενάρια υποθετικών χωρών όπου το ενεργειακό μίγμα αποτελείται από: α) ΥΗΣ και φυσικό αέριο (Σχήμα 4.14) β) ΥΗΣ, άνθρακα, συνδυασμένο κύκλο, πετρέλαιο, ντιζελογεννήτριες κτλ.(σχήμα 4.15) και παρουσιάζουν την ετήσια καμπύλη διάρκειας φορτίου και τη σειρά ένταξης των μονάδων. Με βάση αυτές προτείνουν τις πιθανότητες που έχει κάθε μονάδα να είναι οριακή και υπολογίζουν τους ρύπους της υποκαθιστάμενης ενέργειας. Ο ίδιος υπολογισμός γίνεται για βροχερές και για ξηρές αντίστοιχα περιόδους. 68

Σχήμα 4.14: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου και Σειρά Ένταξης Μονάδων (Παράδειγμα 1) Σχήμα 4.15: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου και Σειρά Ένταξης Μονάδων (Παράδειγμα 2) 69

Οι Chernyavska και Gulli [7] εξετάζουν το ιταλικό σύστημα που χωρίζεται σε βορρά και νότο. Στον Πίνακα 4.2 παρουσιάζεται το ενεργειακό μίγμα για κάθε υποσύστημα και οι πιθανότητες εμφάνισης μίας μονάδας ως οριακής. Πίνακας 4.2: Ενεργειακό Μίγμα και πιθανότητα εμφάνισης οριακών μονάδων στο ιταλικό σύστημα (βορράς και νότος) Ως τυπικοί συντελεστές εκπομπών λαμβάνονται για άνθρακα 840 g/kwh, Φ/Α συνδυασμένου κύκλου 400 g/kwh, Φ/Α ανοικτού κύκλου 500 g/kwh, πετρελαϊκούς 790 g/kwh. Στο άρθρο εξετάζεται η επίδραση των δικαιωμάτων ρύπων στον καθορισμό της οριακής τιμής και στις αλλαγές στη σειρά ένταξης. 70

Οι de Miera, Gonzalez και Vizcaino [8] εξετάζουν το ισπανικό σύστημα και την επίδραση που θα έχει η μαζική εισαγωγή αιολικής ενέργειας στην οριακή τιμή του συστήματος και στις εκπομπές ρύπων. Σχήμα 4.16: Καμπύλη Διάρκειας Φορτίου και οριακά κόστη (σε /ΜW) για τέσσερις τύπους μονάδων: Πυρηνικά (Ν), Άνθρακα (C), Φυσικό Αέριο (G) και Πετρέλαιο- Ντίζελ (F). Στο μεσαίο και κάτω σχήμα φαίνεται το διάστημα που κάθε τύπος θεωρείται οριακή μονάδα πριν και αφού εισέλθουν οι Α/Γ στο σύστημα Στο παραπάνω Σχήμα 4.16 παρουσιάζεται η καμπύλη διάρκειας του φορτίου, τα οριακά κόστη (σε /ΜW) για τέσσερις τύπους μονάδων: Πυρηνικά (Ν), Άνθρακα (C), Φυσικό Αέριο (G) και Πετρέλαιο-Ντίζελ (F). Κάθε τύπος θεωρείται οριακή μονάδα για ένα θεωρητικό διάστημα του χρόνου (35%, 30%, 30%, 10%) προτού εισέλθουν οι Α/Γ. Μετά την είσοδό τους, τα αντίστοιχα διαστήματα γίνονται περίπου 60%, 22%, 15, 3%. 71

Επισημαίνεται ότι η κατανομή πιθανοτήτων της αιολικής παραγωγής είναι ίδια για όλες τις ώρες της ημέρας δηλαδή ο άνεμος δεν παρουσιάζει κανένα ιδιαίτερο ημερήσιο εποχικό προφίλ. Οι Bettle et al [9] προτείνουν ως τυπικές εκπομπές ανά καύσιμο και τεχνολογία για το Ηνωμένο Βασίλειο τις παρακάτω: για άνθρακα 900-1000 g/kwh, για συνδυασμένου κύκλου 400 g/kwh, για πετρέλαιο 800 g/kwh για ανοικτού κύκλου ΦΑ 900 g/kwh Σχήμα 4.17: Μοντέλο για το μέσο συντελεστή εκπομπών σε kg C/kWh συναρτήσει του φορτίου (πάνω) και πραγματικές τιμές βάσει ενός αναλυτικού μοντέλου ένταξης μονάδων (κάτω) 72

