ΜΕΛΕΤΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΕΣΦΑ

Transcript

1 ΜΕΛΕΤΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΕΣΦΑ ΑΘΗΝΑ ΙΟΥΛΙΟΣ 2012

2 Πίνακας Περιεχομένων ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1: ΕΙΣΑΓΩΓΗ... 3 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2: ΠΕΡΙΓΡΑΦΗ ΤΟΥ ΕΘΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΚΑΙ ΤΟΥ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΟΥ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑΤΟΣ ΔΕΣΦΑ ΕΩΣ ΣΗΜΕΡΑ ΤΟ ΕΘΝΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ... 4 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3: ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΕΝΙΚΕΣ ΥΠΟΘΕΣΕΙΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑ ΚΑΤΗΓΟΡΙΑ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ Εκτίμηση ισχύος ηλεκτροπαραγωγής Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή για την περίοδο Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΗΜΕΡΗΣΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ Εκτίμηση μέγιστης ημερήσιας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Η/Π Εκτίμηση μέγιστης ημερήσιας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Λοιπούς Πελάτες ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΩΡΙΑΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ Εκτίμηση μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Η/Π Εκτίμηση μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Λοιπούς Πελάτες ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ Φ.Α ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4: ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΚΟΣΤΟΥΣ ΤΩΝ ΑΝΑΓΚΑΙΩΝ ΕΡΓΩΝ ΕΝΙΣΧΥΣΗΣ ΚΑΙ ΕΠΕΚΤΑΣΗΣ ΤΟΥ ΕΣΦΑ & ΜΕ ΤΗΝ ΕΠΙΠΤΩΣΗ ΤΟΥΣ ΣΤΟ ΤΙΜΟΛΟΓΙΟ ΧΡΗΣΗΣ ΤΟΥ ΕΣΦΑ ΥΠΟΓΕΙΑ ΑΠΟΘΗΚΗ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ / ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΟΥ ΤΕΡΜΑΤΙΚΟΥ ΣΤΑΘΜΟΥ ΥΦΑ ΤΗΣ ΕΤΑΙΡΕΙΑΣ GASTRADE ΜΕ ΤΟ ΕΣΦΑ ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ / ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΟΥ ΑΓΩΓΟΥ ΕΛΛΑΔΑΣ ΒΟΥΛΓΑΡΙΑΣ (INTERCONNECTION GREECE BULGARIA) ΜΕ ΤΟ ΕΣΦΑ ΣΥΝΔΕΣΗ ΕΣΦΑ ΜΕ ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΑ ΛΑΡΚΟ ΑΓΩΓΟΣ ΥΨΗΛΗΣ ΠΙΕΣΗΣ ΓΙΑ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΕΛΠΕ ΣΤΗΝ ΕΛΕΥΣΙΝΑ ΚΑΙ ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ

3 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1: ΕΙΣΑΓΩΓΗ Σύμφωνα με το ν. 3428/2005 «Απελευθέρωση της αγοράς του Φυσικού Αερίου» (ΦΕΚ Α/313/ ) σε εφαρμογή της Κοινοτικής Οδηγίας 55/2003/ΕΚ, ιδρύθηκε η εταιρεία Διαχειριστής Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου Α.Ε. (ΔΕΣΦΑ), 100% θυγατρική της ΔΕΠΑ Α.Ε., από την οποία ασκούνται πλέον οι δραστηριότητες της μεταφοράς, της αποθήκευσης φυσικού αερίου και της αεριοποίησης Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου εντός της Ελληνικής Επικράτειας. Στο ΔΕΣΦΑ μεταβιβάστηκε από τη ΔΕΠΑ Α.Ε., με απόσπαση, ο κλάδος του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ). Με τη μεταβίβαση στο ΔΕΣΦΑ του κλάδου αυτού, ο ΔΕΣΦΑ απέκτησε πλήρες δικαίωμα στη λειτουργία, διαχείριση, εκμετάλλευση και ανάπτυξη του ΕΣΦΑ (Άρθρο 7 παρ.1 ν.3428/2005). Με το Προεδρικό Διάταγμα 33 (ΦΕΚ Α 31/ ) εγκρίθηκε το καταστατικό του ΔΕΣΦΑ. Επίσης, με το Προεδρικό Διάταγμα 34 (ΦΕΚ Α 31/ ) εγκρίθηκαν τα κριτήρια και η διαδικασία για τη μεταφορά και ένταξη προσωπικού από τη ΔΕΠΑ Α.Ε. στο ΔΕΣΦΑ. Οι Βασικές αρμοδιότητες του ΔΕΣΦΑ περιγράφονται στο Άρθρο 68 του ν.4001/2011 «Για τη λειτουργία Ενεργειακών Αγορών Ηλεκτρισμού και Φυσικού Αερίου, για Έρευνα, Παραγωγή και δίκτυα μεταφοράς Υδρογονανθράκων και άλλες ρυθμίσεις» (ΦΕΚ Α/179/ ) Οι Βασικοί στόχοι του ΔΕΣΦΑ είναι: Η ανάπτυξη του ΕΣΦΑ με στόχο την αύξηση της συμμετοχής του Φυσικού Αερίου (ΦΑ) στο ενεργειακό ισοζύγιο της χώρας. Η παροχή υπηρεσιών υψηλών προδιαγραφών στους χρήστες του συστήματος με διαφανείς κανόνες και χωρίς διακρίσεις σε καθεστώς απελευθερωμένης αγοράς. Η ανάδειξη της γεωπολιτικής θέσης της χώρας και η μετατροπή της σε ενεργειακό κόμβο, μέσω της υλοποίησης νέων μεγάλων επενδύσεων στον τομέα της διαμετακόμισης φυσικού αερίου. Σύμφωνα με το Άρθρο 91 του Κώδικα Διαχείρισης Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου όπως ισχύει, ο Διαχειριστής του συστήματος εκπονεί Μελέτη Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ για τα επόμενα δέκα (10) έτη. Η Μελέτη Ανάπτυξης «περιλαμβάνει: 3

4 Α) Τις προβλέψεις του Διαχειριστή για την ετήσια ζήτηση Φυσικού Αερίου στο σύνολο της χώρας, ανά διοικητική περιφέρεια και ανά κατηγορία καταναλωτών καθώς και για τη μέγιστη Ημερήσια και ωριαία ζήτηση Φυσικού Αερίου ανά Έτος, για κάθε ένα από τα επόμενα (10) Έτη. Β) Τις εκτιμήσεις του Διαχειριστή για τις δυνατότητες κάλυψης της ζήτησης κατά οικονομικό και αξιόπιστο τρόπο από υφιστάμενες ή νέες πηγές εφοδιασμού με ΥΦΑ, και για την αναγκαία, για το σκοπό αυτό, ενίσχυση και επέκταση του ΕΣΦΑ. Γ) Τις εκτιμήσεις του Διαχειριστή σχετικά με τα στοιχεία κόστους των αναγκαίων έργων ενίσχυσης και επέκτασης του ΕΣΦΑ, καθώς και εκτίμηση σχετικά με την επίπτωση των αντίστοιχων επενδύσεων στο Τιμολόγιο Χρήσης του ΕΣΦΑ». Στην παρούσα Μελέτη Ανάπτυξης παρουσιάζονται αναλυτικά όλα τα παραπάνω για την περίοδο ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2: ΠΕΡΙΓΡΑΦΗ ΤΟΥ ΕΘΝΙΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΚΑΙ ΤΟΥ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΟΥ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑΤΟΣ ΔΕΣΦΑ ΕΩΣ ΣΗΜΕΡΑ 2.1. ΤΟ ΕΘΝΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Το ΕΣΦΑ περιλαμβάνει: α) Τον κεντρικό αγωγό μεταφοράς αερίου υψηλής πίεσης (ΥΠ) από τα ελληνοβουλγαρικά σύνορα, μέχρι την Αττική, συνολικού μήκους 512 km. Εικόνα 1: Τοποθέτηση αγωγού ΥΠ 4

5 β) Τους κλάδους μεταφοράς υψηλής πίεσης που συνδέουν τις διάφορες περιοχές της χώρας (Θεσσαλονίκη, Βόλο, Καρδίτσα/Τρίκαλα, Λαύριο, Αντίκυρα, Κερατσίνι, Δόμβραινα, Κλάδος Καρπερή Κήποι, Πλατύ, Κόρινθος, Οινόφυτα, ΕΚΟ, ΗΡΩΝ) με τον κεντρικό αγωγό, συνολικού μήκους 706 km. γ) Δύο συνοριακούς Μετρητικούς Σταθμούς, έναν στο Στρυμονοχώρι Σερρών από όπου εισέρχεται φυσικό αέριο μέσω των Βαλκανικών χωρών και έτερο στους Κήπους στον Έβρο από όπου εισέρχεται φυσικό αέριο μέσω Τουρκίας. Εικόνα 2: Μεθοριακός Σταθμός Σιδηροκάστρου: Μέτρηση και Ρύθμιση ροής αερίου. Εικόνα 3: Μεθοριακός Σταθμός Κήπων: Μέτρηση και Ρύθμιση ροής δ) Τέσσερα στελεχωμένα κέντρα Λειτουργίας και Συντήρησης (Πάτημα, Νέα Μεσημβρία, Αμπελιά και Ξάνθη) από όπου εποπτεύεται και συντηρείται το ΕΣΦΑ. Έχει ληφθεί η απόφαση και για το Κέντρο Λειτουργίας και Συντήρησης Πελοποννήσου. 5

