Akıllı şebekeye bağlı EV şarj mikroşebekesi, elektrikli araç şarj istasyonlarının enerji ihtiyacını fotovoltaik üretim, rüzgâr enerjisi, batarya enerji depolama sistemi, dönüştürücü ve çift yönlü şebeke bağlantısını birlikte yöneterek karşılamayı amaçlayan bir enerji sistemidir. Bu çalışma, Riyad için böyle bir sistemin boyutlandırılmasını HOMER Grid kullanarak optimize etmekte; net enerji ölçümü (Net Energy Metering, NEM) ile teşvik tabanlı talep yanıtını (incentive-based Demand Response, iDR) aynı sistem düzeyinde değerlendirerek enerji, çevre, istihdam ve ekonomi olmak üzere dört boyutlu bir 4E değerlendirme çerçevesi kurmaktadır.

Çalışma gerçek bir ticari mikroşebekenin sahada kurulup ölçülmesine dayanmamaktadır. Güneş ışınımı, rüzgâr hızı, ortam sıcaklığı, topluluk elektrik yükü, EV şarj davranışı, elektrik tarifeleri ve şebeke kesintileri kullanılarak bir yıllık 8760 saatlik deterministik zaman serisi simülasyonu yürütülmüştür. HOMER Grid farklı PV, rüzgâr türbini, batarya ve dönüştürücü boyutlarını karşılaştırmış; teknik kısıtları sağlayan konfigürasyonları toplam net bugünkü maliyetin (Total Net Present Cost, TNPC) en küçük olduğu çözüme göre sıralamıştır.

Karşılaştırmaların ortak referansı iDR kullanılmadan optimize edilen ve yenilenebilir üretim içermeyen BES/Conv/Grid konfigürasyonudur. Bu sistemin TNPC'si 2,92 milyon $, standart HOMER Grid LCOE'si 0,0872 $/kWh'tir. Yenilenebilir kaynaklar eklenip iDR kullanılmadığında optimum PV/WT/BES/Conv/Grid sistemi TNPC'yi 1,41 milyon $'a ve standart LCOE'yi 0,0470 $/kWh'e indirmiştir.

iDR senaryosu da eklendiğinde optimum konfigürasyon yine PV/WT/BES/Conv/Grid olmuş; 1531 kW PV, beş adet 100 kW sınıfı rüzgâr türbini, 144 batarya birimi ve 943 kW dönüştürücü kapasitesiyle TNPC 0,365 milyon $, standart HOMER Grid LCOE 0,0287 $/kWh olarak hesaplanmıştır. Bu TNPC değeri ortak şebeke-bağımlı referansa göre yaklaşık %87,5 daha düşüktür; iDR kullanılmayan optimum yenilenebilir sisteme göre düşüş ise yaklaşık %74'tür.

HOMER Grid'in standart LCOE tanımı şebekeye ihraç edilen elektriği de yararlı elektrik enerjisi paydasına dahil eder. Bu nedenle araştırmacılar ek bir muhafazakâr gösterge hesaplamış ve ihracatı paydadan çıkardığında optimum iDR sisteminin yalnız son kullanıcı yüküne hizmet eden LCOE'sini yaklaşık 0,0372 $/kWh bulmuştur. Bu değer de 0,0872 $/kWh'lik ortak referanstan yaklaşık %57,3 daha düşüktür.

Optimum iDR sistemi yıllık 443.327 kWh şebeke elektriği satın almış, 856.887 kWh elektrik ihraç etmiş ve modelde yaklaşık 63.128 $/yıl iDR geliri üretmiştir. Standart HOMER yenilenebilir enerji oranı %88,2, ihracatı dışlayan yük-hizmet yenilenebilir oranı %84,7'dir. Şebeke kaynaklı operasyonel CO₂ emisyonu ortak referanstaki yaklaşık 1826,07 ton/yıldan 280,18 ton/yıla gerilemiştir.

Ancak iDR sonuçları gerçek Suudi Arabistan iDR tarifesi altında doğrulanmış ticari gelirler değildir. Çalışmada yaz için 10 $/kW-event, kış için 7 $/kW-event değerleri senaryo varsayımı olarak kullanılmıştır. Ayrıca HOMER'daki “talep azaltımı”, son kullanıcı yükünün aynı miktarda fiziksel olarak kapatılması anlamına gelmeyebilir; batarya deşarjı veya yerinde yenilenebilir üretim sayesinde şebekeden satın alınmayan güç de bu değere katkıda bulunabilir.

EV şarj talebi modelde kesilemez hizmet olarak korunmuştur. Bu nedenle iDR uygulaması EV şarj oturumlarını azaltmamış; konut tipi istasyonda yılda 3592, otoyol istasyonunda 7367 oturum her iki senaryoda da aynı kalmıştır. Konut tarafında yaklaşık 0,2 oturum/gün sabit şarj kapasitesi nedeniyle karşılanamazken otoyol istasyonunda kaçırılan oturum bulunmamıştır.

Çalışmanın farklı ülkelere veya gerçek ticari projelere aktarılabilmesi için yerel güneş/rüzgâr kaynakları, elektrik satın alma ve satış tarifeleri, NEM kuralları, gerçek iDR baseline ve settlement mevzuatı, EV talebi, batarya maliyetleri, faiz oranları ve şebeke güvenilirliği ayrıca doğrulanmalıdır. Çalışma, incelenen Riyad senaryosunun başka bir bölgede aynı maliyet ve emisyon sonuçlarını vereceğini göstermemektedir.

Araştırma hangi problemi çözmeye çalışıyor?

