Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο - ΕΠΙΣΕΥ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος. Τελική Έκθεση

Transcript

1 Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο ΕΠΙΣΕΥ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος Τελική Έκθεση Ερευνητικό Έργο: «ΕΠΙΚΑΙΡΟΠΟΙΗΣΗ ΤΗΣ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ ΜΕΛΕΤΗΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΝΗΣΙΩΝ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ» Φορέας ανάθεσης: ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Αθήνα, Νοέμβριος 2008

2 Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο ΕΠΙΣΕΥ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος Τελική Έκθεση Ερευνητικό Έργο: «ΕΠΙΚΑΙΡΟΠΟΙΗΣΗ ΤΗΣ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ ΜΕΛΕΤΗΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΝΗΣΙΩΝ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ» Φορέας ανάθεσης: ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Συντάκτες Μ. Παπαδόπουλος Σ. Παπαθανασίου Ε. Καραμάνου Αθήνα, Νοέμβριος 2008

3 ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Ανασκόπηση και Σχολιασμός της Στρατηγικής Μελέτης Η επέκταση της Διασύνδεσης των Κυκλάδων Η Διασύνδεση Χίου Λέσβου και οι επεκτάσεις της Η Διασύνδεση της Κρήτης Η Διασύνδεση της Κρήτης και των Δωδεκανήσων Βασικά στοιχεία της επανεξέτασης Γενικά Τεχνολογικά στοιχεία Οικονομικά στοιχεία των διασυνδέσεων Οικονομικά στοιχεία των ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ Γενικά Τρόποι ηλεκτροδότησης των νησιών Υπολογισμός δαπανών και επιλογή της βέλτιστης λύσης Κριτήρια επιλογής των Σεναρίων ΕΚΤΑΣΕΙΣ ΤΗΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ Δυνατότητες επέκτασης της Διασύνδεσης Επέκταση Ίου Θήρας Επέκταση Ικαρίας Σάμου Διερεύνηση της συμβολής των στην οικονομικότητα της διασύνδεσης ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΧΙΟΥ ΛΕΣΒΟΥ ΚΑΙ ΕΠΕΚΤΑΣΕΙΣ ΤΗΣ Γενικά Σενάρια και αντίστοιχες συνδεσμολογίες της διασύνδεσης Διαστασιολόγηση και κοστολόγηση της κύριας διασύνδεσης Οικονομική ανάλυση της κύριας διασύνδεσης ΧίουΛέσβου Επέκταση προς Ικαρία Σάμο Επέκταση προς Λήμνο Διερεύνηση της συμβολής των στην οικονομικότητα της διασύνδεσης Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ Σενάρια διαμόρφωσης της διασύνδεσης Κοστολόγηση της διασύνδεσης της Κρήτης Απλό κύκλωμα 1x500MW Διπλό κύκλωμα: 2x500MW Απλό κύκλωμα: 1x1.000MW Καθορισμός της ισχύος της τοπικής παραγωγής Αυτόνομη Ανάπτυξη ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 1

4 5.3.2 Σενάριο Β Σενάρια διασυνδέσεων Γ(α) και Γ(β) Σενάριο Δ Οικονομική αξιολόγηση Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους Κοστολόγηση με βάση ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ Κοστολόγηση με βάση την ΟΤΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ Γενικά Κοστολόγηση της διασύνδεσης Ρόδου Κω/Καλύμνου Σύνθεση των Δωδεκανήσων Εξεταζόμενα Σενάρια Οικονομική αξιολόγηση ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΚΡΗΤΗΣ ΚΑΙ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ Γενικά Αρχές λειτουργίας και Σενάρια διασύνδεσης Σύνθεση των κατά την διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων Κοστολόγηση της διασύνδεσης Κρήτης Δωδεκανήσων Οικονομική αξιολόγηση Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους Κοστολόγηση με βάση ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ Κοστολόγηση με βάση την ΟΤΣ ΣΥΝΟΨΗ ΤΗΣ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗΣ ΚΑΙ ΓΕΝΙΚΑ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Διασυνδέσεις ΧίουΛέσβου και ΙκαρίαςΣάμου και Επεκτάσεων Κυκλάδων Διασυνδέσεις Κρήτης, Δωδεκανήσων και Κρήτης Δωδεκανήσων ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΣΦΑΤΩΝ ΥΠΟΒΡΥΧΙΩΝ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΕΩΝ ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Β ΥΠΕΡΑΚΤΙΑ ΑΙΟΛΙΚΑ ΠΑΡΚΑ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 2

5 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1.1 Ανασκόπηση και Σχολιασμός της Στρατηγικής Μελέτης Η Στρατηγική Μελέτη Διασύνδεσης Νησιών με το Σύστημα (ΣΜΔΝ), απέβλεπε στην εξέταση της τεχνικής δυνατότητας και της οικονομικής σκοπιμότητας διασύνδεσης των νησιών του Αιγαίου με το ηπειρωτικό Σύστημα (ή μεταξύ τους), προκειμένου να περιοριστεί ή και να μηδενιστεί η καύση πετρελαίου και η ανάπτυξη των τοπικών σταθμών παραγωγής. Η ΣΜΔΝ δεν περιλάμβανε την πλήρη διερεύνηση των πρόσθετων δυνατοτήτων που γενικά προσφέρει η Διασύνδεση στην αξιοποίηση των τοπικών. Ενδεικτικά μόνον εξετάστηκαν οι επιπτώσεις, τεχνικές και οικονομικές, που έχει η ανάπτυξη (ουσιαστικά αιολικών) της τάξεως του 100% του ετήσιου μεγίστου, έναντι 25% του ετήσιου μεγίστου που μπορεί να εγκατασταθούν στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης. Με στόχο την διασύνδεση ει δυνατόν του συνόλου των νησιών του Αιγαίου που δεν έχουν ήδη διασυνδεθεί, έγινε κατ αρχήν μια «ομαδοποίηση» αυτών που θα περιλαμβάνει η κάθε Διασύνδεση, με κύριο κριτήριο την γεωγραφική τους κατανομή και δευτερευόντως το μέγεθός τους. Έτσι, λαμβάνοντες υπόψη τις ήδη υφιστάμενες ή υπό κατασκευή διασυνδέσεις, διαμορφώθηκαν οι ακόλουθες 4 κύριες «ομάδες»: Η επέκταση της Διασύνδεσης των Κυκλάδων Για την τελική διαμόρφωση της Διασύνδεσης των Κυκλάδων, είχε προηγηθεί η Προκαταρκτική Μελέτη Διασύνδεσης των Κυκλάδων από το ΕΜΠ και ακολούθως η επανεξέταση του θέματος από Επιτροπή, την οποία συνέστησε το ΥΠΑΝ και στην οποία συμμετείχαν η ΡΑΕ, ο ΔΕΣΜΗΕ και η ΔΕΗ. Εξετάστηκαν τρία βασικά Σενάρια, με διάφορες παραλλαγές: (Α) Ολοκλήρωση της Διασύνδεσης (από Εύβοια), όπως είχε σχεδιαστεί από την ΔΕΗ, προσαρμοσμένη μερικά προς τις αποφάσεις του ΣτΕ. Η λύση αυτή προέβλεπε την διατήρηση και ανάπτυξη ορισμένων τοπικών σταθμών παραγωγής. (Β) Διατήρηση της υφιστάμενης Διασύνδεσης μόνον κατά το τμήμα που είχε κατασκευαστεί και κατασκευή μιας νέας Διασύνδεσης από το Λαύριο, η οποία θα αποτελούσε και την κύρια τροφοδότηση των νησιών, ώστε να εξασφαλίζεται η ηλεκτροδότηση τους χωρίς να είναι αναγκαία η διατήρηση τοπικών σταθμών παραγωγής. (Γ) Διατήρηση της υφιστάμενης Διασύνδεσης μόνον κατά το τμήμα που είχε κατασκευαστεί και ανάπτυξη σταθμών παραγωγής ώστε να καλύπτουν τις ανάγκες ηλεκτροδότησης των νησιών. Τελικά προκρίθηκε το Σενάριο (Β), το οποίο και με τις τότε τιμές καυσίμων δεν επέφερε μακροπρόθεσμα οικονομική επιβάρυνση. Το Σενάριο αυτό, με τις τελικές επιλογές, περιλήφθηκε στην ΜΑΣΜ Το αντικείμενο της ΣΜΔΝ για τις Κυκλάδες ήταν η εξέταση της τεχνικής δυνατότητας και οικονομικής σκοπιμότητας επέκτασης της Διασύνδεσης που είχε ήδη αποφασιστεί ως εξής: (α) Επέκταση ώστε να περιληφθεί και η Σαντορίνη (μέσω Ίου). Η επέκταση αυτή προέκυψε ότι μπορεί εύκολα να γίνει και ότι είναι σαφώς οικονομικά σκόπιμη (β) Η διασύνδεση της Μήλου η οποία συναρτάται με την αξιοποίηση του σημαντικού γεωθερμικού δυναμικού που διαθέτει. Στην ΣΜΔΝ θεωρήθηκε η περίπτωση της πλήρους (με τα σημερινά δεδομένα) αξιοποίησης του γεωθερμικού δυναμικού, ήτοι της δημιουργίας σταθμού 120MW. Στην περίπτωση αυτή η διασύνδεση της Μήλου ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 3

6 προσφέρεται να γίνει μέσω της Κιμώλου, απ ευθείας στην Σύρο. Οπωσδήποτε αν η ισχύς της και σε τελικό στάδιο είναι διαφορετική, η ενσωμάτωση μπορεί να γίνει και κατ άλλον τρόπο. Όσον αφορά τα λοιπά μικρότερα νησιά των Κυκλάδων, η διασύνδεσή τους ενδείκνυται να γίνει με ΜΤ (γ) Εξετάστηκε επίσης η επέκταση της Διασύνδεσης των Κυκλάδων προς Ικαρία και Σάμο, από Μύκονο. Διαπιστώθηκε ότι απαιτεί σημαντική τροποποίηση και επιβάρυνση της Διασύνδεσης όπως έχει ήδη αποφασιστεί. Η λύση αυτή εξετάστηκε ως εναλλακτική της διασύνδεσής τους μέσω Χίου, η οποία και προκρίνεται (όπως παρακάτω) Η Διασύνδεση ΧίουΛέσβου, ή και ΙκαρίαςΣάμου ή και Λήμνου Δεδομένου ότι η Διασύνδεση αυτή από πλευράς μεγέθους ισχύος αλλά και κόστους δικτύου διασύνδεσης είναι της αυτής τάξεως με την των Κυκλάδων, εξετάστηκε μόνον η περίπτωση της «πλήρους διασύνδεσης», δηλαδή της διασύνδεσης η οποία εξασφαλίζει την ηλεκτροδότηση του νησιού (ικανοποιώντας το «Κριτήριο Ν1») χωρίς την ανάγκη διατήρησης τοπικών σταθμών παραγωγής, οι οποίοι και μπορεί να αποξηλωθούν (όπως αναλυτικότερα στην παράγραφο 2.1). Έτσι η λύση αυτή συγκρίθηκε οικονομικά μόνο με αυτή της ηλεκτροδότησης του νησιού με αυτόνομους τοπικούς πετρελαϊκούς σταθμούς παραγωγής. Εξετάστηκαν όμως περισσότερες δυνατές εναλλακτικές λύσεις όσον αφορά την τεχνολογία που μπορεί να εφαρμοστεί για την κατασκευή της Διασύνδεσης, ήτοι AC ή DC ή μεικτή AC και DC, προκειμένου να διερευνηθούν τα τεχνικά πλεονεκτήματαμειονεκτήματα τους και να συγκριθούν κοστολογικά. Η εξέταση έγινε αρχικά για την διασύνδεση μόνον των νησιών Χίου και Λέσβου, ακολούθως δε για τα ΧίουΛέσβου και ΙκαρίαΣάμο. Από την εξέταση προέκυψε ότι σαφώς η Διασύνδεση είναι οικονομικώς συμφέρουσα. και στις δύο περιπτώσεις. Επίσης εξετάστηκε και η επέκταση της διασύνδεσης από Λέσβο προς Λήμνο, η οποία όμως δεν προέκυψε συμφέρουσα, λόγω της μικρής σχετικά ισχύος του νησιού. Τέλος έγινε και «διερεύνηση ευαισθησίας της οικονομικότητας» σχετικά με τις τιμές των καυσίμων και διαπιστώθηκε ότι η οικονομικότητα είναι αναμφισβήτητη. Επίσης έγινε διερεύνηση για την επίδραση που έχει το ύψος της αιολικής ισχύος που αναπτύσσεται στο νησί στην οικονομικότητα της διασύνδεσης. Διαπιστώθηκε ότι η αύξηση της ισχύος των αιολικών είναι οριακά ευνοϊκή οικονομικά. Αυτό ήταν αναμενόμενο δεδομένου ότι το κόστος παραγωγής του Συστήματος, (το οποίο κατά παραδοχή λαμβάνεται ίσο με το κόστος παραγωγής μιας μονάδας Φυσικού Αερίου Συνδυασμένου Κύκλου ίσης ισχύος), περίπου συμπίπτει με το κόστος αγοράς της αιολικής ενέργειας από τους ιδιώτες παραγωγούς. (Το αποτέλεσμα θα ήταν διαφορετικό αν λαμβανόταν π.χ. το μέσο ετήσιο οριακό κόστος του Συστήματος, το οποίο είναι γενικά μικρότερο, όπως σχολιάζεται στο Κεφάλαιο 2.) Η Διασύνδεση της Κρήτης Στην ΣΜΔΝ η σύνδεση της Κρήτης στο Σύστημα θεωρήθηκε ότι στο μεν ηπειρωτικό τμήμα θα γίνει όπως είχε σχεδιαστεί από την ΔΕΗ το 1990, δηλαδή με την εγκατάσταση του σταθμού μετατροπής AC/DC στην Μεγαλόπολη και εναέρια γραμμή DC ΜεγαλόποληΜονεμβασιά. Για το υποβρύχιο τμήμα του καλωδίου προβλέπεται ότι θα ακολουθήσει αρχικά και κατά το μεγαλύτερο μέρος την διαδρομή που είχε επιλεγεί από την ΔΕΗ το Όμως η έξοδός του και η εγκατάσταση του σταθμού μετατροπής DC/AC, δεν θα γίνει στο πλησιέστερο προς την ηπειρωτική χώρα σημείο του νησιού, όπως προβλεπόταν από την ΔΕΗ, αλλά θα καταλήξει στην Κορακιά, όπου έχει αποφασιστεί να ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 4

7 γίνει ο νέος κεντρικός Σταθμός ς του νησιού (με Φυσικό Αέριο), σημείο το οποίο αποτελεί περίπου και το κέντρο βάρους των φορτίων του νησιού. Προκύπτει έτσι σημαντική αύξηση του μήκους του υποβρυχίου καλωδίου, η οποία επιβαρύνει μεν το κόστος της Διασύνδεσης, δεν δημιουργεί όμως τεχνικό πρόβλημα με τις σημερνές δυνατότητες των υποβρυχίων καλωδίων DC. Η επιλογή αυτή κρίνεται ότι επιβάλλεται εκ των πραγμάτων δεδομένου ότι άλλως θα απαιτείτο η κατασκευή εναέριας γραμμής επί του νησιού, από το δυτικό άκρο του μέχρι σχεδόν την Κορακιά, της οποίας η κατασκευή είναι προβληματική για περιβαλλοντικούς λόγους. Στην ΣΜΔΝ εξετάστηκαν και συγκρίθηκαν μόνον οι ακόλουθες δύο λύσεις: (α) Της ηλεκτροδότησης του νησιού αυτόνομα με την λειτουργία και σταδιακή ανάπτυξη των τοπικών Σταθμών ς, όπως προβλέπεται από το υφιστάμενο προγραμματισμό, δηλαδή της άμεσης κατασκευής του Κορακιάς και της σταδιακής κατάργησης του ΣΠ Λινοπεραμάτων, καθώς και της σταδιακής ανάπτυξης του Αθερινόλακου, με ενδεχόμενη σταδιακή κατάργηση και του ΣΠ Χανίων. (β) Της κατασκευής της Διασύνδεσης ώστε να καλύπτει το βασικό και μέρος του μέσου φορτίου του νησιού, ενώ το φορτίο αιχμής και μέρος του μέσου φορτίου θα καλύπτεται από τους τοπικούς, οι οποίοι αναπτύσσονται με μονάδες κατάλληλες για τα φορτία αυτά και έτσι ώστε να αποτελούν πλήρη εφεδρεία για το νησί σε περίπτωση απώλειας της διασύνδεσης. Η ολοσχερής απώλεια της διασύνδεσης, αν και ελάχιστα πιθανή αν κατασκευαστούν δύο χωριστά κυκλώματα, όπως προβλέπεται και στην προτεινόμενη διασύνδεση, δεν μπορεί να αποκλειστεί λόγω της δυσχερούς διαδρομής του υποβρύχιου καλωδίου στο τμήμα ΚύθηραΚρήτη καθώς και (έστω βραχυχρόνια) της ύπαρξης του εναέριου τμήματος επί της ηπειρωτικής χώρας. Επιπλέον η απαιτούμενη μεγάλη ισχύς για την ηλεκτροδότηση του νησιού δεν μπορεί να αντιμετωπιστεί με μεταφερόμενες μονάδες παραγωγής, λύση ανάγκης που μπορεί να γίνει αποδεκτή για μικρότερα νησιά. Με βάση τα παραπάνω και την προβλεπόμενη εξέλιξη της ζήτησης του νησιού επελέγησαν ως ενδεχόμενες ονομαστικές ικανότητες της διασύνδεσης εναλλακτικά: 2x350=700MW ή 2x550=1100MW. Επίσης, επειδή κατά τον χρόνο εκπόνησης της ΣΜΔΝ δεν είχε αποφασιστεί η είσοδος του Φυσικού Αερίου στην Κρήτη, εξετάστηκαν εναλλακτικά η λειτουργία των με Πετρελαϊκά προϊόντα ή με Φυσικό Αέριο. Όσον αφορά την ανάπτυξη των του νησιού, στην μεν λύση (α) λήφθηκε το όριο του 25% του ετήσιου μεγίστου, ενώ στην (β) το όριο ικανότητας μεταφοράς ισχύος από την Κρήτη προς Σύστημα της διασύνδεσης. Η εξέταση έδειξε ότι παρά τις όπως παραπάνω οικονομικά επιβαρυντικές για την διασύνδεση παραδοχές, αυτή προκύπτει οικονομικότερη από την αυτόνομη ανάπτυξη, ειδικότερα στην περίπτωση εισαγωγής του Φυσικού Αερίου Η Διασύνδεση των Δωδεκανήσων μεταξύ των και με Κρήτη. Η Διασύνδεση των Δωδεκανήσων μεταξύ των αποσκοπεί στον περιορισμό του πλήθους των αυτόνομων σταθμών παραγωγής, δικαιολογείται δε οικονομικά από το ότι το μοναδιαίο κόστος παραγωγής των νησιών μειώνεται σημαντικά με το μέγεθος των σταθμών, όπως προκύπτει και από τα απολογιστικά στοιχεία κόστους της ΔΕΗ. Συγκεκριμένα με την κατασκευή της διασύνδεσης προβλέπεται ότι θα καταστεί δυνατή η ηλεκτροδότηση όλων των Δωδεκανήσων από την Ρόδο και η κατάργηση των σταθμών Κω Καλύμνου, ενώ θα δοθεί και η δυνατότητα αξιοποίησης του γεωθερμικού δυναμικού της ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 5

8 Νισύρου με την κατασκευή σταθμού ισχύος 4060MW. Η εξέταση κατέληξε στο ότι η λύση της διασύνδεσης είναι ελαφρώς οικονομικότερη. Η ηλεκτροδότηση όλων των Δωδεκανήσων από την Ρόδο είναι βέβαια πρακτικά εφικτή με την προϋπόθεση ότι ο νέος σταθμός της Ρόδου μπορεί να επεκταθεί ώστε να καλύψει το σύνολο της ζήτησης των Δωδεκανήσων, η οποία ζήτηση στο τέλος της θεωρούμενης περιόδου θα ανέρχεται σε 700MW περίπου. Επίσης ότι είναι δυνατή η κατασκευή των γραμμών σύνδεσης του σταθμού με το σημείο αναχώρησης των υποβρυχίων καλωδίων προς Τήλο, πράγμα το οποίο δεν φαίνεται να παρουσιάζει δυσκολίες. Οπωσδήποτε αν αυτά δεν είναι πρακτικά εφικτό να πραγματοποιηθούν, τότε θα καταστεί αναγκαία η διατήρηση του Κω ή Καλύμνου και η ανάπτυξη αυτών ώστε να καλύπτουν ζήτηση περί τα MW. Όπως τονίζεται στην ΣΜΔΝ, ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει η διασύνδεση της Ρόδου, και κατ επέκταση όλων των Δωδεκανήσων, με την Κρήτη, αφού θα έχει ήδη διασυνδεθεί με το Σύστημα. Η διασύνδεση προσφέρεται να γίνει μέσω Κάσου και Καρπάθου, με το ανατολικό άκρο του δικτύου 150kV της Κρήτης. Στην ΣΜΔΝ επισημαίνεται ότι το θέμα λόγω της έκτασής του απαιτεί περαιτέρω εξέταση, τόσο ως προς το τεχνικό όσο και το οικονομικό μέρος Βασικά στοιχεία της επανεξέτασης Γενικά Κατά την επανεξέταση επικαιροποίηση της ΣΜΔΝ λαμβάνονται υπόψη κυρίως τα ακόλουθα: 1) Τα νέα στοιχεία που προέκυψαν όσον αφορά στην τεχνολογική εξέλιξη των υποβρυχίων διασυνδέσεων καθώς και του κόστους αυτών με βάση τις εγκαταστάσεις που έγιναν πρόσφατα και λοιπές πληροφορίες από σχετικές δημοσιεύσεις. 2) Η ανάγκη εξέτασης εναλλακτικών σεναρίων σταδιακής ανάπτυξης της διασύνδεσης, λαμβανομένης υπόψη της δυνατότητας αξιοποίησης των των νησιών.. Συγκεκριμένα, προκειμένου να χαραχθεί μια ορθή στρατηγική ανάπτυξης των διασυνδέσεων, κρίνεται ότι είναι σκόπιμο, εκτός της λύσεως της ανάπτυξης της τοπικής παραγωγής, να εξεταστούν και συγκριθούν ακόμη δύο στρατηγικές: (α) Η διασύνδεση κατασκευάζεται με στόχο την πλήρη κατάργηση του τοπικού πετρελαϊκού σταθμού παραγωγής και την παράλληλη αξιοποίηση των τοπικών. (β) Η διασύνδεση σε πρώτο στάδιο κατασκευάζεται ώστε να μπορεί να αξιοποιηθεί το δυναμικό των που μπορεί να αναπτυχθεί στο νησί, ενώ παράλληλα περιορίζεται ή και παύει η λειτουργία του τοπικού πετρελαϊκού σταθμού παραγωγής, ο οποίος όμως διατηρείται κυρίως για την εξασφάλιση της ηλεκτροδότησης του νησιού. Στη συνέχεια του παρόντος Κεφαλαίου 1 αναφέρονται συνοπτικά ορισμένα νέα τεχνολογικά και οικονομικά στοιχεία που αποκτήθηκαν μετά την εκπόνηση της ΣΜΔΝ, καθώς και οι προσαρμογές που έγιναν στις παραμέτρους κόστους. Στο Κεφάλαιο 2 εκτίθεται αναλυτικότερα η προσαρμογή της μεθοδολογίας που εφαρμόστηκε στην ΣΜΔΝ ώστε να διευκολύνεται η εξέταση των παραπάνω και ακολούθως στο Κεφάλαιο 3 γίνεται η ανάλυση των νέων Σεναρίων που θα αποτελέσουν το κύριο αντικείμενο της παρούσης Έκθεσης. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 6

9 1.2.2 Τεχνολογικά στοιχεία. Στο Παράρτημα Α γίνεται μια συνοπτική παρουσίαση των κυριότερων στοιχείων (τεχνολογικά και οικονομικά) που αφορούν σχετικά πρόσφατες εγκαταστάσεις υποβρυχίων διασυνδέσεων, καθώς και πληροφορίες από ορισμένες σχετικές αναλύσεις που έχουν δημοσιευθεί. Από την εξέταση των στοιχείων αυτών καθώς και άλλων σχετικών δημοσιεύσεων προκύπτουν τα ακόλουθα: 1) Οι εγκαταστάσεις Υποβρυχίων Καλωδίων (ΥΒΚ) πολλαπλασιάζονται τα τελευταία χρόνια κυρίως λόγω της ανάγκης σύνδεσης μεγάλων υπεράκτιων αιολικών πάρκων καθώς και της ηλεκτροδότησης εξέδρων άντλησης πετρελαίου 2) Σχετικά με την τεχνολογία των υποβρυχίων διασυνδέσεων: (α) Για την τεχνολογία Εναλλασσομένου Ρεύματος (AC), Παραμένει η προσφορότερη τεχνικά και οικονομικά λύση για τάσεις μέχρι 150kV και για μικρές σχετικά αποστάσεις και ισχείς. Σημειώνεται πάντως ότι δεν κατέστη δυνατόν να βρεθούν στοιχεία που να επιβεβαιώνουν την αξιόπιστη εγκατάσταση ΥΒΚ AC σε μεγάλα σχετικά βάθη και μήκη, ήτοι άνω των 500m και 80km, αντίστοιχα. Η ανάγκη εγκαταστάσεως μέσων αντιστάθμισης της χωρητικότητας τους καθώς και οι σχετικά μεγάλες απώλειες, παραμένουν βασικά μειονεκτήματα και μετά τις δυνατότητες που προσφέρει η χρήση των νέων μέσων αντιστάθμισης με ηλεκτρονικά ισχύος. (β) Για την τεχνολογία Συνεχούς Ρεύματος (DC), Δεν έχει πρακτικώς περιορισμούς λόγω μήκους και κερδίζει συνεχώς έδαφος έναντι της AC λόγω των πλεονεκτημάτων τους, όπως κυρίως είναι η δυνατότητα ελέγχου της ροής ισχύος (ενεργού και αέργου) Στην περίπτωση σύνδεσης εγκαταστάσεων οι οποίες περιλαμβάνουν μη πλήρως ελεγχόμενες πηγές παραγωγής, όπως οι αιολικές, τα πλεονεκτήματα λόγω της δυνατότητας ελέγχου είναι μεγαλύτερα. Αυτό ισχύει ιδίως αν εγκαθίστανται Μετατροπείς AC/DC και DC/AC πηγής τάσεως (VSC) αντί των κλασικών Μετατροπέων μεταγωγής από την γραμμή δικτύου (LCC). Ειδικότερα στις περιπτώσεις σύνδεσης νησιών στα οποία θα μπορεί ενίοτε να λειτουργεί παράλληλα τοπική συμβατική παραγωγή και συνεπώς η διασύνδεση θα πρέπει να λειτουργεί και σε μηδενική μεταφορά ισχύος καθώς και με την δυνατότητα συχνής αντιστροφής της ροής ισχύος, οι απαιτήσεις ελέγχου είναι ιδιαίτερα αυξημένες και πιθανώς μόνο με Μετατροπείς VSC μπορούν να ικανοποιηθούν πλήρως. Μειονέκτημα των Μετατροπέων VSC έναντι των LCC είναι οι μεγαλύτερες απώλειες και κυρίως το κόστος. 3) Ειδικότερα σχετικά με την τεχνολογία των ΥΒΚ με μόνωση XLPE, διαπιστώνεται ότι καθιερώνεται και κερδίζει έδαφος λόγω των πλεονεκτημάτων της έναντι των μονώσεως χαρτιού (μικρότερη χωρητικότητα, ελαφρότερα, δυνατότητα κατασκευής τριπολικών κ.ά.), ιδίως για ισχείς μέχρι 500MW. Οπωσδήποτε ΥΒΚ με μόνωση χαρτιού εξακολουθούν να χρησιμοποιούνται και σε νέες εγκαταστάσεις, για μεγάλες σχετικά ισχείς και τάσεις, ενδεχομένως λόγω του ότι είναι οικονομικότερα και περισσότερο δοκιμασμένα στην πράξη Οικονομικά στοιχεία των διασυνδέσεων Στο Παράρτημα Α παρατίθενται ορισμένα από τα κυριότερα στοιχεία που κατέστη δυνατόν να εξευρεθούν, σχετικά με την εκτίμηση του κόστους των υποβρύχιων συνδέσεων ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 7

10 που έχουν κατασκευαστεί σχετικά πρόσφατα καθώς και στοιχεία από σχετικές αναλύσεις που έχουν γίνει για παρόμοιους σκοπούς. Τα στοιχεία αυτά αποτέλεσαν την βάση προκειμένου να επανεξεταστούν οι μοναδιαίες τιμές μονάδας που είχαν γίνει δεκτές στη ΣΜΔΝ και να δικαιολογηθούν οι παρακάτω προτεινόμενες μοναδιαίες τιμές κόστους:. Από τα αναλυτικότερα στοιχεία που αναφέρονται στο Παράρτημα Α, προκύπτουν τα ακόλουθα, σχετικά με τα μοναδιαία κόστη: Για εγκαταστάσεις με τεχνολογία DC α) Διασύνδεση Ιταλίας Σαρδηνίας : DC 1000MW, +/ 500kV, 2x400km Μοναδιαίο κόστος ενός ΥΒΚ DC: Κόστος ενός πλήρους Υ/Σ AC/DC: 500 Ευρώ ανά m 90 εκ. Ευρώ β) Διασύνδεση Ισπανία Μαγιόρκα : DC 400MW, +/ 250kV, 2x247km Μοναδιαίο κόστος ενός ΥΒΚ DC: Κόστος ενός πλήρους Υ/Σ AC/DC: 240 Ευρώ ανά m 50 εκ. Ευρώ γ) Διασύνδεση Νορβηγία Ολλανδία : DC 700MW, +/450kV, 2x580km Έχει δημοσιευθεί μόνο το συνολικό κόστος (550 εκ. Ευρώ). Μια ανάλυση μπορεί κατά προσέγγιση να είναι: Μοναδιαίο κόστος ενός ΥΒΚ DC: 350. Ευρώ ανά m Κόστος ενός πλήρους Υ/Σ AC/DC: 70 εκ. Ευρώ δ) Διασύνδεση Εσθονία Φιλανδία : DC Light 350MW, +/ 150kV, 2x31+2x74=2x105km Έχει δημοσιευθεί μόνο το συνολικό κόστος (110 εκ. Eυρώ). Η διασύνδεση αυτή έγινε το και τέθηκε σε λειτουργία το 2006, με την νέα τεχνολογία της ΑΒΒ HVDC Light, Μια κατά προσέγγιση ανάλυση θα μπορούσε να είναι Μοναδιαίο κόστος ενός ΥΒΚ DC: 250 Ευρώ ανά m Κόστος ενός πλήρους Υ/Σ AC/DC: 30 εκ. Ευρώ ε) Διασύνδεση Long Island SoundNew York 2002: DC Light 350MW, +/ 150kV, 2x39km Η διασύνδεση έγινε το Έχει δημοσιευθεί μόνο το συνολικό κόστος: 125 εκ. $. Είναι αξιοσημείωτο ότι αν παραβληθεί με την διασύνδεση δ), της αυτής ισχύος αλλά 40% περίπου μήκους, είναι σημαντικά ακριβότερη. Αυτό μπορεί να δικαιολογηθεί μερικά από το ότι η μεταφορά του εξοπλισμού έγινε από την Ευρώπη στις ΗΠΑ καθώς και από το ότι έγινε ειδική εγκατάσταση των ΥΒΚ, λόγω ειδικών απαιτήσεων. Για εγκαταστάσεις με τεχνολογία ΑC Στο Παράρτημα Β αναφέρονται αναλυτικότερα στοιχεία για εγκαταστάσεις υπεράκτιων αιολικών πάρκων, στα οποία λόγω της μικρής γενικά απόστασης από την ξηρά και του μικρού βάθους αλλά, μέχρι σήμερα και της μικρής σχετικά ισχύος, χρησιμοποιείται ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 8

