TAPAJAI HYDRO PLAN

Normal max levelHQVermogen= 8QH[kW]= [m³/s] x [m]4

KOSTPRIJS PER kWhDe jaarlijkse kosten van een wkw zijno.a.+ kosten van de lening+ kosten van operatie en onderhoudkostprijs =jaarlijkse kosten wkwjaarlijkse energie productie5

GROTE WATERKRACHTWERKEN Suriname is relatief vlak Verval (H) creëren door een Dam Grote fluctuaties in debietreservoirnoodzakelijkwaardoor ook indrogetijd energie gegarandeerd.6

PRINCIPE THPDoel• Optimaliseren van het bergingsvermogen vanhet Brokopondo reservoir.Hoe* Water omleiden van Tapanahoni en Jaikreek(in de regentijd).* Gebruik maken van het verval tussenTapanahoni en Afobaka.• Gemiddeld wordt bij Alamandidon 110 m³/sdoorgelaten.Indien het debiet bv is 200 m³/s,wordt dan dus 90 m³/s omgeleid.• In de drogetijd wordt geen water omgeleid.7

PRINCIPE THP Nieuwe stuwmeren hebben geenbergingsfunctie. Hoofd functie van de dammen.• Opstuwen van het water voor deomleiding• Opwekken elektrische energie met hetgecreëerde verval.8

TAPANAHONI PROJECTCONFIGURATIONTAPANAHONI RIVERTAPANAHONI (1)HPP = 35 MW (3)160 mDIVERSION CHANNELTAPANAHONY - JAI (1)122 mJAI KREEK160 mJAI 1HPP = 60 MW (7)140 m130 mJAI 2 (1)120 mDIVERSION CHANNELJAI - MAROWIJNE (1)MAROWIJNE KREEKMAROWIJNE 1HPP = 100 MW (2)130 mSURINAME RIVERMAROWIJNE 2HPP = 60 MW (5)92 mMAROWIJNE 3HPP = 60 MW (6)72 m56 m48 mAFOBAKA DAM5 mAFOBAKA 1 - 189 MWAFOBAKA 2 - 116 MW(4;5;7)9

PokigronAsidonhopoApetinaPalumeuDritabikiGodo oloStoelmanseilandLAWA RIVIERBenzdorpKawemhakanMaripasula10Dyuka KreekGran KreekToso KreekBrokopondoStuwmeerSara KreekMarowijne Kr.Sipari Kr.c.a. 47kmc.a. 39kmMaro 3Maro 2Arawara Kr.SemoysiMaro 1Jai 2Jai KreekTAPANAHONI RIVIERPikin RioJai 1AlamandidonsulaTapanahoni damLEGENDAwegen t.b.v. hydro projectengeprojecteerde ontsluitingswegengeprojecteerde dammenAsisi Kreekc.a. 37kmc.a. 60kmc.a. 37kmc.a. 27kmGonini RivierGran RioAnjanwojo Kr.

Phase 1-7gen HPP kmfase MW Rel MW loc. Afo Trm.line Works Impact189Gen.period1 60 90% Tapa-dam Flooded area Tapa & Jai all seasonsDiv.canal Tapa-JaiReduced flow Tapa.riv to Mar.rivJai 2-damMaint.-reliability AfoDiv.canal Jai-MarowijnekreekRaod Pokigron-Tapa.2 28 90% 100 Maro 1 212 Maro 1 dam Flooded area Maro 1 wet seasonHPP Maro 1Changes discharge AfoTransm.line Marowkr - AfobakaDeforestation for Tr.line3 17 90% 35 Tapa. 80 HPP Tapanahoni Minimum local impacts all seasonsTransm.line Tapa.-Maro 1Deforestation for Tr.line4 20 90% 36 70 HPP extra Afo Minimum local impacts dry seasonImprovements Tr.line Afo-Paranam5 25 90% 60 Maro 2 40 10 Maro 2 dam Flooded area Maro 2 wet seas-Maro 2HPP Maro 2 Deforestation for Tr.line dry seas - Afo newAdd.cap Afo 40 MWImprovements Tr.line Brokopondo -ParanamTransm.line Maro 2-exist.line - 10 km6 15 90% 50 Maro 3 20 Maro 3 dam Flooded area Maro 3 wet seas-Maro 3HPP Maro 3Deforestation for Tr.lineTransm.line Maro 3-exist.line - 20 km7 15 90% 60 Jai 1 40 20 Jai 1 dam Flooded area Jai 1 wet seas-Jai 1HPP Jai 1 Deforestation for Tr.line dry seas - Afo newAdd.cap Afo 40 MWImprovements Tr.line Tapa-Maro 1Transm.line Jai 1 - exist.line - 20 kmTotalen 180 305 116 412Afo-exist 9011

Suriname Energy ConsumptionForecast (IDB study 2008)5,0004,5004,0003,5003,000GWh2,5002,0001,5001,000500-2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023Base Scenario 1,335 1,393 1,478 1,764 1,843 1,992 2,062 2,136 2,215 2,300 2,390 2,485 2,588 2,696 2,812 2,936 3,067Low Scenario 1,335 1,364 1,416 1,666 1,707 1,815 1,839 1,864 1,890 1,917 1,944 1,972 2,001 2,031 2,062 2,094 2,126High Scenario 1,335 1,422 1,540 1,865 1,989 2,190 2,319 2,461 2,617 2,790 2,980 3,189 3,420 3,674 3,954 4,263 4,6041212

