ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΕΣ ΜΕΛΕΤΕΣ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΠΕΡΙΛΗΨΗ

ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΕΣ ΜΕΛΕΤΕΣ ΤΕΛΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ ΠΕΡΙΛΗΨΗ ΑΘΗΝΑ ΕΚΕΜΒΡΙΟΣ 2006

ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗ ΜΕΛΕΤΗ ΙΑΣΥΝ ΕΣΗΣ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (ΠΡΟΚΑΤΑΡΚΤΙΚΕΣ ΜΕΛΕΤΕΣ) ΠΕΡΙΛΗΨΗ Στο παρόν συνοψίζεται το περιεχόµενο και τα αποτελέσµατα της Μελέτης. Κεφάλαια 1 και 2. Αντικείµενο και µεθοδολογία της Μελέτης Στο εισαγωγικό Κεφάλαιο 1. διευκρινίζεται κατ αρχάς το αντικείµενο της Μελέτης, το οποίο συνίσταται στην διερεύνηση της δυνατότητας και οικονοµικότητας της ιασύνδεσης των νησιών, τα οποία αναφέρονται, µε το Σύστηµα. Η µελέτη γίνεται αρχικά χωρίς να ληφθεί υπόψη η επίπτωση των και ακολούθως εξετάζονται οι επιπτώσεις από την αξιοποίηση του αιολικού δυναµικού, όπως αναλύεται ανά περίπτωση. Στο επόµενο Κεφάλαιο 2., εξετάζονται κυρίως τα ακόλουθα: 1) Γίνεται κατ αρχήν µια εκτίµηση της προβλεπόµενης εξέλιξης των φορτίων ανά νησί ή οµάδα νησιών, µε βάση στατιστικά στοιχεία προηγουµένων ετών. 2) Για κάθε νησί ή οµάδα νησιών, συντίθενται διάφορα «Σενάρια διασύνδεσης» και από αυτά επιλέγονται εκείνα τα οποία γίνεται τεχνική µελέτη ροής φορτίων, τα αποτελέσµατα της οποίας περιλαµβάνονται στο Παράρτηµα Γ και ακολούθως υπολογίζεται το κόστος της διασύνδεσης. Κατά τον σχεδιασµό των διασυνδέσεων εξετάζονται εναλλακτικά διάφορες δυνατές λύσεις, που ικανοποιούν τις τεχνικές και περιβαλλοντικές απαιτήσεις (όπως π.χ. η αποφυγή της κατασκευής εναέριων γραµµών 150kV επί των νησιών). 3) Επιλέγεται αναλυτικά η προβλεπόµενη ανάπτυξη των ΘΗΣ, για Αυτόνοµη Ανάπτυξη ή η τυχόν διατηρούµενη και µετά την κατασκευή της διασύνδεσης. Θεωρείται ότι οι προσθήκες και αποµακρύνσεις µονάδων παραγωγής πραγµατοποιούνται ανά 5-ετία, λαµβάνοντας υπόψη και τις υφιστάµενες προβλέψεις της ΡΑΕ και τις ΕΗ. Σε κάθε περίπτωση εξασφαλίζεται η τήρηση του «κριτηρίου αξιοπιστίας Ν-1» και σε ορισµένες περιπτώσεις (π.χ. Κρήτη) και του Ν-2. 4) Η οικονοµική αξιολόγηση των Σεναρίων γίνεται µε την αναγωγή του συνόλου των δαπανών της περιόδου 2010-35, ανηγµένων στο αρχικό έτος 2010, µε την χρήση «Λογιστικού µοντέλου», που αναπτύχθηκε για το σκοπό αυτό. Τα βασικά του στοιχεία περιγράφονται στις παραγράφους 2.2 και 2.3 της Έκθεσης και αναλυτικότερα στο Παράρτηµα Β. 5) Για την εκτίµηση των επιπτώσεων από την εγκατάσταση αιολικών, θεωρείται ότι στην µεν περίπτωση αυτόνοµης ανάπτυξης εξαντλείται το όριο της επιτρεπόµενης διείσδυσης (25% του ετήσιας αιχµής φορτίου) στην δε περίπτωση διασύνδεσης µε το Σύστηµα, λαµβάνεται συνήθως, για λόγους σύγκρισης, ποσοστό ίσο µε το 100% της ετήσιας αιχµής, εκτός αν αναφέρεται διαφορετικά. Στην πραγµατικότητα το όριο της αιολικής ισχύος που 2

