ΜΕΛΕΤΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ

ΜΕΛΕΤΗ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ 2017-2026 Αθήνα Μάιος 2016

Περιεχόμενα ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1: ΕΙΣΑΓΩΓΗ... 2 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2: ΕΞΕΛΙΞΗ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ... 2 2.1. ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ... 2 2.2. ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ... 5 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3: ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ 2017-2026... 7 3.1 ΜΕΛΕΤΗΣ ΠΡΟΒΛΕΨΗΣ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΚΑΙ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2017-2026... 7 3.1.1 Εκτίμηση ζήτησης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή - Σύνοψη Ενότητας Α... 7 3.1.2 Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες- Σύνοψη Ενότητας Β...15 3.2. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΩΡΙΑΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2017-2026...22 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4: ΜΕΛΛΟΝΤΙΚΑ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΑ ΣΧΕΔΙΑ... 23 4.1 ΜΙΚΡΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ ΥΓΡΟΠΟΙΗΜΕΝΟΥ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ...23 4.2 Αγωγός Διασύνδεσης Ελλάδας - ΠΓΔΜ...24 ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5: ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΤΗΣ ΥΔΡΑΥΛΙΚΗΣ ΑΠΟΚΡΙΣΗΣ ΤΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2017 2026... 25 5.1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ...25 5.2. ΣΕΝΑΡΙΑ / ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΥΔΡΑΥΛΙΚΗΣ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΗΣ ΣΤΗΝ ΚΥΡΙΑΡΧΗ ΡΟΗ ΑΕΡΙΟΥ (ΑΠΟ ΤΟ ΒΟΡΡΑ ΠΡΟΣ ΤΟ ΝΟΤΟ)...26 5.2.1. Σενάρια Υδραυλικής Προσομοίωσης...26 5.2.2 Συμπεράσματα...29 5.3 ΣΕΝΑΡΙΑ / ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΥΔΡΑΥΛΙΚΗΣ ΠΡΟΣΟΜΟΙΩΣΗΣ ΣΕ ΑΝΤΙΣΤΡΟΦΗ ΡΟΗ (ΑΠΟ ΤΟ ΝΟΤΟ ΠΡΟΣ ΤΟΝ ΒΟΡΡΑ)...30 5.3.1. Σενάρια Υδραυλικής Προσομοίωσης με Σημείο Εισόδου Αντίστροφης Ροής το «Σιδηρόκαστρο»...30 5.3.2. Σενάρια Υδραυλικής Προσομοίωσης με Παραλαβή Φυσικού Αερίου στον IGB...31 5.3.3 Συμπεράσματα...33 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ 1... 35 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ 2... 36 1

ΚΕΦΑΛΑΙΟ 1: ΕΙΣΑΓΩΓΗ Σύμφωνα με το άρθρο 91 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ όπως ισχύει «ο Διαχειριστής εκπονεί Μελέτη Ανάπτυξης ΕΣΦΑ κάθε Έτους η οποία περιλαμβάνει: α) Τις προβλέψεις του Διαχειριστή για την ετήσια ζήτηση Φυσικού Αερίου στο σύνολο της χώρας, ανά διοικητική περιφέρεια και ανά κατηγορία καταναλωτών καθώς και για τη μέγιστη Ημερήσια και ωριαία ζήτηση Φυσικού Αερίου ανά Έτος, για κάθε ένα από τα επόμενα (10) Έτη. β) Τις εκτιμήσεις του Διαχειριστή για τις δυνατότητες κάλυψης της ζήτησης κατά οικονομικό και αξιόπιστο τρόπο από υφιστάμενες ή νέες πηγές εφοδιασμού με Φυσικό Αέριο περιλαμβανομένων των πηγών εφοδιασμού με ΥΦΑ, και για την αναγκαία, για το σκοπό αυτό, ενίσχυση και επέκταση του ΕΣΦΑ. γ) Τις εκτιμήσεις του Διαχειριστή σχετικά με τα στοιχεία κόστους των αναγκαίων έργων ενίσχυσης και επέκτασης του ΕΣΦΑ». Λαμβάνοντας υπόψη όλα τα ανωτέρω εκπονήθηκε η παρούσα Μελέτη Ανάπτυξης για την χρονική περίοδο 2017 2026. Στην παρούσα μελέτη αξιολογούνται οι ρυθμιστικές αλλαγές στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και το μεταβατικό στάδιο στο οποίο βρίσκεται η οικονομία της χωράς με τη μετάβαση από την περίοδο παρατεταμένης ύφεσης των τελευταίων ετών στην αναμενόμενη ανάπτυξη. Παράλληλα εκπονήθηκε μελέτη εκτίμησης της υδραυλικής απόκρισης του ΕΣΜΦΑ για την περίοδο 2017 2026, τα συμπεράσματα της οποίας παρουσιάζονται στο Κεφάλαιο 5 της παρούσας. ΚΕΦΑΛΑΙΟ 2: ΕΞΕΛΙΞΗ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Η εισαγωγή του φυσικού αερίου στο Ελληνικό ενεργειακό σύστημα, αποτελεί ένα από τα σημαντικότερα ενεργειακά έργα της χώρας τις τελευταίες δεκαετίες. Στο παρόν κεφάλαιο παρουσιάζονται στατιστικά στοιχεία από την κατανάλωση φυσικού αερίου τα προηγούμενα έτη αλλά και την προμήθεια φυσικού αερίου από τα Σημεία Εισόδου του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ). 2.1. ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Η ετήσια κατανάλωση φυσικού αερίου στην Ελλάδα έφθασε τη μέγιστη τιμή της το έτος 2011 και έκτοτε, έως και το έτος 2015, παρουσίασε σταδιακή μείωση που οφείλεται σε δύο βασικούς λόγους: α) την παρατεταμένη οικονομική κρίση που αντιμετωπίζει η χώρα και προφανώς επηρέασε τον ενεργειακό τομέα και β) την ευαισθησία που παρουσιάζει η κατανάλωση φυσικού αερίου στις αλλαγές που οφείλονται στον τομέα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από το ίδιο καύσιμο, καθώς αυτός αποτελεί το 58% της συνολικής ετήσιας κατανάλωσης (στοιχεία έτους 2015). Επισημαίνεται ότι ενώ η συνολική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας παραμένει σταθερή τα τελευταία έτη, το ενεργειακό μίγμα παραγωγής διαφοροποιείται σημαντικά σε βάρος του φυσικού αερίου (βλέπε Διάγραμμα 1). 2

Διάγραμμα 1: Μείωση συμμετοχής του Φ.Α. στην ηλεκτροπαραγωγή για τα έτη 2012-2014 Οι υπ αριθμ. 338/2013 και 339/2013 αποφάσεις της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ), που είχαν ως στόχο την προσαρμογή της αγοράς ηλεκτρισμού στο Target Model και την κατάργηση του Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους (ΜΑΜΚ), οδήγησαν σε σημαντική μείωση την ετήσια κατανάλωση φυσικού αερίου στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής. Επιπλέον, η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ, οι αυξημένες εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας από γειτονικές χώρες, αλλά και η διατήρηση των τιμών αγοράς δικαιωμάτων CO 2 σε χαμηλά επίπεδα διατηρώντας έτσι το ανταγωνιστικό πλεονέκτημα των θερμικών μονάδων με καύσιμο λιγνίτη έναντι εκείνων με καύσιμο φυσικό αέριο, είναι παράμετροι που οδήγησαν σε μειωμένες καταναλώσεις. Τέλος, οι αυξημένες βροχοπτώσεις των προηγουμένων ετών, συνεισέφεραν στην περαιτέρω μείωση κατανάλωσης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή. Το διάγραμμα 2 παρουσιάζει τη συμβολή του φυσικού αερίου στο ενεργειακό μείγμα ηλεκτροπαραγωγής της χώρας την τελευταία τριετία. 3

Διάγραμμα 2 : Διάρθρωση Ενεργειακού Μείγματος Στο διάγραμμα 3, παρουσιάζονται τα ποσοστά κατανάλωσης φυσικού αερίου στη χώρα από το 1998 έως και το 2015, ανά τομέα κατανάλωσης, συμπεριλαμβανομένου του Αερίου Λειτουργίας. Διάγραμμα 3 : Ποσοστά Κατανάλωσης Φυσικού Αερίου 1998 2015 (εκ. Nm3) To μεγαλύτερο ποσοστό φυσικού αερίου που καταναλώθηκε κατά την διάρκεια των προηγούμενων ετών, αξιοποιήθηκε στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από τις θερμικές μονάδες της ΔΕΗ και των ιδιωτών ηλεκτροπαραγωγών. Η ημερήσια, αλλά και η ωριαία αιχμή που παρουσιάζει το ΕΣΦΑ, απαιτούνται για την υδραυλική οριοθέτηση του συστήματος. Στον Πίνακα 1 και στο Διάγραμμα 4 που ακολουθούν, παρουσιάζονται 4

ιστορικά στοιχεία για την μέγιστη αιχμή του συστήματος που παρατηρήθηκε από το 2006 έως και το 2016. Έτος Πίνακας 1: Πραγματοποιηθείσα αιχμή συστήματος 2006 2016 Αιχμή Συστήματος (Nm 3 /day) Ημερομηνία 2006 13.477.991 17.11.2006 2007 16.074.552 18.12.2007 2008 15.183.989 18.02.2008 2009 16.249.826 14.12.2009 2010 17.279.906 17.12.2010 2011 18.685.249 10.03.2011 2012 22.320.270 09.02.2012 2013 18.621.922 08.01.2013 2014 16.778.873 05.02.2014 2015 18.001.229 21.12.2015 2016* 17.002.999 20.01.2016 * Αφορά την περίοδο 1/1-31/3/2016 Διάγραμμα 4 : Πραγματοποιηθείσα αιχμή συστήματος 2006 2016 (σε Nm3/day) Όπως φαίνεται στον Πίνακα 1, η μέγιστη ημερήσια κατανάλωση που έχει παρουσιαστεί στο Σύστημα Μεταφοράς από την έναρξη λειτουργίας του έως και το πρώτο τρίμηνο του 2016 είναι 22.320.270 Νm 3 και πραγματοποιήθηκε στις 9 Φεβρουαρίου του έτους 2012. Από το 2013 και εξής, παρατηρείται μείωση της αιχμής που αποδίδεται κυρίως στην αλλαγή του πλαισίου λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας αλλά και στις ήπιες κλιματικές συνθήκες. 2.2. ΙΣΤΟΡΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Στο Διάγραμμα 5 παρουσιάζεται το ποσοστό συμμετοχής κάθε Σημείου Εισόδου του Συστήματος Μεταφοράς στην προμήθειας φυσικού αερίου, για τα έτη 1998 έως και 2015. 5