6 Εικόνα 4: Κέντρο Λειτουργίας και Συντήρησης ε) Τον τερματικό σταθμό Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου (ΥΦΑ) που αποτελεί μία από τις σημαντικότερες εθνικές υποδομές της χώρας μας, καθώς παρέχει ασφάλεια ενεργειακής τροφοδοσίας. Αυτός είναι εγκατεστημένος στη νήσο Ρεβυθούσα, 500 μέτρα περίπου από την Αγία Τριάδα στον κόλπο Πάχης Μεγάρων, 45 km δυτικά της Αθήνας και είναι το τρίτο Σημείο Εισόδου Αερίου στο Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (ΕΣΜΦΑ). Το συγκριτικό πλεονέκτημα της Ρεβυθούσας σε σχέση με τις δύο άλλες πύλες εισόδου φυσικού αερίου (Στρυμονοχώρι Σερρών και Κήποι Έβρου), είναι ότι δεν εξαρτάται από τη λειτουργική επάρκεια των ανάντη του ΕΣΦΑ συστημάτων. Εικόνα 5: Σταθμός Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου στη νήσο Ρεβυθούσα Εκεί εκφορτώνονται και παραλαμβάνονται φορτία φυσικού αερίου που φθάνουν στη χώρα μας με δεξαμενόπλοια σε υγρή μορφή. Το υγροποιημένο φυσικό αέριο αποθηκεύεται στους 160 ο C 6

7 σε δύο δεξαμενές, συνολικής χωρητικότητας m 3 ( m 3 η κάθε μία). Στη συνέχεια, στις ειδικές εγκαταστάσεις της μονάδας, μετατρέπεται σε αέριο μέσω των αεριοποιητών Θαλάσσης (Open Rack Vaporizers ORV) και των αεριοποιητών Καύσης (Submerged Combustion Vaporizers SCV) δυναμικότητας αεριοποίησης m 3 /h ΥΦΑ σε συνθήκες συνεχούς λειτουργίας και m 3 /h ΥΦΑ όταν χρησιμοποιούνται και οι εφεδρικοί αεριοποιητές. Μέσω των δύο υποθαλάσσιων αγωγών διαμέτρου 24in, το φυσικό αέριο φθάνει στο μετρητικό σταθμό Αγία Τριάδα και στην συνέχεια διοχετεύεται στο Σύστημα Μεταφοράς. στ) Τις λοιπές υπέργειες εγκαταστάσεις που είναι απαραίτητες για την απρόσκοπτη λειτουργία του ΕΣΦΑ. Ενδεικτικά παρουσιάζονται παρακάτω τέτοιου είδους εγκαταστάσεις. Εικόνα 6: Σταθμοί Βαλβιδοστασίων (Β/Σ) για την απομόνωση τμημάτων του αγωγού ΥΠ Εικόνα 7: Σταθμοί ξεστροπαγίδων: για την αποστολή και την παραλαβή ξέστρων με σκοπό τον καθαρισμό ή τον εσωτερικό έλεγχο των αγωγών 7

8 Εικόνα 8: Σταθμοί Μέτρησης και Ρύθμισης Οι σταθμοί μέτρησης/ρύθμισης : i) Μειώνουν και ελέγχουν την πίεση των κατάντη συστημάτων φυσικού αερίου ii) Μετρούν τη ροή όγκου και ενέργειας του φυσικού αερίου και iii) Προσδίδουν στο φυσικό αέριο χαρακτηριστική οσμή, πριν τη διοχέτευσή του στα δίκτυα διανομής μέσης και χαμηλής πίεσης. ζ) Όλος ο αγωγός προστατεύεται από την ενεργή διάβρωση του εδάφους με σύστημα καθοδικής προστασίας. η) Επίσης το ΕΣΦΑ διαθέτει σύγχρονο δίκτυο ελέγχου και επικοινωνιών (Supervisory Control and Data Acquisition - SCADA), ώστε όλη η δραστηριότητα του συστήματος να αποτυπώνεται στο κέντρο Ελέγχου και Κατανομής Φορτίου που βρίσκεται στις εγκαταστάσεις του Πατήματος Ελευσίνας. Εικόνα 9: Αποτύπωση SCADA 8

9 Εικόνα 10: Κέντρο Ελέγχου & Κατανομής Φορτίου Στο παρακάτω διάγραμμα, παρουσιάζεται το ΕΣΦΑ, όπως έχει αναπτυχθεί έως σήμερα. Επίσης παρουσιάζονται τα έργα που σήμερα βρίσκονται σε φάση κατασκευής. Διάγραμμα 1: Δίκτυο Φυσικού Αερίου 9

10 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3: ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Η εισαγωγή του φυσικού αερίου στο Ελληνικό ενεργειακό σύστημα, αποτελεί ένα από τα σημαντικότερα ενεργειακά έργα της χώρας τις τελευταίες δεκαετίες. Το Νοέμβριο του 1996 οι πρώτες ποσότητες φυσικού αερίου τροφοδότησαν το εργοστάσιο της Ελληνικής Βιομηχανίας Ζάχαρης στη Λάρισα, μέσω του δικτύου μεταφοράς που έως τότε είχε κατασκευαστεί. Έκτοτε, το δίκτυο μεταφοράς επεκτάθηκε σε πολλές περιοχές της χώρας, ενώ το 2000 ολοκληρώθηκε και ο σταθμός Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου (ΥΦΑ) στη νήσο Ρεβυθούσα. Τον Φεβρουάριο του 2000, το πρώτο καράβι από την Αλγερία τροφοδότησε τις κρυογενικές εγκαταστάσεις του νησιού και έτσι ξεκίνησε η εμπορική λειτουργία του σταθμού. Στο Διάγραμμα 2 που ακολουθεί, παρουσιάζεται η κατανάλωση φυσικού αερίου στη χώρα από το 1998 έως και το 2011, ανά τομέα κατανάλωσης, συμπεριλαμβανομένου του Αερίου Λειτουργίας. Διάγραμμα 2: Κατανάλωση Φυσικού Αερίου (σε εκατ. Nm 3 ) 10

11 Βασικό συμπέρασμα από το Διάγραμμα 2 είναι ότι το μεγαλύτερο ποσοστό Φυσικού Αερίου που καταναλώθηκε κατά την διάρκεια των προηγούμενων ετών, αξιοποιήθηκε στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από θερμικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής της ΔΕΗ, αλλά και ιδιωτών ηλεκτροπαραγωγών. Η ημερήσια, αλλά και η ωριαία αιχμή που παρουσιάζει το ΕΣΦΑ, είναι μία από τις σημαντικότερες παραμέτρους για την σωστή διαστασιολόγηση του συστήματος. Στον Πίνακα 1 και στο Διάγραμμα 3 που ακολουθούν, παρουσιάζονται ιστορικά στοιχεία για την μέγιστη αιχμή του συστήματος που παρατηρήθηκε από το 2006 έως σήμερα. Πίνακας 1: Πραγματοποιηθείσα αιχμή συστήματος (σε Nm 3 /day) Έτος Αιχμή Συστήματος (Nm 3 /day) Ημερομηνία Διάγραμμα 3: Πραγματοποιηθείσα αιχμή συστήματος (σε Nm 3 /day) Όπως φαίνεται στον πίνακα 1, η μέγιστη ημερήσια κατανάλωση που έχει παρουσιαστεί στο σύστημα μεταφοράς από την έναρξη λειτουργίας του έως είναι Νm 3, που πραγματοποιήθηκε στις 10 Μαρτίου του έτους Επισημαίνεται ότι ήδη για το διάστημα 11

12 Ιανουαρίου-Μαΐου 2012 από τα έως σήμερα ιστορικά στοιχεία η μέγιστη ημερήσια κατανάλωση ανήλθε στα Νm 3 που επετεύχθη στις 9/2 / ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Για την περίοδο , μοναδικός Χρήστης του ΕΣΦΑ ήταν η εταιρεία ΔΕΠΑ Α.Ε. Η ΔΕΠΑ βάσει των τριών μακροχρόνιων συμβάσεων προμήθειας που έχει συνάψει, τροφοδοτεί το ελληνικό σύστημα μεταφοράς από την πρώτη μέρα λειτουργίας του. Τον Μάιο του 2010, το πρώτο ιδιωτικό φορτίο ΥΦΑ νέου Χρήστη εκφορτώθηκε στον τερματικό σταθμό της Ρεβυθούσας. Ήδη έχουν ενεργοποιηθεί νέοι Χρήστες στην Ελληνική αγορά που χρησιμοποιούν τις εγκαταστάσεις της Ρεβυθούσας για την αεριοποίηση ποσοτήτων ΥΦΑ για την τροφοδότηση Πελατών τους. Στο Διάγραμμα 4 παρουσιάζεται η προμήθεια Φυσικού Αερίου της Ελλάδας για την προαναφερθείσα χρονική περίοδο και η διάκριση ανάμεσα σε αέριο μέσω αγωγών και ΥΦΑ. Διάγραμμα 4: Εισαγωγές Φυσικού Αερίου στο ΕΣΦΑ από το 1998 έως το 2011 (σε εκατ. Νm 3 ). Είναι σαφές από το παραπάνω Διάγραμμα, ότι το αέριο μέσω αγωγών (μέσω Βουλγαρίας και Τουρκίας) αποτελεί την κύρια πηγή τροφοδοσίας της χώρας. Επισημαίνεται ότι η ροή αερίου από 12

