Συμπληρωματική Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί των νέων στοιχείων του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρ

(4)νέων έργων (clusters) στο ΔΠΑ περιόδου 2025-2034, εκ των οποίων τα τρία

(3)αφορούν κτηριακές κεφαλαιουχικές δαπάνες και ένα

(1)έργο πληροφορικής. ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Α. Ως προς τη Διασύνδεση των Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ Στο πλαίσιο της α’ σχετικής επιστολής μας, επισημάναμε το θέμα της εκτίμησης του προϋπολογισμού του υποέργου της κατασκευής των HVDC καλωδίων της ηλεκτρικής Διασύνδεσης Συνεχούς Ρεύματος Κορίνθου – Κω (2x500MW) του έργου της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων με το Ηπειρωτικό Σύστημα (έργο 20.3), το οποίο έχει προκύψει στο πλαίσιο της Διακήρυξης του Διαγωνισμού ΔΕΑ-42458 . Ακολούθως, με τη β’ σχετική επιστολή μας σας ενημερώσαμε αναλυτικά για το εν λόγω θέμα αναφορικά με τις ισχυρές ενδείξεις μιας πολύ σημαντικής μεταβολής του προϋπολογισμού του Διαγωνισμού ΔΕΑ-42458 και αιτηθήκαμε τον ορισμό συνάντησης με την Αρχή σας για την παροχή κατευθύνσεων και τον περαιτέρω χειρισμό του εν λόγω θέματος. Σε συνέχεια της σχετικής συνάντησης που διεξήχθη στα γραφεία της Αρχής σας στις 15.07.2025 (γ’ σχετικό) για το ανωτέρω υποέργο των HVDC καλωδίων της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων, όπου σας ενημερώσαμε ότι ο προϋπολογισμός της σχετικής Διακήρυξης δεν ανταποκρίνεται πλέον στις ήδη διαμορφωθείσες συνθήκες της αγοράς καλωδίων και λαμβάνοντας υπόψη το γεγονός ότι ο διαγωνισμός έληξε άγονος στις 10.09.2025, όπως άλλωστε αναμενόταν, ανταποκριθήκαμε στην παραίνεσή σας για τη διερεύνηση εναλλακτικών λύσεων με σκοπό την τιθάσευση του προϋπολογιστικού κόστους του εν θέματι έργου για λόγους δημοσίου συμφέροντος και προστασίας των καταναλωτών. Ειδικότερα, θα θέλαμε να σας ενημερώσουμε ότι ο ΑΔΜΗΕ προχώρησε εκ νέου σε προκαταρκτική ανάλυση των κοστολογικών παραμέτρων έργων παρόμοιων τεχνικών χαρακτηριστικών, πρόσφατα κατασκευασμένων ή εν εξελίξει (Αττική – Κρήτη, Κρήτη – Κύπρος) ή υπό σχεδίαση (Ελλάδα – Ιταλία φάση ΙΙ) έργων ηλεκτρικών διασυνδέσεων, των οποίων η ισχύς είναι επίσης 1 GW, και την υλοποίηση των οποίων έχει ο ίδιος αναλάβει, αλλά και αυτών που υλοποιούνται διεθνώς, λαμβάνοντας υπόψη και το αναλυτικό κόστος (πίνακας υλικών και τιμών) των έργων αυτών. Η παραπάνω ανάλυση, κατά την οποία λήφθηκαν υπόψη όλες οι αναλογίες με το εν θέματι έργο όσον αφορά κρίσιμες απαιτήσεις, όπως για παράδειγμα η προστασία των καλωδίων στον βυθό, κατέληξε σε προκαταρκτικό συμπέρασμα ότι ο προϋπολογισμός για τα καλωδιακά τμήματα του έργου, όπως περιλαμβάνονται στη σχετική Διακήρυξη, θα μπορούσε να διαμορφωθεί στα 1.350 εκ. €. Στο πλαίσιο αυτό και δεδομένου ότι το ανωτέρω ζήτημα απαιτεί επιτακτική και άμεση αντιμετώπιση για λόγους δημοσίου συμφέροντος, ήδη βρίσκεται σε εξέλιξη από τον ΑΔΜΗΕ η διαδικασία ολοκλήρωσης των τευχών δημοπράτησης, προκειμένου να προκηρυχθεί άμεσα εκ νέου ο διαγωνισμός των HVDC καλωδίων της διασύνδεσης Κορίνθου-Κω συνολικού προϋπολογισμού €1.350 εκ. €, πλέον ΦΠΑ (μη συμπεριλαμβανομένων των απροβλέπτων) και θέτοντας αυτόν ως ενδεικτικό και όχι ανώτατο, το δε ανώτατο προσφερόμενο τίμημα δεν θα δύναται να υπερβαίνει το 15% του ανωτέρω προϋπολογισμού. Περαιτέρω, στο νέο διαγωνισμό θα διευρυνθεί η δυνατότητα συμμετοχής κατά το δυνατό περισσότερων κατασκευαστών καλωδίων, μέσω της δυνατότητας υποβολής προσφοράς που θα αντιστοιχεί στις τεχνικές προδιαγραφές είτε των 320 kV, είτε των 525 kV. Τούτο προκύπτει ως αναγκαιότητα, καθώς υπάρχει άμεσος κίνδυνος να χαθεί το παράθυρο ευκαιρίας για έγκαιρη ενσωμάτωση του έργου στον προγραμματισμό κατασκευάστριας εταιρείας (που θα αναδειχθεί από τον διαγωνισμό) και άρα έγκαιρης ολοκλήρωσης των διασυνδέσεων της Δωδεκανήσου (και εν προκειμένω του βασικού κορμού της που είναι ο DC Σύνδεσμος). Περαιτέρω, στο πλαίσιο της επαναπροκήρυξης του διαγωνισμού των HVDC Καλωδίων, αξιολογήθηκε εκ νέου και ο σχεδιασμός της κάλυψης των τηλεπικοινωνιακών αναγκών της διασύνδεσης Κόρινθος – Κως και κρίθηκε αναγκαία η τροποποίησή του, λαμβάνοντας υπόψη το γεγονός ότι η απευθείας υποβρύχια σύνδεση Κόρινθος-Κως αντιμετωπίζει κρίσιμους περιορισμούς (απαιτεί πολλαπλούς υποβρύχιους επαναλήπτες λόγω του εκτεταμένου μήκους, παρουσιάζει κόστος έως και δύο φορές μεγαλύτερο από εναλλακτικές λύσεις, εμπεριέχει υψηλή τεχνική πολυπλοκότητα στην υλοποίηση και τη συντήρηση). Οι επαναλήπτες απαιτούν συνεχή ηλεκτρική τροφοδοσία, εξειδικευμένο εξοπλισμό ακτής και παρατεταμένο χρόνο εγκατάστασης με ειδικά πλοία. Η αναθεωρημένη λύση επικεντρώνεται στη μείωση των μηκών των υποβρύχιων οπτικών τμημάτων μέσω της στρατηγικής αξιοποίησης ενδιάμεσων νησιωτικών σημείων (Σύρος, Κάρπαθος), ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 καθιστώντας το έργο αποδοτικότερο και τεχνικά επωφελέστερο. Οι σχετικές λεπτομέρειες παρουσιάζονται αναλυτικά στο συνημμένο σημείωμα. Λαμβάνοντας υπόψη το ανωτέρω κόστος των 1.350 εκ. € για την εργολαβία των HVDC καλωδίων και την προσθήκη διακριτού υποέργου έργο οπτικών ινών για τον τηλεέλεγχο και τηλεποπτεία των HVDC καλωδίων, το οποίο στο πλαίσιο του υποβληθέντος ΔΠΑ 2025-2034 (σχετ. στ.) συμπεριλαμβανόταν εντός του υποέργου των HVDC καλωδίων, ο πίνακας της εξέλιξης του προϋπολογισμού του έργου της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων με το Ηπειρωτικό Σύστημα από το τελευταίο εγκεκριμένο ΔΠΑ (σχετ. ε’) έως σήμερα, στο οποίο περιλαμβάνονται τα επιμέρους υποέργα για την κατασκευή νέων Υ/Σ, νέων υποβρύχιων και υπόγειων καλωδιακών Γ.Μ. AC, νέων εναέριων Γ.Μ., σταθμών μετατροπής, υποέργα σε υφιστάμενους Υ/Σ, καθώς και προκαταρκτικές μελέτες, διαμορφώνεται ως εξής: ΔΠΑ 2024-2033 (εγκεκριμένο με το δ’ σχετ.) εκατ. € ΔΠΑ 2025-2034 (υποβολή με το ε’ σχετ.) εκατ. € Τρέχουσα εκτίμηση εκατ. € 577,3 577,3 674 Εναέριες ΓΜ 12,7 12,7 15 HVDC καλώδια 980 630 1.3611 Οπτικές ίνες * * 42 Σταθμοί Μετατροπής 388 760 776 Νέοι Υ/Σ 37,5 37,5 43 Έργα σε υφιστάμενους Υ/Σ 28 28 39 Μελέτες 2,5 2,5 7 Σύνολο 2.026 2.048 2.957 AC ΓΜ Υποβρύχιες/Υπόγειες Όσον αφορά τον χρονοπρογραμματισμό του έργου της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων, τα υποέργα της Α’ φάσης του έργου έχουν πλέον ως εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης το 2030Α και τα υποέργα της Β’ φάσης του έργου έχουν ως εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης το 2030Β. Εξαίρεση αποτελούν το εξάμηνο ολοκλήρωσης της DC καλωδιακής γραμμής Κόρινθος – Κως, που έχει ως εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης το 2029Α, καθώς και το εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης της οπτικής ίνας που θα συνοδεύει τη συγκεκριμένη διασύνδεση (όπου πλέον εμφανίζεται ως ξεχωριστό υποέργο) με το εξάμηνο ολοκλήρωσής του να συμπίπτει με την ολοκλήρωση της DC καλωδιακής γραμμής, ήτοι το 2029Α. Να σημειωθεί ότι στην περίπτωση της DC καλωδιακής γραμμής, το εξάμηνο ολοκλήρωσης αφορά αποκλειστικά στην ολοκλήρωση της εγκατάστασης των καλωδίων, καθώς η ηλέκτρισή τους αναμένεται να ολοκληρωθεί μετά την ολοκλήρωση της κατασκευής των Σταθμών Μετατροπής σε Κόρινθο και Κω, που σύμφωνα με τη σχετική διακήρυξη θα έχει διάρκεια 48 μηνών. Σημειώνεται δε, ότι ο ορίζοντας ολοκλήρωσης των 48 μηνών για τους σταθμούς μετατροπής θεωρείται ήδη αρκετά ασφυκτικός, λαμβάνοντας υπόψη τις συνθήκες στη σχετική αγορά. 1 Πέραν του κόστους των 1.350 εκ. € για την εργολαβία των HVDC καλωδίων, στον προϋπολογισμό περιλαμβάνεται και η εκτίμηση των δαπανών του ΑΔΜΗΕ για την επίβλεψη της υπόψη εργολαβίας. ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Σημειώνεται ότι συνεχίζονται οι αδειοδοτικές διαδικασίες, ωστόσο έχει ήδη υπάρξει μία καθυστέρηση στις περιβαλλοντικές αδειοδοτήσεις που αφορούν τις περιοχές της Κω και της Κορινθίας. Πιο συγκεκριμένα, η Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων υποβλήθηκε στην αρμόδια Διεύθυνση του ΥΠΕΝ τον Δεκέμβριο του

1. Λόγω ύπαρξης περιοχών αρχαιολογικού ενδιαφέροντος στην Κω και την Κορινθία, ο φάκελος του έργου διαβιβάστηκε από τις αρχαιολογικές υπηρεσίες στην Κεντρική Υπηρεσία του Υπουργείου Πολιτισμού προκειμένου να εξεταστεί από το Κεντρικό Αρχαιολογικό Συμβούλιο (ΚΑΣ). Επίσης, στην περιοχή της Κορινθίας απαιτήθηκε παραλλαγή της εναέριας γραμμής μεταφοράς λόγω χωροθέτησης εντός της εκκρεμούσης πρότασης οριοθέτησης αρχαιολογικού χώρου αλλά και σε κοντινή απόσταση από ελεγχόμενες περιοχές. Η θετική γνωμοδότηση του ΚΑΣ εκδόθηκε τον Μάρτιο του
2. Η παραλλαγή υποβλήθηκε επίσης στην αρμόδια Διεύθυνση Δασών, η οποία γνωμοδότησε θετικά τον Μάιο του
3. Παράλληλα ο φάκελος του έργου διαβιβάστηκε τον Απρίλιο 2025 στην Περιφέρεια Αττικής, η οποία δεν είχε περιληφθεί αρχικά στις γνωμοδοτούσες υπηρεσίες από τη Διεύθυνση Περιβαλλοντικής Αδειοδότησης του ΥΠΕΝ. Η γνωμοδότηση του Περιφερειακού Συμβουλίου Αττικής, με την οποία ολοκληρώθηκε η Διαβούλευση για την Περιβαλλοντική Αδειοδότηση του Έργου, εκδόθηκε τον Ιούνιο του
4. Β. Ως προς τη Διασύνδεση των νησιών του ΒΑ Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ Όσον αφορά τον χρονοπρογραμματισμό του έργου της Διασύνδεσης των νησιών του ΒΑ Αιγαίου, τα υποέργα της Α’ φάσης του έργου έχουν ως εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης το 2030Α και τα υποέργα των φάσεων Β’ & Γ’ του έργου έχουν ως εκτιμώμενο εξάμηνο ολοκλήρωσης το 2030Β. Οι βασικοί λόγοι της παραπάνω χρονικής ολίσθησης είναι οι εξής: • • • Η Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων για το τμήμα Ν. Σάντα – Δυτική Λέσβος αναρτήθηκε στο Ηλεκτρονικό Περιβαλλοντικό Μητρώο (ΗΠΜ) τον Δεκέμβριο του 2024 με επισπεύδουσα περιβαλλοντική αρχή την Αποκεντρωμένη Διοίκηση Μακεδονίας-Θράκης. Λόγω της γεωγραφικής έκτασης του έργου και της περιβαλλοντικής κατάταξής του, η αδειοδότησή του εμπίπτει στην αρμοδιότητα δύο Αποκεντρωμένων Διευθύνσεων, της Αποκεντρωμένης Διοίκησης Μακεδονίας-Θράκης και της Αποκεντρωμένης Διοίκησης Αιγαίου. Η Αποκεντρωμένη Διοίκηση Μακεδονίας-Θράκης, με επιστολή της στην Διεύθυνση Περιβαλλοντικής Αδειοδότησης του ΥΠΕΝ, ζήτησε διευκρινίσεις για την αρμοδιότητα αδειοδότησης του έργου, ενώ απέσυρε την Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων από το ΗΠΜ. Η εκ νέου ανάρτηση του έργου στο ΗΠΜ ολοκληρώθηκε τον Αύγουστο του 2025 με επισπεύδουσα αρχή την Αποκεντρωμένη Διοίκηση Μακεδονίας-Θράκης. Η αρχική θέση προσαιγιάλωσης στη νήσο Λέσβο επιλέχθηκε βάσει της μορφολογίας του εδάφους στην ξηρά, που εξασφάλιζε εύκολη πρόσβαση προς κοινόχρηστη οδοποιία, καθώς και των γεωλογικών χαρακτηριστικών του πυθμένα στις παράκτιες περιοχές. Η εγγύτητα με το πεδίο βολής ήταν γνωστή και προς διερεύνηση, όπως έχει συμβεί επιτυχώς και σε προηγούμενα έργα (πχ. Αττική-Κρήτη). Ο ΑΔΜΗΕ υπέβαλε σχετικό αίτημα στο ΓΕΣ, σύμφωνα με τη συνήθη πρακτική. Ωστόσο, παρά τις επανειλημμένες προφορικές επικοινωνίες, το αίτημα τελικώς απορρίφθηκε, σε αντίθεση με προηγούμενες αντίστοιχες περιπτώσεις. Κατόπιν αυτού, κρίθηκε αναγκαία η αναζήτηση νέας θέσης προσαιγιάλωσης. Λαμβάνοντας υπόψη τους περιορισμούς της ακτογραμμής της Λέσβου —όπως τουριστικές περιοχές (π.χ. Βατερά) και προστατευόμενες περιοχές Natura (π.χ. κόλπος Καλλονής)— επιλέχθηκε η τελική θέση ως η βέλτιστη δυνατή λύση, παρά τις τεχνικές δυσκολίες λόγω βραχώδους υπεδάφους και την ανάγκη απαλλοτριώσεων, εξαιτίας της απουσίας δημοσίας οδού πλησίον της θέσης. Η ύπαρξη αδειοδοτημένων ή υπό αδειοδότηση αιολικών σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην περιοχή της Θράκης επέβαλε την αναπροσαρμογή της όδευσης του έργου, ώστε να αποφευχθούν επικαλύψεις με μελλοντικές ενεργειακές υποδομές. Η παραλλαγή αυτή απαιτούσε νέα τεχνική μελέτη και επικαιροποίηση της ΜΠΕ. ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 • Η αδυναμία εγκατάστασης των Phase Shifting Transformers (PST) στο ΚΥΤ Ν. Σάντας επέβαλε την αλλαγή του σχεδιασμού και της διαστασιολόγησης των υποδομών του Υ/Σ Ζεύξης Θράκης. Γ. Ως προς τη νέα διασύνδεση Ελλάδας-Ιταλίας Όσον αφορά τον χρονοπρογραμματισμό του έργου της νέας διασύνδεσης Ελλάδας-Ιταλίας, όπως σας είχαμε ενημερώσει και με την α’ σχετική επιστολή μας, το έργο αναμένεται να ολοκληρωθεί το
5. Ωστόσο με βάση τις συνεχιζόμενες συζητήσεις και τη συνεργασία με την Terna, προέκυψε η ανάγκη επαναπροσδιορισμού των ετήσιων χρηματορροών των προβλεπόμενων κεφαλαιουχικών δαπανών εντός της περιόδου 2026-2030, σε σχέση με τις προβλέψεις που αναφέρονται στο α΄σχετικό. Αυτό προκύπτει κυρίως λόγω της χρονικής μετάθεσης της έναρξης της διαγωνιστικής διαδικασίας του βασικού εξοπλισμού, έτσι ώστε τα αποτελέσματα των προκαταρκτικών μελετών βυθού και γεωτεχνικών αναλύσεων να εμπεριέχονται στα τεύχη της εν λόγω διαγωνιστικής διαδικασίας. Επίσης χρειάστηκε να ληφθεί υπόψη η χρονοβόρα διαδικασία, κυρίως από την Ιταλική πλευρά, για τη διενέργεια και την περάτωση διεθνών διαγωνισμών, η οποία υπολογίζεται σε περίπου 1.5 έτος. Αποτέλεσμα τούτων είναι οι συμβολαιοποιήσεις και οι συνεπαγόμενες χρηματοροές του εξοπλισμού να ολισθήσουν προς το τέλος του 2028, ενώ η ολοκλήρωση του έργου παραμένει στο
6. Τα παραπάνω είναι σε απόλυτη συμφωνία με τον ΔΣΜ της Ιταλίας, αλλά και σε ευθυγράμμιση με τη συμπερίληψη του έργου στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (Ten-Year Network Development Plan) 2026 του ENTSO-E. Δ. Ως προς την ένταξη τεσσάρων

(4)νέων έργων (clusters) στο ΔΠΑ περιόδου 2025-2034 Προτείνεται η ένταξη των παρακάτω έργων στο ΔΠΑ 2025-2034: - Νέο έργο με αριθμό έργου 25.15 και τίτλο «Κτηριακές ανακαινίσεις και αναβαθμίσεις σε Υποσταθμούς, ΚΥΤ και κτήρια Διοίκησης», συνολικού προϋπολογισμού 35 εκ. € . Το συγκεκριμένο έργο αφορά εκτεταμένο πρόγραμμα ανακαινίσεων και αναβαθμίσεων σε κτήρια προσωπικού και εγκαταστάσεις υποσταθμών & ΚΥΤ, με στόχο τη βελτίωση της ενεργειακής αποδοτικότητας, της λειτουργικότητας και της ασφάλειας των εν λόγω υποδομών. Οι παρεμβάσεις αφορούν τόσο στον ηλεκτρομηχανολογικό εξοπλισμό, όσο και σε δομικές εργασίες, οι οποίες συμβάλλουν στη μείωση του ενεργειακού αποτυπώματος και τη βελτίωση του εργασιακού περιβάλλοντος. - Νέο έργο με αριθμό έργου 25.16 και τίτλο «Προμήθεια και εγκατάσταση ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφάλειας», συνολικού προϋπολογισμού 21,2 εκ. € . Για την αναβάθμιση της ασφάλειας των εγκαταστάσεων του ΑΔΜΗΕ και με στόχο την ενίσχυση της προστασίας από κινδύνους όπως βανδαλισμοί, κλοπές, σαμποτάζ και εσωτερικές απειλές, ο ΑΔΜΗΕ εφαρμόζει ένα νέο, ολοκληρωμένο ψηφιακό σύστημα ασφαλείας. Με το συγκεκριμένο σύστημα, το οποίο θα λειτουργεί από το Κέντρο Ελέγχου και Διαχείρισης του ΑΔΜΗΕ, θα υπάρχει 24ωρη ηλεκτρονική επιτήρηση, έγκαιρος εντοπισμός συμβάντων και άμεση ενημέρωση των αρμοδίων. Έτσι θα επιτυγχάνεται η μείωση της ανάγκης για ανθρώπινη παρέμβαση, αυξάνοντας παράλληλα την ασφάλεια και εξοικονομώντας πόρους. - Νέο έργο με αριθμό έργου 25.17 και τίτλο «Νέες υποδομές για τις στεγαστικές και αποθηκευτικές ανάγκες του ΑΔΜΗΕ», συνολικού προϋπολογισμού 127,2 εκ. € . ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Λαμβάνοντας υπόψη τις αυξημένες ανάγκες χώρου για στέγαση του προσωπικού και αποθήκευσης εξοπλισμού που προκύπτουν από την αύξηση του προσωπικού και των εργασιών του ΑΔΜΗΕ, το συγκεκριμένο έργο θα συμβάλλει στη βελτίωση των συνθηκών εργασίας, στη μείωση των λειτουργικών εξόδων και την ενίσχυση της βιωσιμότητας των δραστηριοτήτων του ΑΔΜΗΕ. - Νέο έργο με αριθμό έργου 25.18 και τίτλο «Ψηφιακό Κέντρο Συντήρησης (Digital Maintenance Center)», συνολικού προϋπολογισμού 22 εκ. € . Το συγκεκριμένο έργο αφορά τη δημιουργία ενός υπερσύγχρονου Ψηφιακού Κέντρου Συντήρησης (Digital Maintenance Center - DMC) που θα επαναπροσδιορίσει την προσέγγιση του ΑΔΜΗΕ στη διαχείριση και συντήρηση των παγίων. Το DMC θα αξιοποιήσει τεχνολογίες αιχμής για τη μετάβαση από στρατηγικές συντήρησης βάση χρόνου και κατάστασης των παγίων σε συνθήκες προβλεπτικής (Predictive) και καθοδηγητικής (Prescriptive) συντήρησης με αξιοποίηση των αλγορίθμων μηχανικής μάθησης και τεχνητής νοημοσύνης. Στόχος είναι ένα πλήρως αυτόνομο Κέντρο Ψηφιακής Συντήρησης με αδιάληπτη λειτουργία, το οποίο θα ενσωματώνει αναλύσεις στατικών δεδομένων, δεδομένων σε πραγματικό χρόνο και αυτοματοποιημένες διαδικασίες λήψης αποφάσεων. Σε συνέχεια των ανωτέρω επιπλέον στοιχείων και της εισήγησής μας με τα αναθεωρημένα στοιχεία για τα κόστη των λοιπών έργων που περιλαμβάνονται στην α’ σχετική επιστολή μας, υποβάλλουμε συνημμένο αρχείο με τις επακόλουθες σημειακές αλλαγές στο κύριο τεύχος και στο τεύχος έργων του υποβληθέντος ΔΠΑ περιόδου 2025-2034 (ε’ σχετικό), προκειμένου, εφόσον το κρίνετε σκόπιμο, να τεθεί σε ΔΔ από την από την Αρχή σας και εν συνεχεία να εγκριθεί από την Αρχή σας, λαμβάνοντας υπόψη ότι η έγκριση του ΔΠΑ περιόδου 2025-2034 είναι απαραίτητη για την έγκριση και του επιτρεπόμενου εσόδου του ΕΣΜΗΕ επί τη βάσει επικαιροποιημένων δεδομένων κόστους, ενόψει της επόμενης Ρυθμιστικής Περιόδου 2026-