Διάγραμμα 5: Εισαγωγές Φυσικού Αερίου στο ΕΣΦΑ 1998-2015 Για το έτος 2015 τα ποσοστά συμμετοχής της προμήθειας φυσικού αερίου ανά Σημείο Εισόδου διαμορφώθηκαν ως εξής: Σημείο Εισόδου Σιδηρόκαστρο 62%, Σημείο Εισόδου Κήποι 20% και ΥΦΑ 18%. Για το πρώτο τρίμηνο του 2016 τα ποσοστά εισαγωγής φυσικού αερίου από τα Σημεία Εισόδου παρουσιάζονται στο Διάγραμμα 6. Διάγραμμα 6 : Εισαγωγές Φυσικού Αερίου 1/1/2016-31/3/2016 Είναι σαφές από τα παραπάνω διαγράμματα ότι το αέριο μέσω αγωγών (Σημεία Εισόδου «Σιδηρόκαστρο» και «Κήποι») αποτελεί την κύρια πηγή τροφοδοσίας της Χώρας. 6

ΚΕΦΑΛΑΙΟ 3: ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΑΓΟΡΑΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΤΑ ΕΤΗ 2017-2026 3.1 ΜΕΛΕΤΗΣ ΠΡΟΒΛΕΨΗΣ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΚΑΙ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2017-2026 Με τον όρο «σενάριο ζήτησης» εννοείται η πρόβλεψη για την εξέλιξη της ετήσιας συνολικής ζήτησης Φ.Α. και της μέγιστης ημερήσιας αιχμής Φ.Α. ανά έτος η οποία βασίζεται σε συγκεκριμένες εκτιμήσεις/παραδοχές. Στα πλαίσια της εκπόνησης της Μελέτης Ανάπτυξης 2017-2026 ελήφθησαν υπ όψη τα νέα δεδομένα που ισχύουν πλέον στην Ελληνική αγορά φυσικού αερίου. Η πρόβλεψη της ζήτησης αποτελεί μία από τις σημαντικότερες αρμοδιότητες του Διαχειριστή του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ), καθώς αποτελεί τη βάση για τον σχεδιασμό, την ανάπτυξη και τη λειτουργία του. Η εκτιμώμενη ζήτηση αποτελεί τη βάση για τον υπολογισμό των χρεώσεων χρήσης του ΕΣΦΑ και την προσομοίωση λειτουργίας του με στόχο την αξιολόγηση νέων επενδύσεων ενίσχυσης και επέκτασης. Η Μελέτη Πρόβλεψης Μεγέθους και Κατανομής Ζήτησης για την περίοδο 2017 2026 αποτελείται από δύο διακριτές ενότητες: Ενότητα Α: «ΜΕΛΕΤΗ ΠΡΟΒΛΕΨΗΣ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΓΙΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗ ΠΟΥ ΔΙΑΤΙΘΕΤΑΙ ΣΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΧΟΝΔΡΕΜΠΟΡΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΝ ΕΠΟΜΕΝΗ ΔΕΚΑΕΤΙΑ (2017-2026)» και Ενότητα Β: «ΜΕΛΕΤΗ ΕΤΗΣΙΑΣ ΠΡΟΒΛΕΨΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΚΑΙ ΓΕΩΓΡΑΦΙΚΗΣ - ΗΜΕΡΗΣΙΑΣ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΤΩΝ ΛΟΙΠΩΝ ΠΕΛΑΤΩΝ ΔΕΣΦΑ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2017-2026». Η μελέτη της πρώτης ενότητας εκπονήθηκε από τον ΔΕΣΦΑ σε συνεργασία με το Αριστοτέλειο Πανεπιστήμιο Θεσσαλονίκης (ΑΠΘ) και παρουσιάζεται στο Παράρτημα 1 της παρούσης, ενώ η μελέτη της δεύτερης ενότητας εκπονήθηκε από την αρμόδια οργανωτική μονάδα του ΔΕΣΦΑ και παρουσιάζεται στο Παράρτημα 2. 3.1.1 Εκτίμηση ζήτησης φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή - Σύνοψη Ενότητας Α Αντικείμενο της Ενότητας Α είναι η εκτίμηση του επιπέδου κατανάλωσης φυσικού αερίου στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής, σε ετήσια και ημερήσια βάση, κατά την περίοδο 2017-2026. Γίνεται προσομοίωση της Ελληνικής Χονδρεμπορικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΧΑΗΕ) λαμβάνοντας υπόψη τις ιδιαιτερότητες του μηχανισμού επίλυσης και εκκαθάρισής της (υποχρεωτική κοινοπραξία για το έτος 2017 ή απλό χρηματιστήριο ενέργειας για τα έτη 2018-2026), με βάση το πλέον επικαιροποιημένο ρυθμιστικό πλαίσιο. Τέλος παρουσιάζονται τα αντίστοιχα αποτελέσματα. Σύμφωνα με τις διατάξεις του Κώδικα Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΚΣΗΕ) και του Εγχειριδίου Λειτουργίας της Αγοράς, η ΕΧΑΗΕ σήμερα λειτουργεί ως μία «υποχρεωτική κοινοπραξία» (mandatory pool), κατά την οποία επιλύεται το πρόβλημα ένταξης μονάδων παραγωγής (unit commitment) στα πλαίσια του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ), με συμβελτιστοποίηση ενέργειας και εφεδρειών (co-optimization of energy and reserves). Στον ΗΕΠ περιλαμβάνονται και τεχνικοί περιορισμοί λειτουργίας των μονάδων παραγωγής, που καθιστούν το πρόβλημα επίλυσης του ΗΕΠ, ως πρόβλημα Μικτού Ακέραιου Γραμμικού Προγραμματισμού (Mixed Integer Linear Programming - ΜILP). Εφόσον οι μονάδες παραγωγής ενταχθούν στο πρόγραμμα ΗΕΠ κατανέμονται από το τεχνικό 7

ελάχιστο έως τη διαθέσιμη ισχύ τους (ή εντός των αντιστοίχων ορίων υπό Αυτόματη Ρύθμιση Παραγωγής, κατά το Άρθρο 44 του ΚΣΗΕ). Μέχρι τις αρχές του έτους 2018 η αγορά αναμένεται να μετασχηματιστεί σε αποκεντρωμένη, όπου κυρίαρχο ρόλο θα έχει η λειτουργία (με προαιρετική συμμετοχή των παικτών της αγοράς) ενός απλού Χρηματιστηρίου Ενέργειας (ΧΕ) ("Power Exchange"), προκειμένου να υπάρξει συμμόρφωση με το Ενιαίο Μοντέλο Ευρωπαϊκής Αγοράς (Target Μodel). Επιπρόσθετα, η ελεύθερη σύναψη διμερών συμβολαίων μεταξύ παραγωγών και προμηθευτών για την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας (Over The Counter OTC) αναμένεται να αποτελέσει βασικό χαρακτηριστικό του νέου μοντέλου, παράλληλα με τη λειτουργία του ΧΕ. Η μελέτη του Αριστοτέλειου Πανεπιστήμιου Θεσσαλονίκης εξέτασε έξι πιθανά σενάρια: α) 1 ο Σενάριο: Λαμβάνεται μέση ζήτηση και χαμηλό επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. β) 2 ο Σενάριο: Λαμβάνεται χαμηλή ζήτηση και χαμηλό επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. γ) 3 ο Σενάριο: Λαμβάνεται υψηλή ζήτηση και χαμηλό επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. δ) 4 ο Σενάριο: Λαμβάνεται μέση ζήτηση και υψηλότερο (σε σχέση με τα σενάρια 1-3) επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. ε) 5 ο Σενάριο: Λαμβάνεται χαμηλή ζήτηση και υψηλότερο (σε σχέση με τα σενάρια 1-3) επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. στ) 6 ο Σενάριο: Λαμβάνεται υψηλή ζήτηση και υψηλότερο (σε σχέση με τα σενάρια 1-3) επίπεδο τιμών δικαιωμάτων εκπομπών CO 2. Ο ΔΕΣΦΑ σε συνεργασία με τον Μελετητή, λαμβάνοντας υπόψη τα πιο πρόσφατα στοιχεία της αγοράς, θεώρησαν το Νο 4 ως βασικό σενάριο της Μελέτης Ανάπτυξης 2017-2026. Οι βασικές παραδοχές του σεναρίου 4 παρουσιάζονται παρακάτω: α) Εκτίμηση συνολικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας για την επόμενη δεκαετία Βάσει της: i) Αναμενόμενης κατανάλωσης και αιχμής φορτίου για το έτος 2016, όπως αυτή εκτιμάται σύμφωνα με τα απολογιστικά στοιχεία του ΑΔΜΗΕ για το έτος 2015 και το πρώτο τρίμηνο του τρέχοντος έτους ii) Πρόβλεψης αύξησης του ΑΕΠ για τα έτη 2017-2026 (για τα έτη 2016-2020 τα στοιχεία προκύπτουν από την τελευταία πρόβλεψη του Διεθνούς Νομισματικού Ταμείου -ΔΝΤ) και iii) Συσχέτισης μεταξύ της κατανάλωσης και της αιχμής φορτίου με το Ακαθάριστο Εθνικό Προϊόν (ΑΕΠ) απομειωμένο για τα έτη 2017-2026 σύμφωνα με τις εκτιμήσεις του ΑΠΘ, εκτιμάται η αναμενόμενη αύξηση του φορτίου συστήματος (κατανάλωσης) και της αιχμής φορτίου στον τομέα της Η/Π για τα έτη 2017-2026. Με βάση το Σενάριο 4 που εξετάζεται η συνολική παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας κατά την περίοδο αναφοράς θα κυμανθεί από 50,6 ΤWh (το 2016) έως 59,4 ΤWh (το 2026). 8

