«ΔΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΧΡΗΣΗΣ ΒΙΟΜΑΖΑΣ ΣΤΗΝ ΤΗΛΕΘΕΡΜΝΑΣΗ ΚΟΖΑΝΗΣ»

Transcript

1 ΔΗΜΟΤΙΚΗ ΕΠΙΧΕΙΡΗΣΗ ΥΔΡΕΥΣΗΣ ΑΠΟΧΕΤΕΥΣΗΣ ΚΟΖΑΝΗΣ I.ΜΙΚΡΟΥ ΚΟΖΑΝΗ ΤΗΛ : FAX: «ΔΙΕΡΕΥΝΗΣΗ ΧΡΗΣΗΣ ΒΙΟΜΑΖΑΣ ΣΤΗΝ ΤΗΛΕΘΕΡΜΝΑΣΗ ΚΟΖΑΝΗΣ» Κυπιρτίδης Ελευθέριος Μηχανολόγος Mηχανικός Διευθυντής Yπηρεσίας Tηλεθέρμανσης

2 ΔΗΜΟΤΙΚΗ ΕΠΙΧΕΙΡΗΣΗ ΥΔΡΕΥΣΗΣ ΑΠΟΧΕΤΕΥΣΗΣ ΚΟΖΑΝΗΣ I.ΜΙΚΡΟΥ ΚΟΖΑΝΗ ΤΗΛ : FAX: «22 ΧΡΟΝΙΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΗΛΕΘΕΡΜΑΝΣΗΣ ΚΟΖΑΝΗΣ» Κυπιρτίδης Ελευθέριος Μηχανολόγος Mηχανικός Διευθυντής Yπηρεσίας Tηλεθέρμανσης

3 Περιγραφή εγκαταστάσεων Σκοπός εγκατάστασης Τηλεθέρμανσης: η τροφοδότηση της πόλης με θερμότητα για θέρμανση χώρων και παρασκευή θερμού νερού χρήσης. Μονάδα βάσης: οι μονάδες ΙΙΙ, IV και V του ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου(παράγουν το 70% του θερμικού φορτίου στην αιχμή και συμμετέχουν 97% στην ετήσια παραγωγή θερμότητας) Λεβητοστάσιο αιχμής:(παράγει το 30% του θερμικού φορτίου στην αιχμή και συμμετέχει 3% στην ετήσια ;παραγωγή θερμότητας) - Θερμοκρασία υπέρθερμου νερού προσαγωγής: C. - Επιτρεπόμενες θερμοκρασίες επιστροφής (κτίρια): C.

4 Περιγραφή εγκαταστάσεων Δίκτυο διανομής: (ονομαστική πίεση 25 bar) αποτελείται από αγωγούς προμονωμένους και εγκατεστημένους απευθείας στο έδαφος (φέρουν μόνωση από πολυουρεθάνη και προστατευτικό περίβλημα από πολυαιθυλένιο).(hdp) Λεβητοστάσιο αιχμής: 3 λέβητες των 10 MW και δυο λέβητες 27,5 MW. Οι λέβητες είναι φλογοαυλωτοί τριπλής διαδρομής με δύο καυστήρες πετρελαίου και υγραερίου (L.P.G.) συνολικής ισχύς 85 MW. Αντλιοστάσιο Α1: 5 παράλληλα αντλητικά συγκροτήματα. Τα 2 είναι παροχής 630 m3/h και τα 3 είναι 1250 m3/h. Αντλιοστάσια Α2 και Α3: 3 παράλληλα αντλητικά συγκροτήματα (2+1 εφεδρικό) παροχής 1250 m3/h.

5 Περιγραφή εγκαταστάσεων Αγωγοί μεταφοράς: είναι διαμέτρου DN 450mm και DN 600mm για την παροχή των ( 2300 m 3 /h (140 MWth) η ταχύτητα του νερού είναι 2m/s και η πτώση πίεσης 0,66 bar/km). Eγκαταστάσεις στον Α.Η.Σ. Αγ. Δημητρίου: 2 ζεύγη (μονάδες III και IV) εναλλάκτες θερμότητας κατακόρυφοι και υδραυλωτοί συνολικής απόδοσης 67MW Th ανά ζεύγος. Υπάρχει και ένα άλλο ζεύγος εναλλακτών στην V μονάδα συνολικής απόδοσης 70 MW Th. Θερμικοί υποσταθμοί κτιρίων: διαθέτουν εναλλάκτη τύπου πλακών του οποίου το ένα ρεύμα συνδέεται στο δίκτυο τηλεθέρμανσης και το άλλο στην εγκατάσταση κεντρικής θέρμανσης του κτιρίου. Εναποθηκευτής θερμότης 2x1600 m 3 χωρητικότητα και ικανότητας 160 MWh.

6 Τιμολογιακή πολιτική Τιμολογιακή πολιτική: έπρεπε να λαμβάνει υπόψη τον κοινωνικό χαρακτήρα του έργου και να στοχεύει στη βιωσιμότητα του. Στόχοι: - η προσέλκυση καταναλωτών - η κάλυψη των χρηματοοικονομικών και λειτουργικών αναγκών της Επιχείρησης. Χρέωση σύνδεσης: είναι το άθροισμα της τιμής χρέωσης του θερμικού υποσταθμού και του γινομένου των μικτών τετραγωνικών της οικοδομής επί της σημερινής τιμής 3,5 ευρώ./m 2 πλέον ΦΠΑ.