µπορεί να εγκατασταθεί καθορίζεται από την ικανότητα µεταφοράς της διασύνδεσης, από το νησί προς το Σύστηµα και είναι σηµαντικά µεγαλύτερο. Η παραγωγή των αιολικών εκτιµάται µε βάση το ότι εντάσσονται κατά προτεραιότητα, εφόσον δεν υπερβαίνουν τους τιθέµενους τεχνικούς περιορισµούς. Οι υπολογισµοί γίνονται µε βάση την µέση ετήσια ταχύτητα ανέµου στην θέση εγκατάστασης, η δε προσφορά τους κοστολογείται λαµβάνοντας υπόψη την αξία αγοράς της παραγόµενης ενέργειας από την ΕΗ και το κέρδος από την µείωση καυσίµου και αποφυγή εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων. 6) Οι βασικές µοναδιαίες τιµές που λήφθηκαν υπόψη αναφέρονται στο Παράρτηµα Α και είναι αντίστοιχες αυτών που λήφθηκαν κατά την Μελέτη των Κυκλάδων, ή συµπληρώθηκαν µε βάση πρόσφατες πληροφορίες. Ειδικότερα όσον αφορά την κοστολόγηση ισχύος και ενέργειας του Συστήµατος, λαµβάνεται ως βάση το κόστος µονάδας Φυσικού Αερίου (ΦΑ) 400MW του Συστήµατος, όπως θεωρήθηκε και στην Μελέτη των Κυκλάδων. Για την κοστολόγηση έγιναν επίσης οι ακόλουθες βασικές παραδοχές: - Επιτόκιο αναγωγής 6% - Το κόστος όλων των καυσίµων (Συστήµατος, ΘΗΣ και ) αυξάνεται µε ρυθµό 3% άνω του πληθωρισµού, ο οποίος λαµβάνεται 3% ετησίως. - Τα δικαιώµατα εξαγοράς ρύπων υπολογίζονται σε 16 E/MWh και αυξάνονται µε ρυθµό 5% ετησίως (2% άνω του ρυθµού αύξησης των καυσίµων). Αιχµή 5-ετίας (MW) 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Κεφάλαιο 3. ιασυνδέσεις βορείου Αιγαίου Περιλαµβάνουν την διασύνδεση: Αλιβέρι - Χίος - Λέσβος και στη συνέχεια αυτής τις: (α) Ικαρίας-Σάµου και (β) Λέσβου-Λήµνου. 3.1 Εξέλιξη των φορτίων Σκύρος 4,0 5,1 6,5 8,3 10,1 11,7 12,7 Χίος-Ψαρά 41,6 53,1 62,8 86,5 105,2 122,0 132,0 Λέσβος 61,5 78,5 100,1 121,9 141,2 163,7 180,7 Άθροισµα 107,1 137 175 223 271 314 340 Ικαρία 7,8 10,4 13,3 17,0 20,6 23,9 25,9 Σάµος 34,0 45,5 58,1 74,1 90,2 104,5 113,2 Άθροισµα 41,8 55,9 71,4 91,1 110,8 128,4 139,1 Θήρα και Ίος 32,7 43,8 55,8 67,9 78,7 86,9 95,9 Λήµνος 14,2 17,3 21,0 25,6 29,7 34,4 38,0 3

3.2 ιασύνδεση Αλιβέρι-Χίος-Λέσβος Εξετάζονται τρεις εναλλακτικοί τρόποι διασύνδεσης, ανάλογα µε την χρησιµοποιούµενη τεχνολογία. (Λεπτοµέρειες δίδονται στα Σχ. 3.1, 3.2 και 3.3, Παράρτηµα Α της Έκθεσης). (α) Με τεχνολογία AC (β) Με τεχνολογία DC SIEMENS HVDC Plus και ΑΒΒ HVDC Light (γ) Με τεχνολογία AC και DC Το κόστος των παραπάνω λύσεων εκτιµάται ότι κυµαίνεται από 360ΜΕ έως 480ΜΕ, µε την τεχνολογία AC να εµφανίζεται οικονοµικότερη. Για την επιλογή θα πρέπει να ληφθούν υπόψη οι τεχνικές δυσκολίες υλοποίησης και η προσφερόµενη αξιοπιστία κάθε λύσεως. Για την κοστολόγηση λαµβάνεται µια µέση πιθανή τιµή 400ΜΕ. Το αποτέλεσµα της οικονοµικής αξιολόγησης συνοψίζεται στον παρακάτω Πίνακα. (Πίνακας 5.6 της Έκθεσης). Οικονοµική αξιολόγηση-βασικό Σενάριο (Ποσά σε ΜΕ) Τοπική Παραγωγή Σύστηµα ΧΩΡΙΣ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 400,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 220,930 146,663 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 216,773 43,099 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 1.728,893 1.099,932 Ολικό κόστος - Χωρίς (Μ ) 2.166,596 1.689,694 ΜΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 400,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 220,930 146,663 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 216,773 43,099 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 1.715,153 1.251,054 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 1.533,534 520,716 Σταθµών (Μ ) 181,619 730,338 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 44,100 205,515 Ολικό κόστος - Με (Μ ) 2.108,757 1.635,301 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς 161,498 119,652 Με 160,474 130,353 4

