ΑΠΟΦΑΣΗ ΤΟΥ ΚΛΑΔΟΥ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΤΗΣ ΡΑAΕY ΥΠ’ ΑΡΙΘΜ. Ε-13/2024

(6),

(8)και

(10)της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ για το έργο “Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης”», η οποία κοινοποιήθηκε στην Ευρωπαϊκή Επιτροπή - Γενική Διεύθυνση Ενέργειας με το υπό στοιχεία Ο-84161/25.09.2020 έγγραφο. 10. Την από 25 Νοεμβρίου 2020 υπ’ αρ. [C

(2020)8377 final] Απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής σχετικά με την εξαίρεση του τερματικού σταθμού ΥΦΑ του Ανεξάρτητου Συστήματος Φυσικού Αερίου Αλεξανδρούπολης από τις απαιτήσεις που αφορούν την πρόσβαση τρίτων και την τιμολογιακή ρύθμιση, η οποία κοινοποιήθηκε στη ΡΑΕ με την υπ’ αριθμ. πρωτ. ΡΑΕ Ι-292210/26.11.2020 ηλεκτρονική επιστολή της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. 11. Την υπ’ αρ. 1580/2020 απόφαση της ΡΑΕ με θέμα «Τελική Απόφαση Εξαίρεσης Τροποποίηση της Απόφασης 1333/2020 για τη συμμόρφωσή της κατά την παράγραφο 9 του άρθρου 36 της Οδηγίας 2009/73/ΕK με την υπ’ αριθμ. [C

(2020)8377 final] ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για την εξαίρεση του έργου «Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης» της εταιρείας GASTRADE Α.Ε. από τις διατάξεις των άρθρων 32 και 41

(6),

(8)και

(10)της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ» (Β’ 5941/2020) (εφεξής η «Απόφαση Εξαίρεσης»).

1. Την υπ’ αρ. 101/2022 απόφαση της ΡΑΕ «Έγκριση του Κώδικα Διαχείρισης του Τερματικού Σταθμού «Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης» (ΦΕΚ Β’ 893/2022).
2. Την υπ’ αρ. Ε-215/2023 απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων «Πρώτη αναθεώρηση του Κώδικα Διαχείρισης του Τερματικού Σταθμού Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου «Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης» (ΦΕΚ Β’ 7073/2023).
3. Την υπ’ αρ. Ε-7/2024 απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων «Δεύτερη αναθεώρηση του Κώδικα Διαχείρισης του Τερματικού Σταθμού Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου «Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης» - Εισαγωγή μεταβατικής διάταξης για το πρώτο έτος λειτουργίας».
4. Την υπό στοιχεία 622/1/KS/22.12.2023 επιστολή της Gastrade με θέμα «Alexandroupolis INGS - Terminal Maintenance Plan and Retainage study for the 1st Gas Year» (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ I-365556/15.01.2024).
5. Την από 23.1.2024 τελική εισήγηση της Gastrade για την μεθοδολογία εκτίμησης της Παρακράτησης ΥΦΑ (αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ I-366267/24.01.2024).
6. Το γεγονός ότι από την παρούσα απόφαση δεν προκαλείται επιβάρυνση στον κρατικό προϋπολογισμό. Σκέφτηκε ως εξής: Επειδή, κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 78 του ν. 4001/2011 (εφεξής ο Νόμος): «
7. Ο Διαχειριστής ΑΣΦΑ λειτουργεί, συντηρεί, εκμεταλλεύεται και αναπτύσσει ένα τεχνικά άρτιο, οικονομικά αποδοτικό και ολοκληρωμένο ΑΣΦΑ.
8. Για το σκοπό αυτόν, ο Διαχειριστής ΑΣΦΑ: […] (στ) Μεριμνά για την τήρηση των κανόνων εξισορρόπησης φορτίου του ΑΣΦΑ και την αντιστάθμιση φυσικών απωλειών και ιδιοκατανάλωσης του ΑΣΦΑ, σύμφωνα με τον Κώδικα Διαχείρισης αυτού και προβαίνει σε σχετικές χρεώσεις προς τους Χρήστες του ΑΣΦΑ. Η μεθοδολογία κατάρτισης των χρεώσεων για την εξισορρόπηση φορτίου του ΑΣΦΑ εγκρίνεται από τη ΡΑΕ σύμφωνα με το άρθρο 88.». Επειδή, σύμφωνα με την παράγραφο 3 του άρθρου 79 του Νόμου: «Με απόφαση της ΡΑΕ, ύστερα από γνώμη του οικείου Διαχειριστή, ρυθμίζονται οι μεθοδολογίες, οι υπολογισμοί, οι ειδικές εγκρίσεις και οι λεπτομέρειες που απαιτούνται για την εφαρμογή του Κώδικα Διαχείρισης του ΑΣΦΑ.». Επειδή, με την υπό στοιχεία Δ1/Α/19466/19.08.2011 απόφαση του Υφυπουργού Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής χορηγήθηκε Άδεια Ανεξάρτητου ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Συστήματος Φυσικού Αερίου (εφεξής «ΑΣΦΑ») στην εταιρεία Gastrade Α.Ε. για το έργο “Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης”, η οποία τροποποιήθηκε με τις υπ’ αρ. 60/2017, 406/2018, 1377/2020, 138/2021 και 130/2023 Αποφάσεις της ΡΑΕ (σχετικό 6). Επειδή, το εν λόγω ΑΣΦΑ αφορά στην ανάπτυξη νέου υπεράκτιου Τερματικού Σταθμού υποδοχής, προσωρινής αποθήκευσης και αεριοποίησης ΥΦΑ στο Θρακικό Πέλαγος (Floating Storage Regasification Unit, FSRU), περίπου 17,5 χιλιόμετρα νοτιοδυτικά του λιμένα Αλεξανδρούπολης και σε απόσταση 10 χιλιομέτρων από την ακτή, καθώς και αγωγού σύνδεσης αυτού με το Εθνικό Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΕΣΦΑ). Επειδή, με το υπ’ αρ.

