ΤΟ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΟ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ ΤΟΥ ΑΔΜΗΕ:

ΤΟ ΕΠΕΝΔΥΤΙΚΟ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ ΤΟΥ ΑΔΜΗΕ: ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Διασυνδέσεις Νησιών και Ενσωμάτωση ΑΠΕ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Γ. ΚΑΜΠΟΥΡΗΣ Δ/ντής Σχεδιασμού Ανάπτυξης Συστήματος ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΑΝΑΠΤΥΞΗ & ΕΠΕΝΔΥΣΕΙΣ ΔΗΜΙΟΥΡΓΩΝΤΑΣ ΠΡΟΟΠΤΙΚΕΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΟΙΚΟΝΟΜΙΑ

ΤΟ ΔΕΚΑΕΤΕΣ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ (ΔΠΑ) Ν.4001/2011 (Άρθρο 108, παρ. 1), σε εφαρμογή του Άρθρου 22 της Οδηγίας 2009/72/ΕΚ Κώδικας Διαχείρισης του Συστήματος Μεταφοράς, ΦΕΚ Β 103/ 31.1.2012 (όπως ανανεώθηκε και ισχύει), Άρθρο 229 Αποτελεί το Επενδυτικό Πρόγραμμα και τη βάση του Επιχειρησιακού Σχεδίου (Business Plan) Ο ΑΔΜΗΕ ανακτά τα επενδεδυμένα κεφάλαια μέσω χρεώσεων χρήσης μεταφοράς με ρυθμιζόμενο από τη ΡΑΕ επιτόκιο (WACC) 8,5% για το 2015, 7,5% το 2016, 7,3% από το 2017 Βασικές παράμετροι Εξέλιξη των αναγκών (φορτία που διακινούνται από το Σύστημα) Στόχοι για ΑΠΕ Διασυνδέσεις με γειτονικά Συστήματα 2

ΒΗΜΑΤΑ ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑΣ ΕΚΔΟΣΗΣ & ΕΓΚΡΙΣΗΣ ΔΠΑ Προκαταρκτικό Σχέδιο ΔΠΑ Δημόσια διαβούλευση από τον ΑΔΜΗΕ Έναρξη: έως 31 η Δεκεμβρίου Διάρκεια: 1 μήνας Σχέδιο ΔΠΑ Υποβολή προς ΡΑΕ (έως 31 η Μαρτίου) Δημόσια διαβούλευση από τη ΡΑΕ (Διάρκεια: 1 μήνας) Απόφαση ΡΑΕ Έγκριση ή Απόφαση ΡΑΕ Απόρριψη ή Απόφαση/γνωμοδότηση/επιστολή ΡΑΕ Πρόταση για τροποποιήσεις Τελικό Σχέδιο ΔΠΑ Υποβολή προς ΡΑΕ (εφόσον ζητηθεί) 3

ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Συνέπεια της ύφεσης, είναι η σημαντική μείωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας: Μείωση κατά περίπου 8.8% (2015) σεσχέσημετημέγιστηζήτηση (2008) Αντίστοιχη μείωση υπάρχει και στις εκτιμήσεις για τη διαμόρφωση της ζήτησης κατά την προσεχή δεκαετία Από τις προβλέψεις που περιλαμβάνονται στο ΔΠΑ 2017-2026, προκύπτει ότι η ζήτηση θα επανέλθει στα επίπεδα του 2008 (ιστορικό μέγιστο) μετά το τέλος της τρέχουσας δεκαετίας Η σημαντική αύξηση της διεσπαρμένης παραγωγής (κυρίως Φ/Β), οδήγησεσεμείωσητωναιχμών(~10%) και των απαιτήσεων διακίνησης ενέργειας (~16,2%) το 2015 για την εξυπηρέτηση των φορτίων από το Σύστημα Μεταφοράς. Δίνεται η δυνατότητα χρονικής μετάθεσης ορισμένων έργων Μεταφοράς που σχετίζονται κυρίως με εξυπηρέτηση φορτίων, χωρίς αρνητική επίπτωση στην ασφάλεια λειτουργίας του Συστήματος. 4

ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΣΥΝΟΛΙΚΗΣ ΚΑΘΑΡΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ TWh 60 Εξέλιξη Συνολικής Ζήτησης GW 12 55 11 50 10 45 9 40 35 Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας (TWh) Ετήσια Αιχμή (GW) 8 7 30 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 6 Σημ. : Δεν περιλαμβάνεται το φορτίο άντλησης 5

ΕΠΙΔΡΑΣΗ ΤΗΣ ΔΙΕΣΠΑΡΜΕΝΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΣΤΗ ΖΗΤΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ 58 56 54 Επίδραση διεσπαρμένης παραγωγής από ΑΠΕ στη Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας (TWh) 52 50 48 46 44 42 Συνολική Ζήτηση Ζήτηση Συστήματος 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 6

ΕΠΙΔΙΩΚΟΜΕΝΗ ΑΝΑΛΟΓΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΜΟΝΑΔΩΝ ΑΠΕ ΚΑΙ ΣΗΜΕΡΙΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ Τεχνολογία Στόχος 2014 (ΜW) Στόχος 2020 (MW) Εγκατ/νη ισχύς ΑΠΕ έως 31.12.15 (ΜW) Ισχύς ΑΠΕ με Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης (ΜW) Υδροηλεκτρικά (Συμβατικά & Μικρά) 3700 4650 3018+224=3242 832+26=858 Φωτοβολταϊκά 1500 2200 2444 30 Ηλιοθερμικά 120 250 0,00 0 Αιολικά Πάρκα 4000 7500 1775 2020 Βιομάζα / Βιοαέριο 200 350 52 35 7

ΚΥΡΙΟΤΕΡΑ ΕΡΓΑ ΠΟΥ ΠΕΡΙΛΑΜΒΑΝΕΙ ΤΟ ΔΠΑ 2017-2026 2026 ΔιασύνδεσητωνΚυκλάδωνμετοΗπειρωτικόΣύστημα Σε εξέλιξη τα έργα της Α Φάσης (Εκτίμηση: 2017) Β Φάση: 2018 (Υ/Β Λειβάδι Άνδρος & Άνδρος Τήνος: τέλος 2017) Γ Φάση: 2022 Γ.Μ. 400 kv ΚΥΤ Λαγκαδά ΚΥΤ Φιλίππων Σε εξέλιξη (Εκτίμηση: 2017) Ανάπτυξη Συστήματος 400 kv στην Πελοπόννησο Άξονας Μεγαλόπολη-Πάτρα-Αχελώος: Σε εξέλιξη (Εκτίμηση: 2018Β) Άξονας Μεγαλόπολη-Κόρινθος-Κουμ/ρος: Εκτίμηση 2021Β ΔιασύνδεσητηςΚρήτηςμετοΗπειρωτικόΣύστημα Φάση Ι (ΕΡ 2x200 MVA από Πελοπόννησο): Εκτίμηση 2020Α Φάση ΙΙ (ΣΡ 2x350 MW από Αττική): Εκτίμηση 2022Β (ένας πόλος έως 2024Β 2 ος πόλος) Νέα διασυνδετική ΓΜ (400kV) με Βουλγαρία (Ν. Σάντα Maritsa): Εκτίμηση 2021A 8

ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΔΑΠΑΝΩΝ ΕΡΓΩΝ ΓΙΑ ΤΟ ΧΡΟΝΙΚΟ ΟΡΙΖΟΝΤΑ ΤΟΥ ΔΠΑ 2017-2026 1,2 δις Ευρώ Επενδυτικό Πρόγραμμα 10ετίας: ~1,84 δισ. Ευρώ 9

ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΔΑΠΑΝΩΝ ΕΡΓΩΝ ΠΕΡΙΟΔΟΥ 2017 2019 (πρώτη 3-ετία ΔΠΑ 2017-2026) 2026) 435 εκ. Ευρώ Επενδύσεις 3-ετίας: ~ 707 εκ. Ευρώ 10

