ΤΕΧΝΙΚΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΓΙΑ ΤΗΝ ΚΑΤΑΣΚΕΥΗ ΑΙΧΜΙΑΚΗΣ ΜΟΝΑΔΑΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΝΟΙΧΤΟΥ ΚΥΚΛΟΥ ΜΕ ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ

Transcript

1 ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΕΧΝΙΚΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΓΙΑ ΤΗΝ ΚΑΤΑΣΚΕΥΗ ΑΙΧΜΙΑΚΗΣ ΜΟΝΑΔΑΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΝΟΙΧΤΟΥ ΚΥΚΛΟΥ ΜΕ ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ Αραμπατζής Δημήτρης Ντεμίρης Αλέξανδρος Χριστοφίδου Γεωργία Επιβλέποντες Αναστάσιος Μπακιρτζής, καθηγητής ΑΠΘ Παντελής Μπίσκας, λέκτορας ΑΠΘ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗ, ΙΟΥΝΙΟΣ

2 Πρόλογος Η διπλωματική αυτή εργασία αποτελεί το τελευταίο στάδιο των σπουδών μας στο τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών. Σκοπός της εργασίας είναι να μελετηθεί από τεχνική και οικονομική σκοπιά η κατασκευή και η λειτουργία ενός αιχμιακού σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ανοικτού κύκλου από φυσικό αέριο. Στην πρώτη ενότητα (τεχνική μελέτη) περιγράφονται οι απαραίτητες εργασίες και η μελέτη που εκπονήσαμε για την αδειοδότηση, την κατασκευή, τον εξοπλισμό και τη λειτουργία του σταθμού. Στη δεύτερη ενότητα (οικονομική μελέτη) αναλύονται τα οικονομικά μεγέθη της επιχείρησης με βάση το πλήρες οικονομικό πλάνο (business plan). Το οικονομικό αυτό πλάνο που καταστρώθηκε για τη συγκεκριμένη επένδυση, κατέλαβε σημαντικό κομμάτι του χρόνου και των προσπαθειών μας (παράρτημα Ε). Τέλος, παρουσιάζονται τα κύρια συμπεράσματα καθώς και βελτιωτικές προτάσεις για τη λειτουργία της μονάδας. Στο σημείο αυτό θα θέλαμε να ευχαριστήσουμε τον καθηγητή κ. Αναστάσιο Μπακιρτζή για την εμπιστοσύνη και την υποστήριξη που μας έδειξε. Επίσης ευχαριστούμε θερμά το λέκτορα κ. Παντελή Μπίσκα για την αμέριστη βοήθεια και συμπαράσταση, σε επιστημονικό αλλά και προσωπικό επίπεδο. Τέλος ευχαριστούμε τον κ. Σ. Μπράβο, Διευθυντή Συναλλαγών Εμπορικών Θεμάτων & Κοστολόγησης του ΔΕΣΦΑ, τον κ. Κ. Τσιρέκη, Υποτομεάρχη στην Επιχειρησιακή Διεύθυνση Ανάπτυξης και Συντήρησης Συστήματος και τον κ. Γ. Στάμτση, Senior Trading Manager στην ENDESA HELLAS για τις πολύτιμες πληροφορίες τους. 2

3 Περιεχόμενα ΕΙΣΑΓΩΓΗ... 7 ΕΝΟΤΗΤΑ 1: ΤΕΧΝΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 ΕΠΙΛΟΓΗ ΤΟΠΟΘΕΣΙΑΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ 1.1 Γενικά κριτήρια Εναλλακτικές λύσεις τελική επιλογή τοποθεσίας ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2 ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΙΚΗΣ ΑΔΕΙΟΔΟΤΗΣΗΣ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3 ΕΚΠΟΜΠΕΣ ΡΥΠΩΝ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4 ΕΠΙΛΟΓΗ ΑΕΡΙΟΣΤΡΟΒΙΛΩΝ (GAS TURBINES ) ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5 ΚΟΣΤΟΣ ΑΠΑΙΤΟΥΜΕΝΩΝ ΕΡΓΩΝ ΓΙΑ ΤΗΝ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΤΟ ΕΣΦΑ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 6 ΕΦΕΔΡΙΚΟ ΚΑΥΣΙΜΟ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 7 ΣΥΝΔΕΣΗ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ 7.1 Γενικά

4 7.2 Ανάλυση Κόστους σύνδεσης στο σύστημα μεταφοράς ΕΝΟΤΗΤΑ 2 : ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1 ΜΙΚΡΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΕΣ ΥΠΟΘΕΣΕΙΣ 1.1 Φορολογικοί συντελεστές Προκαταβολή φόρου Αποθεματικό κεφάλαιο ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2 ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΣΟΔΩΝ 2.1 Γενικά Υπολογισμός εσόδων από την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας Τριτεύουσα εφεδρεία Υπολογισμός εσόδων από ΑΔΙ ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3 ΑΝΑΛΥΣΗ ΔΑΠΑΝΩΝ 3.1 Δαπάνες προσωπικού Κόστος Λειτουργίας Κόστος φυσικού αερίου Κόστος Νερού Λοιπό Κόστος Λειτουργίας Κόστος ρύπων Κόστος Χρήσης ΕΣΦΑ

5 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4 ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΙ 4.1 Επενδύσεις Χρηματοοικονομικές παραδοχές Αποτελέσματα χρήσεως Δαπάνες λειτουργίας Πίνακας διαθέσεως κερδών ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5 ΑΝΑΛΥΣΗ ΙΣΟΛΟΓΙΣΜΟΥ 5.1 Ενεργητικό Παθητικό ΚΕΦΑΛΑΙΟ 6 FREE CASH FLOWS ( ΧΡΗΜΑΤΟΡΟΕΣ ) 6.1 Γενικά Ανάλυση του εργαλείου free cash flows ΚΕΦΑΛΑΙΟ 7 ΔΕΙΚΤΕΣ 7.1 Αριθμοδείκτες Εσωτερικό επιτόκιο απόδοσης (IRR) Καθαρή παρούσα αξία (NPV) ΚΕΦΑΛΑΙΟ 8 ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ 8.1 Συμπεράσματα Βασικού σεναρίου Εναλλακτικό σενάριο Νο

6 8.3 Εναλλακτικό σενάριο Νο Γενικά συμπεράσματα μελέτης ΕΥΡΕΤΗΡΙΟ ΣΧΗΜΑΤΩΝ...93 ΕΥΡΕΤΗΡΙΟ ΠΙΝΑΚΩΝ...95 ΑΝΑΦΟΡΕΣ...96 ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ...98 ΑΚΡΩΝΥΜΙΑ...99 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑTA Α. ΤΙΜΟΛΟΓΙΟ ΣΥΝΔΕΣΗΣ ΧΡΗΣΤΩΝ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ Β. ΕΚΠΟΜΠΕΣ CO 2 ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΛΛΑΔΑ ΚΑΤΑ ΤΟ ΕΤΟΣ 2006 ( COMMUNITY INDEPENDENT TRANSACTION LOG ) Γ. Εθνικό Σχέδιο Κατανομής Δικαιωμάτων Εκπομπών (ΕΣΚΔΕ) Δ. ΤΕΧΝΙΚΑ ΧΑΡΑΚΤΗΡΙΣΤΙΚΑ ΑΕΡΙΟΣΤΡΟΒΙΛΟΥ Ε. ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΟ ΠΛΑΝΟ ΒΑΣΙΚΟΥ ΣΕΝΑΡΙΟΥ

7 ΕΙΣΑΓΩΓΗ Το ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα αποτελείται από το Διασυνδεδεμένο Σύστημα του ηπειρωτικού τμήματος της χώρας και των διασυνδεδεμένων με αυτό νησιών στα επίπεδα υψηλής (150kV και 66kV) και υπερυψηλής τάσης (400kV). Το διασυνδεδεμένο δίκτυο τροφοδοτεί την ηπειρωτική χώρα και τα γειτονικά νησιά Εύβοια, Β. Σποράδες, Ιόνια νησιά. Η Κρήτη, η Ρόδος και άλλα 43 ελληνικά νησιά τροφοδοτούνται από μικρά ανεξάρτητα δίκτυα. Η τροφοδοσία του διασυνδεδεμένου δικτύου γίνεται κυρίως από λιγνιτικούς σταθμούς. Η συμμετοχή των υδροηλεκτρικών σταθμών περιορίζεται από τα διαθέσιμα υδάτινα αποθέματα και το γενικότερο πρόγραμμα της διαχείρισης αυτών. Οι σταθμοί παραγωγής στα νησιά λειτουργούν, με μια μικρή εξαίρεση, με μαζούτ ή με πετρέλαιο. Η εισαγωγή του φυσικού αερίου στην Ευρώπη και οι απαιτήσεις περιορισμού των εκπομπών CO 2 οδηγούν στη σταδιακή ενίσχυση της συμμετοχής του φυσικού αερίου στην ηλεκτροπαραγωγή. Η εισαγωγή του φυσικού αερίου στο Ελληνικό ενεργειακό σύστημα, ήταν το μεγαλύτερο ενεργειακό έργο μετά τον εξηλεκτρισμό της χώρας. Το έργο συμπεριλάμβανε τον αγωγό υψηλής πίεσης (70 bar) μήκους 512 χλμ, το δίκτυο διανομής μέσης πίεσης (19 bar) στις πόλεις και στους σημειακούς καταναλωτές μήκους 412χλμ και τέλος το δίκτυο διανομής χαμηλής πίεσης (4 bar). Ένας τερματικός σταθμός υγροποιημένου φυσικού αερίου αποτελεί επίσης μέρος των υποδομών και βρίσκεται στη νήσο Ρεβυθούσα. Η τροφοδοσία του συστήματος γίνεται από την Ρωσία (2.4 bcm/έτος) και με τη μορφή υγροποιημένου φυσικού αερίου από την Αλγερία (0.6 bcm/έτος). Το φυσικό αέριο θα συνεισφέρει στη μείωση των εκπομπών CO 2 στον τομέα παραγωγής με την αντικατάσταση λιγνίτη και πετρελαίου στην ηλεκτροπαραγωγή, και στο τομέα της κατανάλωσης υποκαθιστώντας πετρελαϊκά προϊόντα (π.χ. μαζούτ, diesel). Η πετρελαϊκή κρίση της δεκαετίας του 70 έστρεψε το ενδιαφέρον της ηλεκτροπαραγωγής προς την αξιοποίηση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Τα συστήματα εκμετάλλευσης των ανανεώσιμων αυτών πηγών ενέργειας έχουν φτάσει σήμερα σε υψηλό επίπεδο τεχνολογικής ωριμότητας. Τα συστήματα αυτά συμπεριλαμβάνουν αιολικά πάρκα, φωτοβολταικούς σταθμούς, συστήματα εκμετάλλευσης βιομάζας, μικρά υδροηλεκτρικά εργοστάσια με ισχύ < 5MW και συστήματα συμπαραγωγής ηλεκτρισμού θερμότητας με ηλεκτρική ισχύ < 20ΜW. 7

