Deliverable 6.2. Regional RES H/C plan of Western Macedonia

Project title: Acronym: Project No. RES Heating and Cooling Strategic Actions Development RES H/C SPREAD IEE/13/599/SI2.675533 Deliverable 6.2. Regional RES H/C plan of Western Macedonia Author: CRES and ANKO Version: May 2016 The sole responsibility for the content of this publication lies with the authors. It does not necessarily reflect the opinion of the European Union. Neither the EACI nor the European Commission is responsible for any use that may be made of the information contained therein.

Executive summary The assessment of the heating and cooling demand and the estimation of the RES potential were performed through a methodological approach, which was developed by CRES and ANKO. Specifically, an in-depth bibliographical review was conducted initially in order to identify and assess the relevant studies and reports, while a preliminary evaluation was performed so as to identify the most effective types of RES, which have to be exploited for the efficient coverage of the heating and cooling demand. After the completion of the review, a specialized methodological approach was developed in combination with the required data collection procedures. The heating and cooling demand and the RES potential were estimated, while the robustness of the obtained outcomes was confirmed with their comparison with existing estimates from relative studies. Finally, the corresponding maps were developed leading to the deduction that the potential of RES for heating and cooling in the region of Western Macedonia is considerably high in order to cover the existing heating, cooling and domestic hot water demand. Biomass and heat pumps constitute the most important RES sources in terms of the provided energy, while the contribution of the other sources of RES is also important. The qualitative analysis of the RES potential and the heating and cooling demand led to the conclusion that the individual biomass boilers and the aerothermal and geothermal heat pumps comprise the most favourable technologies for the coverage of the heating demand. Moreover, biomass and biogas CHP plants can be installed for the production of heat, while the potential utilization of the biomass including the capability of cofiring with lignite in the existing district heating network can be considered as an alternative solution. Finally, the further penetration of solar thermal systems for the production of domestic hot water is another feasible option. Regarding the coverage of cooling demand, aerothermal and geothermal heat pumps can be considered as the most promising technologies, while the installation of solar thermal for the coverage of heating and cooling demand and district cooling are also alternative options, which have to be evaluated. All these identified technologies were assessed through the conduction of cost-benefit analysis in order to identify the most efficient options for the exploitation of the available RES potential taking into consideration of the social cost and benefit components. Totally, 12 different technologies were examined through the conduction of cost-benefit analysis. The cost-benefit analysis was implemented according to the provided guidelines from the JRC within the framework of the Article 14 of the EED taking into consideration both of the operational costs and benefits and the external costs and benefits. The constitution of the baseline scenario was preformed taking into account the objective of the regional RES H-C plan to diminish the existing penetration of heating oil and electricity in the buildings of the residential and tertiary sectors. The heating oil is the most widespread source of energy for the coverage of the heating demand, while the current penetration of district heating and biomass is high. According to the results of the cost-benefit analysis, the installation of a biomass boiler and the cofiring of biomass and lignite into the existing district heating network constitute the most costbenefit options for the coverage of the heating demand. Moreover, biomass and biogas CHP plants are also attractive technologies under the social perspective, while the penetration of solar thermal 2

systems for the production of domestic hot water and high-efficient individual biomass boilers have B/C ratio higher than one. The rest of the examined RES technologies have B/C ratio lower than one (solar thermal systems for heating, solar thermal systems for heating and cooling, district cooling, geothermal heat pumps with horizontal heat exchanger, geothermal heat pumps horizontal heat exchanger and aerothermal heat pumps). Furthermore, a sensitivity analysis was conducted in order to assess the robustness of the obtained results. The sensitivity analysis confirmed that the ranking of the examined RES technologies remains invariable for almost all the examined scenarios. After the cost-benefit analysis, specific policies were developed within the framework of the regional RES H-C plan in order to promote the RES technologies, which have B/C ratio higher than one. The development of the regional plan for heating and cooling from RES in Western Macedonia is expected to have significant benefits, as it will strengthen the role of the regional authority in the design and implementation of efficient policies for the further deployment of RES. Moreover, the regional RES H-C plan will outline a comprehensive strategy taking into account the already implemented studies and the priorities and the needs of the involved stakeholders. Finally, it can be utilized as an effective tool from the administration authority of the Regional Operational Program in order to formulate effective policies for the programming period 2014-2020. The objective of the regional RES H-C plan is the maximum possible substitution of the consumed oil for heating and the electricity for domestic hot water and cooling with efficient heating and cooling systems, which will exploit the existing RES potential of the region. Specifically, the objective of the regional RES H-C plan is to double the current penetration of RES in the residential and tertiary sector in 2030 compared to 2012 triggering the maximum substitution of heating oil. Furthermore, 10% of the foreseen interventions should be implemented in energy poor households confronting the problem of energy poverty. The fulfillment of the regional RES H-C plan s targets will contribute to the achievement of the 2020 national target considering the penetration of RES in the gross final energy consumption, which according to Law 3851/2010 should reach 20%. Totally, six policies are foreseen within the regional RES H-C plan: Measure 1: Installation of co-firing biomass boilers and lignite in the existing district heating network Objective: Installation of two boilers until 2020 with total capacity of 30 MWth Financing Mechanism: Through NSRF 2014-2020 Implementation Schedule: 2020: Installation of 1 st boiler and 2024: Installation of the 2 nd boiler Estimated Investment: 15 million Measure 2: Installation of biomass boilers in the existing district heating network Objective: Installation of two boilers until 2020 with total capacity of 35 MWth Financing Mechanism: Through NSRF 2014-2020 Implementation Schedule: 2020: Installation of 1 st boiler and 2024: Installation of the 2 nd boiler 3

Estimated Investment: 17.5 million Measure 3: Promote autonomous high-efficient biomass boilers in households Objective: Installation of 10,000 boilers in residential buildings until 2030 Financing Mechanism: Through NSRF 2014-2020 and Energy Service Companies Implementation Schedule: Installation of approximately 700 boilers annually Estimated Investment: 40 million Measure 4: Installation of a biogas CHP plant Objective: Installation of a biogas CHP plant with total capacity of 0.5 MWe Financing Mechanism: Through a cooperative enterprise or private funds Implementation Schedule: 2020: Installation Estimated Investment: 2.5 million Measure 5: Installation of a biomass CHP plant Objective: Installation of a biomass CHP plant with total capacity of 3.8 MWe Financing Mechanism: Through a cooperative enterprise or private funds Implementation Schedule: 2025: Installation Estimated Investment: 17.3 million Measure 6: Promotion of solar thermal system for domestic hot water production Objective: Installation of 40,000 solar thermal systems in residential buildings until 2030 Financing Mechanism: Through NSRF 2014-2020 and Energy Service Companies Implementation Schedule: Installation of approximately 2,800 systems annually Estimated Investment: 31.2 million The implementation of the foreseen policies is expected to increase the current penetration of RES from 21% in 2012 to 34% in 2030 in the residential and tertiary sectors. The total investments of these measures are estimated at 123.5 mil.. The substitution of heating oil will amount to 38%, while the exploitation of existing biomass potential is expected to reach 55% of the total available biomass in the region. Nevertheless, critical parameter for the efficient exploitation of the available biomass is the development of the appropriate supply chain of the required fuel input. Finally, the available biogas potential will be used in 27%, while the penetration of solar thermal systems will be doubled compared to the current levels. 4

The effective monitoring of the regional RES H-C plan is considered as a prerequisite for its efficient implementation. The proposed monitoring indicators consist of: I. The number of the installed RES units and systems II. The capacity of the installed RES units and systems III. The produced heating and cooling energy (MWh) IV. The required investments ( ) V. The number of beneficiary energy poor households The regional authority will be responsible for the implementation of the regional RES H-C plan with the technical support of ANKO. A memorandum of understanding will be signed in order to endorse the involved parties towards the fulfillment of the regional RES H-C plans targets. The degree of implementation of the plan will be evaluated on annual basis and will be adjusted if significant delays will be identified during the realization of the foreseen policies. In this case additional policies should be adopted, which have to be viable in terms of cost and benefit, in order to achieve the established targets. Other crucial parameters for the implementation of the regional RES H-C plan comprise the development of a reliable and effective data collection system and the continuous involvement of the stakeholders into the monitoring procedures of the regional RES H-C plan. Moreover, the engagement of the stakeholders in the procedure for the potential revision of the foreseen policies is imperative in order to ensure the broad consensus on the selected policies and to facilitate their effective implementation. Finally, the regional RES H-C plan should be revised if strategic projects in the region will be occurred, such as the extension of the national gas distribution network, the construction of new district heating networks or the extension of the existing district heating networks. 5