13 το Σημείο Εισόδου Κήποι ξεκίνησε τον Νοέμβριο του 2007, οπότε και έγιναν τα εγκαίνια του αγωγού διασύνδεσης Τουρκίας Ελλάδας (Interconnector Turkey Greece ITG) ΓΕΝΙΚΕΣ ΥΠΟΘΕΣΕΙΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ Η εκτίμηση της εξέλιξης ζήτησης φυσικού αερίου είναι πολύ σημαντική, καθώς επηρεάζει τον τρόπο ανάπτυξης του ΕΣΦΑ για τα επόμενα έτη. Με τον όρο «σενάριο ζήτησης» εννοείται η ετήσια πρόβλεψη της εξέλιξης της ζήτησης της ημερήσιας αιχμής Φ.Α. και της ζήτησης ποσότητας Φ.Α. Η πρώτη εγκεκριμένη πρόβλεψη της αγοράς φυσικού αερίου περιέχεται στην Απόφαση 4955/2006 (ΦΕΚ Β 360/ ). Το σενάριο αυτό χρησιμοποιήθηκε και για τον καθορισμό των τιμολογίων πρόσβασης στο ΕΣΦΑ, όπως αυτά ορίστηκαν με την Υ.Α. 4955/2006. Στα πλαίσια της εκπόνησης της νέας Μελέτης Ανάπτυξης έγινε επικαιροποίηση του σεναρίου ζήτησης, με βάση τα νέα δεδομένα που ισχύουν πλέον για την ελληνική αγορά φυσικού αερίου. Συγκεκριμένα, εκπονήθηκε μελέτη ζήτησης η οποία βασίστηκε στην επεξεργασία δεδομένων από τις παρακάτω πηγές: i) τις προβλέψεις της ετήσιας αγοράς φυσικού αερίου, όπως αυτές γνωστοποιούνται από τους Χρήστες του ΕΣΦΑ σύμφωνα με το άρθρο 90 του Κεφαλαίου 12 του Κώδικα Διαχείρισης, ii) τα ιστορικά δεδομένα για την ημερήσια κατανάλωση σε κάθε μετρητικό σταθμό του ΕΣΦΑ, iii) τα τεχνικά μέγιστα των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, με βάση τη μεθοδολογία που περιγράφεται στην β τροποποίηση της Υ.Α / 06 (ΦΕΚ 379Β/ ). iv) την πρόβλεψη της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από μονάδες φυσικού αερίου Το σενάριο αυτό λαμβάνει υπόψη του τις βασικές κατηγορίες πελατών που επηρεάζουν την ημερήσια και ωριαία αιχμή του ΕΣΦΑ δηλαδή τους ηλεκτροπαραγωγούς (Η/Π) και τους Λοιπούς Πελάτες. Η τελευταία κατηγορία περιλαμβάνει τις α) τις Εταιρείες Παροχής Αερίου (ΕΠΑ) και β) τους μεμονωμένους πελάτες και Βιομηχανικές Περιοχές (ΒΙ.ΠΕ.). 13

14 3.4. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑ ΚΑΤΗΓΟΡΙΑ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΩΝ Μελέτη Ανάπτυξης ΕΣΦΑ Εκτίμηση ισχύος ηλεκτροπαραγωγής Όπως είναι ήδη γνωστό, το μεγαλύτερο ποσοστό της κατανάλωσης φυσικού αερίου στην Ελλάδα σήμερα, αφορά στην παραγωγή ηλεκτρικού ρεύματος από τις θερμοηλεκτρικές μονάδες με καύσιμο Φυσικό Αέριο. Στον Πίνακα 2 παρουσιάζονται αναλυτικά οι μονάδες που είναι ήδη συνδεδεμένες στο ΕΣΦΑ. Πίνακας 2: Μονάδες Η/Π με καύσιμο Φ.Α. συνδεδεμένες στο ΕΣΦΑ Τα επόμενα έτη, αυτή η τάση θα συνεχισθεί, καθώς αναμένεται η ένταξη νέων μονάδων αλλά και η συνέχιση τροφοδοσίας των υφιστάμενων. Οι νέες μονάδες που αναμένεται να ενταχθούν στο σύστημα τα επόμενα έτη είναι: Μονάδα Η/Π στο Αλιβέρι (Αλιβέρι V), τάξης μεγέθους ισχύος 400 MW περίπου, με έναρξη δοκιμαστικής λειτουργίας τον Σεπτέμβριο του Μονάδα Η/Π στη Μεγαλόπολη, ισχύος 850 MW περίπου, με έναρξη δοκιμαστικής λειτουργίας τον Ιούλιο του

15 Παράλληλα, με βάση τον τρέχοντα σχεδιασμό προβλέπεται ότι οι θερμικές μονάδες του Κερατσινίου (Αγ. Γεώργιος 8 και Άγιος Γεώργιος 9) καθώς και η μονάδα Λαύριο ΙΙΙ θα αποσυρθούν το Η θεωρούμενη τροφοδοσία μονάδων Η/Π για την περίοδο παρουσιάζεται συνοπτικά στον επόμενο πίνακα, όπου με έντονη γραφή σημειώνεται η ένταξη νέας μονάδας Η/Π στο Σύστημα. Πίνακας 3: Εκτιμώμενη τροφοδοσία μονάδων Ηλεκτροπαραγωγής Σενάριο θεώρησης τροφοδοσίας Η/Π για τα έτη Έτος Μονάδες ΔΕΗ IPPs ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ Ι Λαύριο IΙΙ, IV, V Κερατσίνι, Κομοτηνή Αλιβέρι V Λαύριο IV, V Κομοτηνή Αλιβέρι V Μεγαλόπολη V Λαύριο IV, V Κομοτηνή Αλιβέρι V Μεγαλόπολη V Ήρων Ι (OC) Αλουμίνιον Α.Ε. Ήρων II Protergia A.E ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΙΙ (Θίσβη) KORINTHOS POWER S.A. ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ Ι Ήρων Ι (OC) Αλουμίνιον Α.Ε. Ήρων II Protergia A.E ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΙΙ (Θίσβη) KORINTHOS POWER S.A. ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ Ι Ήρων Ι (OC) Αλουμίνιον Α.Ε. Ήρων II Protergia A.E ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΙΙ (Θίσβη) KORINTHOS POWER S.A. 15

16 Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή για την περίοδο Όπως είναι προφανές, η εκτίμηση της ζήτησης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή στα πλαίσια της παρούσας Μελέτης Ανάπτυξης, εξαρτάται σε πολύ σημαντικό βαθμό από τη συνολική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα για την επόμενη δεκαετία. Στα πλαίσια αυτά ο ΔΕΣΦΑ προκειμένου να εκτιμήσει τη συνολική ζήτηση ηλεκτροπαραγωγής σε μεσοπρόθεσμο χρονικό ορίζοντα ( ), προχώρησε στην στατιστική επεξεργασία των ιστορικών δεδομένων ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας (Πηγή: ΜΑΣΜ ΔΕΣΜΗΕ, ιστοσελίδα ΔΕΣΜΗΕ Α.Ε 1 ) και ιδιαίτερα της ετήσιας μεταβολής αυτής την περίοδο και χρησιμοποιώντας την αντίστοιχη μεταβολή του ΑΕΠ για το ίδιο χρονικό διάστημα (Πηγή: Ιστοσελίδα Διεθνούς Νομισματικού Ταμείου 2 ), εκτίμησε τον Συντελεστή Επίδρασης της μεταβολής του ΑΕΠ στην μεταβολή της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα. 3. Πίνακας 4: Εκτίμηση Ελαστικότητας περιόδου Από τα ιστορικά στοιχεία εκτιμήθηκαν δύο τύποι Συντελεστών Επίδρασης: i) ο πρώτος προκύπτει ως ο μέσος όρος των Συντελεστών Επίδρασης της περιόδου και αντιστοιχεί στον Συντελεστή Επίδρασης περιόδου ανάπτυξης και 1 desmie.gr/ Ο Συντελεστής Επίδρασης προκύπτει μαθηματικά από τη διαίρεση του ποσοστού μεταβολής της ηλεκτρικής ενέργειας από το έτος ν στο έτος ν+1 και του ποσοστού μεταβολής του ΑΕΠ από το έτος ν στο έτος ν+1. 16

17 ii) ο δεύτερος προκύπτει ως ο μέσος όρος των Συντελεστών Επίδρασης της περιόδου και αντιστοιχεί στον Συντελεστή Επίδρασης περιόδου ύφεσης. Το 2009 δεν έχει ληφθεί υπόψη στον υπολογισμό του μ.ο γιατί η μείωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας θεωρείται πολύ υψηλή (απότομη μείωση) και μη αντιπροσωπευτική για τα επόμενα έτη. Πίνακας 5 : Συντελεστές Επίδρασης περιόδων ανάπτυξης και ύφεσης Για τα έτη , εκτιμήθηκε η μεταβολή της ηλεκτρικής ενέργειας για κάθε έτος με βάση τους προαναφερόμενους Συντελεστές Επίδρασης και τις εκτιμήσεις για τη μεταβολή του ΑΕΠ για την περίοδο , όπως αυτές δημοσιεύονται από το Διεθνές Νομισματικό Ταμείο και από τον Οργανισμό Οικονομικής Συνεργασίας και Ανάπτυξης (ΟΟΣΑ) 4. Αξίζει να αναφερθεί ότι: Για το έτος 2013 υιοθετείται το ποσοστό μείωσης του ΑΕΠ από τα δημοσιευμένα στοιχεία (Μάιος 2012) του ΟΟΣΑ, τα οποία εμπερικλείουν τις τελευταίες εξελίξεις στην οικονομία (τροποποίηση προγράμματος οικονομικής σταθερότητας-μάρτιος 2012). Για τα έτη λαμβάνεται η πρόβλεψη του ΑΕΠ από το ΔΝΤ (Σεπτέμβριο 2011) των ετών , η οποία έχει διολισθήσει κατά ένα έτος ώστε να είναι συμβατή με τη διαμόρφωση του οικονομικού περιβάλλοντος τους τελευταίους μήνες. Για τα έτη θεωρείται σταθερό ετήσιο ποσοστό μεταβολής και ίσο με αυτό του Με βάση την εκτίμηση του ΟΟΣΑ για ύφεση του ΑΕΠ έως και το 2013 ο Συντελεστής Επίδρασης περιόδου ύφεσης χρησιμοποιήθηκε για τα έτη , ενώ ο Συντελεστής Επίδρασης περιόδου ανάπτυξης χρησιμοποιήθηκε από το 2014 και εξής