Elektrikli araç sayısının yükselmesi yalnız ulaşım sektörünü değil elektrik şebekesini de etkiler. Yüksek güçlü EV şarj istasyonları aynı saatlerde yoğun biçimde kullanıldığında şebekeden çekilen tepe güç artabilir. Bunun sonucu yeni şebeke yatırımları, yüksek talep ücretleri, kapasite yetersizliği ve şebeke elektriğinin karbon yoğunluğuna bağlı emisyon artışı olabilir.

Bu çalışmanın yaklaşımı, problemi yalnız daha fazla PV veya daha büyük batarya kurarak çözmeye çalışmak yerine üretim, depolama, şebeke alış-satışı ve esnek talebi aynı optimizasyon problemine dahil etmektir.

Literatür boşluğu da buradadır. Yenilenebilir enerji, EV şarjı, NEM veya talep yanıtı daha önce ayrı ayrı incelenmiştir. Araştırmacılar kendi katkılarını bu kavramların ilk kez kullanılması olarak sunmamaktadır. Asıl katkı; NEM, olay tabanlı iDR, EV hizmet performansı, doğrudan proje istihdamı ve yatırımcı odaklı mali göstergeleri aynı şebekeye bağlı EVCS planlama çerçevesinde birlikte değerlendirmektir.

4E Optimizasyon Bu Çalışmada Ne Anlama Geliyor?

4E, çalışmanın sonuçlarını Energy, Environmental, Employment ve Economic, yani enerji, çevre, istihdam ve ekonomi boyutlarında değerlendiren çerçevedir; ancak matematiksel optimizasyon tek amaçlıdır ve HOMER Grid esas olarak TNPC'yi en aza indirir, diğer 4E göstergeleri optimum ve alternatif çözümleri karşılaştırmak için kullanılır.

Bu ayrım önemlidir. “4E optimizasyon” ifadesi dört ayrı amaç fonksiyonunun aynı anda optimize edildiği anlamına gelmemektedir. Makalede amaç fonksiyonu TNPC minimizasyonudur; enerji, çevre ve istihdam göstergeleri uygun çözümlerin karşılaştırmalı değerlendirmesidir.

Önerilen mikroşebekenin mimarisi

Sistem AC/DC hibrit mimariye sahiptir. PV ve rüzgâr üretimi AC tarafta topluluk yüklerini ve EV şarj istasyonlarını besler. Batarya enerji depolama sistemi DC tarafta çift yönlü dönüştürücü üzerinden AC sisteme bağlanır. Akıllı sayaç ve şebeke arayüzü, elektrik ithalatı ve ihracatının yanı sıra tarife ve iDR sinyallerinin iletişimini sağlar.

Riyad vaka çalışmasında yük nasıl tanımlandı?

Topluluk elektrik talebi günlük 7 MWh, ortalama güç yaklaşık 291 kW ve tepe yük 825,5 kW olarak modellenmiştir. Yıllık saatlik profil OpenEI/NREL veri tabanından alınmış ve Riyad'ın yüksek yaz soğutma ihtiyacını temsil eden belirgin yaz pikleri içermektedir.

EV altyapısı iki farklı kullanım biçimini temsil eder:

Bu şarj cihazlarının sayısı ve gücü optimizasyon karar değişkeni değildir; vaka çalışmasının önceden belirlenmiş girdileridir. HOMER, PV, rüzgâr, BES ve dönüştürücü boyutlarını optimize eder.

PV üretimi nasıl modelleniyor?

PV üretim modeli saatlik güneş ışınımını ve hücre sıcaklığının modül gücü üzerindeki etkisini kullanır. Kaynaktaki temel güç denkleminin yapısı şöyledir:

\[ P_{PV}(t)= \left[1+\gamma_p\left(T_c(t)-T_{c,STC}\right)\right] N_{PV}P_{PV,r}\beta \left(\frac{H(t)}{H_{STC}}\right) \tag{1} \]

\(P_{PV}(t)\) toplam PV gücünü, \(N_{PV}\) PV modülü sayısını, \(P_{PV,r}\) nominal modül gücünü, \(\beta\) derating/değer kaybı katsayısını, \(H(t)\) saatlik güneş ışınımını ve \(\gamma_p\) sıcaklık katsayısını temsil eder.

Denklemde ışınım oranı üretimi doğrudan ölçeklerken hücre sıcaklığının standart test sıcaklığından sapması sıcaklık katsayısı üzerinden modül gücünü değiştirir. Kaynak ayrıca hücre sıcaklığını ortam sıcaklığı, ışınım, NOCT koşulları, absorptans, geçirgenlik ve maksimum güç noktası verimini içeren Denklem (2) ile hesaplamaktadır.

PV modeli için kullanılan modül SMA Sunny Tripower 60-US sistemiyle ilişkilendirilmiş; nominal PV gücü 60 kWp, STC verimi %17,3, derating factor %96 ve PV ömrü 25 yıl olarak verilmiştir.

Rüzgâr türbini modeli nasıl çalışıyor?

Rüzgâr üretimi önce hub yüksekliğindeki rüzgâr hızını ve türbin güç eğrisini kullanır. Türbin cut-in hızının altında üretmez; cut-in ile nominal hız arasında güç hızın kübik davranışına bağlı olarak yükselir; nominal hız ile cut-off arasında nominal güçte çalışır; cut-off üzerinde güvenlik amacıyla üretim sıfıra iner.

Kaynak ayrıca gerçek hava yoğunluğuna göre düzeltme uygular:

\[ P_{WT}(t)=P_{WT,STP}(t) \left[\frac{\rho_{act}(t)}{\rho_{ref}}\right] \tag{4} \]

\(\rho_{act}\) gerçek hava yoğunluğunu, \(\rho_{ref}\) standart referans yoğunluğunu gösterir. Yoğunluk aynı rüzgâr hızında havanın taşıdığı kinetik enerji miktarını etkilediğinden türbin gücü de buna göre düzeltilir.

