ΔΕΚΑΕΤΕΣ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ 2014-2023 ΣΧΕΔΙΟ ΠΡΟΣ ΡΑΕ ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Ι ΜΕΛΕΤΗ ΚΟΣΤΟΥΣ/ΟΦΕΛΟΥΣ ΓΙΑ ΤΗ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ ΚΑΙ ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΩΝ ΘΕΜΑΤΩΝ 149 ΑΘΗΝΑ ΜΑΡΤΙΟΣ 2013
150
ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ I.1. ΕΚΤΕΝΗΣ ΠΕΡΙΛΗΨΗ... 1 I.1.1. Περιγραφή Αντικειμένου... 1 I.1.1.1 Σύντομη Περιγραφή του Έργου... 1 I.1.1.2 Στόχοι του Έργου... 2 I.1.1.3 Ζώνη επίδρασης του Έργου... 2 I.1.2. Χρηματοοικονομική και Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση... 3 I.1.3. Συμπεράσματα... 3 I.2. ΚΟΙΝΩΝΙΚΟ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΟ ΠΛΑΙΣΙΟ... 5 I.2.1. Δημογραφικά στοιχεία... 5 I.2.2. Θεσμικό Πλαίσιο - Ανάλυση αγοράς... 6 I.3. ΠΡΟΣΦΟΡΑ ΚΑΙ ΖΗΤΗΣΗ... 8 I.3.1. Εξέλιξη Παραγωγής... 8 I.3.1.1 Εξέλιξη Παραγωγής ΑΣΠ Κυκλάδων... 8 I.3.1.2 Εξέλιξη Αιολικής Παραγωγής... 10 I.3.2. Ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας... 11 I.3.2.1 Εξέλιξη της Ηλεκτρικής Ζήτησης στο ΕΣΜΗΕ... 11 I.3.2.2 Εξέλιξη της Ηλεκτρικής Ζήτησης στα υπό διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων... 12 I.4. ΣΕΝΑΡΙΑ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΤΗΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΕΣΜΗΕ... 17 I.4.1. Περιγραφή Έργου - Φάσεις... 17 I.4.2. Υλοποίηση του Έργου... 17 I.5. ΧΡΗΜΑΤΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ... 18 I.5.1. Βασικές Παραδοχές... 18 I.5.2. Έσοδα... 18 I.5.2.1 Μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση ΜΗ πραγματοποίησης της επένδυσης... 20 I.5.2.2 Μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση πραγματοποίησης της επένδυσης... 21 I.5.2.3 Υπολογισμός εσόδων λόγω υλοποίησης της επένδυσης... 23 I.5.3. Κόστος Επένδυσης... 26 I.5.3.1 Δαπάνες για ωκεανογραφικές μελέτες... 26 I.5.3.2 Κόστος για την αγορά γης... 26 I.5.3.3 Δαπάνες για κατασκευαστικές εργασίες... 27 I.5.4. Λειτουργικό Κόστος... 28 I.5.5. Ανάλυση ταμειακών ροών (εισροές - εκροές)... 29 I.6. ΚΟΙΝΩΝΙΚΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΚΟΣΤΟΥΣ /ΟΦΕΛΟΥΣ... 31 I.6.1. Μεθοδολογία... 31 I.6.2. Ανάλυση κοινωνικού κόστους... 32 I.6.2.1 Κόστος παραγωγής ενέργειας για την κάλυψη της κατανάλωσης των νησιών... 32 I.6.2.2 Περιβαλλοντικό κόστος από την κάλυψη της κατανάλωσης ενέργειας των νησιών... 37 I.6.2.3 Περιβαλλοντικό Κόστος από τη λειτουργία των ΑΣΠ... 39 I.6.2.4 Κοινωνικό κόστος λόγω μειωμένης λειτουργίας των ΑΣΠ... 41 I.6.2.5 Σύνοψη κοινωνικοοικονομικού κόστους σε νομισματικούς όρους... 42 I.6.3. Ανάλυση Κοινωνικού Οφέλους... 44 I.6.3.1 Αποφευγόμενο κόστος λειτουργίας ΑΣΠ... 44 I.6.3.2 Αποφευγόμενο κεφαλαιουχικό κόστος επέκτασης ΑΣΠ... 46 I.6.3.3 Περιβαλλοντικό όφελος από αποφευγόμενη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΣΠ... 48 I.6.3.4 Περιβαλλοντικό όφελος από την ανάπτυξη των ΑΠΕ... 50 I.6.3.5 Όφελος από αποφευγόμενο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από Φ.Α... 51 I.6.3.6 Κοινωνικό όφελος από την ανάπτυξη των ΑΠΕ... 52 I.6.3.7 Οφέλη από τη μείωση του κόστους των Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ)... 53 I.6.3.8 Οφέλη από τουριστική δραστηριότητα... 56 I.6.3.9 Σύνοψη κοινωνικοοικονομικών οφελών σε νομισματικούς όρους... 58 I.6.4. Ανάλυση κοινωνικοοικονομικών ταμειακών ροών... 58 i
I.7. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ... 63 I.8. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ... 64 I.9. ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΚΕΣ ΑΝΑΦΟΡΕΣ... 67 ii
I.1. ΕΚΤΕΝΗΣ ΠΕΡΙΛΗΨΗ I.1.1. Περιγραφή Αντικειμένου I.1.1.1 Σύντομη Περιγραφή του Έργου Η ανάλυση που ακολουθεί αφορά την οικονομική αξιολόγηση της διασύνδεσης των Κυκλάδων, λαμβάνοντας υπόψη το σχεδιασμό του έργου που περιλαμβάνεται στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του ΕΣΜΗE για την περίοδο 2014 23, που θεωρείται ότι ολοκληρώνεται στην πλήρη έκτασή του σε τρεις φάσεις. Σύμφωνα με τον τρέχοντα σχεδιασμό, η A Φάση της διασύνδεσης των Κυκλάδων ολοκληρώνεται εντός του έτους 2016 και θεωρείται ότι αρχίζει να αποδίδει οφέλη από το έτος 2017 και μετά. Έως τότε και με βάση τις προβλέψεις σχετικά με την ανάπτυξη των ΑΣΠ και την εξέλιξη της ζήτησης στα προς διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων, η υφιστάμενη και προγραμματισμένη νέα παραγωγή στους ΑΣΠ των Κυκλάδων (Πιν. 24, σελ. 9) θεωρείται ότι επαρκεί για να καλύψει τη ζήτηση ισχύος στα προς διασύνδεση νησιά. Η Α Φάση περιλαμβάνει τη σύνδεση της Σύρου με το Λαύριο με ένα υποβρύχιο καλώδιο 150kV AC, καθώς και με τις νήσους Πάρο, Μύκονο και Τήνο με αντίστοιχα καλώδια. Μετά την ολοκλήρωσή της A Φάσης, οι μονάδες των ΑΣΠ στα διασυνδεδεμένα νησιά τίθενται σε ψυχρή εφεδρεία (τίθενται σε λειτουργία σε περίπτωση ανάγκης) και τα φορτία των νησιών τροφοδοτούνται πλέον από το ΕΣΜΗΕ 29. Η Β Φάση της διασύνδεσης θεωρείται ότι τίθεται σε λειτουργία κατά το έτος 2022 και περιλαμβάνει το κλείσιμο του βρόχου των Κυκλάδων με τη σύνδεση της Νάξου με την Πάρο και τη Μύκονο. Η Β Φάση του έργου συμβάλλει αποφασιστικά στην ενίσχυση της αξιοπιστίας του διασυνδετικού σχήματος των Κυκλάδων, καθώς εξασφαλίζει διπλή τροφοδότηση και για τα νησιά Πάρο, Μύκονο και Νάξο. Η Γ Φάση της διασύνδεσης θεωρείται ότι τίθεται σε λειτουργία κατά το έτος 2025 και περιλαμβάνει δεύτερη σύνδεση της Σύρου με το Λαύριο. Η τρίτη φάση του έργου εξασφαλίζει πλήρη αξιοπιστία τροφοδότησης του συγκροτήματος των Κυκλάδων για το χρονικό ορίζοντα που εξετάζεται. 29 Τα φορτία της Άνδρου-Τήνου τροφοδοτούνται ήδη από το ΕΣΜΗΕ μέσω Γ.Μ. και Υ/Β καλωδίου 150kV που συνδέει τη Ν. Εύβοια με την Άνδρο. 1
