ιευθ/νση: Τ.Θ Τ.Κ ΑΙΓΑΛΕΩ Τηλέφωνο:

Τ.Ε.Ι. ΠΕΙΡΑΙΑ Υποέργο 12 ΕΡΕΥΝΗΤΙΚΟ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑ: ΑΡΧΙΜΗ ΗΣ ΙΙΙ "Ενίσχυση Ερευνητικών Οµάδων ΤΕΙ" Φορέας Υλοποίησης: ΤΕΙ Πειραιά «ΣΥΓΚΡΙΤΙΚΗ ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ Υ ΡΟΓΟΝΟΥ - ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΥΠΟΣΤΗΡΙΞΗ ΑΥΤΟΝΟΜΩΝ ΥΒΡΙ ΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΗΣ ΒΑΣΗΣ» ΠΑΚΕΤΟ ΕΡΓΑΣΙΑΣ 2 ΠΑΡΑ ΟΤΕΟ: TΕΧΝΙΚΗ ΕΚΘΕΣΗ 2.1 Α ΕΚ ΟΣΗ Ολοκληρωµένη Μελέτη του Μη ιασυνδεδεµένου Νησιωτικού Συστήµατος: Αξιολόγηση Υφιστάµενου Μοντέλου Ηλεκτροπαραγωγής και Προοπτικές Αξιοποίησης υναµικού Ανανεώσιµων Πηγών Ενέργειας Επιστηµονικός Υπεύθυνος: Ι. Κ. ΚΑΛ ΕΛΛΗΣ ιευθ/νση: Τ.Θ. 4146 Τ.Κ. 1221 - ΑΙΓΑΛΕΩ Τηλέφωνο: 21 381467 E-mail: jkald@teipir.gr Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 1

ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ 1. Εισαγωγή... 3 2. Ανάλυση εδοµένων Ηλεκτρικής Ζήτησης... 3 2.1 Μακροχρόνια Ηλεκτρική Ζήτηση σε Επίπεδο Περιφέρειας... 3 2.2 Μακροχρόνια Ηλεκτρική Ζήτηση και Φορτίο Αιχµής σε Επίπεδο Νησιού... 4 2.3 Επάρκεια Εγκατεστηµένης Ισχύος και Ηµερήσια Εποχική ιακύµανση Ζήτησης... 4 3. Αξιολόγηση Λειτουργίας Υφιστάµενων ΑΣΠ και ΤΣΠ... 3.1 Συντελεστής Φορτίου και Ειδική... 3.2 Κόστος Ηλεκτροπαραγωγής... 3.3 Περιβαλλοντικές Επιπτώσεις (Εκποµπές CO 2 )... 6 4. υναµικό ΑΠΕ και Υφιστάµενες Εγκαταστάσεις... 7 4.1 Αιολικό υναµικό... 7 4.2 Ηλιακό υναµικό... 8 4.3 Άλλες Μορφές ΑΠΕ... 9 4.4 Εγκατεστηµένη Ισχύς ΑΠΕ... 1 4. Παραγωγή Ενέργειας από ΑΠΕ... 1. Αποµακρυσµένοι (Μη ιασυνδεδεµένοι) Αυτόνοµοι Καταναλωτές...1 6. Συµπεράσµατα... 11 Βιβλιογραφικές Αναφορές... 12 Σχήµατα... 14 Παράρτηµα... Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 2

1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ Σκοπός της παρούσας τεχνικής έκθεσης είναι η λεπτοµερής καταγραφή και αξιολόγηση της ενεργειακής κατάστασης στην περιοχή του Αιγαίου Πελάγους [1]. Στο πλαίσιο αυτό, πραγµατοποιείται ανάλυση µακροχρόνιων δεδοµένων έτσι ώστε να εντοπιστούν και να αναδειχθούν τα σηµαντικότερα προβλήµατα που αντιµετωπίζουν τα µη διασυνδεδεµένα νησιωτικά δίκτυα διαχρονικά, µε στόχο τη µετέπειτα ανάπτυξη πιο αποτελεσµατικών µεθόδων κάλυψης της τοπικής ζήτησης που θα ικανοποιούν την ανάγκη για αυξηµένη ενεργειακή ασφάλεια και βιώσιµη ανάπτυξη [2]. Για το σκοπό αυτό, εξετάζονται όλες οι πτυχές του υφιστάµενου µοντέλου ηλεκτροπαραγωγής, τόσο για ολόκληρη την περιοχή του Αιγαίου Πελάγους ως σύνολο όσο και σε επίπεδο νησιού / κατηγορίας νησιών, στοχεύοντας αφενός σε µια γενική αποτίµηση της κατάστασης και αφετέρου σε διακριτή αξιολόγηση µεταξύ νησιωτικών περιοχών µε διαφορετικά χαρακτηριστικά. Ως γνωστόν, το παρόν µοντέλο ηλεκτροπαραγωγής εξακολουθεί να βασίζεται στις δοµές του παρελθόντος, εµφανίζοντας µακρά εξάρτηση από τη λειτουργία αυτόνοµων και τοπικών σταθµών παραγωγής (ΑΣΠ και ΤΣΠ) µε συµµετοχή θερµικών µονάδων πετρελαϊκής βάσης [1]. Στον αντίποδα, παρά την ύπαρξη υψηλής ποιότητας δυναµικού ανανεώσιµων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ) [3-], η ετήσια συνεισφορά εγκαταστάσεων ΑΠΕ στο τοπικό ενεργειακό ισοζύγιο των νησιωτικών περιοχών δεν είναι ακόµα η αναµενόµενη και περιορίζεται, παρουσιάζοντας ταυτόχρονα τάσεις στασιµότητας, στα επίπεδα του 1%. Αναλογιζόµενοι τα ανωτέρω, εξετάζονται στη συνέχεια η µακροχρόνια εξέλιξη της ηλεκτρικής ζήτησης και του φορτίου αιχµής στα µη διασυνδεδεµένα νησιά του Αιγαίου Πελάγους [6], δίνοντας επίσης έµφαση στα κύρια χαρακτηριστικά των προφίλ κατανάλωσης. Ακολούθως, µελετώνται τα χαρακτηριστικά λειτουργίας των υφιστάµενων ΑΣΠ και ΤΣΠ, εστιάζοντας στη δυνατότητά τους να ανταπεξέλθουν επαρκώς στην κάλυψη των υφιστάµενων και µελλοντικών αναγκών σε ζήτηση ενέργειας. Επιπλέον, ιδιαίτερη αναφορά γίνεται στο υψηλό κόστος παραγωγής που συνοδεύει τη λειτουργία των εν λόγω σταθµών [1], καθώς και στην περιβαλλοντική επιβάρυνση που υφίστανται οι νησιωτικές περιοχές εξαιτίας της εφαρµογής συµβατικών µεθόδων ηλεκτροπαραγωγής [7]. Η παρούσα έκθεση ολοκληρώνεται µε την αξιολόγηση του δυναµικού και την καταγραφή των εγκαταστάσεων ΑΠΕ στην ευρύτερη περιοχή του Αιγαίου, πραγµατοποιώντας επίσης αποτίµηση της λειτουργίας και συµµετοχής των τελευταίων κατά την πρόσφατη περίοδο. Συµπληρωµατικά της αξιολόγησης της ενεργειακής κατάστασης νησιωτικών δικτύων, εξετάζεται τέλος η περίπτωση αποµονωµένων καταναλωτών [8-1] µε περιορισµένη δυνατότητα διασύνδεσης στο ηλεκτρικό δίκτυο. 2. ΑΝΑΛΥΣΗ Ε ΟΜΕΝΩΝ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2.1 Μακροχρόνια Ηλεκτρική Ζήτηση σε Επίπεδο Περιφέρειας Χρησιµοποιώντας δεδοµένα ηλεκτρικής ζήτησης για την περίοδο 2-212 (βλέπε και Σχήµα 1), [11] προκύπτει περίπου ίση αναλογία µεταξύ της αθροιστικής κατανάλωσης ενέργειας των µη διασυνδεδεµένων νησιωτικών δικτύων του Βόρειου και του Νότιου Αιγαίου Πελάγους και της νήσου Κρήτης. Μεταξύ Βόρειου και Νότιου Αιγαίου, το Νότιο Αιγαίο εµφανίζει σαφώς µεγαλύτερη κατανάλωση ενέργειας (περίπου τριπλάσια) λόγω της µεγαλύτερης πληθυσµιακής συγκέντρωσης αλλά και της µεγαλύτερης τουριστικής κίνησης στα εν λόγω νησιά. Στο πλαίσιο αυτό, ενδιαφέρον εµφανίζει η σταδιακή εξασθένιση των ρυθµών αύξησης ζήτησης που παρουσιάζονται στο πρώτο µισό της δεκαετίας 2-21 για το σύνολο του µη διασυνδεδεµένου συστήµατος, ακολουθώντας έτσι τη γενικότερη τάση αρχικά σταθεροποίησης και µετέπειτα µείωσης της κατανάλωσης σε εθνικό επίπεδο. Επισηµαίνεται παρόλα αυτά πως στην περίπτωση της νησιωτικής Ελλάδας η µείωση αυτή της κατανάλωσης είναι λιγότερη έντονη, γεγονός που αποτυπώνεται στην αύξηση του µεριδίου Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 3