Seçilen Eocycle EOX M-21 türbini 100 kW nominal güce, 2,75 m/s cut-in hızına, 17 m/s nominal hıza, 20 m/s cut-off hızına, 32 m hub yüksekliğine ve 21 m rotor çapına sahiptir.

Batarya kapasitesi ve enerji dengesi nasıl modelleniyor?

Nominal batarya kapasitesi için kaynak şu ilişkiyi kullanmaktadır:

\[ E_{BES,N} = \frac{E_L\delta_{DA}} {\eta_{Conv}\eta_{BES}DOD_{max}} \tag{5} \]

\(E_L\) günlük yük enerjisini, \(\delta_{DA}\) istenen günlük otonomiyi, \(\eta_{Conv}\) dönüştürücü verimini, \(\eta_{BES}\) batarya verimini ve \(DOD_{max}\) izin verilen maksimum deşarj derinliğini temsil eder.

Paydadaki verimlerin veya kullanılabilir DOD'nin küçülmesi aynı yükü karşılamak için gerekli nominal kapasiteyi büyütür. Bu, fiziksel olarak bütün nominal batarya kapasitesinin kayıpsız biçimde kullanılabilir olmadığı gerçeğini ifade eder.

Şarj ve deşarj durumlarında batarya enerjisi önceki zaman adımındaki enerjiye, özdeşarj kaybına ve üretim-yük farkına bağlı olarak güncellenmektedir:

\[ E_{BES}(t) = (1-\alpha)E_{BES}(t-1) + [\text{şarj edilen net enerji}] \tag{6} \]

\[ E_{BES}(t) = (1-\alpha)E_{BES}(t-1) - [\text{deşarjla karşılanan net enerji}] \tag{7} \]

Kaynak denklemleri dönüştürücü ve BES verimlerini de içerir. Buradaki \(\alpha\) saatlik özdeşarj oranıdır.

Batarya modeli sistem düzeyindedir. Hücre sıcaklığı, elektrokimyasal gerilim davranışı ve sıcaklığa bağlı degradasyon doğrudan modellenmemiştir. Batarya kimyası da optimizasyon karar değişkeni değildir; önceden tanımlanmış Li-ion BES kullanılır.

EV şarj süresi nasıl hesaplanıyor?

Kaynak EV'nin günlük sürüşte tükettiği enerjiyi şarj cihazı gücüne bölerek ortalama şarj süresini ilişkilendirir:

\[ t_{EVch} = t^{dep}_{EV}-t^{arr}_{EV} = \frac{E_{EVch}\,d_{EV}} {P_{EVch}} \tag{8} \]

\(E_{EVch}\) aracın kilometre başına özgül enerji tüketimini kWh/km, \(d_{EV}\) günlük mesafeyi km ve \(P_{EVch}\) şarj gücünü kW cinsinden ifade eder. kWh'nin kW'a bölünmesi saat verdiği için denklem boyutsal olarak şarj süresiyle tutarlıdır.

Ardından araçların istasyona geliş ve ayrılışları Denklem (9)-(13) ile saatlik olarak izlenir. Temel araç dengesi:

\[ N_{EV,t} = N_{EV,t-1} + N^{arr}_{EV,t} - N^{dep}_{EV,t} \tag{13} \]

şeklindedir. Bir zaman aralığındaki EVCS gücü de aktif şarj olan araç sayısıyla tek araç şarj gücünün çarpımıdır:

\[ P_{EVCS,t}=N_{EV,t}P_{EVch} \tag{14} \]

NEM ile iDR Aynı Gelir Mekanizması mı?

Hayır. NEM, mikroşebekenin fiziksel olarak şebekeye ihraç ettiği fazla elektrik için enerji satış kredisi oluştururken iDR, tanımlanan talep-yanıtı baz çizgisine göre şebekeden satın alınan gücün azaltılması karşılığında modellenen teşvik geliridir; bu iki gelir akışı aynı elektrik miktarının iki kez satılması anlamına gelmemelidir.

NEM modelindeki tarifeler

Çalışmada şebekeden elektrik satın alma tarifesi:

0,085 $/kWh

ve NEM kapsamında fazla elektriği şebekeye satış tarifesi:

0,024 $/kWh

olarak kullanılmıştır.

Satış fiyatının alış fiyatından daha düşük olması, mikroşebekenin yalnız mümkün olduğunca fazla elektrik üretmesinden ziyade üretim, depolama, öz tüketim ve ihracatı ekonomik olarak koordine etmesini önemli hale getirir.

iDR geliri nasıl hesaplanıyor?

Her talep yanıtı etkinliğindeki gelir, modellenen güç azaltımıyla teşvik oranının çarpımlarının toplamıdır:

\[ iDR^{t}_{\$} = \sum_{x=1}^{N_{DR}} \sum_{y=1}^{M_{DR}} \delta DR^{t}_{x,y} \kappa^{t}_{x,y} \tag{15} \]

\(\delta DR^{t}_{x,y}\), müşteri ve etkinlik düzeyindeki modellenen güç azaltımını; \(\kappa^{t}_{x,y}\) ise $/kW cinsinden teşvik fiyatını temsil eder.

Müşteri düzeyindeki azaltım, programa kayıtlı cihazların etkinlik öncesi gücüyle kontrol sonrası güçlerinin farkından oluşturulur:

\[ \delta DR^{t}_{x,y} = \sum_{k=1}^{N^{t}_{App}} \left( P^{k,\mathrm{Before},t}_{x,y} - Sw^{k}_{x,y}P^{k,\mathrm{After},t}_{x,y} \right) \tag{16} \]

Burada \(Sw\) ilgili cihazın kontrol/anahtarlama durumunu temsil eder.

Hangi yükler iDR'ye katılıyor?