ΝΗΣΙΑ 11

Αυτόνομα νησιωτικά Συστήματα στο Αιγαίο Πολλά νησιά έχουν διασυνδεθεί με την Ηπ. Χώρα (από τη δεκαετία 1960) είτε με δίκτυα 150kV (νησιά Ιονίου) είτε μέσω διασυνδέσεων μέσης τάσης Παραμένουν 28 αυτόνομα νησιωτικά συστήματα που αντιπροσωπεύουν το ~10% της ζήτησης στη χώρα Αιχμή φορτίου από μερικές εκατοντάδες KW έως ~700 MW (Κρήτη) Συμπλέγματα νησιών με τοπικές διασυνδέσεις Κύρια χαρακτηριστικά: Τοπικοί Σταθμοί Παραγωγής (ΤΣΠ) με καύση πετρελαίου (diesel ή mazut) πολύ υψηλό κόστος παραγωγήςgeneratin cst Χαμηλή αξιοπιστία τροφοδότησης Πολύ σημαντικοί περιορισμοί στη λειτουργία των ΤΣΠ από το 2020 (EC Dir. 2010/75/ΕΕ & 2015/2193/ΕΕ) Διασύνδεση??

Οφέλη από τη διασύνδεση Νησιών με το Ηπειρωτικό Σύστημα Εξοικονόμηση δαπανών καυσίμου (σημαντική μείωση ΥΚΩ λόγω περιορισμού του υψηλού κόστους παραγωγής στα νησιά) Αποφυγή επενδύσεων μεγάλου κόστους για ανάπτυξη και εκσυγχρονισμό των ΑΣΠ Αύξηση αξιοπιστίας τροφοδότησης νήσων Περιορισμός των αέριων ρύπων και των συσχετιζόμενων δαπανών Περιορισμός της όχλησης από τη συνεχή λειτουργία των τοπικών σταθμών Εκμετάλλευση υψηλού δυναμικού ΑΠΕ νήσων Διεύρυνση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στα διασυνδεόμενα νησιά Από το 2020 αναγκαίες παρεμβάσεις λόγω των Οδηγιών 2010/75/ΕΕ & 2015/2193/ΕΕ περί βιομηχανικών εκπομπών και για τον περιορισμό των εκπομπών ορισμένων ρύπων στην ατμόσφαιρα από μεσαίου μεγέθους μονάδες καύσης

Στρατηγική αντιμετώπιση των Μη Διασυνδεδεμένων νησιών του Αιγαίου 2 1 Κυκλάδες Ανάγκη προσαρμογής στις Οδηγίες 2010/75/ΕΕ & 2015/2193/ΕΕ: Αλλαγή καυσίμου (ΦΑ??) ή διασύνδεση? 1 3 4 2 3 4 Β.Α. Αιγαίο Κρήτη Δωδεκάνησα Σύσταση από ΡΑΕ Ο.Ε.: Επιτροπή Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ Αρχικές εκτιμήσεις: η διασύνδεση τεχνικά και οικονομικά σκόπιμη για Κυκλάδες και Κρήτη Η διερεύνηση για Β.Α. Αιγαίο και Δωδεκάνησα δεν έχει ολοκληρωθεί

Κυκλάδες 15

ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ (Α Φάση - 2017) Σύνδεση Λαύριο- Σύρος 108 km (AC) Σύνδεση Σύρος - βόρειο άκρο Τήνου 33 km Σύνδεση Σύρος - Πάρος 46 km Σύνδεση Σύρος - Μύκονος 35 km Κατασκευή Υ/Σ GIS σε Σύρο, Πάρο, Μύκονο, Λαύριο και απαιτούμενα έργα στην Τήνο Προϋπολογισμός: ~252 Μ Συν. Μήκος καλωδίων: 220km Το καλώδιο Λαύριο-Σύρος ολοκληρώθηκε Καθυστερήσεις στην κατασκευή Υ/Σ 16

ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ (Β Φάση - 2018) Σύνδεση Πάρος- Νάξος 7,6 km. Σύνδεση Νάξος - Μύκονος 40 km. Κατασκευή Υ/Σ GIS στη Νάξο. Εμβόλιμο έργο: Αναβάθμιση της υφιστάμενης καλωδιακής σύνδεσης Άνδρος Λιβάδι (Ν. Εύβοια) 14,5 km και Άνδρος Τήνος 4 km. Προϋπολογισμός: ~62 Μ Συν. Μήκος καλωδίων: 65km 17

ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ (Γ Φάση - 2022) Δεύτερη σύνδεση Λαύριο Σύρος μήκους 108 km Προϋπολογισμός: ~100 Μ Μήκος καλωδίων: 108km Ενταξη μετά το 2020 (ανάλογα με την αύξηση φορτίων) Δυνατότητα απορρόφησης ~200MW από ΑΠΕ 18

Υλοποίηση του έργου Α Φάση Προκαταρκτικές ενέργειες /αδειοδοτήσεις Δεκέμβριος 2013: Ολοκλήρωση αγοράς γηπέδων υποσταθμών Σεπτέμβριος 2014: Ολοκλήρωση χορήγησης πολεοδομικών αδειών (Μύκονος: Ιούνιος 2015) Χρηματοδοτικό πλαίσιο Αύγουστος 2014: Δανειοδότηση από την Ευρωπαϊκή Τράπεζα Επενδύσεων (50% του κόστους της Α Φάσης) Ιανουάριος 2015: Επιχορήγηση από το ΕΣΠΑ (35% του κόστους της Α Φάσης)

Κρήτη 20

ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ (Διαχρονικά κρίσιμες παράμετροι) Ετήσια ζήτηση ~3ΤWh (~6% της ζήτησης στη Χώρα) Επιβάρυνση των καταναλωτών με το κόστος των ΥΚΩ (άνω των 300Μ ετησίως) Λειτουργία των τοπικών πετρελαϊκών σταθμών, ιδιαίτερα υψηλού κόστους παραγωγής, με μονάδες παλαιές, χαμηλού βαθμού απόδοσης, μειωμένης διαθεσιμότητας και με σημαντικά περιβαλλοντικά προβλήματα. Μεγάλη δυσκολία έως αδυναμία εξεύρεσης χώρων για την ενίσχυση των τοπικών σταθμών ή την ανάπτυξη νέων. Συνεχώς αυξανόμενο ενδιαφέρον για την αξιοποίηση του πλούσιου τοπικού δυναμικού ΑΠΕ Η διείσδυση ΑΠΕ περιορίζεται λόγω των σημαντικών προβλημάτων ευστάθειας που μπορεί να εμφανιστούν σε ένα αυτόνομο ηλεκτρικό σύστημα όπως αυτό της Κρήτης. 21

ΕΞΕΛΙΞΗ ΤΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΣΤΗΝ ΚΡΗΤΗ 22

ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ (Νέες εξελίξεις) Αναγκαιότητα προσαρμογής στις νέες συνθήκες: Οδηγία 2010/75/ΕΕ περί βιομηχανικών εκπομπών Οδηγία 2015/2193/ΕΕ για τον περιορισμό των εκπομπών ορισμένων ρύπων στην ατμόσφαιρα από μεσαίου μεγέθους μονάδες καύσης Τα προσεχή χρόνια το σύστημα Κρήτης θα αντιμετωπίσει σημαντικά και εντεινόμενα προβλήματα επάρκειας ισχύος (λαμβανομένης υπόψη και της παλαιότητας πολλών εκ των υφιστάμενων μονάδων) Το θέμα της διασύνδεσης της Κρήτης αποκτά χαρακτήρα «επείγοντος», καθιστώντας το χρόνο υλοποίησης την κρισιμότερη παράμετρο για την επιλογή της τεχνικής λύσης για τη διασύνδεση 23

