ΠΡΟΒΛΕΨΕΙΣ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΗΝ ΕΠΑΡΚΕΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑ Α ΤΟ 2005

ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ, ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟΥ 69, ΑΘΗΝΑ 10564 ΤΗΛ.: 010-3727400, FAX: 010-3255460, E-MAIL: info@rae.gr, WEB: http://www.rae.gr ΕΚΘΕΣΗ ΤΗΣ ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗΣ ΑΡΧΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΡΟΒΛΕΨΕΙΣ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΗΝ ΕΠΑΡΚΕΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑ Α ΤΟ 2005 ΑΘΗΝΑ, 12 ΟΚΤΩΒΡΙΟΥ 2002

ΠΡΟΒΛΕΨΕΙΣ ΣΧΕΤΙΚΑ ΜΕ ΤΗΝ ΕΠΑΡΚΕΙΑ ΚΑΙ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΤΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΕΛΛΑ Α ΤΟ 2005. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Η ασφάλεια ενεργειακού ανεφοδιασµού και εποµένως η επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας των καταναλωτών αποτελεί βασικό µέληµα της ΡΑΕ και του Υπουργού Ανάπτυξης σύµφωνα µε το νόµο 2773/1999 περί απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ειδικότερα, σύµφωνα µε το άρθρο 3 παρ. 1 του νόµου αυτού προβλέπεται η διαµόρφωση µακροχρόνιου ενεργειακού σχεδιασµού, ενώ σύµφωνα µε το άρθρο 15 παρ. 3 του ίδιου νόµου προβλέπεται διαδικασία κατάρτισης και δηµοσίευσης ανά δύο έτη, τακτικών πενταετών προβλέψεων, αναφορικά µε το δυναµικό παραγωγής που ενδέχεται να συνδεθεί µε το Σύστηµα και την κάλυψη της ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Από την πρώτη στιγµή της συγκρότησής της, η ΡΑΕ έδωσε ουσιαστική προτεραιότητα στη διαµόρφωση κατάλληλων συνθηκών, ώστε να διασφαλιστεί επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας από ηλεκτροπαραγωγικές µονάδες εντός της χώρας, δεδοµένου ότι οι εισαγωγές είναι περιορισµένες, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας αυξάνει ραγδαία και οι διαθέσιµες µονάδες παραγωγής δεν θα είναι αρκετές για να καλύψουν την αυξανόµενη αυτή ζήτηση. Οι διεθνείς οργανισµοί εντόπισαν το πρόβληµα αυτό της χώρας: η Ευρωπαϊκή Επιτροπή στις εκθέσεις της αναφέρει ρητά ότι η Ελλάδα είναι στη χειρότερη θέση από πλευράς περιθωρίου εφεδρείας αλλά και ανάπτυξης του ανταγωνισµού αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, ενώ το ίδιο επισηµαίνεται τόσο στην ετήσια έκθεσή του ΟΟΣΑ για την Ελληνική Οικονοµία, όσο και στις εκθέσεις της ιεθνούς Επιτροπής Ενέργειας που λειτουργεί υπό την αιγίδα του ΟΟΣΑ. Στο πλαίσιο αυτό, η ΡΑΕ µε τη βοήθεια ειδικών συµβούλων φρόντισε να εκπονηθούν µε τη χρήση πολύπλοκων µαθηµατικών µοντέλων τέσσερις αξιόπιστες µελέτες πρόβλεψης της ζήτησης και της δυνατότητας κάλυψής της από τις υφιστάµενες οι οποίες παραδόθηκαν τον εκέµβριο 2000, Ιούνιο 2001, Ιανουάριο 2002 και προσφάτως τον Σεπτέµβριο του 2002. Με τον τρόπο αυτό κατέστη εφικτό να προσδιορισθούν οι ανάγκες της χώρας για νέες έτσι ώστε να προσανατολιστούν αναλόγως οι αποφάσεις της ΡΑΕ σχετικά µε τις άδειες παραγωγής και τα µέτρα που θα πρέπει να υιοθετηθούν για την προσέλκυση επενδύσεων σε νέες µονάδες και την ανάπτυξη ανταγωνισµού στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. ΖΗΤΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Το έτος 2001 µε χρηµατοδότηση της ΡΑΕ και συµµετοχή του ΕΣΜΗΕ και της ΕΗ εκπονήθηκε εκτεταµένη µελέτη από το ΕΜΠ 1, σχετικά µε την πρόβλεψη των φορτίων του διασυνδεδεµένου συστήµατος έως το τέλος του έτους 2004 και την ανάλυση της κάλυψης της ζήτησης σε όρους αξιοπιστίας και απορριπτόµενου φορτίου. 1 «ιαµόρφωση Ωριαίων Φορτίων µέχρι και το 2004 και Ανάλυση της Κάλυψης σε Όρους Αξιοπιστίας και Απορριπτόµενου Φορτίου», ΕΜΠ / Τοµέας Ηλεκτρικής Ισχύος - Επιστηµονικός Υπεύθυνος: καθηγητής Γ. Κονταξής, Ιούνιος 2001.