Ο χρονικός ορίζοντας για τον οποίο πραγματοποιείται η ανάλυση είναι 25ετής, εκτείνεται από το έτος 2014, οπότε και πραγματοποιούνται οι πρώτες σημαντικές εκταμιεύσεις, μέχρι και το έτος 2038. I.1.1.2 Στόχοι του Έργου Το έργο έχει, μεταξύ άλλων, τους εξής στόχους: Εξασφάλιση της ομαλής, αξιόπιστης και µε οικονομικό τρόπο τροφοδότησης µε ηλεκτρική ενέργεια των νησιών των Κυκλάδων που παρουσιάζουν μεγαλύτερη ζήτηση. Τούτο επιτυγχάνεται σταδιακά με την ολοκλήρωση των τριών φάσεων του έργου. Μείωση της επιβάρυνσης που προκαλείται στο περιβάλλον των νησιών από τους υφιστάμενους πετρελαϊκούς σταθμούς παραγωγής, οι οποίοι λειτουργούν πλησίον κατοικημένων και τουριστικών περιοχών, με τον σταδιακό περιορισμό της λειτουργίας τους και τη μελλοντική απομάκρυνση τους. Διατήρηση του ιδιαιτέρου φυσικού περιβάλλοντος των νησιών με τη χρήση υποβρυχίων και υπογείων καλωδίων για την σύνδεση των νησιών μεταξύ τους, µε στόχο την αποφυγή κατασκευής εναέριων Γραμμών Μεταφοράς Υψηλής Τάσης (Γ.Μ. Υ.Τ.) επί των νησιών, καθώς και με την κατασκευή υποσταθμών κλειστού τύπου (GIS), µε στόχο την ελαχιστοποίηση του απαιτούμενου χώρου κατασκευής τους και την καλύτερη ενσωμάτωσή τους στο περιβάλλον, οι οποίοι επιπλέον χωροθετούνται κατά το δυνατόν κοντά στα σημεία προσαιγιάλωσης των υποβρυχίων καλωδίων. Αύξηση της δυνατότητας εκμετάλλευσης του αυξημένου αιολικού και ηλιακού δυναμικού της περιοχής. Βελτίωση της ανταγωνιστικότητας της τουριστικής δραστηριότητας, που είναι και ο σημαντικότερος οικονομικός τομέας των νησιών. I.1.1.3 Ζώνη επίδρασης του Έργου Ο πληθυσμός που θα ωφεληθεί από το έργο της διασύνδεσης των Κυκλάδων είναι το ευρύτερο κοινωνικό σύνολο (καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας, επιχειρήσεις παραγωγής ενέργειας από ΑΠΕ κ.ο.κ.) μέσω της μείωσης του μέσου κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, της προώθησης των ΑΠΕ και της προστασίας του περιβάλλοντος. Άλλωστε, με την απόφαση του Υπουργού Ανάπτυξης 5/ΗΛ/Β/Φ1/2031/22494 (ΦΕΚ 1704Β/2006), το έργο της διασύνδεσης των Κυκλάδων έχει χαρακτηριστεί ως «εξαιρετικού ενδιαφέροντος και γενικότερης σημασίας για την οικονομία της χώρας». Ιδιαίτερα θα επωφεληθούν οι κάτοικοι των υπό διασύνδεση νησιών, 2
δεδομένου ότι θα βελτιωθεί το περιβάλλον των νησιών μέσω του περιορισμού της λειτουργίας των πετρελαϊκών σταθμών παραγωγής. I.1.2. Χρηματοοικονομική και Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση Η παρούσα μελέτη κόστους-οφέλους της επένδυσης για την διασύνδεση των Κυκλάδων με το ΕΣΜΗΕ βασίζεται στην μεθοδολογία του Guide to Cost Benefit Analysis of Investment Projects (DG Regio,2008)[14], βάσει της οποίας η αξιολόγηση του έργου πραγματοποιείται μέσω δύο διαφορετικών προσεγγίσεων με τις κατάλληλες παραδοχές: Χρηματοοικονομική Ανάλυση: Εξετάζει το έργο υπό το πρίσμα των επενδυτικών δαπανών για τον ΑΔΜΗΕ θεωρώντας ότι στα πλαίσια μίας προσπάθειας μείωσης του Ετήσιου Κόστους του ΕΣΜΗΕ και της αντίστοιχης επιβάρυνσης των χρηστών αυτού δεν ανακτάται ετησίως το πλήρες ποσόν που αντιστοιχεί στο έργο, αλλά μέρος αυτού. Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση: εξετάζει τις γενικότερες επιπτώσεις του έργου στο κοινωνικό σύνολο, λαμβάνοντας υπόψη αφενός μεν τις δαπάνες που πραγματοποιούνται για το έργο, αφετέρου δε τις εισροές που ποσοτικοποιούνται, λόγω εξοικονόμησης καυσίμων, ένταξης ΑΠΕ κ.α. Οι βασικές παραδοχές και τα αποτελέσματα της Χρηματοοικονομικής και Κοινωνικοοικονομικής Ανάλυσης παρουσιάζονται αναλυτικά στα Κεφάλαια I.5 (σελ. 18) και I.6 (σελ. 31) του παρόντος. I.1.3. Συμπεράσματα Τα αποτελέσματα της Χρηματοοικονομικής και Κοινωνικοοικονομικής Ανάλυσης που συνοψίζονται στον Πιν. 21 καταδεικνύουν με σαφή τρόπο τα ακόλουθα: Η υλοποίηση της υποδομής αυτής είναι απαραίτητη για την εξασφάλιση της ομαλής, αξιόπιστης και με οικονομικό τρόπο τροφοδότησης με ηλεκτρική ενέργεια των νησιών Σύρος, Μύκονος, Πάρος και Νάξος. Η Καθαρή Παρούσα Αξία 30 της επένδυσης που προκύπτει από τη Χρηματοοικονομική Ανάλυση είναι -143.709.333, ενώ o Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (ΕΒΑ) είναι 0.24%. Η Καθαρή Παρούσα Αξία 30 της επένδυσης που προκύπτει από την Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση κυμαίνεται από 341.427.801 για το Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης έως 371.390.742 για το Σενάριο Υψηλής Ζήτησης, ενώ ο Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (ΕΒΑ) ανέρχεται στο 30 Γίνεται αναγωγή στο έτος 2014 3
17,14% στο Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης και 17,87% στο Σενάριο Υψηλής Ζήτησης. Επομένως σε κοινωνικοοικονομικούς όρους η επένδυση είναι σαφέστατα ελκυστική. Πιν. 21 31 : Συνοπτικά αποτελέσματα μελέτης Κόστους/Οφέλους Χρηματοοικονομική Ανάλυση Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης Σενάριο Υψηλής Ζήτησης ΚΠΑ ΕΒΑ BCR ΚΠΑ ΕΒΑ BCR -143.709.333 0,24% 0,52-143.709.333 0,24% 0,52 341.427.801 17,14% 1,48 371.390.742 17,87% 1,51 ΚΠΑ: Καθαρή Παρούσα Αξία ΕΒΑ: Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης BCR: Benefit Cost Ratio Η ανάλυση που πραγματοποιήθηκε δείχνει ότι η επένδυση με χρηματοοικονομικούς όρους δεν είναι βιώσιμη, υπό τις υποθέσεις της μελέτης ότι δεν ανακτάται πλήρως το συνολικό ετήσιο κόστος του έργου μέσω του μηχανισμού Χρέωσης Χρήσης του Συστήματος. Ωστόσο, η κοινωνικοοικονομική ανάλυση της επένδυσης καταλήγει σε ριζικά διαφορετική αξιολόγηση, αφού το έργο αναμένεται να αποδώσει σημαντικές κοινωνικοοικονομικές ωφέλειες και να συνεισφέρει στην οικονομική ανάπτυξη των Κυκλάδων, αλλά και γενικότερα της Χώρας. 31 Η αρίθμηση των πινάκων και των σχημάτων στο παρόν τεύχος του Παραρτήματος ΔΠΑ είναι σε συνέχεια εκείνης του κυρίως τεύχους του ΔΠΑ, ώστε να αποφεύγονται τυχόν συγχύσεις στις συχνές παραπομπές μεταξύ των δύο τευχών. 4
I.2. ΚΟΙΝΩΝΙΚΟ ΚΑΙ ΟΙΚΟΝΟΜΙΚΟ ΠΛΑΙΣΙΟ Οι Κυκλάδες αποτελούν νησιωτικό σύμπλεγμα στο Αιγαίο πέλαγος. Τα νησιά διατάσσονται σε δύο παράλληλες ευθείες σε συνέχεια του Σουνίου και της Εύβοιας προσδίδοντας την επιμέρους διάκριση σε Δυτικές και Ανατολικές Κυκλάδες, οι οποίες αποτελούν τον ομώνυμο νομό Κυκλάδων. Σύμφωνα με στοιχεία της ΕΛΣΤΑΤ για το έτος 2007 το ΑΕΠ του Νομού των Κυκλάδων ήταν 2.445Μ. Κύρια αγροτικά προϊόντα του Νομού είναι κηπευτικά, εσπεριδοειδή, λάδι και κρασί ενώ εκτρέφονται επίσης αιγοπρόβατα και πουλερικά. Ο δευτερογενής τομέας περιλαμβάνει κυρίως βιοτεχνικές μονάδες μικρού μεγέθους με εξαίρεση περιπτώσεις όπως το ναυπηγείο του Νεωρίου της Σύρου. Στον τριτογενή τομέα κυριότερη πηγή είναι ο τουρισμός, ο οποίος είναι αρκετά αυξημένος στα νησιά που θα διασυνδεθούν σε σύγκριση με τα υπόλοιπα νησιά των Κυκλάδων. I.2.1. Δημογραφικά στοιχεία Ο Νομός Κυκλάδων έχει έκταση 2.572 km 2 και πληθυσμό 117.840 κατοίκους 32. Πρωτεύουσα του Νομού είναι η Ερμούπολη. Τα δημογραφικά στοιχεία του Νομού σύμφωνα με τις απογραφές πληθυσμών 1951 2011 παρουσιάζονται στον ακόλουθο πίνακα: Έτος Πιν. 22: Εξέλιξη πληθυσμού Νομού Κυκλάδων Εξέλιξη Συνολικού Πληθυσμού Μεταβολές Πληθυσμού Νομός Χώρα 10ετία Νομού Χώρας 1951 125.959 7.632.801 - - - 1961 99.959 8.388.553 1951-61 -20,64% 9,90% 1971 86.337 8.768.641 1961-71 -13,63% 4,53% 1981 88.458 9.740.417 1971-81 2,46% 11,08% 1991 94.005 10.264.156 1981-91 6,27% 5,38% 2001 112.615 10.964.020 1991-2001 19,80% 6,82% 2011 117.840 10.815.197 2001-2011 4.6% -1.4% Από τον παραπάνω πίνακα φαίνεται μια ιδιαίτερη μείωση του πληθυσμού του νομού από τη δεκαετία του 1950 μέχρι τη δεκαετία του 1970. Στο διάστημα 1951-2001 ο πληθυσμός του Νομού μειώθηκε κατά 10,59%. Την τελευταία δεκαετία παρουσιάσθηκε αύξηση. Μετά την εφαρμογή του προγράμματος Καλλικράτης ο Νομός Κυκλάδων υποδιαιρείται σε 19 δήμους. Ο μόνιμος πληθυσμός των δήμων των Κυκλάδων 32 παρουσιάζεται στον ακόλουθο πίνακα: 32 Προσωρινά απογραφικά στοιχεία 2011, ΕΛΣΤΑΤ. 5