Kaynak üç yük sınıfı ayırmaktadır:

• Temel yükler: aydınlatma, buzdolabı ve ocak gibi ertelenemez yükler.
• Zaman-esnek yükler: çamaşır makinesi, fırın ve boiler gibi başka bir saate kaydırılabilen yükler.
• Termal düzenlemeli yükler: klima ve su ısıtıcı gibi termal enerjiyi belirli ölçüde depolayabilen yükler.

Temel yükler iDR kapsamında kesilmez. Zaman esnek yüklerde Denklem (24) enerji nötrlüğü koşulu uygular:

\[ \sum_{t=1}^{T}\Delta E^{t}_{shift,x}=0,\quad \forall x \tag{24} \]

Yani yük bir saatten çıkarılıyorsa başka bir saate yeniden yerleştirilir; toplam enerji gereksinimi sırf iDR nedeniyle azaltılmaz.

iDR senaryosunun takvimi

Bu teşvikler mevcut onaylı Suudi iDR ödeme oranları olarak sunulmamıştır. Yazarlar bunları talep esnekliğinin potansiyel ekonomik katkısını incelemek için kabul edilmiş senaryo değerleri olarak tanımlamaktadır.

iDR'deki “Talep Azaltımı” Gerçekten Aynı Miktarda Fiziksel Yük Kesintisi mi?

Hayır. HOMER Grid'de iDR azaltımı baz çizgi ile etkinlik sırasında şebekeden gerçekten satın alınan güç arasındaki farktır; bu farkın tamamı son kullanıcı cihazlarının kapatılmasından gelmeyebilir ve batarya deşarjı veya yerinde PV/rüzgâr üretiminin şebeke satın alımını ikame etmesi de “grid-purchase reduction” değerine katkıda bulunabilir.

Bu nedenle örneğin bir etkinlikte 778 kW azaltım raporlanması, binadaki cihazların fiziksel olarak tam 778 kW kapatıldığı anlamına gelmez. Kaynak bir sonbahar etkinliğinde baseline peak'in 778 kW olduğunu, gerçek şebeke satın alımının sıfıra indiğini ve yükün yerinde yenilenebilir üretimle karşılanabildiğini özellikle belirtmektedir.

Bu ayrım çalışmadaki iDR gelirlerinin yorumlanması açısından kritiktir. Model bir sistem düzeyi şebeke etkileşimini değerlendirir; gerçek son kullanıcı davranışı, katılım oranı, gecikmeler ve etkinliğe cevap vermeme olasılıkları stokastik olarak modellenmemiştir.

Şebeke enerji maliyeti nasıl oluşturuluyor?

Kaynakta Denklem (17), faturalama dönemi boyunca şebekeden satın alınan enerji maliyetinden NEM ihracat gelirini ve iDR gelirini çıkarır. Temel ekonomik yapı:

\[ C_{grid} = \sum \left( E_{grid,pur}C_{grid}^{buy} - E_{grid,sell}C_{grid}^{sell} \right) - iDR_{\$} \tag{17} \]

şeklinde okunabilir. Burada satın alınan enerji pozitif maliyet, ihraç edilen enerji NEM kredisi, iDR ise ayrıca finansal teşvik akışıdır.

Bu kısa gösterim denklemin ekonomik mantığını açıklamak için verilmiştir; kaynak Denklem (17) içinde müşteri ve zaman indisleriyle birlikte batarya şarj/deşarj ve dönüştürücü verimlerini içeren ayrıntılı satın alma ve satış enerji ifadelerini ayrıca tanımlar.

HOMER Grid optimizasyonu adım adım nasıl ilerliyor?

1. Riyad konumu, meteorolojik saatlik veriler, yükler, EVCS davranışı, teknoloji maliyetleri, proje ömrü, iskonto/enflasyon, NEM, iDR ve şebeke kesintileri girilir.
2. PV, rüzgâr türbini, BES ve dönüştürücü kapasite kombinasyonları oluşturulur.
3. Her konfigürasyon bir yıllık 8760 saatlik enerji dengesiyle simüle edilir.
4. Predictive dispatch, 48 saatlik ileri bakışla yük, PV ve tarife eğilimlerini kullanır.
5. BES şarj/deşarjı, şebeke alış-satışı ve talep yönetimi koordine edilir.
6. Güç dengesi, depolama sınırları ve kapasite açığı gibi teknik kısıtları sağlayamayan tasarımlar elenir.
7. Uygun tasarımların yaşam döngüsü maliyeti, enerji, emisyon ve istihdam göstergeleri hesaplanır.
8. TNPC'si en düşük teknik olarak uygun konfigürasyon optimum çözüm olarak seçilir.

Optimizasyon gerçekten çok amaçlı mı?

Hayır. Makaledeki ana amaç fonksiyonu:

\[ OF=\min(TNPC) \tag{18} \]

şeklinde tek amaçlıdır. TNPC; ilk sermaye yatırımı, yıllık operasyon ve bakım, yakıt, değişim maliyetleri ve proje sonunda kalan salvage value gibi nakit akışlarının bugünkü değerlerini birlikte değerlendirir.

Enerji, çevre, istihdam ve diğer ekonomik metrikler optimum tasarımın ve alternatif konfigürasyonların değerlendirilmesinde kullanılır; ayrı bağımsız amaç fonksiyonları değildir.

LCOE Neden 0,0287 $/kWh ve 0,0372 $/kWh Olarak İki Farklı Şekilde Veriliyor?

Standart HOMER Grid LCOE, yıllıklaştırılmış elektrik maliyetini hem son kullanıcılara verilen elektriğe hem de şebekeye satılan elektriğe böldüğü için optimum sistemde 0,0287 $/kWh çıkar; yazarların ek olarak hesapladığı load-serving LCOE ise şebeke ihracatını paydadan çıkarır ve yalnız son kullanıcı yükünü dikkate aldığı için 0,0372 $/kWh'tir.