Πιο συγκεκριµένα, στη µελέτη τεκµηριώνεται η πρόβλεψη ότι κατά την περίοδο 2000-2004, η ζήτηση ενέργειας στο διασυνδεδεµένο σύστηµα πρόκειται να αυξηθεί µε µέσο ρυθµό της τάξεως του 4.5% ανά έτος, δηλαδή µε ρυθµό παρόµοιο µε αυτόν της χρονικής περιόδου 1994-2000. Η ετήσια αιχµή του διασυνδεδεµένου συστήµατος προβλέπεται ότι πρόκειται να αυξάνεται µε µέσο ρυθµό 5.3% µέχρι το έτος 2004. Η προβλεπόµενη αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας συνδυάζεται µε παραδοχή ρυθµού οικονοµικής ανάπτυξης της χώρας (ετήσια αύξηση του ΑΕΠ σε πραγµατικούς όρους) της τάξεως του 4% ανά έτος. Ο υπολογισµός του ρυθµού αύξησης της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας συνδέεται µε το ρυθµό οικονοµικής ανάπτυξης της χώρας, ο οποίος, ο οποίος όπως αναφέρθηκε προβλέπεται ότι θα διαµορφωθεί στο 4% ανά έτος. Ο ρυθµός αυτός οικονοµικής ανάπτυξης συµβαδίζει απόλυτα µε το ρυθµό ανάπτυξης που προβλέπουν στις εκθέσεις τους το Υπουργείο Οικονοµικών και άλλοι διεθνείς οργανισµοί, όπως ο ΟΟΣΑ, και συνδέεται µε τα αναπτυξιακά έργα που αφορούν στην τέλεση των Ολυµπιακών Αγώνων στη χώρα µας και στην απορρόφηση κοινοτικών κονδυλίων από το Γ ΚΠΣ. Σύµφωνα µε τα πραγµατικά στοιχεία των πρόσφατων ετών για την πορεία της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα, όπως αυτά καταγράφονται από την ΕΗ, η αύξηση της ζήτησης κατά το έτος 2000 κινήθηκε µε ρυθµό 8,9%, κατά το έτος 2001 µε ρυθµό 5.5% και κατά το πρώτο εξάµηνο του έτους 2002 µε ρυθµό 6.1%. Αντίστοιχα, η αιχµή του φορτίου αυξήθηκε κατά το έτος 2000 µε ρυθµό 18%, κατά το έτος 2001 µε ρυθµό 8% και κατά το πρώτο εξάµηνο του έτους 2002 µε ρυθµό 4%. Τα πραγµατικά στοιχεία αυτά επιβεβαιώνουν τις προβλέψεις της µελέτης του ΕΜΠ περί σηµαντικής αύξησης της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα. Όπως αναλύεται και στη µελέτη για το µακροχρόνιο ενεργειακό σχεδιασµό, σχέδιο του οποίου έχει εκπονήσει η ΡΑΕ µε τη βοήθεια ειδικών συµβούλων, η αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα είναι µακροχρόνιο φαινόµενο, που συνδυάζεται µε την βελτίωση του βιοτικού επιπέδου και της ποιότητας των υποδοµών και µε την αύξηση της παραγωγής στη χώρα, δηλαδή τους παράγοντες που σχετίζονται µε την πραγµατική σύγκλιση της ελληνικής οικονοµίας προς την Ευρωπαϊκή. Η κάλυψη της αυξανόµενης ζήτησης σε ηλεκτρική ενέργεια, κατά τρόπο αξιόπιστο και σε περιβάλλον ανταγωνισµού στην αγορά, συνιστά βασικό αναπτυξιακό παράγοντα για την ελληνική οικονοµία. ΘΕΜΑ ΤΗΣ ΑΝΑΛΥΣΗΣ ΓΙΑ ΤΟ ΕΤΟΣ 2005 Σε πρόσφατη µελέτη που εκπονήθηκε από το ΕΜΠ 2 κατόπιν ανάθεσης από τη ΡΑΕ και η οποία υποβλήθηκε τον Σεπτέµβριο 2002, επιβεβαιώνεται µε νεώτερα στοιχεία η πρόβλεψη για σηµαντική αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας. Η πρόβλεψη αφορά πλέον και στο έτος 2005, για το οποίο µελετάται λεπτοµερειακώς η επάρκεια των υφισταµένων µονάδων της ΕΗ για την κάλυψη της ζήτησης, και θεµελιώνεται η ανάγκη εγκατάστασης νέων µονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Όπως είναι γνωστό, οι ιδιωτικές επενδύσεις που αφορούν την κατασκευή των µονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, που ήδη έχουν λάβει άδεια παραγωγής, δεν προχωρούν επειδή οι τράπεζες και οι επενδυτές θεωρούν ότι το υφιστάµενο νοµικό πλαίσιο, και ο τρόπος που ακολουθείται για την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρισµού στην Ελλάδα, εγκυµονούν υπερβολικά µεγάλο επιχειρηµατικό κίνδυνο για τους νεοεισερχοµένους στην αγορά. Ήδη η ΡΑΕ, µετά από δηµόσιο διάλογο, επεξεργάσθηκε συγκεκριµένες προτάσεις αναδιοργάνωσης του υφιστάµενου νοµικού πλαισίου, τις οποίες υπέβαλε στον Υπουργό Ανάπτυξης. Σύµφωνα µε το σχέδιο αυτό ανατίθεται ειδικός ρόλος στο ιαχειριστή του Συστήµατος ( ΕΣΜΗΕ), ο οποίος οφείλει πλέον να φροντίζει για την ασφάλεια του εφοδιασµού και την τροφοδότηση καταναλωτών σε περίπτωση που αυτοί αδυνατούν να βρουν προµηθευτή ηλεκτρικής ενέργειας. 2 Επιστηµονικός Υπεύθυνος: Καθηγητής κ. Γ. Κονταξής 3

Στο πλαίσιο αυτό, η ΡΑΕ ζήτησε από το ΕΜΠ να διερευνήσει, µε τη βοήθεια του µοντέλου προσοµοίωσης 3 που διαθέτει για την οικονοµική κατανοµή των µονάδων, κατά πόσον το έτος 2005 είναι οικονοµικά σκόπιµο ο ΕΣΜΗΕ, δρώντας υπέρ των καταναλωτών, να αναλάβει µέρος του επιχειρηµατικού κινδύνου νέων µονάδων ηλεκτροπαραγωγής, ώστε να διασφαλίζεται σε κάθε περίπτωση η επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας. Συγκεκριµένα ετέθη από τη ΡΑΕ η ερώτηση προς την ερευνητική οµάδα του ΕΜΠ κατά πόσον υφίσταται οικονοµική σκοπιµότητα (ανάλυση κόστους-οφέλους), να εγγυηθεί ο ΕΣΜΗΕ έναντι του χρηµατοδοτούµενου από τις Τράπεζες (δηλαδή του 70%) κεφαλαιουχικού κόστους της εγκατάστασης και σύνδεσης νέων µονάδων στο διασυνδεδεµένο σύστηµα. Η πρόταση αυτή περιλαµβάνεται στις µεταβατικές διατάξεις του σχεδίου νόµου που έχει προτείνει η ΡΑΕ. Σύµφωνα µε την πρόταση αυτή δεν υφίσταται σε καµία περίπτωση υποχρέωση από τον ΕΣΜΗΕ για απορρόφηση της ενέργειας που παράγεται από τις νέες µονάδες. Αυτές θα υποβάλλουν κανονικά προσφορές στην Ηµερήσια Αγορά όπως όλες οι µονάδες παραγωγής και οι εισαγωγές, έτσι ώστε να υφίστανται ίσοι όροι ανταγωνισµού για όλους. Η πρόταση της ΡΑΕ προβλέπει εγγύηση από το ΕΣΜΗΕ του 70% του σταθερού µόνο κόστους κατά µέγιστο τριών νέων µονάδων φυσικού αερίου τεχνολογίας συνδυασµένου κύκλου. Ουδεµία προβλέπεται εγγύηση για το µεταβλητό κόστος. Τα ερωτήµατα που τίθενται είναι τα εξής: Είναι απαραίτητες οι νέες µονάδες για την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κατά το 2005; Σε περίπτωση καταφατικής απάντησης, ο ΕΣΜΗΕ µέσω των Πιστοποιητικών ιαθεσιµότητας Ισχύος ουδέν πρόβληµα θα έχει ως προς την εγγύηση που θα δώσει για το 70% του σταθερού (κεφαλαιουχικού) κόστους των νέων µονάδων. Από τη λειτουργία της Ηµερήσιας Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, οι νέες µονάδες θα επιλέγονται να λειτουργούν αρκετές ώρες το χρόνο; Σε περίπτωση καταφατικής απάντησης δεν θα υπάρξει πρόβληµα και για τον επενδυτή, ο οποίος αναµένει απόδοση κεφαλαίων για τα ίδια κεφάλαια που ανέρχονται σε ποσοστό 30% του κόστους επένδυσης, και ανάκτηση του λειτουργικού κόστους. Προκύπτει από το συνδυασµό των εγγυήσεων που δίδει ο ΕΣΜΗΕ και της λειτουργίας της Ηµερήσιας Αγοράς τέτοιο ανταγωνιστικό κόστος, ώστε να µην υπάρξει ανάγκη αύξησης 3 Το µοντέλο προσοµοίωσης PROSIM του ΕΜΠ εφαρµόζει τη µεθοδολογία της συνέλιξης πιθανοτήτων ώστε, θεωρώντας την ατοµική κατανοµή πιθανότητας για τη διαθεσιµότητα κάθε ς ηλεκτροπαραγωγής, να υπολογίσει την πιθανότητα το σύνολο των µονάδων να καλύψουν το σύνολο του ηλεκτρικού φορτίου, της ζήτησης δηλαδή, κάθε ώρας του έτους. Αυτή η πιθανότητα κάλυψης του φορτίου µετράται σε ώρες κατ έτος και ονοµάζεται loss of load probability (LOLP). Το ολοκλήρωµα της πιθανότητας αυτής σε ένα έτος προσδιορίζει την ενέργεια σε kwh που δεν µπορεί το σύστηµα ηλεκτροπαραγωγής να καλύψει. Το µοντέλο προσοµοίωσης θεωρεί ως δεδοµένα τα τεχνικοοικονοµικά χαρακτηριστικά κάθε ς ηλεκτροπαραγωγής, χωρισµένη σε τµήµατα, στα οποία περιλαµβάνονται το κόστος λειτουργίας και ο βαθµός θερµικής απόδοσης κάθε ς, από όπου προκύπτει το ωριαίο κόστος καυσίµου ανάλογα µε την τιµή αγοράς κάθε τύπου καυσίµου. Επίσης για κάθε θεωρείται ως δεδοµένο το ετήσιο χρονολογικό πρόγραµµα συντήρησης. Οι τυχαίες βλάβες θεωρούνται ως πιθανότητα και µετράται ως ποσοστό, το οποίο ονοµάζεται Forced Outage Rate (FOR). Το µοντέλο χρησιµοποιεί ελληνικά και διεθνή στοιχεία ως προς τις στατιστικές τυχαίων βλαβών κάθε τεχνολογίας. Οι υδροηλεκτρικές οι εισαγωγές και οι ΑΠΕ θεωρούνται ως ενέργεια που εγχύεται κάθε ώρα σύµφωνα µε εξωγενώς καθορισµένο πρόγραµµα, δηλαδή η συµµετοχή τους δεν είναι αποτέλεσµα αλλά είσοδος στο µοντέλο προσοµοίωσης. Είσοδος είναι επίσης η χρονολογική καµπύλη φορτίου, δηλαδή η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας, για κάθε ώρα του έτους. Το µοντέλο σε κάθε κατανοµή πιθανότητας διαθεσιµότητας µιας ς ηλεκτροπαραγωγής αντιστοιχεί ένα κόστος λειτουργίας και κόστος καυσίµου. Προσοµοιώνοντας τη λειτουργία του συστήµατος, το µοντέλο προσδιορίζει την οικονοµική κατανοµή του φορτίου στις µονάδες ηλεκτροπαραγωγής επιδιώκοντας την ελαχιστοποίηση του συνολικού µεταβλητού κόστους για ολόκληρο το σύστηµα. Εντάσσει πρώτα τις µονάδες µε το µικρότερο κόστος λειτουργίας και καυσίµου και στη συνέχεια τις ακριβότερες µέχρι την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κάθε ώρας και τον προσδιορισµό της πιθανότητας ανεπάρκειας ισχύος. Η προσοµοίωση αυτή της οικονοµικής κατανοµής φορτίου είναι ισοδύναµη είτε κατανοµής που εκτελεί κάποιος κεντρικός φορέας (όπως ο ιαχειριστής τώρα ή η ΕΗ στο παρελθόν), είτε οργανωµένης Ηµερήσιας Αγοράς στην οποία όλες οι µονάδες κάνουν ωριαίες προσφορές που αντανακλούν το µεταβλητό κόστος κάθε ς. Τα αποτελέσµατα του µοντέλου για ένα έτος περιλαµβάνουν τα εξής: συνολική πιθανότητα απώλειας φορτίου, µη εξυπηρετούµενη ενέργεια, συνολικό λειτουργικό κόστος και κόστος καυσίµου της ηλεκτροπαραγωγής, ώρες λειτουργίας κατ έτος κάθε ς ηλεκτροπαραγωγής. 4