β) Εισαγωγές/εξαγωγές Για τις εισαγωγές από τις βόρειες διασυνδέσεις (Ελλάδα, FYROM και Αλβανία) λαμβάνεται υπόψη η καθαρή ικανότητα μεταφοράς των διασυνδέσεων σε συνδυασμό με τα ιστορικά στοιχεία εισαγωγών αλλά και τις περιόδους συντήρησης των διασυνδετικών γραμμών. Για τις εισαγωγές/εξαγωγές από τις διασυνδέσεις Ιταλίας και Τουρκίας και τις εξαγωγές από τις βόρειες διασυνδέσεις, οι οποίες μεταβάλλονται ανάλογα με τις τιμές εκκαθάρισης της ΕΧΑΗΕ, γίνεται στατιστική ανάλυση των εισαγωγών/εξαγωγών ενέργειας ανά διασύνδεση σε σχέση με την τιμή εκκαθάρισης της ΕΧΑΗΕ βάσει των ιστορικών στοιχείων των ετών 2015 και 2016. γ) Εγχύσεις ενέργειας από ΑΠΕ Αυτές υπολογίζονται βάσει της πρόβλεψης της εγκατεστημένης ισχύος ανά τεχνολογία ΑΠΕ και της εκτίμησης του μελετητή για τις ποσότητες έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο ανά ώρα του έτους και ανά μονάδα εγκατεστημένης ισχύος. Αξίζει να σημειωθεί ότι χρησιμοποιήθηκαν ιστορικά στοιχεία τόσο από την ιστοσελίδα του ΑΔΜΗΕ όσο και από τα Μηνιαία Δελτία ΑΠΕ του ΛΑΓΗΕ. δ) Άντληση Ως μέγιστη ποσότητα πιθανής άντλησης από τους υδραντλητικούς σταθμούς (σε μηνιαίο επίπεδο), θεωρείται η μετρηθείσα ποσότητα άντλησης ανά μήνα του έτους 2012. Η ποσότητα αυτή άντλησης εισάγεται στον αλγόριθμο ετήσιας προσομοίωσης της αγοράς (1η φάση επίλυσης λογισμικού LTS 1 ), και προκύπτουν οι ωριαίες μέγιστες ποσότητες άντλησης, οι οποίες εισάγονται στην ημερήσια προσομοίωση της αγοράς. Έτσι υπολογίζεται η ωριαία ποσότητα άντλησης που θα εκτελεστεί. ε) Υποχρεωτικές εγχύσεις των υδροηλεκτρικών μονάδων Λαμβάνεται υπόψη η μέση υδροηλεκτρική παραγωγή παρελθόντων ετών αποκλείοντας έτη με ιδιαίτερα υψηλή υδραυλικότητα. Για την προβολή στα επόμενα έτη χρησιμοποιήθηκε ο συντελεστής 15,3%. Για τα έτη 2018-2020 λαμβάνεται υπόψη και η θέση σε εμπορική λειτουργία των ΥΗΣ Μετσοβίτικου (29MW) και ΥΗΣ Μεσοχώρας (29MW). στ) Προγραμματισμός ένταξης νέων και απόσυρση παλαιών μονάδων Λαμβάνονται υπόψη τα δημοσιευμένα στοιχεία σχετικά με τα χρονοδιαγράμματα κατασκευής των νέων μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και εκείνα για την απόσυρση παλαιών λιγνιτικών μονάδων της ΔΕΗ. Συγκεκριμένα: 1) Οι μονάδες ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 2, ΑΓ. ΓΕΩΡΓΙΟΣ 8 και 9, ΛΑΥΡΙΟ 1, ΛΑΥΡΙΟ 2, ΛΑΥΡΙΟ 3, ΑΛΙΒΕΡΙ 3 και ΑΛΙΒΕΡΙ 4 έχουν ήδη αποσυρθεί από το σύστημα. Επίσης, οι μονάδες ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 3 και ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 4 έχουν υποστεί μεγάλες ζημίες από την πυρκαγιά του Νοεμβρίου 2014, και έχουν πλέον αποσυρθεί. 2) Οι μονάδες ΚΑΡΔΙΑ 1, 2, 3 και 4 θα λειτουργήσουν κατά μέγιστο 32.000 ώρες από την 1 η Ιανουαρίου 2016 έως την 31 η Δεκεμβρίου 2023. Σύμφωνα με το Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκπομπών (ΜΕΣΜΕ), το οποίο συντάχθηκε βάσει του άρθρου 33 της Οδηγίας 2010/75/ΕΕ, ο αρχικός χρόνος λειτουργίας των εν λόγω μονάδων είχε οριστεί στις 17.500 ώρες. Ωστόσο, είναι γνωστό ότι το 1 LTS : Long Term Scheduling 9

Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας ήδη κάνει ενέργειες προκειμένου να αυξηθεί ο εναπομένων χρόνος λειτουργίας των προαναφερθεισών μονάδων. Η εκτίμηση του ΑΠΘ είναι ότι η προσπάθεια θα ευοδωθεί και εκτιμά ότι ο χρόνος λειτουργίας των μονάδων ΚΑΡΔΙΑ 1, 2, 3 και 4 θα αυξηθεί σε 32.000 ώρες. Οι μονάδες ΚΑΡΔΙΑ 3 και 4 που χρησιμοποιούνται για τηλεθέρμανση στην περιοχή της Κοζάνης, εκτιμάται ότι θα λειτουργούν κατά τους χειμερινούς μήνες των επομένων ετών. Πιο συγκεκριμένα, γίνεται η θεώρηση ότι οι εν λόγω μονάδες θα λειτουργούν περί τους 8 μήνες/έτος για τα επόμενα 5,5 έτη (Οκτώβριο-Απρίλιο και Ιούλιο) και ότι θα αποσυρθούν τον Απρίλιο του έτους 2021. Τότε εκτιμάται ότι θα τεθεί σε εμπορική λειτουργία η μονάδα ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 5 που θα συνεχίσει να τροφοδοτεί το δίκτυο τηλεθέρμανσης με ζεστό νερό. Οι θερμικές μονάδες ΚΑΡΔΙΑ 1 και 2 δεν τροφοδοτούν το δίκτυο τηλεθέρμανσης με ζεστό νερό και επομένως δεν είναι απαραίτητο να λειτουργούν τους χειμερινούς μήνες. Εκτιμάται ότι οι εν λόγω μονάδες θα λειτουργούν κατά τους μήνες καλοκαιρινής αιχμής (Μάιο έως Οκτώβριο για τα έτη 2016-2020) και κατά τους μήνες της χειμερινής αιχμής (Δεκέμβριο-Φεβρουάριο) για το ίδιο διάστημα, ώστε να καλύπτουν τη ζήτηση του ηλεκτρικού συστήματος. Με αυτή την κατανομή συμπληρώνονται οι 32.000 ώρες λειτουργίας (που είναι περίπου 44 μήνες λειτουργίας). 3) Οι μονάδες ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ 1-4 δε θα έχουν πρόβλημα με το όριο για τις εκπομπές οξειδίων του θείου, και αναμένεται να λειτουργήσουν για όλο το χρονικό διάστημα προγραμματισμού (έως και το έτος 2026). 4) Οι νεότερες μονάδες ΜΕΛΙΤΗ και ΑΓ. ΔΗΜΗΤΡΙΟΣ 5 δεν έχουν κανένα περιβαλλοντικό πρόβλημα στη λειτουργία τους, οπότε θα είναι σε κανονική λειτουργία σίγουρα έως και το έτος 2026. 5) Η μονάδα ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ 5 έχει ήδη εκκινήσει δοκιμαστική λειτουργία από τον Απρίλιο 2015, και αναμένεται να ενταχθεί σε εμπορική λειτουργία εντός του έτους 2016, αλλά με μειωμένη διαθεσιμότητα (έως περίπου 620 MW). Ο λόγος για τη μειωμένη διαθεσιμότητα είναι η καθυστέρηση ολοκλήρωσης των εργασιών επέκτασης του συστήματος μεταφοράς 400 kv προς τη ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ. Επισημαίνεται ότι το υφιστάμενο δίκτυο υπέρ-υψηλής τάσης 150 kv δεν έχει την τεχνική δυναμικότητα μεταφοράς του συνόλου του παραγόμενου φορτίου ηλεκτρικής ενέργειας από τη νέα μονάδα σε πλήρη φόρτιση. Η ολοκλήρωση των εργασιών επέκτασης του συστήματος μεταφοράς 400 kv προς τη ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗ αναμένεται να ολοκληρωθεί εντός του 2017. Στο πλαίσιο της παρούσας μελέτης θεωρείται ότι η εμπορική λειτουργία της μονάδας σε πλήρη ισχύ (811 MW) θα επιτευχθεί από τον Ιούλιο 2017 κ.ε. 6) Οι μονάδες ΑΜΥΝΤΑΙΟ 1 και 2 έχουν τους ίδιους περιβαλλοντικούς περιορισμούς, με τις μονάδες του σταθμού ΚΑΡΔΙΑ. Οι μονάδες αυτές έχουν μία καμινάδα, οπότε για τη μεγιστοποίηση της ωφέλειας του κατόχου τους επιβάλλεται η ταυτόχρονη λειτουργία τους, διότι ο περιορισμός των ωρών λειτουργίας επιβάλλεται ανά καμινάδα κι όχι ανά μονάδα παραγωγής. Με δεδομένο ότι οι μονάδες αυτές δίνουν τηλεθέρμανση στην πόλη του ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ επιβάλλεται η λειτουργία τους κατά τους χειμερινούς μήνες Νοέμβριο-Μάιο (για τα επόμενα 5,5 έτη, έως το Μάιο του έτους 2021), καθώς και τον Αύγουστο (2016-2020) για λόγους κάλυψης του υψηλού φορτίου του καλοκαιριού. 10