Στο πάνω διάγραμμα (Σχήμα 4.17) παρουσιάζεται ένα μοντέλο για το μέσο συντελεστή εκπομπών σε kg C/kWh (κάθε kg C/kWh αντιστοιχεί σε 3,67 kg CO 2 /kwh) συναρτήσει του φορτίου. Στο κάτω διάγραμμα (Σχήμα 4.17) παρουσιάζονται οι πραγματικές τιμές και η διασπορά τους βάσει ενός αναλυτικού μοντέλου ένταξης μονάδων. Εξετάζονται διαφορά σενάρια εξοικονόμησης ενέργειας που αφορούν μείωση της κατανάλωσης 0,5, 1, 2, 5% σε θερμοσυσσώρευση, κλιματισμό φωτισμό κτλ. Καθώς κάθε σενάριο αφορά έχει διαφορετικό ημερήσιο και εποχικό προφίλ υπολογίζονται διαφορετικές μεταβολές στους ρύπους. 4.2 Ένα μοντέλο για την εκτίμηση της μείωσης των εκπομπών CO 2 Στο κεφάλαιο αυτό προτείνεται ένα γενικό μοντέλο για την εκτίμηση της μείωσης (μεταβολής) των εκπομπών CO 2. Μπορεί να εφαρμοστεί για κάθε εξεταζόμενο σενάριο και για κάθε χώρα. Το μοντέλο αυτό λαμβάνει υπόψη: - το ημερήσιο αλλά και εποχικό ενεργειακό προφίλ για κάθε σενάριο - τους διάφορους τύπους μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και τις πιθανότητες που έχει η καθεμία να καταστεί οριακή στον ημερήσιο προγραμματισμό και συνεπώς να είναι η «υποκαθιστάμενη μονάδα» (displaced unit). - Τις εκπομπές (σε g CO 2 /kwh) για κάθε μονάδα παραγωγής που εμπλέκεται σε κάθε εξεταζόμενο σενάριο. Για λόγους απλότητας, υποθέτουμε περιόδους διακανονισμού της μιας ώρας και συνολική περίοδο αξιολόγησης Τ του ενός έτους. Θα μπορούσε εύκολα να επιλεγεί διαφορετική περίοδος διακανονισμού (πχ μισή ώρα) ή διαφορετική περίοδος αξιολόγησης (πχ. ορισμένοι μήνες ή μία εποχή κλπ). Η γενική διαμόρφωση και εφαρμογή του μοντέλου θα ήταν η ίδια. Ακολουθεί η σημειογραφία που χρησιμοποιείται: i P i r i είναι η ώρα του έτους, i = 1,..., 8760 ώρες είναι η εισερχόμενη ισχύς του εξεταζόμενου σεναρίου (σε W) (αρνητική ισχύς αναφέρεται σε περικοπή φορτίου) είναι ο συντελεστής εκπομπών CO 2 της εισερχόμενης ενέργειας του εξεταζόμενου σεναρίου (σε g / kwh): Αυτός ο συντελεστής εξαρτάται από το κάθε σενάριο και λαμβάνεται κατά περίπτωση ως εξής: r i = 0 g / kwh για την αιολική ενέργεια, τα Φ/Β r i = 0 g / kwh για περικοπή φορτίου χωρίς ανάκτηση r i = 253 g / kwh για ΣΗΘ ή μσηθ r Mi είναι ο συντελεστής εκπομπών CO 2 της οριακής μονάδας του συστήματος ενέργειας (σε g/kwh) 73

