ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΜΕΤΑΒΛΗΤΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΗΕ

ΑΡΙΣΤΟΤΕΛΕΙΟ ΠΑΝΕΠΙΣΤΗΜΙΟ ΘΕΣΣΑΛΟΝΙΚΗΣ ΠΟΛΥΤΕΧΝΙΚΗ ΣΧΟΛΗ ΤΜΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΛΟΓΩΝ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΚΑΙ ΜΗΧΑΝΙΚΩΝ ΗΛΕΚΤΡΟΝΙΚΩΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΤΩΝ ΤΟΜΕΑΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΣ ΜΕΤΑΒΛΗΤΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΛΛΗΝΙΚΟΥ ΣΗΕ Γουργούλας Θωμάς Πασαχίδης Θεόδωρος ΑΕΜ: 6345 ΑΕΜ: 6838 Επιβλέπων καθηγητής: Μπίσκας Παντελής Θεσσαλονίκη, 2016

Περιεχόμενα Περίληψη... 4 Abstract... 5 1. Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας... 6 1.1 Το ιστορικό της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα... 6 1.2 Η οργάνωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας... 7 1.3 Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας... 8 1.4 ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ - Σύνοψη Υφιστάμενου Συστήματος Ηλεκτροπαραγωγής... 9 1.5 Κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας... 9 1.6 Προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας & ανταγωνισμός... 9 1.7 Μεταφορά και Διανομή Ηλεκτρικής Ενέργειας... 10 1.8 Γενικά χαρακτηριστικά του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας... 13 1.9 Το Σύστημα Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας... 22 2 ΚΟΣΤΟΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΜΟΝΑΔΩΝ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ... 23 2.1 Εισαγωγή... 23 2.2 Κόστος παραγωγής μονάδων... 23 2.3 Χαρακτηριστικές καμπύλες θερμικών μονάδων... 23 2.4 Υπολογισμός κόστους λειτουργίας μονάδων με βάση το εγχειρίδιο του ΔΕΣΜΗΕ.. 29 2.5 Ειδική Κατανάλωση Θερµότητας Θερµικών Μονάδων... 30 2.6 Μεταβλητό Κόστος Καυσίµου Θερµικών Μονάδων... 32 2.6.1 Κόστος Καυσίµου... 32 2.6.2 Κατώτερη ή Καθαρή Θερµογόνος Δύναµη Καυσίµου... 33 2.6.3 Ποσοστιαία σύνθεση µίγµατος καυσίµων... 34 2.6.4 Μεταβλητό Κόστος Καυσίµου Θερµικών Μονάδων... 34 2.7 Κόστος Εκκίνησης και Κόστος Αποσυγχρονισµού Θερµικών Μονάδων σύμφωνα με το εγχειρίδο του ΑΔΜΗΕ... 36 2.7.1 Κύκλος λειτουργίας µονάδας... 36 2.7.2 Κόστος Εκκίνησης και Κόστος Αποσυγχρονισµού... 38 3 Φυσικό αέριο... 40 3.1 Τι είναι το φυσικό αέριο - Ιστορία... 40 3.2 Σύσταση Φυσικού Αερίου... 41 3.3 Χρήσεις φυσικού αερίου... 42 3.3.1 Ηλεκτροπαραγωγή... 42 1

3.3.2 Βιομηχανία... 42 3.3.3 Οικιακός Τομέας... 43 3.3.4 Εμπορικός Τομέας... 44 3.3.5 Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού-Θερμότητας... 45 3.3.6 Βιομηχανικός τομέας... 45 3.3.7 Εμπορικός, κτιριακός τομέας... 45 3.3.8 Θερμοκήπια... 45 3.3.9 Κλιματισμός... 46 3.3.10 Κίνηση Οχημάτων... 47 3.4 Οφέλη χρήσης... 48 3.4.1 Προστασία Περιβάλλοντος... 48 3.4.2 Εξοικονόμηση Ενέργειας... 50 3.4.3 Τόνωση της απασχόλησης... 50 3.5 Επιπλέον στοιχεία για το φυσικό αέριο... 50 3.6 Κοινοτικό Δίκαιο... 51 3.7 Εθνικό Δίκαιο... 53 4 Ανάλυση... 57 4.1 Περιγραφή ανάλυσης... 57 4.1.2 Υπολογισμός μεταβλητού κόστους... 57 4.1.3 Υπολογισμός κόστους εκκίνησης... 59 4.1.4 Διαχείριση δεδομένων θερμοκρασιών... 60 4.2 Elpedison Θεσσαλονίκης... 61 4.2.1 Ο ΟΜΙΛΟΣ... 61 4.2.2 Η Μονάδα της Θεσσαλονίκης... 62 4.2.3 Startup cost (MWh g/hours)... 66 4.2.4 Startup cost ( /εκκίνηση)... 67 4.3 Elpedison Θίσβης... 69 4.3.1 Η Μονάδα της Θίσβης... 69 4.3.2 Startup cost (MWh g/hours)... 72 4.3.3 Startup cost ( /εκκίνηση)... 73 4.4 Heron CC - ΗΡΩΝ... 74 4.4.1 Όμιλος.... 74 4.4.2 Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας... 74 4.4.3 Startup cost (MWh g/hours)... 78 4.4.4 Startup cost ( /εκκίνηση)... 79 4.5 Protergia CC... 80 2

4.5.1 Όμιλος... 80 4.5.2 Παραγωγή Ηλεκτρικής ενέργειας από θερμικές μονάδες... 80 4.5.3 Θερμικές μονάδες με καύσιμο Φυσικό Αέριο... 81 4.5.4 Startup cost (MWh g/hours)... 85 4.5.5 Startup cost ( /εκκίνηση)... 86 4.6 KORINTHOS_POWER - ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER Α.Ε.... 87 4.6.1 Ομίλος... 87 4.6.2 Startup cost (MWh g/hours)... 90 4.6.3 Startup cost ( /εκκίνηση)... 92 4.7 Aliveri Αλιβέρι... 93 4.7.1 Η ΔΕΗ σήμερα... 93 4.7.2 Startup cost (MWh g/hours)... 96 4.7.3 Startup cost ( /εκκίνηση)... 97 4.8 Lavrio 4 Λαύριο 4... 98 4.8.1 ΘΕΣΗ... 98 4.8.2 ΜΟΝΑΔΕΣ... 98 4.8.3 Startup cost (MWh g/hours)... 106 4.8.4 Startup cost ( /εκκίνηση)... 107 4.9 Lavrio 5 Λαύριο 5... 108 4.9.1 Θέση... 108 4.9.3 Startup cost (MWh g/hours)... 111 4.9.4 Startup cost ( /εκκίνηση)... 112 4.10 Komotini Κομοτηνή... 113 4.10.1 Γενικές πληροφορίες... 113 4.10.2 Startup cost (MWh g/hours)... 116 4.10.3 Startup cost ( /εκκίνηση)... 118 5 Συμπεράσματα... 119 Βιβλιογραφία Πηγές... 120 3

Περίληψη Αντικείμενο της παρούσας διπλωματικής είναι η μελέτη του μεταβλητού κόστους λειτουργίας και του κόστους εκκίνησης 9 σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με καύσιμο το φυσικό αέριο, χρησιμοποιώντας τα δημοσιευμένα στοιχεία απορρόφησης φυσικού αερίου από τη ΔΕΣΦΑ κι αντίστοιχα έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα, όπως αυτά δημοσιεύονται στον ΑΔΜΗΕ. Η μελέτη αφορούσε τα ωριαία δεδομένα για την περίοδο 1/1/2013 29/2/2016. Αρχικά, παρουσιάζουμε το Ελληνικό σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας. Στο δεύτερο κεφάλαιο, παρουσιάζουμε το θεωρητικό υπόβαθρο ανάλυσης κόστους λειτουργίας των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής, καθώς επίσης και του κόστους εκκίνησης. Επίσης, παραθέτουμε στοιχεία από το εγχειρίδιο του ΑΔΜΗΕ για το πώς ορίζει τα δεδομένα του μεταβλητού κόστους λειτουργίας καθώς επίσης και του κόστους εκκίνησης. Έπειτα, παραθέτουμε στοιχεία για το φυσικό αέριο γενικά. Εν συνεχεία, παρουσιάζουμε τη διαδικασία που ακολουθήσαμε για τη συλλογή κι ανάλυση των δεδομένων που αφορούν την κάθε μονάδα. Παρουσιάζουμε συνοπτική ανάλυση της κάθε μονάδας κι έπειτα παραθέτουμε κι αναλύουμε τα διαγράμματα Heat Rate Electricity Production και Startup cost down time για τον κάθε σταθμό. Τέλος, παρουσιάζουμε τα συμπεράσματα που εξήχθησαν από την ανάλυσή μας. 4

Abstract The subject of this thesis is the analysis of operating variable cost and startup cost of 9 power plants using gas, using the published data of gas consumption, as they are published at site of desfa and electricity production, as they are published at site of admie. We analysis hourly data for the period between 1/1/2013 29/2/2016. In the begging, we present Greek power system. The second chapter contains theoretical information about the analysis of operating and startup cost of power plants. We, also, present a part of the manual of ADMIE, about the operating variable cost and startup cost of power plants. The third part contains some information about gas. After, we analyse excactly what we did to collect and analyse the data for each power plant. We present some information about each power plant and we analyse the plots of Heat Rate Electricity production and Startup cost down time for each station. Finally, we present the results and conclusions of this analysis. 5

1. Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας 1.1 Το ιστορικό της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα Το έτος 1889 «έφτασε» ο ηλεκτρισμός στην Ελλάδα. Σύμφωνα με τα ιστορικά στοιχεία της ΔΕΗ Α.Ε., η «Γενική Εταιρεία Εργοληψιών» κατασκεύασε στην Αθήνα, στην οδό Αριστείδου, την πρώτη μονάδα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Το πρώτο κτίριο που φωτίζεται είναι τα Ανάκτορα και πολύ σύντομα ο ηλεκτροφωτισμός επεκτείνεται στο σημερινό ιστορικό κέντρο της πόλης. Τον ίδιο χρόνο ηλεκτροδοτείται επίσης η Θεσσαλονίκη, η οποία ανήκει ακόμα στην Οθωμανική Αυτοκρατορία. Η «Βελγική Εταιρεία» αναλαμβάνει απ' τις τουρκικές αρχές το φωτισμό και την τροχοδρόμηση της πόλης με την κατασκευή εργοστασίου παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Δέκα χρόνια αργότερα κάνουν την εμφάνισή τους στην Ελλάδα οι πολυεθνικές εταιρείες ηλεκτρισμού. Η αμερικανική εταιρεία Thomson-Houston με τη συμμετοχή της Εθνικής Τράπεζας ιδρύουν την «Ελληνική Ηλεκτρική Εταιρεία» που αναλαμβάνει την ηλεκτροδότηση μεγάλων ελληνικών πόλεων. Μέχρι το 1929 θα έχουν ηλεκτροδοτηθεί 250 πόλεις με πληθυσμό άνω των 5.000 κατοίκων. Στις πιο απομακρυσμένες και αραιοκατοικημένες περιοχές, που ήταν οικονομικά ασύμφορο για τις μεγάλες εταιρείες να κατασκευάσουν μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, την ηλεκτροδότηση αναλαμβάνουν ιδιώτες ή δημοτικές και κοινοτικές αρχές κατασκευάζοντας μικρά εργοστάσια. Τo έτος 1950 υπήρχαν στην Ελλάδα περίπου 400 εταιρείες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Ως πρωτογενή καύσιμα χρησιμοποιούσαν το πετρέλαιο και το γαιάνθρακα, αμφότερα εισαγόμενα από το εξωτερικό. Η κατάτμηση της παραγωγής σε πολλές μικρές μονάδες, σε συνδυασμό με τα εισαγόμενα καύσιμα, εξωθούσε την τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας στα ύψη, φτάνοντας στο τριπλάσιο μέχρι και πενταπλάσιο των τιμών που ίσχυαν στις άλλες ευρωπαϊκές χώρες. Η ηλεκτρική ενέργεια ήταν λοιπόν ένα αγαθό πολυτελείας, αν και τις περισσότερες φορές παρεχόταν με ωράριο και οι ξαφνικές διακοπές ήταν σύνηθες φαινόμενο. Τον Αύγουστο του 1950 ιδρύθηκε η ΔΕΗ και ως εκ τούτου, οι δραστηριότητες παραγωγής, μεταφοράς και διανομής της ηλεκτρικής ενέργειας συγκεντρώθηκαν σε ένα δημόσιο φορέα. Η ΔΕΗ αμέσως στρέφεται προς την αξιοποίηση των εγχώριων πηγών ενέργειας ενώ ξεκινά και η ενοποίηση των δικτύων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε ένα εθνικό διασυνδεδεμένο Σύστημα. Τα πλούσια λιγνιτικά κοιτάσματα του ελληνικού υπεδάφους που είχαν νωρίτερα εντοπισθεί, άρχισαν να εξορύσσονται και να χρησιμοποιούνται ως καύσιμη ύλη στις λιγνιτικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής που δημιουργούσε η ΔΕΗ. Παράλληλα, η Επιχείρηση ξεκίνησε την αξιοποίηση της δύναμης των υδάτων με την κατασκευή υδροηλεκτρικών σταθμών στα μεγάλα ποτάμια της χώρας. Από 1.1.2001 η ΔΕΗ Α.Ε. λειτουργεί ως ανώνυμη εταιρεία ενώ από 12.12.2001 έχει εισαχθεί στα Χρηματιστήρια Αξιών Αθηνών και Λονδίνου. Η ΔΕΗ Α.Ε. δραστηριοποιείται ως Παραγωγός και είναι ο κύριος Προμηθευτής ηλεκτρικής ενέργειας. Κατέχει (στοιχεία 2013) περίπου το 75% της εγκατεστημένης ισχύος των θερμοηλεκτρικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής στην ηπειρωτική Ελλάδα συμπεριλαμβάνοντας στο ενεργειακό της μείγμα λιγνιτικούς, υδροηλεκτρικούς και πετρελαϊκούς σταθμούς, καθώς και σταθμούς φυσικού αερίου, αλλά και μονάδες ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ). Παράγοντας σχεδόν το 50% της ηλεκτρικής της παραγωγής από λιγνίτη, είναι ο 2ος μεγαλύτερος παραγωγός ηλεκτρικής ενέργειας από λιγνίτη στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Προμηθεύει περίπου το 98% (στοιχεία 2013) της καταναλισκόμενης ηλεκτρικής ενέργειας. Τέλος, σύμφωνα με την πρόσφατη ελληνική νομοθεσία (ν. 4001/2011) παραμένει στην ιδιοκτησία της το δίκτυο διανομής συνολικού 6

μήκους 217.000 χλμ.(στοιχεία 2009), ενώ η κυριότητα του εθνικού συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας μήκους 11.650 χλμ. μεταβιβάζεται στον ΑΔΜΗΕ Α.Ε.. Μετά την απόσχιση από τη ΔΕΗ Α.Ε. των κλάδων Μεταφοράς και Διανομής, δημιουργήθηκαν δύο 100% θυγατρικές εταιρείες της ΔΕΗ Α.Ε., ο ΑΔΜΗΕ Α.Ε. (Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Ε.) και ο ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (Διαχειριστής Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Ε.). Ο ΑΔΜΗΕ Α.Ε. έχει την ευθύνη της διαχείρισης, λειτουργίας, ανάπτυξης και συντήρησης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και των διασυνδέσεών του, ενώ ο ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. έχει την ευθύνη για τη διαχείριση, ανάπτυξη, λειτουργία και συντήρηση του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας. Η ΔΕΗ Ανανεώσιμες Α.Ε. ως 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε. έχει παραλάβει τη σκυτάλη της διαχείρισης των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (Α.Π.Ε.) από τη μητρική εταιρεία, με στόχο την ανάπτυξη του κλάδου. 1.2 Η οργάνωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (ΡΑΕ) είναι υπεύθυνη για τη ρύθμιση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας. Στην αγορά αυτή συμμετέχουν, οι Παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας που παράγουν ηλεκτρική ενέργεια από διαφορετικές πηγές, ο Διαχειριστής του Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ A.E.), ο Διαχειριστής του Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε.), οι Προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας (όπως η ΔΕΗ Α.Ε.) και οι καταναλωτές. Ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ) Α.Ε. συστάθηκε σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ). Στο πλαίσιο αυτό σκοπός του ΑΔΜΗΕ Α.Ε. είναι η λειτουργία, συντήρηση και ανάπτυξη του ΕΣΜΗΕ ώστε να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια με τρόπο ασφαλή, αποδοτικό και αξιόπιστο. Ο ΑΔΜΗΕ Α.Ε. είναι 100% θυγατρική της ΔΕΗ Α.Ε., ωστόσο είναι πλήρως ανεξάρτητος λειτουργικά και διοικητικά, έχοντας ουσιαστικές εξουσίες λήψης αποφάσεων, τηρώντας όλες τις προς αυτό απαιτήσεις ανεξαρτησίας που ενσωματώνονται στο Νόμο 4001/2011 και στην Οδηγία 2009/72/ΕΚ. Ο ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (Διαχειριστής του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας) συστάθηκε με την απόσχιση του κλάδου Διανομής της ΔΕΗ Α.Ε. σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης, σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Δικτύου Διανομής. Είναι κατά 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε., ωστόσο είναι ανεξάρτητη λειτουργικά και διοικητικά, τηρώντας όλες τις απαιτήσεις ανεξαρτησίας που ενσωματώνονται στο παραπάνω νομικό πλαίσιο. Έργο του ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. είναι η λειτουργία, η συντήρηση και η ανάπτυξη του δικτύου διανομής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα και η διασφάλιση της διαφανούς και αμερόληπτης πρόσβασης στο δίκτυο διανομής των καταναλωτών, των Προμηθευτών και γενικότερα όλων των χρηστών του δικτύου. Στους στόχους του ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. είναι η αξιόπιστη τροφοδοσία των καταναλωτών, η διατήρηση της ποιότητας της τάσης του ρεύματος και η διαρκής βελτίωση της ποιότητας εξυπηρέτησης των καταναλωτών. 7