Στην Έκθεση εξετάζονται αναλυτικά οι επιπτώσεις που έχει η µεταβολή των τιµών των καυσίµων και των παραδοχών σχετικά µε την διείσδυση των, µε βάση τις ακόλουθες Παραλλαγές του παραπάνω Βασικού Σεναρίου Παραλλαγές: Τιµών καυσίµων και διείσδυσης Βασικό Σενάριο: - Αύξηση τιµών καυσίµων και 3% ετησίως πάνω από τον πληθωρισµό. - 25% και 100% της ετήσιας αιχµής, για Τοπική Παραγωγή και ιασύνδεση, αντίστοιχα Παραλλαγή (1): Τιµή καυσίµων ίση µε το 75% αυτής του Βασικού Σεναρίου. Παραλλαγή (2): Όπως (1), αλλά και µηδενική αύξηση των τιµών καυσίµου και τιµών πάνω από τον πληθωρισµό Παραλλαγή (3): Πλήρης αξιοποίηση των δυνατοτήτων της διασύνδεσης για εγκατάσταση, έναντι 100% του ετήσιου µεγίστου. (Αύξηση του κόστους της διασύνδεσης κατά 30ΜΕ (7,5%), λόγω αύξησης της αντιστάθµισης). Τα αποτελέσµατα της αξιολόγησης των παραπάνω Παραλλαγών, η οποία γίνεται αναλυτικά στην Έκθεση, φαίνονται στον παρακάτω Πίνακα. Αξιολόγηση παραλλαγών (ποσοστά του Βασικού Σεναρίου) Βασικό Σενάριο (1) (2) (3) Χωρίς -Τοπική Παραγωγή - ιασύνδεση Με -Τοπική Παραγωγή - ιασύνδεση 100 78 97 75 77 63 77 67 Παρατηρήσεις: Α) Η διασύνδεση εµφανίζεται συµφέρουσα σε κάθε περίπτωση, µε εξαίρεση την ακραία Παραλλαγή (2), σύµφωνα µε την οποία η τιµές των καυσίµων µειώνονται στο 75% των σηµερινών και παραµείνουν αµετάβλητες, σε όλη την περίοδο 2010-2035. Β)Η εγκατάσταση µειώνει γενικά, αλλά όχι σηµαντικά, το συνολικό κόστος. Γ) Η αύξηση των στα όρια της ικανότητας της διασύνδεσης, µειώνει γενικά το συνολικό κόστος, αλλά όχι σε µεγάλο βαθµό. 3.3 Επεκτάσεις της διασύνδεσης Αλιβέρι-Χίος-Λέσβος Στον παρακάτω Πίνακα συνοψίζονται τα αποτελέσµατα της αξιολόγησης της κύριας διασύνδεση Αλιβέρι-Χίος-Λέσβος, η οποία ήδη σχολιάστηκε, καθώς και των επεκτάσεων αυτής για την διασύνδεση των λοιπών νησιών του Βορείου Αιγαίου. Συγκεντρωτικά αποτελέσµατα αξιολόγησης διασυνδέσεων νησιών Βορείου Αιγαίου Χίος-Λέσβος Στοιχείο Κόστους Χίος-Λέσβος Ικαρία-Σάµος Λήµνος Ικαρία-Σάµος (ΜΕ) Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. Σ/µα Τ.Π. Σ/µα ΧΩΡΙΣ ιασύνδεσης - 400-197 - 580-117 Επαύξησης ισχύος 221 147 88 60 208 206 25 17 62 54 64 64-79 - 73 5