H τιμή rmi εξαρτάται από την τρέχουσα οριακή μονάδα (υποκαθιστάμενη μονάδα). Ανάλογα με το είδος της μονάδας, παραθέτουμε κάποιες τυπικές τιμές του r Mi : r Mi = 1100 g / kwh για λιγνιτικούς σταθμούς r Mi = 800-900 g / kwh για μονάδες λιθάνθρακα r Mi = 340 g / kwh για μονάδες Φ/Α συνδυασμένου κύκλου r Mi = 600 g / kwh για Φ/Α ανοικτού κύκλου Οι χαρακτηριστικές αυτές μέσες τιμές του r Mi μπορούν να διαφέρουν για κάθε χώρα καθώς βασίζονται στον τύπο, την ηλικία αλλά και το βαθμό απόδοσης του μίγματος παραγωγής για την κάθε κατηγορία (βλ. Πίνακα 1.2). Για ένα δεδομένο σενάριο και για μία συγκεκριμένη χώρα, η συνολική μείωση των εκπομπών CO 2, ER (Emissions Reduction), για μία συγκεκριμένη περίοδο, υπολογίζεται ως εξής: ER = (αποφευχθείσες εκπομπές της υποκαθιστάμενης οριακής μονάδας) (εκπομπές της εισερχόμενης ενέργειας σύμφωνα με το εξεταζόμενο σενάριο) δηλαδή T i Mi i (1) i= 1 ER = [P (r r ) t] όπου t=1 ώρα το ER υπολογίζεται σε τόνους CO 2. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι: 1. Η τιμή του ER είναι θετική στην περίπτωση της μείωσης των εκπομπών CO 2. 2. Οι τιμές του Pi είναι πάντα θετικές, ανεξάρτητα από την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας ή την περικοπή φορτίου. 3. Στην περίπτωση περικοπής φορτίου χωρίς ανάκτηση, υπάρχει εξοικονόμηση ενέργειας για το σύστημα και συνεπώς μία αντίστοιχη μείωση εκπομπών. Στην εξίσωση (1) μπορούμε να υποθέσουμε ότι: - Το r i είναι σταθερό, ανάλογα με το σενάριο, και - Οι χρονοσειρές Pi διαφέρουν για κάθε σενάριο και παρουσιάζουν το δικό τους ημερήσιο και εποχικό προφίλ. Συνεπώς, η μοντελοποίηση και η εκτίμηση του r Mi, δηλαδή του συντελεστή εκπομπών της υποκαθιστάμενης μονάδας, είναι το πιο κρίσιμο και περίπλοκο κομμάτι προκειμένου να υπολογίσουμε τη μείωση των ρύπων. Η οριακή μονάδα που υποκαθίσταται μπορεί να αλλάζει ώρα με την ώρα. Εξαρτάται από την εποχή, την ώρα της ημέρας, τη ζήτηση του συστήματος, τις τιμές των καυσίμων και από άλλους στοχαστικούς παράγοντες σχετικούς με τη λειτουργία της απελευθερωμένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ένα παράδειγμα παρουσιάζεται στο Σχήμα 4.18. 74

1200 1000 800 600 400 200 0 Emissions rate (g/kwh) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hour of the Day Σχήμα 4.18: Παράδειγμα του συντελεστή εκπομπών μιας οριακής μονάδας του συστήματος σε μία μέρα. Η εξίσωση (1) θα μπορούσε να απλοποιηθεί αν θεωρούσαμε περίοδο Τ κατά την οποία τα Pi, r i θα ήταν σταθερά και θα ήταν γνωστοί οι n διαφορετικοί τύποι οριακών μονάδων που θα συμμετείχαν στο σύστημα. Στην περίπτωση παραγωγής με ΣΗΘ για μεγάλο χρονικό διάστημα, η απλοποίηση αυτή μπορεί να υλοποιηθεί. Έστω ότι στο εξεταζόμενο σενάριο έχουμε παραγωγή ενέργειας με ΣΗΘ και σταθερή Pi στο χρόνο. Αν η πιθανότητα των n μονάδων να γίνουν οριακές είναι: PM m όπου m=1,, n Η εξίσωση (1) γίνεται ως εξής: T T T T ER = [P (r r ) t] = P [(r r ) t] = P (r t) P (r t) = i Mi i i Mi i i Mi i i i= 1 i= 1 i= 1 i= 1 n ( ) = PT (r PM ) PT r = PT r r i Mm m i i i Mave i m= 1 Συνεπώς, όπου: i ( ) ER = W r r (2) Mave W = P T είναι η ενέργεια που παράγεται ή περικόπτεται σύμφωνα με το εξεταζόμενο σενάριο, r Mave είναι η μέση τιμή του r Mi κατά τη διάρκεια της περιόδου T. n Mave Mm m m= 1 i r = (r PM ) (3) 75