7 Τιμολογιακή πολιτική ΜΕΣΟ ΕΜΒΑΔΟΝ ΟΙΚΟΔΟΜΗΣ (Μ2) ΜΕΓΕΘΟΣ ΕΝΑΛΛΑΚΤΗ (Μcal) ΧΡΕΩΣΗ ΕΝΑΛΛΑΚΤΗ (ΜΕ ΦΠΑ) ΧΡΕΩΣΗ ΟΙΚΟΔΟΜΗΣ (ΜΕ ΦΠΑ) Μ2 ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΧΡΕΩΣΗ ΟΙΚΟΔΟΜΗΣ ΧΡΕΩΣΗ ΤΥΠΙΚΟΥ ΔΙΑΜΕΡΙΣΜΑΤΟΣ /Μ ,70 642, ,45 32, ,4 1041, ,65 23, ,5 2082, , ,3 4165, ,3 10, ,8 5414, ,3 9, , ,8 8, , , ,8 7, , ,5 7, , , , , ,5 6,436 ΔΕΚΕΜΒΡΙΟΣ 2015 Πίνακας: διαμόρφωση της τιμής σύνδεσης που είναι μικρότερη από την δαπάνη εγκατάστασης συστήματος κεντρικής θέρμανσης με πετρέλαιο (λέβητας, καυστήρας, δεξαμενή πετρελαίου, καπνοδόχος κλπ.).

8 Τιμολογιακή πολιτική Τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας: καθορίστηκε αρχικά στα 0,02521 ευρώ/ kwh (8,590 δρχ/kwh) ενώ σήμερα είναι 43,5 ευρώ/ MWh. Πλεον Φ.Π.Α. 13%. Απόσβεση εγκατάστασης Τηλεθέρμανσης:από 2 χρόνια (μεγάλες οικοδομές) μέχρι 3 χρόνια (μονοκατοικίες). Με την τιμολογιακή πολιτική της Επιχείρησης έγινε δυνατή η κρίσιμη για την βιωσιμότητα του έργου διείσδυση της Τηλεθέρμανσης στα πρώτα δύο χρόνια λειτουργίας. Καταναλωτές: αισθάνθηκαν όλα τα πλεονεκτήματα αυτού του τρόπου θέρμανσης με αποτέλεσμα να γίνουν οι καλύτεροι διαφημιστές της Τηλεθέρμανσης στους συμπολίτες τους.

9 Εξέλιξη συνδρομητών τηλεθέρμανσης Διάγραμμα συνδεδεμένων επιφανειών ανά περίοδο S1

10 Διάγραμμα αριθμού συμβολαίων ανά περίοδο Εξέλιξη συνδρομητών τηλεθέρμανσης S1

11 Εξέλιξη συνδρομητών τηλεθέρμανσης Διάγραμμα αναμενόμενης και πραγματικής πρόσκτησης θερμικού φορτίου στην Τηλεθέρμανση Κοζάνης Πραγματική πρόσκτηση Αναμενόμενη πρόσκτηση

12 Οικονομικά στοιχεία - Οφέλη Τηλεθέρμανσης Οφέλη για την πόλη της Κοζάνης, τους κατοίκους της και την Εθνική Οικονομία από την λειτουργία της Τηλεθέρμανσης: - Εξοικονόμηση συναλλάγματος λόγω μη κατανάλωσης ΤΟΕ (τόνων ισοδύναμων πετρελαίου) πετρελαίου θέρμανσης. - Λιγότερες δαπάνες για τη θέρμανση των κατοικιών ( ευρώ)με αποτέλεσμα την αύξηση του εισοδήματος των κατοίκων.στο μέλλον και κάθε χρόνο, το ποσό αυτό θα είναι ευρώ περίπου. - Δημιουργία νέων θέσεων εργασίας με νέα ώθηση στην εμπορική και βιοτεχνική δραστηριότητα της πόλης μας.

13 Οικονομικά στοιχεία - Οφέλη Τηλεθέρμανσης -Απασχόληση από το ατόμων και υπολογίζεται ότι στην κατασκευή του έργου απασχολήθηκαν από το 1993 μέχρι σήμερα 100 άτομα πλήρους απασχόλησης ανά έτος. -Συνεισφορά στην ποιότητα ζωής με το καθαρότερο αστικό περιβάλλον

14

15

16

17 Οικονομικά στοιχεία - Οφέλη Τηλεθέρμανσης Η Τηλεθέρμανση Κοζάνης είναι έργο: - που συμβάλει αποφασιστικά στην μείωση της ατμοσφαιρικής ρύπανσης - που δημιούργησε και δημιουργεί νέες θέσεις εργασίας - που έδωσε στους κατοίκους της πόλης μας την δυνατότητα να απολαμβάνουν την θέρμανση των κατοικιών τους με μειωμένο κόστος - που δίνει τις δυνατότητες για περαιτέρω ανάπτυξη της περιοχής με παράλληλες δραστηριότητες Τηλεθέρμανσης στον τομέα της οικονομίας -που απέδειξε ότι η Τοπική Αυτοδιοίκηση και πρέπει και μπορεί να πραγματοποιεί με αποτελεσματικότητα μεγάλης κλίμακας έργα.