11 τεχνολογία AC. Εδώ παρατίθενται ορισμένα από τα στοιχεία που αφορούν το κόστος των συνδέσεων αυτών. Συνήθως η σύνδεση με το δίκτυο μεταφοράς γίνεται με την κατασκευή ειδικού Υ/Σ στην ακτή, από τον οποίο εκκινούν τα ΥΒΚ σύνδεσης με τον Υ/Σ ΥΤ/ΜΤ και ο οποίος κατασκευάζεται επί εξέδρας εντός ή κοντά στο πάρκο. (α) Offshore Wind Energy Projects Feasibility Study Guidelines, 2003 Πρόκειται για εκτεταμένη Έκθεση, η οποία συντάχθηκε από ερευνητική ομάδα στα πλαίσια του προγράμματος ALTENER και παρέχει Οδηγίες για την σύνταξη Οικονομικοτεχνικών Μελετών ανάπτυξης υπεράκτιων αιολικών πάρκων, με βάση την σχετική εμπειρία που αποκτήθηκε στη Δανία. Στο Κεφάλαιο που αναφέρεται στα θέματα της σύνδεσης του αιολικού πάρκου με το δίκτυο, δίδονται οι παρακάτω τιμές για τριπολικά ΥΒΚ AC: 300mm 2 125ΜVA 205Euro/m Ακολούθως παρατίθεται παράδειγμα υπεράκτιου αιολικού πάρκου το οποίο περιλαμβάνει 80 Α/Γ των 3MW, ήτοι έχει συνολική ισχύ 240MW, εγκατεστημένες σε βάθη μέχρι 30m. Η σύνδεση γίνεται μέσω Υ/Σ 150/30kV επί πλατφόρμας, μέσω τριπολικού ΥΒΚ 150kV 630mm 2 και μήκους 35,5km. Το κόστος του ΥΒΚ εκτιμάται σε 17,75 εκ. Ευρώ του δε Υ/Σ σε 15,0 εκ. Ευρώ (β) Electrical Collection and Transmission Systems for Offshore Wind Power, Η Έκθεση αυτή συντάχθηκε από το National Renewable Energy Laboratory, των ΗΠΑ και παρουσιάστηκε στην Offshore Technology Conference, τον Μάιο Αποτελεί μέρος σειράς παρόμοιων Εκθέσεων, οι οποίες συντάχθηκαν υπό την αιγίδα του U. S. Department of Energy προκειμένου να χρησιμεύσουν στην ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών πάρκων στις ΗΠΑ. Οι Εκθέσεις αυτές παρουσιάζουν και αναλύουν τις σχετικές με το θέμα Ευρωπαϊκές εμπειρίες και πολιτικές. Η παρούσα Έκθεση αναφέρεται στο ηλεκτρικό μέρος το οποίο μπορεί να διακριθεί σε αυτό που αφορά στην σύνδεση των Α/Γ με τον Υ/Σ (Collection system) και αυτό που αφορά την σύνδεση με το σύστημα μεταφοράς (Transmission system). Το αιολικό πάρκο περιλαμβάνει 187 Α/Γ των 3MW και ένα Υ/Σ 134/34kV 3x187 ΜVA, επί εξέδρας σε απόσταση 35km, ο οποίος συνδέεται στο δίκτυο μεταφοράς 134kV με τρία τριπολικά ΥΒΚ διατομής 630mm 2. Στο Κεφάλαιο που αφορά την σύνδεση του πάρκου στο δίκτυο γίνεται αναλυτική παρουσίαση του τρόπου κοστολόγησης των επιμέρους έργων της διασύνδεσης. Ειδικότερα το κόστος της διασύνδεσης διακρίνεται στο κόστος των Υ/Σ και του ΥΒΚ, το οποίο περιλαμβάνει ένα σταθερό μέρος και ένα ανάλογο του μήκους του, ήτοι εκφράζεται με σχέση της μορφής: Α+ΒxL. Το Α περιλαμβάνει το κόστος του ειδικού πλοίου και της μελέτης εγκατάστασης του ΥΒΚ, το Β το συνολικό κόστος προμήθειας, μεταφοράς και εγκατάστασης του ΥΒΚ και το L είναι το συνολικό μήκος του καλωδίου. Με βάση τις αναφερόμενες τιμές και λαμβάνοντες υπόψη την μέσες τιμές από τις αναφερόμενες, προκύπτει: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 9

12 Α=7,25εκ.$, Β= =977$/m και για L=35.500m, θα είναι συνολικά: A+BxL=41,93εκ.$ Δηλαδή ποσοστιαία το κόστος του ΥΒΚ κατά προσέγγιση κατανέμεται σε: Προμήθειας του ΥΒΚ: 68 % και εγκατάστασης: 15 %, συνολικά (Β)=83% και Κόστος πλοίου και μελέτης εγκατάστασης (Α)=17%. Εάν το μήκος είναι μεγαλύτερο, όπως συμβαίνει στην περίπτωση των διασυνδέσεων των νησιών, το κόστος του πλοίου ποσοστιαία μειώνεται αντίστοιχα, θα πρέπει όμως να ληφθεί τότε υπόψη το ότι το πλοίο πρέπει να κάνει περισσότερες διαδρομές για την φόρτισημεταφορά του ΥΒΚ από το εργοστάσιο παραγωγής του στην θέση πόντισης. Σημειώνεται επίσης ότι το κόστος πόντισης μπορεί να επιβαρύνεται σημαντικά όταν το βάθος του πυθμένα δεν είναι της τάξεως δεκάδων αλλά εκατοντάδων μέτρων όπως συμβαίνει στις διασυνδέσεις των νησιών. (γ) Transmission options for Offshore Wind Farms in the US, Η Έκθεση αυτή έγινε από το Renewable Energy Lab του University of Massachusetts, για λογαριασμό της AWEΑ και περιλαμβάνει μια παρουσίαση και κριτική των διαφόρων τεχνολογιών σύνδεσης υπεράκτιων αιολικών πάρκων στην Ευρώπη, προκειμένου να χρησιμεύσει για την ανάπτυξής τους και στις ΗΠΑ. Παρατίθενται ορισμένα στοιχεία από υφιστάμενες εγκαταστάσεις, κυρίως όμως γίνεται παρουσίαση των υφιστάμενων τεχνολογιών AC και DC, (ιδιαίτερα των ΑΒΒ Light και Siemens Plus, αναφέρει δε ότι και η Ahlstrom αρχίζει να κατασκευάζει μετατροπείς SVC). Τονίζονται τα πλεονεκτήματα της τεχνολογίας DC και επισημαίνεται ότι το κόστος της θα μειώνεται συνεχώς, επειδή πρόκειται για νέα αναπτυσσόμενη τεχνολογία (προβλέπει ότι μετά το έτος 2011, θα είναι οικονομικότερη ανά MWkm της AC). (δ) Limitations of Long Transmission Cables for Offshore Wind Farms, Η εργασία αυτή αποτελεί τμήμα (το APPENDIX 3C) της γενικότερης μελέτης εγκατάστασης του υπεράκτιου αιολικού πάρκου Cape Wind. Το πάρκο είναι ισχύος 420MW και βρίσκεται σε απόσταση 27km (35 miles) από το υφιστάμενο δίκτυο μεταφοράς (17,5km ΥΒΚ και 9,5km επίγειο). Περιλαμβάνει πολλά στοιχεία και εκτιμήσεις για το όλο θέμα όπως π.χ. ότι ως κριτήριο για το όριο μήκους καλωδίων AC θεωρεί το να είναι το ρεύμα φόρτισης ίσο περίπου με το ρεύμα φορτίου, πράγμα το οποίο για καλώδια ξηράς μόνωσης εκτιμά σε μήκη 50km χωρίς και 75km με αντιστάθμιση. Εξετάζει δύο λύσεις σύνδεσης του πάρκου: Η σύνδεση με AC προβλέπεται με 4 μονοπολικά ΥΒΚ 115kV διατομής 800mm 2 Cu, ενώ η σύνδεση DC προβλέπεται με 4 μονοπολικά ΥΒΚ τάσεως +/150kV, 600mm 2 και του υπογείου με 800mm 2. Στον παρακάτω Πίνακα φαίνεται αναλυτικότερα η πραγματοποιούμενη κοστολόγηση.. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 10

13 Είδος Μοναδιαίο Μοναδιαίο Συνολικό Συνολικό Συνολικό Υλικού εγκατάστ. υλικού εγκατάστ. κόστος ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ AC ΥΒΚ (35mi) 2.5m$/mi 1.2m$/mi 87.5m$ 42.0m$ 129.5m$ Επ. Καλ.(4mi) 2.3m$/mi 1.1m$/mi 9.2m$ 4.4m$ 13.60m$ Έργα Π.Μ. 3.23m$ 9.42m$ 12.65m$ Υ/Σ off/re (1) 12.0m$ 12.0m$ 12.00m$ Αντιστάθμιση 2.6m$ 1.3m$ 0.5m$. 1.0m$ 3.60m$ ΣΥΝΟΛΟ m$ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ DC ΥΒΚ (35mi) 0.75m$/mi 0.375m$/mi 26.25m$ 13.12m$ 39.37m$ Επ. Καλ. 0.75m$/mi 0.375m$/mi 3.0m$ 1.5m$ 4.50m$ (4mi) Έργα Π.Μ. 8.45m$ Υ/Σ (2) 62.0m$ 124.0m$ m$ Επεκ. Πλατφ 13.5m$ 13.5m$ 13.50m$ ΣΥΝΟΛΟ m$ Παρατηρούμε τα ακόλουθα: H σύνδεση πραγματοποιείται και στις δύο περιπτώσεις με 4 μονοπολικά καλώδια. Συνεπώς η σχέση κόστους ενός μονοπολικού ΥΒΚ AC προς ένα μονοπολικό DC ανέρχεται σε 2,5/0,75=3,33. Εάν τα 4 μονοπολικά θεωρηθεί ότι έχουν κόστος όσο και ένα τριπολικό, έπεται ότι το κόστος ενός τριπολικού AC θα είναι 2.5/2=1.25m$/mi και αντιστοιχεί στο κόστος 2 μονοπολικών DC, δηλαδή η σχέση ενός τριπολικού AC με ένα ζεύγος μονοπολικών DC θα είναι 1.25/0.75=1.67. (Εάν ληφθεί μια σχέση Ευρώ προς Δολάριο ίση με 1,40 προκύπτει μοναδιαίο κόστος τριπολικού AC ίσο με 560 Ευρώ/m και το ζεύγος DC ίσο με 330 Ευρώ/m, σε τιμές 2003). Το κόστος εγκατάστασης ΥΒΚ AC αποτελεί το 42.0/129.5=32% του συνολικού, ενώ του DC το 13.12/39.57=33%, δηλαδή το αυτό ποσοστό. Παρατηρήσεις και συμπεράσματα. 1) Από τα προηγούμενα προκύπτει ότι η συγκριτική εξέταση του κόστους των διαφόρων δυνατών λύσεων αποτελεί την καθιερωμένη τεχνική, οπωσδήποτε όμως είναι προφανής η δυσκολία της ακριβούς εκτίμησης του κόστους των διασυνδέσεων κατά το στάδιο της προμελέτης. Όσον αφορά την εξέλιξη των εφαρμοζόμενων τεχνολογιών είναι σαφές ότι με την πάροδο του χρόνου η τεχνολογία DC κερδίζει έδαφος έναντι της τεχνολογίας AC και ότι, όπως εκτιμάται θα κυριαρχήσει και οικονομικά για αποστάσεις άνω των 5070km και ισχείς άνω των MW. 2) Προκειμένου να ορισθούν οι τιμές προϋπολογισμού του κόστους των διασυνδέσεων ενδείκνυται να εκτιμώνται χωριστά οι κύριοι παράγοντες κόστους της, όπως αυτοί διαμορφώνονται ανάλογα με την τεχνολογία και την τεχνική λύση που επιλέγεται. Αναλυτικότερα: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 11

14 (α) Το κόστος προμήθειας του ΥΒΚ, το οποίο συνίσταται από το κόστος του υλικού και της βιομηχανοποίησης του και το οποίο είναι προφανώς ανάλογο του μήκους του. Δεδομένου ότι σχεδόν πάντοτε η βιομηχανοποίηση του ΥΒΚ γίνεται μετά από παραγγελία για συγκεκριμένη διασύνδεση και ενίοτε με την προδιαγραφή ειδικών απαιτήσεων, οι τιμές εξαρτώνται σημαντικά και από τις εκάστοτε συνθήκες της αγοράς και τα επιχειρηματικά σχέδια των ολίγων άλλωστε κατασκευαστικών οίκων. (β) Το κόστος εγκατάστασης του ΥΒΚ, το οποίο περιλαμβάνει το κόστος απασχόλησης του ειδικού πλοίου για την μεταφορά και την πόντισή του καθώς και το κόστος της διερεύνησης του βυθού και του προσδιορισμού της ακριβούς διαδρομής εγκατάστασης του ΥΒΚ. Τα κόστος αυτό σχετίζεται μεν με το μήκος της διασύνδεσης αλλά δεν μπορεί να θεωρηθεί πλήρως ανάλογο αυτού. Το κόστος εγκατάστασης περιλαμβάνει τέλος και ένα σταθερό κόστος που εξαρτάται από τις τοπικές συνθήκες, όπως είναι αυτό του κόστος των έργων ταφής και προστασίας των ΥΒΚ στα σημεία εξόδου στην ξηρά και γενικότερα σε δαπάνες έργων πολιτικού μηχανικού. (γ) Το κόστος των εγκαταστάσεων σύνδεσης αφενός μεν με το δίκτυο μεταφοράς αφετέρου δε με τις γραμμές σύνδεσης προς το αιολικό πάρκο. Στην περίπτωση τεχνολογίας AC περιλαμβάνουν κυρίως διακοπτικά στοιχεία, Μ/Σ και μέσα αντιστάθμισης, ενώ στην περίπτωση της τεχνολογίας DC περιλαμβάνουν επιπλέον τον μετατροπέα AC/DC ή DC/AC με τους αντίστοιχους μετασχηματιστές και λοιπό εξοπλισμό και συνεπώς είναι περισσότερο πολύπλοκοι και δαπανηροί. 3) Λαμβάνοντες τα παραπάνω υπόψη καταλήγουμε στο ότι ο μάλλον ενδεικνυόμενος τρόπος εκτιμήσεως του κόστους της διασύνδεσης είναι ο ακόλουθος: (α) Καθορίζονται μοναδιαίες τιμές κόστους ως εξής: Για τεχνολογία AC: Τριπολικά ΥΒΚ, ανάλογα με την ικανότητα μεταφοράς τους Γίνεται η παραδοχή ότι όταν απαιτείται εξασφαλισμένη ισχύς εγκαθίστανται 2 τριπολικά ΥΒΚ ή 4 μονοπολικά τα οποία έχουν το αυτό κόστος. «Πεδία Υ/Σ» ανάλογα με την ισχύ του Μ/Σ τους, τα οποία περιλαμβάνουν έναν Μ/Σ και τα εκατέρωθεν αυτού μέσα ζεύξεως και προστασίας καθώς και τα λοιπά αναγκαία στοιχεία. Μέσα αντισταθμίσεως αέργου ισχύος, ανάλογα με την ισχύ τους Για τεχνολογία DC: Μονοπολικά ΥΒΚ, ανάλογα με την ικανότητα μεταφοράς τους. Γίνεται η παραδοχή ότι απαιτούνται δύο μονοπολικά καλώδια ήτοι ένα ζεύγος για την μεταφορά ορισμένης ισχύος και δύο ζεύγη για την εξασφάλιση της μεταφοράς της. (Συνεπώς, ένα τριπολικό AC αντιστοιχίζεται με 2 μονοπολικά DC ΥΒΚ) «Πεδία Υ/Σ Μετατροπέων» ανάλογα με την ισχύ του Μετατροπέα τους, τα οποία περιλαμβάνουν έναν κατάλληλο Μ/Σ και τον συνδεόμενο με αυτόν Μετατροπές AC/DC ή DC/AC, τα εκατέρωθεν μέσα ζεύξεως και προστασίας καθώς και όλα τα επιπλέον αναγκαία φίλτρα, πηνία κλπ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 12

15 (β) Το κόστος μιας ορισμένης διασύνδεσης αποτελεί το άθροισμα αριθμού των παραπάνω μοναδιαίων στοιχείων, ανάλογα με την τεχνολογική λύση που επιλέγεται, όπως φαίνεται στον αντίστοιχο Πίνακα Υπολογισμού Κόστους, που συντάσσεται για κάθε διασύνδεση. 4) Όπως προαναφέρθηκε, και είναι προφανές από τα προηγούμενα, ο σχετικά ακριβής καθορισμός μοναδιαίων τιμών, είναι πρακτικώς ανέφικτος. Οπωσδήποτε διαπιστώνεται ότι υπάρχει μια τάση ταχείας αύξησης των τιμών των ΥΒΚ, πιθανώς εν μέρει λόγω της αύξησης των τιμών των μετάλλων ή και λόγω της μεγάλης αύξησης της ζήτησης. Συνεπώς κρίνεται ότι ενδείκνυται να ορισθούν ορισμένες τιμές των βασικών μονάδων και να γίνει διερεύνηση του κόστους της διασύνδεσης θεωρώντας διακύμανση των τιμών σε ευρέα σχετικά όρια, π.χ. 25 έως 50% για τα ΥΒΚ και 15 έως 30% για τους Υ/Σ Με βάση τα παραπάνω αναφερόμενα συντάχθηκε ο ακόλουθος Πίνακας Μοναδιαίων Τιμών Κόστους. ΠΙΝΑΚΑΣ 11: Μοναδιαίες τιμές κόστους του Δικτύου Μέγιστο Περιγραφή φορτίο (MW) Μοναδιαία Τιμή (k υρώ) 1. Υποβρύχια Καλώδια (ΥΒΚ) Τριπολικό AC 3x140MVA, ανά km x280MVA x390MVA Ζεύγος μονοπολικών DC 150MW, ανά km MW MW MW MW MW Υποσταθμοί (Υ/Σ) GIS Πεδίο Υ/Σ AC 150/MT 25MVA MVA Πεδίο αναχώρησης 150kV από Υ/Σ 800 Πεδίο Υ/Σ με Μετατροπέα AC/DC ή DC/AC 150MW MW MW MW MW MW Μέσα αντιστάθμισης αέργου ισχύος Πηνία 1025MVAR (Ευρώ/MVAR) MVAR 30 Στατικός Αντισταθμιστής (SVC) 100 ΣΗΜΕΙΩΣΗ: Στον παραπάνω Πίνακα οι Μοναδιαίες Τιμές των ΥΒΚ που δείχνονται είναι οι συνολικές, μπορεί όμως ανάλογα με την περίπτωση να λαμβάνεται ότι υποδιαιρούνται σε Κόστος Προμήθειας και Κόστος Εγκατάστασης σε ποσοστά 75% και 25% αντίστοιχα, ή άλλως αν υπάρχουν ειδικοί λόγοι. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 13

16 1.2.4 Οικονομικά στοιχεία συμβατικών σταθμών Υπενθυμίζεται ότι στην ΣΜΔΝ οι τιμές του κόστους καυσίμου προέκυψαν με βάση τις τρέχουσες τιμές των καυσίμων κατά τον Σεπτέμβριο 2006, όταν το κόστος του πετρελαίου Brent ήταν 68$/βαρέλι. Στην παρούσα κοστολόγηση χρησιμοποιούνται οι τιμές μονάδος των οι οποίες λήφθηκαν υπόψη κατά την Μελέτη Ανάπτυξης Υβρυδικών Συστημάτων στα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά. Επιπλέον σημειώνεται ότι λαμβάνονται υπόψη τα ακόλουθα βασικά μεγέθη: Ο πληθωρισμός λαμβάνεται ίσος με 3,5% ανά έτος Ο ρυθμός αύξησης του πετρελαίου λαμβάνεται ότι θα είναι 3,5% ανά έτος, πάνω από τον πληθωρισμό. Ο ρυθμός αύξησης του κόστους παραγωγής του Συστήματος καθώς και του κόστους παραγωγής των λαμβάνεται ίσος με 2% ανά έτος πάνω από τον πληθωρισμό. Η οριακή τιμή του Συστήματος, κατά το αρχικό έτος 2010, λαμβάνεται ότι θα είναι ίση με 80E /MWh και θα αυξάνεται με ρυθμό 2% ετησίως. Το επιτόκιο αναγωγής λαμβάνεται ίσο με 7,4% Με βάση τα παραπάνω ο Πίνακας 12 των μοναδιαίων τιμών των διαμορφώνεται ως εξής: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 14

17 ΠΙΝΑΚΑΣ 12: Βασικές μοναδιαίες τιμές (σε τιμές 2010) Δηζελ/νήτριες (Δ/Ζ) Ατμοηλ/κές (Α/Τ) Συν. Κύκλου (ΣΚ) Αεριο/βιλοι (Α/Σ) Κόστος εγκατάστασης 1200(Μεγάλοι) (Ε/kW) 1400 (Μικροί) Ετήσιο Κεφαλαιουχικό 114(Μεγάλοι) κόστος (Ε/kWέτος) 136(Μικροί) Σταθερό κόστος (Ε/kWέτος) Συνολικό Ετήσιο Κόστος Μεταβλητό κόστος ρύπων (Ε/MWh) Καυσίμου:Μαζούτ Ντίζελ ΦΑ 12.3 Μεταβλητό κόστος (Ε/MWh) Καυσίμου: Μαζούτ Ντίζελ ΦΑ Λειτουργία & Συντήρησης. Συνολικό Μεταβλητό Κόστος Με Πετρέλαιο Με ΦΑ Συνολικό Μεταβλητό (Ε/MWh) Καυσίμου: Μαζούτ Ντίζελ ΦΑ 115 1) Για τις Δ/Γ λαμβάνεται για το κόστος εγκατάστασης η τιμή 1.400E/kW για όλους τους μικρούς σχετικά, ενώ για τους μεγάλους, όπως π.χ. της Κρήτης και Ρόδου, ίση με 1180 E/kW. 2) Όταν οι μονάδες των παραμένουν σε εφεδρεία επιβαρύνονται μόνον με το κόστος εγκατάστασης και το σταθερό ετήσιο κόστος 3) To «Ετήσιο Κεφαλαιουχικό Κόστος υπολογίζεται με επιτόκιο 7,4% και για διάρκεια ζωής 20 έτη Το μεταβλητό κόστος ρύπων υπολογίζεται από τις τιμές του πίνακα 3 όπου λαμβάνεται μέση κατανάλωση των Δ/Γ 200 kg/mwh, των ΑΤΜ 240 kg/mwh, του CC Χανίων 200 kg/mwh, του CC Κορακιάς 160 kg/mwh, των ΑER 250 kg/mwh με τιμή 2008 (25 /tnco 2 ). ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 15

18 2. ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ 2.1 Γενικά Η Μεθοδολογία ανάλυσης που εφαρμόζεται στην παρούσα μελέτη είναι όμοια με αυτή που εφαρμόστηκε στην ΣΜΔΝ, όπως αναπτύσσεται σε αυτή, στο Κεφάλαιο 2 της ΣΜΔΝ και στο Παράρτημα Δ αυτής, όσον αφορά ειδικότερα στο Λογιστικό Μοντέλο. Στην παρούσα επανεξέταση έγιναν ορισμένες τροποποιήσεις οι οποίες επισημαίνονται στην συνέχεια του παρόντος Κεφαλαίου Τρόποι ηλεκτροδότησης των νησιών. Στην ΣΜΔΝ είχαν θεωρηθεί δύο βασικοί τρόποι ηλεκτροδότησης των νησιών, ήτοι με την ανάπτυξη των υφιστάμενων ή δημιουργία νέων συμβατικών σταθμών παραγωγής ή με την κατάργηση αυτών μετά την θέση της διασύνδεσης σε λειτουργία. Ειδικά στην ειδική περίπτωση της Κρήτης είχε θεωρηθεί ότι ήταν επιβεβλημένη η διατήρηση και ανάπτυξη των τοπικών θερμικών ΣΠ. Κατά την παρούσα επανεξέταση η διατήρηση ανάπτυξη και παράλληλη λειτουργία τοπικών ΣΠ για την εξασφάλιση της τροφοδότησης αντί της εξασφάλισης μέσω της διασυνδέσεως, ως μόνιμη λύση ή για μια μεταβατική περίοδο, εξετάζεται συστηματικά ως μια ενδεχόμενη λύση. Έτσι οι θεωρούμενοι βασικοί τρόποι ηλεκτροδότησης διαμορφώνονται ως ακολούθως: (Α) Αυτόνομη λειτουργία και ανάπτυξη, με πετρελαϊκούς κατά κανόνα θερμικούς σταθμούς παραγωγής, χωριστά σε κάθε νησί. Η αξιοποίηση των τοπικών ενδείκνυται συνήθως να γίνει στον μέγιστο βαθμό, περιορίζεται όμως για τεχνικούς λόγους σε ποσοστό 2530% της ετήσιας μέγιστης ζήτησης ισχύος, ήτοι στο 1215% της ετήσιας κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. (Β) Διασύνδεση με υποβρύχια καλώδια (ΥΒΚ) κατά τρόπο που να εξασφαλίζεται ικανοποιητικά η συνέχεια ηλεκτροδότησης του νησιού, η οποία συχνά εκφράζεται με την τήρηση του «Κριτηρίου Ν1». Στην περίπτωση αυτή κατά κανόνα είναι δυνατή η κατάργηση των τοπικών θερμικών σταθμών παραγωγής αμέσως ή μετά από μια δοκιμαστική περίοδο λειτουργίας της διασύνδεσης (π.χ. μετά από 5 χρόνια). Οι επιπτώσεις από την ανάπτυξη των και ειδικότερα των αιολικών εξετάζονται στην παρούσα μελέτη παραμετρικά, λαμβάνοντας υπόψη τις χωροταξικές ιδιαιτερότητες του νησιού. Τα όρια της εγκαθιστάμενης αιολικής ισχύος ορίζονται συνήθως λαμβάνοντας ως ελάχιστο την ετήσια μέγιστη ζήτηση και μέγιστο την ικανότητα μεταφοράς της διασύνδεσης από το νησί προς το Σύστημα. (Γ) Διασύνδεση με ΥΒΚ χωρίς να τηρείται το «Κριτήριο Ν1» και παράλληλα διατήρηση και ανάπτυξη ορισμένης θερμικής παραγωγής επί του νησιού. Η διασύνδεση μπορεί να κατασκευάζεται με αρχικό σκοπό το να περιορίζει την χρήση πετρελαίου ή και να χρησιμεύσει για την πληρέστερη αξιοποίηση του αιολικού δυναμικού του νησιού. Η τροφοδότηση των φορτίων καθώς και η αναγκαία εφεδρεία ισχύος εξασφαλίζονται από τους τοπικούς θερμικούς σταθμούς, εφόσον η διασύνδεση δεν ικανοποιεί το «Κριτήριο Ν 1». Ανάλογα με τις δυνατότητες ανάπτυξης των στο νησί, μπορεί να εξετάζονται διάφορες παραλλαγές ως προς την ικανότητα της μεταφοράς και την μελλοντική ανάπτυξη ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 16

19 της διασύνδεσης. Μεταξύ αυτών παρουσιάζει ενδιαφέρον και εκείνη κατά την οποία η διασύνδεση συμπληρώνεται σε ενδιάμεσο στάδιο, δηλαδή μετά την αρχική κατασκευή της, έτσι ώστε να τηρείται το κριτήριο Ν1 οπότε υπάρχει η δυνατότητα κατάργησης των τοπικών θερμικών σταθμών παραγωγής. 2.3 Υπολογισμός δαπανών και επιλογή του βέλτιστου τρόπου ηλεκτροδότησης 1) Η αναζήτηση και η τελική επιλογή του «βέλτιστου» τρόπου ηλεκτροδότησης, γίνεται όπως και στην ΣΜΔΝ, ήτοι εξετάζονται διάφορα «Σενάρια» ηλεκτροδότησης, δηλαδή τεχνικά λύσεις οι οποίες ικανοποιούν τα ελάχιστα από τα τιθέμενα κριτήρια ικανοποιητικής εξασφάλισης της τροφοδότησης και επιλέγεται εκείνη η οποία έχει το μικρότερο «Συνολικό Κόστος». Το Συνολικό Κόστος υπολογίζεται ως το άθροισμα των ανηγμένων στο αρχικό έτος (2010) δαπανών που γίνονται σε κάθε έτος της εξεταζόμενης περιόδου. Θεωρείται ότι τελικά αυτό είναι εκείνο που επιβαρύνει τον «τελικό χρήστη», στον οποίο αποβλέπει η βελτιστοποίηση. Αναλυτικότερα, αναθεωρώντας μερικώς τα αναφερόμενα στην ΣΜΔΝ, οι δαπάνες που αποτελούν το Συνολικό Κόστος, είναι οι ακόλουθες: (α) Οι δαπάνες επένδυσης των συμβατικών σταθμών επί του νησιού Στην ΣΜΔΝ η πραγματοποιούμενη επενδυτική δαπάνη κατά την διάρκεια ορισμένου έτους υπολογιζόταν με βάση τις δεδομένες μοναδιαίες τιμές και αναγόταν στο αρχικό έτος με βάση το δεδομένο επιτόκιο αναγωγής. Μια άλλη εναλλακτική προσέγγιση έχει ως βάση το «Ετήσιο Κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος», το οποίο υπολογίζεται ως άθροισμα της «Ετήσιας Απόσβεσης του Διατεθέντος Κεφαλαίου» για την εγκατάσταση των μονάδων αυτών και του «Σταθερού Λειτουργικού Κόστους» τους, χωριστά για κάθε τύπο μονάδας παραγωγής. Ο υπολογισμός του επενδυτικού κόστους με βάση το Κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος εκφράζει την δαπάνη την οποία μπορεί να θεωρηθεί ότι καταβάλει ο «Διαχειριστής του Νησιού» στους παραγωγούς με συμβατικές μονάδες παραγωγής. Η μέθοδος αυτή, πλεονεκτεί έναντι της προηγούμενης κατά το ότι είναι περισσότερο συμβατή με την υφιστάμενη τάση οργάνωσης Αγοράς Ηλεκτρικής ς και στα νησιά, είναι δε αντίστοιχη με τον τρόπο υπολογισμού της δαπάνης προμήθειας ενέργειας από παραγωγούς. Πλεονεκτεί επίσης όταν στον υπολογισμό του κόστους επένδυσης δεν λαμβάνεται υπόψη η παραμένουσα αξία των μονάδων στο τέλος της θεωρούμενης περιόδου, πράγμα δύσκολο να εκτιμηθεί με σχετική ακρίβεια. (β) Το μεταβλητό κόστος λειτουργίας, στο οποίο περιλαμβάνεται και το κόστος καυσίμου, των συμβατικών σταθμών παραγωγής, καθώς και το κόστος της εξαγοράς δικαιωμάτων ρύπων. (γ) Οι δαπάνες επένδυσης της διασύνδεσης και του δικτύου γενικότερα (δ) Το κόστος προμήθειας ισχύος και ενέργειας από το Σύστημα, μέσω της διασύνδεσης. Στην ΣΜΔΝ το κόστος αυτό είχε ληφθεί ίσο με το κόστος ισχύος και ενέργειας που παράγεται από μία μονάδα Φυσικού Αερίου (ΦΑ) Συνδυασμένου Κύκλου, ισχύος ίσης με την μέγιστη ετήσια ζήτηση. Στην παρούσα μελέτη θα λαμβάνεται το «Μέσο Ετήσιο ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 17

20 Οριακό Κόστος», το οποίο θα υπολογίζεται με βάση την εκτιμούμενη τιμή του κατά το αρχικό έτος και θα αναπροσαρμόζεται με προκαθορισμένο ρυθμό ανά έτος. Η εκτίμηση του κόστους, όπως γινόταν στην ΣΜΔΝ, θα χρησιμοποιείται εναλλακτικά, για λόγους σύγκρισης. (ε) Το κόστος προμήθειας ενέργειας από τοπικούς σταθμούς. Το κόστος αυτό θα λαμβάνεται ίσο με το κόστος προμήθειας από τους παραγωγούς, όπως καθορίζεται στα σχετικά τιμολόγια, με βάση την τιμή του αρχικού έτους και θα αναπροσαρμόζεται με την ίδιο ρυθμό όπως και το μέσο οριακό κόστος του Συστήματος. Στην εναλλακτική περίπτωση που η ισχύς και ενέργεια του Συστήματος εκτιμούνται με βάση το κόστος μονάδας ΦΑ, το κόστος προμήθειας από υπολογίζεται με βάση το πραγματικό κόστος αυτών. 2) Ειδικότερα για την εκτίμηση των χρεώσεων από την υποκατάσταση καυσίμων από, λαμβάνονται υπόψη τα ακόλουθα: (α) Στην περίπτωση της αυτόνομης λειτουργίας, εκτιμάται η ενέργεια που παράγεται από και συνεπώς αντικαθιστά ίση ποσότητα η οποία, αν δεν υπήρχαν οι, θα παραγόταν από πετρέλαιο. (β) Στην περίπτωση της διασύνδεσης, όταν δεν υπάρχει παράλληλη λειτουργία συμβατικής παραγωγής, η σχετική επιβάρυνση υπολογίζεται με βάση το ποσό που καταβάλλεται από την ΔΕΗ στον παραγωγό, για όλη την παραγόμενη ενέργεια. (γ) Στην περίπτωση διασύνδεσης και παράλληλης λειτουργίας συμβατικής παραγωγής, υπολογίζεται χωριστά και χρεώνεται αντίστοιχα, η ενέργεια που παράγεται από κάθε είδος των συμβατικών μονάδων παραγωγής, υπό τις εκτιμούμενες συνθήκες λειτουργίας. Σε αυτήν προστίθεται η σχετική επιβάρυνση από την προμήθεια ενέργειας από, η οποία υπολογίζεται όπως και προηγουμένως, με βάση το ποσό που καταβάλλεται από την ΔΕΗ στους παραγωγούς, για όλη την παραγόμενη από αυτούς ενέργεια. (δ) Για την εκτίμηση της μείωσης των επιβαρύνσεων που συνεπάγεται η αποφυγή της εξαγοράς δικαιωμάτων ρύπων, αποτιμάται το Αποφευγόμενου Κόστους ς λόγω, δηλαδή το ανηγμένο μεταβλητό κόστος (κυρίως κόστος καυσίμου) της θερμικής ενέργειας που δεν παράγεται λόγω της λειτουργίας των, όπως αναλύεται στην ΣΜΔΝ. 2.4 Κριτήρια επιλογής των Σεναρίων. Κατά την επιλογή των Σεναρίων που εξετάζονται και συγκρίνονται λαμβάνονται υπόψη τα ακόλουθα: 1) Βασική προϋπόθεση επιλογής αποτελεί η τεχνική δυνατότητα υλοποίησης του σεναρίου, όσον αφορά ιδίως στα ΥΒΚ που θα εγκατασταθούν και την τεχνολογία που θα εφαρμοστεί, με βάση τα όσα αναφέρθηκαν στην Παράγραφο ) Η τυχόν ύπαρξη δεδομένων που να προκαθορίζουν ή να περιορίζουν την δυνατότητα ηλεκτροδότησης και με τους τρεις τρόπους που αναφέρθηκαν στη Παράγραφο 2.2. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 18