(8)σχετικό, η εταιρεία Gastrade Α.Ε., η οποία έχει συσταθεί και λειτουργεί σύμφωνα με το ελληνικό δίκαιο, υπέβαλε στη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας αίτηση για την εξαίρεση (απαλλαγή) της προτεινόμενης νέας υποδομής φυσικού αερίου με την ονομασία «Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) Αλεξανδρούπολης» από την εφαρμογή συγκεκριμένων διατάξεων της Οδηγίας (εφεξής η «Αίτηση Εξαίρεσης»). Επειδή, με την υπ’ αρ. 1580/2020 απόφαση ΡΑΕ (σχετικό 11) χορηγήθηκε στην εταιρεία Gastrade Α.Ε. για το έργο του ΑΣΦΑ Αλεξανδρούπολης εξαίρεση για 25 έτη από τις διατάξεις των άρθρων 32 και 41

(6),

(8)και

(10)της Οδηγίας 2009/73/ΕΚ, σύμφωνα με τους ειδικότερους όρους και προϋποθέσεις που περιλαμβάνονται στο Παράρτημα της Απόφασης με τίτλο «Final Decision of the Greek Energy Regulator on the Exemption Application of GASTRADE SA» (εφεξής η «Απόφαση Εξαίρεσης)», κατόπιν της [C

(2020)8377 final] σχετικής Απόφασης της Ευρωπαϊκής Επιτροπής (σχετικό 10). Συγκεκριμένα, με την Απόφαση Εξαίρεσης, χορηγήθηκε στην εταιρεία Gastrade Α.Ε. εξαίρεση για 25 έτη από: (α) το άρθρο 32 της Οδηγίας περί πρόσβασης τρίτων, μόνο για το τμήμα του Τερματικού Σταθμού για το οποίο έχει δεσμευτεί μεταφορική ικανότητα μέσω του διενεργηθέντος Market Test, και (β) το άρθρο 41 παρ. 6, 8 και 10 της Οδηγίας περί ρυθμιζόμενων τιμολογίων για το σύνολο της δυναμικότητας. Επειδή, η εταιρεία Gastrade Α.Ε. είναι κάτοχος Άδειας Ανεξάρτητου Συστήματος Φυσικού Αερίου (ΑΣΦΑ) καθώς και Άδειας Διαχείρισης ΑΣΦΑ για τον Πλωτό Τερματικό Σταθμό Αλεξανδρούπολης, κατά τα οριζόμενα στο Νόμο, στον Κανονισμό Αδειών Φυσικού Αερίου, καθώς και στην Απόφαση Εξαίρεσης. Επειδή, με την απόφαση 101/2022 της Αρχής (σχετικό 12), όπως τροποποιήθηκε με τα σχετικά 13 και 14 αποφάσεις της ΡΑΑΕΥ, εγκρίθηκε ο Κώδικας Διαχείρισης του Τερματικού Σταθμού. Επειδή, κατά τα οριζόμενα στο άρθρο 2.1 στον Κώδικα: «“Πραγματική Παρακράτηση ΥΦΑ (Actual Retainage)” σημαίνει την πραγματική Παρακράτηση ποσότητας ΥΦΑ εντός του Τερματικού Σταθμού για ένα Συμβατικό Έτος. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ “Πρόβλεψη Παρακράτησης ΥΦΑ (Forecast Retainage)” σημαίνει την πρόβλεψη από τον Διαχειριστή του Τερματικού Σταθμού της Παρακράτησης ποσότητας ΥΦΑ εντός του Τερματικού Σταθμού για μια δεδομένη περίοδο. Η Πρόβλεψη Παρακράτησης ΥΦΑ θα βασίζεται σε μία μελέτη που θα εκπονηθεί από τον Διαχειριστή του Τερματικού Σταθμού και θα υποβληθεί στη ΡΑΕ για έγκριση. “Παρακράτηση ΥΦΑ (Retainage)” σημαίνει την ποσότητα ΥΦΑ που θα διατηρηθεί στον Τερματικό Σταθμό από τους όγκους ΥΦΑ που έχουν εκφορτωθεί (εκφρασμένο ως ποσοστό αυτών των όγκων ΥΦΑ) πριν από την επαναεριοποίηση και την αποστολή αυτών των όγκων ΥΦΑ. Ενδεικτικά, οι λόγοι αυτής της παρακράτησης ΥΦΑ θα καλύπτει (α) αέριο που χρησιμοποιείται ως καύσιμο και (β) αέριο που χρησιμοποιείται για διεργασίες και (γ) απώλειες ΥΦΑ που προκύπτουν από την εξάτμιση ΥΦΑ.». Επειδή, σύμφωνα με το άρθρο 4.3 του Κώδικα: «4.3 Ετήσιο Πρόγραμμα – Διαδικασία 4.3.1 Πριν από την έναρξη της διαδικασίας του Ετήσιου Προγράμματος, το αργότερο στις 31 Μαΐου κάθε έτους, ο Διαχειριστής του Τερματικού Σταθμού θα παρέχει στους Μακροχρόνιους Χρήστες: - την προκαταρκτική Πρόβλεψη Παρακράτησης ΥΦΑ για το επόμενο Συμβατικό Έτος, - το Προκαταρκτικό Πρόγραμμα Συντήρησης Τερματικού Σταθμού, και - τις ακριβείς ημερολογιακές ημερομηνίες για την επικείμενη διαδικασία του Ετήσιου Προγράμματος, σύμφωνα με τα ορόσημα που ορίζονται στην παράγραφο 0. […] 4.3.3 Στάδιο 1 - Προκαταρκτικό Ετήσιο Πρόγραμμα […] b. Ο Διαχειριστής του Τερματικού Σταθμού θα παρέχει ένα πρώτο προσχέδιο ενός προκαταρκτικού Ετήσιου Προγράμματος σε κάθε Μακροχρόνιο Χρήστη έως τις 21 Ιουνίου. Το προκαταρκτικό Ετήσιο Πρόγραμμα θα παρέχει σε κάθε Μακροχρόνιο Χρήστη τα εξής: - ένα προκαταρκτικό προφίλ Ημερήσιας Προγραμματισμένης Παράδοσης για αυτόν τον Μακροχρόνιο Χρήστη, ως μία προκαταρκτική Ημερήσια Προγραμματισμένη Παράδοση για κάθε ημέρα του επόμενου Συμβατικού Έτους, - τις προκαταρκτικές ημερομηνίες για τις Χρονοθυρίδες Φορτίων ΥΦΑ για αυτόν τον Μακροχρόνιο Χρήστη, - την Πρόβλεψη Παρακράτησης ΥΦΑ που αντιστοιχεί σε κάθε Μακροχρόνιο Χρήστη […]». Επειδή, τα ανωτέρω χρονοδιαγράμματα για πρώτο