των τιµολογίων µε βάση τα οποία χρεώνονται οι καταναλωτές; Σε περίπτωση καταφατικής απάντησης, η αποδοχή των προτεινόµενων ρυθµίσεων από τους καταναλωτές είναι βέβαιη. Η ΕΗ ΑΕ, ως επιχείρηση, υφίσταται όφελος ή ζηµία από τη λειτουργία των νέων µονάδων; Εάν υφίσταται όφελος, τότε οι προτεινόµενες ρυθµίσεις δεν θα έπρεπε να αντιµετωπίσουν αντιδράσεις εκ µέρους της ΕΗ ΑΕ. Πρέπει να σηµειωθεί ότι η προσοµοίωση της οικονοµικής κατανοµής των µονάδων, που πραγµατοποιεί το µοντέλο του ΕΜΠ, είναι ισοδύναµη µε προσοµοίωση της λειτουργίας της Ηµερήσιας Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, όπως προβλέπεται στην πρόταση σχεδίου νόµου της ΡΑΕ µε την προϋπόθεση ότι όλες οι οικονοµικές προσφορές των µονάδων αντανακλούν το λειτουργικό κόστος παραγωγής. Κατά το έτος 2005, επειδή η ΕΗ Α.Ε. κατέχει δεσπόζουσα θέση και είναι καθέτως ολοκληρωµένη επιχείρηση, αναµένεται ότι όλες οι µονάδες της θα υποβάλλουν οικονοµικές προσφορές στην Ηµερήσια Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, οι οποίες θα αντανακλούν το λειτουργικό κόστος. Εποµένως η προσοµοίωση είναι αντιπροσωπευτική για τις συνθήκες ανταγωνισµού του έτους 2005. Η µελέτη αυτή έγινε για το έτος 2005 αλλά τα αποτελέσµατα, σχετικά µε την αναµενόµενη ένταξη των νέων µονάδων στην οικονοµική κατανοµή, βεβαίως ισχύουν ακόµα περισσότερο (δηλαδή πιο ευνοϊκά για τις νέες µονάδες) και για τα µετέπειτα έτη, δεδοµένης της συνεχιζόµενης αύξησης της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας. Τα αποτελέσµατα της οικονοµικής ανάλυσης παρουσιάζονται παρακάτω. ΠΡΟΣΦΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑ ΤΟ ΕΤΟΣ 2005 Στη µελέτη που εκπονήθηκε από το ΕΜΠ και υποβλήθηκε τον Σεπτέµβριο του έτους 2002, γίνονται προβλέψεις ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας και αιχµής φορτίου για το έτος 2005 και παρουσιάζονται εναλλακτικά σενάρια προσφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, σε αναφορά µε την εισαγωγή νέων µονάδων φυσικού αερίου συνδυασµένου κύκλου (CCGT) στο διασυνδεδεµένο σύστηµα κατά το ίδιο έτος. Όπως αναφέρθηκε ανωτέρω, το µαθηµατικό µοντέλο προσοµοίωσης που χρησιµοποιήθηκε στη µελέτη λαµβάνει υπόψη του όλες της τεχνικές και οικονοµικές παραµέτρους των υφισταµένων µονάδων της ΕΗ, όπως κόστος λειτουργίας, καυσίµου και διακοπές λειτουργίας µονάδων λόγω προγραµµατισµένης συντήρησης και µελετά την κατανοµή φορτίου για καθεµία από τις 8760 ώρες του έτους. Η µελέτη περιλαµβάνει επίσης δεδοµένα για τις Πίνακας 1 προγραµµατισµένες συντηρήσεις των µονάδων και τις στατιστικές σχετικά µε τις τυχαίες βλάβες τους. Ετήσιος ρυθµός αύξησης της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα Έτος % Παρατήρηση Πρόβλεψη 1996 4,47 1997 4,55 1998 5,67 1999 3,16 2000 8,58 2001 3,97 2002 4,70 2003 4,72 2004 4,69 2005 4,57 Ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας το 2005 και λοιπές υποθέσεις της ανάλυσης Σύµφωνα µε τη µελέτη προβλέπεται ότι η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας κατά το έτος 2005 θα κυµανθεί στα επίπεδα των 55.000 GWh και η αιχµή του φορτίου στα 10.850MW. ηλαδή οι ρυθµοί αύξησης της ζήτησης και αιχµής φορτίου θα κινηθούν στα επίπεδα των ρυθµών της περιόδου 2000-2004 (Πίνακας 1) µε τάση µικρής επιβράδυνσης της αύξησης της ζήτησης ενέργειας. Κατά τα τελευταία επτά έτη ο µέσος ρυθµός αύξησης της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας ήταν 5% το χρόνο. Η µελέτη προβλέπει ότι σταδιακά ο µέσος αυτός ρυθµός θα τείνει στο 4,5% ετησίως το 2005. Στην πρόβλεψη αυτή συµφωνούν πολλές ανεξάρτητες µελέτες, όπως η τελευταία έκθεση του ιεθνούς Οργανισµού Ενέργειας για την Ελλάδα 5