Πιν. 23: Πληθυσμός Δήμων Κυκλάδων 32 Δήμος Μόνιμος πληθυσμός Σύρου - Ερμούπολης 21.390 Άνδρου 9.170 Θήρας 15.250 Ανάφης 240 Ιητών 2.030 Σικίνου 260 Φολεγάνδρου 780 Κέας 2.420 Κύθνου 1.310 Μήλου 4.960 Κιμώλου 920 Σερίφου 1.480 Σίφνου 2.570 Μυκόνου 10.190 Αμοργού 1.940 Νάξου & Μικρών Κυκλάδων 19.440 Πάρου 13.710 Αντιπάρου 1.190 Τήνου 8.590 ΣΥΝΟΛΟ 117.840 I.2.2. Θεσμικό Πλαίσιο - Ανάλυση αγοράς Η υπηρεσία Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας προσδιορίζεται στο θεσμικό και κανονιστικό πλαίσιο που αφορά στην απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα. Η μεταφορά όπως και η διανομή ηλεκτρικής ενέργειας περιλαμβάνουν κυρίως την υποδομή των εναερίων γραμμών και υποβρυχίων καλωδίων και τους σχετικούς υποσταθμούς μέσω των οποίων επιτυγχάνεται η σύνδεση των τελικών καταναλωτών με τους σταθμούς παραγωγής. Το Ευρωπαϊκό θεσμικό πλαίσιο που διέπει τη συγκεκριμένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας αποτελείται από τις τρεις (3) παρακάτω Οδηγίες καθώς και από αριθμό Κανονισμών: Η πρώτη Οδηγία 96/92/ΕΚ εισήγαγε την ενιαία εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Η δεύτερη Οδηγία 2003/54/ΕΚ οδήγησε στην τροποποίηση της Οδηγίας 96/92/ΕΚ. Η Οδηγία αυτή επέκτεινε την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε όλους τους μη οικιακούς καταναλωτές μέχρι τον Ιούλιο 2004, και σε όλους τους πελάτες μέχρι τον Ιούλιο 2007. Επίσης, η Οδηγία περιλαμβάνει μέτρα για το νομικό διαχωρισμό της διαχείρισης των δικτύων μεταφοράς και διανομής ηλεκτρικής ενέργειας από τις δραστηριότητες παραγωγής και προμήθειας, ενισχύει το ρόλο των 6
Ρυθμιστικών Αρχών Ενέργειας των κρατών μελών, απαιτεί τη δημοσίευση των χρεώσεων για τα δίκτυα, ενισχύει τις υπηρεσίες κοινής ωφέλειας ιδιαίτερα για τους ευάλωτους καταναλωτές, καθιερώνει μέτρα για την ασφάλεια εφοδιασμού. Η τρίτη Οδηγία 2009/72/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου σχετικά με τους κοινούς κανόνες για την εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και για την κατάργηση της οδηγίας 2003/54/ΕΚ. Η οδηγία αυτή θεσπίζει κοινούς κανόνες που αφορούν στην παραγωγή, τη μεταφορά, τη διανομή και την προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και την προστασία των καταναλωτών, με στόχο τη βελτίωση και την ολοκλήρωση ανταγωνιστικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας στην Κοινότητα. Ορίζει τους κανόνες για την οργάνωση και λειτουργία του τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας, την ανοικτή πρόσβαση στην αγορά, τα κριτήρια και τις διαδικασίες που ισχύουν για τις προσκλήσεις προς υποβολή προσφορών και τη χορήγηση αδειών καθώς και για την εκμετάλλευση των δικτύων. Θεσπίζει επίσης υποχρεώσεις καθολικής υπηρεσίας και δικαιώματα των καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας και αποσαφηνίζει τις υποχρεώσεις του ανταγωνισμού. Η αντίστοιχη ελληνική νομοθεσία που απορρέει από τις παραπάνω Οδηγίες αποτελείται από τους κάτωθι τρείς (3) Νόμους καθώς και από αριθμό Κωδίκων και Αποφάσεων: Νόμος Υπ Αριθ. 2773/1999 «Απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Ρύθμιση θεμάτων ενεργειακής πολιτικής και λοιπές διατάξεις». Νόμος Υπ Αριθ. 3426/2005 «Επιτάχυνση της διαδικασίας για την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας» που συμπληρώνει το Νόμο 2773/1999 και προσαρμόζει την Ελληνική νομοθεσία στη δεύτερη Κοινοτική Οδηγία. Νόμος Υπ Αριθ. 4001/2011 «Για τη λειτουργία Ενεργειακών Αγορών Ηλεκτρισμού και Φυσικού Αερίου» που ενσωματώνει τις διατάξεις της Οδηγίας 2009/72/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου στην ελληνική νομοθεσία, βάσει του οποίου ο ΑΔΜΗΕ οργανώθηκε σύμφωνα με το μοντέλο του Ανεξάρτητου Διαχειριστή Μεταφοράς. Ο Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας λειτουργεί, εκμεταλλεύεται, συντηρεί και αναπτύσσει το ΕΣΜΗΕ ώστε να διασφαλίζεται ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια, με τρόπο επαρκή, ασφαλή, αποδοτικό και αξιόπιστο. 7
I.3. ΠΡΟΣΦΟΡΑ ΚΑΙ ΖΗΤΗΣΗ I.3.1. Εξέλιξη Παραγωγής I.3.1.1 Εξέλιξη Παραγωγής ΑΣΠ Κυκλάδων Η κατάσταση των ΑΣΠ που είναι εγκατεστημένοι και λειτουργούν στα νησιά Άνδρο, Σύρο, Μύκονο και Πάρο, σε ότι αφορά τις υφιστάμενες και μελλοντικές δυνατότητες παραγωγής, βάσει του τρέχοντος Ετήσιου Προγράμματος Αυτόνομων Σταθμών Παραγωγής, έχει ως ακολούθως: ΑΣΠ Άνδρου: Η μέγιστη αποδιδόμενη ισχύς των υφιστάμενων μονάδων του Σταθμού (σταθερών και φορητών) ανέρχεται σε 18.1MW περίπου, ενώ δεν προγραμματίζεται η εγκατάσταση νέας παραγωγής. Το υπό εξέταση έργο διασύνδεσης των Κυκλάδων με το ΕΣΜΗΕ θα εξυπηρετήσει και τα νησιά Άνδρο και Τήνο, ωστόσο, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, δε λαμβάνεται υπόψη για τα νησιά αυτά, καθώς η Άνδρος έχει ήδη από το 1996 διασυνδεθεί με το ΕΣΜΗΕ και εξυπηρετείται από το 2005 και μετά από έναν Υ/Σ των 150/20kV, ο οποίος τροφοδοτεί και την Τήνο. Συγκεκριμένα, μπορεί να θεωρηθεί ότι μετά τη Διασύνδεση των Κυκλάδων με το ΕΣΜΗΕ οι μονάδες της Άνδρου μπορούν να αποξηλωθούν, δεδομένου ότι αποκαθίσταται και δεύτερος καλωδιακός δρόμος για την τροφοδότηση του συγκροτήματος Άνδρου-Τήνου μέσω του καλωδίου Σύρου Τήνου. ΑΣΠ Πάρου: Η μέγιστη αποδιδόμενη ισχύς των υφιστάμενων μονάδων του Σταθμού (σταθερών και φορητών) ανέρχεται σε 74MW περίπου. Περαιτέρω, για το έτος 2014 προγραμματίζεται η εγκατάσταση ενός Η/Ζ με κινητήρα Α/Σ ισχύος 20MW και ενός Η/Ζ με κινητήρα Diesel ισχύος 10MW. Από τις υφιστάμενες μονάδες περί τα 13MW θα πρέπει να θεωρηθεί ότι αντικαθίστανται με νέες ή αποξηλώνονται για λόγους παλαιότητας έως το 2025. ΑΣΠ Μυκόνου: Η μέγιστη αποδιδόμενη ισχύς των υφιστάμενων μονάδων του Σταθμού (σταθερών και φορητών) ανέρχεται σε 55MW περίπου. Περαιτέρω, για το έτος 2014 προγραμματίζεται η εγκατάσταση Η/Ζ με κινητήρα Α/Σ ισχύος 20MW. Από τις υφιστάμενες μονάδες περί τα 2MW θα πρέπει να θεωρηθεί ότι αντικαθίστανται με νέες ή αποξηλώνονται για λόγους παλαιότητας έως το 2025. ΑΣΠ Σύρου: Η μέγιστη αποδιδόμενη ισχύς των υφιστάμενων μονάδων του ΑΣΠ (σταθερών και φορητών) ανέρχεται σε 407MW περίπου ενώ δεν προγραμματίζεται η εγκατάσταση νέας παραγωγής. Από τις υφιστάμενες μονάδες περί τα 15MW θα πρέπει να θεωρηθεί ότι αντικαθίστανται με νέες ή αποξηλώνονται για λόγους παλαιότητας έως το 2025. 8