18 ΕΘΝΙΚΟ ΚΕΝΤΡΟ ΕΡΕΥΝΑΣ & ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΚΗΣ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣΙΝΣΤΙΤΟΥΤΟ ΧΗΜΙΚΩΝ ΔΙΕΡΓΑΣΙΩΝ & ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΩΝ ΠΟΡΩΝ Υποκατάστημα: 4o χλμ. Πτολεμαΐδας-Μποδοσακείου Νοσοκομείου (περιοχή Κουρί) Πτολεμαΐδα Τηλ.: Fax: Web : isfta@lignite.grγραφείο Αθήνας: Αιγιαλείας Μαρούσι Τηλ Fax: isfta@certh.grκεντρικό: 6ο χλμ. oδού Χαριλάου-Θέρμης Τ.Θ Θέρμη, Θεσσαλονίκη Τηλ.: Fax: Web: certh@certh.gr Εργοδότης: Δήμος Κοζάνης Δημοτική Επιχείρηση Ύδρευσης & Αποχέτευσης (Δ.Ε.Υ.Α.) Κοζάνης Έργο: Προκαταρκτική μελέτη για την αναβάθμιση και επέκταση της εγκατάστασης τηλεθέρμανσης Κοζάνης με εναλλακτικές πηγές ενέργειας Ημερομηνία σύμβασης: 4 Οκτωβρίου 2012 ΠΑΡΑΔΟΤΕΑ Γ ΦΑΣΗΣ και Δ ΦΑΣΗΣ Προκαταρκτική μελέτη τεχνικής πρότασης Προκαταρκτική περιβαλλοντική μελέτη Επιχειρησιακό σχέδιο της προτεινόμενης επένδυσης Προετοιμασία φακέλου για την ένταξη σε πρόγραμμα χρηματοδότησης Μελέτη βιωσιμότητας για την εγκατάσταση τηλεθέρμανσης Κοζάνης Παρουσίαση εναλλακτικών σεναρίων Πρόταση διαμόρφωσης τιμολογιακής πολιτικής της επιχείρησης Ανάδοχοι: Εθνικό Κέντρο Έρευνας & Τεχνολογικής Ανάπτυξης/ Ινστιτούτο Χημικών Διεργασιών & Ενεργειακών Πόρων (EKETA/ΙΔΕΠ) Πανεπιστήμιο Δυτικής Μακεδονίας Ειδικός Λογαριασμός Κονδυλίων Έρευνας (ΕΛΚΕ -Π.Δ.Μ) Ιούνιος 2014

19 Μελέτη χρηματο-οικονομικής αξιολόγησης Σε πρώτο στάδιο, εκπονείται χρηματική αξιολόγηση της δημιουργίας της νέας εγκατάστασης της τηλεθέρμανσης Κοζάνης για τα τρία σενάρια. Αναλύεται το κόστος επένδυσης, οι σταθερές και μεταβλητές λειτουργικές δαπάνες καθώς και τα αναμενόμενα έσοδα. Σενάριο 1. Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Φυσικό Αέριο (70 MWth) Σενάριο 2. Συμπαραγωγή ηλεκτρισμού και θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα (35+35 MWth) Σενάριο 3. Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα (35+35 MWth)

20 Παραδοχές Μεθοδολογία Η αξιολόγηση βασίζεται στον υπολογισμό κριτηρίων: Καθαρά Παρούσα Αξία (ΚΠΑ), Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (IRR) και η μεταβολή της με εφαρμογή Ανάλυση Ευαισθησίας, για τις αβεβαιότητες και εκτιμήσεις.

21 Χρηματική αξιολόγηση Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ Σενάριο Δ Ιδιωτική συμμετοχή, δανεισμός, και επιχορήγηση (1) Ιδιωτική συμμετοχή, δανεισμός, και επιχορήγηση (2) Ιδιωτική συμμετοχή, δανεισμός, και επιχορήγηση (3) Ιδιωτική συμμετοχή, δανεισμός, και επιχορήγηση (4) Ιδία κεφάλαια 20% 40% 30% 50% Δανεισμός 25% 25% 15% 15% Επιχορήγηση 55% 35% 55% 35% Σύνολο 100% 100% 100% 100%

22 Ανάλυση κόστους οφέλους Προσδιορισμός της διάρκεια ζωής της επένδυσης Περίοδος ανάλυσης Για να αναλύσουμε την κερδοφορία μιας επένδυσης πρέπει να γνωρίζουμε την εκτιμώμενη διάρκεια ζωής της, η οποία μπορεί να κυμαίνεται από μερικές εβδομάδες έως τριάντα ή περισσότερα χρόνια. Στη περίπτωση μας θα χρησιμοποιήσουμε περίοδο ανάλυσης 25 ετών.