1. Τέλος σημειώνεται ότι στην παρούσα φάση, δεν έχει περιληφθεί η επίπτωση του εν λόγω επικαιροποιημένου ΔΠΑ 2025-2034 στις ΧΧΣ, όπως έχει ζητηθεί από την Αρχή, καθώς αναμένεται να υποβληθεί εντός ολίγων ημερών στην Αρχή σας η εισήγηση του ΑΔΜΗΕ για το ρυθμιζόμενο έσοδο του ΕΣΜΗΕ για την ΡΠ 2026-2029, η οποία θα περιλαμβάνει τη σχετική επίπτωση στις ΧΧΣ. Στο πλαίσιο αυτό κρίθηκε εύλογο να μην προκληθεί σύγχυση στους ενδιαφερόμενους από τη διπλή ανάρτηση επιπτώσεων στις ΧΧΣ σε πολύ μικρό χρονικό διάστημα, οι οποίες μάλιστα θα εμφανίζουν διαφορές μεταξύ τους. Σε κάθε περίπτωση, εφόσον κριθεί από την Αρχή σας ότι είναι απαραίτητη και η επίπτωση στις ΧΧΣ από την παρούσα επικαιροποίηση του ΔΠΑ 2025-2034, αυτή μπορεί να σας υποβληθεί άμεσα. Παραμένουμε στη διάθεσή σας για κάθε περαιτέρω διευκρίνιση ή πληροφορία. Με εκτίμηση, Μανούσος Μανουσάκης Πρόεδρος & Διευθύνων Σύμβουλος Συνημμένα: 1) Σημειακές αλλαγές στο κύριο τεύχος και στο τεύχος έργων του υποβληθέντος ΔΠΑ περιόδου 2025-2034 2) Τεκμηρίωση τηλεπικοινωνιακής Διασύνδεσης Κόρινθος -Κως ΑΝΕΞAΡΤΗΤΟΣ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΉΣ ΜΕΤΑΦΟΡAΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚHΣ ΕΝEΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. ΓΡΑΦΕΙΟ ΠΡΟΕΔΡΟΥ & ΔΙΕΥΘΥΝΟΝΤΟΣ ΣΥΜΒΟΥΛΟΥ Λ. Κωνσταντινουπόλεως 1 & Κηφισού, 121 32 Αθήνα Τ 210 519 2703 W www.admie.gr ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 0 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 20.3 - Διασύνδεση των Δωδεκανήσων με το Ηπειρωτικό Σύστημα Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου 20.3 - Διασύνδεση των Δωδεκανήσων με το Ηπειρωτικό Σύστημα αναπροσαρμόζεται σε 2030 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου αναπροσαρμόζεται στα 2.957 Μ€. Κατ’ επέκταση οι αλλαγές που προκύπτουν στα τεύχη του ΔΠΑ 2025-2034 συνοψίζονται παρακάτω: • • • Στο Κύριο Τεύχος (σελ. 76-81) Στο τέλος του παρόντος επισυνάπτεται απόσπασμα του πίνακα Εκτίμησης Δαπανών ΔΠΑ 2025-2034 όπου έχει ενσωματωθεί η αναπροσαρμογή του κόστους του έργου. Στο Τεύχος Έργων (σελ. 187) Στην Εκτιμώμενη Ολοκλήρωση του έργου, το «2029» να αντικατασταθεί με το «2030» και στον Συνολικό Προϋπολογισμό του έργου, το «2.048 Μ€», αντικαθίσταται με το «2.957 Μ€». Στο Τεύχος Έργων (σελ.188 -190) Ο πίνακας των υποέργων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα (με τις απαραίτητες αλλαγές στα εκτιμώμενα εξάμηνα ολοκλήρωσης των υποέργων και στα επικαιροποιημένα μήκη των καλωδιακών γραμμών και την προσθήκη του νέου υποέργου των οπτικών ινών): 1 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 2 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 • Στο Τεύχος Έργων (σελ.190) Ο πίνακας των χρονοδιαγραμμάτων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα: 3 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 20.4 – Διασύνδεση νήσων ΒΑ Αιγαίου με το Ηπειρωτικό Σύστημα Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου 20.4 - Διασύνδεση νήσων ΒΑ Αιγαίου με το Ηπειρωτικό Σύστημα αναπροσαρμόζεται σε 2030 και o συνολικός προϋπολογισμός του έργου αναπροσαρμόζεται στα 1.425 Μ€. Κατ’ επέκταση, οι αλλαγές που προκύπτουν στα τεύχη του ΔΠΑ 2025-2034 συνοψίζονται παρακάτω: • Στο Κύριο Τεύχος (σελ. 76-81) Στο τέλος του παρόντος επισυνάπτεται απόσπασμα του πίνακα Εκτίμησης Δαπανών ΔΠΑ 2025-2034 όπου έχει ενσωματωθεί η αναπροσαρμογή του κόστους του έργου. • Στο Τεύχος Έργων, (σελ. 191) Στην Εκτιμώμενη Ολοκλήρωση του έργου, το «2029» να αντικατασταθεί με το «2030» και στον Συνολικό Προϋπολογισμό του έργου, το «1.246 Μ€», αντικαθίσταται με το «1.425 Μ€». • Στο Τεύχος Έργων (σελ.193 - 195) Ο πίνακας των υποέργων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα (με τις απαραίτητες αλλαγές στα εκτιμώμενα εξάμηνα ολοκλήρωσης των υποέργων και στα επικαιροποιημένα μήκη των καλωδιακών γραμμών): 4 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 5 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 6 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 • Στο Τεύχος Έργων (σελ.196) Ο πίνακας των χρονοδιαγραμμάτων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα: 7 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 8 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 24.4 - Διασύνδεση Ελλάδας - Ιταλίας Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου 24.4 - Νέα Διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας αναπροσαρμόζεται σε 2033 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου αναπροσαρμόζεται στα 950,1 Μ€. • • • • Στο Κύριο Τεύχος (σελ.59-60) Η τελευταία πρόταση της παραγράφου 5.4.3 «Ο ορίζοντας ολοκλήρωσής του είναι το 2031.» αντικαθίσταται με το παρακάτω «Ο ορίζοντας ολοκλήρωσής του είναι το 2033.» Στο Κύριο Τεύχος (σελ. 76-81) Στο τέλος του παρόντος επισυνάπτεται απόσπασμα του πίνακα Εκτίμησης Δαπανών ΔΠΑ 2025-2034 όπου έχει ενσωματωθεί η αναπροσαρμογή του κόστους του έργου. Στο Τεύχος Έργων (σελ. 291) Στην Εκτιμώμενη Ολοκλήρωση του έργου, το «2031» να αντικατασταθεί με το «2033» και στον Συνολικό Προϋπολογισμό του έργου, το «606 Μ€», να αντικατασταθεί με το «950,1 Μ€ » Στο Τεύχος Έργων (σελ. 292) Ο πίνακας των υποέργων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα(με τις απαραίτητες αλλαγές στα εκτιμώμενα εξάμηνα ολοκλήρωσης των υποέργων): 9 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 • Στο Τεύχος Έργων (σελ. 293) Ο πίνακας των χρονοδιαγραμμάτων αντικαθίσταται με τον παρακάτω πίνακα: 10 Νέες προσθήκες στο ΔΠΑ 2025-2034 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 25.15 - Κτηριακές ανακαινίσεις και αναβαθμίσεις σε Υποσταθμούς, ΚΥΤ & κτήρια Διοίκησης Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου Έργο 25.15 - Κτηριακές ανακαινίσεις και αναβαθμίσεις σε Υποσταθμούς, ΚΥΤ & κτήρια Διοίκησης ορίζεται το 2029 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου ορίζεται στα 35 Μ€. Τα υποέργα του έργου παρουσιάζονται στον παρακάτω πίνακα: Κωδικός Ονομασία Εκτιμώμενη ολοκλήρωση ΥΠ.Σ.3 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Αρκαδίας (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.4 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Ιωαννίνων (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.5 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Μαγνησίας (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.6 Ανακαίνιση Υποσταθμών και ΚΥΤ Δυτικής Μακεδονίας 2026 ΥΠ.Σ.7 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Μεσσηνίας (ΕΠΜ) 2027 ΥΠ.Σ.8 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Ηλείας (ΕΠΜ) 2027 ΥΠ.Σ.9 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Λάρισας (ΕΠΜ) 2027 ΥΠ.Σ.10 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Κεφαλλονιάς (ΕΠΜ) 2027 ΥΠ.Σ.11 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Φθιώτιδας (ΕΠΜ) 2028 ΥΠ.Σ.12 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Φωκίδας (ΕΠΜ) 2028 ΥΠ.Σ.13 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Τρικάλων (ΕΠΜ) 2029 ΥΠ.Σ.14 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Αττικής (ΕΠΜ) 2029 ΥΠ.Σ.15 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Εύβοιας (ΕΠΜ) 2029 ΥΠ.Σ.16 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Έβρου (ΕΠΜ) 2029 ΥΠ.Σ.17 Ανακαίνιση ΚΥΤ στην περιφέρεια Κεντρικής Μακεδονίας (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.18 Ανακαίνιση ΚΥΤ στην περιφέρεια Θεσσαλίας (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.19 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Θεσσαλονίκης (ΕΠΜ) 2028 ΥΠ.Σ.20 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Αλεξανδρούπολης (ΕΠΜ) 2028 ΥΠ.Σ.21 Ανακαίνιση Υποσταθμών Δυτικής Μακεδονίας (ΕΠΜ) 2029 ΥΠ.Σ.22 Ανακαίνιση κτηρίων στο Κρυονέρι Αττικής (ΕΠΜ+Η/Μ) 2028 ΥΠ.Σ.36 Ανακαίνιση και ενεργειακή αναβάθμιση κτηρίου γραφείων στη Θεσσαλονίκη (ΕΠΜ+Η/Μ) 2027 ΥΠ.Σ.32 Ανακαίνιση Υποσταθμών Π.Ε. Κέρκυρας (ΕΠΜ) 2026 ΥΠ.Σ.33 Ανακαίνιση ΤΔ ΥΒ Κάβου (ΕΠΜ) Ενεργειακή αναβάθμιση ΚΥΤ & Υποσταθμών στην περιφέρεια Θεσσαλίας (Η/Μ) 2026 ΥΠ.Σ.37 ΥΠ.Σ.38 Ενεργειακή αναβάθμιση εξωτερικών χώρων σε ΚΥΤ Δυτ. Μακεδονίας (Η/Μ) 2026 2026 11 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 ΥΠ.Σ.39 Ενεργειακή αναβάθμιση Υποσταθμών της περιφέρειας Ανατ. Μακεδονίας & Θράκης (Η/Μ) 2026 ΥΠ.Σ.40 Ενεργειακή αναβάθμιση Υποσταθμών Π.Ε. Μαγνησίας (Η/Μ) 2028 ΥΠ.Σ.41 Ενεργειακή αναβάθμιση σε ΚΥΤ Π.Ε. Χαλκιδικής (Η/Μ) 2028 ΥΠ.Σ.42 Ενεργειακή αναβάθμιση και στατική ενίσχυση κτηρίου Διοίκησης ΠΤΚΕΔΜ (Η/Μ) 2029 ΥΠ.Σ.79 Ενεργειακή αναβάθμιση των κτιριακών εγκαταστάσεων Τρίπολης (Η/Μ) 2027 ΥΠ.Σ.71 Ανακαίνιση και ενεργειακή αναβάθμιση των ΚΥΤ της Δυτικής Μακεδονίας (ΕΠΜ+Η/Μ) 2026 ΥΠ.Σ.74 Ανακαίνιση εξωτερικών χώρων στο Εθνικό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας στο Κρυονέρι (ΕΠΜ+Η/Μ) 2027 ΥΠ.Σ.78 Ανακαίνιση και ενεργειακή αναβάθμιση του κτηρίου ΠΚΕΕΔΜ-Θ στην Πτολεμαιδα (ΕΠΜ+Η/Μ) 2026 ΥΠ.Σ.45 Ενίσχυση της περίφραξης του ΚΥΤ Κουμουνδούρου (ΕΠΜ) 2027 ΥΠ.Σ.43 Προμήθεια και εγκατάσταση Η/Μ εξοπλισμού στο Data Center του ΠΚΕΕ Θεσσαλονίκης (ΕΠΜ+Η/Μ) 2025 ΥΠ.Σ.49 Αντικατάσταση συστημάτων πυροπροστασίας και ύδρευσης του ΠΚΕΕΔΜ-Θ στην Πτολεμαίδα (Η/Μ) 2026 ΥΠ.Σ.30 Στατική ενίσχυση και αποκατάσταση του κτηρίου του ΑΔΜΗΕ στα Σεπόλια (ΕΠΜ) 2027 12 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 25.16 - Προμήθεια και εγκατάσταση ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου Έργο 25.16 - Προμήθεια και εγκατάσταση ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας ορίζεται το 2029 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου ορίζεται στα 21,2 Μ€. Τα υποέργα του έργου παρουσιάζονται στον παρακάτω πίνακα: Κωδικός ΥΠ.Σ.50 ΥΠ.Σ.51 ΥΠ.Σ.52 ΥΠ.Σ.53 ΥΠ.Σ.54 ΥΠ.Σ.55 ΥΠ.Σ.56 ΥΠ.Σ.57 ΥΠ.Σ.58 ΥΠ.Σ.59 ΥΠ.Σ.60 ΥΠ.Σ.61 ΥΠ.Σ.62 ΥΠ.Σ.63 ΥΠ.Σ.64 ΥΠ.Σ.65 ΥΠ.Σ.66 ΥΠ.Σ.67 ΥΠ.Σ.68 ΥΠ.Σ.69 ΥΠ.Σ.70 Ονομασία Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο ΚΥΤ Λάρυμνας Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο ΚΥΤ Αγ. Στεφάνου Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον ΥΣ Ελευσίνας Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Λάρισα Ι Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Λάρισα ΙΙ Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο ΚΥΤ Λάρισας Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στις εγκαταστάσεις ΑΔΜΗΕ στο Κρυονέρι Προμήθεια, εγκατάσταση και συντήρηση ενεργειακής διαχείρισης απομακρυσμένων υποσταθμών του ΑΔΜΗΕ Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Θεσσαλονίκης Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Λαγκαδά Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Καρδιάς Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Αχαρνών Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Κουμουνδούρου Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο KYT Παλλήνης Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Σίνδος Ι Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Πολίχνη Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Εύοσμος Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Φοίνικας Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στον Υ/Σ Τριχωνίδα Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου ψηφιακού συστήματος ασφαλείας στο ΤΔ Ρίου Προμήθεια & Εγκατάσταση Ολοκληρωμένου Ψηφιακού Συστήματος Ασφάλειας σε Εγκαταστάσεις του ΑΔΜΗΕ στο BCC Εκτιμώμενη ολοκλήρωση 2028 2028 2028 2028 2028 2028 2028 2026 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 2029 13 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 25.17 - Νέες υποδομές για τις στεγαστικές και αποθηκευτικές ανάγκες του ΑΔΜΗΕ Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου Έργο 25.17 - Νέες υποδομές για τις στεγαστικές και αποθηκευτικές ανάγκες του ΑΔΜΗΕ ορίζεται το 2030 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου ορίζεται στα 127,2 Μ€. Τα υποέργα του έργου παρουσιάζονται στον παρακάτω πίνακα: Κωδικός Ονομασία Εκτιμώμενη ολοκλήρωση ΥΠ.Σ.24 Ανακαίνιση επιστέγασης κτηρίων ΑΔΜΗΕ σε Στερεά Ελλάδα & Αττική 2026 ΥΠ.Σ.25 Ανακαίνιση επιστέγασης κτηρίων ΑΔΜΗΕ σε Δυτ. Ελλάδα & Επτάνησα 2026 ΥΠ.Σ.26 Ανακαίνιση επιστέγασης κτηρίων ΑΔΜΗΕ στη Βόρεια Ελλάδα 2026 ΥΠ.Σ.27 Ανακαίνιση επιστέγασης κτηρίων ΑΔΜΗΕ στην Πελοπόννησο 2026 ΥΠ.Σ.28 Επέκταση Υ/Σ Ηράκλειο ΙΙ 2026 ΥΠ.Σ.29 Κατασκευή χώρου αποθήκευσης υλικών προς ανακύκλωση στον Υποσταθμό Ελευσίνας 2028 ΥΠ.Σ.31 Κατασκευή νέου χώρου αποθήκευσης και χώρου στάθμευσης στο ΚΥΤ Λάρισας 2027 ΥΠ.Σ.34 Κατασκευή κτηρίου στη Φοινικιά Ηρακλείου Κρήτης 2030 ΥΠ.Σ.35 Ανακαίνιση κτηρίου στη Δόξα Θεσσαλονίκης 2029 ΥΠ.Σ.44 Κατασκευή νέου κτηρίου στη Δόξα Θεσσαλονίκης 2029 ΥΠ.Σ.46 Μεταγκατάσταση αποθηκών στο ΚΥΤ Λάρισας 2029 ΥΠ.Σ.47 Αγορά οικοπέδου στο Κρυονέρι Αττικής 2026 ΥΠ.Σ.48 Κατασκευή κτηρίου στο Κρυονέρι Αττικής 2029 ΥΠ.Σ.72 Αγορά νέων αποθηκευτικών χώρων 2028 ΥΠ.Σ.73 Κατασκευή νέων αποθηκευτικών χώρων 2029 ΥΠ.Σ.75 Κατασκευή υπαίθριου χώρου αποθήκευσης στο ΚΥΤ Καρδιάς 2027 ΥΠ.Σ.76 Αγορά νέου κτηρίου στην Αθήνα 2027 ΥΠ.Σ.77 Ανακαίνιση νέου κτηρίου στην Αθήνα 2027 14 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Έργο 25.18 - Ψηφιακό Κέντρο Συντήρησης (Digital Maintenance Center Η εκτιμώμενη ολοκλήρωση του έργου Έργο 25.18 - Ψηφιακό Κέντρο Συντήρησης (Digital Maintenance Center) ορίζεται το 2029 και ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου ορίζεται στα 22 Μ€. Τo υποέργo του έργου παρουσιάζεται στον παρακάτω πίνακα: Κωδικός Ονομασία Εκτιμώμενη ολοκλήρωση ΤΠΕ.Σ.12 Υλοποίηση και υποστήριξη Ψηφιακού Κέντρου Συντήρησης (Digital Maintenance Center) 2029 15 • ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Στο Κύριο Τεύχος (σελ.85) Το απόσπασμα του πίνακα 6.10 Πρόοδος υλοποίησης έργων (σελ. 85) αντικαθίσταται με τον παρακάτω απόσπασμα πίνακα: 16 • ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 29/10/2025 Α. Π.: I-404400 Στο Κύριο Τεύχος (σελ.87) Το απόσπασμα του πίνακα 6.10 Πρόοδος υλοποίησης έργων (σελ. 87) αντικαθίσταται με τον παρακάτω απόσπασμα πίνακα: Ακολουθούν τα κελιά του πίνακα 6.4 Εκτίμηση Δαπανών ΔΠΑ 2025-2034 (σελ. 76-81) του Κυρίου Τεύχους, τα οποία εμφανίζουν τις αλλαγές στα έργα 20.3-Διασύνδεση των Δωδεκανήσων με το Ηπειρωτικό Σύστημα, 20.4-Διασύνδεση των νησιών του ΒΑ Αιγαίου με το Ηπειρωτικό Σύστημα & 24.4-Διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας, την προσθήκη των νέων έργων 25.15-25.18 καθώς και την επικαιροποιημένη συνολική συγκεντρωτική εκτίμηση του συνολικού κόστους και των ετήσιων χρηματοροών του ΔΠΑ 2025-2034: 17 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΕΡΓΟΥ ΕΤΗΣΙΕΣ ΧΡΗΜΑΤΟΡΟΕΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2025 - 2028 (εκατομ. €) 2025 ΚΩΔΙΚΟΣ ΕΡΓΟΥ 20.3 20.4 24.4 Ονομασία ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΤΩΝ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΝΗΣΩΝ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ ΜΕ ΤΟ ΗΠΕΙΡΩΤΙΚΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΝΕΑ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗ ΕΛΛΑΔΑΣ - ΙΤΑΛΙΑΣ ΚΤΗΡΙΑΚΕΣ ΑΝΑΚΑΙΝΙΣΕΙΣ & ΑΝΑΒΑΘΜΙΣΕΙΣ ΣΕ 25.15 ΥΠΟΣΤΑΘΜΟΥΣ, ΚΥΤ & ΚΤΗΡΙΑ ΔΙΟΙΚΗΣΗΣ ΠΡΟΜΗΘΕΙΑ & ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΟΛΟΚΛΗΡΩΜΕΝΟΥ 25.16 ΨΗΦΙΑΚΟΥ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΑΣΦΑΛΕΙΑΣ ΝΕΕΣ ΥΠΟΔΟΜΕΣ ΓΙΑ ΤΙΣ ΣΤΕΓΑΣΤΙΚΕΣ ΚΑΙ 25.17 ΑΠΟΘΗΚΕΥΤΙΚΕΣ ΑΝΑΓΚΕΣ ΤΟΥ ΑΔΜΗΕ ΨΗΦΙΑΚΟ ΚΕΝΤΕΡΟ ΣΥΝΤΗΡΗΣΗΣ 25.18 (DIGITAL MAINTENANCE CENTER) ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΣΥΝΟΛΙΚΟΥ ΚΟΣΤΟΥΣ ΚΑΙ ΕΤΗΣΙΩΝ ΧΡΗΜΑΤΟΡΟΩΝ ΓΙΑ ΤΑ ΕΡΓΑ ΤΟΥ ΠΑΡΟΝΤΟΣ ΔΠΑ: 2026 2027 ΣΥΝΟΛΙΚΕΣ ΔΑΠΑΝΕΣ ΠΕΡΙΟΔΟΥ 2025-2028 (εκατομ. €) 2028 ΣΥΝΟΛΙΚΕΣ ΔΑΠΑΝΕΣ ΠΕΡΙΟΔΟΥ 2025-2034 (εκατομ. €) Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών Έργα ενίσχυσης Συστήματος ή επέκτασης για σύνδεση Δικτύου Έργα Δικτύου ή επέκτασης για σύνδεση Χρηστών 1,4 0,0 502,6 0,0 553,8 0,0 575,7 0,0 1633,4 0,0 2948,8 0,0 2,1 0,0 196,2 0,0 202,4 0,0 264,0 0,0 664,7 0,0 1419,8 0,0 1,1 0,0 4,0 0,0 20,0 0,0 99,8 0,0 124,9 0,0 950,1 0,0 0,6 0,0 12,7 0,0 10,0 0,0 8,8 0,0 32,1 0,0 35,1 0,0 0,0 0,0 4,8 0,0 1,5 0,0 6,5 0,0 12,8 0,0 21,2 0,0 0,1 0,0 8,8 0,0 70,6 0,0 25,1 0,0 104,7 0,0 127,2 0,0 0,0 0,0 8,0 0,0 6,0 0,0 4,0 0,0 18,0 0,0 22,0 0,0 620,9 1,2 1055,2 3,6 1064,8 1,2 1221,9 0,0 3962,7 6,0 7624,5 6,0 18 19 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 22/12/2025 Εκτιμώμενη Εξέλιξη μοναδιαίων Χρεώσεων Χρήσης ΕΣΜΗΕ (ΧΧΣ) Α. Π.: Παρακάτω παρουσιάζεται η εκτιμώμενη εξέλιξη των μοναδιαίων ΧΧΣ για τα έτη 2026-2029, σε σχέση με τις εγκεκριμένες ΧΧΣ βάσει της Ε-189/2025 Απόφασης ΡΑΑΕΥ, βάσει των εκτιμήσεων του Απαιτούμενου Εσόδου σύμφωνα με την εισήγηση του ΑΔΜΗΕ. Έτος 2025 2026 2027 2028 2029 ΥΤ €/MW 2025 2026 2027 2028 2029 4.391 4.893 6.498 7.785 8.628 ΜΤ €/MW 4.592 5.318 7.046 8.428 9.506 Έσοδο (€) Αιχμή Φορτίου (GW) Ζήτηση (GWh) 411.135.588 493.248.302 657.567.132 790.784.541 915.434.229 10,69 11,30 11,57 11,80 12,35 ΧΤ τηλ €/MW 5.482 6.591 8.768 10.527 12.218 Χτ μη τηλ μεσοσταθμική €/MWh 10,74 12,59 16,68 20,00 22,66 ΧΤ μη τηλ.εμπορικοί (€/MWh) 9,18 10,76 14,25 17,09 19,37 52.538 52.889 53.555 53.887 56.849 ΧΤ μη τηλ.ΧΤ μη τηλ.- ΧΤ μη τηλ.βιομηχανικοί ΦΟΠ λοιποί (€/MWh) (€/MWh) (€/MWh) 7,88 10,65 11,51 9,23 12,48 13,49 12,23 16,54 17,87 14,67 19,83 21,42 16,62 22,47 24,27 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 22/12/2025 Αντιστάθμιση εκτιμώμενης εξέλιξης στις ΧΧΣ από εκτιμώμενη εξοικονόμηση χρεώσεων Υπηρεσιών Α. Π.: Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) Η ανωτέρω εικόνα για την εκτιμώμενη εξέλιξη των ΧΧΣ θα πρέπει να ιδωθεί συμπληρωματικά με την εκτιμώμενη εξοικονόμηση του κόστους για την παροχή ΥΚΩ, και συγκεκριμένα του κόστους των ΥΚΩ που αφορούν τα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ΥΚΩΜΔΝ), καθώς και τη εκτιμώμενη συνακόλουθη ελάφρυνση των καταναλωτών
2. Το εκτεταμένο πρόγραμμα επενδύσεων του Διαχειριστή και ιδίως οι διασυνδέσεις των ΜΔΝ - των Κυκλάδων, των Δωδεκανήσων και του ΒΑ Αιγαίου, αλλά και του ΜΣΣ της Κρήτης, αποτελούν τους κύριους μοχλούς αύξησης της Ρυθμιζόμενης Περιουσιακής Βάσης (ΡΠΒ) του ΑΔΜΗΕ. Ως εκ τούτου, είναι ένας από τους βασικότερους παράγοντες στον υπολογισμό του Εσόδου του Διαχειριστή και κατ’ επέκταση της εξέλιξης των ΧΧΣ. Σε αντιστάθμισμα, οι διασυνδέσεις των νησιών αναμένεται να συμβάλλουν στη μείωση των ΥΚΩ, που θα βοηθήσουν στη σταθεροποίηση και σταδιακή μείωση των συνολικών χρεώσεων για τους καταναλωτές μεσοπρόθεσμα, η οποία εκτοξεύει το όφελος για τους καταναλωτές μακροπρόθεσμα, ειδικά μετά το 2030 που αναμένεται να ολοκληρωθούν όλες οι υπό ανάπτυξη διασυνδέσεις. Εντός της Ρυθμιστικής Περιόδου 2026-2029 και για τους σκοπούς της παρούσας εκτίμησης, λαμβάνεται υπόψη η εκτιμώμενη εξοικονόμηση ΥΚΩΜΔΝ από την ολοκλήρωση της διασύνδεσης των Κυκλάδων (Φάσεις Α’ -Δ’) και της διασύνδεσης της Κρήτης (Α’ και Β’ Φάση), η οποία αντισταθμίζει την εκτιμώμενη εξέλιξη του Εσόδου και των ΧΧΣ για την περίοδο αυτή: σε εκατ. ευρώ 2026 2027 2028 2029 Εκτιμώμενη Εξοικονόμηση ΥΚΩ Κυκλάδες (A'-Δ') και Κρήτης (Α'-Β') 509 523 536 547 Ως εξοικονόμηση ΥΚΩΜΔΝ εκτιμάται το αποφευγόμενο κόστος παραγωγής (κόστος καυσίμου και CO2) των συμβατικών μονάδων στα διασυνδεόμενα ΜΔΝ, λαμβάνοντας υπόψη ιστορικά στοιχεία και εκτιμήσεις του ΔΕΔΔΗΕ - ως διαχειριστή του ΕΛΥΚΩ2, αλλά και εύλογες εκτιμήσεις του ΑΔΜΗΕ για την εκτιμώμενη εξέλιξη του κόστους παραγωγής στα ΜΔΝ, συνυπολογίζοντας το κόστος για τη διατήρηση των απαραίτητων μονάδων σε καθεστώς ‘ψυχρής εφεδρείας’ παραγωγής για την κάλυψη εκτάκτων αναγκών στα διασυνδεόμενα ΜΔΝ. Σημειώνεται δε περαιτέρω, ότι η εκτίμηση του κόστους παραγωγής συμβατικών μονάδων στα ΜΔΝ λαμβάνει υπόψη ότι, το αργότερο από το έτος 2031 και μετά, προβλέπεται η πλήρης αντικατάσταση του καυσίμου mazut με το – τριπλάσιου σχεδόν κόστους - diesel, για περιβαλλοντικούς λόγους, οπότε και αναμένεται σημαντική αύξηση στο κόστος παραγωγής κατά την αυτόνομη ανάπτυξη των ΜΔΝ
3. Επιπρόσθετα, για να είναι απολύτως ξεκάθαρο το οικονομικό αποτέλεσμα για τον καταναλωτή της υλοποίησης του συνόλου των διασυνδέσεων των ΜΔΝ που εμπεριέχονται στο επενδυτικό πρόγραμμα του ΑΔΜΗΕ, και συγκεκριμένα η εξέλιξη του ρυθμιζόμενου εσόδου του Διαχειριστή σε σχέση με την εξοικονόμηση των ΥΚΩ, στον κάτωθι πίνακα παρουσιάζεται η εκτιμώμενη εξέλιξη για τον ορίζοντα 2026-2034, οπότε και αναμένεται να Ως εκτιμώμενη ελάφρυνση καταναλωτών νοείται η διαφορά μεταξύ της εκτιμώμενης εξοικονόμησης ανταλλάγματος ΥΚΩΜΔΝ και του εκτιμώμενου εσόδου του ΑΔΜΗΕ από τις διασυνδέσεις ΜΔΝ (RABΜΔΝ*WACC + ΑποσβέσειςΜΔΝ). 2 Αποφευγόμενο κόστος παραγωγής από συμβατικές μονάδες στα διασυνδεόμενα νησιά, σύμφωνα με τη μεθοδολογία υπολογισμού των ΥΚΩ ΜΔΝ όπως ισχύει (απόφαση ΡΑΑΕΥ 14/2014): (ΜΜΚΜΔΝ-ΜΤΑΔΣ)*QΣΥΜΒ. Ειδικά για τις φάσεις Α’-Γ’ της Διασύνδεσης των Κυκλάδων η εκτιμώμενη εξοικονόμηση ΥΚΩ της τάξεως των 30 εκατ. ανά έτος, βασίζεται στις αποφάσεις της ΡΑΑΕΥ για το αντάλλαγμα των ΥΚΩ των ετών 2017-2019, ενώ για τη Φάση Α’ της Διασύνδεσης της Κρήτης η εκτίμηση της εξοικονόμησης βασίζεται στις εισαγωγικές ροές προς το ΜΣΣ Κρήτης από τη διασύνδεση AC της Πελοποννήσου και το συντηρητικά εκτιμώμενο κόστος παραγωγής αεριοστροβιλικών μονάδων στο ΜΣΣ της Κρήτης, καθώς, χωρίς την ύπαρξη της εν λόγω διασύνδεσης, η ενέργεια αυτή θα έπρεπε να παραχθεί από αυτές και το σχετικό κόστος θα επιβάρυνε τα ΥΚΩ του ΜΣΣ της Κρήτης. 3 Ειδικά για την περίπτωση της εξοικονόμησης ΥΚΩ για τα έργα των διασυνδέσεων των Δωδεκανήσων και του ΒΑ Αιγαίου, οι εκτιμήσεις βασίστηκαν στα αποτελέσματα της επικαιροποιημένης μελέτης κόστους οφέλους που διενήργησε ο ΑΔΜΗΕ και υπέβαλλε στη Ρυθμιστική Αρχή, στην οποία λαμβάνεται υπόψη η υποκατάσταση των μονάδων μαζούτ με diesel από το 2031 και μετά. Αντίστοιχα, για τη συνολική διασύνδεση της Κρήτης, έχει εκτιμηθεί η πλήρης υποκατάσταση των μονάδων μαζούτ με diesel από το 2031 και μετά. Για τις Κυκλάδες (όλες οι φάσεις), η εξοικονόμηση των ΥΚΩ είναι υποεκτιμημένη, καθώς βασίζεται σε προεκβολή ιστορικών στοιχείων και δεν λαμβάνει υπόψη αντίστοιχη αύξηση κόστους παραγωγής των πετρελαϊκών μονάδων λόγω υποκατάστασης του μαζούτ από το ντίζελ. 1 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 22/12/2025 ηλεκτριστούν όλες οι διασυνδέσεις ΜΔΝ, ήτοι Κυκλάδες (όλες οι φάσεις), Κρήτη (και οι δύο φάσεις), Δωδεκάνησα Α. Π.: και ΒΑ Αιγαίο. Αξίζει δε να σημειωθεί στο σημείο αυτό ότι, από το 2031 και μετά η εκτιμώμενη ελάφρυνση των καταναλωτών συμπεριλαμβάνει την επίπτωση από την ηλέκτριση όλων των σχεδιαζόμενων διασυνδέσεων, γεγονός που αποτυπώνεται ξεκάθαρα στο “άλμα” που εμφανίζεται στο σχετικό σχήμα. 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Εκτιμώμενο Έσοδο ΕΣΜΗΕ από Διασυνδέσεις ΜΔΝ (RABΜΔΝ*W ACC και αποσβέσεις) 213 257 340 421 435 425 415 406 396 Εκτιμώμενη Εξοικονόμηση ΥΚΩ / έτος 509 523 536 547 630 1.050 1.068 1.086 1.104 Εκτιμώ μενη ελάφρυνση καταναλω τώ ν από διασυνδέσεις/έτος 296 266 195 126 195 625 652 680 708 Εκτιμώ μενη ελάφρυνση καταναλω τώ ν από διασυνδέσεις/σω ρευτικά 296 563 758 884 1.079 1.704 2.356 3.036 3.744 ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 22/12/2025 Α. Π.: Ιδίως για τη διασύνδεση της Κρήτης (Α’ και Β’ φάση), τα εκτιμώμενα στοιχεία παρουσιάζονται διακριτά κατωτέρω, λόγω της εξαιρετικά σημαντικής τους συνδρομής στη συνολική εξοικονόμηση ΥΚΩ και συνακόλουθη ελάφρυνση των καταναλωτών, στην οποία έχει προφανώς ληφθεί υπόψη και έχει αφαιρεθεί (όπως και σε όλες τις άλλες περιπτώσεις διασύνδεσης νησιών που παρουσιάζονται στο παρόν), το εκτιμώμενο ετήσιο κόστος παραμονής σε ψυχρή εφεδρεία δυναμικού εκτάκτων αναγκών, ανεχόμενο μεσοσταθμικά στην τάξη των 50 εκ.€/έτος. σε εκατ. ευρώ 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 Εκτιμώμενο Έσοδο ΕΣΜΗΕ από διασύνδεση Κρήτης 118 115 112 109 106 104 101 98 95 Κρήτη Ι 24 23 23 22 21 21 20 20 19 Κρήτη ΙΙ 94 92 90 87 85 83 80 78 76 417 428 438 449 460 571 582 594 605 Κρήτη Ι 179 188 198 207 217 277 287 297 307 Κρήτη ΙΙ 238 240 241 242 243 294 296 297 298 Εκτιμώμενη ελάφρυνση καταναλωτών από διασύνδεση Κρήτης/έτος 300 313 326 340 354 467 481 496 510 Εκτιμώμενη ελάφρυνση καταναλωτών από διασύνδεση Κρήτης/σωρευτικά 300 613 939 1.279 1.632 2.100 2.581 3.077 3.586 Καθαρή εκτιμώμενη εξοικονόμηση ΥΚΩ Κρήτης/έτος ΣΥΝΗΜΜΕΝΟ Ρυθµιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων 22/12/2025 Α. Π.: ΕΠΙΚΑΙΡΟΠΟΙΗΜΕΝΗ ΜΕΛΕΤΗ ΚΟΣΤΟΥΣ - ΟΦΕΛΟΥΣ ΤΩΝ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ ΚΑΙ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Αθήνα, Νοέμβριος 2025 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ Συντομογραφίες 1 1 Εκτενής περίληψη (Executive Summary) 2 2 Συνοπτική Περιγραφή των Έργων Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων & των νησιών ΒΑ Αιγαίου 9 3 Συνοπτική περιγραφή των ΗΣ των Νησιών των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου 16 4 Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση - Μεθοδολογική Προσέγγιση 21 5 Υποθέσεις Μελέτης 27 6 Υπολογισμός των Δεικτών Οφέλους 37 i ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 7 Ανάλυση Κόστους 78 8 Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση 82 9 Συμπεράσματα 93 10 Αναφορές 95 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑΤΑ 98 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Α: Υφιστάμενες Συμβατικές Μονάδες ανά Θερμικό Σταθμό των ΗΣ Δωδεκανήσων & ΒΑ Αιγαίου 99 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Β: Εξέλιξη ζήτησης Δωδεκανήσων & νησιών ΒΑ Αιγαίου 102 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Γ: Λογισμικά για Μελέτες Αγοράς και Δικτύου 104 ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Δ: Αναλυτικοί Πίνακες Κοινωνικο-οικονομικού οφέλους 107 ii ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Συντομογραφίες ΑΔΜΗΕ ΑΣΠ ΓΜ ΔΔΝ ΔΕΔΔΗΕ ΔΕΗ ΔΠΑ ΕΕ ΕΣΕΚ ΕΣΜΗΕ ΗΣ ΜΑΣΜ ΜΑΣΜ-Ν ΜΔΝ ΜΚΟ ΜΠΕ ΜΕΟΑ ΜΤ ΟΤΑ ΟΤΣ ΡΑΑΥΕ ΣτΕ ΤΣΠ Υ/Σ ΥΤ ENTSO-E GIS IED MCPD SVC Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Αυτόνομος Σταθμός Παραγωγής Γραμμή Μεταφοράς Διεύθυνση Διαχείρισης Νήσων (στον ΔΕΔΔΗΕ) Διαχειριστής Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Δημόσια Επιχείρηση Ηλεκτρισμού Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Ευρωπαϊκή Ένωση Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Ηλεκτρικό Σύστημα Μελέτη Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς Μελέτη Ανάπτυξης Συστημάτων Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά Μελέτη/Μελέτες Κόστους Οφέλους Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων Μελέτη Ειδικής Οικολογικής Αξιολόγησης Μέση Τάση Οριακή Τιμή Αποκλίσεων Οριακή Τιμή Συστήματος Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων Συμβούλιο της Επικρατείας Τοπικός Σταθμός Παραγωγής Υποσταθμός Υψηλή Τάση European Network of Transmission System Operators for Electricity Υ/Σ κλειστού τύπου GIS (Gas Insulated Substation) Οδηγία Βιομηχανικών Εκπομπών (Industrial Emission Directive) Οδηγία για Μεσαίου Μεγέθους Μονάδες Καύσης (Medium Combustion Plant Directive) Στατός Αντισταθμιστής Ισχύος (Static Var Compensator) 1 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 1 Εκτενής περίληψη (Executive Summary) 1.1 Εισαγωγή Το ευρύτερο έργο της Διασύνδεσης των νησιών του Αιγαίου (εκτός Κυκλάδων και Κρήτης) με το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) περιλαμβάνει δύο έργα: τη Διασύνδεση Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ και τη Διασύνδεση των νησιών του ΒΑ Αιγαίου. Οι πρώτες μελέτες για τη διασύνδεση των νησιών του Αιγαίου εκπονήθηκαν από το ΕΜΠ [1] το 2006, και αναθεωρήθηκαν το 2008 [2], μετά από σχετική ανάθεση από ΡΑAΕY (πρώην ΡΑΕ) και αφορούσαν στα νησιά των Δωδεκανήσων, στα νησιά ΒΑ Αιγαίου και στην Κρήτη. Στη συνέχεια το 2010, σύμφωνα με τις προβλέψεις του ν.3851/04.06.2010, εκπονήθηκε από τον ΔΕΣΜΗΕ μελέτη στρατηγικού σχεδιασμού διασυνδέσεων των νησιών του Αιγαίου [3]. Ακολούθως η ΡΑΑΕΥ (πρώην ΡΑΕ) με την υπ’ αριθμόν 469/2015 Απόφασή της, προχώρησε στη σύσταση της «Επιτροπής Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ», η οποία εξέδωσε Πορίσματα αναφορικά με τον οικονομικότερο τρόπο ηλεκτροδότησής τους, είτε μέσω της διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ ή το Διασυνδεδεμένο με αυτό ΕΔΔΗΕ στη βάση της οικονομικότερης τεχνικά εφικτής λύσης διασύνδεσης, είτε με την εξακολούθηση της ηλεκτροδότησης τους ως ΜΔΝ. Τέλος κατά το έτος 2017 και παράλληλα με τις εργασίες της Επιτροπής Εξέτασης της Οικονομικότητας του τρόπου Ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (ΜΔΝ), πραγματοποιήθηκαν από το ΕΠΙΣΕΥ/ΕΜΠ σχετικές διερευνήσεις όπως οικονομοτεχνικές αναλύσεις σεναρίων διασύνδεσης των Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ μέσω Κρήτης καθώς επίσης οικονομοτεχνική ανάλυση της λειτουργίας σύνθετων διασυνδέσεων ΕΡ & ΣΡ ηλεκτρικών συστημάτων ΜΔΝ με το ΕΣΜΗΕ [4], [5]. Το έργο διασύνδεσης των Δωδεκανήσων εντάχθηκε στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) περιόδου 2020-2029 που υποβλήθηκε στην ΡΑΕ [6], το οποίο περιλάμβανε επίσης μια προκαταρκτική σχετική αναφορά για τη διασύνδεση των νησιών του ΒΑ Αιγαίου. Η ένταξη του έργου της διασύνδεσης των νησιών του ΒΑ Αιγαίου πραγματοποιήθηκε στο ΔΠΑ περιόδου 2021-2030 [7]. Έκτοτε, έχουν επέλθει διάφορες τροποποιήσεις στον αρχικό σχεδιασμό, κυρίως λόγω δυσκολιών που ανέκυψαν κατά την αδειοδοτική διαδικασία, οι οποίες έχουν γνωστοποιηθεί στη ΡΑΑΕΥ (πρώην ΡΑΕ) τόσο μέσω της υποβολής του Σχεδίου ΔΠΑ 20252034 [8], όσο και με την υποβολή συμπληρωματικών στοιχείων [9], [10]. Οι στόχοι των έργων βρίσκονται σε απόλυτη εναρμόνιση με τους στόχους της εθνικής και κοινοτικής ενεργειακής και περιβαλλοντικής πολιτικής. Τα έργα είναι σε συμφωνία με το εγκεκριμένο ΕΣΕΚ και τη Μακροχρόνια Στρατηγική για το