BASIS SCENARIOBasis scenarioverdubbeling behoefte aan elektrischeenergie in 11 jaar.Uitgangspunten:• 40 % reserve marge opwekcapaciteit• 100 MW firm capacity van Afobaka• Bestaande EBS en Staatsolie capaciteit• Vervanging afgeschreven agregaten• Installatie nieuwe capaciteitNodig additioneel vermogen (excl. vervanging afgeschreveneenheden)• 2015 127 MWUS$ 165 M investering in thermischeopwekking• 2018 193 MW• 2023 334 MW13

TOEKOMSTIGE BEHOEFTE AANENERGIE EN BRANDSTOF2015 2018 2023GWH GWH GWHBASIS SCENARIO, TOTAAL 2,215.00 2,485.00 3,067.00EBS 1,308.00 1,578.00 2,160.00ANDEREN 210.00 210.00 210.001,518.00 1,788.00 2,370.00GEMIDDELD HYDRO ENERGIE 700.80 700.80 700.80NODIGE THERMISCHE ENERGIE PRODUCTIE 817.20 1,087.20 1,669.20MWH MWH MWH817,200 1,087,200 1,669,200THERMISCH NIET OP EPAR NET 86,000 94,000 109,000THERMISCH OP EPAR NET 731,200 993,200 1,560,200NODIGE BARRELS HFO 1,020,755 1,386,507 2,178,039BRANDSTOFKOSTEN THERM. ENERGIE BOB (US$) 71,452,864 97,055,504 152,462,7441.396 barrel per MWH 1.396Prijs HFO per barrel (US$) 70Totaal verbruik 2015GWHEBS 1,308Others 210Suralco 429Refinery 84Iamgold 184Total 2,21514

Brandstofkosten thermischeenergie in 2015 ?HFO kosten om de vraag naar therm. energiein 2015 te dekken (bbl). 1,020,755Crude HFO Brandstofkostenenergie in 2015US$/bbl US$/bbl US$50 35.00 35,726,42575 52.50 53,589,638100 70.00 71,452,850125 87.50 89,316,063150 105.00 107,179,275175 122.50 125,042,488200 140.00 142,905,700225 157.50 160,768,91315

REALISATIE THP FASE 1, 2 EN 3 KostenUS$ 375,947,920105 MW919,800 MWH aan energie per jaar.Lening 9%, 30 jaarKosten van de lening US$ 36,593,399O & M (4%) 14,037,917Totale kosten per jaar 51,631,315Kosten per MWH; US$ 56.13per kWh; US$ 0.05613Integrale kostprijs EBS 2006 US$ 0.091816

WERKEN (Fase 1,2,3)Fase 1Dam Jai 2Tapanahoni Dam (excl. centrale)Fase 2Dam Maro 1Centrale en TransmissielijnFase 3Tapanahoni Centrale en Tr.- lijn17

Kosten brandstof in 2015 versusaflossing t.b.v. THP fase 1,2 en 3. Jaarlijkse kosten. Thermische opwekking in 2015verbruik1,020,755 bbl HFO(HFO US$ 70/bbl in 2007)Brandstof kosten US$ 71,452,864Kosten THP (F1,2,3) 51,531,316Een besparing dus van ca. US$ 20 miljoenop jaarbasis.18

VOORDELEN THP Ontsluiting van het binnenland,• 250 km nieuwe wegen. Verlaging transportkosten binnenlandbewoners Bevordering Bosbouw Bevordering Toerisme19

NADELEN THP Ingreep in het Milieu• Ca. 260 km² stuwmeeroppervlakte erbij. Dit nadeel wordt een voordeel door heteffectievere gebruik van het Brokopondoreservoir (zie volgende slide).• Ontbossing t.b.v. wegen entransmissielijnen.20

STUWMEER OPPERVLAKTEAFOBAKA39.5 km39.5 km42.6 km1.560 km²100 MWTAPAJAI+ =257 km²16.0 km1817 km²305 MW15,6 km²/ MW Tapajai stuwmeren opp. (km²)5,96 km²/ MWTapanahoni 72.5Jai 1 66.9Jai 2 41.4Maro 1 1.5Maro 2 53.0Maro 3 21.3256.6 km²21

WAT TE DOEN BESLISSEN OF HET THP VERDERBESTUDEERD MOET WORDEN.ZO JASTARTFEASIBILTYSTUDY !22

TIME SCHEDULETime schedule Phases 1, 2 and 3Months 6 12 18 24 30 36 42 48 54 60 66 72Feasibility Study andDesignBiddingImplemantation23

THP UITVOERINGVERGELIJKING 3 CLUSTERSClusters Investering Kosten/jr Vermogen Inbedrijf- Energie Energie Verhoging EBSstelling productie kosten tot EBS kosten 2006kosten 2006US$ US$/yr MW Year MWH/yr US$/MWH % US$/MWHFase 1-3 375.947.920 51.631.315 105 2015 919.800 56,13 64 91,80Fase 1-4 486.405.130 66.801.106 125 2015 1.095.000 61,01 50 91,80Fase 1-7 867.891.560 119.193.060 180 2018 1.576.800 75,59 21 91,80Investering in US$ van 2001.Jaarlijkse kosten van hydro zijn; Kosten van de lening en O&M.Nodig aan thermische energie in 2015 is, 731,200 MWH dat is gemiddeld 83.47 MWFase 1-3 ==> 105 MW, dat is 919,800 MWH.24

Ik stel het op prijs als deze informatiewordt gebruikt en verspreid! DANK U !25