7) Τέλος, η μονάδα ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 5 αναμένεται να ενταχθεί σε δοκιμαστική λειτουργία εντός του έτους 2020 και σε εμπορική λειτουργία τον Ιούνιο του 2021. ζ) Τα βασικά τεχνοοικονομικά στοιχεία των μονάδων Λαμβάνονται υπόψη όλες οι παράμετροι που επηρεάζουν το μεταβλητό κόστος των μονάδων όπως ενδεικτικά είναι ο βαθμός απόδοσής τους, και το κόστος αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών CO 2 των θερμικών μονάδων. Όπως προαναφέρθηκε, στο Σενάριο 4 θεωρείται ότι η αγορά δικαιωμάτων θα αυξηθεί τα επόμενα έτη σε σχέση με αυτά που ισχύουν σήμερα. Η πρόβλεψη που γίνεται από το ΑΠΘ είναι ότι οι τιμές θα κυμανθούν από 5 /tn CO 2 (το 2017) 15,5 /tn CO 2 (το 2026). Η τιμή προμήθειας φυσικού αερίου αποτελεί την σημαντικότερη παράμετρο καθορισμού του μεταβλητού κόστους των θερμικών μονάδων με αυτό το καύσιμο. Η εκτίμηση που έγινε στο πλαίσιο εκπόνησης της παρούσας μελέτης είναι αυτή που παρουσιάζεται στον Πίνακα 2. Πίνακας 2: Εκτίμηση τιμών προμήθειας Φυσικού Αερίου για την περίοδο 2017-2026 Έτος Συνολικό κόστος [ /MWhg]* Συνολικό κόστος [ /Nm 3 ] 2017 21,761 0,243725 2018 22,387 0,250732 2019 23,054 0,258203 2020 23,826 0,266847 2021 24,671 0,276313 2022 25,618 0,286921 2023 26,678 0,298789 2024 27,886 0,312326 2025 29,262 0,327735 2026 29,262 0,327735 (*): Στο κόστος αυτό περιλαμβάνεται και το μεταφορικό κόστος για τη χρήση του Συστήματος Μεταφοράς Οι εκτιμήσεις για την τιμή προμήθειας φυσικού αερίου βασίζονται: Στις εκτιμήσεις διεθνών οργανισμών για τη διακύμανση του πετρελαίου τα επόμενα έτη. Στον Πίνακα 3 παρουσιάζονται οι εκτιμήσεις των οργανισμών που εξετάστηκαν. Πίνακας 3: Προβλέψεις διεθνών οργανισμών για την τιμή πετρελαίου τα επόμενα έτη 11

Με δεδομένο ότι η Παγκόσμια Τράπεζα κάνει εκτίμηση τιμών πετρελαίου για όλη την περίοδο αναφοράς της Μελέτης Ανάπτυξης, υιοθετούνται οι δικές της προβλέψεις. Στη συσχέτιση τιμών πετρελαίου και τιμών προμήθειας φυσικού αερίου από ιστορικά στοιχεία των προηγουμένων ετών. Πιο συγκεκριμένα, η συσχέτιση έγινε μεταξύ της μεσοσταθμικής τιμής προμήθειας φυσικού αερίου όπως δημοσιεύεται στον ιστότοπο της ΡΑΕ 2 από το 2008 και των ιστορικών τιμών πετρελαίου όπως δημοσιεύονται στον ιστότοπο του Διεθνούς Οργανισμού Ενέργειας 3. Έγινε η παραδοχή ότι οι φόρμουλες υπολογισμού της τιμής προμήθειας φυσικού αερίου επικαιροποιούνται ανά τρίμηνο, λαμβάνοντας υπόψη την τιμή των προϊόντων πετρελαίου του προηγούμενου εξαμήνου. η) Ο ισοδύναμος συντελεστής απρόβλεπτης μη διαθεσιμότητας (EFOR) και οι περίοδοι προγραμματισμένης συντήρησης των μονάδων. θ) Οι προσφορές έγχυσης των μονάδων Βάσει του ελάχιστου μεταβλητού κόστους για κάθε μονάδα παραγωγής. ι) Οι προβλέψεις σχετικά με τις διασυνδέσεις νησιών του Αιγαίου με το Ηπειρωτικό Σύστημα Η πρόβλεψη ότι διασύνδεση των Κυκλάδων εκτιμάται ότι θα πραγματοποιηθεί εντός του έτους 2018 ενώ η διασύνδεση της Κρήτης εκτιμάται ότι θα τεθεί σε λειτουργία το 2025. Τα αποτελέσματα της μελέτης περιλαμβάνουν: i. την εκτίμηση της συνολικής ζήτησης ηλεκτροπαραγωγής στην Ελλάδα για τη δεκαετία 2017-2026, λαμβάνοντας υπόψη τις εκτιμήσεις Διεθνών Οργανισμών για την εξέλιξη του ρυθμού ανάπτυξης, αλλά και τα ιστορικά στοιχεία ζήτησης προηγουμένων ετών, ii. την εκτίμηση του ποσοστού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από θερμικές μονάδες με καύσιμο Φυσικό Αέριο (σε MWhe) λαμβάνοντας υπόψη όλες εκείνες τις σημαντικές παραμέτρους που μπορεί να επηρεάσουν το εν λόγω ποσοστό (διείσδυση Φωτοβολταϊκών, Αιολικών, ένταξη/απένταξη συμβατικών μονάδων), και iii. την εκτίμηση της κατανάλωσης Φυσικού Αερίου από τις θερμικές μονάδες φ.α., βάσει της συνάρτησης Ειδικής Κατανάλωσης Θερμότητας καθεμιάς από αυτές. Στον Πίνακα 4 συνοψίζονται τα κυριότερα αποτελέσματα της μελέτης. Αξίζει να επισημανθεί η διαφορά που προκύπτει στην εκτιμώμενη ζήτηση φυσικού στον τομέα της Ηλεκτροπαραγωγής το 2017 σε σχέση με εκείνη του 2016. Η τιμή προμήθειας φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή κατά το τρέχον έτος βασίζεται σε πολύ χαμηλές τιμές του πετρελαίου και των προϊόντων του. Όπως παρουσιάζεται στον Πίνακα 3 η πρόβλεψη για την τιμή Brent για το 2016 (από την World Bank και άλλους οργανισμούς) ανέρχεται στα ~ 37 $/bbl που επιβεβαιώνεται από τα ιστορικά στοιχεία του 2 http://www.rae.gr/site/categories_new/gas/market/wholesale_gr.csp 3 http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/leafhandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=m 12

πρώτου τριμήνου του έτους. Στα ίδια επίπεδα ήταν οι τιμές και το τελευταίο τρίμηνο του 2015. Το χαμηλό μεταβλητό κόστος των θερμικών μονάδων με καύσιμο φυσικό αέριο τους επιτρέπει να εντάσσονται στον ΗΕΠ νωρίτερα από κάποιες λιγνιτικές μονάδες, αυξάνοντας έτσι τη συμμετοχή του φυσικού αερίου στο συνολικό μείγμα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Από το 2017 κ.ε., όπου η τιμή του πετρελαίου εκτιμάται ότι θα αυξηθεί, το μεταβλητό κόστος των μονάδων φυσικού αερίου θα αυξηθεί, περιορίζοντας ως ένα βαθμό το πλεονέκτημα που σήμερα έχουν έναντι των λιγνιτικών μονάδων. Σε κάθε περίπτωση πρέπει να επισημανθεί ότι οι εν λόγω εκτιμήσεις εξαρτώνται από την επιβεβαίωση των προβλεπόμενων τιμών πετρελαίου αλλά και άλλων αστάθμητων παραγόντων που επίσης επηρεάζουν το μεταβλητό κόστος παραγωγής των θερμικών μονάδων (φυσικού αερίου ή λιγνιτικών), όπως για παράδειγμα η τιμή αγοράς δικαιωμάτων CO 2. 13

