ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΕΣ ΜΕΛΕΤΕΣ

Transcript

1 ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος Ηρώων Πολυτεχνείου 9, , Ζωγράφου Τηλ , Fax , ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΕΣ ΜΕΛΕΤΕΣ Μ. Παπαδόπουλος Σ. Παπαθανασίου Μ. Τσίλη Ε. Καραµάνου ΑΘΗΝΑ ΕΚΕΜΒΡΙΟΣ 2006

2 ΑΝΤΙΚΕΙΜΕΝΟ-ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΟ ΤΗΣ ΜΕΛΕΤΗΣ 1. ιασύνδεση νησιών Βορείου Αιγαίου (Χίου, Λέσβου, Ικαρίας, Σάµου, Λήµνου) 2. Επέκταση ιασύνδεσης Κυκλάδων (Ίος, Θήρα) 3. ιασύνδεση της Κρήτης µε το Σύστηµα 4. ιασύνδεση των ωδεκανήσων (µεταξύ τους) 5. ιασύνδεση: Σύστηµα-Κρήτη- ωδεκάνησα

3

4 ΣΤΟΧΟΙ ΚΑΙ ΜΕΘΟ ΟΛΟΓΙΑ ΕΞΕΤΑΣΗΣ Εξασφάλιση της ασφαλούς ηλεκτροδότησης των νησιών για όλη την εξεταζόµενη περίοδο Εξέταση διάφορων «Σεναρίων ηλεκτροδότησης» Επιλογή Σεναρίων για λεπτοµερή Εξέταση-Ανάλυση - Τεχνολογία AC ή DC ή συνδυασµός AC και DC - Επιλογή διαδροµής πόντισης ΥΒΚ και Υ/Σ - Τήρηση «Κριτηρίου Ν-1», κατ ελάχιστο - Μελέτη ροής φορτίων και τάσεων-επιλογή µέσων αντιστάθµισης Κοστολόγηση της ιασύνδεσης και ακολούθως της ηλεκτροδότησης των νησιών για τα Σενάρια που επελέγησαν Εξέταση των επιπτώσεων από την ανάπτυξη αιολικής παραγωγής - Με ΑΣΠ, διείσδυση ίση µε 25% της µέγιστης ετήσιας ζήτησης - Με ιασύνδεση, διείσδυση όπως ορίζεται ανά περίπτωση (συχνά 100% της ετήσιας µέγιστης ζήτησης) Σύγκριση συνολικού κόστους ηλεκτροδότησης µε ΑΣΠ- ιασύνδεση

5 ΙΑΜΟΡΦΩΣΗ ΤΩΝ ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΩΝ Κατηγορίες διασυνδέσεων (α) Κατάργηση της θερµικής Τοπικής Παραγωγής ( ιασυνδέσεις Βορείου Αιγαίου και Επεκτάσεων Κυκλάδων) (β) ιατήρηση-ανάπτυξη και ελεγχόµενης (θερµικής) Τοπικής Παραγωγής, παράλληλα µε την λειτουργία τη ιασύνδεσης (Κρήτη και Ρόδος) Ανάλυση Κοστολόγηση («Λογιστικό Μοντέλο») εδοµένα: - Ετήσια Καµπύλη ιάρκειας φορτίων - Ικανότητα Μεταφοράς της διασύνδεσης - Σύνθεση ΑΣΠ (είδος, ισχύς, χαρακτηριστικά µονάδων) - Αιολική ισχύς-χαρακτηριστικά Α/Γ- Μέση ταχύτητα ανέµου Υπολογισµοί-Κοστολόγηση: - Υπολογισµός παραγωγής αιολικής ενέργειας µε βάση την µέση ετήσια ταχύτητα ανέµου (και κατανοµή Rayleigh) και προτεραιότητα ένταξης. Κοστολόγηση µε τιµές αγοράς από ΕΗ. - Κάλυψη της λοιπής Καµπύλης ιάρκειας φορτίων µε προτεραιότητα: (α) από την διασύνδεση και, όταν προβλέπονται, (β) από µονάδες της Τοπικής Παραγωγής, οι οποίες εντάσσονται µε ορισµένη σειρά προτεραιότητας ώστε να επιτυγχάνεται το ελάχιστο κόστος ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΗ: Υπολογισµοί µε µέσες τιµές 5-ετίας

6 «ΛΟΓΙΣΤΙΚΟ ΜΟΝΤΕΛΟ» Όρια απορρόφησης αιολικής ισχύος (Στη γενική περίπτωση που υπάρχει και ελεγχόµενη τοπική παραγωγή) P P n n P < P P L L Σmin P P P P = cp c = max Σn = 0 Wmax Σn = P Wmax Σn = P L = P n P n n + P + P { C (1 C )} P = (1 c)p + (1 + c)p Wmax T, L D L L P n Σmin P n = Ικανότητα ιασύνδεσης Ρ Σn = Ισχύς συµβατικών µονάδων n = Το υπό εξέταση έτος P L = Η ισχύς του φορτίου P Wmax =Η µέγιστη αιολική ισχύς που µπορεί να απορροφηθεί C T = Ποσοστό καθορισµού τεχνικού ελαχίστου συµβατικών µονάδων («Στατικό όριο») C D = Ποσοστό καθορισµού της δυνατότητας απότοµης ανάληψης φορτίου («υναµικό όριο»)