(1)Συμβατικό Έτος, ήτοι από την ημερομηνία Έναρξης Εμπορικής Λειτουργίας του Σταθμού (Commercial Operation ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Date, COD) έως και την 30η Σεπτεμβρίου 2024, οι προθεσμίες του άρθρου 4.3 εκκινούν 3 μήνες πριν το COD. Επειδή, περαιτέρω: • Άρθρο 4.4.2 (c)(

1. i)«Οι Θέσεις ΥΦΑ όλων των Μακροχρόνιων Χρηστών θα πρέπει να έχει ως αποτέλεσμα μια καθαρή μηδενική εξισορροπημένη θέση, δηλαδή το αθροιστικό Ενεργειακό Περιεχόμενο των Φορτίων ΥΦΑ που θα εκφορτωθεί μέσω του ReqACDS και των όγκων ΥΦΑ που θα επαναεριοποιηθούν σύμφωνα με το ReqSOS, πλέον τυχόν αθροιστικής ποσοτήτων που κρατείται ως Παρακράτηση ΥΦΑ, πρέπει να είναι εξισορροπημένα, ώστε η δεξαμενή του Τερματικού Σταθμού να παραμένει ισοσκελισμένη στο τέλος κάθε Συμβατικού Έτους …». • Άρθρο 8.2.4: «Η διευθέτηση της διαφοράς μεταξύ της Πρόβλεψης Παρακράτησης ΥΦΑ και της Πραγματικής Παρακράτησης ΥΦΑ θα πραγματοποιείται ετησίως στο τέλος του Συμβατικού Έτους. Οποιαδήποτε διαφορά θα κατανεμηθεί στους Λογαριασμούς Χρήστη Τερματικού Σταθμού. Μετά την ολοκλήρωση του συμβιβασμού των Θέσεων ΥΦΑ των Χρηστών, για όσους Χρήστες κλείνουν το Συμβατικό Έτος με θετικό Λογαριασμό Χρήστη Τερματικού Σταθμού, αυτό το θετικό υπόλοιπο θα πιστωθεί στον Λογαριασμό Χρήστη Τερματικού Σταθμού τους για το επόμενο Συμβατικό Έτος. Αυτό το θετικό υπόλοιπο θα χρησιμοποιηθεί για την κάλυψη του τμήματος της Πρόβλεψης Παρακράτησης ΥΦΑ οποιουδήποτε τέτοιου Χρήστη για το επόμενο Συμβατικό Έτος. Εάν, την τελευταία ημέρα της Διάρκειας, ένας Χρήστης Τερματικού Σταθμού έχει τίτλο του ΥΦΑ στην δεξαμενή, το οποίο ήταν το αποτέλεσμα της διαφοράς μεταξύ της Πρόβλεψης Παρακράτησης ΥΦΑ και της Πραγματική Παρακράτηση ΥΦΑ, τότε αυτός ο Χρήστης θα κληθεί να εκτελέσει μία SCA για το ποσό αυτό, σύμφωνα με την IUA, χωρίς επιβάρυνση.» • Άρθρο 10.6.1 «Ο τίτλος σε σχέση με την Παρακράτηση ΥΦΑ θα περάσει στον Διαχειριστή του Τερματικού Σταθμού στο Σημείο Παραλαβής ΥΦΑ.». Επειδή, επίσης, όπως ορίζεται στην πρότυπη Σύμβαση Χρήσης Τερματικού (Terminal User Agreement, TUA): ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ «10.1 Retainage (
2. a)Terminal Operator shall have the right to use any LNG in storage for the purposes of Retainage. (
3. b)Terminal Operator shall deduct Terminal User’s pro rata share of Forecast Retainage from each LNG Cargo unloaded at the Terminal. 10.2 Allocation of Retainage (
4. a)The Forecasted Retainage shall be Terminal Operator’s good faith estimate of the quantity of Retainage that will be consumed by the Terminal for Regasified LNG to be made available on an annual levelised basis. (
5. b)Terminal User’s Account shall be debited each Month during the Contract Year by Terminal User’s pro rata share of the Forecasted Retainage applicable to such Month. The pro rata share will be calculated as a portion of AP Daily Planned Sendout. (
6. c)Within ten