8 Η κατανάλωση της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα έχει αυξηθεί σημαντικά τα τελευταία χρόνια και η αύξηση αυτή συμβαδίζει με τη γενικότερη βελτίωση του βιοτικού επιπέδου, η οποία απαιτεί περισσότερες ενεργοβόρες ηλεκτρικές οικιακές συσκευές. Οδηγούμαστε έτσι στην απαίτηση για ένα συνεχή, μεσοπρόθεσμο προγραμματισμό ένταξης νέων σταθμών παραγωγής στο ηλεκτρικό σύστημα. Το Ελληνικό Σύστημα λειτουργεί παράλληλα και σύγχρονα με τα Ευρωπαϊκά δίκτυα της UCTE. Η παράλληλη λειτουργία επιτυγχάνεται μέσω τεσσάρων κυρίων διασυνδετικών Γ.Μ. 400kV που συνδέουν το Ελληνικό Σύστημα με τα Συστήματα της Αλβανίας, της Βουλγαρίας και της ΠΓΔΜ (FYROM). Το καλοκαίρι του 2007 αναβαθμίστηκε η υπάρχουσα (2η) διασυνδετική Γ.Μ. με την ΠΓΔΜ (από 150 kv σε 400kV), ενώ ολοκληρώθηκε και ένα τμήμα της υπό κατασκευή διασυνδετικής Γ.Μ. 400kV με την Τουρκία, η οποία λειτούργησε προσωρινά στη διάρκεια του θέρους του 2007 υπό τάση 150 kv. Η κατασκευή της διασύνδεσης με την Τουρκία ολοκληρώθηκε στα τέλη του έτους Επίσης, υφίσταται και μία διασυνδετική Γ.Μ. 150kV με την Αλβανία, ελάσσονος όμως σημασίας, η οποία είναι συνήθως με ανοιχτό διακόπτη στην πλευρά της Αλβανίας για να δίνει άεργο ισχύ στο Ελληνικό δίκτυο. Επιπροσθέτως, από το 2002 λειτουργεί η καινούργια διασύνδεση Συνεχούς Ρεύματος (Σ.Ρ.) 400kV (ασύγχρονη σύνδεση AC DC AC) με την Ιταλία. Η διασύνδεση αυτή καταλήγει στο ΚΥΤ Αράχθου (Βορειοδυτική Ελλάδα) μέσω γραμμής μεταφοράς συνεχούς ρεύματος. Η μηνιαία παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και το ισοζύγιο των διασυνδέσεων κατά το μήνα Μάρτιο, φαίνεται παρακάτω. Στον Πίνακα 1 και στο Σχήμα 1 βλέπουμε ενδεικτικά πώς καταμερίζεται η παραγωγή της ηλεκτρικής ενέργειας στα διάφορα είδη σταθμών παραγωγής. Πίνακας 1. Είδη και καταμερισμός (σε MWh) σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. 8

9 Σχήμα 1. Είδη και καταμερισμός σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Η ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας απελευθερώθηκε από τις 19/02/01 [1]. Από τη νομοθεσία προσδιορίζονται οι συντελεστές και ο ρόλος τους στην απελευθερωμένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και προβλέπεται: Η σύσταση της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ) ως ανεξάρτητης και αυτοτελούς διοικητικής αρχής που εποπτεύεται από τον Υπουργό Ανάπτυξης. Η σύσταση του Διαχειριστή του Ηλεκτρικού Συστήματος Μεταφοράς που εποπτεύεται από τη ΡΑΕ. Η απελευθέρωση της παραγωγής και εκμετάλλευσης ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από ΑΠΕ, συμπαραγωγή αλλά και συμβατά καύσιμα. Η μετατροπή της ΔΕΗ σε Ανώνυμη Εταιρία. Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (ΡΑΕ) είναι μια ανεξάρτητη διοικητική αρχή και έχει κυρίως γνωμοδοτικό και εισηγητικό χαρακτήρα στον τομέα της ενέργειας. Σκοπός της είναι να διευκολύνει τον ελεύθερο και υγιή ανταγωνισμό στην ενεργειακή αγορά, έτσι ώστε να εξυπηρετηθούν καλύτερα και οικονομικότερα οι καταναλωτές. Ταυτόχρονα, παρακολουθεί και εισηγείται για τις τιμές, τη λειτουργία της αγοράς και τις αδειοδοτήσεις. Παράλληλα η ΡΑΕ στοχεύει στη διασφάλιση, με τρόπο συμβατό με τους μηχανισμούς μιας απελευθερωμένης αγοράς, των εθνικών στρατηγικών στόχων της ενεργειακής πολιτικής και της εξυπηρέτησης του δημόσιου συμφέροντος. Έτσι, η κατασκευή εγκαταστάσεων παραγωγής και η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας επιτρέπεται σε όσους έχουν αποκτήσει σχετική άδεια 9

10 παραγωγής ή έχουν εξαιρεθεί από τη διαδικασία αδειοδότησης. Η άδεια παραγωγής χορηγείται από τον Υπουργό Ανάπτυξης, ύστερα από γνώμη της ΡΑΕ, σύμφωνα με τους όρους και τις προϋποθέσεις που προβλέπονται από το σχετικό νόμο [2]. Το συντονισμό το συστήματος μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας, που παράγεται πλέον από πολλούς παραγωγούς, στους τελικούς καταναλωτές αναλαμβάνει ο Διαχειριστής του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΔΕΣΜΗΕ). Ο ΔΕΣΜΗΕ είναι ανώνυμη εταιρία. Η ΔΕΗ παραμένει αποκλειστικός ιδιοκτήτης του Συστήματος Μεταφοράς και θα εισπράττει από την ανώνυμη εταιρία ΔΕΣΜΗΕ οικονομικό αντάλλαγμα για την εκμετάλλευση του συστήματος μεταφοράς. Ο Διαχειριστής του Συστήματος λειτουργεί, εκμεταλλεύεται, διασφαλίζει τη συντήρηση και μεριμνά για την ανάπτυξη του συστήματος σε ολόκληρη τη χώρα. Επιπλέον έχει την ευθύνη της ανάπτυξης των απαιτούμενων διασυνδέσεων του συστήματος μεταφοράς με άλλα δίκτυα για να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια, με τρόπο επαρκή, ασφαλή, οικονομικά αποδοτικό και αξιόπιστο. Η διαχείριση του συστήματος διενεργείται σύμφωνα με τις διατάξεις του κώδικα διαχείρισης του συστήματος, ο οποίος καταρτίζεται από το Διαχειριστή του συστήματος. Η μεταφορά της ηλεκτρικής ισχύος γίνεται με γραμμές υψηλής τάσης των 66 kv, 150 kv και υπερυψηλής τάσης των 400 kv. Η διανομή γίνεται με γραμμές μέσης τάσης κυρίως, 15 και 20 kv και ακολούθως με γραμμές χαμηλής τάσης 400 V. Οι γραμμές μεταφοράς είναι κατά κανόνα εναέριες, σε σημεία όπου όμως μπορεί να υπάρχει παρενόχληση, χρησιμοποιούνται καλώδια ισχύος ΥΤ, 400 kv, 150 kv, 66 kv, ή 20 kv, υπόγεια ή υποβρύχια. 10

11 ΕΝΟΤΗΤΑ 1: ΤΕΧΝΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ 11

12 Κεφάλαιο 1 ΕΠΙΛΟΓΗ ΤΟΠΟΘΕΣΙΑΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ 1.1 Γενικά κριτήρια Για την επιλογή της τοποθεσίας εγκατάστασης της μονάδας μας λάβαμε υπ όψιν πολλά κριτήρια και παραμέτρους. Η περιοχή στην οποία θα εγκατασταθεί πρέπει να πληροί ορισμένες προϋποθέσεις, ώστε να διευκολύνεται η λειτουργία της και να ελαχιστοποιείται το κόστος λειτουργίας. Κύριο χαρακτηριστικό του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος είναι η μεγάλη συγκέντρωση σταθμών παραγωγής στο βόρειο τμήμα της χώρας (Δυτική Μακεδονία, περιοχή Πτολεμαΐδας), ενώ το κύριο κέντρο κατανάλωσης βρίσκεται στο Νότο (περιοχή Αττικής). Δεδομένου ότι και οι διεθνείς διασυνδέσεις με Βουλγαρία και ΠΓΔΜ είναι στο Βορρά, υπάρχει μεγάλη γεωγραφική ανισορροπία μεταξύ παραγωγής και φορτίων. Το γεγονός αυτό οδηγεί στην ανάγκη μεταφοράς μεγάλων ποσοτήτων ισχύος κατά το γεωγραφικό άξονα Βορρά Νότου, η οποία εξυπηρετείται κυρίως από έναν κεντρικό κορμό 400kV αποτελούμενο από τρεις γραμμές μεταφοράς 400kV διπλού κυκλώματος. Οι γραμμές αυτές συνδέουν το κύριο κέντρο παραγωγής (Δυτική Μακεδονία) με τα ΚΥΤ που βρίσκονται πέριξ της ευρύτερης περιοχής της Πρωτεύουσας. Η μεγάλη γεωγραφική ανισορροπία μεταξύ παραγωγής και κατανάλωσης είχε οδηγήσει στο παρελθόν σε σημαντικά προβλήματα τάσεων. Για τον παραπάνω λόγο οι περιοχές γύρω από την πρωτεύουσα και γενικότερα κοντά στην Αττική, όπου η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας είναι μεγαλύτερη, προτιμώνται. Μία επιπλέον σημαντική παράμετρος για την επιλογή της τοποθεσίας πηγάζει από τη μεγάλη σημασία των απωλειών στη λειτουργία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Οι απώλειες στο σύστημα μεταφοράς οφείλονται στη μετατροπή της ηλεκτρικής ενέργειας σε θερμότητα. Αποτέλεσμα των απωλειών είναι να απαιτείται η παραγωγή περισσότερης ηλεκτρικής ενέργειας από αυτή που τελικά απορροφάται από τους καταναλωτές. Για να λειτουργεί μία μονάδα οικονομικά θα πρέπει να λειτουργεί με όσο το δυνατόν μικρότερες απώλειες. Για 12