και η αντίστοιχη έκθεση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για την ΕΕ 4. Η παρούσα µελέτη βασίζεται ακόµα στην υπόθεση ότι θα είναι σε πλήρη λειτουργία όλες οι ηλεκτροπαραγωγικές µονάδες της ΕΗ ΑΕ, περιλαµβανοµένων ακόµη και εκείνων που σήµερα βρίσκονται υπό κατασκευή. Προβλέπεται επίσης ότι η υδραυλικότητα θα κινηθεί κατά το έτος 2005 σε µέσα επίπεδα, οπότε η ενέργεια από υδροηλεκτρικά εργοστάσια θα φθάσει τις 3100 GWh, επίπεδο το οποίο είναι ανώτερο των τελευταίων ετών, κατά τα οποία υπήρχε χαµηλή διαθεσιµότητα υδάτων στους ταµιευτήρες των υδροηλεκτρικών εργοστασίων της ΕΗ ΑΕ. Προφανώς, εάν συνεχιστεί η χαµηλή διαθεσιµότητα υδάτων, τα αποτελέσµατα σχετικά µε την επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας θα χειροτερεύσουν. Σχετικά µε τους αιολικούς σταθµούς και τις υπόλοιπες µονάδες ανανεώσιµων πηγών ενέργειας και µικρού µεγέθους συµπαραγωγές ηλεκτρισµού και θερµότητας, η µελέτη βασίζεται στην υπόθεση ότι κατά το έτος 2005 θα λειτουργεί εγκατεστηµένη ισχύς 520 MW, όπως άλλωστε εκτιµά και ο ΕΣΜΗΕ, µε συντελεστή χρησιµοποίησης 28%. Περαιτέρω, γίνεται δεκτό, ότι τα αιολικά δεν λειτουργούν κατά τις ώρες αιχµής κατά τη διάρκεια του καλοκαιριού. Για το κόστος του φυσικού αερίου χρησιµοποιήθηκε η τιµή 14,70 $/Gcal λαµβάνοντας υπόψη τα νέα µειωµένα τιµολόγια µεταφοράς φυσικού αερίου, τα οποία πρόσφατα αποφασίσθηκαν από τη ΕΠΑ έπειτα από προηγούµενο διάλογο µε τη ΡΑΕ και τον Υπουργό Ανάπτυξης. Η υπόθεση για την τιµή του µαζούτ είναι 17,42 $/Gcal. Τα σενάρια που µελετήθηκαν για το 2005 Τα σενάρια προσφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, τα οποία αναλύονται κατωτέρω, αφορούν στον αριθµό των νέων µονάδων που θα εισαχθούν στο διασυνδεδεµένο σύστηµα (καµία, µία, δύο ή τρεις νέες µονάδες φυσικού αερίου τεχνολογίας συνδυασµένου κύκλου των 500 MW έκαστη εξ αυτών), την πιθανότητα να συµβούν µη προγραµµατισµένες διακοπές στη λειτουργία των υφισταµένων µονάδων, δηλ. τυχαίες βλάβες (forced outrage rate - FOR), καθώς και το βαθµό χρησιµοποίησης των βόρειων διασυνδέσεων της χώρας για την εισαγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Θεωρείται ότι εισαγωγές από τη διασύνδεση της Ιταλίας δεν είναι πιθανές, λόγω έλλειψης παραγωγής αλλά και υψηλών τιµών ηλεκτρικής ενέργειας στην Ιταλία. εν λαµβάνονται υπόψη τυχόν εξαγωγές προς την Ιταλία ούτε τυχόν διασυνοριακή µεταφορά ενέργειας. Για παράδειγµα ροές transit από Βουλγαρία προς Ιταλία, που είναι πολύ πιθανό να ζητηθούν θα έχουν σαν επίπτωση τη δέσµευση της περιορισµένης χωρητικότητας των βόρειων διασυνδέσεων και έτσι τη µείωση των δυνατοτήτων για εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας. Τα ενδεχόµενα αυτά ενισχύουν την οικονοµική σκοπιµότητα υπέρ των νέων µονάδων. Προκειµένου να διερευνηθεί η αξιοπιστία των συµπερασµάτων για άσκηση πολιτικής, η µελέτη οργανώθηκε σε τέσσερα (4) σενάρια για το έτος 2005, ως εξής: Σενάριο Α: Οι εισαγωγές µεγίστης ισχύος 600 MW από τα βόρεια σύνορα χρησιµοποιούνται πλήρως για όλες τις ώρες του έτους, εποµένως γίνονται εισαγωγές περίπου 5240 GWh, αδιακρίτως οικονοµικής κατανοµής φορτίου. Επίσης στο ίδιο σενάριο γίνεται η υπόθεση ότι όλες οι υφιστάµενες µονάδες της ΕΗ δεν έχουν τυχαίες βλάβες, δηλαδή είναι πλήρως διαθέσιµες πέραν της περιόδου κατά την οποία θα βρίσκονται σε προγραµµατισµένη συντήρηση, πράγµα που αντιστοιχεί σε υπόθεση FOR=0 για όλες τις µονάδες ηλεκτροπαραγωγής. Προκειµένου να διερευνηθεί το ερώτηµα της οικονοµικής σκοπιµότητας νέων µονάδων, στο σενάριο αυτό γίνονται δεκτές οι µη ρεαλιστικές υποθέσεις, για τις εισαγωγές και για τις τυχαίες βλάβες, οι οποίες είναι οι πλέον δυσµενείς για την οικονοµική βιωσιµότητα των νέων µονάδων. 4 European Union Energy Outlook to 2020, European Commission, DG Energy, November 1999. 6