4. Το επενδυτικό κόστος του έργου διασύνδεσης των Δωδεκανήσων υπολογίζεται στα €3.133.287.921 εκ των οποίων τα €2.956.987.921 αφορούν αποκλειστικά στο Σύστημα (ΑΔΜΗΕ) και τα υπόλοιπα €176.300.000 στο Δίκτυο (ΔΕΔΔΗΕ). Το επενδυτικό κόστος του έργου διασύνδεσης των νησιών ΒΑ Αιγαίου υπολογίζεται στα €1.631.226.062 εκ των οποίων τα €1.424.936.232 αφορούν αποκλειστικά στο Σύστημα (ΑΔΜΗΕ) και τα υπόλοιπα €206.289.380 στο Δίκτυο. Φορέας υλοποίησης των έργων όσον αφορά στα έργα Συστήματος είναι η ΑΔΜΗΕ Α.Ε. Θα υπάρξει σύμπραξη με τον ΔΕΔΔΗΕ στους Υ/Σ GIS. Ο ΔΕΔΔΗΕ είναι ο φορέας υλοποίησης των έργων ΜΤ των επιμέρους διασυνδέσεων των νησιών. Η μεγάλη εμπειρία του ΑΔΜΗΕ, αποκτηθείσα από μια σειρά πρωτοπόρων έργων διασύνδεσης νησιών (Διασύνδεση AC Κυκλάδων Α’, Β’, Γ’, Δ’ Φάσεις, AC Διασύνδεση Κρήτης-Πελοποννήσου, DC Διασύνδεση 2 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Κρήτης-Αττικής, Διασύνδεση Σκιάθου) διασφαλίζει την απρόσκοπτη, εύρυθμη και έγκαιρη υλοποίηση του παρόντος έργου. Οι παρούσες Μελέτες Κόστους Οφέλους (MKO) παρουσιάζουν την κοινωνικοοικονομική ανάλυση των έργων της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου λαμβάνοντας υπόψη αφενός τα σχετιζόμενα κόστη (κεφαλαιουχικό και λειτουργικό συμπεριλαμβανομένου και του κόστους συντήρησης και αποκατάστασης βλαβών), αφετέρου τα νομισματοποιημένα αναμενόμενα οφέλη. 1.2 Ζώνη επίδρασης του έργου Ο πληθυσμός που θα ωφεληθεί από τα έργα της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ είναι ο συνολικός πληθυσμός της χώρας. Η αναμενόμενη μείωση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στα εν λόγω νησιά μετά τη διασύνδεσή τους με το ΕΣΜΗΕ λόγω της μείωσης του κόστους καυσίμου θα επιφέρει αντίστοιχη μείωση και στα ΥΚΩ. Επίσης αναμένεται και περαιτέρω εγκατάσταση ΑΠΕ στα νησιά Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου τα οποία έχουν πλούσιο αιολικό και ηλιακό δυναμικό. Επιπρόσθετα, ο συνδυασμός της μείωσης της ηλεκτροπαραγωγής από τους πετρελαϊκούς σταθμούς των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών και της αύξησης στη διείσδυση των ΑΠΕ θα μειώσει αντίστοιχα την επίπτωση που είχε η ηλεκτροπαραγωγή των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου στο περιβάλλον των νησιών αλλά κατ’ επέκταση και όλης της χώρας. Τέλος, οι κάτοικοι των νησιών που θα διασυνδεθούν με το ΕΣΜΗΕ θα επωφεληθούν από τη βελτίωση της αξιοπιστίας και της ασφάλειας της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας στα συγκεκριμένα νησιά. 1.3 Κοινωνικοοικονομική ανάλυση Η κοινωνικοοικονομική ανάλυση για τα έργα της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ εκπονήθηκε ακολουθώντας τη μεθοδολογία του Εγχειριδίου του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας «Οδηγίες σύνταξης Μελετών Κόστους-Οφέλους για έργα που εντάσσονται στο Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ)», όπως αυτό εγκρίθηκε με την Απόφαση ΡΑΕ 590/2021 και το οποίο αποτελεί μετάφραση στα ελληνικά του 3rd CBA Guideline του ENTSOE [8]. Η συγκεκριμένη μεθοδολογία υιοθετεί μία πολυκριτηριακή προσέγγιση η οποία βασίζεται σε ένα σύνολο κριτηρίων – δεικτών που αποσκοπούν να αποτυπώσουν ποσοτικά τη συμβολή ενός νέου έργου διασύνδεσης στην επίτευξη των στόχων. Για τον υπολογισμό των κριτηρίων/δεικτών εκπονούνται μελέτες αγοράς ή/και μελέτες δικτύου. Οι μελέτες αγοράς εκπονήθηκαν με χρήση του λογισμικού ANTARES ενώ οι μελέτες δικτύου με το λογισμικό PSSE. Κάποιοι από αυτούς τους δείκτες νομισματοποιούνται, άλλοι εκφράζονται σε φυσικούς όρους και άλλοι είναι ποιοτικοί. Οι νομισματοποιημένοι δείκτες συνθέτουν τα νομισματοποιημένα οφέλη της κοινωνικοοικονομικής ανάλυσης. Το επενδυτικό, λειτουργικό, το κόστος συντήρησης και το κόστος της εκτιμώμενης αποκατάστασης βλαβών συνθέτουν τα κόστη της επένδυσης. Για τη συνολική αξιολόγηση του έργου διεξάγεται κοινωνικοοικονομική ανάλυση, λαμβάνοντας υπόψη τα παραπάνω κόστη και τα οφέλη, από την οποία προκύπτουν οι δείκτες απόδοσης: Καθαρή Παρούσα Αξία (Net Present Value, NPV), Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (Internal Rate of Return, IRR) και ο Λόγος Οφέλους-Κόστους (Benefit to Cost Ratio, BCR). 3 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Στο πλαίσιο εκπόνησης της κοινωνικοοικονομικής ανάλυσης διαμορφώθηκαν τρία σενάρια τεχνοοικονομικής ανάλυσης των Διασυνδέσεων Δωδεκανήσου και Βορειοανατολικού Αιγαίου, τα οποία διαφοροποιούνται ως προς τις θεωρούμενες υποθέσεις εξέλιξης της ζήτησης και του βαθμού ανάπτυξης ΑΠΕ στα υπό εξέταση συγκροτήματα νησιών. Τόσο στη διαμόρφωση σεναρίων, όσο και στην όλη ανάλυση έχει ληφθεί υπόψη το εγκεκριμένο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) [9]. Οι υποθέσεις, υπολογισμοί και τα αποτελέσματα της ανάλυσης παρουσιάζονται στα Κεφάλαια 5 και
5. Ειδικότερα η παρούσα Έκθεση παρουσιάζει δύο Μελέτες Κόστους Οφέλους σύμφωνα με την Απόφαση ΡΑΕ 590/2021 και το 3rd ENTSO-E Guideline for CBA. Η πρώτη αφορά στο έργο της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ και η άλλη στο έργο διασύνδεσης των νησιών του ΒΑ Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ. Λόγω της συνάφειας των έργων σχετικά με τη μελέτη τους (προκαταρκτικές μελέτες, Πορίσματα Οικονομικότητας, Έκθεση κοινής ομάδας εργασίας), τον χρόνο ένταξής τους στο ΔΠΑ του ΑΔΜΗΕ (clusters 20.3 και 20.4) και τις πιθανές συνέργειες στο σχεδιασμό και την υλοποίησή τους, οι ΜΚΟ παρατίθενται στην ίδια έκθεση. Στα ενιαία Κεφάλαια 2 και 3 μια σύντομη περιγραφή των έργων και οι στόχοι τους, καθώς και σύντομη παρουσίαση των ηλεκτρικών συστημάτων των υπό διασύνδεση νησιωτικών συμπλεγμάτων, Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου. Στο Κεφαλαίο 4 παρουσιάζεται η μεθοδολογική προσέγγιση της κοινωνικοοικονομικής ανάλυσης, ενώ στο Κεφάλαιο 5 δίνονται οι υποθέσεις της μελέτης και η διαμόρφωση των υπό εξέταση σεναρίων. Στο Κεφάλαιο 6 παρουσιάζονται οι υπολογισμοί και τα αποτελέσματα των Δεικτών Οφέλους (Β1 έως Β10, S1, S2 και S3) ξεχωριστά για το έργο διασύνδεσης Δωδεκανήσων και το έργο της διασύνδεσης νησιών ΒΑ Αιγαίου. Στο Κεφάλαιο 7 παρουσιάζεται διακριτά το κεφαλαιουχικό κόστος (CAPEX) και το λειτουργικό κόστος (OPEX) των δύο έργων. Τέλος στο Κεφάλαιο 8 παρουσιάζεται η κοινωνικοοικονομική ανάλυση και οι δείκτες αξιολόγησης (NPV, IRR, BCR) για το έργο διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και έργο διασύνδεσης των νησιών ΒΑ Αιγαίου. 1.4 Συμπεράσματα Τα αποτελέσματα των ΜΚΟ αναδεικνύουν και ποσοτικοποιούν τα αναμενόμενα οφέλη από την υλοποίηση των έργων, όπως αυτά περιγράφονται στους στόχους των έργων και ιδίως αναφορικά με: Την εξασφάλιση της ομαλής, αξιόπιστης και µε οικονομικότερο τρόπο, τροφοδότησης µε ηλεκτρική ενέργεια των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου σε σύγκριση με την υφιστάμενη κατάσταση. Την εξασφάλιση της ασφάλειας τροφοδοσίας με ηλεκτρική ενέργεια από το ΕΣΜΗΕ και παύση της ηλεκτρικής απομόνωσης των νησιών. Τη μείωση των περιβαλλοντικών επιπτώσεων και της επιβάρυνσης που προκαλείται στο περιβάλλον του συμπλέγματος των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου από τους υφιστάμενους πετρελαϊκούς σταθμούς παραγωγής, οι οποίοι λειτουργούν πλησίον κατοικημένων και τουριστικών περιοχών, με τον σταδιακό περιορισμό έως την οριστική παύση της λειτουργίας τους. Την αύξηση της δυνατότητας εκμετάλλευσης του πλούσιου δυναμικού ΑΠΕ της περιοχής. Πιο συγκεκριμένα, με την ολοκλήρωση του έργου Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και των νησιών ΒΑ Αιγαίου επιτυγχάνεται Ονομαστική Ικανότητα Μεταφοράς 2 x 500 MW με τη 4 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ διασυνδετική γραμμή Συνεχούς Ρεύματος μεταξύ του συμπλέγματος των Δωδεκανήσων (Κως) και του ΕΣΜΗΕ (ΚΥΤ Κορίνθου) και 2 x 250 MVA μεταξύ του συμπλέγματος των νησιών του BA Αιγαίου και του ΕΣΜΗΕ (γραμμή μεταφοράς εναλλασσόμενου ρεύματος (150kV/AC) ονομαστικής ικανότητας 250 MVA μεταξύ Αλιβερίου (ΕΣΜΗΕ) και Σκύρου και γραμμής ίδιας ονομαστικής ικανότητας μεταξύ ΚΥΤ Νέας Σάντας και Λήμνου). Η Καθαρή Ικανότητα Μεταφοράς (Net Transfer Capacity, NTC) που επιτυγχάνεται μεταξύ του συνόλου των νησιών (Δωδεκάνησα και Β. Αιγαίο) και του ΕΣΜΗΕ είναι περίπου 800 MW στις δύο κατευθύνσεις, σύμφωνα με το Σχ. 6.
6. Η ακριβής τιμή εξαρτάται από την κατανομή των φορτίων και της παραγωγής των νησιών. Οι παραπάνω Ικανότητες Μεταφοράς εξασφαλίζουν πλήρως την κάλυψη της προβλεπόμενης ζήτησης των νησιών έως το τέλος της υπό εξέτασης περιόδου, υπό κανονικές συνθήκες διαθεσιμότητας των στοιχείων των διασυνδέσεων, ικανοποιώντας προφανώς και το κριτήριο Ν-
7. Η υποκατάσταση της παραγωγής των ακριβών και τοπικών ΑΣΠ από εισαγωγές από το ΕΣΜΗΕ και παραγωγή από ΑΠΕ αναμένεται να έχει σημαντικά οφέλη, τόσο οικονομικά, όσο και περιβαλλοντικά. Το κοινωνικοοικονομικό όφελος σε ορίζοντα 25ετίας προκύπτει πολύ σημαντικό, αφού εκτιμάται ότι κυμαίνεται μεταξύ 7,5 και 9,25 δισ. € για τα Δωδεκάνησα και μεταξύ 4,16 και 4,9 δις € για τα νησιά του ΒΑ Αιγαίου για τα διάφορα Σενάρια εξέλιξης. Η μείωση των εκπομπών CO2, στην 25-ετή περίοδο ανάλυσης, εκτιμάται ότι κυμαίνεται για τα Δωδεκάνησα μεταξύ 13 και 16 Mtn και για τα νησιά του ΒΑ Αιγαίου μεταξύ 24 και 30 Mtn για τα διάφορα Σενάρια. Αν ληφθεί υπόψη και το κοινωνικό κόστος των εκπομπών CO2 αυτό σε νομισματικούς όρους αντιστοιχεί σε συνολική εξοικονόμηση την 25-ετή περίοδο 20,5 με 25,5 δις € για τα Δωδεκάνησα και 11,2 με 13,8 δις € για τα νησιά του ΒΑ Αιγαίου για τα διάφορα σενάρια. Το έτος 2032 είναι το έτος ολοκλήρωσης των έργων του ΔΕΔΔΗΕ. Βάσει της μεθοδολογίας, ως πρώτο έτος οικονομικής λειτουργίας θεωρείται το αμέσως επόμενο ημερολογιακό έτος από την έναρξη της εμπορικής λειτουργίας, και η οικονομική ζωή του έργου θεωρείται 25ετής. Στους πίνακες που ακολουθούν (Πιν. 1.1 και Πιν. 1.2) παρουσιάζονται οι αθροιστικές τιμές των δεικτών/κριτηρίων για την περίοδο 2033-2057, για όλα τα εξεταζόμενα σενάρια για τα Δωδεκάνησα και νησιά ΒΑ Αιγαίου. 5 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 1.1: Παρουσίαση Δεικτών Αξιολόγησης για Δωδεκάνησα για την περίοδο 2033 - 2057 ΣΕΝΑΡΙΟ ΑΝΑΦΟΡΑΣ Κριτήριο - Δείκτης ΣΕΝΑΡΙΟ ΥΨΗΛΩΝ ΑΠΕ ΣΕΝΑΡΙΟ ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ B
8. Αύξηση Κοινωνικοοικονομικής ευημερίας (€) 7.785.093.388 8.043.787.750 9.472.054.210 B
9. Πρόσθετο κοινωνικό όφελος λόγω διαφοροποίησης CO2 (€) 12.992.936.162 13.126.389.534 16.232.962.947 B2a. Διαφοροποίηση εκπομπών CO2 (kton/έτος) σε όλη την περιοχή που εξετάζει η μελέτη 24.517 24.794 30.133 B
10. Πρόσθετη Ενσωμάτωση ΑΠΕ (GWh) 10.874 18.603 9.464 NOx 10.706 12.690 9568 CO 124 1183 11 SOx 17.250 16.540 15.791 PM2,5 163 180 147 B
11. Μείωση μη-άμεσων εκπομπών αερίων Θερμοκηπίου (tn) PM10 B
12. Διαφοροποίηση Απωλειών (€) 1.055 1.036 1.312 -283.859.790 -253.987.856 -225.823.156 B
13. Επάρκεια (€) Ν/Α B
14. Ευελιξία Ν/Α B
15. Ευστάθεια Ευστάθεια γωνίας 0 Ευστάθεια τάσης 0 Ευστάθεια συχνότητας ++ B
16. Αποφυγή Κόστους Ανανέωσης/ Αντικατάστασης υποδομών (€) 0 0 0 Β
17. Μείωση απαιτούμενων εφεδρειών για ανακατανομή μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας 0 0 0 S
18. Περιβαλλοντική Επίπτωση (km) 27,4 S
19. Κοινωνικο-οικονομική Επίπτωση (km) Ν/Α S
20. Λοιπές Επιπτώσεις (km) Ν/Α 6 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 1.2: Παρουσίαση Δεικτών Αξιολόγησης για νησιά ΒΑ Αιγαίου για την περίοδο 2033 2057 Κριτήριο - Δείκτης ΣΕΝΑΡΙΟ ΑΝΑΦΟΡΑΣ ΣΕΝΑΡΙΟ ΥΨΗΛΩΝ ΑΠΕ ΣΕΝΑΡΙΟ ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ B
21. Αύξηση Κοινωνικοοικονομικής ευημερίας (€) 4.391.395.088 4.545.774.475 5.275.096.205 B
22. Πρόσθετο κοινωνικό όφελος λόγω διαφοροποίησης CO2 (€) 7.170.305.306 7.280.525.965 8.847.620.318 B2a. Διαφοροποίηση εκπομπών CO2 (kton/έτος) σε όλη την περιοχή που εξετάζει η μελέτη 13.529 13.782 16.433 B
23. Πρόσθετη Ενσωμάτωση ΑΠΕ (GWh) 6.552 10.733 5.674 NOx 6062 7243 5209 CO 151 761 0.5 SOx 9.460 9.117 8623 PM2,5 91 102 80 B
24. Μείωση μη-άμεσων εκπομπών αερίων Θερμοκηπίου (tn) PM10 B
25. Διαφοροποίηση Απωλειών (€) 581 573 717 -369.218.529 -380.349.944 -349.287.334 B
26. Επάρκεια (€) Ν/Α B
27. Ευελιξία Ν/Α B
28. Ευστάθεια Ευστάθεια γωνίας 0 Ευστάθεια τάσης 0 Ευστάθεια συχνότητας ++ B
29. Αποφυγή Κόστους Ανανέωσης/ Αντικατάστασης υποδομών (€) 0 0 0 Β
30. Μείωση απαιτούμενων εφεδρειών για ανακατανομή μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας 0 0 0 S
31. Περιβαλλοντική Επίπτωση (km) 81,3 S
32. Κοινωνικο-οικονομική Επίπτωση (km) Ν/Α S
33. Λοιπές Επιπτώσεις (km) Ν/Α Σε κοινωνικοοικονομικούς όρους το έργο Διασύνδεσης Δωδεκανήσων και το έργο των νησιών ΒΑ Αιγαίου είναι ιδιαίτερα ελκυστικά καθότι σε όλα τα Σενάρια παρουσιάζουν θετική Καθαρή Παρούσα Αξία (ENPV >0), IRR> 4% (οικονομικού επιτοκίου αναγωγής) και BCR>
34. Συνεπώς τα έργα είναι κοινωνικοοικονομικά βιώσιμα, επιθυμητά και αποδοτικά. Στους παρακάτω πίνακες (Πιν. 1.3 και Πιν. 1.4) παρουσιάζονται οι κοινωνικοοικονομικοί δείκτες απόδοσης για τα τρία σενάρια ανάλυσης. Πιν. 1.3: Κοινωνικοοικονομικοί δείκτες απόδοσης για τα Δωδεκάνησα NPV (δις €) IRR BCR Σενάριο ΑΝΑΦΟΡΑΣ 7,88 17,00% 3,12 Σενάριο ΥΨΗΛΩΝ ΑΠΕ 8,11 17,27% 3,19 Σενάριο ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 10,53 19,86% 3,84 7 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 1.4: Κοινωνικοοικονομικοί δείκτες απόδοσης για τα νησιά ΒΑ Αιγαίου NPV (δις €) IRR ΒCR Σενάριο ΑΝΑΦΟΡΑΣ 4,40 17,72% 3,30 Σενάριο ΥΨΗΛΩΝ ΑΠΕ 4,55 18,17% 3,38 Σενάριο ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 5,77 20,52% 4,02 Από τους ως άνω πίνακες φαίνεται ότι και για τα δύο έργα διασύνδεσης πληρείται το κριτήριο της Απόφασης ΡΑΕ 590/2021 για BCR>
35. Ως εκ τούτου, σύμφωνα με την υποενότητα 8.3 του Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος, τα έργα Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και του Βορειανατολικού Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ δύναται να χαρακτηριστούν ως Έργα Μείζονος Σημασίας στο πλαίσιο της Απόφασης έγκρισης του ΔΠΑ. 8 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 2 Συνοπτική Περιγραφή των Έργων Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων & των νησιών ΒΑ Αιγαίου 2.1 Πλαίσιο Εφαρμογής Η περιβαλλοντική νομοθεσία της ΕΕ (Οδηγίες IED-2010/75/ΕΕ και MCPD-2015/2193/ΕΕ) και οι απαιτήσεις που επιβάλλουν για τον περιορισμό εκπομπών αέριων ρύπων στην ατμόσφαιρα σε επιτρεπτά όρια, αφορούν σε μονάδες με συνολική ονομαστική θερμική ισχύ τουλάχιστον ίση με 50MWth σε κοινή καπνοδόχο, ανεξάρτητα από το είδος του καυσίμου που χρησιμοποιούν, και σε μεσαίου μεγέθους μονάδες ισχύος μεγαλύτερης ή ίσης του 1 MW th και μικρότερης των 50 MWth και βρίσκουν πεδίο εφαρμογής στα ΜΔΝ. Η εν λόγω νομοθεσία έρχεται να θέσει σοβαρούς περιορισμούς στη λειτουργία των συμβατικών μονάδων παραγωγής των σταθμών που λειτουργούν στα απομονωμένα ΗΣ των ΜΔΝ, καθιστώντας ουσιαστικά απαγορευτική τη μακροπρόθεσμη χρήση μαζούτ σε αυτούς, επιβάλλοντας την επανεξέταση του τρόπου αυτόνομης λειτουργίας των ΗΣ των ΜΔΝ και την αλλαγή τύπου καυσίμου με χρήση ελαφρού πετρελαίου ή χρήση φυσικού αερίου. Με την 2014/536/ΕΚ/14.08.2014 [11] Απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής (εφεξής Απόφαση Παρέκκλισης) χορηγήθηκε παρέκκλιση στην Ελλάδα έως την 1η Ιανουαρίου 2021 από την εφαρμογή του άρθρου 4, παράγραφο 2 του διατακτικού της, με βάση την οποία οι Ελληνικές Αρχές υποχρεούνται, μεταξύ άλλων, κατά τη χορήγηση αδειών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ή την υποβολή προσφορών για υπάρχουσα ή νέα δυναμικότητα από συμβατικές μονάδες παραγωγής για ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ, να εξετάζουν συστηματικά την οικονομική αποδοτικότητα της εναλλακτικής λύσης της διασύνδεσης του απομονωμένου δικτύου, μέρος του οποίου αποτελεί το συγκεκριμένο ΜΔΝ. Σε περίπτωση που η κατασκευή διασύνδεσης είναι οικονομικά αποδοτικότερη δεν θα πρέπει να χορηγείται άδεια για νέα δυναμικότητα από συμβατικές μονάδες, ενώ επισημαίνεται ότι το εκτιμώμενο κόστος λειτουργίας του αυτόνομου συστήματος θα πρέπει να περιλαμβάνει όλα τα έξοδα για την παροχή ηλεκτρικής ενέργειας στους τελικούς πελάτες εντός του απομονωμένου δικτύου, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για το αντάλλαγμα Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας στο εν λόγω ΜΔΝ. Η εφαρμογή της Απόφασης Παρέκκλισης, θέτει περιορισμούς στον πυρήνα της αδειοδότησης στα ΜΔΝ και απαιτεί τη λήψη αποφάσεων και την εκτέλεση ενεργειών τόσο από πλευράς ΡΑΕ, όσο και των Διαχειριστών του Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) και του Δικτύου (ΔΕΔΔΗΕ). Στο πλαίσιο αυτό, η ΡΑΕ με την υπ’ αριθμόν 469/2015 Απόφασή της, προχώρησε στη σύσταση της «Επιτροπής Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ», η οποία εξέδωσε Πορίσματα αναφορικά με τον οικονομικότερο τρόπο ηλεκτροδότησής τους, είτε μέσω της διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ ή το Διασυνδεδεμένο με αυτό ΕΔΔΗΕ στη βάση της οικονομικότερης τεχνικά εφικτής λύσης διασύνδεσης, είτε με την εξακολούθηση της ηλεκτροδότησης τους ως ΜΔΝ. Η Επιτροπή απαρτίζονταν από στελέχη των ΡΑΕ, ΑΔΜΗΕ Α.Ε., ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. και ΔΕΣΦΑ Α.Ε. [12], [13]. Το Πρώτο Πόρισμα της Επιτροπής αφορούσε τα υπόλοιπα 9 νησιά των Κυκλάδων που δεν περιλήφθηκαν στη Διασύνδεση των Κυκλάδων των Φάσεων Α, Β και Γ. Ουσιαστικά αφορούσε τα νησιά που περιλαμβάνονται στη Διασύνδεση των Κυκλάδων Φάση Δ. Για τα υπόλοιπα ΜΔΝ του Αιγαίου αρχικά η επιτροπή εξέτασε λύσεις διαμόρφωσης ενιαίου δικτύου μεταφοράς που θα περιλάμβανε όλα τα νησιά του Β και Ν Αιγαίου και θα συνδεόταν με το ΕΣΜΗΕ σε περισσότερα του ενός σημεία. Στην πορεία εργασιών της Επιτροπής 9 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ διαπιστώθηκε ότι η πρόβλεψη δύο χωριστών συστημάτων-διασυνδέσεων αποτελεί την μάλλον προσφερόμενη λύση, ήτοι: Ενός το οποίο αφορά όλα τα νησιά του Ν. Αιγαίου (Δωδεκάνησα) και ενός που αφορά στα νησιά του Β. Αιγαίου. Στο πλαίσιο αυτό η Επιτροπή εκπόνησε ένα Πόρισμα που αποτελείται από δύο μέρη: Ι. ΠΟΡΙΣΜΑ επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των νησιών του Νοτίου Αιγαίου (Δωδεκάνησα) ΜΕΡΟΣ Ι, (Αθήνα Νοέμβριος 2017), [14]. ΙΙ. ΠΟΡΙΣΜΑ επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των νησιών του Βορείου Αιγαίου ΜΕΡΟΣ ΙΙ, (Αθήνα Δεκέμβριος 2018), [15]. Τα Πορίσματα στηρίχθηκαν σε σειρά σχετικών μελετών που εκπονήθηκαν από τους καθ’ ύλην αρμόδιους φορείς που μετείχαν στην Επιτροπή καθώς και από ερευνητική Ομάδα του ΕΜΠ, η οποία μετά από ανάθεση της ΡΑΕ (Απόφαση ΡΑΕ 168/2018) συνέταξε ειδικό πρόγραμμα Η/Υ για την ανάλυση της λειτουργίας και τον καθορισμό του κόστους ηλεκτροδότησης στην περίπτωση διατήρησης τοπικής παραγωγής των νησιών, ως εφεδρικής ή για την κάλυψη αιχμών [16]. Στο Πόρισμα (Μέρος Ι & Μέρος ΙΙ) προκρίθηκαν οι λύσεις της διασύνδεσης έναντι των λύσεων αυτόνομης ανάπτυξης των νησιών. Τα εν λόγω Πορίσματα υποβλήθηκαν στους αρμόδιους Διαχειριστές Δικτύου και Συστήματος, οι οποίοι τα αξιολόγησαν και προχώρησαν σε αντίστοιχες εισηγήσεις τους στην Αρχή με βάση τις οποίες εκφράστηκε η συμφωνία τους επί της αρχής με την προκρινόμενη λύση της διασύνδεσης [17], [18], [19]. Το έργο διασύνδεσης των Δωδεκανήσων εντάχθηκε στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) περιόδου 2020-2029 που υποβλήθηκε στην ΡΑΕ [6], το οποίο περιλάμβανε επίσης μια προκαταρκτική σχετική αναφορά για τη διασύνδεση των νησιών του ΒΑ Αιγαίου. Η ένταξη του έργου της διασύνδεσης των νησιών του ΒΑ Αιγαίου πραγματοποιήθηκε στο ΔΠΑ περιόδου 2021-2030 [7]. Σύμφωνα με την προβλεπόμενη διαδικασία στην απόφαση της ΡΑΕ, και όπως προκύπτει από τα πορίσματα της Επιτροπής, σε ένα επόμενο στάδιο οι Διαχειριστές εκπονούν αναλυτικότερες μελέτες για τον καθορισμό των αναγκαίων έργων για την υλοποίηση των προτεινόμενων διασυνδέσεων. Αντικείμενο αυτών των μελετών μεταξύ άλλων είναι τα ακόλουθα: Οριστικοποίηση του σχήματος των ηλεκτρικών διασυνδέσεων Διερεύνηση χωροθετήσεων εγκαταστάσεων Υψηλής Τάσης (π.χ. Υ/Σ, διατάξεις αντιστάθμισης) επί των νησιών καθώς επίσης και των σημείων προσαιγιάλωσης των υποβρύχιων καλωδίων Διερεύνηση υποβρύχιων οδεύσεων στα θαλάσσια τμήματα των διασυνδέσεων με βάση έρευνα γραφείου αναφορικά με τα υφιστάμενα βάθη Διερεύνηση εναέριων ή εναλλακτικά υπόγειων οδεύσεων επί των χερσαίων τμημάτων στα διασυνδεόμενα νησιά ή στο ηπειρωτικό Σύστημα Κατάλληλη επιλογή υποβρύχιων και υπόγειων καλωδίων και εναερίων γραμμών και διαστασιολόγηση για την ικανοποίηση της απαραίτητης ικανότητας μεταφοράς Κατάλληλη επιλογή και διαστασιολόγηση εξοπλισμού συνδέσμων συνεχούς ρεύματος Επιλογή βέλτιστου σχήματος αντιστάθμισης υποβρύχιων-υπόγειων διασυνδέσεων και διαστασιολόγηση αυτών Επιλογή και διαστασιολόγηση μέσων δυναμικής αντιστάθμισης αέργου ισχύος (SVC, STATCOM) 10 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Επιλογή και διαστασιολόγηση εφεδρικών μέσων αντιστάθμισης αέργου ισχύος Ενεργειακή ανάλυση με προσομοίωση ωριαίας λειτουργίας και αναλυτικός υπολογισμός απωλειών Διερεύνηση δυνατότητας ανάπτυξης νέων μονάδων ΑΠΕ στα νησιά που πρόκειται να διασυνδεθούν Ανάλυση στατικής ασφάλειας (Μελέτες Ροών Φορτίου) σε συνθήκες μόνιμης λειτουργίας και σε συνθήκες διαταραχών για χαρακτηριστικά στιγμιότυπα καθόλη την εξεταζόμενη περίοδο Υπολογισμός ρευμάτων βραχυκύκλωσης Δυναμική Ανάλυση για τη διερεύνηση της μεταβατικής ευστάθειας γωνίας και ευστάθειας τάσεων του συμπλέγματος των νησιών που διασυνδέονται σε συνθήκες εκδήλωσης σοβαρών διαταραχών Διερεύνηση αναγκών λειτουργίας συμβατικών σταθμών παραγωγής επί των νησιών καθώς επίσης και των αναγκών εφεδρείας εκτάκτου ανάγκης που προκύπτουν για συνθήκες εκδήλωσης σοβαρών διαταραχών επί των διασυνδετικών κυκλωμάτων Χρονοπρογραμματισμός έργων για την ένταξή τους προς υλοποίηση στα Προγράμματα Ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς και του Δικτύου Διανομής αντίστοιχα Τον Φεβρουάριο του 2018 συγκροτήθηκε κοινή ομάδα ΑΔΜΗΕ-ΔΕΔΔΗΕ με σκοπό τη μελέτη των νησιωτικών διασυνδέσεων των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών του Αιγαίου [20]. Στο πλαίσιο αυτό πραγματοποιήθηκαν πλήθος συναντήσεων των μελών που συμμετέχουν στην κοινή Ομάδα Εργασίας, ενώ τα κυριότερα αποτελέσματα και συμπεράσματα των εργασιών που πραγματοποιήθηκαν περιλαμβάνονται στην από κοινού μελέτη «Μελέτη Διασύνδεσης Νησιών Αιγαίου», η οποία εκδόθηκε τον Φεβρουάριο του 2020 [21]. Παράλληλα, η ΡΑΕ, με την υπ’ αριθμόν 651/2018 Απόφασή της [22], καθόρισε τα κριτήρια, τη μεθοδολογία και τη διαδικασία εξέτασης της οικονομικής αποδοτικότητας και τεχνικής δυνατότητας ηλεκτρικής διασύνδεσης με το ΕΣΜΗΕ ενός ή περισσοτέρων ΜΔΝ. Η εν λόγω μεθοδολογία βασίστηκε στην πρώτη έκδοση της μεθοδολογίας εκπόνησης ΜΚΟ του ENTSO-E [23] και στο σχετικό Εγχειρίδιο εφαρμογής αυτής για τα έργα που εντάσσονται στο ΕΣΜΗΕ βάσει του εκάστοτε ΔΠΑ, σχέδιο του οποίου είχε υποβληθεί από τον ΑΔΜΗΕ προς έγκριση στη ΡΑΕ και ακολούθησε σχετική διαδικασία διαβούλευσης. Η μεθοδολογία υιοθετεί μια πολυκριτηριακή προσέγγιση, βασιζόμενη σε ένα σύνολο κριτηρίων/δεικτών που αποσκοπούν να αποτυπώσουν ποσοτικά και ποιοτικά τη συμβολή του νέου έργου διασύνδεσης. Στη συνέχεια εκδόθηκε η αναθεωρημένη 2η έκδοση της μεθοδολογίας εκπόνησης ΜΚΟ του ENTSO-E [24]. Με βάση αυτή τη μεθοδολογία ο ΑΔΜΗΕ συνέταξε και υπέβαλε στη ΡΑΕ τον Φεβρουάριο 2020 «Οδηγό σύνταξης Μελετών Κόστους-Οφέλους για έργα που εντάσσονται στο ΕΣΜΗΕ» [25]. Ακολούθησε εκ νέου διαβούλευση από τη ΡΑΕ και τον Φεβρουάριο του 2021 ο ΑΔΜΗΕ υπέβαλε αναθεωρημένη εισήγηση επί του Εγχειριδίου με τίτλο «Οδηγός σύνταξης Μελετών Κόστους Οφέλους για έργα που εντάσσονται στο ΕΣΜΗΕ» [26]. Τον Ιανουάριο του 2020 εκδόθηκε η 3η έκδοση (draft) της μεθοδολογίας εκπόνησης ΜΚΟ του ENTSO-E [8] και τον Ιούλιο του 2021 η ΡΑΕ με την Απόφαση 590/2021 ενέκρινε το Εγχειρίδιο «Οδηγίες σύνταξης Μελετών Κόστους-Οφέλους για έργα που εντάσσονται στο Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ)» [27], που ουσιαστικά είναι μετάφραση στα ελληνικά του 3ου Οδηγού εκπόνησης ΜΚΟ του ENTSO-E. Στην Απόφαση 590/2021 τίθενται και 11 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ τα κριτήρια χαρακτηρισμού ενός έργου μεταφοράς του ΕΣΜΗΕ ως «σημαντικό έργο» και ως «έργο μείζονος σημασίας». Τον Δεκέμβριο του 2021 ο ΑΔΜΗΕ υπέβαλε στη ΡΑΕ τις Μελέτες Κόστους Οφέλους για τη Διασύνδεση των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου [28] σε εφαρμογή της ως άνω απόφασης και σύμφωνα με τα οριζόμενα στον ΚΔΕΣΜΗΕ. Έκτοτε, έχουν επέλθει διάφορες τροποποιήσεις στον αρχικό σχεδιασμό, κυρίως λόγω δυσκολιών που ανέκυψαν κατά την αδειοδοτική διαδικασία. Ο πλέον επικαιροποιημένος σχεδιασμός υλοποίησης των έργων περιγράφεται στις ενότητες 2.3 και 2.4, ενώ το προϋπολογιστικό κόστος των έργων δίνεται στο Κεφ.
36. Λόγω των προαναφερόμενων μεταβολών του τεχνικού σχεδιασμού και της απόκλισης του προϋπολογιστικού κόστους των έργων (συγκριτικά με την τελευταία εγκεκριμένη έκδοση του ΔΠΑ), οι Μελέτες Κόστους Οφέλους για τη Διασύνδεση των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου επικαιροποιούνται. Οι παρούσες Μελέτες Κόστους Οφέλους για τη Διασύνδεση των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου εκπονούνται λαμβάνοντας υπόψη τα πλέον επικαιροποιημένα στοιχεία τεχνικού σχεδιασμού και προϋπολογιστικού κόστους, όπως αυτά έχει γνωστοποιηθεί στη ΡΑΑΕΥ, τόσο μέσω της υποβολής του Σχεδίου ΔΠΑ 2025-2034 [8], όσο και με την υποβολή συμπληρωματικών στοιχείων [9] [10], ακολουθώντας την εγκεκριμένη μεθοδολογία εκπόνησης ΜΚΟ που περιλαμβάνεται στην Απόφαση 590/
37. 2.2 Στόχοι των Έργων Με τα έργα της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και των νησιών ΒΑ Αιγαίου πρόκειται να ολοκληρωθεί το σχέδιο διασύνδεσης των μεγαλύτερων νησιών στην Ελληνική επικράτεια. Οι στόχοι των έργων περιλαμβάνουν μεταξύ άλλων τα εξής: Εξασφάλιση της ομαλής, αξιόπιστης και µε οικονομικότερο τρόπο, τροφοδότησης µε ηλεκτρική ενέργεια των Δωδεκανήσων & νησιών του ΒΑ Αιγαίου σε σύγκριση με την υφιστάμενη κατάσταση. Εξασφάλιση της ασφάλειας τροφοδοσίας με ηλεκτρική ενέργεια από το ΕΣΜΗΕ και παύση της ηλεκτρικής απομόνωσης των νησιών. Μείωση των περιβαλλοντικών επιπτώσεων και της επιβάρυνσης που προκαλείται στο περιβάλλον του συμπλέγματος των νησιών των ΝΔ Κυκλάδων από τους υφιστάμενους πετρελαϊκούς σταθμούς παραγωγής, οι οποίοι λειτουργούν πλησίον κατοικημένων και τουριστικών περιοχών, με τον σταδιακό περιορισμό της λειτουργίας τους. Αύξηση της δυνατότητας εκμετάλλευσης του πλούσιου δυναμικού ΑΠΕ της περιοχής. Εναρμόνιση με το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) [9], τη Μακροχρόνια Στρατηγική για το 2050 [10] και την ευρωπαϊκή ενεργειακή και περιβαλλοντική πολιτική (Clean Energy for all Europeans package) [28]. Βελτίωση της ανταγωνιστικότητας της τουριστικής δραστηριότητας, που είναι και ο σημαντικότερος οικονομικός τομέας των νησιών. Με δεδομένο ότι η αξιόπιστη τροφοδοσία με ηλεκτρική ενέργεια των νησιών είναι θεμελιώδους σημασία για την οικονομική ευρωστία αυτών, το εν λόγω έργο θα συμβάλει σημαντικά στην οικονομική ανάπτυξη αυτών. Μείωση κόστους ΥΚΩ 12 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 2.3 Διασύνδεση Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ Το έργο της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων (cluster 20.3) [7] αφορά στη διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ της ομάδας των Νήσων του Νοτιοανατολικού Αιγαίου η οποία περιλαμβάνει τα εξής έξι