Kaynağın standart HOMER tanımı:

\[ LCOE= \frac{C_{ann,el}} {E_{load,served}+E_{grid,sell}} \tag{19} \]

şeklindedir.

Paydadaki \(E_{grid,sell}\) büyüdükçe, aynı yıllıklaştırılmış maliyet daha büyük enerji miktarına bölünebilir. Bu nedenle yüksek elektrik ihracatı olan bir sistemin standart HOMER LCOE'si, yalnız son kullanıcıya hizmet eden enerjiyi temel alan değerden daha düşük olabilir.

Karar değişkenleri ve güç dengesi

Optimizasyon PV ünitesi sayısı, rüzgâr türbini sayısı, batarya sayısı ve dönüştürücü kapasitesini belirlenen alt ve üst sınırlar içinde seçer:

\[ N^{min}_{PV}\leq N_{PV}\leq N^{max}_{PV} \]

\[ N^{min}_{WT}\leq N_{WT}\leq N^{max}_{WT} \]

\[ N^{min}_{BES}\leq N_{BES}\leq N^{max}_{BES} \]

\[ P^{min}_{Conv}\leq P_{Conv}\leq P^{max}_{Conv} \tag{20} \]

Her zaman adımında enerji kaynağı ve enerji tüketicileri arasında güç dengesi korunmalıdır:

\[ P_{PV} + P_{WT} + P^{imp}_{grid} + P^{dis}_{BES} = P_{ComL} + P_{EV} + P^{exp}_{grid} + P^{ch}_{BES} \tag{21} \]

Sol taraf o anda kullanılabilen güç kaynaklarını, sağ taraf ise topluluk yükü, EV şarjı, ihracat ve batarya şarjı gibi güç tüketim/çıkışlarını temsil eder.

EV batarya kısıtları

EV bataryasının enerjisi bir önceki durum ile yeni şarj enerjisinin toplamıdır:

\[ E^t_{EV} = E^{t-1}_{EV} + \eta_{EV,ch}\Delta tP^t_{EVch} \tag{25} \]

Enerji, minimum ve maksimum SOC sınırlarında kalmalıdır:

\[ E_{EV,R}SOC_{EV,min} \leq E^t_{EV} \leq E_{EV,R}SOC_{EV,max} \tag{26} \]

ve şarj gücü fiziksel şarj cihazı kapasitesini aşamaz:

\[ 0\leq P^t_{EV}\leq P_{EVch} \tag{27} \]

Kapasite açığı nasıl ölçülüyor?

Capacity shortage fraction (CS), talep edilen toplam enerji ile gerçekten sağlanan enerjinin farkının toplam talebe oranıdır:

\[ CS= \frac{E_{L,tot}-E_{G,tot}} {E_{L,tot}} \tag{28} \]

CS sıfıra yaklaştığında talep neredeyse tamamen karşılanmaktadır. Değer büyüdükçe karşılanamayan enerji payı artar.

Yenilenebilir enerji oranı nasıl hesaplanıyor?

HOMER Grid'in standart renewable fraction tanımı:

\[ RF= 1- \frac{E_{non-ren}} {E_{load,served}+E_{grid,sell}} \tag{29} \]

şeklindedir. Bu çalışmada şebekeden satın alınan elektrik yenilenemez kabul edilmiştir.

Bu formülün paydasına şebekeye satılan elektrik de girdiği için kaynak ayrıca yalnız son kullanıcı yüküne göre hesaplanan daha muhafazakâr RF değerini raporlamıştır.

CO₂ emisyonu nasıl hesaplanıyor?

Operasyonel CO₂ yalnız şebekeden satın alınan elektrik ve şebeke CO₂ emisyon faktörü üzerinden hesaplanır:

\[ E_{CO_2} = \frac{EF_{CO_2}}{10^6} \sum_{t=1}^{8760} E_{grid,pur}(t) \tag{30} \]

\(EF_{CO_2}\) g/kWh, şebeke alımı kWh olduğunda \(10^6\)'ya bölme gramı tona dönüştürür. Çalışmada kullanılan şebeke CO₂ emisyon faktörü 632 g/kWh'tir.

Bu nedenle raporlanan CO₂ değerleri mikroşebeke ekipmanlarının üretimindeki yaşam döngüsü emisyonları değildir; modeldeki şebeke kaynaklı operasyonel emisyonlardır.

İstihdam hesabı nasıl yapılıyor?

Kaynak, her konfigürasyon için doğrudan proje ilişkili yıllık tam zaman eşdeğer istihdamı hesaplar. Denklem PV, rüzgâr, BES ve dönüştürücünün kurulu kapasitesini; her teknolojiye ait construction job-year/MW ve O&M jobs/MW·year katsayılarını; ayrıca Level-2 ve DC hızlı şarj cihazlarının inşaat ve işletme işgücü katsayılarını toplar:

\[ JC^{(i)}_{FTE} = \sum_{\kappa\in K} \left( \frac{C_{i,\kappa}\alpha_{\kappa}}{T} + C_{i,\kappa}\beta_{\kappa} \right) + \frac{\alpha_{L2}N_{L2}+\alpha_{DCFC}N_{DCFC}}{T} + f_{L2}N_{L2} + f_{DCFC}N_{DCFC} \tag{31} \]

\[ K=\{PV,WT,BES,Conv\} \]

Burada \(T\) proje ömrüdür. İnşaatta oluşan geçici job-year değeri 25 yıllık ömre bölünerek yıllıklaştırılır; O&M istihdamı ise her yıl tekrarlayan iş olarak eklenir.