13 τον καθορισμό των απωλειών εγχύσεως η Ελλάδα χωρίζεται σε πέντε γεωγραφικές περιοχές. Οι γεωγραφικές ζώνες που προκύπτουν είναι βάσει νόμοθεσίας[1]: Ζώνη 1: Νομοί Έβρου, Ροδόπης. Ζώνη 2: Νομοί Ξάνθης, Δράμας, Καβάλας, Θεσσαλονίκης, Χαλκιδικής, Κιλκίς, Σερρών, Πιερίας, Γρεβενών, Φλωρίνης, Πέλλας, Ημαθίας, Καστοριάς, Κοζάνης. Ζώνη 3: Νομοί Αττικής, Λαρίσης, Τρικάλων, Καρδίτσας, Μαγνησίας, Φθιώτιδας, Βοιωτίας, Εύβοιας, το τμήμα του νομού Κορινθίας που βρίσκεται στη Στερεά Ελλάδα και τα διασυνδεδεμένα στο Σύστημα νησιά του νομού Κυκλάδων. Ζώνη 4: Νομοί Θεσπρωτίας, Πρεβέζης, Ιωαννίνων, Άρτας, Ευρυτανίας, Αιτωλοακαρνανίας, Φωκίδος, Κεφαλληνίας, Λευκάδος, Ζακύνθου, Κερκύρας. Ζώνη 5: Νομοί Αργολίδος, Αρκαδίας, Λακωνίας, Μεσσηνίας, Ηλείας, Αχαΐας και το τμήμα του νομού Κορινθίας που βρίσκεται στην Πελοπόννησο. Οι συντελεστές και οι διακυμάνσεις των τιμών τους φαίνονται στους Πίνακες 2 και 3 που ακολουθούν. Στα συμπεράσματα της μελέτης σημειώνεται ότι οι μονάδες της Μακεδονίας και της Θράκης δημιουργούν τις μεγαλύτερες απώλειες στο Σύστημα (εξαιτίας της συγκέντρωσης του φορτίου στο Νότιο Σύστημα και του ασθενούς δικτύου της Θράκης). Οι μονάδες στην Πελοπόννησο, τη Δυτική Ελλάδα και την περιοχή της Στερεάς Ελλάδας κοντά στην Αττική, σε μικρά και μεσαία φορτία, είτε βοηθούν στη μείωση των απωλειών είτε δημιουργούν αμελητέες απώλειες. Είναι άρα φανερό πως οι περιοχές γύρω από την Αττική αποτελούν ευνοϊκή περιοχή για την εγκατάσταση ενός νέου σταθμού παραγωγής ΗΕ. Σημαντικό για την επιλογή της τοποθεσίας είναι να βρίσκεται κοντά στις γραμμές μεταφοράς (ΓΜ) της ΔΕΗ για οικονομικούς λόγους. Όσο πιο κοντά στις ΓΜ βρίσκεται η εγκατάσταση, τόσο μικρότερο είναι το κόστος σύνδεσης. Ο χάρτης του ελληνικού διασυνδεδεμένου συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας παρατίθεται στο Σχήμα 4. Εξίσου σημαντικό είναι η τοποθεσία που θα επιλεγεί να βρίσκεται κοντά σε σταθμό του δικτύου διανομής φυσικού αερίου υψηλής πίεσης, μιας και είναι το καύσιμο που θα χρησιμοποιούν οι τουρμπίνες του σταθμού. Παρόμοια, όσο μικρότερη είναι η απόσταση από εγκαταστάσεις ΦΑ, τόσο μικρότερα θα είναι και τα 13

14 έξοδα για τη μεταφορά του καυσίμου στη μονάδα. Ο χάρτης του δικτύου μεταφοράς φυσικού αερίου υψηλής πίεσης παρατίθεται πιο κάτω (Σχήμα 3). Το κομμάτι γης στο οποίο θα εγκατασταθεί ο υπό μελέτη σταθμός, υπολογίζεται περίπου στα 20 στρέμματα, το οποίο και μπορεί να αγοραστεί ή να ενοικιαστεί για όσα χρόνια εκτιμάται ότι θα είναι η μονάδα σε λειτουργία. Μετά από υπολογισμό της παρούσας αξίας των δύο επιλογών επιλέγεται η πιο συμφέρουσα επιλογή. Στην περίπτωση που η κατασκευή και λειτουργία του σταθμού δε γίνει μέσα στα όρια κάποιας βιομηχανικής περιοχής, τότε θα πρέπει να τηρούνται οι ελάχιστες αποστάσεις που προβλέπονται από κατοικημένες περιοχές. Οι αποστάσεις αυτές είναι διαφορετικές για βιομηχανίες που χαρακτηρίζονται ως μικρής, μεσαίας και υψηλής όχλησης. Σύμφωνα με τη νομοθεσία, [4], εγκαταστάσεις παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με αέρια καύσιμα, με σύνολο εγκατεστημένης θερμικής ισχύος μικρότερης των 300 MW, όπως δηλαδή ο υπό μελέτη σταθμός, κατατάσσονται στη δεύτερη κατηγορία, σε αυτή της μεσαίας όχλησης. Σε περίπτωση όμως που η μονάδα εγκατασταθεί σε κάποια υπάρχουσα και οργανωμένη βιομηχανική περιοχή, εξασφαλίζεται η απρόσκοπτη λειτουργία της χωρίς τα προβλήματα της ελεύθερης δόμησης. Στις περιοχές αυτές ισχύουν ευνοϊκοί όροι δόμησης, ενώ ο επενδυτής απαλλάσσεται από ορισμένες διαδικασίες έκδοσης περιβαλλοντικών αδειών, όπως περιγράφονται στο Κεφάλαιο 2. Φροντίδα θα πρέπει επίσης να ληφθεί για το εφεδρικό καύσιμο της μονάδας. Για τις μονάδες με καύσιμο το φυσικό αέριο υπάρχουν δύο εναλλακτικές επιλογές, σύμφωνα με τη νομοθεσία [5]. Είτε να γίνουν εγκαταστάσεις πετρελαίου στο σταθμό, για να μπορεί να δουλέψει με πετρέλαιο σε έκτακτες συνθήκες, είτε να δεσμεύεται με κάποιο κόστος φυσικό αέριο στη Ρεβυθούσα, το οποίο θα χρησιμοποιηθεί και πάλι σε έκτακτες συνθήκες. Η δεύτερη επιλογή δεν είναι πρακτικά πραγματοποιήσιμη διότι οι εγκαταστάσεις ΥΦΑ στην συγκεκριμένη περιοχή έχουν στην ουσία πολύ μικρή χωρητικότητα ώστε να ικανοποιήσουν τις ανάγκες των διάφορων παραγωγών και φορέων που δραστηριοποιούνται στον ελλαδικό χώρο σε μία κατάσταση έκτακτης ανάγκης. Συνεπώς θα πρέπει ο σταθμός να μπορεί να λειτουργήσει και με πετρέλαιο, ως εφεδρικό καύσιμο. Για την εύκολη τροφοδότηση της δεξαμενής πετρελαίου είναι προτιμότερο ο σταθμός να βρίσκεται κοντά σε λιμάνι, ώστε να μπορεί να γίνει η μεταφορά του καυσίμου με πλοίο. Η τοποθεσία κοντά σε θάλασσα εξυπηρετεί και ένα ακόμα σκοπό, την εξασφάλιση της απαραίτητης ποσότητας νερού για την ψύξη της εγκατάστασης παραγωγής (υδρόψυκτη μονάδα). Επιπλέον, το νερό χρησιμοποιείται στο 14