συµµετοχής της περιοχής του Αιγαίου στη συνολική εθνική κατανάλωση ενέργειας µετά το 28, αγγίζοντας πρόσφατα το 1%. Εν συνεχεία, και µε βάση την κατανάλωση σε επίπεδο περιφέρειας και τοµέα τελικής κατανάλωσης (βλέπε και Σχήµατα 2, 3), η συµµετοχή του οικιακού και του εµπορικού τοµέα είναι σε κάθε περίπτωση καθοριστικής σηµασίας. Αναφορικά µε το Βόρειο Αιγαίο, το µεγαλύτερο µερίδιο κατανάλωσης ανήκει στον οικιακό τοµέα, ενώ το αντίθετο συµβαίνει µε την περίπτωση του Νότιου Αιγαίου, εξαιτίας της εντονότερης εµπορικής δραστηριότητας που εν πολλοίς οφείλεται στη µεγαλύτερη τουριστική κίνηση. Στον αντίποδα, στα νησιά του Βόρειου Αιγαίου αναπτύσσεται σε µεγαλύτερο βαθµό η γεωργική δραστηριότητα, ενώ η παρουσία αξιόλογης βιοµηχανικής δραστηριότητας παρατηρείται µόνο στην περίπτωση της Κρήτης. 2.2 Μακροχρόνια Ηλεκτρική Ζήτηση και Φορτίο Αιχµής σε Επίπεδο Νησιού Η σταδιακή εξασθένιση των ρυθµών αύξησης της ηλεκτρικής ζήτησης που διαπιστώθηκε σε επίπεδο περιφέρειας αντανακλάται και στις πληροφορίες του Σχήµατος 4, αυτή τη φορά σε επίπεδο νησιωτικού δικτύου για όλα τα µη διασυνδεδεµένα συστήµατα του Αιγαίου Πελάγους εξαιρουµένων των νήσων Κρήτης και Ρόδου (βλέπε και διαγράµµατα ανά νησί στο Παράρτηµα). Παρότι λοιπόν κατά το διάστηµα των επτά πρώτων χρόνων της δεκαετίας 21-21 (21-27) ο µέσος ετήσιος ρυθµός αύξησης ζήτησης ξεπερνούσε στις περισσότερες των περιπτώσεων το 3%, η εικόνα είναι εντελώς διαφορετική κατά τη διάρκεια της τριετίας 28-21, οπότε και έχουµε εµφάνιση ακόµα και µείωσης της ηλεκτρικής ζήτησης µέχρι και 1%. Εξάλλου, εντελώς παρόµοια είναι τα δεδοµένα στην περίπτωση του µέγιστου εµφανιζόµενου φορτίου σε ετήσια βάση (αιχµή δικτύου), ακολουθώντας τη διαχρονική εξέλιξη της ηλεκτρικής ζήτησης. Σε κάθε περίπτωση, η µελέτη ιστορικών δεδοµένων από τα µέσα της δεκαετίας 198-9 έως το 21 αποκαλύπτει τη συνεχή και έντονη αύξηση τόσο της ηλεκτρικής ζήτησης όσο και του εµφανιζόµενου φορτίου αιχµής ανεξαρτήτως κλίµακας νησιού (βλέπε και Σχήµατα, 6), µη λαµβάνοντας υπόψη παρόλα αυτά την αποφόρτιση των σταθµών παραγωγής κατά την τελευταία τριετία εξαιτίας των επιπτώσεων της οικονοµικής κρίσης. 2.3 Επάρκεια Εγκατεστηµένης Ισχύος και Ηµερήσια Εποχική ιακύµανση Ζήτησης Η µακροχρόνια αύξηση της ηλεκτρικής ζήτησης σε συνδυασµό µε την ανάλογης έντασης αύξηση του φορτίου αιχµής, παρόλη τη στασιµότητα των τελευταίων χρόνων, εξακολουθεί να δοκιµάζει τη φέρουσα ικανότητα των θερµικών σταθµών να διασφαλίσουν την επάρκεια εφοδιασµού των µη διασυνδεδεµένων νησιωτικών δικτύων. Σύµφωνα µε τα πλέον πρόσφατα επίσηµα δεδοµένα (21) [6], το πρόβληµα είναι εντονότερο στα µεγαλύτερης κλίµακας νησιά (βλέπε και Σχήµα 7), όπου το περιθώριο ασφαλείας κυµαίνεται στην περιοχή του 1%-2% επί του φορτίου αιχµής, επιβάλλοντας έτσι συχνά την επιστράτευση επικουρικών αεριοστροβιλικών µονάδων κατά τη θερινή περίοδο. Σε κάθε περίπτωση όµως, το πρόβληµα του ελλείµµατος επαρκούς ισχύος συναντάται στο σύνολο των µη διασυνδεδεµένων δικτύων (περιθώριο ασφάλειας της τάξης του 4%-%) µε ελάχιστες εξαιρέσεις στην κατηγορία των πολύ µικρών νησιών (π.χ. Αντικύθηρα). Στο πλαίσιο αυτό, ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει και η ένταση του φορτίου αιχµής ως προς την αντίστοιχη µέση κατανάλωση του εκάστοτε δικτύου. Πιο συγκεκριµένα, σύµφωνα µε τα δεδοµένα του Σχήµατος 8, τα µικρότερης κλίµακας νησιωτικά δίκτυα χαρακτηρίζονται από σαφώς υψηλότερη ένταση αιχµής (ακόµη και υψηλότερη του 4%) που αποδίδεται στην έντονη πληθυσµιακή αύξηση κατά τους θερινούς µήνες σε συνδυασµό µε τη µικρότερη -σε σχέση µε τα µεγαλύτερα νησιάσυγκέντρωση µόνιµου πληθυσµού. Αποτέλεσµα των ανωτέρω είναι η λειτουργία των τοπικών σταθµών σε χαµηλούς συντελεστές φορτίου, µε προσωρινή χρησιµοποίηση ουσιαστικά εφεδρικών µονάδων για την κάλυψη των εν λόγω φορτίων. Στον αντίποδα, η πλειονότητα των µεγαλύτερης κλίµακας νησιών εµφανίζει µικρότερης έντασης αιχµές που παραπέµπουν σε ένα πιο οµαλό προφίλ ζήτησης. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 4

Εξάλλου, καθοριστικής σηµασίας είναι και η ένταση αιχµής ως προς το ελάχιστο φορτίο, µε την αύξηση του λόγου µέγιστο προς ελάχιστο φορτίο συχνά να δοκιµάζει τα τεχνικά ελάχιστα των θερµικών µονάδων παραγωγής. Στο πλαίσιο αυτό, στο Σχήµα 9 παρατίθενται ηµερήσιες καµπύλες ανηγµένου φορτίου (ως προς το ετήσιο φορτίο αιχµής) διαφορετικής κλίµακας νησιών για την ηµέρα µέγιστου και ελάχιστου φορτίου αντίστοιχα. Σύµφωνα µε το σχήµα, η ηµερήσια διαφορά µεταξύ µέγιστου και ελάχιστου φορτίου µπορεί να ανέλθει ακόµα και στο 6%, ενώ το αντίστοιχο ελάχιστο φορτίο κατά τη διάρκεια της χειµερινής περιόδου (Σχήµα 9β) µπορεί να αντιστοιχεί ακόµα και σε 1% του µέγιστου ετήσιου. Σηµαντικές όµως µεταβολές παρουσιάζονται και κατά τη διάρκεια του έτους, µε τη ζήτηση του Αυγούστου να είναι έως και 2% υψηλότερη των αντίστοιχων ελάχιστων κατά τη χειµερινή περίοδο. Το φαινόµενο, όπως αναµένεται, είναι πιο έντονο στα µικρής κλίµακας νησιά µε µεγάλη επισκεψιµότητα ενώ εξασθενίζει στην περίπτωση των µεγάλης κλίµακας νησιών λόγω της συγκέντρωσης µόνιµου πληθυσµού (π.χ. νήσος Λέσβος στο Σχήµα 1). Πράγµατι, χαρακτηριστική είναι η περίπτωση του Σχήµατος 11 για τη νήσο Λέσβο, µε την παράθεση της ηµερήσιας ζήτησης για το έτος 29 να αποκαλύπτει την εµφάνιση έντονων αιχµών φορτίου όχι µόνο κατά τη διάρκεια της θερινής περιόδου αλλά και της χειµερινής, επιβεβαιώνοντας τα δεδοµένα του Σχήµατος 1. 3. ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΩΝ ΑΣΠ ΚΑΙ ΤΣΠ 3.1 Συντελεστής Φορτίου και Ειδική ύο από τις βασικές παραµέτρους αξιολόγησης λειτουργίας των ΑΣΠ και ΤΣΠ είναι ο συντελεστής φορτίου και η ειδική κατανάλωση καυσίµου. Αναφορικά µε τον πρώτο, υψηλές τιµές συντελεστή φορτίου προϋποθέτουν το δυνατόν βέλτιστη λειτουργία των µονάδων (στο ονοµαστικό σηµείο) χωρίς την απαίτηση για αντιµετώπιση υψηλών διακυµάνσεων ζήτησης. Η δε ειδική κατανάλωση καυσίµου είναι αντιπροσωπευτική της ενεργειακής απόδοσης ενός σταθµού, µε τη µείωσή της να αντανακλά την αύξηση του βαθµού απόδοσης εξαιτίας της µικρότερης κατανάλωσης καυσίµου για την επίτευξη του ίδιου ενεργειακού αποτελέσµατος. Στο πλαίσιο αυτό, οι πλέον πρόσφατες τιµές του συντελεστή φορτίου για το σύνολο των ΑΣΠ και ΤΣΠ δίνονται στο Σχήµα 12, σε συνάρτηση µε την κλίµακα των δικτύων εκφρασµένη σε όρους φορτίου αιχµής. Όπως αναµενόταν, ο συντελεστές φορτίου αυξάνει µε την κλίµακα του νησιού, ως αποτέλεσµα των οµαλότερων προφίλ ζήτησης κατά τη διάρκεια του έτους. Αντιθέτως, ο συντελεστής φορτίου των σταθµών που εξυπηρετούν µικρής κλίµακας νησιά είναι ιδιαίτερα χαµηλός (κάτω του 2% για την πλειονότητα των περιπτώσεων), γεγονός που αντανακλά τη µερική λειτουργία των σταθµών αυτών και τις άµεσες επιπτώσεις στο κόστος ηλεκτροπαραγωγής. Σε κάθε περίπτωση, ο ετήσιος συντελεστής φορτίου για το σύνολο των νησιών δεν ξεπερνά το 3%, εξαιρουµένης της Λέσβου (βλέπε και Σχήµα 11). Επιπλέον του χαµηλού συντελεστή φορτίου, τα µικρότερα νησιωτικά δίκτυα βρίσκονται αντιµέτωπα και µε υψηλές τιµές ειδικής κατανάλωσης καυσίµου (Σχήµα 13) που ξεπερνούν ακόµα και τα 3gr/kWh, ενώ η αντίστοιχη τιµή για το µη διασυνδεδεµένο σύστηµα συνολικά ανέρχεται σε περίπου 29gr/kWh επί της ακαθάριστης και 217gr/kWh επί της καθαρής παραγωγής, καθοριζόµενη σε µεγάλο βαθµό από τη λειτουργία των µεγάλης κλίµακας ΑΣΠ (Σχήµα 13). 3.2 Κόστος Ηλεκτροπαραγωγής Όπως έγινε ήδη αντιληπτό, ο συνδυασµός χαµηλών τιµών συντελεστή φορτίου και υψηλής ειδικής κατανάλωσης καυσίµου που συναντάται κυρίως στα µικρότερης κλίµακας νησιά επιδρά καθοριστικά στη διαµόρφωση υψηλών τιµών κόστους παραγωγής. Το συµπέρασµα αυτό επιβεβαιώνεται από τα δεδοµένα του Σχήµατος 14, όπου είναι εµφανής η αύξηση του κόστους παραγωγής για τα µικρότερης Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ.