Οι υφιστάμενες και μελλοντικές δυνατότητες παραγωγής των ΑΣΠ όπως διαμορφώνονται με βάση τα παραπάνω συνοψίζονται στον Πιν. 24 και το Σχήμα 22: Πιν. 24: Υφιστάμενες και Προγραμματισμένες Μονάδες Παραγωγής Κυκλάδων ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΕΣ ΜΟΝΑΔΕΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΠΡΟΓΡ. Σύνολο Είδος / Προ 1990 Μετά 1990 Φορητές ΜΟΝΑΔΕΣ α/α [MW] Κατασκευαστής [MW] [MW] [MW] [MW] ΑΝΔΡΟΣ N o 1 FIAT - G.M.T. 1.85 N o 2 FIAT - G.M.T. 1.85 N o 3 FIAT - G.M.T. 1.85 N o 4 FIAT - G.M.T. 1.85 N o 5 G.M.T. 3.8 N o 6 G.M.T. 3.8 N o 7 SULZER 3.1 Σύνολο Παραγωγής Άνδρου 15 0 3.1 18.1 ΠΑΡΟΣ N o 1 FINCANTIERI-SULZER 9 N o 2 G.M.T.-FIAT 3.4 N o 3 G.M.T.-FIAT 3.4 N o 4 WARTSILA 10.4 20 N o 5 WARTSILA 10.4 N o 6 HSD/MAN 11.2 N o 7 CEGIELSKI 6 N o 9 CEGIELSKI 2.5 10 N o 10 CEGIELSKI 3.1 N o 11 MITSUBISHI 2.2 N o 12 MITSUBISHI 2.2 N o 13 MITSUBISHI 8.8 N o 14 MTU 1.2 Σύνολο Παραγωγής Πάρου 12.8 40.9 20.0 30 104 ΜΥΚΟΝΟΣ N o 1 CEGIELSKI 2 N o 2 MITSUBISHI 5.88 N o 3 MITSUBISHI 5.88 N o 4 MITSUBISHI 5.88 N o 5 WARTSILA 4.1 N o 6 FICANTIERI 2.1 N o 7 FICANTIERI 2.1 20 N o 8 ROLLS - ROYCE 6.5 N o 9 MITSUBISHI 3.3 N o 10 MITSUBISHI 6.6 N o 11 MITSUBISHI 9.9 Σύνολο Παραγωγής Μυκόνου 2 25.9 26.3 20 74.2 ΣΥΡΟΣ N o 1 WARTSILA 8.25 N o 2 WARTSILA 8.25 N o 6 SULZER-CEGIELSKI 6 N o 7 G.M.T.-FIAT 3 N o 8 G.M.T.-FIAT 3 N o 9 G.M.T.-FIAT 4.5 N o 10 G.M.T.-FIAT 4.5 N o 11 CEGIELSKI 2.2 Σύνολο Παραγωγής Σύρου 15 22.5 2.2 39.7 ΣΥΝΟΛΟ ΚΥΚΛΑΔΩΝ 44.8 89.4 51.6 50 235.8 9
Σχήμα 22: Υφιστάμενες και Προγραμματισμένες Μονάδες Παραγωγής I.3.1.2 Εξέλιξη Αιολικής Παραγωγής Τα νησιά των Κυκλάδων παρουσιάζουν ιδιαίτερα πλούσιο αιολικό και ηλιακό δυναμικό. Επί του παρόντος η εκμετάλλευσή του δεν είναι πρακτικά εφικτή για τεχνικούς λόγους, καθώς το αυτόνομο σύστημα παραγωγής κάθε νησιού έχει μικρή εγκατεστημένη ισχύ, χαμηλά ελάχιστα φορτία τα οποία σε συνδυασμό με την αδυναμία εξαγωγής της ενέργειας προς την υπόλοιπη χώρα οδηγεί σε περιορισμένη ανάπτυξη των ΑΠΕ σε αυτά. Μια σημαντική αναμενόμενη συνέπεια από τη διασύνδεση των Κυκλάδων είναι και η ανάπτυξη των ΑΠΕ και ειδικότερα των αιολικών. Για τους σκοπούς της παρούσας μελέτης θεωρείται ότι η συνολική εγκατεστημένη ισχύς των αιολικών θα φτάσει σταδιακά στα 250MW μέχρι το τέλος της εξεταζόμενης χρονικής περιόδου, με συντελεστή φορτίου ~30%. Για τους σκοπούς της μελέτης έγινε η παραδοχή ότι η εξέλιξη της ισχύος των αιολικών θα ακολουθήσει περίπου την καμπύλη που φαίνεται στο επόμενο σχήμα: 10
Σχήμα 23: Εκτίμηση της εξέλιξης της εγκατεστημένης ισχύος αιολικών I.3.2. Ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας των προς διασύνδεση νησιών των Κυκλάδων αποτελεί βασικό παράγοντα που επηρεάζει την αξιολόγηση του προτεινόμενου έργου. Εξαρτάται έντονα από τις κοινωνικοοικονομικές εξελίξεις, αφού η πληθυσμιακή αύξηση, η οικονομική ανάπτυξη συνοδευόμενη από επέκταση του δευτερογενή και τριτογενή τομέα και η αύξηση του ΑΕΠ, θα μπορούσαν να οδηγήσουν σε αυξημένη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. I.3.2.1 Εξέλιξη της Ηλεκτρικής Ζήτησης στο ΕΣΜΗΕ Η εξέλιξη της Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ και οι σχετικές προβλέψεις μέχρι το 2023 περιλαμβάνονται στο κεφάλαιο 2.3 (σελ. 22) του παρόντος ΔΠΑ. Η πρόβλεψη του ΑΔΜΗΕ για την εξέλιξη της Ζήτησης Ισχύος και Ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ για την περίοδο 2013-2038 βασίστηκε στις πλέον πρόσφατες εκτιμήσεις που περιλαμβάνονται στο σχέδιο ΔΠΑ 2014-2023 (σενάριο αναφοράς), στις οποίες έχουν ληφθεί υπόψη οι επιπτώσεις της τρέχουσας δυσμενούς οικονομικής συγκυρίας. Τα παραπάνω συνοψίζονται στο Σχήμα 24. 11
Σχήμα 24: Εξέλιξη της ετήσιας ζήτησης ενέργειας και αιχμής στο ΕΣΜΗΕ (2013-2038) I.3.2.2 Εξέλιξη της Ηλεκτρικής Ζήτησης στα υπό διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων Η εξέλιξη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας και της ετήσιας αιχμής φορτίου για την περίοδο 2000-2011, με βάση απολογιστικά στοιχεία λειτουργίας των ΑΣΠ και παραγωγής ΑΠΕ στα υπό διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων, παρουσιάζεται στους επόμενους πίνακες και τα 2 σχήματα που ακολουθούν. Πιν. 25: Εξέλιξη της ετήσιας ζήτησης ενέργειας στις Κυκλάδες (2000-2012) Έτος Πάρου Ενέργεια ΑΣΠ Μυκόνου Σύρου Σύνολο ΑΣΠ [GWh] Παραγωγή ΑΠΕ Σύνολο Ζήτησης 2000 131.3 62.8 89.1 283.2 283.2 2001 147.3 66.5 97.7 311.5 311.5 2002 157.6 66.6 105.2 329.4 329.4 2003 169.1 79.4 97.5 346.0 346.0 2004 170.8 84.4 92.3 347.5 347.5 2005 179.5 96.3 97.9 373.6 0 373.6 2006 189.6 100.6 101.3 391.5 0 391.5 2007 201.4 105.2 106.7 413.3 0 413.3 2008 203.4 110.4 106.4 420.2 2.5 422.7 2009 203.1 110.1 106.5 419.7 9.7 429.4 2010 186.0 113.6 107.3 406.8 18.4 425.3 2011 172.3 110.5 103.6 386.4 33.2 419.6 2012 233.0 108.0 115.9 456.9 33.2 490.1 12
Πιν. 26: Εξέλιξη της μέγιστης ετήσιας ζήτησης ισχύος στις Κυκλάδες (2000-2012) Έτος Αιχμή ΑΣΠ Πάρου Μυκόνου Σύρου [ΜW] Σύνολο ΑΣΠ Παραγωγή ΑΠΕ Σύνολο Ζήτησης 2000 38.5 16.6 18.6 73.7 73.7 2001 44.6 21.1 22.5 88.2 88.2 2002 51.5 24.3 22.1 97.9 97.9 2003 51.5 24.3 22.7 98.5 98.5 2004 52.4 29.2 19.6 101.2 101.2 2005 56.0 31.4 21.1 108.5 0 108.5 2006 61.2 33.7 21.6 116.5 0 116.5 2007 61.5 32.6 25.4 119.5 0 119.5 2008 63.1 34.6 22.5 120.2 1.2 121.4 2009 60.4 35.2 22.7 118.3 4.6 122.9 2010 71.1 37.8 26.2 135.1 8.76 143.9 2011 61.6 34.6 23.1 119.3 15.8 135.1 2012 64.0 36.0 24.8 124.8 15.8 140.6 Με δεδομένο ότι η καθαρή παραγωγή (ΑΣΠ και ΑΠΕ) καλύπτει αποκλειστικά και εξ ολοκλήρου τις ανάγκες των υπό διασύνδεση νησιών σε ηλεκτρική ενέργεια, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας ισούται με το άθροισμα της παραγωγής των ΑΣΠ και της παραγωγής των ΑΠΕ. Σχήμα 25: Εξέλιξη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στα υπό διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων(1981-2012) 13
Σχήμα 26: Εξέλιξη της ετήσιας αιχμής φορτίου στα υπό διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων (1981-2012) Η πρόβλεψη του ΑΔΜΗΕ για την εξέλιξη της Ζήτησης Ισχύος και Ενέργειας των Κυκλάδων για την περίοδο 2013-2038 βασίστηκε σε πλέον πρόσφατα στοιχεία και εκτιμήσεις του ΑΔΜΗΕ, λαμβάνοντας υπόψη και τις επιπτώσεις της τρέχουσας δυσμενούς οικονομικής συγκυρίας. Διαμορφώθηκαν δύο βασικά σενάρια εξέλιξης της ζήτησης: Στο Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης θεωρείται αρχικά ελάχιστη αύξηση μέχρι και το 2016 λόγω της οικονομικής ύφεσης και στη συνέχεια ετήσιο ρυθμό αύξησης 1% το διάστημα 2017-2022, 1,1% το διάστημα 2023-2027, 1,2% το διάστημα 2028-2032 και 1,3% το διάστημα 2033-2038. Το Σενάριο Υψηλής Ζήτησης περιλαμβάνει μία πιο αισιόδοξη προοπτική εξέλιξης των φορτίων των υπό διασύνδεση νησιών. Τα παραπάνω συνοψίζονται στα 4 σχήματα που ακολουθούν: 14
Σχήμα 27: Εξέλιξη της ζήτησης ενέργειας των υπό διασύνδεση νησιών των Κυκλάδων για το χρονικό ορίζοντα 2013-2038 (Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης) Σχήμα 28: Εξέλιξη της αιχμής των Κυκλάδων των υπό διασύνδεση νησιών των Κυκλάδων για το χρονικό ορίζοντα 2013-2038 (Σενάριο Χαμηλής Ζήτησης) 15