1. Εισαγωγή Η Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας αποτελεί διαχρονικά το ενεργειακό κέντρο της Ελλάδας με παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας που ανέρχεται σήμερα περίπου στο 50% της συνολικά παραγόμενης στη χώρα. Η παραγωγή αυτή προέρχεται από τις μονάδες εξόρυξης και καύσης λιγνίτη στο λεκανοπέδιο Κοζάνης - Πτολεμαΐδας - Αμυνταίου - Φλώρινας καθώς και από τον υδροηλεκτρικό σταθμό του Πολυφύτου. Η παγκόσμια προσπάθεια που επιχειρείται για περιορισμό της παραγωγής ενέργειας από ορυκτά καύσιμα, τα οποία ευθύνονται για την υπερθέρμανση του πλανήτη και το φαινόμενο του θερμοκηπίου Κλιματική Αλλαγή - και αντικατάστασή τους με ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ), σε συνδυασμό με τη μείωση των αποθεμάτων λιγνίτη της περιοχής, βρίσκει την Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας σε κρίσιμη καμπή μετεξέλιξης της παραγωγικής βάσης της οικονομίας της. Βασική προτεραιότητα αποτελεί η διατήρηση του ενεργειακού χαρακτήρα της Περιφέρειας Δυτικής Μακεδονίας, υποστηρίζοντας δράσεις προς την κατεύθυνση αυτή. Προφανώς ο στόχος αυτός για να επιτευχθεί και παράλληλα να εξασφαλιστεί η τήρηση των ευρωπαϊκών και εθνικών ενεργειακών πολιτικών απαιτείται η εκπόνηση του κατάλληλου Ενεργειακού Σχεδιασμού, ο οποίος θα έχει άμεση συνέργεια με τον γενικότερο Περιφερειακό Σχεδιασμό, δεδομένου ότι ο τομέας της ενέργειας επηρεάζει σε σημαντικότατο βαθμό το Περιφερειακό Α.Ε.Π. της Δυτικής Μακεδονίας και την απασχόληση. Συγκεκριμένα, η εξόρυξη λιγνίτη και η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας συμβάλλουν κατά 34% στη διαμόρφωση της Ακαθάριστης Προστιθέμενης Αξίας (Α.Π.Α.) της Περιφέρειας Δυτικής Μακεδονίας για το 2011, ενώ για τις ενεργειακές Περιφερειακές Ενότητες Κοζάνης και Φλώρινας το ποσοστό αυτό αγγίζει το 45% και 35% αντίστοιχα. Σκοπός του ενεργειακού σχεδιασμού είναι η διαμόρφωση ενός σύγχρονου, βιώσιμου και ταυτόχρονα ρεαλιστικού μοντέλου ανάπτυξης του ενεργειακού τομέα στην Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας που: θα διασφαλίζει τον ενεργειακό της χαρακτήρα αξιοποιώντας την πολύχρονη εμπειρία του στελεχιακού της δυναμικού σε ένα νέο παγκόσμιο ενεργειακό τοπίο το οποίο δίνει έμφαση στην πράσινη ενέργεια. θα συμβάλλει σε μια ουσιαστική αναδιάρθρωση της παραγωγικής βάσης της περιοχής προς νέες κατευθύνσεις που θα εξασφαλίζουν βιωσιμότητα και ανταγωνιστικότητα του οικονομικού συστήματος, υψηλή προστιθέμενη αξία στα παραγόμενα προϊόντα και τις υπηρεσίες και απασχόληση στον ενεργό πληθυσμό της. θα αξιοποιεί κατά τον πλέον εποικοδομητικό τρόπο το σύνολο των πολιτικώναυτοδιοικητικών, ερευνητικών και αναπτυξιακών φορέων της περιοχής προς την κατεύθυνση μιας νέας αναπτυξιακής πορείας της Περιφέρειας Δυτικής Μακεδονίας. Η κατάρτιση ενός περιφερειακού πλάνου για θέρμανση και ψύξη από ΑΠΕ στην Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας αναμένεται να έχει σημαντικά οφέλη, αφού θα ενδυναμώσει το ρόλο της περιφερειακής διοίκησης στο σχεδιασμό και την υλοποίηση μέτρων πολιτικής και θα υιοθετήσει τελικά μια συνολική στρατηγική λαμβάνοντας υπόψη τις ήδη υλοποιηθείσες μελέτες και τις διάφορες προτάσεις και τοποθετήσεις των φορέων της περιφέρειας αναφορικά με το εξεταζόμενο θέμα. Τέλος, το συγκεκριμένο περιφερειακό πλάνο δύναται να αξιοποιηθεί ως ένα εργαλείο από το Περιφερειακό Επιχειρησιακό Πρόγραμμα για τον αποτελεσματικότερο σχεδιασμό μέτρων πολιτικής. 6

2. Ανάλυση υφιστάμενης κατάστασης Ο οικιακός τομέας χαρακτηρίζεται από την υψηλότερη κατανάλωση τελικής ενέργειας στη Δυτική Μακεδονία για το έτος 2012 συγκριτικά με το βιομηχανικό και τριτογενή τομέα (Διάγραμμα 1). Πιο συγκεκριμένα το 77% της τελικής ενέργειας καταναλώνεται στον οικιακό τομέα, ενώ η συμμετοχή του βιομηχανικού και του τριτογενή τομέα ισούται με 8% και 15% αντίστοιχα. Επισημαίνεται ότι ο τομέας των μεταφορών δεν αναλύθηκε στο παρόν περιφερειακό πλάνο διότι δεν σχετίζεται με το αντικείμενο του έργου. Διάγραμμα 1: Τελική κατανάλωση ενέργειας στην περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας Για τον προσδιορισμό της τελικής κατανάλωσης ενέργειας και τον επιμερισμό της σε διάφορες χρήσεις και τομείς συλλέχθηκαν δεδομένα από διαφορετικές πηγές, όπως ενδεικτικά είναι το Μητρώο Ενεργειακών Επιθεωρητών & Αρχείο Ενεργειακών Επιθεωρήσεων, το Ολοκληρωμένο Πληροφορικό Σύστημα για την Παρακολούθηση Πετρελαϊκών Ειδών & Καυσίμων, η Ελληνική Στατιστική Αρχή (Περιφερειακοί λογαριασμοί, Έρευνα Τελικής Κατανάλωσης Ενέργειας στα νοικοκυριά και Κατανάλωση Ηλεκτρικής Ενέργειας) κα. Στους Πίνακες 1-3 παρουσιάζεται ανάλυση στις διάφορες μορφές ενέργειας που χρησιμοποιούνται στον οικιακό και τριτογενή τομέα για θέρμανση και ψύξη χώρων, καθώς και για την παραγωγή ζεστού νερού χρήσης (ΖΝΧ). 7

Πίνακας 1: Κατανάλωση ενέργειας για θέρμανση χώρων Κατανάλωση ενέργειας για θέρμανση χώρων [MWh/έτος] Τομέας Ορυκτά Βιομάζα Ηλεκτρισμός Σύνολο καύσιμα Οικιακός 1.084.793 511.402 30.994 1.627.189 Τριτογενής 69.259 84.597 153.857 Σύνολο 1.154.052 511.402 115.592 1.781.046 Ειδική κατανάλωση [kwh/m2/έτος] 190,4 Πίνακας 2 Κατανάλωση ενέργειας για την παραγωγή ΖΝΧ Τομέας Ορυκτά καύσιμα Κατανάλωση ενέργειας για ΖΝΧ [MWh/έτος] Βιομάζα ΘΗΣ Ηλεκτρισμός Σύνολο Οικιακός 33.746 1.406 33.585 82.958 151.695 Τριτογενής Σύνολο 33.746 1.406 33.585 82.958 151.695 Ειδική κατανάλωση [kwh/m2/έτος] 16,2 Πίνακας 3 Κατανάλωση ενέργειας για ψύξη χώρων Τομέας Κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας για ψύξη [MWh/έτος] Οικιακός 97.631 Τριτογενής 10.770 Σύνολο 108.401 Ειδική κατανάλωση [kwh/m2/έτος] 11,6 Στους Πίνακες 4 και 5 απεικονίζονται τόσο η προσφερόμενη θερμική ενέργεια από ΑΠΕ όπως προέκυψε από την ανάλυση δυναμικού, όσο και η κατανομή της διαθέσιμης βιομάζας στους 4 νομούς της περιφέρειας εξαιρώντας την υφιστάμενη χρήση της. Ο προσδιορισμός των συγκεκριμένων μεγεθών δυναμικού από το ΚΑΠΕ και την ΑΝΚΟ ΑΕ μέσω της ανάπτυξης συγκεκριμένων μεθοδολογικών προσεγγίσεων και της αξιοποίησης των διαθέσιμων πηγών δεδομένων. Πίνακας 4: Προσφορά θερμικής ενέργειας από ΑΠΕ Προσφορά θερμικής ενέργειας [MWh/έτος] Τύπος συστημάτων Ορυκτά καύσιμα ΑΠΕ ΣΗΘ ΘΗΣ Βιομάζα Βιοαέριο Αντλίες θερμότητας Δίκτυα Τηλεθέρμανσης 484.644-393.139 52.296 - Αυτόνομα συστήματα - 85.274 917.323-697.413 Σύνολο 484.644 85.274 1.310.462 52.296 697.413 8

Πίνακας 5: Κατανομή της διαθέσιμης βιομάζας στους νομούς της Περιφέρειας (MWh/έτος) Σύνολο Νομός Νομός Νομός Νομός Βιομάζας Κοζάνης Γρεβενών Φλώρινας Καστοριάς 759.766 495.384 79.567 153.878 10.964 Στο Διάγραμμα 2 απεικονίζεται η κατανομή δυναμικού προσφερόμενης θερμικής ενέργειας από διάφορες μορφές ΑΠΕ στους νομούς της Περιφέρειας. Σύμφωνα με την ανάλυση δυναμικού το μεγαλύτερο μέρος του δυναμικού εντοπίζεται στο νομό της Κοζάνης. Διάγραμμα 2: Κατανομή δυναμικού προσφερόμενης θερμικής ενέργειας από διάφορες μορφές ΑΠΕ στους νομούς της Περιφέρειας Στο Παράρτημα ΙΙ παρουσιάζονται αναλυτικά οι χάρτες δυναμικού που αναπτύχθηκαν για την Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας αναφορικά με τη ζήτηση ενέργειας και ψύξης και την προσφορά θερμικής ενέργειας από ΑΠΕ. 3. Στόχοι περιφερειακού πλάνου Στόχος του περιφερειακού πλάνου αποτελεί η μέγιστη εφικτή υποκατάσταση του πετρελαίου θέρμανσης για θέρμανση χώρων και της ηλεκτρικής ενέργειας για παραγωγή ΖΝΧ και ψύξη χώρων με αποδοτικά συστήματα θέρμανσης και ψύξης, τα οποία αξιοποιούν το υφιστάμενο δυναμικό ΑΠΕ της περιφέρειας. 9