κλίµακας δίκτυα. Εντύπωση προκαλεί το γεγονός πως το κόστος παραγωγής πλησιάζει ακόµα και το 1 /ΜWh για περιπτώσεις νησιών όπως τα Αντικύθηρα, µε την αντίστοιχη καµπύλη να βαίνει ασυµπτωτικά στα 12-14 /ΜWh για φορτίο αιχµής µεγαλύτερο των 4MW (Σχήµα 14). Επιπλέον, είναι σαφής η αναλογία που προκύπτει µεταξύ ειδικής κατανάλωσης καυσίµου και κόστους παραγωγής, µε την αύξηση της πρώτης να συνεπάγεται και αύξηση του δεύτερου, ιδιαίτερα στην περίπτωση ταυτόχρονης εµφάνισης χαµηλού συντελεστή φορτίου. Στο σηµείο αυτό είναι σηµαντικό επίσης να τονισθεί πως εκτός της διαφοροποίησης σε επίπεδο κλίµακας νησιού, το κόστος ηλεκτροπαραγωγής εµφανίζει σηµαντική µεταβλητότητα καθότι υπόκειται στις µεταβολές της διεθνούς τιµής του πετρελαίου, µε αποτέλεσµα ακραίες διακυµάνσεις (π.χ. έτος 28, Σχήµα 1). Συνοψίζοντας, το σταθµισµένο κόστος ηλεκτροπαραγωγής σε µικρής κλίµακας νησιά ξεπερνά τα /ΜWh, πλησιάζει τα 3 /ΜWh για µικροµεσαίας τάξης δίκτυα και αντιστοιχεί σε ~2 /ΜWh και ~12 /ΜWh για µεσαία και µεγάλα νησιά. Το δε µέσο σταθµισµένο κόστος για το σύνολο του µη διασυνδεδεµένου συστήµατος (εκτός Ρόδου και Κρήτης) ανέρχεται σε περίπου 1 /ΜWh, ή διαφορετικά σε περίπου 27Μ το χρόνο για συνολική κατανάλωση καυσίµου της τάξης των 37kt πετρελαίου (3kt µαζούτ και 7kt ντήζελ). Σε συνέχεια των ανωτέρω, πιο αναλυτικά δεδοµένα αναφορικά µε την κατανάλωση καυσίµου (βλέπε και Παράρτηµα) και το αντίστοιχο κόστος παραγωγής, αυτή τη φορά σε επίπεδο νησιού, δίνονται και στο ακόλουθο Σχήµα 16, όπου πραγµατοποιείται επίσης κατηγοριοποίηση των νησιών µε βάση το φορτίο αιχµής (µικρά, µικροµεσαία, µεσαία και µεγάλα). Στο σηµείο αυτό, είναι σηµαντικό να τονισθεί πως τα τέσσερα µεγαλύτερα νησιά είναι υπεύθυνα για την κατανάλωση περίπου του 6% επί της συνολικής (δηλ. ~27kt), εµφανίζοντας επίσης αµελητέες διαφορές στο κόστος ηλεκτροπαραγωγής των τοπικών ΑΣΠ. Στον αντίποδα, οι µεγαλύτερες διαφορές παρατηρούνται στα µικρότερα ηλεκτρικά δίκτυα (φορτίο αιχµής <1MW) όπου τα φαινόµενα κλίµακας είναι καθοριστικά. Ξεχωριστής σηµασίας για το κόστος ηλεκτροπαραγωγής είναι τέλος η εισαγωγή του ειδικού φόρου κατανάλωσης (ΕΦΚ, από 2//21) καθώς και η ανάγκη για αγορά δικαιωµάτων εκποµπών CO 2. Πιο συγκεκριµένα, και σύµφωνα µε απόφαση της Ρυθµιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ) [12], για τον υπολογισµό του µέσου µεταβλητού µόνο κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από συµβατικές µονάδες στα µη διασυνδεδεµένα νησιά, η αντίστοιχη τιµή για το δεύτερο εξάµηνο του 213, λαµβάνοντας υπόψη προεκτίµηση της παραγωγής των ΤΣΠ και ΑΣΠ και συνυπολογίζοντας τις νήσους Κρήτη και Ρόδο, αναµένεται να αγγίξει τα 188.2 /ΜWh. Η δε συνεισφορά του ΕΦΚ είναι καθοριστική, ενώ για την αγορά δικαιωµάτων η εκτιµώµενη τιµή των 4 /t έχει αµελητέα συµβολή στη διαµόρφωση του τελικού µεταβλητού κόστους παραγωγής (βλέπε και Σχήµα 17), καθότι το ισοδύναµο ανηγµένο κόστος εκτιµάται σε 3 /MWh. Παρόλα αυτά, η σε βάθος χρόνου διακύµανση της τιµής των δικαιωµάτων CO 2 επιβαρύνει ακόµα περισσότερο σε όρους προβλεψιµότητας το ήδη επιβαρυµένο από τις διεθνείς τιµές του πετρελαίου κόστος παραγωγής, δηµιουργώντας ένα περιβάλλον έντονης αβεβαιότητας [13]. 3.3 Περιβαλλοντικές Επιπτώσεις (Εκποµπές CO 2 ) Σε συνέχεια της ανάλυσης των δεδοµένων κόστους ηλεκτροπαραγωγής, στο Σχήµα 18 παρατίθενται οι συντελεστές εκποµπών µεσαίας και µεγάλης κλίµακας νησιωτικών δικτύων, µε µέσο σταθµισµένο συντελεστή εκποµπών CO 2 της τάξης των 7gr/kWh e και εύρος µεταβολής από ~6-8gr/kWh e, ως αποτέλεσµα της διαφορετικής ειδικής κατανάλωσης και του διαφορετικού µίγµατος καυσίµου για κάθε σταθµό (αναλογία µαζούτ και ντήζελ, βλέπε και Πίνακα Π1 στο Παράρτηµα) [7]. Στο πλαίσιο αυτό, το νησιωτικό σύστηµα, µε βάση τα πλέον πρόσφατα επίσηµα δεδοµένα (21) παρουσιάζει συνολικές εκποµπές CO 2 ίσες µε περίπου 1.3Μt, µη λαµβάνοντας υπόψη τη συµµετοχή των νήσων Ρόδου και Κρήτης. Εάν συνυπολογιστεί δε και η συνεισφορά των τελευταίων, οι εκτιµήσεις της απαιτούµενης παραγωγής ενέργειας για το σύνολο του νησιωτικού συστήµατος µε βάση τη ΡΑΕ [12], αυξάνουν τις συνολικές εκποµπές σε περίπου 1.9Μt για το δεύτερο µόνο µισό του 213. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 6