15 φιλτράρισμα των καυσαερίων ώστε να μειωθούν οι εκπομπές ΝΟx. Τέλος η χρήση απιονισμένου νερού στην διαδικασία παραγωγής αυξάνει τον βαθμό απόδοσης της μονάδας. 1.2 Εναλλακτικές λύσεις τελική επιλογή τοποθεσίας Στην αναζήτηση για την εύρεση της καταλληλότερης τοποθεσίας, η οποία θα συνδυάζει όσο το δυνατόν περισσότερα χαρακτηριστικά από αυτά που αναφέρθηκαν παραπάνω, αρχικά επιλέγονται τρεις περιοχές. Η περιοχή του Μαρκόπουλου ανατολικά της Αθήνας, η περιοχή του Ασπρόπυργου στα δυτικά, η οποία αποτελεί ουσιαστικά κομμάτι της πρωτεύουσας, και η περιοχή της Λαμίας. Οι δύο πρώτες τοποθεσίες είναι κοντά στην Αθήνα και πληρούν τις προϋποθέσεις για τις γραμμές του φυσικού αερίου και της ΔΕΗ. Ωστόσο μετά από έρευνα διαπιστώθηκε ότι δεν υπάρχουν αρκετά διαθέσιμα κομμάτια γης με την έκταση που απαιτείται. Αλλά και για τα λίγα που υπάρχουν, οι τιμές για την αγορά τους είναι πολύ υψηλές, γεγονός που ανεβάζει το συνολικό κόστος της επένδυσής. Στην οργανωμένη βιομηχανική περιοχή (ΒΙ.ΠΕ) της Λαμίας υπάρχει διαθέσιμο κομμάτι γης προς πώληση με την έκταση που χρειάζεται. Η τιμή πώλησης είναι ευρώ/στρέμμα. Ταυτόχρονα η τοποθεσία είναι ιδανική και για τις επιπλέον απαιτήσεις που υπάρχουν. Βρίσκεται πλησίον σταθμού φυσικού αερίου και των γραμμών 150 kv της ΔΕΗ, όπως φαίνεται και στους χάρτες που ακολουθούν (Σχήμα 4). Οι υποδομές και εξυπηρετήσεις που παρέχονται καθώς και το συγκοινωνιακό δίκτυο διευκολύνουν την εγκατάσταση (βλέπε και χάρτη περιοχής που ακολουθεί) (Σχήμα 2). Η περιοχή της Λαμίας κατατάσσεται στην τρίτη ζώνη όσον αφορά τους συντελεστές απωλειών εγχύσεως ενέργειας, στη ζώνη δηλαδή με τις μικρότερες απώλειες. Το γεγονός αυτό αποτελεί σημαντικό παράγοντα για την επιλογή της τοποθεσίας αυτής. Ο σταθμός θα λειτουργεί με εφεδρικό καύσιμο το πετρέλαιο, ποσότητα του οποίου θα διατηρεί καθ όλη τη διάρκεια της λειτουργίας του σε δεξαμενή σε ειδικές εγκαταστάσεις. Για περαιτέρω ανεφοδιασμό αλλά και για μεταφορά νερού για την ψύξη της μονάδας, η μέση απόσταση από τη θάλασσα είναι 5 km. 15

16 Σχήμα 2. ΒΙ.ΠΕ Λαμίας 16

17 Σχήμα 3. Δίκτυο μεταφοράς φυσικού αερίου υψηλής πίεσης. 17

18 Σχήμα 4. Χάρτης ελληνικού διασυνδεδεμένου συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. 18

19 Πίνακας 2. Συντελεστές απωλειών εγχύσεως από τη νέα μελέτη του ΔΕΣΜΗΕ. Πίνακας 3. Διακύμανση συντελεστών απωλειών εγχύσεως στη νέα μελέτη του ΔΕΣΜΗΕ. 19

20 Κεφάλαιο 2 ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑ ΠΕΡΙΒΑΛΛΟΝΤΙΚΗΣ ΑΔΕΙΟΔΟΤΗΣΗΣ Η διαδικασία περιβαλλοντικής αδειοδότησης αποσκοπεί στην πρόληψη δυσμενών επιπτώσεων στο περιβάλλον κατά την άσκηση δραστηριοτήτων ή την κατασκευή έργων, καθώς και στην ενημέρωση των πολιτών και τη διασφάλιση της αειφόρου ανάπτυξης. Μέσω της διαδικασίας αυτής ελέγχονται όλα τα στοιχεία που σχετίζονται με την επικείμενη λειτουργία μιας δραστηριότητας ή με την επικείμενη κατασκευή ενός έργου και, ειδικότερα, εξετάζονται λεπτομερώς οι ενδεχόμενες επιπτώσεις τους στο περιβάλλον (αέρας, ύδατα, έδαφος). Με τον τρόπο αυτό επιτυγχάνεται η λήψη προληπτικών μέτρων για την αποτροπή οποιασδήποτε μορφής ρύπανσης, ή σε κάποιες περιπτώσεις, ο επανακαθορισμός και επανασχεδιασμός της επίμαχης δραστηριότητας ή του έργου. Οι προδιαγραφές για την περιβαλλοντική αδειοδότηση που ισχύουν σήμερα ορίζονται από νομοθεσία για την προστασία του περιβάλλοντος [10]. Τα διάφορα έργα και δραστηριότητες ομαδοποιούνται ανάλογα με το αντικείμενό τους σε δέκα ομάδες, με βάση τα κοινά χαρακτηριστικά τους ως προς το αντικείμενο και την πιθανολογούμενη αξιολόγηση των περιβαλλοντικών τους επιπτώσεων. Οι επιμέρους κατηγορίες έργων/ δραστηριοτήτων απαιτούν διαφορετικά δικαιολογητικά και ακολουθούν διαφορετική διαδικασία αδειοδότησης. Οι σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας κατατάσσονται στη 10η κατηγορία, η οποία αφορά βιομηχανικές εγκαταστάσεις και διαδικασίες διαρρύθμισης βιομηχανικών ζωνών. Η διαδικασία περιβαλλοντικής αδειοδότησης περιλαμβάνει τα εξής στάδια: Τη διαδικασία αρχικής εκτίμησης και χωροθέτησης του έργου, που υλοποιείται με τη μελέτη Προκαταρκτικής Περιβαλλοντικής Εκτίμησης Αξιολόγησης (ΠΠΕΑ).Η διαδικασία περιβαλλοντικής αδειοδότησης βιομηχανικών δραστηριοτήτων, η οποία εμπίπτει στην αρμοδιότητα των Νομαρχιακών Αυτοδιοικήσεων, συντονίζεται και προωθείται από τις διευθύνσεις Ανάπτυξης που ανήκουν σε αυτές [11]. Ο φάκελος που κατατίθεται για τη διενέργεια ΠΠΕΑ περιέχει προμελέτη περιβαλλοντικών επιπτώσεων, η οποία περιγράφει τη 20

21 θέση, το μέγεθος, το είδος και την εφαρμοζόμενη τεχνολογία, αξιολογεί την παραγωγή αποβλήτων, την προκαλούμενη ρύπανση κτλ, αλλά και τις πιθανές εναλλακτικές λύσεις χωροθέτησης του έργου βάσει των κατ αρχήν εκτιμώμενων περιβαλλοντικών επιπτώσεων. Στη συνέχεια η αρμόδια υπηρεσία, αφού συγκεντρώσει και αξιολογήσει τις γνωμοδοτήσεις των αρμόδιων οργάνων και φορέων, εκδίδει θετική γνωμοδότηση ή αρνητική απόφαση, την οποία και δημοσιοποιεί. Τη διαδικασία εκτίμησης των περιβαλλοντικών επιπτώσεων, ακολουθεί η Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων (ΜΠΕ). Αυτή περιλαμβάνει: πλήρη περιγραφή του έργου, περιγραφή της υφιστάμενης κατάστασης του περιβάλλοντος, πλήρη ανάλυση των περιβαλλοντικών επιπτώσεων του έργου στον άνθρωπο, στη φύση, στο έδαφος, στον αέρα, στα νερά κτλ, και περιγραφή των μέτρων που προβλέπεται να ληφθούν ώστε να αποφευχθούν οι δυσμενείς επιπτώσεις στο περιβάλλον, τόσο στη φάση κατασκευής όσο και στη φάση λειτουργίας. Την έκδοση απόφασης Έγκρισης Περιβαλλοντικών Όρων (ΕΠΟ). Αυτή απαιτείται για την χορήγηση άδειας εγκατάστασης και λειτουργίας σε μεγάλη εγκατάσταση καύσης [12]. Η απόφαση εκδίδεται από την κατά περίπτωση αρμόδια αρχή [13]. Περιλαμβάνει την επιβολή μέτρων, προϋποθέσεων, όρων, περιορισμών και διαφοροποιήσεων για την πραγματοποίηση του έργου ή της δραστηριότητας. Πιο συγκεκριμένα περιλαμβάνει μέτρα και όρους για την τήρηση των οριακών τιμών εκπομπής για τα SO 2, NO x και σωματίδια, καθώς και για ενδεχόμενη ελαττωματική λειτουργία ή βλάβη του εξοπλισμού αντιρρύπανσης. Επιπλέον περιλαμβάνονται τα τεχνικά χαρακτηριστικά της καπνοδόχου, απαιτήσεις παρακολούθησης των εκπομπών των εγκαταστάσεων καύσης των ρύπων και όροι για τη διενέργεια μετρήσεων. Εάν διαπιστωθούν περιβαλλοντικές επιπτώσεις κατά την αδειοδότηση ή τη λειτουργία του έργου, μη προβλεφθείσες στη ΜΠΕ, με όμοια απόφαση μπορούν να επιβάλλονται πρόσθετοι όροι ή να τροποποιούνται οι υφιστάμενοι. Σε θεσμοθετημένες βιομηχανικές/ βιοτεχνικές περιοχές, όπως στη δική μας περίπτωση, η διαδικασία ΠΠΕΑ δεν είναι απαραίτητη. 21

