Μελέτη Εγκατάστασης Υπεράκτιου Αιολικού Πάρκου 240MW στον κόλπο της Αλεξανδρούπολης

Transcript

1 ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Διπλωματική Εργασία: Μελέτη Εγκατάστασης Υπεράκτιου Αιολικού Πάρκου 240MW στον κόλπο της Αλεξανδρούπολης ΠΟΛΥΝΕΙΚΗΣ ΚΑΝΕΛΛΑΣ (Α.Ε.Μ. 6579) Επιβλέπων Καθηγητής: Μηνάς Αλεξιάδης ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗ, ΟΚΤΩΒΡΙΟΣ 20016

2 Περιεχόμενα Πίνακας Εικόνων... 3 Abstract... 5 Κεφάλαιο 1 : Εισαγωγή Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας Αιολική Ενέργεια Ιστορία Στατιστικά της αιολικής ενέργειας σήμερα σε παγκόσμια και ευρωπαϊκή κλίμακα Αιολική Ενέργεια στην Ελλάδα Υπεράκτια Αιολική Ενέργεια Πλεονεκτήματα υπεράκτιας αιολικής ενέργειας έναντι αιολικών πάρκων στην στεριά Επιπτώσεις στο περιβάλλον και στην τοπική κοινωνία Στατιστικά της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας Κεφάλαιο 2 : Η φυσική της αιολικής ενέργειας Ταχύτητα του ανέμου Μεταβολή με τον χρόνο Μεταβολή με το ύψος της μέτρησης Υπολογισμός αιολικού δυναμικού Το όριο του Betz Η ισχύς του ανέμου Μέση ετήσια ισχύς Ενεργειακή Απόδοση Ανεμογεννήτριας Κεφάλαιο 3 : Υπεράκτια Τεχνολογία Παράγοντες ανάπτυξης της υπεράκτιας τεχνολογίας Ο πάγος Η Διάβρωση Οι ανεμογεννήτριες Δομή των ανεμογεννητριών Κατηγορίες ανεμογεννητριών Ηλεκτρικό μέρος ανεμογεννήτριας Θεμελίωση των πύργων Monopiles Σύνδεση αιολικού πάρκου HVAC σύνδεση με την στεριά Βοηθητικός ηλεκτρομηχανικός εξοπλισμός

3 3.5.1-Μετασχηματιστές Υπεράκτιος υποσταθμός ΜΤ Υποσταθμός ΥΤ στην στεριά Οι κατασκευαστές της υπεράκτιας τεχνολογίας Κεφάλαιο 4 : Ελληνική νομοθεσία για τα υπεράκτια αιολικά πάρκα Το αρχικό νομοθετικό πλαίσιο Η διαδικασία αδειοδότησης Άδεια Παραγωγής Προσφορά Σύνδεσης στο Σύστημα ή σε Δίκτυο Έγκριση Περιβαλλοντικών Όρων Άδεια Εγκατάστασης Σύμβαση Σύνδεσης στο Σύστημα ή σε Δίκτυο Σύμβαση Αγοραπωλησίας Ηλεκτρικής Ενέργειας Δοκιμαστική Περίοδος και Άδεια Λειτουργίας Έργα Σύνδεσης όπως καθορίζονται από την νομοθεσία Έργα επέκτασης για τη σύνδεση Έργα ενίσχυσης λόγω της σύνδεσης Ευκαιρίες Χρηματοδότησης Προβλεπόμενη Τιμολογιακή Πολιτική Κεφάλαιο 5 : Υπεράκτιο αιολικό πάρκο στην θαλάσσια περιοχή της Αλεξανδρούπολης Επιλογή της έκτασης Τοποθέτηση των ανεμογεννητριών Οπτική Όχληση Ενεργειακοί Υπολογισμοί Διασύνδεση του πάρκου Πρώτο επίπεδο Δεύτερο επίπεδο Τρίτο επίπεδο Οικονομικοί Υπολογισμοί Χρηματοδότηση από ίδια κεφάλαια κατά 50% και 50% με τραπεζικό δάνειο Χρηματοδότηση 20% από ίδια κεφάλαιο, 20% επιδότηση (με ΕΑΚ) και 60% τραπεζικό δάνειο Χρηματοδότηση 20% από ίδια κεφάλαιο, 20% επιδότηση (χωρίς ΕΑΚ) και 60% τραπεζικό δάνειο Συμπέρασμα Βιβλιογραφία

4 -Παράρτημα Πίνακας Εικόνων Εικόνα 1: Ποσοστό της κατανάλωσής ανανεώσιμης ενέργειας για κάθε χώρα μέλος της Ε.Ε. (και της Νορβηγίας) για το 2013 και Εικόνα 2: Ανεμόμυλος του Μεσαίωνα Εικόνα 3: Το πάρκο London Array... 8 Εικόνα 4: Η συνολική παγκόσμια διασυνδεδεμένη αιολική ισχύς ( )... 9 Εικόνα 5: Η εγκατάσταση νέας αιολικής ισχύος για κάθε έτος στην στεριά και υπεράκτια για την Ευρωπαϊκή ένωση Εικόνα 6: Νέοι σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη για το Εικόνα 7: Συνολική εγκαταστημένη αιολική ισχύς για κάθε μέλος της Ε.Ε. (MW) Εικόνα 8: Χάρτης αιολικού δυναμικού της Ελλάδας Εικόνα 9: Εγκαταστημένη αιολική ισχύς ανά 1000 κατοίκους για κάθε χώρα της Ευρωπαϊκής Ένωσης (KW/1000 κατοίκους) Εικόνα 10: Γραφική προσομοίωση οπτικής όχλησης ανεμογεννήτριας σε συνάρτηση με την απόσταση από την στεριά Εικόνα 11:Τα ευρωπαϊκά αιολικά πάρκα και η εργασίες που πραγματοποιήθηκαν το Εικόνα 12: Οι θάλασσες στις οποίες εγκαταστάθηκαν παράκτια αιολικά πάρκα το Εικόνα 13:Η μεταβολή της μέσης ισχύος μια ανεμογεννήτριας υπεράκτιου αιολικού πάρκου στο διάστημα Εικόνα 14:Η απόσταση από την ακτή και το βάθος στο οποίο πραγματοποιήθηκαν έργα το 2015 με σκοπό την εκμετάλλευση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας Εικόνα 15: Η απόσταση από την ακτή και το βάθος στο οποίο υπάρχουν σήμερα αιολικά πάρκα ή έχουν αναμένεται να πραγματοποιηθούν Εικόνα 16:Συνολική και ετήσια εγκατεστημένη υπεράκτια αιολική ισχύς (MW) Εικόνα 17:Συνολική υπεράκτια ισχύς για κάθε χώρα της Ε.Ε Εικόνα 18: Η κάθετη μεταβολή της ταχύτητας και της ισχύος του ανέμου σε 3 περιβάλλοντα Εικόνα 19 Αριστερά: η συνάρτηση κατανομής πιθανότητας της ταχύτητας του ανέμου. Δεξιά: Η εξάρτηση της από την παράμετρο k ( η κόκκινη περιοχή είναι για k ίσο με 2) Εικόνα 20: Συνάρτηση πυκνότητας ισχύος ανέμου Εικόνα 21:Tυπική καμπύλη ισχύος ανεμογεννήτριας 600 KW δανικής κατασκευής Εικόνα 22: Τυπική καμπύλη απόδοσης ανεμογεννήτριας δανικής κατασκευής Εικόνα 23: Στοιχεία τυπικής ανεμογεννήτριας οριζοντίου άξονα Εικόνα 24: Τυπικό πτερύγιο ανεμογεννήτριας και η μεταβολή της διατομής του Εικόνα 25:Ανεμογεννήτρια τύπου Darrieus Εικόνα 26: Ανεμογεννήτρια τύπου Panenomas Εικόνα 27: Ανεμογεννήτρια τύπου Sabonius Εικόνα 28: Απόδοση διαφόρων τύπων ανεμογεννητριών κάθετου άξονα Εικόνα 29: upwind και downwind ανεμογεννήτριες Εικόνα 30: Οι επικρατέστεροι τρόποι διαμόρφωσης του ηλεκτρικού μέρους μιας ανεμογεννήτριας Εικόνα 31: Ποσοστά μεθόδων θεμελίωσης σε ανεμογεννήτριες το Εικόνα 32: Συνολικά ποσοστά μεθόδου θεμελιώσεων Εικόνα 33: Οι τύποι θεμελίωσης υπεράκτιων πύργων Εικόνα 34: Τα διάφορα είδη θεμελιώσεων σε συνάρτηση με βάθος τοποθέτησης τους

5 Εικόνα 35: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα υπεράκτιου αιολικού πάρκου Εικόνα 36: Διάγραμμα για την επιλογή της μεθόδου σύνδεσης με την στεριά Εικόνα 37: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα για πάρκο ισχύος 600 MW με HVAC σύνδεση Εικόνα 38: Η πίτα της ισχύος το 2015 ανά κατασκευαστική εταιρία ανεμογεννητριών Εικόνα 39: Ποσοστά κατασκευής αριθμού ανεμογεννητριών ανά εταιρία Εικόνα 40: Οι κατασκευαστές/ιδιοκτήτες υπεράκτιων αιολικών πάρκων το Εικόνα 41: Γεωμετρικά στοιχεία ανεμογεννήτριας για τον ορισμό του ύψους και της επιφάνειας Εικόνα 42: Πρώτη αξιολόγηση των περιοχών που προορίζονται για θαλάσσια αιολικά πάρκα Εικόνα 43: Οι τυπικές τιμές κόστους και απόδοσης παραγωγής για τα έργα ηλεκτροπαραγωγής από αιολική ενέργεια Εικόνα 44: Οι τιμές αναφοράς όπως καθορίστηκαν από την νομοθετική διάταξη για το Εικόνα 45: Οι 12 χώροι που επιλέχθηκαν από το Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής Εικόνα 46: Το θαλάσσιο οικόπεδο που επιλέξαμε Εικόνα 47: βυθομετρικός χάρτης της περιοχής Εικόνα 48: Η περιοχή όπου δέχεται ήδη αιτήσεις ΡΑΕ για υπεράκτια αιολικά πάρκα Εικόνα 49: Ροδόγραμμα του ανέμου για χρονικό διάστημα ενός έτους (1/1/ /12/2009) Εικόνα 50: Ροδογράμματα του ανέμου για κάθε μήνα του έτους Εικόνα 51: τοποθέτηση των ανεμογεννητριών στον χώρο Εικόνα 52:Συχνότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας Εικόνα 53: Τα διαγράμματα πιθανότητας εμφάνισης της κάθε ταχύτητας για τα 80m, 107m και 140m Εικόνα 54: Καμπύλες ισχύος των τριών μοντέλων Εικόνα 55: Διασύνδεση αιολικού πάρκου Εικόνα 56: Ο χερσαίος υποσταθμός ανύψωσης της τάσης Εικόνα 57: Χάρτης του δικτύου στην περιοχή της Θράκης Εικόνα 58: Απόσταση χερσαίου υποσταθμού και ΚΥΤ Νέας Σάντας Εικόνα 59: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα υποσταθμού στα 400 kv με διπλούς ζυγούς.. 76 Εικόνα 60: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Εικόνα 61: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Εικόνα 62: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ )

6 Abstract The present diploma thesis presents the results of a feasibility study of an offshore wind farm (241MW) at the gulf of Alexandroupoli, Greece. The basic aim is to explain how different factors (technical, economic, legal, environmental and operational) can affect the sitting and micro-sitting of an offshore wind farm. To this purpose, it has been chosen three different types of wind turbines and different financing ways in order to analyze the power generated, the connection with the grid, the visual impact, the distribution of costs and the economic viability. 5

7 Κεφάλαιο 1 : Εισαγωγή 1.1-Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας Ο ορισμός της ανανεώσιμης ενέργειας σύμφωνα με την International Energy Agency είναι «η ενέργεια η οποία προέρχεται από φυσικές μεθόδους (πχ. ηλιακή ακτινοβολία και άνεμος) οι οποίες ανανεώνονται σε γρηγορότερο ρυθμό από αυτόν με τον οποίων καταναλώνονται» [1]. Συνηθισμένες πηγές ανανεώσιμης ενέργειας (ΑΠΕ) είναι ο ήλιος, ο άνεμος, η γεωθερμία, τα ποτάμια και η θάλασσες, καθώς και οργανικές ύλες όπως απορρίμματα οικιακής και γεωργικής προέλευσης. Τα πλεονεκτήματα της χρήσης των πηγών αυτών είναι πολλά και αγγίζουν διαφορετικούς τομείς. Η διαρκώς αυξανόμενη ενεργειακή ζήτηση λόγω της αύξησης του παγκόσμιου πληθυσμού και της βελτίωσης των συνθηκών ζωής σε συνδυασμό με την αυξανόμενη ρύπανση του περιβάλλοντος και την άνοδο της θερμοκρασίας λόγω του φαινομένου του θερμοκηπίου κάνουν φανερή την ανάγκη για πολυμορφία στην ενεργειακή παραγωγή. Οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας είναι φιλικότερες προς το περιβάλλον μειώνοντας τις εκπομπές αερίων υπεύθυνων για το φαινόμενο του θερμοκηπίου, χωρίς αυτό να σημαίνει ότι η χρήση τους έχει μηδενικές επιπτώσεις (οι επιπτώσεις ειδικά της αιολικής ενέργειας στο περιβάλλον αναπτύσσονται σε επόμενο κεφάλαιο αυτής της εργασίας). Ένα άλλο πλεονέκτημα είναι ότι μπορούν να βρεθούν σε κάθε γωνιά του πλανήτη βοηθώντας έτσι στην αποκέντρωση του ενεργειακού συστήματος, δίνοντας τη δυνατότητα κάλυψης των ενεργειακών αναγκών σε τοπικό και περιφερειακό επίπεδο, ανακουφίζοντας έτσι τα συστήματα υποδομής και μειώνοντας τις απώλειες από τη μεταφορά ενέργειας όπου συνεπάγεται και την μείωση του κόστους της στον καταναλωτή. Επίσης γίνεται δυνατή η ανεξαρτητοποίηση του ενεργειακού εφοδιασμού σε εθνικό και ευρωπαϊκό επίπεδο σε μια περίοδο όπου η Ευρωπαϊκή Ένωση εισάγει το 53% της ενέργειας που καταναλώνει σε κόστος που ξεπερνάει το 1 δισεκατομμύριο ευρώ την ημέρα [2]. Πιο συγκεκριμένα εισάγεται στην Ευρωπαϊκή Ένωση το 90% του αργού πετρελαίου, το 66% του φυσικού αερίου, το 42% του κάρβουνου και 40 του ουρανίου που καταναλώνει. Ή ανεξαρτητοποίηση αυτή, εκτός των δυνατοτήτων που δίνει από πολιτικής πλευράς την συγκεκριμένη χρονική στιγμή, δημιουργεί και νέες θέσεις εργασίας αποφέροντας σημαντικά κέρδη σε τοπικές κοινότητες. Γίνεται λοιπόν φανερό για ποιους λόγους η Ευρωπαϊκή Επιτροπή έχει εκδώσει οδηγία όπου τίθεται ως στόχος το 2020 το 20% της συνολικής ενέργεια που καταναλώνεται από τους Ευρωπαίους να προέρχεται από ανανεώσιμες πηγές και ως το 2030 το 27%. Όλες οι ευρωπαϊκές χώρες έχουν υιοθετήσει εθνικά σχέδια και δράσεις ώστε να επιτευχθεί ο παραπάνω στόχος. Στην εικόνα 1 φαίνεται το ποσοστό κατανάλωσης ανανεώσιμης ενέργειας για κάθε χώρα μέλος της ευρωπαϊκής ένωσης (περιλαμβάνεται και η Νορβηγία ως χώρα από την οποία αγοράζεται ενέργεια) για το 2013 και το Όπως γίνεται φανερό η Ελλάδα όπως και άλλες χώρες μέλοι της Ευρωπαικής Ένωσης θα χρειαστεί στο άμεσο μέλλον να εκμεταλευτεί περισσότερο το πλούσιο ενεργειακό της δυναμικό. Μειονεκτήματα των ΑΠΕ είναι ότι μπορούν να χρησιμοποιηθούν μόνο ως συμπληρωματικές πηγές ενέργειας καθώς παρουσιάζουν χαμηλό συντελεστή απόδοσης και μεγάλη μεταβλητότητα όσον αφορά την παραγόμενη ισχύ. Επίσης η αναπτυσσόμενη τεχνολογία για την αξιοποίηση των ΑΠΕ είναι εξαιρετικά ακριβή σε σχέση με τις συμβατικές πηγές, κάτι που την καθιστά προνόμιο μόνο των ανεπτυγμένων χωρών. 6

8 Εικόνα 1: Ποσοστό της κατανάλωσής ανανεώσιμης ενέργειας για κάθε χώρα μέλος της Ε.Ε. (και της Νορβηγίας) για το 2013 και Αιολική Ενέργεια Η αιολική ενέργεια είναι μια έμμεση μορφή της ηλιακής ενέργειας μιας και ο άνεμος παράγεται κατά κύριο λόγο από την άνιση θέρμανση της γης κάθε στιγμή από τον ήλιο [3]. Οι άνεμοι μπορούν να χωριστούν σε 2 κατηγορίες τους πλανητικούς και τους τοπικούς. Οι πλανητικοί άνεμοι οφείλονται στην μεγαλύτερη ηλιακή θέρμανση της επιφάνειας της γης κοντά στον ισημερινό από ότι στους πόλους. Οι τοπικοί άνεμοι προκαλούνται από την διαφορά θερμοκρασίας μεταξύ στεριάς και θάλασσας κοντά στις ακτές ή από την διαφορά θερμοκρασίας μεταξύ των βουνοπλαγιών και των πιο χαμηλών σε υψόμετρο περιοχών. Εκτιμάται ότι περίπου το 2% της συνολικής ηλιακής ακτινοβολίας που φτάνει στην γη μετατρέπεται σε κινητική ενέργεια στην ατμόσφαιρα και το 30% αυτής βρίσκεται στους ανέμους στα 1000m υψόμετρο Ιστορία Η αιολική ενέργεια χρησιμοποιείται από τον άνθρωπο εδώ και χιλιάδες χρόνια τόσο στην ναυτιλία όσο και την άρδευση στις αγροτικές περιοχές. Λέγεται ότι περισσότερες ευρεσιτεχνίες έχουν σχεδιαστεί για την εκμετάλλευση της αιολικής ενέργειας από οποιαδήποτε άλλης μορφής από την απαρχή του πολιτισμού. Οι πρώτες αναφορές σε ανεμόμυλους εμφανίζονται σε αραβικά κείμενα του 9 ου αιώνα π.χ. οι οποίες μιλάνε για κατασκευές στα σημερινά σύνορα του Ιράν με το Αφγανιστάν. Η χρήση τους όμως σε μεγάλη κλίμακα, στην δυτική Ευρώπη ξεκίνησε από την Αγγλία και την Ολλανδία στον Μεσαίωνα (εικόνα 2) όπου χρησιμοποιούνταν ανεμόμυλοι κυρίως για την άντληση νερού και για το άλεσμα 7

9 . Εικόνα 2: Ανεμόμυλος του Μεσαίωνα. Μέχρι και σήμερα η τεχνολογία για την εκμετάλλευση της αιολικής ενέργειας αναπτύσσεται συνεχώς καθώς νέα είδη ανεμογεννητριών βγαίνουν στην αγορά (η κατηγοριοποίηση των ειδών αυτών αναλύετε σε επόμενο κεφάλαιο). Πρωτοπόρες χώρες σε αυτόν τον τομέα ήταν η ΗΠΑ, η Γερμανία και η Δανία. Σήμερα είναι γενικώς αποδεκτό ότι μια ανεμογεννήτρια πρέπει να χρησιμοποιείται σαν ένα μέρος μια μεγάλης μονάδας παραγωγής που αποτελείται από πολλές ανεμογεννήτριες όπου όλες μαζί αποτελούν ένα αιολικό πάρκο (wind farm). Για να προχωρήσει η δημιουργία ενός αιολικού πάρκου λαμβάνονται υπόψιν διάφοροι παράγοντες όπως η μέση ταχύτητα του ανέμου στην εκάστοτε περιοχή, περιβαλλοντικοί παράγοντες κ.α. Το πρώτο αιολικό πάρκο ήταν ισχύος 0.6 MW, αποτελούνταν από 20 ανεμογεννήτριες των 30KW και τοποθετήθηκε στο New Hampshire των ΗΠΑ το Σήμερα το μεγαλύτερο αιολικό πάρκο βρίσκεται στην Κίνα στην περιοχή Gansu με ισχύ 6000 MW και στόχο ως το 2020 να έχει μέγιστη ισχύ MW. Το 1991 στην Δανία κατασκευαστικέ το πρώτο υπεράκτιο αιολικό πάρκο (Vindeby) το οποίο απέχει 2 km από την πλησιέστερη ακτή με ισχύ 4.95 MW. Το μεγαλύτερο υπεράκτιο πάρκο είναι αυτή τη στιγμή στην Αγγλία 11 km από την ακτή της περιοχής Kent με ονομαστική ισχύ 630 MW και ονομάζεται London Array (εικόνα 3). Εικόνα 3: Το πάρκο London Array 8

10 1.2.2-Στατιστικά της αιολικής ενέργειας σήμερα σε παγκόσμια και ευρωπαϊκή κλίμακα Η εντυπωσιακή ανάπτυξη της Κίνας στο τομέα της αιολικής ενέργειας, η οποία σύνδεσε μέσα στο 2015 στο κεντρικό ηλεκτρικό της δίκτυο τουλάχιστον 30.5GW, εκτόξευσε την παγκόσμια εγκατάσταση νέων αιολικών συστημάτων παραγωγής ενέργειας στα 62.7 GW για το ίδιο έτος. Δηλαδή το 2015 είχαμε 22% περισσότερα νέα αιολικά συστήματα από το 2014 [4]. Επίσης στην παγκόσμια αυτή άνοδο συνεισέφεραν σε πολύ μεγάλο βαθμό και οι αμερικάνικες και γερμανικές αγορές, η οποίες έδωσαν περεταίρω ώθηση στην εγκατάσταση ανεμογεννητριών μέσω του φορολογικού πλαισίου το οποίο ευνοεί τις επενδύσεις σε αυτόν τον τομέα. Επίσης συνδέθηκαν πολλά από τα υπεράκτια αιολικά πάρκα στην βόρεια θάλασσα με το δίκτυο τα οποία είχαν ξεκινήσει να κατασκευάζονται τα προηγούμενα χρόνια. Η παγκόσμια αιολική συνδεδεμένη ενέργεια αυξήθηκε κατά 17% από το 2014 έως το 2015 και έφτασε τα GW (εικόνα 4). Εικόνα 4: Η συνολική παγκόσμια διασυνδεδεμένη αιολική ισχύς ( ) Το MW προερχόμενα από αιολική ενέργεια συνδέθηκαν στο ευρωπαϊκό δίκτυο και σημειώθηκε αύξηση κατά 6.3% σε σχέση με το Από αυτά τα MW ήταν από αιολικά πάρκα τοποθετημένα στην στεριά και MW από υπεράκτια (εικόνα 5). Επίσης το 2015 εγκαταστάθηκαν αιολικά συστήματα ενέργειας περισσότερα από κάθε άλλης μορφής ενέργειας, πιο συγκεκριμένα το 44.2% των νέων συστημάτων παραγωγής ενέργειας στην Ευρώπη ήταν για την μετατροπή της αιολικής (εικόνα 6) [5]. 9

11 Εικόνα 5: Η εγκατάσταση νέας αιολικής ισχύος για κάθε έτος στην στεριά και υπεράκτια για την Ευρωπαϊκή ένωση Εικόνα 6: Νέοι σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη για το 2015 Στην εικόνα 7 βλέπουμε την συνολική εγκατεστημένη αιολική ισχύ σε κάθε χώρα της ευρωπαϊκής ένωσης για το 2015 και Όπως φαίνεται πρώτη είναι η Γερμανία με MW και ακολουθούν η Ισπανία με MW και το Ηνωμένο Βασίλειο με MW. Η Ελλάδα βρίσκεται στην 15 η θέση με MW. 10

12 Εικόνα 7: Συνολική εγκαταστημένη αιολική ισχύς για κάθε μέλος της Ε.Ε. (MW) Αιολική Ενέργεια στην Ελλάδα Η Ελλάδα είναι μια χώρα με μεγάλη ακτογραμμή και τεράστιο αριθμό νησιών. Έτσι οι άνεμοι που πνέουν κυρίως στις νησιωτικές και παράλιες περιοχές, προσδίδουν ιδιαίτερη σημασία στην ανάπτυξη της αιολικής ενέργειας στη χώρα μας. Το αιολικό δυναμικό της χώρας θεωρείται υψηλό, με απόδοση πάνω από 8 μέτρα/δευτερόλεπτο ή ώρες παραγωγής αιολικής ενέργειας, σε πολλά σημεία της χώρας. Στην εικόνα 8 φαίνεται ένας χάρτης αιολικού δυναμικού της Ελλάδας. 11

13 Εικόνα 8: Χάρτης αιολικού δυναμικού της Ελλάδας Όπως φαίνεται από το επόμενο γράφημα (εικόνα 9), όπου δίνεται η εγκαταστημένη αιολική ισχύς ανά 1000 κατοίκους για κάθε χώρα της Ευρωπαϊκής Ένωσης (KW/1000 κατοίκους) η Ελλάδα βρίσκεται στην 11 η θέση με 199 KW ανά 1000 πολίτες. Εικόνα 9: Εγκαταστημένη αιολική ισχύς ανά 1000 κατοίκους για κάθε χώρα της Ευρωπαϊκής Ένωσης (KW/1000 κατοίκους) Το 2015 εγκαταστάθηκαν στην Ελλάδα MW καθαρής αιολικής ισχύος και είναι ήδη υπό κατασκευή νέα αιολικά πάρκα συνολικής ισχύος MW [6]. Όπως αναφέρθηκε και προηγούμενος στην Ελλάδα στο τέλος του 2015 παράγονταν MW ισχύος από τον άνεμο δηλαδή 8.7% περισσότερα από το Βλέπουμε ότι παρόλο την γενικότερη οικονομική ύφεση που επικρατούσε στην Ελλάδα την συγκεκριμένη χρονική περίοδο ο συγκεκριμένος τομέας βρέθηκε σε θετικούς ρυθμούς ανάπτυξης. Η ισχύς αυτή που παράγεται κατανέμεται σε MW στο μη διασυνδεδεμένο σύστημα των νησιών και σε MW στο διασυνδεδεμένο ηλεκτρικό σύστημα. Σε επίπεδο Περιφερειών η Στερεά Ελλάδα βρίσκεται στην κορυφή των αιολικών εγκαταστάσεων αφού φιλοξενεί 681,8 MW (31,7%) 12