Πιο συγκεκριμένα, στόχος του συγκεκριμένου περιφερειακού πλάνου είναι η μέγιστη δυνατή αύξηση της υφιστάμενης διείσδυσης των ΑΠΕ στον οικιακό και τριτογενή τομέα το 2030 σε σχέση με το 2012. Επιπρόσθετα, οι απαιτούμενες επενδύσεις πρέπει 10% κατ ελάχιστον να πραγματοποιηθούν σε νοικοκυριά, τα οποία βρίσκονται σε κατάσταση ενεργειακής φτώχειας. Το συγκεκριμένο περιφερειακό πλάνο θα συμβάλλει στην επίτευξη του εθνικού στόχου για το 2020 αναφορικά με τη συμμετοχή των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας, η οποία σύμφωνα με το Ν. 3851/2010 πρέπει να ανέλθει σε 20%. Λόγω του γεγονότος ότι το συγκεκριμένο πλάνο αποσκοπεί αποκλειστικά στην προώθηση αποδοτικών μέτρων για θέρμανση και ψύξη, θα συμβάλλει στην αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος συστημάτων ΑΠΕ (ΜW) για θερμική χρήση και στην επίτευξη του αντίστοιχου στόχου για θέρμανση και ψύξη το 2020, τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης αφού οδηγεί σε εξοικονόμηση πρωτογενούς ενέργειας και τη μείωση των εκπομπών CO 2 για τις δραστηριότητες που δεν εμπίπτουν στο μηχανισμό «Εμπορίας δικαιωμάτων εκπομπών». Η διαφοροποίηση του ενεργειακού μίγματος μέσω της βέλτιστης αξιοποίησης των εγχώριων ενεργειακών πόρων και η ασφάλεια του ενεργειακού εφοδιασμού αποτελούν δύο από τα επιπρόσθετα οφέλη τα οποία θα προκύψουν από το συγκεκριμένο περιφερειακό πλάνο. Οι δράσεις, οι πολιτικές και οι παρεμβάσεις που θα επιτρέψουν την επιτυχή αντιμετώπιση των παραπάνω προκλήσεων θα πρέπει να λαμβάνουν υπόψη το σύνολο των μακροοικονομικών παραμέτρων, ώστε το αποτέλεσμα της εφαρμογής τους να είναι προς όφελος της εθνικής και περιφερειακής οικονομίας. Τέλος, η ενίσχυση και βελτίωση της ανταγωνιστικότητας των ελληνικών επιχειρήσεων, η δημιουργία θέσεων εργασίας, καθώς και η προστασία του κοινωνικού συνόλου από φαινόμενα ενεργειακής φτώχειας αποτελούν έμμεσα βραχυπρόθεσμα αλλά και μακροπρόθεσμα οφέλη από το σχεδιασμό των μέτρων που θα συμπεριληφθούν στο συγκεκριμένο περιφερειακό πλάνο. 4. Εναλλακτικές τεχνολογίες ΑΠΕ Λαμβάνοντας υπόψη την ανάλυση της υφιστάμενης κατάστασης και την ανάλυση δυναμικού των ΑΠΕ οι ακόλουθες τεχνολογίες ΑΠΕ θα αξιολογηθούν στο πλαίσιο υλοποίησης της ανάλυσης κόστους-οφέλους. Πιο συγκεκριμένα, οι τεχνολογίες αφορούν: I. Αεροθερμικές αντλίες θερμότητας σε κτίρια του οικιακού τομέα II. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με οριζόντιους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα III. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα IV. Αυτόνομοι λέβητες βιομάζας σε κτίρια του οικιακού τομέα V. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ VI. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ και θέρμανση χώρων VII. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ, θέρμανση και ψύξη χώρων VIII. Μονάδα συμπαραγωγής βιομάζας 10

IX. Μονάδα συμπαραγωγής βιοαερίου X. Λέβητας βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης XI. Λέβητας σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης XII. Τηλεψύξη Για την αξιολόγηση των συγκεκριμένων τεχνολογιών λήφθηκαν οι παραδοχές ότι δεν θα είναι εφικτή σύντομα η διέλευση φυσικού αερίου από την περιφέρεια, ενώ η ζήτηση ενέργειας θα επανέλθει το 2030 στα επίπεδα του 2012 αφού εμφάνισε μείωση τα έτη 2013-2015 λόγω των επιπτώσεων της οικονομικής ύφεσης. 5. Αξιολόγηση εναλλακτικών τεχνολογιών ΑΠΕ I. Αεροθερμικές αντλίες θερμότητας σε κτίρια του οικιακού τομέα Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από αεροθερμικές αντλίες θερμότητας σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος αεροθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το κόστος της καταναλισκόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης των αεροθερμικών αντλιών θερμότητας. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος του πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος αεροθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος που προκαλείται από την καταναλισκόμενη ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος που προκαλείται από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 6. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 6: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους Βασικό σενάριο ΚΠΑ ( ) -3.929 ΕΒΑ -6% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,70 11

Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (5.000 σε αντίθεση με 6.000 του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερο κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (7.000 σε αντίθεση με 6.000 του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 7. Πίνακας 7: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 ΚΠΑ ( ) -1.096-2.095-5.763 ΕΒΑ 2% -1% -9% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,84 0,79 0,64 Συνεπώς, η διείσδυση των αεροθερμικών αντλιών θερμότητας στα κτίρια του οικιακού τομέα δεν συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μικρότερο της μονάδας. II. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με οριζόντιους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με οριζόντιους γεωεναλλάκτες σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος γεωθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το κόστος της καταναλισκόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος του πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος γεωθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος που προκαλείται από την καταναλισκόμενη ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. 12

(+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος που προκαλείται από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 8. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 8: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους Βασικό σενάριο ΚΠΑ ( ) -5.282 ΕΒΑ 0% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,81 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (11.000 σε αντίθεση με 12.000 του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερο κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (13.000 σε αντίθεση με 12.000 του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 9. Πίνακας 9: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 ΚΠΑ ( ) -2.448-4.108-6.456 ΕΒΑ 3% 1% -1% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,95 0,85 0,77 Συνεπώς, η διείσδυση των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας κλειστού κύκλου με οριζόντιους γεωεναλλάκτες στα κτίρια του οικιακού τομέα δεν συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μικρότερο της μονάδας. III. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. 13

Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος γεωθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το κόστος της καταναλισκόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος του πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος γεωθερμικών αντλιών θερμότητας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος που προκαλείται από την καταναλισκόμενη ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος που προκαλείται από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 10. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 10: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) -8.099 ΕΒΑ -2% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,73 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (13.000 σε αντίθεση με 14.400 του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερο κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας (15.500 σε αντίθεση με 14.400 του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα συνοψίζονται στον Πίνακα 11. Πίνακας 11: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 ΚΠΑ ( ) -5.266-6.456-9.390 ΕΒΑ 1% -1% -2% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,85 0,77 0,70 Συνεπώς, η διείσδυση των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες στα κτίρια του οικιακού τομέα δεν συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των 14

οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μικρότερο της μονάδας. IV. Αυτόνομοι λέβητες βιομάζας σε κτίρια του οικιακού τομέα Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από αυτόνομο λέβητα βιομάζας σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος βιομάζας: Περιλαμβάνει το κόστος της καταναλισκόμενης βιομάζας και το κόστος συντήρησης του λέβητα βιομάζας. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος του πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος βιομάζας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από την καταναλισκόμενη βιομάζα και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 12. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 12: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 3.799 ΕΒΑ 15% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 1,38 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (50 /tn σε αντίθεση με 90 /tn του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (130 /lt σε αντίθεση με 90 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 4: Χαμηλότερη θερμογόνος δύναμη βιομάζας (3.200 kcal/kg σε αντίθεση με 3.500 kcal/kg του βασικού σεναρίου) 15

Σενάριο 5: Υψηλότερη θερμογόνος δύναμη βιομάζας (4.000 kcal/kg σε αντίθεση με 3.500 kcal/kg του βασικού σεναρίου) Σενάριο 6: Χαμηλότερο κόστος αγοράς λέβητα (3.000 σε αντίθεση με 4.000 του βασικού σεναρίου) Σενάριο 7: Υψηλότερο κόστος αγοράς λέβητα (5.000 σε αντίθεση με 4.000 του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 13. Πίνακας 13: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Σενάριο ευαισθησίας Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Σενάριο 6 Σενάριο 7 ΚΠΑ ( ) 6.632 5.452 2.146 3.450 4.264 4.924 2.675 ΕΒΑ 21% 18% 11% 14% 16% 21% 11% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 1,66 1,65 1,18 1,33 1,44 1,55 1,24 Συνεπώς, η διείσδυση των λεβήτων βιομάζας στα κτίρια του οικιακού τομέα συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. V. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για την παραγωγή ΖΝΧ από ηλεκτρικό θερμοσίφωνα με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από θερμικό ηλιακό σύστημα σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το κόστος συντήρησης του θερμικού ηλιακού συστήματος. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας. (-) Εξωτερικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από το θερμικό ηλιακό σύστημα και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 14. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. 16

Πίνακας 14: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 569 ΕΒΑ 13% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 1,48 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Χαμηλότερο κόστος αγοράς ΘΗΣ (250 /m 2 σε αντίθεση με 310 /m 2 του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Υψηλότερο κόστος αγοράς ΘΗΣ (400 /m 2 σε αντίθεση με 310 /m 2 του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα συνοψίζονται στον Πίνακα 15. Πίνακας 15: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 ΚΠΑ ( ) 719 344 ΕΒΑ 16% 9% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 1,69 1,24 Συνεπώς, η διείσδυση των θερμικών ηλιακών συστημάτων για παραγωγή ΖΝΧ στα κτίρια του οικιακού τομέα συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. VI. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ και θέρμανση χώρων Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για την παραγωγή ΖΝΧ από ηλεκτρικό θερμοσίφωνα και για τη θέρμανση χώρων από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από θερμικό ηλιακό σύστημα σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το κόστος συντήρησης του θερμικού ηλιακού συστήματος. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας και πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας, το αποφευχθέν κόστος που πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. 17

(-) Εξωτερικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από το θερμικό ηλιακό σύστημα και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας και πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και από την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 16. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 16: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) -4.002 ΕΒΑ 0% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,67 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τη διακύμανση της τιμής του πετρελαίου θέρμανσης. Πιο συγκεκριμένα, επαναλήφθηκε η ανάλυση κόστους-οφέλους θεωρώντας υψηλότερη τιμή του πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου). Τα αποτελέσματα συνοψίζονται στον Πίνακα 17. Πίνακας 17: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίου ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 ΚΠΑ ( ) -2.868 ΕΒΑ 2% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,76 Συνεπώς, η διείσδυση θερμικών ηλιακών συστημάτων για ΖΝΧ και θέρμανση στα κτίρια του οικιακού τομέα δεν συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μικρότερο της μονάδας. VII. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ, θέρμανση και ψύξη χώρων Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για την παραγωγή ΖΝΧ από ηλεκτρικό θερμοσίφωνα και για τη θέρμανση και ψύξη χώρων από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης και ψύκτη απορρόφησης αντίστοιχα με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από θερμικό ηλιακό σύστημα σε αντιπροσωπευτικό κτίριο του οικιακού τομέα. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: 18