21 Σημαντικός παράγων στην επιλογή αυτή είναι το αν υπάρχει σημαντικό αιολικό δυναμικό και το ενδεχόμενο της αξιοποίησής του. 3) Η σκοπιμότητα σταδιακής ανάπτυξης της διασύνδεσης, λαμβανομένων υπόψη των υφιστάμενων τοπικών συμβατικών και της δυνατότητας ανάπτυξής τους, καθώς και του υφιστάμενου αιολικού δυναμικού και του ενδιαφέροντος αξιοποίησής του καθώς 4) Ειδικούς λόγους για την διαμόρφωση της διασύνδεσης, όπως είναι οι αυξημένες απαιτήσεις αξιοπιστίας κ.ά. Λόγω του πολύ μεγάλου αριθμού των δυνατών Σεναρίων, με βάση την εμπειρία που αποκτήθηκε από την ΣΜΔΝ επιδιώκεται να περιληφθούν στην εξέταση και να συγκριθούν, εκείνα που μπορεί να οδηγήσουν στην οικονομικοτεχνικά βέλτιστη λύση. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 19

22 3. ΕΠΕΚΤΑΣΕΙΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΚΥΚΛΑΔΩΝ 3.1 Δυνατότητες επεκτάσεων της Διασύνδεσης των Κυκλάδων Η διαμόρφωση των νέων «Σεναρίων» που εξετάζονται γίνεται λαμβάνονται ως βάση τα Σενάρια που είχαν εξεταστεί στην ΣΜΔΝ, τα οποία και αναθεωρούνται σύμφωνα με τα νέα δεδομένα που αναφέρθηκαν στα προηγούμενα Κεφάλαια και ειδικότερα τις αποφάσεις που έχουν ληφθεί για την κατασκευή της κύριας διασύνδεσης Κυκλάδων. Όπως αναλύεται και στην ΣΜΔΝ, υπάρχουν δύο δυνατές επεκτάσεις για την διασύνδεση: (α) Της Ίου Θήρας από την Πάρο, και (β) Της Ικαρίας Σάμου από την Μύκονο. Η διασύνδεση της Ικαρίας Σάμου μπορεί να γίνει και από την Χίο, όπως εξετάζεται στο επόμενο Κεφάλαιο 4. Λαμβάνοντας ως δεδομένο ότι η διασύνδεση των Κυκλάδων θα κατασκευαστεί σύμφωνα με την τελική μελέτη του ΔΕΣΜΗΕ, εξετάζονται κατ αρχήν οι ενισχύσεις που πρέπει να γίνουν σε αυτή, ανάλογα με το αν γίνει μόνον η επέκταση (α) ή αν γίνει και η (β). Σημειώνεται ότι οι επεκτάσεις επιβαρύνουν και στις δύο επεκτάσεις το τμήμα της κύριας διασύνδεσης Λαύριο Σύρος, ενώ στην μεν περίπτωση (α) μόνο το τμήμα Σύρος Πάρος, στην δε (β) μόνο το τμήμα Σύρος Μύκονος. Στον παρακάτω Πίνακα 3.1 φαίνεται η προβλεπόμενη εξέλιξη των φορτίων με και χωρίς επέκταση: (1) για τον βρόχο Σύρος Μύκονος Νάξος Πάρος Σύρος και (2) για την σύνδεση Λαύριο Σύρος. Τα αναγραφόμενα φορτία είναι σύμφωνα με τα προβλεπόμενα φορτία στην μελέτη της Επιτροπής του ΥΠΑΝ για τα νησιά που περιλαμβάνονται σε αυτήν και τα προβλεπόμενα στην ΣΜΔΝ για τα λοιπά νησιά, που περιλαμβάνονται στις επεκτάσεις. ΠΙΝΑΚΑΣ 31: Προβλεπόμενη εξέλιξη της μέγιστης ζήτησης (MW) ΒΡΟΧΟΥ Χωρίς επεκτάσεις Επέκταση ΊουΘήρας Με επέκταση Ίου Θήρας Επέκταση ΙκαρίαςΣάμου Με επέκταση και ΙκαρίαςΣάμου ΛΑΥΡΙΟ ΣΥΡΟΣ Χωρίς επεκτάσεις Με επέκταση Ίου Θήρας Με επέκταση και ΙκαρίαςΣάμου Παρατηρούμε ότι τα φορτία των δύο επεκτάσεων (α) και (β) δεν διαφέρουν σημαντικά και συνεπώς οι επιπτώσεις από την πραγματοποίηση της μιας εξ αυτών είναι παρόμοιες. Οπωσδήποτε όμως θεωρούμε ότι η επέκταση Ίου Θήρας προηγείται ή γίνεται ταυτόχρονα με την επέκταση της Ικαρίας Σάμου, δεδομένου ότι για την δεύτερη υπάρχει η δυνατότητα να γίνει από την Χίο. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 20

23 3.2 Επέκταση Ίου Θήρας Συνδεσμολογία Κατά την εξέταση της επέκτασης αυτής στην ΣΜΔΝ είχε ληφθεί υπόψη η παλαιότερα προτεινόμενη στην «Προκαταρκτική Μελέτη Διασύνδεσης Κυκλάδων» διαμόρφωση, σύμφωνα με την οποία προβλεπόταν ότι η σύνδεση ΣύρουΠάρου θα γινόταν με δύο ΥΒΚ 280MVA έκαστο (και θα συνέχιζε με δύο ΥΒΚ 140MVA προς Νάξο). Η συνδεσμολογία αυτή επέτρεπε την ανάληψη και του φορτίου της επέκτασης Ίου Θήρας μέχρι το τέλος της εξεταζόμενης περιόδου. Η λύση αυτή είχε προκριθεί έναντι του βρόχου Σύρος Πάρος Νάξος Μύκονος Σύρος, που επίσης αναφερόταν ως εναλλακτική λύση. Οπωσδήποτε στην τελική μελέτη της Διασύνδεσης των Κυκλάδων, η οποία εκπονήθηκε από τον ΔΕΣΜΗΕ, προβλέπεται η δημιουργία βρόχου με ΥΒΚ ικανότητας 200MVA, η οποία και λαμβάνεται υπόψη στη συνέχεια. Όπως φαίνεται από τον παραπάνω Πίνακα 31, αν θεωρηθεί ως οριακή φόρτιση του βρόχου ισχύς περί τα MW, προκύπτει ότι προκειμένου να γίνει η επέκταση προς ΊοΘήρα θα απαιτηθεί η εγκατάσταση και δεύτερου ΥΒΚ 200MVA ΣύρουΠάρου, μήκους 60km, το έτος 2015, έναντι του 2035 που ούτως ή άλλως θα απαιτείτο. Όσον αφορά στην επίπτωση που έχει η επέκταση στο τμήμα ΛαύριοΣύρος, σημειώνονται τα εξής: Στην περίπτωση επιλογής της τεχνολογίας AC οπότε θα εγκατασταθούν αρχικά ΥΒΚ 2x280MVA, θα απαιτηθεί εγκατάσταση τρίτου ΥΒΚ 280MVA το έτος 2017 αντί του έτους Στην περίπτωση επιλογής της τεχνολογίας DC, οπότε σύμφωνα με την Μελέτη του ΔΑΣΜΗΕ θα εγκατασταθούν αρχικά ΥΒΚ (2+1)x250MW, δηλαδή εξασφαλισμένης ικανότητας 250MW, θα απαιτηθεί η μετατροπή του τμήματος αυτού σε 2x250=500MW (εγκατάσταση δύο ακόμη μετατροπέων 250MVA) από το έτος 2015, αντί του 2030 περίπου. Συνεπώς, για την εξέταση της οικονομικότητας, η επιβάρυνση για την κατασκευή της διασύνδεσης θα περιλαμβάνει, εκτός του κόστους της διασύνδεσης ΊουΘήρας και το κόστος πρόταξης: (1) στην περίπτωση λύσεως AC του τρίτου ΥΒΚ 280MVA το 2017 αντί του 2030 ή (2) του τετάρτου ΥΒΚ (αν απαιτείται) και δύο ακόμη Μετατροπέων AC/DC και DC/AC 250MW, το 2015 αντί του Κοστολόγηση της διασύνδεσης Το κόστος της επέκτασης, σε τιμές 2010, εκτιμάται ως εξής: (1) Αναχωρήσεις 150kV από Υ/Σ Πάρου: 2x800=1.600k υρώ (1) ΥΒ 2x140MVA (50+40=90km): 2x90x700= k υρώ (2) Υ/Σ Ίου 2x25MVA: 8.000kΕυρώ (3) Υ/Σ Θήρας 2x50+25MVA: kΕυρώ (4) Αντιστάθμιση: Πηνίο 10MVAr 500kΕυρώ SVC 10/+10MVAr 2.000kΕυρώ Σύνολο: kΕυρώ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 21

24 Το κόστος των ενισχύσεων της διασύνδεσης Κυκλάδων που θα πρέπει να γίνουν σύμφωνα με τα προηγούμενα, εκτιμάται ως εξής: α) Με την επέκταση προς Θήρα, η μέγιστη ισχύς που θα πρέπει να τροφοδοτηθεί από το ΥΒΚ ΣύρουΠάρου σε περίπτωση βλάβης στο ΥΒΚ ΣύρουΜυκόνου, μήκους 60km, θα υπερβεί το όριο των 200MVA περί το 2017, ενώ άλλως θα το υπερέβαινε το Συνεπώς το κόστος λόγω της πρόταξης της εγκατάστασης ενός ακόμη ΥΒΚ 200MVA από το 2025 στο 2015, ανηγμένο στο 2010 θα είναι: (800x60)x(1/1,06 7 1/1,06 25 )=48.000x0,4321=20.740Ευρώ β) Η εξασφαλισμένη ικανότητα της διασύνδεσης ΣύρουΛαυρίου προβλέπεται στην Μελέτη του ΔΕΣΜΗΕ 280ΜVA, στην περίπτωση που θα εφαρμοστεί τεχνολογία AC και 250MW σε περίπτωση που εφαρμοστεί τεχνολογία DC. Η μελλοντική ενίσχυσή της προβλέπεται με την προσθήκη ενός τρίτου ΥΒΚ AC 280MVA ή την προσθήκη ενός τετάρτου ΥΒΚ DC και την εγκατάσταση ενός ακόμη Μετατροπέα 250MW AC/DC στο Λαύριο και ενός DC/AC στη Σύρο, ανάλογα με την τεχνολογία που θα εφαρμοστεί. Εκτιμάται ότι, αν ληφθεί υπόψη και η συνεισφορά της σύνδεσης από Εύβοια, θα απαιτηθεί πρόταξη της ενίσχυσης, όπως και προηγουμένως, ήτοι το 2015 αντί του Επομένως η πρόσθετη δαπάνη θα είναι: Στην περίπτωση AC: 100x900x(1/1,06 5 1,06 20 )=90.000x 0,4355=39.195k υρώ Στην περίπτωση DC: (100x420+2x40.000)x0,4355= x0,435=53.131k υρώ Συνεπώς το συνολικό κόστος επέκτασης και ενίσχυσης θα είναι: Στην περίπτωση AC: = k υρώ Στην περίπτωση DC: = k υρώ Εξεταζόμενα Σενάρια Λαμβάνεται: k υρώ Δεδομένου ότι όλα τα νησιά που περιλαμβάνονται στην διασύνδεση των Κυκλάδων θα συνδεθούν με διπλό κύκλωμα ΥΒΚ, προκειμένου να καταργηθούν οι τοπικοί σταθμοί, αλλά και το ότι οι δυνατότητες εγκατάστασης αιολικών στην Ίο και Θήρα είναι περιορισμένες, δεν εξετάζονται μόνον τα ακόλουθά Σενάρια: Σενάριο Α: Αυτοδύναμη ανάπτυξη, οπότε οι περιορίζονται στο 25% της μέγιστης ζήτησης ετήσιας Σενάριο Β: Διασύνδεση με διπλό κύκλωμα ΥΒΚ 2x140MVA AC και εγκατάσταση 30MW το 2010 και 30MW το 2015, ήτοι συνολικά 60MW μέχρι το τέλος της περιόδου. Το κόστος της ενέργειας του Συστήματος υπολογίζεται για κάθε Σενάριο εναλλακτικά: (1) με βάση το κόστος μιας μονάδας ΣΚ που λειτουργεί με ΦΑ, ισχύος ίσης με την μέγιστη ετήσια ζήτηση, όπως είχε γίνει και στην ΣΜΔΝ, και ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 22

25 (2) με βάση το μέσο Ετήσιο Οριακό Κόστος. Αντίστοιχα το κόστος των μονάδων της τοπικής παραγωγής στην μεν περίπτωση (1) υπολογίζεται με βάση το κόστος Επαύξησης Ισχύος και το Σταθερό ετήσιο κόστος λειτουργίας, ενώ στην περίπτωση (2) με βάση το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος, σύμφωνα με τον Πίνακα Οικονομική αξιολόγηση Τα οικονομικά αποτελέσματα της αξιολόγησης φαίνονται στο άνω μέρος των παρακάτω Πινάκων 32(1) και 32(2). Στο κάτω μέρος φαίνονται οι παραγόμενες και διακινούμενες μέσω της διασύνδεσης ποσότητες ενέργειας κατά ένα έτος ενδιάμεσο της αντίστοιχης 5 ετίας, ως ποσοστό της συνολικής ζήτησης που αναγράφεται στην δεύτερη στήλη. Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Το συνολικό κόστος της διασύνδεσης πρακτικώς συμπίπτει με το κόστος της αυτοδύναμης ανάπτυξης, ιδίως στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους του Συστήματος με βάση την Οριακή Τιμή. Αυτό προφανώς οφείλεται στο ότι η δαπάνη για την διασύνδεση καλύπτεται κυρίως από την διαφορά στο Μεταβλητό κόστος παραγωγής 2) Η διαφορά στο συνολικό κόστος στους Πίνακες 32(1) και (2) οφείλεται στο ότι το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος προκύπτει μεγαλύτερο από το άθροισμα του Κόστους Επαύξησης και Σταθερού Κόστους Λειτουργίας, κατά 12% περίπου. 3) Η το ποσοστό της ετήσιας κατανάλωσης που καλύπτουν οι περιορίζεται στο 13,6% στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης και κυμαίνεται περί το 50% στην περίπτωση της διασύνδεσης. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 23

26 ΠΙΝΑΚΑΣ 3 2(1): Διασύνδεση ΙΟΥ ΘΗΡΑΣ με ισοδύναμη μονάδα ΙΟΣ ΘΗΡΑ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σενάριο Α ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Σενάριο Β ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 24

27 ΠΙΝΑΚΑΣ 3 2(2): Διασύνδεση ΙΟΥ ΘΗΡΑΣ με οριακή τιμή Συστήματος ΙΟΣ ΘΗΡΑ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σενάριο Α ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Σενάριο Β ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 25

28 3.3 Επέκταση Ικαρίας Σάμου Συνδεσμολογία και κοστολόγηση της διασύνδεσης Όπως και στην ΣΜΔΝ η διασύνδεση προβλέπεται να γίνει με επέκταση από την Μύκονο, με δύο ΥΒΚ AC 140MVA, όπως αναλυτικά φαίνεται στον παρακάτω Πίνακα 33 κοστολόγησης της. ΠΙΝΑΚΑΣ 33 Κοστολόγηση επέκτασης προς ΙκαρίαΣάμο από Μύκονο Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατάστασης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Αναχωρήσεις από Μύκονο YΒΚ ΧίοςΙκαρία 2x140MVA 700 2x80km Y/Σ Ικαρίας 2x25MVA ΥB ΙκαρίαΣάμος 2x140ΜVA 700 2x80km Υ/Σ Σάμου 2x50MVA Πηνία αντιστάθμισης 2x50MVAR SVC +50/50MVAR Σύνολο Οι επιπτώσεις από την επέκταση προς Ικαρία Σάμο από Μύκονο στην διασύνδεση των Κυκλάδων είναι παρόμοιες με αυτές της επέκτασης προς Ίο Θήρα, ήτοι: Πρόταξη εγκατάστασης δεύτερου ΥΒΚ 200MVA στο τμήμα Σύρο Μυκόνου, μήκους 36km κατά 10 έτη: (800x36)x(1/1,06 7 1/1,06 25 )=28.800x0,4321=12.444k υρώ Πρόταξη ενίσχυσης τμήματος Λαύριο Σύρος: Όπως προηγουμένως: AC k υρώ ή DC k υρώ Συνεπώς το συνολικό κόστος επέκτασης και ενίσχυσης θα είναι: Στην περίπτωση AC: = k υρώ Στην περίπτωση DC: = k υρώ Εξεταζόμενα Σενάρια Λαμβάνεται: k υρώ Όπως και για τα λοιπά νησιά που περιλαμβάνονται στην διασύνδεση των Κυκλάδων, η σύνδεση προβλέπεται κατ αρχήν με διπλό κύκλωμα ΥΒΚ, προκειμένου να καταργηθούν οι τοπικοί σταθμοί. Σημειώνεται ότι στο επόμενο Κεφάλαιο 4 εξετάζεται η διασύνδεση της Ικαρίας Σάμου από τη Χίο, όπου και γίνεται αναλυτικότερη εξέταση και σχολιασμός. Εδώ εξετάζονται τα ακόλουθα δύο Σενάρια: Σενάριο Α: Αυτοδύναμη ανάπτυξη, οπότε οι περιορίζονται στο 25% της μέγιστης ζήτησης ετήσιας ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 26

29 Σενάριο Β: Διασύνδεση με διπλό κύκλωμα ΥΒΚ 2x140MVA AC και ανάπτυξη των ως εξής: 100MW το 2010 και 100MW το 2015, ήτοι συνολικά 200MW μέχρι το τέλος της περιόδου. Το κόστος της ενέργειας του Συστήματος υπολογίζεται για κάθε Σενάριο εναλλακτικά: (1) με βάση το κόστος μιας μονάδας ΣΚ που λειτουργεί με ΦΑ, ισχύος ίσης με την μέγιστη ετήσια ζήτηση, όπως είχε γίνει και στην ΣΜΔΝ, και (2) με βάση το μέσο Ετήσιο Οριακό Κόστος. Αντίστοιχα το κόστος των μονάδων της τοπικής παραγωγής στην μεν περίπτωση (1) υπολογίζεται με βάση το κόστος Επαύξησης Ισχύος και το Σταθερό ετήσιο κόστος λειτουργίας, ενώ στην περίπτωση (2) με βάση το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος, σύμφωνα με τον Πίνακα Οικονομική αξιολόγηση Τα οικονομικά αποτελέσματα της αξιολόγησης φαίνονται στο άνω μέρος των παρακάτω Πινάκων 34(1) και 34(2). Στο κάτω μέρος φαίνονται οι παραγόμενες και διακινούμενες μέσω της διασύνδεσης ποσότητες ενέργειας κατά ένα έτος ενδιάμεσο της αντίστοιχης 5 ετίας, ως ποσοστό της συνολικής ζήτησης που αναγράφεται στην δεύτερη στήλη. Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Η διασύνδεση εμφανίζεται οικονομικότερη και στις δύο περιπτώσεις (1) και (2) αλλά σε περιορισμένο βαθμό και συγκεκριμένα κατά 6% και 11% αντίστοιχα. 2) Όπως και στην περίπτωση της Ίου Θήρας, η διαφορά στο συνολικό κόστος στους Πίνακες 34(1) και 34(2) οφείλεται στο ότι το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος προκύπτει μεγαλύτερο από το άθροισμα του Κόστους Επαύξησης και Σταθερού Κόστους Λειτουργίας, κατά 8% περίπου. 3) Η το ποσοστό της ετήσιας κατανάλωσης που καλύπτουν οι περιορίζεται στο 13,6% στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης, αλλά υπερκαλύπτει σε σημαντικό βαθμό την ετήσια τοπική κατανάλωση, σε όλη σχεδόν την θεωρούμενη περίοδο στην περίπτωση της διασύνδεσης. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 27

30 ΠΙΝΑΚΑΣ 3 4(1): Διασύνδεση ΙΚΑΡΙΑΣ ΣΑΜΟΥ με ισοδύναμη μονάδα Σενάριο Α ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Ικαρία Σάμος Σύνολο Σενάριο Β ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 28

31 ΠΙΝΑΚΑΣ 3 4(2): Διασύνδεση ΙΚΑΡΙΑΣ ΣΑΜΟΥ με οριακή τιμή Συστήματος Σενάριο Α ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Ικαρία Σάμος Σύνολο Σενάριο Β ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 29

32 3.4 Διερεύνηση της συμβολής των στην οικονομικότητα των διασυνδέσεων Προκειμένου να εκτιμηθεί ο βαθμός στον οποίο οι συμβάλουν στην οικονομικότητα των διαφόρων Σεναρίων που εξετάστηκαν, επαναλήφθηκαν οι υπολογισμοί με την παραδοχή ότι οι που εγκαθίστανται περιορίζονται σε όλες τις περιπτώσεις στο 25% της ετήσιας μέγιστης ζήτησης. Στον παρακάτω Πίνακα 35 παρουσιάζονται συγκεντρωτικά τα αποτελέσματα των υπολογισμών με την αναγραφή του συνολικού ανηγμένου κόστους για κάθε Σενάριο. ΠΙΝΑΚΑΣ 3 5: Συνολικό ανηγμένο κόστος με Περιορισμένη και Κανονική Διείσδυση ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΙΟΣ ΘΗΡΑ ΠΑΡΟΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΕΝΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ Με ισοδύναμη μονάδα ΟΛΙΚΟ ΚΟΣΤΟΣ (Μ ) Με οριακή τιμή Συστήματος ΚΑΝΟΝΙΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ Με ισοδύναμη μονάδα Με οριακή τιμή Συστήματος Σενάριο Α Σενάριο Β ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΜΥΚΟΝΟΣ Σενάριο Α Σενάριο Β Παρατηρούμε ότι στην περίπτωση της Ίου Θήρας η οικονομικότητα του Σεναρίου Β μειώνεται σε περιορισμένο βαθμό, περί το 3 %. Αντίθετα στην περίπτωση της Ικαρίας Σάμου, η οικονομικότητα μειώνεται σε αξιοσημείωτο βαθμό (5,8% ή 13,6%, ανάλογα με τον τρόπο υπολογισμού του κόστους της ενέργειας του συστήματος), περιορίζοντας σημαντικά την οικονομικότητα της διασύνδεσης έναντι της αυτόνομης ανάπτυξης. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 30

33 4. ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΧΙΟΥ ΛΕΣΒΟΥ 4.1 Γενικά Δεδομένου ότι στα νησιά αυτά υπάρχουν μεγάλες δυνατότητες αξιοποίησης του αιολικού τους δυναμικού, η εξέταση γίνεται με την προοπτική της αξιοποίησής του και μάλιστα με διάφορους βαθμούς διείσδυσης.. Στην ΣΜΔΝ εξετάστηκε εναλλακτικά η κατασκευή της διασύνδεσης με τεχνολογία AC ή DC. Από την επανεξέταση του θέματος κρίνεται ότι η πρώτη λύση, η οποία προέβλεπε υποχρεωτικά ενδιάμεσες εξόδους στα νησιά Σκύρος και Ψαρά προκειμένου να μειωθεί το μήκος των καλωδιακών τμημάτων, θα πρέπει μάλλον να αποκλειστεί για τεχνικούς λόγους: Συγκεκριμένα, τα μήκη των καλωδιακών τμημάτων κρίνονται με τα νέα δεδομένα εντελώς οριακά, αν μάλιστα ληφθεί υπόψη και το σχετικά μεγάλο βάθος πόντισής τους (περί τα 600m). Όπως επίσης προκύπτει από την ανάλυση ροών φορτίου και τάσεων που έγινε στην ΣΜΔΝ, ακόμη και αν η εγκατάσταση των ΥΒΚ είναι δυνατή κατά αξιόπιστο τρόπο, το δίκτυο καθίσταται περίπλοκο και η δυνατότητα ελέγχου των τάσεων με το πλήθος των μέσων αντιστάθμισης που απαιτούνται θα είναι δύσκολη. Το πρόβλημα γίνεται δυσκολότερο αν τεθεί ως προϋπόθεση η δυνατότητα επεκτάσεώς του στο μέλλον προς ΙκαρίαΣάμο και μάλιστα με την προοπτική μεγάλης διείσδυσης αιολικών, η οποία συνεπάγεται ταχείες και μεγάλες διακυμάνσεις της παραγωγής. Για τους παραπάνω λόγους θα θεωρήσουμε στην παρούσα επανεξέταση ότι εφαρμόζεται υποχρεωτικά τεχνολογία DC ή και μεικτή DC και AC. Συγκεκριμένα μετά από επανεξέταση των συνδεσμολογιών που είχαν εξεταστεί στην ΣΜΔΝ και τις νεώτερες πληροφορίες όσον αφορά στις τεχνολογικές εξελίξεις, καταλήγουμε στα ακόλουθα, όσον αφορά στις δυνατότητες κατασκευής των υποβρύχιων τμημάτων: 1) Το τμήμα ΑλιβέριΧίος, μήκους 160km περίπου, θα πρέπει να είναι οπωσδήποτε τεχνολογίας DC. 2) Το τμήμα ΧίοςΛέσβος, μήκους 90km περίπου, θα μπορούσε οριακά να είναι τεχνολογίας AC, αλλά κρίνεται τεχνικά ορθότερο να θεωρηθεί ότι θα κατασκευαστεί με τεχνολογία DC. 3) Το τμήμα ΧίοςΙκαρία υπερβαίνει τα 100km, εφόσον τεθεί ότι δεν κατασκευάζονται εναέρια τμήματα επί των νησιών. Συνεπώς, εφόσον τεθεί η προϋπόθεση αυτή, θα πρέπει να θεωρηθεί ότι θα κατασκευαστεί με τεχνολογία DC. 4) Το τμήμα ΙκαρίαΣάμος έχει μήκος 80km περίπου και μπορεί, λόγω και της μικρής σχετικά ισχύος του να θεωρηθεί ότι θα είναι τεχνολογίας AC. Οι συνδεσμολογίες που εξετάζονται διαμορφώνονται ώστε να εξασφαλίζουν ή όχι την ηλεκτροδότηση του νησιού (δηλαδή ικανοποιούν ή όχι το Κριτήριο Ν1), σύμφωνα και με όσα αναφέρθηκαν στην Παράγραφο και όπως αναλυτικότερα αναφέρεται στη συνέχεια κατά την διαμόρφωση των επιμέρους Σεναρίων. 4.2 Σενάρια και αντίστοιχες συνδεσμολογίες της Διασύνδεσης Εξετάζονται και συγκρίνονται τα ακόλουθα βασικά Σενάρια: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 31

34 Σενάριο Α: Αυτόνομη λειτουργία και ανάπτυξη σε κάθε νησί, με παράλληλη ανάπτυξη των αιολικών σε ποσοστό 25% της ετήσιας μέγιστης ζήτησης ισχύος. Σενάρια Β: Κατασκευή της διασύνδεσης με το Αλιβέρι έτσι ώστε να τηρείται το «Κριτήριο Ν1». Συνεπώς θα είναι δυνατή η κατάργηση των τοπικών θερμικών σταθμών παραγωγής αμέσως ή μετά από μια δοκιμαστική περίοδο (π.χ. μετά από 5 χρόνια). Οι επιπτώσεις από την ανάπτυξη αιολικών εξετάζονται παραμετρικά, με ελάχιστο όριο αιολικής ισχύος περίπου την ετήσια μέγιστη ζήτηση και μέγιστο την ικανότητα μεταφοράς της διασύνδεσης από το νησί προς το Σύστημα. Σύμφωνα και με όσα αναφέρθηκαν εισαγωγικά, οι δυνατές συνδεσμολογίες της διασύνδεσης είναι: Σενάριο Β(1) Διπλό κύκλωμα DC Αλιβέρι Χίος (20 km υπόγειο και160km ΥΒΚ) και Χίος Λέσβος (90km ΥΒΚ), το οποίο θα περιλαμβάνει: 1) 3 συνολικά διπλούς Υ/Σ, με 2 μετατροπείς AC/DC ή DC/AC, στο Αλιβέρι, την Χίο και την Λέσβο 2) Διπλό κύκλωμα ΥΒΚ (4 ή 3 μονοπολικά ΥΒΚ DC, ανάλογα με την τεχνολογία, όπως αναλύεται στην ΣΜΔΝ), έτσι ώστε να εξασφαλίζεται τουλάχιστον η μεταφορά ισχύος ίσης με το 50% της ικανότητας σε περίπτωση βλάβης ενός καλωδίου, συνολικού μήκους =270km Σενάριο Β(2) Απλό κύκλωμα DC Αλιβέρι Χίος Λέσβος Αλιβέρι, (σε σχηματισμό τριγώνου, Σχ... της ΣΜΔΝ) το οποίο θα περιλαμβάνει: 1) Υ/Σ με 2 μετατροπείς στο Αλιβέρι και Υ/Σ με 1 μετατροπέα σε Χίο και Λέσβο 2) Απλό κύκλωμα DC, μήκους = 470km, Σενάριο Γ: Κατασκευή της διασύνδεσης με Αλιβέρι, χωρίς να τηρείται το «Κριτήριο Ν1» και διατήρηση των τοπικών θερμικών σταθμών. Συνεπώς θα υπάρχει η δυνατότητα μεταφοράς αιολικής ισχύος από το νησί προς το Σύστημα μέχρι την ικανότητα της διασύνδεσης (χωρίς εφεδρεία), ενώ παράλληλα θα τροφοδοτούνται από την διασύνδεση τα βασικά φορτία του νησιού. Η τροφοδότηση των λοιπών φορτίων καθώς και η αναγκαία εφεδρεία ισχύος θα εξασφαλίζονται από τους τοπικούς θερμικούς σταθμούς Χίου και Λέσβου. Η διασύνδεση θα περιλαμβάνει τα ακόλουθα: 1) Υ/Σ με 1 μετατροπέα στο Αλιβέρι, Χίο και Λέσβο 2) Απλό κύκλωμα DC (2 μονοπολικά ΥΒΚ) μήκους =270km Σενάριο Δ: Αρχικά όπως το Σενάριο Γ, αλλά το έτος 2020 το απλό κύκλωμα DC μετατρέπεται σε διπλό (όπως στο Σενάριο Β) με την προσθήκη των αντίστοιχων μετατροπέων και ΥΒΚ οπότε καταργούνται οι τοπικοί σταθμοί θερμικής παραγωγής η δε αιολική ισχύς αυξάνεται σε 600MW. 4.3 Διαστασιολόγηση και Κοστολόγηση της Διασύνδεσης 1) Σύμφωνα με την ΣΜΔΝ η εξέλιξη των φορτίων σε Χίο και Λέσβο προβλέπεται ανά 5 ετία (σε MW) ως εξής: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 32

35 Χίος Λέσβος Σύνολο ) Επομένως τα όπως παραπάνω Σενάρια (Β) και (Γ) διαμορφώνονται ως εξής:. Σενάρια Β Με βάση το ότι στο τέλος της θεωρούμενης περιόδου το φορτίο των νησιών φθάνει τα 320MW, θεωρούμε ότι οι εγκαταστάσεις διαστασιολογούνται ώστε να καλύπτουν ολόκληρη την περίοδο και κοστολογούνται όπως δείχνεται στους παρακάτω Πίνακες 41(α), στην περίπτωση διπλού κυκλώματος και 41(β) στην περίπτωση της συνδεσμολογίας «τριγώνου». ΠΙΝΑΚΑΣ 41(α): Κοστολόγηση διασύνδεσης Χίου και Λέσβου, Σενάριο Β(1) Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατάσ/ης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Y/Σ AC/DC Αλιβερίου (2x350MW) ΓΜ 150kV DC (υπόγεια) 500 2x15km YB ΕύβοιαXίος (2ζεύγηx350MW) 500 2x160km Υ/Σ Χίου DC/AC 2x150MW ΥB ΧίοςΛέσβος (2ζεύγηx250MW) 420 2x90km Υ/Σ Λέσβου DC/AC 2x250MW ίκτυο 150kV Χίου ίκτυο 150kV Λέσβου Σύνολο ΠΙΝΑΚΑΣ 41(β) Κοστολόγηση διασύνδεσης Χίου και Λέσβου, Σενάριο Β(2) Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατάσ/σης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Y/Σ AC/DC Αλιβερίου (2x350MW) ΓΜ 150kV DC (υπόγεια) 500 2x15km YB ΕύβοιαXίος (1ζεύγοςx350MW) 500 1x160km Υ/Σ Χίου DC/AC ( 2x150MW) YB ΧίοςΛέσβος (1ζεύγοςx350MW) 500 1x90km Υ/Σ Λέσβου (2x250MW) ΥΒ ΛέσβοςΑλιβέρι(1ζεύγοςx350MW) x180km ίκτυο 150kV Χίου ίκτυο 150kV Λέσβου Σύνολο ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ 1. Η διαφορά κόστους των δύο Σχημάτων 20/570=3,5% είναι αμελητέα. Συνεπώς κρίνεται προτιμητέα η συνδεσμολογία του Σεναρίου Β(α), η οποία είναι απλούστερη. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 33

