Εκτίμηση κερδοφορίας της μονάδας αντλησιοταμίευσης Αμφιλοχίας από τη συμμετοχή της στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας
| datacite.contributor.RelatedPerson | Παπαδασκαλόπουλος, Δημήτρης | |
| datacite.contributor.RelatedPerson | Μητρονίκας, Επαμεινώνδας | |
| datacite.contributor.Supervisor | Βοβός, Παναγής | |
| dc.contributor.author | Θεοδώρου, Νικόλαος | |
| dc.contributor.other | Theodorou, Nikolaos | |
| dc.date.accessioned | 2026-10-14T09:40:53Z | |
| dc.date.available | 2026-10-14T09:40:53Z | |
| dc.date.issued | 2026-10-13 | |
| dc.degree | graduateThesis | |
| dc.description.abstract | Η ταχεία διείσδυση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο ελληνικό σύστημα έχει μετατοπίσει το ζητούμενο από την εξασφάλιση επαρκούς ισχύος στην εξασφάλιση ευελιξίας, δηλαδή μονάδων ικανών να απορροφούν την πλεονάζουσα παραγωγή τις μεσημβρινές ώρες και να την αποδίδουν στο δίκτυο τις ώρες αιχμής. Την ανάγκη αυτή καλύπτει η αποθήκευση ενέργειας μεγάλης κλίμακας, με την αντλησιοταμίευση να παραμένει η μόνη τεχνολογία που συνδυάζει ταυτόχρονα μεγάλη ισχύ, πολύωρη αυτονομία και διάρκεια ζωής δεκαετιών. Ο αντλησιοταμιευτικός σταθμός της Αμφιλοχίας, με ισχύ παραγωγής 680 MW και εκτιμώμενο κεφαλαιουχικό κόστος 800 εκατ. €, αποτελεί το μεγαλύτερο έργο αποθήκευσης της χώρας, χωρίς ωστόσο να έχουν αποτιμηθεί ποσοτικά ούτε το εύρος της κερδοφορίας του ούτε το κόστος που επιβάλλει σε αυτήν η αβεβαιότητα των προβλέψεων. Για την απάντηση των ερωτημάτων αυτών, αναπτύχθηκε ένα μοντέλο Μικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού, το οποίο επιλύεται σε ανάλυση δεκαπενταλέπτου και σε κυλιόμενο ημερήσιο ορίζοντα, δηλαδή για ένα έτος σε 365 διαδοχικά προβλήματα με μεταφορά της κατάστασης του συστήματος από ημέρα σε ημέρα. Το μοντέλο αποτυπώνει τη διάταξη των δύο άνω ταμιευτήρων, Αγίου Γεωργίου και Πύργου, με κοινό κάτω ταμιευτήρα τη λίμνη του Καστρακίου, τη μεταβολή του ύψους πτώσης μέσω των καμπυλών στάθμης όγκου, τα ελάχιστα τεχνικά όρια, τον νεκρό χρόνο εκκίνησης και τους περιορισμούς ασφαλούς προσφοράς εφεδρείας. Ο σταθμός δραστηριοποιείται ταυτόχρονα σε τρεις αγορές: στην αγορά επόμενης ημέρας, στην αγορά δέσμευσης ισχύος mFRR με πληρωμή στην τιμή προσφοράς και στην αγορά ενεργοποίησης ενέργειας mFRR με πληρωμή στην τιμή εκκαθάρισης. Η αποτίμηση γίνεται με αντιπαραβολή δύο διαφορετικών σεναρίων πληροφόρησης: ενός θεωρητικού, με πλήρη γνώση των μελλοντικών τιμών, και ενός ρεαλιστικού, που διαμορφώνει προσφορές με απλοϊκές προβλέψεις κυλιόμενου μέσου όρου και στη συνέχεια εκτελείται έναντι των πραγματικών συνθηκών. Για το έτος αναφοράς 2025, το θεωρητικό όριο μέγιστης κερδοφορίας είναι 140,07 εκατ. €, ενώ στο ρεαλιστικό σενάριο ο σταθμός αναμένεται να φτάσει τα 108,21 εκατ. €. Έτσι, το κόστος της αβεβαιότητας στην πρόβλεψη τιμών εκτιμάται σε 31,86 εκατ. €, δηλαδή στο 22,8% της διαθέσιμης κερδοφορίας. Η απώλεια κατανέμεται εξαιρετικά ανομοιόμορφα, καθώς η αγορά επόμενης ημέρας διατηρεί το 86,5% της αξίας της, ενώ η αγορά δέσμευσης ισχύος υποχωρεί στο 39,2%. Το εύρημα αυτό οφείλεται στον μηχανισμό πληρωμής, ο οποίος στην αγορά δέσμευσης ισχύος γίνεται στην τιμή της ίδιας της προσφοράς και όχι στην οριακή τιμή της αγοράς. Η κερδοφορία προέρχεται αποδεδειγμένα κυρίως από αρμπιτράζ τιμών, με μέση τιμή πώλησης 157,54 €/MWh και μέση τιμή αγοράς 54,39 €/MWh, και συνδέεται ισχυρά με το ημερήσιο εύρος των τιμών και όχι με το επίπεδο των τιμών της ενέργειας. Εκτιμάται ότι η επένδυση, υπό αυτές τις συνθήκες κερδοφορίας, αποπληρώνεται σε 5,75 έτη στο σενάριο τέλειας πληροφόρησης και σε 7,48 έτη υπό πιο ρεαλιστικές συνθήκες. Η ανάλυση ευαισθησίας δείχνει ότι καμία μεμονωμένη παραδοχή του μοντέλου δεν μεταβάλλει την ετήσια κερδοφορία περισσότερο από 5,4%, γεγονός που σημαίνει ότι τα ευρήματα είναι ανεξάρτητα από τις επιμέρους επιλογές της μοντελοποίησης. Η χρησιμότητα των ευρημάτων είναι τριπλή. Για τον επενδυτή, τεκμηριώνεται ότι το έργο παραμένει βιώσιμο ακόμη και με μια απλοϊκή μέθοδο πρόβλεψης τιμών, διατηρώντας τα τρία τέταρτα της θεωρητικά μέγιστης κερδοφορίας. Για τον διαχειριστή του σταθμού, γίνεται φανερό ότι η αξία μιας καλύτερης πρόβλεψης δεν είναι η ίδια σε κάθε αγορά. Στην αγορά ενέργειας ο σταθμός ανακτά το μεγαλύτερο μέρος της αξίας του, ακόμη και με χονδρική εκτίμηση των τιμών, ενώ στη δέσμευση ισχύος, όπου η αμοιβή καταβάλλεται στην τιμή της ίδιας της προσφοράς, ένα σφάλμα στην τιμή αρκεί για να απορριφθεί ολόκληρη