(6)αυτόνομα ηλεκτρικά συστήματα: Κάρπαθος (Κάσος διασύνδεση υπό ΜΤ), Ρόδος (Χάλκη διασύνδεση υπό ΜΤ), Σύμη, Κως - Κάλυμνος (Ψέριμος, Τέλενδος, Νίσυρος, Τήλος, Λέρος, Λειψοί, Γυαλί διασύνδεση υπό ΜΤ), Πάτμος και Αρκιοί (Μαράθι διασύνδεση υπό ΜΤ). Το σχήμα διασύνδεσης έχει ως εξής: • Ένας Σταθμός Μετατροπής AC/DC τεχνολογίας VSC (Voltage Source Converter) συνολικής ισχύος 1.000 MW (2 x 500 MW), με συμμετρική διπολική λειτουργία, πλησίον του ΚΥΤ Κορίνθου. • Εναέρια Γ.Μ. 400 kV για τη σύνδεση του Σταθμού Μετατροπής στην Κόρινθο με το ΚΥΤ Κορίνθου μήκους 25 km περίπου. • Ένας Σταθμός Μετατροπής AC/DC τεχνολογίας VSC συνολικής ισχύος 1.000 MW (2 x 500 MW), με συμμετρική διπολική λειτουργία στην Κω (πλησίον του Υ/Σ Μαστιχάρι), συμπεριλαμβανομένων και των απαιτούμενων εγκαταστάσεων σύνδεσης σε αυτόν τον Υ/Σ. • Δύο υποβρύχια καλώδια HVDC, συνολικής ισχύος 1.000 MW (2 x 500 MW) Κόρινθος Κως (μήκους 420 km περίπου). • Τρία Υ/Β καλώδια AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA έκαστο, μεταξύ Ρόδου (ΑΗΣ Σορωνής) και Κω (Υ/Σ Μαστιχάρι), μήκους 100 km περίπου. • Ένα Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 200 MVA, μεταξύ Καρπάθου και Ρόδου (ΘΗΣ Ν. Ρόδου), μήκους 58 km περίπου και ένα Υ/Γ καλώδιο 150 kV από το σημείο προσαιγιάλωσης του Υ/Β καλωδίου στην Κάρπαθο μέχρι τον Υ/Σ Καρπάθου, μήκους 47 km. • Δύο νέοι Υ/Σ GIS 150 kV, ένας στην Κάρπαθο και ένας στην Κω (Υ/Σ Μαστιχάρι). • Ένας στατός αντισταθμιστής ισχύος (STATCOM) στον Υ/Σ Σορωνής με προτεινόμενο μέγεθος -100/+100 MVA. 2.4 Διασύνδεση νησιών ΒΑ Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ Το έργο της διασύνδεσης του Βορειοανατολικού Αιγαίου (cluster 20.4 [7]) αφορά τη διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ της ομάδας των Νήσων του Βορειοανατολικού Αιγαίου η οποία περιλαμβάνει τα εξής οκτώ