7 «ΛΟΓΙΣΤΙΚΟ ΜΟΝΤΕΛΟ» Απόδοση αιολικών-χωρίς περιορισµούς στο όριο διείσδυσης Κατανοµή Rayleigh 1.6V f(v) = e 2 V V 1.6 V 2 H i = Vi Vi 0.5. f(v)dv= e k Vi 0.5. c e k Vi c f(v) i f(v) Vwind (m/s) Pwind(MW) Vwind (m/s) E W = 8760 N V i= 1 HP i Wi

8 «ΛΟΓΙΣΤΙΚΟ ΜΟΝΤΕΛΟ» Απόδοση αιολικών-με περιορισµούς στο όριο διείσδυσης Ηαιολική ισχύς P W (V i,p Lj ) που µπορεί να παραχθεί µε ταχύτητα ανέµου V i,, φορτίο P Lj και πιθανότητα εµφάνισης G(V i, P Lj ), καθώς και η αντίστοιχη ετήσια παραγωγή αιολικής ενέργειας Ε W, υπολογίζονται από τις σχέσεις: PW (V,P i Lj) = minp { (V),P (P )} W i Wmax Lj Gi (V i,plj) = H i(vi )F(P i Lj ) E N V N L W = 8760 HFP i j W(V i,plj) i= 1 j= 1

9 «ΛΟΓΙΣΤΙΚΟ ΜΟΝΤΕΛΟ» Απόδοση αιολικών σε διασυνδεδεµένο νησί και παράλληλη λειτουργία συµβατικής (ελεγχόµενης) παραγωγής Ηισχύς την οποία θα καλύπτει η συµβατική παραγωγή, P Σ,µε προτεραιότητα ένταξης πρώτα την ισχύ της διασύνδεσης, P n και µετά µια προκαθορισµένη σειρά ένταξης των συµβατικών µονάδων, καθώς και οι αντίστοιχες ετήσιες ενέργειες, υπολογίζονται από τις σχέσεις: P P = P P i Lj W Σ P Σ = max { cp,(p P ) P } Σn Lj W n EΣ )P = 8760 G i(v i,plj Σi E )P = 8760 G i(v i,plj i

10 ΕΠΙΛΟΓΗ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑΣ ΤΩΝ ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΩΝ Κριτήρια επιλογής τεχνολογίας - υνατότητες - Ωριµότητα της τεχνολογίας - υνατότητα τροφοδότησης ταχέως µεταβαλλόµενων φορτίων - Κόστος Τεχνολογία AC - Προσφέρεται για µικρές σχετικά αποστάσεις, ώστε να περιορίζεται η ανάγκη κατασκευής συνδέσµων: Όριο 100km - Απαιτεί την εγκατάσταση µέσων αντιστάθµισης της χωρητικής ισχύος των Υποβρυχίων Καλωδίων (ΥΒΚ): Επαγωγικά πηνία ή SVC Τεχνολογία DC - Προσφέρεται για µεγάλες αποστάσεις και µεταφερόµενες ισχείς - Απαιτεί Μετατροπείς AC/DC και DC/AC στα άκρα

11 ΤΥΠΟΙ ΥΠΟΒΡΥΧΙΩΝ ΚΑΛΩ ΙΩΝ (ΥΒΚ) Extruded Insulation Cables

12 ΣΥΜΒΑΤΙΚΗ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ DC

13 ΝΕΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ DC

14 ΑΡΧΕΣ-ΠΑΡΑ ΟΧΕΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗΣ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗΣ Τα έργα διασύνδεσης πραγµατοποιούνται στην αρχή της περιόδου µελέτης (και συµπληρώνονται αν απαιτείται), ενώ οι ενισχύσεις των ΑΣΠ, στην αρχή κάθε 5-ετίας της περιόδου Η διάρκεια ζωής του εξοπλισµού λαµβάνεται 30 έτη Η κοστολόγηση γίνεται µετά τον καθορισµό τον απαιτουµένων ανά 5- ετία έργων, µε βάση µοναδιαίες τιµές κόστους και την αναγωγή των ετήσιων δαπανών στο αρχικό έτος µε επιτόκιο 6%. Το κόστος της ισχύος και ενέργειας που παρέχεται από το Σύστηµα, υπολογίζεται µε βάση το κόστος µονάδας 400MW Συνδυασµένου Κύκλου µε ΦΑ Η οικονοµική επίπτωση των ΑΠΕ υπολογίζεται µε βάση: - Το κόστος της ενέργειας που υποκαθίσταται - Την δαπάνη που καταβάλει η ΕΗ στον Παραγωγό ΑΣΠ - Την ελάφρυνση από την αποφυγή εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων

15 ΜΟΝΑ ΙΑΙΕΣ ΤΙΜΕΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Κόστος µονάδας Συστήµατος: - Κόστος εγκατάστασης 650Ε/kW - Μεταβλητό κόστος 55Ε/MWh - Σταθερό κόστος 16Ε/kW Πίνακας 2.1 Βασικές µοναδιαίες τιµές ΑΣΠ (σε τιµές 2006) ηζελ/νήτριες Ατµοηλ/κές ( /Ζ) (Α/Τ) Κόστος εγκατάστασης (Ε/kW) Σταθερό κόστος (Ε/kW-έτος) Μεταβλητό κόστος (Ε/MWh) -Καυσίµου: Μαζούτ Ντίζελ ΦΑ -Λειτουργίας & Συντήρησης. Συνολ. Μεταβλητό Κόστος -Με Πετρέλαιο -Με ΦΑ Βαθµός Απόδοσης των µονάδων Συνδ. Κύκλου (ΣΚ) Αεριο/βιλοι (Α/Σ) (1) ,40 0,38 0,52 0,35