ΕΝΔΕΙΚΤΙΚΗ ΤΟΠΟΛΟΓΙΑ ΕΡΓΩΝ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ΜΕ ΤΟ ΕΣΜΗΕ Κρίσιμη παράμετρος η δυνατότητα ταχείας υλοποίησης Πολυκριτηριακή ανάλυση για την απόφαση ΦΑΣΗ Ι: Διασύνδεση ΕΡ 150 kv από Πελοπόννησο (2x200MVA) ΦΑΣΗ IΙ: Διασύνδεση ΣΡ από Αττική (2x350MW) 24

ΦΑΣΗ Ι: ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΕΡ 150kV 2 200MVA 2 200MVA ΚΡΗΤΗ - ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ GWh 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Εξέλιξη δείκτη EUE Κρήτης (Απόσυρση μονάδων των οποίων λήγει η άδεια παραγωγής) 2020 2025 Χωρίς την υλοποίηση της Φασης Ι Με την υλοποίηση της Φάσης Ι 25

ΦΑΣΗ Ι: ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΕΡ 150kV 2 200MVA 2 200MVA ΚΡΗΤΗ - ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ Χρόνος υλοποίησης Εκτιμάται σε ~4 έτη (χωρίςσημαντικέςδικαστικέςήάλλεςεμπλοκές) (εκτίμηση λειτουργίας το 2020Α) Η ολοκλήρωση της Φάσης Ι εξασφαλίζει ικανότητα μεταφοράς από το ΕΣΜΗΕ προς την Κρήτη της τάξεως των 220 έως 250 MW Το επίπεδο ασφάλειας του Συστήματος Κρήτης θα είναι ιδιαίτερα υψηλόσυγκρινόμενομετασημερινάδεδομένα: Ανταπόκριση σε διαταραχές που οδηγούν σε απώλεια παραγωγής χωρίς την ανάγκη περικοπών φορτίου (όπως συμβαίνει σήμερα) Δραστική μείωση αναγκών διατήρησης εξαιρετικά υψηλού κόστους στρεφόμενης εφεδρείας στο νησί (με αντίστοιχη μείωση κόστους) Απώλειες Μεταφοράς Μολάοι Χανιά: ~90 160 GWh/έτος Συμβολή στην εξοικονόμηση κόστους ΥΚΩ Η συμβολή της διασύνδεσης στην τροφοδότηση της Κρήτης εκτιμάται σε ~1200 1850 GWh/έτος (40% 60% της συνολικής ζήτησης του νησιού) Πολύ σημαντική μείωση του λειτουργικού κόστους Αποφυγή σημαντικών επενδύσεων σε νέες μονάδες παραγωγής 26

ΦΑΣΗ Ι: ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΕΡ 150kV 2 200MVA 2 200MVA ΚΡΗΤΗ - ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ Αποσυμφόρηση Πελοποννήσου μέχρι την ολοκλήρωση των έργων 400kV Συνεισφορά σε απομάστευση ισχύος νέας ΜΣΚ «Μεγαλόπολη V» Ροή ισχύος Πρώταχρόνιαλειτουργίας: Ροή ισχύος Πελοπόννησος Κρήτη Μεγάλη ανάπτυξη ΑΠΕ: Σημαντικοί περιορισμοί στις δυνατότητες εξαγωγής Κρήτη Πελοπόννησος (δεν εξαλείφονται με τα έργα 400 kv στην Πελοπόννησο) αναγκαία η υλοποίηση της Φάσης ΙΙ Συμπερασματικά Κόστος έργου: ~ 330 Μ, με εξαιρετικά μικρό χρόνο απόσβεσης Επιλύονται σε πολύ μεγάλο βαθμό τα σημερινά προβλήματα της Κρήτης (μειωμένη αξιοπιστία και υψηλό κόστος παραγωγής) Ασφαλής εκτίμηση κόστους, χωρίς σημαντικά τεχνικά/ περιβαλλοντικά προβλήματα σε σύγκριση με λύση ΣΡ Εχει περιληφθεί στη λίστα Junker 27