Για παράδειγμα για n=4, προκύπτει ενδεικτικά το παρακάτω σχήμα 4.19: Σχήμα 4.19: Παράδειγμα πιθανοτήτων εμφάνισης διαφόρων τύπων μονάδων ως οριακών και οι εκπομπές. r λιγνίτη =1100 g/kwh PM λιγνίτη = 0,1=10% r άνθρακα = 860 g/kwh PM άνθρακα = 0,3=30% r CCGT =340 g/kwh PM CCGT = 0,4=40% r OCGT =600 g/kwh PM OCGT = 0,2=20% r Mave = PM λιγνίτη r λιγνίτη + PM άνθρακα r άνθρακα + PM CCGT r CCGT + PM OCGT r OCGT = 624 g/kwh Η παραπάνω ανάλυση ισχύει για μία περίοδο Τ (π.χ. μία εποχή ή ένα έτος), όπου οι πιθανότητες συμμετοχής των οριακών μονάδων είναι καθορισμένες και το Pi(t) θεωρείται σταθερό. Συνεπώς, δεδομένου ότι δεν υπάρχει γνώση για τις διάφορες πραγματικές τιμές των Pi(t) και r M (t) και για το πώς αυτές συνδυάζονται, μπορούν να χρησιμοποιηθούν μέσες τιμές σαν μία πρώτη προσέγγιση. Σε περίπτωση που θέλουμε να εφαρμόσουμε την απλοποιημένη εξίσωση (2) για μία περίοδο Τ χωρίς σταθερή τιμή του Pi μπορούμε να χρησιμοποιήσουμε την ακόλουθη μέθοδο. Θεωρούμε ότι η συνολική περίοδος Τ αποτελείται από μία σειρά χρονικών διαστημάτων (Τ 1, Τ 2, Τ 3,,Τ m ) με κοινά χαρακτηριστικά στο καθένα. Εφαρμόζουμε την Εξ.(2) για κάθε περίοδο και μετά προσθέτουμε όλες τις εκπομπές που έχουν προκύψει. Το παράδειγμα που ακολουθεί παρουσιάζει αυτή τη μέθοδο. Χωρίζουμε την περίοδο του ενός έτους σε 4 διαφορετικά ίσα διαστήματα, οπότε το καθένα θα είναι των 8760/4=2190 ωρών. 76