Πίνακας 4: Ενεργειακό Ισοζύγιο Διασυνδεδεμένου Συστήματος (ανά έτος προσομοίωσης) 4 Κατηγορία μονάδων 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Λιγνιτικές μονάδες [MWhe] 13.700.521 15.444.180 15.129.790 15.240.668 15.281.997 14.605.555 13.915.595 14.042.220 14.947.780 17.810.266 17.328.293 Μονάδες φ.α. (ΔΕΗ) [MWhe] 6.472.449 6.999.801 6.882.643 6.635.992 6.824.085 7.276.045 7.001.456 6.263.776 5.711.905 6.353.857 Μονάδες φ.α. (IPPs) [MWhe] 4.266.740 3.856.954 4.102.371 4.064.357 3.860.966 3.652.001 3.728.759 3.680.186 3.959.051 4.008.188 Μονάδες φ.α. [MWhe] 12.480.084 10.739.189 10.856.755 10.985.015 10.700.348 10.685.052 10.928.046 10.730.215 9.943.962 9.670.956 10.362.045 ΥΗΣ [MWhe] 4.936.576 4.995.388 5.110.708 4.837.079 4.880.402 4.872.293 4.626.418 4.617.032 4.592.375 4.621.812 4.583.960 Εισαγωγές [MWhe] 11.894.135 11.928.892 11.889.512 11.815.760 12.250.086 12.804.446 12.986.981 13.078.852 13.298.910 13.367.144 Εξαγωγές [MWhe] 1.172.947 1.037.665 1.023.674 974.169 807.522 561.509 477.712 477.391 427.264 420.773 Καθαρές εισαγωγές [MWhe] 10.430.488 10.721.188 10.891.227 10.865.838 10.841.591 11.442.565 12.242.936 12.509.270 12.601.461 12.871.646 12.946.371 Αιολικά [MWhe] 4.716.889 5.171.187 5.811.581 6.601.373 7.043.821 7.260.109 7.476.398 7.711.352 7.908.975 8.125.264 Φ/Β [MWhe] 3.742.535 3.795.337 3.881.759 3.998.841 4.087.587 4.160.960 4.234.000 4.310.075 4.379.077 4.451.118 Βιομάζα/βιοέριο [MWhe] 272.087 278.500 287.011 298.170 307.547 317.619 327.691 338.696 347.836 365.984 Μικροί ΥΗΣ [MWhe] 766.728 795.456 826.389 862.516 887.666 907.202 926.737 948.891 965.808 991.054 ΣΗΘΥΑ [MWhe] 188.707 194.666 199.994 205.600 210.769 217.969 225.169 233.344 239.571 245.835 Σύνολο ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ [MWhe] 9.198.543 9.686.946 10.235.146 11.006.733 11.966.501 12.537.389 12.863.860 13.189.995 13.542.358 13.841.268 14.179.255 Σύνολο παραγωγής [MWhe] 50.746.212 51.586.892 52.223.627 52.935.333 53.670.839 54.142.854 54.576.855 55.088.732 55.627.936 58.815.948 59.399.924 Ποσοστό μονάδων φ.α. [%] 24,59% 20,82% 20,79% 20,75% 19,94% 19,73% 20,02% 19,48% 17,88% 16,44% 17,44% Άντληση [MWhe] 113.351 233.341 222.730 226.781 232.881 220.100 172.773 175.724 182.578 172.661 204.200 Φορτίο συστήματος [MWhe] 50.632.861 51.353.551 52.000.897 52.708.552 53.437.958 53.922.754 54.404.082 54.913.007 55.445.358 58.643.287 59.195.724 Απώλειες συστήματος μεταφοράς [MWhe] Φορτίο καταναλωτών (με τις απώλειες ΜΤ & ΧΤ) [MWhe] 543.973 991.606 1.010.627 1.038.086 1.078.486 1.085.677 1.084.506 1.107.017 1.148.061 1.312.999 1.336.938 50.088.887 50.361.945 50.990.270 51.670.466 52.359.471 52.837.077 53.319.576 53.805.990 54.297.297 57.330.289 57.858.787 Κατανάλωση φ.α. [knm3] 1.914.622 1.922.303 1.949.907 1.900.713 1.898.380 1.936.520 1.900.398 1.772.889 1.734.161 1.848.820 4 Ο Πίνακας 4 δεν περιλαμβάνει τη χρήση φυσικού αερίου της μονάδας AdG για θερμική χρήση.

3.1.2 Εκτίμηση κατανάλωσης φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες- Σύνοψη Ενότητας Β Για την εκτίμηση της κατανάλωσης φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες μοντελοποιείται η ετήσια κατανομή ζήτησης των Χρηστών του ΕΣΜΦΑ που εξυπηρετούν Καταναλωτές πλην Ηλεκτροπαραγωγών, ανά μετρητικό σταθμό, προκειμένου να εκτιμηθεί η μέγιστη ημερήσια αιχμή του Έτους για το Σύστημα Μεταφοράς. Το μοντέλο βασίστηκε στην επεξεργασία δεδομένων από τις παρακάτω πηγές: i) τα ιστορικά δεδομένα για την ημερήσια κατανάλωση σε κάθε μετρητικό σταθμό του ΕΣΦΑ, ii) τις προβλέψεις της ετήσιας αγοράς φυσικού αερίου, όπως αυτές γνωστοποιούνται από τους Χρήστες του ΕΣΦΑ σύμφωνα με το άρθρο 90 του Κεφαλαίου 12 του Κώδικα Διαχείρισης, iii) τα ιστορικά δεδομένα και τις εκτιμήσεις των Εταιρειών Παροχής Αερίου σχετικά με τις συνδέσεις καταναλωτών στα δίκτυα διανομής, ανά τομέα κατανάλωσης, iv) τα πληθυσμιακά δεδομένα πόλεων με αστικές καταναλώσεις φυσικού αερίου όπου αυτό απαιτείται, v) τα ιστορικά θερμοκρασιακά δεδομένα προηγούμενων ετών από το Αστεροσκοπείο Αθηνών, vi) στοιχεία για την εξέλιξη του Ακαθάριστου Εγχώριου Προϊόντος όπως αυτά υπολογίστηκαν από το Αριστοτέλειο Πανεπιστήμιο Θεσσαλονίκης. Στο πρώτο στάδιο της μελέτης, οι καταναλωτές του ΕΣΜΦΑ χωρίστηκαν σε τρεις βασικές κατηγορίες, α) τις υφιστάμενες ΕΠΑ, β) τις περιοχές εκτός υφιστάμενων ΕΠΑ όπου λειτουργούν δίκτυα διανομής και γ) τους Μεμονωμένους Πελάτες 5, ενώ στη συνέχεια, οι ετήσιες καταναλώσεις κάθε μίας από τις κατηγορίες αυτές, όπως εκτιμήθηκαν, κατανεμήθηκαν γεωγραφικά στα επιμέρους σημεία καταναλώσεων, υφιστάμενα ή νέα, που τις συναποτελούν. Η κατανομή στα σημεία κατανάλωσης έγινε για δύο βασικές κατηγορίες χρήσης φυσικού αερίου: α) βιομηχανική χρήση (μικρή και μεγάλη βιομηχανία) και β) αστική χρήση (οικιακή/ εμπορική). Μάλιστα σύμφωνα με το Ν. 4336/2015 για την τροποποίηση και συμπλήρωση των διατάξεων του Νόμου 4001/2011, το καθεστώς λειτουργίας των Εταιρειών Παροχής Αερίου (υφιστάμενων αλλά και νέων) μεταβαίνει σε ένα νέο ρυθμιζόμενο μοντέλο, όπου η προμήθεια και η διανομή θα διαχωριστούν. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα η σύσταση νέων ΕΠΑ, 5 Ως Μεμονωμένοι Πελάτες θεωρούνται τα σημεία κατανάλωσης που είτε δεν ανήκουν σε ΕΠΑ και σε μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας είτε σε σημεία που ενώ ανήκουν σε ΕΠΑ αντιστοιχούν σε μεμονωμένο σημείο κατανάλωσης για την τροφοδότηση συγκεκριμένης εγκατάστασης / γεωγραφικής περιοχής και άρα το καθένα τους έχει χαρακτηριστικό ημερήσιο προφίλ που προκύπτει από τα ιστορικά στοιχεία καταναλώσεων που διαθέτει ο Διαχειριστής.

όπως τουλάχιστον είχε σχεδιαστεί ως σήμερα (εξαίρεση από την υποχρέωση διαχωρισμού προμήθειας και διανομής με ταυτόχρονη συμμετοχή ιδιώτη επενδυτή στο μετοχικό σχήμα της εταιρείας), να απαιτεί αναθεώρηση. Λαμβάνοντας υπόψη τα ανωτέρω, στην παρούσα μελέτη γίνεται η θεώρηση ότι η όποια περαιτέρω ανάπτυξη δικτύων Μέσης και Χαμηλής Πίεσης στις περιοχές αυτές (είτε υπό τη μορφή νέων ΕΠΑ είτε με επέκταση των ορίων ευθύνης των υφιστάμενων ΕΠΑ) θα υλοποιηθεί από το έτος 2020 κ.ε.. Η συνολική ζήτηση φυσικού αερίου για την περίοδο 2017-2026 ανά κατηγορία χρήσης εκτιμήθηκε ως ακολούθως: ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΕΣ ΕΠΑ Για την εκτίμηση της ετήσιας ζήτησης στην ΕΠΑ Αττικής ανά τομέα κατανάλωσης χρησιμοποιήθηκαν τα ιστορικά στοιχεία καταναλώσεων φυσικού αερίου και του αριθμού συνδέσεων ανά τιμολόγιο χρήσης για το έτος 2015. Καταρχήν εκτιμήθηκε ότι η κατανάλωση για i) οικιακή χρήση, ii) εμπορική χρήση και iii) μικρή βιομηχανική χρήση θα ακολουθήσει αυξητική τάση με ρυθμό αντίστοιχο της αύξησης του Ακαθάριστου Εθνικού Προϊόντος (ΑΕΠ), σύμφωνα με τον Πίνακα 5: Πίνακας 5: Εκτίμηση μεταβολής ρυθμού αύξησης κατανάλωσης φυσικού αερίου Πρόβλεψη ΑΕΠ* Eτήσια μεταβολή κατανάλωσης** 2016 179.948 2017 184.806 1,35% 2018 190.580 1,56% 2019 195.959 1,98% 2020 200.705 1,70% 2021 205.852 1,94% 2022 209.552 1,94% 2023 212.286 1,94% 2024 215.057 1,94% 2025 217.863 1,94% 2026 220.212 1,94% *2016-2020 εκτίμηση ΔΝΤ, 2021-2026 εκτίμηση ΑΠΘ **ο εν λόγω ρυθμός αύξησης υπολογίστηκε από το ΑΠΘ και ταυτίζεται κατά τον Διαχειριστή με τον ρυθμό αύξησης κατανάλωσης φ.α. Ειδικά για την οικιακή και μικρή εμπορική χρήση εκτιμάται ότι θα υπάρξει περαιτέρω αύξηση, ανάλογη εκείνης του αριθμού των συνδέσεων που αναμένεται να πραγματοποιηθούν την περίοδο 2017-2026. Όσον αφορά στην επίδραση της θερμοκρασίας, υπολογίστηκε η μέση κατανάλωση ανά μετρητή για οικιακή και μικρή εμπορική χρήση από τα ιστορικά στοιχεία καταναλώσεων για το 2015, η οποία εξομαλύνθηκε ως προς τον 16