14 και ακολουθούν η Πελοπόννησος με 414,30 ΜW (19,3%) και η Ανατολική Μακεδονία Θράκη όπου βρίσκονται 298,65 MW (13,9%). 1.3-Υπεράκτια Αιολική Ενέργεια Όπως έγινε φανερό προηγούμενος είναι δυνατή πλέον η κατασκευή αιολικών πάρκων εκτός από την στεριά και υπεράκτια. Η παρούσα εργασία θα ασχοληθεί με τα υπεράκτια αιολικά πάρκα και την εκμετάλλευση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας. Αυτή η μορφή της ενέργειας θεωρείται πολλά υποσχόμενη για το μέλλον ειδικά για χώρες με μεγάλη πληθυσμιακή πυκνότητα όπου μειώνεται η πιθανότητα εύρεσης γης για δημιουργία αιολικού πάρκου. Παρά κάποια προφανή μειονεκτήματα που παρουσιάζει ο συγκεκριμένος τρόπος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας όπως είναι δυσκολία κατασκευής πύργων ανεμογεννητριών σε μεγάλα βάθη, το αυξημένο κόστος κατασκευής και συντήρησης υπάρχουν πολλά πλεονεκτήματα που κάνουν την υπεράκτια αιολική ενέργεια μια πολύ καλή λύση για το μέλλον. Τα πλεονεκτήματα αυτά αναλύονται παρακάτω Πλεονεκτήματα υπεράκτιας αιολικής ενέργειας έναντι αιολικών πάρκων στην στεριά. i. Έλλειψη κατάλληλων περιοχών γης για την δημιουργία αιολικών πάρκων: Όπως προαναφέρθηκε ένας από τους πλέον βασικούς λόγους δημιουργίας αιολικών πάρκων μακριά από την στεριά είναι η έλλειψη κατάλληλων περιοχών, φαινόμενο που γίνεται πιο αισθητό σε πυκνοκατοικημένες χώρες με σχετικά επίπεδο τοπίο όπως είναι η Δανία και η Ολλανδία. Η έλλειψη αυτή οφείλεται στην ανάγκη χρήσης της γης για διαφορετικούς λόγους με συνηθέστερη την γεωργία. Επίσης η οπτική όχληση που δημιουργούν η ανεμογεννήτριες σε κάποιες περιοχές καθώς και η ανάγκη διατήρησης του φυσικού περιβάλλοντος των περιοχών αυτών μπορεί να είναι αποτρεπτικός παράγοντας στην δημιουργία αιολικού πάρκου. Προφανώς η κατασκευή του πάρκου σε θαλάσσια περιοχή μακριά από την ακτή λύνει τα παραπάνω προβλήματα. ii. Υψηλότερες ταχύτητες ανέμου: Εξίσου σημαντικό πλεονέκτημα είναι η αύξηση της ταχύτητας των ανέμων στις θάλασσες και τους ωκεανούς σε σχέση με την στεριά. Δεδομένου ότι η ενέργεια που φέρει ο άνεμος είναι ανάλογη της ταχύτητας του υψωμένη στον κύβο, μπορεί να αυξηθεί περίπου 73% καθώς απομακρυνόμαστε από την στεριά. iii. Σταθερότεροι Άνεμοι: Στην θάλασσα περίοδοι απόλυτης νηνεμίας είναι εξαιρετικά σπάνιες και διαρκούν πολύ λίγο. Έτσι είναι προφανές ότι ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο θα λειτουργεί με καλύτερη απόδοση από ένα αντίστοιχης δυναμικότητας στην στεριά. iv. Τεράστια πηγή ενέργειας για την Ευρώπη: Οι άνεμοι που πνέουν σε αποστάσεις μικρότερες των 50km από τις ακτές τις Ευρωπαϊκής Ένωσης μπορούν να υπερκαλύψουν αρκετές φορές την συνολική ευρωπαϊκή κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας. Φυσικά δεν είναι δυνατή η εκμετάλλευση όλης αυτής της ενέργειας για τεχνικούς, οικονομικούς και πολιτικούς λόγους αλλά είναι σίγουρο πως η παράκτια αιολική ενέργεια αποτελεί ένα από τα «όπλα» της Ευρώπης που μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την ενεργειακή απεξάρτηση της από τρίτες χώρες. v. Χαμηλή τραχύτητα στην επιφάνεια της θάλασσας: Καθώς η επιφάνεια της θάλασσας είναι γενικά πιο λεία από της γης η ταχύτητα του ανέμου δεν εμφανίζει μεγάλες διαφορές ως προς το υψόμετρο όπου γίνεται η μέτρηση. Στην στεριά, αντίθετα, λόγω 13

15 vi. της αυξημένης τραχύτητας η ταχύτητα του ανέμου αυξάνεται υπερβολικά όσο αυξάνεται το ύψος της ανεμογεννήτριας. Λιγότερες αναταράξεις στον άνεμο: Η θερμοκρασιακή διαφορά ανάμεσα στην επιφάνεια του νερού και στον αέρα από πάνω της είναι κατά πολύ μικρότερη από την αντίστοιχη στην στεριά, ειδικότερα κατά την διάρκεια της ημέρας. Αυτό έχει σαν αποτέλεσμα ο άνεμος να παρουσιάζει λιγότερες αναταράξεις (turbulence) στην θάλασσα. Έτσι έχουμε μικρότερα μηχανικά φορτία και μικρότερη καταπόνηση στις ανεμογεννήτριες. Υπολογίζεται ότι μια ανεμογεννήτρια κατασκευασμένη ώστε να έχει 20 χρόνια διάρκεια ζωής τοποθετημένη στην στεριά, στην θάλασσα μπορεί να έχει χρόνια Επιπτώσεις στο περιβάλλον και στην τοπική κοινωνία. Όπως αναφέρθηκε και στην παράγραφο 1.1 η ανανεώσιμες πηγές ενέργειας είναι φιλικότερες στο περιβάλλον από της συμβατικές πηγές (αργό πετρέλαιο, φυσικό αέριο) καθώς μειώνουν τα εκπεμπόμενα αέρια προϊόντα καύσης αλλά αυτό δεν σημαίνει πως η κάθε μια δεν έχει και τις δικές της επιπτώσεις. Τα παράκτια αιολικά πάρκα φέρουν κάποιες επιπτώσεις τις οποίες τις συναντάμε σε κάθε παράκτια κατασκευή (πχ οι πλατφόρμες άντλησης πετρελαίου) αλλά και κάποιες νέες. Το ίδιο συμβαίνει και αν την συγκρίνουμε με τα αιολικά πάρκα στην στεριά, όπου βλέπουμε να ανακουφίζει σε κάποιες περιπτώσεις (πχ στην εύρεση κατάλληλης γης) αλλά ταυτόχρονά να φέρνει και νέα προβλήματα προς λύση όπως είναι ο υποθαλάσσιος θόρυβος, τα ηλεκτρομαγνητικά πεδία που δημιουργούν τα υποθαλάσσια καλώδια και η μεταβολή της μορφολογίας του πυθμένα. Κάποιες αρνητικές επιπτώσεις φυσικά υπάρχουν και στην τοπική κοινωνία καθώς μπορεί να επηρεάσει άλλες ανθρώπινες δραστηριότητες όπως το ψάρεμα. Αναλυτικότερα οι επιπτώσεις των παράκτιων αιολικών πάρκων είναι: i. Αλλαγές στο καθεστώς των ρευμάτων: Γενικά η υδρογραφία μιας περιοχής (το επίπεδο του νερού, τα παλιρροιακά ρεύματα και τα κύματα) δεν επηρεάζονται σε μεγάλο βαθμό από την εγκατάσταση και λειτουργία ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου. Σε κάποιες περιπτώσεις όμως μπορεί να μεταβληθεί η ροή του νερού και συνεπώς η μεταφορά υλικού και οι ιδιότητες των ιζημάτων στην περιοχή λόγω της αντίστασης των πυλώνων της εγκατάστασης. Οι πιθανές επιδράσεις στην τοπική υδρογραφία μπορούν να επηρεάσουν την μορφολογία των γειτονικών ακτών. Πριν την επιλογή της θέσης εγκατάστασης του αιολικού πάρκου, είναι απαραίτητη η εξέταση της τοπικής υδρογραφίας, των θαλάσσιων ρευμάτων και της ποιότητας του νερού [7]. ii. Θόρυβος και δόνηση: Ο ακουστικός θόρυβος στο κοντινό με το πάρκο περιβάλλον διαχωρίζεται στο θόρυβο που προκαλείται κατά την εγκατάσταση του πάρκου και κατά την λειτουργία του. Στην πρώτη κατηγορία έχουμε μεγάλη εξάρτηση της έντασης του θορύβου από τον τρόπο θεμελίωσής του πυλώνα. Σημαντική μείωση παρατηρείται όταν δεν γίνεται έμπηξη του πυλώνα στον πυθμένα (gravity foundations) όπου όμως τότε αυξάνεται ο κίνδυνος για νεαρά ψάρια που ζουν στην επιφάνεια. Για την μείωση του παραπάνω φαινομένου συνιστάται η συναρμολόγηση των ανεμογεννητριών όσο γίνεται περισσότερο δυνατό από την στεριά. Κατά την διάρκεια της λειτουργίας του πάρκου οι πυλώνες των ανεμογεννητριών δημιουργούν δονήσεις που οφείλονται στο κιβώτιο ταχυτήτων και στην γεννήτρια με αποτέλεσμα να παράγεται θόρυβος dB σε 1μPa πίεση και σε μήκη κύματος που βρίσκονται μέσα το ακουστικό φάσμα των ψαριών αλλά και τον θηλαστικών. Δονήσεις μεταδίδονται επίσης από τον πυλώνα διαμέσου του πυθμένα αλλά με μικρότερη 14

16 σημασία. Συνήθως στην ακουστική όχληση που δημιουργείται απευθείας από το πάρκο κατά την λειτουργία του προστίθενται και ο θόρυβος των μηχανών των σκαφών τα οποία πλησιάζουν για την απαιτούμενη συντήρηση. Η δεύτερη κατηγορία θορύβου έχει και θετικές και αρνητικές συνέπειες για το περιβάλλον. Η ένταση του δεν φαίνεται να προκαλεί ζημιά στα ακουστικά όργανα των θαλάσσιων θηλαστικών, αλλά δεν είναι σίγουρο το κατά πόσο μπορούν να επηρεάσουν την συμπεριφορά τους. Νέες έρευνες δείχνουν ότι ο θόρυβος αυτός είναι στο ίδιο εύρος συχνοτήτων με άλλες υπάρχουσες πηγές θορύβου (κύματα, βάρκες) συνεπώς η συνεισφορά του στον συνολικό θόρυβο θα είναι μικρή. Όσον αφορά τα ψάρια, ο ήχος των ανεμογεννητριών μπορεί να ανακατεύεται με τους ήχους που χρησιμοποιούν για να επικοινωνούν και να προσανατολίζονται. Στο συγκεκριμένο θέμα χρειάζεται παραπάνω έρευνα για να βγουν σαφή συμπεράσματα στο κατά πόσο επηρεάζεται η ικανότητα τους στην εύρεση τροφής, στην αναπαραγωγή τους και στην μετανάστευση τους [8][9]. iii. Ηλεκτρομαγνητικά πεδία: Τα θωρακισμένα υποβρύχια καλώδια που χρησιμοποιούνται για τις συνδέσεις μέσα στο πάρκο (ανεμογεννήτρια-κεντρικό σημείο συγκροτήματος, συγκρότημα-μετασχηματιστής) αλλά και του πάρκου με το δίκτυο στην στεριά δεν δημιουργούν ηλεκτρικό πεδίο αλλά περιτριγυρίζονται από μαγνητικά πεδία τα οποία επάγουν ηλεκτρικά πεδία στο κινούμενο νερό. Η ύπαρξη ψαριών με ευαισθησία στα μαγνητικά πεδία και της χρησιμοποίησης του γεωμαγνητικού πεδίου για τον προσανατολισμό τους εγείρει κάποιες ανησυχίες για τις επιδράσεις των αιολικών πάρκων σε αυτά. Επίσης θέματα ασφάλειας υπάρχουν και για τους οργανισμούς οι οποίοι μετακινούνται ελάχιστα ή καθόλου και θα βρίσκονται συνεχώς υπό την επίδραση αυτών των πεδίων. Τελευταίες έρευνες στα υπεράκτια πάρκα του Ηνωμένου Βασιλείου δείχνουν ότι πιθανές αρνητικές επιπτώσεις στα ψάρια δεν έχουν πολλές πιθανότητες να συμβούν αλλά το επίπεδο της βεβαιότητας διαφέρει ανάλογα με τον τοπικό πληθυσμό. Για τα θαλάσσια θηλαστικά δεν έχουν παρατηρηθεί σημαντικές επιπτώσεις. iv. Επιπτώσεις στα πουλιά. Η επιπτώσεις στα πουλιά διαφέρουν ανάλογα με το είδος του πτηνού και την περιοχή της εγκατάστασης. Το αποτέλεσμα μπορεί να είναι η μετατόπιση του πληθυσμού ή και η εξαφάνισή του. Το μέγεθος των επιπτώσεων εξαρτάται και από την διαθεσιμότητα σε άλλα φιλόξενα μέρη για τα συγκεκριμένα πουλιά [10]. Τα πουλιά τα οποία τίθενται σε μεγαλύτερο κίνδυνο είναι τα θαλασσοπούλια και τα αποδημητικά καθώς συγκρούονται με τα πτερύγια των ανεμογεννητριών. Για αυτούς του λόγους πρέπει να αποφεύγονται περιοχές που αποτελούν περάσματα αποδημητικών πουλιών και να τοποθετούνται ανάμεσα στα συγκροτήματα ανεμογεννητριών πλατιοί διάδρομοι. v. Οπτική όχληση. Μελέτες στην Ολλανδία και στην Δανία έδειξαν ότι η οπτική όχληση είναι πολύ μικρή για αποστάσεις των 15km από την ακτή. Αντιθέτως για αποστάσεις μικρότερες των 8 km ένα αιολικό πάρκο θα είναι αρκετά εμφανές στους κατοίκους της ακτής. Βέβαια οι παραπάνω αποστάσεις μπορεί να διαφέρουν από περιοχή σε περιοχή ανάλογα με τις καιρικές συνθήκες που επικρατούν συνήθως (πχ περιοχές με έντονη ομίχλη). Επιπλέον προβλήματα δημιουργούνται και από την ανάγκη φωτισμού των πτερυγίων των ανεμογεννητριών (σε κάποιες περιπτώσεις και της ατράκτου) για την αποφυγή ενδεχόμενης σύγκρουσης με κάποιο πλοίο ή αεροπλάνο. Σε αυτών τον τομέα η αποδοχή της κοινής γνώμης θα παίξει καθοριστικό ρόλο. Στην εικόνα 10 φαίνεται με μια γραφική προσομοίωση η οπτική όχληση σε διάφορες αποστάσεις. Όπως αποδεικνύεται σε απόσταση 10 μιλίων (16.09 km) από 15

17 την ακτή οι ανεμογεννήτρια «χάνεται» από το ανθρώπινο μάτι. Βέβαια η προσομοίωση αύτη είναι προσεγγιστική καθώς δεν λαμβάνονται υπόψη όπως αναφέρθηκε και προηγουμένως οι τοπικές καιρικές συνθήκες αλλά ούτε και το μέγεθος των ανεμογεννητριών. Εικόνα 10: Γραφική προσομοίωση οπτικής όχλησης ανεμογεννήτριας σε συνάρτηση με την απόσταση από την στεριά. vi. Σύγκρουση μεταξύ των χρηστών της θάλασσας. Οι επιπτώσεις των αιολικών πάρκων είναι πολύ σημαντικές αν αναπτύσσονται κοντά σε κύριες γραμμές ναυσιπλοΐας, σε αεροπορικές γραμμές, σε πετρελαιαγωγούς και σωλήνες φυσικού αερίου, σε κοιτάσματα πρώτων υλών, περιοχές στρατιωτικής δραστηριότητας αλλά και περιοχές με αλιευτικό ενδιαφέρον. Για αυτό είναι απαραίτητο τα υπεράκτια αιολικά πάρκα να εγκαθίστανται μακριά από περιοχές σαν αυτές που αναφέρθηκαν και να εξετάζεται η επιρροή τους στην εκάστοτε περιοχή. Για τις περιοχές με στρατιωτικό ενδιαφέρον πρέπει να βρίσκεται πολιτική λύση Στατιστικά της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας Το 2015 συνδέθηκαν στο κεντρικό Ευρωπαϊκό δίκτυο MW (108% περισσότερα από το 2014) προερχόμενα από νέα υπεράκτια συστήματα αιολικής ενέργειας. Αυτή ήταν και η μεγαλύτερη προσθήκη υπεράκτιας αιολικής ισχύος σε έναν χρόνο μέχρι σήμερα. Πιο συγκεκριμένα, έργα πραγματοποιήθηκαν σε 22 υπεράκτια πάρκα σε ευρωπαϊκά ύδατα από τα οποία τα 14 πλέον είναι εν λειτουργία. Αναλυτικότερα τα πάρκα και τα έργα που πραγματοποιήθηκαν σε αυτά φαίνονται στην εικόνα 11 [11]. 16

18 Εικόνα 11:Τα ευρωπαϊκά αιολικά πάρκα και η εργασίες που πραγματοποιήθηκαν το 2015 Το 75.4% της συνολικής ισχύος που συνδέθηκε προέρχεται από την Γερμανία (2,282.4 MW), ισχύς τετραπλάσια σε σχέση με το Δεύτερη χώρα στην σύνδεση αιολικής ενέργειας με το δίκτυο ήταν το Ηνωμένο Βασίλειο με MW και ακολούθησε η Ολλανδία με 180 MW. Τα ποσοστά αυτά επιβεβαιώνουν την ανάπτυξη που έχει ο συγκεκριμένος τομέας στην βόρεια Ευρώπη. Αποτέλεσμα αυτής της ανάπτυξης φαίνεται και από το επόμενο διάγραμμα (εικόνα 12) όπου δείχνει τις θάλασσες στις οποίες έγιναν αυτές οι εγκαταστάσεις. Πρώτη είναι η Βόρεια θάλασσα με ποσοστό 86.1% και ακολουθούν η Βαλτική 9.2% και Ιρλανδική με 4.7%. 17

19 Εικόνα 12: Οι θάλασσες στις οποίες εγκαταστάθηκαν παράκτια αιολικά πάρκα το Η μέση υπεράκτια ανεμογεννήτρια είχε μέγεθος 4.2 MW, δηλαδή υπήρξε αύξηση 13% σε σχέση με το 2014 (εικόνα 13). Το μέσο μέγεθος των αιολικών πάρκων που συνδέθηκαν με το την στεριά ήταν MW, όπου υπήρξε μείωση 8.2% από την προηγούμενη χρονιά. Αυτό οφείλεται στο ότι παρότι συνδέθηκαν και κάποια μεγάλα πάρκα όπως το Gwynt y Môr (Ηνωμένο Βασίλειο) και το Gemini(Ολλανδία) τα οποία ήταν MW, τα περισσότερα γερμανικά πάρκα ήταν των 288 MW. Εικόνα 13:Η μεταβολή της μέσης ισχύος μια ανεμογεννήτριας υπεράκτιου αιολικού πάρκου στο διάστημα Το μέσο βάθος στο οποίο ολοκληρώθηκαν ή έγιναν απλώς εργασίες για το 2015 ήταν τα 27.1m και η μέση απόσταση από την ακτή 43.3km. Στο παρακάτω διάγραμμα (εικόνα 14) φαίνεται η απόσταση από την ακτή και το βάθος στο οποίο πραγματοποιήθηκαν έργα το 2015 με σκοπό την εκμετάλλευση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας. 18

20 Εικόνα 14:Η απόσταση από την ακτή και το βάθος στο οποίο πραγματοποιήθηκαν έργα το 2015 με σκοπό την εκμετάλλευση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας. Στο επόμενο γράφημα (εικόνα 15) φαίνεται πάλη η απόσταση από την ακτή και το βάθος των αιολικών πάρκων που έχουν συνδεθεί μέχρι σήμερα αλλά και αυτών που βρίσκονται υπό κατασκευή ή και υπό μελέτη. Εικόνα 15: Η απόσταση από την ακτή και το βάθος στο οποίο υπάρχουν σήμερα αιολικά πάρκα ή έχουν αναμένεται να πραγματοποιηθούν Τέλος για το 2015, οι συνολικές επενδύσεις για την κατασκευή και αναχρηματοδότηση υπεράκτιων αιολικών πάρκων έφτασαν την τιμή ρεκόρ των 18 δις ευρώ. Καθώς στην αντίληψη των επενδυτών μειώθηκε το ρίσκο μια τέτοιας επένδυσης άρχισαν να 19

21 χρησιμοποιούνται ομόλογα (project bonds) ως μέσο χρηματοδότησης. Για πρώτη φόρα χρησιμοποιήθηκαν 1.5 δις ευρώ μέσω ομολόγων για την κατασκευή και αναχρηματοδότηση υπεράκτιων αιολικών πάρκων. Η ανάπτυξη του συγκεκριμένου τομέα στην Ευρωπαϊκή Ένωση το 2015, όπως αναπτύχθηκε παραπάνω, έχει οδηγήσει σε συνολική εγκατεστημένη στην θάλασσα αιολική ισχύ 11027,3 MW με την λειτουργία 3230 υπεράκτιων ανεμογεννητριών. Συνυπολογισμένων των υπό κατασκευή πάρκων υπάρχουν 84 υπεράκτια σε 11 Ευρωπαϊκές χώρες. Με δυνατότητα παραγωγής 40.6 TWh σε μια κανονική χρονιά η υπεράκτια αιολική ενέργεια μπορεί να καλύψει το 1.5% της ευρωπαϊκής ηλεκτρικής κατανάλωσης. Στο επόμενο γράφημα φαίνεται η συνολική και η ετήσια εγκατεστημένη υπεράκτια αιολική ισχύς. Εικόνα 16:Συνολική και ετήσια εγκατεστημένη υπεράκτια αιολική ισχύς (MW). Το Ηνωμένο Βασίλειο είναι πρώτο με εγκατεστημένη υπεράκτια αιολική ισχύ 5060,5 MW όπου αντιπροσωπεύουν το 45.9% όλης της Ευρώπης. Δεύτερη είναι η Γερμανία με 3294,6 MW (29.9%) και τρίτη η Δανία με 1271,3MW και ποσοστό 11.5%. Η συνολική ισχύς κάθε χώρας φαίνεται αναλυτικότερα στο παρακάτω γράφημα (εικόνα 17) 20

22 Εικόνα 17:Συνολική υπεράκτια ισχύς για κάθε χώρα της Ε.Ε. Όσο αναφορά τις προβλέψεις για το άμεσο μέλλον σύμφωνα με την European Wind Energy Association συνδέσεις με το δίκτυο για το 2016 αναμένεται να είναι λιγότερες από το 2015 για δύο λόγους. Πρώτον, μεγάλο ρόλο στην αύξηση του 2015 έπαιξαν κάποιες συνδέσεις που έγιναν στην Γερμανία ενώ η κατασκευή των συγκεκριμένων εγκαταστάσεων είχε ολοκληρωθεί ήδη από το 2014, και δεύτερον, λόγω των λιγότερων σχεδίων που ξεκίνησαν το 2015 σε σχέση με το Παρόλα αυτά το μέσο μέγεθος των υπεράκτιων αιολικών πάρκων αναμένεται να μεγαλώσει λαμβάνοντας υπόψη και την κατασκευή δύο μεγάλων πάρκων η οποία έχει ήδη ξεκινήσει, το Iberdrola s Wikinger στην Γερμανία και το E.ON s Rampion στο Ηνωμένο Βασίλειο. Το μέσο μέγεθος των ανεμογεννητριών θεωρείται και αυτό ότι θα αυξηθεί λόγο την ανάπτυξης της τεχνολογίας. Η EWEA έχει υπολογίσει 26.4 GW υπεράκτιων αιολικών πάρκων τα οποία θα κατασκευαστούν την επόμενη δεκαετία. 21

23 Κεφάλαιο 2 : Η φυσική της αιολικής ενέργειας. 2.1-Ταχύτητα του ανέμου Ο άνεμος είναι από την φύση του μεταβλητός, αυτό σημαίνει ότι η κατεύθυνση του, η θερμοκρασία του και η ταχύτητα του αλλάζουν συνεχώς. Είναι προφανές ότι η ταχύτητα του παίζει σημαντικό ρόλο στην ενέργεια την οποία φέρει και συνεπώς το πιο βασικό στοιχείο το οποίο πρέπει να έχει μια υποψήφια περιοχή για την εγκατάσταση ενός αιολικού πάρκου είναι να έχει γρήγορους ανέμους. Η ταχύτητα αυτή σε μια συγκεκριμένη περιοχή μπορεί να μεταβάλλεται ανάλογα με τον χρόνο και το ύψος (από την επιφάνεια της γης ή της θάλασσας) στο οποίο γίνεται η μέτρηση [12] Μεταβολή με τον χρόνο Στη χαμηλότερη περιοχή της ατμόσφαιρας, το ατμοσφαιρικό οριακό στρώμα, στην οποία βρίσκονται οι ανεμογεννήτριες, όπως και οι άλλες κατασκευές του ανθρώπου, η κίνηση του ανέμου επιβραδύνεται από δυνάμεις τριβής, μεγάλα εμπόδια στην επιφάνεια της γης καθώς και από φαινόμενα που οφείλονται στο στροβιλισμό. Ο στροβιλισμός, ο οποίος μπορεί να είναι μηχανικής ή θερμικής προέλευσης, προκαλεί απότομες μεταβολές στην ταχύτητα του ανέμου σε ένα μεγάλο εύρος συχνοτήτων και πλατών, η οποίες ονομάζονται ριπές. Προκειμένου να διαχωριστούν οι μεταβολές της ταχύτητας του ανέμου που οφείλονται στο στροβιλισμό από τις πιο αργές, που οφείλονται σε μακρομετεωρολογικά φαινόμενα, χρησιμοποιείται το μέγεθος της μέσης τιμής της ταχύτητας του ανέμου V, η οποία δίνεται από την εξίσωση 2.1 : V = 1 T t0+t/2 t0 T/2 v(t)dt (2.1) Όπου, v(t) είναι η στιγμιαία ταχύτητα του ανέμου και Τ το χρονικό διάστημα στο οποίο γίνεται η ολοκλήρωση ώστε να υπολογιστεί η μέση τιμή. Η ενεργειακή φασματική κατανομή της ταχύτητας του ανέμου έχει δύο περιοχές. Η περιοχή χαμηλών συχνοτήτων του φάσματος αντιστοιχεί στα μακρομετεωρολογικά φαινόμενα. Σε αυτήν περιλαμβάνονται οι μεταβολές του ανέμου που οφείλονται σε αλλαγές του καιρού από μέρα σε μέρα (συνοπτικές μεταβολές) και οι μεταβολές του ανέμου κατά τη διάρκεια μιας ημέρας που οφείλονται σε θερμοκρασιακές διαφορές ανάμεσα στη στεριά και τη θάλασσα (ημερήσιες μεταβολές). Η πλευρά των υψηλών συχνοτήτων αντιστοιχεί στα μικρομετεωρολογικά φαινόμενα και οι μεταβολές οφείλονται στο στροβιλισμό. Ο στροβιλισμός παίζει σημαντικό ρόλο στο σχεδιασμό και στην απόδοση των ανεμογεννητριών, καθώς και στην ποιότητα της ηλεκτρικής ισχύος στο τροφοδοτούμενο δίκτυο Μεταβολή με το ύψος της μέτρησης Η μεταβολή ανάλογα με την απόσταση από την γη ή την θάλασσα και το σημείο της μέτρησης οφείλεται στην αντίσταση που φέρουν τα δύο αυτά σώματα στην κίνηση του ανέμου. Η αντίσταση αυτή αλλάζει ανάλογα την τραχύτητα εδάφους ή της θάλασσας. Όπως είναι προφανές είναι απαραίτητη η γνώση της μεταβολής αυτής ώστε να υπολογιστεί το ύψος των ανεμογεννητριών που θα χρησιμοποιηθούν. Υπάρχουν πολλά μοντέλα για τον υπολογισμό της ταχύτητας ανάλογα με το ύψος της μέτρησης, το πιο συνηθισμένο είναι το παρακάτω: 22

24 V(z) V ref = ( z a ) z ref Όπου V ref και z ref είναι η ταχύτητα και το ύψος αναφοράς, V είναι η άγνωστη ταχύτητα και z το ύψος. Η παράμετρος α υπολογίζεται : a = 1 ln z z 0 Όπου το z 0 αναφέρεται στην τραχύτητα της επιφάνειας πάνω στην οποία ρέει ο άνεμος. Τυπικές τιμές για το α είναι 0.15 για την θάλασσα και 0.4 για την στεριά. Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 18) αναπαρίσταται η κάθετη μεταβολή της ταχύτητας του ανέμου και της ισχύος που φέρει για 3 διαφορετικά περιβάλλοντα. Όπως φαίνεται στην περίπτωση της θάλασσας η μεταβολή είναι μικρότερη και όπως είχε αναφερθεί στο κεφάλαιο αυτό είναι και ένα από τα πλεονεκτήματα των θαλάσσιων αιολικών πάρκων. Εικόνα 18: Η κάθετη μεταβολή της ταχύτητας και της ισχύος του ανέμου σε 3 περιβάλλοντα 2.2-Υπολογισμός αιολικού δυναμικού Όπως γίνεται αντιληπτό κάτι πολύ σημαντικό για τον εντοπισμό κατάλληλων περιοχών για την εγκατάσταση υπεράκτιων (και όχι μόνο) αιολικών πάρκων είναι η πιθανοκρατική κατανομή της ταχύτητας του ανέμου στον χρόνο για κάθε περιοχή. Η μεταβολή του ανέμου για τυπικές περιοχές συνήθως περιγράφεται από την κατανομή Weibull, η οποία προτάθηκε από τον σουηδό Walodi Weibull το 1951 (σχέση 2.2). p(v) = k V (V c )k 1 e (V c )k (2.2) Όπου p(v) η συχνότητα εμφάνισης της ταχύτητας V, k μια παράμετρος μορφής και c μια παράμετρος που συνδέεται με την μέση ταχύτητα και την συνάρτηση γ του Euler : V c = γ (1 + 1 κ ) 23