36 2. Εάν γίνει δεκτό ότι στους Υ/Σ Χίου και Λέσβου εγκαθίσταται ένας μόνον Μετατροπέας DC/AC, δηλαδή δεν υπάρχει εφεδρεία 100% αλλά η περίπτωση βλάβης σε αυτούς μπορεί να αντιμετωπιστεί με την ύπαρξη ανταλλακτικών, το κόστος μπορεί να μειωθεί κατά 40+45=80.000Ευρώ κατά μέγιστο. 3. Για τους οικονομικούς υπολογισμούς θα ληφθεί κόστος Ευρώ Όσον αφορά την ανάπτυξη της αιολικής ισχύος κατά το Σενάριο Β, θεωρούμε τις ακόλουθες περιπτώσεις: Σενάριο Β(α): Γίνεται απ αρχής εγκατάσταση της μέγιστης αιολικής ισχύος που επιτρέπει η διασύνδεση, ήτοι 600MW (π.χ. 250MW στη Χίο και 350MW στη Λέσβο). Σενάριο Β(β): Θεωρείται ότι η αιολική ισχύς αυξάνεται σταδιακά ως εξής: 1 η 5ετία: 100MW, 2 η 5ετία 200MW, 3 η 5ετία 300MW, 4 η 5ετία 450MW και 5 η 5ετία 600MW Σενάριο Γ Στον παρακάτω Πίνακα 42 φαίνεται η διαστασιολόγηση και κοστολόγηση στην περίπτωση του απλού κυκλώματος, όπως προβλέπεται για το Σενάριο Γ. ΠΙΝΑΚΑΣ 42: Κοστολόγηση διασύνδεσης Χίου και Λέσβου Σενάριο Γ Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατάσ/σης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Y/Σ AC/DC Αλιβερίου 1x350MW ΓΜ 150kV DC 500 1x15km YB ΕύβοιαXίος (1ζεύγος 350MW) 500 1x160km Υ/Σ Χίου DC/AC 1x150MW ΥB ΧίοςΛέσβος (1ζεύγος 250MW) 420 1x90km Υ/Σ Λέσβου DC/AC 1x250MW ίκτυο 150kV Χίου ίκτυο 150kV Λέσβου Σύνολο Για την εξασφάλιση της εφεδρείας θεωρούμε ότι παραμένουν οι υφιστάμενοι τοπικοί σταθμοί παραγωγής και ενισχύονται σταδιακά, όπως και στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης, ώστε να καλύπτεται πλήρως η ετήσια μέγιστη ζήτηση σε περίπτωση διακοπής της διασύνδεσης. Δεδομένου όμως ότι θα χρησιμεύουν μόνον για εφεδρεία θεωρείται ότι εγκαθίστανται αεριοστρόβιλοι αντί δηζελογεννητριών. Συγκεκριμένα, με βάση τα αναφερόμενα στην ΣΜΔΝ, λαμβάνεται ότι η τοπική παραγωγή θα ενισχύεται με αεροστρόβιλους ως εξής: ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 34

37 ΠΙΝΑΚΑΣ 43: Ενισχύσεις της τοπικής παραγωγής (MW) Σενάριο Γ Έτος Χίος Λέσβος Σύνολο ,0 17,5 11,0 12,3 12,0 23,4 11,3 15,5 10,7 20,0 40,5 22,2 27,8 10,7 Όσον αφορά την ανάπτυξη της αιολικής ισχύος κατά το Σενάριο Γ, θεωρούμε ότι γίνεται απ αρχής εγκατάσταση της μέγιστης αιολικής ισχύος που επιτρέπει η διασύνδεση, ήτοι 300MW (π.χ. 125MW στη Χίο και 175MW στη Λέσβο). Σενάριο Δ Θεωρείται ότι το έτος 2010 κατασκευάζεται η διασύνδεση όπως στο Σενάριο Γ, αλλά το 2020 (δηλαδή στην αρχή της 3 ης 5ετίας) το απλό κύκλωμα DC μετατρέπεται σε διπλό (όπως στο Σενάριο Β) με την προσθήκη των αντίστοιχων μετατροπέων και ΥΒΚ. Το έτος αυτό καταργούνται οι τοπικοί σταθμοί θερμικής παραγωγής η δε αιολική ισχύς αυξάνεται σε 600MW. Το κόστος της διασύνδεσης θα είναι όπως φαίνεται στον Πίνακα 44. ΠΙΝΑΚΑΣ 44: Κοστολόγηση διασύνδεσης Χίου και Λέσβου, Σενάριο Δ Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Y/Σ AC/DC Αλιβερίου 1x350MW ΓΜ 150kV DC 500 1x15km YB ΕύβοιαXίος (1ζεύγος 350MW) 500 1x160km Υ/Σ Χίου DC/AC 1x150MW ΥB ΧίοςΛέσβος (1ζεύγος 250MW) 420 1x90km Υ/Σ Λέσβου DC/AC 1x250MW Y/Σ AC/DC Αλιβερίου 1x350MW ΓΜ 150kV DC 500 1x15km YB ΕύβοιαXίος (1ζεύγος 350MW) 500 1x160km Υ/Σ Χίου DC/AC 1x150MW ΥB ΧίοςΛέσβος (1ζεύγος 250MW) 420 1x90km Υ/Σ Λέσβου DC/AC 1x250MW ίκτυο 150kV Χίου ίκτυο 150kV Λέσβου Σύνολο Κατά τις δύο πρώτες 5ετίες ο τοπικός σταθμός παραγωγής ενισχύεται όπως στο Σενάριο Γ. Όσον αφορά την ανάπτυξη της αιολικής ισχύος κατά το Σενάριο Δ, θεωρούμε ότι γίνεται απ αρχής εγκατάσταση της μέγιστης αιολικής ισχύος που επιτρέπει η διασύνδεση, ήτοι 300MW (π.χ. 125MW στη Χίο και 175MW στη Λέσβο) και κατά το 2020 διπλασιάζεται σε 600MW. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 35

38 4.4 Οικονομική ανάλυση της διασύνδεσης Χίου Λέσβου Προκειμένου να διαπιστωθούν οι επιπτώσεις που έχει ο τρόπος υπολογισμού του επενδυτικού κόστους παραγωγής των συμβατικών μονάδων, η οικονομική ανάλυση γίνεται χωριστά με τις δύο μεθόδους που προαναφέρθηκαν, ήτοι: (1) όταν το κόστος παραγωγής υπολογίζεται με βάση μιας μονάδας ΣΚ του Συστήματος που λειτουργεί με ΦΑ, ισχύος ίσης με την μέγιστη ετήσια ζήτηση, όπως είχε γίνει και στην ΣΜΔΝ, και (2) όταν υπολογίζεται με βάση το μέσο Ετήσιο Οριακό Κόστος του Συστήματος. Αντίστοιχα το κόστος των μονάδων της τοπικής παραγωγής στην μεν περίπτωση (1) υπολογίζεται με βάση το κόστος Επαύξησης Ισχύος και το Σταθερό ετήσιο κόστος λειτουργίας, ενώ στην περίπτωση (2) με βάση το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος, σύμφωνα με τον Πίνακα 12. Τα οικονομικά αποτελέσματα φαίνονται στο άνω μέρος των Πινάκων 45(1) και (2), που ακολουθούν. Προκειμένου να δοθεί μια εικόνα της διακίνησης της παραγόμενης από τις διάφορες πηγές ενέργειας, στο κάτω μέρος των Πινάκων αυτών δείχνεται η διακινούμενη ενέργεια στο μέσο έτος κάθε 5ετίας της περιόδου , ως ποσοστό της συνολικής ζήτησης, η οποία σημειώνεται στην δεύτερη στήλη. Παρατηρούμε τα εξής: 1) Ο τρόπος υπολογισμού των σταθερών δαπανών, δίδει αρκετά διαφορετικά αποτελέσματα και συγκεκριμένα: Για την Αυτόνομη Ανάπτυξη: (1) 208, ,30=425,72ΜΕ και (2) 680,05ΜΕ, δηλαδή μια σημαντική διαφορά κόστους =255ΜΕ, η οποία όμως επηρεάζει σε μικρό σχετικά βαθμό το συνολικό κόστος, ήτοι περί το 255/2.353=11%. Αντίστοιχα για τα Σενάρια των διασυνδέσεων η επίπτωση είναι: Σενάριο Β 8,5%, Σενάριο Γ: 13% και Σενάριο Δ: 8,7% 2) Το Σενάριο Β(α) εμφανίζεται σε όλες τις περιπτώσεις ως το οικονομικότερο, και με μικρή σχετικά διαφορά δεύτερο το Σενάριο Δ. Η υπεροχή αυτή του Σεναρίου Β(α) οφείλεται σε σημαντικό βαθμό στην μεγάλη διείσδυση και συνεπώς και παραγωγή από, αμέσως μετά την υλοποίηση της διασύνδεσης, όπως φαίνεται από την σύγκρισή του με το Β(β). 3) Στο Σενάριο Γ, η μείωση του κόστους της διασύνδεσης δεν αντισταθμίζει την αύξηση των δαπανών λόγω των σταθμών παραγωγής και την αδυναμία εγκατάστασης αυξημένης αιολικής ισχύος. 4) Γενικά η οικονομικότητα της διασύνδεσης, ανεξάρτητα από τον τρόπο με τον οποίο υλοποιείται είναι σαφώς οικονομικότερη της αυτοδύναμης ανάπτυξης και συγκεκριμένα: Στην περίπτωση (1): κατά 17% (Σενάριο Β(α)), έως 10% (Σενάριο Β(β)). Στην περίπτωση (2): κατά 25% (Σενάριο Β(α)), έως 13% (Σενάριο Γ). Τέλος όσον αφορά στην διακίνηση της ενέργειας μέσω της διασύνδεσης, παρατηρούμε ότι αθροιστικά είναι συνεχής προς το Σύστημα στο Σενάριο Β(α) καθώς και το Δ, δηλαδή η παραγωγή υπερκαλύπτει τις ενεργειακές ανάγκες των νησιών σε όλη ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 36

39 σχεδόν την θεωρούμενη περίοδο. Στο Σενάριο Β(β), όπου οι θεωρείται ότι αναπτύσσονται σταδιακά, οι ενεργειακή κατανάλωση υπερκαλύπτεται μόνον κατά την 4 η και την 5 η 5ετία. Αντίθετα στο Σενάριο Γ, όπου η περιορισμένη ισχύς που επιτρέπει η διασύνδεση εγκαθίστανται απ αρχής, η τοπική κατανάλωση υπερκαλύπτεται μόνον κατά τις δύο πρώτες 5ετίες.. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 37

40 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 5 (1): Διασύνδεση ΧΙΟΥ ΛΕΣΒΟΥ, τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Σενάριο Α Σενάριο Β(α) Σενάριο Β(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Χίος Λέσβος Σύνολο ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΚΑΙ ΠΙΘΑΝΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΚΑΙ ΠΙΘΑΝΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , , , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , Ολικό κόστος (Μ ) , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 38

41 Σενάριο Α Σενάριο Γ Σενάριο Δ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Χίος Λέσβος Σύνολο ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ DC ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , Ολικό κόστος (Μ ) , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 39

42 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 5 (2): Διασύνδεση ΧΙΟΥ ΛΕΣΒΟΥ, τιμολόγηση με βάση την Οριακή Τιμή Συστήματος Σενάριο Α Σενάριο Β(α) Σενάριο Β(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ DC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Χίος Λέσβος Σύνολο ΑΠ' ΑΡΧΗΣ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , , , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ , , , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , Ολικό κόστος (Μ ) , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 40

43 Σενάριο Α Σενάριο Γ Σενάριο Δ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Χίος Λέσβος Σύνολο ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ DC ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , Ολικό κόστος (Μ ) , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 41

44 4.5 Επέκταση προς ΙκαρίαΣάμο Στην ΣΜΔΝ θεωρήθηκε ότι η επέκταση γίνεται με τεχνολογία ΑC, παρά το ότι στην περίπτωση που δεν επιτραπεί η κατασκευή εναέριων ΓΜ 150KV επί των νησιών το μήκος του ΥΒΚ στο τμήμα Χίος Ικαρία θα ανερχόταν σε 110km. Επειδή η εγκατάσταση ΥΒΚ άνω των 100km κρίνεται προβληματική, κρίνεται ότι θα καταστεί αναγκαία η επέκταση της σύνδεσης DC από Χίο μέχρι Ικαρία. Είναι δηλαδή εξεταστέες οι παρακάτω δύο δυνατές λύσεις: (α) Επέκταση με διπλή ΓΜ μήκους 20km επί της Χίου και επίσης 20km επί της Ικαρίας και ΥΒΚ AC Χίος Ικαρία μήκους 80km (β) Επέκταση της διασύνδεσης με τεχνολογία DC και προς Χίος Ικαρία, μήκους 110km Και στις δύο περιπτώσεις (α) και (β), η σύνδεση Ικαρία Σάμος προβλέπεται ότι θα γίνεται με ΥΒΚ AC μήκους 80km. (Εναλλακτικά, όπως αναλύεται στην ΣΜΔΝ, μπορεί να περιοριστεί το μήκος του ΥΒΚ με την κατασκευή διπλής ΓΜ 20+20=40km και ΥΒΚ 40km) Η λύση (β) πλεονεκτεί σαφώς έναντι της (α) από πλευράς καλής λειτουργίας, όπως φαίνεται και από την ανάγκη εγκατάστασης μεγάλης ισχύος μέσων αντιστάθμισης, η οποία έγινε στην ΣΜΔΝ. Η εξέλιξη της μέγιστης ζήτησης των νησιών αυτών σύμφωνα με την ΣΜΔΝ, θα είναι: MW, MW, MW, MW, MW, και MW. Σχετικά με τις επιπτώσεις από τις δυνατότητες ανάπτυξης της αιολικής παραγωγής στα νησιά που περιλαμβάνει η επέκταση, το θέμα εξετάζεται γενικότερα για το σύνολο των δυνατών επεκτάσεων στην Παράγραφο Επέκταση με ΥΒΚ AC και εναέριες ΓΜ Ο αναγκαίος εξοπλισμός και η κοστολόγηση της επεκτάσεως αυτής, με απ αρχής κατάργηση των πετρελαϊκών σταθμών παραγωγής, φαίνεται στον παρακάτω Πίνακα ΠΙΝΑΚΑΣ 4.6 Κοστολόγηση επέκτασης προς ΙκαρίαΣάμο από Χίο, με ΥΒΚ και ΓΜ AC Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Αναχωρήσεις από Χίο ιπλή ΓΜ 150kV km YΒΚ ΧίοςΙκαρία 2x140MVA 700 2x80km Y/Σ Ικαρίας 2x25MVA Πηνία 100MVAR SVC 60/+60MVAR ΥB ΙκαρίαΣάμος 2x140ΜVA 700 2x80km Υ/Σ Σάμου 2x50MVA Πηνία 100MVAR SVC 60/+60MVAR Σύνολο ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 42

45 Αν διατηρηθεί ο τοπικός σταθμός παραγωγής και ενισχύεται με αεριοστρόβιλους ώστε να εξασφαλίζεται πλήρης εφεδρεία, το κόστος της διασύνδεσης περιορίζεται σε k, λαμβάνεται: k Επέκταση με τεχνολογία DC (ΧίοςΙκαρία) και AC (ΙκαρίαΣάμος) Ο αναγκαίος εξοπλισμός και η κοστολόγηση της επεκτάσεως με τεχνολογία DC και AC, χωρίς εναέριες ΓΜ, φαίνεται στον παρακάτω Πίνακα 4.7. ΠΙΝΑΚΑΣ 4.7 Κoστολόγηση επέκτασης προς ΙκαρίαΣάμο από Χίο, με ΥΒΚ DC και AC Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) Ανηγμένο κόστος (2010) (k ) 1. Υ/Σ Χίου με Μετατροπέα 150MW YΒΚ ΧίοςΙκαρία DC 2x150MW 370 2x110km Y/Σ ΙκαρίαςMετατροπέα 150MW ΥBK ΙκαρίαΣάμος 2x140ΜVA 700 2x80km Υ/Σ Σάμου 2x50MVA Σύνολο Στην εναλλακτική περίπτωση κατασκευής εναέριας ΓΜ επί της Σάμου, το κόστος μειώνεται κατά k (λόγω ΥΒΚ 40 αντί 80km) και αυξάνεται κατά το κόστος της ΓΜ (40km x 150k /km=6.000k ) ήτοι k. Αν διατηρηθεί ο τοπικός σταθμός παραγωγής (ΤΣΠ) και ενισχύεται με αεριοστοβίλους ώστε να εξασφαλίζεται πλήρης εφεδρεία, το κόστος της διασύνδεσης περιορίζεται στο 50% περίπου, ήτοι k περίπου. Για τους οικονομικούς υπολογισμούς θα ληφθούν εναλλακτικά: Με κατάργηση των ΤΣΠ: Με AC: Σενάριο Β(α) k και Με DC και AC Σενάριο Β(β) k Με διατήρηση των ΤΣΠ: Με AC: Σενάριο Γ(α) k και Με DC και AC Σενάριο Γ(β) k Η αιολική παραγωγή θεωρούμε ότι αυξάνεται σταδιακά με ταχείς σχετικά ρυθμούς από τα πρώτα χρόνια και συγκεκριμένα: Κατά τα Σενάρια Β(α) και (β): 1 η 5ετία 100MW και κατά την 2 η 5ετία 100MW ήτοι συνολικά 200MW μέχρι το τέλος της περιόδου Κατά τα Σενάρια Γ(α) και (β): 1 η 5ετία 70MW και κατά την 2 η 5ετία 70MW ήτοι συνολικά 140MW μέχρι το τέλος της περιόδου Οικονομική αξιολόγηση της επέκτασης προς Ικαρία Σάμο Τα οικονομικά αποτελέσματα της οικονομικής αξιολόγησης φαίνονται στο άνω μέρος των Πινάκων 48(1) και 48(2) που ακολουθούν. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 43

46 Παρατηρούμε τα εξής: 1) Διαπιστώνεται σε όλες τις περιπτώσεις ότι η διασύνδεση είναι οικονομικότερη από την αυτοδύναμη ανάπτυξη σε ποσοστό 15% περίπου, τόσο στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους του Συστήματος με βάση την Οριακή Τιμή όσο και με βάση την ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ. 2) Όπως ήταν αναμενόμενο η διασύνδεση Χίου Ικαρίας με DC αντί AC είναι δαπανηρότερη λόγω του μεγαλύτερου κόστους της, αλλά η διαφορά δεν υπερβαίνει το 10% στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους του Συστήματος με βάση την Οριακή Τιμή ή το 5% στην περίπτωση που γίνεται με βάση την ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ. Μπορεί δηλαδή να διατυπωθεί το συμπέρασμα ότι η διασύνδεση και με το αυξημένο παραμένει οικονομικότερη από την αυτόνομη ανάπτυξη. 3) Τόσο στην περίπτωση της διασύνδεσης Χίο Ικαρίας με AC όσο και με DC, οι διαφορές κόστους των Σεναρίων Β(α) Γ(α) και Β(β) Γ(β), δηλαδή με διπλό ή απλό κύκλωμα ΥΒΚ και τοπικούς σταθμούς, είναι της τάξεως του 5% και συνεπώς οι λύσεις είναι πρακτικά ισοδύναμες. Όπως φαίνεται από τα αναλυτικά αναφερόμενα στους Πίνακες, το μειωμένο κόστος της διασύνδεσης με απλό ΥΒΚ αντισταθμίζεται από το αυξημένο κόστος παραγωγής και την μικρότερη συμβολή των. 4) Στο προηγούμενο Κεφάλαιο 3 υπολογίστηκε ότι η διασύνδεση της Ικάρίας Σάμου με επέκταση της διασύνδεσης των Κυκλάδων από Μύκονο, υπό συνθήκες που αντιστοιχούν στο Σενάριο Β(α), έχει συνολικό κόστος: Πίνακας 34(1): 910,91ΜΕυρώ και 34(2): 936,77ΜΕυρώ, έναντι Πίνακας 48(1): 865,91ΜΕυρώ και 48(2): 891,77ΜΕυρώ Παρατηρούμε δηλαδή ότι η διασύνδεση της ΙκαρίαΣάμου από την Χίο εμφανίζεται οικονομικότερη παρά από την Μύκονο. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 44

47 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 8 (1): Διασύνδεση ΙΚΑΡΙΑΣ ΣΑΜΟΥ, τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Σενάριο Α Σενάριο Β(α) Σενάριο Β(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Ικαρία Σάμος Σύνολο ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΥΒΚ DC ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση Πενταετία ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1 η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 45

48 Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Ικαρία Σάμος Σύνολο ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΥΒΚ DC ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 46

49 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 8 (2): Διασύνδεση ΙΚΑΡΙΑΣ ΣΑΜΟΥ, τιμολόγηση με βάση την Οριακή Τιμή Συστήματος Σενάριο Α Σενάριο Β(α) Σενάριο Β(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ Ικαρία Σάμος Σύνολο ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΥΒΚ DC ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 47

50 Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ Ικαρία Σάμος Σύνολο ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΧΙΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΥΒΚ DC ΚΑΙ ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ ΥΒΚ AC ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 48

51 4.6 Επέκταση προς Λήμνο Διαστασιολόγηση και κοστολόγηση της διασύνδεσης Η διασύνδεσή της Λήμνου από την Λέσβο, όπως είχε προβλεφθεί και στην ΣΜΔΝ, δεν έχει σημαντική επίπτωση στην κύρια διασύνδεση Αλιβέρι Χίος Λέσβος, λόγω της μικρής ζήτησης ισχύος του νησιού (το 2035 δεν θα υπερβαίνει τα 40MW). Η διασύνδεση από τη Λέσβο, ενδείκνυται να γίνει μέσω Αγ. Ευστρατίου, ώστε τα μήκη των ΥΒΚ, θα ανέρχονται σε: (α) Λέσβος Αγ. Ευστράτιος: ΥΒΚ 80km περίπου (β) Αγ. Ευστράτιος Λήμνος: ΥΒΚ 40km περίπου ενώ το βάθος πόντισής τους δεν θα υπερβαίνει τα 500m. Το κόστος της διασύνδεσης θα ανέρχεται κατά προσέγγιση σε: Τα ΥΒΚ: 2x(80+40)x700= k Οι Υ/Σ: 2x8.000 =16.000k Ήτοι συνολικά σε: k Λαμβάνεται τελικά k, Σενάριο Β, δεδομένου ότι θα υπάρχουν τρία σημεία προσγιάλωσης και δαπάνες αναδιάταξης και προσαρμογής του δικτύου επί του νησιού. Σε περίπτωση διατήρησης του ΤΣΠ το κόστος περιορίζεται περίπου στο 0%, ήτοι σε k, περίπου. Σενάριο Γ Οικονομική αξιολόγηση Τα οικονομικά αποτελέσματα της αξιολόγησης φαίνονται στο άνω μέρος των Πινάκων 4 9(1) και 49(2) που ακολουθούν. Διαπιστώνεται ότι στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους του Συστήματος με βάση την ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ, η διασύνδεση είναι ελαφρά ακριβότερη από την αυτόνομη ανάπτυξη: Κατά 10% στην περίπτωση διπλού ΥΒΚ και κατά 5% στη περίπτωση απλού ΥΒΚ. Αντίθετα όμως στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους με την Οριακή Τιμή, η διασύνδεση εμφανίζεται σημαντικά οικονομικότερη, ιδίως στη περίπτωση διπλού ΥΒΚ (κατά 37%) αλλά και στην περίπτωση του απλού (κατά 12%). Το αποτέλεσμα αυτό οφείλεται κυρίως στην συμβολή των. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 49

52 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 9 (1): Διασύνδεση ΛΗΜΝΟΥ, τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ Λήμνος ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 50

53 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 9 (2): Διασύνδεση ΛΗΜΝΟΥ, τιμολόγηση με βάση την Οριακή Τιμή Συστήματος Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ Λήμνος ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΑΠΛΟ AC ΥΒΚ ΚΑΙ ΥΝΑΤΟΤΗΤΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 51

54 4.7 Διερεύνηση της συμβολής των στην οικονομικότητα των διασυνδέσεων Από τα αναφερόμενα στα προηγούμενα φαίνεται ότι η ισχύς των που προβλέπεται να εγκατασταθεί στο νησί συμβάλει ενίοτε αποφασιστικά στην οικονομικότητα των διασυνδέσεων, κρίθηκε σκόπιμο να διερευνηθεί αν και σε ποιο βαθμό τα αποτελέσματα που προέκυψαν ανατρέπονται. Για το λόγο αυτό επαναλήφθηκαν όλοι οι υπολογισμοί με τους οποίους προέκυψαν οι παραπάνω Πίνακες 45, 48 και 49, με μόνη αλλαγή ότι η αιολική διείσδυση περιορίζεται σε ποσοστό ίσο με το 25% της μέγιστης ετήσιας ζήτησης, όπως και στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης. Στον Πίνακα 410, συνοψίζονται τα σχετικά αποτελέσματα με την παρουσίαση του Συνολικού ανηγμένου κόστους κάθε Σεναρίου. Για διευκόλυνση παρατίθενται επίσης και τα αντίστοιχα συνολικά κόστη με την θεωρούμενη ως «δυνάμενημενη να υλοποιηθεί» αιολική διείσδυση, σύμφωνα με τους Πίνακες 45, 48 και 49. ΠΙΝΑΚΑΣ 4 10: Συνολικό ανηγμένο όφελος από την υλοποίηση των Διασυνδέσεων (Με περιορισμένη και αυξημένη διείσδυση των και με τιμολόγηση στην οριακή τιμή Συστήματος) ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΟΛΙΚΟ ΚΟΣΤΟΣ (Μ ) ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΕΝΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΜΕ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΚΑΝΟΝΙΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ ΧΙΟΣ ΛΕΣΒΟΣ % 97% 73% ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ % 98% 85% ΛΗΜΝΟΣ % 128% 63% Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Για την διασύνδεση Χίου Λέσβου η οικονομικότητα των διασυνδέσεων έναντι της αυτοδύναμης ανάπτυξης, εξακολουθεί να διατηρείται, και μάλιστα για όλα τα Σενάρια, αν και είναι σημαντικά μειωμένη. 2) Για την επέκταση προς Ικαρία Σάμο η οικονομικότητα διατηρείται μόνον για ορισμένα Σενάρια διασυνδέσεων, οπωσδήποτε δε τα Σενάρια ελαχίστου κόστους. 3) Για την περίπτωση της επέκτασης προς Λήμνο, η οικονομικότητα διατηρείται και μάλιστα είναι σημαντική, στην περίπτωση υπολογισμού του κόστους με την Οριακή Τιμή. Συνεπώς μπορεί να διατυπωθεί το συμπέρασμα ότι η οικονομικότητα της διασύνδεσης όλων των νησιών διατηρείται και χωρίς την αυξημένη διείσδυση. Στον Πίνακα 411 φαίνεται το συνολικό ανηγμένο όφελος που προκύπτει από την υλοποίηση των διασυνδέσεων, ανάλογα και με την διείσδυση που θα υλοποιηθεί. Το όφελος προκύπτει ως η διαφορά μεταξύ της συνολικής δαπάνης η οποία θα πραγματοποιηθεί αν ληφθούν οι αποφάσεις διασύνδεσης με αυξημένη ή μειωμένη (25%) διείσδυση, έναντι της αυτόνομης ανάπτυξης με διείσδυση 25%. Θεωρείται ότι η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 52

55 ενέργεια του Συστήματος υπολογίζεται με βάση την οριακή τιμή των 80 /MWh. Τα παραπάνω φαίνονται σαφέστερα από τον Πίνακα 411: ΠΙΝΑΚΑΣ 4 11: Συνολικό ανηγμένο κόστος με Περιορισμένη και Κανονική Διείσδυση ΤΙΜΟΛΟΓΗΣΗ ΧΙΟΣ ΛΕΣΒΟΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΕΝΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ Με ισοδύναμη μονάδα ΟΛΙΚΟ ΚΟΣΤΟΣ (Μ ) Με οριακή τιμή Συστήματος ΚΑΝΟΝΙΚΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗ Με ισοδύναμη μονάδα Με οριακή τιμή Συστήματος Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Β Σενάριο Γ Σενάριο ΙΚΑΡΙΑ ΣΑΜΟΣ Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Β Σενάριο Γ Σενάριο Γ ΛΗΜΝΟΣ Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους Προκειμένου να αποκτηθεί μια εικόνα των επιπτώσεων που έχουν οι τιμές των παραμέτρων που καθορίζουν την οικονομικότητα των επενδύσεων, έγινε ανάλυση ευαισθησίας των σημαντικότερων οικονομικών δεικτών ως προς τις κύριες παραμέτρους της οικονομικής ανάλυσης. Συγκεκριμένα για κάθε εξεταζόμενο σενάριο αυτόνομης κα διασυνδεδεμένης λειτουργίας, εξετάζεται ο βαθμός στον οποίο επηρεάζεται το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής της 25ετίας για κάθε μια από τις ακόλουθες μεταβολές: (α) της Οριακής Τιμής του Συστήματος (ΟΤΣ), (β) του ετήσιου ρυθμού αύξησης μεταβλητού κόστους παραγωγής (καυσίμου, ΟΤΣ και ), (γ) του κόστους εξαγοράς δικαιώματος ρύπων, (δ) του επενδυτικού κόστους διασύνδεσης και (ε) του επιτοκίου αναγωγής. Ειδικότερα, στα Διαγράμματα 41 έως 45 παρουσιάζονται οι προαναφερθείσες μεταβολές για την αυτόνομη λειτουργία και τα διάφορα σενάρια της διασύνδεσης Χίου Λέσβου, στα Διαγράμματα 46 έως 410 για την Ικαρία Σάμο και στα Διαγράμματα 411 έως 415 για την Λήμνο. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 53

56 Οι περιοχές μεταβολής των παραμέτρων επιλέχτηκαν έτσι ώστε να καλύπτουν όλο το εκτιμούμενο εύρος των πιθανών τιμών, ως εξής: (α) της οριακής τιμής του συστήματος από 60 /MWh έως 100 /MWh (στο σενάριο αναφοράς η ΟΤΣ λήφθηκε ίση με 80 /MWh), (β) του ετήσιου ρυθμού αύξησης μεταβλητού κόστους παραγωγής: για το κόστος καυσίμου 0%, 3.5%, 7% (στο σενάριο αναφοράς λήφθηκε 3,5%) για την ΟΤΣ 0%, 2%, 4% και την παραγωγή (στο σενάριο αναφοράς 3,5%) (γ) του κόστος εκπομπής CO 2 από 20 /tnco 2 έως 40 /tnco 2 (στο σενάριο αναφοράς λήφθηκε η τιμή 25 /tnco 2 ), (δ) του επενδυτικού κόστους διασύνδεσης από 50% έως +50% της τιμής του σεναρίου αναφοράς και (ε) του επιτοκίου αναγωγής από 5% έως 10% (στο σενάριο αναφοράς λήφθηκε 7.4%). 1) Διασύνδεση Χίου Λέσβου Διάγραμμα 41: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Χίου Λέσβου για τις μεταβολές της ΟΤΣ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 54

57 Διάγραμμα 42: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Χίου Λέσβου για τις μεταβολές του ρυθμού αύξησης του κόστους παραγωγής. Διάγραμμα 43: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Χίου Λέσβου για τις μεταβολές του κόστους εκπομπών. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 55

58 Διάγραμμα 44: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Χίου Λέσβου για τις μεταβολές του επενδυτικού κόστους διασύνδεσης. Διάγραμμα 45: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Χίου Λέσβου για τις μεταβολές του επιτοκίου αναγωγής. Σε όλα τα Διαγράμματα είναι εμφανής η υπεροχή του Σεναρίου διασύνδεσης Β(α). Συγκεκριμένα στο Διάγραμμα 4 1 σενάρια με υψηλή διείσδυση από το πρώτο έτος υλοποίησης της Διασύνδεσης υπερτερούν έναντι της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων με χαμηλή ή σταδιακή διείσδυση όσο αυξάνεται η ΟΤΣ. Αυτό οφείλεται κυρίως στην μεγάλη διακίνηση ενέργειας προς το σύστημα σε συνάρτηση με το χαμηλό, σε σύγκριση με την ΟΤΣ, κόστος παραγωγής. Επιπλέον, σε χαμηλές τιμές ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 56

