ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΑΙΓΑΙΟΥ ΣΧΟΛΗ ΕΠΙΣΤΗΜΩΝ ΤΗΣ ΔΙΟΙΚΗΣΗΣ ΤΜΗΜΑ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΟΙΚΟΝΟΜΙΑΣ ΚΑΙ ΔΙΟΙΚΗΣΗΣ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ ΜΕΤΑΠΤΥΧΙΑΚΩΝ ΣΠΟΥΔΩΝ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΚΑΙ ΔΙΟΙΚΗΣΗ ΓΙΑ ΜΗΧΑΝΙΚΟΥΣ (ΠΜΣ-Ο.ΔΙ.Μ.) ΔΙΠΛΩΜΑΤΙΚΗ ΕΡΓΑΣΙΑ Το ενεργειακό σύστημα του Νομού Χίου. Εξελίξεις και Προοπτικές Δουκάκης Γεώργιος Επιβλέπων Καθηγητής: Σπυρίδων Γκολφινόπουλος Χίος, 2009
Χίος, Οκτώβριος 2009. Γεώργιος Δουκάκης Copyright Γεώργιος Δουκάκης, 2009 Με επιφύλαξη παντός δικαιώματος. All rights reserved. Απαγορεύεται η αντιγραφή, αποθήκευση και διανομή της παρούσας εργασίας, εξ ολοκλήρου ή τμήματος αυτής, για εμπορικό σκοπό. Επιτρέπεται η ανατύπωση, αποθήκευση και διανομή για σκοπό μη κερδοσκοπικό, εκπαιδευτικής ή ερευνητικής φύσης, υπό την προϋπόθεση να αναφέρεται η πηγή προέλευσης και να διατηρείται το παρόν μήνυμα. Ερωτήματα που αφορούν τη χρήση της εργασίας για κερδοσκοπικό σκοπό πρέπει να απευθύνονται προς τον συγγραφέα. Οι απόψεις και τα συμπεράσματα που περιέχονται σε αυτό το έγγραφο εκφράζουν τον συγγραφέα και δεν πρέπει να ερμηνευθεί ότι αντιπροσωπεύουν τις επίσημες θέσεις του Πανεπιστημίου Αιγαίου. i
Στην οικογένειά μου ii
ΕΥΧΑΡΙΣΤΙΕΣ Οφείλω να εκφράσω τις ευχαριστίες μου σε όλους εκείνους που με βοήθησαν, ώστε η πραγματοποίηση της διπλωματικής μου εργασίας να έχει το επιθυμητό αποτέλεσμα και να εκπληρώσει το σκοπό για τον οποίο εκπονήθηκε. Θέλω να ευχαριστήσω: Τον κ. Γκολφινόπουλο Σπυρίδων, Επίκουρο Καθηγητή του τμήματος Μηχανικών Οικονομίας και Διοίκησης, Σχολή Επιστημών της Διοίκησης του Πανεπιστημίου Αιγαίου και Επιβλέποντα Καθηγητή της διπλωματικής εργασίας για τον πολύτιμο χρόνο που διέθεσε, τις κατευθύνσεις και νέες ιδέες που μου έδωσε καθώς και για τη συνεχή καθοδήγηση η οποία συνέβαλε καθοριστικά στην πραγματοποίηση της διπλωματικής εργασίας. Τον κ. Θεοδοσίου Κωνσταντίνο, Διδάσκοντα στο τμήμα Μηχανικών Οικονομίας και Διοίκησης, Σχολή Επιστημών της Διοίκησης του Πανεπιστημίου για την επίβλεψη και καθοδήγησή του κατά τη διάρκεια της παρούσας διπλωματικής εργασίας. Τον κ. Παπαγεωργίου Κωνσταντίνο, Διδάσκοντα του τμήματος Μηχανικών Οικονομίας και Διοίκησης, Σχολή Επιστημών της Διοίκησης του Πανεπιστημίου Αιγαίου για τον χρόνο που διέθεσε και την συμμετοχή του στην εξεταστική επιτροπή. iii
ΠΡΟΛΟΓΟΣ Ο ενεργειακός κλάδος σε πολλά νησιά του Β. Αιγαίου παρουσιάζει έντονο πρόβλημα στην επάρκεια της ηλεκτρικής ενέργειας. Το συγκεκριμένο πρόβλημα προκύπτει από την αυξανόμενη οικιακή και βιομηχανική - επαγγελματική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας, η οποία τα τελευταία χρόνια παρουσιάζει σημαντικές αυξήσεις. Το πρόβλημα της επάρκειας εγκαταστάσεων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είναι οξύ ιδιαίτερα στη Λέσβο, όπου η παλαιότητα των εγκαταστάσεων σε συνδυασμό με τη θέση του εργοστασίου της ΔΕΗ εντός του πολεοδομικού ιστού της πρωτεύουσας και την αδυναμία επέκτασής τους καθιστά τις συχνές διακοπές ρεύματος μόνιμο πρόβλημα. Οι υφιστάμενες εγκαταστάσεις ΔΕΗ στη Περιφέρεια δημιουργούν σοβαρά προβλήματα τοπικής ατμοσφαιρικής ρύπανσης στη Μυτιλήνη, τον Καρφά Χίου και στο Κοκκάρι της Σάμου. Στον τομέα αξιοποίησης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας απαραίτητο είναι να εξεταστεί και η δυνατότητα υβριδικών συστημάτων παραγωγής ενέργειας καθώς και η παραγωγή ενέργειας από φωτοβολταϊκά στοιχεία. Σημαντική είναι επίσης η αξιοποίηση των γεωθερμικών πεδίων στα νησιά της Περιφέρειας. Για το νησί της Λέσβου έχουν εγκριθεί από το 1997 περιβαλλοντικοί όροι για το έργο «Αξιοποίηση γεωθερμικού πεδίου Λέσβου» από τη ΔΕΗ το οποίο δεν έχει υλοποιηθεί. Η ενεργειακή διασύνδεση των νησιών με εξαίρεση τη διασύνδεση Σάμου- Φούρνων καθώς και Χίου-Οινουσσών-Ψαρών αποτελούν μεμονωμένες κινήσεις στο Βόρειο Αιγαίο. Η προώθηση και υλοποίηση έργων ενεργειακής διασύνδεσης μεταξύ των νησιών και της Τουρκίας και της χρήσης του φυσικού αερίου, ως καύσιμου για παραγωγή ενέργειας καθώς και για την αξιοποίησή του σε άλλες χρήσεις στη βιομηχανία, στην αγροτική παραγωγή και για οικιακή χρήση θα μπορούσε να αποτελέσει μοχλό οικονομικής και επιχειρηματικής ανάπτυξης. Το ενεργειακό πρόβλημα στα νησιά της Περιφέρειας Βορείου Αιγαίου προκύπτει από: Την εξάρτηση του ανεφοδιασμού από εξωγενείς παράγοντες όπως οι καιρικές συνθήκες. Το υψηλό κόστος παραγωγής. Τις εποχιακές διακυμάνσεις ζήτησης λόγω τουρισμού. iv
Την αυξητική τάση της συνολικής κατανάλωσης λόγω αύξησης της οικιστικής, γεωργικής και εμπορικής χρήσης. Την παρουσία μεμονωμένων συστημάτων, χωρίς εναλλακτικές δυνατότητες που δύνανται να καλύψουν αυτόνομα τις ενεργειακές ανάγκες. Τα θέματα στελέχωσης και τεχνικής υποστήριξης των εγκαταστάσεων. Τις χρονοβόρες διαδικασίες προμηθειών εξοπλισμού για την κάλυψη ενεργειακών επενδύσεων. Τις επιφυλάξεις της ΔΕΗ από την πλευρά των τοπικών κοινωνιών σε ενδεχόμενες προσπάθειες ενίσχυσης, επέκτασης, μετεγκατάστασης ή κατασκευής νέων σταθμών τόσο για τις παραδοσιακές όσο και για τις ήπιες μορφές παραγωγής ενέργειας. Στην περιφέρεια Βορείου Αιγαίου είναι εγκατεστημένες μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που χρησιμοποιούν ως καύσιμη ύλη το μαζούτ και το ντίζελ. Αιολικά πάρκα υπάρχουν στη Λέσβο, Λήμνο, Χίο, Ψαρά, Σάμο και Ικαρία, μικρής ισχύος, τα οποία δεν μπορούν να καλύψουν την ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Λαμβάνοντας υπόψη τους διαθέσιμους πόρους των Νησιών της Περιφέρειας, παρουσιάζονται παρακάτω ορισμένες προτάσεις για την επίλυση του ενεργειακού προβλήματος: Ένταξη των αιολικών συστημάτων στο ηλεκτρικό ισοζύγιο της Περιφέρειας. Δημιουργία φωτοβολταϊκών σταθμών. Παραγωγή θερμικής ενέργειας από υφιστάμενες γεωθερμικές πηγές και ηλιακή ενέργεια. Εύρεση και ανάπτυξη νέων γεωθερμικών πηγών. Η αύξηση παραγωγής ηλιακής ενέργειας πιθανόν να καλύψει τα μεγέθη κατανάλωσης των μικρών νησιών (Αγ. Ευστράτιος, Ψαρά, Οινούσσες, Φούρνοι) ισοσκελίζοντας τη ζήτηση χωρίς να επιβαρύνουν το κεντρικό σύστημα. v
ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ ΠΕΡΙΛΗΨΗ...1 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ...3 1.1. Σκοπός και Στόχοι της Εργασίας...3 1.2. Μεθοδολογία...3 2. ΣΤΑΘΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΑΙ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟ ΔΙΚΤΥΟ ΤΟΥ ΝΟΜΟΥ ΧΙΟΥ...5 2.1. Εισαγωγή...5 2.2. Η Ελληνική ενεργειακή κατάσταση...5 2.2.1. Σταθμοί παραγωγής...6 2.2.2. Λιγνίτης...8 2.3. Προώθηση της ανανεώσιμης τεχνολογίας στην Ελλάδα...10 2.3.1 Εξέλιξη Νομικού πλαισίου - Απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας...11 2.3.2. Ο ρόλος του κέντρου ανανεώσιμων πηγών ενέργειας...13 2.3.3. Ο ρόλος της ρυθμιστικής αρχής ενέργειας...13 2.3.4. Ο ρόλος του Διαχειριστή Συστήματος δικτύου...14 2.4. Κατηγόριες πηγών χρηματοδότησης για τις ΑΠΕ...14 2.5. ΑΣΠ Χίου...16 2.5.1. Γενικά...16 2.5.2. Κόστος Παραγωγής ΑΣΠ Χίου...16 2.5.3. Περιβαλλοντική μελέτη ΑΣΠ Χίου...19 2.5.4. Υγρά βιομηχανικά κατάλοιπα ΑΣΠ Χίου...24 2.5.5. Μοντέλο διασποράς αέριων ρύπων για τον ΑΣΠ Χίου...26 2.5.6. Στρατηγική μέτρησης θορύβου του ΑΣΠ Χίου...28 2.6. Δίκτυο διανομής ηλεκτρικής ενέργειας Ν. Χίου...33 2.6.1. Μήκος δικτύου διανομής...33 2.6.2. Ηλεκτρικά Φορτία δικτύου διανομής...34 2.6. Σύνοψη κεφαλαίου...36 3. ΠΑΡΑΓΟΝΤΕΣ ΠΟΥ ΚΑΘΟΡΙΖΟΥΝ ΤΗΝ ΔΗΜΙΟΥΡΓΙΑ ΑΠΕ ΣΤΟΝ ΝΟΜΟ ΧΙΟΥ...37 3.1 Ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και τοπική κοινωνία...37 vi
3.1.1 Τα οφέλη υπέρ της τοπικής κοινωνίας...37 3.1.2. Απαραίτητη λύση για τα Ελληνικά νησιά...39 3.2 Αντιμετωπίζοντας τα μειονεκτήματα των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας...40 3.3. Βασικοί Παράγοντες...42 3.4. Οικονομικοί παράγοντες...42 3.4.1. Αριθμός επιχειρήσεων δευτερογενή κλάδου...43 3.4.2. ΑΕΠ...43 3.4.3. Ακαθάριστες επενδύσεις παγίου κεφαλαίου...45 3.4.4. Φορολογία...46 3.4.5. Καταθέσεις...47 3.4.6. Απασχόληση Ανεργία...48 3.5. Περιβαλλοντικοί παράγοντες...51 3.5.1. Αρχαιολογικοί χώροι, Μουσεία και Μνημεία...51 3.5.2. Χωροταξικός σχεδιασμός...53 3.6. Νομικό πλαίσιο...55 3.7. Σύνοψη κεφαλαίου...59 4. ΜΕΛΕΤΗ ΚΑΤΑΣΚΕΥΗΣ ΑΙΟΛΙΚΟΥ ΠΑΡΚΟΥ ΣΤΟ ΝΟΜΟ ΧΙΟΥ...61 4.1. Εισαγωγή...61 4.2. Τεχνικά χαρακτηριστικά...62 4.2.1. Εισαγωγή...62 4.2.2. Γεννήτρια...63 4.2.3. Σύστημα προσανατολισμού (yaw system)...63 4.2.4. Ρότορας - Φτερά - Σημείο διασύνδεσης (hub)...64 4.2.5. Κύριος άξονας (Main Shaft)...65 4.2.6. Μηχανικά φρένα (mechanical brake)...65 4.2.7. Υδραυλικό σύστημα...65 4.2.8. Σύστημα υδραυλικής αντλίας...66 4.2.9. Σύστημα φρένων...66 4.2.10. Σημεία μέτρησης...66 4.3. Παράμετροι εγκατάστασης αιολικού πάρκου...67 4.3.1. Εισαγωγή...67 4.3.2. Επιλογή θέσης εγκατάστασης...68 4.3.3. Επιλογή βασικού εξοπλισμού...73 4.3.4. Χωροθέτηση αιολικού πάρκου...76 vii
4.3.5. Οικονομοτεχνική ανάλυση...79 4.3.6. Ιδιαίτερα χαρακτηριστικά των Α/Γ...90 4.4. Σύνοψη κεφαλαίου...92 5. ΜΕΛΕΤΗ ΚΑΤΑΣΚΕΥΗΣ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΙΚΟΥ ΠΑΡΚΟΥ ΣΤΟ ΝΟΜΟ ΧΙΟΥ...93 5.1. Εισαγωγή...93 5.2. Τεχνικά χαρακτηριστικά...93 5.3. Παράμετροι εγκατάστασης φωτοβολταϊκού πάρκου...96 5.3.1. Εισαγωγή...96 5.3.2. Επιλογή θέσης εγκατάστασης...97 5.3.3. Επιλογή βασικού εξοπλισμού...99 5.3.4. Χωροθέτηση Φ/Β πάρκου...103 5.3.5. Οικονομοτεχνική ανάλυση...104 5.4. Σύνοψη κεφαλαίου...113 6. ΠΑΡΑΔΕΙΓΜΑΤΑ ΑΠΕ...115 6.1. Εισαγωγή...115 6.2. Το παράδειγμα της Σητείας...115 6.3. Διασυνδεδεμένος Φ/Β Σταθμός 570 kwp στο Κρανίδι, Ν. Αργολίδας...116 6.4. Διασυνδεδεμένος Φ/Β Σταθμός 2 ΜWp στη Δημοσιά, Θήβας...116 6.5. Φ/Β Σταθμός 1,25 MWp στο Πουρνάρι, Θήβας...117 6.6. Διασυνδεδεμένος Φ/Β Σταθμός 100 kwp στο Λάζο, Ν. Μεσσηνίας...117 7. ΓΕΝΙΚΑ ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ ΚΑΙ ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΓΙΑ ΠΕΡΑΙΤΕΡΩ ΕΡΕΥΝΑ...118 ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΑ...121 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Ι...125 viii
ΕΥΡΕΤΗΡΙΟ ΠΙΝΑΚΩΝ Πίνακας 2.1. Η/Ζ του ΑΣΠ Χίου...19 Πίνακας 2.2. Τύπος λιπαντελαίου στα Η/Ζ του ΑΣΠ Χίου...22 Πίνακας 3.1. Παράγοντες που καθορίζουν την δημιουργία ΑΠΕ στην Περιφέρεια Β. Αιγαίου...42 Πίνακας 3.2. Ακαθάριστο Εγχώριο Προϊόν στην Ελλάδα την χρονική περίοδο 2003-2005...44 Πίνακας 3.3. Ακαθάριστο Προιόν (σε εκ. ) Νομών Περιφέρειας Β. Αιγαίου 2000-2005...44 Πίνακας 3.4. Κατά κεφαλήν ΑΕΠ (σε εκ. ) Νομών Περιφέρειας 2000-2005 Β. Αιγαίου (Σε ευρώ, σε τρέχουσες τιμές)...45 Πίνακας 3.5. Ακαθάριστες επενδύσεις παγίου κεφαλαίου κατά κλάδο(σε εκατομμύρια ευρώ. Σε τρέχουσες τιμές)...46 Πίνακας 3.6. Φόρος Εισοδήματος ανά Φορολογούμενο 2003-2004 (σε ευρώ)...46 Πίνακας 3.7. Δηλωθέν Εισόδημα...47 Πίνακας 3.8. Καταθέσεις στην Περιφέρεια Β. Αιγαίου (σε εκατ. Ευρώ)...48 Πίνακας 3.9. Απασχολούμενοι κατά Κλάδο Οικονομικής Δραστηριότητας 2001...50 Πίνακας 4.1. Κατάλογος 10 μεγαλύτερων εταιριών ανεμογεννητριών...75 Πίνακας 4.2. Τεχνικά χαρακτηριστικά σεναρίων...75 Πίνακας 5.1. Συγκριτικός πίνακας φ/β τεχνολογιών (εξοπλισμός που κυκλοφορεί στην αγορά στις αρχές 2008)...102 Πίνακας 5.2. Τεχνικά χαρακτηριστικά σεναρίων...103 ix
ΕΥΡΕΤΗΡΙΟ ΔΙΑΓΡΑΜΜΑΤΩΝ, ΣΧΗΜΑΤΩΝ ΚΑΙ ΕΙΚΟΝΩΝ Σχήμα 2.1. Ελληνικό δίκτυο μεταφοράς, διασυνδέσεις του με όμορες χώρες και θέσεις θερμο- και υδροηλεκτρικών σταθμών....6 Διάγραμμα 2.1. Κόστος λειτουργίας ΑΣΠ Χίου (2007)...17 Διάγραμμα 2.2. Κόστος λειτουργίας ΑΣΠ Χίου (2008)...18 Διάγραμμα 2.3. Εξέλιξη τιμών καυσίμων ΑΣΠ Χίου...18 Εικόνα 2.1. Σημεία μέτρησης θορύβου στον ΑΣΠ Χίου...30 Διάγραμμα 2.4.α. Δίκτυο μέσης τάσης Ν. Χίου (2008)...34 Διάγραμμα 2.4.β. Δίκτυο χαμηλής τάσης Ν. Χίου (2008)...34 Διάγραμμα 2.5. Ηλεκτρική ισχύς φορτίων 2006-2008...35 Διάγραμμα 2.6. Πρόβλεψη αιχμής σε MW (2009-2014)...35 Διάγραμμα 2.7. Πρόβλεψη ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας σε MWh (2009-2014)...36 Διάγραμμα 3.1. Επιχειρήσεις δευτερογενή τομέα για το έτος 2008 (ποσοστιαία)...43 Διάγραμμα 3.2. Ποσοστά Ανεργίας στην Περιφέρεια (1988 2004)...49 Εικόνα 3.1. Αρχαιολογικοί χώροι, μνημεία, μουσεία και ειδικές πολιτιστικές κατηγορίες του Νομού Χίου...52 Εικόνα 3.2. Σχέδιο αστικής ανάπτυξης και πολεοδομίας...54 Εικόνα 4.1. Συστατικά ανεμογεννήτριας...63 Σχήμα 4.1. Παράμετροι που λαμβάνονται υπόψη σε κατασκευή αιολικού πάρκου (μελέτη περίπτωσης Ν. Χίου)...68 Εικόνα 4.2. Αιολικός χάρτης Νήσου Χίου...69 Εικόνα 4.3. Χάρτης στοιχείων εκμεταλλεύσιμου αιολικού δυναμικού της Χίου...70 Εικόνα 4.4. Οδικός άξονας Νομού Χίου...71 Εικόνα 4.5. Δίκτυο διανομής 20KV ηλεκτρικής ενέργειας της ν. Χίου...72 Διάγραμμα 4.1. Παγκόσμιο μερίδιο της αγοράς των αιολικών ανεμογεννητριών (2008)...74 Εικόνα 4.6. Χωροθέτηση μηχανών με διάταξη σε σειρά...77 Εικόνα 4.7. Χωροθέτηση μηχανών με διάταξη κάθετη...77 Εικόνα 4.8. Χωροθέτηση τεσσάρων ανεμογεννητριών στην Κρήτη...78 Εικόνα 4.9. Γενικές πληροφορίες εισαγωγής στο λογισμικό RETScreen...79 Εικόνα 4.10. Κλιματικά δεδομένα περιοχής Χίου...80 Εικόνα 4.11. Σύστημα ηλεκτρισμού 1ου σεναρίου...81 x