(10)days after the end of each Contract Year an adjustment, either credit or debit, shall be made to Terminal User’s Account based on the quantity of Retainage previously charged to Terminal User’s Account as compared to Terminal User’s pro rata share of Actual Retainage.». Επειδή, κατά τα ανωτέρω, πριν την έναρξη κάθε Συμβατικού Έτους, ο Διαχειριστής πρέπει να ενημερώσει τους Χρήστες για την εκτίμησή του αναφορικά με το αέριο που θα παρακρατηθεί για ιδιοκατανάλωση/απώλειες (Forecast Retainage) από τα φορτία ΥΦΑ που αυτοί θα φέρουν στον Τερματικό Σταθμό, προκειμένου να το λάβουν υπόψη κατά τις δηλώσεις των χρονοθυρίδων για την έλευση των φορτίων και την αντιστοίχισή τους με το προφίλ αεριοποίησης που επιθυμούν στην έξοδο του Σταθμού. Η πραγματική Παρακράτηση ΥΦΑ (Actual Retainage), η οποία εξαρτάται ιδίως από το βαθμό χρησιμοποίησης του Σταθμού, κατανέμεται στους Χρήστες αναλογικά προς τις ποσότητες που αυτοί αεριοποιούν κάθε μήνα του Έτους. Μετά το τέλος του Έτους λαμβάνει χώρα συνολική εκκαθάριση. Επειδή, ο Διαχειριστής προσκόμισε τεχνική μελέτη εξειδικευμένου συμβούλου για την εκτίμηση του αερίου που εκτιμά ότι πρέπει να παρακρατείται από τους χρήστες για να καλύπτει την ιδιοκατανάλωση και τις απώλειες (Forecast Retainage). Επειδή, η Μελέτη περιγράφει τη λειτουργία του σταθμού από την άποψη της χρήσης φυσικού αερίου για ιδιοκατανάλωση επιγραμματικά ως εξής: Το ΥΦΑ αποθηκεύεται στο πλοίο FSRU περίπου στους -160°C. Το ΥΦΑ που αναπόφευκτα εξατμίζεται (boil-off gas, BOG) χρησιμοποιείται ως καύσιμο στις μηχανές του πλοίου. Αν το BOG που εξατμίζεται ξεπερνάει τις ανάγκες των μηχανών, είτε συμπυκνώνεται (BOG Recondenser) και επιστρέφει στις δεξαμενές είτε καίγεται (Gas Combustion unit, GCU). Αντίθετα, ποσότητα ΥΦΑ εξατμίζεται όταν το BOG δεν επαρκεί για τη λειτουργία των μηχανών. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Η διαδικασία αεριοποίησης, επειδή είναι σειριακή και αποτελείται από αρκετά διακριτά βήματα/επιμέρους διεργασίες, ονομάζεται «διεργασία τραίνο» (train). Επίσης, προκειμένου να είναι δυνατή η αεριοποίηση μικρότερων ή μεγαλύτερων όγκων ΥΦΑ, χωρίς να μειώνεται η απόδοση της διεργασίας, ένα FSRU περιλαμβάνει πολλούς αεριοποιητές (trains) που δύναται να δουλεύουν παράλληλα. Οι αεριοποιητές του FSRU έχουν τη δυνατότητα να λειτουργεί είτε σε ανοιχτό είτε σε κλειστό κύκλο. Στον κλειστό κύκλο, η ενέργεια που απαιτείται για την αεριοποίηση του ΥΦΑ παράγεται από ατμό που παράγεται πάνω στο πλοίο μέσω της καύσης φυσικού αερίου. Στον ανοιχτό κύκλο, όλη η απαιτούμενη ενέργεια προέρχεται από το θαλασσινό νερό. Σημειώνεται ότι σε κάθε χρονική στιγμή μόνο ένας από τους αεριοποιητές είναι δυνατόν να λειτουργεί σε κλειστό κύκλο. Επειδή, σύμφωνα με τη μελέτη που προσκόμισε ο Διαχειριστής, το Retainage Gas προκύπτει από τρεις βασικούς λόγους: 1. Φυσικό αέριο που χρησιμοποιείται ως καύσιμο στις ηλεκτρικές γεννήτριες του πλοίου Στη μελέτη γίνεται ανάλυση των καμπυλών καυσίμου των τριών μηχανών του συγκεκριμένου πλοίου, καθώς και καταγραφή της φόρτισής τους, και συνακόλουθα της απαίτησης σε καύσιμο, στις διάφορες συνθήκες λειτουργίας του Σταθμού (Πίνακες 3.2 και 3.3 του Παραρτήματος). 2. Φυσικό αέριο που απαιτείται για την παραγωγή ατμού Περιλαμβάνεται καταγραφή των απαιτήσεων σε αέριο καύσιμο, βάσει των προδιαγραφών των μηχανημάτων, σε περιπτώσεις χαμηλής, μέσης και υψηλής αεριοποίησης, λαμβανομένου υπόψη και του βαθμού απόδοσης του λέβητα ως συνάρτηση του ρυθμού παραγωγής ατμού. 3. Αναπλήρωση του όγκου αερίου στις δεξαμενές Όταν αεριοποιείται ΥΦΑ από τις δεξαμενές, ο υγρός όγκος του ΥΦΑ που απομακρύνεται πρέπει να αναπληρώνεται από ίσο όγκο αεριοποιημένου φυσικού αερίου για τη διατήρηση της πίεσης στη δεξαμενή. Αυτό μπορεί είτε να προέρχεται από boil-off gas είτε να αεριοποιείται επί τούτου (σε ειδικό αεριοποιητή). Η Μελέτη παρουσιάζει τον όγκο ΥΦΑ που απαιτείται σε συνάρτηση με το ρυθμό αεριοποίησης και ανάλογα με την Κατωτέρα Θερμογόνο Δύναμη του φυσικού αερίου στις δεξαμενές (Πίνακες 3.6 και 3.7). Επειδή, η Αρχή κρίνει ότι η τεχνική μελέτη που προσκόμισε ο Διαχειριστής για την εκτίμηση της Πρόβλεψης Παρακράτησης ΥΦΑ είναι αναλυτική και εμπεριστατωμένη, καθώς αναλύει το φυσικό αέριο που πρέπει να χρησιμοποιηθεί για ιδιοκατανάλωση ή που θα αποτελεί απώλεια του Σταθμού, στηριζόμενη στα τεχνικά χαρακτηριστικά και ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ παραμέτρους των μηχανών, δεξαμενών και λοιπών μηχανημάτων του συγκεκριμένου πλοίου. Για τους παραπάνω λόγους Αποφασίζει: 1. Στο πλαίσιο των αρμοδιοτήτων της κατά την παράγραφο 3 του άρθρου 79 του ν. 4001/2011, την έγκριση της Μελέτης για την εκτίμηση της Πρόβλεψης Παρακράτησης ΥΦΑ, σύμφωνα με την εισήγηση του Διαχειριστή, η οποία προσαρτάται στην παρούσα απόφαση και αποτελεί αναπόσπαστο μέρος αυτής. 2. Τη δημοσίευση της παρούσας στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως. Αθήνα, 24 - 01 - 2024 Ο Αντιπρόεδρος του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ Δημήτριος Φούρλαρης Πρ οσ ά ρ τη μ α ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 1 of 22 MEMO LNG Retainage Calculations CONTENTS 1 INTRODUCTION ............................................................................................................................... 