16 ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ ΒΟΡΕΙΟΥ ΑΙΓΑΙΟΥ Εξεταζόµενες διασυνδέσεις Κύρια διασύνδεση: Χίου-Λέσβου, από Εύβοια (ΚΥΤ Αλιβερίου) Επεκτάσεις της κύριας διασύνδεσης 1) Ικαρίας-Σάµου, από Χίο 2) Λήµνου, από Λέσβο ιασύνδεση των νησιών: Χίου-Λέσβου-Ικαρίας-Σάµου

17 ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ ΒΟΡΕΙΟΥ ΑΙΓΑΙΟΥ Εξέλιξη της µέγιστης ζήτησης 501,5 460,2 397,0 333,4 261,8 209,9 163,1 ΓΕΝ. ΣΥΝΟΛΟ 38,0 34,4 29,7 25,6 21,0 17,3 14,2 Λήµνος 139,1 128,4 110,8 91,1 71,4 55,9 41,8 ΣΥΝΟΛΟ 113,2 104,5 90,2 74,1 58,1 45,5 34,0 Σάµος 25,9 23,9 20,6 17,0 13,3 10,4 7,8 Ικαρία 325,4 297,4 256,5 216,7 169,4 136,7 107,1 ΣΥΝΟΛΟ 180,7 163,7 141,2 121,9 100,1 78,5 61,5 Λέσβος 132,0 122,0 105,2 86,5 62,8 53,1 41,6 Χίος-Ψαρά 12,7 11,7 10,1 8,3 6,5 5,1 4,0 Σκύρος

18

19 150kV ΕΥΒΟΙΑ (Αλιβέρι) Προσθήκη το km υπόγειο καλώδιο 1000 mm 2 Οξύλιθος 50 km υποβρύχιο καλώδιο (2+1)x280 MVA 80 km υποβρύχιο καλώδιο (2+1)x280 MVA 150 MVAR ΣΚΥΡΟΣ Α/Γ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Xίος-Ψαρά Λέσβος Ικαρία Σάµος ΦΟΡΤΙΑ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Μέγιστο Χίος Λέσβος Ψαρά - - Σκύρος 5 13 (Ελάχιστο = 20% Μεγίστου) ΨΑΡΑ 40 km υποβρύχιο καλώδιο 2x400mm 2 2x140 MVA 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x630mm 2 2x280 MVA 100 MVAR R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) ΥΠΟΒΡΥΧΙΑ ΚΑΛΩ ΙΑ 390 MVA (350 MW) 0,04 0, MVA (250 MW) 0,06 0, ΜVΑ 0,08 0, ΧΙΟΣ ΛΕΣΒΟΣ 60 MVAR SVC -100/+100 MVAR 40 MVAR

20

21

22 Οικονοµική αξιολόγηση-βασικό Σενάριο (Ποσά σε ΜΕ) Τοπική Παραγωγή Σύστηµα ΧΩΡΙΣ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 400,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 220, ,663 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 216,773 43,099 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 1.728, ,932 Ολικό κόστος - Χωρίς ΑΠΕ (Μ ) 2.166, ,694 ΜΕ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 400,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 220, ,663 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 216,773 43,099 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 1.715, ,054 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 1.533, ,716 Σταθµών ΑΠΕ (Μ ) 181, ,338 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 44, ,515 Ολικό κόστος - Με ΑΠΕ (Μ ) 2.108, ,301

23 ΠΑΡΑΛΛΑΓΕΣ ΤΟΥ ΒΑΣΙΚΟΥ ΣΕΝΑΡΙΟΥ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΧΙΟΥ-ΛΕΣΒΟΥ Χωρίς ΑΠΕ -Τοπική Παραγωγή - ιασύνδεση Με ΑΠΕ -Τοπική Παραγωγή - ιασύνδεση Βασικό Σενάριο (1) (2) (3) Βασικό Σενάριο: -Αύξηση τιµών καυσίµων και ΑΠΕ 3% ετησίως άνω του πληθωρισµού - ΑΠΕ 25% και 100% της ετήσιας αιχµής, µε Τοπική Παραγωγή ή ιασύνδεση Παραλλαγή (1): Τιµές καυσίµου 75% του Βασικού Σεναρίου Παραλλαγή (2): Όπως (1) αλλά µηδενική αύξηση καυσίµων και τιµών ΑΠΕ Παραλλαγή (3): Πλήρης αξιοποίηση δυνατοτήτων ιασύνδεσης (αύξηση κόστους µόνον λόγω προσθήκης µέσων αντιστάθµισης-κατά 30ΜΕ, ήτοι κατά 7,5%)

24 ΣΥΜΒΟΛΗ ΤΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΣΤΗΝ ΑΞΙΟΠΟΙΗΣΗ ΤΟΥ ΑΙΟΛΙΚΟΥ ΥΝΑΜΙΚΟΥ (Ανηγµένη στο 2010 παραγωγή) Παραγωγή Αυτόνοµη Ανάπτυξη ιασύνδεση ιασυνδέσεις (GWh) ΑΠΕ ΘΗΣ ΑΠΕ Σύστηµα Χίου-Λέσβου (100%) (11%) (89%) (54%) (46%) Ικαρίας-Σάµου (100%) (11%) (89%) (53%) (47%) Παρατηρούµε ότι: Όταν γίνεται η ιασύνδεση µε το Σύστηµα, οπότε η εγκατεστηµένη ισχύς των αιολικών αυξάνεται από 25% σε 100% της ετήσιας αιχµής, η παραγωγή αιολικής ενέργειας αυξάνεται κατά 4,9 φορές περίπου, λόγω της αύξησης της ισχύος (κατά 4,0 φορές) αλλά και του Συντελεστή Χρησιµοποίησης (από 28% σε 34% περίπου) ΣΗΜ. Η αναγωγή δεν επηρεάζει την (%) κατανοµή