(8)αυτόνομα ηλεκτρικά συστήματα των ΜΔΝ Λήμνου, Άγιου Ευστρατίου, Σκύρου, Λέσβου, Χίου (Ψαρών), Σάμου (Φούρνων - Θύμαινας), Ικαρίας και Αγαθονησίου. Το σχήμα της διασύνδεσης έχει ως εξής: • Διασύνδεση ΚΥΤ Ν. Σάντας – Λήμνου που θα αποτελείται από: - Δύο

(2)μετασχηματιστές μετατόπισης φάσης (Phase Shifter Transformer, PST) 150/150 kV στον Υ/Σ Ζεύξης Θράκης, 300 MVA έκαστος (εγκατάσταση δεύτερου PST για αξιοπιστία). 13 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ - Εναέρια Γ.Μ. 150 kV βαρέος τύπου, απλού κυκλώματος με υπεραγώγιμους αγωγούς (ενδεικτικά ACSS) ικανότητας 250 MVA από το ΚΥΤ Ν. Σάντας μέχρι τον νέο Υ/Σ Ζεύξης Θράκης, μήκους 38 km περίπου. - Ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, από τον Υ/Σ Ζεύξης Θράκης μέχρι τον νέο Υ/Σ Λήμνου, μήκους 132 km περίπου • Διασύνδεση Λήμνου – Λέσβου που θα αποτελείται από: - Ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, Λήμνος (νέος Υ/Σ) – Δυτική Λέσβος (νέος Υ/Σ), μήκους 145 km περίπου. - Εναέρια Γ.Μ. βαρέος τύπου διπλού κυκλώματος (2B) 150kV από τον Υ/Σ Δυτικής Λέσβου μέχρι τον νέο Υ/Σ Μυτιλήνης, μήκους 40 km περίπου. • Διασύνδεση Λέσβου-Χίου που θα αποτελείται από ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, μήκους 90 km περίπου. • Διασύνδεση Λέσβου-Σκύρου που θα αποτελείται από ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, μήκους 137 km περίπου. • Διασύνδεση ΚΥΤ Αλιβερίου – Σκύρου που θα αποτελείται από: - Υπόγειο καλώδιο μήκους 28 km περίπου από ΚΥΤ Αλιβερίου μέχρι τη ζεύξη στην περιοχή της Εύβοιας προς Σκύρο. - Ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV ικανότητας 250 MVA από τη ζεύξη στην περιοχή της Εύβοιας μέχρι τον νέο Υ/Σ Σκύρου μήκους 49 km περίπου. • Διασύνδεση Χίου-Σάμου που θα αποτελείται από ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, μήκους 110 km περίπου. • Διασύνδεση Σάμου-Κω που θα αποτελείται από ένα

