Generation expansion planning considering environmental policies and mid-term scheduling decisions

This doctoral thesis addresses the problem of the centralized Generation Expansion Planning (GEP), considering the environmental protection policies as well as the optimal mid-term generation scheduling decisions. The refurbishment of old units aiming at the deferral of new unit investments is also considered. An innovative mixed-integer linear programming (MILP) model for the solution of the GEP problem is proposed. The GEP objective is the minimization of the total present value of investment, operating and unserved energy costs net the remaining value of the new units at the end of the planning horizon. Environmental considerations are modeled through the incorporation of the cost of purchasing emission allowances in the units’ operating costs and the inclusion of annual renewable quota constraints and penalties. A monthly time-step is employed, allowing mid-term scheduling decisions, such as unit maintenance scheduling and reservoir management, to be considered along with investment decisions within the framework of a single long-term optimization problem. The proposed model is evaluated using the continental Greek power system. Sensitivity analysis is performed for the illustration of the effect of demand, fuel prices and CO2 prices uncertainties on the planning decisions. Finally, the MILP-based GEP model developed in this thesis is utilized in order to compute the strict long-run marginal cost (LRMC) used for the ratemaking of High Voltage (HV) consumers, along with the constituent parts of LRMC, namely the marginal capacity cost and the marginal operating cost. The computation of the LRMC is performed using the perturbation approach on the optimal GEP solution, utilizing real consumption data from five HV consumers in Greece. The attained LRMCs are compared and conclusions are drawn regarding the effect of the consumption profile on the LRMC.Η παρούσα διδακτορική διατριβή αντιμετωπίζει το πρόβλημα του Προγραμματισμού Ανάπτυξης του Συστήματος Παραγωγής (ΠΑΣΠ) ενσωματώνοντας τις πολιτικές αντιμετώπισης της κλιματικής αλλαγής και τις βέλτιστες αποφάσεις μεσοπρόθεσμου προγραμματισμού παραγωγής. Η αναβάθμιση παλαιών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής, με στόχο την αναβολή νέων επενδύσεων, ενσωματώνεται επίσης στον ΠΑΣΠ. Ο ΠΑΣΠ διαμορφώνεται και επιλύεται ως πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού (ΜΑΓΠ). Στόχος του ΠΑΣΠ είναι η ελαχιστοποίηση της παρούσας αξίας του κόστους επένδυσης, του κόστους λειτουργίας και του κόστους μη εξυπηρέτησης φορτίου, απομειωμένου κατά την απομένουσα αξία των νέων μονάδων στο τέλος του ορίζοντα προγραμματισμού. Περιβαλλοντικοί παράγοντες ενσωματώνονται με την προσθήκη του κόστους αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών CO2 στο κόστος λειτουργίας των μονάδων καθώς και με την προσθήκη της ετήσιας ποσόστωσης των ΑΠΕ και των αντίστοιχων κυρώσεων. Χρησιμοποιείται μηνιαίο χρονικό βήμα ώστε να μπορούν να ληφθούν μεσοπρόθεσμες αποφάσεις προγραμματισμού (όπως προγραμματισμένη συντήρηση μονάδων ή διαχείριση ταμιευτήρων) παράλληλα με τις επενδυτικές αποφάσεις σε ένα ενιαίο πρόβλημα βελτιστοποίησης. Το προτεινόμενο μοντέλο αξιολογείται χρησιμοποιώντας το σύστημα παραγωγής της Ελλάδας. Πραγματοποιείται ανάλυση ευαισθησίας για τη διερεύνηση της επίδρασης της αβεβαιότητας της ζήτησης, των τιμών καυσίμων και της τιμής των δικαιωμάτων εκπομπής CO2 στις μακροπρόθεσμες αποφάσεις προγραμματισμού. Η διατριβή αναλύει επίσης τον υπολογισμό του Μακροχρόνιου Οριακού Κόστους που χρησιμοποιείται για την τιμολόγηση μεγάλων πελατών υψηλής τάσης. Με χρήση των αποτελεσμάτων της επίλυσης του ΠΑΣΠ, υπολογίζεται το Μακροχρόνιο Οριακό Κόστος και η ανάλυσή του σε Οριακό Κόστος Ισχύος και Οριακό Κόστος Ενέργειας και γίνεται εφαρμογή του στην τιμολόγηση πέντε μεγάλων πελατών υψηλής τάσης της Ελλάδας