23 Προϋπολογισμός κόστους επένδυσης για Σενάριο 1 Επενδυτική δαπάνη Άμεσο κόστος ,00 Μηχ. Εξοπλισμός (CAPEX) ,00 Βοηθ. Υποδομές (10% του CAPEX) ,00 Κτήση γης (7στρ.) ,00 Έμμεσο κόστος ,00 Άυλα κλπ - έκτακτες ανάγκες (10% του άμεσου κόστους) ,00 Σταθερό κεφάλαιο επένδυσης ,00 Απρόβλεπτα (10% του σταθερού κεφαλαίου) ,00 Συνολικό κεφάλαιο επένδυσης ,00

26 Ανάλυση εσόδων Επικείμενες τιμές για την ηλεκτροπαραγωγή βάση του νέου Σχεδίου Νόμου [4] Τρέχουσα FIT ( /MWhel) Επικείμενη FIT ( /MWhel) Μεταβολή FIT ( /MWhel) Σχετική μεταβολή FIT (%) ΣΗΘΥΑ Φ.Α. 90ΜWel + 70MWth 123,64 83,5-40,14-32,47 % ΣΗΘ Βιομάζα 17,5ΜWel + 35MWth / 35ΜWel + 70MWth % ΣΗΘ RDF (για το σενάριο μίγματος Βιομάζας και RDF) 87, ,85-8,94 %

27 Αποτελέσματα χρηματοοικονομικής αξιολόγησης Χρηματοδοτικό σενάριο Α Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Ιδία κεφάλαια 20% Δανεισμός 25% PBP >25 έτη >25 έτη 18 έτη Επιχορήγηση 55% IRR - 2,38% 9,20% ΚΠΑ , , ,57 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Ιδία κεφάλαια 40% Δανεισμός 25% PBP >25 έτη >25 έτη >25 έτη Επιχορήγηση 35% IRR - -1,05% 3,99% ΚΠΑ , , ,58 Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Ιδία κεφάλαια 30% Δανεισμός 15% PBP >25 έτη >25 έτη 16 έτη Επιχορήγηση 55% IRR - 3,63% 9,36% ΚΠΑ , , ,36 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Ιδία κεφάλαια 50% Δανεισμός 15% PBP >25 έτη >25 έτη >25 έτη Επιχορήγηση 35% IRR - 0,14% 4,67% ΚΠΑ , , ,80

28 Τιμές και αντίστοιχα ποσοστά έκπτωσης για την τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας Ποσοστό έκπτωσης Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) 25% 107,85 30% 100,66 35% 93,47 40% 86,28 45% 79,09 50% 71,90 55% 64,71 60% 57,52 65% 50,33 69,75% 43,50

29 Ανάλυση ευαισθησίας για Σενάριο 1 «Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Φυσικό Αέριο» Για το Σενάριο 1, «Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Φυσικό Αέριο» τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στον Πίνακα 30, ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο.

30 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 1, χρηματοδοτικό σενάριο Α Χρηματοδοτικό σενάριο Α Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 40% 86, , ,53 45% 79, , ,23 50% 71, , ,88 55% 64, , ,95 60% 57, , ,61 65% 50, , ,75% 43, ,62 25 Σταθερή τιμή αγοράς φυσικού αερίου 47,23 /MWh-th

31 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 1, χρηματοδοτικό σενάριο Α

32 Για το χρηματοδοτικό σενάριο Β, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 60,28 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 38,57% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th). Για το χρηματοδοτικό σενάριο Γ, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 58,00 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 33,33% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th). Για το χρηματοδοτικό σενάριο Δ, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 60,40 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 38,85% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th).

33 Οριακή τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για επένδυση με IRR 12% Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWhth) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) Αύξηση τιμής θερμικής ενέργειας σε σχέση με τη σημερινή 57, , ,02% Χρηματοδοτικό σενάριο Α 33,06% 60, , ,01% Χρηματοδοτικό σενάριο Β 38,57% 58, , ,05% Χρηματοδοτικό σενάριο Γ 33,33% 60, , ,03% Χρηματοδοτικό σενάριο Δ 38,85%

34 Ανάλυση ευαισθησίας για Σενάριο 2 «Συμπαραγωγή ηλεκτρισμού και θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα» Για το Σενάριο 2, «Συμπαραγωγή ηλεκτρισμού και θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα» τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στον Πίνακα, ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο.

35 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 2, Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) Χρηματοδοτικό σενάριο Α ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 25% 107, , ,05 30% 100, , ,74 35% 93, , ,41 40% 86, , ,03 45% 79, , ,61 50% 71, , ,15 55% 64, , ,63 60% 57, , ,01 65% 50, , ,24 69,75% 43, , ,38 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

37 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 2, χρηματοδοτικό σενάριο Β

38 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 2, χρηματοδοτικό σενάριο Γ Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 25% 107, , ,73 30% 100, , ,23 35% 93, , ,69 40% 86, , ,10 45% 79, , ,46 50% 71, , ,75 55% 64, , ,96 60% 57, , ,03 65% 50, , ,90 69,75% 43, , ,63 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

39 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 2, χρηματοδοτικό σενάριο Γ