25 Στα επόμενα δύο διαγράμματα (εικόνα 19) φαίνεται η κατανομή Weibull καθώς και το πώς επηρεάζεται από την παράμετρο k. Όταν το k αυξάνεται η συνάρτηση πιθανότητας μαζεύεται κοντά στην μέση τιμή. Με άλλα λόγια η πιθανότητα ενός πολύ αδύναμου ανέμου αλλά και ενός πολύ δυνατού μειώνεται. Εικόνα 19 Αριστερά: η συνάρτηση κατανομής πιθανότητας της ταχύτητας του ανέμου. Δεξιά: Η εξάρτηση της από την παράμετρο k ( η κόκκινη περιοχή είναι για k ίσο με 2) 2.3-Το όριο του Betz Η αιολική ενέργεια είναι μια ενέργεια υψηλής εντροπίας και χαμηλής ποιότητας λόγω της τυχαίας κίνησης των μεμονωμένων μορίων του αέρα σε όλες τις κατευθύνσεις ακόμα και σε δυνατούς ανέμους. Επομένως είναι αναμενόμενο ότι για την μετατροπή της αιολικής σε ηλεκτρική (υψηλής ποιότητας) θα πρέπει να υπάρχει ένα όριο απόδοσης. Στις ανεμογεννήτριες η ηλεκτρική ενέργεια παράγεται καθώς ο άνεμος γυρνάει τα πτερύγια της και μετατρέπει την κινητική του ενέργεια σε μηχανική.η μέγιστη μηχανική ισχύς που μπορεί να παραχθεί από την αιολική αποδείχθηκε ότι είναι 59.3% από τον Albert Betz το Η ισχύς του ανέμου Η κινητική ενέργεια του ανέμου μάζας m και ταχύτητας v είναι : E = 1 2 mv2 (2.3) Θεωρώντας την επιφάνεια Α από την οποία διέρχεται ο άνεμος διαμέσου των πτερυγίων με ταχύτητα v, η ροή του όγκου του ανέμου θα είναι : V = Av (2.4) πολλαπλασιάζοντας την με την πυκνότητα του αέρα, βρίσκουμε την ροή της μάζας : m = ραv (2.5) Η ισχύς είναι ενέργεια προς τον χρόνο, έτσι συνδυάζοντας της (2.3) και (2.5) : P = 1 2 ραv3 (2.6) Από την σχέση (2.6) και το διάγραμμα της εικόνας 19 γίνεται φανερό ότι οι υψηλές ταχύτητες του ανέμου είναι σπάνιες αλλά συνεισφέρουν παραπάνω από αναλογικά (η 24

26 ταχύτητα είναι στον κύβο) στην παραγόμενη ισχύ. Έτσι για τον υπολογισμό της ισχύος του ανέμου για κάποιο χρονικό διάστημα (πχ ένα έτος) δεν χρησιμοποιούμαι την μέση ταχύτητα αλλά πολλαπλασιάζουμε την πιθανότητα για κάθε ταχύτητα από την συνάρτηση Weibull με την συγκεκριμένη ισχύ στην ίδια ταχύτητα. Έτσι παίρνουμε την θεωρητική κατανομή της ισχύος για κάθε ταχύτητα η οποία θα έχει την μορφή της εικόνας 20, γκρι περιοχή. Βέβαια ακόμα και αν δεν υπήρχε το όριο του Betz που αναφέρθηκε στην προηγούμενη παράγραφο μια ιδανική ανεμογεννήτρια δεν θα μπορούσε να παραλάβει όλη αυτή την ισχύ καθώς τότε ο άνεμος στην έξοδο της θα είχε κινητική ενέργεια (από το ισοζύγιο ισχύος) ίση με 0 συνεπώς θα ήταν ακίνητος εμποδίζοντας νέο άνεμο να περάσει μέσα από την ανεμογεννήτρια μας. Έχει υπολογιστή ότι μια τέτοια ιδανική ανεμογεννήτρια θα μπορούσε να χρησιμοποιήσει τα 2/3 της ολικής ισχύος του ανέμου. Στο διάγραμμα της εικόνας 20 η μπλε περιοχή αποτελεί το 59.3% της της θεωρητικής. Εικόνα 20: Συνάρτηση πυκνότητας ισχύος ανέμου Για να γίνει ο προσδιορισμός της πραγματικής ηλεκτρικής ισχύος που παράγεται από μια ανεμογεννήτρια (κόκκινη περιοχή της εικόνας 20) είναι απαραίτητο να γνωρίζουμε την καμπύλη ισχύος της συγκεκριμένης ανεμογεννήτριας. Η καμπύλη αυτή καθορίζει την απόδοση της συναρτήσει της ταχύτητας του ανέμου. Μια τυπική καμπύλη ισχύος ανεμογεννήτριας 600 KW δανικής κατασκευής φαίνεται στην εικόνα 21. Εικόνα 21:Tυπική καμπύλη ισχύος ανεμογεννήτριας 600 KW δανικής κατασκευής 25

27 Όπως αναφέρθηκε και προηγουμένως (παρατηρώντας την σχέση 2.6) το διάγραμμα ισχύοςταχύτητας που παράγεται από μια ανεμογεννήτρια (εικόνα 19) είναι πάντα πιο «δεξιά» από το αντίστοιχο διάγραμμα της κατανομής Weibull δηλαδή το μεγαλύτερο μέρος της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από μια ανεμογεννήτρια κατά την διάρκεια ενός έτους οφείλεται σε ανέμους με ταχύτητες μεγαλύτερες της μέσης. 2.5-Μέση ετήσια ισχύς Για τον προσδιορισμό της μέσης ετήσιας ισχύος (σύμφωνα με την μέθοδο Cliff) πρέπει να πολλαπλασιαστούν οι αντίστοιχες τιμές της κατανομής Weibull και της καμπύλης ισχύος που ισχύουν για κάθε ταχύτητα ανέμου και να αθροιστούν τα γινόμενα. Δηλαδή με το πολλαπλασιασμό της πιθανότητας εμφάνισης μιας ταχύτητας ανέμου (κατανομή Weibull, εικόνα 18) με την ισχύ που αποδίδει η ανεμογεννήτρια σε αυτή την ταχύτητα (καμπύλη ισχύος, εικόνα 20) προσδιορίζεται η συνεισφορά της κάθε ταχύτητας του ανέμου στην μέση ετήσια ισχύ της ανεμογεννήτριας. Στην συνέχεια το άθροισμα αυτών των γινομένων (μέση ετήσια ισχύς) πολλαπλασιάζεται με την διαθεσιμότητα της ανεμογεννήτριας και με τις 8760 ώρες ενός έτους. Εάν μια ανεμογεννήτρια βρίσκεται εκτός λειτουργίας για λόγους συντήρησης ή λόγω σφάλματος δικτύου δεν παράγεις ισχύ ασχέτως από το πόσο δυνατός είναι ο άνεμος εκείνη την στιγμή. Οι κατασκευαστές των ανεμογεννητριών συνήθως έχουν δεδομένα που βοηθάν για τον υπολογισμό της διαθεσιμότητας, η οποία κυμαίνεται από 95-98%. Πολλές φορές πρέπει να χρησιμοποιήσουμε έναν ακόμη παράγοντα, την διαθεσιμότητα της τοποθεσίας (site availability), καθώς υπάρχουν «εξωτερικοί» λόγοι που δεν εμπεριέχονται στην διαθεσιμότητα της ανεμογεννήτριας και επηρεάζουν την μέση ετήσια ισχύ [13]. Για παράδειγμα τα δίκτυα διανομής λειτουργούν μέσα σε κάποια όρια ανοχής της τάσης και της συχνότητας τους. Όταν οι συνθήκες αυτές δεν καλύπτονται η ανεμογεννήτρια αποσυνδέεται από το δίκτυο παρόλο που μπορεί εκείνη την στιγμή να παράγει ενέργεια. Κάτι τέτοιο μπορεί να συμβεί σε περιπτώσεις ακραίων ανέμων. Η διαθεσιμότητα τοποθεσίας κυμαίνεται και αυτή στο 95-98%. Επιπλέον λαμβάνεται υπόψη η μέση θερμοκρασία της περιοχής που εξετάζουμε καθώς η ισχύς του ανέμου εξαρτάται άμεσα από την πυκνότητα του. Η πυκνότητα του με την σειρά της εξαρτάται από την πίεση και την θερμοκρασία. Η καμπύλη ισχύος μιας ανεμογεννήτριας υπολογίζεται για πίεση στο επίπεδο της επιφάνειας της θάλασσας και θερμοκρασία 15 ο C. Μια αύξηση της θερμοκρασίας θα οδηγούσε σε μείωση της πυκνότητας του αέρα άρα και της ισχύος της ανεμογεννήτριας και τότε η καμπύλη της εικόνας 20 μετατοπίζεται προς τα κάτω σύμφωνα με τη σχέση ισχύος της ανεμογεννήτριας : P = 1 2 ραv3 C f (2.7) Όπου C f είναι ο συντελεστής άνωσης ή συντελεστής αεροδυναμικής απόδοσης και είναι χαρακτηριστικός για κάθε ανεμογεννήτρια. Ο C f εκφράζει το ποσοστό της ενέργειας που έχει ο άνεμος λίγο πριν την ανεμογεννήτρια και το οποίο μετατρέπεται σε μηχανικό έργο στον δρομέα. Υπολογίζεται από την σχέση : Όπου a ισούται με : C f = 4a(1 a ) 2 (2.8) 26

28 a = V 1 V 0 V 1 (2.9) και V 1,V 0 είναι οι ταχύτητες του ανέμου πολύ μακριά και λίγο πριν τον δρομέα αντίστοιχα. Επίσης ο συντελεστής C f είναι συνάρτηση της γεωμετρίας των πτερυγίων και του λόγου λ της ταχύτητας περιστροφής προς την ταχύτητα του ανέμου, σχέση λ = ωr V (2.10) Όπου ω είναι η γωνιακή ταχύτητα των πτερυγίων και R η ακτίνα τους. Επίσης πρέπει φυσικά να συνυπολογιστούν απώλειες τοποθεσίας (site losses). Η ποσότητα της ενέργειας που είναι πραγματικά διαθέσιμη στο σημείο σύνδεσης με το δίκτυο θα είναι μικρότερη από την παραγόμενη από την γεννήτρια. Η αλλαγή του επιπέδου τάσης μέσω ενός μετασχηματιστή ή και η μεταφορά του ρεύματος μέσω των καλωδίων σίγουρα θα επιφέρει κάποιες απώλειες. Η απώλειες αυτές υπάρχουν πάντα αλλά το μέγεθος τους εξαρτάται από την τοποθεσία και τα ηλεκτρικά στοιχεία που θα χρησιμοποιηθούν. 2.6-Ενεργειακή Απόδοση Ανεμογεννήτριας Η απόδοση της ανεμογεννήτριας αναφέρεται στο πόσο αποτελεσματικά μετατρέπει την κινητική ενέργεια του ανέμου σε ηλεκτρική. Ο βαθμός απόδοσης γενικά υπολογίζεται διαιρώντας την ηλεκτρική ισχύ εξόδου με την αιολική ισχύ εισόδου. Αρχικά η καμπύλη ισχύος της ανεμογεννήτριας διαιρείται με την επιφάνεια Α που καλύπτει ο δρομέας και παίρνουμε την ισχύ εξόδου ανά τετραγωνικό μέτρο. Για κάθε ταχύτητα του ανέμου το αποτέλεσμα διαιρείται με την αιολική ισχύ ανά τετραγωνικό μέτρο. Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 22) φαίνεται η καμπύλη απόδοσης (απόδοση συναρτήσει της ταχύτητας ανέμου) της τυπικής δανικής ανεμογεννήτριας η οποία έχει καμπύλη ισχύος αυτήν στην εικόνα 21. Αν και η μέση απόδοση για αυτές τις ανεμογεννήτριες είναι περίπου 20%, η απόδοση της μπορεί να διαφέρει αρκετά ανάλογα με την ταχύτητα του ανέμου. Για παράδειγμα στην συγκεκριμένη περίπτωση η απόδοση είναι 44% για ταχύτητα 9 m/s. Εικόνα 22: Τυπική καμπύλη απόδοσης ανεμογεννήτριας δανικής κατασκευής. Είναι προφανές ότι κάθε ανεμογεννήτρια μπορεί να είναι βελτιστοποιημένη ώστε να αποδίδει καλύτερα σε ένα εύρος ταχυτήτων. Μεταβάλλοντας μεγέθη όπως το ύψος της, την γωνία με 27

29 την οποία δέχεται τον άνεμο, το μέγεθος των πτερυγίων της ή το μέγεθος της γεννήτριας μεταβάλλεται η ενεργειακή συμπεριφορά της. Αλλάζοντας τα πτερύγια της ή το μέγεθος της γεννήτριας μεταβάλλεται η καμπύλη ισχύος της, ενώ το ύψος της επηρεάζει στην ταχύτητα του ανέμου. Γενικά οι ανεμογεννήτριες πρέπει να έχουν τον μεγαλύτερο βαθμό απόδοσης στις ταχύτητες ανέμου που παράγεται η περισσότερη ενέργεια ετησίως, με άλλα λόγια στο εύρος των συχνότερων υψηλών ταχυτήτων. Για δεδομένο μέγεθος έλικα, όσο πιο μεγάλη είναι η γεννήτρια τόσο πιο πολύ ενέργεια θα παράγεται, όμως συγχρόνως δεν θα αποδίδει ικανοποιητικά σε μικρές και μέσες ταχύτητες. Αντίθετα για τον ίδια έλικα, όσο μικρότερη είναι η γεννήτρια τόσο καλύτερα θα αποδίδει σε αδύναμους ανέμους αλλά δεν θα αποδίδει ικανοποιητικά σε μεγάλες ταχύτητες. Οι μικρές ανεμογεννήτριες παράγουν μικρά ποσά ηλεκτρικής ενέργειας, όμως δεν απαιτούν ισχυρό δίκτυο, παράγουν σχετικά πιο σταθερή ισχύ (διότι αποδίδουν καλύτερα σε μικρότερες ταχύτητες), απαιτούν μικρότερο κόστος θεμελίωσης και είναι αισθητικά πιο αποδεκτές από τους κατοίκους. Τέλος τα αιολικά πάρκα είναι προφανώς πιο αξιόπιστα όταν έχουν πολλές μικρές ανεμογεννήτριες. Με βάση τα παραπάνω φαίνεται ότι μια μεγάλη ανεμογεννήτρια δεν είναι πάντα η καλύτερη λύση λόγω της οικονομίας κλίμακας, αλλά εξαρτάται από την ταχύτητα των ανέμων και τις ανάγκες μας σε ηλεκτρική ενέργεια. Τέλος πρέπει να αναφερθεί ότι οι ανεμογεννήτριες παραλαμβάνουν περίπου μέσα σε 2-3 μήνες λειτουργίας όλη την ενέργεια που απαιτήθηκε για να κατασκευαστούν, ενώ οι υπεράκτιες ανεμογεννήτριες απαιτούν ακόμα λιγότερο χρόνο. 28

30 Κεφάλαιο 3 : Υπεράκτια Τεχνολογία 3.1 Παράγοντες ανάπτυξης της υπεράκτιας τεχνολογίας Τα υπεράκτια αιολικά πάρκα δίνουν νέες δυνατότητες στην εκμετάλλευση της αιολικής ενέργειας και στην απεξάρτηση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από τις κλασικές μεθόδους αλλά ταυτόχρονα δημιουργούν νέες προκλήσεις για ανάπτυξη καινούριας τεχνολογίας που να ανταπεξέρχεται στις διαφορετικές συνθήκες που επικρατούν στην θάλασσα. Στην συνέχεια αναλύονται οι νέοι παράγοντες που πρέπει να λαμβάνονται υπόψη κατά την κατασκευή ενός υπεράκτιου πάρκου Ο πάγος Σε τοποθεσίες όπου παρουσιάζονται συχνά χαμηλές θερμοκρασίες πρέπει να λαμβάνεται υπόψη ο "θαλάσσιος πάγος" (μπορεί να μετακινείται ή και όχι) και η παρουσία ατμοσφαιρικού πάγου ( λόγω της ύπαρξης νερού στην ατμόσφαιρα, λόγω χιονοπτώσεων, και sea sprays 1 ) και η πιθανότητα δημιουργίας πάγου πάνω στις ανεμογεννήτριες. Η πιθανότητα εμφάνισης πάγου στα πτερύγια του δρομέα καθώς και σε άλλα μέρη της ανεμογεννήτριας παίζει σημαντικό ρόλο στην σχεδίαση των παράκτιων ανεμογεννητριών (αεροδυναμική, σύστημα ελέγχου στροφών, υλικά), στην προστασία των μελών της ομάδας συντήρησης (κίνδυνος από πάγο που εκτοξεύεται από τα πτερύγια, ισορροπία των μελών κατά την συντήρηση) και στην οικονομική απόδοση των αιολικών πάρκων (κόστος εξοπλισμού, διάρκεια χρόνου ζωής). Η ύπαρξη επιπλέοντα πάγου στην θάλασσα μπορεί να προκαλέσει επιπλέον μηχανικά φορτία στον πύργο της ανεμογεννήτριας και η παρουσία ατμοσφαιρικού πάγου δημιουργεί ιδιαίτερα πολύπλοκα φαινόμενα που εξαρτώνται και από το ύψος του δρομέα. Επομένως είναι απαραίτητη μια ανάλυση ρίσκου η οποία βάση της μείωσης του χρόνου ζωής και των υπολοίπων κινδύνων καταλήγει στον κατάλληλο και οικονομικά βέλτιστο εξοπλισμό για την αποφυγή των φαινομένων αυτών. Ο εξοπλισμός αυτός πρέπει να περιλαμβάνει συστήματα αποφυγής της δημιουργίας πάγου πάνω στην ανεμογεννήτρια αλλά και συστήματα υπεύθυνα για το λιώσιμο του πάγου. Συνοπτικά ο πάγος μπορεί να προκαλέσει : δυσλειτουργία στις συσκευές μέτρησης του ανέμου αύξηση του θορύβου γρήγορη πτώση της απόδοσης αύξηση των μηχανικών φορτίων στην θεμελίωση αυξημένες δονήσεις κίνδυνο από εκτόξευση πάγου στην ομάδα συντήρησης αλλά και σε κοντινές κατασκευές αν υπάρχουν πρόβλημα προσβασιμότητας περιορισμό του χρόνου κατά τον οποίο είναι δυνατή η εγκατάσταση του πάρκου Η Διάβρωση Το πρόβλημα της διάβρωσης των υλικών γίνεται προφανώς πολύ μεγαλύτερο στην θάλασσα και αντικατοπτρίζεται στο αυξημένο κόστος συντήρησης των υπεράκτιων πάρκων σε σχέση με των χερσαίων. Η διάβρωση των μετάλλων στην θάλασσα είναι ηλεκτρονική διαδικασία η οποία επηρεάζεται από πολλούς παράγοντες όπως η ποσότητα άλατος, η συγκέντρωση οξυγόνου, η θερμοκρασία κ.α. Τυπικές τιμές διάβρωσης χάλυβα χωρίς κάποια επίστρωση 1 Τα sea sprays είναι σωματίδια αερολυμάτων που σχηματίζονται απευθείας από τον ωκεανό τα οποία συνήθως εκτινάσσονται στην ατμόσφαιρα από φυσαλίδες που σκάνε στην διεπιφάνεια νερού και αέρα. 29

31 είναι από 0.05 έως 0.07 mm/έτος στον ατμοσφαιρικό αέρα και 0.03 έως 0.09 mm/έτος στο νερό. Η επίτευξη μηδενικής διάβρωσης είναι αδύνατη αλλά μπορεί να μειωθεί σε επιθυμητά επίπεδα με κατάλληλες μεθόδους [14]. Μια μέθοδος που χρησιμοποιείται για τον έλεγχο της διάβρωσης είναι το βάψιμο κάθε επιφάνειας που έρχεται σε επαφή με το γύρω περιβάλλον με μια επίστρωση ψευδαργύρου ή με κάποιο από τα παράγωγα του πετρελαίου που χρησιμοποιείται με αυτό τον σκοπό. Επίσης σε περιπτώσεις μεγάλων και λείων επιφανειών μπορεί να χρησιμοποιηθεί και εποξειδική επίστρωση αν το πάχος της επίστρωσης μπορεί να ελεγχθεί με ακρίβεια. Άλλη μέθοδος για την μείωση της διάβρωσης είναι η χρησιμοποίηση υλικών που δεν διαβρώνονται όπως το ανοξείδωτο ατσάλι, ο χαλκός και το πλαστικό. Στο εσωτερικό τώρα της ατράκτου πρέπει να διατηρείται η ατμόσφαιρα ξηρή και σε θερμοκρασία όχι μικρότερη των 15 ο C ώστε να προστατεύονται τα ηλεκτρονικά συστήματα και να μειώνονται η απαιτήσεις για το ξεχωριστό σύστημα θέρμανσης λαδιού. Έτσι γίνεται απαραίτητο ένα σύστημα θέρμανσης και αφύγρανσης της ατμόσφαιρας. Ο εξωτερικός αέρας εισέρχεται στην άτρακτο μέσω φίλτρων υπεύθυνων για την αφύγρανση και θερμαίνεται σε δύο μονάδες που δουλεύουν παράλληλα. Χρησιμοποιούνται δύο μικρές παράλληλές μονάδες αντί για μια μεγάλη για λόγους εφεδρείας. Αν απαιτείται και σύστημα για το λιώσιμο του πάγου στα πτερύγια μπορεί να χρησιμοποιηθεί μια ακόμη μονάδα θέρμανσης η οποία θα στέλνει ζεστό αέρα στο εσωτερικό των πτερυγίων τα οποία θα έχουν μια βαλβίδα εξάτμισης στην κορυφή τους. Ο ανεμομετρητής και ο ανεμοδείκτης θερμαίνονται μέσω ηλεκτρικών καλωδίων. Τα συστήματα ψύξης του κιβωτίου ταχυτήτων, της γεννήτριας και του μετασχηματιστή είναι ξεχωριστά και βρίσκονται έξω από την άτρακτο. 3.2-Οι ανεμογεννήτριες Δομή των ανεμογεννητριών Η δομή των ανεμογεννητριών στα υπεράκτια αιολικά πάρκα δεν διαφέρει από τις αντίστοιχες στην ξηρά. Διαφορές στην τεχνολογία των δύο ειδών πάρκων βρίσκονται στο μέγεθος (παραγόμενη ισχύς) και την θεμελίωση των ανεμογεννητριών, στο ύψος των πύργων καθώς και στις μεθόδους συντήρησης τους. Οι υπεράκτιες ανεμογεννήτριες είναι συνήθως μεγαλύτερες για λόγους οικονομικού συμφέροντος. Επειδή αυξάνεται το κόστος τοποθέτησης και συντήρησης της ανεμογεννήτριας είναι λογικό να συμφέρει η τοποθέτηση μιας η οποία παράγει μεγαλύτερη ηλεκτρική ισχύ. Η θεμελίωση είναι προφανές πως αλλάζει καθώς τώρα πρέπει να ανταπεξέρχεται σε κυματικά φορτία και φορτία θαλάσσιων ρευμάτων (τα είδη των θεμελιώσεων αναλύονται στην συνέχεια). Το ύψος των πύργων στα υπεράκτια αιολικά πάρκα συνηθίζεται να είναι μικρότερο των αντίστοιχων στην στεριά καθώς η εξάρτηση της ταχύτητας του ανέμου από το ύψος μειώνεται σε σχέση με την ξηρά. Επίσης η πρόσβαση στις ανεμογεννήτριες από το προσωπικό συντήρησης διαφέρει και γίνεται ακριβότερη και πολυπλοκότερη. Οι ανεμογεννήτριες για αυτό των λόγω έχουν συνήθως ένα σημείο σχεδιασμένο για την ασφαλή αποβίβαση από βάρκες και καράβια καθώς και πίστα για την προσγείωση ελικοπτέρου. Πολλές ανεμογεννήτριες έχουν και ένα διαμορφωμένο χώρο που προσφέρεται για καταφύγιο στο προσωπικό συντήρησης σε περίπτωση απότομης αλλαγής των καιρικών συνθηκών. Οι υπεράκτιες ανεμογεννήτριες μπορεί να έχουν και ένα σύστημα παρακολούθησης της κατάστασης τους (Condition Monitoring System, CMS) για τον εντοπισμό ηλεκτρολογικών και μηχανολογικών προβλημάτων πριν από την αστοχία των αντίστοιχων υλικών. Έτσι γίνεται δυνατός ο προγραμματισμός της επισκευής της ανεμογεννήτριας λαμβάνοντας υπόψη της καιρικές συνθήκες και επομένως μειώνονται οι μη 30

32 σχεδιασμένες διακοπές και αυξάνεται η αξιοπιστία. Επίσης σε υπεράκτια πάρκα συνηθίζεται η χρησιμοποίηση περισσότερων στοιχείων εφεδρείας καθώς η συντήρηση τους είναι πιο δύσκολη λόγω της μειωμένης δυνατότητας πρόσβασης από το προσωπικό. Στην παρακάτω εικόνα (εικόνα 23) φαίνονται τα σημαντικότερα στοιχεία μιας ανεμογεννήτριας οριζόντιου άξονα (δηλ. του πλέον συνηθισμένου τύπου). 1) Θεμελίωση 2) Σύνδεση με δίκτυο 3) Πύργος 4) Σκάλες 5) Μηχανισμός Προσανατολισμού 6) Άτρακτος 7) Γεννήτρια 8) Ανεμόμετρο και ανεμοδείκτης 9) Άξονας Υψηλής Ταχύτητας και φρένο 10) Δρομέας 11) Πτερύγιο 12) Κλίση πτερυγίου 13) Πλήμνη δρομέα Εικόνα 23: Στοιχεία τυπικής ανεμογεννήτριας οριζοντίου άξονα. Η άτρακτος: βρίσκεται στην κορυφή του πύργου και περιέχει τα περισσότερα λειτουργικά μέρη της ανεμογεννήτριας όπως το κιβώριο ταχυτήτων και την ίδια την γεννήτρια. Το μέγεθος της είναι τέτοιο ώστε να χωράει μέσα το απαραίτητο προσωπικό συντήρησης. Εκεί βρίσκεται και η πίστα προσγείωσης ελικοπτέρου που αναφέρθηκε προηγουμένως. Το κιβώτιο ταχυτήτων: είναι υπεύθυνο για την μετατροπή της χαμηλής περιστροφικής ταχύτητας των πτερυγίων (περίπου 24 rpm) στην υψηλή ταχύτητα της γεννήτριας. (περίπου 1500 rpm). Σε ορισμένες ανεμογεννήτριες ο λόγος μετατροπής μπορεί να υπερβαίνει το 1:1000. Συνήθως υπάρχει εξαναγκασμένη κυκλοφορία λαδιού το οποίο χρησιμεύει ως λιπαντικό και ως ψυκτικό. Το κιβώτιο είναι ακριβό και βαρύ εξάρτημα για αυτό το λόγο αποτελεί ένα στοιχείο για το οποίο πραγματοποιείται έρευνα για την βελτιστοποίηση του. Η ηλεκτρική γεννήτρια: συνδέεται με το κιβώτιο ταχυτήτων μέσω του άξονα χαμηλής ταχύτητας. Μετατρέπει την αιολική σε ηλεκτρική ισχύ η οποία μέσω του μετασχηματιστή παρέχεται στο δίκτυο. Η γεννήτρια μπορεί να είναι είτε σύγχρονη είτε ασύγχρονη. Το ανεμόμετρο: μετρά την ταχύτητα του ανέμου και δίνει τα δεδομένα σε έναν ελεγκτή. Τα δεδομένα αυτά χρησιμοποιούνται για την σύνδεση της ανεμογεννήτριας με το δίκτυο όταν η ταχύτητα του ανέμου ξεπεράσει κάποια ορισμένη ελάχιστη τιμή 31