22 Κεφάλαιο 3 ΕΚΠΟΜΠΕΣ ΡΥΠΩΝ Σύμφωνα με διατάξεις του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του συμβουλίου της 23 ης Οκτωβρίου 2001 «για τον περιορισμό των εκπομπών στην ατμόσφαιρα ορισμένων ρύπων από τις μεγάλες εγκαταστάσεις καύσης», λαμβάνονται αναγκαία μέτρα για τον περιορισμό των εκπομπών στην ατμόσφαιρα διοξειδίου του θείου (SO 2 ) και οξειδίων του αζώτου (NO x ) που προέρχονται από μεγάλες εγκαταστάσεις καύσης, ώστε να μειωθεί η οξίνιση [14]. Τα μέτρα εφαρμόζονται σε εγκαταστάσεις καύσης που προορίζονται για την παραγωγή ενέργειας και έχουν ονομαστική θερμική ισχύ τουλάχιστον ίση προς 50 MW ανεξάρτητα από το είδος καυσίμου. Οι όροι σχετικά με την τήρηση των οριακών τιμών εκπομπής για το διοξείδιο του θείου, τα οξείδια του αζώτου και τα σωματίδια, περιλαμβάνονται στην απόφαση έγκρισης περιβαλλοντικών όρων [15]. Στην περίπτωση του σταθμού που εξετάζεται, επειδή το καύσιμό είναι αέριο, δεν υφίστανται εκπομπή στερεών σωματιδίων. Για τα υπόλοιπα λεγόμενα καυσαέρια, τα επιτρεπόμενα όρια εκπομπών παρουσιάζονται παρακάτω σε πίνακες [Πίνακας 4 Πίνακας 5]. Η αρμόδια κατά περίπτωση υπηρεσία μπορεί στην απόφαση έγκρισης περιβαλλοντικών όρων να επιβάλλει όρους για την τήρηση των οριακών τιμών εκπομπής και προθεσμιών εφαρμογής, αυστηρότερων από εκείνες που ορίζονται στον πίνακα. Η εν λόγω απόφαση μπορεί να περιλαμβάνει και άλλους ρύπους καθώς και να επιβάλλει συμπληρωματικές απαιτήσεις ή την προσαρμογή των εγκαταστάσεων στην τεχνική πρόοδο. Σε περίπτωση ελαττωματικής λειτουργίας ή βλάβης του αντιρρυπαντικού εξοπλισμού ο φορέας εκμετάλλευσης της εγκατάστασης υποχρεούται να ενημερώνει εντός 48 ωρών την αρχή που είναι αρμόδια για την έκδοση της απόφασης έγκρισης περιβαλλοντικών όρων καθώς και να περιορίσει ή να διακόψει εντελώς τη λειτουργία της εγκατάστασης εφόσον η κανονική λειτουργία δεν αποκατασταθεί μέσα σε 24 ώρες, ή να χρησιμοποιήσει για τη λειτουργία καύσιμα που παράγουν περιορισμένες εκπομπές ρύπων. Πριν από τον περιορισμό ή τη διακοπή της λειτουργίας θα πρέπει ωστόσο να ληφθεί η σύμφωνη γνώμη της αρμόδιας υπηρεσίας του Υπουργείου Ανάπτυξης. Σε περιπτώσεις που κρίνεται ότι 22

23 είναι απόλυτα απαραίτητη η διατήρηση της παροχής ενέργειας είναι δυνατόν με κοινή απόφαση των Υπουργών Ανάπτυξης και ΠΕΧΩΔΕ, μετά από εισήγηση των αρμόδιων υπηρεσιών τους, να επιτρέπονται παρεκκλίσεις από τα προαναφερθέντα όρια. Από την 27 η Νοεμβρίου 2002 η αρμόδια υπηρεσία του ΥΠΕΧΩΔΕ απαιτεί συνεχείς μετρήσεις των συγκεντρώσεων SO 2, NO x και σωματιδίων στα καυσαέρια που προέρχονται από όλες τις εγκαταστάσεις καύσης με ονομαστική θερμική ισχύ μεγαλύτερη από 100 MW. Κατά παρέκκλιση είναι δυνατό να μην απαιτούνται συνεχείς μετρήσεις για το SO 2 και τα σωματίδια που προέρχονται από αεριοστρόβιλους που καίουν φυσικό αέριο. Στις περιπτώσεις που δεν απαιτούνται συνεχείς μετρήσεις εκτελούνται μεμονωμένες μετρήσεις τουλάχιστον ανά εξάμηνο. Οριακές τιμές εκπομπής SO 2 εκφρασμένες σε mg/nm 3 (περιεκτικότητα σε Ο 2 : 3%) που εφαρμόζονται σε νέες εγκαταστάσεις : Πίνακας 4. Οριακές τιμές εκπομπής SO2. Τύπος καυσίμου Οριακές τιμές, mg/nm 3 Αέρια καύσιμα εν γένει 35 Υγροποιημένο αέριο 5 Οριακές τιμές NO χ εκφρασμένες σε mg/nm 3 (περιεκτικότητα σε Ο 2 : 15%) που εφαρμόζονται σε αεριοστρόβιλους ανοικτού κύκλου, με θερμική ισχύ σε συνθήκες ISO άνω των 50 MW th (οι οριακές τιμές εφαρμόζονται μόνο για λειτουργία με φορτίο άνω του 70%) : Πίνακας 5. Οριακές τιμές NOχ που εφαρμόζονται σε αεριοστροβίλους ανοικτού κύκλου. Τύπος καυσίμου Οριακές τιμές, mg/νm 3 Φυσικό αέριο 50 Σε περίπτωση που ο αεριοστρόβιλος λειτουργεί για έκτακτη ανάγκη λιγότερο από 500 ωρών ανά έτος, εξαιρείται από τις ανωτέρω οριακές τιμές. Ο φορέας εκμετάλλευσης της εγκατάστασης υποχρεούται να υποβάλλει κάθε χρόνο στην αρμόδια υπηρεσία στοιχεία για αυτόν τον χρησιμοποιημένο χρόνο. 23

24 Κεφάλαιο 4 ΕΠΙΛΟΓΗ ΑΕΡΙΟΣΤΡΟΒΙΛΩΝ (GAS TURBINES ) Σημαντικό κομμάτι της μελέτης για την κατασκευή του αιχμιακού σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είναι η επιλογή των αεριοστρόβιλων (Gas Turbines) που θα χρησιμοποιηθούν με βάση τα τεχνικοοικονομικά χαρακτηριστικά τους. Σαφώς ιδιαίτερη προσοχή πρέπει δοθεί στην αυστηρή τήρηση των ορίων που θεσπίζει η νομοθεσία [15] για τους εκπεμπόμενους ρύπους από παρόμοιους σταθμούς. Πρωταρχικός σκοπός είναι η αναζήτηση αξιόπιστων και αναγνωρισμένων κατασκευαστών αεριοστρόβιλων οι οποίοι θα αναλάβουν εξολοκλήρου την κατασκευή προμήθεια όλου του απαραίτητου εξοπλισμού για την λειτουργία ηλεκτροπαραγωγής, την μεταφορά και την εγκατάσταση του, την συντήρηση του αλλά και την επιμόρφωση του προσωπικού με σκοπό την εύρυθμη και ασφαλή λειτουργία των της εγκατάστασης. Σχήμα 5. Αεριοστρόβιλος. Εταιρίες που δραστηριοποιούνται παγκοσμίως στην συγκεκριμένη αγορά και που εμπορεύονται αεριοστρόβιλους είναι η General Electric, Avio, Mitsubishi, 24

25 Siemens και Rolls Royce. Κατόπιν, λοιπόν, επικοινωνίας με τα αρμόδια τμήματα προώθησης των παραπάνω εταιριών και έχοντας στην διάθεση μας όλα τα απαραίτητα στοιχεία (τεχνοοικονομικές λεπτομέρειες) έγινε μία προσπάθεια επιλογής προμηθευτή που να συνδυάζει βέλτιστα τεχνικά χαρακτηριστικά με το ελάχιστο δυνατό κόστος και τις ελάχιστες δυνατές εκπομπές ρύπων. Αξιολογώντας όλες τις προσφορές που λάβαμε καταλήξαμε στην επιλογή της βέλτιστης (τεχνικά αλλά και οικονομικά) προσφοράς, το μοντέλο της General Electric LM 6000 PC SPRINT GAS TURBINE (παράρτημα Δ). Ο αεριοστρόβιλος αυτός έχει ως μέγιστη ισχύ εξόδου τα 50 MW οπότε για την λειτουργία της εγκατάστασης θα απαιτηθεί η αγορά 3 πανομοιότυπων μοντέλων. Στο κόστος αγοράς περιλαμβάνεται επίσης η μεταφορά, η εγκατάσταση και η εκπαίδευση του προσωπικού και αυτό εκτιμήθηκε από την εταιρία προμηθευτή στα ευρώ( ) ανά αεριοστρόβιλο. Πίνακας 6. Χαρακτηριστικά αεριοστρόβιλου LM6000PC SPRINT. LM6000PC SPRINT Power (KW) Output 11.5kV, 50Hz Efficiency (%) 41 NO x emission 25ppm CO emission 25ppm Heat Rate Btu/kWh LHV 8461 kj/kwh LHV 8961 Pressure Ratio 31.0 Shaft Speed (rpm) 3627 Exhaust Flow lb/s 297 kg/s 135 Exhaust Temp F C 25

26 Κεφάλαιο 5 ΚΟΣΤΟΣ ΑΠΑΙΤΟΥΜΕΝΩΝ ΕΡΓΩΝ ΓΙΑ ΤΗΝ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΣΤΟ ΕΣΦΑ. Αρχικά θα πρέπει να γίνει ορισμός των εννοιών Ρηχή και Βαθιά Σύνδεση και μετέπειτα βάση της ίδιας νομοθεσίας και η τιμολόγηση τους [16]. Ως Ρηχές Συνδέσεις ορίζονται τα έργα επέκτασης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου για την σύνδεση μεμονωμένων καταναλωτών και περιλαμβάνουν το σύνολο των εγκαταστάσεων και εξοπλισμού που απαιτούνται, σύμφωνα με τον Διαχειριστή, για την σύνδεση από το όριο των εγκαταστάσεων του καταναλωτή μέχρι το ΕΣΦΑ. Ως Βαθιές Συνδέσεις ορίζονται τα υπόλοιπα έργα ενίσχυσης του ΕΣΦΑ που είναι αναγκαία λόγω της σύνδεσης και για την ασφαλή και με αποδοτικό τρόπο παροχή υπηρεσιών Μεταφοράς εκ μέρους του Διαχειριστή. Οι Ρηχές Συνδέσεις κατασκευάζονται από το Διαχειριστή (ΔΕΣΦΑ) και το κόστος κατασκευής, ως το όριο των ευρώ ( ) αναπροσαρμοζόμενο τιμαριθμικά, καταβάλλεται από τους συγκεκριμένους καταναλωτές που αιτούνται τη σύνδεση. Η κυριότητα της Ρηχής Σύνδεσης μετά την ολοκλήρωση των έργων κατασκευής περιέρχεται στο Διαχειριστή και θεωρείται αναπόσπαστο μέρος του ΕΣΦΑ. Το κόστος των Βαθιών συνδέσεων καθώς και το κόστος των Ρηχών συνδέσεων, πέραν του ορίου των 3 εκ., που κατασκευάζονται εφόσον συμφωνούν ο Διαχειριστής και η ΡΑΕ, καταβάλλεται από το Διαχειριστή, και εντάσσεται στη Ρυθμιζόμενη Περιουσιακή Βάση του ΕΣΦΑ. 26