(1)τριπολικό Υ/Β καλώδιο AC 150 kV, ικανότητας 250 MVA, μήκους 100 km περίπου. Η διασύνδεση αυτή θα καταλήγει στον Υ/Σ Κω, πλησίον του Σταθμού Μετατροπής Συνεχούς Ρεύματος που προβλέπεται για τη διασύνδεση ΣΡ Κόρινθος – Κως. • Ένας στατός αντισταθμιστής ισχύος (STATCOM) με προτεινόμενο σημείο της εγκατάστασής του τον Υ/Σ Δυτικής Λέσβου και προτεινόμενο μέγεθος -50/+100 MVAr, τα οποία θα οριστικοποιηθούν σε επόμενη φάση Συνολικά, προβλέπεται η κατασκευή έξι

(6)νέων Υ/Σ 150kV κλειστού τύπου (GIS) για τις ανάγκες τροφοδότησης των φορτίων επί των νησιών Λήμνου, Λέσβου (Υ/Σ Δυτικής Λέσβου & Υ/Σ Μυτιλήνης), Σκύρου, Χίου και Σάμου. Επίσης προβλέπεται η κατασκευή 1 Υ/Σ ζεύξης (με στοιχεία αντιστάθμισης) στην περιοχή Θράκης προς Λήμνο. 2.5 Φάσεις Υλοποίησης των έργων διασύνδεσης Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου Οι φάσεις της υλοποίησης των έργων συνίστανται στις: • Α’ Φάση με ορίζοντα ολοκλήρωσης το έτος 2030: - Διασύνδεση Σ.Ρ. ΕΣΜΗΕ (ΚΥΤ Κορίνθου) – Κω - Διασύνδεση Ε.Ρ. Κω – Ρόδου 14 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ - Διασύνδεση Ε.Ρ. Λήμνου – Λέσβου και έργα επί της Λέσβου • Β’ Φάση με ορίζοντα ολοκλήρωσης το έτος 2030: - Διασύνδεση Ε.Ρ. ΚΥΤ Αλιβερίου - Σκύρου - Διασύνδεση Ε.Ρ. Λέσβου – Χίου - Διασύνδεση Ε.Ρ. Κω - Σάμου Διασύνδεση Ε.Ρ. Ρόδου - Καρπάθου • Διασύνδεση Ε.Ρ. ΚΥΤ Ν. Σάντας – Λήμνου Γ’ Φάση με ορίζοντα ολοκλήρωσης το έτος 2030: - Διασύνδεση Ε.Ρ. Λέσβου - Σκύρου - Διασύνδεση Ε.Ρ. Χίου – Σάμου 15 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 3 Συνοπτική περιγραφή των ΗΣ των Νησιών των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Τα Νησιά των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου συγκροτούν δεκαπέντε

(15)αυτόνομα Ηλεκτρικά Συστήματα (ΗΣ)1, καθένα από τα οποία τροφοδοτείται από έναν ή περισσότερους θερμικούς σταθμούς παραγωγής (είτε Αυτόνομους Σταθμούς Παραγωγής [ΑΣΠ], είτε Τοπικούς Σταθμούς Παραγωγής [ΤΣΠ]) και αποτελείται από ένα ή περισσότερα νησιά, συνδεδεμένα μεταξύ τους με υποβρύχια καλώδια. Τα Συστήματα αυτά παρουσιάζουν ορισμένα κοινά χαρακτηριστικά: • Η παραγόμενη ενέργεια προέρχεται από καύση πετρελαίου, με συνέπεια πολύ μεγάλο λειτουργικό κόστος και κόστος ΥΚΩ • Εμφανίζουν χαμηλό συντελεστή φορτίου (μεγάλες θερινές αιχμές και πολύ χαμηλά φορτία κατά τη διάρκεια του υπόλοιπου έτους) • Διαθέτουν εξαιρετικό δυναμικό ΑΠΕ • Προκαλούν περιβαλλοντική όχληση από τους Σταθμούς παραγωγής, οι οποίοι είναι στην πλειονότητά τους εγκατεστημένοι εντός οικισμών Στον παρακάτω Πιν. 3.1 παρουσιάζονται τα νησιά και το ηλεκτρικό σύστημα ΜΔΝ στο οποίο ανήκει το καθένα. Πιν. 3.1: Τα νησιά των Δωδεκανήσων & ΒΑ Αιγαίου και το ηλεκτρικό σύστημα ΜΔΝ στο οποίο ανήκουν ΡΟΔΟΣ Συμβατικοί Σταθμοί Παραγωγής ΑΗΣ ΣΟΡΩΝΗΣ ΚΑΡΠΑΘΟΣ (ΣΥΜΠΛΕΓΜΑ) ΑΣΠ ΚΑΡΠΑΘΟΥ Ηλεκτρικό Σύστημα ΜΔΝ ΑΣΠ ΚΩ ΚΩΣ (ΣΥΜΠΛΕΓΜΑ) ΣΥΜΗ ΠΑΤΜΟΣ ΑΓΑΘΟΝΗΣΙ ΑΡΚΙΟΙ ΣΑΜΟΣ (ΣΥΜΠΛΕΓΜΑ) ΙΚΑΡΙΑ ΛΕΣΒΟΣ (ΣΥΜΠΛΕΓΜΑ) ΑΣΠ ΚΑΛΥΜΝΟΥ ΤΣΠ ΝΙΣΥΡΟΥ ΤΣΠ ΤΗΛΟΥ ΤΣΠ ΣΥΜΗΣ ΤΣΠ ΠΑΤΜΟΥ ΤΣΠ ΑΓΑΘΟΝΗΣΙΟΥ ΤΣΠ ΑΡΚΙΩΝ ΑΣΠ ΣΑΜΟΥ ΤΣΠ ΙΚΑΡΙΑΣ ΑΣΠ ΛΕΣΒΟΥ 1 Συμπεριλαμβανομένης και της Σκύρου 16 Νησί ΡΟΔΟΣ ΚΑΡΠΑΘΟΣ ΚΑΣΟΣ ΚΩΣ ΨΕΡΙΜΟΣ ΓΥΑΛΙ ΚΑΛΥΜΝΟΣ ΛΕΡΟΣ ΛΕΙΨΟΙ ΤΕΛΕΝΔΟΣ ΝΙΣΥΡΟΣ ΤΗΛΟΣ ΣΥΜΗ ΠΑΤΜΟΣ ΑΓΑΘΟΝΗΣΙ ΑΡΚΙΟΙ ΣΑΜΟΣ ΦΟΥΡΝΟΙ ΘΥΜΑΙΝΑ ΙΚΑΡΙΑ ΛΕΣΒΟΣ ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ ΜΕΓΙΣΤΗ ΛΗΜΝΟΣ ΑΓ.ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΤΣΠ ΜΕΓΙΣΤΗΣ ΑΣΠ ΛΗΜΝΟΥ ΤΣΠ ΑΓ.ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΥ ΧΙΟΣ (ΣΥΜΠΛΕΓΜΑ) ΑΣΠ ΧΙΟΥ ΤΣΠ ΨΑΡΩΝ ΤΣΠ ΣΚΥΡΟΥ ΣΚΥΡΟΣ ΜΕΓΑΛΟΝΗΣΙ ΜΕΓΙΣΤΗ ΛΗΜΝΟΣ ΑΓ.ΕΥΣΤΡΑΤΙΟΣ ΧΙΟΣ ΟΙΝΟΥΣΣΕΣ ΨΑΡΑ ΣΚΥΡΟΣ 3.1 Εγκαταστημένη Παραγωγή των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Ο Πιν. 3.2 συνοψίζει τη θερμική παραγωγή και την παραγωγή ΑΠΕ που είναι εγκατεστημένη σε κάθε αυτόνομο Ηλεκτρικό Σύστημα των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου [29]. Πιν. 3.2: Εγκατεστημένη θερμική και ΑΠΕ ισχύς στα Ηλεκτρικά Συστήματα των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Θερμική εγκ. ισχύς2 (MW) Αιολική εγκ. ισχύς (MW) Φ/Β 3 εγκ. ισχύς (MW) ΥΒΣ εγκ. ισχύς (MW) Συνολική εγκ. ισχύς (MW) Ρόδος 353,4 48,55 18,17 Ν/Α 371,72 Κως-Κάλυμνος 183,9 15,2 8,78 0,4 145,18 Λέσβος 102,6 13,95 8,838 Ν/Α 104,088 Λήμνος 31,2 2,34 1,889 Ν/Α 26,029 Κάρπαθος 23,2 0,95 1,162 Ν/Α 18,712 Πάτμος 8,9 1,2 0,15 Ν/Α 8,95 Χίος 110,7 8,825 5,173 Ν/Α 78,45 Σάμος 49,6 8,75 4,373 Ν/Α 60,123 Ικαρία 19,3 0,985 0,399 2,55 19,85 Σύμη 8,77 Ν/Α 0,19 Ν/Α 5,79 Μεγίστη 1,91 Ν/Α Ν/Α Ν/Α 1,91 Άγιος Ευστράτιος 0,76 Ν/Α Ν/Α Ν/Α 0,76 Αρκιοί 0,41 Ν/Α Ν/Α Ν/Α 0,36 Αγαθονήσι 0,33 Ν/Α Ν/Α Ν/Α 0,52 Σκύρος 8,9 Ν/Α 0,3175 Ν/Α 6,8175 Ηλεκτρικό Σύστημα Το μεγαλύτερο Ηλεκτρικό Σύστημα των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου είναι το ΗΣ Ρόδου με συνολική εγκατεστημένη ισχύ 353,4 MW και το μικρότερο ΗΣ είναι το Σύστημα των Αγαθονησίου με συνολική εγκατεστημένη ισχύ μόλις 0,33 MW. Όσον αφορά στην 2 Ονομαστική ισχύς 3 εκτός Φ/Β στέγης και Net Metering 17 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου, η πλειοψηφία των ΗΣ έχουν εγκατεστημένη και Αιολική και Φωτοβολταïκή Παραγωγή, με εξαίρεση τα ΗΣ Σύμης και Σκύρου που έχουν μόνο Φωτοβολταïκή Παραγωγή και τα μικρά ΗΣ Μεγίστης, Αγίου Ευστρατίου και Αγαθονησίου που δεν έχουν καθόλου εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ. Περαιτέρω, στα ΗΣ Κω – Καλύμνου και Ικαρίας είναι εγκατεστημένοι δύο Υβριδικοί Σταθμοί (ΥΒΣ), ισχύος 0,4 MW και 2,55 MW αντίστοιχα. 3.1.1 Συμβατικοί σταθμοί παραγωγής των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Στα αυτόνομα ηλεκτρικά συστήματα των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου είναι εγκατεστημένοι και λειτουργούν 1 ΘΗΣ (ΘΗΣ Ρόδου), 8 ΑΣΠ (ΑΣΠ Ρόδου, ΑΣΠ Κω, ΑΣΠ Καλύμνου, ΑΣΠ Λέσβου, ΑΣΠ Λήμνου, ΑΣΠ Καρπάθου, ΑΣΠ Σάμου και ΑΣΠ Χίου) και 7 ΤΣΠ (ΤΣΠ Πάτμου, ΤΣΠ Ικαρίας, ΤΣΠ Σύμης, ΤΣΠ Μεγίστης, ΤΣΠ Αγίου Ευστρατίου, ΤΣΠ Αγαθονησίου και ΤΣΠ Σκύρου). Λεπτομέρειες για τις υφιστάμενες μονάδες των συγκεκριμένων σταθμών δίνονται αναλυτικά στο Παράρτημα Β. 3.1.2 Οδηγίες IED και MCPD Η μελλοντική διαθεσιμότητα των θερμικών μονάδων θα εξαρτηθεί από τον τρόπο προσαρμογής τους στις περιβαλλοντικές Οδηγίες IED 2010/75/ΕΕ (IED) και 2015/2193/ΕΕ (MCPD), για τον περιορισμό εκπομπών αέριων ρύπων στην ατμόσφαιρα σε επιτρεπτά όρια. Σύμφωνα με τις διατάξεις του Άρθρου 34 της Οδηγίας IED, έχει δοθεί εξαίρεση συμμόρφωσης με τις απαιτήσεις εκπομπών βιομηχανικών ρύπων που είχε δοθεί για τα Μικρά Απομονωμένα Συστήματα, με ημερομηνία λήξης στις 31.12.