33 (cut in speed) και για την αποσύνδεση σε περίπτωση που η ταχύτητα του ανέμου ξεπεράσει μια μέγιστη τιμή (cut out speed). Ο ανεμοδείκτης: υπολογίζει την κατεύθυνση του ανέμου και επικοινωνεί με τον μηχανισμό προσανατολισμού της ανεμογεννήτριας ώστε να τοποθετηθεί στην κατάλληλη διεύθυνση. Το φρένο: μπορεί να είναι μηχανικό, υδραυλικό ή ηλεκτρικό το οποίο σταματά τον δρομέα σε περιπτώσεις συντήρησης ή επείγουσας ανάγκης. Τα πτερύγια: κατασκευάζονται ώστε να παρουσιάζουν την καλύτερη δυνατή αεροδυναμική συμπεριφορά. Έτσι ο άνεμος ο οποίος ρέει στην πάνω επιφάνεια του πτερυγίου θα κινείται πιο γρήγορα από τον άνεμο στην κάτω επιφάνεια με αποτέλεσμα να δημιουργείται μια διαφορά πίεσης ανάμεσα στις δύο πλευρές και η συνιστάμενη δύναμη που είναι υπεύθυνη για την περιστροφή, αυξάνεται. Στην εικόνα 24 φαίνεται ένα τυπικό πτερύγιο ανεμογεννήτριας μαζί με τις διατομές του σε διάφορα σημεία. Κοντά στην σύνδεση με τον δρομέα η διατομή του είναι κυκλική και καθώς απομακρυνόμαστε το πάχος του μειώνεται. Τα πτερύγια κατασκευάζονται από ελαφριά υλικά συνήθως πολυμερή ενισχυμένα με ίνες τα οποία αντέχουν και στις απαραίτητες καταπονήσεις. Εικόνα 24: Τυπικό πτερύγιο ανεμογεννήτριας και η μεταβολή της διατομής του. Ο δρομέας: ο δρομέας αποτελείται από την πλήμνη και τα πτερύγια. Ο άξονας υψηλής ταχύτητας: θέτει την γεννήτρια σε κίνηση. Ο άξονας χαμηλής ταχύτητας: στέφεται από τον δρομέα. Κλίση πτερυγίου: τα πτερύγια στρίβουν γύρω από τον άξονα τους μέσω ενός αυτόματου συστήματος ώστε να ελέγχεται η ταχύτητα του δρομέα και να συμβάλλουν στο φρενάρισμα του κατά την διάρκεια πολύ ισχυρών ανέμων. Ο μηχανισμός προσανατολισμού: είναι ένας σερβοκινητήρας ο οποίος στρέφει την άτρακτο έτσι ώστε ο δρομέας να παραμένει κάθετος στην κατεύθυνση του ανέμου και να βελτιστοποιείται η κατανάλωση της αιολικής ενέργειας Κατηγορίες ανεμογεννητριών Σήμερα, λόγω της ανάγκης για βελτίωση των ανεμογεννητριών και της έρευνας που πραγματοποιείται σε αυτόν τον τομέα, έχουν αναπτυχθεί πολλά διαφορετικά είδη ανεμογεννητριών. Όλες αυτές μπορούν κατηγοριοποιηθούν στις παρακάτω κατηγορίες. I. Βάση της θέσης της γεννήτριας: a) Κάθετου άξονα (VAWT) : ο άξονας περιστροφής είναι κάθετος στο έδαφος. Το βασικό πλεονέκτημα αυτών των ανεμογεννητριών είναι η απλότητα τους, πράγμα που τις κάνει ιδανικές για μικρές μονάδες σε δυσπρόσιτες περιοχές 32

34 όπου δεν είναι δυνατή η συχνή συντήρηση τους. Ο δρομέας τους είναι πολύ στερεός και παρουσιάζει μεγάλη μηχανική αντίσταση. Στις εικόνες 25 έως 28 παρουσιάζονται τρία διαφορετικά είδη ανεμογεννητριών κάθετου άξονα καθώς και ένα διάγραμμα όπου φαίνεται η αποδοτικότητα τους. b) Οριζοντίου άξονα (HAWT): Είναι το πιο συνηθισμένο είδος ανεμογεννήτριας. Σε αυτές ο δρομέας μετατρέπει την γραμμική κίνηση του αέρα σε περιστροφική ώστε να οδηγήσει την ηλεκτρογεννήτρια. Σήμερα, σε όλα τα διασυνδεδεμένα με το κεντρικό δίκτυο αιολικά πάρκα χρησιμοποιούνται τέτοιου είδους ανεμογεννήτριες για αυτό το λόγο και η παρούσα μελέτη θα ασχοληθεί κυρίως με ανεμογεννήτριες τέτοιου τύπου. Εικόνα 25:Ανεμογεννήτρια τύπου Darrieus Εικόνα 26: Ανεμογεννήτρια τύπου Panenomas 33

35 Εικόνα 27: Ανεμογεννήτρια τύπου Sabonius Εικόνα 28: Απόδοση διαφόρων τύπων ανεμογεννητριών κάθετου άξονα II. Βάση του προσανατολισμού τους στον άνεμο: a) Ανεμογεννήτριες που λειτουργούν με πνοή ανέμου προς τα πάνω: ή αλλιώς λεγόμενες upwind machines. Αυτές οι ανεμογεννήτριες έχουν τον δρομέα προσανατολισμένο προς τον άνεμο. Το βασικό τους πλεονέκτημα είναι ότι με αυτή την σχεδίαση αποφεύγεται η σκίαση του δρομέα από τον πύργο. Μειονέκτημα του είναι ότι χρειάζονται σύστημα προσανατολισμού ώστε να διατηρείται ο δρομέας στην κατάλληλη θέση καθώς η κατεύθυνση του ανέμου αλλάζει και ότι η άτρακτος πρέπει να είναι αρκετά μακριά ώστε να αποφεύγεται ενδεχόμενη σύγκρουση των πτερυγίων με τον πύργο. Για τον 34

36 ίδιο λόγο πρέπει τα πτερύγια να είναι από κατάλληλο υλικό ώστε να μην λυγίσουν όσο δυνατός και να είναι ο άνεμος. Η περισσότερες ανεμογεννήτριες είναι τέτοιου τύπου [15]. b) Ανεμογεννήτριες με πνοή ανέμου προς τα κάτω: αλλιώς ονομάζονται downwind machines. Σε αυτές ο δρομέας βρίσκεται στο πίσω μέρος της ανεμογεννήτριας. Το πλεονέκτημα τους είναι ότι κατασκευάζονται έτσι ώστε η άτρακτος τους να ακολουθεί παθητικά την κατεύθυνση του ανέμου με αποτέλεσμα να μην χρειάζονται την ύπαρξη συστήματος προσανατολισμού. Το βασικό μειονέκτημα τους είναι η διακύμανση της αιολικής ισχύς λόγω της σκίασης του δρομέα από τον πύργο. Εικόνα 29: upwind και downwind ανεμογεννήτριες III. IV. Βάση του αριθμού των πτερυγίων τους: a) Δύο πτερυγίων: Οι δρομείς των ανεμογεννητριών με δύο πτερύγια πρέπει να περιστρέφονται πιο γρήγορα από αυτούς με τρία με αποτέλεσμα να αυξάνεται ο αεροδυναμικός θόρυβος. Άλλο μειονέκτημα τους είναι ότι ο δρομέας τέτοιων ανεμογεννητριών, λόγω των μηχανικών φορτίων που δέχεται λόγω της διακύμανσης της ταχύτητας του ανέμου ανάλογα με το ύψος και γυροσκοπικών φαινομένων, είναι δύσκολο να ισορροπήσει. Σήμερα, ακόμα και εταιρίες που στο παρελθόν προμήθευαν την αγορά με τέτοιου είδους ανεμογεννήτριες πλέον παράγουν μόνο ανεμογεννήτριες τριών πτερυγίων. b) Τριών Πτερυγίων: Σχεδόν όλες οι ανεμογεννήτριες σήμερα είναι τριών πτερυγίων και λειτουργούν με πνοή ανέμου προς τα πάνω (upwind machines) χρησιμοποιώντας και ένα σύστημα προσανατολισμού. Αυτού του είδους η σχεδίαση ονομάζεται «δανική κατασκευή» και έχει επικρατήσει έναντι όλων των μεθόδων σχεδίασης. Βάση της μεθόδου για τον έλεγχο της ισχύος: Οι ανεμογεννήτριες σχεδιάζονται ώστε να παράγουν μέγιστη ισχύ σε ταχύτητες ανέμου περίπου 15m/s. Δεν αποδίδει να σχεδιάζονται ώστε μεγιστοποιούν την έξοδο τους για 35

37 ανέμους μεγαλύτερων ταχυτήτων καθώς αυτοί είναι εξαιρετικά σπάνιοι.ο έλεγχος της παραγόμενης ισχύος είναι απαραίτητος ώστε να αποφεύγονται ζημιές και καταστροφές διαφόρων μερών της ανεμογεννήτριας κατά την διάρκεια πολύ ισχυρών ανέμων ακόμα και αν σπαταλιέται έτσι κάποια ενέργεια που θα μπορούσε να παραχθεί. Έχουν αναπτυχθεί διάφοροι τρόποι για την πραγματοποίηση του ελέγχου αυτού και περιγράφονται στην συνέχεια: a) Με μεταβολή της κλίσης των πτερυγίων (pitch control): Όταν ο ηλεκτρονικός ελεγκτής της ανεμογεννήτριας διαπιστώσει ότι η ισχύς εξόδου ξεπερνάει μια μέγιστη τιμή, αλλάζει την κλίση των πτερυγίων γυρνώντας τα γύρω από τον άξονα τους με αποτέλεσμα να μειώνεται η γωνία πρόσπτωσης του ανέμου επάνω τους. Έτσι η αντίσταση στον άνεμο γίνεται ελάχιστη όπως και η ροπή στον δρομέα και αντίστοιχα και η παραγόμενη ισχύς. Τα πλεονεκτήματα της μεθόδου αυτής είναι ότι έτσι αυξάνεται η διάρκεια ζωής της ανεμογεννήτριας καθώς και η απόδοση (ο άνεμος πέφτει πάνω στα πτερύγια πάντα με την βέλτιστη γωνία) και γίνεται δυνατή η εκμετάλλευση και λιγότερο ισχυρών ανέμων. b) Με παθητική επιβράδυνση (passive stall) : Σε αυτή την περίπτωση τα πτερύγια κατασκευάζονται βάση των αρχών της αεροδυναμικής με τέτοια γεωμετρία ώστε όταν ο άνεμος γίνει πολύ ισχυρός να δημιουργούνται αναταράξεις σε αυτών στην πλευρά του πτερυγίου που δεν «κοιτάει» στον άνεμο. Αυτές οι αναταράξεις εμποδίζουν την δύναμη άνωσης (lifting force) από το πτερύγιο να δράσει στον δρομέα. Με την χρήση αυτής της μεθόδου η ανεμογεννήτρια έχει λιγότερα κινητά μέρη (μεγαλύτερη διάρκεια ζωής) και δεν χρειάζεται ένα ακριβό ηλεκτρονικό σύστημα ελέγχου. c) Με ενεργή επιβράδυνση (active stall): Χρησιμοποιείται κυρίως σε μεγάλες ανεμογεννήτριες (άνω του 1MW). Σε αυτές τις ανεμογεννήτριες είναι δυνατή και η μεταβολή της κλίσης των πτερυγίων (pitch control) αλλά συνήθως έχουν λίγες «σκάλες» μεταβολής της γωνίας πρόσπτωσης. Όταν διαπιστωθεί κίνδυνος να υπερφορτωθεί η γεννήτρια τότε ο ηλεκτρονικός ελεγκτής θα στρέψει τα πτερύγια προς την αντίθετη κατεύθυνση από την μέθοδο με pitch control δηλαδή αυξάνοντας την γωνία πρόσπτωσης. Η αύξηση αυτή ελαττώνει την ροπή. Επίσης τα πτερύγια είναι σχεδιασμένα αεροδυναμικά με στόχο η μεταβολή αυτή στην κλίση να μειώνει την δύναμη άνωσης και να αυξάνει την δύναμη συρσίματος όπως στην μέθοδο passive stall. Το πλεονέκτημα αυτής της μεθόδου είναι ότι ελέγχεται η ισχύς εξόδου με μεγαλύτερη ακρίβεια από την passive stall και ότι η ανεμογεννήτρια μπορεί να λειτουργήσει με μέγιστη απόδοση σε περισσότερες ταχύτητες ανέμων Ηλεκτρικό μέρος ανεμογεννήτριας Η ηλεκτρική γεννήτρια μιας ανεμογεννήτριας μετατρέπει μηχανική ενέργεια σε ηλεκτρική. Η διαφορά όμως από όλες τις άλλες περιπτώσεις παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και διασύνδεσης με το κεντρικό δίκτυο είναι ότι η ο άνεμος ασκεί μια ιδιαίτερα μεταβαλλόμενη ροπή στον δρομέα. Γενικά χρησιμοποιούνται και ασύγχρονες και σύγχρονες γεννήτριες με διάφορους τρόπους σύνδεσης όπου στην κάθε περίπτωση υπάρχουν πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα. 36

38 Εικόνα 30: Οι επικρατέστεροι τρόποι διαμόρφωσης του ηλεκτρικού μέρους μιας ανεμογεννήτριας.. Στην εικόνα 30.α παρουσιάζεται η ανεμογεννήτρια σταθερών στροφών με ασύγχρονη γεννήτρια κλωβού η οποία είναι απευθείας συνδεδεμένη στο δίκτυο. Τα πλεονεκτήματα της μεθόδου αυτής είναι το μικρό κόστος, μικρό βάρος, η απλότητα της κατασκευής καθώς και η έλλειψη μετατροπέα που οδηγεί σε μικρότερο περιεχόμενο αρμονικών στην έξοδο. Βασικό μειονέκτημα των γεννητριών σταθερών στροφών, το οποίο οφείλεται κυρίως στην απευθείας σύνδεση με το δίκτυο, είναι ότι η ταχύτητα περιστροφής του δρομέα δίνεται από το δίκτυο με αποτέλεσμα να μην γίνεται η βέλτιστη αεροδυναμική εκμετάλλευση του ανέμου βάση της ταχύτητας του κάθε στιγμή. Έτσι οποιαδήποτε μεταβολή στην ταχύτητα του ανέμου μεταφράζεται σε μεταβολή της μηχανικής ροπής στο άξονα με συνέπεια την εμφάνιση μηχανικών καταπονήσεων στην ανεμογεννήτρια. Επίσης λόγω της έλλειψης μετατροπέα είναι δεν είναι δυνατή η ρύθμιση της άεργου ισχύος που ανταλλάσσεται με το δίκτυο και για αυτό τον λόγω γίνεται απαραίτητη η σύνδεση πυκνωτών αντιστάθμισης της άεργου ισχύος που καταναλώνει η γεννήτρια. Έντονη είναι επίσης η διακύμανση της τάσης στην έξοδο με αποτέλεσμα την παρουσία του φαινομένου fliker που περιορίζει την σύνδεση μεγάλης ποσότητας ισχύος σε ασθενή δίκτυα. Σήμερα, η διασύνδεση αυτή αποφεύγεται για τους παραπάνω λόγους. Στην εικόνα 30.β έχουμε πάλι μια ασύγχρονη γεννήτρια συνδεδεμένη απευθείας στο δίκτυο όμως τώρα είναι τυλιγμένου δρομέα όπου δίνεται η δυνατότητα σύνδεσης εξωτερικών αντιστάσεων στον δρομέα για τον έλεγχο της ηλεκτρικής ροπής. Έτσι έχουμε την δυνατότητα περιορισμένου ελέγχου των στροφών της γεννήτριας κατά την διάρκεια μεγάλων μεταβολών στην ταχύτητα του ανέμου. Σήμερα, χρησιμοποιούνται κυρίως ανεμογεννήτριες μεταβλητών στροφών (εικόνες 30.γ και δ) καθώς παρουσιάζουν μέγιστη ενεργειακή απόδοση παρακολουθώντας την ταχύτητα του ανέμου. Επίσης μειώνονται η μηχανικές καταπονήσεις που αναφέρθηκαν προηγουμένως στο σύστημα, είναι δυνατή η απαλοιφή του κιβωτίου ταχυτήτων και έχουμε και μείωση του 37

39 ακουστικού θορύβου. Φυσικά με την χρησιμοποίηση του μετατροπέα γίνεται δυνατή και η ρύθμιση της άεργου ισχύος ανάλογα με τις απαιτήσεις του δικτύου κάτι που ήταν δυνατό μόνο από τους συμβατικούς σταθμούς παραγωγής ενέργειας. Στην εικόνα 30.γ παρουσιάζεται μια ασύγχρονη γεννήτρια διπλής τροφοδότησης μεταβλητών στροφών με τυλιγμένο δρομέα. Σε αυτή την περίπτωση ο μετατροπέας συνδέεται στον δρομέα και ο έλεγχος των στροφών γίνεται μέσα από τον έλεγχο της συχνότητας των ρευμάτων που ρέουν στον δρομέα. Βασικό μειονέκτημα της σύνδεσης αυτής είναι ότι ο στάτης είναι άμεσα συνδεδεμένος στο δίκτυο με αποτέλεσμα να είναι εκτεθειμένος στην δυναμική συμπεριφορά του δικτύου σε περίπτωση βύθισης της τάσης. Στην τελευταία περίπτωση (εικόνα 30.δ) φαίνεται μια σύγχρονη γεννήτρια μεταβλητών στροφών. Το πλεονέκτημα της είναι ότι ακόμα και σε περιπτώσεις απότομης μεταβολής της ταχύτητας περιστροφής είτε λόγω αλλαγής του ανέμου είτε λόγω σφάλματος του δικτύου, η μεταβολή αυτή μπορεί να εξομαλυνθεί από τον δρομέα. Επίσης δεν διαθέτει κιβώτιο ταχυτήτων με συνέπεια την μείωση του κόστους, του βάρους και του θορύβου. Μειονεκτήματα της είναι το βάρος της γεννήτριας το οποίο είναι μεγάλο και ότι όλη η παραγόμενη ισχύς μεταφέρεται μέσω του μετατροπέα με αποτέλεσμα να περιορίζεται η λειτουργία του συστήματος σε μη φυσιολογικές καταστάσεις λειτουργίας και συγκεκριμένα στην ικανότητα αδιάλειπτης παροχής ισχύος. 3.3-Θεμελίωση των πύργων Η θεμελίωση των πύργων υπεράκτιων ανεμογεννητριών είναι ένας τομέας ο οποίος εξελίσσεται συνεχώς και διαφέρει τελείως από την θεμελίωση των αντίστοιχων πύργων σε αιολικά πάρκα στη στεριά. Η θέληση για εγκατάσταση πάρκων όλο και πιο μακριά από την ακτή σε μεγαλύτερο βάθος φέρνει την ανάγκη της εύρεσης νέων τρόπων θεμελίωσης και στήριξης των πύργων. Επίσης το μέγεθος των ανεμογεννητριών όπως αναφέρθηκε προηγουμένως μεγαλώνει ώστε να παράγεται περισσότερη ενέργεια και να αυξάνεται και το οικονομικό κέρδος της επένδυσης συνεπώς η στήριξη τους πρέπει να βελτιώνεται και αυτή. Η επιλογή επομένως του τύπου θεμελίωσης βασίζεται σε διάφορους παράγοντες και είναι πολύ σημαντική μιας και καταλαμβάνει περίπου το 20% του κόστους της συνολικής επένδυσης για ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο. Το 2015 τοποθετήθηκαν στην Ευρωπαϊκή Ένωση 397 νέες ανεμογεννήτριες, από τις οποίες οι 385 είχαν θεμελίωση τύπου monopile (97 %) και οι 12 τύπου jacket (3 %) (εικόνα 31) 38

40 Εικόνα 31: Ποσοστά μεθόδων θεμελίωσης σε ανεμογεννήτριες το 2015 Από τις 3313 ανεμογεννήτριες που έχουν θεμελιωθεί σε ευρωπαϊκά ύδατα από την αρχή της εκμετάλλευσης της παράκτιας αιολικής ενέργειας οι 2653 έχουν θεμελίωση τύπου monopile με ποσοστό 80.1% (εικόνα 32). Ακολουθούν οι ανεμογεννήτριες με θεμελίωση τύπου βαρύτητας (gravity) οι οποίες είναι 303 και καταλαμβάνουν το 9.1%. Στην συνέχεια είναι οι πύργοι τύπου jacket όπου αριθμούνται σε 178 με ποσοστό 5.4%, τύπου tripod 120 και 3.6% και τέλος οι τύπου tripile με ποσοστό 1.7% οι οποίοι είναι 55. Επίσης υπάρχουν δύο ανεμογεννήτριες με πειραματική θεμελίωση και δύο με μια νέα θεμελίωση με την οποία ουσιαστικά επιπλέουν (τύπου floating). Οι ανεμογεννήτριες αυτές αναμένεται στο μέλλον να δώσουν την λύση στο όριο που τίθεται από το βάθος πυθμένα που μπορεί να εγκατασταθεί ένα αιολικό πάρκο. Όπως γίνεται φανερό ο πιο συχνός τύπος θεμελίωσης είναι ο monopile καθώς θεωρείται πλέον ο πιο στιβαρός και οικονομικός σε περιπτώσεις όπου το βάθος πυθμένα είναι περίπου μέχρι 30m και το υπόστρωμα του είναι μέχρι τα 70m βάθος αρκετά συμπυκνωμένο χονδρόκοκκο έδαφος. Εικόνα 32: Συνολικά ποσοστά μεθόδου θεμελιώσεων 39

41 Οι διάφοροι τύποι θεμελίωσης φαίνονται στην εικόνα 33 καθώς και σε συνάρτηση με το βάθος τοποθέτησης των πύργων φαίνονται στην εικόνα 34. Στην παρούσα εργασία θα χρησιμοποιηθεί θεμελίωση τύπου monopile. Εικόνα 33: Οι τύποι θεμελίωσης υπεράκτιων πύργων. Εικόνα 34: Τα διάφορα είδη θεμελιώσεων σε συνάρτηση με βάθος τοποθέτησης τους 40

42 3.3.1-Monopiles Οι monopiles στην ουσία είναι ένας μεταλλικός πάσσαλος κυκλικής διατομής ο οποίος εμπηγνύεται στον πυθμένα μέσω ενός ειδικού σφυριού. Ο πάσσαλος αυτός έχει συνήθως διάμετρο 4.5-9m και το πάχος του επιλέγεται βάσει της ισχύουσας νομοθεσίας και των αντίστοιχων παγκόσμιων κανονισμών (API2000 American Petroleum Institute, GL 2005 (Germanische Lloyd), DNV 2004 Det Norske Veritas). Επίσης πραγματοποιείται ειδική μελέτη για το βάθος έμπηξης. Το βασικό κριτήριο του σχεδιασμού είναι η οριζόντια φόρτιση που προκαλείται από τον άνεμο, το κύμα, τα θαλάσσια ρεύματα και έναν πιθανό σεισμό. Τα κατακόρυφα φορτία θεωρούνται σχεδόν πάντα αμελητέα. Γενικά είναι απαραίτητη η μεγάλη δυσκαμψία της θεμελίωσης και δηλαδή η υψηλή ιδιοσυχνότητα της ώστε να αποφευχθεί η σύμπτωση της ιδιοπεριόδου του συστήματος θεμελίωσης και των υψηλών ιδιοπεριόδων των αναμενόμενων οριζόντιων φορτίσεων, η οποία θα προκαλούσε τον συντονισμό. Οφείλεται να γίνει έλεγχος στο υπόστρωμα του πυθμένα πριν την θεμελίωση, γιατί αν αυτό αποτελείται από λεπτό αμμώδες υλικό σε περίπτωση σεισμού υπάρχει κίνδυνος ρευστοποίησης του. Είναι προφανές ότι σε τοποθεσίες τοποθέτησης υπεράκτιων αιολικών πάρκων οι οποίες γειτνιάζουν με σεισμικά ρήγματα γίνεται ιδιαίτερη μελέτη της αντοχής. Συνήθως το μήκος του πασσάλου φθάνει στα 3/5 του ύψους της ανεμογεννήτριας. Το βασικό πρόβλημα που εμφανίζεται με την monopile θεμελίωση σχετίζεται με την ευκαμψία της. Το πρόβλημα αυτό μεγαλώνει όσο μεγαλώνει το βάθος πυθμένα και αυξάνεται η ταχύτητα του ανέμου. Για να παραμείνει η ακαμψία του συστήματος στα ίδια επίπεδα αυξανόμενου του βάθους πρέπει να αυξηθεί η μάζα του στον κύβο (μεγαλώνοντας το μήκος, την διάμετρο και το πάχος) και συνεπώς το κόστος θα αυξηθεί περίπου με την ίδια αναλογία. Ταυτόχρονα θα απαιτηθούν και μεγαλύτερα φορτηγά πλοία για την μεταφορά καθώς και μεγαλύτερα υδραυλικά σφυριά, κάτι που ισοδυναμεί με περαιτέρω αύξηση του κόστους. Αυτός είναι και ο λόγος όπου ο τύπος monopile χρησιμοποιείται σε σχετικά ρηχά νερά μέχρι 30m. Όταν η ανεμογεννήτρια ξεπεράσει τον αναμενόμενο χρόνο ζωής για τον οποίο σχεδιάστηκε και αποφασιστεί να αποσυρθεί τότε κόβεται ο πύργος 2-3m πάνω από την επιφάνεια του πυθμένα και το υπόλοιπο μέρος αφήνεται εκεί. Αυτή η διαδικασία επιλέχτηκε για λόγους πολυπλοκότητας καθώς και με σκοπό την προστασία του περιβάλλοντος επειδή η διαδικασία εξόρυξης της θεμελίωσης πέρα από το πρόσθετο κόστος της θα επέφερε και περισσότερη αναστάτωση στην γειτονική περιοχή. 3.4-Σύνδεση αιολικού πάρκου Το ηλεκτρικό σύστημα ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου και η σύνδεση του με το δίκτυο χωρίζεται σε τρία μέρη. Στην εσωτερική σύνδεση του πάρκου όπου αφού χωρισθούν οι ανεμογεννήτριες σε συστάδες συνδέεται κάθε συστάδα με τον υπεράκτιο υποσταθμό, στην σύνδεση του υπεράκτιου υποσταθμού (εάν υπάρχει) με τον χερσαίο υποσταθμό και στην σύνδεση του τελευταίου με το δίκτυο. Επειδή τα υπεράκτια αιολικά πάρκα τείνουν να έχουν μεγάλη ισχύ και η αποστάσεις μεταξύ των ανεμογεννητριών, των υποσταθμών και του δικτύου να είναι μεγάλες είναι απαραίτητο όλες οι συνδέσεις τους να είναι σε υψηλό επίπεδο τάσης για την μείωση των απωλειών. Οι ανεμογεννήτριες στην έξοδο τους έχουν χαμηλή τάση από kv, η οποία δεν είναι αρκετή για την μεταξύ τους σύνδεση. Έτσι είναι απαραίτητο για κάθε ανεμογεννήτρια να έχει έναν μετασχηματιστή ο οποίος ανεβάζει το επίπεδο της τάσης της, καθώς και τα απαραίτητα 41

43 μέσα προστασίας του. Οι μετασχηματιστές αυτοί τοποθετούνται στην άτρακτο ή στον πύργο της ανεμογεννήτριας. Τελικά οι ανεμογεννήτριες συνδέονται συνήθως σε δίκτυο μέσης τάσης 36 kv αλλά σε μικρά πάρκα μπορεί να φτάσει και τα 10kV. Όπως αναφέρθηκε ο μετασχηματιστής της κάθε γεννήτριας ανεβάζει την τάση στο επίπεδο 1, στην συνέχεια ο/οι μετασχηματιστής/στες του υπεράκτιου υποσταθμού την μετασχηματίζουν σε ένα άλλο υψηλότερο επίπεδο 2 και τέλος στην σύνδεση του χερσαίου υποσταθμού με το δίκτυο το κύκλωμα έχει την τάση επιπέδου 3. Στην εικόνα 35 φαίνεται ένα τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου. Εικόνα 35: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα υπεράκτιου αιολικού πάρκου Συνοπτικά, το ηλεκτρικό σύστημα ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου αποτελείται από : Τις ανεμογεννήτριες Τις συνδέσεις μεταξύ των ανεμογεννητριών Υπεράκτιο υποσταθμό (όχι απαραίτητα) Την σύνδεση με την στεριά Τον υποσταθμό στην στεριά Την σύνδεση με το δίκτυο Στον επόμενο πίνακα (πίνακας 1) φαίνονται οι συνηθέστεροι τρόποι σύνδεσης αιολικών πάρκων. 42

44 AC σύνδεση μέσα στο πάρκο AC σύνδεση με τη στεριά [Α1] DC σύνδεση με την στεριά [Γ] [Α2] DC σύνδεση μέσα στο πάρκο [Β] [Δ] Πίνακας 1 Όσον αναφορά την μεταφορά στην ακτή χρησιμοποιείται είτε HVAC είτε HVDC τεχνολογία. Για την HVDC υπάρχουν δύο τεχνικές η LCC και η VSC. Στην εικόνα 36 φαίνεται το διάγραμμα βάσει του οποίου μπορεί να γίνει προσεγγιστικά η επιλογή του τρόπου σύνδεσης με την στεριά [16] Για την επιλογή αυτή λαμβάνεται υπόψιν το μέγεθος της ισχύος που θα μεταφέρεται καθώς και η απόσταση από την στεριά. Αναλυτικότερα η επιλογή του τρόπου σύνδεσης με την στεριά καθορίζεται από τεχνικούς (απώλειες, μέγεθος πάρκου, επίδραση στο δίκτυο), οικονομικούς και περιβαλλοντικούς λόγους. Γενικά η AC μεταφορά παρουσιάζει μεγαλύτερες διηλεκτρικές απώλειες, λόγω των διάσπαρτων χωρητικοτήτων, οι οποίες είναι ανάλογες του μήκους των καλωδίων ενώ η DC μεταφορά απαιτεί την ύπαρξη μετατροπέων οι οποίοι είναι ακριβοί. Στον πίνακα 2 παρουσιάζονται συνοπτικά οι τεχνικές διαφορές των τριών μεθόδων.όσον αναφορά το περιβάλλον προτιμητέα είναι η επιλογή που οδηγεί σε μικρότερο αριθμό καλωδίων και σε χαμηλότερο μαγνητικό πεδίο. Τα AC καλώδια παράγουν χαμηλότερο μαγνητικό πεδίο αλλά η AC επιλογή απαιτεί περισσότερα σε αριθμό καλώδια. Όπως γίνεται φανερό η επιλογή του τρόπου σύνδεσης είναι αρκετά περίπλοκη και απαιτεί ειδική μελέτη. Στην παρούσα μελέτη θα χρησιμοποιηθεί η HVAC τεχνολογία για αυτό και ακολουθεί μια συνοπτική ανάλυση της. 43