Εικόνα 4.12. Σύστημα ηλεκτρισμού 2ου σεναρίου...81 Εικόνα 4.13. Ανάλυση κόστους 1 ου σεναρίου...84 Εικόνα 4.14. Ανάλυση κόστους 2ου σεναρίου...85 Εικόνα 4.15. Οικονομική ανάλυση 1ου σεναρίου...87 Εικόνα 4.16. Οικονομική ανάλυση 2ου σεναρίου...89 Εικόνα 4.17. H μεταβολή του θορύβου Α/Γ συναρτήσει της απόστασης από αυτήν.90 Εικόνα 4.18. Η αισθητική υποβάθμιση με την εγκατάσταση Α/Γ...91 Σχήμα 5.1. Παράμετροι που λαμβάνονται υπόψη σε κατασκευή Φ/Β πάρκου...96 (μελέτη περίπτωσης Ν. Χίου)...96 Εικόνα 5.1. Ετήσια παραγωγή ενέργειας (κιλοβατώρες ανά κιλοβάτ)...98 Διάγραμμα 5.1. Παγκόσμια αγορά Φ/Β πάνελς ανά κατασκευαστή (2006-2007)...100 Διάγραμμα 5.2. Παγκόσμια αγορά τεχνολογιών φ/β πάνελς (2007)...101 Εικόνα 5.2. Γενικές πληροφορίες εισαγωγής στο λογισμικό RETScreen...105 Εικόνα 5.3. Γενικές πληροφορίες εισαγωγής στο λογισμικό RETScreen...106 Εικόνα 5.4. Σύστημα ηλεκτρισμού 1ου σεναρίου...107 Εικόνα 5.5. Σύστημα ηλεκτρισμού 2ου σεναρίου...107 Εικόνα 5.6. Ανάλυση κόστους 1ου σεναρίου...108 Εικόνα 5.7. Ανάλυση κόστους 2ου σεναρίου...109 Εικόνα 5.8. Οικονομική ανάλυση 1ου σεναρίου...111 Εικόνα 5.9. Οικονομική ανάλυση 2ου σεναρίου...113 xi
ΠΕΡΙΛΗΨΗ Είναι γνωστό ότι τα Ελληνικά νησιά αντιμετωπίζουν σοβαρά προβλήματα και ελλείψεις όσο αναφορά την παροχή ηλεκτρικής ενέργειας σε αυτά. Η χρήση όμως των ΑΠΕ για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στα Ελληνικά νησιά εξασφαλίζει άφθονη και φθηνή ενέργεια για τους κάτοικους, και απαραίτητη εισροή για την οικονομική και κοινωνική ευημερία. Παράλληλα το κόστος λειτουργίας των τοπικών δικτύων της ΔΕΗ θα μειωθεί σημαντικά, ενώ η ίδια η ΔΕΗ θα απαλλαγεί σε σημαντικό βαθμό από την ευθύνη της αποκλειστικής παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και νέων επενδύσεων για την ίδρυση θερμικής βάσης σταθμών παραγωγής. Επιπλέον η μείωση στις εισαγωγές πετρελαίου αλλά και η ενίσχυση των τοπικών οικονομιών των νησιών με επαναδραστηριοποίηση των εγκαταλελειμμένων παραγωγικών τους δραστηριοτήτων θα ενισχύσει τη θέση της χώρας μας και θα αποδώσει άμεσα εθνικά οφέλη. Ωστόσο πριν την εγκατάσταση τους πρέπει να γίνει η απαραίτητη μελέτη ώστε να χρησιμοποιηθούν οι κατάλληλες πηγές ενέργειας που δεν θα προκαλέσουν προβλήματα και αλλοιώσεις στο τοπίο. Για παράδειγμα σε πολύ μικρά νησιά δεν είναι δυνατόν να εγκατασταθούν ανεμογεννήτριες τεραστίων διαστάσεων γιατί σ αυτήν την περίπτωση οι αντιδράσεις των κατοίκων θα είναι δικαιολογημένες. Άλλωστε αυτό είναι και το πιο ουσιαστικό πλεονέκτημα της ανανεώσιμης τεχνολογίας ότι δηλαδή διαθέτει πολλές μορφές και σε κάθε περίπτωση μπορεί να χρησιμοποιηθεί η κατάλληλη. Στην συγκεκριμένη εργασία θα ερευνήσουμε τους παράγοντες που επηρεάζουν τις επενδύσεις Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας από ιδιώτες παραγωγούς στον Νομό Χίου. Για να επιτευχθεί αυτό κρίνεται σκόπιμο να αναλυθούν πρώτα οι οικονομικοί και περιβαλλοντικοί παράγοντες που διέπουν την υφιστάμενη ενεργειακή κατάσταση του Νομού Χίου και το δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας. Η συγκεκριμένη ανάλυση θα παρουσιάσει τόσο τα οικονομικά και περιβαλλοντικά προβλήματα του ΑΣΠ Χίου όσο και την ανάγκη για εγκατάσταση ΑΠΕ. Στην συνέχεια θα παρουσιαστούν τα πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα των ΑΠΕ και οι προτεινόμενες λύσεις για τα ελληνικά νησιά. Επιπρόσθετα θα αναλυθούν εις βάθος οι παράγοντες που επηρεάζουν την εγκατάσταση ΑΠΕ στον Νομό Χίου. Οι 1
συγκεκριμένοι παράγοντες είναι αρκετά σημαντικοί δεδομένου ότι μπορεί να κρίνουν την βιωσιμότητα της επένδυσης. Τέλος, θα πραγματοποιηθεί τεχνική και οικονομική μελέτη αιολικών και φωτοβολταικών πάρκων. Συγκεκριμένα, θα ερευνηθεί η βέλτιστη επιλογή Ανανεώσιμης Πηγής Ενέργειας που θα μπορούσε να εγκατασταθεί στον Νομό Χίου. Για να επιτευχθεί αυτό πραγματοποιείται οικονομοτεχνική σύγκριση τεσσάρων σεναρίων ΑΠΕ ως ακολούθως: 1. Αιολικού πάρκου 100kW 2. Αιολικού πάρκου 2MW 3. Φωτοβολταϊκού πάρκου 100kW 4. Φωτοβολταϊκού πάρκου 2MW Λέξεις κλειδιά: Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, ΑΣΠ Χίου, Αιολικό Πάρκο, Φωτοβολταϊκό Πάρκο, KW 2
1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1.1. Σκοπός και Στόχοι της Εργασίας Σκοπός της εργασίας είναι η ανάλυση και περιγραφή των βασικών παραγόντων που λαμβάνονται υπόψη κατά την εγκατάσταση φωτοβολταϊκού και αιολικού σταθμού στη νήσο Χίο. Η συγγραφή της διπλωματικής εργασίας έχει δύο στόχους. Ο πρώτος είναι να δώσει στον αναγνώστη το απαραίτητο υπόβαθρο ώστε να είναι σε θέση να κατανοήσει τους βασικούς παράγοντες που λαμβάνονται υπόψη κατά την εγκατάσταση, λειτουργία και απόδοση μιας επένδυσης ΑΠΕ. Ο δεύτερος στόχος είναι να εντοπίσει τους κύριους τεχνικούς και οικονομικούς παράγοντες που επηρεάζουν την εγκατάσταση αιολικού και φωτοβολταϊκού σταθμού στο Νομό Χίου. Με άλλα λόγια, αποτελεί έναν οδηγό ενημέρωσης των δυνητικών και υφιστάμενων επιχειρηματιών με σκοπό να κατανοήσουν τις βασικές παραμέτρους που επηρεάζουν τις εγκαταστάσεις ΑΠΕ στον Νομό Χίου και τα τεχνικά και οικονομικά χαρακτηριστικά εγκατάστασης αιολικού και φωτοβολταϊκού σταθμού στον Νομό Χίου. 1.2. Μεθοδολογία Για να εκπληρωθούν ο σκοπός και οι στόχοι της εργασίας κρίθηκε απαραίτητο να χρησιμοποιηθεί μία σειρά από εργαλεία μέσω των οποίων θα μπορούσαν να εξαχθούν σημαντικά συμπεράσματα για την εγκατάσταση Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας και συγκεκριμένα για εγκαταστάσεις αιολικών και φωτοβολταϊκών πάρκων. Συγκεκριμένα, κατά την συγγραφή της διπλωματικής εργασίας προέκυψαν τα εξής ερωτήματα: 1. Ποια είναι η υφιστάμενη ενεργειακή κατάσταση του Νομού Χίου; 2. Ποια είναι τα βασικά τεχνικά, περιβαλλοντικά και οικονομικά χαρακτηριστικά του δικτύου διανομής και του Αυτόνομου Σταθμού Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας του Νομού Χίου. 3
3. Ποιοι είναι οι βασικοί παράγοντες που επηρεάζουν τις εγκαταστάσεις Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας; 4. Ποια είναι τα οικονομικά και τεχνικά χαρακτηριστικά αιολικών και φωτοβολταϊκών σταθμών (πάρκων) στον Νομό Χίου; Βάσει των παραπάνω μπορούμε να συμπεράνουμε ότι προκειμένου να δοθεί μία απάντηση στα παραπάνω ερωτήματα έπρεπε να προσδιοριστεί μία μεθοδολογία η οποία θα μπορούσε να μας δώσει αντικειμενικά συμπεράσματα. Ως εκ τούτου, για την αντιμετώπιση του πρώτου ερωτήματος πραγματοποιήθηκε συνέντευξη με τον Δ/ντή Περιοχής Χίου της ΔΕΗ Α.Ε. και του Δ/ντη ΑΣΠ Χίου. Η απάντηση του δεύτερου ερωτήματος επιτεύχθηκε έπειτα από συγκέντρωση και ανάλυση διαφόρων μελετών που εντοπίστηκαν στην Κεντρική Βιβλιοθήκη της ΔΕΗ Α.Ε.. Η τρίτη και σημαντική ερώτηση αντιμετωπίστηκε με την ανάλυση ήδη υφιστάμενων επενδύσεων και με έρευνα στο διαδίκτυο. Τέλος, η απάντηση του τέταρτου ερωτήματος επιτεύχθηκε έπειτα από έρευνα στο διαδίκτυο (ώστε να εντοπιστούν τα τεχνικά χαρακτηριστικά των ανεμογεννητριών και της φωτοβολταϊκής τεχνολογίας) και με την χρήση του λογισμικού RetScreen. 4
2. ΣΤΑΘΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΑΙ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟ ΔΙΚΤΥΟ ΤΟΥ ΝΟΜΟΥ ΧΙΟΥ 2.1. Εισαγωγή Στο συγκεκριμένο κεφάλαιο θα αναλυθεί η υφιστάμενη οικονομική, νομική και επιχειρηματική κατάσταση αναφορικά με την ενεργειακή φυσιογνωμία του ελλαδικού χώρου και συγκεκριμένα του Νομού Χίου. Στην συνέχεια θα πραγματοποιηθεί ανάλυση του ηλεκτρικού δικτύου διανομής του Ν. Χίου και του Αυτόνομου Σταθμού Παραγωγής. Ως εκ τούτου κρίνεται αναγκαία η αναφορά σε αντικειμενικά αριθμητικά δεδομένα που προέρχονται από την ΔΕΗ Α.Ε.. 2.2. Η Ελληνική ενεργειακή κατάσταση Το ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα χαρακτηρίζεται από τη σχετική απομόνωση της θέσης του από τα άλλα ευρωπαϊκά συστήματα, την οξεία αύξηση της κατανάλωσης την τελευταία δεκαετία, την ύπαρξη μεγάλου αριθμού μικρών καταναλωτών στα νησιά και την καθοριστική εξάρτησή του από το λιγνίτη. Στις επόμενες σελίδες παρατίθενται σε μορφή πινάκων και διαγραμμάτων τα κυριότερα χαρακτηριστικά του. 5
Σχήμα 2.1. Ελληνικό δίκτυο μεταφοράς, διασυνδέσεις του με όμορες χώρες και θέσεις θερμο- και υδροηλεκτρικών σταθμών. Πηγή: Διαχειριστή Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας 2.2.1. Σταθμοί παραγωγής Όπως προέκυψε από τα στοιχεία της παραπάνω εικόνας, οι θερμοηλεκτρικοί σταθμοί του διασυνδεδεμένου δικτύου αποτελούν τη σπονδυλική στήλη του συστήματος. Πίνακας 2.1. Θερμοηλεκτρικοί σταθμοί του διασυνδεδεμένου δικτύου ΟΝΟΜΑ ΣΤΑΘΜΟΥ Μονάδα Εγκατεστημένη Ισχύς [MW] Σύνολο [MW] Αποδιδόμενη Ισχύς(Καθαρά) Σύνολο Καθαρής Έτος κατασκευής Ισχύος ΑΗΣ Αγ. VIII 1 x 160 = 160 153 1998 Γεωργίου IX 1 x 200 =200 360 185 338 1998 I 1 x 300 = 300 276 1984 II 1 x 300 = 300 276 1984 ΑΗΣ Αγ. III 1 x 310 = 310 285 1986 Δημητρίου IV 1 x 310 = 310 285 1986 V 1 x 366 =366 1586 335 1457 1997 6
ΟΝΟΜΑ Μονάδα Εγκατεστημένη Σύνολο Αποδιδόμενη Σύνολο Έτος ΣΤΑΘΜΟΥ Ισχύς [MW] [MW] Ισχύς(Καθαρά) Καθαρής κατασκευής Ισχύος I 1 x 40 = 40 38 1953 ΑΗΣ Aλιβερίου II 1 x 40 = 40 38 1953 III 1 x 150 = 150 144 1968 IV 1 x 150 = 150 380 145 365 1968 ΑΗΣ Αμύνταιου Φλώρινας I II 1 x 300 = 300 1 x 300 = 300 600 276 276 552 1987 I 1 x 300 = 300 276 1974 ΑΗΣ Καρδιάς II 1 x 300 = 300 276 1974 III 1 x 300 = 300 276 1980 IV 1 x 300 = 300 1200 276 1104 1984 ΑΗΣ Λαυρίου Aεροστρ. I 1 x 150 = 150 145 1972 II 1 x 300 = 300 450 285 430 1973 V 2 x 57,5 = 115 114 1980 Λαυρίου VI 1 x 62 = 62 177 59 173 1997 I 1 x 125 = 125 113 1970 ΑΗΣ Μεγαλόπολης II 1 x 125 = 125 113 1970 III 1 x 300 = 300 270 1975 IV 1 x 300 = 300 850 270 766 1991 I 1 x 70 = 70 65 1959 ΑΗΣ Πτολεμαίδας II 1 x 125 = 125 117 1962 III 1 x 125 = 125 117 1965 V 1 x 300 = 300 620 276 575 1973 Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. (www.dei.gr) Μεγάλοι θερμοηλεκτρικοί σταθμοί υπάρχουν στη Ρόδο και την Κρήτη, ενώ τα υπόλοιπα νησιά τροφοδοτούνται από μικρότερους αυτόνομους σταθμούς. Πίνακας 2.2. Θερμοηλεκτρικοί σταθμοί μεγάλων νήσων ΟΝΟΜΑ Μονάδα Εγκατεστημένη Σύνολο Αποδιδόμενη Σύνολο ΣΤΑΘΜΟΥ Ισχύς [MW] [MW] Ισχύς(Καθαρά) Ρόδου I 1 x 15 = 15 145.66 14.2 120.5 ΑΤΜ μον ΑΕΡ μον II 1 x 15 = 15 14.2 I 1 x 24 =24 19.9 II 1 x 36 = 36 24.8 I 1x11,7=11,7 9 II 1x11,7=11,7 9 7
ΟΝΟΜΑ Μονάδα Εγκατεστημένη Σύνολο Αποδιδόμενη Σύνολο ΣΤΑΘΜΟΥ Ισχύς [MW] [MW] Ισχύς(Καθαρά) I 1x12,28=12,28 12.2 DIESEL II 1x12,28=12,28 12.2 I 1 x 7,70 = 7,70 5 Χανίων I 1x16,2=16,2 12.3 Κρήτης IV 1 x 24 =24 23.9 V 1 x 36 = 36 35.7 ΑΕΡ VI 1x45,5=45,5 45 VII 1x45,5=45,5 45 ΑΤΜ Ι 1x42,4=42,4 209.6 42 203.9 I 1 x 6,2 = 6,2 5.9 II 1 x 15 =15 14.3 Λινοπεραμάτων III 1 x 15 =15 14.3 Κρήτης IV 1 x 25 = 25 23.5 ΑΤΜ μον V 1 x 25 = 25 23.5 VI 1 x 25 = 25 23.5 I 1x12,3=12,3 11.8 II 1x12,3=12,3 11.8 DIESEL III 1x12,3=12,3 11.8 IV 1x12,3=12,3 11.8 ΑΕΡ μον I 1x16,2=16,2 16 II 1x16,2=16,2 192.8 16 184.2 Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. (www.dei.gr) Στις επόμενες παραγράφους γίνεται μία εκτενέστερη αναφορά στο λιγνίτη, τους θερμοηλεκτρικούς σταθμούς και στις ΑΠΕ. Τα στοιχεία που αφορούν στα κοιτάσματα, όπως και αρκετά από τα σχήματα, προέρχονται από πληροφοριακό υλικό της ΔΕΗ. 2.2.2. Λιγνίτης Οι λιγνίτες ανήκουν στις στερεές ορυκτές καύσιμες ύλες με τη γενική ονομασία γαιάνθρακες και προήλθαν από φυτικά υπολείμματα μέσω μιας σειράς διεργασιών ενανθράκωσης. Οι διεργασίες αυτές είχαν ως αποτέλεσμα τον εμπλουτισμό των φυτικών υπολειμμάτων σε άνθρακα. Η μετατροπή των φυτών σε τύρφη και η μετάβαση από την τύρφη, στο αρχικό στάδιο της ενανθράκωσης, στον 8
ανθρακίτη στο τελικό στάδιο ενανθράκωσης, είναι συνάρτηση της επίδρασης του χρόνου, της θερμοκρασίας και της πίεσης. Η αύξηση του βαθμού ενανθράκωσης επηρεάζει τα φυσικοχημικά χαρακτηριστικά των γαιανθράκων. [31] Οι λιγνίτες σχηματίστηκαν κατά τα πρώτα στάδια της ενανθράκωσης αμέσως μετά την τύρφη. Για το σχηματισμό ενός κυβικού μέτρου λιγνίτη, έχει υπολογισθεί ότι απαιτείται χρονικό διάστημα 1000 έως 4000 ετών. Η θερμογόνος ισχύς των λιγνιτών είναι από 3 έως 7 φορές χαμηλότερη από αυτήν του λιθάνθρακα και 5 έως 10 φορές μικρότερη από αυτήν του πετρελαίου. Οι κυριότερες διαφορές στα χαρακτηριστικά του λιγνίτη και του λιθάνθρακα φαίνονται στον ακόλουθο πίνακα. Πίνακας 2.3. Χαρακτηριστικά λιγνίτη Λιγνίτης Λιθάνθρακας Ηλικία δημιουργίας 40 60 εκατομμύρια έτη 270-350 εκατομμύρια έτη Περιεκτικότητα σε νερό 15 65 % 1 4 % Περιεκτικότητα σε τέφρα 1 15 % 1 30 % Περιεκτικότητα σε άνθρακα 60 75 % 75 92 % Περιεκτικότητα σε υδρογόνο 5 9 % 4 6 % Περιεκτικότητα σε οξυγόνο 15 25 % 2 10 % Περιεκτικότητα σε θείο 0,2 % 0,5 1,5 % Περιεκτικότητα σε άζωτο 0,5 2 % 1 2 % Θερμογόνος ισχύς 5 10 MJ/kg 28 35 MJ/kg Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. (www.dei.gr) Γενικά η ποιότητα των ελληνικών λιγνιτών είναι χαμηλή. Η θερμογόνος δύναμη κυμαίνεται από 4 4,5 ΜJ/kg (900-1100 kcal/kg) στις περιοχές Μεγαλόπολης, Αμυνταίου και Δράμας, από 5,2-5,6 ΜJ/kg (1250-1350 kcal/kg) στην περιοχή Πτολεμαίδας και 7,5-9,5 ΜJ/kg (1800-2300 kcal/kg) στις περιοχές Φλώρινας και Ελασσόνας. Σημαντικό συγκριτικό πλεονέκτημα των λιγνιτών της χώρας είναι η χαμηλή περιεκτικότητα σε καύσιμο θείο. Τα κυριότερα εκμεταλλεύσιμα κοιτάσματα λιγνίτη βρίσκονται στη Δυτική Μακεδονία στο τρίγωνο Πτολεμαίδας - Αμυνταίου - Φλώρινας με υπολογισμένο απόθεμα 2,5 δις τόνους και στην Πελοπόννησο στη Μεγαλόπολη, με απόθεμα 300 εκ. τόνους. Σημαντικά κοιτάσματα, τα οποία δεν αξιοποιούνται προς το παρόν, υπάρχουν ακόμη στην περιοχή της Δράμας (900 εκ. Τόνοι) και στην περιοχή της Ελασσόνας (150 εκ. Τόνοι). [31] 9