(-) Λειτουργικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το κόστος συντήρησης του θερμικού ηλιακού συστήματος. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας και πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας και του πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης και του ψύκτη απορρόφησης. (-) Εξωτερικό κόστος θερμικού ηλιακού συστήματος: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από το θερμικό ηλιακό σύστημα και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας και πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και από την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 18. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 18: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) -13.130 ΕΒΑ -4% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,44 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τη διακύμανση της τιμής του πετρελαίου θέρμανσης. Πιο συγκεκριμένα, επαναλήφθηκε η ανάλυση κόστους-οφέλους θεωρώντας υψηλότερη τιμή του πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου). Τα αποτελέσματα συνοψίζονται στον Πίνακα 19. Πίνακας 19: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίου ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 ΚΠΑ ( ) -11.996 ΕΒΑ -3% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,49 Συνεπώς, η διείσδυση θερμικών ηλιακών συστημάτων για ΖΝΧ, θέρμανση και ψύξη στα κτίρια του οικιακού τομέα δεν συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μικρότερο της μονάδας. VIII. Μονάδα συμπαραγωγής βιομάζας Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από μονάδα συμπαραγωγής βιομάζας. 19

Επιπρόσθετα, από τη μονάδα συμπαραγωγής παράγεται ηλεκτρική ενέργεια, η οποία πωλείται στο δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (+) Έσοδα: Περιλαμβάνει τα έσοδα από την πώληση της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και θερμικής ενέργειας από τη μονάδα συμπαραγωγής. (-) Λειτουργικό κόστος μονάδας συμπαραγωγής: Περιλαμβάνει το κόστος αγοράς βιομάζας και το κόστος συντήρησης της μονάδας συμπαραγωγής. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος που πετρελαίου θέρμανσης και της ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος μονάδας συμπαραγωγής: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από τη μονάδα συμπαραγωγής και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης και ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Υπολειμματική αξία: Περιλαμβάνει την υπολειμματική αξία της μονάδας συμπαραγωγής μέχρι την ολοκλήρωση του κύκλου ζωής της. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 20. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 20: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 68.317.005 ΕΒΑ 40% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,04 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (15 /MWh σε αντίθεση με 25 /MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (35 /MWh σε αντίθεση με 25 /MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 4: Υψηλότερο ποσοστό πώλησης θερμικής ενέργειας (50% σε αντίθεση με 38% του βασικού σεναρίου) Σενάριο 5: Χαμηλότερο κόστος επένδυσης (4 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 4,6 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) 20

Σενάριο 6: Υψηλότερο κόστος επένδυσης (5,2 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 4,6 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 21. Πίνακας 21: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Σενάριο 6 ΚΠΑ ( ) 73.883.971 82.236.048 54.397.963 77.516.841 71.969.004 64.665.007 ΕΒΑ 42% 46% 33% 44% 47% 35% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,13 2,59 1,68 2,18 2,16 1,93 Συνεπώς, η κατασκευή μονάδας συμπαραγωγής με βιομάζα συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. IX. Μονάδα συμπαραγωγής βιοαερίου Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από μονάδα συμπαραγωγής βιοαερίου. Επιπρόσθετα, από τη μονάδα συμπαραγωγής παράγεται ηλεκτρική ενέργεια, η οποία πωλείται στο δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (+) Έσοδα: Περιλαμβάνει τα έσοδα από την πώληση της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας και θερμικής ενέργειας από τη μονάδα συμπαραγωγής. (-) Λειτουργικό κόστος μονάδας συμπαραγωγής: Περιλαμβάνει το κόστος αγοράς ζωικών υπολειμμάτων και το κόστος συντήρησης της μονάδας συμπαραγωγής. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος που πετρελαίου θέρμανσης και της ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος μονάδας συμπαραγωγής: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από τη μονάδα συμπαραγωγής και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης και ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Υπολειμματική αξία: Περιλαμβάνει την υπολειμματική αξία της μονάδας συμπαραγωγής μέχρι την ολοκλήρωση του κύκλου ζωής της. 21

Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 22. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 22: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 10.255.942 ΕΒΑ 41% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,10 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη τιμή κτήσης πρώτης ύλης (20 /MWh σε αντίθεση με 28 /MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερη τιμή αγοράς κτήσης πρώτης ύλης (35 /MWh σε αντίθεση με 28 /MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 4: Υψηλότερο ποσοστό πώλησης θερμικής ενέργειας (50% σε αντίθεση με 38% του βασικού σεναρίου) Σενάριο 5: Χαμηλότερο κόστος επένδυσης (4,5 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) Σενάριο 6: Υψηλότερο κόστος επένδυσης (5,5 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 23. Πίνακας 23: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Σενάριο 6 ΚΠΑ ( ) 10.954.541 11.653.305 9.033.249 11.410.431 10.661.719 9.850.164 ΕΒΑ 43% 45% 37% 45% 46% 37% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,18 2,47 1,86 2,23 2,20 2,02 Συνεπώς, η κατασκευή μονάδας συμπαραγωγής με βιοαέριο συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. X. Λέβητας βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από λέβητα βιομάζας. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: 22

(-) Λειτουργικό κόστος λέβητα βιομάζας: Περιλαμβάνει το κόστος αγοράς βιομάζας και το κόστος συντήρησης του λέβητα. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος που πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος λέβητα βιομάζας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από το λέβητα βιομάζας και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 24. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 24: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 99.677.818 ΕΒΑ 54% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,32 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (15 /MWh σε αντίθεση με 25 / MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (35 /MWh σε αντίθεση με 25 /MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 4: Υψηλότερος συντελεστής χρησιμοποίησης (50% σε αντίθεση με 38% του βασικού σεναρίου) Σενάριο 5: Χαμηλότερο κόστος επένδυσης (0,4 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 0,5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) Σενάριο 6: Υψηλότερο κόστος επένδυσης (0,6 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 0,5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 25. Πίνακας 25: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Σενάριο 6 ΚΠΑ ( ) 125.656.993 114.197.290 85.158.346 138.747.443 104.486.351 94.869.286 ΕΒΑ 66% 60% 47% 72% 68% 44% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,66 2,86 1,94 2,51 2,47 2,18 23

Συνεπώς, η κατασκευή λέβητα βιομάζας στο υφιστάμενο σύστημα τηλεθέρμανσης συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. XI. Λέβητας σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση θερμικής ενέργειας για θέρμανση χώρων, η οποία παράγεται από λέβητα πετρελαίου θέρμανσης με την παραγόμενη θερμική ενέργεια από λέβητα σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (-) Λειτουργικό κόστος λέβητα σύγκαυσης: Περιλαμβάνει το κόστος αγοράς βιομάζας και λιγνίτη και το κόστος συντήρησης του λέβητα. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το αποφευχθέν κόστος που πετρελαίου θέρμανσης και το κόστος συντήρησης του λέβητα πετρελαίου θέρμανσης. (-) Εξωτερικό κόστος λέβητα βιομάζας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από το λέβητα σύγκαυσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση πετρελαίου θέρμανσης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από το αποφευχθέν πετρέλαιο θέρμανσης και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 26. Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 26: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) 81.558.282 ΕΒΑ 52% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,19 Για τον υπολογισμό πιο αξιόπιστων αποτελεσμάτων πραγματοποιήθηκε ανάλυση ευαισθησίας ως προς τις ακόλουθες παραμέτρους: Σενάριο 1: Υψηλότερη τιμή πετρελαίου θέρμανσης (0,75 /lt σε αντίθεση με 0,57 /lt του βασικού σεναρίου) Σενάριο 2: Χαμηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (15 /MWh σε αντίθεση με 25 / MWh του βασικού σεναρίου) Σενάριο 3: Υψηλότερη τιμή αγοράς βιομάζας (35 /MWh σε αντίθεση με 25 /MWh του βασικού σεναρίου) 24

Σενάριο 4: Υψηλότερος συντελεστής χρησιμοποίησης (50% σε αντίθεση με 38% του βασικού σεναρίου) Σενάριο 5: Χαμηλότερο κόστος επένδυσης (0,4 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 0,5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) Σενάριο 6: Υψηλότερο κόστος επένδυσης (0,6 εκατ. /MWe σε αντίθεση με 0,5 εκατ. /MWe του βασικού σεναρίου) Τα αποτελέσματα των σεναρίων ευαισθησίας συνοψίζονται στον Πίνακα 27. Πίνακας 27: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους σεναρίων ευαισθησίας Δείκτες Σενάριο 1 Σενάριο 2 Σενάριο 3 Σενάριο 4 Σενάριο 5 Σενάριο 6 ΚΠΑ ( ) 103.826.146 87.905.366 75.211.199 113.821.317 85.679.881 77.436.683 ΕΒΑ 64% 55% 48% 69% 65% 43% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 2,51 2,41 2,00 2,35 2,32 2,06 Συνεπώς, η εγκατάσταση λέβητα σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο σύστημα τηλεθέρμανσης συνιστάται λαμβάνοντας υπόψη το σύνολο των οικονομικών και κοινωνικών συνιστωσών κόστους και οφέλους, αφού εμφανίζει δείκτη Οφέλους/Κόστους μεγαλύτερο της μονάδας. XII. Τηλεψύξη Το συγκεκριμένο σενάριο αφορά την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας για ψύξη χώρων, η οποία παράγεται από αυτόνομες κλιματιστικές μονάδες διαιρούμενου τύπου με την παραγόμενη ενέργεια από ψύκτη απορρόφησης. Ο ψύκτης απορρόφησης θα εγκατασταθεί στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης. Οι συνιστώσες κόστους και οφέλους, οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάλυση κόστους οφέλους, είναι οι ακόλουθες: (+) Έσοδα: Περιλαμβάνει τα έσοδα από την πώληση της παραγόμενης ψυκτικής ενέργειας. (-) Λειτουργικό κόστος τηλεψύξης: Περιλαμβάνει το κόστος αγοράς θερμότητας και το κόστος συντήρησης του ψύκτη απορρόφησης. (+) Λειτουργικό όφελος από την υποκατάσταση ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το κόστος της αποφευχθείσας ηλεκτρικής ενέργειας και το κόστος συντήρησης των αυτόνομων κλιματιστικών μονάδων διαιρούμενου τύπου. (-) Εξωτερικό κόστος τηλεψύξης: Περιλαμβάνει το εξωτερικό κόστος από την παραγόμενη ψυκτική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. (+) Εξωτερικό όφελος από την υποκατάσταση της ηλεκτρικής ενέργειας: Περιλαμβάνει το εξωτερικό όφελος από την αποφευχθείσα ηλεκτρική ενέργεια και αφορά επιπτώσεις στην κλιματική αλλαγή, στην ανθρώπινη υγεία, στα οικοσυστήματα κα. Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους παρουσιάζονται στον Πίνακα 28. 25