Σενάριο Β: Οι εισαγωγές µεγίστης ισχύος 600 MW από τα βόρεια σύνορα χρησιµοποιούνται πλήρως για όλες τις ώρες του έτους, εποµένως γίνονται εισαγωγές περίπου 5240 GWh, αδιακρίτως οικονοµικής κατανοµής φορτίου, αλλά συµβαίνουν τυχαίες βλάβες στις µονάδες (δηλαδή FOR διάφορο του µηδενός) σύµφωνα µε τα στατιστικά στοιχεία της ΕΗ. Σηµειώνεται, ότι η υποτιθέµενη σε αυτό το σενάριο πλήρης διαθεσιµότητα των εισαγωγών είναι µη ρεαλιστική. Σενάριο Γ: Οι εισαγωγές µεγίστης ισχύος 600 MW από τα βόρεια σύνορα είναι διαθέσιµες µε βαθµό τυχαιότητας 10%, δηλαδή δεν αναµένονται εισαγωγές ενέργειας το πολύ 10% των συνολικών ωρών του έτους. Παραµένουν οι υποθέσεις περί ύπαρξης τυχαίων βλαβών στις ηλεκτροπαραγωγικές µονάδες. Σενάριο : Οι εισαγωγές µεγίστης ισχύος 600 MW από τα βόρεια σύνορα είναι διαθέσιµες µε βαθµό τυχαιότητας 20%, δηλαδή δεν αναµένονται εισαγωγές ενέργειας το πολύ 20% των συνολικών ωρών του έτους. Παραµένουν οι υποθέσεις περί ύπαρξης τυχαίων βλαβών στις ηλεκτροπαραγωγικές µονάδες. Το σενάριο αυτό κρίνεται ως το πλέον ρεαλιστικό και κατάλληλο για µελέτη βέλτιστης ανάπτυξης ηλεκτρικού συστήµατος, όπως αυτό της Ελλάδας. Αποτελέσµατα της ανάλυσης Τα αποτελέσµατα της προσοµοίωσης του Σεναρίου Α (Πίνακας 3) δείχνουν ότι ακόµα και µε τις πιο αισιόδοξες υποθέσεις σχετικά µε τη διαθεσιµότητα της προσφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, θεωρώντας δηλαδή πλήρη χρησιµοποίηση της χωρητικότητας των βόρειων διασυνδέσεων της χώρας, και µηδενική πιθανότητα να υπάρξουν βλάβες στις υφιστάµενες µονάδες (FOR 0%), οι εγκατεστηµένες µονάδες αδυνατούν να καλύψουν τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας και ο εφοδιασµός δεν θα µπορέσει να καλύψει επαρκώς όλη τη ζήτηση για 325 περίπου ώρες το χρόνο. Όπως αναφέρθηκε το µη ρεαλιστικό αυτό σενάριο προσοµοιώθηκε για λόγους πληρότητας της ανάλυσης. Τα αποτελέσµατα δείχνουν ότι χωρίς καµία νέα, ακόµα και σε αυτό το καθαρά θεωρητικό σενάριο, δεν διασφαλίζεται επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας. Με βάση πιο ρεαλιστικές υποθέσεις σχετικά µε τις εισαγωγές και τις τυχαίες βλάβες των µονάδων, το πρόβληµα µη επάρκειας της ηλεκτρικής τροφοδοσίας κατά το έτος 2005 επιδεινώνεται σηµαντικά, εάν δεν ενταχθούν νέες µονάδες στο σύστηµα. Στο σενάριο Β, παρόλο που οι εισαγωγές από τα βόρεια σύνορα χρησιµοποιούνται στο µέγιστο δυνατό (όπως και στο σενάριο Α), η θεώρηση των τυχαίων βλαβών των µονάδων (σε επίπεδα των στατιστικών παρατηρήσεων) οδηγεί την προσοµοίωση να προβλέψει πως χωρίς καµία νέα, κατά το 2005 ο εφοδιασµός δεν θα µπορέσει να καλύψει τη ζήτηση περίπου 2500 ώρες το χρόνο. ηλαδή χωρίς καµία νέα η πιθανότητα να µην µπορεί να καλύπτεται πλήρως η ζήτηση ενέργειας ανέρχεται στο 28%, επίπεδο το οποίο είναι απαράδεκτο για κάθε γνωστή πρακτική προγραµµατισµού ανάπτυξης ηλεκτρικού συστήµατος. Είναι πιο ρεαλιστικό να θεωρηθεί ότι η προσφορά ενέργειας από τις εισαγωγές δεν θα έχει αξιοπιστία 100% όπως υποτέθηκε στα σενάρια Α και Β. Εκτός από το πρόβληµα έντονης εξάρτησης που δηµιουργεί η ανάγκη µιας χώρας να εισάγει συνεχώς και µάλιστα εξαντλώντας τη χωρητικότητα των διασυνδέσεών της, κάτι τέτοιο είναι και τεχνικώς αδύνατο. Θα είναι επίσης και οικονοµικά αδύνατον δεδοµένου ότι οι προµηθευτές εκτός Ελλάδας αποκτούν σε αυτήν την περίπτωση εκ των πραγµάτων ισχύ µονοπωλίου, εποµένως εφαρµόζουν δυσβάστακτη πολιτική τιµολόγησης των εισαγωγών. Για το λόγο αυτό, και µάλιστα συνεχίζοντας µε σχετικά ακραίες υποθέσεις προκειµένου να αποδειχθεί η αναγκαιότητα νέων µονάδων, στα σενάρια Γ και γίνεται δεκτό, ότι οι εισαγωγές πραγµατοποιούνται µε αξιοπιστία 90% και 80%, αντίστοιχα. Αυτό σηµαίνει ότι υπάρχει πιθανότητα αντίστοιχα 10% και 20% να µην είναι διαθέσιµες είτε οι διασυνδέσεις είτε οι εισαγωγές. Σε αυτήν 7

την περίπτωση εγχώριες µονάδες πρέπει να είναι διαθέσιµες ώστε να καλυφθεί η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Η προσοµοίωση των σεναρίων Γ και (Πίνακας 4) καταδεικνύει πως χωρίς καµία νέα η ηλεκτρική τροφοδότηση της χώρας είναι καταφανώς ανεπαρκής το 2005. Οι ισοδύναµες ώρες το χρόνο κατά τις οποίες θα απαιτείται κάποια περικοπή καταναλωτικού φορτίου θα ανέλθει σε 2800 και 3150, αντίστοιχα για τα σενάρια Γ και. Στο σενάριο η πιθανότητα απώλειας φορτίου φθάνει το απαράδεκτο επίπεδο του 36%. Πρέπει να σηµειωθεί ότι η πραγµατικότητα θα είναι δυσµενέστερη από τις υποθέσεις του σεναρίου : οι εισαγωγές από το βορρά θα είναι ακόµα πιο περιορισµένες και θα υπάρχουν και εξαγωγές προς Ιταλία µέσω του υποβρυχίου καλωδίου. Σύµφωνα µε τα παραπάνω αποτελέσµατα είναι προφανής η επιτακτική ανάγκη για ένταξη νέων µονάδων στο Σύστηµα έως το έτος 2005. Τα αποτελέσµατα της προσοµοίωσης καταδεικνύουν επίσης ότι είναι απαραίτητη η ένταξη το 2005 συνολικής ισχύος τουλάχιστον 1500 MW προκειµένου να επιτευχθεί επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας της χώρας. Η ένταξη τριών νέων µονάδων συνολικής ισχύος 1500 MW είναι αναγκαία, γιατί όπως φαίνεται στα αποτελέσµατα της προσοµοίωσης των σεναρίων Β, Γ και, τότε µόνο επιτυγχάνεται αποδεκτή πιθανότητα διακοπής του εφοδιασµού, δηλαδή της τάξης του 1-2%. Μόνο σε περίπτωση ακραίων υποθέσεων, δηλαδή πλήρους διαθεσιµότητας των εισαγωγών, µειωµένων τυχαίων βλαβών των µονάδων, µεγάλης διαθεσιµότητας υδάτων στους ταµιευτήρες των υδροηλεκτρικών και απουσίας εξαγωγών, θα µπορούσε να ήταν αρκετό για την επάρκεια ηλεκτρικής τροφοδοσίας η ένταξη µόνο 1000 MW από νέες µονάδες παραγωγής. Να σηµειωθεί ότι για να είναι σε εµπορική λειτουργία κατά την 1 η Ιανουαρίου 2005 µία νέα φυσικού αερίου τεχνολογίας συνδυασµένου κύκλου (η οποία έχει και το συντοµότερο χρόνο κατασκευής), θα πρέπει το αργότερο στις αρχές του 2003 να αρχίσουν οι σχετικές εργασίες εργοταξίου. Εποµένως το ζήτηµα διασφάλισης της έναρξης κατασκευής νέων µονάδων ηλεκτροπαραγωγής είναι όχι µόνο ζωτικής σηµασίας για την ασφάλεια ενεργειακού ανεφοδιασµού της χώρας αλλά και εξαιρετικά επείγον. Όπως αναλύεται ανωτέρω, η προσοµοίωση µε το µοντέλο είναι ισοδύναµη της λειτουργίας Ηµερήσιας Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και οικονοµικής κατανοµής των µονάδων ηλεκτροπαραγωγής µε βάση το λειτουργικό κόστος κάθε ς. Τα αποτελέσµατα της προσοµοίωσης δείχνουν ότι ο συνδυασµός της αύξησης της ζήτησης και των χαρακτηριστικών τεχνικοοικονοµικής λειτουργίας των υφισταµένων µονάδων της ΕΗ οδηγεί στο ασφαλές συµπέρασµα ότι οι νέες µονάδες θα λειτουργούν µέσω της οικονοµικής κατανοµής (της Ηµερήσιας Αγοράς) σε πλήρες φορτίο. Συγκεκριµένα τα αποτελέσµατα δείχνουν ότι, ως αποτέλεσµα του µηχανισµού προσφοράς και ζήτησης στην Ηµερήσια Αγορά, οι νέες µονάδες σε όλα τα σενάρια θα λειτουργούν το 2005 από 75% έως 88% των συνολικών ωρών του έτους. Το αποτέλεσµα αυτό είναι ιδιαίτερα σηµαντικό για την τεχνολογία του συνδυασµένου κύκλου και για την οικονοµική βιωσιµότητα των νέων µονάδων. Ουδείς απολύτως λόγος υπάρχει να εγγυηθεί κάποιος απορρόφηση ενέργειας από τις νέες ούτε ελάχιστο αριθµό ωρών λειτουργίας κατ έτος. Οι νέες µονάδες θα λειτουργούν πολλές ώρες το χρόνο και δεν έχουν κανένα πρόβληµα οικονοµικής βιωσιµότητας. Η ανάλυση των αποτελεσµάτων δείχνει ότι αυτό επιτυγχάνεται, αφενός γιατί οι υφιστάµενες µονάδες δεν επαρκούν να καλύψουν τη ζήτηση κατά το έτος 2005, αφετέρου γιατί ορισµένες µονάδες της ΕΗ ΑΕ έχουν κόστος λειτουργίας (περιλαµβανοµένου του κόστους καυσίµου που συσχετίζεται µε τη θερµική απόδοση ς) µεγαλύτερο του αντίστοιχου κόστους λειτουργίας των νέων µονάδων παραγωγής. Οι νέες µονάδες όχι µόνο λειτουργούν για να καλύψουν την υπερβάλλουσα ζήτηση αλλά και υποκαθιστούν ηλεκτροπαραγωγή που αλλιώς θα γινόταν από παλαιές µονάδες πετρελαίου και 8