4. ΥΝΑΜΙΚΟ ΑΠΕ ΚΑΙ ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΕΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΕΙΣ 4.1 Αιολικό υναµικό Η περιοχή του Αιγαίου Πελάγους χαρακτηρίζεται από µέσης υψηλής ποιότητας αιολικό δυναµικό το οποίο έχει µερικώς µόνο αξιοποιηθεί, µε λειτουργία αιολικών πάρκων συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος περίπου 29MW (Μάιος 213). Σηµειώνεται δε ότι το αιολικό δυναµικό πολλών περιοχών θεωρείται εξαιρετικό, ιδιαίτερα αν ληφθεί υπόψη ύψος αναφοράς της τάξης των 8-1m (Σχήµα 19), όπου η µέση ετήσια ταχύτητα ανέµου φθάνει σε ιδιαίτερα υψηλά επίπεδα (π.χ. Νότια Εύβοια, Κυκλάδες, Νότια ωδεκάνησα, Ανατολική Κρήτη κλπ) [14]. Σε κάθε περίπτωση όµως, η αξιολόγηση του αιολικού δυναµικού προϋποθέτει λεπτοµερή µελέτη της εκάστοτε τοποθεσίας ούτως ώστε να εξαχθεί ασφαλές συµπέρασµα αναφορικά µε την ποιότητα του δυναµικού και κατ επέκταση τη δυνατότητα ικανής ενεργειακής παραγωγής. Στο πλαίσιο αυτό, είναι απαραίτητη η λήψη αναλυτικών µετρήσεων ταχύτητας ανέµου στην περιοχή και το ύψος ενδιαφέροντος για επαρκές χρονικό διάστηµα (συνήθως 6 µήνες µε 1 έτος). Παρόµοιες µετρήσεις ταχύτητας ανέµου σε ύψος αναφοράς 1m παρουσιάζονται στα Σχήµατα 2 και 21, όπου και εµφανίζονται τυπικά έτη ανεµολογικών µετρήσεων για δέκα περιοχές του Αιγαίου Πελάγους µε χαµηλής, µέσης και υψηλής ποιότητας αιολικό δυναµικό. Επιπλέον, στο Σχήµα 22 [1] παρουσιάζονται οι κατανοµές πιθανότητες εµφάνισης διαφορετικών κλάσεων ανέµου τόσο πειραµατικά όσο και βάσει περιγραφής από διαφορετικές εκφράσεις της κατανοµής Weibull και την κατανοµή Rayleigh. Με βάση τα αποτελέσµατα του Σχήµατος 22, είναι δεδοµένη η αδυναµία των θεωρητικών κατανοµών να περιγράψουν µε απόλυτη επιτυχία τα πειραµατικά δεδοµένα, πλην ελαχίστων εξαιρέσεων όπου η πειραµατική κατανοµή εµφανίζεται ιδιαίτερα οµαλή. Αναδεικνύεται µε τον τρόπο αυτό η σηµασία διεξαγωγής πραγµατικών µετρήσεων ούτως ώστε να αυξηθεί η αξιοπιστία προεκτίµησης του ενεργειακού αποτελέσµατος, παρότι η διαθέσιµη πληροφορία βάσει προηγούµενων καταγεγραµµένων µετρήσεων και χαρτογράφησης της περιοχής δίνει ένα πρώτο στίγµα. Σε συνέχεια των ανωτέρω, στον Πίνακα 1 εµφανίζονται πρόσθετα δεδοµένα αναφορικά µε την ποιότητα του δυναµικού των δέκα υπό εξέταση περιοχών, συµπεριλαµβάνοντας εκτός από τη µέση ταχύτητα, την τυπική απόκλιση (διασπορά) καθώς και την ετήσια και µέγιστη συνεχόµενη διάρκεια εµφάνισης νηνεµίας (ως νηνεµία χαρακτηρίζονται τιµές ταχύτητας ανέµου µικρότερες της ταχύτητας εκκίνησης εµπορικών ανεµογεννητριών, π.χ. 4m/s). Αξίζει στο σηµείο αυτό να σηµειωθεί πως για την αξιολόγηση του αιολικού δυναµικού, στη βιβλιογραφία συναντώνται συχνά οι παράµετροι της κατανοµής Weibull C και k, ως εκφραστές της µέσης ταχύτητας και της διασποράς των τιµών της ταχύτητας ανέµου αντίστοιχα. Πιο συγκεκριµένα, η παράµετρος C είναι ανάλογη της µέσης ταχύτητας του ανέµου (C 1.1V µέσο ) ενώ η παράµετρος k είναι αντιστρόφως ανάλογη της διασποράς. Στο πλαίσιο αυτό, οι τιµές της παραµέτρου C για την περιοχή του Αιγαίου βρίσκονται µεταξύ m/s και 1m/s, επιβεβαιώνοντας τα δεδοµένα του Πίνακα 1, ενώ η παράµετρος k κυµαίνεται µεταξύ 1.3 και 2. [16]. Σε κάθε περίπτωση, παράλληλη αύξηση των παραµέτρων C και k ευνοεί την ενεργειακή παραγωγή (καθότι υπάρχει µεγαλύτερη συγκέντρωση τιµών γύρω από µια υψηλή µέση ταχύτητα) που όµως εξαρτάται και από τα χαρακτηριστικά της εξεταζόµενης κάθε φορά ανεµογεννήτριας. Ακολούθως, µείζονος σηµασίας στην αξιολόγηση του αιολικού δυναµικού είναι και η παράµετρος της νηνεµίας, ιδιαίτερα όταν µελετάται η περίπτωση αυτόνοµων υβριδικών συστηµάτων µε συµµετοχή διατάξεων αποθήκευσης ενέργειας [17]. Πιο συγκεκριµένα, το µέγιστο διάστηµα συνεχούς νηνεµίας µέσα στο έτος είναι καθοριστικό για τη διαστασιολόγηση του συστήµατος αποθήκευσης και ως εκ τούτου µπορεί να διαφοροποιήσει σηµαντικά την εικόνα του δυναµικού, ανεξάρτητα από τους υπόλοιπες δείκτες (βλέπε για παράδειγµα τη νήσο Κάρπαθο στον Πίνακα 1). Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 7

Πίνακας 1: Ανάλυση ανεµολογικών δεδοµένων από δέκα νησιωτικές περιοχές του Αιγαίου Πελάγους (ύψος αναφοράς 1m). Περιοχή Μέση ετήσια ταχύτητα (m/s) Τυπική απόκλιση (m/s) Ετήσια διάρκεια νηνεµίας (<4m/s) και µέγιστο διάστηµα (hours) Άνδρος 9.16 4.8 1147 3 Ικαρία 9.3.14 1614 4 Κάρπαθος 9.9.29 1734 83 Κέα.48 4.7 379 174 Κρήτη 6.28.14 374 74 Κύθνος 6.36 4.62 312 7 Μύκονος 11.16 6.63 128 38 Ρόδος.73 3.8 38 38 Νάξος 6.94 4.22 2427 71 Χίος.79 4.6 363-83 Ολοκληρώνοντας τη συγκεκριµένη παράγραφο, παρουσιάζονται στο Σχήµα 23 και στον Πίνακα 2 εκτιµήσεις της διαθέσιµης µέσης αιολικής ισχύος [18] αλλά και της φέρουσας ικανότητας εγκατάστασης αιολικών πάρκων στη νησιωτική περιοχή του Αιγαίου [19]. Πιο συγκεκριµένα, στο Σχήµα 23 εµφανίζονται καµπύλες ίσης διαθέσιµης µέσης ετήσιας ισχύος ανέµου (W/m 2 ), µη λαµβάνοντας υπόψη τις απώλειες της µηχανής, µε τη µέγιστη συγκέντρωση ισχύος (8W/m 2 ) να παρατηρείται κατά µήκος του άξονα Β-Ν που διατρέχει το κεντρικό Αιγαίο. Στη συνέχεια, και σύµφωνα µε τα δεδοµένα του Πίνακα 2, το υφιστάµενο δυναµικό εγκατεστηµένης ισχύος είναι πράγµατι εντυπωσιακό, ακόµα και σε περιοχές πολύ υψηλής µέσης ταχύτητας µε συντελεστή φορτίου της τάξης του %, υπερβαίνοντας κατά πολύ την υφιστάµενη εγκατεστηµένη ισχύ των ~29ΜW. Πίνακας 2: Εκτίµηση δυναµικού εγκατεστηµένης αιολικής ισχύος στο Βόρειο και Νότιο Αιγαίο [19]. Βόρειο Αιγαίο Έκταση (km 2 ) 192.7 7.6 24.8 9.9 Μέση ταχύτητα (m/s) 6. 7.7 9.2 1.8 Ισχύς (MW) 692.8 242.8 871.2 346.4 CF (%) 28 34.3 41.4 47.7 Νότιο Αιγαίο Έκταση (km 2 ) 79.9 367 27.1 113.2 Μέση ταχύτητα (m/s) 8.9 9.8 1.7 11.8 Ισχύς (MW) 17712.1 1173.3 6161.9 3469.9 CF (%) 38.6 42.9 47.3.6 4.2 Ηλιακό υναµικό Εξίσου αξιοσηµείωτο είναι και το ηλιακό δυναµικό της ευρύτερης περιοχής του Αιγαίου, µε την ετήσια διαθέσιµη ηλιακή ενέργεια στο οριζόντιο επίπεδο να κυµαίνεται από 14kWh/m 2 για τις βορειότερες περιοχές έως και 19kWh/m 2 για τις νοτιότερες (Σχήµα 24). Στο πλαίσιο αυτό, φωτοβολταϊκές εγκαταστάσεις σε βέλτιστη γωνία κλίσης έχουν τη δυνατότητα ετήσιας ενεργειακής παραγωγής ακόµη και 1kWh/kW, ενώ η εισαγωγή συστηµάτων µε δυνατότητα µεταβολής της Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 8