Οι Προμηθευτές είναι υπεύθυνοι για την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας στους τελικούς καταναλωτές. 1.3 Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας επιτυγχάνεται με την εκμετάλλευση διαφόρων πρωτογενών πηγών ενέργειας και παρουσιάζει μεγάλες διαφοροποιήσεις από χώρα σε χώρα, ανάλογα με τους διαθέσιμους εγχώριους Ενεργειακούς Πόρους, την Ενεργειακή Πολιτική της χώρας, τις γεωλογικές, γεωφυσικές και κλιματολογικές ιδιαιτερότητες αυτής. Οι πηγές παραγωγής ενέργειας διακρίνονται στις συμβατικές που βασίζονται σε ορυκτά στερεά, υγρά ή αέρια καύσιμα, όπως το πετρέλαιο, ο άνθρακας (λιθάνθρακας και λιγνίτης), το φυσικό αέριο, στην πυρηνική ενέργεια και στις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ) που χρησιμοποιούν ανεξάντλητες πηγές (άνεμος, ήλιος, νερό κλπ) και δεν καταναλώνουν τα περιορισμένα ενεργειακά ορυκτά αποθέματα. Το ποσοστό συμμετοχής του πετρελαίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας είναι ιδιαίτερα υψηλό, όπως είναι φυσικό, σε κάποιες αραβικές πετρελαιοπαραγωγικές χώρες (όπως σχεδόν 100% στην Υεμένη), αλλά γενικότερα στις άλλες χώρες το ποσοστό του πετρελαίου στην ηλεκτροπαραγωγή έχει περιοριστεί σημαντικά. Υψηλό ποσοστό συμμετοχής του φυσικού αερίου στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εμφανίζουν μεταξύ άλλων χωρών η Ολλανδία (60%) και η Ιρλανδία (50%). Τα στατιστικά στοιχεία του 2006 δείχνουν, ότι η χρήση του λιθάνθρακα κυριαρχεί στη Νότια Αφρική (93%) και στην Πολωνία (92%), ενώ διατηρεί υψηλό ποσοστό στη Δανία (54%), στη Μ. Βρετανία (37.5%), στην Κορέα (38%) και στις Ην. Πολιτείες (σχεδόν 50%). Ο λιγνίτης παίζει σημαντικό ρόλο στην Ελλάδα (55%) και στη Γερμανία (42%). Το ποσοστό της πυρηνικής ενέργειας στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας είναι υψηλό στη Γαλλία (78%), στο Βέλγιο (54.5%), στην Ουγγαρία (37.5%), στη Σουηδία (47%), στη Νότια Κορέα (37%) και στην Ελβετία (43%). Τέλος, το ποσοστό της υδροηλεκτρικής ενέργειας εμφανίζει υψηλές τιμές στη Νορβηγία (98,5%), στην Αυστρία (64%), στον Καναδά (58%), στην Ελβετία (51%), καθώς και σε πολλές αναπτυσσόμενες χώρες, με χαρακτηριστικότερα παραδείγματα την Γκάνα (67%), τη Βραζιλία (83%), την Κένυα (51%) και τη Βενεζουέλα (72%). Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα προέρχεται κυρίως από θερμοηλεκτρικούς σταθμούς. Στην Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας παράγεται περίπου το 50% της συνολικής ηλεκτρικής ενέργειας. Η συγκέντρωση των θερμοηλεκτρικών σταθμών στο Βορρά της χώρας δημιουργεί αυξημένες απώλειες κατά τη μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας στα κέντρα κατανάλωσης και ανισορροπία στη λειτουργία. Ωστόσο ο σχεδιασμός τους βασίστηκε στην εγγύτητά τους στις περιοχές που υπάρχουν πλούσια κοιτάσματα λιγνίτη, ο οποίος αποτελεί την καύσιμη πρώτη ύλη για αυτούς τους σταθμούς. Στη χώρα μας υπάρχουν τέσσερις περιοχές με σημαντικά αποθέματα λιγνίτη, στη Δράμα, στη Δυτική Μακεδονία, στην Ελασσόνα και στη Μεγαλόπολη. Σύμφωνα με στοιχεία του 2011 για το Διασυνδεδεμένο Σύστημα (National Report ΡΑΕ 2012), το 66.5% της εγκατεστημένης ισχύος των ηλεκτροπαραγωγικών μονάδων είναι θερμικοί σταθμοί, εκ των οποίων με λιγνίτη 4930 MW, με πετρέλαιο 730 MW και με φυσικό αέριο 4579 MW. To 19.6% είναι μεγάλοι υδροηλεκτρικοί σταθμοί και το 13.9% είναι μονάδες ΑΠΕ. Ο λιγνίτης είναι η σημαντική εγχώρια ενεργειακή πηγή, συνεισφέροντας το 53.15% της εγχώριας παραγωγής για το 2011. Το φυσικό αέριο συνεισφέρει το 28.3%. Ταυτόχρονα η ανάδειξη της προστασίας του περιβάλλοντος ως στόχου υψηλής προτεραιότητας της ελληνικής πολιτείας, οδηγεί σε προώθηση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, θέτοντας ως στόχο την αύξηση συμμετοχής τους στην κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο 34% μέχρι 8

το 2020. Στο ίδιο πλαίσιο δίνεται έμφαση στην επιτάχυνση της διείσδυσης του φυσικού αερίου στο ενεργειακό ισοζύγιο. Επειδή η χρονική διάρκεια ζωής των ήδη γνωστών εκμεταλλεύσιμων αποθεμάτων λιγνίτη δεν υπερβαίνει τα 35 χρόνια, έχει διατυπωθεί η άποψη ότι θα πρέπει να μπουν στο ελληνικό ισοζύγιο ηλεκτρισμού νέα καύσιμα, όπως ο λιθάνθρακας, ώστε να παραταθεί η διαθεσιμότητα και η χρήση του λιγνίτη σε μεγαλύτερο βάθος χρόνου. Οι ανθρακικές μονάδες επιτυγχάνουν υψηλότερους βαθμούς απόδοσης από τις λιγνιτικές και κατά συνέπεια εκπέμπουν μικρότερες ποσότητες διοξειδίου του άνθρακα ανά παραγόμενη μονάδα ηλεκτρικής ενέργειας. Όσον αφορά στις εκπομπές διοξειδίου του θείου, αυτές αντιμετωπίζονται με αντιρρυπαντικές εγκαταστάσεις όπως η αποθείωση καυσαερίων. Επιπλέον ανάμεσα στα πλεονεκτήματα του άνθρακα είναι ότι, ενώ το φυσικό αέρια θα είναι διαθέσιμο για τα επόμενα 50 60 χρόνια, ο άνθρακας θα είναι διαθέσιμος τουλάχιστον για 200 χρόνια ακόμη. Ωστόσο η μελλοντική αξιοποίηση του άνθρακα θα εξαρτηθεί από τη δυνατότητα των ηλεκτροπαραγωγών μονάδων άνθρακα να υιοθετήσουν με χαμηλό κόστος καθαρές και αποδοτικές τεχνολογίες καύσης, ώστε να προσαρμοστούν στο αυστηρό πλαίσιο των περιβαλλοντικών απαιτήσεων του «Πρωτοκόλλου του Κυότο» και των αυστηρών Ευρωπαϊκών προδιαγραφών για νέες εγκαταστάσεις καύσης. Η εγκατεστημένη ισχύς των εν λειτουργία σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ ήταν 2140 MW στο τέλος του 2011. Σε επίπεδο τεχνολογίας, τα αιολικά έργα επικρατούν στο σύνολο της εγκατεστημένης ισχύος των έργων ΑΠΕ που βρίσκονται σε λειτουργία. Ωστόσο στα επόμενα 2 έτη αναμένεται να ενισχυθούν σημαντικά τα φωτοβολταϊκά. 1.4 ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ - Σύνοψη Υφιστάμενου Συστήματος Ηλεκτροπαραγωγής Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς στο ΕΣΜΗΕ ανέρχεται σε 17,4 GW. Στον Πιν. 4.1 που ακολουθεί συνοψίζεται το υφιστάμενο δυναμικό ηλεκτροπαραγωγής ανά τεχνολογία. Στις ενότητες που ακολουθούν δίνονται αναλυτικότερα στοιχεία για την υφιστάμενη κατάσταση του συστήματος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά και τις διαφαινόμενες εξελίξεις. Πιν. 4.1: Υφιστάμενη Κατάσταση του Συστήματος Ηλεκτροπαραγωγής ανά τεχνολογία Εγκατεστημένη Ισχύς (%) (MW) Θερμικές Μονάδες 10.613 57,5 Υδροηλεκτρικές Μονάδες με ταμιευτήρα 3.169 17,2 ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ 4.676,34 25,3 ΣΥΝΟΛΟ 18.458,34 100,0 1.5 Κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας Η συνολική καταναλωθείσα ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα για το 2011 ήταν 51.87 TWh, ενώ στα μη Διασυνδεδεμένα νησιά ήταν 5.59 TWh. 1.6 Προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας & ανταγωνισμός Από 1.7.2004 αναγνωρίζεται δικαίωμα επιλογής προμηθευτή για όλους τους καταναλωτές πλην των οικιακών. Για τους τελευταίους το δικαίωμα αυτό αναγνωρίστηκε από 1.7.2007, με εξαίρεση τους καταναλωτές που είναι εγκατεστημένοι σε Απομονωμένα Μικροδίκτυα (μη 9