φυσικού αερίου µε υψηλό λειτουργικό κόστος. Τα αποτελέσµατα (Εικόνα 1) δείχνουν ότι η ένταξη των νέων µονάδων δεν επηρεάζει τη λειτουργία των λιγνιτικών µονάδων, ενώ επηρεάζει µόνο ελάχιστα τη λειτουργία των δύο σύγχρονων υφισταµένων µονάδων συνδυασµένου κύκλου µε φυσικό αέριο. Όπως φαίνεται στα σενάρια Γ και, η ηλεκτρική ενέργεια που παράγουν οι τρεις νέες µονάδες χρησιµεύει κατά 50% στην κάλυψη της αυξηµένης ζήτησης και κατά 50% στην υποκατάσταση των µονάδων πετρελαίου και φυσικού αερίου, που έχουν ακριβότερο κόστος λειτουργίας. Πίνακας 2: Κόστος ανείου Νέας Μονάδας Φ.Α. Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Τρεις νέες 1500 MW Ισχύς, MW 500 1000 1500 Κόστος Επένδυσης, /kw 530 530 530 Επιτόκιο, % 6% 6% 6% Χρόνος αποπληρωµής, έτη 12 12 12 Κεφάλαιο, εκατ. 265 530 795 Ποσοστό ανείου, % 70% 70% 70% Ετήσια Τοκοχρεωλυτική πληρωµή, Εκατ. 22.1 44.3 66.4 Η υποκατάσταση αυτή οδηγεί σε µείωση του συνολικού κόστους λειτουργίας (κόστος καυσίµου και λοιπά λειτουργικά κόστη) του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής. ρα προς όφελος των καταναλωτών αλλά και της ΕΗ ΑΕ, δεδοµένης της θέσης της ως προµηθευτή µε κυρίαρχη θέση. Τα αποτελέσµατα για όλα τα σενάρια δείχνουν ότι, συγκριτικά µε την περίπτωση κατά την οποία ουδεµία νέα εισάγεται στο σύστηµα, η ένταξη των νέων µονάδων εξοικονοµεί κατά το 2005 λειτουργικό κόστος περίπου 25 εκατ. όταν εντάσσεται µια νέα, 52 εκατ. για δύο µονάδες και 70 εκατ. για τρεις νέες µονάδες. Ο Πίνακας 2 παρουσιάζει το ύψος της ετήσιας εγγύησης την οποία, σύµφωνα µε την πρόταση της ΡΑΕ στο νέο σχέδιο νόµου, οφείλει να παράσχει ο ΕΣΜΗΕ, σε αντιστοιχία µε το ετήσιο κόστος κεφαλαίου για την αποπληρωµή της τραπεζικής χρηµατοδότησης των νέων µονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Υπενθυµίζεται ότι, σύµφωνα µε την πρόταση της ΡΑΕ, ως αντάλλαγµα της εγγύησης αυτής του ΕΣΜΗΕ, τα αναλογούντα Πιστοποιητικά ιαθεσιµότητας Ισχύος από τις νέες τα οποία συνοδεύονται µε εγγυηµένες τιµές ενέργειας (οι οποίες αντιστοιχούν στο λειτουργικό κόστος των νέων µονάδων), τίθενται στη διάθεση του ΕΣΜΗΕ για όλο το χρόνο της εγγύησης. Με τον τρόπο αυτό διασφαλίζεται, ότι οι νέες µονάδες θα είναι τεχνικά διαθέσιµες για το σύστηµα και, µε βάση τις οικονοµικές τους προσφορές στην Ηµερήσια Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, θα λειτουργούν ή όχι, σύµφωνα µε τη διαµορφούµενη ισορροπία προσφοράς και ζήτησης στην αγορά αυτή. Επιπλέον διασφαλίζεται η χαµηλότερη δυνατή τιµή για τους καταναλωτές δεδοµένου ότι η επιλογή των νέων µονάδων γίνεται ως αποτέλεσµα διαγωνισµού όπου ο µειοδότης προσδιορίζεται µε βάση τη συνολική ανηγµένη τιµή της kwh για την οποία συνυπολογίζονται τόσο το κόστος κεφαλαίου (εγγύηση τραπεζικού δανεισµού) όσο και η εγγυηµένη τιµή ενέργειας κατά τη λειτουργία σύµφωνα µε την Ηµερήσια Αγορά. Ο Πίνακας 2 δείχνει ότι το ύψος της εγγύησης από το ΕΣΜΗΕ ανέρχεται σε περίπου 22 εκατ. για µια νέα, 44 εκατ. για δύο µονάδες και 64 εκατ. για τρεις νέες µονάδες ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ Ακόµα και αν γίνουν δεκτές οι πλέον αισιόδοξες υποθέσεις που αναφέρονται σε εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας, που αντιστοιχούν σε 100% χρήση της υπάρχουσας χωρητικότητας των βορείων διασυνδέσεων, στη διατήρηση της παραγωγής των υδροηλεκτρικών σταθµών σε επίπεδα µεγαλύτερα από αυτά που ισχύουν σήµερα και στην ιδιαίτερα αισιόδοξη υπόθεση ότι η πιθανότητα τυχαίων βλαβών κατά τη λειτουργία των υφισταµένων µονάδων (FOR) θα είναι 0%, χωρίς καµία νέα ηλεκτροπαραγωγής θα είναι αδύνατον να καλυφθεί επαρκώς η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας το 2005. Με ρεαλιστικότερες υποθέσεις σχετικά µε τις τυχαίες βλάβες και την αξιοπιστία των 9