1 2 ASSUMPTIONS ................................................................................................................................ 2 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 RETAINAGE CALCULATIONS ......................................................................................................... 2 1 Fuel Gas Required for Electric Power Generation ........................................................... 2 Fuel Gas Required for Steam Production ........................................................................ 6 Replacement of Regasified (Exported) LNG Volume ....................................................... 7 Note on BOR, BOG Surplus and Deficiency .................................................................... 9 Note on LNG Transfer (From Visiting LNG Carrier) ....................................................... 10 Results .......................................................................................................................... 11 INTRODUCTION The Alexandroupolis FSRU is designed to export up to 795 MMSCFD (million standard cubic feet per day) of natural gas. Depending on the gas export rate one, two or three parallel regas trains may be in operation. Each train has a capacity of 265 MMSCFD. LNG is stored onboard the FSRU at ~-160 °C. Although the LNG cargo tanks are insulated some LNG will boil off, and this boil-off gas (BOG) is used as fuel gas for power generation onboard the FSRU. When BOG generation exceeds the fuel gas consumption, excess BOG is either recondensed in the BOG Recondenser or combusted in the vessel’s Gas Combustion unit (GCU). Conversely, LNG is vaporized when BOG generation is insufficient to meet the fuel gas demand. When the FSRU operates in open loop all heat required for vaporization of LNG is provided by seawater, while for closed loop operation such heat is provided by steam produced onboard. Steam production requires energy which is provided by burning fuel gas. Note that only one regas train can be operated in closed loop at any point in time. Retainage is defined as the difference between the amount of LNG loaded onto the FSRU (where it is stored in cargo tanks) and the amount of gas exported to shore. In other words, retainage is the amount of LNG consumed onboard the FSRU. LNG is always consumed in its gaseous form via combustion. Purpose of this document is to present the calculations of Retainage onboard the Alexandroupolis FSRU. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 2 2 of 22 ASSUMPTIONS Project-specific Lean- and Rich LNG compositions have been considered in the design of the FSRU, when performing process simulations and for preparation of this memo. The two compositions are the uttermost cases and encompass a variety of actual LNG compositions expected to be delivered to the FSRU. LNG compositions and their corresponding BOG compositions are different. Reference is made to the FSRU & Regas Heat Material Balance (4485-MM-PR-900-002, rev 5), Table 3-1. The corresponding lower heating values (LHV) are stated below: Lean LNG: 49,920 kJ/kg Lean BOG: 47,630 kJ/kg Rich LNG: 49,020 kJ/kg Rich BOG: 42,040 kJ/kg Only the mentioned Lean and Rich LNG compositions are considered. Furthermore, compositions are assumed to be constant meaning that aging of LNG, i.e. the change in LNG composition due to boil-off over time, is not considered. The cargo tank pressure is assumed constant at 0.275 barg. 3 RETAINAGE CALCULATIONS The following items contribute to LNG retainage and are described in sub-chapters 3.1 to 3.3:  Fuel gas required for electric power generation.   3.1 Fuel gas required for steam production (only during closed loop operation) Replacement of the liquid volume of LNG taken from the cargo tanks. Fuel Gas Required for Electric Power Generation Reference is made to the Seatrium document “Electrical Load Analysis” (C168-KSE-EL-LS- 0010, rev Z1) where the power consumption is calculated for a variety of cases. In addition, the number of engines/generators in use is specified. Three engines by maker Wärtsilä (type 12V50DF) with a rated generator output of 11 MW are installed on the vessel. In addition, one smaller engine (Wärtsilä 6L50DF) with a rated generator output of 5.5 MW is installed. Running the 5.5 MW engine is not a scenario according to the Electrical Load Analysis and hence not considered in this memo. Table 3-1 below is taken from the engine test report using gaseous fuel: ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: Table 3-1: Specific fuel gas consumption from engine test1 Generator power kW 2 709 5 551 8 388 Specific fuel gas kJ/kWh 11 952 9 196 8 340 consumption 3 of 22 9 516 11 219 8 119 7 831 Figure 3-1 shows the same data points as Table 3-1 and the corresponding trendline. The trendline function is used to calculate the specific fuel consumption for any generator power. Figure 3-1: Results from engine test and trendline All engines have a slightly different specific fuel consumption, but the above is used to represent whichever of the three 