40 Ανάλυση ευαισθησίας για Σενάριο 3 «Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα» Για το Σενάριο 3, «Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα» τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στον Πίνακα 40, 41, 42 και 43 ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο. Πίνακας 40: Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Α Χρηματοδοτικό σενάριο Α Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 40% 86, , ,34 45% 79, , ,93 50% 71, , ,14 55% 64, , ,84 60% 57, , ,92 65% 50, , ,18 69,75% 43, , ,20 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

42 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Β Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) Χρηματοδοτικό σενάριο Β ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 25% 107, , ,96 30% 100, , ,31 35% 93, , ,56 40% 86, , ,68 45% 79, , ,66 50% 71, , ,49 55% 64, , ,13 60% 57, , ,55 65% 50, , ,59 69,75% 43, , ,99 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

43 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Β

44 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Γ Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 25% 107, , ,19 30% 100, , ,62 35% 93, , ,87 40% 86, , ,91 45% 79, , ,71 50% 71, , ,21 55% 64, , ,34 60% 57, , ,00 65% 50, , ,01 69,75% 43, , ,36 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

45 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Γ

46 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Δ Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Ποσοστό έκπτωσης σε σχέση με το κόστος από πετρέλαιο Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) 25% 107, , ,23 30% 100, , ,09 35% 93, , ,85 40% 86, , ,51 45% 79, , ,03 50% 71, , ,41 55% 64, , ,60 60% 57, , ,54 65% 50, , ,02 69,75% 43, , ,67 Σταθερή τιμή αγοράς Βιομάζας 32,17 /MWh-th

47 Ανάλυση ευαισθησίας για την τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για το Σενάριο 3, χρηματοδοτικό σενάριο Δ

48 Παρατηρείται ότι, η επένδυση είναι συμφέρουσα για τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας μεγαλύτερης από την σημερινή, καθώς μόνο με αύξηση της, μπορεί ο IRR να πάρει τιμή 12% και πάνω. Για το χρηματοδοτικό σενάριο Α, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 44,65 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 2,64% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th). Για το χρηματοδοτικό σενάριο Β, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 48,55 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 11,61% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th). Για το χρηματοδοτικό σενάριο Γ, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 44,84 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 3,08% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th). Για το χρηματοδοτικό σενάριο Δ, η τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για την οποία ο IRR παίρνει την τιμή 12% είναι η 48,75 /MWh-th, το οποίο σημαίνει μια αύξηση της τιμής κατά 12,07% σε σχέση με την σημερινή (43,50 /MWh-th).

49 Οριακή τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας για επένδυση με IRR 12% Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας ( /MWh-th) ΚΠΑ ( ) PBP (χρόνια) IRR (%) Αύξηση τιμής θερμικής ενέργειας σε σχέση με τη σημερινή 44, , ,02% Χρηματοδοτικό σενάριο Α 2,64% 48, , ,00% Χρηματοδοτικό σενάριο Β 11,61% 44, , ,03% Χρηματοδοτικό σενάριο Γ 3,08% 48, , ,03% Χρηματοδοτικό σενάριο Δ 12,07%

50 Ανάλυση Ευαισθησίας ως προς την τιμή αγοράς του καυσίμου (βιομάζα) Για την ανάλυση ευαισθησίας δόθηκαν τιμές από -20% έως +20% στην τιμή αγοράς του καυσίμου. Οι πίνακες της ανάλυσης ευαισθησίας για τα Σενάρια 1, 2 και 3 με σταθερή τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας στα 43,50 /MWh-th παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Για το Σενάριο 1, τα αποτελέσματα της ανάλυσης έδειξαν ότι σε περίπτωση αύξησης ή μείωσης στην τιμή του Φυσικού Αερίου, και κρατώντας σταθερή την τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας στα σημερινά επίπεδα (43,50 /MWh-th), η επένδυση σύμφωνα με το δείκτη IRR δεν είναι βιώσιμη. Για να γίνει η επένδυση βιώσιμη, θα πρέπει να αυξηθεί η τιμή της θερμικής ενέργειας κατά 33% και 39% περίπου, όπως προαναφέρθηκε στον Πίνακα 34. Αλλάζοντας αυτή την παράμετρο, τα αποτελέσματα της ανάλυσης ευαισθησίας έδειξαν ότι η επένδυση κρίνεται βιώσιμη για την σημερινή τιμή αγοράς του φυσικού αερίου, αλλά κυρίως στην μείωση της τιμής. Στις περιπτώσεις αύξησης της τιμής του φυσικού αερίου η επένδυση δεν είναι βιώσιμη. Τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στους πίνακες παρακάτω.