T 1 = Αιχμή Χειμώνα (WP) από Σεπτέμβριο μέχρι Φεβρουάριο, 9:00-20:00 T 2 = Βάση Χειμώνα (WB) από Σεπτέμβριο μέχρι Φεβρουάριο, 21:00-08:00 T 3 = Αιχμή Καλοκαίρι (SP) Μάρτιο μέχρι Αύγουστο, 9:00-20:00 T 4 = Βάση Καλοκαίρι (SB) από Μάρτιο μέχρι Αύγουστο, 21:00-08:00 Δεν είναι πάντα σαφές ποιες είναι οι ώρες αιχμής ή ώρες βάσης σύμφωνα με την ημερήσια καμπύλη φορτίου. Επίσης δεν είναι ξεκάθαρο ποιοι είναι οι 6 «θερμοί» μήνες που ονομάζουμε «Καλοκαίρι» και ποιοι οι αντίστοιχοι του «Χειμώνα». Ο διαχωρισμός αυτός είναι μόνο ενδεικτικός. Σε κάθε χώρα, ανάλογα με τη διαφορά της θερμοκρασίας και της ζήτησης φορτίου ημερησίως και ανά εποχή, μπορεί να οριστούν διαφορετικά χρονικά διαστήματα. Έστω ότι το W αντιπροσωπεύει την ετήσια ενέργεια που εγχέεται στο σύστημα (στο συγκεκριμένο σενάριο) και τα W WP, W WB, W SP, W SB αντιπροσωπεύουν την ενέργεια που εγχέεται σε κάθε ένα από τα παραπάνω αναφερόμενα χρονικά διαστήματα. Επίσης, παραθέτουμε τους παρακάτω συντελεστές: Σχετική εισερχόμενη ενέργεια ανά περίοδο: p W W WP WB WP =, p WB W WSP WSB =, p SP =, p SB = W W W Δεχόμενοι τα παραπάνω 4 διαστήματα, κάποιο εξεταζόμενο σενάριο μπορεί να παρουσιάζει διάφορους συντελεστές p WP, p WB, p SP, p SB ανάλογα με το ημερήσιο και εποχικό προφίλ του. 4 Σενάρια Παραγωγής Σχετική Εγχεόμενη ενέργεια ανά χρονικό διάστημα χειμώνας Αιχμή p WP Βάση p WB καλοκαίρι Αιχμή p SP Βάση p SB Συνολική περίοδος Σενάριο 1 0,33 0,31 0,18 0,18 1 Σενάριο 2 0,31 0,33 0,13 0,23 1 Σενάριο 3 0,33 0,29 0,21 0,17 1 Σενάριο 4 0,23 0,01 0,69 0,07 1 Πίνακας 4.3:. Σχετική Εγχεόμενη ενέργεια για 4 διαφορετικές χρονικές περιόδους σε 4 διαφορετικά σενάρια παραγωγής. Το συγκεκριμένο ημερήσιο και εποχικό προφίλ φορτίου του σεναρίου πρέπει να συνδυαστεί με τις αντίστοιχες πιθανότητες εμφάνισης των οριακών μονάδων (όπως αυτές των Πινάκων 3.3, 3.4, 3.6 και 3.8) για τα τέσσερα αυτά διαστήματα. Αυτές οι πιθανότητες είναι συγκεκριμένες για την κάθε χώρα και ακολουθείται διαφορετική διαδικασία για τον υπολογισμό τους, βασισμένη σε όλες τις διαθέσιμες πληροφορίες (βλ. Κεφ 3). Ένα παράδειγμα δίνεται στον ακόλουθο Πίνακα 4.4 που αναφέρεται στις οριακές μονάδες του γερμανικού συστήματος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Οι μονάδες κατηγοριοποιούνται σύμφωνα με την τεχνολογία ή τον τύπο καυσίμου. Καθεμία έχει έναν μέσο συντελεστή εκπομπών (g CO 2 /kwh) που προέκυψε με βάση 77

τυπικές τιμές ή σε κάποιες περιπτώσεις από πραγματικά διαθέσιμα δεδομένα για κάθε χώρα (βλέπε Κεφάλαιο 1). Τύπος Οριακής Μονάδας του Ημερήσιου Προγραμματισμού Εκπομές (g/kwh) Χειμώνας Πιθανότητα εμφάνισης (%) Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Μέση Πιθανότητα Λιθάνθρακας 900 25% 55% 25% 60% 41% Φ/Α Συνδυασμένου Κύκλου (CCGT) Φ/Α Ανοιχτού Κύκλου (OCGT)/ Πετρέλαιο Λιγνίτης/ Υδραντλητικά 400 30% 25% 40% 25% 30% 600 35% 10% 30% 10% 21% 1150 10% 10% 5% 5% 8% Εισαγωγές 342 0% 0% 0% 0% 0% Σταθμισμένος Μέσος Όρος Εκπομπών (g/kwh) ανά περίοδο r wp =670 r wb =770 r sp =622,5 r sb =757,5 r M,AVE =705 Πίνακας 4.4: Πιθανότητες εμφάνισης μονάδας ως Οριακής στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Οι τιμές καθορίζονται για 4 ξεχωριστές περιόδους (Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαιριού και Βάση Καλοκαιριού) για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό του ενεργειακού συστήματος της Γερμανίας. Ο σταθμισμένος μέσος όρος των εκπομπών ανά περίοδο παρουσιάζεται στην τελευταία σειρά. Συνδυάζοντας τα στοιχεία των Πινάκων 4.3 και 4.4, μπορούμε να υπολογίσουμε το σταθμισμένο μέσο όρο εκπομπών (g CO 2 /kwh) για το μίγμα των υποκαθιστάμενων οριακών μονάδων σύμφωνα με το εξεταζόμενο σενάριο. 78