Διασυνδεδεμένα νησιά). Έτσι το 2007 θα μπορούσε να χαρακτηριστεί ως ορόσημο για τις ενεργειακές αγορές σε Ευρωπαϊκό επίπεδο, λόγω της πλήρους απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ήδη πολλοί Ευρωπαίοι καταναλωτές απολαμβάνουν στην καθημερινότητά τους το δικαίωμα επιλογής Προμηθευτή. Όμως στις χώρες τις Ευρώπης που δεν έχουν ενεργοποιηθεί ιδιαίτερα άλλοι αξιόπιστοι Προμηθευτές ενέργειας πέραν του Δεσπόζοντος, όπως στην Ελλάδα, το δικαίωμα αυτό δεν έχει ασκηθεί για τη πλειοψηφία των καταναλωτών. Το πρώτο βήμα προς το χτίσιμο των απαραίτητων προϋποθέσεων για τη λειτουργία της απελευθερωμένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας ήταν η λήψη μέτρων σε θεσμικό επίπεδο, προκειμένου να εξαλειφθούν οι στρεβλώσεις που επικράτησαν κατά την εικοσαετία 1980-2000, όπου προτεραιότητα δόθηκε στην ασφάλεια του ενεργειακού εφοδιασμού και στη διατήρηση χαμηλών τιμολογίων. Ωστόσο είναι γεγονός, ότι η απελευθέρωση της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα προχωράει με αργά αλλά σταθερά βήματα. Οι νόμοι επιτρέπουν πλέον να δραστηριοποιηθούν στην αγορά ανεξάρτητοι παραγωγοί και προμηθευτές εκτός από τη ΔΕΗ Α.Ε. και διασφαλίζουν την πρόσβαση των Χρηστών στο Σύστημα Μεταφοράς και Διανομής ηλεκτρικής ενέργειας χωρίς διακρίσεις. Έτσι δραστηριοποιούνται στην Εμπορία & Προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας αρκετές εταιρείες και ήδη κάποιοι καταναλωτές προμηθεύονται ηλεκτρική ενέργεια από άλλον Προμηθευτή πέραν της ΔΕΗ Α.Ε.. Παράλληλα ορισμένες βιομηχανίες εισάγουν ηλεκτρική ενέργεια για ιδία κατανάλωση. Το 2011, η λιανική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας χαρακτηρίζεται από την αύξηση στην καταγραφή ποσοστών αλλαγής εκπροσώπησης ανά κατηγορία πελατών (supplier switching). Ειδικά στην κατηγορία των εμπορικών και βιομηχανικών πελατών της ΧΤ και ΜΤ το 12.3% και το 11,5% (ανά όγκο κατανάλωσης) των αντίστοιχων πελατών είχε αλλάξει προμηθευτή μέχρι το τέλος του 2011. Το μερίδιο αγοράς της ΔΕΗ Α.Ε. στο σύνολο της λιανικής αγοράς και όσον αφορά τον όγκο κατανάλωσης παρέμεινε ιδιαίτερα υψηλό και το 2011, αλλά αναπτύχθηκε κινητικότητα κυρίως προς 2 εναλλακτικούς προμηθευτές, γεγονός που υποδηλώνει και τη διάθεση των καταναλωτών για ανάπτυξη του ανταγωνισμού στο χώρο της προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας. Εκτός από τη ΔΕΗ Α.Ε. 24 άλλες εταιρείες έχουν λάβει Άδεια Προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας. Οι περισσότερες από αυτές τις εταιρείες δραστηριοποιούνται στην Εμπορία ηλεκτρικής ενέργειας (εισαγωγές), παρά στην Προμήθεια της λιανικής αγοράς. 1.7 Μεταφορά και Διανομή Ηλεκτρικής Ενέργειας Για να λυθεί το πρόβλημα της μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας σε μεγάλες αποστάσεις, ο William Stanley κατασκεύασε το πρώτο επαγωγικό πηνίο, που αποτέλεσε τον προάγγελο του σύγχρονου (ηλεκτρικού) μετασχηματιστή καθώς και το πρώτο πλήρες σύστημα υψηλής τάσης μεταφοράς εναλλασσόμενου ρεύματος, το οποίο αποτελείται από γεννήτριες, μετασχηματιστές και υψηλής τάσης γραμμές μεταφοράς, που αποτέλεσε τη βάση της σύγχρονης διανομής ηλεκτρικής ενέργειας. Έτσι όλη η ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται στους σταθμούς παραγωγής, αρχικά μεταφέρεται σε κοντινούς μετασχηματιστές που μετατρέπουν τη χαμηλή τάση της ηλεκτρικής ενέργειας σε υψηλή. Με αυτόν τον τρόπο, η ηλεκτρική ενέργεια μεταφέρεται με τις γραμμές μεταφοράς σε πολύ μεγάλες αποστάσεις με λιγότερες απώλειες, καθώς οι σταθμοί παραγωγής είναι συνήθως μακριά από μεγάλα αστικά κέντρα. Το δίκτυο μεταφοράς μεταφέρει την ηλεκτρική ενέργεια στους υποσταθμούς μέσης και χαμηλής τάσης, στους οποίους μετατρέπεται η τάση της ηλεκτρικής ενέργειας από υψηλή 10

σε μέση και χαμηλή τάση, προκειμένου με τη βοήθεια εναέριων γραμμών να διανεμηθεί σε βιομηχανίες που χρησιμοποιούν μέση τάση και σε σπίτια που χρησιμοποιούν χαμηλή τάση. Έχουμε δύο τύπους δικτύου, ανάλογα με την τάση της ηλεκτρικής ισχύος που διακινεί, το δίκτυο (Σύστημα) Μεταφοράς και το δίκτυο Διανομής. Το δίκτυο Μεταφοράς, μεταφέρει την ηλεκτρική ισχύ από τους σταθμούς παραγωγής στους υποσταθμούς μεταφοράς. Η μεταφορά γίνεται σε υψηλή τάση, μέσω του δικτύου υψηλής τάσης (150kV) και υπερυψηλής (400kV) για να μειωθούν οι απώλειες ισχύος, όταν οι αποστάσεις είναι μεγάλες. Οι γραμμές Μεταφοράς δεν μπορούν να τροφοδοτήσουν άμεσα τους καταναλωτές που χρησιμοποιούν χαμηλή τάση (220/380V) αλλά φθάνουν μέχρι ορισμένα σημεία, τους υποσταθμούς μεταφοράς, όπου γίνεται υποβιβασμός της τάσης στη μέση τάση, δηλαδή στα 20 kv του δικτύου. Οι υποσταθμοί αποτελούν κόμβους στο δίκτυο του ηλεκτρισμού. Από αυτά τα σημεία όπου βρίσκονται οι υποσταθμοί μεταφοράς, αρχίζουν οι γραμμές διανομής, που καταλήγουν στους υποσταθμούς διανομής όπου γίνεται υποβιβασμός της μέσης τάσης στη χαμηλή τάση που χρησιμοποιούν οι περισσότεροι καταναλωτές. Τα συστατικά στοιχεία των γραμμών μεταφοράς είναι: Πυλώνες ή πύργοι, στους οποίους στηρίζονται οι αγωγοί των εναέριων γραμμών Μονωτήρες, μέσω των οποίων αναρτώνται στους πυλώνες οι αγωγοί γραμμών Αγωγοί, κυρίως από χαλκό και αλουμίνιο. Το δίκτυο Διανομής, περιλαμβάνει: το δίκτυο διανομής μέσης τάσης (20kV) που μεταφέρει την ηλεκτρική ενέργεια από τους υποσταθμούς μεταφοράς στους υποσταθμούς διανομής. το δίκτυο διανομής χαμηλής τάσης (220/380V) που μεταφέρει την ηλεκτρική ενέργεια από τους υποσταθμούς διανομής στους καταναλωτές. Οι Διαχειριστές του Συστήματος Μεταφοράς και του Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ) Α.Ε. συστάθηκε σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ). Στο πλαίσιο αυτό σκοπός του ΑΔΜΗΕ είναι η λειτουργία, συντήρηση και ανάπτυξη του ΕΣΜΗΕ ώστε να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια με τρόπο ασφαλή, αποδοτικό και αξιόπιστο. Ο ΑΔΜΗΕ είναι 100% θυγατρική της ΔΕΗ Α.Ε., ωστόσο είναι πλήρως ανεξάρτητος λειτουργικά και διοικητικά, έχοντας ουσιαστικές εξουσίες λήψης αποφάσεων, τηρώντας όλες τις προς αυτό απαιτήσεις ανεξαρτησίας που ενσωματώνονται στο Νόμο 4001/2011 και στην Οδηγία 2009/72/ΕΚ. Ο Διαχειριστής του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας έχει ως έργο τη λειτουργία, εκμετάλλευση, διασφάλιση της συντήρησης και μέριμνα για την ανάπτυξη του Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας σε ολόκληρη τη χώρα, καθώς και των διασυνδέσεών του με τα άλλα δίκτυα για να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με 11

ηλεκτρική ενέργεια, κατά τρόπο επαρκή, ασφαλή, οικονομικά αποδοτικό και αξιόπιστο. Επιδίωξή του είναι η βέλτιστη κατανομή του φορτίου στο Σύστημα. Στα μη-διασυνδεδεμένα νησιά, ο αντίστοιχος φορέας είναι η ΔΕΗ Α.Ε. Ο Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς είναι υπεύθυνος για: τη διασφάλιση της μακροπρόθεσμης ικανότητας του Συστήματος να ανταποκρίνεται στην εύλογη ζήτηση για μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας τη συμβολή στην ασφάλεια του εφοδιασμού της χώρας μέσω επαρκούς δυναμικού μεταφοράς και αξιοπιστίας του Συστήματος τη διαχείριση των ροών ενέργειας στο Σύστημα με συνεκτίμηση των ανταλλαγών με άλλα διασυνδεδεμένα δίκτυα την αποφυγή κάθε διάκρισης μεταξύ των χρηστών του Συστήματος την παροχή στους χρήστες του Συστήματος των πληροφοριών που χρειάζονται για την αποτελεσματική πρόσβαση σε αυτό. Ο ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (Διαχειριστής του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας) συστάθηκε με την απόσχιση του κλάδου Διανομής της ΔΕΗ Α.Ε. σύμφωνα με το Ν. 4001/2011 και σε συμμόρφωση με την Οδηγία 2009/72/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Ένωσης, σχετικά με την οργάνωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, με σκοπό να αναλάβει τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Ελληνικού Δικτύου Διανομής. Είναι κατά 100% θυγατρική εταιρεία της ΔΕΗ Α.Ε., ωστόσο είναι ανεξάρτητη λειτουργικά και διοικητικά, τηρώντας όλες τις απαιτήσεις ανεξαρτησίας που ενσωματώνονται στο παραπάνω νομικό πλαίσιο. Τα καθήκοντα του Διαχειριστή του Δικτύου Διανομής είναι: η διατήρηση ασφαλούς, αξιόπιστου και αποδοτικού δικτύου διανομής ηλεκτρικής ενέργειας στην περιοχή που καλύπτει, λαμβάνοντας τη δέουσα μέριμνα για το περιβάλλον η αποφυγή κάθε διάκρισης μεταξύ των χρηστών του Δικτύου η παροχή στους χρήστες του Δικτύου των πληροφοριών που χρειάζονται για αποτελεσματική πρόσβαση στο Δίκτυο η παραχώρηση προτεραιότητας στις εγκαταστάσεις παραγωγής που χρησιμοποιούν ανανεώσιμες πηγές ενέργειας ή απόβλητα, ή που παράγουν συνδυασμένα ενέργεια και θερμότητα η προμήθεια της ενέργειας που χρησιμοποιούν για να καλύπτουν τις απώλειες ενέργειας και να διατηρούν εφεδρικό δυναμικό στο δίκτυό τους με διαφανείς, αμερόληπτες και βασιζόμενες στην αγορά διαδικασίες η λήψη μέτρων για ενεργειακή απόδοση/διαχείριση της ζήτησης ή/και η πρόβλεψη κατανεμημένης παραγωγής που θα μπορούσαν να υποκαταστήσουν την ανάγκη αναβάθμισης ή αντικατάστασης του δυναμικού ηλεκτρικής ενέργειας. 12