25 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΧΙΟΥ-ΛΕΣΒΟΥ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ-ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ Ηδιασύνδεση εµφανίζεται συµφέρουσα σε κάθε περίπτωση, µε εξαίρεση την ακραία Παραλλαγή (2), σύµφωνα µε την οποία η τιµές των καυσίµων µειώνονται στο 75% των σηµερινών και παραµείνουν αµετάβλητες, σε όλη την περίοδο Η εγκατάσταση ΑΠΕ µειώνει γενικά, αλλά όχι σηµαντικά, το συνολικό κόστος. Η αύξηση των ΑΠΕ στα όρια της ικανότητας της διασύνδεσης, µειώνει γενικά το συνολικό κόστος, αλλά όχι σε µεγάλο βαθµό.

26

27

28 150kV ΕΥΒΟΙΑ (Αλιβέρι) 20 km υπόγειο καλώδιο 1000 mm 2 Οξύλιθος Προσθήκη το 2020 ΦΟΡΤΙΑ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Μέγιστο Χίος Λέσβος Ψαρά - - Σκύρος 5 13 Λήµνος (Ελάχιστο = 20% Μεγίστου) 80 km υποβρύχιο καλώδιο (2+1)x280 MVA 50 km υποβρύχιο καλώδιο (2+1)x280 MVA 100 MVAR ΣΚΥΡΟΣ Α/Γ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Xίος-Ψαρά Λέσβος Ικαρία Σάµος Λήµνος R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) ΥΠΟΒΡΥΧΙΑ ΚΑΛΩ ΙΑ 390 MVA (350 MW) 0,04 0, MVA (250 MW) 0,06 0, ΜVΑ 0,08 0, ΨΑΡΑ 40 km υποβρύχιο καλώδιο 2x400mm 2 2x140 MVA 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x630mm 2 2x240 MVA SVC -60/+60 MVAR 100 MVAR ΧΙΟΣ ΛΕΣΒΟΣ 110 km υποβρύχιο καλώδιο 2x400mm 2 2x140 MVA 100 MVAR 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x630mm 2 2x140 MVA 100 MVAR ΙΚΑΡΙΑ AΓ.ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x400mm 2 2x140 MVA SVC -60/+60 MVAR 100 MVAR 40 km υποβρύχιο καλώδιο 2x630mm 2 2x140 MVA SVC -55/+65 MVAR 50 MVAR ΛΗΜΝΟΣ ΣΑΜΟΣ SVC -60/+60 MVAR 100 MVAR 60 MVAR

29 Συγκεντρωτικά αποτελέσµατα αξιολόγησης διασυνδέσεων νησιών Βορείου Αιγαίου Χίος-Λέσβος Χίος-Λέσβος Ικαρία-Σάµος Λήµνος Ικαρία-Σάµος Στοιχείο Κόστους (ΜΕ) Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. ΧΩΡΙΣ ΑΠΕ ιασύνδεσης Επαύξησης ισχύος Σταθερό κόστος Μεταβλητό κόστος Συνολικό κόστος Μέσο µοναδιαίο Σ/µ α κόστος (Ε/MWh) ΜΕ ΑΠΕ ιασύνδεσης Επαύξησης ισχύος Σταθερό κόστος Μεταβλητό κόστος: - Συµβατικών ΣΠ - ΑΠΕ 1715 (1534) (181) 1251 (521) (730) 673 (584) (89) 496 (132) (364) 2361 (2109) (252) 1735 (706) (1029) 171 (152 ) (19) 128 (45) (83) Αποφευγόµενο λόγω ρύπων Συνολικό κόστος Μέσο µοναδιαίο κόστος (Ε/MWh)

30 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΝΗΣΙΩΝ ΒΟΡΕΙΟΥ ΑΙΓΑΙΟΥ ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ ΚΑΙ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Εκτός από την κύρια διασύνδεση Αλιβερίου-Χίου-Λέσβου, η οποία ήδη αξιολογήθηκε και η επέκταση της προς Ικαρία-Ιθάκη είναι σαφώς συµφέρουσα: - Κέρδος διασύνδεσης: Χωρίς ΑΠΕ ( )/867=23%, Με ΑΠΕ ( )/826=19% Η διασύνδεση και των τεσσάρων νησιών (Χίου, Λέσβου, Ικαρίας και Σάµου), εµφανίζεται ως η πλέον συµφέρουσα λύση, δεδοµένου ότι το συνολικό κόστος µε διασύνδεση και των τεσσάρων νησιών είναι το µικρότερο από οποιοδήποτε άλλο συνδυασµό: Τοπική παραγωγή σε όλα τα νησιά ή διασύνδεση Χίου-Λέσβου και Τοπική παραγωγή Ικαρίας-Σάµου. Η διασύνδεση της Λήµνου, εµφανίζεται ως µη συµφέρουσα, προφανώς λόγω του µικρού φορτίου του νησιού

31 ΕΠΕΚΤΑΣΕΙΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΚΥΚΛΑ ΩΝ Επεκτάσεις που εξετάστηκαν Προς Ίο-Θήρα, από Πάρο - Μέγιστη ζήτηση Ίου-Θήρας: 2010: 43,8MW 2035: 103,0MW - Απαιτείται οριακά ενίσχυση της σύνδεσης Λαύριο-Σύρος, µε YBK 1x390MVA το 2030 (ή 1x280MVA το 2020). -Κόστος επέκτασης 100ΜΕ, ενίσχυσης 20ΜΕ Προς Ίο-Θήρα και Ικαρία-Σάµο, από Μύκονο - Μέγιστη ζήτηση Ικαρίας-Σάµου: 2010: 56MW 2035: 139MW - Απαιτείται η ενίσχυση της σύνδεσης Σύρου-Μυκόνου και της Λαύριο-Σύρος. Συµπέρασµα: Αν και η διασύνδεση και της Ικαρίας-Σάµου από Μύκονο είναι δυνατή, προκρίνεται η διασύνδεση από Χίο, για τεχνικούς κυρίως λόγους.