51 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 1, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, , % 54, , % 51, , % 49, , ,54% 0% 47, , ,02% -5% 44, , ,41% -10% 42, , ,41% -15% 40, , ,10% -20% 37, , ,56% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 57,88 /MWhth

52 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, , % 54, , % 51, , % 49, , ,75% 0% 47, , ,01% -5% 44, , ,77% -10% 42, , ,30% -15% 40, , ,71% -20% 37, , ,05% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 60,28 /MWhth

53 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 1, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, , % 54, , % 51, , % 49, , % 47, , ,17% -5% 44, , ,10% -10% 42, , ,94% -15% 40, , ,05% -20% 37, , ,83% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 58,00 /MWhth

54 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, , % 54, , % 51, , ,32% 5% 49, , ,53% 0% 47, , ,03% -5% 44, , ,00% -10% 42, , ,72% -15% 40, , ,29% -20% 37, , ,77% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 60,40 /MWhth

55 Για το Σενάριο 2, τα αποτελέσματα της ανάλυσης έδειξαν ότι σε περίπτωση αύξησης της τιμής της βιομάζας και κρατώντας σταθερή την τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας στα σημερινά επίπεδα (43,50 /MWh-th), η επένδυση σύμφωνα με το δείκτη IRR δεν είναι βιώσιμη (Πίνακες σε Παράρτημα Ι). Στην αντίθετη περίπτωση της μείωσης της τιμής της βιομάζας, η επένδυση γίνεται αποδοτική (IRR>12%) μόνο στις περιπτώσεις που η μείωση είναι της τάξης του 10% και παραπάνω.

56 Για να γίνει η επένδυση βιώσιμη, θα πρέπει να αυξηθεί η τιμή της θερμικής ενέργειας κατά 42% και 85% περίπου, όπως προαναφέρθηκε στον Πίνακα 39. Αλλάζοντας αυτή την παράμετρο, τα αποτελέσματα της ανάλυσης ευαισθησίας έδειξαν ότι η επένδυση κρίνεται βιώσιμη για την σημερινή τιμή αγοράς της βιομάζας, αλλά και σε επικείμενες μεταβολές της, κυρίως στην μείωση της τιμής. Στις περιπτώσεις αύξησης της τιμής της βιομάζας η επένδυση δεν είναι βιώσιμη. Τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στους πίνακες παρακάτω.

57 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 2, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,96% -15% 27, , ,43% -10% 28, , ,76% -5% 30, , ,97% 0% 32, , ,02% 5% 33, , ,71% 10% 35, , % 37, , % 38, ,90 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 61,48 /MWhth

58 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,02% -15% 27, , ,63% -10% 28, , ,18% -5% 30, , ,65% 0% 32, , ,02% 5% 33, , ,21% 10% 35, , ,06% 15% 37, , ,79% 20% 38, ,52 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 80,40 /MWhth

59 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 2, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,71% -15% 27, , ,52% -10% 28, , ,19% -5% 30, , ,71% 0% 32, , ,00% 5% 33, , ,84% 10% 35, , ,69% 15% 37, , % 38, ,87 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 62,31 /MWhth

60 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,98% -15% 27, , ,12% -10% 28, , ,18% -5% 30, , ,16% 0% 32, , ,01% 5% 33, , ,68% 10% 35, , ,01% 15% 37, , ,71% 20% 38, ,10 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 81,25 /MWhth

61 Για το Σενάριο 3, τα αποτελέσματα της ανάλυσης έδειξαν ότι σε περίπτωση αύξησης της τιμής της βιομάζας και κρατώντας σταθερή την τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας στα σημερινά επίπεδα (43,50 /MWh-th), η επένδυση σύμφωνα με το δείκτη IRR δεν είναι βιώσιμη (Πίνακες σε Παράρτημα Ι). Στην αντίθετη περίπτωση της μείωσης της τιμής της βιομάζας, η επένδυση γίνεται αποδοτική (IRR>12%) μόνο στις περιπτώσεις που η μείωση είναι της τάξης του 10% και παραπάνω. Για να γίνει η επένδυση βιώσιμη, θα πρέπει να αυξηθεί η τιμή της θερμικής ενέργειας κατά 3% και 12% περίπου, όπως προαναφέρθηκε στον Πίνακα 44. Αλλάζοντας αυτή την παράμετρο, τα αποτελέσματα της ανάλυσης ευαισθησίας έδειξαν ότι η επένδυση κρίνεται βιώσιμη για την σημερινή τιμή αγοράς της βιομάζας, αλλά και σε επικείμενες μεταβολές της, κυρίως στην μείωση της τιμής. Στις περιπτώσεις αύξησης της τιμής της βιομάζας η επένδυση δεν είναι βιώσιμη. Τα αποτελέσματα παρουσιάζονται στον παραπάνω Πίνακα και στον παρακάτω.

62 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 3, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,62% -15% 27, , ,84% -10% 28, , ,97% -5% 30, , ,04% 0% 32, , ,02% 5% 33, , ,83% 10% 35, , ,35% 15% 37, , % 38, ,84 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 44,65 /MWhth

63 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,55% -15% 27, , ,23% -10% 28, , ,87% -5% 30, , ,47% 0% 32, , ,00% 5% 33, , ,46% 10% 35, , ,79% 15% 37, , ,93% 20% 38, , ,77% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 48,55 /MWhth

64 Αποτελέσματα ανάλυσης ευαισθησίας για το Σενάριο 3, για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας ανάλογα με το χρηματοδοτικό σενάριο Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,21% -15% 27, , ,30% -10% 28, , ,32% -5% 30, , ,24% 0% 32, , ,03% 5% 33, , ,63% 10% 35, , ,91% 15% 37, , ,57% 20% 38, ,83 25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 44,84 /MWhth