1.8 Γενικά χαρακτηριστικά του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας αποτελείται από το Διασυνδεδεμένο Σύστημα του ηπειρωτικού τμήματος της χώρας το οποίο λειτουργεί σε δύο επίπεδα τάσεων 400kV (υπερυψηλή τάση) και 150kV (υψηλή τάση) και των Διασυνδεδεμένων με αυτό νησιών στα επίπεδα κυρίως 150kV (υψηλή τάση) κι εν μέρει μέσω 66kV. Το δίκτυο υπογείων (Υ/Γ) καλωδίων Υ.Τ. που εξυπηρετεί ακτινικά τις ανάγκες της περιοχής της Πρωτεύουσας είναι στην αρμοδιότητα του Διαχειριστή του Δικτύου, ο οποίος είναι υπεύθυνος για τη λειτουργία του και τον προγραμματισμό της ανάπτυξής του. Στην παρούσα έκθεση, τα δεδομένα που αφορούν την περιγραφή παγίων του Ελληνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Μεταφοράς (ΕΔΣΜ) ισχύουν για τις 31/12/2015 και αποτελούν την αναφορά για τον υπολογισμό όλων των σχετικών δεικτών της απόδοσης λειτουργίας του ΕΔΣΜ για τη διάρκεια του έτους 2015. Το συνολικό μήκος των κυκλωμάτων που περιλαμβάνονται στο ΕΔΣΜ παρουσιάζεται αναλυτικά στον Πίνακα 2.1, για τις διάφορες κατηγορίες γραμμών μεταφοράς οι οποίες φέρουν τα κυκλώματα (Το μήκος φυσικής όδευσης σε περιπτώσεις Γ.Μ. με δύο κυκλώματα είναι το μισό του αναγραφόμενου). Πίνακας 2.1: Μήκη Κυκλωμάτων ΕΔΣΜ στις 31/12/2015 ΜΗΚΟΣ ΠΕΡΙΓΡΑΦΗ ΓΡΑΜΜΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΥΚΛΩΜΑΤΩΝ (km) 238,6 B'B' : Εναέρια Γ.Μ. 400kV, απλού κυκλώματος, δύο αγωγοί ανά φάση 378,8 B'B'B' : Εναέρια Γ.Μ. 400kV, απλού κυκλώματος, τρεις αγωγοί ανά φάση 3880,4 2B'B' : Εναέρια Γ.Μ. 400kV, διπλού κυκλώματος 107 Εναέρια 400kV DC 2308,1 E : Εναέρια Γ.Μ. 150kV, απλού κυκλώματος, αγωγός ελαφρού τύπου (336,4 mcm) 39 E : Εναέρια Γ.Μ. 66kV, απλού κυκλώματος, αγωγός ελαφρού τύπου (336,4 mcm) 171,2 2BE : Εναέρια Γ.Μ. 150kV, απλού κυκλώματος, αγωγός ελαφρού τύπου (336,4 mcm) σε πύργους κατάλληλους για αγωγό βαρέως τύπου 2146,7 B : Εναέρια Γ.Μ. 150kV, απλού κυκλώματος, αγωγός βαρέως τύπου (636 mcm) 7188,2 2B : Εναέρια Γ.Μ. 150kV, διπλού κυκλώματος, αγωγός βαρέως τύπου (636 mcm) 13

27,5 ZCIR : Εναέρια Γ.Μ. 150kV, απλού κυκλώματος, αγωγού αυξημένου θερμικού ορίου 31,35 Υπόγειο καλώδιο 400KV 191,35 Υπόγειο καλώδιο 150KV 177,23 Υποβρύχιο καλώδιο 150kV 15 Υποβρύχιο καλώδιο 66kV 62,9 Εναέρια Γ.Μ. 400kV, διπλού κυκλώματος που λειτουργεί στα 150kV Τα μήκη των οδεύσεων των γραμμών μεταφοράς του ΕΔΣΜ περιγράφονται στον Πίνακα 2.2. Επισημαίνουμε ότι η έννοια γραμμή μεταφοράς (Γ.Μ.) αφορά τον κατασκευαστικόχωροταξικό τρόπο που συγκροτούνται τα κυκλώματα του ΕΔΣΜ, τα οποία και αποτελούν τους φυσικούς κλάδους του ηλεκτρικού δικτύου της χώρας και μελετώνται στα πλαίσια της έκθεσης αυτής με τον υπολογισμό σχετικών δεικτών απόδοσης. Οι πληροφορίες για την ισχύ και το πλήθος των Αυτομετασχηματιστών (ΑΜΣ) και Μετασχηματιστών (Μ/Σ) του ΕΔΣΜ καθώς και των Μ/Σ στο όριο Συστήματος Δικτύου παρουσιάζονται αναλυτικά στον Πίνακα 2.3. Πίνακας 2.2: Μήκος Οδεύσεων Γραμμών Μεταφοράς ΕΔΣΜ στις 31/12/2015 ΓΡΑΜΜΕΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ (km) ΤΥΠΟΣ 400 kv Σ.Ρ. 400 kv 150 kv 66 kv ΣΥΝΟΛΟ ΕΝΑΕΡΙΕΣ 2.647 107 8.157 39 10.950 ΥΠΟΒΡΥΧΙΕΣ 191,35 15 206,35 ΥΠΟΒΡΥΧΙΕΣ (Υ/Γ τμήμα) 16,17 16,17 ΥΠΟΓΕΙΕΣ 31,35 161,06 192,41 ΣΥΝΟΛΟ 2.678,35 107 8.525,58 54 11.364,93 Πίνακας 2.3: Μετασχηματιστές περί και εντός του ΕΔΣΜ στις 31/12/2015 ΜΕΤΑΣΧΗΜΑΤΙΣΤΕΣ ΤΥΠΟΣ ΤΑΣΗ ΠΛΗΘΟΣ ΙΣΧΥΣ (kv) Μ/Σ MVA ΑΜΣ 400/150 58 15.790 ΑΜΣ 150/66 1 50 Μ/Σ ΣΤΑΘΜΟΥ ΜΕΤΑΤΡΟΠΗΣ 400 1 597 ΥΠΟΒΙΒΑΣΜΟΥ 150/66 2 50 14

ΣΥΝΟΛΟ 62 16.487 ΜΕΤΑΣΧΗΜΑΤΙΣΤΕΣ ΤΥΠΟΣ ΤΑΣΗ ΠΛΗΘΟΣ ΙΣΧΥΣ ΙΔΙΟΚΤΗΣΙΑ (kv) Μ/Σ MVA ΑΝΥΨΩΣΗΣ 400 18 5.808 ΔΕΗ / 150 68 7.673 ΠΑΡΑΓΩΓΗ 20 2 7 ΥΠΟΒΙΒΑΣΜΟΥ 20 5 212 ΥΠΟΒΙΒΑΣΜΟΥ ΒΟΗΘΗΤΙΚΟΙ 150 21 966 ΣΥΝΟΛΟ 114 14.666 ΥΠΟΒΙΒΑΣΜΟΥ 150/20 401 16.884 ΔΕΔΔΗΕ 66/20 3 75 ΣΥΝΟΛΟ 404 16.959 ΥΠΟΒΙΒΑΣΜΟΥ 150/20 13 650 ΔΕΗ / ΟΡΥΧΕΙΑ ΓΕΝΙΚΟ ΣΥΝΟΛΟ 531 32.275 15

ΥΠΟΣΤΑΘΜΟΙ & Μ/Σ ΠΑΡΑΓΩΓΩΝ ΠΥΤ ΤΥΠΟΣ Νο ΠΛΗΘΟΣ Μ/Σ ΙΣΧΥΣ MVA ΣΥΝΔΕΣΗΣ / ΠΑΡΑΓΩΓΟΣ 43 58 5.493 ΣΥΝΔΕΣΗΣ / ΠΕΛΑΤΗΣ 38 98 2.937 ΣΥΝΟΛΟ 81 156 8.430 Το σύνολο παραγωγής και ισοζυγίου εισαγωγών-εξαγωγών που διακινήθηκε κατά το έτος 2015 ανέρχεται στις 51430 GWh, εκ των οποίων 46716 GWh μέσω του Συστήματος Μεταφοράς. Οι υπόλοιπες 4714 GWh αφορούν παραγωγή απ ευθείας στο δίκτυο (Φ/B, ΜΥΗΣ, Βιοαέριο, ΣΥΘΗΑ). Η συνολική έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας στο Σύστημα Μεταφοράς ανέρχεται στις 37108 GWh όπως προκύπτει από τα Μηνιαία Δελτία Ενέργειας (Δεκέμβριος 2015) [8]. Η κατανομή της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στις διάφορες πηγές εικονίζεται στο Σχήμα 2.1. Παρατηρείται αύξηση του ποσοστού συμμετοχής στο ισοζύγιο, των διασυνδέσεων (από 17,49% σε 18,68%), του φυσικού αερίου (από 12,57% σε 14,13%), της παραγωγής στο Δίκτυο (από 8,85% σε 9,17%), της παραγωγής ΑΠΕ στο σύστημα (από 8,29% σε 9,78%) και της παραγωγής από υδροηλεκτρικά (από 7,75% σε 10,48%). Ταυτόχρονα παρατηρείται υποχώρηση της συμμετοχής της λιγνιτικής παραγωγής σε σχέση με το 2014 (από 45,05% σε 37,76%). 16