45 Εικόνα 36: Διάγραμμα για την επιλογή της μεθόδου σύνδεσης με την στεριά. Μέγιστη Ισχύς Συστήματος Μέγιστο Επίπεδο Τάσης Επηρεάζεται η ικανότητα φόρτισης από την απόσταση ; Συνολικές Απώλειες Συστήματος Δυνατότητα Black Start Επίπεδο Σφαλμάτων Δυνατότητα υποστήριξης του δικτύου Έκταση που απαιτείται για τον υπεράκτιο υποσταθμό HVAC LCC VSC 200MW στα 150 kv 1200 MW 350MW 350MW στα 245 kv 245 kv ±500 kv ±150 kv Ναι Όχι Όχι Εξαρτώνται από την 2-3% 4-6% απόσταση Ναι Όχι Ναι Υψηλό σε σχέση με HVDC Χαμηλό σε σχέση με HVAC Χαμηλό σε σχέση με HVAC Περιορισμένη Περιορισμένη Μεγάλη Μικρή Πίνακας 2 Εξαρτάται από την ισχύ. Μεγαλύτερος μετατροπέας από VSC Εξαρτάται από την ισχύ. Μικρότερος μετατροπέας από LCC αλλά μεγαλύτερη έκταση από HVAC 44

46 3.4.1-HVAC σύνδεση με την στεριά Ένα HVAC σύστημα μεταφοράς αποτελείται από τα παρακάτω στοιχεία : ένα AC σύστημα συλλογής μέσα στο πάρκο, πιθανώς έναν υπεράκτιο υποσταθμό ανύψωσης τάσης στον οποίο βρίσκονται και τα στοιχεία της αντιστάθμισης, τριπολικά HVAC καλώδια με μόνωση πολύαιθυλενίου (XPLE) και έναν υποσταθμό ανύψωσης τάσης στην στεριά όπου πιθανώς και πάλι να γίνεται και αντιστάθμιση. Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 37) δίνεται ένα τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα για ένα πάρκο ισχύος 600 MW με HVAC σύνδεση. Εικόνα 37: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα για πάρκο ισχύος 600 MW με HVAC σύνδεση Για μικρές αποστάσεις από την στεριά είναι πιθανό η αντιστάθμιση να μην είναι απαραίτητη αλλά όσο απομακρύνεται το πάρκο τόσο θα αυξάνονται και οι ανάγκες αντιστάθμισης και στις δύο πλευρές του καλωδίου. Για παράδειγμα ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο 400MW με δύο καλώδια 120 km στα 150 kv θα χρειαστεί 150MVAR αντιστάθμιση τόσο στον υπεράκτιο υποσταθμό όσο και στον σταθμό στην στεριά. Αυτή τη στιγμή η μέγιστη επιτρεπτή φόρτιση στα AC τριφασικά καλώδια που κυκλοφορούν είναι 200MW στα kv με αντιστάθμιση και στις δυο πλευρές για μέγιστο δυνατό μήκος 200 km. Τα βασικά μειονεκτήματα της HVAC επιλογής είναι ότι με την αύξηση του μεγέθους του πάρκου και της απόστασης από την στεριά αυξάνονται σημαντικά και οι απώλειες. Επίσης η ανύψωση του επιπέδου τάσης σημαίνει μεγαλύτερους και ακριβότερους μετασχηματιστές καθώς και ακριβότερα υποβρύχια καλώδια. 3.5-Βοηθητικός ηλεκτρομηχανικός εξοπλισμός Μετασχηματιστές Όπως αναφέρθηκε υπάρχουν οι μετασχηματιστές κάθε ανεμογεννήτριας και οι μετασχηματιστές των υποσταθμών. Οι πρώτοι ανεβάζουν το επίπεδο τάσης στα 6-36kV και έχουν την ίδια ισχύ με τις γεννήτριες ώστε να παράγεται η μέγιστη ενέργεια από την γεννήτρια. Βέβαια κατά τον σχεδιασμό του πάρκου πρέπει να γίνει έλεγχος ώστε οι μετασχηματιστές ανεμογεννητριών να μην υπερφορτώνονται. Οι μετασχηματιστές υποσταθμών είναι μεγαλύτεροι και ανεβάζουν περαιτέρω το επίπεδο της τάσης όπως αναφέρθηκε. 45

47 3.5.2-Υπεράκτιος υποσταθμός ΜΤ Εδώ είναι το σημείο στο οποίο συνδέονται όλες οι ανεμογεννήτριες. Στον υπεράκτιο υποσταθμό βρίσκεται και ο Αυτόματος Διακόπτης Διασύνδεσης (ΑΔΔ) του υπεράκτιου αιολικού πάρκου ο οποίος αποτελείται από έναν αποζεύκτη και μετασχηματιστές τάσεως και έντασης. Επίσης εδώ βρίσκονται οι διακόπτες φορτίου για κάθε γραμμή αναχώρησης προς τις ανεμογεννήτριες. Το επίπεδο τάσης μέσω μεγάλων μετασχηματιστών ανεβαίνει στα kv και μέσω των υποβρύχιων καλωδίων υψηλής τάσης μεταφέρεται η ισχύς στην στεριά. Ο υπεράκτιος υποσταθμός χρησιμοποιείται για την μείωση των ηλεκτρικών απωλειών μέσω της ανύψωσης της τάσης. Λόγω της ανύψωσης αυτής ελαττώνονται και τα υποβρύχια καλώδια που φθάνουν στην στεριά. Γενικά ένας τέτοιος σταθμός δεν είναι απαραίτητος στις ακόλουθες περιπτώσεις : Η εγκαταστημένη ισχύς του πάρκου είναι χαμηλή (~100 MW και μικρότερη) Το πάρκο βρίσκεται κοντά στην στεριά ( <15 km ) Η σύνδεση με το δίκτυο γίνεται στο επίπεδο της τάσης στο εσωτερικό του πάρκου (πχ 36 kv) Επίσης σε περιπτώσεις σύνδεσης με χρήση της HVDC τεχνολογίας τοποθετούνται οι κατάλληλοι μετατροπείς και στον υπεράκτιο υποσταθμό και στον υποσταθμό στην στεριά Υποσταθμός ΥΤ στην στεριά Στον υποσταθμό ΥΤ συνδέεται το αιολικό πάρκο με το κεντρικό δίκτυο. Σύμφωνα με τις προδιαγραφές που θέτει η ΔΕΗ μπορούν να συνδεθούν στον ίδιο υποσταθμό και περισσότερα του ενός αιολικά πάρκα καθώς τίθεται και ο περιορισμός να βρίσκεται σε υψόμετρο μικρότερο των 1000 m. Εδώ βρίσκονται πιο συγκεκριμένα ο μετασχηματιστής, ο διακόπτης ισχύος, οι γειωτές και η μονάδα της απαραίτητης αντιστάθμισης. 3.6 Οι κατασκευαστές της υπεράκτιας τεχνολογίας Όσο αναφορά τις κατασκευαστικές εταιρίες που δραστηριοποιούνται στον τομέα των ανεμογεννητριών ακολουθούν δύο διαγράμματα όπου φαίνονται τα στατιστικά τους για το Στο πρώτο διάγραμμα (εικόνα 38) βλέπουμε την ισχύ (MW) που συνδέθηκε το 2015 από υπεράκτια αιολικά πάρκα και από ποιες εταιρίες πραγματοποιήθηκαν οι αντίστοιχες εργασίες. Όπως γίνεται φανερό πρώτη είναι η Siemens με 1816 MW διασυνδεδεμένης ισχύος και ποσοστό επί της συνολικής αγοράς 60%. Δεύτερη είναι η Adwen με 550 MW και ποσοστό 18.2%. Στην συνέχεια ακολουθούν η MHI Vestas με 392 MW (12.9%) και η Senvion με 271 MW (8.9%). Στο δεύτερο διάγραμμα (εικόνα 39) φαίνεται ο αριθμός και το ποσοστό των υπεράκτιων ανεμογεννητριών που τοποθέτησαν οι αντίστοιχες κατασκευαστικές εταιρίες το Πάλι πρώτη είναι η Siemens με 476 (62.7%) καινούργιες ανεμογεννήτριες στο ευρωπαϊκό δίκτυο. Δεύτερη είναι η MHI Vestas με 129 ανεμογεννήτριες (17%) και ακολουθούν οι Adwen με 110 (14.5%) και η Senvion με 44 (5.8%) υπεράκτιες ανεμογεννήτριες. Όπως φαίνεται η MHI Vestas χρησιμοποίησε πιο μικρές ανεμογεννήτριες από την Adwen. Για την ακρίβεια η ανεμογεννήτριες της Siemens ήταν 3-6 MW, της Adwen όλες 5 MW, της MHI Vestas MW και της Senvion 6.15 MW. 46

48 Εικόνα 38: Η πίτα της ισχύος το 2015 ανά κατασκευαστική εταιρία ανεμογεννητριών. Εικόνα 39: Ποσοστά κατασκευής αριθμού ανεμογεννητριών ανά εταιρία. Στην συνέχεια δίνεται και το διάγραμμα με τις κατασκευαστικές εταιρίες που ανέλαβαν την κατασκευή ολόκληρων των υπεράκτιων πάρκων οι οποίες σε πολλές περιπτώσεις είναι και οι ιδιοκτήτες των πάρκων αυτών. Το διάγραμμα της εικόνας 40 αναφέρεται στα υπεράκτια αιολικά πάρκα που συνδέθηκαν το

49 Εικόνα 40: Οι κατασκευαστές/ιδιοκτήτες υπεράκτιων αιολικών πάρκων το 2015 Πρώτη είναι η E.ON με 515 MW ισχύος και ποσοστό 17.1%. Ακολουθούν οι RWE Innogy με 344 MW (11.4%), EnBW με 288 MW (9.5%), Stadtwerke Munchen με 236 MW (7.8%), Dong Energy με 234 MW (7.8%), Trianel με 200 MW (6.5%) και η Vattenfall 148 MW (4.9%). Βέβαια το μεγαλύτερο ποσοστό καταλαμβάνεται από άλλους ιδιοκτήτες οι οποίοι σύνδεσαν συνολικά 1054 MW (34.9%). 48

50 Κεφάλαιο 4 : Ελληνική νομοθεσία για τα υπεράκτια αιολικά πάρκα 4.1 Το αρχικό νομοθετικό πλαίσιο Στην Ελλάδα βάσει του νόμου 3851/2010 (αρθ. 6) «Επιτάχυνση της ανάπτυξης των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας για την αντιμετώπιση της κλιματικής αλλαγής και άλλες διατάξεις σε θέματα αρμοδιότητας του Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής» ο οποίος ψηφίστηκε στις 4 Ιουνίου 2010, και τροποποίησε τον ν.3864/2006, έχει καθοριστεί το νομοθετικό πλαίσιο που αφορά τα θαλάσσια αιολικά πάρκα. Ο νόμος αυτός επέτρεψε την δημιουργία αιολικών πάρκων εντός του εθνικού θαλάσσιου χώρου και εγκαινίασε μια καινούργια κεντρική διαδικασία για την αδειοδότηση τους. Το πρώτο βήμα της διαδικασίας ήταν η εκπόνηση Στρατηγικών Μελετών Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων (ΣΜΠΕ) για διάφορες πιθανές περιοχές. Η πιθανές αυτές περιοχές επιλέχθηκαν βάσει μιας προκαταρκτικής χωροθέτησης και παρουσιάστηκαν σε σχετική εκδήλωση του Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής στις 6/6/2010. Στην συνέχεια οι αναλυτικές μελέτες αυτές υποβλήθηκαν σε μια διαδικασία στρατηγικής περιβαλλοντικής εκτίμησης και έτσι καθορίστηκαν οι ακριβείς θέσεις, η θαλάσσια έκταση που καταλαμβάνουν και η μέγιστη εγκατεστημένη ισχύς των πιθανών υπεράκτιων θαλάσσιων πάρκων που θα μπορούσαν να έχουν κατασκευαστεί από το 2012 έως το 2017 (1 η φάση προγράμματος Αιολικών Πάρκων). Βάσει του νόμου αυτού (3851/2010) θεωρήθηκε ότι για να εξασφαλιστεί η οικονομική απόδοση μιας τέτοιας επένδυσης η οποία θα εξασφάλιζε με την σειρά της την ταχύτητα ανάπτυξης επιλέχθηκαν ανεμογεννήτριες πακτωμένες στον πυθμένα (τύποι θεμελιώσεων tripod, monopile, jacket, combined jacket with tower) και οι περιοχές που εξετάστηκαν ήταν με μικρά (< 30 m) και μέσα βάθη (< 50m). Η τεχνολογία των πλωτών ανεμογεννητριών (floating) δεν λήφθηκε υπόψη για αυτή την 1 η φάση γιατί θεωρήθηκε ότι δεν είχε μελετηθεί ακόμα αρκετά αλλά αναφέρεται ότι θα εξεταστή στην 2 η φάση του προγράμματος που αφορά τα έτη Βέβαια ακόμα και σήμερα υπάρχουν μόλις δύο υπεράκτια αιολικά πάρκα με πλωτές ανεμογεννήτριες στην Ευρώπη [17]. Αφού κρίθηκαν υπόψη οι προτάσεις διαφόρων υποψήφιων επενδυτών τα κριτήρια για την επιλογή των θαλάσσιων περιοχών που τέθηκαν στην προκαταρκτική χωροθέτηση ήταν: Το αιολικό δυναμικό της περιοχής (χρησιμοποιήθηκε μόνο ως κριτήριο αξιολόγησης και όχι απόρριψης) Η συμβατότητα των αιολικών πάρκων με άλλες χρήσεις της συγκεκριμένης περιοχής εντός των 6 ναυτικών μιλίων Οι επιπτώσεις στο περιβάλλον Η υπάρχουσα τεχνολογία Η δυνατότητα σύνδεσης με το δίκτυο Η οπτική όχληση Όσο αναφορά τις επιπτώσεις στο περιβάλλον επειδή δεν ήταν δυνατή η εκπόνηση αναλυτικών μελετών απορρίφτηκαν εξαρχής όλες οι περιοχές του δικτύου NATURA. Για την οπτική όχληση και την αποφυγή συγκέντρωσης μεγάλου αριθμού Α/Γ κοντά σε ακτές τέθηκαν κριτήρια καθορισμού της μέγιστης συγκέντρωσης σε συνάρτηση με το μέγεθος τους και την απόσταση από την ακτογραμμή. Οι περιορισμοί που πρέπει να ισχύουν ποσοτικοποιήθηκαν στις παρακάτω δύο τιμές: κριτήριο μέγιστου ορατού ύψους O H < 0,6m και 49

51 κριτήριο μέγιστης ορατής επιφάνειας Ο Α< 0,0025m Όπου, O H = H ορατό και Ο Α= Α ορατή (σχέσεις 4.1) Και, Ηορατό= Αορατό= 1 Η 2 L L [m] (σχέση 4.2) 2 A [m] ( σχέση 4.3) Όπου το ύψος Η υπολογίζεται ως το ύψος πλήμνης συν το μισό της διαμέτρου (D) του δρομέα και η επιφάνεια Α ως γινόμενο του μέγιστου ύψους Η επί την διάμετρο D. Οι παράγοντες αυτοί φαίνονται καλύτερα στην επόμενη εικόνα (εικόνα 41) [18]. Εικόνα 41: Γεωμετρικά στοιχεία ανεμογεννήτριας για τον ορισμό του ύψους και της επιφάνειας. Οι αποστάσεις που οφείλουν να τηρηθούν από τις ακτές για πάρκα μεγάλης ισχύος είναι μικρότερες από τις αντίστοιχες στο εξωτερικό για τον λόγο ότι στην Ελλάδα οι περιοχές με αβαθή νερά είναι πολύ λίγες και δεν υπήρχε η δυνατότητα απόρριψης περισσότερων περιοχών. Για αυτό τον λόγο πριν από την κατασκευή ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου θα κρινόταν απαραίτητη η πραγματοποίηση μιας έρευνας για την αποδοχή της τοπικής κοινωνίας. Επίσης περιορίστηκαν περιοχές δεσμευμένες από ΓΕΝ/ΓΕΣ/ΓΕΑ/ΓΕΕΘΑ για στρατιωτικούς λόγους και περιοχές από όπου περνούν γνωστά υποθαλάσσια καλώδια. 50

52 Έτσι ύστερα και από την εκπόνηση των ΣΜΠΕ έχουν οριστικοποιηθεί η παρακάτω περιοχές ως περιοχές όπου προσφέρονται από το ελληνικό κράτος για την δημιουργία θαλάσσιων αιολικών πάρκων. Οι περιοχές αυτές καθώς και η πρώτη αξιολόγηση που έγινε από το υπεύθυνο υπουργείο φαίνονται στην επόμενη εικόνα (εικόνα 42). Εικόνα 42: Πρώτη αξιολόγηση των περιοχών που προορίζονται για θαλάσσια αιολικά πάρκα. Τον Αύγουστο του 2011 ψηφίστηκε ο ν. 4001/2011 όπου τροποποίησε τον ν. 3851/2010 σε ότι αφορά τον τρόπο λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας με την δημιουργία ανεξάρτητων διαχειριστών για το σύστημα μεταφοράς και για το δίκτυο διανομής αλλά και την σύσταση του ανεξάρτητου Λειτουργού Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΛΑΓΗΕ). Πλέον ο ΛΑΓΗΕ συνάπτει τις συμβάσεις αγοραπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές αντί του ΔΕΣΜΗΕ. Επίσης είναι σημαντικό να δοθεί ο ορισμός της Αποκλειστικής Οικονομικής Ζώνης (AOZ) όπως έχει δοθεί από το διεθνές δίκαιο (Σύμβαση των Ηνωμένων Εθνών για το Δίκαιο της Θάλασσας το 1982, αποτέλεσμα της συνδιάσκεψης UNCLOS III) το οποίο την τοποθετεί στα 200 ναυτικά μίλια (370.4 km). 4.2 Η διαδικασία αδειοδότησης Για την κατασκευή και λειτουργία ενός σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας απαιτείται η έκδοση των παρακάτω αδειών και συμβάσεων κατόπιν αιτήσεως του ενδιαφερόμενου παραγωγού. Συνοπτικά τα βήματα που χρειάζεται να γίνουν είναι τα ακόλουθα [19] : 51

53 i. Έκδοση Άδειας Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (αρμόδια αρχή Υπουργείο Ανάπτυξης) ii. Ταυτόχρονα πρέπει να γίνουν αιτήσεις για : Διατύπωση Προσφοράς Σύνδεσης του σταθμού στο Σύστημα ή σε Δίκτυο (αρμόδια αρχή ΑΔΜΗΕ) Έγκριση Περιβαλλοντικών Όρων (ΕΠΟ) ή για Απαλλαγή από ΕΠΟ (αρμόδια αρχή Περιφέρεια) Άδεια Επέμβασης σε δάσος ή δασική έκταση εφόσον απαιτείται, ή γενικά των αναγκαίων αδειών για την απόκτηση του δικαιώματος χρήσης της θέσης εγκατάστασης του έργου (αρμόδια αρχή Περιφέρεια). iii. Ταυτόχρονα πρέπει να γίνουν αιτήσεις για : Έκδοση Άδειας Εγκατάστασης (αρμόδια αρχή Περιφέρεια) Έκδοση Οικοδομικών Αδειών (αρμόδια αρχή Πολεοδομία ή η κατά περίπτωση αρχή). Υπογραφή Σύμβασης Σύνδεσης στο Σύστημα ή σε Δίκτυο (αρμόδιος Διαχειριστής ΑΔΜΗΕ). Υπογραφή Σύμβασης Αγοραπωλησίας Ηλεκτρικής Ενέργειας ( αρμόδια αρχή ΛΑΓΗΕ) iv. Δοκιμαστική περίοδος και έκδοση Άδειας Λειτουργίας (αρμόδια αρχή Περιφέρεια) Άδεια Παραγωγής Πιο αναλυτικά για την περίπτωση θαλάσσιων αιολικών πάρκων η Άδεια Παραγωγής σύμφωνα με τον ν.3468/2006 χορηγείται από το Υπουργείο Ανάπτυξης λαμβάνοντας πρώτα την σύμφωνη γνώμη της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ). Η άδεια παραγωγής διαρκεί για 25 έτη και μπορεί να ανανεωθεί για ίσο χρόνο. Σύμφωνα με το υπάρχων νομικό πλαίσιο κατά τη φάση της έκδοσης της άδειας πρέπει να γίνει υποβολή σχετικής αίτησης προς την ΡΑΕ συνοδευόμενη σε περιπτώσεις που απαιτείται από την Προμελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων (ΠΠΕ) Σύμφωνα με την απόφαση της ΡΑΕ υπ αριθμόν 54/2012 «Οδηγός Αξιολόγησης Αιτήσεων για χορήγηση άδειας παραγωγής σε υπεράκτιους αιολικούς σταθμούς ως προς το κριτήριο της ενεργειακής αποδοτικότητας-οικονομικής βιωσιμότητας» η άδεια παραγωγής χορηγείται με βάση την ενεργειακή απόδοση του και την οικονομική βιωσιμότητα του έργου. Όσο αναφορά το αιολικό δυναμικό οι μετρήσεις θα πρέπει να εκτελούνται από πιστοποιημένους φορείς σύμφωνα με το πρότυπο DIN-EN ISO/17025/2000. Επίσης σύμφωνα με την ίδια απόφαση δεδομένα που εκτιμώνται κατά την αξιολόγηση είναι : Η τεκμηρίωση του αιολικού δυναμικού. Στα παράκτια πάρκα δεν ισχύει ο περιορισμός της μέγιστης απόστασης των μετρήσεων του αιολικού δυναμικού όπως στα αντίστοιχα χερσαία ο οποίος είναι 7 km. Επίσης μετρήσεις επιτρέπεται να γίνουν ακόμα και στην ακτή πλησίον του προτεινόμενου θαλάσσιου χώρου με όσο το δυνατόν επίπεδη τοπογραφία. Φυσικά τότε θα πρέπει να συμπεριληφθούν στη μελέτη και τα απαραίτητα στοιχεία για την μεταφορά των μετρήσεων στον θαλάσσιο χώρο. Η οικονομική βιωσιμότητα των έργων. Ισχύει το κριτήριο του Εσωτερικού Βαθμού Απόδοσης με ελάχιστο επίπεδο απόδοσης (οριακή τιμή) 4%. Για του υπολογισμούς της οικονομικής βιωσιμότητας το κόστος της επένδυσης προσδιορίζεται κατά περίπτωση, το ετήσιο κόστος λειτουργίας και συντήρησης ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου λαμβάνεται ως 3.2% του κόστους επένδυσης και η τιμή πώλησης της ενέργειας προσδιορίζεται στα 98 /ΜWh. 52

54 Εκτίμηση του κόστους επένδυσης. Για τον υπολογισμό του μοναδιαίου κόστους εγκατάστασης συναρτήσει του βάθους εγκατάστασης χρησιμοποιείται η σχέση 4.4 με Κ 1 το μοναδιαίο κόστος ανεμογεννήτριας σε /kw και Β το βάθος της εγκατάστασης. Επίσης ο αιτών οφείλει να υποβάλει επαρκή τεχνική περιγραφή της διασύνδεση του σταθμού με συνοπτική αναφορά των ορισμένων τεχνικών χαρακτηριστικών των επιμέρους στοιχείων της (προτεινόμενη τεχνολογία διασύνδεσης, τύπος, ικανότητα και μήκος καλωδίων, βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά των υποσταθμών κ.α.) ώστε να γίνεται δυνατή η εκτίμηση του κόστους. Το ίδιο πρέπει να γίνει και για την εσωτερική διασύνδεση μεταξύ των ανεμογεννητριών εντός τους πάρκου. Τέλος ο αιτών άδειας πρέπει να διαμορφώσει την προτεινόμενη διασύνδεση με το δίκτυο ώστε να συνάδει με τον Στρατηγικό Σχεδιασμό Διασυνδέσεων Νησιών όπως αναφέρεται στον ν.3851/2010. K1 = 0,45 x B 2-2,5 x B (σχέση 4.4) Από την ΡΑΕ επίσης συνιστάται οι αποστάσεις μεταξύ των ανεμογεννητριών να μην είναι πολύ μικρές λόγω της έλλειψης ακριβών ανεμολογικών μετρήσεων και των ελιγμών που χρειάζονται να γίνονται από τα σκάφη που συμμετέχουν στην δημιουργία του πάρκου. Επίσης συνιστάται να μην γίνονται προτάσεις με πλωτές ανεμογεννήτριας μιας και η τεχνολογία αυτή δεν θεωρείται αρκετά ώριμη Προσφορά Σύνδεσης στο Σύστημα ή σε Δίκτυο Αρμόδιος διαχειριστής για το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας είναι ο ΑΔΜΗΕ. Για να συνταχθεί η προσφορά αυτή, ο κάτοχος Άδειας Παραγωγής πρέπει να υποβάλλει την σχετική αίτηση στον αρμόδιο διαχειριστή ο οποίος και την χορηγεί μέσα σε τέσσερις μήνες. Στην περίπτωση των υπεράκτιων αιολικών πάρκων η προσφορά η ισχύει για τέσσερα χρόνια και μπορεί να ανανεωθεί από τον διαχειριστή. Η αίτηση για προσφορά σύνδεσης πρέπει να περιλαμβάνει τα ακόλουθα : Περιγραφή της επιδιωκόμενης σύνδεσης Την επιθυμητή ημερομηνία σύνδεσης και ημερομηνία λειτουργίας του προτεινόμενου έργου ανάπτυξης Αντίγραφο αποδεικτικού καταβολής στον τραπεζικό λογαριασμό του ΑΔΜΗΕ του προβλεπόμενου τιμήματος για την εκπόνηση των βασικών μελετών σύνδεσης Τα στοιχεία που καθορίζονται στο Κεφάλαιο 56 του ΚΔΣ&ΣΗΕ : o Απαιτούμενη αξιοπιστία της σύνδεσης µε βάση σχετικά πρότυπα ασφάλειας και αξιοπιστίας Συστήματος. o Χάρτης υπό κλίμακα 1: µε σημειωμένη τη θέση της εγκατάστασης και τις συντεταγμένες του Υ/Σ σύνδεσης. o Χάρτης ΓΥΣ µε σημειωμένες τις γεωγραφικές συντεταγμένες του γηπέδου του Υ/Σ σύνδεσης. o Σχέδιο σε χαρτί ή σε ψηφιακή μορφή του χώρου 1:200 ή 1:500 των προτεινόμενων εγκαταστάσεων, µε υπόδειξη της θέσης του υποσταθμού, της θέσης του σημείου σύνδεσης, των μετασχηματιστών, των κτιρίων ελέγχου και κάθε άλλου αναγκαίου στοιχείου o Ηλεκτρικό μονογραμμικό διάγραμμα σε χαρτί ή ενδεχομένως σε ψηφιακή μορφή της προτεινόμενης εγκατάστασης που να δείχνει λεπτομερώς τον σημαντικό εξοπλισμό της εγκατάστασης 53