Σταθερό κόστος 217 43 89 18 245 61 23 5 Μεταβλητό κόστος 1729 1100 680 396 2380 1531 132 112 Συνολικό κόστος 2167 1690 857 670 2832 2378 221 251 Μέσο µοναδιαίο κόστος (Ε/MWh) 161 120 163 128 153 121 167 177 ΜΕ ιασύνδεσης - 400-197 - 557-117 Επαύξησης ισχύος 221 147 88 60 208 206 25 17 Σταθερό κόστος 217 43 89 18 245 61 23 5 Μεταβλητό κόστος: - Συµβατικών ΣΠ - 1715 (1534) (181) 1251 (521) (730) 673 (584) (89) 496 (132) (364) 2361 (2109) (252) 1735 (706) (1029) 171 (152 ) (19) 128 (45) (83) Αποφευγόµενο λόγω ρύπων -44-205 -21-103 -61-290 -5-23 Συνολικό κόστος 2109 1635 826 667 2753 2293 217 243 Μέσο µοναδιαίο κόστος (Ε/MWh) 160 130 162 147 162 131 165 183 Παρατηρήσεις-Συµπεράσµατα 1)Παρατηρούµε ότι εκτός από την κύρια διασύνδεση Αλιβερίου-Χίου-Λέσβου, η οποία ήδη αξιολογήθηκε και η επέκταση της προς Ικαρία-Ιθάκη είναι συµφέρουσα: - Κέρδος διασύνδεσης: Χωρίς (867-670)/867=23%, Με (826-667)/826=19% 2)Η διασύνδεση και των τεσσάρων νησιών (Χίου, Λέσβου, Ικαρίας και Σάµου, εµφανίζεται ως η πλέον συµφέρουσα, δεδοµένου ότι το συνολικό κόστος µε διασύνδεση και των τεσσάρων νησιών είναι το µικρότερο από οποιοδήποτε άλλο συνδυασµό: Τοπική παραγωγή σε όλα τα νησιά ή διασύνδεση Χίου-Λέσβου και Τοπική παραγωγή Ικαρίας-Σάµου. 3) Η διασύνδεση της Λήµνου, εµφανίζεται ως µη συµφέρουσα, προφανώς λόγω του µικρού φορτίου του νησιού Κεφάλαιο 4. Επεκτάσεις της ιασύνδεσης των Κυκλάδων 4.1. ιασύνδεση της Θήρας Η διασύνδεση της Θήρας, µε την προϋπόθεση ότι θα κατασκευαστεί η ιασύνδεση των Κυκλάδων όπως προβλέπεται στη ΜΑΣΜ 2006-10, προσφέρεται να γίνει από την Πάρο, όπως αναλυτικά δείχνεται στα Σχ. 4.1(α) και (β). Οι επιπτώσεις στην διασύνδεση των Κυκλάδων είναι περιορισµένες, οπωσδήποτε όµως περιλήφθηκαν στο κόστος της διασύνδεσης. Τα αποτελέσµατα της οικονοµικής αξιολόγησης έχουν ως εξής: ιασύνδεση Θήρας (από Πάρο - µέσω Ίου) Τοπική Παραγωγή Σύστηµα ΧΩΡΙΣ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 120,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 52,276 43,282 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 58,446 13,099 6

Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 360,447 229,318 Ολικό κόστος - Χωρίς (Μ ) 471,169 405,698 ΜΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 120,000 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 52,276 43,282 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 58,446 13,099 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 356,607 284,926 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 305,854 16,188 Σταθµών (Μ ) 50,754 268,738 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 12,262 75,242 Ολικό κόστος Με (Μ ) 455,068 386,064 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς 167,110 136,695 Με 165,748 155,431 Παρατήρηση-Συµπέρασµα: Η διασύνδεση εµφανίζεται ότι είναι συµφέρουσα. 4.2. ιασύνδεση Ικαρίας-Σάµου Η διασύνδεση των νησιών αυτών µπορεί να γίνει και µε επέκταση της ιασύνδεσης των Κυκλάδων από Μύκονο, απαιτούνται όµως σηµαντικές µεταβολές-ενισχύσεις της, αν µάλιστα προταχθεί η επέκταση προς Θήρα. Το κόστος της διασύνδεσης είναι κοντά σε αυτό µε την διασύνδεσή τους στη Χίο. Προκρίνεται η διασύνδεση από Χίο. Κεφάλαιο 5. ιασυνδέσεις Κρήτης και ωδεκανήσων 5.1. Βασικές παραδοχές 1) Η διασύνδεση της Κρήτης µε το Σύστηµα γίνεται στον ΘΗΣ Μεγαλόπολης, όπως και στην παλαιά µελέτη της ΕΗ και περιλαµβάνει τα ακόλουθα κύρια τµήµατα, όπως φαίνονται και στα Σχ. 5.1(α) και (β): - Τον Σταθµό Μετατροπής AC/DC στο νέο ΚΥΤ Μεγαλόπολης - ύο ανεξάρτητες εναέριες ΓΜ DC Μεγαλόπολη-Μονεµβασιά - ύο ανεξάρτητα κυκλώµατα DC, ικανότητας (α) 2x350MW ή 2x550ΜW, µε έξοδο των ΥΒΚ στον ΘΗΣ Κορακιάς - Τον Σταθµό Μετατροπής DC/AC στον Υ/Σ του ΘΗΣ Κορακιάς. 2) Η διασύνδεση τίθεται σε λειτουργία το 2015 και καλύπτει κατά προτεραιότητα την ζήτηση, ενώ παράλληλα λειτουργούν θερµοηλεκτρικές µονάδες, όταν απαιτείται. Οι µονάδες αυτές είναι ισχύος ικανής να καλύπτει την ετήσια αιχµή ακόµη και στην ακραία περίπτωση βλάβης και των δύο ανεξάρτητων κυκλωµάτων DC. 7