Τα συνολικά βεβαιωμένα γεωλογικά αποθέματα λιγνίτη στη χώρα ανέρχονται σε περίπου 5 δις. τόνους. Τα κοιτάσματα αυτά παρουσιάζουν αξιοσημείωτη γεωγραφική εξάπλωση στον ελληνικό χώρο. Με τα σημερινά τεχνικο-οικονομικά δεδομένα τα κοιτάσματα που είναι κατάλληλα για ενεργειακή εκμετάλλευση, ανέρχονται σε περίπου 4 δις τόνους και ισοδυναμούν με 550 εκ. τόνους πετρελαίου. Σχήμα 2.2. Θέσεις κοιτασμάτων λιγνίτη στην Ελλάδα. Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. www.dei.gr Με βάση τα συνολικά εκμεταλλεύσιμα αποθέματα λιγνίτη της χώρας και τον προγραμματιζόμενο ρυθμό κατανάλωσης στο μέλλον, υπολογίζεται ότι τα αποθέματα αυτά επαρκούν για περισσότερο από 50 χρόνια. Μέχρι σήμερα οι εξορυχθείσες ποσότητες λιγνίτη δεν ξεπερνούν το 25% των συνολικών αποθεμάτων. Εκτός από λιγνίτη η Ελλάδα διαθέτει και ένα μεγάλο κοίτασμα Τύρφης στην περιοχή των Φιλίππων (Ανατολική Μακεδονία). 2.3. Προώθηση της ανανεώσιμης τεχνολογίας στην Ελλάδα 10
2.3.1 Εξέλιξη Νομικού πλαισίου - Απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Ένα κρίσιμο σημείο που καθορίζει τις οικονομικές συνθήκες στον κλάδο της ηλεκτροπαραγωγής αποτελεί το ζήτημα του ιδιοκτησιακού καθεστώτος των μέσων παραγωγής και διανομής. Από την αρχή υπήρξε ένα θέμα μακράς συζήτησης, αναφορικά με το κατά πόσον ο πλήρης κρατικός έλεγχος, στηριζόμενος στη μονοπωλιακή δύναμη, μπορεί να λειτουργήσει προς όφελος του καταναλωτή ή εάν οι νόμοι μιας ελεύθερης αγοράς μπορούν να αυξήσουν την αποδοτικότητα του τομέα, με ευεργετούμενο τελικά τον καταναλωτή. Παρότι, λοιπόν, το θέμα της ιδιοκτησίας των μέσων παραγωγής και διανομής αποτέλεσε για μεγάλο διάστημα σημείο τριβής, επί δεκαετίες ο κρατικός παράγοντας ήταν αυτός που ασκούσε τον έλεγχο της όλης διαδικασίας. Από τις αρχές όμως της δεκαετίας του 80, οπότε και πρώην μονοπωλιακές αγορές τέθηκαν στο καθεστώς της απελευθέρωσης, αντίστοιχες εξελίξεις άρχισαν να δρομολογούνται και για την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Μεγάλη ώθηση προς αυτή την κατεύθυνση έδωσε η πτώση της τιμής του φυσικού αερίου, ενθαρρύνοντας ιδιωτικές επιχειρήσεις να πραγματοποιήσουν επενδύσεις στον ενεργειακό τομέα. Έτσι, το Φεβρουάριο του 1999, η Ευρωπαϊκή Ένωση έθεσε τα θεμέλια για την απελευθέρωση της ενεργειακής αγοράς, δίνοντας τη δυνατότητα σε μεγάλους καταναλωτές (βιομηχανίες με κατανάλωση άνω των 40 MWh το χρόνο) να διαλέγουν οι ίδιοι τον προμηθευτή τους, χωρίς να δεσμεύονται από την κρατική εταιρεία. Αυτό συνεπάγεται ότι η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώνεται πλέον από τον ελεύθερο ανταγωνισμό μεταξύ ανεξάρτητων παραγωγών. Η απελευθέρωση της αγοράς ενέργειας αποτέλεσε ισχυρό παράγοντα στην Ευρώπη ώστε να στραφεί το επενδυτικό ενδιαφέρον των ιδιωτών στις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Στην Ελλάδα η πρώτη προσπάθεια για μια απελευθερωμένη αγορά ενέργειας που θα προσέλκυε επενδύσεις σε ΑΠΕ έγινε με τον νόμο Ν.1559/85 με τον οποίο δόθηκε η δυνατότητα σε αυτοπαραγωγούς (ΟΤΑ) να παράγουν ηλεκτρική ενέργεια από ΑΠΕ μέχρι το τριπλάσιο της ισχύος των εγκαταστάσεων τους και την πώληση της περίσσειας στη ΔΕΗ. Ο νόμος αυτός σίγουρα μπορεί να θεωρηθεί πρωτοποριακός για την εποχή του αφού καθόριζε ρυθμίσεις στα θέματα ηλεκτροπαραγωγής από ανανεώσιμες πήγες ενέργειας. ωστόσο εμφάνισε αρκετές τεχνικές αδυναμίες αφού έδωσε την ευκαιρία 11
στον γραφειοκρατικό χαρακτήρα της ΔΕΗ να καθυστερήσει τις εφαρμογές των ΑΠΕ στη χώρα μας με την παροχή δικαιοδοσίας καθορισμού χαμηλών τιμών πώλησης της περίσσειας ενέργειας προς αυτήν. Το γεγονός αυτό θα έπρεπε να είχε προβλεφθεί καθώς η ίδια η ΔΕΗ αποτελούσε παραγωγό ηλεκτρικής ενέργειας. Συνεπώς η διοίκηση της επιχείρησης δεν είχε κανένα λόγο να ενθαρρύνει τους νέους ανταγωνιστές της ΔΕΗ να αμφισβητήσουν το μονοπώλιο της. Έτσι η συνεισφορά του νόμου στην ανάπτυξη των ΑΠΕ ήταν μηδαμινή. Το 1993 λειτουργούσαν ανεμογεννήτριες συνολικής ισχύος 27 ΜW από τις οποίες μόνο 3 MW άνηκαν σε ιδιώτες τους ΟΤΑ και τον ΟΤΕ ενώ οι λοιπές στην ΔΕΗ. Το μονοπώλιο της ΔΕΗ ήταν ακόμη πραγματικότητα και αυτό δεν άλλαξε ούτε με τον νόμο 2244/94 με τον οποίο ναι μεν απελευθερώθηκε η ανεξάρτητη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, περιορισμένης όμως ισχύος μέχρι 50ΜW διατηρήθηκε δε το αποκλειστικό δικαίωμα της ΔΕΗ κατασκευής και λειτουργίας, μεταφοράς και διανομής. όλων των μεγάλων έργων. [15] Αξίζει να σημειωθεί η διαφορά μεταξύ αυτοπαραγωγών και ανεξάρτητων παραγωγών που όριζε ο νόμος. Ανεξάρτητος παραγωγός ηλεκτρικής ενέργειας θεωρείται εκείνος που παράγει ηλεκτρική ενέργεια και την διαθέτει αποκλειστικά στην ΔΕΗ ενώ αυτοπαραγωγός θεωρείται εκείνος που παράγει ηλεκτρική ενέργεια για την κάλυψη των δικών του αναγκών. Η διάθεση σε τρίτους (εκτός δηλαδή της ΔΕΗ) της ηλεκτρικής ενέργειας απαγορεύεται τόσο στους ανεξάρτητους παραγωγούς όσο και στους αυτοπαραγωγούς. Παρόλα αυτά ο νόμος αυτός είχε κάποια θετικά αποτελέσματα που ισχύουν μέχρι σήμερα. Καθόρισε σταθερές τιμές πώλησης της ανανεώσιμης ενέργειας σε επίπεδα που ισούται με το 90% του γενικού τιμολογίου στη μέση τάση και υποχρεώσει της ΔΕΗ να συνάπτει 10ετες σταθερό συμβόλαιο αγοράς της παραγόμενης από ΑΠΕ ηλεκτρικής ενέργειας. Το γεγονός ότι ορίστηκαν επαρκείς τιμές πώλησης της ηλεκτρικής ενέργειας αποτέλεσε εγγύηση για τον επενδύτη ότι θα έχει κέρδος αμέσως μετά την επένδυση. Επιπλέον εκείνη την περίοδο θεσπιστήκαν αναπτυξιακά κίνητρα (Επιχειρησιακό πρόγραμμα ενέργειας, Αναπτυξιακός νόμος) τα οποία περιλάμβαναν επιδοτήσεις των δαπανών εγκατάστασης ΑΠΕ και συνέβαλλαν στην περαιτέρω προώθηση των ΑΠΕ. [22] Το 1999 ψηφίζεται ένας νέος νόμος που επιχειρεί έμμεσα να αποδυναμώσει το ευνοϊκό τιμολογιακό καθεστώς των ΑΠΕ (περιέργως) δίνοντας ουσιαστικά την ευκαιρία στον υπουργό Ανάπτυξης να ζήτα την μείωση των εγγυημένων τιμών αφού 12
αυτές πλέον θεωρούνταν ως οι «μέγιστες» και άρα θα μπορούσαν να υποστούν εκπτώσεις. Το γεγονός αυτό αποδεικνύει περίτρανα πως μερικά από τα εμπόδια εισόδου των ΑΠΕ στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας ήταν κατά καιρούς και νομοθετικού περιεχομένου. Παράλληλα ο νόμος αυτός είχε ένα θετικό στοιχείο και αφορούσε την επιβολή 2% επί των πωλήσεων ανανεώσιμης ενέργειας υπέρ των οικείων οργανισμών τοπικής αυτοδιοίκησης. Αρκετές νομοθετικές αλλαγές ακολούθησαν τα επόμενα χρόνια, όμως η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας δεν άνοιξε ποτέ πραγματικά, στον ανταγωνισμό. Οι επόμενοι νόμοι κυρίως προέβλεπαν διατάξεις που αφορούσαν το χωροταξικό πλαίσιο και την σχέση των ΑΠΕ με την χρήση γης. Δεν υπήρξε όμως ποτέ ουσιαστικά ένας νόμος που να καταργεί το μονοπώλιο της ΔΕΗ. Αν αυτό είχε συμβεί τότε κάθε νοικοκυριό θα είχε την δυνατότητα να επιλέξει άλλες εταιρείες εναλλακτικά της ΔΕΗ. Ωστόσο υπήρξαν κάποια θετικά στοιχεία αυτό το διάστημα όπως η δημιουργία διάφορων θεσμικών μηχανισμών που χρησιμοποιούνται μέχρι σήμερα και παίζουν καθοριστικό ρόλο στην λειτουργία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Τέτοιοι θεσμικοί μηχανισμοί είναι: 1) Η ρυθμιστική αρχή Ενέργειας 2) Ο διαχειριστής συστήματος/δικτύου 3) Το Κέντρο ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΚΑΠΕ). [19] 2.3.2. Ο ρόλος του κέντρου ανανεώσιμων πηγών ενέργειας Η ίδρυση του κέντρου ανανεώσιμων πηγών ενέργειας έγινε με σκοπό την προώθηση των ΑΠΕ, την εξοικονόμηση και την ορθολογική χρήση της ενέργειας καθώς και την κάθε είδους υποστήριξη δραστηριοτήτων στους εν λόγο τομείς. Το ΚΑΠΕ λειτούργει ως εθνικό συντονιστικό κέντρο των παραπάνω δραστηριοτήτων και διαθέτει εργαστήρια πιστοποίησης τεχνολογιών ΑΠΕ. Ταυτόχρονα εκπονεί μελέτες προσδιορισμού του φυσικού και οικονομικού δυναμικού των ΑΠΕ και συμμετέχει ενεργά στην αξιολόγηση και παρακολούθηση των επενδύσεων του χώρου περιλαμβανομένου του τομέα εξοικονόμησης ενέργειας. [32] 2.3.3. Ο ρόλος της ρυθμιστικής αρχής ενέργειας 13