1. Στην Οδηγία αυτή καθορίζονται οι Οριακές Τιμές Εκπομπών (ΟΤΕ) μόνο για Ατμοηλεκτρικές μονάδες (ΑΤΜ) και Αεριοστρόβιλους (Α/Σ). Για τις Μηχανές Εσωτερικής Καύσης (ΜΕΚ) ο καθορισμός των ΟΤΕ προσδιορίζεται στο Εγχειρίδιο των Βέλτιστων Διαθέσιμων Τεχνικών (ΒΔΤ) (Εκτελεστική Απόφαση 1442/2017/ΕΕ της 31.07.2017), με ημερομηνία συμμόρφωσης τέσσερα έτη μετά την έκδοσή του, δηλαδή στα μέσα του
2. Όμως σύμφωνα με την παράγραφο 3.2 της παραπάνω Απόφασης, τα συνδεόμενα με τις ΒΔΤ επίπεδα εκπομπών για τις υφιστάμενες θερμικές Μονάδες οι οποίες είναι εγκατεστημένες σε νησιά τα οποία αποτελούν τμήμα μικρού απομονωμένου συστήματος ή απομονωμένου μικροσυστήματος, λόγω τεχνικών, οικονομικών περιορισμών/υποδομών, ενώ εκκρεμεί η διασύνδεση τους με το δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας της ηπειρωτικής χώρας ή η πρόσβαση στην παροχή φυσικού αερίου, εφαρμόζονται από την 1η Ιανουαρίου
3. Σε νέες Μονάδες ο χρονικός ορίζοντας ορίζεται έως 1η Ιανουαρίου
4. Επίσης, σύμφωνα με τις διατάξεις του Άρθρου 6.4 της Οδηγίας MCPD, από 1.1.2030 απαιτείται η συμμόρφωση με τις ΟΤΕ (όπως αυτές θα ισχύουν) όλων των υφιστάμενων μονάδων, που είναι εγκατεστημένες και λειτουργούν, τόσο σε μικρά απομονωμένα συστήματα όσο και στα απομονωμένα μικροδίκτυα, με άδεια παραγωγής πριν την 19.12.2017 και με ημερομηνία λειτουργίας πριν την 20.12.
5. Στην περίπτωση που προηγηθεί ηλεκτρική διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ, η απαίτηση συμμόρφωσης με τις ΟΤΕ μετατίθεται στις 1.1.2025, αντί της 1.1.
6. Για τις νέες μονάδες μετά την 20.12.2018, ως ημερομηνία συμμόρφωσης ορίζεται η 1.1.
7. 18 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 3.1.3 Σταθμοί ΑΠΕ στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Επί του παρόντος, η συνολική εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου ισούται με 150,2 ΜW, το οποίο αντιστοιχεί σε 619 φωτοβολταϊκούς σταθμούς, 40 αιολικούς σταθμούς και 2 υβριδικούς σταθμούς. Η εκμετάλλευση του πλούσιου αιολικού και ηλιακού δυναμικού των νησιών των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου κατά την αυτόνομη λειτουργία τους δεν είναι πρακτικά εφικτή πρωτίστως για τεχνικούς και δευτερευόντως για χωροταξικούς λόγους. Οι τεχνικοί περιορισμοί λειτουργίας που τίθενται εξαρτώνται από τη στοχαστικότητα της παραγόμενης ισχύος των σταθμών ΑΠΕ και από τα τεχνικά χαρακτηριστικά λειτουργίας των τοπικών συμβατικών μονάδων παραγωγής. Πιο συγκεκριμένα, στην περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης η διείσδυση των ΑΠΕ (αιολική παραγωγή) σε ΜΔΝ περιορίζεται εν γένει σε ποσοστά που δεν υπερβαίνουν το 15-20% της ετήσιας ζήτησης, ενώ μπορεί να ανέλθει σε ποσοστό 20-25% αν συνυπάρχει και ΦΒ παραγωγή. Μεγαλύτερα ποσοστά διείσδυσης μπορούν να επιτευχθούν με τη χρήση συστημάτων αποθήκευσης, τα οποία αναμφίβολα εισάγουν μια πρόσθετη συνιστώσα κόστους στο τελικό κόστος Η/Π. Αντίθετα, μετά τη διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ, τα περιθώρια ενσωμάτωσης ΑΠΕ καθορίζονται κατά κύριο λόγο από την ικανότητα μεταφοράς του σχήματος διασύνδεσης, προσφέροντας τη δυνατότητα πλήρους αξιοποίησης των περιθωρίων ανάπτυξης των ΑΠΕ επί των νησιών, στον βαθμό που επιτρέπουν οι τοπικές περιβαλλοντικές συνθήκες. Επιπρόσθετα, η ευελιξία που παρέχει το σενάριο Διασυνδεδεμένης Λειτουργίας στην τροφοδοσία με ηλεκτρική ενέργεια, μπορεί να διευκολύνει σημαντικά και την ανάπτυξη νέων τεχνολογικών εφαρμογών επί των νησιών, φιλικών προς το περιβάλλον, όπως πχ η χρήση ηλεκτρικών οχημάτων. Τα παραπάνω σημεία επιφέρουν πρόσθετα οικονομικά οφέλη στην περίπτωση της Διασυνδεδεμένης Λειτουργίας, κατ’ αναλογία της διαφοράς μεταξύ ΥΚΩ και ΕΤΜΕΑΡ. Με βάση τα παραπάνω η ενίσχυση της ανάπτυξης των τοπικών ΑΠΕ και ειδικότερα των αιολικών αποτελεί μια σημαντική αναμενόμενη θετική επίπτωση της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και των νήσων ΒΑ Αιγαίου, η οποία συμβαδίζει και με τους στόχους που έχουν τεθεί στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) όπου φιλοδοξείται το μερίδιο συμμετοχής των μονάδων παραγωγής από ΑΠΕ στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας να φτάνει το 75,7% το 2030 και να πλησιάσει το 100% από το 2035 και έπειτα. 3.2 Εξέλιξη της Ηλεκτρικής Ζήτησης στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας των προς διασύνδεση νησιών των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου αποτελεί έναν βασικό παράγοντα που επηρεάζει την αξιολόγηση του προτεινόμενου έργου. Εξαρτάται έντονα από τις κοινωνικοοικονομικές εξελίξεις, αφού η πληθυσμιακή αύξηση και η οικονομική ανάπτυξη συνοδευόμενη από επέκταση του δευτερογενή και τριτογενή τομέα, η αύξηση του ΑΕΠ, μπορούσε να οδηγήσει σε αυξημένη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Η εξέλιξη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας και της ετήσιας αιχμής φορτίου στα Ηλεκτρικά Συστήματα των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου κατά την περίοδο 2014 - 2023 με βάση ιστορικά στοιχεία παρουσιάζονται στους Πιν. 3.3 και Πιν. 3.
8. 19 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 3.3: Εξέλιξη της ζήτησης κατά την περίοδο 2014 - 2023 στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου 2014 2015 2016 2017 2018 ΗΣ 2019 2020 2021 2022 2023 (MWh) Ρόδος 760,19 791,77 814,49 836,40 864,62 867,27 637,57 774,23 846,46 846,92 Κως 351,94 367,34 368,52 380,21 393,32 405,38 315,08 361,67 400,43 403,33 Λέσβος 285,54 296,58 297,67 299,22 299,18 299,92 289,96 288,34 274,35 267,84 Χίος 196,99 202,52 205,83 209,62 204,99 206,91 200,92 203,93 191,21 184,45 Σάμος 136,18 138,19 138,05 139,86 140,25 140,63 126,82 131,59 130,60 126,91 Λήμνος 58,49 60,24 59,83 60,10 60,38 60,72 58,56 60,89 59,81 58,01 Κάρπαθος 36,93 37,97 37,80 37,13 38,46 39,80 32,09 38,80 40,15 41,67 Ικαρία 27,42 28,66 27,13 27,88 27,88 28,69 27,23 30,10 27,86 26,84 Πάτμος 17,02 17,79 17,48 18,41 18,89 19,57 17,75 19,62 19,13 19,08 Σκύρος 15,07 15,95 15,66 16,20 15,67 16,13 15,33 16,17 15,67 15,27 Σύμη 14,13 14,65 15,17 14,26 14,67 14,90 12,20 14,13 14,32 14,82 Μεγίστη 3,15 3,21 3,48 3,54 3,76 3,87 3,58 3,83 4,29 4,83 Αγαθονήσι 0,65 0,70 0,75 0,72 0,72 0,76 0,83 0,89 0,84 0,78 Αρκιοί 0,33 0,34 0,37 0,37 0,40 0,41 0,40 0,42 0,45 0,44 Πιν. 3.4: Εξέλιξη της ετήσιας Αιχμής κατά την περίοδο 2014 - 2023 στα ΗΣ των ΜΔΝ των Δωδεκανήσων και ΒΑ Αιγαίου 2014 2015 2016 2017 2018 ΗΣ 2019 2020 2021 2022 2023 (MW) Ρόδος 198,50 203,20 200,00 206,70 211,70 215,90 148,30 235,80 218,00 238,80 Κως 95,30 95,80 94,50 98,20 99,40 100,60 74,00 104,00 97,50 108,40 Λέσβος 63,69 68,36 67,42 67,05 64,09 65,38 63,19 68,36 63,25 63,00 Χίος 43,30 45,20 46,80 45,70 41,20 45,30 43,00 51,90 44,90 45,70 Σάμος 29,95 30,12 29,60 31,80 31,10 29,90 27,80 33,10 28,60 29,60 Λήμνος 14,00 14,60 14,70 14,60 13,60 14,00 12,90 16,30 14,10 14,80 Κάρπαθος 11,30 11,63 11,30 11,18 10,57 11,46 7,51 12,45 10,94 13,43 Ικαρία 7,50 7,50 6,70 7,44 7,11 7,94 6,84 9,60 6,74 7,12 Πάτμος 5,48 5,37 5,90 5,90 5,40 5,63 4,60 6,14 5,18 5,54 Σκύρος 4,45 4,68 4,65 4,62 4,25 4,20 3,91 4,86 4,18 4,70 Σύμη 4,11 3,81 3,84 3,90 4,10 4,00 3,91 4,06 3,93 3,95 Μεγίστη 0,90 0,84 0,91 1,05 1,04 1,09 0,94 1,19 1,31 1,30 Αγαθονήσι 0,18 0,19 0,20 0,21 0,20 0,20 0,22 0,24 0,23 0,22 Αρκιοί 0,14 0,14 0,14 0,14 0,15 0,16 0,14 0,16 0,16 0,17 20 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 4 Κοινωνικοοικονομική Ανάλυση - Μεθοδολογική Προσέγγιση 4.1 Εισαγωγή Στο κεφάλαιο αυτό παρουσιάζεται η μεθοδολογική προσέγγιση που ακολουθείται και οι βασικές προϋποθέσεις και υποθέσεις στις οποίες βασίζονται και εκπονούνται οι παρούσες ΜΚΟ. Ειδικότερα εξετάζονται πλήθος δεδομένων και πληροφοριών συμπεριλαμβανομένων αποτελεσμάτων μελετών δικτύου, καθώς και εναλλακτικά σενάρια φορτίου και παραγωγής ώστε να αναπτυχθεί μια αξιόπιστη βάση για την αξιολόγηση των εναλλακτικών λύσεων για την ενίσχυση του συστήματος μεταφοράς στα υπό διασύνδεση νησιά του Αιγαίου. Η ΡΑAΕY (πρώην ΡΑΕ), με την απόφαση 651/2018 [22], καθόρισε τα κριτήρια της μεθοδολογίας και της διαδικασίας εξέτασης της οικονομικής αποδοτικότητας και τεχνικής δυνατότητας ηλεκτροδότησης ενός ή περισσοτέρων ΜΔΝ μέσω της διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ ή το Διασυνδεδεμένο με αυτό ΕΔΔΗΕ, σε σχέση με την εξακολούθηση της ηλεκτροδότησής του(ς) ως ΜΔΝ. Επιπλέον με την Απόφαση 590/2021 εγκρίθηκε το Εγχειρίδιο «Οδηγίες σύνταξης Μελετών Κόστους - Οφέλους για έργα που εντάσσονται στο Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ)» [27], με βάση το οποίο καθορίστηκε η μεθοδολογική προσέγγιση. Οι παρούσες ΜΚΟ για τη Διασύνδεση των Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου εκπονούνται σε εφαρμογή της παραπάνω απόφασης 590/2021 και σύμφωνα με τα οριζόμενα στον ΚΔΕΣΜΗΕ. Στο πλαίσιο της μεθοδολογίας η αναγκαιότητα για τη διασύνδεση ή όχι ενός ΜΔΝ αποσκοπεί στην ικανοποίηση των παρακάτω στόχων: • Την εξασφάλιση της ασφάλειας της τροφοδοσίας του, ακόμα και στην περίπτωση που λαμβάνουν χώρα απλές διαταραχές (Ν-1). • Τη λειτουργία νέων μονάδων παραγωγής (συμβατικών ή ΑΠΕ) με τρόπο που να εξασφαλίζει το χαμηλότερο κόστος κάλυψης της ζήτησης. Ειδικά σε ό,τι αφορά τις ΑΠΕ, όπως προβλέπεται στο υφιστάμενο ρυθμιστικό πλαίσιο4, επιδιώκεται μεγιστοποίηση της διείσδυσης ΑΠΕ. • Τον περιορισμό σε επιτρεπτά όρια των εκπομπών ρύπων στην ατμόσφαιρα από μονάδες καύσης. Πρωταρχικό βήμα στην εξέταση της οικονομικότητας ενός νέου έργου διασύνδεσης αποτελεί ο υπολογισμός της διαφοράς του κόστους παραγωγής που μπορεί να επιτευχθεί μεταξύ Αυτόνομης Λειτουργίας και Διασυνδεδεμένης Λειτουργίας με το ΕΣΜΗΕ, συνεκτιμώντας συγκεκριμένα κριτήρια/δείκτες. Η συγκεκριμένη μεθοδολογία υιοθετεί μία πολυκριτηριακή προσέγγιση η οποία βασίζεται σε ένα σύνολο κριτηρίων – δεικτών που αποσκοπούν να αποτυπώσουν ποσοτικά τη συμβολή ενός νέου έργου διασύνδεσης στην επίτευξη των στόχων. Για τον υπολογισμό των κριτηρίων/δεικτών εκπονούνται μελέτες αγοράς ή/και μελέτες δικτύου. Κάποιοι από αυτούς τους δείκτες νομισματοποιούνται και οι άλλοι εκφράζονται σε φυσικούς όρους. Οι νομισματοποιημένοι δείκτες συνθέτουν τα νομισματοποιημένα οφέλη της κοινωνικοοικονομικής ανάλυσης. Το επενδυτικό, λειτουργικό και κόστος συντήρησης και 4 ΚΔΣ και Κώδικας ΜΔΝ 21 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ κόστος αποκατάστασης βλαβών συνθέτουν τα κόστη της επένδυσης. Για τη συνολική αξιολόγηση του έργου διεξάγεται κοινωνικοοικονομική ανάλυση, λαμβάνοντας υπόψη τα παραπάνω κόστη και οφέλη από την οποία προκύπτουν οι δείκτες απόδοσης: η Καθαρή Παρούσα Αξία (Net Present Value, NPV), ο Εσωτερικός Βαθμός Απόδοσης (Internal Rate of Return, IRR) και ο Λόγος Οφέλους-Κόστους (Benefit to Cost Ratio, BCR). 4.2 Μεθοδολογία ΜΚΟ Οι παρούσες ΜΚΟ βασίζονται στην Απόφαση ΡΑΕ 590/2021 η οποία εφαρμόζει τον 3ο Οδηγό ΜΚΟ του ENTSO-E. Οι κύριοι Δείκτες Οφέλους (Benefit Indicators) της μεθοδολογίας αυτής παρουσιάζονται στο παρακάτω σχήμα. Σχ. 4.1: Δείκτες Οφέλους στο 3rd CBA Guideline του ENTSO-E Για την εκτίμηση των Δεικτών Οφέλους πραγματοποιούνται μελέτες αγοράς και δικτύου. Στον επόμενο Πιν. 4.1 παρουσιάζεται η σχέση μεταξύ των εκτιμώμενων Δεικτών Οφέλους και της χρήσης μελετών αγοράς και δικτύου που χρησιμοποιούνται για την εκτίμησή τους. 22 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 4.1: Κριτήρια/δείκτες μεθοδολογίας ΜΚΟ Κριτήριο - Δείκτης Β1 Κοινωνικοοικονομική ευημερία Β2 Εκπομπές CO2 Β3 Ενσωμάτωση ΑΠΕ Β4 Εκπομπές αερίων εκτός CO2 Β5 Απώλειες Β6 Ασφάλεια Εφοδιασμού: Επάρκεια Παράμετροι Μεταβλητό Κόστος Ηλεκτροπαραγωγής (Variable Generation Cost) Συνολικό πλεόνασμα (Total Surplus, producer surplus + consumer surplus + congestion rent) Διαφορικές Εκπομπές CO2 Πρόσθετη κοινωνική αξία λόγω μείωσης εκπομπών CO2 Σύνδεση νέων σταθμών ΑΠΕ Αποφυγή περικοπών/ απόρριψης ενέργειας από ΑΠΕ Ο δείκτης δίνει την αλλαγή των εκτός CO2 εκπομπών λόγω του νέου έργου Διαφορικές Απώλειες Ισχύος (Ενεργειακή Απόδοση) Αναμενόμενη Μη εξυπηρετούμενη Ενέργεια (EENS) Αναμενόμενη Μη εξυπηρετούμενη Ενέργεια (EENS) ή Αναμενόμενη Απώλεια Φορτίου (LOLE) Ως ευελιξία ορίζεται η επίπτωση του έργου στην ικανότητα του Συστήματος να ανταποκριθεί σε ταχείες και σοβαρές αλλαγές στην καθαρή ζήτηση (φορτίο μείον παραγωγή ΑΠΕ) στο πλαίσιο υψηλής διείσδυσης μη κατανεμόμενων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Β7 Ασφάλεια Εφοδιασμού: Ευελιξία (Ανταλλαγή ενέργειας εξισορρόπησης) Β8 Ασφάλεια Εφοδιασμού: Ευστάθεια Βαθμός ικανοποίησης των απαιτήσεων ασφάλειας Β9 Αποφυγή του κόστους ανανέωσης / αντικατάστασης των υποδομών Μείωση του απαιτούμενου κόστους για αντικατάσταση ή αναβάθμιση της υπάρχουσας υποδομής εξαιτίας καινούριων έργων ή επενδύσεων Β10 Ανακατανομή Εφεδρειών Μείωση της απαραίτητης Μεθοδολογία/Ερμηνεία Κόστος Παραγωγής με και χωρίς το έργο Συνολικό Πλεόνασμα για παραγωγό και καταναλωτή στις δύο περιοχές και κόστος συμφόρησης μεταξύ αυτών Αποτελείται από δύο μέρη:

(1)Πλήρης νομισματοποίηση στο Β1, όπου τα αποτελέσματα των εκπομπών CO2 αποτιμώνται χρηματικά και αναφέρονται ως πρόσθετες πληροφορίες εντός του δείκτη Β1

(2)Σχετίζεται με την πρόσθετη κοινωνική αξία (societal cost CO2ETS CO2 price), η οποία δεν νομισματοποιείται εντός του Β