η προσφορά ή να πληρωθεί υποτιμημένη. Για τον σχεδιασμό του συστήματος, ποσοτικοποιείται ότι η αξία της αποθήκευσης μεγιστοποιείται στους μήνες κατά τους οποίους οι φθηνές μεσημβρινές ώρες της ηλιακής παραγωγής συνυπάρχουν με ακριβές βραδινές αιχμές, γεγονός που ενισχύει τη σκοπιμότητα τέτοιων έργων ενόψει της περαιτέρω διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών. Η εργασία μπορεί να επεκταθεί σε τρεις κατευθύνσεις: 1) στη διατύπωση του προβλήματος, με ρητή συνάρτηση αξίας του αποθηκευμένου νερού ή με ορίζοντα μεγαλύτερο της ημέρας, με λεπτομερέστερη φυσική αναπαράσταση κάθε μηχανής και με ενσωμάτωση της ενδοημερήσιας μεταβολής του ύψους πτώσης, 2) στη λήψη αποφάσεων, με στατιστικά μοντέλα ή μηχανική μάθηση και στοχαστική βελτιστοποίηση στη θέση της απλοϊκής πρόβλεψης, και με στρατηγική προσφορών στη δέσμευση ισχύος που θα σταθμίζει την πιθανότητα αποδοχής έναντι του ύψους της αμοιβής, 3) στην αναπαράσταση του περιβάλλοντος, με ένταξη της ενδοημερήσιας αγοράς και των ταχύτερων εφεδρειών, με άρση της παραδοχής του αποδέκτη τιμής και με αποτίμηση μέσω δεικτών που λαμβάνουν υπόψη τη διαχρονική αξία του χρήματος. Η εργασία αναπτύσσεται σε έξι κεφάλαια. Στο πρώτο τεκμηριώνεται η ανάγκη για αποθήκευση και συγκρίνονται οι διαθέσιμες τεχνολογίες. Στο δεύτερο περιγράφονται η αρχή λειτουργίας της αντλησιοταμίευσης και τα τεχνικά και οικονομικά χαρακτηριστικά του σταθμού της Αμφιλοχίας. Στο τρίτο αναλύονται η οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας και οι στρατηγικές συμμετοχής μιας μονάδας αποθήκευσης σε αυτές. Στο τέταρτο διατυπώνεται το πρόβλημα βελτιστοποίησης με όλες τις μεταβλητές, τους περιορισμούς και την αντικειμενική συνάρτηση. Στο πέμπτο εφαρμόζεται το μοντέλο σε πλήρη ετήσιο ορίζοντα και παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των δύο σεναρίων μαζί με την ανάλυση ευαισθησίας. Στο έκτο συνοψίζονται τα συμπεράσματα και αποτιμάται η επένδυση, δείχνοντας ότι το έργο είναι οικονομικά βιώσιμο και ότι το κόστος της αβεβαιότητας, αν και σημαντικό, δεν ανατρέπει τη βιωσιμότητά του. | |
| dc.description.translatedabstract | The rapid penetration of renewable energy sources in the Greek power system has shifted the objective from securing sufficient capacity to securing flexibility, that is, units that are able to absorb the surplus generation during the midday hours and return it to the grid during the peak demand hours. This need can only be met by large-scale energy storage, and in particular by pumped hydro storage, the only technology that simultaneously combines high power, many hours of autonomy and a service life of several decades. The Amfilochia pumped storage plant, with 680 MW of generating capacity and an estimated capital cost of 800 M€, is the largest storage project in the country, yet neither the range of its profitability nor the cost imposed on it by forecasting uncertainty has been quantified. To answer these questions, a Mixed Integer Linear Programming model was developed and solved at fifteen-minute resolution over a rolling daily horizon, that is, for one year as 365 consecutive problems with the state of the system carried over from one day to the next. The model represents the arrangement of the two upper reservoirs, Agios Georgios and Pyrgos, sharing Lake Kastraki as a common lower reservoir, the variation of the net head through the level-volume curves, the minimum technical limits, the start-up dead time and the safe reserve bidding constraints. The plant participates simultaneously in three markets: the day-ahead market, the mFRR capacity market settled at the offered price, and the mFRR energy activation market settled at the clearing price. The assessment is carried out by contrasting two different information scenarios: a theoretical one, with full knowledge of future prices, and a realistic one, which forms its offers using naive moving average forecasts and is then executed against the actual conditions. For the reference year 2025, the theoretical maximum profitability bound is 140.07 M€, whereas in the realistic scenario the plant is expected to reach 108.21 M€. The cost of price forecasting uncertainty is therefore estimated at 31.86 M€, that is, 22.8% of the available profitability. The loss is distributed highly unevenly, since the day-ahead market retains 86.5% of its value, while the capacity market falls to 39.2%. This finding is attributable to the settlement