εισαγωγών, προβλέπεται σηµαντικότατο έλλειµµα ηλεκτρικής τροφοδοσίας κατά το έτος 2005, εάν δεν ενταχθούν νέες µονάδες στο σύστηµα. Από την παραπάνω ανάλυση αποδεικνύεται η αναγκαιότητα (Εικόνα 2) για την άµεση εγκατάσταση νέου παραγωγικού δυναµικού συνολικής ισχύος τουλάχιστον 1500MW, έτσι ώστε να διασφαλιστεί η κάλυψη της ζήτησης κατά το έτος 2005. Ταυτοχρόνως, η εισαγωγή των τριών νέων µονάδων σύγχρονης τεχνολογίας, θα επιφέρει σηµαντική οικονοµική βελτίωση στη λειτουργία του συνολικού Συστήµατος. Αυτό θα συµβεί λόγω της αυξηµένης λειτουργικής αποδοτικότητας των νέων µονάδων και στην ορθολογικότερη χρήση των ήδη εγκατεστηµένων µονάδων της ΕΗ, έτσι ώστε να βελτιστοποιηθεί συνολικά η απόδοση του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής της χώρας. Η βελτίωση της λειτουργίας του Συστήµατος, όπως αναφέρθηκε παραπάνω, εξασφαλίζει τη λειτουργία των τριών νέων µονάδων για περισσότερες από 6500 ώρες ανά έτος, διασφαλίζοντας έτσι την οικονοµική βιωσιµότητα των µονάδων αυτών. Παράλληλα, µειώνεται ο χρόνος λειτουργίας των παλαιών µονάδων της ΕΗ, δίνοντας έτσι την ευκαιρία για την καλύτερη συντήρησή τους ή ακόµα και για τη σταδιακή απόσυρση των παλαιοτέρων και πλέον ρυπογόνων από αυτές. Η εισαγωγή των τριών νέων µονάδων υπολογίζεται ότι θα επιφέρει ετήσια µείωση κόστους της τάξεως των 23 Μ έως 70 Μ στο συνολικό σύστηµα, αναλόγως των σεναρίων περί των εισαγωγών και των τυχαίων βλαβών των µονάδων. Το ποσό αυτό είναι επαρκές για τη χρηµατοδότηση του ετήσιου χρηµατοοικονοµικού κόστους της εγκατάστασης των νέων µονάδων. Όπως είναι προφανές, η βελτίωση που θα επιφέρουν οι νέες µονάδες στο συνολικό Σύστηµα και η ελαχιστοποίηση του κόστους µη παράδοσης ηλεκτρικής ενέργειας είναι ήδη αρκετές για τη χρηµατοδότηση των νέων µονάδων. Με την εισαγωγή των νέων µονάδων ωφελείται περαιτέρω και η ΕΗ, η οποία προµηθεύεται φθηνότερη ενέργεια από τις νέες αποδοτικότερες αυξάνει έτσι τα κέρδη της δεδοµένης της κυρίαρχης θέσης της ως προµηθευτής, εξοικονοµεί κεφαλαιουχικούς πόρους γιατί οι επενδύσεις γίνονται µε νέους πόρους και εισπράττοντας από τις µονοπωλιακές υπηρεσίες που παρέχει προς τρίτους χωρίς να χρειασθεί να επενδύσει παραπάνω ανακτά µέρος του χρέους της. Οι καταναλωτές ωφελούνται λόγω της επάρκειας τροφοδοσίας που διασφαλίζεται και δεν επιβαρύνονται µε καµία αύξηση τιµολογίων χάρις στην ορθολογικότερη χρήση των υφισταµένων µονάδων και τη µειωµένη χρήση των λιγότερο αποδοτικών από αυτές, ενώ το κεφαλαιουχικό κόστος από τις νέες µονάδες καλύπτεται από το εξοικονοµούµενο κόστος λειτουργίας του Συστήµατος. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑ Λαµβάνοντας υπόψη τα ανωτέρω, στην περίπτωση που δεν εισαχθούν νέες ηλεκτροπαραγωγές µονάδες στο σύστηµα, θα είναι αδύνατη η κάλυψη της ζήτησης ακόµα και µε την 100% χρήση των βορείων διασυνδέσεων για εισαγωγές και υποθέτοντας ότι δεν θα υπάρξει βλάβη και διακοπή λειτουργίας σε καµία από τις υφισταµένες µονάδες. Η πρόταση της ΡΑΕ για τροποποίηση του νόµου 2773/1999, σύµφωνα µε την οποία θα δηµιουργηθεί µία σύγχρονη και συγκροτηµένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας κρίνεται αναγκαίο στο πλαίσιο της οποίας και µόνον µπορεί να λειτουργήσει διάταξη µεταβατικού χαρακτήρα που προβλέπει να εγγυηθεί ο ΕΣΜΗΕ για το δανειακό µέρος του κεφαλαιουχικού κόστους τριών νέων µονάδων, είναι απολύτως αιτιολογηµένη και δεν αποτελεί οικονοµική επιβάρυνση ούτε για τον ΕΣΜΗΕ ούτε για το σύστηµα, κατ επέκταση για τον καταναλωτή. Η λύση αυτή δεν οδηγεί σε αύξηση τιµολογίων για τον καταναλωτή και ωφελεί οικονοµικά τη ΕΗ ΑΕ. Επίσης, η απόφαση για την παροχή εγγυήσεων από το ΕΣΜΗΕ για την κάλυψη του δανειακού µέρους του κεφαλαιακού κόστους και την άµεση έναρξη της κατασκευής τους, ώστε αυτές να 10

εισαχθούν στο Σύστηµα κατά το έτος 2005 αποκτά κατεπείγοντα χαρακτήρα. Συµπερασµατικά η µελέτη απαντά κατηγορηµατικά και στα τέσσερα ερωτήµατα που αναφέρθηκαν παραπάνω. Μάλιστα οι απαντήσεις είναι εκ του ασφαλούς καταφατικές δεδοµένου ότι, για την ανάλυση, έγιναν δεκτές µη ρεαλιστικές υποθέσεις που θεωρητικά θα µπορούσαν να θέσουν σε αµφισβήτηση τα συµπεράσµατα. Αντίθετα η ανάλυση έδειξε ότι τα συµπεράσµατα είναι ισχυρά ακόµα και κάτω από ακραίες υποθέσεις. Έπεται ότι σε κανονικές ρεαλιστικές συνθήκες τα συµπεράσµατα της ανάλυσης είναι ακόµα πιο ισχυρά. Συνοπτικά: Είναι απολύτως απαραίτητο να ενταχθούν τρεις νέες µεγάλες µονάδες φυσικού αερίου για την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας το 2005. Κάθε καθυστέρηση θα έχει µεγάλες συνέπειες για την οικονοµία. Στο πλαίσιο της λειτουργίας της Ηµερήσιας Αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας που προτείνεται από τη ΡΑΕ, κάτω από ίσους όρους ανταγωνισµού για όλους, οι νέες χωρίς προτεραιότητα ή υποχρέωση απορρόφησης ενέργειας, θα λειτουργούν χιλιάδες ώρες το χρόνο ως µονάδες βάσης και έτσι δεν υπάρχει πρόβληµα ανάκτησης απόδοσης κεφαλαίου από τους επενδυτές. Η προτεινόµενη εγγύηση που θα παράσχει ο ΕΣΜΗΕ στο δανειακό µέρος του κεφαλαιουχικού κόστους των νέων µονάδων, µέσω της κατοχής από τον ΕΣΜΗΕ των αντίστοιχων Πιστοποιητικών ιαθεσιµότητας Ισχύος, δεν απαιτεί αύξηση τιµολογίων για τους καταναλωτές και δεν δηµιουργεί οικονοµικό βάρος για τον ΕΣΜΗΕ. Αντίθετα είναι η βέλτιστη οικονοµικά λύση για όλους και οδηγεί σε σταθερότητα των τιµών της ηλεκτρικής ενέργειας και σε επάρκεια τροφοδοσίας. Η ΕΗ ΑΕ έχει επιχειρηµατικό όφελος από την προτεινόµενη λύση αφενός άµεσα στα στοιχεία του ισολογισµού της αφετέρου µακροχρόνια γιατί αναπτύσσεται σταδιακά ανταγωνισµός διατηρούµενης της ενιαίας και καθετοποιηµένης µορφής της. Σύνοψη των αριθµητικών αποτελεσµάτων της µελέτης δίδονται στους παρακάτω πίνακες και γραφήµατα. Η ΡΑΕ για λόγους εµπορικού απορρήτου δεν δηµοσιοποιεί τα αναλυτικά αποτελέσµατα που διαθέτει η µελέτη σχετικά µε την οικονοµική λειτουργία και κατανοµή φορτίου για κάθε ηλεκτροπαραγωγής. 11