18 Πίνακας 6: Εκτίμηση Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας Έτος Μεταβολή ΑΕΠ (σταθερές τιμές) Πηγή:OECD, IMF, (%) ΖΗΤΗΣΗ ΗΛ.ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ, ετήσια μεταβολή % ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΖΗΤΗΣΗΣ ΗΛ.ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (GWh) (based on the elasticity assumptions and the forecasted GDP change) ,30-0, ,7-0, ,50 1, ,1 1, ,30 1, ,4 1, ,00 2, ,5 2, ,30 2, ,1 2, ,30 2, ,3 2, ,30 2, ,3 2, ,30 2, ,3 2, ,30 2, ,9 2, ,30 2, ,4 2,8 Επισημαίνεται ότι στην παραπάνω ανάλυση δεν συνεκτιμήθηκε ο παράγοντας εξέλιξης της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας. Μετά την εκτίμηση για τον υπολογισμό της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα για την επόμενη δεκαετία, γίνονται συγκεκριμένες παραδοχές, προκειμένου να υπολογιστούν οι όγκοι φυσικού αερίου για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας της δεκαετίας Οι παραδοχές αυτές καθώς και ο τρόπος εκτίμησής τους περιγράφονται στις επόμενες παραγράφους: α) Υπολογισμός ποσοστού συμμετοχής φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Σύμφωνα με τα ιστορικά στοιχεία του ΑΔΜΗΕ, προκύπτει ότι για τα έτη 2007 έως 2011 η συμμετοχή του φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας κυμαίνεται από 18% έως και 29%. Πίνακας 7: Ενεργειακά Ισοζύγια περιόδου ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΑ ΙΣΟΖΥΓΙΑ ΠΕΡΙΟΔΟΥ (GWh) ΛΙΓΝΙΤΗΣ , , , , ,20 ΠΕΤΡΕΛΑΙΟ 3.262, , ,40 113,30 8,60 ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ , , , , ,60 ΥΔΡΟΗΛΕΚΤΡΙΚΑ 3.142, , , , ,50 ΑΠΕ 1.312, , , , ,10 ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΙΣ 4.354, , , , ,30 ΣΥΝΟΛΙΚΑ , , , , ,30 % ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ 23,43% 23,44% 17,75% 19,79% 28,63% % (Υ/Η +ΑΠΕ) 7,90% 7,99% 12,95% 16,69% 11,97% 18

19 Για τα έτη αξιοποιήθηκαν τα αποτελέσματα της μελέτης «Επιδράσεις και αναγκαίες προσαρμογές για τη μεγάλης κλίμακα διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή Ιούλιος 2011» της Μονάδας Παρακολούθησης και Ανάλυσης του Τομέα Ηλεκτρικής Ενέργειας του Ιδρύματος Οικονομικών και Βιομηχανικών Ερευνών (ΙΟΒΕ). Βασικός άξονας της προαναφερθείσας μελέτης είναι οι απαιτούμενες προσαρμογές για την επίτευξη του εθνικού στόχου διείσδυσης των ΑΠΕ με ορίζοντα το Συγκεκριμένα, η μελέτη του ΙΟΒΕ έχει ως σημείο εκκίνησης τις προβλέψεις για την εξέλιξη της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας με τις οποίες καθορίζεται το μέγεθος της κατ έτος παραγωγής που ικανοποιεί τη ζήτηση και συνακόλουθα, το μέγεθος της κατ έτος παραγωγής ΑΠΕ που οδηγεί στην επίτευξη του εθνικού στόχου, σύμφωνα με την ενδεικτική πορεία που αναφέρεται στη σχετική ευρωπαϊκή οδηγία. Τα σενάρια διασυνδέσεων και αποθήκευσης καθορίζουν μεταξύ άλλων τις δυνατότητες του συστήματος να απορροφήσει μεγάλες ποσότητες ισχύος από ΑΠΕ, ακόμα και όταν το φορτίο είναι χαμηλό. Κατά τις ώρες χαμηλού φορτίου και μεγάλης παραγωγής ΑΠΕ, προκύπτει πλεόνασμα ισχύος το οποίο μπορεί να διοχετευτεί μέσω των διασυνδέσεων σε άλλα συστήματα, είτε να αποθηκευτεί σε κατάλληλες διατάξεις αποθήκευσης (όπως η αντλησιοταμίευση). Θεωρώντας ότι η οικονομική κρίση θα δυσκολέψει την επίτευξη των μακροχρόνιων και βραχυχρόνιων στόχων στον ενεργειακό τομέα λόγω περαιτέρω συρρίκνωσης της οικονομικής δραστηριότητας και θα περιοριστεί η διαθεσιμότητα για έργα ΑΠΕ, κρίθηκε ορθότερη η χρήση του ενδιάμεσου σεναρίου της μελέτης, σύμφωνα με το οποίο μέχρι το 2020 θα έχουν ολοκληρωθεί εκτός από τα έργα υπό εξέλιξη (διασύνδεση των Κυκλάδων), η διασύνδεση των νησιών του Βορείου Αιγαίου και θα αναπτυχθούν επιπλέον εγκαταστάσεις αντλησιοταμίευσης με ισχύ 365 MW έως το Μάλιστα το επιλεχθέν σενάριο προβλέπει παρόμοιο ύψος ζήτησης με το σενάριο ενεργειακής εξοικονόμησης του Εθνικού Σχεδίου Δράσης για την επίτευξη της συμβολής των ΑΠΕ στην τελική κατανάλωση ενέργειας σε ποσοστό 20% έως το 2020, όπως αυτό κατατέθηκε στην Ευρωπαϊκή Επιτροπή στις 21/07/2010 και τροποποιήθηκε την 1/10/2010. Με βάση αυτό το σενάριο εκτιμάται από το ΙΟΒΕ η εξέλιξη του ποσοστού φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Ιδιαίτερα για το 2011, το ΙΟΒΕ εκτιμά πως το 34,07% της ηλεκτρικής ενέργειας θα προέρχεται από μονάδες με καύσιμο φυσικό αέριο. Λαμβάνοντας υπόψη, από τα απολογιστικά στοιχεία του ΑΔΜΗΕ (πίνακας 7), ότι το φυσικό αέριο συνέβαλε κατά 28,63% στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας το 2011, παρουσιάζεται απόκλιση με τα στοιχεία του ΙΟΒΕ κατά 15,94%. Το ποσοστό αυτό απομειώνει το ποσοστό φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας όπως αυτό υπολογίζεται από τη Μελέτη του ΙΟΒΕ για τα έτη 19

20 (Πίνακα 8). Σημειώνεται ότι για τα έτη 2021 και 2022 το ποσοστό φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας θεωρείται ίδιο με αυτό του Πίνακας 8: Εξέλιξη ποσοστού φυσικού αερίου και τελική ζήτηση φ.α στην ΗΠ Column % ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ (Μελέτη ΙΟΒΕ) 33,26% 32,58% 35,07% 38,38% 35,88% 36,08% 33,61% 32,10% 32,10% 32,10% % ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ έπειτα από διόρθωση (μείωση κατά 15,94%) 27,96% 27,39% 29,48% 32,26% 30,16% 30,33% 28,25% 26,98% 26,98% 26,98% (GWh el ) ΦΥΣΙΚΟ ΑΕΡΙΟ , , , , , , , , , ,57 ΣΥΝΟΛΙΚΑ , , , , , , , , , ,37 β) Υπολογισμός βαθμού απόδοσης μετατροπής των MWh ηλεκτρικής ενέργειας σε MWh φυσικού αερίου. Σύμφωνα με τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ για το 2011 η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από Φυσικό Αερίο ήταν ίση με ,6 GWh el (Πίνακας 7) ενώ για το ίδιο έτος η κατανάλωση φυσικού αερίου για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας με βάση τα δημοσιευμένα στοιχεία στον ιστότοπο του ΔΕΣΦΑ, ήταν ίση με GWh φ.α.. Λαμβάνοντας υπόψη το γεγονός ότι η μονάδα ΔΕΗ Κερατσινίου και η μονάδα Λαύριο ΙΙΙ της ΔΕΗ θα τεθούν εκτός λειτουργίας το 2013 και παράλληλα έχουν βαθμούς απόδοσης σημαντικά χαμηλότερους από εκείνους των άλλων θερμικών μονάδων με καύσιμο φ.α. αφαιρούνται οι αντίστοιχες GWh από τα προαναφερθέντα νούμερα και επομένως αυτά γίνονται ,77 GWh el και ,50 GWh φ.α αντίστοιχα. Ο μέσος βαθμός απόδοσης των υφιστάμενων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής προκύπτει από τον λόγο (GWh el / GWh φ.α ) και ισούται με 0,4414 ή 44,14%. Ο βαθμός απόδοσης που προέκυψε από την επεξεργασία των στοιχείων του 2011, το οποίο κρίνεται και το αντιπροσωπευτικότερο έτος καθώς ήταν σε λειτουργία όλες οι μονάδες ΗΠ εκτός από το Αλιβέρι και τη Μεγαλόπολη, χρησιμοποιείται για τη μετατροπή των ποσοτήτων φυσικού αερίου από GWh ηλεκτρικής ενέργειας σε GWh φυσικού αερίου για το