55 Με βάσει τα στοιχεία της αίτησης ο ΑΔΜΗΕ εκπονεί τις απαραίτητες μελέτες ώστε να αποφασίσει για τον βέλτιστο τεχνοοικονομικά τρόπο της σύνδεσης. Πιο συγκεκριμένα εξετάζει αν οι συνθήκες που επικρατούν στα πιθανά σημεία σύνδεσης των εγκαταστάσεων του αιτούντος με το Σύστημα (διαθέσιμη ισχύς στα σημεία παροχής, ισχύς βραχυκυκλώσεως, αξιοπιστία, κλπ.) είναι επαρκείς. Η λειτουργία του νέου σταθμού παραγωγής θα πρέπει να γίνεται χωρίς να προκαλεί απαράδεκτες διαταραχές (ευστάθεια, αρμονικές, αναλαμπή - Flicker και απότομες μεταβολές τάσεως, παραβίαση οριακών τιμών ισχύος βραχυκύκλωσης), τόσο στο ίδιο το Σύστημα, όσο και στη μεταφορά ισχύος από ή προς το Σύστημα στα σημεία σύνδεσης άλλων χρηστών. Για την εκπόνηση των μελετών σύνδεσης ο αιτών καταβάλλει στο ΑΔΜΗΕ το τίμημα του οποίου το ύψος προσδιορίζεται βάσει του εκάστοτε ισχύοντος Τιμολογίου Σύνδεσης. Στην προσφορά σύνδεσης υπάρχουν οι απαιτήσεις που αφορούν στο πλήθος και το είδος των γραμμών μεταφοράς για τη σύνδεση από τον υποσταθμό του παραγωγού μέχρι το σημείο του συστήματος στο οποίο πραγματοποιείται η σύνδεση, στο πλήθος των ζυγών του υποσταθμού, στο πλήθος και τον τύπο των πυλών των γραμμών μεταφοράς, καθώς και στη σύνθεση του υποσταθμού κατά το τμήμα του που αποτελεί μέρος του συστήματος μεταφοράς. Στην προσφορά σύνδεσης περιλαμβάνονται τα ακόλουθα : Περιγραφή του τρόπου της σύνδεσης Γενική περιγραφή του εξοπλισμού που χρησιμοποιείται στη σύνδεση Εκτίμηση των δαπανών για την υλοποίηση των έργων επέκτασης της προτεινόμενης σύνδεσης Την προθεσμία αποδοχής της προσφοράς σύνδεσης Το χρόνο ισχύος της προσφοράς σύνδεσης Ενδεικτική εκτίμηση του απαιτούμενου χρόνου υλοποίησης της σύνδεσης Έγκριση Περιβαλλοντικών Όρων Για την έκδοση ΕΠΟ ο κάτοχος πλέον Άδειας Παραγωγής υποβάλλει αίτηση στην αρμόδια αρχή της οικείας Περιφέρειας. Η αρχή αυτή εξετάζει τις περιβαλλοντικές επιπτώσεις και τα προτεινόμενα μέτρα πρόληψης και αποκατάστασης και οφείλει να αποφασίσει για τη χορήγηση ή μη απόφασης ΕΠΟ μέσα σε τέσσερις μήνες από το χρόνο που ο φάκελος θεωρήθηκε πλήρης. Η ΕΠΟ ισχύει για δέκα έτη και μπορεί να ανανεώνεται, με αίτηση που υποβάλλεται έξι μήνες πριν από τη λήξη της, για μία ή περισσότερες φορές, μέχρι ίσο χρόνο κάθε φορά. Ειδικά για την περίπτωση θαλάσσιων αιολικών πάρκων σύμφωνα με τον ν. 2971/2001 όπως τροποποιήθηκε από τον ν. 3468/2006 επιτρέπεται η παραχώρηση θαλάσσιου χώρου αλλά ο ενδιαφερόμενος πρέπει να υποβάλλει αίτηση προς την αρμόδια Κτηματική Υπηρεσία την οποία κοινοποιεί στον Υπουργό Ανάπτυξης. Τα συμπληρωματικά έγγραφα που χρειάζονται για την έκδοση της ΕΠΟ διαφοροποιούνται και ανάλογα με την κατηγορία του έργου. Η κατηγορίες έργων όσο αναφορά τα έργα για αιολικά πάρκα φαίνονται στον παρακάτω πίνακα (πίνακας 3) όπου P είναι η εγκατεστημένη ισχύς, L το μήκος της γραμμής υψηλής τάσης και Ξ η εξαίρεση σύμφωνα με την 13, αρθ.8, ν.3468/2006 όπως τροποποιήθηκε από το άρθρο 3 του ν.3851/2010. Η εξαίρεση αυτή αφορά α) έργα τα οποία εγκαθίστανται σε χώρο που βρίσκεται σε περιοχή του δικτύου Natura 2000 ή σε παράκτια θέση που απέχει λιγότερο από 100m από την οριογραμμή του αιγιαλού εκτός βραχονησίδων και β) έργα τα οποία γειτνιάζουν, σε απόσταση μικρότερη των 150m, με σταθμό ΑΠΕ της ίδιας τεχνολογίας που είναι εγκατεστημένος σε άλλο γήπεδο και έχει 54

56 εκδοθεί γι αυτόν άδεια παραγωγής ή απόφαση ΕΠΟ ή προσφορά σύνδεσης, η δε συνολική ισχύς των σταθμών υπερβαίνει τα 20 kw (για αιολικούς σταθμούς). ΕΙΔΟΣ ΕΡΓΟΥ Ή ΔΡΑΣΤΗΡΙΟΤΗΤΑΣ Υποκατηγορία Α1 ΚΑΤΗΓΟΡΙΑ Α Υποκατηγορία Α2 ΚΑΤΗΓΟΡΙΑ Β Ηλεκτροπαραγωγή από Αιολική Ενέργεια P 60 MW ή P > 30 MW και εντός περιοχών δικτύου Natura 2000 ή L 20 km 5 < P < 60 MW και L < 20 km 0,02 < P < 5 MW ή P < 0.02 MW και ισχύει η εξαίρεση Ξ Πίνακας Άδεια Εγκατάστασης Η έκδοση Άδειας Εγκατάστασης σύμφωνα με τον ν. 3468/2006 αρθ.7,8 προϋποθέτει την κατοχή της Άδειας Παραγωγής και της απόφασης Έγκρισης Περιβαλλοντικών Όρων. Χορηγείται μετά από αίτηση προς την Περιφέρεια στα όρια της οποίας εγκαθίσταται ο σταθμός. Η αίτηση πρέπει να συνοδεύεται από μια σειρά δικαιολογητικών, τα οποία δίνονται παρακάτω : Η ΕΠΟ Η (δεσμευτική) Προσφορά Σύνδεσης του σταθμού στο Σύστημα ή σε Δίκτυο Στην περίπτωση θαλάσσιου αιολικού πάρκου η έγκριση επέμβασης είτε η παραχώρηση του δικαιώματος χρήσης του θαλάσσιου χώρου Μια σειρά από παραστατικά πληρωμής τελών, κρατήσεων και φόρων Άδεια Εγκατάστασης εκδίδεται από τον Γενικό Γραμματέα της Περιφέρειας για όλα τα έργα που κατατάσσονται στις υποκατηγορίες Α2, Β3 ή Β4 εντός προθεσμίας δεκαπέντε εργάσιμων ημερών ενώ για την υποκατηγορία Α1 εκδίδεται με απόφαση του Υπουργού Ανάπτυξης εντός προθεσμίας τριάντα ημερών. Η συγκεκριμένη άδεια ισχύει για δύο έτη και μπορεί να παρατείνεται για το πολύ άλλα δύο υπό συγκεκριμένους περιορισμούς και μετά από αίτηση του κατόχου της Σύμβαση Σύνδεσης στο Σύστημα ή σε Δίκτυο Αφού καταστεί δεσμευτική η Προσφορά Σύνδεσης, ο δικαιούχος μπορεί να υποβάλλει αίτηση στον αρμόδιο διαχειριστή για σύναψη Σύμβασης Σύνδεσης. Η Σύμβασης Σύνδεσης υπογράφεται και ισχύει από την χορήγηση της Άδειας Εγκατάστασης. Στην συνέχεια ο ενδιαφερόμενος μπορεί να ξεκινήσει την υλοποίηση των έργων σύνδεσης. 55

57 4.2.6-Σύμβαση Αγοραπωλησίας Ηλεκτρικής Ενέργειας Η Σύμβαση Αγοραπωλησίας συνάπτεται μεταξύ του διαχειριστή και του ενδιαφερόμενου, έχει ισχύ είκοσι χρόνια και μπορεί να παρατείνεται, σύμφωνα με τους όρους της άδειας αυτής, εφόσον ισχύει η σχετική Άδεια Παραγωγής Δοκιμαστική Περίοδος και Άδεια Λειτουργίας Η προσωρινή σύνδεση και δοκιμαστική λειτουργία είναι δυνατή μετά την σύναψη των συμβάσεων Αγοραπωλησίας και Σύνδεσης και αφού έχουν τελειώσει τα έργα της εγκατάστασης. Ο κάτοχος της Άδειας Εγκατάστασης πρέπει να υποβάλλει στον αρμόδιο διαχειριστή αίτηση για προσωρινή σύνδεση του σταθμού προκειμένου να πραγματοποιηθούν οι απαιτούμενες δοκιμές. Εφόσον γίνει η ηλέκτριση του σταθμού για 15 μέρες γίνονται έλεγχοι της λειτουργίας και από τον διαχειριστή και από τον επενδυτή. Αν δεν υπάρξει κάποιο τεχνικό πρόβλημα δίνεται βεβαίωση στον παραγωγό με την οποία πιστοποιείται ότι έχει περατωθεί επιτυχώς η φάση δοκιμαστικής λειτουργίας του σταθμού. Η Άδεια Λειτουργίας δίνεται με απόφαση της ίδιας αρχής που χορήγησε την Άδεια Εγκατάστασης μετά από αίτηση. Είναι απαραίτητο να γίνει αυτοψία από τα αρμόδια όργανα όσο αναφορά την τήρηση της Άδειας Εγκατάστασης και έλεγχος από τα Κέντρο Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΚΑΠΕ). Μετά το τέλος των ελέγχων αυτών η άδεια δίνεται εντός 15 ημερών. Η Άδεια Λειτουργίας ισχύει για 20 χρόνια και μπορεί να ανανεώνεται μέχρι ίσο χρονικό διάστημα. Ο κάτοχός μια τέτοιας άδειας υποχρεούται εντός του πρώτου διμήνου κάθε ημερολογιακού έτους να ενημερώνει το Υπουργείο Ανάπτυξης και τη ΡΑΕ για τα στοιχεία που ακολουθούν και που αφορούν το προηγούμενο έτος : Την ετήσια παραγωγή ενέργειας και τη μέγιστη ισχύ παραγωγής του σταθμού που καταγράφηκε κατά το διάστημα αυτό. Το ετήσιο ποσοστό μη διαθεσιμότητας του σταθμού και τους λόγους στους οποίους οφείλεται. Τυχόν προβλήματα λειτουργίας του σταθμού που οφείλονται στο σύστημα ή το δίκτυο. 4.3 Έργα Σύνδεσης όπως καθορίζονται από την νομοθεσία Σύμφωνα με τα άρθρα 302 και 303 του ΚΔΣ&ΣΗΕ, ως το όριο ανάμεσα στο σύστημα και τις εγκαταστάσεις του χρήστη ορίζεται η διακοπτική συσκευή (διακόπτης ή αποζεύκτης) που βρίσκεται στην πλευρά της υψηλής τάσης του μετασχηματιστή ισχύος του χρήστη. Τα έργα που απαιτούνται κατά τη σύνδεση νέων χρηστών στο σύστημα διακρίνονται σε έργα επέκτασης για τη σύνδεση και έργα ενίσχυσης λόγω της σύνδεσης Έργα επέκτασης για τη σύνδεση Τα έργα επέκτασης για τη σύνδεση είναι το σύνολο των εγκαταστάσεων και εξοπλισμού, που απαιτούνται για τη σύνδεση από το όριο των εγκαταστάσεων του χρήστη μέχρι το υφιστάμενο σύστημα. Τα έργα αυτά υλοποιούνται είτε από τον χρήστη είτε από τον κύριο του συστήματος και οι σχετικές ευθύνες προσδιορίζονται σε κάθε περίπτωση στη σύμβαση σύνδεσης. Το κόστος της υλοποίησης και της θέσης σε λειτουργία των συγκεκριμένων έργων περιλαμβανομένων των έργων επέκτασης που απαιτούνται να υλοποιηθούν σε υφιστάμενο υποσταθμό του συστήματος, καλύπτεται αποκλειστικά από τον αιτούντα. Ωστόσο, η επιβάρυνση αυτή δεν μπορεί να υπερβαίνει τη συνολική δαπάνη που αφορά στην υλοποίηση και θέση σε λειτουργία των έργων επέκτασης της σύνδεσης ελαχίστου κόστους. Η δαπάνη αυτή εκτιμάται βάσει του εκάστοτε τιμολογίου σύνδεσης και αναγράφεται στην προσφορά σύνδεσης. Σε περίπτωση όπου απαιτείται σύνδεση η οποία διαφέρει από τη σύνδεση 56

58 ελαχίστου κόστους, η διαφορά κόστους μεταξύ των δύο λύσεων βαρύνει τον κύριο του συστήματος, εκτός εάν δηλώσει τεκμηριωμένη αδυναμία της υλοποίησης ή της χρηματοδότησης των έργων οπότε και εφαρμόζονται οι διατάξεις των παραγράφων 2 και 3 του Άρθρου 271 του ΚΔΣ & ΣΗΕ. Η κυριότητα των έργων επέκτασης για σύνδεση μετά την ολοκλήρωση της κατασκευής τους περιέρχεται στον κύριο του συστήματος, ο οποίος είναι αρμόδιος να τα συντηρεί και να διασφαλίζει την καλή λειτουργία τους, σύμφωνα με τις οδηγίες του διαχειριστή του συστήματος, όπως προβλέπεται από την αντίστοιχη νομοθεσία. Στη γενική περίπτωση τα έργα επέκτασης για σύνδεση περιλαμβάνουν τα ακόλουθα: έργα γραμμών μεταφοράς έργα στον υποσταθμό του χρήστη. Αναλυτικότερα, έργα στο τμήμα υψηλής ή υπερυψηλής τάσης του υποσταθμού (ζυγοί, πύλες γραμμών μεταφοράς και μετασχηματιστών, μετρητικές διατάξεις, κτίριο και συστήματα τηλεποπτείαςτηλεχειρισμών) τα οποία διαφέρουν ανάλογα με το επίπεδο τάσης στο οποίο γίνεται η σύνδεση (150 ή 400 kv) έργα σε τυχόν υφιστάμενο υποσταθμό του συστήματος στον οποίο θα συνδεθεί ο υποσταθμός του χρήστη, τα οποία απαιτούνται προκειμένου να ολοκληρωθεί η σύνδεση του χρήστη με το σύστημα μεταφοράς Έργα ενίσχυσης λόγω της σύνδεσης Τα έργα ενίσχυσης λόγω της σύνδεσης είναι αυτά που απαιτούνται στο σύστημα λόγω της σύνδεσης νέων χρηστών και τα οποία δεν είναι έργα επέκτασης για τη σύνδεση. Η υλοποίηση των έργων αυτών ανατίθεται στον κύριο του συστήματος κατά τις διατάξεις του Άρθρου 271 του ΚΔΣ&ΣΗΕ. 4.4 Ευκαιρίες Χρηματοδότησης Τα πλαίσια ενίσχυσης της επιχειρηματικότητας καθορίζονται μέσα από τους εκάστοτε αναπτυξιακούς νόμους. Τα μέτρα που παίρνονται συνήθως σχετίζονται με κάποιας μορφής επιδότηση ή απαλλαγής. Ο νέος αναπτυξιακός νόμος ο οποίος ψηφίστηκε στις 14/6/2016 έχει κατηγορηθεί από την Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας ότι δεν περιλαμβάνει τα έργα που αφορούν σε αιολικά πάρκα. Αυτό συμβαίνει λόγω του ότι θεωρήθηκε από το υπεύθυνο υπουργείο ότι ο τομέας της αιολικής ενέργειας έχει αναπτυχθεί επαρκώς από τους προηγούμενους νόμους καθώς και ότι ενισχύεται ήδη μέσω της τιμολογιακής πολιτικής. Όσο αφορά τις ήδη ενταγμένες επενδύσεις η οποίες θα έπρεπε να είχαν υλοποιηθεί μέχρι το τέλος του 2015 η προθεσμία τους παρατείνεται μέχρι το 2016 εφόσον έχουν πραγματοποιήσει το 50% του κόστους τους. Για τις επενδύσεις που πρέπει να υλοποιηθούν μέχρι το τέλος του 2016 δίνεται παράταση ώστε να πραγματοποιήσουν το 50% του κόστους τους μέχρι τις 31/3/2017. Ο προηγούμενος εν ισχύ αναπτυξιακός νόμος όσο αναφορά τις επενδύσεις στον χώρο των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας προέβλεπε ότι η ενίσχυση των επενδυτών μπορεί να φτάσει έως και το 60% του προϋπολογισμού τους είτε με την μορφή τις επιδότησης είτε των φοροαπαλλαγών ή και με leasing. 57

59 4.5 Προβλεπόμενη Τιμολογιακή Πολιτική Στις 26 Φεβρουαρίου 2016, το Υπουργείο Περιβάλλοντος & Ενέργειας έθεσε σε δημόσια διαβούλευση το «Νέο σχήμα λειτουργικής ενίσχυσης για παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ» με σκοπό την αναμόρφωση του πλαισίου χρηματοδότησης των μονάδων αυτών [20]. Το νέο αυτό σχήμα λαμβάνει υπ όψη του την προσπάθεια της χώρας για την επίτευξη των εθνικών ενεργειακών στόχων που τέθηκαν με την Οδηγία 2009/28/ΕΚ σχετικά με την προώθηση της χρήσης ενέργειας από ΑΠΕ και αναγνωρίζει ότι η επίτευξη αυτών των στόχων απαιτεί την εγκατάσταση νέων έργων, η συνολική ισχύς των οποίων θα κυμανθεί μεταξύ και MW έως το Προσπαθεί όμως, όπως αναφέρει, η εγκατάσταση και λειτουργία των νέων εγκαταστάσεων να γίνει με τον βέλτιστο και οικονομικά ορθολογικό τρόπο, ο οποίος θα οδηγήσει αφενός στην ελάχιστη δυνατή επιβάρυνση των τελικών καταναλωτών και, αφετέρου, στη συγκρότηση ενός ασφαλούς επενδυτικού πλαισίου. Το επενδυτικό αυτό πλαίσιο θα λειτουργεί επί τη βάσει συγκεκριμένων χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησης και υποστήριξης της παραγόμενης από ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ ενέργειας. Ένα νέο σχήμα ενίσχυσης της παραγωγής ενέργειας από ΑΠΕ αποτελούσε και δέσμευση του ελληνικού δημοσίου για αναδιάρθρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στο 3 ο Μνημόνιο. Στο προτεινόμενο σχήμα θα εντάσσονται όλα τα νέα έργα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ που υπογράφουν Σύμβαση Πώλησης μετά την 1η Ιανουαρίου 2016 εκτός κάποιων εξαιρέσεων. Η υποστήριξη των μονάδων παραγωγής ηλεκτρισμού από ΑΠΕ στην Ελλάδα γινόταν στο πλαίσιο ενός συστήματος αποζημίωσης της παραγόμενης ενέργειας με σταθερές εγγυημένες τιμές. Το προτεινόμενο σχήμα βασίζεται στην ανάπτυξη ενός νέου μηχανισμού λειτουργικής ενίσχυσης των μονάδων αυτών, ο οποίος προβλέπει προσαύξηση επιπλέον της τιμής, η οποία διαμορφώνεται στη χονδρεμπορική αγορά της ηλεκτρικής ενέργειας. Η προσαύξηση αυτή θα είναι κυμαινόμενη και διαφορετική για κάθε επιμέρους τεχνολογία ΑΠΕ και θα έχει την μορφή μιας διαφορικής τιμής λαμβάνοντας υπόψη τα έσοδα από την συμμετοχή στην αγορά της ηλεκτρικής ενέργειας. Επίσης η προσαύξηση αυτή θα είναι εγγυημένη για το συνολικό χρόνο ισχύος της στήριξης της εκάστοτε μονάδας ο οποίος ορίστηκε στα 20 έτη. Ειδικότερα, λαμβάνοντας υπόψη τις υφιστάμενες κατηγορίες έργων ΑΠΕ, τα τεχνικο-οικονομικά στοιχεία τους, καθώς και τα όρια που έχουν τεθεί στο επίπεδο των «Κατευθυντήριων γραμμών για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς της ενέργειας και του περιβάλλοντος για την περίοδο » από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή, η διαφοροποίηση της υποστήριξης των μονάδων ΑΠΕ θα πραγματοποιείται τόσο σε επίπεδο εγκατεστημένης ισχύος, όσο και λειτουργικών χαρακτηριστικών. Ο προσδιορισμός και υπολογισμός της προσαύξησης μέχρι την εφαρμογή των ανταγωνιστικών διαδικασιών υποβολής προσφορών θα γίνεται μέσω της συστηματικής παρακολούθησης του Σταθμισμένου Κόστους Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΣΚΠΗΕ) των ΑΠΕ. Το ΣΚΠΗΕ θα αναθεωρείται για το σύνολο των κατηγοριών των έργων ΑΠΕ σε ετήσια βάση, προσμετρώντας τόσο τις τρέχουσες χρηματοδοτικές συνθήκες επενδύσεων, όσο και την εξέλιξη του κόστους ανάπτυξης των συγκεκριμένων έργων, ώστε να αντικατοπτρίζει με τον βέλτιστο τρόπο το σταθμισμένο αυτό κόστος στην χώρα μας. Πιο αναλυτικά το ΣΚΠΗΕ θα καθορίζεται λαμβάνοντας υπόψη το κόστος προμήθειας και εγκατάστασης του εξοπλισμού (κόστος κατασκευής CAPEX), το σταθερό και μεταβλητό κόστος λειτουργίας του έργου (OPEX), την αναμενόμενη παραγωγή ενέργειας, άλλες τεχνικές και λογιστικές παραμέτρους που επηρεάζουν το κόστος και τα έσοδα των υπο-εξέταση σταθμών και ένα εύλογο επιτόκιο προεξόφλησης. Οι τυπικές τιμές κόστους και απόδοσης παραγωγής για τα 58

60 έργα ηλεκτροπαραγωγής από αιολική ενέργεια όπως λαμβάνονται υπόψη από την Ελληνική πολιτεία φαίνονται στην επόμενη εικόνα. Εικόνα 43: Οι τυπικές τιμές κόστους και απόδοσης παραγωγής για τα έργα ηλεκτροπαραγωγής από αιολική ενέργεια Τα αποτελέσματα της αναθεώρησης του ΣΚΠΗΕ θα καθορίζουν τις Τιμές Αναφοράς (ΤΑ) για κάθε τεχνολογία και κατηγορία έργου, επί τη βάσει των οποίων θα υπολογίζεται η προσαύξηση. Η τιμή αναφοράς για κάθε τεχνολογία και κατηγορία έργου ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ θα είναι η ισχύουσα κατά την ημερομηνία που ο σταθμός τίθεται σε λειτουργία. Ειδικά για το έτος 2016 οι τιμές αναφοράς καθορίστηκαν όπως φαίνονται στην επόμενη εικόνα (εικόνα 44). Στην εικόνα αυτή φαίνεται και ο εσωτερικό βαθμός απόδοσης (ΕΒΑ) που προκύπτει στη βάση ενός τυπικού έργου για την συγκεκριμένη τιμή αναφοράς. Εικόνα 44: Οι τιμές αναφοράς όπως καθορίστηκαν από την νομοθετική διάταξη για το Όσον αναφορά τα υπεράκτια αιολικά πάρκα ο στόχος του νέου σχήματος είναι να υποστηρίζονται μέσω ανταγωνιστικών διαδικασιών υποβολής προσφορών η οποίες θα καθορίζουν την τιμή αναφοράς τους. Όμως για το μεταβατικό στάδιο κρίθηκε σκόπιμο να τεθεί τιμή αναφοράς ίση με τα αιολικά πάρκα μη διασυνδεδεμένων νησιών (98 /ΜWh) επειδή αυτή τη στιγμή το κόστος κατασκευής τέτοιων μονάδων κρίνεται πολύ υψηλό και 59

61 στόχος του νέου σχήματος είναι η υποστήριξη μόνο των υπεράκτιων πάρκων που μπορούν να είναι απευθείας ανταγωνιστικά με τα αντίστοιχα στα μη διασυνδεδεμένα νησιά. Για την γενική μεθοδολογία υπολογισμού της προσαύξησης υπό την μορφή της κυμαινόμενης εγγυημένης διαφορικής τιμής πρέπει να καθοριστούν επίσης τα έσοδα από την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας βάση της Ειδικής Τιμής της Αγοράς (Ε.Τ.Α). Η γενική σχέση που δίνει την προσαύξηση είναι: Π = Τ. Α. ΑΠΕ Ε. Τ. Α Ο υπολογισμός της ΕΤΑ για αιολικές εγκαταστάσεις που χαρακτηρίζονται ως τεχνολογία μη ελεγχόμενης παραγωγής θα γίνεται με βάση τη μεσοσταθμική παραγωγή κατά την περίοδο του υπολογισμού. Θα πρέπει να λαμβάνεται υπόψη η συμμετοχή τόσο στην προημερησία όσο και στην ενδοημερησία αγορά με την αντίστοιχη δήλωση παραγωγής. Κατά την μεταβατική περίοδο μέχρι την εφαρμογή του νέου μοντέλου αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας θα εφαρμόζεται ο παρακάτω τύπος: ΕΤΑ = n h=1 AHXA h Q ΕΓΧΥΣΗΣ n h=1 Q ΕΓΧΥΣΗΣ Όπου Q ΕΓΧΥΣΗΣ είναι η πραγματική έγχυση ενέργειας της τεχνολογίας ΑΠΕ κατά την ώρα h που προκύπτει από την εκκαθάριση των μετρήσεων των παραγωγών ενέργειας και AHXA h είναι η αξία της ηλεκτρικής ενέργειας στην χονδρεμπορική αγορά λαμβάνοντας υπόψη την ΟΤΣ h (οριακή τιμή του συστήματος στην προημερησία αγορά κατά την ώρα h) καθώς και την ωριαία τιμή που προκύπτει σε μονάδα ενέργειας και για τους υπόλοιπους μηχανισμούς της αγοράς (ΜΧΑ). Τέλος, το νέο σχήμα προβλέπει ότι στις περιπτώσεις όπου θα υπάρχει παράλληλη επενδυτική ενίσχυση (κεφαλαιακή ενίσχυση ή άλλης ισοδύναμης μορφής) θα υπάρχει επαναπροσδιορισμός σε επίπεδο έργου ενός συντελεστή ανάκτησης κεφαλαίου στα βάση της επενδυτικής ενίσχυσης του συγκεκριμένου έργου ώστε να μην προκύπτει υπερβάλλουσα υποστήριξη. Έτσι ορίζεται ο Συντελεστής Ανάκτησης Κεφαλαίου (ΣΑΚ) ο οποίος υπολογίζεται στη βάση της διάρκειας χορήγησης της ενίσχυσης λειτουργίας των 20 ετών. Με την εφαρμογή αυτού του συντελεστή θα υπολογίζεται η Ετήσια Απομείωση Κεφαλαίου (ΕΑΚ) που πρέπει να επιβληθεί στα έσοδα του συγκεκριμένου έργου, λαμβάνοντας κάθε φορά υπόψη το ύψος της εκάστοτε Κεφαλαιακής Ενίσχυσης (ΚΕ). Η σχέση που θα συνδέει του συντελεστές αυτούς είναι: ΕΑΚ( ) = ΣΑΚ(%) ΚΕ( ) Στην συνέχεια το ποσό που θα υπολογίζεται θα ανάγεται σε επίπεδο παραγόμενης ενέργειας /ΜWh, στη βάση του τυπικού συντελεστή χρησιμοποίησης (C f) που έχει χρησιμοποιηθεί για τον γενικό καθορισμό του ΣΚΠΗΕ της εκάστοτε κατηγορίας ΑΠΕ. Έτσι καταλήγουμε στην Διόρθωση (Δ) που θα επιβάλλεται σε επίπεδο έργου πάνω στην κυμαινόμενη προσαύξηση με την σχέση: Δ = ΕΑΚ C f Τελικά η τελική προσαύξηση θα δίνεται από την σχέση: Π τελ = Π Δ 60

62 Κεφάλαιο 5 : Υπεράκτιο αιολικό πάρκο στην θαλάσσια περιοχή της Αλεξανδρούπολης Στα προηγούμενα κεφάλαια αναπτύχθηκαν όλοι οι παράγοντες που επηρεάζουν την χωροθέτηση, εγκατάσταση και λειτουργία ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου. Έγινε φανερό ότι οι παράγοντες αυτοί, εκτός από τεχνικοί είναι και χωρικοί, περιβαλλοντικοί, νομικοί κ.α. Από το κεφάλαιο αυτό και στα επόμενα πραγματοποιείται η τεχνοοικονομική ανάλυση της κατασκευής ενός πάρκου στον θαλάσσιο χώρο της Αλεξανδρούπολης. 5.1-Επιλογή της έκτασης Αρχικά, υποψήφιοι χώροι ήταν οι 12 που παρουσιάστηκαν στη σχετική εκδήλωση του Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής στις 6/6/2010 όπως αναφέρθηκε στον κεφάλαιο 4 (εικόνα 43). Εικόνα 45: Οι 12 χώροι που επιλέχθηκαν από το Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής Οι θαλάσσιοι αυτοί χώροι κρίθηκαν κατάλληλοι για την εγκατάσταση αιολικών πάρκων καθώς δεν χρησιμοποιούνται για άλλους λόγους, είναι δυνατή η σύνδεση τους με το δίκτυο, δεν έχουν ιδιαίτερα περιβαλλοντικά χαρακτηριστικά, περιορίζεται η οπτική όχληση και φυσικά έχουν το απαιτούμενο αιολικό δυναμικό. Στην συνέχεια έγινε η επιλογή του συγκεκριμένου θαλάσσιου οικοπέδου στον χώρο της Αλεξανδρούπολης που θα χρησιμοποιηθεί για την κατασκευή του δικού μας αιολικού πάρκου. Το οικόπεδο αυτό φαίνεται στην εικόνα 46. Η έκταση η οποία επιλέχθηκε έχει εμβαδό περίπου (54,05) km 2 και είναι σχήματος ορθογωνίου (11,5km X 4,7km) για να γίνει πιο εύκολος ο υπολογισμός του αριθμού των ανεμογεννητριών. Η μέση απόσταση από την ακτή είναι περίπου 12km. 61