27 Κεφάλαιο 6 ΕΦΕΔΡΙΚΟ ΚΑΥΣΙΜΟ Συνειδητοποιώντας τον όλο και σημαντικότερο ρόλο που διαδραματίζει η ηλεκτρική ενέργεια στην σύγχρονη κοινωνία κρίνεται ιδιαίτερα επιτακτική η διασφάλιση της απρόσκοπτης λειτουργίας των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με καύσιμο φυσικό αέριο σε περίπτωση μη προγραμματισμένης διακοπής ή έκτακτης ανάγκης. Με γνώμονα λοιπόν την αναγκαιότητα αυτήν και σύμφωνα με την ισχύουσα νομοθεσία [5] και του Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος Φυσικού Αερίου έχει προβλεφθεί ως ειδικός όρος στις σχετικές άδειες παραγωγής ότι οι κάτοχοι τους υποχρεούνται να διασφαλίζουν με όλα τα αναγκαία μέτρα την αδιάλειπτη λειτουργία της μονάδας τους για τουλάχιστον πέντε (5) μέρες σε πλήρες φορτίο. Ο νέος ηλεκτροπαραγωγός λοιπόν οφείλει να τηρήσει την παραπάνω οδηγία και για τον σκοπό αυτόν υπάρχουν δύο μέθοδοι οι οποίες παρατίθενται στη συνέχεια. Η τελική επιλογή θα πρέπει να γνωστοποιηθεί εγγράφως στη ΡΑΕ και στο Υπουργείο Ανάπτυξης. Δυνατότητα καύσης εναλλακτικού καυσίμου και διατήρηση του σχετικού αποθέματος ντίζελ. Η Μονάδα θα πρέπει να είναι διαθέσιμη να λειτουργήσει απρόσκοπτα με πετρέλαιο ντίζελ εντός ολίγων ωρών από τη λήψη σχετικής ειδοποίησης διακοπής της παροχής καυσίμου από τον Διαχειριστή του Συστήματος Φυσικού Αερίου. Ο κάτοχος της Άδειας Παραγωγής θα πρέπει να εξασφαλίσει την ικανότητα αδιάλειπτης λειτουργίας της μονάδας με πετρέλαιο ντίζελ για τουλάχιστον πέντε (5) ημέρες σε πλήρες φορτίο. Αυτή η απαίτηση δύναται να ικανοποιηθεί με τη διατήρηση του απαραίτητου ύψους αποθεμάτων στις δεξαμενές τροφοδοσίας του σταθμού σε συνδυασμό με σύμβαση με εταιρεία προμήθειας υγρών καυσίμων μέσω της οποίας θα εξασφαλίζεται η 27

28 έγκαιρη και ταχεία αναπλήρωση αυτών. Σε κάθε περίπτωση το απόθεμα πετρελαίου ντίζελ το οποίο θα είναι οποτεδήποτε διαθέσιμο στο χώρο του σταθμού θα πρέπει να είναι επαρκές για αδιάλειπτη λειτουργία του σταθμού για τουλάχιστον 24 ώρες σε πλήρες φορτίο. Ο κάτοχος της Άδειας Παραγωγής υποχρεούται να υποβάλει στη ΡΑΕ, περιοδικά κάθε δύο έτη ή κατόπιν σχετικού αιτήματος, αναφορά σχετικά με το πρόγραμμα συντηρήσεων και δοκιμών του εν λόγω εξοπλισμού σύμφωνα με τα οριζόμενα από τους κατασκευαστές, καθώς και βεβαιώσεις διατήρησης ικανού αποθέματος επαρκές για λειτουργία τουλάχιστον 24 ωρών σύμφωνα με τα παραπάνω. Εφόσον στις δεξαμενές τροφοδοσίας του σταθμού διατηρείται απόθεμα ικανό για λειτουργία του σταθμού για χρονικό διάστημα μικρότερο των πέντε (5) ημερών, ο κάτοχος της Άδειας Παραγωγής υποχρεούται περαιτέρω να υποβάλει αντίγραφο της σύμβασής του με την εταιρεία προμήθειας υγρών καυσίμων που αναλαμβάνει την αναπλήρωση των αποθεμάτων ντίζελ του σταθμού καθώς και το σχετικό σχέδιο λογιστικής υποστήριξης. Διατήρηση αποθέματος φυσικού αερίου σε Εγκατάσταση Αποθήκευσης. Ο κάτοχος της Άδειας, είτε ο ίδιος, είτε μέσω του προμηθευτή φυσικού αερίου, οφείλει να διατηρεί ποσότητα φυσικού αερίου σε Εγκατάσταση Αποθήκευσης, καταβάλλοντας στο Διαχειριστή του Συστήματος Φυσικού Αερίου τίμημα, που ορίζεται στο εκάστοτε ισχύον τιμολόγιο χρήσης του συστήματος φυσικού αερίου, για την μακροχρόνια κατάληψη αποθηκευτικού χώρου σε εγκατάσταση αποθήκευσης φυσικού αερίου [5]. Η ποσότητα αυτή πρέπει να είναι επαρκής για την αδιάλειπτη λειτουργία της μονάδας για τουλάχιστον πέντε (5) ημέρες σε πλήρες φορτίο. Ο κάτοχος της Άδειας Παραγωγής οφείλει, κατά τον λεπτομερή σχεδιασμό της Μονάδας να προνοήσει ώστε να είναι δυνατή, εφόσον απαιτηθεί μελλοντικά, η εγκατάσταση τόσο των απαιτούμενων συστημάτων τροφοδοσίας υγρού καυσίμου όσο και δεξαμενών αποθήκευσης πετρελαίου 28

29 ντίζελ, με χωρητικότητα επαρκή για την αδιάλειπτη λειτουργία του σταθμού για τουλάχιστον 24 ώρες σε πλήρες φορτίο. Κρίνοντας τις δύο αυτές επιλογές με οικονομικά και λειτουργικά χαρακτηριστικά λαμβάνοντας όμως υπόψη και το κριτήριο της αξιοπιστίας επιλέγουμε την πρώτη μέθοδο διασφάλισης της απρόσκοπτης λειτουργίας της Μονάδας. Η επιλογή αυτή έγινε με βάση όχι τόσο το οικονομικό όφελος, άλλωστε μακροπρόθεσμα το κόστος κάθε μεθόδου είναι παρόμοιο, αλλά περισσότερο με βάση την αξιόπιστη παροχή εναλλακτικού καυσίμου. Η αποθηκευτική ικανότητα των εγκαταστάσεων του Διαχειριστή του Συστήματος Φυσικού Αερίου κρίθηκε μη ικανή να καλύψει με συνέπεια και αξιοπιστία μια ενδεχόμενη κατάσταση έκτακτης ανάγκης αφού σε μία τέτοια περίπτωση η ζήτηση ΥΦΑ από τους διάφορους καταναλωτές θα είναι μεγαλύτερη από τα αποθέματα. Για το σκοπό λοιπόν αυτό αποφασίστηκε η κατασκευή δεξαμενής m 3 για την αποθήκευση ελαφρού πετρελαίου (ντίζελ) και η σύναψη συμφωνίας με εταιρία πετρελαιοειδών για την αναπλήρωση του εναλλακτικού καυσίμου σε περίπτωση χρησιμοποίησης του. 29

30 Κεφάλαιο 7 ΣΥΝΔΕΣΗ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ 7.1 Γενικά Η διαδικασία της σύνδεσης ενός χρήστη στο σύστημα μεταφοράς περιγράφεται πλήρως στον Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος και Συναλλαγών ενέργειας [17]. Όπως γίνεται αντιληπτό η διαδικασία σύνδεσης είναι μια σύνθετη διαδικασία που απαιτεί τη συνεργασία του διαχειριστή του συστήματος με τον χρήστη ώστε η σύνδεση που θα πραγματοποιηθεί να είναι αξιόπιστη, να μη προκαλέσει διαταραχές στο σύστημα μεταφοράς, να λειτουργεί απρόσκοπτα τόσο σε κανονικές όσο και σε έκτακτες συνθήκες. Ο διαχειριστής του συστήματος είναι υπεύθυνος για τη σωστή σύνδεση ενός χρήστη στο σύστημα μεταφοράς και ως εκ τούτου, αυτός είναι που καθορίζει τους όρους και τις προϋποθέσεις σύνδεσης και είναι αυτός που δίνει την τελική συγκατάθεση για την πραγματοποίηση μιας σύνδεσης. Στη μελέτη που εκπονείται στη παρούσα διπλωματική εξασφαλίζεται η σωστή σύνδεση της αιχμιακής μονάδας παραγωγής ενέργειας στο σύστημα μεταφοράς, ωστόσο ο προσδιορισμός του κόστους σύνδεσης είναι απαραίτητος για την εκπόνηση της οικονομικής μελέτης. Η σύνδεση μπορεί να πραγματοποιηθεί είτε εξ ολοκλήρου από τον διαχειριστή, είτε από τον χρήστη υπό την επίβλεψη όμως του διαχειριστή, σε κάθε περίπτωση το κόστος επωμίζεται ο χρήστης. Ο ακριβής προσδιορισμός του κόστους είναι σύνθετος και απαιτεί μελέτη καθώς οι παράμετροι που το επηρεάζουν είναι πολλές και διαφορετικές για κάθε περίπτωση χρήστη. Οι κυριότερες παράμετροι για τον προσδιορισμό του κόστους είναι οι εξής: 1. Σύνδεση στην υψηλή(150 kv) η στην υπέρυψηλη τάση (400 kv) 2. Σύνδεση μέσω απλού ή διπλού κυκλώματος 30