21 Από το έτος 2014 και εξής εκτιμάται ότι θα έχουν τεθεί σε πλήρη εμπορική λειτουργία οι μονάδες Η/Π στο Αλιβέρι (ήδη από το 2013) και Μεγαλόπολη. Επομένως στον όποιο υπολογισμό για τον συντελεστή απόδοσης για τις μονάδες Η/Π πρέπει να συνυπολογιστεί και ο βαθμός απόδοσης των προαναφερθεισών μονάδων. Εκτιμάται ότι η Μεγαλόπολη και το Αλιβέρι θα καταναλώνουν περί τα 810 εκ Nm 3 ετησίως με βαθμό απόδοσης που προσεγγίζει αυτόν μίας νέας μονάδας ηλεκτροπαραγωγής (π.χ. Ήρων ΙΙ ως μία από τις τελευταίες μονάδες που εντάχθηκαν στο σύστημα). Για το 2011 η μονάδα Ήρων ΙΙ είχε βαθμό απόδοσης 49,16% ΗΡΩΝ ΙΙ ΜWh el ,0 ΗΡΩΝ ΙΙ ΜWh φ.α ,4 β.α 49,16% Κατά συνέπεια η προβλεπόμενη ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τις θερμικές μονάδες ΔΕΗ Μεγαλόπολη και ΔΕΗ Αλιβέρι θα είναι: Nm (11,16 10 ) 49,16% 4.443, 87GWh el Λαμβάνοντας υπόψη την προαναφερθείσα σχέση καθώς και την πρόβλεψη ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο όπως αυτή φαίνεται στον Πίνακα 8, προκύπτει ο νέος μέσος βαθμός απόδοσης των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Πίνακας 9: Βαθμός απόδοσης μετατροπής των GWhel σε GWhφ.α περιόδου Column1 Gwhel β.α Σταθμ. Μ.Ο. βαθμού απόδοσης Ζήτηση ηλ.ενέργειας ,19 Παραγωγή ηλ. Ενέργειας από Μεγαλόπολη & Αλιβέρι 4.443,87 49,16% 14,99% Παραγωγή ηλ. Ενέργειας 2014 (ΗΠ-Μεγαλόπολη και Αλιβέρι) ,32 44,14% 30,68% Τελικός β.α ,67% 21

22 Με βάση τα ανωτέρω, η εκτιμώμενη ζήτηση φυσικού αερίου για την περίοδο , θεωρώντας ως ανωτέρα θερμογόνο δύναμη μετατροπής της ενέργειας σε κανονικά κυβικά μέτρα την τιμή 11,16 kwh/nm 3, παρουσιάζεται στον Πίνακα 10. Πίνακας 10: Εξέλιξη Ζήτησης Φ.Α. για Η/Π για την περίοδο Column ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Gwhel , , , , ,76 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Gwhφ.α , , , , ,04 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Nm , , , , ,67 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α mnm , , , , ,51 Column ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Gwhel , , , , ,57 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Gwhφ.α , , , , ,65 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α Nm , , , , ,70 ΖΗΤΗΣΗ Φ.Α mnm , , , , , Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες Η κατηγορία αυτή αντιπροσωπεύει τη συνολική ζήτηση της αγοράς πλην των Ηλεκτροπαραγωγών. Συγκεκριμένα, η κατηγορία αυτή περιλαμβάνει τις Εταιρίες Παροχής Αερίου (ΕΠΑ), τους μεμονωμένους Καταναλωτές και τις Βιομηχανικές Περιοχές (ΒΙ.ΠΕ.) Όπως και στην εκτίμηση ζήτησης για ηλεκτροπαραγωγή, έτσι και για τους Λοιπούς Πελάτες, γίνεται μια ανάλυση από τον ΔΕΣΦΑ για τα έτη Η ανάλυση βασίστηκε στην επεξεργασία των προβλέψεων της ετήσιας αγοράς φυσικού αερίου που γνωστοποιούνται από τους Χρήστες του ΕΣΦΑ στο Διαχειριστή, σύμφωνα με το άρθρο 90 του Κεφαλαίου 12 του Κώδικα Διαχείρισης (ΦΕΚ 2227/ ). Συγκεκριμένα ο ΔΕΣΦΑ στις 2 Μαρτίου 2012 απέστειλε επιστολές προς όλους του Χρήστες του ΕΣΦΑ που είναι γραμμένοι στο Μητρώο Χρηστών που τηρεί η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας 5 ζητώντας προβλέψεις ζήτησης και μεταφορικής ικανότητας για την περίοδο Οι περισσότεροι Χρήστες απάντησαν σύμφωνα με τα ζητηθέντα από τον Διαχειριστή έως τις 31 Μαρτίου 2012 όπως προβλέπεται και στον Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ όπως ισχύει. Τα στοιχεία αυτά επεξεργάστηκαν για τον υπολογισμό του σεναρίου ζήτησης Λοιπών Πελατών, όπως αυτό de9d09f12888.e38OchqPa34Na40Ma3qMaNuKaNyOe6fznA5Pp7ftolbGmkTy) 22

23 παρουσιάζεται στον Πίνακα 11. Σχετικώς με τη ζήτηση φυσικού αερίου Χρηστών που δεν απέστειλαν στοιχεία στον Διαχειριστή, έγιναν λογικές υποθέσεις από τον τελευταίο. 23

24 Πίνακας 11: Εξέλιξη Ζήτησης Φ.Α. Λοιπών Πελατών για την περίοδο (σε εκατ. Nm3/έτος). 24

25 Για να μπορέσει να εκτιμηθεί τόσο η ζήτηση ανά διοικητική περιφέρεια και ανά κατηγορία καταναλωτή όσο και η αιχμή του συστήματος, απαραίτητη προϋπόθεση αποτελεί ο καταμερισμός των συνολικών προβλέψεων στα επιμέρους Σημεία Εξόδου (μετρητικοί σταθμοί). Επισημαίνεται ότι θεωρείται δεδομένη η ίδρυση των τριών νέων ΕΠΑ (Ανατολικής Μακεδονίας & Θράκης, Κεντρικής Μακεδονίας και Στερεάς Ελλάδας), όπως προκύπτει εξάλλου και από τα στοιχεία ζήτησης των Χρηστών. Τα Σημεία Εξόδου που εξετάζονται είναι τα ακόλουθα (τα μελλοντικά Σημεία Εξόδου που παρουσιάζονται παρακάτω, προκύπτουν από τα Επιχειρησιακά Σχέδια των τριών νέων εταιρειών όπως αυτά υποβλήθηκαν στα πλαίσια της αίτησης εξαίρεσης από την υποχρέωση πρόσβασης τρίτων (Third Party Access TPA) στα δίκτυα διανομής). Πίνακας 12: Σημεία Εξόδου ΕΣΜΦΑ 25

26 Για τις Εταιρείες Παροχής Αερίου, τα στοιχεία του Πίνακα 11 συνοψίζονται για κάθε ΕΠΑ σε δύο βασικές κατηγορίες κατανάλωσης: α) Βιομηχανική χρήση (μικρή και μεγάλη βιομηχανία) και β) Αστική Χρήση. Στη συνέχεια οι προαναφερθείσες ποσότητες κατανεμήθηκαν σε κάθε Σημείο Εξόδου με γνώμονα είτε τα χιλιόμετρα νέου δικτύου Μέσης και Χαμηλής πίεσης που προβλέπονται για κάθε πόλη της κάθε ΕΠΑ, είτε, ελλείψει αυτών των στοιχείων, τον πληθυσμό κάθε πόλης της αντίστοιχης ΕΠΑ. Όσον αφορά στις προβλέψεις για τους Μεμονωμένους Πελάτες και τις ΒΙ.ΠΕ, οι ετήσιες καταναλώσεις αντλήθηκαν εξ ολοκλήρου από τα στοιχεία των Χρηστών. Με βάση τα στοιχεία της παραγράφου 3.4, το νέο σενάριο ζήτησης της περιόδου παρουσιάζεται συνοπτικά στον παρακάτω πίνακα. 26

27 Πίνακας 13: Σενάριο Ζήτησης περιόδου ανά διοικητική περιφέρεια και ανά κατηγορία καταναλωτών 27

28 3.5. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΗΜΕΡΗΣΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ Για τον υπολογισμό της μέγιστης ημερήσιας ζήτησης φυσικού αερίου εκτιμήθηκαν α) το ημερήσιο προφίλ του συνόλου των Η/Π και β) το ημερήσιο προφίλ των Λοιπών Πελατών. Από το ημερήσιο άθροισμα των καταναλώσεων, όπως αυτές προκύπτουν από την εφαρμογή των προαναφερθέντων προφίλ, για τις δύο κατηγορίες Χρηστών προέκυψε η ταυτοχρονισμένη αιχμή του συστήματος για την περίοδο Εκτίμηση μέγιστης ημερήσιας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Η/Π Για την εύρεση του ημερήσιου προφίλ των μονάδων Η/Π χρησιμοποιήθηκαν τα ιστορικά στοιχεία του 2012 και του Τα έτη αυτά θεωρούνται τα αντιπροσωπευτικότερα αφού ήταν σε λειτουργία όλες οι μονάδες Η/Π πέραν της ΔΕΗ Μεγαλόπολης και της ΔΕΗ Αλιβερίου. Επίσης λαμβάνοντας υπόψη τον τρόπο εισαγωγής των μονάδων στο σύστημα, ο οποίος εξαρτάται από τις ημερήσιες δηλώσεις/προσφορές όλων των Η/Π στον ΑΔΜΗΕ, θεωρείται μη αντικειμενική η μεμονωμένη αντιμετώπιση του κάθε ΗΠ για την εύρεση του ημερήσιου προφίλ του. Για το λόγο αυτό χρησιμοποιείται το προφίλ του 2012 για την περίοδο 1/1-12/6, για την οποία υπήρχαν διαθέσιμα στοιχεία και το προφίλ του 2011 για τις υπόλοιπες ημέρες, του συνόλου των Η/Π που παράγουν ηλεκτρική ενέργεια με καύση φυσικού αερίου όπως αυτό απεικονίζεται στο παρακάτω διάγραμμα. Συγκεκριμένα, υπολογίζεται το ημερήσιο ποσοστό Φ.Α. για Η/Π διαιρώντας το ημερήσιο άθροισμα κατανάλωσης φ.α από μονάδες Η/Π προς το ετήσιο άθροισμα καταναλώσεων φ.α από μονάδες Η/Π. Διάγραμμα 5: Γραφική Απεικόνιση Ημερήσιου Προφίλ Η/Π