59 της ΟΤΣ (π.χ. 60 /MWh) το ανηγμένο κόστος παραγωγής για όλα τα σενάρια διασύνδεσης συμπίπτει οριακά επιβεβαιώνοντας τις μικρές διαφοροποιήσεις που εμφανίζονται με την τιμολόγηση της ισοδύναμης μονάδας (Συνδυασμένου Κύκλου με ΦΑ) με κόστος παραγωγής 67 /MWh. Στο Διάγραμμα 4 2 φαίνεται η υπεροχή της διασυνδεδεμένης λειτουργίας έναντι της αυτόνομης, ιδίως όταν ο ετήσιος ρυθμός αύξησης καυσίμου παίρνει μεγάλες τιμές. Σημειώνεται ότι οι μεταβολές των ρυθμών αύξησης που θεωρούνται είναι: +/ 3,5% για τα καύσιμα, τους ρύπους και +/2% για την ΟΤΣ και τις. Στο Διάγραμμα έχει θεωρηθεί ότι όταν τα καύσιμα και οι ρύποι αυξάνονται με ρυθμό 3,5%, η ΟΤΣ και οι αυξάνονται με ρυθμό 2%, ενώ όταν καύσιμα και ρύποι αυξάνονται κατά 7%, η ΟΤΣ και οι κατά 4%. Στο Διάγραμμα 4 3 το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής της αυτόνομης λειτουργίας αυξάνεται ενώ αυτό της διασυνδεδεμένης λειτουργίας μειώνεται γεγονός που οφείλεται στη διακίνηση ενέργειας προς το σύστημα. Στο Διάγραμμα 4 4 φαίνεται το όφελος από την υλοποίηση της διασύνδεσης, ιδίως πραγματοποιώντας το Σενάριο Β(α), ακόμη και όταν το κόστος διασύνδεσης φτάνει το +50% του αρχικού επενδυτικού κόστους. Στο Διάγραμμα 4 5 φαίνεται η αύξηση του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής της 25ετίας με την αύξηση του επιτοκίου αναγωγής αναδεικνύοντας και πάλι τη διασύνδεση ως συμφέρουσα λύση. 2) Διασύνδεση Ικαρίας Σάμου Διάγραμμα 46: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Ικαρίας Σάμου για τις μεταβολές της ΟΤΣ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 57

60 Διάγραμμα 47: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Ικαρίας Σάμου για τις μεταβολές του ρυθμού αύξησης του κόστους παραγωγής. Διάγραμμα 48: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Ικαρίας Σάμου για τις μεταβολές του κόστους εκπομπών. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 58

61 Διάγραμμα 49: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Ικαρίας Σάμου για τις μεταβολές του επενδυτικού κόστους διασύνδεσης. Διάγραμμα 410: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Ικαρίας Σάμου για τις μεταβολές του επιτοκίου αναγωγής. Σε όλα τα Διαγράμματα είναι εμφανής η υπεροχή του σεναρίου διασύνδεσης Β(α). Συγκεκριμένα στο Διάγραμμα 4 6 το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής σεναρίων με υψηλή διείσδυση (Σενάρια Β(α) και Β(β)) μειώνεται όσο αυξάνεται η οριακή τιμή συστήματος. Αντίθετα το κόστος παραγωγής της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων με χαμηλή ή σταδιακή διείσδυση (Σενάρια Α, Γ(α) και Γ(β)) αυξάνεται. Από το Διάγραμμα 4 6 είναι εμφανές το οικονομικό όφελος της Διασύνδεσης όταν η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 59

62 υλοποίησή της πραγματοποιείται με ταυτόχρονη υψηλή διείσδυση, διακινώντας έτσι ενέργεια προς το Σύστημα. Οπωσδήποτε σε κάθε περίπτωση χαμηλής η υψηλής διείσδυσης όμως, η διασύνδεση είναι οικονομικότερη από την αυτόνομη λειτουργία. Στο Διάγραμμα 4 7 φαίνεται η υπεροχή της διασυνδεδεμένης λειτουργίας έναντι της αυτόνομης, ιδίως μάλιστα όσο ο ετήσιος ρυθμός αύξησης καυσίμου παίρνει μεγάλες τιμές. Σημειώνεται ότι οι μεταβολές των ρυθμών αύξησης που θεωρούνται είναι: +/ 3,5% για τα καύσιμα, τους ρύπους και +/2% για την ΟΤΣ και τις. Στο Διάγραμμα έχει θεωρηθεί ότι όταν τα καύσιμα και οι ρύποι αυξάνονται με ρυθμό 3,5%, η ΟΤΣ και οι αυξάνονται με ρυθμό 2%, ενώ όταν καύσιμα και ρύποι αυξάνονται κατά 7%, η ΟΤΣ και οι κατά 4%. Από το Διάγραμμα 4 8 προκύπτουν αντίστοιχα συμπεράσματα με αυτά της Διασύνδεσης Χίου Λέσβου. Συγκεκριμένα, το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής της διασυνδεδεμένης λειτουργίας με υψηλή διείσδυση μειώνεται με την αύξηση του κόστους εκπομπών, γεγονός που οφείλεται στη διακίνηση ενέργειας προς το σύστημα. Στο Διάγραμμα 4 9 τα Σενάρια Β(α) και Γ(α) εξακολουθούν να αποτελούν οικονομικές λύσεις, ακόμη και όταν το κόστος διασύνδεσης φτάνει το +50% του αρχικού επενδυτικού κόστους. Στο Διάγραμμα 4 10 φαίνεται η αύξηση του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής της 25ετίας με την αύξηση του επιτοκίου αναγωγής αναδεικνύοντας και πάλι τη διασύνδεση ως συμφέρουσα λύση. 3) Διασύνδεση Λήμνου Διάγραμμα 411: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Λήμνου για τις μεταβολές της ΟΤΣ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 60

63 Διάγραμμα 412: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Λήμνου για τις μεταβολές του ρυθμού αύξησης του κόστους παραγωγής. Διάγραμμα 413: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Λήμνου για τις μεταβολές του κόστους εκπομπών. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 61

64 Διάγραμμα 414: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Λήμνου για τις μεταβολές του επενδυτικού κόστους διασύνδεσης. Διάγραμμα 415: Ανάλυση ευαισθησίας του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής 25ετίας της αυτόνομης λειτουργίας και των σεναρίων διασύνδεσης Λήμνου για τις μεταβολές του επιτοκίου αναγωγής. Σε όλα τα Διαγράμματα, με βάση τις τιμές του σεναρίου αναφοράς, είναι εμφανή η υπεροχή του σεναρίου διασύνδεσης Β. Συγκεκριμένα στο Διάγραμμα 4 11 το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής της διασυνδεδεμένης λειτουργίας μειώνεται όσο αυξάνεται η οριακή τιμή συστήματος, αναδεικνύοντας το όφελος της Διασύνδεσης έναντι της αυτόνομης λειτουργίας. Για τιμές της ΟΤΣ μικρότερες των 70 /MWh τα συμπεράσματα είναι αντίθετα και ταυτόσημα με αυτά της τιμολόγησης με ισοδύναμη μονάδα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 62

65 Στο Διάγραμμα 4 12 τα συμπεράσματα είναι όμοια με αυτά των διασυνδέσεων Χίου Λέσβου και Ικαρίας Σάμου. Από το Διάγραμμα 4 13 το ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής της αυτόνομης λειτουργίας αυξάνεται ενώ της διασυνδεδεμένης λειτουργίας μειώνεται με την αύξηση του κόστους εκπομπών, γεγονός που οφείλεται στη δυνατότητα διακίνησης ενέργειας προς το σύστημα. Στο Διάγραμμα 4 14 τα σενάρια διασύνδεσης αποτελούν οικονομικές λύσεις για αποκλίσεις από το αρχικό επενδυτικό κόστος μικρότερες του +50%. Στο Διάγραμμα 4 15 φαίνεται η αύξηση του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής της 25ετίας με την αύξηση του επιτοκίου αναγωγής αναδεικνύοντας και πάλι τη διασύνδεση με υψηλή διείσδυση (σενάριο Β) ως συμφέρουσα λύση. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 63

66 5. ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ 5.1 Σενάρια διαμόρφωσης της διασύνδεσης Στην ΣΜΔΝ είχε εξεταστεί ένα μόνον Σενάριο όσον αφορά την διαμόρφωση της διασύνδεσης: Η ικανότητα μεταφοράς της διασύνδεσης είχε ληφθεί 2x300=700MW, οι δε ΓΜ και το ΥΒΚ ακολουθούσαν την διαδρομή που είχε επιλέξει η ΔΕΗ κατά την σχετική μελέτη σύνδεσης της Κρήτης του Η μόνη αλλά ουσιαστική διαφορά ήταν ότι η έξοδος των ΥΒΚ δεν θα γίνεται τώρα στο δυτικό άκρο του νησιού αλλά στον νέο Κορακιάς, όπου και το κέντρο βάρος των φορτίων της Κρήτης. Η απευθείας σύνδεση στον Κορακιάς, αν και οδηγεί σε σημαντική αύξηση του μήκους του ΥΒΚ και συνεπώς και του κόστους της διασύνδεσης, κρίθηκε αναγκαία λόγω της εκτιμούμενης δυσκολίας στην δυνατότητα κατασκευής εναέριας ΓΜ από το δυτικό σημείο εξόδου των ΥΒΚ μέχρι το κέντρο βάρους των φορτίων της Κρήτης (Ηράκλειο), όπως προέβλεπε η μελέτη της ΔΕΗ. Στην ΣΜΔΝ επίσης, η διασύνδεση προβλεπόταν με διπλό κύκλωμα 2x350=700MW, η διαμόρφωση του οποίου επιτρέπει σε περίπτωση βλάβης ενός μονοπολικού ΥΒΚ ή ενός Μετατροπέα, να είναι δυνατή η συνέχιση της παροχής ισχύος 350MW. Παρά το ότι υπήρχε η εξασφάλιση αυτή, η εγκατεστημένη ισχύς των τοπικών (Πετρελαϊκών ΠΠ ή Φυσικού Αερίου ΦΑ), διατηρούνταν και ενισχύονταν συνεχώς, έτσι ώστε να καλύπτει την ετήσια μέγιστη ζήτηση. Η διπλή αυτή εξασφάλιση (διπλή εφεδρεία) κρίνεται υπερβολική. Για το λόγο αυτό κρίνεται δηλαδή σκόπιμο να εξεταστεί και η περίπτωση κατά την οποία, όταν η Κρήτη τροφοδοτείται με δύο ανεξάρτητα κυκλώματα DC, αρκεί η κάλυψη της μέγιστης ζήτησης από το ένα κύκλωμα και την τοπική παραγωγή. Υπενθυμίζεται τέλος ότι η εξέλιξη των φορτίων στην Κρήτη προβλέπεται ως εξής: Λαμβάνοντας υπόψη τα παραπάνω καθώς και την τεχνολογική εξέλιξη των τελευταίων ετών που αναφέρεται στην Παράγραφο 1.2.2, καταλήγουμε στα ακόλουθα, όσον αφορά στην διαμόρφωση των Σεναρίων: (1) Η επιλογή της διαδρομής του ΥΒΚ Μονεμβασιά Κρήτη από την ΔΕΗ, είχε γίνει μετά από εκτεταμένη μελέτη του θέματος και συνεπώς κρίνεται ότι θα πρέπει οπωσδήποτε να τηρηθεί.. (2) Η διατήρηση ισχύος παραγωγής επί της Κρήτης κρίνεται αναγκαία, όπως αναλύεται στην ΣΜΔΝ, αλλά θεωρούμε ότι αρκεί: (α) Να καλύπτει πλήρως την ετήσια μέγιστη ζήτηση, όταν η διασύνδεση γίνεται με ένα κύκλωμα και συνεπώς δεν εξασφαλίζει το «Κριτήριο Ν1» και (β) Να καλύπτει την ετήσια μέγιστη ζήτηση κατά το ποσοστό που δεν καλύπτεται από την εφεδρεία της διασύνδεσης, ήτοι κατά 50% σε περίπτωση που εγκαθίστανται δύο όμοια ανεξάρτητα κυκλώματα. (3) Για την εκτίμηση του ποσοστού της συνολικής ενέργειας που θα καλύπτει η διασύνδεση ανάλογα με την ικανότητα μεταφοράς της, λαμβάνεται υπόψη ότι, σύμφωνα με την ΣΜΔΝ, η ποσοστιαία συμβολή των σταθμών παραγωγής μετά την διασύνδεση ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 64

67 2x350=700MW, (η οποία θεωρείτο ότι γίνεται την αρχή της 2 ης 5ετίας), εξελίσσονταν ανά 5ετία ως εξής: 1 η : 100% 2 η : 3,23% 3 η : 11,8% 4 η : 22,0% και 5 η : 30,0% Με βάση τα παραπάνω κρίνεται ότι είναι σκόπιμο να διερευνηθεί εναλλακτικά διασύνδεσης ισχύος της τάξεως των 500MW και 2x500=1.000MW. Για το σκοπό αυτό επιλέγονται προς εξέταση τα ακόλουθα Σενάρια: Σενάριο Α: Αυτόνομη ανάπτυξη με Σενάριο Β: Διασύνδεση το 2015: Δύο κυκλώματα 500MW (2x500MW) Η συμβατική τοπική παραγωγή ενισχύεται ώστε να καλύπτει την ετήσια αιχμή μόνον στο ποσοστό που η εφεδρεία του δεύτερου ΥΒΚ δεν επαρκεί. Η αιολική παραγωγή αυξάνεται σταδιακά από 160MW το 2010, σε 400MW το 2015, σε 600MW το 2020, σε 800MW το 2025 και σε 1.000MW το 2030 Σενάριο Γ(α): Διασύνδεση το 2015: Ένα κύκλωμα 500MW (1x500MW) Η συμβατική τοπική παραγωγή ενισχύεται ώστε να καλύπτει την ετήσια αιχμή από το 2015 μέχρι το Η αιολική παραγωγή αυξάνεται σταδιακά από 160MW το 2010, σε 300MW το 2015, σε 400MW το 2020 και σε 500MW το 2025, όπου και παραμένει μέχρι το τέλος της περιόδου Σενάριο Γ(β): Διασύνδεση το 2015: Ένα κύκλωμα DC 1.000MW (1x1000MW) Η συμβατική τοπική παραγωγή ενισχύεται συνεχώς ώστε να καλύπτει την ετήσια αιχμή μέχρι το 2035 Η αιολική παραγωγή αυξάνεται σταδιακά από 160MW το 2010, σε 400MW το 2015, σε 600MW το 2020, σε 800MW το 2025 και σε 1.000MW το 2030 Σενάριο Δ: Διασύνδεση το 2015: Ένα κύκλωμα DC 500MW (1x500MW) 2025: Δεύτερο κύκλωμα DC 500ΜW (2x500MW) Η συμβατική τοπική παραγωγή ενισχύεται ώστε μέχρι το 2025 να καλύπτει την ετήσια αιχμή και ακολούθως να την καλύπτει μόνον στο ποσοστό που η εφεδρεία του δεύτερου ΥΒΚ δεν επαρκεί. Η αιολική παραγωγή αυξάνεται σταδιακά από 160MW το 2010, σε 400MW το 2015, σε 600MW το 2020, σε 800MW το 2025 και σε 1.000MW το Κοστολόγηση της διασύνδεσης της Κρήτης Απλό κύκλωμα 1x500MW Σύμφωνα με τα προηγούμενα το κόστος της απλής διασύνδεσης 1x500MW, θα είναι όπως φαίνεται στον Πίνακα 51. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 65

68 ΠΙΝΑΚΑΣ 51: Εγκατάσταση Κοστολόγηση διασύνδεσης ΣύστημαΚρήτη 1x500MW Μοναδιαίο Κόστος (2010) (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) 1.. Y/Σ AC/DC Μεγ/πολης 1x500MW ΓΜ 150kV DC 160 1x125km Ζεύγος ΥΒΚ Μον.Κορακιά Πόντιση ΥΒΚ 600 1x250km Υ/Σ Κορακιάς DC/AC 1x500MW Σύνολο Διπλό κύκλωμα: 2x500MW Το κόστος της διασύνδεσης με διπλό κύκλωμα 2x500MW, θα είναι όπως φαίνεται στον Πίνακα 52. ΠΙΝΑΚΑΣ 52: Κοστολόγηση διασύνδεσης ΣύστημαΚρήτη 2x500MW Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (2010) (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) 1.. Y/Σ AC/DC Μεγ/πολης 1x500MW ΓΜ 150kV DC 160 1x125km Ζεύγος ΥΒΚ Μον.Κορακιά Πόντιση ΥΒΚ 600 1x250km Υ/Σ Κορακιάς DC/AC 1x500MW Y/Σ AC/DC Μεγ/πολης 1x500MW ΓΜ 150kV DC 160 1x125km Ζεύγος ΥΒΚ Μον.Κορακιά Πόντιση ΥΒΚ 600 1x250km Υ/Σ Κορακιάς DC/AC 1x500MW Σύνολο Απλό κύκλωμα: 1x1.000MW Το κόστος της διασύνδεσης με απλό κύκλωμα 1x1.000MW, θα είναι όπως φαίνεται στον Πίνακα 53. ΠΙΝΑΚΑΣ 53: Κοστολόγηση διασύνδεσης ΣύστημαΚρήτη 1.000MW Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (2010) (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) 1. Y/Σ AC/DC Μεγ/πολης 1x1.000MW ΓΜ 150kV DC 200 1x125km Ζεύγος ΥΒΚ DC Μον.Κορακιά Πόντιση x250km Υ/Σ Κορακιάς DC/AC 1x1.000MW Σύνολο ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 66

69 Κατά τις όπως παραπάνω κοστολογήσεις δεν λήφθηκαν υπόψη διάφορες λεπτομέρειες οι οποίες θα διαφοροποιούσαν το συνολικό κόστος (π.χ. μειωμένο κόστος πόντισης του δευτέρου ΥΒΚ, δεδομένου ότι η έρευνα του βυθού θα έχει ήδη γίνει κατά την πόντιση του πρώτου ή το ότι στους Υ/Σ θα υπάρχουν ήδη ορισμένες υποδομές που επιβαρύνουν την πρώτη εγκατάσταση κ.ά.) καθώς και οι δαπάνες των έργων σύνδεσης με το υπάρχον δίκτυο, οι οποίες βέβαια είναι περίπου κοινές για όλα τα Σενάρια. Αυτό έγινε διότι η εκτίμησή τους είναι δύσκολη ως αδύνατη στο παρόν στάδιο, αλλά και διότι αποτελούν σχετικά μικρό ποσοστό έναντι της δαπάνης του κύριου εξοπλισμού και υπερκαλύπτονται από τα περιθώρια της διερεύνησης της ευαισθησίας των τιμών η οποία για το λόγο αυτό θα κυμαίνεται κατά την σχετική εξέταση, σε ευρέα όρια. 5.3 Καθορισμός της ισχύος της τοπικής παραγωγής Στην ΣΜΔΝ οι επιλογές της σύνθεσης και ανάπτυξης των της Κρήτης έγινε με βάση τον τότε υπάρχοντα προγραμματισμό και τις σχετικές αποφάσεις που είχαν μέχρι τότε ληφθεί για την ανάπτυξη της ηλεκτροπαραγωγής κατά τα αμέσως επόμενα χρόνια. Συγκεκριμένα για κάθε Σενάριο έγινε αναλυτική εκτίμηση της ανάπτυξης κάθε σταθμού παραγωγής της Κρήτης με την εγκατάσταση των κατ εκτίμηση κατάλληλων μονάδων χωριστά: (α) αν θα λειτουργούσαν με Προϊόντα Πετρελαίου (ΠΠ) και (β) αν θα λειτουργούσαν με Φυσικό Αέριο (ΦΑ) Αυτόνομη Ανάπτυξη Στην παρούσα εξέταση λαμβάνεται κατ αρχήν υπόψη η απόφαση εισόδου του ΦΑ στην Κρήτη. Η Αυτόνομη Ανάπτυξη (ΑΑ) θεωρείται ότι θα γίνει όπως προβλεπόταν στην ΣΜΔΝ για την περίπτωση εισαγωγής του ΦΑ και φαίνεται αναλυτικά στον παρακάτω Πίνακα 54. Το άνω μέρος του Πίνακα 5.4 είναι αντιγραφή του Πίνακα 5.3 της ΣΜΔΝ, ενώ στο κάτω φαίνονται οι μονάδες που προστίθενται και απομακρύνονται. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 67

70 ΠΙΝΑΚΑΣ 54: Σύνθεση των Κρήτης για Αυτόνομη Ανάπτυξη με ΦΑ (ΠΙΝΑΚΑΣ 5.3 της ΣΜΔΝ) Έτος Ηρακλείου Και Χανίων Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ ΣΚ Α/Σ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο Γενικό σύνολο Κρήτης Μέγιστη ετήσια ζήτηση Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σενάριο Β Στην περίπτωση του Σεναρίου Β, διασύνδεση με δύο ανεξάρτητα κυκλώματα 2x500 MW, η συμβατική τοπική παραγωγή επιλέγεται ώστε να καλύπτει την ετήσια αιχμή μαζί με το ένα από τα δύο κυκλώματα, αλλά και με το δεδομένο ότι το βασικό φορτίο θα καλύπτεται από την διασύνδεση. Αναλυτικά η τοπική παραγωγή διαμορφώνεται όπως δείχνεται στον Πίνακα 55. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 68

71 ΠΙΝΑΚΑΣ 55: Σύνθεση των Κρήτης για το Σενάριο Β Έτος Ηρακλείου Και Χανίων Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ ΣΚ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο Γενικό σύνολο Κρήτης Διασύνδεση Συνολική ικανότης Μέγιστη ετήσια ζήτηση Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Διασύνδεση Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σενάρια διασυνδέσεων Γ(α) και Γ(β) Στα Σενάρια Γ(α) και Γ(β) η διασύνδεση, η οποία πραγματοποιείται το 2015, γίνεται με ένα ΥΒΚ και συνεπώς δεν προσφέρει εφεδρεία. Επομένως η εγκαθιστώμενη ισχύς συμβατικών μονάδων από το 2015 και μετά θα πρέπει, μαζί με τις διατηρούμενες παλαιές μονάδες, να καλύπτουν πλήρως την μέγιστη ζήτηση. Δηλαδή η συνολική εγκατεστημένη ισχύς παραμένει η ίδια περίπου όπως και στην περίπτωση της Αυτόνομης Ανάπτυξης, αλλά οι μονάδες που προστίθενται μετά την διασύνδεση ενδείκνυται να είναι κατά κύριο λόγο Αεριοστρόβιλοι (Α/Σ), δεδομένου ότι το βασικό φορτίο θα παρέχεται από την διασύνδεση.. Στον παρακάτω Πίνακα 56 φαίνεται η θεωρούμενη σύνθεση των της Κρήτης για το Σενάριο Γ(1) και Γ(2). ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 69

72 ΠΙΝΑΚΑΣ 56: Σύνθεση Κρήτης για τα Σενάρια Γ(α) και Γ(β) Έτος Ηρακλείου Και Χανίων Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ Α/Σ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο Γενικό σύνολο Κρήτης Μέγιστη ετήσια ζήτηση Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σενάριο Δ Κατά το Σενάριο αυτό η διασύνδεση γίνεται σε δύο φάσεις: αρχικό το 2015 εγκαθίσταται το πρώτο κύκλωμα 500 MW και το 2025 προστίθεται ένα δεύτερο όμοιο αλλά ανεξάρτητο, τόσο όσον αφορά στο εναέριο όσο και στο υποβρύχιο τμήμα του. Συνεπώς η συμβατική τοπική παραγωγή ενισχύεται ώστε μέχρι το 2025 να καλύπτει πλήρως την ετήσια αιχμή και ακολούθως να την καλύπτει μόνον στο ποσοστό που η εφεδρεία του δεύτερου ΥΒΚ δεν επαρκεί. Στον παρακάτω Πίνακα 58 φαίνεται η θεωρούμενη σύνθεση των της Κρήτης για το Σενάριο Δ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 70

73 ΠΙΝΑΚΑΣ 57: Σύνθεση των Κρήτης για το Σενάριο Δ. Έτος Ηρακλείου Και Χανίων Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ ΣΚ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο Γενικό σύνολο Κρήτης Διασύνδεση Συνολική ικανότης Εξασφαλισμένη ικανότητα Μέγιστη ετήσια ζήτηση Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Διασύνδεση Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Οικονομική αξιολόγηση Όπως και στις προηγούμενες περιπτώσεις διασυνδέσεων νησιών που εξετάστηκαν, προκειμένου να διαπιστωθούν οι επιπτώσεις που έχει ο τρόπος υπολογισμού του επενδυτικού κόστους παραγωγής των συμβατικών μονάδων, η οικονομική ανάλυση γίνεται χωριστά με τις δύο μεθόδους που προαναφέρθηκαν, ήτοι: (1) Όταν το κόστος παραγωγής του Συστήματος υπολογίζεται με βάση το κόστος ισοδύναμης μονάδας ΣΚ που λειτουργεί με ΦΑ, ισχύος ίσης με την μέγιστη ετήσια ζήτηση, όπως είχε γίνει και στην ΣΜΔΝ, και ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 71

74 (2) Όταν υπολογίζεται με βάση την μέση ετήσια Οριακή Τιμή του Συστήματος (ΟΤΣ).. Αντίστοιχα το κόστος των μονάδων της τοπικής παραγωγής στην μεν περίπτωση (1) υπολογίζεται με βάση το κόστος Επαύξησης Ισχύος και το Σταθερό Ετήσιο Κόστος Λειτουργίας, ενώ στην περίπτωση (2) με βάση το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος, λαμβάνοντας υπόψη τις τιμές του Πίνακα 12. Επίσης επειδή όπως θα φανεί από τα επόμενα η επίπτωση την οποία έχει η διείσδυση των στην οικονομικότητα των διαφόρων λύσεων είναι σημαντική, εκτός από την περίπτωση που προβλέπεται η κανονικά αναμενόμενη σχετικά υψηλή διείσδυση των που αναφέρθηκε κατά την περιγραφή των Σεναρίων, εξετάζεται και περίπτωση κατά την οποία και μετά την διασύνδεση η διείσδυση περιορίζεται στο ετήσιο μέγιστο 25%, όπως δηλαδή και στην περίπτωση της Αυτόνομης Ανάπτυξης. Α) Κανονική διείσδυση των Τα οικονομικά αποτελέσματα φαίνονται στο άνω μέρος των παρακάτω Πινάκων 59(1), στην περίπτωση που ως βάση λαμβάνεται Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ και τον Πίνακα 59(2), στην περίπτωση που ως βάση λαμβάνεται η Οριακή Τιμή του Συστήματος. Και στις δύο περιπτώσεις θεωρείται η ανάπτυξη των είναι αυξημένη και είναι αυτή που αναφέρεται στην περιγραφή του Σεναρίου, στην παράγραφο 5.1 Σημειώνεται τέλος ότι, δεδομένου πως έχει ήδη ληφθεί η απόφαση εισαγωγής του Φυσικού Αερίου (ΦΑ) στην Κρήτη, δεν εξετάζεται η περίπτωση χρήσης πετρελαίου. Το κόστος των αναγκαίων εγκαταστάσεων ΦΑ, λαμβάνεται ίσο με 430 M, όπως και στην ΣΜΔΝ. Σημειώνεται ότι, όπως και στις προηγούμενες περιπτώσεις διασυνδέσεων, προκειμένου να δοθεί μια εικόνα της διακίνησης της παραγόμενης ενέργειας, στο κάτω μέρος των Πινάκων αυτών δείχνεται η ετησίως διακινούμενη ενέργεια στο μέσο έτος κάθε 5ετίας της περιόδου , ως ποσοστό της συνολικής ζήτησης, η οποία σημειώνεται στην δεύτερη στήλη. Παρατηρούμε τα εξής: 1) Ο τρόπος υπολογισμού των σταθερών δαπανών, δηλαδή: (1) με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ του Συστήματος, όπως και στην αρχική ΣΜΔΝ ή (2) με βάση την Οριακή Τιμή του Συστήματος, δίδει διαφορετικά αποτελέσματα και συγκεκριμένα: Για την Αυτόνομη Ανάπτυξη: (1) 759,3+717,3=1.476,6Μ και (2) 2.087,1Μ, δηλαδή μια σημαντική διαφορά κόστους 611,0 Μ, η οποία όμως αποτελεί μόνο το 6% περίπου του συνολικού κόστους. Για τα Σενάρια των διασυνδέσεων η επίπτωση είναι επίσης 6% έως 7%, πάντοτε υπέρ του (1). 2) Από τον Πίνακα 59(1) προκύπτει ότι όλα τα Σενάρια των Διασυνδέσεων είναι ολίγον οικονομικότερα του Σεναρίου Α, της Αυτοδύναμης Ανάπτυξης: Ως το οικονομικότερο εμφανίζεται το Σενάριο Δ, σε ποσοστό 4,0% και ακολούθως το Σενάριο Β σε ποσοστό 3,1% και παραπλήσια τα επόμενα. Αντίστοιχα από τον Πίνακα 59(2) προκύπτει ότι όλα τα Σενάρια διασύνδεσης είναι ολίγον ακριβότερα από το Σενάριο Α: Π.χ. το Σενάριο Δ κατά 1,0% και το αμέσως επόμενο Σενάριο Β κατά 2,9%. Οπωσδήποτε όλες οι παραπάνω διαφορές είναι αρκετά μικρές και συνεπώς μπορεί να λεχθεί ότι όλα τα Σενάρια εμφανίζονται ισοδύναμα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 72

75 ΠΙΝΑΚΑΣ 59(1): Διασύνδεση της Κρήτης με το Σύστημα (Τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Κανονική ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Δ Κρήτη ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ 2x500MW DC ΥΒΚ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW ΚΑΙ 1x500MW DC ΥΒΚ Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Σύστημα Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η Σύνολο & ιασ/ης ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 73

76 Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW DC ΥΒΚ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x1000MW DC ΥΒΚ Κρήτη ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 74

77 ΠΙΝΑΚΑΣ 59(2): Διασύνδεση της Κρήτης με το Σύστημα (Τιμολόγηση με βάση την μέση ΟΤΣ Κανονική ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Δ Κρήτη ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ 2x500MW DC ΥΒΚ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW ΚΑΙ 1x500MW DC ΥΒΚ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 75

78 Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) Κρήτη ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW DC ΥΒΚ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x1000MW DC ΥΒΚ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 76

79 3) Στο οικονομικότερο Σενάριο Δ διασύνδεσης του Πίνακα 59(1), το ολικό κόστος επιμερίζεται σε: 333,6/9208,7=3,6% λόγω της διασύνδεσης, 430/9208,7=4,7% λόγω της εισαγωγής του ΦΑ, 1677,8/9208,7=18,2% λόγω σταθερών δαπανών λειτουργίας και επαύξησης ισχύος των συμβατικών μονάδων, 5102,8/9208,7=55,4% λόγω μεταβλητών δαπανών (31,2% του Συστήματος και 24,2% των τοπικών σταθμών) και σε 1.664/9.208,7=18,1% σε αγορά ενέργειας από. Παρατηρούμε δηλαδή ότι οι μεταβλητές δαπάνες είναι ο κύριος παράγοντας κόστους: Ειδικότερα το κόστος καυσίμου 55,4% επιμερίζεται σε 46,7% καυσίμου και 8,7% λοιπές δαπάνες, ήτοι αποτελεί το 84,3% των μεταβλητών δαπανών. Παρόμοια είναι η κατανομή και στα άλλα Σενάρια. 4) Όσον αφορά στις παραγόμενες ενέργειες παρατηρούμε ότι στα Σενάρια Β, Γ(β) και Δ στα οποία η διασύνδεση έχει αυξημένη ικανότητα, η παραγωγή από συμβατικές πηγές περιορίζεται στο ελάχιστο, ώστε να χρησιμεύει πρακτικά μόνο ως εφεδρεία. Αντίθετα η συμβολή της στην παραγωγή είναι σημαντική στο Σενάριο Γ(α). 5) Διαπιστώνεται τέλος ότι το κύριο όφελος που αποτελεί η μείωση του Μεταβλητού Κόστους ς μετά την διασύνδεση (ιδίως στα Σενάρια Β και Γ(β) στα οποία η διασύνδεση είναι ικανότητας 1000kW), αντισταθμίζεται σχεδόν από το κόστος κατασκευής της και το κόστος διατήρησης εφεδρικής ισχύος. Το κύριο συμπέρασμα είναι ότι οι διαφορές κόστους για τα βασικά Σενάρια είναι οριακές, όπως φαίνεται και στην συνέχεια με την ανάλυση της ευαισθησίας και μπορούν να θεωρηθούν πρακτικώς ως οικονομικά ισοδύναμα. Όσον αφορά τα χαρακτηριστικά ήτοι την ικανότητα της διασύνδεσης φαίνεται ότι η ΜW είναι η μάλλον ενδεικνυόμενη, χωρίς όμως να υπάρχουν μεγάλες διαφορές από τις λοιπές. Β) Μειωμένη διείσδυση των 1) Στον Πίνακα 510(1) φαίνονται τα ίδια αποτελέσματα με αυτά του Πίνακα 59(1) αν θεωρηθεί ότι η διείσδυση των περιορίζεται και μετά την διασύνδεση στο 25% της μέγιστης ετήσιας ζήτησης. Παρατηρούμε ότι, λόγω της μείωσης της αγοράς αιολικής ενέργειας υπάρχει μείωση του συνολικού κόστους των Σεναρίων διασύνδεσης και αλλαγή της σειράς οικονομικότητάς τους: Οικονομικότερο εμφανίζεται το Σενάριο Β (και συμπίπτει σχεδόν με το Σενάριο Γ(α)) 2) Στον Πίνακα 510(2) φαίνονται τα ίδια αποτελέσματα με αυτά του Πίνακα 59(2) αν θεωρηθεί ότι η διείσδυση περιορίζεται και μετά την διασύνδεση στο 25% της μέγιστης ετήσιας ζήτησης, όπως και στην περίπτωση του Σεναρίου Α. παρατηρούμε ότι ισχύουν τα αυτά με τα όσα προαναφέρθηκαν για τους Πίνακες 510(1) και 59(1). ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 77