65 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,23% -15% 27, , ,26% -10% 28, , ,24% -5% 30, , ,16% 0% 32, , ,03% 5% 33, , ,81% 10% 35, , ,46% 15% 37, , ,93% 20% 38, , ,14% Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 48,75 /MWhth

66 Τα αποτελέσματα της ανάλυσης έδειξαν ότι και τα τρία σενάρια που μελετώνται για την κάλυψη του φορτίου μπορούν εν δυνάμει να γίνουν βιώσιμα. Για να γίνει κάτι τέτοιο, πρέπει η ΔΕΥΑΚ σε όλες τις περιπτώσεις να αυξήσει την τιμή πώλησης της θερμικής ενέργειας. Η αύξηση αυτή, όπως προαναφέρθηκε, μπορεί να είναι της τάξης του 3% έως 85%, ανάλογα με το εξεταζόμενο σενάριο. Συμπερασματικά και με βάση τα αποτελέσματα της ανάλυσης ευαισθησίας, η ανάπτυξη της τηλεθέρμανσης Κοζάνης για την κάλυψη των μελλοντικών φορτίων με τις τρεις τεχνολογίες που προαναφέρθηκαν μπορεί υπό προϋποθέσεις να αποτελέσει μία βιώσιμη επένδυση.

67 Ανάλυση ευαισθησίας για το Σενάριο 1. Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Φυσικό Αέριο (70 MWth) για σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) 43,50 /MWh-th Χρηματοδοτικό σενάριο Α NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, ,90 >25 >25 0% 47, ,62 >25 >25-20% 37, ,34 >25 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) Χρηματοδοτικό σενάριο Β NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, ,19 >25 >25 0% 47, ,91 >25 >25-20% 37, ,63 >25 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

68 Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, ,11 >25 >25 0% 47, ,82 >25 >25-20% 37, ,54 >25 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% 20% 56, ,40 >25 >25 0% 47, ,11 >25 >25-20% 37, ,83 >25 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

69 Ανάλυση ευαισθησίας για το Σενάριο 2. Συμπαραγωγή ηλεκτρισμού και θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα (35+35 MWth) Χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,66% -15% 27, , ,97% -10% 28, , ,11% -5% 30, , ,03% 0% 32, ,01 >25 2,38% 5% 33, ,75 >25 10% 35, ,48 >25 15% 37, ,22 >25 20% 38, ,31 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

70 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,46% -15% 27, , ,85% -10% 28, , ,03% -5% 30, ,72 >25 3,85% 0% 32, ,45 >25-1,05% 5% 33, ,19 >25 10% 35, ,92 >25 15% 37, ,66 >25 20% 38, ,75 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

71 Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,11% -15% 27, , ,74% -10% 28, , ,14% -5% 30, , ,22% 0% 32, ,75 >25 3,63% 5% 33, ,48 >25 10% 35, ,22 >25 15% 37, ,95 >25 20% 38, ,04 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

72 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,78% -15% 27, , ,63% -10% 28, , ,27% -5% 30, ,46 >25 4,55% 0% 32, ,19 >25 0,14% 5% 33, ,93 >25 10% 35, ,66 >25 15% 37, ,40 >25 20% 38, ,49 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

73 Ανάλυση ευαισθησίας για το Σενάριο 3. Παραγωγή θερμότητας με καύσιμο Βιομάζα (35+35 MWth) Χρηματοδοτικό σενάριο Α Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,04% -15% 27, , ,22% -10% 28, , ,31% -5% 30, , ,32% 0% 32, , ,20% 5% 33, ,27 >25 4,84% 10% 35, ,12 >25-0,02% 15% 37, ,97 >25 20% 38, ,88 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

74 Χρηματοδοτικό σενάριο Β Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,50% -15% 27, , ,05% -10% 28, , ,51% -5% 30, , ,85% 0% 32, ,58 >25 3,99% 5% 33, ,43 >25 0,82% 10% 35, ,28 >25 15% 37, ,13 >25 20% 38, ,03 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

75 Χρηματοδοτικό σενάριο Γ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,90% -15% 27, , ,95% -10% 28, , ,89% -5% 30, , ,72% 0% 32, , ,36% 5% 33, ,49 >25 5,72% 10% 35, ,34 >25 1,56% 15% 37, ,19 >25 20% 38, ,09 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

76 Χρηματοδοτικό σενάριο Δ Τιμή αγοράς καυσίμου ( /MWh-th) NPV Αποπληρωμή IRR% -20% 25, , ,95% -15% 27, , ,82% -10% 28, , ,58% -5% 30, , ,22% 0% 32, ,80 >25 4,67% 5% 33, ,65 >25 1,82% 10% 35, ,50 >25-1,55% 15% 37, ,34 >25 20% 38, ,25 >25 Σταθερή τιμή θερμικής ενέργειας 43,50 /MWhth

77 Technical Report Kozani, Greece Prefeasibility study on Biomass heat production25. April 2014Project: To: D.E.Y.A.Kozani From: Grontmij A/S, Johnny Iversen, Christian Nørr Jacobsen, Peter Sonne