11 MW engines is in use. The specific fuel consumption will further depend on ambient conditions such as air temperature and humidity. Varying these factors is not done when calculating LNG retainage. Table 3-2 below shows the overall electrical load in open loop operation. It is based on the “Electrical Load Analysis” and the upper part of the table is copied from there. The specific fuel consumption for the actual generator load is then calculated using the trendline function (ref Figure 3-1). Fuel gas consumption is calculated depending on the lower heating value of the fuel (ref. chapter 2). Table 3-3 shows the same, but for operation of one train in closed loop. 1 For engine no PAAE 044682 performed on 7 April 2009. Received via e-mail from Jia Xin Lye (Seatrium) on 17 November 2023. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 4 of 22 Table 3-2: Fuel gas consumption for electric power consumption in open loop operation Electrical Load Designation Regas 3 Open trains Regas 3 Open trains w Loading Regas 2 Regas 2 Regas 1 Regas 1 Open trains Open trains w Loading Open train Open train w Loading Overall Load [kW] 17888 17813 12922 12923 8031 8032 Generators in services D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 1 Set D/G 11MW 1 Set Rated Power, Large Generators [kW] 22000 22000 22000 22000 11000 11000 Total Avail. Power [kW] Generator Load [%] 22000 81.3% 22000 81.0% 22000 58.7% 22000 58.7% 11000 73.0% 11000 73.0% Load per Generator [kW] Spec. Fuel Cons. [kJ/kWh] 8944 8240 8907 8250 6461 9079 6461 9078 8031 8509 8032 8508 Lean LNG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1476 2953 1472 2944 1175 2350 1175 2350 1369 1369 1369 1369 Lean BOG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1547 3095 1543 3086 1231 2463 1232 2463 1435 1435 1435 1435 Rich LNG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1503 3007 1499 2998 1197 2393 1197 2393 1394 1394 1394 1394 Rich BOG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1753 3506 1748 3496 1395 2790 1395 2791 1625 1625 1626 1626 795 795 530 530 265 265 Rated Regas Rate [MMSCFD] ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 5 of 22 Table 3-3: Fuel gas consumption for electric power consumption in closed loop operation Electrical Load Designation Regas 2 Open + 1 Closed trains Regas 2 Open + 1 Closed trains w Loading Regas 1 Open + 1 Closed trains Regas 1 Open + 1 Closed trains w Loading Regas 1 Closed trains Regas 1 Closed trains w Loading Overall Load [kW] 17089 17014 12123 12124 7232 7233 Generators in services D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 2 Sets D/G 11MW 1 Set D/G 11MW 1 Set Rated Power, Large Generators [kW] 22000 22000 22000 22000 11000 11000 Total Avail. Power [kW] Generator Load [%] 22000 77.7% 22000 77.3% 22000 55.1% 22000 55.1% 11000 65.7% 11000 65.8% Load per Generator Spec. Fuel Consumption 8544 8353 8507 8364 6061 9253 6062 9253 7232 8778 7233 8778 Lean LNG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1430 2859 1425 2851 1124 2247 1124 2247 1272 1272 1272 1272 Lean BOG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1498 2997 1494 2988 1178 2355 1178 2355 1333 1333 1333 1333 Rich LNG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1456 2912 1452 2903 1144 2288 1144 2288 1295 1295 1295 1295 Rich BOG Fuel Gas Cons. [kg/h] Total fuel gas cons. [kg/h] 1698 3395 1693 3385 1334 2668 1334 2668 1510 1510 1510 1510 795 795 530 530 265 265 Rated Regas Rate [MMSCFD] For regas rates below 265 MMSCFD the fuel gas consumption (and number of LNG Booster Pumps in operation) is assumed to be constant. Note that the difference in fuel gas consumption between loading and not loading is insignificant and not considered further in this report. The difference between open and closed loop operation is also small. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 3.2 6 of 22 Fuel Gas Required for Steam Production This is only relevant during closed loop operation and only one train can be operated in closed loop at any time. Boiler efficiency varies depending on the steam production rate; both are stated in Table 3-2 below. Table 3-4: Regas boiler efficiency Capacity 100 % 90 % Steam production 80 000 72 049 [kg/h] Boiler 86.5 % 87.5%* efficiency 75 % 50 % 25 % 60 000 40 000 20 000 88.4 % 89.7 % 89.4 % 13.0 % 10 431 88.5%* Table 3-4 above is taken from the boiler datasheet (C168-ALF-ME-DS-0001), except for the efficiencies marked with “*” which are estimated based on the other data points. Table 3-5 below is derived from the Steam Balance document (4485-MM-LR-751-001, rev. 5). The 100 MMSCFD case is not included in the Steam Balance document, but the total steam consumption is interpolated based on the other two cases. Furthermore, the boiler efficiency in Table 3-5 is updated according to Table 3-4 and the lower heating values are updated according to the values stated in chapter 2. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 7 of 22 Table 3-5: Steam production and fuel gas consumption CONSUMERS MAX REGAS CAPACITY ONE TRAIN Interpolated case ONE TRAIN MIN REGAS CAPACITY ONE TRAIN 265 MMscfd 100 MMscfd 50 MMscfd (kg/