Η μέγιστη μέση ωριαία καθαρή ζήτηση στο Σύστημα Μεταφοράς (φορτίο συστήματος) καταγράφηκε στις 08/01/2015 ώρα 20:00 με τιμή 9195 MWh/h ενώ η ελάχιστη μέση ωριαία καθαρή ζήτηση διαμορφώθηκε στις 1940 MWh/h (2283 MWh/h συμπεριλαμβανομένης της άντλησης τιμολογούμενο φορτίο) και καταγράφηκε στις 12/04/2015 (περίοδος Πάσχα) ώρα 15:00. Οι μέσες ωριαίες τιμές καθαρής ζήτησης φορτίου στο ΕΣΜΗΕ ανά μήνα για τα έτη από το 2012 έως 2015 παρουσιάζονται στο Σχήμα 2.2. Αξίζει να σημειωθεί ότι από το 2013 έως και το 2015, για τρίτη συνεχόμενη χρονιά, η μέγιστη τιμή της μέσης ωριαίας καθαρής ζήτησης στα όρια του Συστήματος Μεταφοράς καταγράφηκε τη χειμερινή περίοδο και κατά τις βραδινές ώρες, σε αντίθεση με τα προηγούμενα έτη όπου εμφανιζόταν καλοκαίρι και μεσημβρινές ώρες. Το γεγονός αυτό οφείλεται στην μεγάλη διείσδυση των Φωτοβολταϊκών Συστημάτων τα οποία τροφοδοτούν σημαντικό ποσοστό της πραγματικής κατανάλωσης με αποτέλεσμα να μειώνεται το ποσοστό που θα πρέπει να καλυφθεί (τροφοδοτηθεί) από μονάδες συμβατικού καυσίμου. Κατά τη χρονική περίοδο της αυξημένης παραγωγής των φωτοβολταϊκών μονάδων εμφανίζεται αντίστοιχη μείωση της ζήτησης, όπως αυτή εκδηλώνεται ως προς το Σύστημα. Το χρονικό διάστημα μεγιστοποίησης της παραγωγής των φωτοβολταϊκών, προσεγγίζει το χρονικό διάστημα μεγιστοποίησης της κατανάλωσης στις ώρες ημέρας (από 09:00 έως περίπου την 15:00). Αντίστοιχα και σε επίπεδο έτους η μεγιστοποίηση της συνολικής παραγωγής των φωτοβολταϊκών προσεγγίζει τη χρονική περίοδο μεγιστοποίησης της κατανάλωσης (καλοκαιρινοί μήνες). Το γεγονός αυτό ερμηνεύει την σημαντική μείωση της μέγιστης ωριαίας ζήτησης ως προς το Σύστημα την θερινή περίοδο, σε σχέση με τις τιμές του 2012 η οποία παρουσιάζεται στο Σχήμα 2.2 ειδικότερα για τους μήνες Ιουνίου, Ιουλίου και Αυγούστου. 17

Μία αναλυτικότερη απεικόνιση του προφίλ της ωριαίας ζήτησης στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς παρουσιάζεται στο Σχήμα 2.3 όπου παρουσιάζεται η καμπύλη διάρκειάς της για το έτος 2015. 18

Τα δεδομένα της μηνιαίας ζήτησης ενέργειας των Πελατών Υψηλής Τάσης (ΠΥΤ) και των Υποσταθμών στα σημεία σύνδεσης με το Δίκτυο παρουσιάζονται στα Σχήματα 2.4 και 2.5 αντίστοιχα. Ως ζήτηση Πελατών Υψηλής Τάσης αναφέρεται το άθροισμα της ζήτησης των Επιλεγόντων Πελατών Υψηλής Τάσης, η ζήτηση των Ορυχείων, οι ιδιοκαταναλώσεις των παραγωγών και η άντληση. 19

Αναλυτικότερα, τα δεδομένα για τη μέγιστη τιμή της ωριαίας ζήτησης ενέργειας των Πελατών Υψηλής Τάσης (ΠΥΤ) του Συστήματος και των Υποσταθμών στα σημεία σύνδεσης με το Δίκτυο, σύμφωνα με το πληροφοριακό σύστημα του Διαχειριστή του Συστήματος, παρουσιάζονται στα Παραρτήματα Α και Β αντίστοιχα. Το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς είναι διασυνδεδεμένο με το Ευρωπαϊκό Σύστημα μέσω των διασυνδέσεων του με τα συστήματα της Αλβανίας, της Βουλγαρίας, της ΠΓΔΜ, της Ιταλίας και της Τουρκίας. Οι διασυνδετικές γραμμές του ΕΔΣΜ με τις γειτονικές χώρες χαρακτηρίζονται από τα μήκη που περιγράφονται στον ακόλουθο Πίνακα 2.4. Πίνακας 2.4: Διασυνδετικές Γραμμές του ΕΔΣΜ στις 31/12/2015 Ονομασία Μήκος γραμμής Επίπεδο Διασυνδετικής Γ.Μ. (km) Τάσης(kV) Θερμικό όριο ΓΜ ΚΥΤ ΚΑΡΔΙΑΣ ZEMBLAK (Αλβανία) ΚΥΤ ΜΕΛΙΤΗΣ BITOLA 75(GR) + 69 (AL) 400 1100-1400MVA 18(GR) + 18 (FYR) 400 1100-1400MVA (ΠΓΔΜ) ΚΥΤ ΘΕΣΣ/ΝΙΚΗΣ- DUBROVO 61(GR) + 54(FYR) 400 1100-1400MVA (ΠΓΔΜ) ΚΥΤ ΘΕΣΣ/ΝΙΚΗΣ- 103(GR) + 80(BG) 400 1100-1400MVA BLAGOEVGRAD (Βουλγαρία) KYT Ν. ΣΑΝΤΑΣ- BABAESKI 69(GR) + 60(TR) 400 1600-2000MVA (Τουρκία) ΜΟΥΡΤΟΣ-BISTRICA (Αλβανία) 17(GR) + 30(AL) 150 120-140 MVA ΚΥΤ ΙΤΑΛΙΑ ΑΡΑΧΘΟΥ- 107OHL(GR) + 160SUBC + 400(dc) 500MW (Ιταλία) 4UGC(IT) + 45OHL (IT) Οι ποσότητες εισαγωγών και εξαγωγών ενέργειας μέσω των συγκεκριμένων διασυνδέσεων για τα έτη 2013 και 2014 παρουσιάζονται στο ακόλουθο Σχήμα 2.6 και για το 2015 στο Σχήμα 2.7. Από το Σχήμα 2.7 γίνεται αισθητός ο περιορισμός (σχεδόν μηδενισμός) των εξαγωγών προς Τουρκία, FYROM και Βουλγαρία και η αύξηση των εισαγωγών σε σχέση με προηγούμενα έτη. Το γεγονός αυτό οφείλεται στην μικρότερη οριακή τιμή συστήματος που διαμορφώνεται, στα πλαίσια λειτουργίας των αγορών, τόσο στις χώρες τις Βαλκανικής (βόρειες διασυνδέσεις) όσο και στην Ιταλία συγκριτικά με την οριακή τιμή που διαμορφώνεται αντίστοιχα στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς. 20

21

1.9 Το Σύστημα Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Για τη παροχή ηλεκτρικού ρεύματος στους καταναλωτές σε όλη την επικράτεια, τόσο στην περιοχή του διασυνδεδεμένου συστήματος, όσο και στο νησιωτικό χώρο, φροντίζει το δίκτυο διανομής, συνολικού μήκους περίπου 210.000 km, που περιλαμβάνει γραμμές Μέσης Τάσης (ΜΤ), κυρίως στα 20 kv και 15 kv και ένα μικρό αριθμό γραμμών στα 22 kv και 6,6 kv και Χαμηλής Τάσης (ΧΤ) στα 380/220 V. Στο σχήμα 1.9 φαίνεται η εξέλιξη του συνολικού μήκους του δικτύου διανομής τα τελευταία χρόνια. Υπεύθυνος για τη λειτουργία, εκμετάλλευση, συντήρηση και ανάπτυξη του ελληνικού δικτύου διανομής, μέχρι τη σύσταση του Διαχειριστή του συστήματος διανομής (Δ.Ε.Σ.Δ.Η.Ε.), είναι η Δ.Ε.Η. (αναλυτικά βλ. κεφ.7). ΔΙΚΤΥΟ ΔΙΑΝΟΜΗΣ MT & XT (km) 1955 1960 1970 1980 1990 2000 2010 1.480 9.300 58.450 109.556 151.548 192.573 226.456 Σχήμα 1.9 Συνολικό μήκος δικτύου διανομής ΜΤ και ΧΤ (km). 22