Ιδρύθηκε με τον νόμο του 1999 και λειτουργεί ως ανεξάρτητη διοικητική αρχή επιφορτισμένη με την παρακολούθηση και έλεγχο της λειτουργίας της αγοράς ενέργειας και τη διατύπωση εισηγήσεων για την τήρηση των κανόνων του ανταγωνισμού και την προστασία των καταναλωτών. Επιπλέον η ΡΑΕ διατυπώνει γνωμοδοτήσεις προς τον Υπουργό Ανάπτυξης για την αδειοδότηση εγκαταστάσεων ανανεώσιμης ηλεκτροπαραγωγής και μετά την έκδοση αδειών παρακολουθεί την εξέλιξη της πορείας υλοποίησης έργων ΑΠΕ μέσω τριμηνιαίων δελτίων και εισηγείται την εκκαθάριση του χώρου από επενδυτές που επιδεικνύουν αδικαιολόγητη βραδύτητα. Στην ουσία η αξιολόγηση του συνόλου των αιτήσεων για επενδύσεις σε ΑΠΕ γίνεται από την ΡΑΕ με την τεχνική υποστήριξη του Κέντρου Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας με βάση τα κριτήρια του άρθρου 9 του Κανονισμού Αδειών που εκδόθηκε συμφώνα με το άρθρο 3 του Ν 2773/1999. [34] 2.3.4. Ο ρόλος του Διαχειριστή Συστήματος δικτύου Η δημιουργία του διαχειριστή του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας προβλέφθηκε με τις διατάξεις του νόμου του 1999 και η σύσταση του έγινε με σκοπό τη διευθέτηση των αποκλίσεων παραγωγής και ζήτησης ενέργειας.στο διαχειριστή συστήματος ανατίθεται η εφαρμογή των διατάξεων του νόμου που αποβλέπουν στη δημιουργία συνθηκών υγιούς ανταγωνισμού στη βάση μιας περισσότερο απελευθερωμένης και ευέλικτης ημερήσιας αγοράς. Έτσι μειώνεται ο επιχειρηματικός κίνδυνος και διασφαλίζεται η είσοδος νέων παικτών στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής μικρής κλίμακας. Περαιτέρω ο Διαχειριστής του Συστήματος είναι υποχρεωμένος να διασφαλίζει σε μακροχρόνια βάση περιθώριο δυναμικού εγχώρια παραγόμενης ενέργειας ώστε να καθίσταται δυνατή η αντιμετώπιση ελλείψεων ενέργειας στο μέλλον. Έτσι ο παραγωγός ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ δεν θα χρειάζεται να λάβει πρόσθετα μέτρα για τον έλεγχο της παραγωγής. [27] 2.4. Κατηγόριες πηγών χρηματοδότησης για τις ΑΠΕ Η ίδρυση και η λειτουργία μονάδων ανανεώσιμης ενέργειας αποτελούν επενδύσεις εντάσεως κεφαλαίου, δεδομένου ότι ο εκάστοτε επενδύτης πρέπει να διαθέσει σημαντικό αρχικό κεφάλαιο για την αγορά, εγκατάσταση και έναρξη 14
λειτουργίας του σταθμού, ενώ το ετήσιο κόστος συντήρησης και λειτουργίας δεν ξεπερνά κατά μέσο όρο το 3-5% συνεκτιμώντας και την απουσία κόστους καύσιμου. Στην αντίπερα όχθη το κόστος ίδρυσης ενός ίσης ενεργειακής παραγωγής συμβατικού σταθμού είναι σαφώς χαμηλότερο, στην περίπτωση όμως αυτή το κόστος συντήρησης και λειτουργίας είναι ιδιαίτερα σημαντικό, υπάρχουν δε περιπτώσεις που το αντίστοιχο κόστος συντήρησης και λειτουργίας ενός θερμικού σταθμού πλησιάζει ακόμη και το αρχικό κόστος εγκατάστασης της μονάδος. Για την αντιμετώπιση του προβλήματος χρηματοδότησης των ΑΠΕ, η πολιτεία συνυπολογίζοντας τα σαφή περιβαλλοντικά αλλά και κοινωνικά οφέλη από τη λειτουργία αντίστοιχων μονάδων έχει θεσπίσει κατά καιρούς διάφορα χρηματοδοτικά κίνητρα. Οι εν λόγω χρηματοδοτήσεις προέρχονται αρκετά συχνά από τα αναπτυξιακά ταμεία της Ευρωπαϊκής Ένωσης μέσω των διαδοχικών προγραμμάτων εξοικονόμησης ενέργειας και διάδοσης των ΑΠΕ. Τα παρεχόμενα κίνητρα χωρίζονται στις ακόλουθες κατηγόριες. Α) Άμεση επιδότηση αγοράς του εξοπλισμού και του κόστους εγκατάστασης, εκφραζόμενη συνήθως σαν ένα ποσοστό του αρχικού κόστους της επένδυσης (π.χ. 20-60%) Β) Εγγύηση του δημοσίου η άλλων φερέγγυων οργανισμών για την παροχή δανείου στον επενδυτή, ώστε να ολοκληρώσει την εγκατάσταση του. Γ) Επιδότηση επιτοκίου στα συναπτόμενα δάνεια, οπότε το κόστος του χρήματος για τους επενδυτές είναι μικρότερο από το επίσημο τραπεζικό κατά το ποσοστό της επιδότησης, το οποίο ποσοστό καταβάλλει στο χρηματοδοτικό οργανισμό το δημόσιο. Δ) Επιδότηση της τιμής της παραγόμενης ενέργειας (πχ κατά ένα ποσοστό του κοινωνικού περιβαλλοντικού κόστους ). Η τακτική αυτή που εφαρμόζεται στη Γερμανία έχει σαν στόχο όχι μόνο την εγκατάσταση μιας ανανεώσιμης πηγής ενέργειας αλλά και τη σωστή και μακροχρόνια λειτουργία του σταθμού, ώστε ο επενδυτής να εισπράξει ένα σημαντικό ποσό που θα επιταχύνει την απόσβεση και θα αυξήσει τα κέρδη της μονάδας. Ε) Φορολογικές απαλλαγές των εισαγόμενων μηχανισμών, καθώς και επιταχυνόμενες αποσβέσεις του πάγιου εξοπλισμού του σταθμού. Η τακτική αυτή χρησιμοποιήθηκε κατά κόρον στις ΗΠΑ και ιδιαίτερα στην πολιτεία της Καλιφόρνια στις αρχές της δεκαετίας του 80. 15
Στ) Εγγύηση μιας ελάχιστης τιμής αγοράς της παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ για ένα χρονικό διάστημα (πχ δέκα ετών) καθώς και εξασφάλιση της αγοράς ενός ελάχιστου ικανού ποσού ενέργειας εκ μέρους των δημόσιων επιχειρήσεων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Στην συνέχεια θα ασχοληθούμε με την ανάλυση της ενεργειακής κατάστασης του Νομού Χίου που αποτελεί την περιοχή μελέτης μας. Συγκεκριμένα θα αναλυθούν οικονομικοί και περιβαλλοντικοί παράγοντες του Αυτόνομου Σταθμού Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΣΠ) και του δικτύου διανομής του Νομού Χίου. 2.5. ΑΣΠ Χίου 2.5.1. Γενικά Η νήσος Χίος υπάγεται διοικητικά στο νομό Χίου, έχει εμβαδόν 110 τετρ. χιλιομ. και απέχει 206 Ναυτικά μίλια από τον Πειραιά. Οι μόνιμοι κάτοικοι του νησιού ανέρχονται σε 54000 κατοίκους. Στον Αυτόνομο Σταθμό Παραγωγής (ΑΣΠ) απασχολούνται περίπου 63 άτομα. Μέσου του δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας ο ΑΣΠ ΧΙΟΥ είναι διασυνδεδεμένος με τα νησια των Ψαρών και Οινουσσών. Στη Χίο λειτουργούν τρία Αιολικά πάρκα ιδιοκτησίας ΔΕΗ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΕΣ ΑΕ, η ηλεκτροπαραγωγή των οποίων αποδίδεται στο ηλεκτρικό δίκτυο των νησιών Χίου, Ψαρών και Οινουσσών. Ο ΑΣΠ ΧΙΟΥ βρίσκεται στην περιοχή Λευκωνία του Δήμου Αγίου Μηνά και απέχει 7 χιλιόμετρα από την πόλη της Χίου και 1 χιλιόμετρο από τον Καρφά που αποτελεί ένα από τα σημαντικότερα τουριστικά θέρετρα της νήσου. Η περιοχή που είναι εγκατεστημένος ο ΑΣΠ ΧΙΟΥ δεν έχει χαρακτηρισθεί ως προς τις χρήσεις γης. Η δυτική πλευρά του οικόπεδο του ΑΣΠ ΧΙΟΥ εφάπτεται με την επαρχιακή οδό που συνδέει την πόλη της Χίου με το Καρφά. [37] 2.5.2. Κόστος Παραγωγής ΑΣΠ Χίου Στα παρακάτω διαγράμματα μπορούμε να παρατηρήσουμε το κόστος εκμετάλλευσης ανά είδος δαπάνης, την επιβάρυνση δαπανών στο κόστος MWh και την εξέλιξη τιμών του καυσίμου που χρησιμοποιεί ο ΑΣΠ Χίου για τα έτη 2007 και 16