Σχήμα 29: Εξέλιξη της ζήτησης ενέργειας των υπό διασύνδεση νησιών των Κυκλάδων για το χρονικό ορίζοντα 2013-2038 (Σενάριο Υψηλής Ζήτησης) Σχήμα 30: Εξέλιξη της αιχμής των Κυκλάδων των υπό διασύνδεση νησιών των Κυκλάδων για το χρονικό ορίζοντα 2013-2038 (Σενάριο Υψηλής Ζήτησης) Η μελέτη λαμβάνει υπόψη την εξέλιξη της ζήτησης στα νησιά Σύρο, Πάρο, Νάξο και Μύκονο, εξαιρώντας το συγκρότημα Άνδρου Τήνου που ήδη τροφοδοτείται από το ΕΣΜΗΕ μέσω Εύβοιας με Γ.Μ. και καλώδιο 150kV. 16
I.4. ΣΕΝΑΡΙΑ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΤΗΣ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΩΝ ΚΥΚΛΑΔΩΝ ΜΕ ΤΟ ΕΣΜΗΕ I.4.1. Περιγραφή Έργου - Φάσεις Στην ανάλυση που ακολουθεί, λαμβάνεται υπόψη ο αναθεωρημένος σχεδιασμός διασύνδεσης των Κυκλάδων, ο οποίος θεωρείται ότι ολοκληρώνεται σε τρείς φάσεις, σύμφωνα και με την περιγραφή στο Κεφάλαιο 3.3.16 (σελ. 50) του παρόντος ΔΠΑ. I.4.2. Υλοποίηση του Έργου Ο Χρονοπρογραμματισμός των έργων για το Σενάριο Διασύνδεσης με το ΕΣΜΗΕ, όπως ελήφθη υπόψη στην παρούσα ανάλυση, παρουσιάζεται συνοπτικά στον ακόλουθο πίνακα: Πιν. 27: Χρονοπρογραμματισμός Έργων Διασύνδεσης Σενάριο Διασύνδεσης Έτη 2014 2017 2022 2025 Εγκατάσταση Η/Ζ 20MW Α/Σ στην Πάρο + Εγκατάσταση Η/Ζ 10MW Diesel στην Πάρο + Εγκατάσταση Η/Ζ 20MW Α/Σ στην Μύκονο + Ολοκλήρωση Α' Φάσης Διασύνδεσης Κυκλάδων + Ολοκλήρωση Β' Φάσης Διασύνδεσης Κυκλάδων + Ολοκλήρωση Γ' Φάσης Διασύνδεσης Κυκλάδων + Απόσυρση παλαιών μονάδων 45MW + 17
I.5. ΧΡΗΜΑΤΟΟΙΚΟΝΟΜΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ Η χρηματοοικονομική ανάλυση περιλαμβάνει τις ακόλουθες ενότητες. I.5.1. Βασικές Παραδοχές Παρακάτω αναφέρονται οι βασικές παραδοχές της χρηματοοικονομικής ανάλυσης: Ο χρονικός ορίζοντας αναφοράς της χρηματοοικονομικής ανάλυσης είναι 25 έτη με έτος βάσης ανάλυσης το 2014, οπότε και αρχίζουν οι βασικές εκταμιεύσεις. Έτσι, ο χρονικός ορίζοντας αναφοράς της χρηματοοικονομικής και κοινωνικοοικονομικής ανάλυσης είναι 2014-2038. Το επιτόκιο προεξόφλησης για την εκπόνηση της χρηματοοικονομικής ανάλυσης λαμβάνεται 8% όσο η ρυθμιζόμενη απόδοση των απασχολούμενων κεφαλαίων του ΑΔΜΗΕ που έχει εγκριθεί από τη ΡΑΕ. Εκτιμάται ότι το έργο θα αρχίσει να υλοποιείται το πρώτο εξάμηνο του 2014 και θα ολοκληρωθεί εντός του 2016. Στην παρούσα μελέτη για τις ανάγκες χρηματοοικονομικής ανάλυσης θεωρούμε ότι το έργο αρχίζει να αποδίδει οφέλη από την 1/1/2017. Για την εκτίμηση των εσόδων λαμβάνονται υπόψη τα έσοδα που θα προκύψουν από την ένταξη του έργου διασύνδεσης στη Ρυθμιζόμενη Περιουσιακή Βάση (ΡΠΒ) και κατ επέκταση στο επιτρεπόμενο Ετήσιο Κόστος (ΕΚ1) του ΑΔΜΗΕ, όπως διεξοδικά αναλύεται στην I.5.2 Όπως αναφέρθηκε και παραπάνω, γίνεται η παραδοχή ότι η Β Φάση του έργου (κλείσιμο βρόχου Κυκλάδων) τίθεται σε λειτουργία το 2022 και η Γ Φάση (ολοκλήρωση του έργου - δεύτερο καλώδιο Λαυρίου - Σύρου) το 2025. I.5.2. Έσοδα Σύμφωνα με το Άρθρο 275 του Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος το ετήσιο επιτρεπόμενο έσοδο (allowed revenue) που λαμβάνει ο ΑΔΜΗΕ σε αντάλλαγμα για το Ετήσιο Κόστος του Συστήματος Μεταφοράς διαμορφώνεται από την παρακάτω σχέση: όπου: Ε1 = Ο + Α + (V D) ρ (1) 18
Ο Α οι ετήσιες δαπάνες λειτουργίας και συντήρησης (OPEX). Οι δαπάνες αυτές περιλαμβάνουν και τις δαπάνες συντήρησης των παγίων σύνδεσης Χρηστών. οι ετήσιες αποσβέσεις των στοιχείων του παγίου ενεργητικού του Συστήματος. V-D η Ρυθμιζόμενη Περιουσιακή Βάση (ΡΠΒ) ως η μέση τιμή του συνόλου των απασχολουμένων μακροχρονίων, ιδίων και ξένων, κεφαλαίων του Συστήματος, V D ρ και η μέση προϋπολογιζόμενη αρχική αξία των στοιχείων παγίου ενεργητικού βάσει αποδεκτών μεθόδων αποτίμησης και του κεφαλαίου κίνησης του Συστήματος. η αντίστοιχη μέση προϋπολογιζόμενη τιμή των σωρευτικών αποσβέσεων των στοιχείων παγίου ενεργητικού του Συστήματος. το ονομαστικό επιτόκιο απόδοσης των απασχολούμενων κεφαλαίων του Συστήματος, προ φόρων. Α + (V D) ρ οι ετήσιες κεφαλαιακές δαπάνες (CAPEX) Το Ετήσιο Κόστος του Συστήματος Μεταφοράς ανακτάται μέσω των τελών Χρέωσης Χρήσης του Συστήματος (ΧΧΣ), το οποίο επιμερίζεται εξ ολοκλήρου στο σύνολο των Πελατών που είναι συνδεδεμένοι στο Σύστημα (ΥΤ) και λοιπών Πελατών που συνδέονται στη Μέση Τάση (ΜΤ) και τη Χαμηλή Τάση (ΧΤ), ανάλογα με την ισχύ χρέωσής τους και μέσω των Μοναδιαίων Χρεώσεων Χρήσης του Συστήματος Μεταφοράς (ΜΧΧΣ), βάσει της μεθόδου που περιγράφεται στο Άρθρο 276 του Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΜΗΕ. Οι μοναδιαίες χρεώσεις χρήσης του Συστήματος Μεταφοράς (ΜΧΧΣ) έχουν τυπικά ένα σκέλος ισχύος (για όλους τους Πελάτες) και ένα σκέλος ενέργειας (για τους Πελάτες ΧΤ), ενώ διαφοροποιούνται ως προς τον τύπο του χρήστη του Συστήματος Μεταφοράς (ΥΤ, ΜΤ, ΧΤ). Ο ΑΔΜΗΕ προς τούτο συντάσσει κάθε έτος προϋπολογιστική έκθεση κόστους του Συστήματος, συνοδευόμενη από τις Μοναδιαίες Χρεώσεις Χρήσης Συστήματος ανά κατηγορία Χρηστών (τιμολόγια) και την υποβάλλει στη ΡΑΕ προς έγκριση. Τα έσοδα για τον ΑΔΜΗΕ από την υλοποίηση της επένδυσης δημιουργούνται από την αύξηση του Ετήσιου Κόστους Συστήματος (ΕΚ1), που προκύπτει λόγω της ένταξης της επένδυσης για τη διασύνδεση των Κυκλάδων στη ΡΠΒ, καθώς και της αύξησης του λειτουργικού κόστους του ΑΔΜΗΕ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης. Είναι προφανές ότι οι μεταβολές από έτος σε έτος του ανταλλάγματος, καθώς και της εκτιμώμενης κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα επηρεάζουν τις Μοναδιαίες Χρεώσεις Χρήσης Συστήματος (ΜΧΧΣ) 33. 33 Ο υπολογισμός των ΜΧΧΣ στηρίζεται στην αρχή της ανάκτησης του ετήσιου κόστους συστήματος. 19
Η επιβάρυνση της ΜΧΧΣ λόγω της υλοποίησης της επένδυσης προκύπτει από τη διαφορά της μεσοσταθμικής ΜΧΧΣ που εκτιμάται ότι θα ίσχυε σε περίπτωση μη πραγματοποίησης της επένδυσης και της μεσοσταθμικής ΜΧΧΣ που εκτιμάται ότι θα ισχύει σε περίπτωση πραγματοποίησης της επένδυσης. Για λόγους απλοποίησης των υπολογισμών, στην παρούσα ανάλυση θεωρείται μια ΜΧΧΣ, η οποία περιλαμβάνει μία μόνο ενιαία (δηλαδή χωρίς σκέλος ισχύος και ανεξάρτητη από τον τύπο χρήστη) μοναδιαία χρέωση χρήσης συστήματος εκφρασμένη σε /MWh και εκτιμάται για το σύνολο ζήτησης της Μ.Τ. και Χ.