32

33 150kV ΣΥΡΟΣ ΛΑΥΡΙΟ 110 km υποβρύχιο καλώδιο 2x390 MVA Προς Τήνο- Άνδρο- Εύβοια Α/Γ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Σύρος Μύκονος Πάρος Νάξος Θήρα Ικαρία Σάµος SVC -100/+200 MVAR 186 MVAR 50 km υποβρύχιο καλώδιο 280 MVA ΠΑΡΟΣ 27 MVAR 50 km υποβρύχιο καλώδιο 2x140 MVA ΙΟΣ 40 km υποβρύχιο καλώδιο 2x140 MVA ΘΗΡΑ 36 km υποβρύχιο καλώδιο 280 MVA ΜΥΚΟΝΟΣ 16 km υποβρύχιο καλώδιο 140 MVA 9 MVAR 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x140 MVA 63 MVAR ΝΑΞΟΣ 50 MVAR 80 km υποβρύχιο καλώδιο 2x140 MVA ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ SVC -50/+50 MVAR 50 MVAR ΦΟΡΤΙΑ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Μέγιστο Σύρος 27 * 52 * Μύκονος 33 * 54 * Πάρος 37 * 66 * Νάξος 33 * 62 * Ίος 5 10 * Θήρα Iκαρία Σάµος Άνδρος-Τήνος 27 * 46 * (Ελάχιστο = 20% Μεγίστου) *από Πόρισµα Υφιστάµενα µέσα αντιστάθµισης (από Πόρισµα) SVC -10/+10 MVAR 9 MVAR Νέα µέσα αντιστάθµισης R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) ΥΠΟΒΡΥΧΙΑ ΚΑΛΩ ΙΑ 390 MVA (350 MW) 0,04 0, MVA (250 MW) 0,06 0,

34 ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΕΠΕΚΤΑΣΗΣ ΤΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΚΥΚΛΑ ΩΝ ΠΡΟΣ ΙΟ-ΘΗΡΑ ΑΠΟ ΠΑΡΟ ιασύνδεση Ίου-Θηρας, από Πάρο Κόστη Τοπική Παραγωγή ιασυνδέσεως - Εγκαταστάσεων 52 Παραγωγής χωρίς ΑΠΕ 419 Παραγωγής µε ΑΠΕ 403 Σύνολο χωρίς ΑΠΕ 471 (100%) Σύνολο µε ΑΠΕ 455 (97%) ιασύνδεση (86%) 386 (82%)

35

36 ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ ΚΡΗΤΗΣ ΚΑΙ Ω ΕΚΑΝΗΣΩΝ Εξεταζόµενες διασυνδέσεις Η εξέταση περιλαµβάνει: 1) Την «ιασύνδεση της Κρήτης» µε το Σύστηµα - ιατήρηση και Ανάπτυξη της Τοπικής Παραγωγής (α) Με καύσιµο Προϊόντα Πετρελαίου (ΠΠ) (β) µε Φυσικό Αέριο (ΦΑ) 2) Την «ιασύνδεση των ωδεκανήσων», ήτοι της Ρόδου µε την Κω και Κάλυµνο, ΘΗΣ µόνο στη Ρόδο (διασύνδεση µέσω Νισύρου, όπου ο Γεωθερµικός Σταθµός Νισύρου) 3) Την «ιασύνδεση Σύστηµα-Κρήτη- ωδεκάνησα», µε διατήρηση και ανάπτυξη ΘΗΣ στην Κρήτη και την Ρόδο Τεχνολογία διασυνδέσεων - Σύστηµα-Κρήτη: DC 2x350MW=700MW ή 2x550MW=1100MW - Κρήτη-Ρόδος και Ρόδος-Κως-Κάλυµνος: AC µε ΥΒΚ 2x280MVA

37 ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ ΚΡΗΤΗΣ ΚΑΙ Ω ΕΚΑΝΗΣΩΝ Θερµική Παραγωγή και ΑΠΕ ιατηρείται και αναπτύσσεται η θερµική Τοπική Παραγωγή στην Κρήτη και Ρόδο, όπως έχει ήδη προγραµµατιστεί. Παραµένουν τελικά µόνον οι νέοι ΘΗΣ: - Αθερινόλακου και Κορακιάς, στην Κρήτη - Ο Νέος ΘΗΣ Ρόδου, στα ωδεκάνησα (και ο Γ/Θ Νισύρου) Η συνολική Τοπική Παραγωγή που διατηρείται καθορίζεται ανά περίπτωση και εξασφαλίζει αξιοπιστία και πέραν του «Κριτηρίου Ν-1» Σε περίπτωση διασύνδεσης µε το Σύστηµα, η προβλεπόµενη να εγκατασταθεί αιολική ισχύς περιορίζεται από την ικανότητα µεταφοράς ισχύος της διασύνδεσης, από το νησί προς το Σύστηµα, χωρίς να εξασφαλίζεται το «Κριτήριο Ν-1» για τη µεταφορά της (εξαντλείται η ικανότητα µεταφοράς της διασύνδεσης) Υπολογίζεται χωριστά το κόστος της παραγωγής του Συστήµατος και της Τοπικής Παραγωγής και το άθροισµα συγκρίνεται µε το κόστος σε περίπτωση Αυτόνοµης Ανάπτυξης