2008 αντίστοιχα. Στο διάγραμμα 2.1. μπορούμε να παρατηρήσουμε ότι το κόστος που απαιτείται για την λειτουργία του ΑΣΠ Χίου (104,33 / MWh) είναι πολύ μικρότερο από το αντίστοιχο κόστος της ευθύνης της Δ/νσης Παραγωγής Νησιών (146,56 / MWh) για το έτος 2007. [37] Διάγραμμα 2.1. Κόστος λειτουργίας ΑΣΠ Χίου (2007) Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. Στο διάγραμμα 2.2. μπορούμε να παρατηρήσουμε την επιβάρυνση δαπανών στο κόστος MWh για την περίοδο 2008. Συγκεκριμένα παρατηρούμε το κόστος ότι το κόστος που απαιτείται για την λειτουργία του ΑΣΠ Χίου (131,60 / MWh) αυξήθηκε έναντι της περιόδου 2007 αλλά παραμένει μικρότερο από το αντίστοιχο κόστος της ευθύνης της Δ/νσης Παραγωγής Νησιών (186,52 / MWh) για το έτος 2008. 17
Διάγραμμα 2.2. Κόστος λειτουργίας ΑΣΠ Χίου (2008) Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. Η εξέλιξη της τιμής καυσίμων που χρησιμοποιούν τα ηλεκτροπαραγωγά ζεύγη του ΑΣΠ Χίου παρουσιάζει αυξητική τάση όπως φαίνεται στο παρακάτω διάγραμμα (Διάγραμμα 2.3.). Το γεγονός αυτό οφείλεται στην αύξηση των διεθνών τιμών πετρελαίου. Διάγραμμα 2.3. Εξέλιξη τιμών καυσίμων ΑΣΠ Χίου Πηγή: ΔΕΗ Α.Ε. 18
2.5.3. Περιβαλλοντική μελέτη ΑΣΠ Χίου 2.5.3.1. Γενικά στοιχεία Στον ΑΣΠ της νήσου Χίου είναι εγκατεστημένα εννιά (9) Ηλεκτροπαραγωγά ζεύγη (Η/Ζ) που αποτελούνται από πετρελαιοκινητήρα (μηχανή εσωτερικής καύσης δίχρονη ή τετράχρονη), γεννήτρια και βοηθητικά συστήματα (καυσίμου, λιπαντελαίων, θαλασσινού νερού ψύξης, γλυκού νερού ψύξης, αέρα κλπ). Ο ΑΣΠ Χίου διαθέτει εγκεκριμένους περιβαλλοντικούς όρους για εννέα (9) εγκατεστημένες μηχανές εσωτερικής καύσης (ΜΕΚ) και έξι (6) ντιζελομηχανές συνολικής ονομαστικής ισχύος 85.432MW σύμφωνα με το υπ' αριθμ. πρ. 145155/21.03.2008 του Τμήματος Βιομηχανιών της Γενικής Διεύθυνσης Περιβάλλοντος του Υπουργείου ΠΕ.ΧΩ.Δ.Ε.. [31] Αναλυτικά λοιπόν, στον ΑΣΠ Χίου λειτουργούν δεκαπέντε (15) Η/Ζ. Στον παρακάτω πίνακα φαίνονται τα Η/Ζ βάσης, ο τύπος του κινητήρα, η ονομαστική και η αποδιδόμενη ισχύς τους. Πίνακας 2.1. Η/Ζ του ΑΣΠ Χίου Τύπος Κινητήρα Η/Ζ Αριθμός ομοίων Η/Ζ Ονομαστική Ισχύς (KW) Αποδιδόμενη Ισχύς (KW) GMT Α420.12 4-χρονη 3 3x5850 2x5000 +1x4200 FIAT C4212ESS 4-χρονη 2 2x4000 2x3500 CEGIELSKI 9RTAF58 2-χρονη 1 1x11000 1x9500 CEGIELSKI 9RTAF58 2-χρονη 1 1x12280 1x11280 HSD MAN 2-χρονη 2 2x14476 2x14476 Mitsubishi S16R-PTA 6 6x1275 6x1275 ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΙΣΧΥΣ ΑΣΠ ΧΙΟΥ 85432 78582 Πηγή: Συνέντευξη με Δ/ντη ΑΣΠ Χίου (2009) Στο γήπεδο του Σταθμού υπάρχουν επίσης έξι (6) φορητά Η/Ζ που χρησιμοποιούνται για την κάλυψη εκτάκτων αναγκών (emergency) τύπου MITSUBISHI - 4χρονα, ονομαστικής ισχύος 1275 KW έκαστο, τα οποία χρησιμοποιούν ελαφρύ καύσιμο τύπου diesel. [37] Η συνολική ονομαστική ισχύς του Σταθμού λαμβανομένων υπόψη των emergency καθώς και του νέου Η/Ζ που θα τοποθετηθεί θα ανέρχεται σε 77782+ 6x1275 = 85432 KW. 19
Για την λειτουργία των Η/Ζ υπάρχουν τα βοηθητικά κυκλώματα καυσίμου και λιπαντελαίων (παραλαβή, αποθήκευση, επεξεργασία, διανομή), θαλασσινού νερού ψύξης (προσαγωγή, επιστροφή), γλυκού νερού ψύξης - τροφοδοσίας, ατμού και συμπυκνωμάτων που μπορεί να επιβαρύνουν τον Σταθμό με υγρά κατάλοιπα (διαρροές, βλάβες, κλπ). Αναλυτικά για τα κυκλώματα υπάρχουν: 2.5.3.2. Σύστημα παραλαβής, αποθήκευσης, επεξεργασίας και διανομή καυσίμων Το καύσιμο που χρησιμοποιούταν μέχρι πρότινος για την λειτουργία του ΑΣΠ Χίου ήταν βαρύ πετρέλαιο - μαζούτ (Heavy Fuel Oil - HFO) 3500 Re και ελαφρύ καύσιμο - Diesel (Light Fuel Oil - LFO). To βαρύ καύσιμο που χρησιμοποιείται εφεξής στον ΑΣΠ Χίου είναι χαμηλής περιεκτικότητας σε θείο (1% S). Το ελαφρύ καύσιμο χρησιμοποιείται κυρίως κατά την εκκίνηση και κράτηση (σταμάτημα) κάθε Η/Ζ. [37] Προς το παρόν ο ανεφοδιασμός του Σταθμού με καύσιμο γίνεται από τη θάλασσα μέσω δεξαμενόπλοιου και ενός (1) αγωγού πετρέλευσης (για βαρύ και για ελαφρύ καύσιμο) ο οποίος είναι μόνιμα εγκατεστημένος, υποθαλάσσιος, από την ακτή μέχρι το σημείο παροχέτευσης του δεξαμενόπλοιου και υπεδάφιος - υπέργειος μεταλλικός αγωγός, από την ακτή μέχρι τις δεξαμενές αποθήκευσης. Ο αγωγός παραλαβής καυσίμου είναι διαμέτρου 8" (DN 200 mm) και μήκους 477 m. Το βαρύ καύσιμο για να καταναλωθεί από τις μηχανές χρειάζεται ειδική επεξεργασία για την απομάκρυνση ανεπιθύμητων στοιχείων που περιέχει τα οποία επηρεάζουν αρνητικά την λειτουργία της μηχανής. Τέτοια στοιχεία είναι τα ιόντα Na+, Κ+ λόγω της ανάμειξης του καυσίμου με θαλασσινό νερό, τα οποία είναι υδατοδιαλυτά, το βανάδιο καθώς και στερεά αιωρούμενα σωματίδια. Η επεξεργασία και ο διαχωρισμός του βαρέως καυσίμου από τα συστατικά αυτά επιτυγχάνεται με τη χρήση των φυγοκεντρικών διαχωριστήρων καυσίμου. Οι διαχωριστήρες καυσίμου λόγω διαφοράς ειδικού βάρους απομακρύνουν τα ανεπιθύμητα στοιχεία και σωματίδια, το νερό, τη λάσπη κλπ. Το φυγοκεντρισμένο βαρύ καύσιμο οδηγείται στις ημερήσιες δεξαμενές αποθήκευσης φυγοκεντρισμένου καυσίμου και στη συνέχεια στις μηχανές προς κατανάλωση. Για την επεξεργασία του καυσίμου είναι εγκατεστημένοι στον ΑΣΠ Χίου τέσσερις (4) διαχωριστήρες καυσίμου. Συγκεκριμένα : Ένας (1) διαχωριστήρας τύπου ALCAP παροχής 6 m 3 /h. 20