2 ΚΟΣΤΟΣ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΜΟΝΑΔΩΝ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ 2.1 Εισαγωγή Πρωταρχικός στόχος ενός συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας είναι η κάλυψη της ζήτησης τω καταναλωτών εστιάζοντας στην ποιότητα των παρεχόμενων υπηρεσιών και στην ασφάλεια των εργαζομένων στο σύστημα και του εξοπλισμού. Είτε την ενεργειακή εξασφάλιση την έχει αναλάβει ένας δημόσιος οργανισμός, είτε η ηλεκτρική αγορά αποτελείται από δημόσιες και ιδιωτικές εταιρίες που λειτουργούν κάτω από καθεστώς ανταγωνισμού, σπουδαίο ρόλο διαδραματίζει το κόστος των υπηρεσιών. Το κόστος είναι μια πολύ σημαντική μεταβλητή που συμπεριλαμβάνεται στη σχεδίαση, λειτουργία και διαχείριση των ηλεκτρικών συστημάτων. 2.2 Κόστος παραγωγής μονάδων Για την παραγωγή προϊόντων, η επιχείρηση χρησιμοποιεί παραγωγικούς συντελεστές, για την απόκτηση των οποίων καταβάλλει ένα αντίτιμο. Το ύψος της δαπάνης αυτής εξαρτάται από την ποσότητα και τις τιμές των συντελεστών (π.χ. η ποσότητα και οι τιμές των καυσίμων.). Η συνάρτηση παραγωγής δείχνει τις ποσότητες προϊόντος που μπορεί να παράγει η επιχείρηση με συγκεκριμένους παραγωγικούς συντελεστές. Συνεπώς υπάρχει σχέση μεταξύ παραγόμενων ποσοτήτων και των χρηματικών δαπανών της επιχείρησης. Τη σχέση αυτή την εκφράζει η συνάρτηση κόστους. Για την ανάλυση της είναι απαραίτητο να είναι γνωστή η τιμή απόκτησης κάθε συντελεστή, ώστε να μπορεί να υπολογίσει η επιχείρηση το κόστος της. Στη βραχυχρόνια περίοδο, στην οποία υπάρχουν σταθεροί και μεταβλητοί συντελεστές παραγωγής, το κόστος διαμορφώνεται από τις δαπάνες που καταβάλλονται και για τις δυο κατηγορίες συντελεστών. Οι δαπάνες που καταβάλλονται για τους μεταβλητούς συντελεστές, δηλαδή για αυτούς των οποίων η ποσότητα μεταβάλλεται καθώς μεταβάλλεται η ποσότητα της παραγωγής, αποτελούν το μεταβλητό κόστος (Variable Cost). Τέτοιες είναι οι δαπάνες για καύσιμα, λάδια και γενικά για πρώτες ύλες. Αντίθετα, σταθερό κόστος (Fixed Cost) είναι το κόστος που δε μεταβάλλεται βραχυχρόνια καθώς μεταβάλλεται η ποσότητα παραγωγής. Στην κατηγορία αυτή ανήκουν π.χ. δόσεις τραπεζικών δανείων, ασφάλιστρα, μισθοί εργαζομένων. Το άθροισμα του μεταβλητού και του σταθερού κόστους είναι το συνολικό βραχυχρόνιο κόστος (Total Cost). Από τη διαφορά των συνολικών εσόδων που έχει η επιχείρηση προσφέροντας τις υπηρεσίες της και του συνολικού κόστους διαμορφώνεται το οικονομικό αποτέλεσμα της επιχείρησης, δηλαδή το ενδεχόμενο κέρδους ή ζημίας. Λόγος ύπαρξης και αντικειμενικός σκοπός των ιδιωτικών επιχειρήσεων είναι η επίτευξη κέρδους και η μεγιστοποίηση του κέρδους αντίστοιχα. Στόχος την δημόσιων επιχειρήσεων ή των δημόσιων επιχειρήσεων ιδιωτικού δικαίου δεν είναι μόνο η επίτευξη κέρδους αλλά πρωτίστως η ικανοποίηση αναγκών των καταναλωτών, οπότε και η επίτευξη κέρδους περνάει σε δεύτερη μοίρα. Η ηλεκτρική ενέργεια αποτελεί ένα αγαθό πρώτης ή καλύτερα βιοτικής ανάγκης, οπότε και η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας δεν γίνεται να είναι απολύτως συνυφασμένη με την στενή έννοια ελαχιστοποίησης του κόστους και μεγιστοποίησης του κέρδους, αλλά σίγουρα όλες οι εταιρίες που δραστηριοποιούνται στο χώρο της ηλεκτρικής ενέργειας επιθυμούν τον περιορισμό του κόστους παραγωγής. 2.3 Χαρακτηριστικές καμπύλες θερμικών μονάδων Για την ανάλυση της οικονομικής λειτουργίας των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας χρησιμοποιούνται ορισμένες χαρακτηριστικές καμπύλες εισόδου εξόδου των θερμικών μονάδων. Ως είσοδο μπορούμε να εμφανίσουμε την παροχή καυσίμου, ṁ B, σε τόνους ανά ώρα (T/h) ή την ωριαία κατανάλωση θερμότητας, H, που δίνεται από την καύση του 23

καυσίμου σε (Gcal/h). Ως έξοδο έχουμε την ηλεκτρική ισχύ που παρέχει η μονάδα στο δίκτυο P σε MW. Επίσης γνωρίζοντας την θερμογόνο δύναμη του καυσίμου Q (kcal/kg) και τη τιμή του καυσίμου T (π.χ. σε /h) μπορούμε να υπολογίσουμε το ωριαίο κόστος λειτουργίας συναρτήσει της ισχύος που παράγει η μονάδα. Η έξοδος της μονάδας είναι η καθαρή ηλεκτρική ισχύς που παρέχεται στο δίκτυο, χωρίς να συνυπολογίζεται η ιδιοκατανάλωση της μονάδας που κυμαίνεται από 2% έως 8% της συνολικής ισχύος εξόδου. Αν έχουμε την καμπύλη μεταβολής της παροχής καυσίμου ṁ B (T/h) σε τόνους ανά ώρα, συναρτήσει της καθαρής ισχύος εξόδου P της μονάδας σε MW, μπορούμε να υπολογίσουμε το ωριαίο κόστος λειτουργίας της μονάδας F σε ( /h) αν πολλαπλασιάσουμε την παροχή καυσίμου ṁ B με την τιμή του καυσίμου Τ ( /kg). Κι έτσι να πάρουμε την καμπύλη ωριαίου κόστους F ( /h) συναρτήσει της ισχύος εξόδου P (MW). Αν τώρα έχουμε την καμπύλη μεταβολής της ωριαίας κατανάλωσης θερμότητας Η (Gcal/h) συναρτήσει της ισχύος εξόδου P (ΜW), μπορούμε να υπολογίσουμε το ωριαίο κόστος λειτουργίας F, διαιρώντας την ωριαία κατανάλωσης θερμότητας H (Gcal/h) με την θερμογόνο δύναμη του καυσίμου Q (kcal/kg) και πολλαπλασιάζοντας το αποτέλεσμα με τη τιμή του καυσίμου T ( /h). Ανάλογα με το αν η είσοδος στη μονάδα εκφράζεται ως παροχή καυσίμου, ως ωριαία κατανάλωση θερμότητας ή ως ωριαίο κόστος λειτουργίας έχουμε τρεις ομάδες χαρακτηριστικών καμπυλών των θερμικών μονάδων. Σ αυτές τις καμπύλες η είσοδος δίνεται στον κάθετο άξονα και η έξοδος στον οριζόντιο. Σ όλες τις χαρακτηριστικές καμπύλες ο οριζόντιος άξονας παριστάνει την καθαρή έξοδο ισχύος της μονάδας P (MW). Η ηλεκτρική ισχύς P που παρέχει η θερμική μονάδα μεταβάλλεται μεταξύ μιας ελάχιστης τιμής P min και μιας μέγιστης P max. Η ελάχιστη τιμή της ισχύος εξόδου, P min, επιβάλλεται από την ευστάθεια της καύσης στον καυστήρα και είναι περίπου το 30% της ονομαστικής ισχύος της μονάδας. Ειδικά για τους λιγνιτικούς σταθμούς, όταν η ισχύς εξόδου είναι χαμηλή, χρειάζεται και καύση πετρελαίου ντίζελ για να διατηρηθεί η καύση στο καυστήρα. Οι θερμικές μονάδες δεν έχουν τη δυνατότητα υπερφόρτισης, έτσι η μέγιστη ισχύς εξόδου είναι ίση (ή το πολύ 5% μεγαλύτερη) με την ονομαστική ισχύ της μονάδας. Ορίζουμε τα παρακάτω μεγέθη και τις αντίστοιχες καμπύλες (Ενδεικτικά στα σχήματα 2.1, 2.2 και 2.3 δίνονται χαρακτηριστικές καμπύλες αυτών των μεγεθών): Η καμπύλη ωριαίας κατανάλωσης (ή παροχής) καυσίμου εκφράζει την παροχή καυσίμου, ṁ B, σε (T/h) ή σε (m 3 /h) αν πρόκειται για ντήζελ ή φυσικό αέριο, ως συνάρτηση της καθαρής ισχύος εξόδου P της μονάδας σε MW (σχ. 2.1α). Η διαφορική κατανάλωση καυσίμου είναι η παράγωγος της ωριαίας κατανάλωσης καυσίμου ως προς την ισχύ εξόδου, dp (kg/kwh). Εκφράζει την αύξηση στην παροχή του dṁb καυσίμου, Δṁ B σε (kg/h), που απαιτείται για την αύξηση της ισχύος εξόδου της μονάδας κατά ΔP=1 kw, ή ισοδύναμα την αύξηση στην κατανάλωση του καυσίμου, Δṁ B σε kg, που απαιτείται για την αύξηση της παραγόμενης ενέργειας από την μονάδα κατά ΔE=1 kwh. Η καμπύλη της διαφορικής κατανάλωσης καυσίμου δείχνει τη σχέση της διαφορικής κατανάλωσης καυσίμου dp (kg/kwh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P της μονάδας σε MW. dṁb Η διαφορική κατανάλωση καυσίμου παριστάνεται συνήθως ως αύξουσα συνάρτηση της ισχύος εξόδου (σχ. 2.1β). Η ειδική κατανάλωση καυσίμου (kg/kwh) είναι η κατανάλωση καυσίμου ανά μονάδα ισχύος εξόδου, δηλαδή ο λόγος της κατανάλωσης ή παροχής καυσίμου προς την ισχύ εξόδου, P (kg/kwh). Η καμπύλη της ειδικής κατανάλωσης καυσίμου δείχνει τη σχέση της ειδικής ṁb κατανάλωσης P (kg/kwh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P της μονάδας σε MW (σχ. 2.1γ). ṁb Η καμπύλη ωριαίας κατανάλωσης θερμότητας εκφράζει το ρυθμό παροχής θερμότητας H (Heat rate), στο λέβητα, σε Gcal/h, ως συνάρτηση της ισχύος εξόδου P σε MW (σχ. 2.2α). Η διαφορική κατανάλωση θερμότητας είναι η παράγωγος της ωριαίας κατανάλωσης θερμότητας ως προς την ισχύ εξόδου της μονάδας dp σε (Gcal/MWh ή kcal/kwh). Εκφράζει dh 24