Περίοδος του χρόνου Μέσος όρος εκπομπών των οριακών μονάδων Σχετική εγχεόμενη ενέργεια ανά περίοδο Αιχμή Χειμώνα r WP = 670 g/kwh p WP = 0,33 Βάση Χειμώνα r WB = 770 g/kwh p WB = 0,31 Αιχμή Καλοκαιριού r SP = 622,5 g/kwh p SP = 0,18 Βάση Καλοκαιριού r SB = 757,5 g/kwh p SB = 0,18 Όλο το έτος r M,AVE = 705 g/kwh Σύνολο = 1 Πίνακας 4.5: Ο Πίνακας δείχνει πώς θα συνδυαστούν ο συντελεστής εκπομπών της υποκαθιστάμενης ενέργειας (στήλη 2) και το ποσοστό εισερχόμενης ενέργειας (στήλη 3) για 4 χρονικά διαστήματα. Τα δεδομένα αναφέρονται στο σενάριο 1 του Πίνακα 4.1 και στον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό της Γερμανίας. Σχήμα 4.20: Παρουσίαση των εκπομπών και της σχετικής εγχεόμενης ενέργειας για τις 4 περιόδους του παραδείγματος του Πίνακα 4.3. Συνεπώς, για το παράδειγμα του Πίνακα 4.3 και για μία εφαρμογή με εισερχόμενη ενέργεια από ΣΗΘ, θα ισχύει: Μείωση εκπομπών (σταθμισμένος μέσος όρος ανά έτος σε g/kwh) = = αποφευχθείσες εκπομπές από τις υποκαθιστάμενες οριακές μονάδες εκπομπές της εισερχόμενης ενέργειας από ΣΗΘ = 4 m= 1 p (r r ) m m CHP 79

όπου m είναι ένας δείκτης για τις 4 περιόδους (WP: Αιχμή Χειμώνα, WB: Βάση Χειμώνα, SP: Αιχμή Καλοκαιριού, SB: Βάση Καλοκαιριού) r CHP = 253 g/kwh Συνεπώς, Μείωση εκπομπών= = p WP (rwp r CHP ) + p WB (rwb r CHP ) + p SP (rsp r CHP ) + p SB (rsb r CHP ) = = pwp rwp + pwb rwb + psp rsp + psb r SB (pwp + pwb + psp + p SB) rchp = = (pwp rwp + pwb rwb + psp rsp + psb r SB) rchp = = (0,33 670 + 0,31 770 + 0,18 622,5 + 0,18 757,5) g / kwh 253 g / kwh = = 708,2 g / kwh 253 g / kwh = 455,2 g / kwh Σε περίπτωση που εξετάζονται σενάρια εξοικονόμησης ενέργειας (περικοπή φορτίου χωρίς ανάκτηση) δεν υπάρχει εισερχόμενη ενέργεια. Άρα, υπολογίζεται απλώς η ενέργεια που εξοικονομείται επί τους αντίστοιχους ρύπους που αποφεύγονται. Στα σενάρια μετάθεσης φορτίου (από ώρες αιχμής σε ώρες βάσης) λαμβάνονται απλώς υπόψη οι αντίστοιχοι συντελεστές ρύπων (πχ r WP, r WB ). Αυτό σημαίνει ότι μπορεί να έχουμε κάλλιστα αύξηση και όχι μείωση ρύπων. Στα υπόλοιπα σενάρια η μείωση ρύπων θεωρείται βέβαιη καθώς αφορούν Α.Π.Ε. (μηδενικοί ρύποι) ή ΣΗΘ (πολύ χαμηλοί ρύποι). 80