γωνίας κλίσης (MPPT) εγγυάται ακόµη µεγαλύτερη συγκοµιδή ενέργειας (βλέπε και Σχήµα 2). Όπως και στην περίπτωση των αιολικών εγκαταστάσεων όµως, η συµµετοχή της ηλιακής ενέργειας στο τοπικό ενεργειακό ισοζύγιο των µη διασυνδεδεµένων νήσων είναι ακόµα περιορισµένη, µε την εγκατεστηµένη σήµερα ισχύ να αγγίζει τα 13ΜW (Σεπτέµβριος 213) [2]. Ο χαµηλός ενεργειακός βαθµός απόδοσης σε συνδυασµό µε την απαίτηση σηµαντικών εκτάσεων γης µε ευνοϊκό προσανατολισµό καθώς και οι χαµηλές τιµές συντελεστή φορτίου αποτελούν τα βασικά µειονεκτήµατα της τεχνολογίας των φωτοβολταϊκών, δυσχεραίνοντας σε σηµαντικό βαθµό τη διείσδυση της ηλιακής ενέργειας στο µη διασυνδεδεµένο σύστηµα και ειδικότερα στα µικρής κλίµακας νησιά. Στον αντίποδα, η ραγδαία µείωση στις τιµές αγοράς των φωτοβολταϊκών πλαισίων και το προφίλ της διαθέσιµης ηλιακής ενέργειας τόσο σε ηµερήσια όσο και σε µηνιαία βάση ευνοούν την εξυπηρέτηση των µεσηµεριανών φορτίων αιχµής και την ικανοποίηση της αυξηµένης ζήτησης κατά τη θερινή περίοδο. Επιπρόσθετα, ιδιαίτερης σηµασίας είναι η συνεισφορά της ηλιακής ενέργειας και στην υποστήριξη υβριδικών διατάξεων µε τη συµµετοχή αιολικών πάρκων και συστηµάτων αποθήκευσης ενέργειας. Στο πλαίσιο αυτό, το λιγότερο στοχαστικό προφίλ παραγωγής ενέργειας, σε σχέση µε το αντίστοιχο των αιολικών εγκαταστάσεων, επιτρέπει την αποφυγή σε πολλές περιπτώσεις της ανάγκης για υπερδιαστασιολόγηση των εµπλεκόµενων συστηµάτων αποθήκευσης ενέργειας [8,9]. Καθοριστικής σηµασίας στο σηµείο αυτό είναι ο βαθµός συµπληρωµατικότητας µεταξύ του τοπικού αιολικού και ηλιακού δυναµικού. Όπως γίνεται αντιληπτό, όσο ο τελευταίος αυξάνει για αντίστοιχης ποιότητας δυναµικά, τόσο περισσότερο το σύστηµα απαλλάσσεται της ανάγκης για αυξηµένη χωρητικότητα αποθήκευσης ενέργειας (βλέπε και Σχήµα 26). 4.3 Άλλες Μορφές ΑΠΕ Εκτός από αξιόλογο αιολικό και ηλιακό δυναµικό, η περιοχή του Αιγαίου απολαµβάνει επίσης γεωθερµικό δυναµικό υψηλής ενθαλπίας στις περιοχές της Μήλου και της Νισύρου, µε το βεβαιωµένο δυναµικό ηλεκτροπαραγωγής να ανέρχεται σε 1-1MW και -1ΜW αντίστοιχα, καθώς και στις περιοχές της Λέσβου, της Ικαρίας και της Χίου [21]. Ταυτόχρονα, αξιοσηµείωτο είναι σε πολλές περιπτώσεις και το δυναµικό βιοµάζας, κυρίως στην Κρήτη [22] και τα µεγαλύτερα νησιά (βλέπε και Σχήµα 27), ενώ τέλος, σχετικά περιορισµένο είναι το υφιστάµενο υδροδυναµικό [23] που επίσης κυρίως απαντάται σε περιοχές της Κρήτης (Πίνακας 3) όπου βρίσκονται σε λειτουργία και οι δύο µικροί υδροηλεκτρικοί σταθµοί της Αγιάς και του Αλµυρού (3kW έκαστος). Πίνακας 3: Υδροδυναµικό στην ελληνική επικράτεια. ιαµέρισµα Οικονοµικά Αξιοποιήσιµο Υδροδυναµικό Μικρών Υδροδυναµικό (GWh/έτος) Υδροηλεκτρικών (<MW) /(GWh/έτος) 1. Πελοπόννησος 126 12 2 Β. Πελοπόννησος 7 3 Αν. Πελοπόννησος 417 4 4. Στερεά 42 42 Ηπειρος 483 48 6 Αττική 3 7 Α. Στερεά 39 4 8 Θεσσαλία 468 37 9. Μακεδονία 167 16 1 Κ. Μακεδονία 123 1 11 Α. Μακεδονία 118 4 12 Θράκη 111 9 13 Κρήτη 446 4 14 Νήσοι Αιγαίου 6 1 Σύνολο 1.6 1.8 Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 9

4.4 Εγκατεστηµένη Ισχύς ΑΠΕ Όπως έγινε ήδη αντιληπτό, η συνεισφορά των ΑΠΕ στο τοπικό ενεργειακό ισοζύγιο του µη διασυνδεδεµένου νησιωτικού συστήµατος, δεδοµένου και του υφιστάµενου υψηλής ποιότητας δυναµικού, χαρακτηρίζεται ως ασήµαντη. Το εν λόγω συµπέρασµα επιβεβαιώνεται και από την πρόοδο που έχει επιτευχθεί στο υπόλοιπο της ελληνικής επικράτειας τα τελευταία χρόνια (βλέπε και Σχήµα 28) [2,24], αναδεικνύοντας µε τον τρόπο αυτό τις δυσκολίες ένταξης µονάδων ΑΠΕ στα νησιωτικά συστήµατα [2]. Πιο συγκεκριµένα, σύµφωνα µε τις πληροφορίες του Σχήµατος 29, παρατηρείται κατά την τελευταία περίοδο στασιµότητα στη δηµιουργία νέων αιολικών πάρκων, κυρίως ως αποτέλεσµα της αδυναµίας απορρόφησης πρόσθετης αιολικής ισχύος από τα νησιωτικά δίκτυα. Η µεγάλης κλίµακας διείσδυση της αιολικής ενέργειας µε βάση τις υφιστάµενες δοµές των νησιωτικών δικτύων θεωρείται απαγορευτική, αφενός λόγω του κυρίαρχου ρόλου των θερµικών µονάδων και των περιορισµών που αυτές επιβάλλουν (π.χ. τεχνικά ελάχιστα) και αφετέρου εξαιτίας της καθυστέρησης στην ανάπτυξη ενός πλαισίου στήριξης για τη δηµιουργία υβριδικών σταθµών ΑΠΕ [26]. Στο πλαίσιο αυτό, η όποια δραστηριότητα σηµειώνεται τα τελευταία χρόνια αφορά σε εγκατάσταση φωτοβολταϊκών µονάδων, µε τη συνολικά εγκατεστηµένη ισχύ να πλησιάζει, όπως ήδη αναφέρθηκε τα 13MW. Παρόλη τη στασιµότητα των τελευταίων ετών, τα αιολικά πάρκα εξακολουθούν να κατέχουν το µεγαλύτερο µερίδιο εγκατεστηµένης ισχύος, στα επίπεδα των 29MW. Την ίδια στιγµή, οι σε λειτουργία µονάδες εντοπίζονται στα µεγαλύτερης κλίµακας κυρίως δίκτυα (βλέπε και Σχήµα 29), ενώ η συνολική εγκατεστηµένη ισχύς για τα υπόλοιπα των µικροδικτύων δεν ξεπερνά τα 1MW [27]. 4. Παραγωγή Ενέργειας από ΑΠΕ εδοµένης της περιορισµένης παρουσίας µονάδων ΑΠΕ στο µη διασυνδεδεµένο νησιωτικό σύστηµα, η ενεργειακή συνεισφορά στο τοπικό ενεργειακό ισοζύγιο κυµαίνεται από 1% έως 2% σε µηνιαία βάση, µε τη συµβολή των ΑΠΕ να αυξάνει κατά τους καλοκαιρινούς µήνες όταν και αυξάνει η φωτοβολταϊκή παραγωγή που είναι πλέον καθοριστική. Η δε ετήσια µέση τιµή διατηρείται στα επίπεδα του 1%, µε το εναποµείναν 8% να ικανοποιείται από τη λειτουργία των ΑΣΠ και ΤΣΠ των νησιών (βλέπε και Σχήµα 3) [27]. Η κατανοµή της παραγωγής ΑΠΕ σε αιολικά και φωτοβολταϊκά πάρκα δίνεται στο Σχήµα 31, όπου παρουσιάζεται παράλληλα και η µηνιαία διακύµανση του συντελεστή φορτίου για το σύνολο των νησιών και για τις δύο τεχνολογίες. ιακρίνεται από το Σχήµα 31 η εποχική διακύµανση του συντελεστή φορτίου µε αύξηση κατά τη θερινή περίοδο και στις δύο περιπτώσεις, καθώς και ο χαµηλός βαθµός συµπληρωµατικότητας, τουλάχιστον σε µηνιαία βάση, µεταξύ αιολικής και ηλιακής ενεργειακής παραγωγής. Αντίθετα, θετικό πρέπει να θεωρείται το γεγονός ταυτόχρονης µεγιστοποίησης της παραγωγής κατά τη διάρκεια των θερινών µηνών οπότε και εµφανίζεται σαφώς µεγαλύτερη ζήτηση που ευνοεί την απορρόφηση ενεργειακής παραγωγής από ΑΠΕ. Τέλος, ενδιαφέρον παρουσιάζει η διατήρηση του µέσου συντελεστή φορτίου των αιολικών πάρκων άνω του 2% για σχεδόν ολόκληρη την υπό µελέτη περίοδο, καθώς και η εµφάνιση µέσου συντελεστή φορτίου που ξεπερνά ακόµα και το 3% για τα φωτοβολταϊκά πάρκα της περιοχής κατά τη θερινή περίοδο.. ΑΠΟΜΑΚΡΥΣΜΕΝΟΙ (ΜΗ ΙΑΣΥΝ ΕΜΕΝΟΙ) ΑΥΤΟΝΟΜΟΙ ΚΑΤΑΝΑΛΩΤΕΣ Πέραν της µελέτης των νησιωτικών συστηµάτων ως ηλεκτρικά δίκτυα, ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει και η περίπτωση πλήθους αποµονωµένων καταναλωτών λόγω αδυναµίας σύνδεσης τους µε το τοπικό δίκτυο. Στην περίπτωση αυτή, η καθιερωµένη λύση προκρίνει τη λειτουργία ηλεκτρογεννητριών µε χρήση ντήζελ για την κάλυψη των ηλεκτρικών αναγκών, που αν και χαµηλής έντασης κεφαλαίου, συνοδεύεται από υψηλό κόστος λειτουργίας λόγω της κατανάλωσης καυσίµου. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 1