mechanism, which in the capacity market is based on the price of the offer itself and not on the marginal price of the market. Profitability demonstrably originates mainly from price arbitrage, with an average selling price of 157.54 €/MWh and an average purchase price of 54.39 €/MWh, and is strongly linked to the daily price range rather than to the absolute price level. Under these profitability conditions, the investment is estimated to be repaid in 5.75 years in the perfect information scenario and in 7.48 years under more realistic conditions. The sensitivity analysis shows that no single assumption of the model changes the annual profitability by more than 5.4%, which indicates that the findings are independent of the individual modeling choices. The usefulness of the findings is threefold. For the investor, it is established that the project remains viable even with a naive price forecasting method, retaining three quarters of the theoretical maximum profitability. For the plant operator, it becomes apparent that the value of a better forecast is not the same in every market. In the energy market the plant recovers most of its value, even with a rough estimate of prices, whereas in capacity reservation, where the payment is made at the price of the offer itself, a single pricing error is enough for the entire offer to be rejected or to be remunerated below its value. For system planning, the analysis quantifies how the value of storage is maximized in the months in which cheap midday solar hours coexist with expensive evening peaks, which strengthens the case for such projects in view of the further penetration of renewable energy sources. The work can be extended in three directions: 1) in the formulation of the problem, with an explicit value function for the stored water or with a horizon longer than a single day, with a more detailed physical representation of each machine and with the incorporation of the intraday variation of the net head, 2) in decision making, with statistical models or machine learning and stochastic optimization replacing the naive forecast, and with a bidding strategy for capacity reservation that weighs the probability of acceptance against the level of the reward, 3) in the representation of the environment, with the inclusion of the intraday market and of the faster reserve products, with the relaxation of the price-taker assumption and with an appraisal based on indicators that account for the time value of money. The thesis is developed in six chapters. The first establishes the need for storage and compares the available technologies. The second describes the operating principle of pumped storage and the technical and economic characteristics of the Amfilochia plant. The third analyzes the organization of electricity markets and the participation strategies available to a storage unit. The fourth formulates the optimization problem with all its variables, constraints and the objective function. The fifth applies the model over a full annual horizon and presents the results of the two scenarios together with the sensitivity analysis. The sixth summarizes the conclusions and appraises the investment, showing that the project is economically viable and that the cost of uncertainty, although significant, does not overturn its viability. | |
| dc.identifier.uri | https://hdl.handle.net/10889/33110 | |
| dc.language.iso | el | |
| dc.rights | Attribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Greece | en |
| dc.rights.uri | http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/gr/ | |
| dc.subject | Αντλησιοταμιευτικός σταθμός Αμφιλοχίας | |
| dc.subject | Μικτός ακέραιος γραμμικός προγραμματισμός | |
| dc.subject | Αγορές ενέργειας | |
| dc.subject | Αβεβαιότητα πρόβλεψης τιμών | |
| dc.subject | Χρονικό αρμπιτράζ τιμών | |
| dc.subject.alternative | Amfilochia pumped storage plant | |
| dc.subject.alternative | Energy markets | |
| dc.subject.alternative | Mixed-integer linear programming | |
| dc.subject.alternative | Price forecasting uncertainty | |
| dc.subject.alternative | Energy arbitrage | |
| dc.title | Εκτίμηση κερδοφορίας της μονάδας αντλησιοταμίευσης Αμφιλοχίας από τη συμμετοχή της στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας | |
| dc.title.alternative | Profitability assessment of the participation of the Amfilochia pumped storage plant in the electricity market |