31 3. Σύνδεση απ ευθείας στις γραμμές μεταφοράς ή σε υποσταθμό της ΔΕΗ 4. Η απόσταση του χρήστη από το σημείο σύνδεσης στο δίκτυο μεταφοράς 5. Οι πύλες που θα χρησιμοποιηθούν για την σύνδεση 6. Οι μετασχηματιστές ανύψωσης στο επίπεδο τάσης του συστήματος μεταφοράς Όπως προαναφέρθηκε για τον ακριβή προσδιορισμό του κόστους και του τρόπου σύνδεσης εκπονείται μελέτη από το διαχειριστή του συστήματος (ΔΕΣΜΗΕ). Στα πλαίσια της διπλωματικής για τον προσδιορισμό του κόστους σύνδεσης χρησιμοποιήθηκε το τιμολόγιο σύνδεσης χρηστών στο σύστημα μεταφοράς που γνωμοδότησε η ΡΑΕ (παράρτημα Α) και μας έδωσε μία προσεγγιστική τιμή για το κόστος σύνδεσης ώστε να χρησιμοποιηθεί στην οικονομική μελέτη. 7.2 Ανάλυση Κόστους σύνδεσης στο σύστημα μεταφοράς Καταρχήν για την κατασκευή του έργου επιλέχθηκε ο διαχειριστής και όχι ο χρήστης. Οι λόγοι έχουν να κάνουν κυρίως με κριτήρια αξιοπιστίας και οικονομικά, αφού σε κάθε περίπτωση την επίβλεψη του έργου αναλαμβάνει ο διαχειριστής και αυτός είναι που δίνει την τελική συγκατάθεση για την σύνδεση η μη του χρηστή στο σύστημα μεταφοράς. Αν αναλάμβανε ο χρήστης σε περίπτωση κατασκευαστικού λάθους το κόστος θα επιβάρυνε τον ίδιο μιας και θα ήταν υπεύθυνος για τη σωστή σύνδεση. Επομένως οι τιμές που χρησιμοποιούνται παρακάτω αφορούν την εκπόνηση του έργου από τον διαχειριστή. Σύμφωνα με το τιμολόγιο της ΡΑΕ : Το τίμημα που καταβάλλεται στο διαχειριστή για την εκπόνηση των βασικών μελετών σύνδεσης που απαιτούνται, είναι για την περίπτωση του σταθμού παραγωγής : 40 /MW Επομένως για τα 150ΜW της μονάδας απαιτούνται:

32 Συμβατικές μονάδες παραγωγής μικρής ισχύος συνδέονται στο σύστημα μεταφοράς μέσω γραμμών τύπου: 2Β/150kV Λόγω της γεωγραφικής τοποθέτησης της μονάδας, η σύνδεσή της θα γίνει απ ευθείας στις γραμμές μεταφοράς και όχι σε κάποιο υποσταθμό. Η απόσταση της πύλης του Μ/Σ(Υ.Τ.) από τις γραμμές μεταφοράς μετρήθηκε στα 3km. Επομένως το κόστος υλοποίησης της γραμμής μεταφοράς θα υπολογισθεί από το τιμολόγιο της ΡΑΕ (παράρτημα Α, πίνακας 1) και με τη βοήθεια του τύπου: Όπου: / km [1 (10 L) 10 X X 1,5 10 8,5 X 10 ] (1) Χ 10 : το ανά km κόστος Γ.Μ. μήκους μεγαλύτερου ή ίσου των 10km σύμφωνα με τον πινακα1. Χ 1,5 : το ανά km κόστος Γ.Μ. μήκους μεγαλύτερου ή ίσου των 1,5km σύμφωνα με τον πινακα1. L : το μήκος της γραμμής μεταξύ 1,5 κ 10 km. Στη περίπτωση του σταθμού: Χ 10 =135k /km Χ 1,5 =145k /km L=3km Άρα: Κόστος/km=184,4 /km συνολικό κόστος υλοποίησης Γ.Μ 3km: Για τον τύπο της γραμμής μεταφοράς που επιλέχθηκε παραπάνω απαιτούνται 2 πλήρεις πύλες 150kV κόστους έκαστη Επομένως: 2 πλήρεις πύλες 150kV: Για την ανύψωση της τάσης εξόδου των 3 GTs της εγκατάστασής μας στο επίπεδο τάσης του δικτύου μεταφοράς θα χρησιμοποιηθούν 3 μετασχηματιστές, ένας για κάθε μονάδα με τα εξής χαρακτηριστικά: 32

33 11,5kV/150kV 67,5MVA Το εκτιμώμενο κόστος του κάθε μετασχηματιστή είναι: Επομένως: Συνολικό κόστος 3 Μ/Σ= 1,8 εκατ. Για κάθε μετασχηματιστή απαιτούνται 3 πλήρεις πύλες Μ/Σ(Υ.Τ.) κόστους έκαστη. Συνολικό Κόστος πυλών Μ/Σ(Υ.Τ.)= Επίσης απαιτούνται 3 πλήρεις πύλες Μ/Σ(Χ.Τ.) κόστους έκαστη. Συνολικό Κόστος πυλών Μ/Σ(Χ.Τ.)= απαιτούνται επίσης 2 ζυγοί 150kV κόστους ευρώ έκαστος. Συνολικό κόστος ζυγών= Τέλος απαιτούνται τα εξής: διασυνδετικός διακόπτης κόστους αποζεύκτης τομής κόστους τηλεπικοινωνιακός εξοπλισμός και RTU συνολικού κόστους Το κόστος σύνδεσης συνοψίζεται στο παρακάτω πίνακα Πίνακας 7. Κόστος σύνδεσης στο σύστημα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Εργασία Κόστος( ) Εκπόνηση των Βασικών Μελετών σύνδεσης υλοποίηση Γ.Μ 3km πλήρεις πύλες 150kV κόστος 3 Μ/Σ Κόστος πυλών Μ/Σ(Υ.Τ.) Κόστος πυλών Μ/Σ(Χ.Τ.) κόστος ζυγών διασυνδετικός διακόπτης αποζεύκτης τομής Τηλεπ/κός εξοπλισμός και RTU Συνολικό κόστος σύνδεσης

34 ΕΝΟΤΗΤΑ 2 : ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ 34

35 Κεφάλαιο 1 ΜΙΚΡΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΕΣ ΥΠΟΘΕΣΕΙΣ 1.1 Φορολογικοί συντελεστές Οι φορολογικοί συντελεστές που προκύπτουν από την ισχύουσα νομοθεσία [18] για τις διαχειριστικές περιόδους που αρχίζουν από 31/12/2009 και μετά, διαμορφώνονται όπως φαίνεται στον Πίνακα 8 Πίνακας 8. Φορολογικοί συντελεστές. Διαχειριστικές Χρήσεις Μέχρι 31/12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/ /12/ /01/2014 και μετά Φορολογικός Συντελεστής 25% 24% 23% 22% 21% 20% Οικονομικό Έτος 2009 και και μετά Φορολογικός Συντελεστής 25% 24% 23% 22% 21% 20% 35

36 1.2 Προκαταβολή φόρου Η προκαταβολή φόρου εισοδήματος για τις δηλώσεις φορολογίας εισοδήματος των οικονομικών ετών 2009 και μετά ορίζεται σε ογδόντα τοις εκατό (80%) από το νόμο [19]. Το ανωτέρω ποσοστό μειώνονται κατά πενήντα τοις εκατό (50%) για τα νέα νομικά πρόσωπα κατά τα τρία (3) πρώτα οικονομικά έτη από τη δήλωση έναρξης εργασιών τους [20]. Η μείωση αυτή δεν εφαρμόζεται για τα νομικά πρόσωπα που προέρχονται από μετατροπή ή συγχώνευση άλλων επιχειρήσεων με βάση τις διατάξεις οποιουδήποτε νόμου [21]. 1.3 Αποθεματικό κεφάλαιο Τα κέρδη της κάθε ΑΕ προσδιορίζονται λογιστικά από τα βιβλία της. Τα κέρδη αυτά, φορολογούνται με συντελεστές όπως παρουσιάζονται στον Πίνακα 8. Στη συνέχεια, από το απομένον ποσό παρακρατείται το τακτικό αποθεματικό που είναι υποχρεωτικό μέχρι να φθάσει αυτό το 1/3 του μετοχικού κεφαλαίου. Το τακτικό αποθεματικό υπολογίζεται ως εξής: Τα κέρδη χρήσης που προκύπτουν από τα αποτελέσματα χρήσης μειώνονται με το ποσοστό του φορολογικού συντελεστή του τρέχοντος έτους, που είναι ο φόρος τους και το υπόλοιπο ποσό πολλαπλασιάζεται με το συντελεστή 5% [22]. 36