3) Η αιολική παραγωγή αναπτύσσεται ταχέως µετά την διασύνδεση µε όριο την ικανότητα µεταφοράς των ΥΒΚ, όπως αναφέρεται στη συνέχεια ανά περίπτωση. 4) Η εξέλιξη της ζήτησης προβλέπεται όπως φαίνεται στον παρακάτω Πίνακα: Εξέλιξη της µέγιστης ζήτησης στην Κρήτη και τα ωδεκάνησα 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Κρήτη 559 713 910 1.160 1.411 1.636 1.806 Κάσος-Κάρπαθος 8,4 10,7 13,7 17,4 21,1 24,5 27,1 Ρόδος 187 237 290 336 371 390 410 Κως-Κάλυµνος κλπ 78 100 128 163 198 230 254 5) Οι διασυνδέσεις Σύστηµα-Κρήτη πραγµατοποιούνται µε την νέα τεχνολογία DC (µε Μετατροπείς «Πηγής Τάσεως»), αντί της κλασσικής, ώστε να είναι δυνατή η εγκατάσταση αιολικών µεγάλης συνολικής ισχύος. Οι διασυνδέσεις των ωδεκανήσων µεταξύ τους και Κρήτης-Ρόδου, κατασκευάζονται µε τεχνολογία AC. 6) Προκειµένου να γίνει σύγκριση της οικονοµικότητας των διασυνδέσεων, εξετάζεται αρχικά η Αυτόνοµη Ανάπτυξη κάθε νησιού και υπολογίζεται το συνολικό κόστος εξυπηρέτησής του. Για τον καθορισµό της εξέλιξης των ΘΗΣ κάθε νησιού λαµβάνεται υπόψη ο υφιστάµενος προγραµµατισµός, ο οποίος καλύπτει τα αµέσως επόµενα έτη και επεκτείνεται µέχρι το τέλος της περιόδου. Στην περίπτωση που η τοπική παραγωγή διατηρείται και µετά την διασύνδεση, η εξέλιξη των ΘΗΣ προσαρµόζεται ανάλογα, λαµβάνοντας υπόψη και το είδος του καυσίµου: Ήτοι, Προϊόντα Πετρελαίου (ΠΠ) ή εναλλακτικά και Φυσικό Αέριο (ΦΑ) στην Κρήτη. (Η προβλεπόµενη ανά 5-ετία εξέλιξη των ΘΗΣ περιγράφεται αναλυτικά σε αντίστοιχους Πίνακες). 5.2. ιασύνδεση της Κρήτης Εξετάζονται τα ακόλουθα δύο Σενάρια: (1) ιασύνδεση 2x350MW και ΘΗΣ µε πετρέλαιο: Σ-Κρήτης-350-ΠΠ (2) ιασύνδεση 2x350MW και ΘΗΣ µε ΦΑ: Σ-Κρήτης-350-ΦΑ Θεωρείται ότι οι ΘΗΣ Αθερινόλακου και Κορακιάς αναπτύσσονται αρχικά σύµφωνα µε τον υφιστάµενο προγραµµατισµό και στη συνέχεια σταδιακά, ώστε να επιτρέπουν αντίστοιχα την αποµάκρυνση των παλαιότερων από τις υφιστάµενες µονάδες των ΘΗΣ Λινοπεραµάτων και Χανίων, οι οποίοι και καταργούνται το 2030. Σενάριο (1): Καύσιµο Προϊόντα Πετρελαίου(ΠΠ) Σενάριο Σ-Κρήτης-350-ΠΠ Τοπική Παραγωγή Σύστηµα Σύνολο ΘΗΣ & ιασύνδεσης ΧΩΡΙΣ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418,465 418,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 850,236 340,002 1.190,239 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 671,109 286,185 957,294 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 3.162,768 4.105,907 7.268,675 8

Ολικό κόστος - Χωρίς (Μ ) 4.684,113 5.150,560 9.834,672 ΜΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - 418,465 418,465 Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 850,236 340,002 1.190,239 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 671,109 286,185 957,294 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 2.538,247 4.843,550 7.381,797 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 2.538,247 2.940,649 5.478,896 Σταθµών (Μ ) 0,000 1.902,901 1.902,901 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 0,000 552,771 552,771 Ολικό κόστος - Με (Μ ) 4.059,592 5.335,431 9.395,023 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς 186,474 103,048 137,350 Με 206,491 117,806 138,930 Για το Σενάριο αυτό, στον παρακάτω Πίνακα δίδονται επίσης οι µέσες ανά 5-ετία συνολικές παραγωγές ανά τύπο µονάδας των ΘΗΣ. Α/Τ ΣΚ /Γ Α/Σ Σύνολο ΘΗΣ 1η 5ετία (2010-14) 47,2% 26,0% 26,7% 0,1% 100,000% 2η 5ετία (2015-19) 1,9% 1,2% 0,2% 0,0% 3,230% 3η 5ετία (2020-24) 6,0% 3,2% 2,6% 0,0% 11,838% 4η 5ετία(2025-29) 7,9% 7,2% 6,9% 0,0% 21,970% 5η 5ετία (2030-34) 9,1% 10,0% 11,0% 0,0% 30,128% Παρατήρηση Σηµειώνεται ότι µετά την διασύνδεση η παραγωγή των ΘΗΣ (των οποίων η εγκατεστηµένη ισχύς καθορίστηκε ώστε να εξασφαλίζει εφεδρεία Ν-2) περιορίζεται σηµαντικά, ώστε να µην προσφέρεται η κατασκευή διασύνδεσης µεγαλύτερης ισχύος. Οπωσδήποτε η επιλογή αυτή όπως και της σύνθεσης των ΘΗΣ, απαιτεί περαιτέρω διερεύνηση. Για σύγκριση παραθέτουµε παρακάτω τους αντίστοιχους Πίνακες για την περίπτωση της Αυτόνοµης Ανάπτυξης µε Προϊόντα Πετρελαίου. Σενάριο ΑΑ-Κρήτης-ΠΠ Τοπική Παραγωγή ΧΩΡΙΣ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 1.082,210 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 770,031 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 10.388,803 9