Δύο (2) διαχωριστήρες τύπου ΜΡΧ παροχής 3 m 3 /h έκαστος. Ένας (1) διαχωριστήρας τύπου WESTFALIA παροχής 13 m 3 /h. Από τα στοιχεία της Υπηρεσίας οι καταναλώσεις καυσίμου του ΑΣΠ Χίου για το έτος 2007 ανέρχονται σε: Κατανάλωση βαρέως καυσίμου: 39.773.280 kg Κατανάλωση ελαφρού καυσίμου: 2.546.000 kg Από τις ετήσιες αυτές καταναλώσεις βαρέως και ελαφρού καυσίμου καταλήγουμε σε μία μέση ημερήσια και μέση ωριαία κατανάλωση καυσίμου ως κάτωθι: Βαρύ καύσιμο : 39.773.280 Kgr / 365 days = 108.968 Kgr/day = 4.540Kgr/h Ελαφρύ καύσιμο: 2.546.000 Kgr / 365 days = 6.975 Kgr/day = 291 Kgr/h Αν δεχθούμε μέσο ειδικό βάρος βαρέως καυσίμου 964,5 Kgr/m 3 και ελαφρού καυσίμου 850 Kgr/m 3 θα έχουμε μέση ωριαία παροχή για κάθε καύσιμο : Βαρύ καύσιμο: 4.540 Kgr/h / 964,5 Kgr/m 3 = 4,7 m 3 /h. Ελαφρύ καύσιμο: 291 Kgr/h / 850 Kgr/m 3 = 0,34 m 3 /h. Η ποσότητα των 108.968 Kgr/day = 4,7 m 3 /h για το βαρύ καύσιμο θα ληφθεί υπόψη στους υπολογισμούς επεξεργασίας των υγρών καταλοίπων. Για την αποθήκευση του βαρέως καυσίμου είναι εγκατεστημένες στον ΑΣΠ ΧΙΟΥ πέντε (5) μεγάλες υπαίθριες κυλινδρικές μεταλλικές δεξαμενές χωρητικότητας εκάστη ως κάτωθι: Τρεις (3) Δεξαμενές αποθήκευσης βαρέως καυσίμου χωρητικότητας 3010 m 3 εκάστη. Δύο (2) Δεξαμενές αποθήκευσης βαρέως καυσίμου χωρητικότητας 520 m 3. Πιθανότατα στο μέλλον να κατασκευαστεί και μία ακόμη δεξαμενή αποθήκευσης μαζούτ όγκου 3650 m 3. Για την αποθήκευση του ελαφρού καυσίμου (diesel) υπάρχουν δύο υπαίθριες δεξαμενές των 520 m 3 έκαστη. Δίπλα από κάθε δεξαμενή υπάρχει μικρό φρεάτιο εξυδάτωσης (διαχωρισμός του ύδατος από το καύσιμο) με δικιά του αντλία και έπειτα τα νερά οδηγούνται προς επεξεργασία στο σύστημα διαχείρισης υγρών καταλοίπων των πετρελαιοειδών. Για την αποθήκευση του βαρέως καυσίμου που προορίζεται για επεξεργασία (αφυγοκέντριστο) καθώς και του επεξεργασμένου βαρέως καυσίμου (φυγοκεντρισμένου), είναι εγκατεστημένες στον ΑΣΠ ΧΙΟΥ δέκα (10) μεταλλικές 21
δεξαμενές (τρεις υπαίθριες και εφτά στο πατάρι του μηχανοστασίου).. Από τις τρεις υπαίθριες δεξαμενές οι δύο είναι αφυγοκέντριστου καυσίμου, όγκου 31 m 3 έκαστη, ενώ η τρίτη όγκου 68 m 3 χρησιμοποιείται για το φυγοκεντρισμένο καύσιμο. [37] 2.5.3.3. Σύστημα παραλαβής, αποθήκευσης, επεξεργασίας και διανομής λιπαντελαίων Το δίκτυο λαδιού λίπανσης είναι το πιο κρίσιμο για την λειτουργία των μηχανών καθώς χρησιμοποιείται για την λίπανση των μηχανισμών κίνησης κάθε μηχανής (των κουζινέτων βάσης και διωστήρα, των εμβολοχιτωνίων και άλλων κινουμένων εξαρτημάτων). Ανάλογα με τον τύπο της μηχανής χρησιμοποιείται το κατάλληλο λιπαντέλαιο. Στον παρακάτω πίνακα φαίνεται ο τύπος του λιπαντελαίου που χρησιμοποιείται ανάλογα με τον κινητήρα κάθε Η/Ζ του ΑΣΠ Χίου. Πίνακας 2.2. Τύπος λιπαντελαίου στα Η/Ζ του ΑΣΠ Χίου Τύπος Κινητήρα Η/Ζ Αριθμός ομοίων Η/Ζ Τύπος Λιπαντελαίου GMT Α420.12 4-χρονη 3 SAE 40 FIAT C4212ESS 4-χρονη 2 SAE 40 CEGIELSKI 9RTAF58 2-χρονη 1 SAE 50 CEGIELSKI 9RTAF58 2-χρονη 1 SAE 50 HSD MAN 2-χρονη 2 SAE 50 Πηγή: Συνέντευξη με Δ/ντη ΑΣΠ Χίου (2009) Από τα στοιχεία της Υπηρεσίας οι καταναλώσεις λιπαντελαίων στον ΑΣΠ Χίου για το έτος 2007 ανέρχονται σε 379.582 Kgr. Από την ετήσια αυτή κατανάλωση λιπαντελαίων καταλήγουμε σε μία μέση ημερήσια κατανάλωση λιπαντελαίων ως κάτωθι: 379.582 Kgr / 365 days = 1040 Kgr/day. Στον ΑΣΠ Χίου υπάρχουν δύο δεξαμενές αποθήκευσης λαδιού όγκου 60,00 m 3. Η μία εξυπηρετεί για την αποθήκευσης των λαδιών που χρησιμοποιούν τα Η/Ζ τύπου GMT και η άλλη για τις δίχρονες μηχανές. 2.5.3.4. Σύστημα ψύξης με θαλασσινό νερό 22
Για τις ανάγκες του Σταθμού χρησιμοποιείται θαλασσινό και γλυκό νερό. Το θαλασσινό νερό (ανοικτό κύκλωμα) αντλείται από τη θάλασσα και χρησιμοποιείται για την ψύξη του γλυκού νερού (εντός εναλλάκτη) το οποίο με τη σειρά του κυκλοφορεί εντός των μονάδων και απάγει θερμότητα. Το θαλασσινό νερό αντλείται με υποθαλάσσιους αγωγούς από τη θάλασσα και χρησιμοποιείται για την ψύξη των μηχανών. Στο Σταθμό έχει κατασκευαστεί οχετός απαγωγής θαλασσινού νερού, φρεάτιο ηρεμίας, ανλιοστάστιο νερού και φρεάτιο φυκιών. Οι αγωγοί προσαγωγής νερού ψύξεως μεταφέρουν το θαλασσινό νερό στο φρεάτιο ηρεμίας, το οποίο είναι εξοπλισμένο με φρεάτιο φυκιών για τον καθαρισμό του νερού από φύκια και άλλα στερεά σωματίδια. Με κατάλληλο δίκτυο αντλιών και σωληνώσεων το θαλασσινό νερό προσάγεται στις μονάδες για ψύξη του κλειστού κυκλώματος. Το θαλασσινό νερό μετά την ψύξη των κυκλωμάτων των μηχανών επιστρέφει στη θάλασσα μέσω οχετού απαγωγής. Η μέγιστη και η ελάχιστη κατανάλωση θαλασσινού νερού του υπάρχοντος Σταθμού είναι 3700 και 1000 m 3 /h αντίστοιχα, ενώ η μέση ημερήσια κατανάλωση είναι περίπου 2500 m 3 /h. Το θαλασσινό νερό χρησιμοποιείται για την ψύξη των Η/Ζ και για λόγους εξοικονόμησης υδάτινων πόρων επαναπορρίπτεται μετά την χρήση του στη θάλασσα έχοντας υποστεί μια θερμοκρασιακή μεταβολή +3,6 έως +5 C με μέση τιμή +4 0 C. Επομένως η ποιοτική του σύσταση δεν μεταβάλλεται ενώ λαμβάνοντας υπόψη ακόμη και την μέγιστη θερμοκρασιακή μεταβολή των +5 C, η θερμοκρασία εξόδου τους θερμούς μήνες δεν υπερβαίνει το μέγιστο επιτρεπόμενο όριο των 35 C της Νομαρχίας. 2.5.3.5. Σύστημα ψύξης και τροφοδοσίας με γλυκό νερό Το γλυκό νερό χρησιμοποιείται για την ψύξη των κυλινδροκεφαλών, των χιτωνίων, των υπερπληρωτών κλπ των μηχανών καθώς και για την ατμοπαραγωγή στους λέβητες. Το σύστημα ψύξης με γλυκό νερό κάθε μηχανής είναι ένα κλειστό σύστημα ανεξάρτητο ανά Η/Ζ το οποίο συμπληρώνεται σε περίπτωση διαρροών μέσω δοχείων διαστολής. Η παραγωγή του νερού για ατμοποίηση πραγματοποιείται με τη βοήθεια τριών μονάδων αφαλάτωσης τύπου Alfa LAVAL με παραγωγή 2x20 m 3 /day και 1x15 23
m 3 /day. Η ημερήσια κατανάλωση γλυκού νερού για τις ανάγκες του προσωπικού του Σταθμού είναι 8 m 3 και η ύδρευση του γίνεται από το δίκτυο ύδρευσης του Δήμου. Όπως αναφέρθηκε το γλυκό νερό το οποίο χρησιμοποιείται για την ψύξη και την ατμοπαραγωγή καθώς και άλλες καταναλώσεις του σταθμού είναι αφαλατωμένο και λαμβάνεται από την κατεργασία του θαλασσινού νερού μέσω συστήματος αφαλάτωσης που αποτελείται από τρεις εβαπορέτες (evaporators) του οίκου Alfa Laval. Για την αποθήκευση του παραγόμενου αφαλατωμένου γλυκού νερού χρησιμοποιούνται δύο μεταλλικές δεξαμενές όγκου 2 χ 60 m 3, ενώ πλησίον του φρεατίου φυκιών έχει κατασκευαστεί υπεδάφια τσιμεντένια δεξαμενή αφαλατωμένου νερού. Η μέση ημερήσια κατανάλωση γλυκού νερού είναι περίπου 10 m 3 /day. 2.5.4. Υγρά βιομηχανικά κατάλοιπα ΑΣΠ Χίου 2.5.4.1. Εισαγωγή Τα υγρά κατάλοιπα στον ΑΣΠ Χίου προέρχονται: α) Από την πλύση των εξαρτημάτων Μηχανών Εσωτερικής Καύσης (Μ.Ε.Κ.), β) Από διαρροές υδάτων - ελαίου - καυσίμων κατά τη λειτουργία των Μ. Ε. Κ., γ) Από την επεξεργασία - καθαρισμό του μαζούτ μέσω των φυγοκεντρικών διαχωριστήρων, δ) Από την επεξεργασία του νερού λεβήτων εν γένει. Γενικά τα υγρά απόβλητα του ΑΣΠ Χίου περιέχουν νερό - έλαιο λίπανσης - πετρέλαια -diesel και μαζούτ. Όλα τα ανωτέρω συγκεντρώνονται μέσω μικρών καναλιών στο τρίστηλο επεξεργασίας υγρών πετρελαιοειδών αποβλήτων. 2.5.4.2. Σύστημα διαχείρισης υγρών καταλοίπων λιπαντελαίων Τα κατάλοιπα λιπαντελαίων προέρχονται κυρίως από τους διαχωριστήρες λαδιών και από τον περιοδικό καθαρισμό των φίλτρων λαδιού στα αντίστοιχα δίκτυα λιπαντελαίων (Κάθε Η/Ζ έχει το δικό του κλειστό και ανεξάρτητο δίκτυο λίπανσης). Το σύστημα διαχείρισης των καταλοίπων λαδιού έχει σαν σκοπό την περισυλλογή των καταλοίπων από τους διαχωριστήρες λαδιού σε κατάλληλες δεξαμενές περισυλλογής. Τα κατάλοιπα λαδιού οδηγούνται στη δεξαμενή καταλοίπων ελαίων 24