Πίνακας 3 Έτος 2005 Καµµία νέα Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Σενάριο Α: Μέγιστες εισαγωγές, καµία τυχαία βλάβη στις µονάδες Καµµία νέα Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Τρεις νέες 1500 MW Σενάριο Β: Μέγιστες εισαγωγές, συµβαίνουν τυχαίες βλάβες στις µονάδες ΖΗΤΗΣΗ (GWh) 55128 55128 55128 55128 55128 55128 55128 Ζήτηση & Άντληση (GWh) 55318 55391 55213 55771 55754 55755 55502 Αιχµή φορτίου (MW) 10850 10850 10850 10850 10850 10850 10850 ΠΑΡΑΓΩΓΗ (GWh) Υδροηλεκτρικοί Σταθµοί 3138 3190 3062 3465 3452 3453 3270 Λιγνιτικοί Σταθµοί 32676 32878 32715 32670 32351 32502 32502 Σταθµοί Πετρελαίου 3279 483 128 2576 1351 399 100 Παλαιοί Σταθµοί Φ. Αερίου 9606 8339 5619 9481 7999 5172 3011 ΑΠΕ 1271 1271 1271 1271 1271 1271 1271 Νέες µονάδες Φ. Αερίου 0 3989 7176 0 3830 7660 10103 Εισαγωγές (GWh) 5242 5242 5242 5242 5242 5242 5242 Μη Εξυπηρετούµενο Φορτίο (GWh) 107.4 0 0 1066.4 257.7 58.3 3.7 LOLP (ώρες/έτος) 325.8 0 0 2480.5 618.7 181.2 17.5 Κόστος Λειτουργίας σε Εκατ. Κόστος καυσίµου 954.0 910.0 900.9 943.3 937.3 917.2 905.1 Άλλα στοιχεία κόστους λειτουργίας 108.4 107.4 101.9 115.8 115.1 109.5 104.3 Σύνολο Λειτουργικού Κόστους 1062.3 1017.3 1002.8 1059.1 1052.4 1026.8 1009.4 Εξοικονόµηση Κόστους Λειτουργίας το 2005 λόγω νέων µονάδων 47.1 61.6 27.2 52.9 70.3 Ποσοστό λειτουργίας των νέων µονάδων σε % των ωρών του έτους 1η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 91% 83% 88% 88% 80% 2η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 81% 88% 77% 3η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 74%

Πίνακας 4 Έτος 2005 Καµµία νέα Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Τρεις νέες 1500 MW Σενάριο Γ: Μέγιστες εισαγωγές αλλά µε αξιοπιστία 90%, καµία τυχαία βλάβη στις µονάδες Καµµία νέα Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Τρεις νέες 1500 MW Σενάριο : Μέγιστες εισαγωγές αλλά µε αξιοπιστία 80%, συµβαίνουν τυχαίες βλάβες στις µονάδες ΖΗΤΗΣΗ (GWh) 55128 55128 55128 55128 55128 55128 55128 55128 Ζήτηση & Άντληση (GWh) 55771 55767 55699 55567 55771 55770 55735 55635 Αιχµή φορτίου (MW) 10850 10850 10850 10850 10850 10850 10850 10850 ΠΑΡΑΓΩΓΗ (GWh) Υδροηλεκτρικοί Σταθµοί 3465 3461 3412 3317 3465 3464 3439 3366 Λιγνιτικοί Σταθµοί 32676 32478 32744 32780 32650 32537 32754 32787 Σταθµοί Πετρελαίου 2678 1548 541 138 2778 1732 670 177 Παλαιοί Σταθµοί Φ. Αερίου 9775 9142 7778 6039 9807 9180 7867 6076 ΑΠΕ 1271 1271 1271 1271 1271 1271 1271 1271 Νέες µονάδες Φ. Αερίου 0 3830 7661 10815 0 3830 7661 10876 Εισαγωγές (GWh) 4570 3684 2204 1199 4191 3288 1959 1066 Μη Εξυπηρετούµενο Φορτίο (GWh) 1337.2 352.5 87.9 9 1610.2 469 115.9 15.8 LOLP (ώρες/έτος) 2835.8 840.1 248.6 37.7 3175.3 1102.9 309.3 60.5 Κόστος Λειτουργίας σε Εκατ. Κόστος καυσίµου 957.9 982.9 1003.9 1018.7 962.9 993.3 1012.5 1023.4 Άλλα στοιχεία κόστους λειτουργίας 258.5 234.0 189.1 155.7 246.8 222.1 181.9 151.8 Σύνολο Λειτουργικού Κόστους 1216.3 1216.9 1193.0 1174.4 1209.7 1215.4 1194.4 1175.2 Εξοικονόµηση Κόστους Λειτουργίας το 2005 λόγω νέων µονάδων 28.9 52.8 71.5 29.7 50.7 69.8 Ποσοστό λειτουργίας των νέων µονάδων σε % των ωρών του έτους 1η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 88% 88% 85% 88% 88% 85% 2η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 88% 83% 88% 83% 3η νέα Συνδ. Κύκλου Φ.Α. 80% 81% 13

Εικόνα 1 οµή Ηλεκτροπαραγωγής Σενάριο ' 100% 90% Μονάδες Πετρελαίου Παλαιές Μονάδες Φυσ. Αερίου Παλαιές Μονάδες Φυσ. Αερίου Παλαιές Μονάδες Φυσ. Αερίου Εισαγωγές 80% 70% Παλαιές Μονάδες Φυσ. Αερίου Εισαγωγές Εισαγωγές Νέες Μονάδες Φυσ. Αερίου Εισαγωγές Νέες Μονάδες Φυσ. Αερίου Νέες Μονάδες Φυσ. Αερίου 60% 50% 40% Λιγνιτικοί Λιγνιτικοί Λιγνιτικοί Λιγνιτικοί 30% 20% 10% 0% Υδροηλεκτρικά Υδροηλεκτρικά Υδροηλεκτρικά Υδροηλεκτρικά Καµµία νέα Μία νέα 500MW ύο νέες 1000 MW Τρεις νέες 1500 MW ΑΠΕ Υδροηλεκτρικά Λιγνιτικοί Νέες Μονάδες Φυσ. Αερίου Εισαγωγές Παλαιές Μονάδες Φυσ. Αερίου Μονάδες Πετρελαίου Μη Εξυπηρετούµενο Φορτίο (GWh) 14

Εικόνα 2 Πτώση της Πιθανότητας Απώλειας Φορτίου (LOLP) χάρις στις νέες µονάδες 40% 35% 30% 25% % 20% 15% 10% 5% 0% Καµία +500 MW +1000 MW +1500 MW Σενάριο Α 4% 0% 0% 0% Σενάριο Β 28% 7% 2% 0% Σενάριο Γ 32% 10% 3% 0% Σενάριο 36% 13% 4% 1% 15