Τ. 34 I.5.2.1 Μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση ΜΗ πραγματοποίησης της επένδυσης Σε περίπτωση μη πραγματοποίησης της επένδυσης η μεσοσταθμική ΜΧΧΣ υπολογίζεται ως το πηλίκο του συνολικού εκτιμώμενου Κόστους Συστήματος για την περίοδο 2014-2038 35 προς την προβλεπόμενη συνολική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα στη Μ/Τ και Χ/Τ (μη συμπεριλαμβανομένης της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στις Κυκλάδες). Συνολικό εκτιμώμενο Κόστος Συστήματος για την περίοδο 2014-2038 Το συνολικό Κόστος Συστήματος για την περίοδο 2014-2038 υπολογίζεται θεωρώντας ένα σταθερό ετήσιο κόστος για κάθε έτος της περιόδου, το οποίο δεν ενσωματώνει αναμενόμενες αυξήσεις λόγω των ετήσιων παγιοποιήσεων των επενδύσεων που αναλαμβάνει ο ΑΔΜΗΕ σε νέα έργα του Συστήματος πέραν κάποιου συνηθισμένου επιπέδου 36. Ως τέτοιο σταθερό ετήσιο κόστος, λαμβάνεται το ύψους 250.000.000 κόστος στο επίπεδο του οποίου κυμάνθηκε το εγκεκριμένο από τη ΡΑΕ (Απόφαση ΡΑΕ 1016/2012) 37 Ετήσιο Κόστος ΕΣΜΗΕ για τα έτη 2012 και 2013. Το συνολικό εκτιμώμενο αντάλλαγμα για την περίοδο 2014-2038 (25 έτη) είναι 6.250Μ. Προβλεπόμενη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Η προβλεπόμενη ζήτηση ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ στην Μ.Τ. και Χ.Τ. για το διάστημα 2014-2038 στηρίζεται στις προβλέψεις που παρουσιάζονται στο 34 Στην Υ.Τ. υπάρχει μόνο χρέωση ισχύος 35 Χωρίς να λαμβάνεται υπόψη η αύξησή του λόγω της ένταξης της επένδυσης για τη διασύνδεση των Κυκλάδων στηνρπβ, καθώς και της αύξησης του λειτουργικού κόστους του ΑΔΜΗΕ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης. 36 Στη μελέτη δεν λαμβάνεται υπόψη η αύξηση του ετήσιου κόστους λόγω των επενδύσεων σε νέα έργα Συστήματος. 37 Το εγκριθέν από τη ΡΑΕ, βάσει της Απόφασης 1016/2012, Ετήσιο Κόστος Συστήματος ανέρχεται στα 249.437.788 για το 2012 και στα 245.994.238 για το 2013. 20
Σχήμα 24 (σελ. 12), όπως αναλύθηκε στην I.3.2.1 (σελ. 11), αφαιρώντας την πρόβλεψη κατανάλωσης στην Υ.Τ. 38. Λαμβάνοντας υπόψη το συνολικό εκτιμώμενο κόστος για την περίοδο 2014-2038 ( 6.250Μ) και την προβλεπόμενη συνολική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ, προκύπτει ότι η μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση μη πραγματοποίησης της επένδυσης είναι 4,41 /MWh. I.5.2.2 Μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση πραγματοποίησης της επένδυσης Η μεσοσταθμική ΜΧΧΣ μετά από την πραγματοποίηση της επένδυσης υπολογίζεται ως το πηλίκο του (α) συνολικού εκτιμώμενου κόστους του συστήματος για την περίοδο 2014-2038, λαμβάνοντας υπόψη την επιβάρυνση λόγω της ένταξης της επένδυσης στη ΡΠΒ και κατ επέκταση στο Ετήσιο Κόστος Συστήματος (ΕΚ1), καθώς και της αύξησης του λειτουργικού κόστους του ΑΔΜΗΕ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης προς (β) την προβλεπόμενη συνολική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ στη Μ.Τ. και Χ.Τ., συμπεριλαμβανομένης της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στις Κυκλάδες. Συνολικό εκτιμώμενο αντάλλαγμα για την περίοδο 2014-2038 Το συνολικό εκτιμώμενο ετήσιο κόστος για την περίοδο 2014-2038 υπολογίζεται θεωρώντας ένα σταθερό ετήσιο κόστος για κάθε έτος της περιόδου, προσαυξημένο κατά τις εκτιμώμενες ετήσιες επιβαρύνσεις λόγω της επένδυσης για τη διασύνδεση των Κυκλάδων. Ως σταθερό ετήσιο αντάλλαγμα, λαμβάνεται το ποσό ύψους 250.000.000. Οι ετήσιες επιβαρύνσεις του Ετήσιου Κόστους Συστήματος λόγω της επένδυσης κατά την περίοδο 2014-2038, υπολογίζονται σύμφωνα το Άρθρο 275 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΜΗΕ, όπως περιγράφεται στην I.5.2. Στον υπολογισμό λαμβάνονται υπόψη (α) οι ετήσιες δαπάνες εκμετάλλευσης (δαπάνες λειτουργίας και συντήρησης της Μεταφοράς και έμμεσες δαπάνες), (β) οι ετήσιες αποσβέσεις των στοιχείων του παγίου 38 Απλοποιητικά, η πρόβλεψη της ζήτησης στην Υ.Τ. για την περίοδο αναφοράς λαμβάνεται στο 13% της συνολικής ζήτησης στο ΕΣΜΗΕ σε αντιστοιχία με το 2011 και 2012 που ήταν αντίστοιχα 12,85% και 12,96%. 21
ενεργητικού της Μεταφοράς και (γ) η απόδοση 39 της Κεφαλαιουχικής Βάσης. Στη μελέτη θεωρούμε ως απόδοση της Κεφαλαιουχικής Βάσης, το 8%, που είναι το μεσοσταθμικό κόστος χρήσης των κεφαλαίων (WACC) που εγκρίθηκε από τη ΡΑΕ. Στον ακόλουθο πίνακα καταγράφονται οι ετήσιες επιβαρύνσεις του Κόστους Συστήματος λόγω της επένδυσης, όπως έχουν υπολογιστεί κατά το Άρθρο 275 του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΜΗΕ. Πιν. 28: Ετήσια επιβάρυνση ανταλλάγματος (2014-2038) λόγω της πραγματοποίησης της επένδυσης Έτη Ετήσια επιβάρυνση του Ετήσιου Κόστους Συστήματος (ΕΚ1) 2014 8.048.000 2015 16.048.000 2016 19.898.965 2017 21.198.965 2018 30.352.489 2019 30.276.531 2020 30.440.572 2021 31.164.613 2022 32.368.655 2023 35.444.696 2024 38.920.738 2025 37.996.779 2026 41.120.820 2027 39.844.862 2028 38.568.903 2029 37.292.945 2030 36.016.986 2031 34.741.027 2032 33.465.069 2033 32.189.110 2034 30.913.151 2035 29.637.193 2036 28.361.234 2037 27.085.276 2038 25.809.317 ΣΥΝΟΛΟ 767.204.896 39 Το ονομαστικό επιτόκιο απόδοσης των απασχολούμενων κεφαλαίων της μεταφοράς, προ φόρων, το οποίο είναι αποδεκτό από τη ΡΑΕ σύμφωνα με την εφαρμοζόμενη ρυθμιστική πολιτική και τη διεθνή πρακτική και εμπειρία. 22
Λαμβάνοντας υπόψη το συνολικό ποσό του σταθερού ετήσιου κόστους συστήματος (6.250Μ ) και τις συνολικές ετήσιες επιβαρύνσεις λόγω της επένδυσης (767,2 Μ ), εκτιμάται ότι το συνολικό κόστος συστήματος για την περίοδο 2014-2038 σε περίπτωση πραγματοποίησης της επένδυσης είναι 7.017Μ περίπου. Επειδή, η επένδυση των Κυκλάδων αποσβέννυται σε περίοδο 25 ετών και δεδομένου ότι η παγιοποίηση γίνεται σταδιακά και ανάλογα με τις εκροές (με τελευταία εκροή το 2025), η περίοδος για την πλήρη απόσβεσή της εκτείνεται μέχρι το 2050, ξεπερνώντας την περίοδο της χρηματοοικονομικής ανάλυσης. Συνεπώς, υπολογίζεται η υπολειμματική αξία της επένδυσης ως το σύνολο των επιβαρύνσεων των ετήσιων ανταλλαγμάτων για την περίοδο 2038-2050 (μη συμπεριλαμβανομένων των δαπανών λειτουργίας και συντήρησης) αφού αναχθούν σε Παρούσα Αξία στο έτος 2038. Η υπολειμματική αξία της επένδυσης υπολογίζεται σε 110,7 Μ και αν ληφθεί το 50% στα 55,4 Μ. Προβλεπόμενη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Όσον αφορά στην προβλεπόμενη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα σε περίπτωση υλοποίησης της επένδυσης, αυτή υπολογίζεται, λαμβάνοντας υπόψη την προβλεπόμενη ζήτηση στο ΕΣΜΗΕ, όπως παρουσιάζεται στο Σχήμα 24 (σελ. 12) της I.3.2.1 (σελ. 11) και την προβλεπόμενη ζήτηση στις Κυκλάδες για την περίοδο 2017-2038, αρχίζοντας από τη χρονιά που η διασύνδεση τίθεται σε λειτουργία (2017). Λαμβάνοντας υπόψη το συνολικό εκτιμώμενο αντάλλαγμα για την περίοδο 2014-2038 (7.017Μ ) και την προβλεπόμενη συνολική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα, προκύπτει ότι η μεσοσταθμική ΜΧΧΣ σε περίπτωση πραγματοποίησης της επένδυσης είναι περίπου 4,92 /MWh. I.5.2.3 Υπολογισμός εσόδων λόγω υλοποίησης της επένδυσης Η επιβάρυνση της μεσοσταθμικής ΜΧΧΣ λόγω της υλοποίησης της επένδυσης είναι η διαφορά των μεσοσταθμικών ΜΧΧΣ, όπως έχουν υπολογιστεί στις I.5.2.1 και I.5.2.2. Σε απόλυτες τιμές η επιβάρυνση είναι 0,51 /MWh, ενώ το ποσοστό της επιβάρυνσης είναι περίπου 12%. Εκτιμάται, μάλιστα ότι τα ΜΧΧΣ θα αυξηθούν στην πραγματικότητα πολύ περισσότερο, αν ληφθούν υπόψη και οι επιβαρύνσεις που οφείλονται σε μελλοντικές επενδύσεις που έχει προγραμματίσει ο ΑΔΜΗΕ για νέα έργα σχετικά με την επέκταση και βελτίωση του Συστήματος. Για τη διασφάλιση μεγαλύτερης σταθερότητας στις τελικές χρεώσεις που αφορούν τις δραστηριότητες παροχής ηλεκτρικής ενέργειας και για λόγους 23