παράγοντα της θερμοκρασίας, λαμβάνοντας υπόψη τις βαθμοημέρες των τελευταίων αντιπροσωπευτικότερων ετών, θερμών και ψυχρών. Όσον αφορά στις καταναλώσεις της Μεγάλη Βιομηχανίας, διατηρήθηκαν οι εκτιμήσεις του Διαχειριστή με βάση τα ιστορικά στοιχεία σε συνδυασμό με τα στοιχεία των χρηστών. Για την εκτίμηση της ετήσιας ζήτησης στις ΕΠΑ Θεσσαλονίκης και ΕΠΑ Θεσσαλίας υιοθετούνται οι εκτιμήσεις των ΕΠΑ για οικιακή, εμπορική και μικρή βιομηχανική χρήση που έχουν δοθεί έως και το έτος 2020 και έπειτα ακολουθείται αυξητική τάση με ρυθμό αντίστοιχο της αύξησης του Ακαθάριστου Εθνικού Προϊόντος (ΑΕΠ) μέχρι το τέλος της περιόδου αναφοράς. Για την εκτίμηση ζήτησης της μεγάλης βιομηχανίας ο ΔΕΣΦΑ επεξεργάστηκε τα δεδομένα των ΕΠΑ έως και το έτος 2017 και στη συνέχεια η ζήτηση ακολουθεί αυξητική τάση αντίστοιχη του ΑΕΠ. ΠΕΡΙΟΧΕΣ ΕΚΤΟΣ ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΩΝ ΕΠΑ ΟΠΟΥ ΛΕΙΤΟΥΡΓΟΥΝ ΔΙΚΤΥΑ ΔΙΑΝΟΜΗΣ Στην παρούσα μελέτη εκτιμάται ότι περαιτέρω ανάπτυξη δικτύων διανομής θα πραγματοποιηθεί από το 2020 κ.ε.. Για την εκτίμηση των ανωτέρω καταναλώσεων στις περιοχές αυτές, έγινε εκτίμηση του Διαχειριστή με βάση τα ιστορικά δεδομένα των υφιστάμενων δικτύων διανομής. Πιο συγκεκριμένα, για την κατανάλωση φυσικού αερίου για βιομηχανική χρήση στις περιοχές αυτές γίνεται η εκτίμηση της συνολικής ζήτησης που αναμένεται για το 2016 με βάση του πρώτους μήνες του έτους που έχουν παρέλθει και τα ιστορικά δεδομένα και γίνεται η παραδοχή ότι η ποσότητα αυξάνεται αναλογικά με τον ρυθμό αύξησης του ΑΕΠ με βάση την ποσότητα κατανάλωσης του 2016. Για τους λοιπούς τομείς (εμπορικό, οικιακό) στις περιοχές εκτός ΕΠΑ όπου λειτουργούν δίκτυα διανομής, γίνεται η ίδια παραδοχή ως ανωτέρω για τα έτη 2017 2019. Για τα λοιπά έτη της περιόδου αναφοράς (2020 2026) η εκτιμηθείσα ετήσια κατανάλωση κατανέμεται στα σημεία κατανάλωσης με βάση τα χιλιόμετρα αγωγών ΜΠ και ΧΠ που αναμένεται να κατασκευαστούν. Ο Πίνακας 6 παρουσιάζει τη συνολική ζήτηση φυσικού αερίου για την περίοδο 2017-2026 ανά κατηγορία χρήσης. 17

Πίνακας 6 : Συνολική Ζήτηση φυσικού αερίου για Λοιπούς Πελάτες ανά κατηγορία χρήσης Εκτιμώμενες ανάγκες λοιπών πελατών (Eκ.Νm 3 ) ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΚΗ ΧΡΗΣΗ (ΣΗΘ, ΜΕΓΑΛΗ ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΑ, ΜΙΚΡΗ ΒΙΟΜΗΧΑΝΙΑ) ΑΣΤΙΚΗ ΧΡΗΣΗ (ΟΙΚΙΑΚΟΙ ΚΑΙ ΕΜΠΟΡΙΚΟΙ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΕΣ) ΣΥΝΟΛΙΚΑ 2017 841,59 428,48 1.270 2018 859,15 450,06 1.309 2019 874,00 470,83 1.345 2020 887,74 525,49 1.413 2021 899,16 536,52 1.436 2022 916,21 555,58 1.472 2023 927,52 568,95 1.496 2024 944,61 587,04 1.532 2025 956,91 596,62 1.554 2026 972,01 609,94 1.582 Στο τελευταίο στάδιο της μελέτης εφαρμόστηκαν κατάλληλα ημερήσια προφίλ στις καταναλώσεις κάθε εξόδου για κάθε κατηγορία, προκειμένου να προσεγγιστεί η αιχμή του συστήματος αλλά και κάθε σημείου ξεχωριστά. Όσον αφορά το προφίλ κατανάλωσης που επιλέχθηκε για βιομηχανική χρήση, για κάθε σημείο κατανάλωσης, έγινε επιλογή του αντιπροσωπευτικότερου προφίλ κατανάλωσης για βιομηχανική χρήση με βάση ιστορικά στοιχεία ημερήσιων καταναλώσεων. Συγκεκριμένα, για την επιλογή της ημερήσιας βιομηχανικής κατανάλωσης της Αθήνας έγινε η γραφική απεικόνιση της ημερήσιας κατανάλωσης των ετών 2002 κ.ε. του σημείου εξόδου Αθήνα, από την οποία προκύπτει ότι το έτος 2004 είναι το πλέον αντιπροσωπευτικό για το προφίλ βιομηχανικής χρήσης. Αυτή η παραδοχή βασίζεται στο γεγονός ότι κατά τα πρώτα χρόνια λειτουργίας της ΕΠΑ το target group πελατών είναι κυρίως οι βιομηχανικοί πελάτες που έχουν μεγαλύτερες καταναλώσεις. Αξίζει να σημειωθεί ότι σε πολλά σημεία, στα οποία η διείσδυση του φυσικού αερίου έγινε ταυτόχρονα στον βιομηχανικό και στον οικιακό τομέα, κρίθηκε ως ορθότερη η επιλογή του προφίλ του σημείου εξόδου Οινόφυτα, καθώς αποτελεί μια καθαρά βιομηχανική περιοχή, και σε κάποιες περιπτώσεις, κυρίως στη Βόρεια Ελλάδα, το προφίλ του σημείου εξόδου ΒΙΠΕ Λάρισας. Τα σημεία αυτά επιλέχθηκαν καθώς η ημερήσια κατανάλωσή τους προσδιορίζεται από επιμέρους καταναλώσεις διαφόρων κατηγοριών βιομηχανιών, οι οποίες δίνουν κατά μέσο όρο ένα πλέον αντιπροσωπευτικό βιομηχανικό προφίλ κατανάλωσης. Για νέα σημεία κατανάλωσης (σημεία εξόδου νέων ΕΠΑ) για τα οποία δεν υπήρχαν ιστορικά στοιχεία, θεωρήθηκε ότι θα ακολουθήσουν το προφίλ βιομηχανικής κατανάλωσης 18

αντίστοιχων σημείων. Ειδικά για την προσέγγιση της ημερήσιας κατανάλωσης μεμονωμένων πελατών χρησιμοποιήθηκαν τα ιστορικά στοιχεία ημερήσιας κατανάλωσης των σημείων αυτών. Όσον αφορά την κατανάλωση για αστική χρήση και λαμβάνοντας υπόψη ότι σε μεγάλο ποσοστό αφορά την χρήση φυσικού αερίου για θέρμανση, κρίθηκε απαραίτητο να προσεγγιστεί το προφίλ της συνυπολογίζοντας τον παράγοντα της θερμοκρασίας. Η ημερήσια κατανομή αστικής χρήσης κατ επέκταση αποτελείται από: α) την ημερήσια κατανομή κατανάλωσης για θέρμανση και β) την ημερήσια κατανομή κατανάλωσης για λοιπή αστική χρήση. Για τον προσδιορισμό των ανωτέρω ημερήσιων κατανομών ακολουθήθηκαν τα εξής βήματα: 1. Υπολογίστηκε το «αρχικό» ημερήσιο προφίλ κατανάλωσης για αστική χρήση από τη διαφορά του μέσου όρου καταναλώσεων των ετών 2011-2015 από τις καταναλώσεις βιομηχανικής χρήσης βάσει της κατανομής καταναλώσεων του έτους 2004 για την Αθήνα και για τα υπόλοιπα σημεία εξόδου από τη διαφορά του προφίλ 2015 με το βιομηχανικού προφίλ κατανάλωσης των Οινοφύτων ή ΒΙΠΕ Λάρισας. Για να προκύψει η διαφορά, προσαρμόστηκαν οι ημέρες της εβδομάδας ώστε να λαμβάνεται υπόψη αν μία ημέρα είναι ή όχι εργάσιμη. 2. Η περίοδος 1/5 έως 15/10 αντιστοιχήθηκε σε καταναλώσεις φυσικού αερίου μόνο για λοιπή αστική χρήση (η περίοδος 16/7-31/8 επεξεργάζεται διακριτά λόγω περιόδου διακοπών). 3. Από το μέσο όρο των καταναλώσεων της περιόδου 1/5-15/10 προέκυψε το ημερήσιο προφίλ για λοιπή αστική χρήση το οποίο θεωρήθηκε σταθερό για όλο το έτος (ημερήσια κατανομή κατανάλωσης για λοιπή αστική χρήση, σημείο β ανωτέρω). 4. Η επιπλέον ημερήσια ποσότητα που προέκυψε από τη διαφορά με το «αρχικό» προφίλ για τα προαναφερθέντα διαστήματα, αφορά σε κατανάλωση λόγω θέρμανσης (ημερήσια κατανομή κατανάλωσης για θέρμανση, σημεία α ανωτέρω). Αυτή η κατανάλωση ανακατανέμεται βάσει των βαθμοημερών 6. Το προφίλ κατανάλωσης για θέρμανση, υπολογίζεται λαμβάνοντας υπόψη ότι η χρήση φυσικού αερίου για κεντρική θέρμανση αναμένεται να πραγματοποιηθεί την περίοδο 16/10-30/4 και προκύπτει ως εξής: 6 Οι βαθμοημέρες μίας συγκεκριμένης ημερολογιακής ημέρας του έτους αποτελούν δείκτη επίδρασης του παράγοντα θερμοκρασία. Υπολογίζονται ως η διαφορά της μέσης θερμοκρασίας περιβάλλοντος από τους 16 ο C και λαμβάνονται υπ όψιν στο άθροισμα των βαθμοημερών του έτους μόνο όταν η προαναφερθείσα διαφορά έχει θετικό πρόσημο 19