ΦΑΣΗ ΙΙ: ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΣΡ 2 350MVA ΚΡΗΤΗ - ΑΤΤΙΚΗ Χρόνος υλοποίησης Αυξημένεςαπαιτήσειςσεέρευνεςγιατονπροσδιορισμότης βέλτιστης όδευσης λόγω αντικειμενικών δυσκολιών που σχετίζονται με τις γεωλογικές συνθήκες κατά μήκος της διαδρομής πόντισης των καλωδίων Αντιμετώπιση περιβαλλοντικών ζητημάτων Πιθανές ανάγκες ανάπτυξης ειδικών τεχνικών (Research & Develpment) Ο αναμενόμενος χρόνος ολοκλήρωσης (χωρίς σημαντικές δικαστικές ή άλλες εμπλοκές) είναι ~9 έτη (εκτίμηση λειτουργίας το 2024Β) Κόστος έργου Υψηλό, με μεγάλες διακυμάνσεις Σημερινές εκτιμήσεις: ~700 1000 Μ 28

ΦΑΣΗ ΙΙ: ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΣΡ 2 350MVA ΚΡΗΤΗ - ΑΤΤΙΚΗ Υλοποίηση σε 2 στάδια: Πόντιση των δύο καλωδίων και λειτουργία με το ήμισυ της ικανότητας του συνδέσμου (350 MW) έως το 2022 Προσωρινή παράκαμψη δυσχερειών εξεύρεσης χώρου και αδειοδότησης για την εγκατάσταση ηλεκτροδίου γείωσης σε λίμνη (lagn) Λειτουργία στην πλήρη ισχύ του συνδέσμου (700 MW) έως το 2024 Ολοκλήρωση κατασκευής lagn και εγκατάστασης ηλεκτροδίου γείωσης ή Πόντιση καλωδίου Μ.Τ. 29

Εν Κατακλείδι Ο ΑΔΜΗΕ υλοποιεί ένα πολύ φιλόδοξο Δεκαετές Πρόγραμμα συνολικού επενδυτικού κόστους της τάξεως των 1,8 δις Κύριοι άξονες: Ισχυροποίηση και επέκταση κορμού 400 kv Ενσωμάτωση μεγάλης ισχύος ΑΠΕ για την επίτευξη των Εθνικών στόχων Διασυνδέσεις νησιών Ενίσχυση διεθνών διασυνδέσεων Το μεγαλύτερο τμήμα των επενδύσεων (2/3) αφορά καλωδιακές διασυνδέσεις νησιών με στόχους: Την ασφαλή και αξιόπιστη τροφοδότηση των νησιών Τη μείωση του λειτουργικού κόστους και των ΥΚΩ Τη σημαντική αύξηση της διείσδυσης ΑΠΕ στα νησιά Οι διασυνδέσεις Κυκλάδων και Κρήτης (ιδιαίτερα) θα έχουν σημαντικά οικονομικά οφέλη για τους καταναλωτές Η διασύνδεση των νησιών του Β.Α. Αιγαίου και των Δωδεκανήσων εξετάζεται από ΟΕ που έχει συστήσει η ΡΑΕ 30

ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Ευχαριστώ www.admie.gr kaburis@admie.gr

Στρατηγική αντιμετώπιση των Μη Διασυνδεδεμένων νησιών του Αιγαίου 1 2 3 4 Κυκλάδες Β.Α. Αιγαίο Κρήτη Δωδεκάνησα Ανάγκη προσαρμογής στις Οδηγίες 2010/75/ΕΕ & 2015/2193/ΕΕ: Αλλαγή καυσίμου (ΦΑ??) ή διασύνδεση? Σύσταση από ΡΑΕ Ο.Ε. Επιτροπή Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ Αρχικές εκτιμήσεις: η διασύνδεση τεχνικά και οικονομικά σκόπιμη για Κυκλάδες και Κρήτη Η διερεύνηση για Β.Α. Αιγαίο και Δωδεκάνησα δεν έχει ολοκληρωθεί