38 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΚΡΗΤΗΣ 2X350MW Η εξέταση περιλαµβάνει: ιασύνδεση µε δύο ανεξάρτητα κυκλώµατα DC 350MW έκαστο, το έτος Κατασκευή του ΘΗΣ Κορακιάς το 2012, σταδιακή ανάπτυξη των ΘΗΣ Αθερινόλακου και Κορακιάς, µε παράλληλη αποξήλωση µονάδων των ΘΗΣ Ηρακλείου και Χανίων (κατάργηση το 2030), µε δύο προοπτικές ανάπτυξης: (α) Αποκλειστική χρήση Προϊόντων Πετρελαίου (β) Εισαγωγή του Φυσικού Αερίου (Κορακιά-Αθερινόλακο, 2015) Η οικονοµική σύγκριση γίνεται µε αντίστοιχη Αυτόνοµη Ανάπτυξη, επίσης µε Προϊόντα Πετρελαίου ή Φυσικό Αέριο (Κόστος 430ΜΕ, σε τιµές 2010) Ανάπτυξη εγκαταστάσεων ΑΠΕ, ανά 5-ετία 1 η : 200MW 2 η : 350MW 3 η : 500MW 4 η : 700MW 5 η : 850MW (ΛΕΠΤΟΜΕΡΕΙΕΣ ΚΑΙ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ ΣΕ ΕΠΟΜΕΝΕΣ ΣΕΛΙ ΕΣ)

39

40

41 ΜΕΣΗ ΕΤΗΣΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΉ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΝΑ 5-ΕΤΙΑ ΜΕΤΑ ΤΗΝ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ 2X350MW Σενάριο Σ-Κρήτης-350-ΠΠ Α/Τ ΣΚ /Γ Α/Σ Σύνολο ΘΗΣ 1η 5ετία 47,2% 26,0% 26,7% 0,1% 100,000% 2η 5ετία 1,9% 1,2% 0,2% 0,0% 3,230% 3η 5ετία 6,0% 3,2% 2,6% 0,0% 11,838% 4η 5ετία 7,9% 7,2% 6,9% 0,0% 21,970% 5η 5ετία 9,1% 0,0% 21,0% 0,0% 30,128% Σενάριο Σ-Κρήτη-350-ΦΑ AT ΣΚ Γ ΑΣ Σύνολο ΘΗΣ 1η 5ετία 49,8% 26,2% 24,0% 0,1% 100,00% 2η 5ετία 1,9% 1,3% 0,0% 0,0% 3,230% 3η 5ετία 6,3% 5,6% 0,0% 0,0% 11,838% 4η 5ετία 8,2% 13,8% 0,0% 0,0% 21,970% 5η 5ετία 9,5% 20,5% 0,0% 0,0% 30,128%

42 ΣΕΝΑΡΙΟ Σ-ΚΡΗΤΗ-350-ΠΠ Τοπική Παραγωγή Σύστηµα Σύνολο ΘΗΣ & ιασύνδεσης ΧΩΡΙΣ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418, ,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 850, , ,239 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 671, , ,294 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 3.162, , ,675 Ολικό κόστος - Χωρίς ΑΠΕ (Μ ) 4.684, , ,672 ΜΕ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418, ,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 850, , ,239 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 671, , ,294 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 2.538, , ,797 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 2.538, , ,896 Σταθµών ΑΠΕ (Μ ) 0, , ,901 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 0, , ,771 Ολικό κόστος - Με ΑΠΕ (Μ ) 4.059, , ,023 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς ΑΠΕ 186, , ,350 Με ΑΠΕ 206, , ,930

43 ΣΕΝΑΡΙΟ Σ-ΚΡΗΤΗ-350-ΦΑ Τοπική Παραγωγή Σύστηµα Σύνολο ΘΗΣ & ιασύνδεσης ΧΩΡΙΣ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418, ,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 1.001, , ,086 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 789, , ,131 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 2.809, , ,182 Ολικό κόστος - Χωρίς ΑΠΕ (Μ ) 4.600, , ,863 ΜΕ ΑΠΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418, ,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 1.001, , ,086 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 789, , ,131 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 2.262, , ,719 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 2.262, , ,818 Σταθµών ΑΠΕ (Μ ) 0, , ,901 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 0, , ,771 Ολικό κόστος - Με ΑΠΕ (Μ ) 4.053, , ,629 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς ΑΠΕ 183, , ,180 Με ΑΠΕ 206, , ,841

44 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΚΡΗΤΗΣ 2X350MW Αποτελέσµατα ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ Ποσοστιαία Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ ΑΑ-Κρήτη-ΠΠ ΑΑ-Κρήτη-ΦΑ Σ-Κρήτη-350-ΠΠ Σ-Κρήτη-350-ΦΑ ,0 85,2 80,3 79,6 95,8 83,3 76,7 76, Παρατηρήσεις-Συµπεράσµατα 1) ιαπιστώνεται ότι η κατασκευή της διασύνδεσης της Κρήτης µε το Σύστηµα, αλλά και η εισαγωγή του ΦΑ δίδουν οικονοµικότερες λύσεις, µε σηµαντική µάλιστα διαφορά: 15 έως 20%, αντίστοιχα. 2) Η εγκατάσταση των ΑΠΕ µειώνει επίσης το κόστος, αλλά σε ποσοστά 3 έως 4%, των αντίστοιχων χωρίς ΑΠΕ τιµών.