Στον αντίποδα, η πρόσφατη µείωση των τιµών της αγοράς φωτοβολταϊκών πλαισίων (ακόµα και χαµηλότερα από 1 /kw) ενθαρρύνει την εξέταση εναλλακτικών, υβριδικών λύσεων (βλέπε και Σχήµα 32) µε χρήση ΑΠΕ και συµµετοχή συστηµάτων αποθήκευσης ενέργειας (κυρίως συσσωρευτών µολύβδου-οξέος). Στο πλαίσιο αυτό, µε τη χρήση κατάλληλων υπολογιστικών εργαλείων που όµως προϋποθέτουν τη χρήση αξιόπιστων δεδοµένων δυναµικού ΑΠΕ και ηλεκτρικής ζήτησης (βλέπε και Σχήµα 33), είναι δυνατή η διαστασιολόγηση παρόµοιων διατάξεων µε ιδιαίτερη ακρίβεια [8-1]. Αντιπροσωπευτικά αποτελέσµατα παρόµοιων προσπαθειών για τη µελέτη διαστασιολόγησης υβριδικών συστηµάτων για τυπικούς αποµονωµένους καταναλωτές και διαφορετικούς συνδυασµούς αιολικού και ηλιακού δυναµικού παρατίθενται στα Σχήµατα 34 και 3 όπου αναδεικνύεται η σηµασία συνεργασίας µεταξύ αιολικής και ηλιακής ενέργειας για την επίτευξη µείωσης των διαστάσεων του συστήµατος αποθήκευσης. Προκύπτει τέλος το οικονοµικό πλεονέκτηµα που εµφανίζουν οι υβριδικές λύσεις έναντι αντίστοιχων απλούστερων µε συµµετοχή µίας µόνο πρωτογενούς πηγής, καθώς και έναντι της καθιερωµένης λύσης µε χρήση ντηζελογεννητριών (βλέπε και Σχήµα 36), υπό την προϋπόθεση φυσικά αξιοποίησης ενός επαρκούς δυναµικού ΑΠΕ. 6. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ Σύµφωνα µε την ανάλυση που προηγήθηκε, έγινε αντιληπτό πως η ευρύτερη περιοχή του Αιγαίου Πελάγους χαρακτηρίζεται από υψηλής ποιότητας δυναµικό ΑΠΕ, µε ταυτόχρονη παρουσία διαφορετικών πηγών που εγγυώνται τον ασφαλή ενεργειακό εφοδιασµό των εν λόγω περιοχών, επιτρέποντας παράλληλα την ελαχιστοποίηση της ενεργειακής παραγωγής από θερµικές µονάδες πετρελαϊκής βάσης και τη σταδιακή εγκατάλειψη του υφιστάµενου µοντέλου ηλεκτροπαραγωγής. Παρόλα αυτά, κατά τη διάρκεια των τελευταίων ετών, εξαιτίας και της οικονοµικής συγκυρίας που δοκιµάζει τη χώρα µας, παρατηρείται στασιµότητα σε επενδύσεις ΑΠΕ στο νησιωτικό χώρο, µε µοναδική εξαίρεση τον τοµέα των φωτοβολταϊκών συστηµάτων. Επιπρόσθετα, είναι δεδοµένη πλέον η ανάγκη για την ανάπτυξη καινοτόµων λύσεων, όπως τα υβριδικά σχήµατα, που θα δηµιουργήσουν τις απαραίτητες συνθήκες για την επίτευξη ικανής διείσδυσης ΑΠΕ στο µη διασυνδεδεµένο νησιωτικό χώρο. Ιδιαίτερη µνεία πρέπει τέλος να γίνει στα σχέδια διασύνδεσης των Κυκλάδων αλλά και της νήσου Κρήτης µε την ηπειρωτική Ελλάδα, έργα που εφόσον υλοποιηθούν σε εύλογο χρονικό διάστηµα αναµένεται να αναζωπυρώσουν το ενδιαφέρον σε επενδύσεις ΑΠΕ. Σε κάθε περίπτωση όµως, καθοριστικής σηµασίας είναι και η δηµιουργία ενός επενδυτικού περιβάλλοντος που θα προωθήσει την εισαγωγή των συστηµάτων αποθήκευσης ενέργειας στο νησιωτικό χώρο έτσι ώστε να διασφαλιστεί η αυξηµένη διείσδυση των ΑΠΕ σε τοπικό επίπεδο, χωρίς τον κίνδυνο να µετατραπούν οι νησιωτικές περιοχές σε µεγάλης κλίµακας σταθµούς παραγωγής ενέργειας για την τροφοδότηση της ηπειρωτικής Ελλάδας. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 11

ΒΙΒΛΙΟΓΡΑΦΙΚΕΣ ΑΝΑΦΟΡΕΣ 1. Kaldellis, J.K., Zafirakis, D., 27. Present situation and future prospects of electricity generation in Aegean Archipelago islands. Energy Policy, 3, 4623-4639. 2. Zafirakis, D., Chalvatzis, K.J., 214. Wind energy and natural gas-based energy storage to promote energy security and lower emissions in island regions. Fuel, 11, 23-219. 3. Kotroni, V., Lagouvardos, K., Lykoudis, S., 214. High-resolution model-based wind atlas for Greece. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 3, 479-489. 4. Mihalakakou, G., Psiloglou, B., Santamouris, M., Nomidis, D., 22. Application of renewable energy sources in the Greek islands of the South Aegean Sea. Renewable Energy, 26, 1-19.. Balaras, C.A., Santamouris, M., Asimakopoulos, D.N., Argiriou, A.A., Paparsenos, G., Gaglia, A.G., 1999. Energy policy and an action plan for renewable energy sources (RES) for the Hellenic islands of the North Aegean region. Energy, 24, 33-3. 6. ΕΗ Α.Ε., 211. Πρόγραµµα Αυτόνοµων και Τοπικών Σταθµών Παραγωγής Έτους 211. ιεύθυνση Παραγωγής Νησιών Τοµέας Προγραµµατισµού & Η/Μ Μελετών 7. Kaldellis, J.K., Mantelis, N., Zafirakis, D., 211. Evaluating the ability of Greek power stations to comply with the obligations posed by the second National Allocation Plan concerning carbon dioxide emissions. Fuel, 9, 2884-289. 8. Kaldellis, J.K., Zafirakis, D., Kavadias, K., 212. Minimum cost solution of wind photovoltaic based stand-alone power systems for remote consumers. Energy Policy, 42, 1-117. 9. Kaldellis, J.K., Zafirakis, D., 212. Optimum sizing of stand-alone wind-photovoltaic hybrid systems for representative wind and solar potential cases of the Greek territory. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 17/18, 169-178. 1. Kaldellis, J.K., Zafirakis, D., Stavropoulou, V., Kaldelli, El., 212. Optimum wind- and photovoltaic-based stand-alone systems on the basis of life cycle energy analysis. Energy Policy,, 34-37. 11. Ελληνική Στατιστική Αρχή, 213. Στατιστικά θέµατα Βιοµηχανία Ενέργεια Ηλεκτρική Ενέργεια (Κατανάλωση). 12. Ρυθµιστική Αρχή Ενέργειας, 213. Απόφαση 468/213. Υπολογισµός του µέσου µεταβλητού κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από συµβατικές µονάδες στα Μη ιασυνδεδεµένα Νησιά, στο πλαίσιο των διατάξεων του άρθρου 143 του ν. 41/211, προϋπολογιστικά για το δεύτερο εξάµηνο του έτους 213 13. Haar, L.N, Haar, L., 26. Policy-making under uncertainty: Commentary upon the European Union Emissions Trading Scheme. Energy Policy, 34, 261-2629. 14. Ρυθµιστική Αρχή Ενέργειας - Geospatial Enabling Technologies ΕΠΕ, 213. Γεωπληροφοριακός Χάρτης Ανεµολογικά δεδοµένα. 1. Gavrilopoulou, Ε., Kavadias, Κ., Zafirakis, D., Kaldellis, J.K., 212. The need for the development of a new readjusted Weibull distribution for increased reliability of energy yield estimation, EWEA, 212, 16-19 April 212, Copenhagen, Denmark. 16. Καλδέλλης Ιωάννης. ιαχείριση της αιολικής ενέργειας, Εκδόσεις Σταµούλης, Αθήνα, 2. 17. Kaldellis, J.K., 22. Optimum autonomous wind power system sizing for remote consumers, using long-term wind speed data. Applied Energy, 71, 21-233. 18. Katsoulis, B.D., 1993. A survey on the assessment of wind energy potential in Greece. Theoretical and Applied Climatology, 47, 1-63. 19. ΚΑΠΕ, 21. Θεµατικοί Χάρτες Εκτίµησης του Τεχνικά και Οικονοµικά Εκµεταλεύσιµου υναµικού της Αιολικής Ενέργειας στον Ελληνικό Χώρο. 2. Σύνδεσµος Εταιριών Φωτοβολταϊκών, 213. Στατιστικά Στατιστικά ελληνικής αγοράς Περίοδος Ιανουάριος-Σεπτέµβριος 213. 21. Vrouzi, F., 198. Research and development of geothermal resources in greece: present status and future prospects. Geothermics, 14, 213-227. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 12

22. Boukis, I., Vassilakos, N., Karellas, S., 29. Emmanuel Kakaras Techno-economic analysis of the energy exploitation of biomass residues in Heraklion Prefecture-Crete. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 13, 362-377. 23. Στεργιόπουλος Β., 199. Μια Σύντοµη Αναφορά στο Υδροδυναµικό της Χώρας µας. ΚΑΠΕ. 24. Ελληνική Επιστηµονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας, 213. Εγκαταστάσεις - Η Στατιστική της Αιολικής Ενέργειας στην Ελλάδα Μαΐος 213. 2. Kaldellis, J.K., 28. Maximum wind potential exploitation in autonomous electrical networks on the basis of stochastic analysis. Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 96, 1412-1424. 26. Zafirakis, D., Chalvatzis, K.J., Baiocchi, G., Daskalakis, G., 213. Modeling of financial incentives for investments in energy storage systems that promote the large-scale integration of wind energy. Applied Energy, 1, 138-14. 27. ΕΗ Α.Ε., 213. ηµοσιεύσεις Μηνιαία Πληροφοριακά ελτία - Μηνιαία ελτία ΑΠΕ και Θερµικής Παραγωγής στα Μη ιασυνδεδεµένα Νησιά. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 13

ΣΧΗΜΑΤΑ ΙΑΧΡΟΝΙΚΗ ΕΞΕΛΙΞΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ ΤΟΥ ΑΙΓΑΙΟΥ ΠΕΛΑΓΟΥΣ Ζήτηση (TWh) 6 4 3 2 1 Βόρειο Αιγαίο Νότιο Αιγαίο Κρήτη % επί Συνολικής 11,% 1,% 1,% 9,% 9,% 8,% Ποσοστό επί Συνολικής 2 21 22 23 24 2 26 27 28 29 21 211 212 8,% Σχήµα 1: Μακροχρόνια εξέλιξη ηλεκτρικής ζήτησης στις περιφέρειες του Βόρειου Αιγαίου, του Νότιου Αιγαίου και της Κρήτης, και συµµετοχή του συνόλου του µη διασυνδεδεµένου νησιωτικού συστήµατος στην εθνική κατανάλωση [11]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 14