1. h)SATURATED 10 barg 184°C (kg/
2. h)SATURATED 10 barg 184°C (kg/
3. h)SATURATED 10 barg 184°C REGAS PLANT Steam/ Glycol Water Heater 68 210 8 257 MISCELANEOUS CONSUMPTION Deaerator Regas condensate reheat 3 070 1 405 Make up water heat up (~1% of boiler MCR) 115 115 Steam heating for standby boiler (hot standby) 500 500 Heat loss piping and equipment (~100 kW) 154 154 TOTAL STEAM CONSUMPTION kg/h LOAD BOILER NO. 1 % STEAM ENTHALPY kJ/kg FEED WATER ENTHALPY (105°C) kJ/kg 72 049 90.1 REQUIRED HEAT SUPPLY TO BOILER MJ/h BOG/FUEL CONSUMPTION (RICH BOG) kg/h 31.0 42040 10 431 13.0 2 781 2 781 0.875 0.895 0.885 192 762 64 765 27 592 4 585 1 541 440 BOILER EFFICIENCY, GAS FIRED 24 761 440 2 781 440 656 BOG/FUEL CONSUMPTION (LEAN BOG) kg/h 47630 4 047 1 360 579 FUEL CONSUMPTION (RICH LNG) kg/h 49020 3 932 1 321 563 FUEL CONSUMPTION (LEAN LNG) kg/h 49920 LHV [kJ/kg] 3 861 1 297 553 3.3 Replacement of Regasified (Exported) LNG Volume LNG feed pumps transfer LNG from the cargo tanks to the regassification module. The liquid volume removed from the cargo tanks has to be replaced by an equal volume of vapor in order to keep the cargo tank pressure constant. The vapor volume can be supplied from natural BOG or by vapor supplied from external source (such as an LNG vaporizer). Parts of the said vapor volume contribute to LNG retainage, as described in this chapter. Table 3-6 and Table 3-7 below show the volumetric LNG flowrate (in m 3/
4. h)required to meet each gas export rate (in MMSCFD) for the two LNG compositions (Lean / Rich). The entire gas export rate is assumed to be provided for by liquid LNG and impact from recondensing of BOG is not considered. As the recondensing rate is < 8 t/h the impact to supplied LNG volume would be small. The BOG/vapor mass flow rate stated in the tables is required to replace the liquid LNG flow rate. It is calculated using the following formula: ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 8 of 22 BOG mass flow rate = BOG density * vol. LNG flow rate It is assumed that the required BOG can be provided by natural boil-off; see also chapter 3.4 for further notes on this subject. For lean BOG a density of 1.81 kg/m3 is used (0.275 barg and -130 °C). At the same conditions the density for rich BOG is 1.90 kg/m3. The BOG compositions are stated in FSRU & Regas Heat Material Balance (4485-MM-PR-900-002, rev 5), Table 3-1. During loading of LNG from a visiting LNG carrier (ship-to-ship transfer) the vapor atmosphere in the FSRU cargo tanks is partly routed back to the LNG carrier and partly sent to the BOG Recondenser/consumed onboard. Vapor / BOG sent to the BOG Recondenser is not retained onboard the FSRU but exported to shore. It would therefore be incorrect to consider all BOG replacement (for LNG pumped to the regas module) as retainage. Only BOG returned to the visiting LNG carrier is considered as a contributor to LNG retainage for the FSRU as it is not exported to shore. Consumption onboard the FSRU (power generation and steam production) is already considered in other chapters. The following is the calculation of the part of the BOG / vapor replacing LNG that is returned to the LNG carrier during ship-to-ship transfer: The BOG flow rate (leaving the FSRU cargo tanks) which is equal to the nominal loading rate of 8,000 m3/h (entering the FSRU cargo tanks) at 0.275 barg and -130 °C is equal to: Lean LNG: 8,000 m3/h * 1,81 kg/m3 = 14,504 kg/h Rich LNG: 8,000 m3/h * 1.90 kg/m3 = 15,232 kg/h The amount of BOG returned to the visiting LNG carrier during LNG transfer is 9,416 kg/h for the lean case (FSRU & Regas Heat Material Balance, case 38) and 9,420 kg/h for the rich case (estimated / extrapolated based on other cases in the FSRU & Regas Heat Material Balance). The corresponding ratio of tank atmosphere returned to the visiting LNGC to total tank atmosphere is: Lean LNG: 9,416 kg/h / 14,504 kg/h = 65% Rich LNG: 9,420 kg/h / 15,232 kg/h = 62% This means that 65% of the cargo tank atmosphere (Lean case, 62% for the rich case) are returned to the LNG carrier and contribute to LNG retainage. These percentages are applied to the BOG mass flow rate to calculate the retained LNG in Table 3-6 and Table 3-7 below: Table 3-6: Lean BOG replacing exported LNG volume Std. gas Vol. flow Mass flow Retained flow rate rate Lean LNG Lean LNG Lean BOG LNG MMSCFD m3/h kg/h kg/h 50 100 265 530 795 95 191 505 1011 1516 173 346 916 1832 2749 112 224 595 1190 1784 ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 9 of 22 Table 3-7: Rich BOG replacing exported LNG volume Std. gas Vol. flow Mass flow Retained flow rate rate Rich LNG Rich LNG Rich BOG LNG MMSCFD m3/h kg/h kg/h 50 99 180 111 100 198 359 222 265 525 952 589 530 1051 1905 1178 795 1576 2857 1767 3.4 Note on BOR, BOG Surplus and Deficiency The vessel has a design boil-off rate (BOR) of 0.15 vol%/day, this is a guaranteed maximum rated when sailing in calm sea in warm climate (air temperature +45 °C, sea water temperature +32 °C) and with pure methane as cargo. This is equal to 0.0015 d -1 * 151,291 m3 * 425 kg/m3 = 96.5 t/d (or 4,019 kg/
5. h)BOG Depending on environmental conditions (including sea motion) and LNG composition the BOR will likely be lower. The actual BOR will further decrease with decreasing liquid level in the cargo tanks. Any BOG which is not required as fuel gas onboard shall normally be compressed, routed to the BOG Recondenser (part of regas plant) and exported to shore. The available recondensation rate is however dependent on the LNG throughput / gas export rate. Reference is made to the FSRU & Regas Heat Material Balance, Figure 6-8. For this figure a conservative BOR of 0.15 %/day is assumed, but it still gives an indication that the vessel BOR exceeds the sum of fuel gas demand and recondenser capacity for the 50 MMSCFD case. Starting at a regas rate of 100 MMSCFD the recondenser capacity is sufficient to export any excess BOG. LNG has to be vaporized for the 530 and 795 MMSCFD case to meet the fuel gas demand in open loop. For closed loop operation LNG has to be vaporized for the 265 MMSCFD case as well. The shortfall of BOG can be compensated by running the forcing vaporizer or the LNG vaporizer in the cargo machinery room (none of them to be confused with the large high pressure LNG vaporizers which are part of the regas module). This would marginally increase the fuel gas consumption. Furthermore the volume of LNG vaporized needs to be replaced by an equal volume of BOG (similar to what is described in chapter 3.3), but it is assumed that this is compensated by increasing the LNG flowrate to the forcing vaporizer and is not discussed further in this report. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 3.5 10 of 22 Note on LNG Transfer (From Visiting LNG Carrier) During loading the situation described in chapter 3.4 changes. Vapor in the FSRU cargo tanks is displaced by liquid from a visiting LNG carrier, consequently large amounts of vapor must be “handled”. Reference is made to the FSRU & Regas Heat Material Balance, Figure 6-3, which indicates that the amount of vapor (BOG) to be handled exceeds the FSRU’s capacity not only for the 50 MMSCFD case, but also for the 100 MMSCFD case (assuming an LNG loading rate of 8,000 m3/h). This is true for operating in closed and open loop. Consequently, some BOG must be burnt in the GCU instead of being exported. Loading (ship-to-ship transfer) will take: FSRU cargo tank capacity / transfer rate = transfer time 150,000 m3 / 8,000 m3/h = 18.75 h Ramp-up and ramp-down are not considered so this is an approximation. Loading time is short compared to the time between loading operations assuming a constant regas rate (assuming rich LNG and 100 MMSCFD, ref Table 3-7): FSRU cargo tank capacity / LNG regas rate = time 150,000 m3 / 198 m3/h = 758 h (or 32 days) Gas burning in the GCU during LNG loading is not considered in this report, because the loading time is short compared to overall FSRU operation. Another point is that the required recondensation rate cannot be met by recondenser and GCU combined for a gas send out rate of 50 MMSCFD (open and closed loop operation) and 100 MMSCFD (open loop operation). For these loading rates / gas send out rates the LNG carriers GCU must be utilized, or the loading rate has to be reduced, ref FSRU & Regas Heat Material Balance. ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 3.6 11 of 22 Results In Table 3-8 to Table 3-11 the results are presented. The (rated) gas send-out rate in MMSCFD (first column) is converted to t/h (second column) using cases from the FSRU & Regas Heat Material Balance. Fuel gas consumption for power generation is taken from Table 3-2 for open loop- and Table 3-3 for closed loop operation. The fuel gas type considered is also stated in Table 3-8 and Table 3-9. The assumption is that (naturally occurring) BOG generation is sufficient to provide for power generation and replacement of LNG pumped from the FSRU cargo tanks at send-out rates up to and including 265 MMSCFD and with one train in operation. At higher send-out rates/more trains in operation it is assumed that (naturally occurring) BOG generation can only provide for replacing LNG pumped from the FSRU cargo tanks, fuel gas for power generation then has to be provided from the forcing vaporizer. Hence, the fuel gas type considered is “LNG” instead of “BOG”. The same fuel gas types are considered in Table 3-10 and Table 3-11, but not explicitly stated due to space constraints. Retainage due to vapor return (STS) is taken from Table 3-6 and Table 3-7. For operation in closed loop, the fuel gas consumption for steam production is taken from Table 35. It is assumed that all fuel gas for the steam boilers is provided by vaporized LNG. Table 3-8: Open loop operation, lean LNG Fuel Gas Retainage Gas GCU Consumption Fuel gas Gas Send-out due to vapor Send-out (Power type consumption return (STS) Generation) MMSCFD 50 (1 train) 100 (1 train) 265 (1 train) 265 (2 trains) 530 (2 trains) 530 (3 trains) 795 (3 trains) t/h 40 80 213 213 425 425 637 kg/h 1435 1435 1435 2350 2350 2953 2953 BOG BOG BOG LNG LNG LNG LNG kg/h 112 224 595 595 1190 1190 1784 kg/h 950 0 0 0 0 0 0 LNG retainage kg/h 2497 1659 2030 2945 3540 4143 4737 Retainage 6.2 % 2.1 % 1.0 % 1.4 % 0.8 % 1.0 % 0.7 % ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Table 3-9: Open loop operations, rich LNG Fuel Gas Retainage Gas Consumption Fuel gas GCU Gas Send-out due to vapor Send-out (Power type consumption return (STS) Generation) MMSCFD 50 (1 train) 100 (1 train) 265 (1 train) 265 (2 trains) 530 (2 trains) 530 (3 trains) 795 (3 trains) t/h 45 92 244 244 489 489 734 kg/h 1625 1625 1625 2393 2393 3007 3007 BOG BOG BOG LNG LNG LNG LNG kg/h 111 222 589 589 1178 1178 1767 Table 3-10: Closed loop operation, lean LNG Fuel Gas Fuel Gas Gas Consumption Consumption Gas Send-out Send-out (Power (Steam Generation) Boilers) MMSCFD 50 (1 train) 100 (1 train) 265 (1 train) 265 (2 trains) 530 (2 trains) 530 (3 trains) 795 (3 trains) t/h 40 80 213 213 425 425 637 kg/h 1333 1333 1333 2247 2247 2859 2859 kg/h 553 1297 3861 1785 3861 2449 3861 Table 3-11: Closed loop operation, rich LNG Fuel Gas Fuel Gas Gas Consumption Consumption Gas Send-out Send-out (Power (Steam Generation) Boilers) MMSCFD 50 (1 train) 100 (1 train) 265 (1 train) 265 (2 trains) 530 (2 trains) 530 (3 trains) 795 (3 trains) t/h 45 92 244 244 489 489 734 kg/h 1510 1510 1510 2288 2288 2912 2912 kg/h 563 1321 3932 1818 3932 2494 3932 kg/h 770 0 0 0 0 0 0 LNG retainage Retainage GCU LNG cons. retainage kg/h 500 0 0 0 0 0 0 Retainage due to vapor return (STS) kg/h 111 222 589 589 1178 1178 1767 12 of 22 kg/h 2506 1847 2214 2982 3571 4185 4774 Retainage due to vapor return (STS) kg/h 112 224 595 595 1190 1190 1784 Page: kg/h 2498 2854 5789 4627 7298 6498 8504 GCU LNG cons. retainage kg/h 300 0 0 0 0 0 0 kg/h 2484 3053 6031 4695 7398 6584 8611 5.6 % 2.0 % 0.9 % 1.2 % 0.7 % 0.9 % 0.7 % Retainage 6.2 % 3.6 % 2.7 % 2.2 % 1.7 % 1.5 % 1.3 % Retainage 5.5 % 3.3 % 2.5 % 1.9 % 1.5 % 1.3 % 1.2 % Note on the Fuel Gas Consumption for Steam Production 50, 100 and 265 MMSCFD (1 train) case are taken directly from chapter 3.2. Fuel consumption for steam production is interpolated for 265 MMSCFD (2 trains) (where 1 train is in closed loop operation at 50% load) and 530 MMSCFD (3 trains) (where 1 train is in closed loop operation at 67% load). ΑΔΑ: 6ΡΣΩΙΔΞ-ΛΙΠ Page: 1 of 22 Note on the use of the FSRU’s GCU Reference is made to the FSRU & Regas Heat Material Balance, Figure 6-8, and chapter 3.4 in this memo. For gas send-out rates of 100 MMSCFD and above the BOG Recondenser is expected to have sufficient capacity to handle excess BOG. Running the FSRU’s GCU is therefore only specified for the 50 MMSCFD send-out case. GCU consumption will depend on the FSRU’s boil-off rate which in turn depends on environmental conditions and filling levels in the FSRU cargo tanks. Depending on cargo tank filling levels and daily variations of the gas send-out rate it may be possible to accumulate BOG in the cargo tanks when gas send-out is low (causing the pressure in cargo tanks to increase). When send-out rates are higher and the BOG Recondenser capacity increases the cargo tank pressure can be lowered again. To account for some of these factors the GCU flowrate is adjusted to give a retainage of ~2,500 kg/h on average over time, instead of using the FSRU’s design/guarantee BOR of ~4 t/h which includes some margins. Note on the Number of Regas Trains in Operation A gas send-out rate of 265 MMSCFD can be provided by running one regas train at rated capacity, but this would leave no room for further increase in send-out. The operators onboard will have to decide on the number of regas trains in operation. 265 MMSCFD (for example) can also be provided by operation of two regas trains at part load. This affects the fuel gas consumption for power generation which is dependent on the number of trains in operation rather than on the load per regas train. Fuel gas consumption for steam production would also be affected as it depends on the load of the regas train in closed loop operation. To illustrate this, two cases (265 (2 trains) and 530 (3 trains)) have been added to Table 3-8 to Table 3-11.