37 Κεφάλαιο 2 ΑΝΑΛΥΣΗ ΕΣΟΔΩΝ 2.1 Γενικά Τα συνολικά έσοδα της εγκατάστασης προκύπτουν από: 1. Την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας. 2. Την παροχή τριτεύουσας εφεδρείας. 3. ΑΔΙ ( Αποδεικτικά Διαθεσιμότητας Ισχύος ) Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς της μονάδας παραγωγής είναι 150MW και παράγεται από 3 όμοια GTs ισχύος 50MW έκαστο. Η ιδιοκατανάλωση της μονάδας θεωρείται μηδενική, επομένως η καθαρή ισχύς ισούται με την εγκατεστημένη. Η διαθέσιμη ισχύς της μονάδας υπολογίζεται από την καθαρή, μειωμένη κατά ένα ποσοστό λόγω αναξιοπιστίας της εγκατάστασης και βλαβών. Το ποσοστό αυτό εκφράζεται μέσω του EFOR που δηλώνει τη πιθανότητα ότι μια μονάδα παραγωγής δε θα είναι διαθέσιμη λόγω αναγκαστικής διακοπής ή βλάβης, όταν υπάρχει ζήτηση για τη μονάδα να λειτουργήσει. Για τη μονάδα παραγωγής το EFOR ορίστηκε στο 5,5%. Επομένως η διαθέσιμη ισχύς υπολογίζεται ως εξής : Διαθέσιμη ισχύς = καθαρή ισχύς *(1 5,5/100) Όσον αφορά τις ώρες λειτουργίας της μονάδας ανά έτος, θεωρούμε ότι μέχρι το 2012, οπότε και θα αρχίσει η εφαρμογή του νόμου για τη μείωση των εκπομπών ρύπων, η μονάδα ως αιχμιακή θα λειτουργεί 125 μέρες το χρόνο και 8 ώρες ανά ημέρα. Από το έτος 2012 και έπειτα, λόγω των σχετικά μικρών ποσοτήτων εκπομπής CO 2 των αεριοστοβιλικών μονάδων σε σχέση με τις λιγνιτικές, το κόστος 37

38 παραγωγής ενέργειας θα έχει τιμή συγκρίσιμη με αυτήν των λιγνιτικών λόγω της αύξησης του κόστους των λιγνιτικών από το κόστος πληρωμής των εκπομπών CO 2. Επομένως η αιχμιακή μονάδα ΦΑ θα μπορεί να παρέχει ενέργεια σε ανταγωνιστικές τιμές και ως εκ τούτου να λειτουργεί περισσότερες ώρες. Για τον παραπάνω λόγο θεωρείται ότι από το έτος 2012 και έπειτα η μονάδα θα λειτουργεί 188 μέρες το χρόνο και 16 ώρες την ημέρα. Η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια ανά έτος σε MWh υπολογίζεται ως εξής: παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια ( MWh/ετος ) = Διαθέσιμη ισχύς*ώρες (2) λειτουργίας (ανά έτος ). Όμως η παραγόμενη αυτή ενέργεια δεν είναι και η πωλούμενη. Από τη γεωγραφική θέση της μονάδας και σύμφωνα με τις ζώνες απωλειών εγχύσεως (Πίνακας 2), όπως ορίζονται από τον ΔΕΣΜΗΕ, ο μέσος συντελεστής απωλειών εγχύσεως είναι 0.8%. Επομένως η πωλούμενη ηλεκτρική ενέργεια υπολογίζεται ως εξής: πωλούμενη ηλεκτρική ενέργεια(mwh/ετος) = παραγόμενη ηλεκτρική (3) ενέργεια (MWh/έτος)*(1 0,8/100). 2.2 Υπολογισμός εσόδων από την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας Οι αναμενόμενες τιμές πώλησης ΗΕ υπολογίζονται με την παραδοχή: [ελάχιστο μεταβλητό κόστος στο σημείο αγοραπωλησίας (VC)]+10 /MWh (4) Για τον υπολογισμό του ελάχιστου μεταβλητού κόστους χρησιμοποιείται ο τύπος: VC στο σημείο αγοραπωλησίας: FC HR LHV (5) VC VC ' (6) ή ώ ύ 38

39 όπου: FC : Το κόστος του φυσικού αερίου σε ευρώ ανά κυβικό μέτρο ( /Nm 3 ) HR : Το heat rate των χρησιμοποιούμενων GTs. Το heat rate αποτελεί ένα μέσο μέτρησης της ικανότητας μιας γεννήτριας στη μετατροπή θερμικής ενέργειας σε ρεύμα. Από τα κατασκευαστικά στοιχεία, για τα χρησιμοποιούμενα GTs το heat rate δίνεται ίσο με 8,961 GJ/MWh. Δηλαδή για τη παραγωγή μιας MWh ρεύματος απαιτείται θερμική ενέργεια 8,961 GJ που προέρχεται από τη καύση του αερίου. LHV: Το ενεργειακό περιεχόμενο των καυσίμων, περιγράφεται ως HHV και LHV, οπού HHV (higher heating value) σημαίνει υψηλή θερμαντική αξία και LHV (lower heating value),χαμηλή θερμαντική αξία. Για τα GTs που χρησιμοποιήθηκαν στη μελέτη ισχύει : LHV=0,03768 GJ/Nm Τριτεύουσα εφεδρεία Η ανάγκη σε τριτεύουσα εφεδρεία αντιστοιχεί στην απαίτηση του διαχειριστή να προγραμματίζει, εκ των προτέρων και για κάθε περίοδο κατανομής, την ισχύ που θα βρίσκεται σε ετοιμότητα σε περίπτωση που λάβει χώρα κάποιο σημαντικό περιστατικό στο Σύστημα, χωρίς όμως να υπάρχει εξασφάλιση ότι η ισχύς αυτή τελικά θα χρησιμοποιηθεί κατά τον πραγματικό χρόνο. Γενικά οι μονάδες που παράγουν τριτεύουσα εφεδρεία είναι: α) μονάδες που έχουν ενταχθεί στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό για την έγχυση ενέργειας, αλλά για μέρος μόνο της καθαρής τους ισχύς, β) αιχμιακές μονάδες, γ) υδροηλεκτρικές και δ) μονάδες που εντάσσονται στο ΗΕΠ αποκλειστικά για την παροχή τριτεύουσας εφεδρείας. Αυτή αποτελεί και την οικονομικά βέλτιστη σειρά παροχής τριτεύουσας εφεδρείας, με τις αιχμιακές μονάδες να προηγούνται των υδροηλεκτρικών λόγω των ενεργειακών περιορισμών των τελευταίων, ιδιαίτερα σε περιόδους που τα υδατικά τους αποθέματα βρίσκονται σε χαμηλά επίπεδα. Δεδομένου ότι οι αιχμιακές μονάδες προβλέπεται να λειτουργούν 100 με 150 ώρες ισοδύναμης ισχύος ανά έτος, και λαμβάνοντας υπόψη το ύψος της Διοικητικά Οριζόμενης Ανώτατης Τιμής Μέγιστης Προσφοράς Ενέργειας, τα έσοδά τους από την αγορά ενέργειας δεν επαρκούν για τη κάλυψη του κεφαλαιουχικού κόστους. Επομένως κρίνεται αναγκαία η πρόβλεψη ενός επιπλέον κινήτρου για την κατασκευή των μονάδων αυτών. 39

40 Η νέα μονάδα που μελετάται, όντας αιχμιακή, θα παράγει τριτεύουσα εφεδρεία και επομένως θα πρέπει να θεωρηθεί ένα επιπλέον έσοδο. Αυτό το έσοδο στο οικονομικό πλάνο λαμβάνεται ίσο με τον χρόνο για τα πρώτα 3 χρόνια λειτουργίας, ως το Για τα επόμενα χρόνια, λαμβάνοντας υπόψη την αλλαγή του ενεργειακού χάρτη και την πρόσφυση στην αγορά ενέργειας όλο και περισσότερων Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, κυρίως ανεμογεννητριών η ανάγκη για τριτεύουσα εφεδρεία θα αυξηθεί κατακόρυφα. Αυτό θα συμβεί διότι, οι ΑΠΕ λόγω της μεγάλης εξάρτησης τους από τα καιρικά φαινόμενα ( άνεμος, ηλιοφάνεια) αδυνατούν να προσφέρουν σταθερή ισχύ στο σύστημα, προσαρμοσμένη στις ανάγκες του εκάστοτε φορτίου, με αποτέλεσμα να πλήττεται η αξιοπιστία του συστήματος λόγω των προβλημάτων ευστάθειας που θα προκύψουν από την αδυναμία κάλυψης του φορτίου. Οι αιχμιακές μονάδες έχουν την δυνατότητα να εκκινούν σε πολύ μικρούς χρόνους και να παρέχουν την μέγιστη ισχύ τους άμεσα και για όσο χρονικό διάστημα απαιτείται. Έτσι μπορούν να λειτουργήσουν άμεσα σε περίπτωση που η παράγωγη από τις ΑΠΕ δεν επαρκεί για να καλύψει το φορτίο και απειλείται η ευστάθεια του συστήματος. Όπως γίνεται αντιληπτό, η ανάγκη δημιουργίας μονάδων που θα λειτουργούν ως στήριξη στις μονάδες ΑΠΕ μεγαλώνει όσο αναπτύσσονται οι τελευταίες. Αντίστοιχα θα πρέπει να αυξηθούν και τα κίνητρα για την κατασκευή τέτοιων μονάδων. Για το λόγο αυτό θεωρήθηκε ότι από το έτος 2012 θα αυξηθεί το έσοδο από την παροχή τριτεύουσας εφεδρείας. Το ποσό που θα λαμβάνει η μονάδα θεωρήθηκε στο ανά έτος [23]. 2.4 Υπολογισμός εσόδων από ΑΔΙ Η οργάνωση της αγοράς ισχύος υλοποιείται με την έκδοση από κάθε παραγωγό ενέργειας Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ), που αντιστοιχούν στη πραγματική διαθέσιμη ισχύ της μονάδας του. Με τα Αποδεικτικά Διαθεσιμότητας Ισχύος προκύπτει ένα επιπλέον έσοδο από το διαχειριστή του συστήματος (ΔΕΣΜΗΕ), πέραν από την πώληση της ενέργειας, λόγω της ισχύος που είναι ικανή να προσφέρει η μονάδα ανά πάσα στιγμή στο σύστημα. Το αποδεικτικό διαθεσιμότητας ισχύος αποφέρει στην επιχείρηση ανά πραγματικό διαθέσιμο MW τον χρόνο για όλα τα χρόνια λειτουργίας του σταθμού παραγωγής, όπως ορίζεται από το νόμο [24]. Όπως επεξηγήθηκε 40