Οι παραδοχές και οι χρηματοροές της συγκεκριμένης ανάλυσης παρατίθενται στο Παράρτημα Ι. Πίνακας 28 Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους ΚΠΑ ( ) -144.645 ΕΒΑ 3% Δείκτης Οφέλους/Κόστους 0,92 XIII. Σύνοψη Τα αποτελέσματα από την ανάλυση κόστους-οφέλους συνοψίζονται στον Πίνακα 29 μαζί με τη διακύμανση του δείκτη οφέλους-κόστους βάσει των σεναρίων ευαισθησίας που εξετάστηκαν. Πίνακας 29: Αποτελέσματα ανάλυσης κόστους-οφέλους Τεχνολογίες ΑΠΕ Δείκτης Οφέλους/Κόστους Διακύμανση Λέβητας βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης 2,32 1,94-2,86 Λέβητας σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης 2,19 2,00-2,51 Μονάδα συμπαραγωγής βιοαερίου 2,10 1,86-2,47 Μονάδα συμπαραγωγής βιομάζας 2,04 1,68-2,59 Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ 1,48 1,24-1,69 Αυτόνομοι λέβητες βιομάζας σε κτίρια του οικιακού τομέα 1,38 1,18-1,66 Τηλεψύξη 0,92 - Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με οριζόντιους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα 0,81 0,77-0,95 Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού 0,73 0,70-0,85 τομέα Αεροθερμικές αντλίες θερμότητας σε κτίρια του οικιακού τομέα 0,70 0,64-0,84 Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ και θέρμανση χώρων 0,67 0,67-0,76 Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ, θέρμανση και ψύξη χώρων 0,44 0,44-0,49 Σύμφωνα με τα αποτελέσματα η εγκατάσταση λέβητα βιομάζας και λέβητα σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης αποτελούν τις πιο αποδοτικές λύσεις για θέρμανση και ψύξη. Επιπρόσθετα, άλλες αποδοτικές λύσεις λαμβάνοντας υπόψη τα κοινωνικά οφέλη και κόστη είναι οι μονάδες συμπαραγωγής με βιομάζα και βιοαέριο, τα θερμικά ηλιακά συστήματα για παραγωγή ΖΝΧ και οι αυτόνομοι λέβητες βιομάζας υψηλής απόδοσης. 26

6. Μέτρα πολιτικής του περιφερειακού πλάνου Τα μέτρα πολιτικής, τα οποία θα ενταχθούν στο περιφερειακό πλάνο θέρμανση και ψύξης από ΑΠΕ, σύμφωνα με τα αποτελέσματα της ανάλυσης κόστους-οφέλους είναι τα ακόλουθα: Μέτρο 1: Εγκατάσταση λεβήτων σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Στόχος: Εγκατάσταση δυο λεβήτων σύγκαυσης συνολικής ισχύος 30 MWth έως το 2024 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω του ΕΣΠΑ (τόσο της προγραμματικής περιόδου 2014-2020, όσο και της επόμενης) Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: 2020: εγκατάσταση 1 ου λέβητα, 2024: εγκατάσταση 2 ου λέβητα Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 15 εκατ. Μέτρο 2: Εγκατάσταση λεβήτων βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Στόχος: Εγκατάσταση δυο λεβήτων συνολικής ισχύος 35 MWth έως το 2024 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω του ΕΣΠΑ (τόσο της προγραμματικής περιόδου 2014-2020, όσο και της επόμενης) Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: 2020: εγκατάσταση 1 ου λέβητα, 2024: εγκατάσταση 2 ου λέβητα Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 17,5 εκατ. Μέτρο 3: Προώθηση αυτόνομων λεβήτων βιομάζας στον οικιακό τομέα Στόχος: Εγκατάσταση 10.000 λεβήτων σε κτίρια του οικιακού τομέα έως το 2030 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω του ΕΣΠΑ 2014-2020 και Επιχειρήσεων Ενεργειακών Υπηρεσιών Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: Εγκατάσταση περίπου 700 λεβήτων σε ετήσια βάση Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 40 εκατ. Μέτρο 4: Εγκατάσταση μονάδας συμπαραγωγής βιοαερίου Στόχος: Εγκατάσταση μιας μονάδας συμπαραγωγής συνολικής ηλεκτρικής ισχύος 0,5 MWe έως το 2030 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω συνεταιριστικής επιχείρησης ή ιδιώτη επενδυτή Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: Εγκατάσταση έως το 2020 Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 2,5 εκατ. 27

Μέτρο 5: Εγκατάσταση μονάδας συμπαραγωγής βιομάζας Στόχος: Εγκατάσταση μιας μονάδας συμπαραγωγής συνολικής ηλεκτρικής ισχύος 3,8 MWe έως το 2025 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω συνεταιριστικής επιχείρησης ή ιδιώτη επενδυτή Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: Εγκατάσταση έως το 2025 Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 17,3 εκατ. Μέτρο 6: Προώθηση θερμικών ηλιακών συστημάτων για την παραγωγή ΖΝΧ στον οικιακό τομέα Στόχος: Εγκατάσταση 40.000 θερμικών ηλιακών συστημάτων σε κτίρια του οικιακού τομέα έως το 2030 Μηχανισμός χρηματοδότησης: Μέσω του ΕΣΠΑ 2014-2020 και Επιχειρήσεων Ενεργειακών Υπηρεσιών Χρονοδιάγραμμα υλοποίησης: Εγκατάσταση περίπου 2.800 συστημάτων σε ετήσια βάση Εκτιμώμενος προϋπολογισμός: 31,2 εκατ. Η υλοποίηση των παραπάνω μέτρων πολιτικής αναμένεται να αυξήσει την υφιστάμενη διείσδυση των ΑΠΕ από 21% το 2012 σε 34% το 2030 στον οικιακό και τριτογενή τομέα. Ο συνολικός προϋπολογισμός των συγκεκριμένων μέτρων ανέρχεται σε 123,5 εκατ.. Το πετρέλαιο θέρμανσης αναμένεται να υποκατασταθεί σε ποσοστό 38% στους συγκεκριμένους τομείς, ενώ η εκμετάλλευση του υφιστάμενου δυναμικού βιομάζας αναμένεται να ανέλθει σε 55% του συνολικού δυναμικού που εκτιμήθηκε στο πλαίσιο της χαρτογράφησης στην περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας. Ωστόσο κρίσιμη παράμετρος για την αποτελεσματική αξιοποίηση της διαθέσιμης βιομάζας αποτελεί η ανάπτυξη των κατάλληλων εφοδιαστικών αλυσίδα προμήθειας της πρώτης ύλης. Τέλος, το διαθέσιμο δυναμικό βιοαερίου αναμένεται να αξιοποιηθεί σε ποσοστό 27%, ενώ η διείσδυση των θερμικών ηλιακών συστημάτων θα διπλασιαστεί σε σχέση με τα σημερινά επίπεδα. 7. Παρακολούθηση περιφερειακού πλάνου Για την αποτελεσματική παρακολούθηση του περιφερειακού πλάνου απαιτείται η ποσοτικοποίηση των δεικτών που παρατίθενται στον Πίνακα 30. Οι δείκτες παρακολούθησης, οι οποίοι θα προσδιορίζονται σε ετήσια βάση, περιλαμβάνουν: 1. Τον αριθμό των μονάδων και συστημάτων ΑΠΕ που θα εγκατασταθούν 28

2. Την εγκατεστημένη ισχύ των μονάδων και συστημάτων ΑΠΕ που θα εγκατασταθούν 3. Την παραγόμενη θερμική ενέργεια (MWh) 4. Το κόστος υλοποίησης των απαιτούμενων επενδύσεων ( ) 5. Τον αριθμό των ωφελούμενων νοικοκυριών δηλώνοντας το ποσοστό των νοικοκυριών, τα οποία βρίσκονται σε κατάσταση ενεργειακής φτώχειας. Η Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας θα είναι υπεύθυνη για την υλοποίηση του περιφερειακού πλάνου με την τεχνική υποστήριξη της ΑΝΚΟ ΑΕ. Για την αποτελεσματικότερη υλοποίηση του συγκεκριμένου πλάνου θα υπογραφεί μνημόνιο συνεργασίας μεταξύ των εμπλεκομένων μερών όπου θα περιγράφεται ο ρόλος και η συνεισφορά τους. Ο βαθμός υλοποίησης του πλάνου θα αξιολογείται σε ετήσια βάση, ενώ ενδέχεται να αναπροσαρμόζεται κατά τον εντοπισμό αποκλίσεων με την προώθηση άλλων μέτρων πολιτικής, τα οποία θα είναι βιώσιμα σε όρους κόστους και οφέλους. Βασική προϋπόθεση για την αξιόπιστη παρακολούθηση των επενδύσεων είναι η ανάπτυξη ενός συστήματος συλλογής των απαιτούμενων δεδομένων για την αξιολόγηση τους. Ειδικότερα για την περίπτωση των Μέτρων 3 και 5 πρέπει να συσταθεί ένα ολοκληρωμένο σύστημα με τη συμμετοχή όλων των εμπλεκομένων μερών. Επιπρόσθετα, ειδικές ομάδες εργασίας θα συσταθούν με σκοπό την ποσοτικοποίηση και άλλων εξωτερικοτήτων, είτε θετικών είτε αρνητικών, ώστε να αξιολογηθούν ρεαλιστικότερα οι τεχνολογίες θέρμανσης και ψύξης. Ιδιαίτερη έμφαση θα δοθεί στην οικονομική αποτίμηση των επιπτώσεων στην απασχόληση, στην αύξηση της τοπικής προστιθέμενης αξίας και της διασφάλισης της ενεργειακής τροφοδοσίας. Τα αποτελέσματα της ανάλυσης κόστους-οφέλους δύνανται να επικαιροποιηθούν λαμβάνοντας υπόψη τις νέες τιμές των εξωτερικοτήτων που θα ποσοτικοποιηθούν. Σε κάθε περίπτωση η συμμετοχή των εμπλεκομένων μερών στον μηχανισμό παρακολούθησης και στην ενδεχόμενη αναθεώρηση των μέτρων κρίνεται επιτακτική ώστε να διασφαλιστεί η ευρεία συναίνεση αναφορικά με τα μέτρα πολιτικής που θα εφαρμοστούν. Τέλος, το περιφερειακό πλάνο δύναται να επικαιροποιηθεί σε περίπτωση κατά την οποία πραγματοποιηθούν έργα στρατηγικής σημασίας στην περιφέρεια όπως ενδεικτικά είναι η επέκταση του εθνικού δικτύου μεταφοράς φυσικού αερίου, η κατασκευή νέων δικτύων τηλεθέρμανσης ή η επέκταση υφιστάμενων κα. 29