80 ΠΙΝΑΚΑΣ 510(1): Διασύνδεση της Κρήτης με το Σύστημα (Τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Μειωμένη ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Δ Κρήτη ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ 2x500MW DC ΥΒΚ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW ΚΑΙ 1x500MW DC ΥΒΚ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 78

81 Κρήτη ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW DC ΥΒΚ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x1000MW DC ΥΒΚ Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Σύστημα Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η Σύνολο & ιασ/ης ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 79

82 ΠΙΝΑΚΑΣ 510(2): Διασύνδεση της Κρήτης με το Σύστημα (Τιμολόγηση με βάση την μέση ΟΤΣ Μειωμένη ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Δ Κρήτη ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ 2x500MW DC ΥΒΚ ΣΤΑ ΙΑΚΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW ΚΑΙ 1x500MW DC ΥΒΚ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 80

83 Σενάριο Α Σενάριο Γ(α) Σενάριο Γ(β) Κρήτη ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x500MW DC ΥΒΚ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ 1x1000MW DC ΥΒΚ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Κόστος καυσίμου και Ο&Μ Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 81

84 5.5 Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους Όπως και προηγουμένως η ανάλυση ευαισθησίας των οικονομικών αποτελεσμάτων ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους γίνεται αρχικά για την περίπτωση τιμολόγησης με βάση Ισοδύναμη Μονάδα Συνδυασμένου Κύκλου με ΦΑ, Σχήματα 51(1) έως 55(1) και ακολούθως όταν η τιμολόγηση γίνεται με βάση την Οριακή Τιμή Συστήματος, Σχήματα 5 1(2) έως 55(2). Για την εκτίμηση των μεταβολών κάθε παραμέτρου κόστους λαμβάνεται η επίπτωση την οποία έχει στο Ανηγμένο στο αρχικό έτος Μοναδιαίο Κόστος ς για την θεωρούμενη περίοδο Σημειώνουμε τα ακόλουθα: Κοστολόγηση με βάση ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ ΣΧΗΜΑ 51(1): Επίπτωση της τιμής του Μεταβλητού Κόστους Μονάδας ΣΚ με ΦΑ Έναντι της βασικής τιμής 67 /MWh του συνολικού Μοναδιαίου Μεταβλητού Κόστους μονάδας Συνδυασμένου Κύκλου (ΣΚ) με ΦΑ, λαμβάνονται μεταβολές κατά +/ 15% και +/30%, ήτοι από 47 έως 87 /MWh περίπου. Παρατηρούμε ότι η οικονομικότερη διασύνδεση (Σενάριο Δ) εξακολουθεί να παραμένει οικονομικότερη έναντι της Αυτόνομης Ανάπτυξης (Σενάριο Α) μέχρι αύξηση της τιμής από 67 σε 80 Ε/MWh περίπου, ήτοι κατά 25%. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 82

85 ΣΧΗΜΑ 52(1): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των καυσίμων Υπενθυμίζεται ότι κατά την βασική οικονομική αξιολόγηση θεωρήθηκε ότι η τιμή των καυσίμων αυξάνεται με ετήσιο ρυθμό 3,5% πάνω από τον πληθωρισμό. Η μεταβολή της τιμής των καυσίμων συμπαρασύρει αντίστοιχα, αλλά με ρυθμό 2,0% και τις τιμές της Οριακής Τιμής του Συστήματος (ΟΤΣ) και το κόστος παραγωγής των, ήτοι: +/ 3,5% για καύσιμα και ρύπους και +/2% για την ΟΤΣ και τις. Ειδικότερα στο Διάγραμμα έχει θεωρηθεί ότι όταν τα καύσιμα και οι ρύποι αυξάνονται με ρυθμό 3,5%, η ΟΤΣ και οι αυξάνονται με ρυθμό 2%, ενώ όταν καύσιμα και ρύποι αυξάνονται κατά 7%, η ΟΤΣ και οι κατά 4%. Παρατηρούμε ότι το Σενάριο Δ (Σταδιακή διασύνδεση με ΥΒΚ MW), παραμένει οικονομικότερο εφόσον ο ρυθμός αύξησης των τιμών των καυσίμων υπερβαίνει το 1,7% ετησίως περίπου (ήτοι της ΟΤΣ κατά 1,0%), ενώ η διαφορά υπέρ της διασύνδεσης αυξάνει ταχέως αν ο ρυθμός είναι πέραν του 3,5% ετησίως. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 83

86 ΣΧΗΜΑ 53(1): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των ρύπων Παρατηρούμε ότι η διακύμανση της τιμής των ρύπων, από 20 έως 40 /ton CO 2, δεν μεταβάλει την σειρά οικονομικότητας των Σεναρίων, ενώ η επίπτωση της στην συνολική τιμή είναι: Για το Σενάριο Α: (167,5154,5)/161,5=+/4,0%, Για το Σενάριο Δ: (157,5147,5)/152,5=+/3,3% ΣΧΗΜΑ 54(1): Επίπτωση της διακύμανσης του κόστους της διασύνδεσης ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 84

87 Παρατηρούμε ότι η διακύμανση του κόστους της Διασύνδεσης επηρεάζει σε περιορισμένο σχετικά βαθμό το μοναδιαίο κόστος: π.χ. για το Σενάριο Δ, μια διακύμανση του κόστους κατά +/ 50% από 147,5 σε 152,5 /MWh ήτοι μόλις κατά 2,5%. Συνεπώς οποιαδήποτε ανακρίβεια στην κοστολόγηση της διασύνδεσης δεν μεταβάλει την οικονομικότητα Κοστολόγηση με βάση την ΟΤΣ Συγκρίνοντας το Σχήμα 51(2) με το αντίστοιχο 51(1) παρατηρούμε ότι το Σενάριο Δ είναι τώρα οικονομικότερο του Σεναρίου Α μόνο για τιμές της ΟΤΣ κάτω των 80 /MWh και γενικότερα ότι υπάρχει μια μετατόπιση της δέσμης των καμπυλών κόστους των Σεναρίων διασύνδεσης προς τις μικρότερες τιμές της ΟΤΣ. Οπωσδήποτε οι επιπτώσεις της διακύμανσης της ΟΤΣ κατά (10060)/80=+/12,5%, έχουν ως αποτέλεσμα την διακύμανση του ανηγμένου μοναδιαίου κόστους παραγωγής (π.χ. για το Σενάριο Δ) μόνον κατά ( )/168,5=+/3,4% ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 85

88 ΣΧΗΜΑ 51(2): Επίπτωση της Οριακής Τιμής του Συστήματος ΣΧΗΜΑ 52(2): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των καυσίμων Παρατηρούμε ότι το Σενάριο Δ (Σταδιακή διασύνδεση με ΥΒΚ MW), παραμένει οικονομικότερο εφόσον ο ρυθμός αύξησης των τιμών των καυσίμων υπερβαίνει τον ρυθμό αναφοράς 3,5% ετησίως, δηλαδή η διασύνδεση είναι οικονομικότερη μόνον αν ο ρυθμός παραμείνει μικρότερος του 3,5%. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 86

89 ΣΧΗΜΑ 53(2): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των ρύπων Παρατηρούμε ότι η διαφορές τιμών των διαφόρων Σεναρίων περιορίζονται σημαντικά σε σύγκριση με αυτές του Σχ. 53(1) αλλά η διακύμανση της τιμής των ρύπων, από 20 έως 40 /ton CO 2, ενώ η επίπτωση της στην συνολική τιμή είναι παρόμοια. ΣΧΗΜΑ 54(2): Επίπτωση της διακύμανσης του κόστους της διασύνδεσης Παρατηρούμε ότι, όπως και στο Σχ. 54(1), η διακύμανση του κόστους της Διασύνδεσης επηρεάζει σε περιορισμένο σχετικά βαθμό το μοναδιαίο κόστος: π.χ. για το Σενάριο Δ, μια διακύμανση του κόστους κατά +/ 50% από 165,5 σε 170,8 Ε/MWh ήτοι μόλις κατά 3,0%. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 87

90 Οπωσδήποτε όμως τώρα η διασύνδεση παραμένει οικονομικότερη της Αυτόνομης Ανάπτυξης μόνον αν το επενδυτικό κόστος της συμπίπτει με αυτό της αναφοράς, αν και οι διαφορές είναι τόσο μικρές ώστε όλα σχεδόν τα Σενάρια να μπορούν να θεωρηθούν ισοδύναμα: Για κόστος επένδυσης 50%, οι διαφορές κυμαίνονται από 165,5 έως 169,5 ήτοι κατά +/ 1,2%, ενώ για +50% κατά 175,5 έως 167,5, ήτοι κατά +/2,3% ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 88

91 6. ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ 6.1 Γενικά Όπως αναλυτικά αναφέρεται στην ΣΜΔΝ η διασύνδεσης των Δωδεκανήσων μεταξύ των, περιλαμβάνει την διασύνδεση της Ρόδου με την ΚωΚάλυμνο και ακολούθως τα προς βορά μικρότερα νησιά, τα οποία και σήμερα διασυνδέονται μεταξύ τους με ΥΒΚ 20 kv. Μετά την κατασκευή της διασύνδεσης με την Ρόδο, προβλέπεται ότι θα καταργηθούν οι Κω και Καλύμνου, το δε απομονωμένο σύστημα ΡόδουΚω/Καλύμνου θα τροφοδοτείται κυρίως από τον Ρόδου, και μετά το 2015 και από τον Γεωθερμικό Σταθμό Νισύρου, με μέση ισχύ 40 MW συνεχώς. Δεν θεωρείται αναγκαία η εξέταση της σκοπιμότητας διατήρησης των Κω και Καλύμνου προκειμένου να αποφευχθεί η εγκατάσταση δευτέρου ΥΒΚ, λόγω του σχετικά μικρού μεγέθους των νησιών και επίσης του μικρού μήκους των τμημάτων των ΥΒΚ. Συνεπώς ισχύουν γενικά τα αναφερόμενα στην ΣΜΔΝ και η επανεξέταση περιορίζεται στην επανεξέταση της οικονομικότητας με τις αναθεωρημένες τιμές. Στον παρακάτω Πίνακα 61 φαίνεται η αναμενόμενη εξέλιξη των φορτίων των Δωδεκανήσων, όπως είχαν ληφθεί και στην αρχική ΣΜΔΝ. ΠΙΝΑΚΑΣ 6 1:ΕΞΕΛΙΞΗ ΦΟΡΤΙΩΝ ΤΩΝ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ Ρόδος Λοιπά νησιά Σύνολο Κοστολόγηση της διασύνδεσης ΡόδουΚω/Καλύμνου Η διασύνδεση κατασκευάζεται όπως προβλέπεται στην ΣΜΔΝ ήτοι με ΥΒΚ 2x280MVA, ώστε να είναι δυνατή η πλήρης κατάργηση των ΑΣΠ Κω και Καλύμνου. Περιλαμβάνει τα τμήματα: (α) ΡόδοςΤήλος, όπου και κατασκευάζεται Υ/Σ 150/20kV για την ηλεκτροδότηση του νησιού, (β) ΤήλουΝισύρου, όπου προβλέπεται και η κατασκευή αντίστοιχου Υ/Σ στον οποίο θα συνδεθεί και ο ΓΘ Σταθμός και (γ) το τμήμα ΝίσυροςΚως. Στον Πίνακα 62 φαίνεται το αναθεωρημένο κόστος της όπως παραπάνω διασύνδεσης, η οποία προβλέπεται να κατασκευαστεί παράλληλα με τον ΓΘ Σταθμό, ισχύος 4060MW. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 89

92 ΠΙΝΑΚΑΣ 62: Διασύνδεση ΡόδουΚω/Καλύμνου Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) 1. ΥΒΚ ΡόδοςΤήλος 2x280MVA 800 2x50km Y/Σ Τήλου (2x12,5MVA) Πηνία 2x30MVA E/MVAR YBK ΤήλοςΝίσυρου 800 2x25km Υ/Σ Νισύρου YBK ΝίσυροςΚως 2x280MVA 800 2x25km Y/Σ Κω (2x50MVA) Σύνολο Σύνθεση των Δωδεκανήσων Στους παρακάτω Πίνακες 63 και 64, φαίνεται η προβλεπόμενη σύνθεση των των Δωδεκανήσων στην περίπτωση της Αυτόνομης Ανάπτυξης ΠΙΝΑΚΑΣ 63: Σύνθεση των Ρόδου, Αυτόνομη Ανάπτυξη (ΑΑ) Έτος Σωρονής Δ/Γ Α/Τ Α/Σ Σύνολο Νέος Δ/Γ Α/Σ Σύνολο Σύνολο Ρόδου Μέγιστη Ζήτηση Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Σ Αποξηλούμενη Α/Τ Δ/Γ Α/Σ Όλες οι μονάδες των Κω και Καλύμνου είναι Δ/Γ. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 90

93 ΠΙΝΑΚΑΣ 64: Σύνθεση των ΚωΚαλύμνου, για Αυτόνομη Ανάπτυξη (AA) Έτος Κω Καλύμνου Νέος Σύνολο Μέγιστη Ζήτηση Προστιθέμενη Αποξηλούμενη Στην περίπτωση της Διασύνδεσης, η εξέλιξη των Ρόδου προβλέπεται όπως δείχνεται στον παρακάτω Πίνακα 65: ΠΙΝΑΚΑΣ 65: Σύνθεση Ρόδου, με διασύνδεση με ΚωΚάλυμνο ΓΘ Νισύρου () Ρόδου Σορωνής ΑΤ 28 Νέος Δ/Γ 85 Α/Σ 68 Δ/Γ 210 Α/Σ ΣΚ ΣΥΝΟΛΟ Αιχμή φορτίου Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Σ ΓΘ ΣΚ Αποξηλούμενη Α/Τ Δ/Γ Α/Σ Εξεταζόμενα Σενάρια Με βάση τα προηγούμενα τα εξεταζόμενα Σενάρια, είναι τα ακόλουθα: Σενάριο Α: Αυτοδύναμη Ανάπτυξη της Ρόδου και επίσης της Κω/Καλύμνου. Σενάριο Β: Διασύνδεση της Ρόδου με την Κω μέσω της Τήλου και Νισύρου, σύμφωνα με τα αναφερόμενα στην Παράγραφο 6.2 Η αιολική ισχύς και στα δύο σενάρια περιορίζεται στο 25% του ετησίου μεγίστου ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 91

94 Θεωρούμε ότι η διασύνδεση καθώς και ο ΓΘ Νισύρου τίθενται σε λειτουργία το Δεδομένου ότι η ενέργεια του ΓΘ σταθμού αποτελεί, το κόστος παραγωγής του λαμβάνεται όπως αυτό της αιολικής. Όπως και στην ΣΜΔΝ δεν εξετάζονται οι αλλαγές που θα πρέπει να γίνουν στις υφιστάμενες διασυνδέσεις 20kV από την Κω και βορειότερα, δεδομένου ότι θα είναι οι ίδιες για όλα τα Σενάρια. Επίσης δεν εξετάζονται ενδιάμεσα Σενάρια π.χ. διασύνδεσης μόνον του ΓΘΣ Νισύρου με την Ρόδο, μέσω Τήλου, ή του ΓΘΣ Νισύρου με την Κω/Κάλυμνο, για τα οποία είναι αναγκαίο να υπάρχουν λεπτομερή στοιχεία. 6.5 Οικονομική αξιολόγηση Κατά την οικονομική αξιολόγηση αγνοείται αρχικά το ότι με την ύπαρξη ενός μόνον μεγάλου, ο οποίος θα έχει και μεγαλύτερες άρα και αποδοτικότερες μονάδες, αντί τριών μικρότερων. H εξέταση γίνεται χωριστά ανάλογα με το αν η κοστολόγηση γίνεται με βάση: (1) το Κόστος Επαύξησης Ισχύος ή (2) το Κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος των συμβατικών μονάδων. Στον Πίνακα 66(1) φαίνονται τα αποτελέσματα της οικονομικής αξιολόγησης, όταν γίνεται με βάση το κόστος Επαύξηση της Ισχύος και στον Πίνακα 66(2), όταν η επαύξηση γίνεται με βάση το Κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος. Σημειώνεται ότι για την εκτίμηση της συμβολής του ΓΘ σταθμού Νισύρου θεωρήθηκε ότι έχει προτεραιότητα ένταξης και συνεπώς λαμβάνεται ότι λειτουργεί συνεχώς με 40MW. Το κόστος παραγωγής του είναι μόνο το Μεταβλητό κόστος, το οποίο λαμβάνεται ίσο με αυτό των Α/Γ. Παρατηρούμε ότι η διασύνδεση των νησιών εμφανίζεται συμφέρουσα, ανεξάρτητα από τον τρόπο με τον οποίο κοστολογείται η ισχύς των, αλλά η διαφορά είναι πολύ μικρή: Κατά 1% περίπου στην περίπτωση του Πίνακα 66(1) και 3% περίπου στην περίπτωση του Πίνακα 66(2). Εμφανίζεται δηλαδή ότι το κόστος της διασύνδεσης μόλις αντισταθμίζεται από την ύπαρξη του ενός Ρόδου αντί των δύο, Ρόδου και Κω/Καλύμνου και κυρίως από την μικρότερη αναγκαία διαθεσιμότητας και επαύξησης ισχύος. Αυτό οφείλεται στο ότι τα κόστη λαμβάνονται ανά μονάδα ισχύος τα αυτά, δηλαδή ότι δεν λήφθηκε υπόψη ούτε η αύξηση του βαθμού αποδόσεως των μονάδων με την αύξηση της ισχύος αλλά και ούτε τα αυξημένα σταθερά κόστη των μικρότερων. Εκτιμάται ότι εάν ληφθούν υπόψη οι παράγοντες αυτοί η διαφορά κόστους θα αυξηθεί σημαντικά υπέρ της διασύνδεσης. ΕΝΔΙΑΜΕΣΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 92

95 ΠΙΝΑΚΑΣ 66(1): Διασύνδεση ΡόδουΚω/Καλύμνου, Τιμολόγηση με βάση το Κόστος Επαύξησης ισχύος Σενάριο Α Σενάριο Β ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x280 MW) ΡΟ ΟΥΚΩΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩΚΑΛΥΜΝΟΥ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) Σύνολο & ιασ/ης Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 93

96 ΠΙΝΑΚΑΣ 66(2): Διασύνδεση ΡόδουΚω/Καλύμνου, Τιμολόγηση με βάση το Κόστος Διαθεσιμότητας ισχύος Σενάριο Α Σενάριο Β ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ ΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩΚΑΛΥΜΝΟΥ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) , Σύνολο & ιασ/ης Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , Κόστος εκπομπών Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ Πενταετία ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 94

97 7. ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΚΡΗΤΗΣ ΚΑΙ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ ΜΕ ΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ 7.1 Γενικά Στην ΣΜΔΝ η διασύνδεση των Δωδεκανήσων μέσω της Κρήτης, ως επέκταση της διασύνδεσης της Κρήτης με το ηπειρωτικό Σύστημα, περιλάμβανε κυρίως τα ακόλουθα: 1) Το τμήμα της κύριας διασύνδεσης Σύστημα Κρήτη, το οποίο προβλεπόταν με δύο εναλλακτικά τρόπους: (α) Με κύκλωμα DC 2x350MW και (β) Με κύκλωμα 2x550MW 2) Την διασύνδεση ΚρήτηςΡόδου, η οποία προβλεπόταν με ΥΒΚ AC 2x280MVA το 2015, (με ικανότητα μεταφοράς υπό κανονικές συνθήκες μέχρι 450MW και εξασφαλισμένη ισχύ 225MW). Προβλέπεται επίσης ότι το 2030 θα απαιτηθεί επιπλέον η πόντιση ενός ακόμη ΥΒΚ 280MVA, ώστε η ικανότητα να αυξηθεί σε 675ΜW, με εξασφαλισμένη ισχύ 450MW. Περιλάμβανε επίσης τα ακόλουθα: 1) Την εξέλιξη των φορτίων των Δωδεκανήσων, όπως φαίνεται στον παρακάτω Πίνακα: Κρήτη Ρόδος Λοιπά νησιά Σύνολο ) Για την λειτουργία του συστήματος Κρήτης Ρόδου, λαμβανόταν υπόψη ότι διατηρείται η τοπική παραγωγή τόσο στην Κρήτη όσο και στη Ρόδο. Η διατήρηση τοπικής παραγωγής γίνεται για λόγους εξασφάλισης της ηλεκτροδότησης, δεδομένης της πολυπλοκότητας του Συστήματος και της αδυναμίας αποκατάστασης της ηλεκτροδότησης σε εύλογο χρόνο σε περίπτωση βλάβης ΥΒΚ. Η επιλογή της σύνθεσης των τοπικών έγινε ούτως ώστε υπό κανονικές συνθήκες λειτουργίας να καλύπτουν κυρίως τα φορτία αιχμής, ενώ το φορτίο βάσης ή και το μέσο φορτίο να καλύπτεται από την διασύνδεση. Όταν η διασύνδεση γίνεται με ένα μόνον ΥΒΚ, η εγκατεστημένη ισχύς των προβλέπεται ώστε να καλύπτει την ετήσια μέγιστη ζήτηση, ενώ όταν η διασύνδεση γίνεται με δύο ανεξάρτητα κυκλώματα, η σύνθεση των προβλέπεται ούτως ώστε να καλύπτουν τη ζήτηση για βλάβη του ενός εκ των ΥΒΚ. Ειδικότερα όσον αφορά το συγκρότημα των Δωδεκανήσων, το φορτίο βάσης καθώς και το ενδιάμεσο φορτίο τους θα καλύπτεται κατά προτεραιότητα από τον ΓΘ Νισύρου, που θεωρείται ότι προσφέρει 40MW συνεχώς, ακολούθως από την διασύνδεση με την Κρήτη και τέλος από τον Ρόδου. Η παρεχόμενη από την Κρήτη ισχύς υπό κανονικές συνθήκες είχε ληφθεί ίση με 400MW, μέχρι το 2030 και 600MW μετά το Υπό έκτακτες συνθήκες θεωρείτο ότι η διασύνδεση Κρήτης Ρόδου εξασφαλίζει για την Ρόδο ισχύ 200MW μέχρι το 2030 και στη συνέχεια 400MW. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 95

98 7.2 Αρχές λειτουργίας και Σενάρια της διασύνδεσης Στην παρούσα επανεξέταση διατηρούνται οι όπως παραπάνω βασικές αρχές λειτουργίας, οι οποίες προβλεπόταν και στην αρχική ΣΜΔΝ, αλλά γίνονται ορισμένες μεταβολές ώστε να προσαρμοστούν και προς τις αντίστοιχες προβλέψεις οι οποίες έγιναν για την διασύνδεση της Κρήτης στο Κεφάλαιο 5. Συγκεκριμένα λαμβάνεται ότι: Η διασύνδεση Σύστημα Κρήτη καθώς και η διασύνδεση της Ρόδου με Κω/Κάλυμνο θα έχουν ήδη πραγματοποιηθεί το 2015, όταν τίθεται σε λειτουργία και η διασύνδεση Κρήτης Ρόδου. Η διασύνδεση Κρήτης Ρόδου κατασκευάζεται με δύο ΥΒΚ 2x280MVA το 2015 και έχει ικανότητα 2x225=450MW υπό κανονικές συνθήκες ή 225MW σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ. Δεν γίνεται οποιαδήποτε τροποποίηση αυτής μέχρι το τέλος της θεωρούμενης περιόδου, ήτοι το 2035 Ο ΓΘ Νισύρου τίθεται σε λειτουργία το 2015 και παράγει συνεχώς 40ΜW Διατηρούνται οι Κρήτης και Ρόδου και διαμορφώνονται ώστε να είναι σε θέση να εξασφαλίζουν την πλήρη ηλεκτροδότηση του συγκροτήματος Κρήτης Δωδεκανήσων σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ. Υπό κανονικές συνθήκες λειτουργίας, όταν δηλαδή δεν υπάρχουν τμήματα του δικτύου εκτός λειτουργίας, η ηλεκτροδότηση των διασυνδεδεμένων νησιών πραγματοποιείται λαμβάνοντας ως βάση ότι το φορτίο εξυπηρετείται με την ακόλουθη προτεραιότητα από το Σύστημα, μέχρι το όριο της διασύνδεσης Σύστημα Κρήτη. Το κόστος μονάδων παραγωγής της αυτής κατηγορίας των Κρήτης και Ρόδου λαμβάνεται το ίδιο. Μπορεί συνεπώς να θεωρηθεί ότι η διασύνδεση Σύστημα Κρήτη τροφοδοτεί φορτίο ίσο με το άθροισμα των φορτίων Κρήτης και Δωδεκανήσων, μέχρι την δυνατότητα της διασύνδεσης Σύστημα Κρήτη και το υπόλοιπο από τους Κρήτης ή και Ρόδου, ανάλογα με τις ανάγκες. Η επάρκεια των για την κάλυψη των αιχμών εξασφαλίζεται από την διαμόρφωσή τους ώστε να παρέχουν την αναγκαία εφεδρεία σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ. Η αιολική παραγωγή λαμβάνεται αθροιστικά για όλα τα νησιά. Με βάση τα παραπάνω εξετάζονται τα ακόλουθα Σενάρια. Σενάριο Α: Αυτοδύναμη ανάπτυξη Κρήτης και Ρόδου Κω/Καλύμνου Η αιολική ισχύς περιορίζεται στο 25% του ετησίου μεγίστου Το κόστος του Σεναρίου Α προκύπτει ως το άθροισμα της αυτόνομης λειτουργίας των δύο συστημάτων που έχουν ήδη εξεταστεί προηγουμένως και συγκρίνεται με τα επόμενα δύο Σενάρια διασύνδεσης Β και Γ. Σενάριο Β: Διασύνδεση το 2015: Δύο κυκλώματα DC 2x500MW 2015 Διασύνδεση με Ρόδο Η συνολική αιολική παραγωγή σε όλα τα νησιά: MW, MW, MW, MW, 2030 και MW Σενάριο Γ: Διασύνδεση το 2015 Ένα κύκλωμα DC 2x1.000MW 2015 Διασύνδεση με Ρόδο Η συνολική αιολική παραγωγή σε όλα τα νησιά: MW, MW, MW, MW, 2030 και MW. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 96

99 7.3 Σύνθεση των κατά την διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων Με βάση το ότι η ηλεκτροδότηση των νησιών θα πρέπει να εξασφαλίζεται σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ διαμορφώθηκε ο Πίνακας 71, στον οποίο φαίνονται οι ελάχιστες ισχείς των Κρήτης και Ρόδου που απαιτούνται για να καλύπτεται η μέγιστη ζήτηση κάθε 5 ετίας, με την παραδοχή ότι τα Δωδεκάνησα έχουν εξασφαλισμένη ισχύ 225ΜW (για απλοποίηση ή και την κάλυψη απωλειών λαμβάνεται 200MW) από την Κρήτη. Οι Κρήτης θα πρέπει να παρέχουν την ισχύ αυτή και όταν ένα από τα ΥΒΚ της διασύνδεσης Σύστημα Κρήτη είναι σε βλάβη. Δηλαδή η κρίσιμη κατάσταση προκύπτει όταν συμβεί βλάβη σε ένα από τα ΥΒΚ της διασύνδεσης ΣύστημαΚρήτη, οπότε και στην περίπτωση αυτή θα πρέπει να παρέχεται η εγγυημένη ισχύς των 200MW προς Δωδεκάνησα. Επιπλέον για τα Δωδεκάνησα θα πρέπει η ισχύς του Ρόδου με τον ΓΘ Νισύρου να καλύπτουν την ζήτηση σε περίπτωση βλάβης ενός ΥΒΚ της διασύνδεσης Κρήτης Δωδεκανήσων. Συνεπώς για το Σενάριο Β (διασύνδεση 2x500MW), οι Κρήτης θα πρέπει να διαθέτουν εξασφαλισμένη ισχύ ίση με την μέγιστη ζήτηση συν 200MW μείον 500MW (την ικανότητα του ενός ΥΒΚ). Για δε το Σενάριο Γ (διασύνδεση 2x1000MW), ίση με την μέγιστη ζήτηση συν 200MW μείον 1000MW. Αντίστοιχα ο Ρόδου θα πρέπει να διαθέτει εξασφαλισμένη ισχύ ίση με την μέγιστη ζήτηση μείον 200MW και για τα δύο Σενάρια.. Π.χ. Για το Σενάριο Β και το έτος 2020, ο Ρόδου πρέπει για λόγους εφεδρείας να έχει ελάχιστη ισχύ =316MW, ενώ οι Κρήτης =880MW. ΠΙΝΑΚΑΣ 71: Αναγκαία ελάχιστη ισχύς Κρήτης και Ρόδου για λόγους εφεδρείας Φορτίο Κρήτης Ρόδου Β Κρήτης Σενάρια Γ Ρόδου Κρήτης Ρόδου Μετά τα παραπάνω, η σύνθεση του Ρόδου, η οποία παραμένει η ίδια και για τα δύο Σενάρια Β και Γ, μετά την διασύνδεση με την Κρήτη, διαμορφώνεται σύμφωνα με τον Πίνακα 72. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 97

100 ΠΙΝΑΚΑΣ 72: Σύνθεση Ρόδου, μετά την διασύνδεση με Κρήτη ΓΘ Νισύρου Ρόδου Σορωνής Νέος ΑΤ Δ/Γ Α/Σ Δ/Γ Α/Σ ΣΥΝΟΛΟ εγκατ. ισχύς Εξασφ. Διασύνδεσης ΣΥΝΟΛΟ (εξασφαλ.) Αιχμή φορτίου Αναγκαία Πιν Προστιθέμενη Αποξηλούμενη Α/Σ Α/Σ ΑΤ Δ/Γ Δηλαδή μετά την διασύνδεση με την Κρήτη και την κατασκευή του νέου, στον Σορωνής παραμένουν μόνον οι Α/Σ ως εφεδρικοί μέχρι το Οι αναγκαία σύνθεση των της Κρήτης για καθένα από τα Σενάρια Β και Γ φαίνεται στους Πίνακες 73 και 74. Όπως προκύπτει από τον Πίνακα 73, κατά το Σενάριο Β οι Ηρακλείου και Χανίων παραμένουν (σε εφεδρεία ουσιαστικά) μέχρι το Αντίθετα στο Σενάριο Γ οι παλαιοί αυτοί μπορούν να αποξηλωθούν αμέσως μετά την θέση της διασύνδεσης σε λειτουργία, δηλαδή μετά το 2015, πράγμα το οποίο αποτελεί σοβαρό πλεονέκτημα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 98

101 ΠΙΝΑΚΑΣ 73: Σενάριο ΒΣύνθεση Κρήτης μετά την διασύνδεση των Δωδεκανήσων Έτος Ηρακλείου Και Χανίων Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ Α/Σ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο ΣΥΝΟΛΟ Κρήτης Μέγιστη ετήσια ζήτηση Ελάχιστη αναγκαία Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Διασύνδεση Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ x ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 99

102 ΠΙΝΑΚΑΣ 74: Σενάριο ΓΣύνθεση Κρήτης μετά την διασύνδεση των Δωδεκανήσων Έτος Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Σύνολο Ηρακλείου Και Χανίων Αθερινόλακου Δ/Γ Α/Τ ΣΚ Σύνολο Κορακιάς Δ/Γ ΣΚ Α/Σ Σύνολο ΣΥΝΟΛΟ Κρήτης Μέγιστη ετήσια ζήτηση Ελάχιστη αναγκαία Προστιθέμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ Διασύνδεση Απομακρυνόμενη Δ/Γ Α/Τ Α/Σ ΣΚ x Κοστολόγηση της διασύνδεσης ΚρήτηςΔωδεκανήσων Στον Πίνακα 75 φαίνεται η κοστολόγηση της διασύνδεσης ΚρήτηςΔωδεκανήσων, η οποία περιλαμβάνει: (α) Δύο ανεξάρτητες εναέριες ΓΜ 150kV Αθερινόλακος Βάι. (β) Τα ΥΒΚ Βάι Κάσος, Κάσος Κάρπαθος, Κάρπαθος Ρόδος καθώς και τα Ρόδος Τήλος, Τήλος Νίσυρος, Νίσυρος Κως. (γ) Τους αντίστοιχους Υ/Σ των νησιών με τα μέσα αντιστάθμισής τους. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 100