,8,7 ΙΑΧΡΟΝΙΚΗ ΕΞΕΛΙΞΗ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑ ΤΟΜΕΑ - ΒΟΡΕΙΟ ΑΙΓΑΙΟ Οικιακή χρήση Εµπορική χρήση Βιοµηχανική χρήση Γεωργική χρήση ηµόσιες & ηµοτικές Αρχές Φωτισµός οδών,6 Ζήτηση (TWh),,4,3,2,1 2 21 22 23 24 2 26 27 28 29 21 211 212 ΙΑΧΡΟΝΙΚΗ ΕΞΕΛΙΞΗ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑ ΤΟΜΕΑ - ΝΟΤΙΟ ΑΙΓΑΙΟ Ζήτηση (TWh) 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1,8,6,4,2 Οικιακή χρήση Εµπορική χρήση Βιοµηχανική χρήση Γεωργική χρήση ηµόσιες & ηµοτικές Αρχές Φωτισµός οδών 2 21 22 23 24 2 26 27 28 29 21 211 212 Σχήµα 2: Μακροχρόνια εξέλιξη ηλεκτρικής ζήτησης ανά τοµέα στο Βόρειο και Νότιο Αιγαίο [11]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 1

3 ΙΑΧΡΟΝΙΚΗ ΕΞΕΛΙΞΗ ΚΑΤΑΝΟΜΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑ ΤΟΜΕΑ - ΚΡΗΤΗ Οικιακή χρήση Εµπορική χρήση Βιοµηχανική χρήση Γεωργική χρήση ηµόσιες & ηµοτικές Αρχές Φωτισµός οδών 2, Ζήτηση (TWh) 2 1, 1, 2 21 22 23 24 2 26 27 28 29 21 211 212 Σχήµα 3: Μακροχρόνια εξέλιξη ηλεκτρικής ζήτησης ανά τοµέα στη νήσο Κρήτη [11]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 16

Μέση Αύξηση Ζήτησης (%) % 4% 3% 2% 1% % ΕΞΕΛΙΞΗ ΜΕΣΟΥ ΕΤΗΣΙΟΥ ΡΥΘΜΟΥ ΑΥΞΗΣΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ (21-1) 21-27 28-21 Log. (21-27) Log. (28-21) -1% 7, 1 22, 3 37, 4 2, 6 67, 7 82, 9 97, 1-21 (MW) Μέση Αύξηση Αιχµής (%) % 4% 3% 2% 1% ΕΞΕΛΙΞΗ ΜΕΣΟΥ ΕΤΗΣΙΟΥ ΡΥΘΜΟΥ ΑΥΞΗΣΗΣ ΑΙΧΜΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΣΤΑ ΜΗ ΙΑΣΥΝ Ε ΕΜΕΝΑ ΝΗΣΙΑ (21-1) 21-27 28-21 Log. (21-27) Log. (28-21) % 7, 1 22, 3 37, 4 2, 6 67, 7 82, 9 97, 1-21 (MW) Σχήµα 4: Εξέλιξη µέσου ρυθµού αύξησης ηλεκτρικής ζήτησης και φορτίου αιχµής στα µη διασυνδεδεµένα νησιά του Αιγαίου την περίοδο 21-21 [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 17

Παραγωγή (ΜWh) 12 1 8 6 4 2 ΜΑΚΡΟΧΡΟΝΙΑ ΕΞΕΛΙΞΗ ΑΙΧΜΗΣ ΙΚΤΥΟΥ ΚΑΙ ΚΑΘΑΡΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ (Αγ. Ευστράτιος) 4 3 3 2 2 1 1 Αιχµή (kw) 1986 199 1994 1998 22 26 21 Παραγωγή (GWh) 9 8 7 6 4 3 2 1 ΜΑΚΡΟΧΡΟΝΙΑ ΕΞΕΛΙΞΗ ΑΙΧΜΗΣ ΙΚΤΥΟΥ ΚΑΙ ΚΑΘΑΡΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ (Κύθνος) 3, 3, 2, 2, 1, 1,, Αιχµή (MW), 1986 199 1994 1998 22 26 21 Σχήµα : Μακροχρόνια εξέλιξη µέσου ρυθµού αύξησης ηλεκτρικής ζήτησης και φορτίου αιχµής σε αντιπροσωπευτικά νησιά µικρής και µικροµεσαίας κλίµακας την περίοδο 1986-21 [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 18

12 1 ΜΑΚΡΟΧΡΟΝΙΑ ΕΞΕΛΙΞΗ ΑΙΧΜΗΣ ΙΚΤΥΟΥ ΚΑΙ ΚΑΘΑΡΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ (Σύρος) 3 2 Παραγωγή (GWh) 8 6 4 2 1 1 Αιχµή (MW) 2 1986 199 1994 1998 22 26 21 ΜΑΚΡΟΧΡΟΝΙΑ ΕΞΕΛΙΞΗ ΑΙΧΜΗΣ ΙΚΤΥΟΥ ΚΑΙ ΚΑΘΑΡΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ (Λέσβος) Παραγωγή (GWh) 3 2 2 1 1 8 7 6 4 3 2 1 Αιχµή (MW) 1986 199 1994 1998 22 26 21 Σχήµα 6: Μακροχρόνια εξέλιξη µέσου ρυθµού αύξησης ηλεκτρικής ζήτησης και φορτίου αιχµής σε αντιπροσωπευτικά νησιά µεσαίας και µεγάλης κλίµακας την περίοδο 1986-21 [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 19

Επάρκεια (%) 3% 28% 26% 24% 22% 2% 18% 16% 14% 12% 1% ΕΠΑΡΚΕΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΣΥΝΑΡΤΗΣΕΙ ΤΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΤΩΝ ΝΗΣΙΩΝ y = 4,34x -,128 R 2 =,871 7, 1 22, 3 37, 4 2, 6 67, 7 82, 9 97, 1 (MW) Σχήµα 7: Επάρκεια ισχύος ως ο λόγος εγκατεστηµένης ισχύος ΑΣΠ και ΤΣΠ προς το εµφανιζόµενο φορτίο αιχµής (21) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 2

4% ΚΑΜΠΥΛΗ ΕΝΤΑΣΗΣ ΑΙΧΜΗΣ ΠΡΟΣ ΜΕΣΟ ΦΟΡΤΙΟ ΖΗΤΗΣΗΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΝΗΣΙΑ Αιχµή Προς Μέσο Φορτίο 4% 3% 3% 2% 2% 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 (ΜW) Σχήµα 8: Ένταση αιχµής ως προς το µέσο ετήσιο φορτίο ζήτησης στα µη διασυνδεδεµένα νησιά του Αιγαίου (21) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 21

Ανηγµένη (ως προς µέγιστη) Ζήτηση 11% 1% 9% 8% 7% 6% % 4% ΜΕΣΟ ΜΕΓΙΣΤΟ ΩΡΙΑΙΟ ΦΟΡΤΙΟ ΣΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΤΗΣ ΗΜΕΡΑΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ ΑΓΙΟΣ ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΚΥΘΝΟΣ ΣΥΡΟΣ ΛΕΣΒΟΣ 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 12 13 14 1 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Ώρα της Ηµέρας ΜΕΣΟ ΕΛΑΧΙΣΤΟ ΩΡΙΑΙΟ ΦΟΡΤΙΟ ΣΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΤΗΣ ΗΜΕΡΑΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ Ανηγµένη (ως προς µέγιστη) Ζήτηση 6% % % 4% 4% 3% 3% 2% 2% 1% ΑΓΙΟΣ ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΣΥΡΟΣ ΚΥΘΝΟΣ ΛΕΣΒΟΣ 1% 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 12 13 14 1 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Ώρα της Ηµέρας Σχήµα 9: Ηµερήσια διακύµανση ανηγµένου φορτίου (ως προς το ετήσιο φορτίο αιχµής) για την ηµέρα µέγιστου (θερινή περίοδος) και ελάχιστου (χειµερινή περίοδος) φορτίου και για διαφορετικής κλίµακας αντιπροσωπευτικά νησιωτικά δίκτυα [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 22

Ανηγµένη (ως προς µέγιστη) Ζήτηση 11% 1% 9% 8% 7% 6% % 4% 3% ΜΗΝΙΑΙΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΖΗΤΗΣΗ ΣΤΗ ΙΑΡΚΕΙΑ ΤΟΥ ΕΤΟΥΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ ΑΓΙΟΣ ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΚΥΘΝΟΣ ΣΥΡΟΣ ΛΕΣΒΟΣ 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 12 Μήνας του Έτους Σχήµα 1: Μηνιαία διακύµανση ανηγµένης (ως προς τη µέγιστη µηνιαία) ζήτησης για διαφορετικής κλίµακας αντιπροσωπευτικά νησιωτικά δίκτυα [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 23

ΗΜΕΡΗΣΙΟ ΜΕΓ. ΦΟΡΤΙΟ - ΕΝΕΡΓΕΙΑ ΑΣΠ ΛΕΣΒΟΥ 29 8 7 7 1.2 1.1 1. ΦΟΡΤΙΟ MW 6 6 4 9 8 7 6 ΕΝΕΡΓΕΙΑ MWh 4 3 3 1/1/211 1/1/211 29/1/211 ΜΕΓ. ΦΟΡΤΙΟ ΗΜΕΡΑΣ MW 12/2/211 26/2/211 12/3/211 26/3/211 9/4/211 23/4/211 7//211 21//211 4/6/211 18/6/211 ΕΝΕΡΓΕΙΑ MWh ΗΜΕΡ/ΝΙΑ 2/7/211 16/7/211 3/7/211 13/8/211 27/8/211 1/9/211 24/9/211 8/1/211 22/1/211 /11/211 19/11/211 3/12/211 17/12/211 31/12/211 Σχήµα 11: Ηµερήσια διακύµανση ηλεκτρικής ζήτησης για τη νήσο Λέσβο (έτος 29). 4 3 2 Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 24

4% ΚΑΜΠΥΛΗ ΣΥΝΤΕΛΕΣΤΗ ΦΟΡΤΙΟΥ ΑΣΠ & ΤΣΠ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΝΗΣΙΑ 4% Συντελεστής Φορτίου 3% 3% 2% 2% 1% 1% % 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 (ΜW) Σχήµα 12: Ετήσιος συντελεστής φορτίου στα µη διασυνδεδεµένα νησιά (έτος 21) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 2