Ολικό κόστος - Χωρίς (Μ ) 12.241,043 ΜΕ Κόστος διασύνδεσης (Μ ) - Κόστος επαύξησης ισχύος και αντικατάστασης µονάδων (Μ ) 1.082,210 Σταθερό κόστος παραγωγής (Μ ) 770,031 Μεταβλητό κόστος παραγωγής (Μ ) 10.150,917 Συµβατικών σταθµών (Μ ) 9.023,585 Σταθµών (Μ ) 1.127,331 Αποφευγόµενο κόστος εξαγοράς δικαιωµάτων ρύπων (Μ ) 273,731 Ολικό κόστος - Με (Μ ) 11.729,426 Μέσο µοναδιαίο κόστος παραγωγής ( /MWh) Χωρίς 170,958 Με 167,635 Η κατανοµή της µέσης ανά 5-ετία παραγόµενης ενέργειας από τους διάφορους τύπους µονάδων, όπως προκύπτει από την εφαρµογή του προγράµµατος ΗΥ. A/T ΣΚ /Γ Α/Σ 1η 5ετία 50,9% 26,3% 22,7% 0,1% 2η 5ετία 58,6% 19,4% 21,8% 0,3% 3η 5ετία 47,2% 44,8% 7,9% 0,1% 4η 5ετία 39,6% 45,3% 14,7% 0,4% 5η 5ετία 58,1% 36,1% 5,8% 0,1% Και στις δύο περιπτώσεις, διασύνδεσης και αυτόνοµης ανάπτυξης, η συµβολή των αιολικών, τα οποία εγκαθίστανται σταδιακά µέχρι 850MW, υπολογίστηκε µε µέση ετήσια ταχύτητα ανέµου 9m/s και απώλειες 15%. Ο Συντελεστής Χρησιµοποίησης που προκύπτει (Capacity Factor) είναι 28,4%. Σενάριο (2): Καύσιµο το Φυσικό Αέριο (ΦΑ) Το κόστος των εγκαταστάσεων για την λειτουργία των βασικών ΘΗΣ Κορακιάς και Αθερινόλακου µε ΦΑ, εκτιµάται σε σηµερινές τιµές ως εξής: 1) Οι εγκαταστάσεις του Σταθµού ΦΑ στην Κορακιά, (εγκαταστάσεις αεριοποίησης του LNG, δεξαµενές αποθήκευσης και τα σχετικά λιµενικά έργα), 310ΜΕ. 2) Προκειµένου να τροφοδοτηθεί µε ΦΑ και ο ΘΗΣ Αθερινόλακου, θα απαιτηθεί η κατασκευή αγωγού ΦΑ µήκους 170km περίπου, µε κόστος 60ΜΕ. εδοµένου ότι θα απαιτηθούν και συµπληρωµατικές δεξαµενές ΦΑ, το συνολικό κόστος εισαγωγής του ΦΑ στην Κρήτη, σε τιµές 2010, λαµβάνεται 430ME. Με την προοπτική χρήσης του ΦΑ το 2015 διαφοροποιείται η εξέλιξη των ΘΗΣ, όπως αναπτύσσεται αναλυτικά στην Έκθεση. Οι υπολογισµοί γίνονται όπως και στην περίπτωση του Σεναρίου (1). 10