45 ΣΥΜΒΟΛΗ ΤΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΣΤΗΝ ΑΞΙΟΠΟΙΗΣΗ ΤΟΥ ΑΙΟΛΙΚΟΥ ΥΝΑΜΙΚΟΥ (Ανηγµένη στο 2010 παραγωγή) Παραγωγή ΑΑ-Κρήτη-350 Σ-Κρήτη-350 (GWh) ΑΠΕ ΘΗΣ ΑΠΕ Σύστηµα ΘΗΣ ΚΡΗΤΗ (*) (100%) (13%) (87%) (24%) (47%) (29%) (*) Το Σύστηµα παρέχει 7% επιπλέον, λόγω απωλειών της διασύνδεσης Στο Σενάριο ΑΑ-Κρήτη-350, η εγκατεστηµένη αιολική ισχύς είναι 25% της ετήσιας αιχµής. Στο Σενάριο Σ-Κρήτη-350, η αιολική ισχύς ανέρχεται ανά 5- ετία σε: 1 η : 200MW 2 η :350MW 3 η :500MW 4 η :700MW 5 η : 850MW (ικανότητα της διασύνδεσης 2x350=700ΜW)

46 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ Ω ΕΚΑΝΗΣΩΝ Η διασύνδεση των ωδεκανήσων περιλαµβάνει: Την διασύνδεση της Ρόδου µε Κω-Κάλυµνο, µέσω Τήλου και Νισύρου (Οι αλλαγές στο δίκτυο των ήδη διασυνδεδεµένων µε ΜΤ προς βορρά νησιών, δεν εξετάζονται) Την κατάργηση των ΘΗΣ Κω και Καλύµνου µετά την διασύνδεση, ήτοι µετά το 2015 Την κατασκευή (το 2010) και σταδιακή ενίσχυση του νέου ΘΗΣ Ρόδου, µε παράλληλη αποµάκρυνση µονάδων του ΘΗΣ Σορωνής (κατάργηση το 2030). Την ανάπτυξη των ΑΠΕ, ως εξής: - ηµιουργία του Γεωθερµικού Σταθµού Μήλου 40MW, ο οποίος θα λειτουργεί ως µονάδα βάσεως (λαµβάνεται συνεχώς) - Εγκατάσταση αιολικών ισχύος 25% του ετήσιου µεγίστου φορτίου (το σύστηµα ωδεκανήσου θα λειτουργεί αυτόνοµα)

47 ΡΟ ΟΣ SVC -125/+125 MVAR 90 MVAR THΛΟΣ 70 MVAR ΝΙΣYΡΟΣ Γ/Θ 40 MW ΚΩΣ 2x50 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x25 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x25 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA ΙΣΧΥΣ Α/Γ (MW) Κάσος Κάρπαθος Ρόδος Τήλος Νίσυρος Σύνολο ΦΟΡΤΙΑ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Μέγιστο Κάσος-Κάρπαθος Ρόδος Τήλος-Νίσυρος Κως-Κάλυµνος Σύνολο (Ελάχιστο = 20% Μεγίστου) YΠOBΡYXIA ΚΑΛΩ ΙΑ R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) 280 MVA (250 MW)

48 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ Ω ΕΚΑΝΗΣΩΝ

49 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ Ω ΕΚΑΝΗΣΩΝ Αποτελέσµατα ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ Χωρίς ΑΠΕ Ποσοστιαία Με ΑΠΕ ΑΑ-Ρόδου-ΠΠ ΑΑ-Κω/Καλ.-ΠΠ Σύνολο ΑΑ ωδεκανήσων ,0 97,1 ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ Σ- ωδεκανήσων ,9 96, Παρατηρήσεις Παρατηρούµε ότι η διασύνδεση προκύπτει οριακά οικονοµικότερη. Στην πραγµατικότητα όµως εκτιµάται ότι η διαφορά είναι σηµαντικά µεγαλύτερη, δεδοµένου ότι κατά τις κοστολογήσεις δεν λαµβάνεται υπόψη η «οικονοµία κλίµακας» που γίνεται µεταξύ µεγάλων και µικρών µονάδων παραγωγής, λόγω του διαφορετικού βαθµού απόδοσης, αλλά και κυρίως η σηµαντική διαφορά στα σταθερά έξοδα λειτουργίας µεταξύ ενός µεγάλου και δύο ή τριών µικρότερων ΘΗΣ.

50 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΣΥΣΤΗΜΑ-ΚΡΗΤΗ- Ω ΕΚΑΝΗΣΑ ιασύνδεση µε δύο ανεξάρτητα κυκλώµατα DC, εναλλακτικά 350MW ή 550MW έκαστο, το έτος ιασύνδεση της Κρήτης µε τη Ρόδο (µέσω Κάσου-Καρπάθου), η οποία τροφοδοτεί τα ωδεκάνησα κατά προτεραιότητα µε ισχύ µέχρι 400MW και εξασφαλισµένη 200MW. Η ισχύς των ΘΗΣ Ρόδου προσαρµόζεται (κυρίως ως προς την σύνθεση), ώστε να εξασφαλίζεται η ηλεκτροδότηση των ωδεκανήσων σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ της διασύνδεσης Κρήτης-Ρόδου Η ισχύς των ΘΗΣ Κρήτης που προβλεπόταν στην περίπτωση διασύνδεσης µόνον της Κρήτης, προσαρµόζεται ώστε να εξασφαλίζει και την παροχή των 200MW προς Ρόδο στην περίπτωση απώλειας ενός από τα δύο κυκλώµατα DC Σύστηµα-Κρήτη Προβλέπεται συνολική ανάπτυξη αιολικών, ανά 5-ετία 1 η : 250MW 2 η : 500MW 3 η : 750MW 4 η : 1000MW 5 η : 1200MW και κατασκευή του Γεωθερµικού Σταθµού Μήλου 40MW, το 2015.