Πίνακας 30: Δείκτες παρακολούθησης περιφερειακού πλάνου 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Σύνολο Μέτρο 1: Εγκατάσταση λεβήτων βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Αριθμός μονάδων Ισχύς (MW) Ενέργεια (MWh) Κόστος ( ) Νοικοκυριά Μέτρο 2: Εγκατάσταση λεβήτων σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Αριθμός μονάδων Ισχύς (MW) Ενέργεια (MWh) Κόστος ( ) Νοικοκυριά Μέτρο 3: Προώθηση αυτόνομων λεβήτων βιομάζας στον οικιακό τομέα Συστήματα Ενέργεια (MWh) Κόστος ( ) Νοικοκυριά Μέτρα 4 και 5: Εγκατάσταση μονάδων συμπαραγωγής βιοαερίου και βιομάζας Αριθμός μονάδων Ισχύς (MW) Ενέργεια (MWh) Κόστος ( ) Νοικοκυριά Μέτρο 5: Προώθηση θερμικών ηλιακών συστημάτων για την παραγωγή ΖΝΧ στον οικιακό τομέα Συστήματα Ενέργεια (MWh) Κόστος ( ) Νοικοκυριά 30

Συμπεράσματα Το περιφερειακό πλάνο για θέρμανση και ψύξη από ΑΠΕ στην Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας αποσκοπεί τόσο στη διατήρηση, όσο και στην ενίσχυση του ρόλου της εν λόγω περιφέρειας ως το ενεργειακό κέντρο της Ελλάδας. Αυτό δύναται να επιτευχθεί από το συνδυασμό της υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ και την περαιτέρω αξιοποίηση των λιγνιτικών κοιτασμάτων και των υφιστάμενων δικτύων τηλεθέρμανσης. Η χαρτογράφηση του δυναμικού της προσφερόμενης θερμικής ενέργειας από ΑΠΕ επιβεβαίωσε ότι υφίστανται σημαντικά περιθώρια αξιοποίησης του προκαλώντας πολύ σημαντικά οφέλη σε τοπική κλίμακα. Αυτή η συνδυασμένη χρήση ΑΠΕ, λιγνίτη και δικτύων τηλεθέρμανσης έχει ως αποτέλεσμα τη σημαντική βελτίωση της απόδοσης των συστημάτων θέρμανσης και ψύξης, σύμφωνα με τις απαιτήσεις της Οδηγίας 27/2012/ΕΕ για την ενεργειακή απόδοση και πιο συγκεκριμένα με το Άρθρο 14 αναφορικά με την αποδοτική θέρμανση και ψύξη. Η εφαρμογή του περιφερειακού πλάνου αναμένεται να οδηγήσει σε σημαντική αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ στην περιφέρεια, συμβάλλοντας στην επίτευξη των εθνικών στόχων για το 2020 και το 2030, σε μείωση των εκπομπών CO 2 και σε αύξηση της εξοικονομηθείσας πρωτογενούς ενέργειας. Επιπρόσθετα, θα συμβάλλει στη βελτίωση της ενεργειακής τροφοδοσίας και στην απεξάρτηση από τα ορυκτά καύσιμα, θα οδηγήσει σε αύξηση της απασχόλησης και της περιφερειακής και τοπικής προστιθέμενης αξίας, ενώ θα στοχεύσει και στην προστασία των νοικοκυριών που πλήττονται από το φαινόμενο της ενεργειακής φτώχειας διευκολύνοντας την εγκατάσταση συστημάτων θέρμανσης και ψύξης από ΑΠΕ. Πιο συγκεκριμένα, η υλοποίηση των μέτρων πολιτικής που περιλαμβάνονται στο περιφερειακό πλάνο αναμένεται να αυξήσει την υφιστάμενη διείσδυση των ΑΠΕ στον οικιακό και τριτογενή τομέα από 21% το 2012 σε 34% το 2030. Από την εφαρμογή των προβλεπόμενων μέτρων το πετρέλαιο θέρμανσης αναμένεται να υποκατασταθεί σε ποσοστό 38%, ενώ η εκμετάλλευση του υφιστάμενου δυναμικού βιομάζας αναμένεται να ανέλθει σε 55% του συνολικού δυναμικού που εκτιμήθηκε στο πλαίσιο της χαρτογράφησης του αντίστοιχου δυναμικού. Ο συνολικός προϋπολογισμός των μέτρων πολιτικής που περιλαμβάνονται στο περιφερειακό πλάνο ανέρχεται σε 123,5 εκατ.. Επιπρόσθετα, τέθηκε στόχος υλοποίησης μέτρων πολιτικής κατ ελάχιστον σε ποσοστό 10% σε νοικοκυριά, τα οποία πλήττονται από το φαινόμενο της ενεργειακής φτώχειας. Η ανάπτυξη ενός μηχανισμού παρακολούθησης της εφαρμογής των προβλεπόμενων μέτρων είναι αναγκαία για την επιτυχή εφαρμογή του περιφερειακού πλάνου, ενώ η ενδεχόμενη αναθεώρηση του πρέπει να διερευνάται και να υλοποιείται σε ετήσια βάση. Σε κάθε περίπτωση η συμμετοχή των εμπλεκομένων μερών στον μηχανισμό παρακολούθησης και στην ενδεχόμενη αναθεώρηση των μέτρων πολιτικής κρίνεται επιτακτική, ώστε να διασφαλιστεί η ευρεία συναίνεση αναφορικά με τα μέτρα πολιτικής που θα εφαρμοστούν. Τέλος, η υλοποίηση επενδύσεων σε υποδομές, όπως για παράδειγμα είναι η επέκταση του υφιστάμενου δικτύου τηλεθέρμανσης, η επέκταση του εθνικού δικτύου μεταφοράς φυσικού αερίου και η ανάπτυξη εφοδιαστικών αλυσίδων συλλογής και τροφοδοσίας της βιομάζας θεωρείται απαραίτητη προϋπόθεση ώστε να αυξηθεί η αποτελεσματικότητα του υφιστάμενου περιφερειακού σχεδίου για την Περιφέρεια της Δυτικής Μακεδονίας. 31

Παράρτημα Ι: Ανάλυση Κόστους-Οφέλους Στο συγκεκριμένο παράρτημα παρουσιάζονται οι παραδοχές και οι υπολογιζόμενες χρηματοροές της ανάλυσης κόστους-οφέλους για όλες τις εξεταζόμενες τεχνολογίες ΑΠΕ για θέρμανση και ψύξη. Επισημαίνεται ότι τόσο τα κόστη ενέργειας, όσο και τα κόστη επένδυσης και λειτουργίας δεν περιλαμβάνουν άμεσους φόρους κατά την εκπόνηση της ανάλυσης κόστους-οφέλους. I. Αεροθερμικές αντλίες θερμότητας σε κτίρια του οικιακού τομέα Πίνακας 31: Παραδοχές βασικού σεναρίου Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt COP αντλίας θερμότητας 3,5 Κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας 6.000 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος αντλίας θερμότητας 12,5 /ΜWh Κόστος συντήρησης υφιστάμενου συστήματος 100 Κόστος συντήρησης αντλίας θερμότητας 1 2% % Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Έτος Πίνακας 32: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Κόστος επένδυσης Καθαρή Χρηματοροή 0 0 0 0 0-6.000-6.000 1 583 820 346 135 448 2 583 820 346 135 448 3 583 820 346 135 448 4 583 820 346 135 448 5 583 820 346 135 448 6 583 820 346 135 448 7 583 820 346 135 448 8 583 820 346 135 448 9 583 820 346 135 448 1 % του κόστους επένδυσης 32

Έτος Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Κόστος επένδυσης Καθαρή Χρηματοροή 10 583 820 346 135 448 11 583 820 346 135-6.000-5.552 12 583 820 346 135 448 13 583 820 346 135 448 14 583 820 346 135 448 15 583 820 346 135 448 16 583 820 346 135 448 17 583 820 346 135 448 18 583 820 346 135 448 19 583 820 346 135 448 20 583 820 346 135 448 Σύνολο 7.264 10.218 4.307 1.682-11.714 2.071 Εξαιτίας του γεγονότος ότι η διάρκεια ζωής των αεροθερμικών αντλιών θερμότητας έχει οριστεί στα 10 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03-2011) και σε συνδυασμό με το χρονικό ορίζοντα της ανάλυσης κόστους-οφέλους (20 έτη) θεωρήθηκε η αντικατάσταση τους το 11 ο έτος της ανάλυσης συνυπολογίζοντας το αντίστοιχο κόστος. II. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με παράλληλους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα Πίνακας 33: Παραδοχές βασικού σεναρίου Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt COP αντλίας θερμότητας 5 Κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας 12.000 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος αντλίας θερμότητας 12,5 /ΜWh Κόστος συντήρησης υφιστάμενου συστήματος 100 Κόστος συντήρησης αντλίας θερμότητας 2 2% % Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Υπολειμματική αξία 3 20% % Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % 2 % του κόστους επένδυσης 3 % του κόστους επένδυσης 33