29 Εκτίμηση μέγιστης ημερήσιας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Λοιπούς Πελάτες Για τους Λοιπούς Πελάτες έγινε επιλογή του πιο αντιπροσωπευτικού προφίλ ημερήσιας κατανάλωσης για κάθε Μεμονωμένο Πελάτη & ΒΙ.ΠΕ και για κάθε Σημείο Εξόδου των ΕΠΑ. Ειδικά για το ημερήσιο προφίλ κατανάλωσης που υιοθετήθηκε για τους Μεμονωμένους Πελάτες και ΒΙ.ΠΕ. του ΕΣΜΦΑ ενσωματώθηκε το ημερήσιο προφίλ αυτών για το έτος 2011, το οποίο κρίθηκε ως το πιο αντιπροσωπευτικό για τα επόμενα έτη. Για το σκοπό αυτό, έγινε χρήση των ιστορικών στοιχείων που συλλέγονται από τα μηνιαία ισοζύγια του συστήματος. Για τα Σημεία Εξόδου Δικτύου Διανομής (ΣΕΔΔ), κατόπιν αναλύσεων, επιλέχθηκαν διαφορετικά προφίλ για κάθε κατηγορία χρήσεως, δηλαδή για τη Βιομηχανική (μικρή και μεγάλη βιομηχανία) και Αστική (οικιακή και εμπορική) Χρήση. Ενδεικτικά αναφέρεται ότι για κάποιες πόλεις της Βόρειας Ελλάδος που εντάσσονται στις νέες ΕΠΑ (Κεντρικής Μακεδονίας και Ανατολικής Μακεδονίας & Θράκης) επελέγη για τη Βιομηχανική Χρήση το προφίλ της Θεσσαλονίκης το έτος 2003, θεωρώντας πως η τότε κατανάλωση σε μία νεοσύστατη ΕΠΑ (δύο έτη από την έναρξη λειτουργίας της) αντιστοιχούσε ως επί το πλείστον σε Βιομηχανικούς Χρήστες οι οποίοι έχουν σχετικά σταθερό προφίλ (Διάγραμμα 6) ενώ για την Αστική Χρήση χρησιμοποιήθηκε το προφίλ της Θεσσαλονίκης όπως αυτό προκύπτει από το μέσο όρου των ετών , αφού αφαιρεθεί το προφίλ της βιομηχανίας για το έτος 2003 και αφού προσαρμοσθεί με βάση τις βαθμοημέρες (Διάγραμμα 7). Διάγραμμα 6: Γραφική Απεικόνιση Ημερήσιου Προφίλ ΕΠΑ Θεσσαλονίκης τα έτη (σε Nm3 / ημέρα)

30 Διάγραμμα 7: Γραφική Απεικόνιση Ημερήσιου Προφίλ ΕΠΑ Θεσσαλονίκης τα έτη 2003 και του μέσου όρου των ετών (σε Nm3 / ημέρα) Παρόμοια επεξεργασία δεδομένων έγινε και για όλες τις πόλεις που αποτελούν και Σημεία Εξόδου του ΕΣΜΦΑ, χρησιμοποιώντας για παράδειγμα το προφίλ της Αθήνας για πόλεις της νέας ΕΠΑ Στερεάς Ελλάδας. Για την εύρεση του ημερήσιου προφίλ Αστικής Χρήσης ακολουθήθηκαν οι κάτωθι παραδοχές: Α) Οι ημερήσιες ποσότητες για την Αστική χρήση (οικιακή /εμπορική χρήση) κάθε πόλης, χωρίστηκαν καταρχήν σε χρήση για κεντρική θέρμανση και λοιπή οικιακή/εμπορική χρήση. Β) Κατόπιν, οι ημερήσιες ποσότητες για την οικιακή /εμπορική χρήση κάθε πόλης, χωρίστηκαν σε χρήση για κεντρική θέρμανση και λοιπή οικιακή/εμπορική χρήση με βάση το ετήσιο προφίλ των καταναλώσεων. Για τη λοιπή οικιακή/εμπορική (other_use) χρήση προέκυψε ο Μέσος Όρος (Μ.Ο. other_use) της κατανάλωσης σε επίπεδο ημέρας (Nm 3 /day) για την περίοδο εκείνη όπου δεν υπάρχει κατανάλωση λόγω κεντρικής θέρμανσης και επιπλέον δεν υπάρχει ιδιαίτερα χαμηλή κατανάλωση στα αστικά κέντρα λόγω περιόδου διακοπών. Με βάση την επεξεργασία των ιστορικών στοιχείων, ως αντιπροσωπευτική περίοδος για τη λοιπή οικιακή/εμπορική χρήση υπολογίστηκε εκείνη από την 1η Μαΐου έως την 15η Ιουλίου και από την 1η Σεπτεμβρίου έως την 15η Οκτωβρίου. Η περίοδος 16 Ιουλίου έως 31 Αυγούστου εξετάστηκε ξεχωριστά καθώς αποτελεί περίοδο διακοπών. Γ) Ο Μ.O. μετατρέπεται στη συνέχεια σε ημερήσιο ποσοστό (%other_use) σύμφωνα με τον τύπο:

31 M. O. other _ use % other _ use όπου 365 C d 1 Cd : η διαφορά του μέσου όρου των ημερήσιων ποσοτήτων των ετών από το αντιπροσωπευτικότερο για τη βιομηχανία της πόλης έτος και M. O. other _ use 196 d C d C d d 244 όπου: d 121 1/ / / / 5 Το ποσοστό αυτό θεωρείται ίδιο για όλες τι ημέρες του έτος πλην της περιόδου 16/7 έως 31/8, για την οποία το αντίστοιχο ποσοστό υπολογίστηκε για κάθε ημέρα σύμφωνα με τον τύπο: % other _ use d 16/ 7 31/ C C d Η ημερήσια κατανάλωση για κεντρική θέρμανση προκύπτει αρχικά από την αφαίρεση της ημερήσιας κατανάλωσης για λοιπή οικιακή/εμπορική χρήση από τη διαφορά Cd. Στη συνέχεια, το ημερήσιο προφίλ που προέκυψε από την αφαίρεση αυτή, προσαρμόστηκε (πολλαπλασιάστηκε) με τον αντίστοιχο ποσοστό βαθμοημερών, ώστε να προκύψει το ημερήσιο προφίλ κατανάλωσης για χρήση κεντρικής θέρμανσης. Ο αριθμός βαθμοημερών για κάθε ημέρα του έτους προέκυψε από την διαφορά της θερμοκρασίας των 16 ο C και της μέσης ημερήσιας θερμοκρασίας. Για να είναι αντιπροσωπευτικότερη η μέση ημερήσια θερμοκρασία επεξεργάστηκαν ιστορικά στοιχεία για την περίοδο (α δίμηνο). Στη συνέχεια υπολογίστηκε το ποσοστό των βαθμοημερών κάθε ημέρας του έτους προς το σύνολο των βαθμοημερών για όλες τις ημέρες του έτους. Επισημαίνεται ότι όπου η διαφορά της μέσης θερμοκρασίας από τους 16 ο C είναι αρνητική, ο αριθμός βαθμοημερών θεωρείται μηδενικός. Τα στοιχεία για τον υπολογισμό των βαθμοημερών αντλήθηκαν από τον ιστότοπο του Αστεροσκοπείου Αθηνών όπου υπάρχουν αναλυτικά στοιχεία για τις μέσες θερμοκρασίες σε πολλές περιοχές της Ελλάδος. Χρησιμοποιήθηκαν τα θερμοκρασιακά στοιχεία από τους

32 μετρητικούς σταθμούς που βρίσκονται κοντά στα Σημεία Εξόδου του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Φυσικού Αερίου. Με βάση τις προαναφερθείσες παραδοχές της παραγράφου 3.5. προκύπτουν συνοπτικά τα παρακάτω αποτελέσματα για τη μέγιστη ημερήσια ζήτηση φ.α του ΕΣΜΦΑ για την περίοδο Πίνακας 14: Σύνοψη Προβλέψεων μέγιστης Ημερήσιας Ζήτησης ΕΣΜΦΑ (σε Nm3 / ημέρα) 3.6. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΩΡΙΑΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ Για τον υπολογισμό της μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου χρησιμοποιήθηκαν τα ιστορικά στοιχεία ωριαίων καταναλώσεων όπως αυτά δημοσιεύονται στην ιστοσελίδα του ΔΕΣΦΑ. Από τα στοιχεία αυτά δημιουργήθηκαν χαρακτηριστικά ωριαία προφίλ από τα οποία και υπολογίστηκε η μέγιστη ωριαία ζήτηση φυσικού αερίου για κάθε Έτος της περιόδου Εκτίμηση μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Η/Π Το ημερήσιο προφίλ των Η/Π υπολογίστηκε από το μέσο όρο των ημερήσιων ωριαίων καταναλώσεων του Νοεμβρίου Ο μήνας αυτός είναι ένας τυπικός χειμωνιάτικος μήνας με σχετικά σταθερές καταναλώσεις για τους Η/Π, οπότε θεωρείται και ο αντιπροσωπευτικότερος για την εύρεση του ωραίου τους προφίλ