προστασίας των καταναλωτών από σημαντικές και μη γραμμικές μεταβολές, και δη στο πλαίσιο της κοινωνικής πολιτικής του ΑΔΜΗΕ (Κοινή Υπουργική Απόφαση ΥΓΟΣ) αφού άλλωστε το έργο θα αποφέρει πολλά κοινωνικά και οικονομικά οφέλη, κρίνεται σκόπιμο, η επιβάρυνση της μέσης ΜΧΧΣ να μην υπερβαίνει το 6%, ποσοστό που κρίνεται συμβατό και με την αναβάθμιση των παρεχόμενων υπηρεσιών στους καταναλωτές καθώς και την εξυπηρέτησή τους από νέα πάγια. Τα ετήσια έσοδα του ΑΔΜΗΕ από την υλοποίηση της επένδυσης (Πιν. 29), υπολογίζονται βάσει των ετήσιων επιβαρύνσεων της ΜΧΧΣ (ώστε η μεσοσταθμική επιβάρυνση της ΜΤΧΧΣ να μην υπερβαίνει το 6%) και της ετήσιας προβλεπόμενης κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα (συμπεριλαμβανομένης της προβλεπόμενης ετήσιας κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στις Κυκλάδες). Τα συνολικά έσοδα του ΑΔΜΗΕ από την υλοποίηση της επένδυσης λόγω ένταξης στη Επιτρεπόμενο Ετήσιο Κόστος Συστήματος (ΕΚ1), με την υπόθεση ότι τα έσοδα θα περιοριστούν στο 50% για την αποφυγή υπέρογκης αύξησης της ΧΧΣ, κατά την περίοδο 2014-2038 ανέρχονται στα 386,6 Μ και αν λάβει κανείς υπόψη και την υπολειμματική αξία των περίπου 55,4 Μ φτάνουν περίπου τα 442 Μ. 24
Έτος Πιν. 29: Εκτιμώμενα έσοδα από τη διασύνδεση λόγω ένταξης στο Επιτρεπόμενο Ετήσιο Κόστος Συστήματος (σε ) Κόστος επένδυσης Αναπόσβεστη αξία Έσοδα από αποσβέσεις (Α) Έσοδα από ένταξη στη Ρ.Π.Β. Έσοδα από ΕΚ1 λόγω Λειτουργικών Δαπανών (Ο) Ετήσια επιβάρυνση του ΕΚ1 Έσοδα μειωμένα κατά 50% 2012 1.262.935 2013 600.000 48.000 48.000 24.000 2014 100.000.000 8.048.000 8.048.000 4.024.000 2015 100.000.000 16.048.000 16.048.000 8.024.000 2016 48.137.065 19.898.965 19.898.965 9.949.483 2017 248.737.065 19.898.965 1.300.000 21.198.965 10.599.483 2018 238.787.582 9.949.483 19.103.007 1.300.000 30.352.489 15.176.245 2019 9.000.000 228.838.100 9.949.483 19.027.048 1.300.000 30.276.531 15.138.265 2020 12.000.000 218.888.617 9.949.483 19.191.089 1.300.000 30.440.572 15.220.286 2021 19.000.000 208.939.135 9.949.483 19.915.131 1.300.000 31.164.613 15.582.307 2022 25.000.000 238.989.652 9.949.483 21.119.172 1.300.000 32.368.655 16.184.327 2023 30.000.000 227.440.169 11.549.483 22.595.214 1.300.000 35.444.696 17.722.348 2024 55.000.000 215.890.687 11.549.483 26.071.255 1.300.000 38.920.738 19.460.369 2025 314.341.204 11.549.483 25.147.296 1.300.000 37.996.779 18.998.389 2026 298.391.722 15.949.483 23.871.338 1.300.000 41.120.820 20.560.410 2027 282.442.239 15.949.483 22.595.379 1.300.000 39.844.862 19.922.431 2028 266.492.756 15.949.483 21.319.421 1.300.000 38.568.903 19.284.452 2029 250.543.274 15.949.483 20.043.462 1.300.000 37.292.945 18.646.472 2030 234.593.791 15.949.483 18.767.503 1.300.000 36.016.986 18.008.493 2031 218.644.309 15.949.483 17.491.545 1.300.000 34.741.027 17.370.514 2032 202.694.826 15.949.483 16.215.586 1.300.000 33.465.069 16.732.534 2033 186.745.343 15.949.483 14.939.627 1.300.000 32.189.110 16.094.555 2034 170.795.861 15.949.483 13.663.669 1.300.000 30.913.151 15.456.576 2035 154.846.378 15.949.483 12.387.710 1.300.000 29.637.193 14.818.596 2036 138.896.896 15.949.483 11.111.752 1.300.000 28.361.234 14.180.617 2037 122.947.413 15.949.483 9.835.793 1.300.000 27.085.276 13.542.638 2038 106.997.930 15.949.483 8.559.834 1.300.000 25.809.317 12.904.659 2039 91.048.448 15.949.483 7.283.876 1.300.000 24.533.358 12.266.679 2040 75.098.965 15.949.483 6.007.917 1.300.000 23.257.400 11.628.700 2041 59.149.483 15.949.483 4.731.959 1.300.000 21.981.441 10.990.721 2042 43.200.000 15.949.483 3.456.000 1.300.000 20.705.483 10.352.741 2043 37.200.000 6.000.000 2.976.000 1.300.000 10.276.000 5.138.000 2044 31.200.000 6.000.000 2.496.000 1.300.000 9.796.000 4.898.000 2045 25.200.000 6.000.000 2.016.000 1.300.000 9.316.000 4.658.000 2046 19.200.000 6.000.000 1.536.000 1.300.000 8.836.000 4.418.000 2047 13.200.000 6.000.000 1.056.000 1.300.000 8.356.000 4.178.000 2048 8.800.000 4.400.000 704.000 1.300.000 6.404.000 3.202.000 2049 4.400.000 4.400.000 352.000 1.300.000 6.052.000 3.026.000 2050 0 4.400.000 0 1.300.000 5.700.000 2.850.000 ΠΟΣΟΣΤΟ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΣΒΕΣΕΩΝ 4,0% ΕΠΙΤΟΚΙΟ ΧΧΣ: 8,0% 110.706.214,8 Υπολειμματική Αξία 4 55.353.107,42 25
I.5.3. Κόστος Επένδυσης Το σύνολο των δαπανών του έργου αφορά στην εκπόνηση των ωκεανογραφικών μελετών στην αγορά γης στις δαπάνες για κατασκευαστικές εργασίες Οι δαπάνες αφορούν σε ποσά χωρίς ΦΠΑ και άλλους έμμεσους φόρους. Από τα παραπάνω κόστη, οι δαπάνες για εκπόνηση ωκεανογραφικών μελετών και αγορά γης δε λαμβάνονται υπόψη για την εκτίμηση του κόστους επένδυσης, δεδομένου ότι έχουν ήδη γίνει οι αντίστοιχες εκταμιεύσεις κατά τα προηγούμενα έτη. Ωστόσο, τα εν λόγω κόστη παρατίθενται ακολούθως για λόγους πληρότητας. I.5.3.1 Δαπάνες για ωκεανογραφικές μελέτες Η ΔΕΗ Α.Ε. ανέθεσε την πραγματοποίηση θαλάσσιας γεωλογικής βυθομετρικής έρευνας με σκοπό την παροχή των αναγκαίων πληροφοριών για το σχεδιασμό των καλωδίων, την ασφαλή πόντισή τους και τη δυνατότητα ταφής τους, καθώς και για την αναγκαία προστασία τους από εξωτερικές επεμβάσεις. Για το ερευνητικό έργο υλοποιήθηκε Σύμβαση που είχε συναφθεί με το Πανεπιστήμιο Αθηνών στις 5/6/2008, με συμβατικό τίμημα 222.369, καθώς και Σύμβαση που είχε συναφθεί με τη ναυτική εταιρεία ΚΑΛΥΨΩ για την ενοικίαση σκάφους με μίσθωμα 75.000. Επίσης, για τη διεξαγωγή Ωκεανογραφικών Γεωλογικών Μελετών και Βυθομετρικών ερευνών για μελέτη και εγκατάσταση Υποβρυχίων Καλωδίων 150 kv για το τμήμα εναλλακτικής διασύνδεσης Λαύριο-Σύρος, βόρεια Κέα - Γυάρος και Κύθνος - όρμος Κανάλας, υλοποιήθηκε Σύμβαση που είχε συναφθεί με το Πανεπιστήμιο Αθηνών στις 9/2/2009, με συμβατικό τίμημα 200.000,00. Οι συνολικές δαπάνες για ωκεανογραφικές μελέτες είναι 497.369. I.5.3.2 Κόστος για την αγορά γης Στα πλαίσια του έργου της διασύνδεσης των Κυκλάδων, απαιτήθηκε αγορά οικοπέδων για την κατασκευή των υποσταθμών στα νησιά Σύρο, Πάρο, Νάξο και Μύκονο. Οι δαπάνες για την αγορά γης ολοκληρώθηκαν μέσα στο 2012 και ανέρχονται στα 5.000.000. 26