την αύξηση στην κατανάλωση θερμότητας ΔH, σε Gcal/h ή kcal/h, που απαιτείται για την αύξηση της ισχύος εξόδου κατά ΔP=1 MW ή 1 kw αντίστοιχα. Παριστάνεται συνήθως ως αύξουσα συνάρτηση της ισχύος εξόδου. Η καμπύλη της διαφορικής κατανάλωσης θερμότητας δείχνει τη σχέση της διαφορικής κατανάλωσης θερμότητας dp σε (kcal/kwh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P της μονάδας σε MW (σχ. 2.2β). Η ειδική ή μέση κατανάλωση θερμότητας (Average Heat rate) εκφράζει το λόγο της ωριαίας κατανάλωσης θερμότητας προς την ισχύ εξόδου της μονάδας, P σε (kcal/kwh ή Gcal/MWh). H Η καμπύλη της ειδικής κατανάλωσης θερμότητας (σχ. 2.2γ) δείχνει τη σχέση της ειδικής κατανάλωσης θερμότητας P σε (kcal/kwh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P της μονάδας σε H MW. Αξίζει να σημειωθεί ότι η ειδική κατανάλωση θερμότητας είναι το αντίστροφο του βαθμού απόδοσης της μονάδας. Ο βαθμός απόδοσης των ατμοηλεκτρικών μονάδων κυμαίνεται μεταξύ 30% και 45% οπότε η ειδική κατανάλωση θερμότητας κυμαίνεται μεταξύ 2850 kcal/kwh και 1900 kcal/kwh. Οι μονάδες έχουν μικρό βαθμό απόδοσης όταν λειτουργούν κοντά σε χαμηλά φορτία και έχουν το μέγιστο βαθμό απόδοσης όταν λειτουργούν κοντά στην ονομαστική τους ισχύ. Έτσι, η ειδική κατανάλωση θερμότητας είναι φθίνουσα συνάρτηση της ισχύος εξόδου και παρουσιάζει το ελάχιστό της στην ονομαστική ισχή ή λίγο χαμηλότερα. Ο βαθμός απόδοσης των ατμοηλεκτρικών μονάδων εξαρτάται από τη θερμοκρασία του νερού ψύξης η οποία εξαρτάται από τη θερμοκρασία του περιβάλλοντος. Έτσι, το καλοκαίρι ο βαθμός απόδοσης μειώνεται σε σχέση με το χειμώνα. Ο βαθμός απόδοσης εξαρτάται επίσης από το χρόνο που πέρασε από την τελευταία συντήρηση. Αποθέσεις στο λέβητα, διαρροές ατμού, απώλειες διάβρωσης κι άλλες θερμικές απώλειες συσσωρεύονται μεταξύ συντηρήσεων και συμβάλλουν στη μείωση του βαθμού. Η καμπύλη ωριαίου κόστους λειτουργίας εκφράζει το ωριαίο κόστος λειτουργίας F σε /h (ή σε μια οποιαδήποτε νομισματική μονάδα ανά ώρα), ως συνάρτηση της ισχύος εξόδου της μονάδας σε MW (σχ. 2.3α). Το διαφορικό κόστος λειτουργίας είναι η παράγωγος του ωριαίου κόστους λειτουργίας ως προς την ισχύ εξόδου της μονάδας dp σε ( /MWh). Εκφράζει την αύξηση του ωριαίου df κόστους παραγωγής ΔF σε /h, που απαιτείται για την αύξηση της ισχύος εξόδου κατά ΔP= 1 MW. Η καμπύλη του διαφορικού κόστους δείχνει τη σχέση του διαφορικού κόστους dp df σε ( /MWh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P σε MW (σχ. 2.3β). Το ειδικό κόστος λειτουργίας είναι ο λόγος του ωριαίου κόστους λειτουργίας προς την ισχύ εξόδου, P ( /MWh). Εκφράζει την τιμή παραγωγής της MWh (ή της kwh) σε /MWh (ή σε F /kwh) από τη μονάδα. Η καμπύλη του ειδικού κόστους λειτουργίας δείχνει τη σχέση του ειδικού κόστους λειτουργίας P σε ( /MWh), συναρτήσει της ισχύος εξόδου P σε MW (σχ. F 2.3γ). dh 25

Σχήμα 2.1 Χαρακτηριστικές καμπύλες κατανάλωσης καυσίμου θερμικής μονάδας. 26

Σχήμα 2.2 Χαρακτηριστικές καμπύλες κατανάλωσης θερμότητας. 27

Σχήμα 2.3 Χαρακτηριστικές καμπύλες κόστους λειτουργίας. 28

Σύμφωνα με την οικονομική θεωρία, το ειδικό κόστος λειτουργίας ονομάζεται μέσο κόστος λειτουργίας (Average Cost) και το διαφορικό κόστος λειτουργίας καλείται οριακό κόστος (Marginal Cost). Θεωρητικά στο σημείο της βέλτιστης λειτουργίας της μονάδας, δηλαδή στο σημείο ελαχιστοποίησης του μέσου κόστους (στη περίπτωση μας του ειδικού κόστους, το οποίο ελαχιστοποιείται κοντά στην ονομαστική ισχύ εξόδου P n), το οριακό (διαφορικό) κόστος ισούται με το μέσο κόστος λειτουργίας. Για τιμές της ισχύος εξόδου μικρότερες της βέλτιστης (P n) το οριακό κόστος είναι μικρότερο από το μέσο κόστος, ενώ για τιμές της ισχύος μεγαλύτερες από τη βέλτιστη το οριακό κόστος είναι μεγαλύτερο από το μέσο. Από τις καμπύλες παρατηρούμε ότι: Οι συναρτήσεις: της ωραίας, της διαφορικής κατανάλωσης καυσίμου, της ωριαίας, της διαφορικής κατανάλωσης θερμότητας, του ωριαίου, του διαφορικού κόστους λειτουργίας είναι αύξουσες ως προς την ισχύ εξόδου μέσα στο διάστημα [P min, P max]. Οι συναρτήσεις: της ειδικής κατανάλωσης καυσίμου, της ειδικής κατανάλωσης θερμότητας και του ειδικού κόστους λειτουργίας, στην αρχή μειώνονται με την αύξηση της ισχύος εξόδου, παρουσιάζουν ένα ελάχιστο κοντά στην ονομαστική ισχύ εξόδου και στη συνέχεια αυξάνουν με την αύξηση της ισχύος μέσα στο διάστημα [P min, P max]. Όσον αφορά την ειδική κατανάλωση θερμότητας P είναι αναμενόμενο στην αρχή να μειώνεται με την αύξηση της H ισχύος, να παρουσιάζει ένα ελάχιστο κοντά στην ονομαστική ισχύ εξόδου Pn και μετά να αυξάνεται. Δηλαδή κοντά στην ονομαστική ισχύ η μονάδα παράγει ενέργεια (kwh) με την μικρότερη κατανάλωση θερμότητας (kcal). Γνωρίζουμε ότι η ειδική κατανάλωση θερμότητας είναι το αντίστροφο του βαθμού απόδοσης, οπότε ο βαθμός απόδοσης (η) στην αρχή αυξάνει με την αύξηση της ισχύος, φθάνει σ ένα μέγιστο κοντά στην ονομαστική ισχύ εξόδου και στη συνέχεια ελαττώνεται με την αύξηση της ισχύος. Ομοίως το ειδικό κόστος λειτουργίας παρουσιάζει ένα ελάχιστο κοντά στην ονομαστική ισχύ εξόδου P n, είναι το βέλτιστο σημείο όπου η μονάδα παράγει ενέργεια (MWh) με το μικρότερο κόστος και το σημείο όπου το ειδικό κόστος ισούται με το διαφορικό κόστος. 2.4 Υπολογισμός κόστους λειτουργίας μονάδων με βάση το εγχειρίδιο του ΔΕΣΜΗΕ Σκοπός του Εγχειριδίου Υπολογισµού Κόστους Λειτουργίας Μονάδων είναι να ορίσει τα κόστη λειτουργίας των µονάδων παραγωγής, να ορίσει και να αναπτύξει λεπτοµερώς τα στοιχεία που λαµβάνονται υπόψη για τον υπολογισµό αυτών, καθώς και τη σχετική µεθοδολογία υπολογισµού. Τα κόστη αυτά είναι: α. Μεταβλητό Κόστος Καυσίµου (Fuel Variable Cost) β. Μεταβλητό Κόστος Μονάδας στο µετρητή (Unit Variable Cost at meter point) γ. Μεταβλητό Κόστος Μονάδας στο εικονικό σηµείο αγοραπωλησίας ενέργειας ΗΕΠ (Unit Variable Cost at market point) δ. Ελάχιστο Μεταβλητό Κόστος Μονάδας (Unit Minimum Variable Cost) ε. Ωριαίο Κόστος Λειτουργίας Μονάδας (Unit Hourly Cost) στ. Κόστος Χωρίς Φορτίο (Unit No-Load Cost) ζ. Κόστος Ελαχίστου Φορτίου (Unit Minimum Load Cost) 29