33 Διάγραμμα 8: Ωριαίο προφίλ Ηλεκτροπαραγωγών 6,00% Ωριαίο Προφίλ Η/Π 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% Μ.Ο Νοεμβρίου 1,00% 0,00% Εκτίμηση μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου για τους Λοιπούς Πελάτες Για τους Λοιπούς Πελάτες υπολογίστηκε το προφίλ κάθε Σημείου Εξόδου από το ιστορικό προφίλ ωριαίων καταναλώσεων κάθε Σημείου Εισόδου την 21 η Νοεμβρίου 2011, η οποία αποτελεί μία αντιπροσωπευτική χειμωνιάτικη ημέρα υψηλών καταναλώσεων. Δεν ακολουθήθηκε η ίδια προσέγγιση με τους Η/Π (εύρεση προφίλ από Μ.Ο ωριαίων καταναλώσεων) καθώς κάτι τέτοιο θα εξομάλυνε το προφίλ οδηγώντας σε λιγότερο αιχμιακή ζήτηση. Με βάση τις παραγράφους και η μέγιστη ωριαία ζήτηση για τα έτη είναι η ακόλουθη: Πίνακας 15: Σύνοψη Προβλέψεων μέγιστης Ωριαία Ζήτησης ΕΣΜΦΑ

34 3.7. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ Φ.Α. Λαμβάνοντας υπόψη την εκτίμηση ζήτησης φυσικού αερίου για την επόμενη δεκαετία όπως αυτή παρουσιάστηκε στον Πίνακα 15, καθώς και τις μακροχρόνιες συμβάσεις προμήθειας που τροφοδοτούν την ελληνική αγορά, γίνεται εκτίμηση των ποσοτήτων φυσικού αερίου που εγχύονται στα Σημεία Εισόδου του Συστήματος Μεταφοράς. Επισημαίνεται ότι η εκτίμηση γίνεται με βάση τα υφιστάμενα Σημεία Εισόδου του ΕΣΦΑ, δηλαδή το Σιδηρόκαστρο Σερρών, τους Κήπους του Έβρου και την Αγία Τριάδα που εισάγει αέριο στο σύστημα από τον σταθμό Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου της Ρεβυθούσας. Πίνακας 16: Κατανομή ποσοτήτων Φυσικού Αερίου στα τρία Σημεία Εισόδου του ΕΣΦΑ για τα έτη ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ: 1. Επισημαίνεται ότι σύμφωνα και με την παράγραφο 2 του Άρθρου 91 του Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΜΦΑ, η παραπάνω κατανομή δεν είναι δεσμευτική, έγινε για λόγους κατάρτισης της παρούσας Μελέτης, δε δημιουργεί ευθύνη του Διαχειριστή έναντι των Χρηστών και δεν δεσμεύει σε καμία περίπτωση τη διαχείριση χαρτοφυλακίου των προμηθευτών των Χρηστών ΕΣΦΑ. 2. Δεν συμπεριλαμβάνονται ποσότητες για Διαμετακόμιση Οι τεχνικές προδιαγραφές των προαναφερθέντων Σημείων Εισόδου του ΕΣΦΑ περιγράφονται παρακάτω: Για το αέριο από Βορρά (είσοδος από τα Ελληνοβουλγαρικά σύνορα). Οριακή συνθήκη, αρχικά, για την πίεση στην είσοδο του ΜΣΣ του Σιδηροκάστρου θεωρούνται τα 47,7 barg, και αντιστοιχεί στην ελάχιστη πίεση σχεδιασμού του σταθμού όπως αναφέρεται και στον Κανονισμό Μετρήσεων. Η πτώση πίεσης στον Μετρητικό Σταθμό Συνόρων όπως προκύπτει

35 από τα ιστορικά δεδομένα του Σταθμού λαμβάνεται ίση με 0,7 barg. Η μέγιστη τεχνική δυνατότητα του Σταθμού, μετά την αναβάθμισή του, ανέρχεται σε Nm 3 /h. Για το αέριο από Ανατολή (είσοδος από τον Μετρητικό Συνοριακό Σταθμό των Κήπων Έβρου). Οριακή συνθήκη για την πίεση εισόδου θεωρούνται τα 50 barg, που αντιστοιχούν στην ελάχιστη εγγυημένη πίεση παράδοσης. Για το αέριο από Νότο από τον τερματικό σταθμό ΥΦΑ τους Ρεβυθούσας μέσω του μετρητικού σταθμού της Αγ. Τριάδος. Η μέγιστη πίεση εισόδου του αερίου από τον σταθμό στο δίκτυο είναι 66,4 barg (μέγιστη πίεση λειτουργίας του κλάδου ΥΠ). Ο σταθμός ΥΦΑ έχει δυνατότητα μέγιστης ωριαίας αεριοποίησης: m 3 ΥΦΑ (~ Nm 3 αερίου) σε συνθήκες συνεχούς λειτουργίας (Sustained Maximum Send out Rate SMSR) m 3 ΥΦΑ (~ Nm 3 αερίου) ως άνω ακρότατου (peak rate) Η ελάχιστη ροή που πρέπει να διατηρείται είναι Nm 3 /h για την περίπτωση μη κλεισίματος του σταθμού, ενώ η μέγιστη ωριαία δυναμικότητα του σταθμού μέτρησης στην Αγ. Τριάδα (σημείο εισόδου στο ΕΣΦΑ) είναι περίπου Nm 3 περίπου ( Nm 3 βάσει του κανονισμού μετρήσεων). Παρά το γεγονός ότι η δυναμικότητα του ρυθμού αεριοποίησης του σταθμού, είναι μεγαλύτερη από εκείνη του σταθμού μέτρησης Αγίας Τριάδας ( Nm 3 /h έναντι Nm 3 /h αντίστοιχα), τις ημέρες που θα απαιτηθεί αεριοποίηση μεγαλύτερη από Nm 3 /h, θα χρησιμοποιηθεί και το τρίτο εφεδρικό μετρητικό ρεύμα του σταθμού που μπορεί να υπερκαλύψει όχι μόνο το SMSR (δηλ. τα m 3 ΥΦΑ/h) αλλά ακόμα και τo μέγιστο ρυθμό αεριοποίησης συμπεριλαμβανομένων των εφεδρικών αεριοποιητών (δηλ m 3 ΥΦΑ/ h). Με την κατασκευή της τρίτης δεξαμενής (βλέπε Πρόγραμμα Ανάπτυξης )), θα απαιτηθεί και η περαιτέρω αναβάθμιση του σταθμού μέτρησης στην Αγία Τριάδα. Επισημαίνεται ότι στις ποσότητες αυτές δεν συμπεριλαμβάνονται οι ποσότητες Διαμετακόμισης εκτός Ελλάδος. Όπως φαίνεται και από τον παραπάνω Πίνακα 16 η ποσότητα ΥΦΑ που αναμένεται να εγχυθεί στο σύστημα αυξάνεται σημαντικά τα επόμενα έτη. Ο βασικότερος λόγος γι αυτό είναι η δραστηριοποίηση νέων Χρηστών στην αγορά ΥΦΑ τα τελευταία δύο χρόνια από την οποία προκύπτει ότι η ζήτηση ΥΦΑ τουλάχιστον σε βραχυπρόθεσμο ορίζοντα θα είναι αυξημένη

36 Επισημαίνεται ότι τόσο το σενάριο ζήτησης όσο και το σενάριο εισαγωγής νέων ποσοτήτων φυσικού αερίου στο ΕΣΦΑ, θα επανεξετάζεται και θα αναθεωρείται με βάση τα εκάστοτε νέα δεδομένα. ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4: ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΚΟΣΤΟΥΣ ΤΩΝ ΑΝΑΓΚΑΙΩΝ ΕΡΓΩΝ ΕΝΙΣΧΥΣΗΣ ΚΑΙ ΕΠΕΚΤΑΣΗΣ ΤΟΥ ΕΣΦΑ & ΜΕ ΤΗΝ ΕΠΙΠΤΩΣΗ ΤΟΥΣ ΣΤΟ ΤΙΜΟΛΟΓΙΟ ΧΡΗΣΗΣ ΤΟΥ ΕΣΦΑ Σύμφωνα με το Άρθρο 91 παράγραφος 1Γ του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ όπως ισχύει, η Μελέτη Ανάπτυξης περιλαμβάνει μεταξύ άλλων την περιγραφή των έργων εκείνων που απαιτούνται για την ενίσχυση και επέκταση του ΕΣΦΑ. Παρακάτω παρουσιάζονται έργα που δεν έχουν συμπεριληφθεί ακόμα στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης καθώς δεν έχουν ολοκληρωθεί οι διαδικασίες που προβλέπονται στα άρθρα 95Α έως και 95Θ του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ. Εφόσον ολοκληρωθούν οι προβλεπόμενες διαδικασίες του Κώδικα για τα έργα αυτά, θα ενταχθούν στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης είτε μέσω της διαδικασίας έκτακτης Αναθεώρησης όπως αυτή προβλέπεται στο Άρθρο 94 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ, είτε στην επόμενη τακτική κατάρτισή του ΥΠΟΓΕΙΑ ΑΠΟΘΗΚΗ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Ανεξάρτητα της αναμενόμενης βελτίωσης των τεχνικών και επιχειρησιακών δυνατοτήτων του σταθμού ΥΦΑ της νήσου Ρεβυθούσας, η ανάπτυξη μιας υπόγειας αποθήκης Φ.Α. υπό καθεστώς ελεύθερης Πρόσβασης Τρίτων είναι όχι μόνο σκόπιμη αλλά και αναγκαία για την ευσταθή, ομαλή και αποδοτική λειτουργία του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου. Θα είναι ευπρόσδεκτη και από τους λοιπούς εμπλεκόμενους παράγοντες της αγοράς και την Ε.Ε., δεδομένου ότι συμβάλλει στην αύξηση των επιπέδων ασφάλειας εφοδιασμού της ευρύτερης περιοχής. Με την έναρξη λειτουργίας της Υπόγειας Αποθήκης θα αυξηθεί η χρήση της δυναμικότητας του σταθμού της νήσου Ρεβυθούσας, που δεν είναι εφικτή σήμερα, λόγω του τρόπου λειτουργίας του. Ελλείψει Υπόγειων Αποθηκών, απαιτείται ο τερματικός σταθμός της Ρεβυθούσας να καλύπτει όλες τις αιχμές του συστήματος (Peak Savings), διατηρώντας εκ των πραγμάτων χαμηλό συντελεστή φόρτισης σε ετήσια βάση. Ο ΔΕΣΦΑ ήδη από το 2000 αντιλαμβανόμενος τη σημασία μιας τέτοιας επένδυσης, προχώρησε σε τεχνικοοικονομική μελέτη για να αξιολογήσει την δυνατότητα μετατροπής σε υπόγεια αποθήκη,