51

52 150kV ΘΗΣ ΑΘΕΡΙΝΟΛΑΚKΟΥ ΓΜ 2Β 2x30 km ΚΑΣΟΣ SVC -75/+75 MVAR 100 MVAR ΚΑΡΠΑΘΟΣ SVC -50/+50 MVAR 90 MVAR ΡΟ ΟΣ 70 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x45 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x85 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA ΙΣΧΥΣ Α/Γ (MW) Κάσος Κάρπαθος Ρόδος Τήλος Νίσυρος Σύνολο ΦΟΡΤΙΑ ΝΗΣΙΩΝ (MW) Μέγιστο Κάσος-Κάρπαθος Ρόδος Τήλος-Νίσυρος Κως-Κάλυµνος Σύνολο (Ελάχιστο = 20% Μεγίστου) ΕΝΑΕΡΙEΣ ΓΡΑΜΜΕΣ R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) 2Β 0,097 0,391 9, SVC -125/+125 MVAR 90 MVAR THΛΟΣ ΝΙΣYΡΟΣ Γ/Θ 40 MW ΚΩΣ 70 MVAR 2x50 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x25 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA 2x25 km υποβρύχιο καλώδιο 2x280 MVA YΠOBΡYXIA ΚΑΛΩ ΙΑ R (Ω/km) X (Ω/km) C (nf/km) Imax (A) 280 MVA (250 MW) ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΡΟ ΟΥ (MW) Μέγιστο Α/Σ 45 2*45 /Γ 0 6*30 Σύνολο

53 ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΣΥΣΤΗΜΑ-ΚΡΗΤΗ- Ω ΕΚΑΝΗΣΑ Αποτελέσµατα ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ Ποσοστιαία Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ Σ-Κρήτη-350- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-φα ,0 97,8 95,1 94,1 93,9 91, Παρατηρήσεις-Συµπεράσµατα Η διασύνδεση των ωδεκανήσων µε την Κρήτη εµφανίζεται συµφέρουσα, αν ληφθεί υπόψη ότι το συνολικό κόστος χωρίς την διασύνδεση Κρήτης- ωδεκανήσου, δηλαδή το άθροισµα του κόστους του Σ-Κρήτη-350-ΠΠ (9.835 ME) ή ΦΑ (9.750 ME) και του κόστους των ωδεκανήσων διασυνδεδεµένων µεταξύ τους, Σ- ωδεκανήσων (4.415ME), είναι µεγαλύτερο από το κόστος Σ-Κρήτη- ωδ.-550-ππ (13.817ΜΕ) ή ΦΑ (13.275ΜΕ). Πράγµατι είναι: Με ΠΠ: = (> µε διασύνδεση 2x550MW και ΠΠ) Με ΦΑ στην Κρήτη: = (> µε διασύνδεση 2x550MW και ΦΑ) Οπωσδήποτε, οι διαφορές του συνολικού κόστους εµφανίζονται να είναι µικρές και µέσα στα όρια της ακρίβειας των υπολογισµών, εκτιµάται όµως ότι στην πραγµατικότητα τα οφέλη από την διασύνδεση θα είναι σηµαντικά µεγαλύτερα, αν αναλυθούν πληρέστερα οι δυνατότητες κατανοµής των φορτίων που παρέχονται µε την διασύνδεση.

54 ΓΕΝΙΚΑ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ 1. ιασυνδέσεις Βορείου Αιγαίου Η οικονοµικότητα της διασύνδεσης των νησιών (πλην Λήµνου) είναι σαφής και συνεπώς µπορεί να προχωρήσει στο στάδιο της οριστικής µελέτης 2. ιασύνδεση της Κρήτης Η διασύνδεση αλλά και η εισαγωγή του ΦΑ είναι οικονοµικότερες λύσεις από την Αυτοδύναµη Ανάπτυξη. Η οικονοµικότητα θα αυξηθεί αν περιοριστεί η εφεδρεία της τοπικής παραγωγής 3. ιασύνδεση ωδεκανήσων Η µεταξύ τους διασύνδεση είναι µάλλον οριακά συµφέρουσα Η διασύνδεση µε την Κρήτη και ταυτόχρονα της Κρήτης µε το Σύστηµα, απαιτεί εκτενέστερη ανάλυση και µελέτη, οπότε µπορεί να αποδειχθεί ακόµη περισσότερο συµφέρουσα.

55 ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΑ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΣΕΝΑΡΙΑ ΑΑ-Κρήτη-ΠΠ ΑΑ-Κρήτη-ΦΑ Ολικό κόστος Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ Ποσοστιαία Χωρίς ΑΠΕ Με ΑΠΕ 100,0 95,8 85,2 83,3 ΑΡΙΘΜΟΣΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ ΑΑ-Ρόδου-ΠΠ ΑΑ-Κω/Καλ.-ΠΠ ΑΑ ωδεκανήσων ,0 97,1 Σ- ωδεκανήσων ,9 96, Σ-Κρήτη-350-ΠΠ Σ-Κρήτη-350-ΦΑ ,0 99,1 95,5 95, Σ-Κρήτη-350- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-φα ,0 97,8 95,1 94,1 93,9 91,