Για διευκόλυνση της σύγκρισης των αποτελεσµάτων των παραπάνω Σεναρίων, παρατίθεται ο παρακάτω Πίνακας. Στις στήλες τα «Ολικό κόστος» οι τιµές είναι σε ΜΕ, ενώ στις επόµενες εκφράζονται ως ποσοστά, αναγόµενα στο κόστος του Σεναρίου ΑΑ- Κρήτη-ΠΠ. Επίσης, στην τελευταία στήλη αναγράφεται ο αριθµός του Πίνακα της Έκθεσης, για την ευκολία της αναφοράς. Συγκριτικός Πίνακας των Σεναρίων (1) και (2) ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Ποσοστιαία Χωρίς Με Χωρίς Με ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ ΑΑ-Κρήτη-ΠΠ ΑΑ-Κρήτη-ΦΑ Σ-Κρήτη-350-ΠΠ Σ-Κρήτη-350-ΦΑ 12.241 10.427 9.835 9.750 11.729 10.200 9.395 9.389 100,0 85,2 80,3 79,6 95,8 83,3 76,7 76,7 5.6 5.7 5.14 5.15 Παρατηρήσεις-Συµπεράσµατα 1) ιαπιστώνεται ότι η κατασκευή της διασύνδεσης της Κρήτης µε το Σύστηµα, αλλά και η εισαγωγή του ΦΑ δίδουν οικονοµικότερες λύσεις, µε σηµαντική µάλιστα διαφορά: 15 έως 20%, αντίστοιχα. 2) Η εγκατάσταση των µειώνει επίσης το κόστος, αλλά σε ποσοστά 3 έως 4%, των αντίστοιχων χωρίς τιµών. 5.3. ιασύνδεση των ωδεκανήσων (µεταξύ των) Η διασύνδεση των ωδεκανήσων µεταξύ των περιλαµβάνει την διασύνδεση Ρόδου-Κω- Καλύµνου, µέσω Τήλου και Νισύρου, Σχ. 5.2. Σε κάθε περίπτωση, τα λοιπά προς βορρά της Καλύµνου νησιά θα εξακολουθήσουν να τροφοδοτούνται όπως και σήµερα από την Κάλυµνο, µε κατάλληλη ενίσχυση του δικτύου. Προβλέπεται ότι, µετά την διασύνδεση µε Ρόδο το 2015, οι ΘΗΣ Κω και Καλύµνου θα καταργηθούν και τα ωδεκάνησα θα τροφοδοτούνται από την Ρόδο και τον Γεωθερµικό Σταθµό Νισύρου 40MW, ο οποίος προβλέπεται επίσης να τεθεί σε λειτουργία το 2015. Στον Παρακάτω Πίνακα συνοψίζονται τα αποτελέσµατα της εξέτασης των ακολούθων Σεναρίων ηλεκτροδότησης των ωδεκανήσων: - Με Αυτόνοµη Ανάπτυξη ανά νησί, ήτοι: ΑΑ-Ρόδου και ΑΑ-Κω/Καλύµνου - Με διασύνδεση των ωδεκανήσων, όπως παραπάνω: Σ- ωδεκανήσων Συγκεντρωτικά αποτελέσµατα ωδεκανήσων Ολικό κόστος ΣΕΝΑΡΙΑ Χωρίς Με Χωρίς Ποσοστιαία Με ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ 11

ΑΑ-Ρόδου-ΠΠ 3.098 3.011 ΑΑ-Κω/Καλ.-ΠΠ 1.331 1.290 Σύνολο ΑΑ ωδεκανήσων 4.429 4.301 100,0 97,1 5.8 5.9 Σ- ωδεκανήσων 4.415 4.256 95,9 96,1 5.18 Παρατηρήσεις Παρατηρούµε ότι η διασύνδεση προκύπτει οριακά οικονοµικότερη. Στην πραγµατικότητα όµως εκτιµάται ότι η διαφορά είναι σηµαντικά µεγαλύτερη, δεδοµένου ότι κατά τις κοστολογήσεις δεν λαµβάνεται υπόψη η «οικονοµία κλίµακας» που γίνεται µεταξύ µεγάλων και µικρών µονάδων παραγωγής, λόγω του διαφορετικού βαθµού απόδοσης, αλλά και κυρίως η σηµαντική διαφορά στα σταθερά έξοδα λειτουργίας µεταξύ ενός µεγάλου και δύο ή τριών µικρότερων ΘΗΣ. 5.4. ιασύνδεση της Κρήτης και των ωδεκανήσων µε το Σύστηµα Εξετάζονται τρία Σενάρια: - ιασύνδεση Κρήτης-350- ωδ-ππ (Με ΠΠ οι ΘΗΣ Κρήτης και Ρόδου) - ιασύνδεση Κρήτης-550- ωδ-ππ (Με ΠΠ οι ΘΗΣ Κρήτης και Ρόδου) - ιασύνδεση Κρήτης-550- ωδ-φα (Με ΦΑ οι ΘΗΣ Κρήτης και ΠΠ οι ΘΗΣ Ρόδου) Τα ωδεκάνησα τροφοδοτούνται κατά προτεραιότητα από την Κρήτη, µέσω της διασύνδεσης, υπό κανονικές συνθήκες µε ισχύ µέχρι 400MW (εγγυηµένη 200MW) καθώς και από τον ΓΘ Νισύρου 40MW. Όπως και στις προηγούµενες περιπτώσεις καθορίζεται η σύνθεση των ΘΗΣ Κρήτης και Ρόδου, µε βάση τα ακόλουθα: Για το σύστηµα της Κρήτης η σύνδεση της Ρόδου ισοδυναµεί, υπό κανονικές συνθήκες µε φορτίο 400MW κατά µέγιστο, ενώ υπό έκτακτες, όταν δηλαδή το ένα κύκλωµα της διασύνδεσης Σύστηµα-Κρήτη δεν είναι διαθέσιµο, τότε µπορεί να περιοριστεί στα 200MW. Με δεδοµένο ότι θα πρέπει να είναι πάντοτε διαθέσιµη ισχύς 200MW από την Κρήτη προς Ρόδο, στην περίπτωση που η διασύνδεση Σύστηµα-Κρήτη είναι 2x350MW, η ισχύς των ΘΗΣ Κρήτης µειώνεται µόνο κατά 320-200=120MW. Η µείωση αυτή µπορεί π.χ. να γίνει µε την µη εγκατάσταση /Γ ισχύος 100MW, µετά το 2015. Εάν η διασύνδεση είναι 2x550MW, τότε αντίστοιχα οι µείωση µπορεί να είναι 500-200=300MW. Η µείωση µπορεί να γίνει µε την µη εγκατάσταση /Γ ισχύος 200MW και Α/Σ 100MW, µετά το 2015. Οι µειώσεις αυτές µπορούν να γίνουν σε οποιοδήποτε από του ΘΗΣ Κορακιάς ή Αθερινόλακου ή, στην περίπτωση της διασύνδεσης 2x550MW, και στους δύο. Τα αποτελέσµατα της εξέτασης, η οποία αναλύεται διεξοδικά στην Έκθεση, συνοψίζονται στον ακόλουθο Πίνακα: ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Χωρίς Με Ποσοστιαία Χωρίς Με ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ 12