36 ΚΑΜΠΥΛΗ ΕΙ ΙΚΗΣ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗΣ ΚΑΥΣΙΜΟΥ (SFC) ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΝΗΣΙΑ Ειδική Κατανάλωση (gr/kwh) 34 32 3 28 26 24 22 2 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 (ΜW) Σχήµα 13: Ειδική κατανάλωση καυσίµου επί της καθαρής παραγωγής για το σύνολο των µη διασυνδεδεµένων νήσων (έτος 21) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 26

ΚΑΜΠΥΛΗ ΚΟΣΤΟΥΣ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΝΗΣΙΑ 16 Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 14 12 1 8 6 4 2 1 2 3 4 6 7 8 9 1 11 (ΜW) ΚΑΜΠΥΛΗ ΚΟΣΤΟΥΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ - ΕΙ ΙΚΗΣ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗΣ ΓΙΑ ΤΑ ΝΗΣΙΑ ΤΟΥ ΑΙΓΑΙΟΥ 16 Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 14 12 1 8 6 4 2 2 22 2 27 3 32 3 37 4 42 Ειδική Κατανάλωση (gr/kwh) Σχήµα 14: Σχέση κόστους παραγωγής µε το µέγεθος του δικτύου και την ειδική κατανάλωση καυσίµου (έτος 29) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 27

Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 7 6 4 3 2 1 ΙΑΚΥΜΑΝΣΗ ΣΤΑΘΜΙΣΜΕΝΟΥ ΜΕΣΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥ ΜΕΓΕΘΟΥΣ ΝΗΣΙΑ Σύνολο Μικρά Μικρά-Μεσαία Μεσαία Μεγάλα 23 24 2 26 27 28 29 Σχήµα 1: ιαχρονική εξέλιξη κόστους παραγωγής για διαφορετικής κλίµακας νησιά [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 28

ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΚΑΥΣΙΜΟΥ & ΚΟΣΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΜΙΚΡΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΚΑΥΣΙΜΟΥ & ΚΟΣΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΜΙΚΡΗΣ-ΜΕΣΑΙΑΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ Κόστος ( /MWh) & Καύσιµο (t) 1 1 1 1 Κόστος Παραγωγής Κόστος ( /MWh) & Καύσιµο (t) 1. 1. 1 1 Κόστος Παραγωγής 1 ΑΝΤΙΚΥΘΗΥΡΑ ΑΓΑΘΟΝΗΣΙ ΟΝΟΥΣΑ ΑΓ. ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΑΝΑΦΗ ΜΕΓΙΣΤΗ 1 ΑΣΤΥΠΑΛΑΙΑ ΚΥΘΝΟΣ ΑΜΟΡΓΟΣ ΣΕΡΙΦΟΣ ΣΥΜΗ ΣΚΥΡΟΣ ΠΑΤΜΟΣ ΣΙΦΝΟΣ ΙΚΑΡΙΑ ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΚΑΥΣΙΜΟΥ & ΚΟΣΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΜΕΣΑΙΑΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ ΣΥΝΟΛΙΚΗ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΚΑΥΣΙΜΟΥ & ΚΟΣΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΓΙΑ ΜΕΓΑΛΗΣ ΚΛΙΜΑΚΑΣ ΝΗΣΙΑ 1. Κόστος Παραγωγής 1. Κόστος ( /MWh) & Καύσιµο (t) 1. 1. 1 1 Κόστος ( /MWh) & Καύσιµο (t) 1. 1. 1 1 Κόστος Παραγωγής 1 ΚΑΡΠΑΘΟΣ ΜΗΛΟΣ ΛΗΜΝΟΣ ΣΥΡΟΣ ΘΗΡΑ ΣΑΜΟΣ ΜΥΚΟΝΟΣ 1 ΧΙΟΣ ΠΑΡΟΣ ΛΕΣΒΟΣ ΚΑΛΥΜΝΟΣ-ΚΩΣ Σχήµα 16: Κόστος παραγωγής και ετήσια κατανάλωση καυσίµου ανά κατηγορία νησιού και νησί (έτος 29) [6]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 29

Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 22 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 ΠΡΟΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΤΑBΛΗΤΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΙΚΤΥΩΝ (Γ ΤΡΙΜΗΝΟ 213) Κόστος Καυσίµου ΕΦΚ ικαιώµατα CO2 Κρήτη Ρόδος Λοιπά Μ Ν Κόστος Παραγωγής ( /MWh) 22 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 ΠΡΟΕΚΤΙΜΗΣΗ ΜΕΤΑBΛΗΤΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΝΗΣΙΩΤΙΚΩΝ ΙΚΤΥΩΝ ( ΤΡΙΜΗΝΟ 213) Κόστος Καυσίµου ΕΦΚ ικαιώµατα CO2 Κρήτη Ρόδος Λοιπά Μ Ν Σχήµα 17: Εκτιµήσεις ΡΑΕ για το µεταβλητό κόστος ηλεκτροπαραγωγής των νησιωτικών δικτύων κατά το δεύτερο εξάµηνο του 213 [12]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 3

ΣΥΝΤΕΛΕΣΤΗΣ ΕΚΠΟΜΠΩΝ CO 2 ΓΙΑ ΙΑΦΟΡΕΤΙΚΟΥΣ ΝΗΣΙΩΤΙΚΟΥΣ ΣΤΑΘΜΟΥΣ,9 Συντελεστής Εκποµπών (kg/kwh e ),8,7,6,,4,3,2,1 ΧΑΝΙΑ ΙΚΑΡΙΑ ΚΑΛΥΜΝΟΣ ΛΗΜΝΟΣ ΚΑΡΠΑΘΟΣ ΜΗΛΟΣ ΜΥΚΟΝΟΣ ΣΥΡΟΣ ΘΗΡΑ ΠΑΡΟΣ ΣΑΜΟΣ ΧΙΟΣ ΛΕΣΒΟΣ ΚΩΣ ΑΘ/ΚΟΣ ΡΟ ΟΣ Σχήµα 18: Μέσος συντελεστής εκποµπών CO 2 για διαφορετικά νησιωτικά συστήµατα (2-27). Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 31

Σχήµα 19: Χάρτες αιολικού δυναµικού σε ύψος αναφοράς 8m και 1m (ΡΑΕ) [14]. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 32

Ταχύτητα Ανέµου (m/sec) 3 2 2 1 1 Περιοχές Χαµηλής Ποιότητας Αιολικού υναµικού (1m) Κέα Ρόδος Χίος 11 22 33 44 66 77 88 Ώρα του Έτους Ταχύτητα Ανέµου (m/sec) 3 2 2 1 1 Περιοχές Μέσης Ποιότητας Αιολικού υναµικού (1m) Κύθνος Νάξος Κρήτη 11 22 33 44 66 77 88 Ώρα του Έτους Σχήµα 2: Τυπικά έτη ωριαίων ανεµολογικών µετρήσεων για περιοχές χαµηλής και µέσης ποιότητας αιολικού δυναµικού στο Αιγαίο Πέλαγος. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 33

Περιοχές Υψηλής Ποιότητας Αιολικού υναµικού (1m) 3 Άνδρος Ικαρία Ταχύτητα Ανέµου (m/sec) 2 2 1 1 Κάρπαθος Μύκονος 11 22 33 44 66 77 88 Ώρα του Έτους Σχήµα 21: Τυπικά έτη ωριαίων ανεµολογικών µετρήσεων για περιοχές υψηλής ποιότητας αιολικού δυναµικού στο Αιγαίο Πέλαγος. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 34

Propability Density 9% 8% 7% 6% % 4% 3% 2% 1% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Andros Island) Vav=9.16m/sec -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 Wind Speed (m/s) EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 2-21 21-22 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Propability Density 9% 8% 7% 6% % 4% 3% 2% 1% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Ikaria Island) 1 2 3 4 6 7 8 9 1 1112 Vav=9.3m/sec 13 141 16 1718 19 221 Wind Speed (m/s) 22 2324 EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 2 2627 28 293 31 3233 Propability Density 11% 1% 9% 8% 7% 6% % 4% 3% 2% 1% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Karpathos Island) -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 Vav=9.9m/sec 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Propability Density 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Kea Island) -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 Vav=.49m/sec 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Wind Speed (m/s) Wind Speed (m/s) Propability Density 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Crete Island) Vav=6.28m/sec EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH Propability Density 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Kythnos Island) Vav=6.36m/sec EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH % -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 % -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Wind Speed (m/s) Wind Speed (m/s) Propability Density 8% 7% 6% % 4% 3% 2% 1% Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Mykonos Island) Vav=11.16m/sec EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH Propability Density 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Rhodes Island) Vav=.73m/sec EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH % 2-21 21-22 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 % -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 Wind Speed (m/s) Wind Speed (m/s) Propability Density 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Naxos Island) -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 Vav=6.94m/sec 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Propability Density 2% 18% 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % Theoretical Vs Experimental Wind Speed Probability Density (Chios Island) -1 1-2 2-3 3-4 4- -6 6-7 7-8 8-9 9--1 1-11 11-12 12-13 Vav=.79m/sec 13-14 14-1 1-16 16-17 17-18 18-19 19-2 2-21 21-22 EXPERIMENTAL GRAPHIC STANDARD DEVIATION ENERGY PATTERN FACTOR MAXIMUM LIKELIHOOD RAYLEIGH 22-23 23-24 24-2 2-26 26-27 27-28 28-29 29-3 3-31 31-32 32-33 Wind Speed (m/s) Wind Speed (m/s) Σχήµα 22: Πιθανότητα εµφάνισης διαφορετικών κλάσεων ταχύτητας ανέµου και περιγραφή τους από διαφορετικές εκφράσεις της κατανοµής Weibull και την κατανοµή Rayleigh. Εργαστήριο Η.Μ.Ε. & ΠΡΟ.ΠΕ. 3