Πίνακας 34: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Υπολλειματική αξία Καθαρή Χρηματοροή Έτος 0-12.000 1 564 820 346 135 467 2 564 820 346 135 467 3 564 820 346 135 467 4 564 820 346 135 467 5 564 820 346 135 467 6 564 820 346 135 467 7 564 820 346 135 467 8 564 820 346 135 467 9 564 820 346 135 467 10 564 820 346 135 467 11 564 820 346 135 467 12 564 820 346 135 467 13 564 820 346 135 467 14 564 820 346 135 467 15 564 820 346 135 467 16 564 820 346 135 467 17 564 820 346 135 467 18 564 820 346 135 467 19 564 820 346 135 467 20 564 820 346 135 2.400 2.867 Σύνολο 7.029 10.218 4.307 1.682 2.286 6.718 Εξαιτίας του γεγονότος ότι η διάρκεια ζωής των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας έχει οριστεί στα 25 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03-2011) και σε συνδυασμό με το χρονικό ορίζοντα της ανάλυσης κόστουςοφέλους (20 έτη) θεωρήθηκε υπολειμματική αξία 20% του κόστους επένδυσης. III. Γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κύκλου με κατακόρυφους γεωεναλλάκτες σε κτίρια του οικιακού τομέα Πίνακας 35: Παραδοχές βασικού σεναρίου Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt COP αντλίας θερμότητας 5 Κόστος αγοράς αντλίας θερμότητας 14.400 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος αντλίας θερμότητας 12,5 /ΜWh 34

Κόστος συντήρησης υφιστάμενου συστήματος 100 Κόστος συντήρησης αντλίας θερμότητας 4 2% % Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Υπολειμματική αξία 5 20% Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Πίνακας 36: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Υπολλειματική αξία Καθαρή Χρηματοροή Έτος 0-14.400 1 612 820 346 135 419 2 612 820 346 135 419 3 612 820 346 135 419 4 612 820 346 135 419 5 612 820 346 135 419 6 612 820 346 135 419 7 612 820 346 135 419 8 612 820 346 135 419 9 612 820 346 135 419 10 612 820 346 135 419 11 612 820 346 135 419 12 612 820 346 135 419 13 612 820 346 135 419 14 612 820 346 135 419 15 612 820 346 135 419 16 612 820 346 135 419 17 612 820 346 135 419 18 612 820 346 135 419 19 612 820 346 135 419 20 612 820 346 135 2.880 3.299 Σύνολο 7.627 10.218 4.307 1.682 2.743 6.301 Εξαιτίας του γεγονότος ότι η διάρκεια ζωής των γεωθερμικών αντλιών θερμότητας έχει οριστεί στα 25 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03-2011) και σε συνδυασμό με το χρονικό ορίζοντα της ανάλυσης κόστουςοφέλους (20 έτη) θεωρήθηκε υπολειμματική αξία 20% του κόστους επένδυσης. 4 % του κόστους επένδυσης 5 % του κόστους επένδυσης 35

IV. Λέβητες βιομάζας σε κτίρια του οικιακού τομέα Πίνακας 37: Παραδοχές βασικού σεναρίου Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Βαθμός απόδοσης νέου λέβητα βιομάζας 80% % Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Κόστος αγοράς βιομάζας 90 /tn Κόστος αγοράς λέβητα 4.000 Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος λεβήτων 11,2 /ΜWh Κόστος συντήρησης υφιστάμενου συστήματος 50 Κόστος συντήρησης λέβητα 1% % Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Θερμογόνος δύναμη βιομάζας 3.500 kcal/kg Πίνακας 38: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Έτος Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Καθαρή Χρηματοροή 0-4.000 1 338 770 346 151 626 2 338 770 346 151 626 3 338 770 346 151 626 4 338 770 346 151 626 5 338 770 346 151 626 6 338 770 346 151 626 7 338 770 346 151 626 8 338 770 346 151 626 9 338 770 346 151 626 10 338 770 346 151 626 11 338 770 346 151 626 12 338 770 346 151 626 13 338 770 346 151 626 14 338 770 346 151 626 15 338 770 346 151 626 16 338 770 346 151 626 17 338 770 346 151 626 18 338 770 346 151 626 19 338 770 346 151 626 20 338 770 346 151 626 36

Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Χρηματοροή Σύνολο 4.218 9.595 4.307 1.884 7.799 Η διάρκεια ζωής των λεβήτων βιομάζας έχει οριστεί στα 20 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03-2011). V. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ Πίνακας 39: Παραδοχές Αριθμός ατόμων ανά νοικοκυριό 2,6 άτομα (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Ποσοστό κάλυψης ΖΝΧ από ΘΗΣ 60% % Κατανάλωση ενέργειας ανά άτομο 535 kwh (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Τυπικό σύστημα για ΖΝΧ 2,5 m 2 Κόστος τυπικού συστήματος 310 /m 2 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Συντελεστής εκπομπών CO 2 -ηλεκτρισμός 0,989 kgco2/kwh (Πηγή: ΥΑ Δ6/Β/οικ. 5825 2010) Κόστος εκπομπών 19 /tn (Πηγή: CASES 2008) Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Κόστος συντήρησης ΘΗΣ 25 Εξωτερικό κόστος ΘΗΣ 9,6 /ΜWh Πίνακας 40: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Χρηματοροή 0-775 1 25 125 16 8 108 2 25 125 16 8 108 3 25 125 16 8 108 4 25 125 16 8 108 5 25 125 16 8 108 6 25 125 16 8 108 7 25 125 16 8 108 8 25 125 16 8 108 9 25 125 16 8 108 10 25 125 16 8 108 11 25 125 16 8 108 12 25 125 16 8 108 13 25 125 16 8 108 14 25 125 16 8 108 15 25 125 16 8 108 37

Έτος Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Καθαρή Χρηματοροή 16 25 125 16 8 108 17 25 125 16 8 108 18 25 125 16 8 108 19 25 125 16 8 108 20 25 125 16 8 108 Σύνολο 312 1.560 195 100 1.344 Η διάρκεια ζωής των θερμικών ηλιακών συστημάτων έχει οριστεί στα 20 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03- 2011). VI. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ και θέρμανση χώρων Πίνακας 41: Παραδοχές βασικού σεναρίου Αριθμός ατόμων ανά νοικοκυριό 2,6 άτομα (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Ποσοστό κάλυψης ΖΝΧ από ΘΗΣ 97% % Κατανάλωση ενέργειας ανά άτομο 535 kwh (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Τυπικό σύστημα για ΖΝΧ 35 m 2 Κόστος τυπικού συστήματος 310 /m 2 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Συντελεστής εκπομπών CO 2 -ηλεκτρισμός 0,989 kgco2/kwh (Πηγή: ΥΑ Δ6/Β/οικ. 5825 2010) Κόστος εκπομπών CO 2 19 /tn (Πηγή: CASES 2008) Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Ποσοστό κάλυψης θέρμανσης από ηλιακό 40% % Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Συντελεστής εκπομπών CO 2 -πετρέλαιο θέρμανσης 0,264 kgco2/kwh (Πηγή: ΥΑ Δ6/Β/οικ. 5825 2010) Κόστος συντήρησης ΘΗΣ 50 Εξωτερικό κόστος ΘΗΣ 9,6 /ΜWh Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % 38

Πίνακας 42: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Έτος Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Καθαρή Χρηματοροή 0-10.850 1 50 490 164 54 550 2 50 490 164 54 550 3 50 490 164 54 550 4 50 490 164 54 550 5 50 490 164 54 550 6 50 490 164 54 550 7 50 490 164 54 550 8 50 490 164 54 550 9 50 490 164 54 550 10 50 490 164 54 550 11 50 490 164 54 550 12 50 490 164 54 550 13 50 490 164 54 550 14 50 490 164 54 550 15 50 490 164 54 550 16 50 490 164 54 550 17 50 490 164 54 550 18 50 490 164 54 550 19 50 490 164 54 550 20 50 490 164 54 550 Σύνολο 623 6.111 2.039 678 6.848 Η διάρκεια ζωής των θερμικών ηλιακών συστημάτων έχει οριστεί στα 20 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03- 2011). VII. Θερμικά ηλιακά συστήματα σε κτίρια του οικιακού τομέα για ΖΝΧ, θέρμανση και ψύξη χώρων Πίνακας 43: Παραδοχές βασικού σεναρίου Αριθμός ατόμων ανά νοικοκυριό 2,6 άτομα (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Ποσοστό κάλυψης ΖΝΧ από ΘΗΣ 97% % Κατανάλωση ενέργειας ανά άτομο 535 kwh (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Τυπικό σύστημα για ΖΝΧ 35 m 2 Κόστος τυπικού συστήματος 310 /m 2 Κόστος συστήματος ψύξης 11.000 Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας 0,15 /kwh (Πηγή: ΡΑΕ 2016) Συντελεστής εκπομπών CO 2 -ηλεκτρισμός 0,989 kgco2/kwh (Πηγή: ΥΑ Δ6/Β/οικ. 5825 2010) Κόστος εκπομπών CO 2 19 /tn (Πηγή: CASES 2008) 39

Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Ποσοστό κάλυψης θέρμανσης από ηλιακό 40% % Μέσο εμβαδόν κατοικίας 90 m 2 Μέση κατανάλωση θερμικής ενέργειας 120 kwh/m 2 Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Συντελεστής εκπομπών CO 2 -πετρέλαιο θέρμανσης 0,264 kgco2/kwh (Πηγή: ΥΑ Δ6/Β/οικ. 5825 2010) Κόστος συντήρησης ΘΗΣ 50 Εξωτερικό κόστος ΘΗΣ 9,6 /ΜWh Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % COP υφιστάμενων συστημάτων ψύξης 1,5 (Πηγή: ΤΟΤΕΕ 2012) Μέση ειδική κατανάλωση ψυκτικής ενέργειας 16 kwh/m 2 Πίνακας 44: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Έτος Λειτουργικό Κόστος Λειτουργικό Όφελος Εξωτερικό Όφελος Εξωτερικό Κόστος Καθαρή Χρηματοροή 0-21.850 1 50 636 182 68 700 2 50 636 182 68 700 3 50 636 182 68 700 4 50 636 182 68 700 5 50 636 182 68 700 6 50 636 182 68 700 7 50 636 182 68 700 8 50 636 182 68 700 9 50 636 182 68 700 10 50 636 182 68 700 11 50 636 182 68 700 12 50 636 182 68 700 13 50 636 182 68 700 14 50 636 182 68 700 15 50 636 182 68 700 16 50 636 182 68 700 17 50 636 182 68 700 18 50 636 182 68 700 19 50 636 182 68 700 20 50 636 182 68 700 Σύνολο 623 7.930 2.267 853 8.720 Η διάρκεια ζωής των θερμικών ηλιακών συστημάτων έχει οριστεί στα 20 έτη (ΥΑ Δ6/7094/30-03- 2011). 40