63 Εικόνα 46: Το θαλάσσιο οικόπεδο που επιλέξαμε Στην εικόνα 47 φαίνεται και ο βυθομετρικός χάρτης της περιοχής. Στην πραγματικότητα θα χρειαζόντουσαν ακριβέστερες μετρήσεις του βάθους της περιοχής καθώς και κατόπτευση του σημείου πριν την θεμελίωση κάθε ανεμογεννήτριας αλλά στην παρούσα εργασία αρκεί και η προσεγγιστική γνώση του βάθους ευρύτερης περιοχής. Θεωρείται ότι το βάθος της περιοχής είναι 30m. Εικόνα 47: βυθομετρικός χάρτης της περιοχής Όπως φαίνεται και από την εικόνα 48 που παρουσιάστηκε σε εκδήλωση του δήμου Αλεξανδρούπολης, η ΡΑΕ δέχεται ήδη αιτήσεις για την δημιουργία υπεράκτιων αιολικών πάρκων στη συγκεκριμένη περιοχή. 62

64 Εικόνα 48: Η περιοχή όπου δέχεται ήδη αιτήσεις ΡΑΕ για υπεράκτια αιολικά πάρκα Το πάρκο μας επιλέχθηκε να έχει βόρειο-βορειοδυτικό (NNW) προσανατολισμό καθώς όπως φαίνεται από το ροδόγραμμα (εικόνα 49) των μετρήσεων την ίδια κατεύθυνση έχει και ο άνεμος σαν μέση τιμή σε διάστημα ενός χρόνου. Εικόνα 49: Ροδόγραμμα του ανέμου για χρονικό διάστημα ενός έτους (1/1/ /12/2009) 63

65 Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 50) φαίνονται και τα ροδογράμματα παρουσιασμένα ξεχωριστά για κάθε μήνα του έτους Τα ροδογράμματα κατασκευάστηκαν με το λογισμικό Vayu. Εικόνα 50: Ροδογράμματα του ανέμου για κάθε μήνα του έτους Τοποθέτηση των ανεμογεννητριών Όπως είχε αναφερθεί στο κεφάλαιο 2 η τυπική απόσταση μεταξύ των ανεμογεννητριών σε υπεράκτια αιολικά πάρκα κυμαίνεται μεταξύ 6D και 10D όπου D είναι το μήκος του ρότορα των ανεμογεννητριών που θα χρησιμοποιηθούν. Γενικά διαλέγεται μεγαλύτερη απόσταση μεταξύ των ανεμογεννητριών που βρίσκονται σε διαφορετική γραμμή (οριζόντια ως προς την κατεύθυνση του κυρίαρχου ανέμου) και μικρότερη μεταξύ των στηλών (κάθετα ως προς τον κυρίαρχο άνεμο). Η επιλογή της απόστασης αυτής είναι σημαντική καθώς επηρεάζει την τελική ενεργειακή έξοδο του πάρκου. Σε περίπτωση που οι ανεμογεννήτριες είναι πολύ κοντά τότε κάποιες από αυτές θα δέχονται σαν είσοδο έναν «αδυνατισμένο» άνεμο καθώς μέρος της κινητικής του ενέργειας θα έχει χαθεί λόγω της μετατροπής του σε ηλεκτρική από κάποια άλλη ανεμογεννήτρια. Επίσης αν τοποθετηθούν πολύ μακριά τότε θα έχουμε λιγότερες ανεμογεννήτριες όπου τότε το αποτέλεσμα είναι προφανές ότι δεν μας ικανοποιεί. Για τον υπολογισμό της βέλτιστης απόστασης απαιτείται η χρήση ειδικών software τα οποία εκτελώντας πολλές προσομοίωσης καταλήγουν στην επιλογή της απόστασης. Στην συγκεκριμένη εργασία το διάστημα μεταξύ των ανεμογεννητριών θα επιλεχθεί χωρίς να είναι το βέλτιστο στα 10D για τις ανεμογεννήτριες διαφορετικών γραμμών και 7D για τις ανεμογεννήτριες διαφορετικών στηλών. Όπως γίνεται φανερό ήμαστε στην ασφαλή πλευρά των υπολογισμών. Ένα μέρος της εγκατάστασης φαίνεται στην εικόνα

66 Εικόνα 51: τοποθέτηση των ανεμογεννητριών στον χώρο. Τα μοντέλα των ανεμογεννητριών που εξετάστηκαν είναι Siemens SWT , Vestas V164 7MW και Xemc-Darwind 5MW DD115 Offshore. Αναλυτικότερα τα τεχνικά χαρακτηριστικά κάθε μοντέλου υπάρχουν στο τέλος της εργασίας. Με δεδομένο την διάμετρο ρότορα κάθε μοντέλου καταλήγουμε στον μέγιστο δυνατό αριθμό ανεμογεννητριών: 67 Siemens SWT 3.6 ή 28 Vestas V164 ή 58 Xemc-Darwind 5MW. Αντίστοιχα για κάθε περίπτωση το πάρκο μας θα έχει εγκαταστημένη ισχύ 241,2MW, 196 MW ή 290MW. Στον επόμενο πίνακα (πίνακας 4) φαίνονται για κάθε μοντέλο τα αποτελέσματα. Siemens SWT Vestas V164 7MW Xemc- Darwind5MW DD115 Offshore Ύψος Πλήμνης 80 m 107 m 140 m Διάμετρος Ρότορα (D) 107m 164m 115m Μέγιστος Αριθμός Α/Γ Εγκαταστημένη Ισχύς Πάρκου (MW) 241, Πίνακας Οπτική Όχληση Ο υπολογισμός της οπτικής όχλησης θα γίνει βάση όσων περιεγραφήκαν στο κεφάλαιο 4.1 και όπως οριστικέ η επιτρεπτή οπτική όχληση από το Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής το Στον επόμενο πίνακα (πίνακας 5) φαίνονται τα αποτελέσματα των υπολογισμών. Υπενθυμίζεται ότι για να είναι η οπτική όχληση επιτρεπτή 65

67 πρέπει O H < 0,6m και Ο Α< 0,0025m. Όπως γίνεται φανερό και οι τρεις περιπτώσεις δεν δημιουργούν ιδιαίτερη ενόχληση. Την μικρότερη οπτική όχληση την προκαλούν οι ανεμογεννήτριες Vestas V164 οι οποίες αν και μεγαλύτερες από τις άλλες θα είναι λιγότερες στο πάρκο. Μέγιστο ορατό ύψος O H Μέγιστης ορατή επιφάνεια Ο Α Siemens SWT Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW DD115 Offshore 0,39 0,18 0,37 0,0022 0,0016 0,0023 Πίνακας Ενεργειακοί Υπολογισμοί Όπως είναι προφανές κάθε διαφορετική επιλογή ανεμογεννήτριας θα έχει και διαφορικά αποτελέσματα στους ενεργειακούς υπολογισμούς. Σε αυτό το κομμάτι της εργασίας θα εξεταστούν και οι 3 περιπτώσεις για να γίνει αντιληπτό ποια συμφέρει ενεργειακά. Για τον σκοπό αυτό είναι απαραίτητο να υπολογιστεί η συνολική ετήσια παραγωγή ενέργειας. Αρχικά πρέπει βάση των δεδομένων που έχουμε για την ταχύτητα του ανέμου στα 64m να υπολογιστεί η αντίστοιχη ταχύτητα στο ύψος πλήμνης του κάθε μοντέλου. Η μετατροπή αυτή γίνεται με την χρήση των τύπων του κεφαλαίου Στην συνέχεια υπολογίζεται η συχνότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας στο δείγμα θεωρώντας μέγιστη ταχύτητα ανέμου τα 41m/s. Στον επόμενο πίνακα δίνονται οι συχνότητες για κάθε ύψος όπως υπολογίστηκαν. Κλάση Συχνότητα (80m) Συχνότητα (107m) Συχνότητα (140m)

68 Πίνακας 6 Τα δεδομένα του παραπάνω πίνακα δίνονται στην επόμενη εικόνα (εικόνα 52) και με την μορφή διαγράμματος. Συχνότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας για τρία διαφορετικά ύψη Συχνότητα (80m) Συχνότητα (107m) Συχνότητα (140m) Εικόνα 52:Συχνότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας 67

69 Έπειτα υπολογίσαμε με χρήση του Excel την μέση ταχύτητα κάθε περίπτωσης και τις παραμέτρους k και c της αντίστοιχης κατανομής Weibull (κεφάλαιο 2.2). Στην περίπτωση των 80m V =10,37 m/s, k=1,538, c=11,53, στα 107m V = 10,84 m/s, k=1,52, c=12,03 και στα 140m V =11,28 m/s, k=1,499, c=12,5. Έπειτα υπολογίστηκε η πιθανότητα εμφάνισης της κάθε ταχύτητας σύμφωνα με τον τύπο 2.2. Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 53) φαίνεται το διάγραμμα πιθανότητας και για τις τρεις περιπτώσεις. Πιθανότητα εμφάνισης κάθε ταχύτητας f(v) (80m) f(v) (107) f(v) (140m) 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0, Εικόνα 53: Τα διαγράμματα πιθανότητας εμφάνισης της κάθε ταχύτητας για τα 80m, 107m και 140m Όπως φαίνεται στην παραπάνω εικόνα και ήταν αναμενόμενο στα 140m ο άνεμος είναι πιο γρήγορος λόγω της μειωμένης τριβής με την επιφάνεια της θάλασσας. Για να βρεθεί η ενέργεια που παράγεται σε έναν χρόνο για κάθε πιθανή ταχύτητα του ανέμου πρέπει να πολλαπλασιαστεί η πιθανότητα εμφάνισης της κάθε ταχύτητας f(v) με την καμπύλη ισχύος του κάθε μοντέλου W(v) και το αποτέλεσμα να πολλαπλασιαστεί με τις 8760 ώρες του έτους. Δηλαδή : E(v) = f(v) W(v) 8760 Στο επόμενο γράφημα (εικόνα 54) φαίνονται οι καμπύλες ισχύος για το κάθε μοντέλο. 68

70 Καμπύλες Ισχύος (KW) Siemens Vestas V164 Xemc-Darwind5MW Εικόνα 54: Καμπύλες ισχύος των τριών μοντέλων Στην συνέχεια παίρνοντας το άθροισμα της ενέργειας από όλες τις ταχύτητες καταλήγουμε στην συνολική ενέργεια παραγωγής ενός έτους από μια ανεμογεννήτρια των παραπάνω μοντέλων. Δηλαδή : cut out E συν. = E(v) cut in Τα αποτελέσματα ήταν : Siemens SWT 18,3GWh/y, Vestas 31,14 GWh/y, Xemc-Darwind 22,07 GWh/y. Τέλος για να βρούμε την ενέργεια που θα εγχέεται τελικά στο δίκτυο από το πάρκο και θα μπορεί στη συνέχεια να πωληθεί πρέπει να λάβουμε υπόψιν τις απώλειες κατά την μετατροπή της κινητικής ενέργειας του ανέμου σε ηλεκτρική αλλά και κατά την μεταφορά της ενέργειας από το πάρκο προς τον σταθμό του δικτύου. Δηλαδή : Όπου : E net = E συν. N 0 A wf N a (1 P l ) (1 P e ) N 0 : ο αριθμός των ανεμογεννητριών A wf : η ετήσια διαθεσιμότητα του αιολικού πάρκου. Υποδηλώνει το ποσοστό της μέσης ετήσιας διαθεσιμότητας των γεννητριών σε λειτουργία στο πάρκο. Σύμφωνα με τα δεδομένα από άλλα αιολικά πάρκα σε λειτουργία υπολογίζεται στο 96 % [21] N a : η διαθεσιμότητα του δικτύου. Έτσι λαμβάνουμε υπόψιν τις περιπτώσεις όπου το δίκτυο αδυνατεί να μεταφέρει την ενέργεια η οποία παράγεται λόγω κάποιας ζημιάς ή λόγω συντήρησης κάποιου σημαντικού μέρους του. Η τιμή αυτής της παραμέτρου λαμβάνεται 99%. P l : οι απώλειές λόγω του φαινομένου της σκίασης της μιας γεννήτριας από την άλλη και του «αδυνατίσματος» του ανέμου. Οι απώλειες αυτές θα υπήρχαν ακόμα και αν 69

71 είχαμε λάβει την βέλτιστη απόσταση μεταξύ των γεννητριών στην προηγούμενη παράγραφο. Η τιμή της θεωρείται 5%. P e : οι ηλεκτρικές απώλειες λόγω της μεταφοράς στο καλώδιο. Η τιμή της λαμβάνεται 3%. Τα αποτελέσματα δίνονται στο παρακάτω πίνακα. Siemens SWT Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW DD115 Offshore E net (GWh/y) 1074,2 763,6 1121,4 Συντελεστής Χρησιμοποίησης (%) Μέση ετήσια κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας ανά νοικοκυριό (KWh) Αριθμός νοικοκυριών που εξυπηρετούνται 50,84 44,47 44, Πίνακας 7 Συνεπώς γίνεται φανερό ότι ενεργειακά συμφέρουσα είναι η ανεμογεννήτρια Siemens SWT , με την χρήση της οποίας θα παράγεται περίπου 1 TWh σε ένα έτος με συντελεστή χρησιμοποίησης του πάρκου 50,84%. Παρατηρούμε ότι παρότι έχει μικρότερη ισχύ εξόδου σαν μονάδα από τις άλλες δύο, επειδή έχει μικρότερη διάμετρο ρότορα δίνει την δυνατότητα τοποθέτησης περισσότερων ανεμογεννητριών με αποτέλεσμα τελικά το πάρκο να δίνει περισσότερη ενέργεια. Για τον υπολογισμό του συντελεστή χρησιμοποίησης χρησιμοποιήθηκε ο παρακάτω τύπος : Συντελεστής Χρησιμοποίησης = E net (εγκατεστημένη ισχύ) Στον πίνακα 7 αναγράφεται επίσης ο εκτιμώμενος αριθμός νοικοκυριών που θα εξυπηρετούνται από το πάρκο σε κάθε περίπτωση. Η μέση κατανάλωση ενός ελληνικού νοικοκυριού για έναν χρόνο υπολογίστηκε από την Ελληνική Στατιστική Αρχή στις KWh σε έρευνα που πραγματοποίησε το Διασύνδεση του πάρκου Όπως αναφέρθηκε στο κεφάλαιο 3.4 η διασύνδεση ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου αποτελείται το πολύ από τρία διαφορετικά επίπεδα τάσης. 70

72 Εικόνα 55: Διασύνδεση αιολικού πάρκου Πρώτο επίπεδο Σύμφωνα με την βιβλιογραφία και τα υπάρχοντα πάρκα το επίπεδο τάσης στην εσωτερική σύνδεση του πάρκου δηλαδή στην σύνδεση των ανεμογεννητριών σε συστάδες και στην σύνδεση των συστάδων με τον υπεράκτιο υποσταθμό το επίπεδο της τάσης θα είναι kv [16] Δεύτερο επίπεδο Ως σημείο στο οποίο θα χτιστεί ο χερσαίος υποσταθμός ανύψωσης τάσης δεν επιλέχθηκε το κοντινότερο σημείο της στεριάς καθώς εκεί βρίσκεται το Εθνικό Υγροτοπικό Πάρκο του Δέλτα του Έβρου. Αντιθέτως επιλέχθηκε ένας χώρος κοντά στο τοπικό αεροδρόμιο όπου και θεωρήθηκε ότι ο θόρυβος των κατασκευών δεν θα επηρεάσει την ζωή των πτηνών του υγροτόπου. Έτσι ο χώρος αυτός απέχει (λίγο περισσότερο) από το κέντρο του πάρκου περίπου 12,5km. Εικόνα 56: Ο χερσαίος υποσταθμός ανύψωσης της τάσης Με δεδομένη την απόσταση υπεράκτιου υποσταθμού-χερσαίου υποσταθμού (<<100km) και την εγκαταστημένη ισχύ του πάρκου από το διάγραμμα της εικόνας 36 της παραγράφου 3.4 καταλήγουμε στην μέθοδο σύνδεσης τους. Η κατάλληλη επιλογή φαίνεται ότι είναι η HVAC. Σύμφωνα και πάλι με την βιβλιογραφία και τα υπεράκτια αιολικά πάρκα σε λειτουργία η τάση και τα υποβρύχια καλώδια που θα χρησιμοποιηθούν φαίνονται στον επόμενο πίνακα για κάθε περίπτωση. 71

73 Siemens SWT 3.6 Vestas V164 7MW 107 Μέθοδος σύνδεσης HVAC HVAC HVAC Τάση (kv) Αριθμός XPLE τριπολικών καλωδίων Xemc-Darwind5MW DD115 Offshore Πίνακας Τρίτο επίπεδο Το ελληνικό σύστημα μεταφοράς αποτελείται από γραμμές 150kV και γραμμές 400kV. Οι γραμμές των 150kV χωρίζονται σε ελαφρού και βαριού τύπου. Τα όρια φόρτισης των γραμμών αυτών φαίνονται αναλυτικά στον επόμενο πίνακα. 150kV Ελαφρού 150kV Βαριού τύπου 400kV τύπου Θερινή Περίοδος 115MVA 170 MVA 1100 MVA Χειμερινή Περίοδος 138 MVA 202 MVA 1400 MVA Πίνακας 9 Ο χάρτης του δικτύου της τοπικής περιοχής στην οποία θα βρίσκεται το πάρκο φαίνεται στην εικόνα

74 Εικόνα 57: Χάρτης του δικτύου στην περιοχή της Θράκης Όπως γίνεται φανερό και από τον χάρτη στην περιοχή υπάρχουν αρκετοί σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές συνδεδεμένοι στις γραμμές των 150kV, για αυτό τον λόγω οι γραμμές αυτές θεωρούνται κορεσμένες. Επίσης βλέποντας και τα όρια φόρτισης των γραμμών γίνεται αντιληπτό ότι το πάρκο θα πρέπει να συνδεθεί στο ΚΥΤ Νέας Σάντας όπου υπάρχει γραμμή 400 kv απλού κυκλώματος. Όπως φαίνεται και στην επόμενη εικόνα (εικόνα 55) αν θεωρηθεί ότι η όδευση των γραμμών σύνδεσης του υποσταθμού προς το ΚΥΤ γίνεται παράλληλα της Εγνατίας Οδού τότε το μήκος του είναι περίπου 65km. 73

75 Εικόνα 58: Απόσταση χερσαίου υποσταθμού και ΚΥΤ Νέας Σάντας Στην συνέχεια αναφέρονται τα έργα που χρειάζεται να γίνουν προκειμένου να επιτευχθεί η σύνδεση με το ΚΥΤ Νέας Σάντας σύμφωνα με την νομοθεσία. Τα έργα αυτά, όπως αναφέρθηκε και στο κεφάλαιο όπως ορίζονται από την νομοθεσία χωρίζονται σε 3 κατηγορίες. Όσον αναφορά τα έργα των γραμμών μεταφοράς πρέπει να τοποθετηθούν οι γραμμές οι οποίες θα συνδέουν τον υποσταθμό του πάρκου με τον υποσταθμό του συστήματος. Οι γραμμές θα είναι 400kV απλού κυκλώματος και οι πύργοι θα πρέπει να είναι βάσει των προδιαγραφών που έχει θέσει ο διαχειριστής του δικτύου για λόγους ομοιομορφίας και συντήρησης. Για τα έργα του τμήματος του χερσαίου υποσταθμού το οποίο ανήκει στα όρια του συστήματος οι βασικές αρχές σχεδίασης όπως ορίζονται από την νομοθεσία είναι οι ακόλουθες : Διπλοί ζυγοί 400 kv: Οι δύο ζυγοί συνδέονται με ένα διασυνδετικό διακόπτη ισχύος ζυγών 400 kv εφοδιασμένο με δύο αποζεύκτες ζυγών και δύο γειωτές ανά αποζεύκτη. Επίσης πρέπει να τοποθετηθούν μετασχηματιστές τάσης (ένας ανά φάση για κάθε ζυγό) για μετρήσεις, σύστημα διαφορικής προστασίας ζυγών δύο ζωνών που περιλαμβάνει και επικουρική προστασία έναντι αποτυχίας ανοίγματος διακόπτη και τέλος, μετασχηματιστές έντασης εκατέρωθεν του διασυνδετικού διακόπτη ισχύος, ώστε να είναι δυνατή η μέτρηση και η τροφοδότηση των παραπάνω συστημάτων διαφορικής προστασίας. Όλοι οι παραπάνω αποζεύκτες ζυγών πρέπει να είναι ηλεκτροκίνητοι και να είναι δυνατός ο τηλεχειρισμός τους. Πύλες Αναχώρησης: Προβλέπεται μία πύλη 400 kv για κάθε μετασχηματιστή ανύψωσης. Για κάθε τέτοια πύλη, το τμήμα που αποτελεί μέρος του συστήματος μεταφοράς περιλαμβάνει δύο αποζεύκτες ζυγών με ένα γειωτή, καθώς και ένα μετασχηματιστή έντασης ανά φάση για μετρήσεις. 74

76 Μετρητικές Διατάξεις και Όργανα: Για τις μετρήσεις της ενεργού και άεργου ενέργειας, η διάταξη πρέπει να περιλαμβάνει δύο μετρητές, τον κύριο μετρητή και το μετρητή επαλήθευσης καθώς και σύστημα τηλεμετάδοσης των μετρήσεων Συστήματα Τηλεμετάδοσης, Τηλεχειρισμών, Τηλεεποπτείας και Τηλεελέγχου: Τα συστήματα αυτά πρέπει να αποτελούνται από Φερεσυχνικές συσκευές, κυματοπαγίδες και συσκευές RTU. Κτίριο Ελέγχου: Για την εγκατάσταση όλων των συστημάτων που αναφέρθηκαν και τη εποπτείας του υποσταθμού, προβλέπεται ιδιαίτερο κτίριο ή ανεξάρτητος χώρος με δυνατότητα 24ωρης πρόσβασης. Γειώσεις: το δίκτυο της γείωσης του υποσταθμού κατασκευάζεται σύμφωνα με τον κανονισμό IEEE Sts Στην επόμενη εικόνα δίνεται ένα τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα υποσταθμού με διπλούς ζυγούς στα 400 kv [22]. 75

77 Εικόνα 59: Τυπικό μονογραμμικό διάγραμμα υποσταθμού στα 400 kv με διπλούς ζυγούς. 76

78 Τέλος τα έργα που απαιτούνται στον ΚΥΤ Νέας Σάντας είναι η κατασκευή των πυλών αναχώρησης 400 kv μέσα στον υποσταθμό. Οι πύλες αυτές πρέπει να είναι όμοιες με τις αντίστοιχες πύλες στον χερσαίο υποσταθμό του πάρκου (ίσος αριθμός αποζευκτών ζυγών που περιλαμβάνει η κάθε πύλη). 5.6-Οικονομικοί Υπολογισμοί Το κόστος ενός αιολικού πάρκου αποτελείται από το κόστος επένδυσης, το κόστος λειτουργίας και συντήρησης (O&M) και το κόστος απομάκρυνσης του πάρκου. Το κόστος επένδυσης αποτελείτε από το κόστος σχεδίασης του πάρκου (μετρήσεις του ανέμου, μελέτη του πυθμένα, μελέτη σκοπιμότητας), το κόστος των ανεμογεννητριών, το κόστος εγκατάστασης (μεταφορά θαλάσσια και επίγεια, συναρμολόγηση, σύνδεση ανεμογεννητριών με τον πύργο κ.α.), το κόστος θεμελίωσης, το κόστος διασύνδεσης (καλώδια υποβρύχια και μη, εκσκαφή και προετοιμασία του χώρου φιλοξενίας των καλωδίων), κόστος υποσταθμών (παράκτιου και χερσαίου). Στον παρακάτω πίνακα φαίνεται το πιθανό κόστος επένδυσης ( /kw) ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου σύμφωνα με τρεις διαφορετικές πηγές. Οι πηγές αυτές είναι η European Wind Energy Association (EWEA), η πιστωτική εταιρία Ernst & Young αλλά και το παράδειγμα του υπεράκτιου αιολικού πάρκου στην Δανία Rødsand II [23]. EWEA Ernst & Young Rødsand II Κόστος Ανεμογεννητριών ( /kw) Κόστος Θεμελίωσης ( /kw) Ηλεκτρικός Εξοπλισμός ( /kw) Άλλα ( /kw) Συνολικά ( /kw) Πίνακας 10 Όσον αφορά το κόστος λειτουργίας και συντήρησης όπως έχει αναφερθεί και στα προηγούμενα κεφάλαια διαφέρει ανάλογα από τα χαρακτηριστικά του εκάστοτε πάρκου και περιλαμβάνει όλο τα απαραίτητα κόστη για την φυσιολογική λειτουργία του πάρκου. Σημαντικό ρόλο στην διαμόρφωσή του κόστους αυτού παίζουν το βάθος της εγκατάστασης, η απόσταση από την στεριά, η τοπικές αναταραχές της θάλασσας κ.α. Η εκτίμηση του θεωρείται μια περίπλοκη και σημαντική διαδικασία. Η λειτουργία άλλων υπεράκτιων πάρκων έχει δείξει ότι το κόστος τους είναι μεγαλύτερο την πρώτη χρονιά και μικρότερο τα επόμενα χρόνια. Πληροφορίες για το κόστος λειτουργίας υπεράκτιων πάρκων στα τελευταία χρόνια της διάρκειας ζωής τους δεν υπάρχουν αλλά θεωρείται ότι τότε θα αυξάνεται ξανά. Παρόλα αυτά σύμφωνα με το Κέντρο Ανανεώσιμων Πηγών και Εξοικονόμησης Ενέργειας μπορεί να γίνει μια προσεγγιστική εκτίμηση. Στον παρακάτω πίνακα φαίνονται τα κόστη λειτουργίας και συντήρησης ( /ΜWh) για υπεράκτια αλλά και χερσαία αιολικά πάρκα όπου γίνεται ξανά φανερό ότι το κόστος αυτό είναι υπερδιπλάσιο στην περίπτωση όπου το πάρκο βρίσκεται στην θάλασσα. Τελικά το κόστος για το υπεράκτιο πάρκο ανέρχεται στα 34 /ΜWh. 77

79 Αντικείμενο Χερσαίο Αιολικό Πάρκο Υπεράκτιο Αιολικό Πάρκο Συντήρηση Ανεμογεννητριών 7 19 Κόστος δικτύου 2 3 Ασφάλιση 3 4 Μίσθωση γης 2 2 Απομάκρυνση 1 6 Σύνολο ( /ΜWh) Πίνακας 11 Εκτός από τις προσεγγίστηκες τιμές που δόθηκαν παραπάνω οι οποίες δεν λαμβάνουν υπόψη τους τα ειδικά χαρακτηριστικά κάθε πάρκου, υπάρχουν και κάποιες συναρτήσεις κόστους οι οποίες θεωρούνται πιο ακριβείς. Οι συναρτήσεις αυτές είναι οι εξής [24] : Κόστος θεμελίωσης (C θεμ.): είναι γραμμική συνάρτηση του βάθους (d) στο οποίο βρίσκεται η εγκατάσταση. Το βάθος παίρνει αρνητικές τιμές και μετριέται σε μέτρα ενώ το αποτέλεσμα, C θεμ.,δίνεται σε /MW. C θεμ. = d Κόστος εγκατάστασης (C εγκ) : δίνεται σε και αφορά την εγκατάσταση μιας ανεμογεννήτριας συμπεριλαμβάνοντας το κόστος ενοικίασης ενός ειδικού σκάφους. Ο συντελεστής d αφορά την απόσταση από το κοντινότερο λιμάνι σε μέτρα. C εγκ. = 0,114 d Κόστος λειτουργίας και συντήρησης (C Ο&Μ) : το κόστος αυτό δίνεται σε ανά MWh που φθάνει στο δίκτυο και είναι γραμμική συνάρτηση της απόστασης (d) από την στεριά σε μέτρα. C Ο&Μ. = 0,00026 d + 17 για d <50000 m C Ο&Μ. = 0,0001 d + 25 για d >50000 m Στον επόμενο πίνακα (πίνακας 12) φαίνονται τα αντίστοιχα κόστη στο δικό μας υπεράκτιο αιολικό πάρκο όπως υπολογίστηκαν προσεγγιστικά βάση των ανωτέρω και για τα τρία μοντέλα ανεμογεννητριών. Για τον υπολογισμό του κόστους των ανεμογεννητριών, του ηλεκτρικού εξοπλισμού και των υπολοίπων χρησιμοποιήθηκε ο μέσος όρος του αντίστοιχου κόστους από τον πίνακα 10. Τα κόστη της θεμελίωσης και της εγκατάστασης υπολογίστηκαν από την αντίστοιχη συνάρτηση κόστους, 78