37 κοιτάσματος φυσικού αερίου που είχε ήδη σχεδόν εξαντληθεί, στην θαλάσσια περιοχή νότια της πόλης της Καβάλας. Τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά της εν λόγω Υπόγειας Αποθήκης περιγράφονται παρακάτω: Ο ενεργός διακινούμενος όγκος (Annual Volume throughput) ανέρχεται σε 720 mνm 3, σε δύο κύκλους ανά έτος (δύο (2) περίοδοι των 90 ημερών για πλήρωση της αποθήκης και άλλες δύο (2) αντίστοιχες περίοδοι για έγχυση του αερίου στο ΕΣΜΦΑ). Η μέγιστη ημερήσια δυναμικότητα έγχυσης φυσικού αερίου στο ΕΣΜΦΑ εκτιμάται σε 4 mnm 3 Η μέγιστη ημερήσια δυναμικότητα πλήρωσης της Υπόγειας Αποθήκης με Φυσικό Αέριο, ανέρχεται σε 5 mnm 3. Επισημαίνεται ότι το κοίτασμα της Νοτίου Καβάλας είναι παραχωρημένο σε ιδιώτη επενδυτή που το εκμεταλλεύεται για την εξόρυξη υδρογονανθράκων. Μετά τη λήξη της άδειας, το κοίτασμα της Νότιας Καβάλας ως δημόσιος χώρος μπορεί σε κάθε περίπτωση να μετατραπεί σε Υπόγεια Αποθήκη Φυσικού Αερίου. Η Ελληνική Κυβέρνηση έχει εξαγγείλει την πρόθεσή της για ιδιωτικοποίηση του κοιτάσματος της Νοτίου Καβάλας μέσω διεθνούς διαγωνισμού. Ο ΔΕΣΦΑ εξετάζει την προοπτική συμμετοχής του στο έργο αυτό ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ / ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΑΛΕΞΑΝΔΡΟΥΠΟΛΗΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΟΥ ΤΕΡΜΑΤΙΚΟΥ ΣΤΑΘΜΟΥ ΥΦΑ ΤΗΣ ΕΤΑΙΡΕΙΑΣ GASTRADE ΜΕ ΤΟ ΕΣΦΑ H εταιρεία GASTRADE προωθεί τη δημιουργία τερματικού σταθμού ΥΦΑ στο Θρακικό Πέλαγος 17,6 km Νοτιοδυτικά από τον λιμένα της Αλεξανδρούπολης και σε απόσταση 10 km από την ακτή της Μάκρης. Προκειμένου να συνδεθεί ο σταθμός αυτός με το ΕΣΦΑ, η προαναφερθείσα εταιρεία αιτήθηκε στον ΔΕΣΦΑ την κατασκευή Μετρητικού/Ρυθμιστικού σταθμού για την υποδοχή των αεριοποιηθεισών ποσοτήτων από το σταθμό ΥΦΑ. Η Δεσμευμένη Μεταφορική Ικανότητα που αναμένεται να δεσμεύσει η GASTRADE στο ΕΣΦΑ εφόσον υλοποιηθεί η επένδυσή της είναι της τάξης των MWh / Ημέρα και οι ετήσιες εκτιμώμενες ποσότητες αναμένεται να φθάσουν στα επίπεδα των 3 δισ. Νm 3 /έτος

38 Σύμφωνα με το χρονοδιάγραμμα υλοποίησης της επένδυσης της GASTRADE ο σταθμός ΥΦΑ αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία στα τέλη του Αντίστοιχο χρονοδιάγραμμα υλοποίησης έχει και η κατασκευή του Μετρητικού Σταθμού για τη σύνδεση με το ΕΣΦΑ ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ / ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΓΙΑ ΤΗ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΟΥ ΑΓΩΓΟΥ ΕΛΛΑΔΑΣ ΒΟΥΛΓΑΡΙΑΣ (INTERCONNECTION GREECE BULGARIA) ΜΕ ΤΟ ΕΣΦΑ Ο αγωγός Ελλάδας Βουλγαρίας θα ξεκινά από την περιοχή της Κομοτηνής και θα καταλήγει στην περιοχή της Stara Zagora. Η διάμετρος σύμφωνα με την αίτηση που είχε κατατεθεί το 2009 για τη συγχρηματοδότηση του έργου από κονδύλια της Ε.Ε. (European Economic Plan for Recovery- EERP) θα είναι 28 in και το μήκος περί τα 180 km. Σύμφωνα με την προαναφερθείσα αίτηση το έργο αυτό αναμένεται να μεταφέρει περί τα 3-5 δισ. Νm 3 / έτος στην Βουλγαρία. Η διαθέσιμη δυναμικότητα του έργου θα ορισθεί τελικά σε συνδυασμό με την συνολική κατανομή της διαθέσιμης δυναμικότητας του αγωγού Κήποι-Κομοτηνή στα έργα διαμετακόμισης που θα επιβεβαιωθούν τελικά. Ο αγωγός θα διαθέτει δυνατότητα αμφίδρομης ροής σύμφωνα με τις προβλέψεις του Κανονισμού 994/2010/ΕΚ. Η εν λόγω επένδυση προωθείται από τις εταιρείες Bulgarian Energy Holding και ΥΑΦΑ Ποσειδώνας με συμμετοχή 50% - 50% η κάθε μία. Το έργο θα αναπτυχθεί ως ΑΣΦΑ (Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου). Για τη σύνδεση του αγωγού αυτού απαιτείται η κατασκευή από τον ΔΕΣΦΑ Μετρητικού/ Ρυθμιστικού Σταθμού που θα αποτελεί Σημείο Εξόδου αλλά ταυτόχρονα και Σημείο Εισόδου του ΕΣΦΑ. Προς το σκοπό αυτό ο ΔΕΣΦΑ αξιολογεί την εν λόγω επένδυση λαμβάνοντας ιδίως υπόψη τα αιτήματα δέσμευσης δυναμικότητας από άλλα έργα στην περιοχή. Η ολοκλήρωση του σταθμού κατόπιν της απαραίτητης συνεργασίας με τις προαναφερθείσες εταιρείες - αναμένεται εντός του 2 ου εξαμήνου του ΣΥΝΔΕΣΗ ΕΣΦΑ ΜΕ ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΑ ΛΑΡΚΟ Το έργο αφορά την τροφοδότηση με φυσικό αέριο του εργοστασίου της ΛΑΡΚΟ στη Λάρυμνα για θερμικές χρήσεις, με δυνατότητα μελλοντικής τροφοδότησης μονάδας ηλεκτροπαραγωγής για τις ανάγκες του εργοστασίου. Το έργο περιλαμβάνει την επέκταση του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου με νέο αγωγό από το βαλβιδοστάσιο «Βάγια» μήκους περίπου 32 km και την κατασκευή μετρητικού/ρυθμιστικού

39 σταθμού. Η εκτιμώμενη ετήσια ποσότητα φυσικού αερίου που θα παραλαμβάνεται από την Εγκατάσταση Απόληψης θα είναι περίπου GWh και η μέγιστη ημερήσια 7,4 GWh ΑΓΩΓΟΣ ΥΨΗΛΗΣ ΠΙΕΣΗΣ ΓΙΑ ΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΕΛΠΕ ΣΤΗΝ ΕΛΕΥΣΙΝΑ ΚΑΙ ΜΕΤΡΗΤΙΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ Το έργο αφορά την τροφοδότηση με φυσικό αέριο του διυλιστηρίου των ΕΛΠΕ στην Ελευσίνα για χρήσεις σε χημικές διεργασίες. Έχει ήδη υποβληθεί επίσημο αίτημα στο Διαχειριστή για τη σύνδεση της εγκατάστασης με το ΕΣΦΑ. Το έργο περιλαμβάνει την επέκταση του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου με νέο αγωγό από το βαλβιδοστάσιο «Μάνδρα» μήκους περίπου 10 km και την κατασκευή μετρητικού σταθμού. Η εκτιμώμενη ετήσια ποσότητα φυσικού αερίου που θα παραλαμβάνεται από την Εγκατάσταση Απόληψης θα είναι περίπου GWh και η μέγιστη ημερήσια 6,5 GWh. Το έργο αναμένεται να ολοκληρωθεί τo Το προϋπολογιζόμενο κόστος για την επένδυση που απαιτείται από πλευράς ΔΕΣΦΑ ανέρχεται σε 6,2 εκατ. εκ των οποίων τα 2,6 εκατ. αφορούν στην κατασκευή του Μετρητικού Σταθμού. Το μεγαλύτερο ποσό της εν λόγω επένδυσης (~ 3,4 εκατ. ) θα καλυφθεί από το Τέλος Σύνδεσης που θα καταβάλει ο αιτών τη σύνδεση. Η επίπτωση που θα έχει η ένταξη στη ΡΠΒ του υπολοίπου κόστους της επένδυσης (~ 2,8 εκατ. ) στη Μέση Χρέωση Χρήσης ΕΣΦΑ εκτιμάται ότι θα είναι της τάξης του -2,45%