VIII. Μονάδα συμπαραγωγής βιομάζας Πίνακας 45: Παραδοχές βασικού σεναρίου Βαθμός θερμικής απόδοσης 50% % (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Βαθμός Ηλεκτρικής απόδοσης 25% % (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Θερμική ισχύς 2,5 ΜWth Ηλεκτρικής ισχύς 1,3 ΜWe Κόστος επένδυσης 4,6 εκατ. /ΜWe (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος ΣΗΘΥΑ - Θερμότητα 4,3 /ΜWh Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Τιμή πώλησης ηλεκτρισμού 168 /MWh Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας 43,5 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Τιμή καυσίμου 25 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Ποσοστό πώλησης θερμικής ενέργειας 38% % Συντελεστής χρησιμοποίησης 85% % (Πηγή: IRENA 2015) Κόστος λειτουργίας και συντήρησης 5% % (Πηγή: IRENA 2015) Υπολειμματική αξία 3% % Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Εξωτερικό κόστος λιγνιτικής μονάδας 25,8 /ΜWh (Πηγή: CASES 2008) Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας - ΟΤΣ (Μέση τιμή 2013- /kwh 0,050 Μάρτιος 2016) (Πηγή: ΑΔΜΗΕ) Πίνακας 46: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Υπολ/κή Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Αξία Χρηματοροή 0-17.250.000 1 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 2 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 3 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 4 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 5 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 6 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 41

Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Υπολ/κή Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Αξία Χρηματοροή 7 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 8 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 9 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 10 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 11 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 12 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 13 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 14 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 15 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 16 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 17 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 18 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 19 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 0 6.866.118 20 5.446.563 3.654.750 2.806.998 2.507.441 240.134 517.500 6.866.118 Σύνολο 67.876.212 45.546.263 34.981.400 31.248.251 2.992.594 195.040 85.567.005 IX. Μονάδα συμπαραγωγής βιοαερίου Πίνακας 47: Παραδοχές βασικού σεναρίου Βαθμός θερμικής απόδοσης 50% % (Πηγή: IRENA 2015) Βαθμός Ηλεκτρικής απόδοσης 25% % (Πηγή: IRENA 2015) Θερμική ισχύς 1,5 ΜWth Ηλεκτρικής ισχύς 0,8 ΜWe Κόστος επένδυσης 5 εκατ. /ΜWe (Πηγή: IRENA 2015) Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος ΣΗΘΥΑ - Θερμότητα 4,3 /ΜWh Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2015) Τιμή πώλησης ηλεκτρισμού 225 /MWh Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας 43,5 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Τιμή καυσίμου 28 /MWh (Πηγή: IRENA 2015) Ποσοστό πώλησης θερμικής ενέργειας 38% % Συντελεστής χρησιμοποίησης 85% % (Πηγή: IRENA 2015) Κόστος λειτουργίας και συντήρησης 5% % (Πηγή: IRENA 2015) Υπολειμματική αξία 3% % 42

Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Εξωτερικό κόστος λιγνιτικής μονάδας 25,8 /ΜWh (Πηγή: CASES 2008) Κόστος ηλεκτρικής ενέργειας - ΟΤΣ (Μέση τιμή 2013- /kwh 0,050 Μάρτιος 2016) (Πηγή: ΑΔΜΗΕ) Πίνακας 48: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους-οφέλους βασικού σεναρίου Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Υπολ/κή Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Αξία Χρηματοροή 0-2.500.000 1 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 2 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 3 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 4 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 5 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 6 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 7 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 8 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 9 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 10 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 11 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 12 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 13 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 14 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 15 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 16 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 17 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 18 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 19 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 0 1.023.570 20 904.242 517.448 352.251 314.659 30.134 75.000 1.023.570 Σύνολο 11.268.857 6.448.546 4.389.823 3.921.349 375.541 28.267 12.755.942 X. Λέβητας βιομάζας στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Πίνακας 49: Παραδοχές βασικού σεναρίου Ισχύς 35 ΜW Βαθμός θερμικής απόδοσης 85% % (Πηγή: IRENA 2015) Κόστος επένδυσης 0,5 εκατ. /ΜW Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας 43,5 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Τιμή καυσίμου 25 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Συντελεστής χρησιμοποίησης 38% % 43

Κόστος λειτουργίας και συντήρησης 3% % (Πηγή: IRENA 2015) Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος λεβήτων 12,5 /ΜWh Πίνακας 50: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους οφέλους βασικού σεναρίου Έτος Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Καθαρή Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Χρηματοροή 0-17.500.000 1 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 2 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 3 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 4 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 5 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 6 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 7 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 8 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 9 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 10 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 11 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 12 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 13 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 14 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 15 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 16 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 17 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 18 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 19 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 20 4.307.883 3.437.700 6.601.348 3.169.018 1.237.898 9.402.651 Σύνολο 53.685.748 42.841.340 82.267.386 39.492.964 15.426.939 117.177.818 XI. Λέβητας σύγκαυσης βιομάζας και λιγνίτη στο υφιστάμενο δίκτυο τηλεθέρμανσης Πίνακας 51: Παραδοχές βασικού σεναρίου Ισχύς 30 ΜW Βαθμός θερμικής απόδοσης 85% % Κόστος επένδυσης 0,5 εκατ. /ΜW Επιτόκιο προεξόφλησης 5% % 44

Τιμή πώλησης θερμικής ενέργειας 43,5 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Τιμή καυσίμου-βιομάζα 25 /MWh (Πηγή: ΕΚΕΤΑ & ΠΔΜ 2014) Τιμή καυσίμου-λιγνίτης 28 /tn Θερμογόνος δύναμη λιγνίτη 1,396 ΜWh/tn Ποσοστό βιομάζας 51% % Ποσοστό λιγνίτη 49% % Συντελεστής χρησιμοποίησης 38% % Κόστος λειτουργίας και συντήρησης 3% % (Πηγή: IRENA 2015) Θερμογόνος δύναμη πετρελαίου θέρμανσης 10,06 kwh/lt Κόστος πετρελαίου θέρμανσης 0,57 /lt (Πηγή: ΥΠΑΝ 2016) Βαθμός απόδοσης υφιστάμενου λέβητα πετρελαίου 85% % Εξωτερικό κόστος συστημάτων πετρελαίου 27,2 /ΜWh Εξωτερικό κόστος λεβήτων 12,5 /ΜWh Εξωτερικό κόστος λιγνιτικής μονάδας 25,8 /ΜWh (Πηγή: CASES 2008) Πίνακας 52: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους οφέλους βασικού σεναρίου Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος Χρηματοροή 0-15.000.000 1 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 2 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 3 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 4 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 5 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 6 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 7 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 8 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 9 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 10 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 11 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 12 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 13 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 14 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 15 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 16 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 17 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 18 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 19 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 20 3.692.471 2.704.737 5.658.298 2.716.301 1.614.247 7.748.086 Σύνολο 46.016.355 33.707.006 70.514.902 33.851.112 20.117.081 96.558.282 45

XII. Τηλεψύξη Οι παραδοχές για τη συγκεκριμένη ανάλυση κόστους-οφέλους λήφθηκαν από μελέτη, η οποία έχει εκπονηθεί από την ΑΝΚΟ ΑΕ αναφορικά με την τεχνικο-οικονομική αξιολόγηση της συγκεκριμένης επένδυσης. Επιπρόσθετα, θεωρήθηκε τιμή εξωτερικού κόστους αντλίας θερμότητας ίση με 12,5 /MWh (JRC 2015) και τιμή επιτοκίου προεξόφλησης ίση με 5% (JRC 2015). Τέλος, θεωρήθηκε υπολειμματική αξία ίση με 33% του κόστους επένδυσης. Πίνακας 53: Χρηματοροές ανάλυσης κόστους οφέλους βασικού σεναρίου Έσοδα Λειτουργικό Λειτουργικό Εξωτερικό Εξωτερικό Υπολειμματική Καθαρή Έτος Κόστος Όφελος Όφελος Κόστος αξία Χρηματοροή 0-748.796 1 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 2 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 3 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 4 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 5 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 6 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 7 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 8 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 9 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 10 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 11 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 12 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 13 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 14 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 15 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 16 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 17 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 18 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 19 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 0 40.930 20 44.936 82.277 70.908 11.657 4.294 249.599 290.529 Σύνολο 560.002 1.025.349 883.672 145.274 53.519 94.071 604.151 46

Παράρτημα ΙΙ: Χάρτες δυναμικού ζήτησης ενέργειας και προσφοράς ΑΠΕ Στο συγκεκριμένο παράρτημα παρουσιάζονται οι χάρτες δυναμικού που αναπτύχθηκαν για την Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας αναφορικά με τη ζήτηση ενέργειας και ψύξης και την προσφορά θερμικής ενέργειας από ΑΠΕ. Εικόνα 3: Χάρτης δυναμικού ζήτησης θερμικής ενέργειας 47

Εικόνα 4: Χάρτης δυναμικού ζήτησης ψυκτικής ενέργειας Εικόνα 5: Χάρτης δυναμικού βιομάζας από δενδροειδής καλλιέργειες 48

Εικόνα 6: Χάρτης δυναμικού βιομάζας από αροτραίες καλλιέργειες Εικόνα 7: Χάρτης δυναμικού βιομάζας από υπολείμματα τοπίου 49

Εικόνα 8: Χάρτης δυναμικού βιομάζας από δασικά υπολείμματα Εικόνα 9: Χάρτης δυναμικού βιομάζας από καυσόξυλα 50