80 Siemens SWT Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW DD115 Offshore Κόστος Ανεμογεννητριών (Μ ) 311,06 252, Κόστος Εγκατάστασης (Μ ) 1,76 0,73 1,52 Κόστος Θεμελίωσης (Μ ) 170,76 138,76 205,31 Ηλεκτρικός Εξοπλισμός (Μ ) 126,02 102,41 151,52 Άλλα (Μ ) 197,78 160,72 237,8 Ειδικό Κόστος Επένδυσης ( /KW) 3347, ,9 3345,4 Συνολικό Κόστος Επένδυσης (Μ ) 807,4 655,4 970,1 Πίνακας 12 Όπως είχε αναφερθεί και στο κεφάλαιο 4.5 η Ελληνική πολιτεία θεωρεί μέσω του νέου σχήματος ενίσχυσης των ΑΠΕ ότι το ειδικό κόστος επένδυσης για ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο στην Ελλάδα είναι 3300 /KW. Αυτό δείχνει ότι η εκτίμηση του κόστους που έχουμε κάνει είναι μέσα σε λογικά όρια. Στον επόμενο πίνακα (πίνακας 13) βλέπουμε το συνολικό κόστος επένδυσης καθώς και το ειδικό κόστος επένδυσης από κάποια άλλα αιολικά πάρκα που έχουν κατασκευαστεί στην Ευρώπη και τα οποία παρουσιάζουν κοινά χαρακτηριστικά με τα δικά μας. Έτσι γίνεται φανερό για ακόμα μια φορά το πόσο σημαντικό ρόλο στο συνολικό κόστος παίζουν το βάθος στο οποίο κατασκευάζεται το πάρκο καθώς και η απόσταση από την στεριά. Όνομα Πάρκου Χώρα Ισχύς (MW) Απόσταση από την στεριά (km) Βάθος (m) Συνολικό Κόστος Επένδυσης (Μ ) Ειδικό Κόστος Επένδυσης (Μ /MW) Humber Ηνωμένο Gateway Βασίλειο , Robin Rigg Ηνωμένο Βασίλειο ,8 Rødsand II Δανία ,3 2,4 Horns Rev II Δανία ,2 Trianel Windpark Borkum Γερμανία ,5 EnBW Baltic 2 Γερμανία ,3 Πίνακας 13 Όσο αφορά το κόστος λειτουργίας και συντήρησης χρησιμοποιήθηκε ο μέσος όρος από την αντίστοιχη συνάρτηση κόστους για d <50000m καθώς και τον πίνακα 11. Έτσι καταλήξαμε στα ακόλουθα αποτελέσματα (πίνακας 14). Υπενθυμίζεται ότι η ελληνική 79

81 πολιτεία θεωρεί ότι ένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο θα έχει κόστος λειτουργίας και συντήρησης ίσο με το 3,2% του κόστους επένδυσης του. Κόστος Λειτουργίας και Συντήρησης (M /έτος) Ποσοστό επί του ποσού επένδυσης (%) Siemens SWT Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW DD115 Offshore 29,13 20,71 30,41 3,6 3,16 3,06 Πίνακας 14 Τα έσοδα κάθε πάρκου προέρχονται από την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας που φθάνει στο δίκτυο. Όπως αναφέρθηκε στο κεφάλαιο 4.5 το ελληνικό κράτος θέλει να αλλάξει την τιμολογιακή του πολιτική ως προς την ενέργεια από ΑΠΕ. Βάσει του καινούριου αυτού σχήματος το οποίο έχει προταθεί σε δημόσια διαβούλευση η τιμή αναφοράς για την ενέργεια που φθάνει στο δίκτυο για παράκτια αιολικά πάρκα είναι 98 /MWh. Επομένως οι υπολογισμοί σε αυτή την εργασία γίνονται βάση αυτής της τιμής. Siemens SWT 3.6 Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW 107 DD115 Offshore Έσοδα (M /y) 105,27 74,83 109,9 Πίνακας 15 Κρίνεται σε αυτό το σημείο απαραίτητο επίσης να δοθούν οι ορισμοί διαφόρων οικονομικών παραγόντων βάσει των οποίων θα κριθεί η βιωσιμότητα της επένδυσης. Πληθωρισμός: είναι η συνεχής αύξηση του επιπέδου των τιμών μιας οικονομίας μέσα σε μια καθορισμένη περίοδο. Ο πληθωρισμός των επιμέρους συνιστωσών κόστους μιας επένδυσης μπορεί να διαφέρει από συνιστώσα σε συνιστώσα και από έτος σε έτος. Στους υπολογισμούς αυτής της εργασίας λήφθηκε ως 2% Προεξοφλητικό επιτόκιο: χρησιμοποιείται για να υπολογιστεί η παρούσα αξία μιας σειράς μελλοντικών εισροών ή εκροών. Εκφράζει είτε το κόστος κεφαλαίου της ήδη υπάρχουσας επιχείρησης, είτε το ελάχιστο αποδεκτό επιτόκιο από τον αποφασίζοντα, προκειμένου να καλυφθεί ο κίνδυνος της εξεταζόμενης επένδυσης έναντι μιας πιο ασφαλούς τοποθέτησης. Στην παρούσα εργασία λήφθηκε ως 6%. Απόσβεση: είναι η διαδικασία σύμφωνα με την οποία επιμερίζονται και κατανέμονται κόστη τα οποία προκύπτουν κατά την διάρκεια της χρήσης ενός παγίου περιουσιακού στοιχείου μέσα στον χρόνο. Τέτοια κόστη είναι η φυσική φθορά που έρχεται με τον χρόνο σε ένα κτίριο ή ένα μηχάνημα. Βάσει του ν.4254/2014 ο συντελεστής απόσβεσης για αιολικά πάρκα πρέπει να υπολογίζεται ως 4% για της μη κτιριακές εγκαταστάσεις και 10% για τα μηχανήματα. Στην οικονομική ανάλυση που ακολουθεί έχει χρησιμοποιηθεί συντελεστής 4% επί του κόστους επένδυσης. 80

82 Κρατική Επιδότηση: όπως αναφέρθηκε στο κεφάλαιο 4.4 ο νέος αναπτυξιακός νόμος δεν προβλέπει την επιδότηση νέων επενδύσεων σε έργα ανανεώσιμων πηγών ενέργειας αλλά αυτό δεν κρίνεται περιοριστικό σε αυτή την εργασία καθώς είναι κάτι που αλλάζει ανάλογα με την εκάστοτε πολιτική της χώρας. Φορολογία: ο δείκτης φορολογίας λήφθηκε ως 25% επί του μεικτού κέρδους. Διάρκεια ζωής έργου: είναι η διάρκεια κατά την οποία αξιολογείται. η οικονομική βιωσιμότητα του έργου. Όπως αναφέρθηκε και στο κεφάλαιο 4 η άδεια παραγωγής χορηγείται για 25 χρόνια. Για αυτό τον λόγο και επειδή ακόμα δεν υπάρχει κάποιο υπεράκτιο αιολικό πάρκο με ηλικία μεγαλύτερη των 25 χρόνων ώστε να μπορεί να εξεταστεί η βιωσιμότητα του, η διάρκεια ζωής του έργου λαμβάνεται ως 25 έτη. Επιτόκιο δανεισμού: είναι ο τόκος ανά μονάδα χρόνου και κεφαλαίου, συνήθως εκφράζεται επί τοις εκατό ανά έτος. Σε αυτή την εργασία λήφθηκε ως 5% Τέλος για την αξιολόγηση της επένδυσης θα χρησιμοποιηθεί η μέθοδος της Καθαρής Παρούσας Αξίας (ΚΠΑ). Η Καθαρή Παρούσα Αξία ορίζεται ως η διαφορά της παρούσας αξίας των ετήσιων εισοδημάτων μείον την παρούσα αξία των ετήσιων εξόδων, συμπεριλαμβανομένων των επενδύσεων [24]. Η ΚΠΑ υπολογίζεται με τον παρακάτω τύπο : Όπου, ΚΠΑ = ΚΤΡ τ : η καθαρή ταμειακή ροή το έτος «τ» Ε ο : η αρχική επένδυση το χρόνο τ=0 ν : η διάρκεια ζωής του επενδυτικού σχεδίου ε: το επιτόκιο προεξόφλησης ν ΚΤΡ τ τ=1 (1+ε) τ Αν ΚΠΑ > 0 : η επένδυση θεωρείται συμφέρουσα Αν ΚΠΑ = 0 : η επένδυση είναι οριακή Αν ΚΠΑ < 0 : η επένδυση απορρίπτεται Ε ο Επίσης για την μελέτη της οικονομικής σκοπιμότητας της επένδυσης θα χρησιμοποιηθεί ο Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (ΕΒΑ), ο οποίος ουσιαστικά είναι το επιτόκιο στο οποίο η παρούσα αξία των ταμειακών εισροών ισούται με την παρούσα αξία των ταμειακών εκροών ή με άλλα λόγια το επιτόκιο στο οποίο μηδενίζεται η ΚΠΑ. Ο τύπος υπολογισμού του ΕΒΑ είναι : ν ΚΠΑ = 0 = ΚΤΡ τ (1 + ΕΒΑ) τ Ε 0 τ=1 Αν ΕΒΑ μεγαλύτερος από το ελάχιστο αποδεκτό επιτόκιο προεξόφλησης τότε η επένδυση θεωρείται συμφέρουσα. Αν ΕΒΑ ίσος με το ελάχιστο αποδεκτό επιτόκιο προεξόφλησης τότε η επένδυση είναι οριακή. Αν ΕΒΑ μικρότερος από το ελάχιστο επιτόκιο προεξόφλησης τότε η επένδυση απορρίπτεται. 81

83 Στην συνέχεια πραγματοποιούμαι τρείς διαφορετικές οικονομικές αναλύσεις της επένδυσης με διαφορετικό τρόπο χρηματοδότησής. Οι οικονομικοί συντελεστές που χρησιμοποιήθηκαν είναι αυτοί που αναφέρθηκαν πιο πάνω. Θεωρήθηκε ότι η κατασκευή του πάρκου θα διαρκέσει 1 έτος Χρηματοδότηση από ίδια κεφάλαια κατά 50% και 50% με τραπεζικό δάνειο Για το δάνειο ορίστηκε η περίοδος αποπληρωμής σε 25 έτη και επιτόκιο δανεισμού 5%. Το δάνειο αρχίζει να πληρώνεται από την εταιρία μας στο τρίτο έτος, ή με άλλα λόγια από την στιγμή που αρχίζει η λειτουργία του πάρκου. Siemens SWT 3.6 Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW 107 DD115 Offshore ΚΠΑ (Μ ) ΕΒΑ (%) Χρόνος Ανάκτησης Κεφαλαίου σε έτη (από την αρχή της επένδυσης) Πίνακας 16 Παρατηρούμαι ότι και οι τρεις επενδύσεις είναι μακροπρόθεσμα συμφέρουσες (θετική ΚΠΑ) αλλά έχουν χρόνο ανάκτησης κεφαλαίου αρκετά μεγάλο και ΕΒΑ σχετικά μικρό. Έτσι καταλήγουμε ότι για προσελκύσουν τα υπεράκτια αιολικά την χρηματοδότηση μεγάλων επενδυτών θα είναι απαραίτητη η ύπαρξη μιας μορφής επιδότησης. Βλέπουμε επίσης ότι σε αυτή την περίπτωση η προτιμότερη επένδυση είναι αυτή με τις ανεμογεννήτριες Siemens SWT Το αποτέλεσμα εξηγείται από τον συντελεστή χρησιμοποίησης που υπολογίστηκε στο κεφάλαιο 5.4 και βρέθηκε ότι στην περίπτωση των ανεμογεννητριών Siemens ήταν υψηλότερος από τις άλλες δύο. Στο επόμενο διάγραμμα (εικόνα 60) φαίνεται η καθαρή παρούσα αξία των αθροιστικών ταμειακών ροών σε εκατομμύρια ευρώ ως προς τον χρόνο (έτη) για κάθε περίπτωση. Επίσης στην συνέχεια ακολουθούν οι λογιστικοί πίνακες της επικρατούσας επένδυσης με ανεμογεννήτριες τύπου Siemens SWT Οι πίνακες αυτοί κατά σειρά είναι: ο πίνακας εσόδων-εξόδων, ο πίνακας δανείου και ο πίνακας των ταμειακών ροών. 82

84 Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Siemens 3.6MW Vestas 7MW Darwind 5 MW Εικόνα 60: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Έτος Έσοδα Χρηματοδότηση Κατασκευή Έργου & Κόστος Λειτουργίας Κέρδη Προ Φόρων, Πώλησης από Δάνειο ( ) Αγορά Εξοπλισμού και Συντήρησης ( ) Τόκων & Ηλ. Εν. ( ) ( ) Αποσβέσεων ( )

85 Πίνακας 17: Πίνακας εσόδων-εξόδων του πάρκου με Siemens SWT Έτος Τόκοι Δανείου ( ) Χρεολύσιο ( ) Άληκτο Κεφάλαιο Δανείου ( ) Πίνακας 18: Πίνακας υπολογισμού της αποπληρωμής του δανείου 84

86 Έτη Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) 0-161, , , , , , , , ,76 9 9, , , , , , , , , , , , , , , , ,81 Πίνακας 19: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Χρηματοδότηση 20% από ίδια κεφάλαιο, 20% επιδότηση (με ΕΑΚ) και 60% τραπεζικό δάνειο Σε αυτή την περίπτωση ισχύουν για το τραπεζικό δάνειο ότι ίσχυε και προηγουμένως. Επίσης θεωρήθηκε ότι η επένδυση αυτή θα μπορούσε να τύχει επιδότησης 20% της συνολικής της αξίας. Όπως αναφέρθηκε προηγουμένως αυτό δεν θα ήταν δυνατό σε αυτή την χρονική στιγμή βάσει της οικονομικής και πολιτικής κατάστασης της χώρας αλλά στον μέλλον είναι πιθανό κάτι τέτοιο να αλλάξει. Στους υπολογισμούς συμπεριλήφθηκε υπόψη και η Ετήσια Απομείωση Κεφαλαίου (ΕΑΚ) που ορίστηκε στην παράγραφο 4.5 και προβλέπει το νέο σχήμα ενίσχυσης των ΑΠΕ. Στον πίνακα 17 φαίνονται τα αποτελέσματα. 85

87 Siemens SWT 3.6 Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW 107 DD115 Offshore ΚΠΑ (Μ ) ΕΒΑ (%) Χρόνος Ανάκτησης Κεφαλαίου σε έτη (από την αρχή της επένδυσης) Πίνακας 20 Σε αυτή την περίπτωση παρατηρούμε ότι ο χρόνος ανάκτησης κεφαλαίου έχει μειωθεί αλλά είναι ακόμα μεγάλος. Ξανά όπως και προηγουμένως η καλύτερη επένδυση είναι αυτή με τις ανεμογεννήτριες Siemens SWT Στην επόμενη εικόνα (εικόνα 61) φαίνονται οι καθαρές ταμειακές ροές και για τις τρεις επενδύσεις. Στην συνέχεια ακολουθούν και πάλι οι λογιστικοί πίνακες της επικρατούσας επένδυσης 400 Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Siemens 3.6MW Vestas 7MW Darwind 5 MW Εικόνα 61: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Έτος Ετήσια Απομείωση Εσόδων ( ) Επιδότηση ( ) Έσοδα Πώλησης ΗΕ ( ) Χρηματοδότηση από Δάνειο ( ) Κατασκευή Έργου & Αγορά Εξοπλισμού ( ) Κόστος Λειτουργίας και Συντήρησης ( ) Κέρδη Προ Φόρων, Τόκων & Αποσβέσεων ( )

88 Πίνακας 21: Πίνακας εσόδων-εξόδων του πάρκου με Siemens SWT Έτος Τόκοι Δανείου ( ) Χρεολύσιο ( ) Άληκτο Κεφάλαιο Δανείου ( )

89 Πίνακας 22: Πίνακας υπολογισμού της αποπληρωμής του δανείου Έτη Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) 0-161, , , , , , , , ,76 9 9, , , , , , , ,18 88

90 17 166, , , , , , , , ,81 Πίνακας 23: Πίνακας ταμειακών ροών Χρηματοδότηση 20% από ίδια κεφάλαιο, 20% επιδότηση (χωρίς ΕΑΚ) και 60% τραπεζικό δάνειο Σε αυτή την περίπτωση θα εξετάσουμε ένα υποθετικό σενάριο χρηματοδότησης το οποίο είναι γενικά το ίδιο με το προηγούμενο με την διαφορά ότι δεν υπάρχει η Ετήσια Απομείωση Κεφαλαίου στα έσοδα λόγω της επιδότησης. Κάτι τέτοιο θα ήταν δυνατό με το προηγούμενο σύστημα ενίσχυσης των ΑΠΕ. Έτσι καταλήγουμε στα παρακάτω αποτελέσματα. Siemens SWT 3.6 Vestas V164 7MW Xemc-Darwind5MW 107 DD115 Offshore ΚΠΑ (Μ ) ΕΒΑ (%) Χρόνος Ανάκτησης Κεφαλαίου σε έτη (από την αρχή της επένδυσης) Πίνακας 24 Τώρα παρατηρούμε ότι η επενδύσεις μας θα μπορούσαν να γίνουν πραγματικά ελκυστικές για κάποιον πιθανό επενδυτή καθώς έχουμε και για τρεις περιπτώσεις χρόνο ανάκτησης κεφαλαίου μικρότερο από 10 έτη. Προφανώς και πάλι καλύτερη επιλογή είναι αυτή με της ανεμογεννήτριες Siemens SWT 3.6ΜW. 89

91 Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Siemens 3.6MW Vestas 7MW Darwind 5MW 500,00 400,00 300,00 200,00 100,00 0,00-100,00-200,00-300, Εικόνα 62: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (Μ ) Έτη Επιδότηση ( ) Χρηματοδότηση από Δάνειο ( ) Έσοδα Πώλησης ΗΕ ( ) Κατασκευή Έργου & Αγορά Εξοπλισμού ( ) Κόστος Λειτουργίας & Συντήρησης ( ) Κέρδη Προ Φόρων Τόκων & Αποσβέσεων ( )

92 Πίνακας 25: Πίνακας εσόδων-εξόδων του πάρκου με Siemens SWT Έτη Τόκοι Δανείου ( ) Χρεολύσιο ( ) Άληκτο Κεφάλαιο Δανείου ( ) Πίνακας 26: Πίνακας υπολογισμού της αποπληρωμής του δανείου Έτη Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών (M ) 0-161, , , ,80 91

93 4-56, ,08 6-3, , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,93 Πίνακας 27: Παρούσα Αξία Αθροιστικών Ταμειακών Ροών 5.7-Συμπέρασμα Όπως είδαμε από ενεργειακής πλευράς η κατασκευή ενός υπεράκτιου αιολικού πάρκου στην θαλάσσια περιοχή της Αλεξανδρούπολης και στα τρία σενάρια που μελετήσαμε θα παρήγαγε 763,6-1121,4 GWh/y. Έτσι η λειτουργία του πάρκου θα συνέβαλε σημαντικά στην επίτευξη των στόχων της χώρας μας και της Ευρωπαϊκής Ένωσης σχετικά με τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και την καταπολέμηση της κλιματικής αλλαγής. Παράλληλα είδαμε ότι όλες οι πιθανές επενδύσεις είναι μακροπρόθεσμα συμφέρουσες. Στην περίπτωση την οποία δεν λάβουμε καμία χρηματοδότηση έχουμε θετική ΚΠΑ αλλά χρόνο ανάκτησης κεφαλαίου στα έτη για όλα τα σενάρια που μελετήθηκαν. Όμως, συνήθως σχέδια µε περίοδο ανάκτησης κεφαλαίου μεγαλύτερη από 7-8 χρόνια θεωρούνται από τους επενδυτές ριψοκίνδυνα ή χαμηλής απόδοσης. Ο μεγάλος χρόνος ανάκτησης του αρχικού κεφαλαίου οφείλεται κατά κύριο λόγο στην έλλειψη κεφαλαιακής επιδότησης ή στην Ετήσια Απομείωση Κεφαλαίου (ΕΑΚ) που εισάγει το νέο σχήμα ενίσχυσης των ΑΠΕ σε περίπτωση όπου υπάρχει κάποια επιδότηση. Επίσης όπως είδαμε σε αυτό το σχήμα ενίσχυσης δεν ορίζεται διαφορετική Τιμή Αναφοράς (ΤΑ) για τα υπεράκτια αιολικά πάρκα σε σχέση με τα χερσαία αν και το κόστος επένδυσης τους είναι αρκετά μεγαλύτερο. Οι αλλαγές αυτές στην νομοθεσία γύρω από τα υπεράκτια αιολικά πάρκα και για τις ΑΠΕ γενικότερα οδηγούν στην μείωση του ενδιαφέροντος των επενδυτών για την συγκεκριμένη αγορά. Η αλλαγή της κρατικής πολιτικής γύρω από το συγκεκριμένο ζήτημα γίνεται φανερή και από το γεγονός ότι το 2010 το Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής 92

94 Αλλαγής καθόρισε το νομοθετικό πλαίσιο το οποίο αφορούσε τα θαλάσσια αιολικά πάρκα, πρότεινε 10 περιοχές τις οποίες έκρινε ιδανικές για την εκμετάλλευση της υπεράκτιας αιολικής ενέργειας και είχε θέσει σε δημόσια διαβούλευση την τιμή πώλησης της ηλεκτρικής ενέργειας στην οποία έθετε ως βάση ότι θα είναι μεγαλύτερη από τα χερσαία πάρκα. Η πολιτική εκείνης της περιόδου οδήγησε στην υποβολή αρκετών αιτήσεων προς την ΡΑΕ για εγκατάσταση υπεράκτιων αιολικών πάρκων κάποιες από τις οποίες είχαν εγκριθεί και αναμένονταν να υλοποιηθούν. Από τις αιτήσεις αυτές είχαν πάρει την τελική άδεια η εταιρία City Electric A.E. για την εγκατάσταση πάρκου MW βορειοανατολικά της Λήμνου (εντυπωσιακά μεγάλου για την εποχή του) και η εταιρία Θρακική Αιολική Α.Ε για πάρκο 216MW στα ανοιχτά της Αλεξανδρούπολης. Επίσης είναι γνωστό ότι ο αριθμός των αιτήσεων προς την ΡΑΕ είχε φτάσει τις 28 και περιλάμβανε παράκτια αιολικά πάρκα στις περιοχές του Θρακικού πελάγους, του Ευβοϊκού κόλπου, στα ανοιχτά βόρεια της Κέρκυρας καθώς και στο Βορειοδυτικό τμήμα της Κω. Τελικά λόγω της αλλαγής πλεύσης της κρατικής πολιτικής μέχρι σήμερα δεν έχει εγκατασταθεί ακόμα κανένα υπεράκτιο αιολικό πάρκο. Η Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας (ΕΛΕΤΑΕΝ) έχει ήδη διαμαρτυρηθεί μέσω συνέντευξης τύπου για τον αποκλεισμό επενδύσεων τέτοιου τύπου καθώς κάτι τέτοιο δεν συνάδει με την γενικότερη προσπάθεια της Ευρωπαϊκής Ένωσης για την ενεργειακή απεξάρτηση. Όπως είδαμε διαλέγουμε ως βέλτιστη επιλογή την κατασκευή του πάρκου με τις ανεμογεννήτριες Siemens SWT 3.6MW καθώς ειδικά στην περίπτωση όπου λάβει κάποια κρατική επιδότηση αποτελεί την πιο ευνοϊκή επένδυση. Συνοπτικά στον επόμενο πίνακα παρουσιάζονται τα στοιχεία αυτού του πάρκου. 93

95 Υπεράκτιο Αιολικό Πάρκο στον κόλπο της Αλεξανδρούπολης Γενικά Διαστάσεις 11,5km X 4,7km Μέση απόσταση από την ακτή 12 km Μέσο βάθος 30m Ανεμογεννήτριες Μοντέλο Siemens SWT Ύψος Πλήμνης 80 m Διάμετρος Ρότορα 107m Αριθμός ανεμογεννητριών 67 Ενέργεια Εγκαταστημένη Ισχύς 241,2 MW Ενέργεια που εγχέεται στο δίκτυο 1,07 ΤWh/y Συντελεστής Χρησιμοποίησης 50,84% Νοικοκυριά που εξυπηρετούνται Διασύνδεση Πρώτο επίπεδο τάσης kv Σύνδεση υπεράκτιου-χερσαίου υποσταθμού 245 kv, HVAC Σύνδεση χερσαίου υποσταθμού-δικτύου 400 kv Οικονομικά Κόστος επένδυσης Κόστος Λειτουργίας και Συντήρησης /y Επιδότηση Έσοδα /y Καθαρή παρούσα αξία Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης 17.41% Χρόνος Ανάκτησης Κεφαλαίου 9 έτη 94

96 Βιβλιογραφία [1] International Energy Agency, [2] European Commission, [3] Powerplant Technology, M.M.El-Wakil, McGraw-Hill International Editions (1984) [4] Euobserver, Wind Energy Barometer 2016 [5] European Wind Energy Association, Wind in Power 2015 European Statistics [6] Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας, Δελτίο τύπου: Η στατιστική της αιολικής ενέργειας για το [7] Περιβαλλοντική διερεύνηση των παράκτιων εγκαταστάσεων ανανεώσιμης πηγής ενέργειας με έμφαση στις φυσικές επιπτώσεις 2010, Λιούμη Χριστίνα επιβλέπων καθηγητής Χατζημπίρος Κίμων [8] Effects of offshore wind farms on marine wildlife a generalized impact assessment (2014), Lena Bergström 1, Lena Kautsky 2, Torleif Malm 2, Rutger Rosenberg 3, Magnus Wahlberg 4,Nastassja Åstrand Capetillo 2 and Dan Wilhelmsson 5, 2014 IOP Publishing Ltd [9] Assessing environmental impacts of offshore wind farms: lessons learned and recommendations for the future, Helen Bailey, Kate L Brookes, Paul M Thompson, licensee BioMed Central Ltd [10] Birdlife International, Offshore wind farms are impacting seabirds and migrating passerine (2009), [11] European Wind Energy Association, The European offshore wind industry-key trends and statistics 2015 [12] Wind turbines: Fundamentals, Technologies, Applications, Economic, Eric Hau 2006 [13] Northern Power Systems, Engineering Bulletin Energy Production Estimating (2014) [14] M. Lossin,Corrosion protection for offsore wind turbines [15] pages/upwind_downwind.htm 1 [16] Wind Power in Power Systems, Thomas Ackermann, Royal Institute of Technology Stockholm, Sweden [17] Ειδικό πλαίσιο χωροταξικού σχεδιασμού αειφόρου ανάπτυξης για τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (Ν. 2742/1999)-Α φάση: Υποστηρικτική μελέτη, Ασημακόπουλος Γ (2007). [18] Υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής, Δελτίο Τύπου «Προκαταρκτική χωροθέτηση θαλάσσιων αιολικών πάρκων», Αθήνα 6 Ιουλίου

97 [19] Λειτουργός Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΛΑΓΗΕ), [20] Περιγραφή Σχήματος Λειτουργικής Ενίσχυσης στους Τομείς των Ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και συμπαραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας υψηλής απόδοσης, Φεβρουάριος 2016 [21] P. Volunt, P. H. Pedersen, et al., First year of Operation-Performance as Planned, report for 165 MW Nysted Offshore Wind Farm, Energi E2, Danimarca, December 2004 [22] Γνωμοδότηση ΡΑΕ υπ αριθμόν 1/2007, Έγκριση Όρων και Προϋποθέσεων Σύνδεσης Χρηστών στο Σύστημα Μεταφοράς [23] Δρ. Παναγιώτης Χαβιαρόπουλος, Δρ. Κυριάκος Ρώσσης, Υπεράκτιοι Αιολικοί Σταθμοί IENE 2009 Αθήνα, Κέντρο Ανανεώσιμων Πηγών και Εξοικονόμησης Ενέργειας [24] Christina Ntoka,Supervisor: Poul Alberg Østergaard, MASTER THESIS: Offshore wind park sitting and micro-sitting in Petalioi Gulf, Greece (2013) [25] Δ. Δαμίγος Επίκουρος Καθηγητής Ε.Μ.Π., Δ. Καλιαμπάκος Αναπληρωτής Καθηγητής Ε.Μ.Π.,Χρηματοοικονομική και κοινωνικοοικονομική αξιολόγηση επενδύσεων (2008) 96

98 -Παράρτημα 97

99 98

100 99

101 100

102 101

103 102