103 ΠΙΝΑΚΑΣ 75 Κoστολόγηση διασύνδεσης ΚρήτηςΔωδεκανήσων Εγκατάσταση Μοναδιαίο Κόστος (k ) Πλήθος Έτος Κόστος Εγκατ/σης (k ) 1. ΑθερινόλακοςΒάι 2 ΓΜ Β 150kV 180 2x30km YBK ΒάιΚάσος 2x280ΜVA 800 2x70km Υ/Σ Κάσου (2x12,5MVA) Πηνία 2x40MVAr SVC 20/+20MVAR YBK ΚάσοςΚάρπαθος 2x280MVA 800 2x45km Y/Σ Καρπάθου Πηνία 2x30MVAr SVC 20/+20MVAr ΥΒΚ ΚάρπαθοςΡόδος 2x280MVA 800 2x85km Υ/Σ Ρόδου Πηνία 2x40MVA SVC 150/+150MVAr ΥΒΚ ΡόδοςΤήλος 2x280MVA 800 2x50km Y/Σ Τήλου (2x12,5MVA) Πηνία 2x30MVA YBK ΤήλοςΝίσυρος 800 2x25km Υ/Σ Νισύρου YBK ΝίσυροςΚως 2x280MVA 800 2x25km Y/Σ Κω (2x50MVA) Σύνολο Οικονομική αξιολόγηση Σημειώνεται κατ αρχήν ότι και στην παρούσα διασύνδεση ισχύουν τα αναφερόμενα στην αρχή της παραγράφου 5.1. Σημειώνεται επίσης ότι οι μονάδες του ΓΘ Νισύρου εντάσσονται ώστε να λειτουργούν ώστε να παρέχουν 40MW συνεχώς, η δε παραγόμενη από αυτές ενέργεια θεωρείται ως ενέργεια και χρεώνεται όπως η παραγόμενη από Α/Γ. Α) Κανονική διείσδυση των Στον Πίνακα 76(1) δείχνεται η οικονομική αξιολόγηση για τιμολόγηση με βάση το κόστος Ισοδύναμης Μονάδας ΦΑ για την ενέργεια που απορροφάται από το Σύστημα και στον 76(2) με βάση την μέση ετήσια ΟΤΣ. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 101

104 ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΠΙΝΑΚΑΣ 76(1): Διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων (Τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Κανονική ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΚΡΗΤΗ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x500 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x1000 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) , , ,540.8 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) , , ,670.3 Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , , ,223.2 Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , , , , ,328.3 Σύστημα Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , , , , ,179.0 Κόστος εκπομπών , , ,149.4 Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , ,383.2 Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , , , , ,104.6 Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΝΟΛΟ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η Σύνολο & ιασ/ης ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 102

105 ΠΙΝΑΚΑΣ 76(2): Διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων (Τιμολόγηση με βάση την ετήσια ΟΤΣ Κανονική ανάπτυξη ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΚΡΗΤΗ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x500 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x1000 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) , , ,540.8 Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) , , , , , ,573.5 Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , , , , ,140.8 Σύστημα Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , , , , ,991.4 Κόστος εκπομπών , , ,149.4 Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , ,383.2 Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , , , , ,638.3 Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Πενταετία Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΝΟΛΟ ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η Σύνολο & ιασ/ης ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 103

106 Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Η διασύνδεση εμφανίζεται γενικά οικονομικότερη από την Αυτοδύναμη Ανάπτυξη. Συγκεκριμένα: 1) Στην για την κοστολόγηση (1), Πίνακας 76(1), το Σενάριο Β είναι οικονομικότερο κατά 8,7% και το Σενάριο Γ κατά 6,1%. Αντίθετα για την κοστολόγηση (2), Πίνακας 76(2) το Σενάριο Β είναι οικονομικότερο μόλις κατά 3,6% και το Σενάριο Γ κατά 1,9%. 2) Τα Σενάρια διασύνδεσης ουσιαστικά συμπίπτουν μεταξύ τους δεδομένου ότι η διαφορά τους είναι περί το 2%. 3) Στο οικονομικότερο Σενάριο Β διασύνδεσης του Πίνακα 76(1), το ολικό κόστος επιμερίζεται σε: 851,9/13.812,1=6,2% λόγω της διασύνδεσης, 430/13.812,1=3,1% λόγω της εισαγωγής του ΦΑ στην Κρήτη 2.456/13.812,1=17,8% λόγω σταθερών δαπανών λειτουργίας και επαύξησης ισχύος των συμβατικών μονάδων, 8.186,4/13.812,1=59,2% λόγω Μεταβλητών δαπανών παραγωγής συμβατικών μονάδων 1.919,6/13.812,1= 13,9% σε αγορά ενέργειας από. Παρατηρούμε δηλαδή ότι οι μεταβλητές δαπάνες είναι ο κύριος παράγοντας κόστους, όπως και στην περίπτωση διασύνδεσης μόνον της Κρήτης. Το ποσοστό αυτό επιμερίζεται σε 3.475,4/8.186,6=42,5% από την τοπική παραγωγή Κρήτης και Ρόδου και το υπόλοιπο σε μονάδες του Συστήματος. Παρόμοια είναι η κατανομή και στα άλλα Σενάρια. 4) Όσον αφορά στις παραγόμενες ενέργειες παρατηρούμε ότι στο Σενάριο Γ στο οποίο η διασύνδεση έχει αυξημένη ικανότητα, η παραγωγή από συμβατικές πηγές μετά την κατασκευή της διασύνδεσης, περιορίζεται στο ελάχιστο, ώστε να χρησιμεύει πρακτικά μόνο ως εφεδρεία. Αντίθετα η συμβολή της στην παραγωγή είναι σημαντική ιδίως κατά το τέλος της περιόδου στο Σενάριο Β. Β) Μειωμένη διείσδυση των Στον Πίνακα 77(1) φαίνονται τα ίδια αποτελέσματα με αυτά του Πίνακα 76(1) αν θεωρηθεί ότι η διείσδυση των περιορίζεται και μετά την διασύνδεση στο 25% της μέγιστης ετήσιας ζήτησης και στον 77(2) τα αντίστοιχα του 76(2). Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Η διασύνδεση εμφανίζεται και πάλι οικονομικότερη από την Αυτοδύναμη Ανάπτυξη: Στην περίπτωση (1): Το Σενάριο Β κατά 7,5% και το Γ κατά 5,2% και Στην περίπτωση (2): Το Σενάριο Β κατά 2,5%, ενώ για το Γ η διαφορά μηδενίζεται 2) Από την σύγκριση των Πινάκων 76(1) και 76(2), προκύπτει ότι η αυξημένη αιολική διείσδυση μειώνει αλλά ελάχιστα το συνολικό κόστος... ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 104

107 ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΠΙΝΑΚΑΣ 77(1): Διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων (Τιμολόγηση με βάση Ισοδύναμη Μονάδα ΦΑ Μειωμένη ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΚΡΗΤΗ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x500 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x1000 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) , , ,540.8 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης μονάδων (Μ ) , , ,670.3 Παραμένουσα αξία αποξηλωθεισών μονάδων (Μ ) Σταθερό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) , , ,223.2 Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , , , , ,453.2 Σύστημα Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , , , , ,111.8 Κόστος εκπομπών , , , ,341.4 Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , ,394.9 Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , , , , ,241.2 Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΝΟΛΟ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η Σύνολο & ιασ/ης ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 105

108 ΠΙΝΑΚΑΣ 77(2): Διασύνδεση Κρήτης Δωδεκανήσων (Τιμολόγηση με βάση την ετήσια ΟΤΣ Μειωμένη ανάπτυξη ) Σενάριο Α Σενάριο Β Σενάριο Γ ΑΥΤΟΝΟΜΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΡΟ ΟΣ ΚΩΣ ΚΡΗΤΗ ΣΥΝΟΛΟ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x500 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗ ΜΕ ΙΠΛΟ ΥΒΚ (2x1000 MW) ΚΡΗΤΗΣΡΟ ΟΥΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΚΑΙ ΚΑΤΑΡΓΗΣΗ ΤΟΠΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΩ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Σύστημα Σύνολο & ιασ/ης Κόστος φυσικού αερίου / διασύνδεσης (Μ ) , , ,540.8 Κόστος διαθεσιμότητας ισχύος συμβατικών μονάδων(μ ) , , , , , ,573.5 Μεταβλητό κόστος παραγωγής συμβατικών μονάδων(μ ) 2, , , , , , , , ,458.6 Κόστος καυσίμου και Ο&Μ 2, , , , , , , , ,117.2 Κόστος εκπομπών , , , ,341.4 Κόστος παραγωγής Σταθμών (Μ ) , , ,394.9 Ολικό κόστος (Μ ) 3, , , , , , , , ,967.8 Μέσο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Ανηγμένο μοναδιαίο κόστος παραγωγής 25ετίας ( /MWh) Παραχθείσα ενέργεια το μέσο έτος της πενταετίας (ποσοστά % της συνολικής ζήτησης) Ζήτηση ενέργειας (MWh) ΣΥΣΤ ΣΥΝΟΛΟ Πενταετία ΣΥΣΤ ΣΥΣΤ 1η η η η η ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 106

109 7.6 Ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους Όπως και προηγουμένως η ανάλυση ευαισθησίας των οικονομικών αποτελεσμάτων ως προς τις κύριες παραμέτρους κόστους γίνεται αρχικά για την περίπτωση τιμολόγησης με βάση Ισοδύναμη Μονάδα Συνδυασμένου Κύκλου με ΦΑ, Σχήματα 71(1) έως 77(1) και ακολούθως όταν η τιμολόγηση γίνεται με βάση την Οριακή Τιμή Συστήματος, Σχήματα 7 1(2) έως 75(2). Για την εκτίμηση των μεταβολών κάθε παραμέτρου κόστους λαμβάνεται η επίπτωση την οποία έχει στο Ανηγμένο στο αρχικό έτος Μοναδιαίο Κόστος ς για την θεωρούμενη περίοδο Σημειώνουμε τα ακόλουθα: Κοστολόγηση με βάση ισοδύναμη μονάδα ΣΚ με ΦΑ ΣΧΗΜΑ 71(1): Επίπτωση της τιμής του Μεταβλητού Κόστους Μονάδας ΣΚ με ΦΑ Έναντι της βασικής τιμής 67 /MWh του συνολικού Μοναδιαίου Μεταβλητού Κόστους μονάδας Συνδυασμένου Κύκλου (ΣΚ) με ΦΑ, λαμβάνονται μεταβολές κατά +/15% και +/30%, ήτοι από 47 έως 87 /MWh περίπου. Παρατηρούμε ότι η οικονομικότερη διασύνδεση (Σενάριο Β) εξακολουθεί να παραμένει οικονομικότερη έναντι της Αυτόνομης Ανάπτυξης (Σενάριο Α), για όλη την θεωρούμενη περιοχή. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 107

110 ΣΧΗΜΑ 72(1): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των καυσίμων Όπως αναφέρθηκε και στην διασύνδεση της Κρήτης, κατά την βασική οικονομική αξιολόγηση θεωρήθηκε ότι η τιμή των καυσίμων αυξάνεται με ετήσιο ρυθμό 3,5% πάνω από τον πληθωρισμό. Η μεταβολή της τιμής των καυσίμων συμπαρασύρει αντίστοιχα, αλλά με ρυθμό 2,0% και τις τιμές της Οριακής Τιμής του Συστήματος (ΟΤΣ) και το κόστος παραγωγής των, ήτοι: +/ 3,5% για καύσιμα και ρύπους και +/2% για την ΟΤΣ και τις. Ειδικότερα στο Διάγραμμα έχει θεωρηθεί ότι όταν τα καύσιμα και οι ρύποι αυξάνονται με ρυθμό 3,5%, η ΟΤΣ και οι αυξάνονται με ρυθμό 2%, ενώ όταν καύσιμα και ρύποι αυξάνονται κατά 7%, η ΟΤΣ και οι κατά 4%. Παρατηρούμε ότι το Σενάριο Β, παραμένει οικονομικότερο σε όλη την θεωρούμενη περιοχή μεταβολών. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 108

111 ΣΧΗΜΑ 73(1): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των ρύπων Παρατηρούμε ότι η διακύμανση της τιμής των ρύπων, από 20 έως 40 /ton CO 2, δεν μεταβάλει την σειρά οικονομικότητας των Σεναρίων. ΣΧΗΜΑ 74(1): Επίπτωση της διακύμανσης του κόστους της διασύνδεσης Παρατηρούμε ότι η διακύμανση του κόστους της διασύνδεσης δεν μεταβάλει την σειρά οικονομικότητας των Σεναρίων. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 109

112 ΣΧΗΜΑ 75(1): Επίπτωση της διακύμανσης του επιτοκίου αναγωγής Παρατηρούμε ότι η διακύμανση του επιτοκίου δεν μεταβάλει την σειρά οικονομικότητας των Σεναρίων Κοστολόγηση με βάση την ΟΤΣ Από τα παρακάτω Σχήματα 71(2) έως 75(2), παρατηρούμε ότι ισχύουν τα αναφερόμενα στα αντίστοιχα Σχήματα 71(1) έως 75(2), ότι δηλαδή γενικά οι διακυμάνσεις των κύριων χαρακτηριστικών κόστους δεν μεταβάλλουν την σειρά οικονομικότητας των Σεναρίων. ΣΧΗΜΑ 71(2): Επίπτωση της Οριακής Τιμής του Συστήματος ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 110

113 ΣΧΗΜΑ 72(2): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των καυσίμων ΣΧΗΜΑ 73(2): Επίπτωση του ρυθμού αύξησης της τιμής των ρύπων ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 111

114 ΣΧΗΜΑ 74(2): Επίπτωση της διακύμανσης του κόστους της διασύνδεσης ΣΧΗΜΑ 75(2): Επίπτωση της διακύμανσης του επιτοκίου αναγωγής ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 112

115 8. ΣΥΝΟΨΗ ΤΗΣ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗΣ ΚΑΙ ΓΕΝΙΚΑ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Στην παρούσα παράγραφο συνοψίζονται τα αποτελέσματα της αξιολόγησης και διατυπώνονται ορισμένα τελικά γενικά συμπεράσματα. Η σύγκριση γίνεται μεταξύ της Αυτοδύναμης Ανάπτυξης (ΑΑ), δηλαδή της ηλεκτροδότησης με αυτόνομους ανά νησί και του οικονομικότερου Σεναρίου της Διασύνδεσης. Η εξέταση γίνεται χωριστά για την περίπτωση: (1), όταν η κοστολόγηση γίνεται με βάση το κόστος επαύξησης ισχύος ισοδύναμης μονάδας του συστήματος προς το οποίο γίνεται η διασύνδεση (μονάδα ΣΚ με ΦΑ όταν πρόκειται για το Σύστημα) (2) με την μέση ετήσια Οριακή Τιμή του Συστήματος ή το κόστος Διαθεσιμότητας Ισχύος Επίσης αναφέρονται χωριστά τα αποτελέσματα στην περίπτωση «Πλήρους ανάπτυξης των», δηλαδή της κανονικά θεωρούμενης ανάπτυξης που καθορίζεται με βάση την ικανότητα των ΥΒΚ και της «Μειωμένης», η οποία ορίζεται ως ίση με το 25% της ετήσιας μέγιστης ζήτησης και ισχύει τόσο στην περίπτωση της Αυτοδύναμης Ανάπτυξης όσο και στην περίπτωση της διασύνδεσης. 8.1 Διασυνδέσεις ΧίουΛέσβου και ΙκαρίαςΣάμου και Επεκτάσεων Κυκλάδων Στον Πίνακα 81 συνοψίζονται τα κυριότερα από τα αποτελέσματα που αφορούν την οικονομικότητα των παραπάνω διασυνδέσεων:. ΠΙΝΑΚΑΣ 81: Συγκεντρωτικά αποτελέσματα διασυνδέσεων Παραγράφου 8.1 Ολικό κόστος Ποσοστιαίο ΠΙΝΑΚΕΣ ΣΕΝΑΡΙΑ Πλήρη 25% Πλήρη 25% ΙΟΥΘΗΡΑΣ (1) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη Διασύνδεση ΙΟΥΘΗΡΑΣ (2) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη Διασύνδεση ,0 103,1 100,0 100,5 100,0 105,2 100,0 105,3 32(1) 32(2) ΧΙΟΥΛΕΣΒΟΥ (1) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη ΔιασύνδεσηΣενάριο Β(α) ΧΙΟΥΛΕΣΒΟΥ (2) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη ΔιασύνδεσηΣενάριο Β(α) ,0 83,3 100,0 73,4 100,0 933,3 100,0 900,5 45(1) 45(2) ΧΙΟΣΙΚΑΡΙΑΣΑΜΟΣ (1) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη ΔιασύνδεσηΣενάριο Γ(α) ΧΙΟΣΙΚΑΡΙΑΣΑΜΟΣ (2) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη ΔιασύνδεσηΣενάριο Β(α) ,0 86,2 100,0 84,6 100,0 89,9 100,0 98,6 48(1) 48(2) ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 113

116 Παρατηρούμε ότι η επέκταση της διασύνδεσης των Κυκλάδων προς ΊοΘήρα είναι οριακή. Αντίθετα οι διασυνδέσεις ΧίουΛέσβου και Ικαρίας Σάμου είναι σαφώς οικονομικές. Τέλος σημειώνεται ότι η αυξημένη διείσδυση αυξάνει το κόστος αλλά όχι ώστε να ανατρέπει την οικονομικότητα. 8.2 Διασυνδέσεις Κρήτης, Δωδεκανήσων και Κρήτης Δωδεκανήσων Στον Πίνακα 8.2 συνοψίζονται τα κυριότερα από τα αποτελέσματα που αφορούν την οικονομικότητα των παραπάνω διασυνδέσεων: ΠΙΝΑΚΑΣ 82: Συγκεντρωτικά αποτελέσματα Ολικό κόστος Ποσοστιαία ΠΙΝΑΚΕΣ ΣΕΝΑΡΙΑ Πλήρη 25% Πλήρη 25% ΚΡΗΤΗ (1) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη Διασύνδεση Σενάριο Δ ΚΡΗΤΗ (2) Αυτοδύναμη Ανάπτυξη Διασύνδεση Σενάριο Δ ,0 95,9 100,0 101,0 100,0 97,0 100,0 103,3 59(1), 510(1) 59(2),510(2) ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ (1) ΑΑ Ρόδος + Κως/Κάλυμνος Διασύνδεση ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ (2) ΑΑ Ρόδος + Κως/Κάλυμνος Διασύνδεση ,0 98,2 100,0 96,2 66(1) 66(2) ΚΡΗΤΗΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ(1) ΑΑ Κρήτη+Ρόδος+Κως/Καλ. Διασύνδεση Σενάριο Β ΚΡΗΤΗΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ(2) ΑΑ Κρήτη+Ρόδος+Κως/Καλ. Διασύνδεση Σενάριο Β ,0 91,9 100,0 96,4 100,0 91,4 100,0 97,5 76(1),77(1) 76(2),77(2) Παρατηρούμε τα ακόλουθα: 1) Από την σύγκριση της διασύνδεσης με την ΑΑ ανά περίπτωση προκύπτει ότι: (α) Η διασύνδεση της Κρήτης με το Σύστημα εμφανίζεται οικονομικότερη με την κοστολόγηση (1) κατά 34%, ανάλογα με τον βαθμό διείσδυσης των, αλλά δαπανηρότερη κατά 13% με την κοστολόγηση (2). (β) Η διασύνδεση των Δωδεκανήσων μεταξύ τους, μαζί με την αξιοποίηση του Γεωθερμικού δυναμικού της Νισύρου, είναι οικονομικότερη κατά 24% ανάλογα με τον βαθμό διείσδυσης των. Η διαφορά αυτή γίνεται μεγαλύτερη αν ληφθεί υπόψη η «οικονομία κλίμακας» που επιτυγχάνεται με την δημιουργία μεγαλύτερων στην περίπτωση της διασύνδεσης. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 114

117 (γ) Η διασύνδεση των Δωδεκανήσων με την Κρήτη και μέσω αυτής με το Σύστημα, είναι οικονομικότερη της ΑΑ κατά 8% περίπου στην περίπτωση κοστολόγησης (1) και 2,53,5% στην περίπτωση κοστολόγησης (2). 2) Ο βαθμός διείσδυσης των εμφανίζεται να μην επηρεάζει ουσιαστικά την οικονομικότητα των διασυνδέσεων, στην περίπτωση των διασυνδέσεων ΣύστημαΚρήτη και ΣύστημαΚρήτηΔωδεκάνησα όπου και διαφοροποιείται και μάλλον μειώνει την οικονομικότητα. Αυτό ήταν αναμενόμενο δεδομένου ότι το κόστος παραγωγής ενέργειας από ταυτίζεται σχεδόν με το κόστος παραγωγής του Συστήματος. Σημειώνεται τέλος ότι η ανάλυση ευαισθησίας δεν μεταβάλει ουσιαστικά τα παραπάνω γενικά συμπεράσματα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 115

118 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΣΦΑΤΩΝ ΥΠΟΒΡΥΧΙΩΝ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΕΩΝ Στο παρόν παρατίθενται πληροφορίες: 1. Από σχετικά πρόσφατες εγκαταστάσεις Υποβρυχίων Καλωδίων (ΥΒΚ) για την ηλεκτροδότηση διάφορων εγκαταστάσεων όπως νησιά, υπεράκτια (offshore) αιολικά πάρκα, εξέδρες άντλησης πετρελαίου κλπ. 2. Τα κύρια στοιχεία επιλεγμένων Εκθέσεων σχετικών με υπεράκτια αιολικά πάρκα, ειδικότερα όσον αφορά στην σύνδεσή τους με το δίκτυο. 1. Στοιχεία σχετικά πρόσφατων υποβρύχιων εγκαταστάσεων 1) Διασύνδεση Ιταλία Σαρδηνία Η Σαρδηνία ηλεκτροδοτείτο από το 1965 μέχρι το 1992 από την Ιταλία μέσω Κορσικής με μονοπολική γραμμή DC 200kV, 200MW: Επί της Ιταλίας ΓΜ 50km, YBK 103km, επί της Κορσικής ΓΜ 167km, ΥΒΚ 15km, επί της Σαρδηνίας ΓΜ 37km. To1992 η γραμμή έγινε διπολική και η ικανότητα μεταφοράς αυξήθηκε σε 300MW. Το 2006 ανατέθηκε στην Prysmian η εγκατάσταση ΥΒΚ 2x400km, με μέγιστο βάθος 1600m, και επίγειου 2x 15km, τάσεως +/ 500kV, ικανότητας μεταφοράς 1000ΜW, για την απ ευθείας τροφοδότηση της Σαρδηνίας από την Ιταλία. Το κόστος του ΥΒΚ ανέρχεται σε 400εκ. Ευρώ Το έργο προβλέπεται να ολοκληρωθεί εντός του Οι δύο μετατροπείς 400kV AC/500kV DC, ανατέθηκαν στην ΑΒΒ έναντι 180εκ $. 2) Διασύνδεση Ισπανία Μαγιόρκα Η διασύνδεση περιλαμβάνει: Α) 240km ΥΒΚ και 7km επίγειο, τάσεως +/ 250kV (δύο καλώδια μονώσεως χαρτιού με ένα ενδιάμεσο, το οποίο περιλαμβάνει και οπτική ίνα), με ικανότητα μεταφοράς 400MW. Έχει αναληφθεί από την Nexans έναντι 118,7εκ. Ευρώ. Β) Δύο πλήρεις Υ/Σ 400MW με τεχνολογία GIS, Μ/Σ, μετατροπείς AC/DC και DC/AC με thyristor valves, τα αναγκαία φίλτρα και συστήματα προστασίας και ελέγχου. Έχουν αναληφθεί από την Siemens έναντι 100εκ Ευρώ. Η ανάθεση του έργου έγινε το 2007 και προβλέπεται να παραδοθεί το ) Διασύνδεση Νορβηγία Ολλανδία (NorNed) Η διασύνδεση περιλαμβάνει: Α) 580km ΥΒΚ (εκ των οποίων 420km σε βάθος μέχρι 50m και τα λοιπά μέχρι 410m), τάσεως +/ 450kV (δύο καλώδια μονώσεως λαδιού σε κοινό μανδύα), με ικανότητα μεταφοράς 700MW. Κατά την διαδρομή του έχει 18 διασταυρώσεις με άλλα καλώδια κλπ, για τις οποίες λαμβάνονται κατάλληλα μέτρα). ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 116

119 Β) Δύο πλήρεις Υ/Σ 700MW με Μ/Σ, μετατροπείς AC/DC και DC/AC και τα αναγκαία φίλτρα και συστήματα προστασίας και ελέγχου. Το έργο έχει αναληφθεί από την ΑΒΒ έναντι 550εκ. Ευρώ, με έναρξη σχεδιασμού το 2004 και πέρας το τέλος ) Διασύνδεση ΕσθονίαΦιλανδία Κατασκευάστηκε από την ΑΒΒ με την τεχνολογία HVDC Light τo (εντός 20 μηνών και συνίσταται από δύο μονοπολικά ΥΒΚ +/ 150kV συνολικού μήκους 105km (2x31km υπόγειο και 2x74km υποβρύχιο) και τους αντίστοιχους Υ/Σ με μετατροπείς AC/DC και DC/AC στα δύο άκρα. Το συνολικό κόστος ανήλθε σε $110 εκ. 5) Διασύνδεση New EnglandLong Island, στην Ν. Υόρκη ΗΠΑ Κατασκευάστηκε από την ΑΒΒ με την τεχνολογία HVDC Light τo 2002 και συνίσταται από 2 μονοπολικά ΥΒΚ +/ 150kV, διατομής 1300mm 2 Cu, (συνεστραμένα μαζί με το καλώδιο της οπτικής ίνας) συνολικού μήκους 42km, με ικανότητα μεταφοράς 330MW (+16MW απώλειες) και τους αντίστοιχους δύο Υ/Σ με μετατροπείς AC/DC και DC/AC στα άκρα. Το συνολικό πλήρες κόστος ανήλθε σε 125 εκ. $ USA. 6) Σύνδεση πλατφόρμας άντλησης πετρελαίου στη Β. θάλασσα (Troll Νορβηγίας) Κατασκευάστηκε από την ΑΒΒ με την τεχνολογία HVDC Light τo 2004 και συνίσταται από 4 μονοπολικά ΥΒΚ +/ 80kV, διατομής 300mm 2 Cu, συνολικού μήκους διαδρομής 68km, με ικανότητα μεταφοράς 2x40MW και τους αντίστοιχους Υ/Σ με μετατροπείς AC/DC και DC/AC στα άκρα. 2. Στοιχεία από Εκθέσεις και Ανακοινώσεις σχετικές με την κατασκευή υπεράκτιων αιολικών πάρκων 1) Η Έκθεση [1] συντάχθηκε από ερευνητική ομάδα στα πλαίσια του προγράμματος ALTENER και παρέχει Οδηγίες για την σύνταξη Οικονομικοτεχνικών Μελετών για την ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών πάρκων, με βάση την σχετική εμπειρία που αποκτήθηκε στη Δανία. Καλύπτει όλα τα σχετικά θέματα: ανεμολογικά, θεμελιώσεων, επιπτώσεων στο περιβάλλον και δικτύου, εσωτερικού και με το επίγειο σύστημα μεταφοράς. Περιοριζόμενοι στο τελευταίο το οποίο ενδιαφέρει το παρόν ερευνητικό έργο, μεταφέρουμε τα ακόλουθα: Τα θεωρούμενα μήκη σύνδεσης είναι σχετικά μικρά, μέχρι 50km και τα βάθη πόντισης πολύ μικρά, μέχρι 30m. Συνεπώς η εξέταση αφορά μόνον συνδέσεις με τεχνολογία AC. Από σχετικό διάγραμμα που παρατίθεται προκύπτει ότι το κόστος εγκατάστασης ΥΒΚ 150kV, με αγωγούς Cu, ανάλογα με την διατομή και αντίστοιχη ικανότητα μεταφοράς του, είτε πρόκειται για 1 τριπολικό είτε για 3 μονοπολικά, είναι ως εξής ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 117

120 300mm 2 125ΜVA 205Euro/m Στην Έκθεση παρατίθεται παράδειγμα υπεράκτιου αιολικού πάρκου το οποίο περιλαμβάνει 80 Α/Γ των 3MW, ήτοι έχει συνολική ισχύ 240MW, εγκατεστημένες σε βάθη μέχρι 30m. Η σύνδεση γίνεται μέσω Υ/Σ 150/30kV 180MVA επί πλατφόρμας, μέσω τριπολικού ΥΒΚ 150kV 630mm 2 και μήκους 35,5km. Το κόστος του ΥΒΚ εκτιμάται σε 17,75 εκ. Ευρώ του δε Υ/Σ σε 15,0 εκ. Ευρώ 2) Η Έκθεση [2] αποτελεί μια από σειρά παρόμοιων Εκθέσεων, οι οποίες συντάχθηκαν υπό την αιγίδα του U. S. Department of Energy προκειμένου να χρησιμεύσουν στην ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών πάρκων στις ΗΠΑ. Οι Εκθέσεις αυτές παρουσιάζουν και αναλύουν τις σχετικές με το θέμα Ευρωπαϊκές εμπειρίες και πολιτικές. Η παρούσα Έκθεση αναφέρεται στο ηλεκτρικό μέρος το οποίο μπορεί να διακριθεί σε αυτό που αφορά στην σύνδεση των Α/Γ με τον Υ/Σ (Collection system) και αυτό που αφορά την σύνδεση με το σύστημα μεταφοράς (Transmission system). Η συλλογή των πληροφοριών έγινε αρχικά από Δανούς μελετητές και κατασκευαστές μεγάλων υπεράκτιων αιολικών πάρκων. Τα σχετικά στοιχεία χρησίμευσαν για την ανάλυση παραδείγματος υπεράκτιου αιολικού πάρκου 500MW σε απόσταση 15km από την ακτή. Το πάρκο περιλαμβάνει 167 Α/Γ των 3MW οι οποίες συνδέονται σε Υ/Σ επί πλατφόρμας 3x187=560MVA, σε απόσταση 15km από την ακτή. Η Έκθεση καλύπτει όλο το θέμα σχεδιασμού και κοστολόγησης του αιολικού πάρκου, με γενικότερες επί του όλου θέματος πληροφορίες. Από τα αναφερόμενα στην Έκθεση ενδιαφέρον παρουσιάζουν τα ακόλουθα: Για την συλλογή στοιχείων κόστους, απευθύνθηκαν εκτός των άλλων και σε 5 κατασκευαστές αντίστοιχου ηλεκτρολογικού εξοπλισμού. Εξ αυτών ανταποκρίθηκαν οι 3 και τελικά λήφθηκαν υπόψη τα κοστολογικά στοιχεί των δύο μόνον, διότι του τρίτου απέκλιναν κατά πολύ των άλλων. Ενδιαφέρον παρουσιάζει η παράθεση των λόγων για τους οποίους η σχετικά ακριβής προκοστολόγηση είναι δύσκολη, επισημαίνεται όμως η ανάγκη καθορισμού μοναδιαίων τιμών κόστους, η οποία και γίνεται. Από τα τελικά κοστολογικά στοιχεία που θεωρήθηκαν και βασίζονται κυρίως στις προσφορές των δύο κατασκευαστών, μεταφέρουμε τα ακόλουθα: Κόστος προμήθειας ΥΒΚ AC 138kV 630mm 2 με μόνωση XLPE και απλό οπλισμό 755 έως 860$/m Ανάλυση κόστους εγκατάστασης ΥΒΚ Marine route survey and engineering: 1,5 2,0 m$ (1.75) Mobilization Demobilization of ship 5,0 6,0 m$ (5,5) Cable laying operation $/m (98,5) Cable transport from Europe 58 85$/m (71,5) Offshore substation cost 138/34kV, 3x187MVA Onshore substation cost 3x187=560MVA 7,854m$ 5,60m$ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 118

121 Με βάση τα παραπάνω επιβεβαιώνουμε ότι το κόστος του ΥΒΚ περιλαμβάνει ένα σταθερό μέρος και ένα ανάλογο του μήκους του, ήτοι εκφράζεται με σχέση της μορφής: Α+ΒxL, όπου το Α περιλαμβάνει το κόστος του ειδικού πλοίου και της μελέτης εγκατάστασης του ΥΒΚ, το Β το συνολικό κόστος προμήθειας, μεταφοράς και εγκατάστασης του και L είναι το συνολικό μήκος του καλωδίου. Με βάση τις παραπάνω τιμές και λαμβάνοντες υπόψη την μέση τιμή από τις αναφερόμενες δύο, προκύπτει: Α=7,25εκ.$, Β=977,5$/m και για L=35.500m, θα είναι: A+BxL=41,93εκ.$ Δηλαδή ποσοστιαία (κατά προσέγγιση): Κόστος προμήθειας του ΥΒΚ 68 % και εγκατάστασης 15 % (ήτοι συνολικά 83% το ανάλογο του μήκους τμήμα) και Κόστος του πλοίου και μελέτης εγκατάστασης (σταθερό τμήμα) 17%. Εάν το μήκος είναι μεγαλύτερο, όπως συμβαίνει στην περίπτωση των διασυνδέσεων των νησιών, το κόστος του πλοίου ποσοστιαία μειώνεται αντίστοιχα, θα πρέπει όμως να ληφθεί τότε υπόψη το ότι το πλοίο πρέπει να κάνει περισσότερες διαδρομές για την φόρτισημεταφορά του ΥΒΚ από το εργοστάσιο παραγωγής του στην θέση πόντισης. Σημειώνεται επίσης ότι το κόστος πόντισης μπορεί να επιβαρύνεται σημαντικά όταν το βάθος του πυθμένα δεν είναι της τάξεως δεκάδων αλλά εκατοντάδων μέτρων όπως συμβαίνει στις διασυνδέσεις των νησιών. Τα αποτελέσματα των όπως παραπάνω κοστολογήσεων συγκρίνονται με πραγματικά στοιχεία κόστους από υπεράκτια πάρκα που ήδη λειτουργούν (Horns Rev, MW, Nysted, MW κ.ά.) και διαπιστώνεται η ορθότητα των εκτιμήσεων αν ληφθεί υπόψη η αύξηση των τιμών των καλωδίων. 3) Η [3] έγινε για λογαριασμό της AWEΑ και περιλαμβάνει μια παρουσίαση και κριτική των διαφόρων τεχνολογιών σύνδεσης υπεράκτιων αιολικών πάρκων στην Ευρώπη, προκειμένου να χρησιμεύσει για την ανάπτυξής τους και στις ΗΠΑ, όπου όπως αναφέρει δεν υπάρχει ουσιαστικά σχετική εμπειρία, παρά μόνον ανάλογη από την τροφοδότηση εξέδρων πετρελαιοπηγών. Αρχικά γίνεται μια εκτεταμένη παρουσίαση των υφιστάμενων τεχνολογιών AC και DC, (ιδιαίτερα των ΑΒΒ Light και Siemens Plus, αναφέρει δε ότι και η Alsthom αρχίζει να κατασκευάζει μετατροπείς SVC), τονίζει τα πλεονεκτήματα της δεύτερης και επισημαίνει ότι το κόστος της θα μειώνεται συνεχώς, επειδή πρόκειται για νέα αναπτυσσόμενη τεχνολογία (προβλέπει ότι μετά το έτος 2011, θα είναι οικονομικότερη ανά MWkm της AC). Τέλος παραθέτει στοιχεία από τις υφιστάμενες εγκαταστάσεις. 4) Η εργασία [4] αποτελεί τμήμα της γενικότερης μελέτης εγκατάστασης του υπεράκτιου αιολικού πάρκου Cape Wind, 420MW σε απόσταση 27km (35 miles) από το υφιστάμενο δίκτυο μεταφοράς (17,5km ΥΒΚ και 9,5km επίγειο). ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 119