I.5.3.3 Δαπάνες για κατασκευαστικές εργασίες Οι δαπάνες για κατασκευαστικές εργασίες αφορούν στο κόστος για τον Ανάδοχο που θα αναλάβει την «με το κλειδί στο χέρι» κατασκευή του έργου. Οι σχετικές δαπάνες που αφορούν τη Φάση Α, εκτιμώνται σε 250.000.000, για τη Φάση Β σε 40.000.000 και για τη Φάση Γ σε 110.000.000. Το επενδυτικό κόστος ανά φάση και κατηγορία εξοπλισμού αναλύεται στον επόμενο πίνακα: Πιν. 30: Ανάλυση επενδυτικού κόστους διασύνδεσης Κυκλάδων ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΚΥΚΛΑΔΩΝ - ΦΑΣΗ Α' ΚΑΛΩΔΙΑ Μήκος Μοναδιαίο κόστος Τύπος καλωδίου (km) (k /km) Κόστος (M ) Υποβρύχιο καλώδιο ΕΡ 200MVA Λαύριο-Σύρος 110 1000 110 Τήνος-Σύρος 33 1000 33 Υποβρύχιο καλώδιο ΕΡ 140MVA Σύρος-Πάρος 46 730 34 Σύρος-Μύκονος 35 730 26 Συνολικό κόστος καλωδίων 202 ΛΟΙΠΟΣ ΕΞΟΠΛΙΣΜΟΣ Μοναδιαίο κόστος Κόστος Τύπος εξοπλισμου Αριθμός (k ) (M ) GIS Σύρος 1 5000 5 GIS Μύκονος 1 5000 5 GIS Πάρος 1 5000 5 SVC Σύρος 1 33000 33 Συνολικό κόστος λοιπού εξοπλισμού 48 Συνολικό κόστος ΦΑΣΗΣ Α' 250 ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΚΥΚΛΑΔΩΝ - ΦΑΣΗ Β' ΚΑΛΩΔΙΑ Μήκος Μοναδιαίο κόστος Τύπος καλωδίου (km) (k /km) Κόστος (M ) Υποβρύχιο καλώδιο ΕΡ 140MVA Πάρος-Νάξος 8 730 5.8 Νάξος-Μύκονος 40 730 29.2 Συνολικό κόστος καλωδίων 35 ΛΟΙΠΟΣ ΕΞΟΠΛΙΣΜΟΣ Μοναδιαίο κόστος Κόστος Τύπος εξοπλισμου Αριθμός (k ) (M ) GIS Νάξου 1 5000 5 Συνολικό κόστος λοιπού εξοπλισμού 5 Συνολικό κόστος ΦΑΣΗΣ Β' 40 Τύπος καλωδίου Υποβρύχιο καλώδιο ΕΡ 200MVA ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΚΥΚΛΑΔΩΝ - ΦΑΣΗ Γ' ΚΑΛΩΔΙΑ Μήκος (km) Μοναδιαίο κόστος (k /km) Κόστος (M ) Λαύριο-Σύρος 110 1000 110 Συνολικό κόστος ΦΑΣΗΣ Γ' 110 27
Με βάση τα παραπάνω το συνολικό κόστος επένδυσης για το έργο διασύνδεσης των Κυκλάδων είναι 400.000.000. Έχουν εξαιρεθεί οι δαπάνες για αγοράς γης και ωκεανογραφικών μελετών που έχουν ήδη εκταμιευτεί. I.5.4. Λειτουργικό Κόστος Το ετήσιο λειτουργικό κόστος του έργου της διασύνδεσης των Κυκλάδων περιλαμβάνει το ετήσιο κόστος λειτουργίας και συντήρησης Υ/Σ GIS και λοιπού εξοπλισμού (SVC, πηνία) το ετήσιο κόστος πρόσθετης συντήρησης και αποκατάστασης βλαβών υποβρυχίων καλωδίων το ετήσιο κόστος απωλειών λειτουργίας Στα πλαίσια της παρούσας μελέτης, η εκτίμηση του ετήσιου κόστους συντήρησης και λειτουργίας του έργου βασίσθηκε κυρίως σε στοιχεία του ΑΔΜΗΕ για αντίστοιχα έργα. Ετήσιο κόστος λειτουργίας Υ/Σ και λοιπού εξοπλισμού GIS Το ετήσιο κόστος λειτουργίας των υποσταθμών GIS στο Λαύριο και στα προς διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων εκτιμήθηκε σε 350.000. Ετήσιο κόστος συντήρησης Υ/Σ και λοιπού εξοπλισμού GIS Το ετήσιο κόστος συντήρησης των υποσταθμών GIS στο Λαύριο και στα προς διασύνδεση νησιά των Κυκλάδων εκτιμήθηκε σε 200.000. Ετήσιο κόστος πρόσθετης συντήρησης και αποκατάστασης βλαβών Αναμένεται να υπογραφεί σύμβαση μακροχρόνιας συντήρησης με τον Ανάδοχο του έργου, η οποία αφορά στην παροχή πρόσθετης συντήρησης σε τμήματα του έργου (π.χ. εξοπλισμός 150kV μόνωσης αερίου SF6 (GIS), εξοπλισμός ψηφιακών συστημάτων ελέγχου και προστασίας στους Υ/Σ κ.ο.κ.). Η σύμβαση μακροχρόνιας συντήρησης εκτιμάται σε ~1Μ για χρονικό διάστημα 5 ετών, αρχής γενομένης από την οριστική παραλαβή του έργου. Εκτιμάται, ότι το κόστος αυτό θα συνεχιστεί μέχρι το 2038 και θα καλυφθεί είτε από τον Ανάδοχο μέσω ανανέωσης της σύμβασης μακροχρόνιας συντήρησης, είτε από τον ΑΔΜΗΕ. Το κόστος αυτό θα καλύψει περιπτώσεις βλαβών στα καλώδια. Συγκεκριμένα, με βάση τα παραπάνω και αλλά διαθέσιμα στοιχεία 40 σε ότι αφορά τη συχνότητα εμφάνισης και το κόστος αποκατάστασης βλαβών στα υποβρύχια καλώδια, θεωρήθηκε: 40 Cigré report 379 of working group B1.10 28
Για το υποβρύχιο καλώδιο Λαύριο Σύρος 1 διακοπή κάθε 10 έτη με κόστος αποκατάστασης ~2Μ, που αντιστοιχεί σε ετήσιο κόστος ~200.000. Για καθένα από τα υποβρύχια καλώδια Σύρος Πάρος, Σύρος Τήνος, Σύρος - Μύκονος και Μύκονος Νάξος Πάρος, 1 διακοπή κάθε 15 έτη με κόστος αποκατάστασης ~2Μ, που αντιστοιχεί σε συνολικό ετήσιο κόστος ~550.000. Ετήσιο κόστος απωλειών λειτουργίας Με βάση στοιχεία που έχει στη διάθεσή του ο ΑΔΜΗΕ από τη λειτουργία αντίστοιχων έργων το ετήσιο κόστος απωλειών λειτουργίας εκτιμάται σε ~2Μ. Αυτό συνεκτιμάται ως κόστος μόνο στην κοινωνικοοικονομική ανάλυση. Με βάση τα παραπάνω οι δαπάνες που συνιστούν το συνολικό κόστος επένδυσης για το έργο διασύνδεσης των Κυκλάδων συνοψίζονται στον ακόλουθο πίνακα: Πιν. 31: Ετήσιο λειτουργικό κόστος του έργου διασύνδεσης των Κυκλάδων (2017-2038) Συνολικό Ετήσιο Λειτουργικό Κόστος Ετήσιο κόστος λειτουργίας 350.000 Ετήσιο κόστος συντήρησης 200.000 Ετήσιο κόστος αποκατάστασης βλαβών 750.000 ΣΥΝΟΛΟ 1.300.000 I.5.5. Ανάλυση ταμειακών ροών (εισροές - εκροές) Όπως παρουσιάζεται στην ανάλυση ταμειακών ροών (Πιν. 32), η Καθαρή Παρούσα Αξία της επένδυσης είναι -143.709.333 και ο Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (ΕΒΑ) κοντά στο μηδέν (0,24%). Το έλλειμμα χρηματοδότησης ανέρχεται στα 143.709.333 ενώ ο συντελεστής ελλείμματος χρηματοδότησης στα 49,3%. 29
Πιν. 32: Ανάλυση χρηματοοικονομικών ταμειακών ροών της επένδυσης ΕΤΟΣ ΑΝΑΛΥΣΗ ΤΑΜΕΙΑΚΩΝ ΡΟΩΝ (, ΣΤΑΘ. ΤΙΜΕΣ ΕΤΟΥΣ ΒΑΣΗΣ) ΚΟΣΤΟΣ ΣΥΝΟΛΟ ΣΥΝΟΛΟ ΥΠΟΛΕΙΜΜΑΤΙΚΗ ΕΠΕΝΔΥΣΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΚΩΝ ΕΣΟΔΩΝ ΑΞΙΑ Σ ΕΞΟΔΩΝ (1) (2) (3) (4) ΚΑΘΑΡΗ ΤΑΜΕΙΑΚΗ ΡΟΗ (5) = (2)+(4)- (1)-(3) 2012 1.262.935 0 0 0-1.262.935 2013 600.000 24.000 0 0-576.000 2014 100.000.000 4.024.000 0 0-95.976.000 2015 100.000.000 8.024.000 0 0-91.976.000 2016 48.137.065 9.949.483 0 0-38.187.582 2017 0 10.599.483 1.300.000 0 9.299.483 2018 0 15.176.245 1.300.000 0 13.876.245 2019 9.000.000 15.138.265 1.300.000 0 4.838.265 2020 12.000.000 15.220.286 1.300.000 0 1.920.286 2021 19.000.000 15.582.307 1.300.000 0-4.717.693 2022 25.000.000 16.184.327 1.300.000 0-10.115.673 2023 30.000.000 17.722.348 1.300.000 0-13.577.652 2024 55.000.000 19.460.369 1.300.000 0-36.839.631 2025 0 18.998.389 1.300.000 0 17.698.389 2026 0 20.560.410 1.300.000 0 19.260.410 2027 0 19.922.431 1.300.000 0 18.622.431 2028 0 19.284.452 1.300.000 0 17.984.452 2029 0 18.646.472 1.300.000 0 17.346.472 2030 0 18.008.493 1.300.000 0 16.708.493 2031 0 17.370.514 1.300.000 0 16.070.514 2032 0 16.732.534 1.300.000 0 15.432.534 2033 0 16.094.555 1.300.000 0 14.794.555 2034 0 15.456.576 1.300.000 0 14.156.576 2035 0 14.818.596 1.300.000 0 13.518.596 2036 0 14.180.617 1.300.000 0 12.880.617 2037 0 13.542.638 1.300.000 0 12.242.638 2038 0 12.904.659 1.300.000 55.353.107 66.957.766 ΕΠΙΤΟΚΙΟ ΠΡΟΕΞΟΦΛΗΣΗΣ 8% ΣΥΝΟΛΟ 400.000.000 383.626.44 8 28.600.000 55.353.107 10.379.555 NPV 291.589.422 150.324.52 8 10.526.983 8.082.545-143.709.333 IRR 0,24% BCR 0,52 Συντελεστής Ελλείμματος Χρηματοδότησης Έλλειμμα Χρηματοδότησης % 49,3 143.709.332,83 30