Εκτιμώντας ότι κάτω από τους 16 C (εξωτερική θερμοκρασία) ξεκινά η χρήση θέρμανσης, ο συντελεστής βαθμοημέρας για κάθε σημείο κατανάλωσης προκύπτει από την διαφορά της θερμοκρασίας των 16 C από το μέσο όρο των θερμοκρασιών των τελευταίων αντιπροσωπευτικότερων ετών για το εν λόγω σημείο. Τα ιστορικά στοιχεία θερμοκρασιών κάθε πόλης αντλήθηκαν από τα δημοσιευμένα στοιχεία του Αστεροσκοπείου Αθηνών. Για τις πόλεις που δεν υπήρχαν διαθέσιμα στοιχεία θερμοκρασιών, χρησιμοποιήθηκαν τα θερμοκρασιακά δεδομένα του πιο κοντινού σημείου κατανάλωσης. Με βάση το ποσοστό των βαθμοημερών που προκύπτει για κάθε ημέρα για την οποία υπάρχει κατανάλωση λόγω κεντρικής θέρμανσης και την ποσότητα που έχει προκύψει για αυτή τη χρήση (σημείο 4 ανωτέρω), επανυπολογίστηκε το ημερήσιο προφίλ για κεντρική θέρμανση, εισάγοντας το συντελεστή βαθμοημερών ανά σημείο κατανάλωσης. Από το άθροισμα της πρόβλεψης των μέγιστων ημερήσιων αιχμών στο Έτος για κάθε σημείο κατανάλωσης προκύπτει η πρόβλεψη για την ετεροχρονισμένη αιχμή του Συστήματος, η οποία προκύπτει από το άθροισμα α) της αιχμής των ΗΠ (σύμφωνα με τη Μελέτη του ΑΠΘ) και β) του αθροίσματος των αιχμών των λοιπών σημείων κατανάλωσης (σύμφωνα με το μοντέλο Κατανομής Ζήτησης 2017-2026). Παράλληλα από την παρούσα μελέτη υπολογίζεται η ταυτοχρονισμένη αιχμή, που είναι το άθροισμα της μέγιστης ημερήσιας επιτευχθείσας αιχμής του συνόλου των Λοιπών Πελατών στο Έτος και της μέγιστης ημερήσιας επιτευχθείσας αιχμής του συνόλου των ηλεκτροπαραγωγών στη χειμερινή περίοδο του ίδιου έτους. Οι Πίνακες 7-9 παρουσιάζουν συγκεντρωτικά τα αποτελέσματα των δύο Παραρτημάτων της Μελέτης. 20

Πίνακας 7: Ενεργειακό Ισοζύγιο ΗΕ και συνολική ζήτηση φυσικού αερίου Κατηγορία μονάδων/φορτίου 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Ρυθμός αύξησης ενεργειακής κατανάλωσης (ΑΠΘ) 1,35% 1,56% 1,98% 1,70% 1,94% 1,94% 1,94% 1,94% 1,94% 1,94% Λιγνιτικές μονάδες [MWhe] 15.444.180,16 15.129.790,05 15.240.668,42 15.281.997,08 14.605.555,29 13.915.595,46 14.042.219,99 14.947.779,99 17.810.266,34 17.328.292,55 Μονάδες φ.α. (ΔΕΗ) [MWhe] 6.472.448,66 6.999.800,55 6.882.643,26 6.635.991,66 6.824.085,31 7.276.044,82 7.001.455,98 6.263.776,33 5.711.905,41 6.353.857,08 Μονάδες φ.α. (IPPs) [MWhe] 4.266.740,05 3.856.954,07 4.102.371,34 4.064.356,76 3.860.966,44 3.652.000,75 3.728.758,76 3.680.185,84 3.959.050,54 4.008.188,08 Μονάδες φ.α. [MWhe] 10.739.188,71 10.856.754,62 10.985.014,60 10.700.348,42 10.685.051,75 10.928.045,57 10.730.214,74 9.943.962,17 9.670.955,95 10.362.045,16 ΥΗΣ [MWhe] 4.995.387,84 5.110.708,39 4.837.078,99 4.880.401,59 4.872.293,35 4.626.418,29 4.617.031,86 4.592.374,89 4.621.812,14 4.583.959,86 Εισαγωγές [MWhe] 11.894.135,29 11.928.892,45 11.889.511,55 11.815.759,64 12.250.086,08 12.804.445,73 12.986.981,24 13.078.852,39 13.298.910,33 13.367.144,26 Εξαγωγές [MWhe] 1.172.946,82 1.037.665,20 1.023.673,73 974.168,69 807.521,57 561.509,42 477.711,58 477.390,98 427.263,99 420.773,06 Καθαρές εισαγωγές [MWhe] 10.721.188,47 10.891.227,25 10.865.837,82 10.841.590,95 11.442.564,52 12.242.936,31 12.509.269,66 12.601.461,41 12.871.646,34 12.946.371,20 Αιολικά [MWhe] 4.716.888,78 5.171.187,32 5.811.580,64 6.601.373,26 7.043.820,88 7.260.109,20 7.476.398,37 7.711.351,55 7.908.974,82 8.125.263,90 Φ/Β [MWhe] 3.742.535,47 3.795.337,46 3.881.758,55 3.998.841,09 4.087.586,76 4.160.960,24 4.233.999,53 4.310.075,01 4.379.077,42 4.451.117,86 Βιομάζα/βιοέριο [MWhe] 272.087,03 278.499,50 287.011,06 298.170,05 307.546,87 317.619,21 327.691,44 338.695,86 347.836,09 365.984,32 Μικροί ΥΗΣ [MWhe] 766.727,63 795.455,99 826.388,94 862.516,25 887.665,86 907.201,78 926.736,68 948.891,39 965.808,11 991.054,10 ΣΗΘΥΑ [MWhe] 188.707,48 194.666,17 199.994,20 205.600,10 210.768,62 217.969,12 225.169,27 233.343,82 239.571,12 245.834,77 Σύνολο ΑΠΕ/ΣΗΘΥΑ [MWhe] 9.686.946,39 10.235.146,44 11.006.733,39 11.966.500,75 12.537.388,99 12.863.859,55 13.189.995,29 13.542.357,63 13.841.267,56 14.179.254,95 Σύνολο παραγωγής [MWhe] 51.586.891,57 52.223.626,75 52.935.333,22 53.670.838,79 54.142.853,90 54.576.855,18 55.088.731,54 55.627.936,09 58.815.948,33 59.399.923,72 Ποσοστό μονάδων φ.α. [%] 20,82% 20,79% 20,75% 19,94% 19,73% 20,02% 19,48% 17,88% 16,44% 17,44% Άντληση [MWhe] 233.341,00 222.730,00 226.780,94 232.881,27 220.100,28 172.773,04 175.724,33 182.577,70 172.660,89 204.199,60 Φορτίο συστήματος [MWhe] 51.353.550,57 52.000.896,74 52.708.552,28 53.437.957,52 53.922.753,62 54.404.082,14 54.913.007,21 55.445.358,39 58.643.287,44 59.195.724,12 Απώλειες συστήματος μεταφοράς [MWhe] 991.606,00 1.010.626,77 1.038.085,79 1.078.486,21 1.085.676,69 1.084.506,19 1.107.017,33 1.148.061,10 1.312.998,79 1.336.937,60 Φορτίο καταναλωτών (με τις απώλειες ΜΤ & ΧΤ) [M 50.361.944,57 50.990.269,98 51.670.466,49 52.359.471,31 52.837.076,92 53.319.575,95 53.805.989,88 54.297.297,29 57.330.288,65 57.858.786,52 Κατανάλωση φ.α. [knm3] * 2.021.810,94 2.029.492,20 2.057.096,14 2.008.196,16 2.005.568,90 2.043.708,99 2.007.587,73 1.880.372,08 1.841.350,68 1.956.009,47 Κατανάλωση φ.α. για Λοιποί Πελάτες [knm3] 1.270.068,24 1.309.218,95 1.344.832,60 1.413.228,33 1.435.678,86 1.471.793,96 1.496.465,57 1.531.653,45 1.553.530,07 1.581.949,58 Συνολική Κατανάλωση φ.α. [knm3/day] 3.291.879,18 3.338.711,15 3.401.928,74 3.421.424,49 3.441.247,76 3.515.502,95 3.504.053,31 3.412.025,53 3.394.880,75 3.537.959,05 * συμπεριλαμβάνεται η χρήση φ.α. από την ADG για θερμική χρήση

Πίνακας 8: Άθροισμα μέγιστης ημερήσιας κατανάλωσης φ.α. από ΗΠ και Λοιπούς Πελάτες (ταυτοχρονισμένη αιχμή) Πίνακας 9: Άθροισμα μέγιστων ημερήσιων καταναλώσεων φ.α των σημείων κατανάλωσης (ετεροχρονισμένη αιχμή) 3.2. ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΩΡΙΑΙΑΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ ΑΝΑ ΕΤΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2017-2026 Για τον υπολογισμό της μέγιστης ωριαίας ζήτησης φυσικού αερίου χρησιμοποιήθηκαν τα ιστορικά στοιχεία ωριαίων καταναλώσεων όπως αυτά δημοσιεύονται στην ιστοσελίδα του ΔΕΣΦΑ για τους Λοιπούς Πελάτες. Από τα στοιχεία αυτά δημιουργήθηκαν χαρακτηριστικές ωριαίες κατανομές από τις οποίες και υπολογίστηκε η μέγιστη ωριαία ζήτηση φυσικού αερίου για κάθε Έτος της περιόδου 2017-2026. Το ωριαίο προφίλ των Λοιπών Πελατών και των ηλεκτροπαραγωγών υπολογίστηκε από το μέσο όρο των ημερήσιων ωριαίων καταναλώσεων των μηνών Ιανουαρίου, Φεβρουαρίου και Μαρτίου των ετών 2012 έως 2016 για κάθε Σ. Εξόδου. Επισημαίνεται ότι για να είναι ακριβέστερα τα αποτελέσματα δεν χρησιμοποιήθηκαν τα ωριαία στοιχεία των Σαββατοκύριακων και των επίσημων αργιών. 22