1. Συμβολή του έργου στην απευθείας σύνδεση νέων ΑΠΕ στο Σύστημα Απορριπτόμενη ενέργεια από ΑΠΕ (λόγω αδυναμίας απορρόφησης από περιορισμούς δικτύου χωρίς το έργο) Οι δείκτες εκτός CO2 εκπομπών μπορούν να υπολογιστούν ανά τύπο καυσίμου πολλαπλασιάζοντας τον ειδικό συντελεστή εκπομπών (για όλους τους τύπους εκπομπών) σε (t/MWh) με την αντίστοιχη παραγωγή σε (MWh). Ο δείκτης δίνεται σε (t/yr). Διαφοροποίηση Απωλειών Ισχύος Συστήματος με και χωρίς το έργο Μέθοδος Υπολογισμού Μελέτες αγοράς (βελτιστοποίηση σχήματος παραγωγής) Μελέτες αγοράς Μελέτες αγοράς ή δικτύου Μελέτες αγοράς Μελέτες δικτύου Ασφάλεια τροφοδότησης φορτίου Μελέτες δικτύου Επάρκεια Συστήματος παραγωγής Μελέτες αγοράς Εξυπηρέτηση εναλλακτικών σεναρίων ανάπτυξης του Συστήματος (διαφοροποίηση από αρχικό σχεδιασμό) Μελέτες δικτύου (ανάλυση ευαισθησίας) Συμβολή του έργου στην ικανότητα του Συστήματος να ανταπεξέρχεται σε πιθανές ακραίες λειτουργικές καταστάσεις, χωρίς να οδηγείται σε παραβιάσεις λειτουργικών περιορισμών Επενδύοντας σε καινούριο έργο αντικαθιστά μερικά τα απαιτούμενα επενδυτικά κόστη για την αντικατάσταση ή ανακαίνιση του υπάρχοντος εξοπλισμού δικτύου και επιπλέον συνιστά μια εξοικονόμηση επενδυτικών κεφαλαίων για τον φορέα του έργου. Ο συγκεκριμένος δείκτης είναι προαιρετικός και μπορεί να επιτευχθεί 23 Μελέτες δικτύου Πληροφορία που λαμβάνεται/αντλείται από τον φορέα του έργου Μελέτες Αγοράς ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Κριτήριο - Δείκτης S1 S2 S3 Περιβαλλοντική επίπτωση Κοινωνική επίπτωση Άλλες επιπτώσεις Παράμετροι Μεθοδολογία/Ερμηνεία Μέθοδος Υπολογισμού εφεδρείας των ανακατανεμόμενων μονάδων παραγωγής Η/Ε Περιβαλλοντική επίπτωση σχετιζόμενη με το έργο Κοινωνική επίπτωση σχετιζόμενη με το έργο Άλλες υπολειπόμενες επιπτώσεις από το έργο όταν έχει υπολογιστεί το SEW με προσομοιώσεις ανακατανομής (Προσομοιώσεις ανακατανομής) Αρνητικές επιπτώσεις στο περιβάλλον Προκαταρκτικές μελέτες Αρνητικές επιπτώσεις στον τοπικό πληθυσμό Προκαταρκτικές μελέτες Θετικές ή αρνητικές Οι αναλύσεις της αγοράς σχετίζονται με τη βέλτιστη οικονομική λειτουργία του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής σε ετήσια βάση, ελαχιστοποιώντας το βραχυχρόνιο οριακό κόστος παραγωγής, λαμβάνοντας υπόψη αριθμό περιορισμών όπως είναι τα τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων, την ικανότητα εισαγωγών/εξαγωγών, κα. Για τον καθορισμό του κόστους παραγωγής χρησιμοποιούνται δεδομένα για την απόδοση των θερμικών μονάδων, τα τεχνικά χαρακτηριστικά τους και τη διαθεσιμότητά τους, καθώς και σχετικές προβλέψεις του κόστους καυσίμων και των τιμών εκπομπών ρυπογόνων αερίων. Επιπρόσθετα λαμβάνονται υπόψη η ετήσια καμπύλη φορτίου, η ωριαία παραγωγή ΑΠΕ καθώς και η παραγωγή των υδροηλεκτρικών βασιζόμενοι σε υδρολογικά δεδομένα. Αυτές οι εκτιμήσεις παρέχουν σε ωριαία βάση την ηλεκτροπαραγωγή των μονάδων, το μεταβλητό κόστος ηλεκτροπαραγωγής, μια εκτίμηση του οριακού κόστους, τις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου (CO2, κα), την ενέργεια που δεν μπορεί να απορροφηθεί και η οποία απορρίπτεται (curtailed/spilled) καθώς και τους δείκτες επάρκειας. Οι αναλύσεις/μελέτες αγοράς που διεξήχθηκαν στο πλαίσιο των παρουσών ΜΚΟ βασίστηκαν στο λογισμικό ANTARES5 (A New Tool for Adequacy Reporting of Electric Systems) [30] [31], το οποίο είναι ανοιχτό λογισμικό (open source) το οποίο χρησιμοποιείται για ποσοτικοποίηση της επάρκειας ή της οικονομικής αποδοτικότητας των διασυνδεδεμένων ενεργειακών συστημάτων, τόσο σε βραχυχρόνιο όσο και σε μακροχρόνιο ορίζοντα. Με μια επαρκή μοντελοποίηση της ενεργειακής ζήτησης, της παραγωγής και της μεταφοράς το λογισμικό παρέχει τη δυνατότητα διαδοχικών πιθανοτικών προσομοιώσεων Monte-Carlo, μέσω μακροχρόνιων σεναρίων που συντίθενται από χρονικά πλαίσια 8.760 ωρών το καθένα. Το λογισμικό ANTARES αναπτύχθηκε αρχικά από το Διαχειριστή Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας της Γαλλίας (RTE) το
2. Έκτοτε το λογισμικό εξελίσσεται και έχει αποδειχθεί πολύ χρήσιμο εργαλείο για πολλούς χρήστες. Διαχειριστές Συστήματος Μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, Ηλεκτροπαραγωγοί και παραγωγοί αερίου, Ρυθμιστές, Ακαδημαϊκοί, Σύμβουλοι, Μη Κυβερνητικές Οργανώσεις και άλλοι συμμετέχοντες σε θέματα χάραξης ενεργειακής πολιτικής χρησιμοποιούν αυτό το λογισμικό. Το ANTARES είναι υπολογιστικό εργαλείο που χρησιμοποιείται από τον ENTSO-E και από πολλούς ΔΣΜ. Οι αναλύσεις/μελέτες δικτύου διεξήχθησαν με τη χρήση του λογισμικού Siemens PSS-E (Power System Simulator for Engineering) [32]. Είναι ένα από τα πλέον διαδεδομένα λογισμικά που χρησιμοποιούνται στην ανάλυση ηλεκτρικών συστημάτων και είναι το κύριο εργαλείο ανάλυσης που επιλέγεται από τους ΔΣΜ καθότι επιτρέπει την ανάλυση ηλεκτρικών συστημάτων στη μόνιμη και σε μεταβατικές καταστάσεις. Αναπτύχθηκε το 1976 και σήμερα 5 https://antares-simulator.org/ 24 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ έχει εξελιχθεί σε μια ολοκληρωμένη πλατφόρμα για προσομοίωση, ανάλυση και βελτιστοποίηση της απόδοσης των SEE. Ακολουθώντας τη μεθοδολογία ΜΚΟ του ENTSO-E οι σχετιζόμενοι με την αγορά δείκτες οφέλους οι οποίοι εκτιμώνται με τη χρήση του ANTARES είναι οι ακόλουθοι: • B1 Αύξηση Κοινωνικοοικονομικής Ευημερίας (SEW, Socio Economic Welfare) • B2 Πρόσθετο κοινωνικό όφελος εξαιτίας της διαφοροποίησης εκπομπών CO2 (Variation in CO2 emissions) • B3 Διαφοροποίηση Ενσωμάτωσης ΑΠΕ (RES integration) • B4 Διαφοροποίηση μη-άμεσων εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (Non-Direct Greenhouse Emissions) • B6 Ασφάλεια εφοδιασμού: Επάρκεια (Security of supply: adequacy to meet demand) • B7 Ασφάλεια εφοδιασμού: Ευελιξία (Security of supply: Flexibility (Balancing energy exchange) Από την άλλη μεριά, οι μελέτες δικτύου με χρήση του PSSE χρησιμοποιούνται για τους ακόλουθους δείκτες οφέλους: • B5 Απώλειες στο δίκτυο (Variation in grid losses) • B8 Ασφάλεια εφοδιασμού: Ευστάθεια (Security of supply: System Stability) Περισσότερες λεπτομέρειες αναφορικά με τα λογισμικά ANTARES και PSSE δίνονται στο Παράρτημα Γ. 4.3 Μελέτες Αγοράς Όπως αναφέρθηκε οι αναλύσεις των μελετών αγοράς σχετίζονται με την προσομοίωση της βέλτιστης οικονομικής λειτουργίας του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής σε ετήσια βάση. Ειδικότερα οι προσομοιώσεις της λειτουργίας της αγοράς παρέχουν τα παρακάτω ωριαία/μηνιαία/ετήσια αποτελέσματα τα οποία σχετίζονται και με τις αναλύσεις δικτύου και την οικονομική αξιολόγηση:
3. Κατανομή μονάδας παραγωγής /σταθμού παραγωγής
4. Συνολική ζήτηση συμπεριλαμβανομένου του φορτίου άντλησης
5. Ενεργειακά Ισοζύγια στις μοντελοποιημένες περιοχές (modelled areas)
6. Εξαγωγές/Εισαγωγές και εμπορικές συναλλαγές μεταξύ χωρών
7. Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ), (System Marginal Price, SMP) (SMP), [€/MWh] Για τον σκοπό αυτό εφαρμόζεται η μεθοδολογία 3rd ENTSO-E Guideline για τοπολογία δικτύου χωρίς το εξεταζόμενο έργο της διασύνδεσης (WOP, Without Project) και με το έργο της διασύνδεσης (WP, With Project) για κάθε υπό εξέταση έτος και για αριθμό σεναρίων σχετιζόμενων με κύριες παραμέτρους, όπως π.χ. η εξέλιξη της ζήτησης και η ανάπτυξη των ΑΠΕ. 25 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Για κάθε σενάριο εκπονείται μελέτη αγοράς τρέχοντας διάφορα έτη Monte Carlo αναφορικά με ένα κλιματικό έτος (συσχετισμένες χρονοσειρές για φορτίο-αιολικά-φωτοβολταϊκά και διαφορετικές διασπορές των απρόβλεπτων διακοπών, λαμβάνοντας υπόψη και τις περιόδους συντήρησης για όλες τις μονάδες παραγωγής). Για τον σκοπό αυτό λαμβάνεται υπόψη ο ρυθμός απρόβλεπτων βλαβών (συντελεστής FOR) και οι απαιτήσεις συντήρησης των μονάδων από δεδομένα του ΑΔΜΗΕ και του ENTSO-E. Κατά τη διαδικασία των προσομοιώσεων σε όλες τις ώρες τηρείται η ισορροπία παραγωγήςζήτησης λαμβάνοντας υπόψη τη διαθεσιμότητα των πηγών ενέργειας, τις τιμές καυσίμων, τη στρατηγική προσφορών καθώς πλήθος περιορισμών που ενδεχομένως να αφορούν στα τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων (απαιτήσεις must-run, ευελιξία, μέγιστο όριο ωρών λειτουργίας κλπ)), στην παραγωγή των υδροηλεκτρικών, αλλά και περιορισμούς του δικτύου. Η βασική υπόθεση που εφαρμόζεται στις προσομοιώσεις αγοράς είναι ότι η αγορά λειτουργεί τέλεια (δεν εφαρμόζεται καμμιά εξουσία χειραγώγησης της αγοράς και η ζήτηση είναι ανελαστική ως προς τις τιμές), υπόθεση η οποία βεβαίως δεν ανταποκρίνεται στην πραγματικότητα αλλά αποτελεί βασική παραδοχή της μεθοδολογίας του ENTSO-E. Στην περίπτωση αυτή η οριακή τιμή του συστήματος ορίζεται από το λειτουργικό κόστος της ακριβότερης κατανεμόμενης μονάδας που εξυπηρετεί το φορτίο σε κάθε βασική χρονική περίοδο. Η μοντελοποίηση με την υπόθεση της ανελαστικής ζήτησης έχει σαν αποτέλεσμα η τιμή της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας να είναι πολύ υψηλότερη από την οριακή τιμή συστήματος που διαμορφώνεται στην αγορά. Συνεπώς δεν υπάρχουν καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας που μειώνουν την κατανάλωσή τους εξαιτίας των τιμών της αγοράς. Οι τιμές που προκύπτουν από τις προσομοιώσεις της αγοράς αφορούν τιμές χονδρεμπορικής (wholesale electricity prices). 4.4 Μελέτες Δικτύου Οι μελέτες δικτύου περιλαμβάνουν ανάλυση στατικής ασφάλειας και ανάλυση διαταραχών για εναλλακτικά σενάρια διασύνδεσης. Μελετήθηκε η κανονική κατάσταση (Ν) και όλες οι πιθανές καταστάσεις λειτουργίας των εναλλακτικών σεναρίων διασύνδεσης (Ν-1). Με τη λέξη διαταραχή νοείται οποιαδήποτε ανωμαλία που προκύπτει από απώλεια ή βλάβη γραμμής μεταφοράς ή άλλου στοιχείου/εξοπλισμού του συστήματος όπως μετασχηματιστή ή γεννήτριας. Η ανάλυση των διαταραχών βασίζεται στην ανάλυση ροών φορτίου και διενεργείται για τον εντοπισμό τυχόν παραβιάσεων των λειτουργικών περιορισμών του συστήματος που σχετίζονται με τα όρια τάσης στους ζυγούς ή τα θερμικά όρια των γραμμών (υπερφορτίσεις) όπως καθορίζονται στον Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΜΗΕ και επιπλέον να καθορίσει τα απαραίτητα μέτρα αποκατάστασης βλαβών και αντίστοιχο κόστος τους. 26 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 5 Υποθέσεις Μελέτης Οι Μελέτες Κόστους-Οφέλους (ΜΚΟ) της διασύνδεσης Δωδεκανήσων και Βορειοανατολικού Αιγαίου αποτελούν διακριτές μελέτες μεν, διεξάγονται όμως στο πλαίσιο μίας ενιαίας διεργασίας από άποψη μεθοδολογίας, σύνταξης σεναρίων, υποθέσεων και προσομοιώσεων. Υπενθυμίζεται ότι τα οφέλη μίας διασύνδεσης βάσει της μεθοδολογίας, υπολογίζονται για μία δεδομένη περίμετρο, ως η αλγεβρική διαφορά του συνολικού κόστους (ή SEW) της εν λόγω περιμέτρου ceteris paribus, με και χωρίς την εν λόγω διασύνδεση. Στην παρούσα ανάλυση, ως διασύνδεση νοούνται όλα τα επιμέρους έργα και διασυνδέσεις που αφορούν τα Δωδεκάνησα (Cluster 20.3) και το ΒA Αιγαίο (Cluster 20.4) αντίστοιχα, συμπεριλαμβανομένων και των έργων του ΔΕΔΔΗΕ. Συνεπώς τα παρακάτω σενάρια και αποτελέσματα, πρέπει να λογίζονται υπό το πρίσμα ότι, η διασύνδεση ή μη των Δωδεκανήσων ή οποιουδήποτε μεμονωμένου νησιού, δεν επηρεάζει την εξέλιξη του ηλεκτρικού συστήματός του, το οποίο και στις δύο περιπτώσεις (με και χωρίς την διασύνδεση) θεωρείται πανομοιότυπο – στο εκάστοτε έτος-στόχο της μελέτης. Σημειώνεται ότι στο σενάριο της μη διασύνδεσης, δηλαδή στο σενάριο της αυτόνομης ηλεκτροδότησης των νησιών, έχει θεωρηθεί ότι οι θερμικές μονάδες καλύπτουν τουλάχιστον το 70% του ωριαίου φορτίου και το υπόλοιπο φορτίο καλύπτεται από τις ΑΠΕ βάσει του ισχύοντος περιορισμού του 30%. Στο εν λόγω σενάριο της μη διασύνδεσης κατά την εκπόνηση της παρούσας μελέτης, έχει θεωρηθεί ως μόνη ρεαλιστική λύση για τη λειτουργία των θερμικών μονάδων για όλη την περίοδο της μελέτης το καύσιμο του Diesel, έναντι του περιβαλλοντικά δυσμενέστερου καυσίμου του μαζούτ από άποψη ποσότητας εκπομπών επιβλαβών αερίων. Το εναλλακτικό σενάριο αυτόνομης ηλεκτροδότησης των νησιών από φυσικό αέριο ήδη έχει κριθεί στο παρελθόν ως μη οικονομικά αποδοτικό έναντι της διασύνδεσης με το ΕΣΜΗΕ, βάσει της Απόφασης ΡΑΕ 785/2019 και παράλληλα οι εν λόγω εγκαταστάσεις που απαιτούνται είτε μέσω μετατροπής των υφιστάμενων θερμικών μονάδων σε μονάδες ΦΑ, είτε μέσω προμήθειας νέων μονάδων ΦΑ, συνδέονται με πολύ υψηλά κόστη υποστηρικτικών εγκαταστάσεων αποθήκευσης και αεριοποίησης υγροποιημένου ΦΑ (μη ώριμη τεχνολογία), καθώς και με δυσκολίες ανάπτυξης των υποδομών που απαιτούνται σε κατάλληλους χώρους, ώστε να επιτρέπεται η διανομή του καυσίμου σε μικρές αυτόνομες μονάδες ηλεκτροπαραγωγής, όπως είναι αυτές των υπό εξέταση νησιωτικών συστημάτων. Το έτερο εναλλακτικό σενάριο αυτόνομης ηλεκτροδότησης των νησιών αποκλειστικά από μπαταρίες με παράλληλη διείσδυση 100% των ΑΠΕ στα νησιά, απαιτεί επίσης πολύ υψηλό κεφαλαιουχικό κόστος για την απόκτηση και εγκατάσταση των μπαταριών. Σημειώνεται επίσης ότι για το σενάριο της αυτόνομης ηλεκτροδότησης των νησιών, σε αντίθεση με τα λειτουργικά κόστη, τα απαιτούμενα κεφαλαιουχικά κόστη νέων μονάδων παραγωγής με ΦΑ ή μπαταρίες δε λαμβάνονται υπόψη στην Απόφαση της ΡΑΕ 590/2021 που ακολουθεί τη μεθοδολογία του ENTSO-E. Αντίστοιχα, και στο σενάριο της μη διασύνδεσης με καύσιμο το diesel, δεν λαμβάνεται υπόψη το απαιτούμενο κόστος αντικατάστασης κάποιων παλιών μονάδων στα νησιά, ενώ ομοίως δε λαμβάνεται υπόψη και το κεφαλαιουχικό κόστος διατήρησης μονάδων σε καθεστώς εφεδρείας εκτάκτων αναγκών για το σενάριο της διασύνδεσης. Σε κάθε περίπτωση, τα ανωτέρω κεφαλαιουχικά κόστη μονάδων παραγωγής που απαιτούνται είναι πολύ μικρότερα και δεν αντισταθμίζουν το πολύ υψηλό CAPEX που απαιτείται για νέες εγκαταστάσεις, είτε ΦΑ, είτε μπαταριών στο σενάριο της μη διασύνδεσης. 27 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 5.1: Κατάσταση διασυνδέσεων (ΕΣΜΗΕ vs ΜΔΝ) για τις δύο ΜΚΟ, στις περιπτώσεις «με-» και «χωρίς» το έργο. ΜΚΟ/Περίπτωση «Χωρίς το Έργο» «Με το Έργο» ΕΣΜΗΕ ΜΔΝ ΕΣΜΗΕ ΜΔΝ Δωδεκανήσων Ηπειρωτικό, Κρήτη, Κυκλάδες Δωδεκάνησα, νησιά ΒΑ Αιγαίου Ηπειρωτικό, Κρήτη, Κυκλάδες, Δωδεκάνησα Νησιά ΒΑ Αιγαίου ΒΑ Αιγαίου Ηπειρωτικό, Κρήτη, Κυκλάδες Νησιά ΒΑ Αιγαίου Ηπειρωτικό, Κρήτη, Κυκλάδες, Δωδεκάνησα, νησιά ΒΑ Αιγαίου - 5.1 Γενικές Υποθέσεις Μελέτης 5.1.1 Ορίζοντας Μελέτης Βάσει της Μεθοδολογίας ΜΚΟ, ως πρώτο έτος οικονομικής λειτουργίας θεωρείται το αμέσως επόμενο ημερολογιακό έτος από την έναρξη της εμπορικής λειτουργίας, ενώ η οικονομική ζωή του έργου θεωρείται 25ετής. Οι προσομοιώσεις λαμβάνουν χώρα για τα έτη 2035, 2040 και 2050, ενώ γίνονται κατάλληλες παρεμβολές και προεκβολές των οφελών για τα ενδιάμεσα και προεξέχοντα έτη, όπως παρουσιάζεται στο σχήμα, ώστε να εκτιμηθούν τα ετήσια οφέλη για όλο τον ορίζοντα οικονομικής ζωής του έργου (2033-2057). Στην παρούσα Μελέτη, θεωρείται ως πρώτο έτος πλήρους εμπορικής λειτουργίας της εκάστοτε υπό εξέταση Διασύνδεσης το έτος
8. Σχ. 5.1: Χρονικός ορίζοντας μελέτης 5.1.2 Μοντελοποίηση Η μελέτη αγοράς πραγματοποιείται στο λογισμικό ANTARES της RTE. Μοντελοποιήθηκε το Ηπειρωτικό Σύστημα (συμπεριλαμβανομένων των Κυκλάδων), το σύστημα της Κρήτης καθώς και οι διασυνοριακές συναλλαγές ενέργειας. Όσον αφορά τα νησιά των Δωδεκανήσων και του Βορειοανατολικού Αιγαίου, αυτά αναπαρίστανται από τη σκοπιά της Υψηλής Τάσης. Τυχόν υποσυστήματα Μέσης και Χαμηλής Τάσης, ενσωματώνονται (υπό μορφή φορτίου και παραγωγικού δυναμικού) στον κατάλληλο νησιωτικό κόμβο (πχ. Κως-Κάλυμνος, Σάμος-Ικαρία, κ.λ.π.). 28 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Προσομοιώνονται 3 κλιματικά έτη μέσων (μη-ακραίων) κλιματικών συνθηκών, ενώ τα αποτελέσματα κάθε προσομοίωσης λαμβάνονται ως ο μέσος όρος -συναφών αποτελεσμάτωντων τριών κλιματικών ετών. Σχ. 5.2: Σχηματική απεικόνιση μοντελοποιούμενων κόμβων στο ANTARES 5.1.3 Τιμές Καυσίμων και εκπομπών CO2 Σε σχέση με την εξέλιξη των τιμών καυσίμων και εκπομπών CO2 διαμορφώθηκε ένα Σενάριο Αναφοράς Τιμών, το οποίο βασίζεται στις υποθέσεις της μελέτης TYNDP 2024 του ENTSO-E. Για το έτος 2035 έγινε γραμμική παρεμβολή ανάμεσα στα έτη 2030 και
9. Πιν. 5.2: Σενάριο Αναφοράς τιμών φυσικού αερίου και CO2 (ETS) για την περίοδο 2030-2050 Φυσικό Αέριο (€/GJ) Diesel (€/GJ) CO2 (€/ton) 2030 2035 2040 2050 6,29 11,74 113,4 5,97 11,56 130,2 5,65 11,38 147 5,02 11,01 168 5.2 Υποθέσεις ΕΣΜΗΕ Οι υποθέσεις που παρουσιάζονται στην παρούσα παράγραφο είναι βασισμένες στο πρόσφατο ισχύον ΕΣΕΚ (Δεκ 2024) και αφορούν το ΕΣΜΗΕ λογιζόμενο γεωγραφικά ως το Ηπειρωτικό Σύστημα, το Σύστημα Κρήτης καθώς και αυτό των Κυκλάδων. Τα Συστήματα Δωδεκανήσων και Βορειοανατολικού Αιγαίου παρουσιάζονται διακριτά στην επόμενη παράγραφο, λόγω του 29 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ ότι, αναλόγως της εξέτασης «με» ή «χωρίς» την εκάστοτε Διασύνδεση, δύνανται να ανήκουν και αυτά στο ΕΣΜΗΕ ή να αποτελούν ΜΔΝ. Η εξέλιξη της ζήτησης του ΕΣΜΗΕ αποτυπώνεται στον Πιν. 5.3, διακριτά για το ηπειρωτικό σύστημα και την Κρήτη, καθώς και για ηλεκτρική ζήτηση σχετιζόμενη με την παραγωγή υδρογόνου και συνθετικών καυσίμων. Πιν. 5.3: Σενάριο εξέλιξης της ζήτησης στο ΕΣΜΗΕ (σε TWh) Ηπειρωτικό Σύστημα (με Κυκλάδες) Κρήτη Ηλ. Ζήτηση για παραγωγή Υδρογόνου ΣΥΝΟΛΟ ΕΣΜΗΕ (χωρίς Δωδεκάνησα και ΒΑ Αιγαίο) 2030 2035 2040 2050 52,96 3,33 1,60 60,04 3,80 4,80 70,90 4,46 8,20 90,25 5,31 29,40 57,90 68,64 83,57 124,95 Στον Πιν. 5.4 αποτυπώνεται η εξέλιξη της εγκατεστημένης ισχύος θερμικών και υδροηλεκτρικών σταθμών για τον ορίζοντα 2030-
10. Σημαντικότερη μεταβολή σημειώνεται στην εγκατάσταση αντλησιοταμίευσης κλειστού κύκλου. Πιν. 5.4: Σενάριο εξέλιξης της εγκ. Ισχύος Θερμικών & Υδροηλεκτρικών στο ΕΣΜΗΕ (σε GW) Μονάδες Φ.Α. Μεγάλα υδροηλεκτρικά ΜΥΗΣ Αντλησιοταμίευση Ανοιχτού Κύκλου (Παραγωγή/Άντληση) Αντλησιοταμίευση Κλειστού Κύκλου (Παραγωγή/Άντληση) 2030 2035 2040 2050 7,87 2,76 0,33 6,45 3,19 0,37 5,62 3,32 0,40 5,62 3,98 0,47 0,70/0,73 0,70/0,73 0,70/0,73 0,70/0,73 1,23/1,31 2,24/2,37 3,67/3,87 4,75/5,00 Η εξέλιξη της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ και λοιπών τεχνολογιών αποτυπώνεται στον Πιν. 5.
11. Μεσοσταθμικά εισάγονται στο ΕΣΜΗΕ περί τα 1.7 νέα GW κάθε έτος κατά την εικοσαετία 2030-
12. Πιν. 5.5: Σενάριο εξέλιξης της εγκ. Ισχύος ΑΠΕ και λοιπών τεχνολογιών στο ΕΣΜΗΕ (σε GW) Φωτοβολταϊκά Χερσαία Α.Π. Υπεράκτια Α.Π. Μπαταρίες Ηλεκτρολύτες Απόκριση Ζήτησης 2030 2035 2040 2050 13,38 8,74 1,90 4,33 0,23 0,22 18,22 9,31 3,90 6,85 0,64 0,35 25,67 10,64 5,79 8,73 2,14 0,50 34,61 12,50 11,58 12,03 5,12 0,80 Τέλος, στον Πιν. 5.6 αποτυπώνεται η εξέλιξη των διεθνών διασυνδέσεων του ΕΣΜΗΕ με συστήματα άλλων χωρών. 30 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 5.6: Σενάριο εξέλιξης της Μεταφορικής Ικανότητας (NTC) των διεθνών διασυνδέσεων του ΕΣΜΗΕ (σε MW) GR-AL GR-BG GR-CY GR-DE GR-EG GR-IT GR-NMK GR-TR 2030 2035 2040 2050 450 1000/1200 1000 500 1100/850 660/580 600 1400/1700 1000 3000 3000 1500 1100/850 1260/1180 600 1400/1700 1000 3000 3000 1500 1100/850 1260/1180 600 1400/1700 1000 3000 3000 1500 1100/850 1260/1180 Σημειώνεται ότι οι υποθέσεις του ΕΣΜΗΕ παραμένουν ανεπηρέαστες (για δεδομένο έτος ανάλυσης) από τα σενάρια εξέτασης των υπό διασύνδεση νησιών. 5.3 Υποθέσεις Νήσων Βασική υπόθεση της μεθοδολογίας της ΜΚΟ του ENTSO-E είναι ότι η μόνη διαφορά μεταξύ των σεναρίων με ή χωρίς το υπό αξιολόγηση έργο είναι η ύπαρξη του εν λόγω έργου. Τα αναπτυσσόμενα σενάρια πρέπει να είναι εν γένει συμβατά με τον στόχο του net-zero για το
13. Επιπλέον, τα υπό διασύνδεση συστήματα πρέπει να είναι επαρκή και χωρίς τη διασύνδεση, ώστε η μείωση της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας (Expected Energy Not Served, EENS), να μην είναι ο καθοριστικός παράγοντας οφέλους της διασύνδεσης αυτών. Τέλος, τονίζεται ότι το κεφαλαιουχικό κόστος (CAPEX) άλλων επενδύσεων (εναλλακτικών λύσεων) δεν λαμβάνεται υπόψη. Βάσει αυτών διαμορφώθηκαν κατάλληλα σενάρια εξέλιξης του παραγωγικού δυναμικού (θερμικές μονάδες και ΑΠΕ) επί των διασυνδεόμενων νήσων, αλλά και δύο σενάρια ζήτησης τα οποία περιγράφονται στη συνέχεια. 5.3.1 Σενάρια Ζήτησης Διαμορφώθηκαν δύο σενάρια ζήτησης, λαμβάνοντας υπόψη τους ετήσιους ρυθμούς αύξησης φορτίου που αποτυπώνονται στον παρακάτω Πιν. 5.
14. Τονίζεται ότι τα αναγραφόμενα μεγέθη αφορούν σε ετήσιο ρυθμό αύξησης ανά πενταετία. Η εξέλιξη της συνολικής ζήτησης κάθε συμπλέγματος νησιών απεικονίζεται γραφικά στα Σχ. 5.3 και Σχ. 5.
15. 31 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ Πιν. 5.7: Σενάρια ρυθμού ανάπτυξης της καθαρής συνολικής ζήτησης στα διασυνδεδεόμενα νησιά Περίοδος Σενάριο Αναφοράς Σενάριο Αυξημένης Ζήτησης 2025-2030 1.2% 2.5% 2030-2035 1.5% 2.5% 2035-2040 1.5% 2.5% 2040-2045 1.5% 2.5% 2045-2050 1.5% 2.5% 3.00 2.50 (TWh) 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 2025 2030 2035 Dodecanese Reference 2040 2045 2050 Dodecanese High Σχ. 5.3: Σενάρια Εξέλιξης της Συνολικής Ζήτησης Ενέργειας των Δωδεκανήσων (2025-2050) 1.60 1.40 (TWh) 1.20 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 2025 2030 2035 NorthAegean reference 2040 2045 2050 NorthAegean High Σχ. 5.4: Σενάρια Εξέλιξης Συνολικής Ζήτησης Ενέργειας των νησιών του ΒΑ Αιγαίου (2025-2050) 32 ΜΚΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΩΝ & ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 5.3.2 Ανάπτυξη Θερμικού Ηλεκτροπαραγωγικού Δυναμικού Μοναδική μεταβλητή για την οικονομική αποτίμηση μίας διασύνδεσης αποτελεί η ίδια η διασύνδεση. Εν ολίγοις, τα συστήματα των νησιών έχουν το ίδιο παραγωγικό δυναμικό, είτε διασυνδεθούν είτε όχι. Το θεωρούμενο παραγωγικό δυναμικό θα πρέπει να εξασφαλίζει την επάρκεια των νησιών, ακόμα και χωρίς τη διασύνδεση. Υπό το πρίσμα αυτό, θεωρήθηκε ανάπτυξη του υφιστάμενου συμβατικού παραγωγικού δυναμικού (σταδιακή αντικατάσταση παλαιών μονάδων και εγκατάσταση νέων) έτσι ώστε να διασφαλίζεται μηδενική μη-εξυπηρετούμενη ενέργεια (EENS) σε όλο τον χρονικό ορίζοντα μελέτης και σε κάθε σενάριο. Το σύνολο του θερμικού στόλου θεωρείται ότι λειτουργεί με Diesel. Όπως ήδη τονίστηκε, δεν εξετάζονται εναλλακτικά σενάρια ηλεκτροδότησης των νησιών, είτε με ΦΑ (μη ώριμη τεχνολογία), είτε με μπαταρίες, διότι απαιτούν πολύ μεγάλο CAPEX νέων εγκαταστάσεων, το οποίο δε λαμβάνεται υπόψη στην Απόφαση της ΡΑΕ που ακολουθεί τη μεθοδολογία του ENTSO-E. Αντίστοιχα, δεν λαμβάνεται υπόψη το κόστος αντικατάστασης κάποιων παλιών μονάδων στα νησιά, ούτε το κόστος διατήρησης μονάδων σε καθεστώς εφεδρείας εκτάκτων αναγκών. Σε κάθε περίπτωση, τα ανωτέρω κόστη είναι πολύ μικρότερα και δεν αντισταθμίζουν το πολύ υψηλό CAPEX που απαιτείται για νέες εγκαταστάσεις, είτε ΦΑ, είτε μπαταριών. 5.3.3 Σενάρια ΑΠΕ Όπως ήδη αναφέρθη