Bu nedenle “49,25 job-years” ile “49,25 sürekli çalışan” aynı şey değildir. Optimum iDR sisteminin ortalama yıllık göstergesi yaklaşık 1,97 FTE/yıldır.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Temel ekonomik ve teknik varsayımlar

Kaç çözüm tarandı?

iDR uygulanmayan optimizasyonda 1709 çözüm simüle edilmiş, bunların 1450'si uygulanabilir bulunmuştur. iDR dahil edildiğinde 1496 çözüm simüle edilmiş ve 1429'u uygulanabilir/operatif çözüm olarak değerlendirilmiştir.

Üç ana senaryonun karşılaştırması

iDR'nin sisteme etkisi neden yalnız “yük kesmek” değildir?

iDR'li optimum sistem, iDR'siz optimum sisteme göre çok daha büyük batarya kapasitesi seçmiştir: 21 batarya biriminden 144 birime çıkılmıştır. BES yıllık throughput'u iDR'li optimum sistemde yaklaşık 360 MWh/yıl seviyesine ulaşmıştır. Ortak iDR benchmark'ında ise batarya throughput yaklaşık 14 MWh/yıldır.

Bu durum talep esnekliğinin yalnız tüketiciyi kapatmak yerine bataryayı, yerinde yenilenebilir üretimi ve şebeke etkileşimini ekonomik olarak daha aktif hale getirdiğini göstermektedir.

Yıllık enerji dengesi

Optimum sistemde PV yıllık yaklaşık 2,99 GWh ile toplam üretimin %73,0'ını, rüzgâr yaklaşık 0,67 GWh ile %16,2'sini, şebeke alımı ise 0,44 GWh ile %10,8'ini temsil etmektedir.

Tüketim/enerji çıkış tarafında topluluk yükü yaklaşık 2,56 GWh/yıl ile %68,2; EV şarjı yaklaşık 0,33 GWh/yıl ile %8,94; şebekeye ihracat ise yaklaşık 0,86 GWh/yıl ile %22,9'dur.

Yüksek ihracat payı, HOMER RF ve LCOE tanımlarında ihracatın paydaya girmesinin neden önemli olduğunu göstermektedir.

Aylık şebeke dengesi ve iDR geliri

Optimum sistem yıllık toplamda 443.327 kWh elektrik satın alıp 856.887 kWh elektrik satmıştır. Net enerji satın alımı:

\[ 443\,327-856\,887=-413\,560\ \mathrm{kWh/yıl} \]

olduğundan sistem yıllık enerji miktarı açısından net ihracatçı konumdadır.

Kaynakta yıllık net enerji ücreti yaklaşık 17.117 $ iken iDR geliri yaklaşık 63.128 $ olarak verilmiş; sonuçta net utility cost yaklaşık −46.010 $/yıl olmuştur. Negatif işaret mikroşebeke operatörü açısından net kredi/gelir anlamına gelir.

Ancak bu sonuç iDR teşvik oranlarının senaryo varsayımı olduğu sınırıyla birlikte okunmalıdır.

EV hizmet performansı değişti mi?

Bu değişmezlik iDR'nin gerçek dünyada bütün EV kullanıcı davranışlarını etkilemeyeceğinin deneysel kanıtı değildir. Modelde EV şarj hizmeti kesilemez ve sabit talep profiline sahip olacak şekilde tanımlandığı için iDR enerji tedarikinin kaynağını ve zamanlamasını değiştirir; şarj oturumlarını değiştirmez.

Çevresel sonuçlar

SO₂ ve NOx bu makalede sera gazı olarak birleştirilmemektedir. Kaynak bunları yerel hava kirleticileri olarak ayrı raporlamaktadır.

İstihdam sonucu

İstihdam metriği yalnız doğrudan proje ilişkili EPC, O&M ve EVCS işlerini içerir. Elektrik tedarik zinciri ve dolaylı ekonomik istihdam dahil değildir.

Çalışmanın desteklediği sonuçlar

• İncelenen Riyad vaka çalışmasında yenilenebilir üretim ve BES entegrasyonu, ortak şebeke-bağımlı referansa göre TNPC ve LCOE'yi düşürmüştür.
• Varsayılan iDR senaryosunun eklenmesi optimum sistemin TNPC ve işletme maliyetini daha da düşürmüştür.
• Optimum iDR konfigürasyonu PV/WT/BES/Conv/Grid olmuştur.
• Optimum iDR sisteminin TNPC'si 0,365 M$ ve standart HOMER LCOE'si 0,0287 $/kWh'tir.
• İhracatı dışlayan load-serving LCOE 0,0372 $/kWh'tir.
• Standart HOMER RF %88,2, ihracatı dışlayan load-serving RF %84,7'dir.
• Yıllık şebeke alımı 443.327 kWh'e düşerken ihracat 856.887 kWh'e çıkmıştır.
• Modelde iDR gelirinin yıllık büyüklüğü yaklaşık 63.128 $ olmuştur.
• EVCS hizmet göstergeleri iDR'li ve iDR'siz senaryolarda aynı kalmıştır.
• Şebeke kaynaklı operasyonel CO₂ ortak referansa göre yaklaşık %84,7 azaltılmıştır.
• Optimum iDR sisteminde doğrudan proje ilişkili istihdam yaklaşık 1,97 FTE/yıl veya 49,25 job-years/25 yıl olarak hesaplanmıştır.