Τα προφίλ που προέκυψαν εφαρμόστηκαν στην ταυτοχρονισμένη αιχμή ΗΠ και Λοιπών Πελατών όπως αυτή υπολογίστηκε σύμφωνα με την παραγράφους 3.1. Με βάση τα ανωτέρω η μέγιστη ωριαία ζήτηση για τα έτη 2017-2026 είναι η ακόλουθη: Πίνακας 10: Σύνοψη Προβλέψεων μέγιστης Ωριαία Ζήτησης ΕΣΜΦΑ 2017-2026 Nm 3 /hr ΗΠ Λοιποί πελάτες ΣΥΝΟΛΙΚΑ TRUE 2017 601.721 473.822 1.075.543 TRUE 2018 624.209 496.811 1.121.020 TRUE 2019 606.765 518.888 1.125.653 TRUE 2020 605.576 556.588 1.162.164 TRUE 2021 615.204 573.805 1.189.010 TRUE 2022 594.546 590.934 1.185.480 TRUE 2023 622.623 604.706 1.227.329 TRUE 2024 569.045 619.241 1.188.286 TRUE 2025 584.010 633.980 1.217.990 TRUE 2026 574.856 648.627 1.223.483 3.3. ΔΥΝΑΤΟΤΗΤΕΣ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΠΡΟΣΦΟΡΑΣ Φ.Α. Το θεσμικό πλαίσιο λειτουργίας της αγοράς φυσικού αερίου αφήνει στους Χρήστες την επιλογή προμήθειας φυσικού αερίου από τα Σημεία Εισόδου, με τον Διαχειριστή να παρεμβαίνει σε ορισμένες μόνο περιπτώσεις σύμφωνα με τα οριζόμενα στον Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ. Επομένως ΕΣΦΑ πρέπει να σχεδιάζεται ώστε να μπορεί να καλύπτει, ει δυνατόν, όλους τους συνδυασμούς εισαγωγών φυσικού αερίου. Για μεγαλύτερη ανάλυση βλέπε το Κεφάλαιο 5 της παρούσας. ΚΕΦΑΛΑΙΟ 4: ΜΕΛΛΟΝΤΙΚΑ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΑ ΣΧΕΔΙΑ 4.1 ΜΙΚΡΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΕΦΑΡΜΟΓΕΣ ΥΓΡΟΠΟΙΗΜΕΝΟΥ ΦΥΣΙΚΟΥ ΑΕΡΙΟΥ Τα τελευταία χρόνια παρατηρείται κινητικότητα σε παγκόσμιο επίπεδο γύρω από τους νέους τρόπους χρήσης του Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου (ΥΦΑ), καθώς εξασφαλίζει την ποικιλομορφία, την αξιοπιστία και την ανταγωνιστικότητα του συστήματος του φυσικού αερίου. Η δράση POSEIDON MED II αποτελεί την αρχή των απαραίτητων βημάτων που πρέπει να γίνουν, προς την κατεύθυνση υιοθέτησης του υγροποιημένου φυσικού αερίου ως καύσιμο ναυτιλίας στην Ανατολική Μεσόγειο καθιστώντας την Ελλάδα κομβικό σημείο ανεφοδιασμού και διανομής υγροποιημένου φυσικού αερίου στη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Στη δράση αυτή συμμετέχουν τρία Κράτη Μέλη (Κύπρος, Ελλάδα, Ιταλία) από την περιοχή της Ανατολικής Μεσογείου. Στη Δράση συμμετέχουν συνολικά 26 εταίροι, μεταξύ των οποίων η ΔΕΠΑ Α.Ε. και ο ΔΕΣΦΑ. Η ΔΕΠΑ ενεργεί ως Συντονιστής του Έργου (Project Manager) μεταξύ της Ευρωπαϊκής Επιτροπής και των εταίρων, ενώ ο ΔΕΣΦΑ έχει οριστεί ως Τεχνικός Συντονιστής (Project Coordinator) της δράσης. 23

Η δράση POSEIDON MED II συγχρηματοδοτείται από την Ε.Ε. και πιο συγκεκριμένα από τα κονδύλια του μηχανισμού Trans-European Networks Transportation (ΤΕΝ-Τ) για τις θαλάσσιες αρτηρίες. Το συνολικό επιλέξιμο κόστος είναι 53.279.405 εκ των οποίων τα 4.123.625 αποτελεί το ποσό συμμετοχής του ΔΕΣΦΑ. Το ποσοστό στήριξης της Ε.Ε. είναι 50%, δηλαδή ο ΔΕΣΦΑ αναμένεται να λάβει το ποσό των 2.061.812,50 για τη χρηματοδότηση μελετών που αφορούν αποκλειστικά σε έργα μικρής κλίμακας LNG. Το κόστος του έργου θα χρηματοδοτηθεί με ίδια κεφάλαια του Διαχειριστή. Περίοδος έναρξης της δράσης είναι η 1 η Ιουνίου 2015. Η ολοκλήρωσή του εκτιμάται τον Δεκέμβριο του 2020. Όσον αφορά τις μελέτες σχετικά με τις υποδομές της Ρεβυθούσας και του Πειραιά, αναμένεται να ολοκληρωθούν έως το τέλος του έτους 2018. 4.2 Αγωγός Διασύνδεσης Ελλάδας - ΠΓΔΜ Στη συνάντηση του Central East South Europe Gas Connectivity (CESEC) Plenary Meeting που έλαβε χώρα στις 17 Νοεμβρίου 2015 στις Βρυξέλλες, εκπρόσωπος της κρατικής εταιρείας της ΠΓΔΜ Macedonian Energy Resources REM παρουσίασε ένα νέο έργο φυσικού αερίου που περιλαμβάνει τη διασύνδεση του δικτύου της γείτονος Χώρας στην πόλη Stip με το Ελληνικό Εθνικό Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ) στην περιοχή της Νέας Μεσήμβριας. Ο ΔΕΣΦΑ προχώρησε στην εκπόνηση προκαταρκτικής τεχνικοοικονομικής μελέτης για την αξιολόγηση της υλοποίησης αγωγού, έως τμήμα του ΕΣΜΦΑ, από την Νέα Μεσήμβρια (Σημείο σύνδεσης κατάντη του Συμπιεστή Ν. Μεσημβρίας) έως το σύνορο με την ΠΓΔΜ στο ύψος του Τελωνειακού Σταθμού Ευζώνων. Μελετήθηκαν σενάρια για μεταφορά φυσικού αερίου 1 bcm/έτος 2 bcm/έτος. Διάγραμμα 7: Όδευση αγωγού από τη Νέα Μεσήμβρια έως τα σύνορα με ΠΓΔΜ 24

Τα βασικά χαρακτηριστικά του έργου, με βάση τα σενάρια που εξετάστηκαν είναι: Διάμετρος (inches) 24-28 Πίεση Σχεδιασμού (barg) 70 Μέγιστη Πίεση Λειτουργίας (barg) 66.4 Μήκος (km) Approx. 50 Επίγειες Εγκαταστάσεις (Above Ground Installations) Σύστημα SCADA Ένα βαλβιδοστάσιο Ένας Μετρητικός/Ρυθμιστικός Σταθμός, δύο (2) Scraper Stations (Launcher) και ένας (1) Scraper Station (Receiver) To έργο θα ενταχθεί σε επόμενο Σχέδιο Προγράμματος αφού μελετηθεί περαιτέρω τεχνικά και υπάρξει ο απαραίτητος συντονισμός με την εταιρεία υλοποίησης του αντίστοιχου τμήματος της διασύνδεσης εντός της ΠΓΔΜ. ΚΕΦΑΛΑΙΟ 5: ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΤΗΣ ΥΔΡΑΥΛΙΚΗΣ ΑΠΟΚΡΙΣΗΣ ΤΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2017 2026 5.1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Με βάση την εκτίμηση ζήτησης για την περίοδο 2017 2026, όπως παρουσιάστηκε στα προηγούμενα κεφάλαια, εκπονήθηκε μελέτη προσομοίωσης λειτουργίας του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ) με σκοπό να εκτιμηθεί υδραυλικά η απόκριση του Συστήματος Μεταφοράς και να προσδιορισθούν τυχόν αναγκαίες ενισχύσεις για την διατήρηση της τεχνικής επάρκειας του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (ΕΣΜΦΑ) για την επόμενη 10ετία (2017-2026). Για την εξέταση της υδραυλικής συμπεριφοράς του ΕΣΦΑ προσομοιώθηκε η μέγιστη ημέρα εκτιμώμενης κατανάλωσης φυσικού αερίου για εκείνα τα έτη που διαφοροποιούνται σημαντικά τόσο τα ποσοτικά δεδομένα της εκτιμώμενης κατανάλωσης όσο και τα τεχνικά χαρακτηριστικά του συστήματος μεταφοράς που συνδέονται με την έναρξη εμπορικής λειτουργίας νέων υποδομών (του ΕΣΦΑ ή άλλων Συστημάτων Φυσικού Αερίου). Τα έτη που εξετάζονται στην παρούσα μελέτη είναι: το 2017 που αποτελεί το εκτιμώμενο έτος έναρξης εμπορικής λειτουργίας της 2ης αναβάθμισης της Ρεβυθούσας (Δεκ 2017) και της εμπορικής λειτουργίας της Μονάδας της ΔΕΗ στη Μεγαλόπολη στη μέγιστη ισχύ των 811 MW (ολοκλήρωση των εργασιών επέκτασης του συστήματος μεταφοράς 400 kv προς την περιοχή). το 2020 οπότε -με βάση τις έως σήμερα ανακοινώσεις- εκτιμάται ότι θα τεθεί σε εμπορική λειτουργία ο αγωγός ΤΑΡ. Για τους σκοπούς της παρούσας μελέτης ως σημεία 25