Σ-Κρήτη-350- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-φα 14.133 13.817 13.445 13.304 13.275 12.946 100,0 97,8 95,1 94,1 93,9 91,6 5.21 5.22 5.24 Παρατηρήσεις-Συµπεράσµατα Η διασύνδεση των ωδεκανήσων µε την Κρήτη εµφανίζεται συµφέρουσα, αν ληφθεί υπόψη ότι το συνολικό κόστος χωρίς την διασύνδεση Κρήτης- ωδεκανήσου, δηλαδή το άθροισµα του κόστους του Σ-Κρήτη-350-ΠΠ ή ΦΑ και του κόστους των ωδεκανήσων διασυνδεδεµένων Σ- ωδεκανήσων, είναι µικρότερο από το κόστος Σ- Κρήτη-350-ΠΠ ή ΦΑ. Πράγµατι είναι: Με ΠΠ: 9.835+4.415=14.250 (>13.817 µε διασύνδεση 2x550MW και ΠΠ) Με ΦΑ στην Κρήτη: 9.736+4.415=14.151 (>13.275 µε διασύνδεση 2x550MW και ΦΑ) Παρατηρούµε ότι οι διαφορές του συνολικού κόστους εµφανίζονται να είναι µικρές και µέσα στα όρια της ακρίβειας των υπολογισµών, εκτιµάται όµως ότι στην πραγµατικότητα τα οφέλη από την διασύνδεση θα είναι σηµαντικά µεγαλύτερα, αν αναλυθούν πληρέστερα οι δυνατότητες κατανοµής των φορτίων που παρέχονται µε την διασύνδεση. ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΗ ΠΑΡΟΥΣΙΑΣΗ ΤΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ Στον παρακάτω Πίνακα συγκεντρώνονται τα τελικά οικονοµικά αποτελέσµατα των Σεναρίων που αναλύθηκαν στην Μελέτη και παρουσιάστηκαν συνοπτικά στα προηγούµενα. ΣΕΝΑΡΙΑ Ολικό κόστος Χωρίς Με Ποσοστιαία Χωρίς Με ΑΡΙΘΜΟΣ ΠΙΝΑΚΑ ΕΚΘΕΣΗΣ ΑΑ-Κρήτη-ΠΠ ΑΑ-Κρήτη-ΦΑ 12.241 10.427 11.729 10.200 100,0 85,2 95,8 83,3 5.6 5.7 ΑΑ-Ρόδου-ΠΠ ΑΑ-Κω/Καλ.-ΠΠ 3.098 1.331 3.011 1.290 5.8 5.9 ΑΑ ωδεκανήσων 4.429 4.301 100,0 97,1 Σ- ωδεκανήσων 4.415 4.256 95,9 96,1 5.18 Σ-Κρήτη-350-ΠΠ Σ-Κρήτη-350-ΦΑ 9.835 9.750 9.395 9.389 100,0 99,1 95,5 95,5 5.14 5.15 Σ-Κρήτη-350- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-ππ Σ-Κρήτη-550- ωδ-φα 14.133 13.817 13.445 13.304 13.275 12.946 100,0 97,8 95,1 94,1 93,9 91,6 5.21 5.22 5.24 13

14

15