Çalışmanın desteklemediği sonuçlar

• 10 $/kW ve 7 $/kW iDR teşviklerinin yürürlükteki gerçek Suudi iDR tarifeleri olduğu gösterilmemiştir.
• 63.128 $/yıl iDR gelirinin gerçek bir ticari tesiste elde edildiği gösterilmemiştir.
• NEM ile iDR gelirlerinin her gerçek düzenleyici çerçevede birlikte kullanılabileceği gösterilmemiştir.
• HOMER'ın talep azaltımının tamamı fiziksel son-kullanıcı yük kesintisi değildir.
• Çalışma stokastik müşteri davranışı veya gerçek bireysel iDR katılım oranı modellememektedir.
• Çalışma robust/stochastic optimizasyon kullanmamaktadır.
• Sistematik belirsizlik veya kapsamlı duyarlılık analizi bu çalışmada tamamlanmamıştır.
• Bataryanın sıcaklığa bağlı elektrokimyasal verimi ve degradasyonu optimize edilmemiştir.
• LFP, LNMC ve LTO kimyaları arasında optimizasyon yapılmamıştır.
• Riyad sonucu başka bir şehir veya ülke için aynı TNPC, LCOE veya emisyon sonucunu garanti etmez.
• CO₂ sonuçları ekipman üretimi dahil tam yaşam döngüsü karbon ayak izi değildir.
• 49,25 job-years 49 sürekli çalışan anlamına gelmez.
• Çalışma kurulmuş gerçek ticari mikroşebekenin uzun dönem saha performansı değildir.

Çalışmanın temel sınırlılıkları

Deterministik yapı: Saatlik güneş, rüzgâr, sıcaklık ve talep profilleri kullanılmış olsa da formal robust veya stochastic optimizasyon uygulanmamıştır.

iDR müşteri davranışı: Katılım ve cevap deterministik kabul edilmiştir; bireysel kullanıcının katılmaması, gecikmesi veya farklı miktarda tepki vermesi modellenmemiştir.

iDR tarifesi: Kullanılan teşvik değerleri senaryo varsayımıdır; gerçek Suudi settlement sistemi değildir.

NEM+iDR revenue stacking: Gerçek düzenleyici uygunluğu çalışma tarafından doğrulanmamıştır.

Batarya sıcaklığı: Riyad'ın yüksek ortam sıcaklığına rağmen BES'in sıcaklık bağımlı elektrokimyasal performansı ve termal yönetimi ayrıntılı modellenmemiştir.

Batarya kimyası: Li-ion kimyası karar değişkeni değildir.

Duyarlılık analizi: Tarife, iDR teşviki, CAPEX, iskonto oranı, EV büyümesi ve meteorolojik yıllar arası değişkenlik için sistematik uncertainty/sensitivity çalışması gelecek çalışmaya bırakılmıştır.

İstihdam kapsamı: Yalnız doğrudan proje ilişkili istihdam hesaplanmıştır; dolaylı ve yukarı akım şebeke tedarik zinciri istihdamı yoktur.

Çevresel kapsam: Şebekeden satın alınan elektriğin operasyonel emisyonları hesaplanmıştır; tam yaşam döngüsü değerlendirmesi yapılmamıştır.

Bu sonuçlar başka bir ülkeye nasıl aktarılmalı?

Bu sistem mimarisi başka bir şebekeye kavramsal olarak uygulanabilir; ancak sonuçların doğrudan taşınması bilimsel olarak doğru değildir. Yeni uygulama coğrafyasında en az şu girdilerin yeniden belirlenmesi gerekir:

• saatlik güneş ve rüzgâr profilleri,
• ortam sıcaklığı,
• elektrik alış tarifesi,
• NEM veya ihracat ödeme mekanizması,
• iDR baseline, eligibility ve settlement kuralları,
• şebeke kesinti sıklığı ve süresi,
• EV şarj davranışı ve şarj cihazı türleri,
• teknoloji CAPEX/OPEX değerleri,
• iskonto ve enflasyon oranları,
• şebeke emisyon faktörü,
• yerel işgücü katsayıları.

Bu nedenle çalışma genel bir optimizasyon çerçevesi sunmakta; fakat Riyad'da elde edilen 0,0287 $/kWh veya %84,7 CO₂ azalması gibi sayılar evrensel sistem sabitleri değildir.

Kaynak ve Yöntem Notu

Özgün çalışma: Design and Optimization of Smart-Grid-Connected Microgrids for EV Charging Stations Integrating Net Energy Metering and Demand Response.

Yazarlar: Kotb M. Kotb; Mohamed E. Zayed; Mohamed Ghazy; Shafiqur Rahman; Hassan Z. Al Garni; Ahmed S. Menesy; Abdulrahman AlKassem; Mishaal AlKabi; Mohammad A. Abido.

Yazar sırası: Kaynaktaki sıra aynen korunmuştur.

Eşit katkı: Kaynakta eşit katkı/eş birinci yazarlık beyanı belirtilmemektedir.

Sorumlu yazarlar: Mohamed E. Zayed ve Mohammad A. Abido.

Kurum 1: Interdisciplinary Research Center for Sustainable Energy Systems (IRC-SES), King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Kurum 2: Mechanical Engineering Department, King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Kurum 3: Department of Electrical Engineering, Jubail Industrial College, Jubail, Saudi Arabia.

Kurum 4: Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering, Minia University, Minia, Egypt.

Kurum 5: Energy, Water, and Sustainable Environment Research Center (EWSERC), American University of Sharjah, Sharjah, United Arab Emirates.

Kurum 6: Department of Electrical Engineering, Islamic University of Madinah, Madinah, Saudi Arabia.

Kurum 7: Department of Electrical Engineering, Umm Al-Qura University, Makkah, Saudi Arabia.

Kurum 8: Electrical Engineering Department, King Fahd University of Petroleum and Minerals, Dhahran, Saudi Arabia.

Dergi: World Electric Vehicle Journal.

Yayınevi: MDPI, World Electric Vehicle Association adına.

Cilt / sayı / makale numarası: 17 / 9 / 469.

DOI: 10.3390/wevj17090469.

Gönderim tarihi: 31 Temmuz 2026.