78 CONTENTS 1 INTRODUCTION 2 RATIONALE 3 CHP VERSUS HOB 4 SIZE OF THE BIOMASS PLANT 5 SYSTEM CONNECTION OF THE BIOMASS PLANT 5.1 Connecting the plant to the city network 5.2 Connecting the plant to the transmission pipeline 6 BIOMASS RESOURCES 7 HEAT PRODUCTION TECHNOLOGY 7.1 In general 7.2 Area requirements 7.3 Boiler house including service facilities 7.4 Fuel storage and logistics Wood chip (45 % water content) Straw Wood pellets 7.5 Flue gas cleaning 8 BIOMASS PLANT, KOZANI, FINANCIAL CALCULATIONS MW Heat Plant 8.2 Financial calculations Straw Wood chips 8.3 Results and conclusions Straw Wood chips 8.4 Sensitivity analyses 9 DESK TOP STUDY FOR DISTRICT HEATING SUPPLY OF AN ENTIRE VILLAGE WITH BIOMASS 9.1 District heating system 9.2 Supply strategy 9.3 Boiler plant 9.4 Key figures for the system 9.5 Financial parameters 9.6 Results and conclusions 10 NEXT STEP 11 APPENDIX

79 Present value over 20 years Scenario Kozani Biomass plant Investments Biomass plant (10 MW) [ ] Plant site (7.000 m2) [ ] Total investment [ ] Operation and maintenance O&M [ ] Fuel costs Heat demand [MWh] Production incl. Heat losses [MWh] Biofuel costs [ ] Total expenses [ ] NPV expenses [ ] Income Heat sales [ ] Total Income [ ] Balance NPV over 20 years [ ] Internal rate of return [%] 8,24% Balanced heat price [ /MWh] 43,2 Balanced heat price (IRR =12%) [ /MWh] 48,7

80 Present value over 20 years Scenario Drepano Investments Biomass plant (5 MW) [ ] Oil boiler (3 MW) [ ] Substations (550 substations) [ ] Distribution grid (45 km) [ ] Total investment [ ] Scrapvalue, distribution grid [ ] Operation and maintenance O&M [ ] Heat demand [MWh] Production incl. Heat losses [MWh] Biofuel costs [ ] Fuel oil costs [ ] Total expenses [ ] NPV expenses [ ] Income Heat sales [ ] NPV Income [ ] Balance NPV over 20 years [ ] Internal rate of return [%] #ΔΙΑΙΡ/0! Balanced heat price [ /MWh] 100,3 Balanced heat price (IRR = 12%) [ /MWh] 117,5

81 INPUTS Input Unit Discount rate 8,0% [-] Heat capacity demand, consumers 10 [MW] Full load hours 3000 [h] Operation and maintenance 2,5% [%] Heat loss 5,0% [%] Electricity price, selling 135 [ /MWh] Heat price, selling 43,5 [ /MWh] Heat price, buying 5 [ /MWh] Fuel oil price 1,28 [ /l] Efficiency of oil boilers 80% [-] Maximum heat price, selling 112,5 [ /MWh] Biomass fuel, buying 85 [ /ton] Biomass fuel moisture content 7% [-] Biomass LHV 17,70 [MJ/kg] Biomass fuel cost 17,29 [ /MWh] Biomass plant efficiency 85% [-]

82 INVESTMENTS Biomass plant Kozani [ ] Input Unit Plant site Kozani [ ] Biomass plant Drepano [ ] Oil boiler Drepano [ ] Substations, Drepano [ ] Distribution Grid, Drepano [ ] Editable Calculated, Do not edit

83 Wood pellets Biomass fuel, buying = 185 /MWh Biomass fuel, moisture content = 6 % Biomass plant efficiency = 85 % Straw (Wheat bales) Biomass fuel, buying = 85 /MWh Biomass fuel, moisture content = 7 % Biomass plant efficiency = 85 % Wood chips Biomass fuel, buying = 61 /MWh Biomass fuel, moisture content = 45 % Kozani Biomass plant Heat effect demand, consumers: 10 MW Full load hours: hours Heat loss: 5 % Drepano Heat effect demand, consumers: 8 MW Full load hours: hours Heat loss: 15 %

84 Notes for input Discount rate: The discount rate on the investment. Heat effect demand, consumers: The maximum heat effect demand of the investigated areas Full load hours: The number of equivalent full load hours pr. year. Operation and maintenance: The percentage of initial investments used every year for operation and maintenance. Heat loss: The heat loss of the system. Electricity Price: The price of electricity, which electricity can be sold from the producer to the grid. Heat price, selling: The price of heat the consumers has to pay. Maximum heat price is 25 % less than the price of heat produced by boilers fuelled with light oil. Efficiency of boilers = 80%. Heat price, buying: The heat price of the heat bought from PPC. Fuel oil price: The market price of fuel oil. Efficiency of oil boilers: The efficiency of oil boilers used for calculation the maximum heat price, selling. Maximum heat price, selling: The maximum heat price DEYAK is allowed to charge consumers. Biomass fuel, buying: The market price of the biomass fuel used in the biomass plant. Biomass fuel moisture content: The expected moisture content in the used biomass. Used for calculating the lower heating value of the biomass fuel. Biomass LHV: The calculated lower heating value of the fuel. Biomass fuel cost: The calculated fuel cost per MWh. Biomass plant efficiency: The efficiency of the biomass plant incl. condensation.