Πηγές: [1] Keith G, Biewald B, Methods for Estimating Emissions Avoided by Renewable Energy and Energy Efficiency, Synapse Energy Economics, 2005 [2] Keith G., Biewald B, Sommer A, Henn P, Breceda M, Estimating the Emission Reduction Benefits of Renewable Electricity and Energy Efficiency in North America, Synapse Energy Economics, 2003 [3] Sjödin J, Grönkvist S, Emissions accounting for use and supply of electricity in the Nordic market, Energy Policy, 2004 [4] Hadley SW, Van Dyke JW, Emissions Benefits of Distributed Generation in the Texas Market, Oak Ridge National Laboratory, 2003 [5] Denholm P, Margolis RM, Milford JM, Quantifying Avoided Fuel Use and Emissions from Photovoltaic Generation in the Western United States, Environmental Science and Technology, 2009. [6] Meyers S, Marnay C, Schumacher K, Sathaye J, Estimating Carbon Emissions Avoided by Electricity Generation and Efficiency Projects: A Standardized Method (MAGPWR), Lawrence Berkeley National Laboratory, 2000 [7] Chernyavska L, Gulli F, Marginal CO 2 cost pass-through under imperfect competition in power markets, Ecological Economics, 2008 [8] De Miera G, González P, Vizcaíno I, Analysing the impact of renewable electricity support schemes on power prices: The case of wind electricity in Spain, Energy Policy, 2008 [9] Bettle R, Pout CH, Hitchin ER, Interactions between electricity-saving measures and carbon emissions from power generation in England and Wales, Energy Policy, 2006 81

Κεφάλαιο 5: Υπολογισμός μείωσης ρύπων για τα 4 σενάρια 5.1 Εκπομπές των υποκαθιστάμενων οριακών μονάδων Βασισμένοι στην ανάλυση του Κεφαλαίου 3 για τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό (Η.Ε.Π.) και σύμφωνα με τους Πίνακες 3.3, 3.4, 3.6 και 3.8: (α) έχει θεωρηθεί ένα μίγμα της λειτουργίας των οριακών μονάδων στα 4 κράτη που μας ενδιαφέρουν (Ηνωμένο Βασίλειο, Γερμανία, Γαλλία, Ισπανία) (β) έχουν υπολογιστεί οι αντίστοιχες σταθμισμένες μέσες τιμές των εκπομπών (γ) η ίδια διαδικασία ακολουθείται για τα 4 ισότιμα χρονικά διαστήματα που έχουμε επιλέξει και τα ονομάζουμε Αιχμή Χειμώνα, Βάση Χειμώνα, Αιχμή Καλοκαίρι, Βάση Καλοκαίρι. Τα αποτελέσματα συνοψίζονται στον Πίνακα 5.1 και στο Σχήμα 5.1. Χώρα Σταθμισμένος μέσος όρος εκπομπών της υποκαθιστάμενης οριακής μονάδας (g/kwh) Χειμώνας Καλοκαίρι Αιχμή Βάση Αιχμή Βάση Ηνωμένο Βασίλειο 353 756 704 496 Γερμανία 670 770 622,5 757,5 Γαλλία 511 540 539 450 Ισπανία 367 452 367 452 Πίνακας 5.1: Σταθμισμένος μέσος όρος εκπομπών των υποκαθιστάμενων οριακών μονάδων (g/kwh) σύμφωνα με τον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό. Οι τιμές δίνονται ξεχωριστά για το κάθε κράτος και για κάθε περίοδο του χρόνου. 82

Σχήμα 5.1: Μέσος όρος εκπομπών των υποκαθιστάμενων οριακών μονάδων (g/kwh) σύμφωνα με τον ημερήσιο ενεργειακό προγραμματισμό. Είναι μία παρουσίαση των δεδομένων του Πίνακα 5.1. 83