Revizyon tarihi: 29 Ağustos 2026.

Kabul tarihi: 31 Ağustos 2026.

Yayın tarihi: 3 Eylül 2026.

Kaynak türü: Hakemli, açık erişimli özgün araştırma makalesi; enerji sistemi modelleme ve deterministik techno-economic optimizasyon vaka çalışması.

Preprint durumu: Kaynakta ayrı bir preprint numarası veya ayrı preprint sürümü belirtilmemektedir.

Lisans: Creative Commons Attribution (CC BY).

Vaka çalışması: Riyad, Suudi Arabistan; yaklaşık 24,46° N, 46,44° E.

Optimizasyon yazılımı: HOMER Grid.

Optimizasyon tipi: TNPC minimizasyonuna dayalı tek amaçlı optimizasyon; 4E göstergeleri karşılaştırmalı değerlendirme için kullanılmıştır.

Zamansal çözünürlük: Bir yıllık 8760 saatlik deterministik zaman serisi.

Dispatch: Predictive dispatch, 48 saat ileri bakış.

Topluluk yükü: 7 MWh/gün, ortalama yaklaşık 291 kW, tepe 825,5 kW.

EVCS: Altı adet 12 kW Level-2 AC şarj cihazı ve dört adet 150 kW Level-3/DC hızlı şarj cihazı.

PV modeli: SMA Sunny Tripower 60-US ilişkili PV sistemi; saatlik güneş ışınımı ve ortam sıcaklığı kullanılmıştır.

Rüzgâr modeli: Eocycle EOX M-21; 100 kW nominal türbin.

BES: Önceden belirlenmiş Li-ion sistem; nominal 10,2 kWh/birim, %96 round-trip efficiency, %20-%100 SOC sınırı, 15 yıl ömür. Batarya kimyası optimizasyon değişkeni değildir.

Şebeke alış tarifesi: 0,085 $/kWh.

NEM satış tarifesi: 0,024 $/kWh.

iDR senaryosu: Yaz 10 $/kW-event, kış 7 $/kW-event; bunlar gerçek onaylı Suudi iDR tarifeleri değil modelleme varsayımlarıdır.

Şebeke emisyon faktörleri: CO₂ 632 g/kWh, SO₂ 2,74 g/kWh, NOx 1,34 g/kWh.

Proje ömrü: 25 yıl.

Gerçek iskonto oranı: %2,84.

Enflasyon oranı: %2,10.

Nominal iskonto oranı: %5,00.

Finansman: King Fahd University of Petroleum & Minerals desteği; Interdisciplinary Research Center for Sustainable Energy Systems tarafından Grant No. INSE2514 kapsamında destek.

Veri erişilebilirliği: Çalışmanın özgün katkıları makale içinde verilmiştir; ek sorular corresponding author'a yönlendirilebilir.

Çıkar çatışması: Yazarlar çıkar çatışması olmadığını bildirmiştir.

Yapay zekâ kullanım beyanı: Yazarlar hazırlık sırasında dil ve okunabilirliği geliştirmek amacıyla ChatGPT 5.5 kullandıklarını; son içeriği kendilerinin gözden geçirip düzenlediğini ve yayın içeriğinin sorumluluğunu üstlendiklerini belirtmiştir.

Yazar katkıları: Kavramsallaştırma Kotb M. Kotb ve Mohamed E. Zayed; yöntem Kotb M. Kotb ve Mohamed E. Zayed; yazılım Kotb M. Kotb, Mohamed Ghazy ve Ahmed S. Menesy; doğrulama Mohamed E. Zayed, Mohamed Ghazy, Shafiqur Rahman, Ahmed S. Menesy, Abdulrahman AlKassem ve Mohammad A. Abido; formal analiz Kotb M. Kotb, Mohamed E. Zayed ve Hassan Z. Al Garni; araştırma Kotb M. Kotb, Ahmed S. Menesy, Abdulrahman AlKassem, Mishaal AlKabi ve Mohammad A. Abido; veri kürasyonu Mohamed E. Zayed ve Mohamed Ghazy; gözetim Mohammad A. Abido; finansman edinimi Hassan Z. Al Garni tarafından yürütülmüştür.

Temel yöntemsel sınır: Sonuçlar gerçek kurulmuş mikroşebekenin uzun dönem saha ölçümleri değil, Riyad girdileri altında HOMER Grid ile yürütülen deterministik sistem optimizasyonudur. iDR müşteri davranışı ve teşvik oranları senaryo olarak modellenmiştir; kapsamlı uncertainty/sensitivity analizi, sıcaklık-bağımlı batarya degradasyonu ve chemistry-specific optimizasyon gelecek çalışmaya bırakılmıştır.

NEM+iDR yorum sınırı: Kaynak NEM ihracatı ile iDR şebeke-alım azaltımını ayrı değer akışları olarak modellemektedir. Ancak gerçek bir Suudi iDR baseline, eligibility ve revenue-stacking çerçevesi uygulanmadığından birlikte kullanım gerçek mevzuat tarafından doğrulanmış bir ödeme mekanizması olarak yorumlanmamalıdır.

LCOE yorum sınırı: 0,0287 $/kWh standart HOMER Grid tanımıdır ve elektrik ihracatını enerji paydasına dahil eder. Yalnız son kullanıcı yükünü dikkate alan ek değer 0,0372 $/kWh'tir.

İstihdam yorum sınırı: 49,25 job-years doğrudan proje ilişkili birikimli iş-yılıdır; 49 sürekli tam zamanlı iş anlamına gelmez.

Çevresel yorum sınırı: 280,18 ton/yıl CO₂ değeri şebeke elektriği ithalatıyla ilişkili operasyonel emisyon modelidir; tam yaşam döngüsü karbon ayak izi değildir.