122 Αρχικά γίνεται μια εκτεταμένη εξέταση των υφιστάμενων τεχνολογιών και αναζητούνται τα όρια εφαρμογής τεχνολογίας AC και DC. Αναφέρεται ειδικότερα στις τεχνολογίες ΑΒΒ Light και Siemens Plus, τις οποίες κρίνει promising, αλλά θεωρεί ότι δεν έχουν ακόμη δοκιμαστεί ( is not yet commercially proven for offshore wind farms ), καθώς και ότι η εφαρμογή τους είναι εξεταστέα για αποστάσεις άνω των 50100km. Ειδικότερα ως κριτήριο για το όριο μήκους καλωδίων AC θεωρεί το να είναι το ρεύμα φόρτισης ίσο περίπου με το ρεύμα φορτίου, πράγμα το οποίο για καλώδια ξηράς μόνωσης εκτιμά σε μήκη 50km χωρίς και 75km με αντιστάθμιση. Παραθέτουμε στη συνέχεια δύο Πίνακες στους οποίους συνοψίζονται οι κοστολογήσεις για την σύνδεση του πάρκου Cape Wind, που προαναφέρθηκε. Πίνακας 1. ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ AC Είδος Ποσότης Μοναδιαίο Μοναδιαίο Συνολικό Συνολικό Συνολικό Υλικού εγκατάστ. υλικού εγκατάστ. κόστος ΥΒΚ 35miles 2.5m$/mi 1.2m$/mi 87,5m$ 42.0m$ 129.5m$ Επίγ. Καλ. 4.0miles 2.3m$/mi 1.1m$/mi 9.2m$ 4.4m$ 13.60m$ Έργα Π.Μ. 3,23m$ 9,42m$ 12.65m$ Υ/Σ offshore m$ 12.0m$ 12.00m$ Αντιστάθμ m$ 0.5m$ 2.6m$ 1.0m$ 3.60m$ ΣΥΝΟΛΟ m$ Πίνακας 2. ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ DC Είδος Ποσότης Μοναδιαίο Μοναδιαίο Συνολικό Συνολικό Συνολικό υλικού εγκατάστ. υλικού εγκατάστ. κόστος ΥΒΚ 35miles 0.75m$/mi 0.375m$/mi 26.25m$ 13.12m$ 39.37m$ Επίγ. Καλ. 4.0miles 0.75m$/mi 0.375m$/mi 3.0m$ 1.5m$ 4.50m$ Έργα Π.Μ. 8.45m$ Υ/Σ m$ 124.0m$ m$ Επεκ. Πλατφ 13.5m$ 13.5m$ 13.50m$ ΣΥΝΟΛΟ m$ Η σύνδεση AC προβλέπεται με 4 μονοπολικά ΥΒΚ 115kV διατομής 800mm 2 Cu. Η σύνδεση DC προβλέπεται με 4 μονοπολικά ΥΒΚ τάσεως +/150kV, 600mm 2 και 800 mm 2 για το μικρό υπόγειο τμήμα. Συνεπώς η σχέση κόστους ενός μονοπολικού ΥΒΚ AC προς ένα μονοπολικό DC ανέρχεται σε 2,5/0,75=3,33. Εάν τα 4 μονοπολικά θεωρηθεί ότι έχουν κόστος όσο και ένα τριπολικό, έπεται ότι το κόστος ενός τριπολικού AC θα είναι 2.5/2=1.25m$/mi και αντιστοιχεί στο κόστος 2 μονοπολικών DC, δηλαδή η σχέση ενός τριπολικού AC με ένα ζεύγος μονοπολικών DC θα είναι 1.25/0.75=1.67. Τέλος επισημαίνεται ότι το ποσοστό του κόστους εγκατάστασης έναντι του συνολικού ανέρχεται και στις δύο τεχνολογίες στο 33% περίπου. 5) Στην εργασία [5] συνοψίζονται τα συμπεράσματα Workshop με θέμα την βέλτιστη επιλογή και σχεδίαση των δικτύων σύνδεσης υπεράκτιων αιολικών πάρκων με το σύστημα μεταφοράς. Δίδεται ιδιαίτερη έμφαση στα πλεονεκτήματα αλλά και τα προβλήματα της σύνδεσης με DC, η οποία το 2000 ήταν στα πρώτα βήματα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 120

123 Υπάρχει ένας μεγάλος αριθμός και μεταγενέστερων παρόμοιων μελετών, οι οποίες καταλήγουν στα ίδια περίπου συμπεράσματα. [1] Offshore Wind Energy Projects Feasibility Study Guidelines SEAWIND, ALTENER PROJECT, /Ζ/ 01103/2001, Ver. 3.0 June 2003, by Per Nielsen, EMD. [2] Electrical Collection and Transmission Systems for Offshore Wind Power, National Renewable Energy Laboratory, presented at the Offshore Technology Conference, May 2007, at Houston Texas, USA, by J. Green et al. [3] Transmission options for Offshore Wind Farms in the US, AWEA, 2002, Renewable Energy Lab University of Massachusetts, by S.D. Write et al. [4] Limitations of Long Transmission Cables for Offshore Wind Farms APPENDIX 3C, CAPE WIND PROJECT, [5] First international workshop on Feasibility of HVDC Transmission Networks for Offshore Wind Farms, 2000, KTH, Stockholm, Sweden. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 121

124 1. Εισαγωγή ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Β ΥΠΕΡΑΚΤΙΑ ΑΙΟΛΙΚΑ ΠΑΡΚΑ Η συστηματική μελέτη και η σε μεγάλη έκταση ανάπτυξη των Υπεράκτιων Αιολικών Πάρκων (ΥΑΠ) άρχισε από το 2000 περίπου, έκτοτε αυξάνεται με συνεχώς επιταχυνόμενο ρυθμό και προβλέπεται να συνεχιστεί καθ όλη την επόμενη 20ετία. Η προοπτική αυτή υφίσταται κυρίως στις χώρες που πρωτοπορούν στην ανάπτυξη της αιολικής ενέργειας Γερμανία, Δανία κ.ά.), όπου οι επίγειες θέσεις στις οποίες μπορεί να εγκατασταθούν αιολικά πάρκα σχεδόν ήδη εξαντλούνται, αλλά και σε πολλές άλλες (Αγγλία, Ολλανδία κ.ά.). Στην επίτευξη του στόχου συμβάλει αποφασιστικά η η παράλληλη τεχνολογική ανάπτυξη αξιόπιστων για θαλάσσια εγκατάσταση Ανεμογεννητριών (Α/Γ) μεγάλης ισχύος, της περιοχής 35MW, η οποία μπορεί να λεχθεί ότι έχει ήδη επιτευχθεί. Παραμένουν βέβαια προς περαιτέρω εξέταση πολλά τεχνικά θέματα, όπως είναι αυτά των θεμελιώσεων και της αντοχής των Α/Γ στις ειδικές συνθήκες λειτουργίας τους σε μεγάλες αποστάσεις από την ακτή. Αυτά αφορούν κυρίως τις καταπονήσεις λόγω ακραίων καιρικών συνθηκών, τις έντονες διαβρώσεις, τα θέματα της πληρέστερης παρακολούθησης και ελέγχου της λειτουργίας και της καλύτερης συνεργασίας με το ηλεκτρικό σύστημα στο οποίο συνδέονται. Για το τελευταίο θέμα επιδιώκεται με την κατάλληλη προσαρμογή των υφισταμένων τεχνολογιών ή και την ανάπτυξη νέων, ο έλεγχος της λειτουργίας του αιολικού πάρκου κατά τρόπο που να προσομοιάζει κατά το δυνατόν με συμβατική μονάδα της αυτής περίπου ισχύος. Ως πρώτα βήματα ανάπτυξης ΥΑΠ μπορεί να θεωρηθούν: η εγκατάσταση μιας Α/Γ 250kW τo 1990 σε απόσταση 250m από την ακτή στη Σουηδία και ακολούθως, την περίοδο στην Δανία, η εγκατάσταση δύο αιολικών πάρκων συνολικής ισχύος περί τα 5MW ανά πάρκο με μικρές σχετικά Α/Γ (μέχρι 500kW), σε αποστάσεις 1,5 έως 3,0km από την ακτή και τέλος το 1997 η θέση σε λειτουργία του πρώτου σχετικά μεγάλου ΥΑΠ με 28 A/Γ των 600kW. Μια πρώτη σημαντική εργασία σχετικά με τα τεχνολογικά προβλήματα που αντιμετωπίζονται κατά την ανάπτυξη των ΥΑΠ αποτελεί η Έκθεση Electricity from Offshore Wind, [1], η οποία εκπονήθηκε από την Danish Energy Agency (DEA) και την International Energy Association (IEA). Η Έκθεση δημοσιεύτηκε το 2000 και έλαβε υπόψη την εμπειρία που μέχρι τότε είχε αποκτηθεί από τις πρώτες εγκαταστάσεις αλλά και τις έρευνες που γινόταν παράλληλα με τις τότε εκπονούμενες μελέτες των ΥΠΑ που κατασκευάστηκαν τα επόμενα χρόνια. Έκτοτε τα σχετικά θέματα αποτέλεσαν αντικείμενο πλήθους εργασιών που παρουσιάζονται σε ειδικά Συνέδρια, όπως το τελευταίο Offshore Wind Conference2007, [2], το οποίο έλαβε χώρα στις 46 Δεκεμβρίου 2007 στο Βερολίνο. (Το επόμενο θα γίνει τον Σεπτέμβριο 2009 στην Στοκχόλμη). Στις επόμενες παραγράφους γίνεται αρχικά μια συνοπτική παρουσίαση της τεχνικής των ΥΑΠ και της τεχνολογικής εξέλιξής τους και ακολούθως διατυπώνονται ορισμένες σκέψεις για την περαιτέρω μελέτη του θέματος, προκειμένου να γίνει συστηματική εφαρμογή τους και στη χώρα μας. Για το τελευταίο εξετάζεται ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 122

125 ειδικότερα ο συνδυασμός της ανάπτυξής τους με αυτή των υποβρύχιων διασυνδέσεων των νησιών που αποτελεί το κύριο αντικείμενο της παρούσας Έεκθεσης. 2. Κύρια προβλήματα σχεδιασμού των ΥΑΠ Κατά τον σχεδιασμό των ΥΑΠ ακολουθούνται οι βασικές αρχές και κανόνες που έχουν αναπτυχθεί για τα επίγεια αιολικά πάρκα, αλλά με σημαντικές διαφορές οι οποίες αφορούν τόσο τις Α/Γ όσο και την όλη μελέτη και διάταξή τους. Οι προσαρμογές αυτές αποσκοπούν στο να αντιμετωπίσουν τα ειδικότερα προβλήματα (θεμελίωση, πρόσβαση, διαβρώσεις κ.ά.) αλλά και να εκμεταλλευτούν τα πλεονεκτήματα των ΥΑΠ έναντι των επίγειων, ώστε να περιοριστεί κατά το δυνατόν η αύξηση του κόστους τους από τα προηγούμενα. Συγκεκριμένα τα ειδικότερα θέματα που αντιμετωπίζονται είναι τα εξής: Α) Χαρακτηριστικά του ανέμου Από μοντέλα που επαληθεύθηκαν από συστηματικές μετρήσεις και την λειτουργία των πρώτων ΥΑΠ προέκυψε ότι η ταχύτητα του ανέμου διαφοροποιείται αρκετά σε σχέση με αυτή των επίγειων πάρκων. Σε αποστάσεις 710km από την ακτή οι ταχύτητες του ανέμου είναι αυξημένες κατά 20% περίπου έναντι αυτών της ακτής και συνεπώς η ενεργειακή απόδοση είναι αυξημένη θεωρητικά κατά 70% και πρακτικά κατά 50% περίπου. Βέβαια η σύγκριση αυτή αφορά επίπεδη περίπου ακτή και όχι την συνήθη περίπτωση εγκατάστασης Α/Γ στην κορυφή παρακείμενων στην θάλασσα υψωμάτων, όπου η ταχύτητα αυξάνεται και η διαφορά μπορεί να μηδενιστεί. Ο ρυθμός μεταβολής της ταχύτητας του ανέμου με το ύψος είναι μικρότερος λόγω της μικρότερης τραχύτητας της επιφάνειας της θάλασσας έναντι του εδάφους, με αποτέλεσμα να μπορεί να χρησιμοποιούνται πύργοι μικρότερου ύψους. Β) Ειδικές συνθήκες Όπως είναι προφανές η εγκατάσταση των Α/Γ στην θάλασσα διαφοροποιεί σημαντικά τόσο την κατασκευής τους όσο και τον τρόπο εκμετάλλευσής τους. Ειδικότερα: Η καλή εκτίμηση των ακραίων συνθηκών καταπόνησης των Α/Γ των ΥΑΠ (π.χ. λόγω κυμάτων, δημιουργίας πάγου κ.ά.) αποτελεί βασικό στοιχείο για την ασφάλειά τους και πρέπει να αποτελεί αντικείμενο ιδιαίτερης προσοχής. Οπωσδήποτε, σημαντικό πλεονέκτημα αποτελεί το ότι η τύρβη του ανέμου στην θάλασσα είναι σημαντικά μικρότερη και συνεπώς οδηγεί σε μικρότερη κόπωση του υλικού των Α/Γ και μεγαλύτερη διάρκεια ζωής τους. Η δυσκολία πρόσβασης αλλά και άλλοι παράγοντες (π.χ. η ανάγκη δημιουργίας πλατφόρμας ανά Α/Γ για προσέγγιση μέσω πλοίου ή και ελικοπτέρου, η ενδεχόμενη ανάγκη ύπαρξης μόνιμου γερανού κλπ) οδηγούν στην ανάγκη χρησιμοποίησης Α/Γ μεγάλου μεγέθους, ήτοι 3,0 έως 6,0 MW, προκειμένου να μειώνεται το κόστος. Οι ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 123

126 ίδιοι παράγοντες οδηγούν και στην ανάγκη εγκατάστασης πολύπλοκων συστημάτων προστασίας και τηλελέγχου από το Κέντρο Ελέγχου επί της ακτής. Βασικής τέλος σημασίας για την διάρκεια ζωής των Α/Γ είναι η αντιμετώπιση των προβλημάτων διάβρωσης, για την αντιμετώπιση των οποίων εφαρμόζονται τεχνικές που έχουν αναπτυχθεί για την κατασκευή των πλοίων. Γ) Θεμελίωση Η θεμελίωση των Α/Γ αποτελεί σημαντικό τεχνικό πρόβλημα με μεγάλη επίπτωση στο συνολικό κόστος. Στο Σχ.1 φαίνονται οι τρεις βασικοί τρόποι θεμελίωσης που έχουν χρησιμοποιηθεί, αν και τα τελευταία χρόνια έχουν γίνει σημαντικές βελτιώσεις. Σχήμα 1. Κύριοι τύποι θεμελίωσης Α/Γ ΥΑΠ Ο προσφερόμενος σε κάθε περίπτωση τρόπος θεμελίωσης εξαρτάται από το είδος του πυθμένα της θάλασσας και το βάθος του από την επιφάνεια της. Το βάθος του πυθμένα αποτελεί βασικό κριτήριο για την επιλογή των θέσεων εγκατάστασης των ΥΑΠ δεδομένου ότι έχει άμεση επίδραση στο συνολικό κόστος. Αρχικά οι εγκαταστάσεις περιορίζονταν σε βάθη μέχρι 30m, ήδη όμως μελετούνται και εγκαταστάσεις μέχρι 5060m, προβλέπεται δε ότι στο μέλλον θα πραγματοποιούνται εγκαταστάσεις και σε βάθη μέχρι 100m. Η ανάλυση των καταπονήσεων λόγω των κυμάτων σε συνδυασμό με ακραίες καταστάσεις ταχύτητας ανέμου, θεωρούνται βασικής σημασίας και αποτελούν αντικείμενο συνεχών μελετών με βάση μαθηματικά μοντέλα και μετρήσεις σε υφιστάμενες κατασκευές. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 124

127 3. Κόστος των ΥΑΠ Στον παρακάτω Πίνακα 1. φαίνεται η εκτιμούμενη ανά μονάδα ανάλυση του κόστους ενός «μικρού» και ενός «μεγάλου» ΥΑΠ σε σύγκριση με το κόστος ενός αντίστοιχου επίγειου. Ενδιαφέρον παρουσιάζει η ποσοστιαία ανάλυση και η μεταξύ τους σύγκριση και όχι οι απόλυτες τιμές που είναι παλαιότερων ετών. Παρατηρούμε ότι η κύρια σχετική διαφορά οφείλεται στην θεμελίωση και το κόστος σύνδεσης στο δίκτυο. Αξιοσημείωτη επίσης είναι η σημαντική μείωση του μοναδιαίου κόστους όταν πρόκειται για σχετικά μεγάλο ΥΑΠ. Πίνακας 1. Κοστολόγηση Μικρών και Μεγάλων ΥΑΠ και σύγκριση με επίγειο Όπως είναι προφανές το κόστος των ΥΑΠ εξαρτάται σημαντικά από τις εκάστοτε συνθήκες και ιδιαίτερα το βάθος και το είδος του πυθμένα. Οπωσδήποτε και με τα σημερινά δεδομένα διαπιστώνεται ότι σημαντικό ρόλο στη μείωση του κόστους έχει το μέγεθος αυτού, και για το λόγο αυτό επιδιώκεται η κατασκευή όλο και μεγαλύτερων ΥΑΠ, παραμένουν όμως επίσης σημαντικά ακριβότερα από τα επίγεια ανά μονάδα ισχύος και για το λόγο αυτό είναι σύνηθες να καθιερώνεται αυξημένη τιμή αγοράς της παραγόμενης ενέργειας. 4. Επιπτώσεις στο περιβάλλον Ως κύριες επιπτώσεις στο περιβάλλον θεωρούνται: (α) η «οπτική επίδραση», (β) η επίδραση στους διαδρόμους που πετούν πουλιά και (γ) οι επιπτώσεις στο υποθαλάσσιο ζωικό βασίλειο και ειδικότερα στην αλιεία. (α) Η οπτική επίδραση εξαρτάται βέβαια από τις δραστηριότητες που υπάρχουν στην ακτή, οπωσδήποτε όμως θεωρείται ότι όταν οι εγκαταστάσεις γίνονται σε αποστάσεις άνω των 7km η οπτική επίδραση είναι αμελητέα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 125

128 (β) Οι επιπτώσεις στις συνήθειες των πουλιών, που θεωρήθηκαν αρχικά οι πλέον σημαντικές, διαπιστώθηκε ότι ήταν περιορισμένες, πράγμα που εξαρτάται βέβαια από το είδος των πουλιών που υπάρχουν στην περιοχή. (γ) Για το υποθαλάσσιο ζωικό βασίλειο οι επιπτώσεις διαπιστώθηκε ότι ήταν περιορισμένες έως ασήμαντες, ενώ για την αλιεία συναρτάται με τις τοπικές συνθήκες και τον τρόπο που διενεργείται. Μακροπρόθεσμα ασήμαντες θεωρούνται επίσης οι επιπτώσεις από την εγκατάσταση των θεμελιώσεων στον πυθμένα της θάλασσας. Επισημαίνεται τέλος η προσοχή που πρέπει να δοθεί στην εγκατάσταση των υποβρυχίων καλωδίων, ώστε να αποφεύγονται οι βλάβες τους κατά την αλιευτική δραστηριότητα στην περιοχή του ΥΑΠ, η οποία μπορεί να συνεχιστεί και μετά την θέση του σε λειτουργία. Γενικότερα μπορεί να λεχθεί ότι το γεγονός ότι έχουν χορηγηθεί άδειες κατασκευής για την εγκατάσταση ΥΑΠ σε μεγάλη έκταση σε χώρες ιδιαίτερα ευαίσθητες στα περιβαλλοντικά προβλήματα, μετά από πολλές περιβαλλοντικές μελέτες οι οποίες έγιναν τα τελευταία χρόνια, αποτελεί σαφή ένδειξη αν όχι απόδειξη ότι οι επιπτώσεις είναι μικρές και γενικά ανεκτές. 5. Σύνδεση στο δίκτυο και επιπτώσεις στο ηλεκτρικό σύστημα Τα θέματα αυτά είναι παρόμοια με αυτά της διασύνδεσης των νησιών, που εξετάστηκαν σε προηγούμενο Κεφάλαιο. Πράγματι, δεδομένου ότι τα ΥΑΠ αποτελούν συγκεντρωμένη μεγάλη ισχύ Α/Γ που συνδέεται σε ένα κόμβο του ηλεκτρικού συστήματος διαφέρουν από τις διασυνδέσεις των νησιών μόνον ως προς το ότι δεν υπάρχουν στην ίδια γραμμή παρά μόνον οι ίδιες καταναλώσεις, που γενικά είναι πολύ μικρές. Αναλυτικότερα το ηλεκτρικό δίκτυο που απαιτείται για την μεταφορά της παραγόμενης από τις Α/Γ των από την ακτή) στο ηπειρωτικό ηλεκτρικό σύστημα, περιλαμβάνει συνήθως τρία Τμήματα: 1 ο : Το Υποβρύχιο Καλώδιο ΥΤ και τον Υ/Σ υποδοχής της ισχύος του ΥΑΠ στην ακτή, όπου και συνδέεται με το λοιπό ηλεκτρικό σύστημα. 2 ο : Τον Υ/Σ ΥΤ/ΜΤ που συνήθως κατασκευάζεται επί εξέδρας, η οποία κατασκευάζεται ώστε να βρίσκεται κοντά στο κέντρο του ΥΑΠ. 3 ο : Το δίκτυο σύνδεσης των Α/Γ στον επί της εξέδρας Υ/Σ Το Τμήμα 1 ο προφανώς είναι ακριβώς όμοιο με τα της σύνδεσης των νησιών και ήδη έγινε εκτεταμένη αναφορά για αυτά σε προηγούμενα Κεφάλαια. Το Τμήμα 2 ο, όσον αφορά μεν τον Υ/Σ είναι επίσης παρόμοιο αλλά κατασκευαστικά προσαρμόζεται στις βαρείες συνθήκες περιβάλλοντος (είναι πάντα κλειστός). Όσον αφορά δε την πλατφόρμα έδρασής του εφαρμόζονται τεχνικές που έχουν αναπτυχθεί για τις εξέδρες άντλησης πετρελαίου από τον πυθμένα της θάλασσας. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 126

129 Το Τμήμα 3 ο διαμορφώνεται συνήθως όπως και στα επίγεια αιολικά πάρκα, αλλά φυσικά με κατάλληλα Υποβρύχια Καλώδια αντί Υπόγεια. Υπάρχει προφανώς ένα πλήθος κατασκευαστικών διαφορών του τμήματος ζεύξεως και προσαρμογής της τάσεως του δικτύου στην τάση της γεννήτριας της Α/Γ από τα αντίστοιχα των επίγειων Α/Γ. Ειδικότερα όσον αφορά στον μετασχηματιστή ανυψώσεως της τάσεως της γεννήτριας και τα εκατέρωθεν αυτού μέσα ζεύξεως και διακοπής, η εγκατάστασή τους γίνεται πάντοτε εντός του πυλώνα της Α/Γ, και συνοδεύεται από κατάλληλες κατασκευές που εξασφαλίζουν την πρόσβαση σε αυτά. Όσον αφορά επίσης στα μέσα παρακολούθησης της λειτουργίας, ανίχνευσης βλαβών κλπ και την μεταφορά των σημάτων, σημειώνεται ότι είναι σημαντικά περισσότερα από τα αντίστοιχα επίγεια, λόγω των δυσκολιών ή και αδυναμίας πρόσβασης για σχετικά μεγάλα χρονικά διαστήματα. Σημειώνεται τέλος ότι όπως για τα μεγάλα ΥΑΠ που σχεδιάζονται η σύνδεσή τους στο δίκτυο θα γίνεται με τεχνολογία DC, δηλαδή μέσω μετατροπέων AC/DC και DC/AC, μελετάται ήδη η δυνατότητα πληρέστερου ελέγχου τους μέσω των μετατροπέων αυτών. Ειδικότερα ορισμένες από τις απαιτήσεις που θέτουν οι ηλεκτρικές επιχειρήσεις για την μη άμεση αποσύνδεση σε περιπτώσεις βυθίσεων της τάσεως του ηλεκτρικού συστήματος ή και συμμετοχής των Α/Γ στον έλεγχο της τάσεως, μέσω του ελέγχου της ροής αέργου ισχύος, να επιτυγχάνονται μέσω αυτών των μετατροπέων. 6. Προοπτικές ανάπτυξης ΥΑΠ διεθνώς Στο παρακάτω Σχήμα 2 φαίνονται τα ΥΑΠ που βρίσκονται σήμερα σε λειτουργία στον Ευρωπαϊκό χώρο καθώς και εκείνα που βρίσκονται υπό κατασκευή ή έχει εγκριθεί η κατασκευή τους. Only 5 Countries have Installed Capacity (DK, IRL, NL, S, UK) Figure from KGPM which I get on Tuesday, Source: KPMG, Offshore wind farms in Europe (2007) Page 9 Σχήμα 2. Υφιστάμενα, υπό κατασκευή και εγκεκριμένα ΥΑΠ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 127

130 Στο παρακάτω Σχ. 3 παρατίθενται οι εκτιμήσεις ενός έμπειρου μελετητικού γραφείου, όπως αυτές αναφέρονται σε σχετική παρουσίαση γνωστού οίκου κατασκευής Α/Γ, για πολλές Ευρωπαϊκές χώρες μεταξύ των οποίων και την χώρα μας. Είναι αξιοσημείωτο ότι οι εκτιμήσεις για τη χώρα μας είναι κατά πολύ περισσότερο περιορισμένες απ ότι στις άλλες χώρες, πράγμα που πιθανώς οφείλεται στα τιθέμενα κριτήρια και ιδίως της ελάχιστης απόστασης από την ακτή 5km και μέγιστου βάθους 100m, αλλά και τις δραστηριότητες των ακτών, όπως διάδρομοι διέλευση πλοίων κ.ά. Με βάση τα κριτήρια αυτά εκτιμούμε ότι η μόνη περιοχή που θα έχει επιμετρηθεί είναι ορισμένες ακτές της Ανατολικής Μακεδονίας και Θράκης. Οπωσδήποτε και η εκτίμηση που αναφέρεται αντιστοιχεί σε ισχύ 900MW περίπου. Resource Estimate by Garrad Hassan, 2004 Assumptions: Distance from shore: more than 5 km Water depth <100m 8 MW per km^2 Excluding km^2 containing marine traffic zones, oil and gas installations, pipelines and cables 35% capacity factor, 100 m hub height Page 5 Σχήμα 3. Εκτιμούμενες δυνατότητες παραγωγής ενέργειας από ΥΑΠ σε διάφορες Ευρωπαϊκές χώρες. Τέλος στο παρακάτω Σχήμα 4 φαίνεται αναλυτικότερα ο προγραμματισμός διαφόρων Ευρωπαϊκών χωρών για την ανάπτυξη ΥΑΠ. Από τα παραπάνω αναφερόμενα προκύπτει ότι η ανάπτυξη των ΥΑΠ θα κυριαρχήσει σε πολλές Ευρωπαϊκές χώρες τα επόμενα χρόνια, όπου και η σχετική τεχνολογία αναπτύσσεται ραγδαία. Η τεχνολογία αυτή μεταφέρεται σταδιακά και σε άλλες χώρες, μεταξύ των οποίων και στις ΗΠΑ, όπως αναφέρθηκε στο Κεφάλαιο1. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 128

131 Official Targets and/or Plans Country Plans/Targets (MW) Timeframe (Year) Source Denmark France Germany Italy Netherlands Spain UK 5,000 4,000 25,000 2,000 6,000 8,000 8, Energistyrelsen (2007): Fremtidens Havmølleplaceringer 2025 Ministère de l economie des finances et de l industri (2006): Programmation pluriannuelle des investissements de production électrique Bundesumweltministerium (2002): Strategie der Bundesregierung zur Windenergienutzung auf See, 2002 Presidenza del Consiglio Dei Ministri (2007): Position paper of the Italien government Ministerie van Economische Zaken (2002): Energirapport, 2002 Ministerio de Industria (2005): Official communication Crown Estate (2003): Round 1 and 2 Page 7 Σχ. 4. Στόχοι ανάπτυξης ΥΑΠ στον Ευρωπαϊκό χώρο 7. Δυνατότητες και προοπτικές ανάπτυξης στην Ελλάδα Από όσα αναφέρθηκαν προηγουμένως φαίνεται ότι με τα σημερνά δεδομένα η ανάπτυξη των ΥΑΠ συνδέεται με την ύπαρξη αβαθούς σχετικά θάλασσας (μέχρι 100m), σε μεγάλη σχετικά απόσταση (μέχρι 10km).από την ακτή. Από μια πρώτη εξέταση του θέματος φαίνεται ότι τέτοιες συνθήκες στην χώρα μας υπάρχουν μόνο στην περιοχή της ανατολικής Μακεδονίας και Θράκης. Υπάρχουν όμως τέτοιες συνθήκες σε πολλούς κόλπους, όπως είναι οι Στρυμωνικός, Θερμαϊκός, Παγασητικός, Μαλιακός, Ευβοϊκός και Πατραϊκός, για την καταλληλότητα των οποίων οπωσδήποτε απαιτείται ειδική έρευνα. Επιπλέον όμως η χώρα μας διαθέτει, εκτός από μεγάλου μήκους ακτές, μεγάλο αριθμό βραχονησίδων, από τις οποίες ορισμένες θα μπορούσαν να χρησιμοποιηθούν για την εγκατάσταση αιολικών πάρκων. Στο παρακάτω Σχήμα 5 φαίνονται οι βραχονησίδες του Αιγαίου πελάγους, ο οποίες θα μπορούσαν να αποτελέσουν θέσεις εγκατάστασης Α/Γ, εφόσον βέβαια αυτό είναι τεχνικά εφικτό και προσφέρεται οικονομικά. Το πλήθος των βραχονησίδων που δείχνονται στο Σχήμα 5 ανέρχεται σε 1.557, οι οποίες ανάλογα με την επιφάνειά τους κατατάσσονται ως εξής: 01 στρέμματα 209 βραχονησίδες Από το Σχήμα 5 φαίνεται ότι το μεγαλύτερο μέρος των βραχονησίδων βρίσκονται κοντά σε μεγάλα νησιά και συνεπώς, εφόσον αυτά διασυνδεθούν με το Σύστημα θα είναι δυνατόν να αξιοποιηθεί άμεσα και η βραχονησίδα. ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 129

132 Σχ. 5 Βραχονησίδες στην περιοχή του Αιγαίου Από τα παραπάνω αναφερόμενα διαφαίνεται ότι υπάρχει και στη χώρα μας η δυνατότητα ανάπτυξης ΥΑΠ σε μεγάλη έκταση. Ειδικότερα όσον αφορά την αξιοποίηση των βραχονησίδων που βρίσκονται κοντά σε νησιά. η σύνδεσή τους στο Σύστημα, η οποία βέβαια αποτελεί την προϋπόθεση για την αξιοποίησή τους, σχετίζεται άμεσα με την διασύνδεση των αντίστοιχων νησιών στο Σύστημα. Σε ορισμένες δε περιπτώσεις θα μπορούσε αντίστροφα να αποτελέσει το κίνητρο για την διασύνδεση του νησιού. Οπωσδήποτε το θέμα θα πρέπει να αποτελέσει αντικείμενο ειδικής εξέτασης, αρχικά ως προς την δυνατότητα ανάπτυξης αιολικού πάρκου στην βραχονησίδα και τον κατ αρχήν καθορισμό της ισχύος του από ειδικευμένο φορέα, όπως π.χ. το Κ. Ακολούθως αφού καθοριστούν οι δυνατότητες αυτές και ληφθούν υπόψη και τα ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ 130