Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης

Η ΡΑΑΕΥ, στο πλαίσιο της διαδικασίας που προβλέπεται στις διατάξεις του άρθρου 108 του ν.4001/2011 και της υποενότητας 8.3 του Κώδικα Διαχείρισης του ΕΣΜΗΕ (ΦΕΚ Β’ 4658/22.10.2020) όπως ισχύει, θέτει σε Δημόσια Διαβούλευση το σχέδιο του ΔΠΑ του ΕΣΜΗΕ για τα έτη 2025-2034, το οποίο υπέβαλε στην Αρχή ο ΑΔΜΗΕ (ΡΑΑΕΥ Ι-383897/08.11.2024). Υπενθυμίζεται ότι προηγουμένως, ο ΑΔΜΗΕ είχε θέσει σε δημόσια διαβούλευση ένα προκαταρκτικό σχέδιο του εν λόγω ΔΠΑ στο διάστημα 20.3.2024-19.4.

Σημειώνονται τα εξής: Η ΡΑΑΕΥ κατά πάγια τακτική της ζητά από τους Διαχειριστές εκτίμηση της επίπτωσης των προτεινόμενων επενδύσεων στις ρυθμιζόμενες χρεώσεις τους, καθώς αποτελεί βασικό στοιχείο ενημέρωσης της αγοράς. Ο ΑΔΜΗΕ δεν έχει ανταποκριθεί σε σχετικά επανειλημμένα αιτήματα της Αρχής. Ο ΑΔΜΗΕ έχει ενημερώσει ότι προτίθεται να επικαιροποιήσει το ΔΠΑ 2025-2034, ιδίως ως προς τα κόστη μεγάλων έργων διασύνδεσης του Διαχειριστή. Τα δύο αυτά στοιχεία αποτελούν τις αιτίες καθυστέρησης της θέσης του Προγράμματος Ανάπτυξης σε δημόσια διαβούλευση. Ωστόσο περαιτέρω καθυστέρηση δεν κρίνεται πλέον αποδεκτή. Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΑΕΥ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση info@raaey.gr ή εγγράφως, έως και τη Τετάρτη 10 Σεπτεμβρίου
Μετά τη λήξη της παρούσας δημόσιας διαβούλευσης, η ΡΑΑΕΥ, με την επιφύλαξη των διατάξεων της παρ. 3 του άρθρου 5 του Κώδικα Διοικητικής Διαδικασίας (ν.2690/1999, ΦΕΚ Α’ 45), θα δημοσιοποιήσει κατάλογο των συμμετεχόντων στη διαβούλευση καθώς και το περιεχόμενο των σχετικών εγγράφων, με εξαίρεση την περίπτωση κατά την οποία ο συμμετέχων αιτείται τη μη δημοσιοποίηση των στοιχείων του και/ή των απόψεών του. Συνημμένα αρχεία για το υπό διαβούλευση ΔΠΑ του ΕΣΜΗΕ περιόδου 2025-2034 ΔΠΑ 2025-2034 Κύριο Τεύχος ΔΠΑ 2025-2034 Τεύχος Έργων ΔΠΑ 2025-2034 Τεύχος Παραρτημάτων ΔΠΑ 2025-2034 Χάρτης ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ 2025-2034 ΚΥΡΙΟ ΤΕΥΧΟΣ ΣΕΠΤΕΜΒΡΙΟΣ 2024 ΕΚΔΟΣΗ 0.2 - ΥΠΟΒΛΗΘΕΝ ΣΤΗ ΡΑΑΕΥ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ & ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Περιεχόμενα 1 | Εισαγωγή 10 1.1 Γενικά 10 1.2 Νομοθετικό και Ρυθμιστικό Πλαίσιο 12 1.3 Δημοσιοποίηση και Διαβούλευση 14 2 | Οδηγοί Παράμετροι για την Ανάπτυξη του Συστήματος 2.1 Ενσωμάτωση αυξημένης διείσδυσης ΑΠΕ 19 2.2 Ενίσχυση Ασφάλειας και Αξιοπιστίας του Συστήματος Μεταφοράς 19 2.3 Υλοποίηση Νησιωτικών Διασυνδέσεων 2.3.1 Στρατηγική Διασύνδεσης Αυτόνομων Νησιωτικών Συστήματων με το ΕΣΜΗΕ 20 20 2.4 Ανάπτυξη Διεθνών Διασυνδέσεων 23 2.5 Ενσωμάτωση Υπεράκτιων Πάρκων 24 2.6 Ενσωμάτωση Συστημάτων Αποθήκευσης 26 2.7 Αναβάθμιση Ευστάθειας και Ελέγχου Συστήματος Μεταφοράς 29 2.8 Μακροπρόθεσμη Στρατηγική Ανάπτυξης του Συστήματος 30 3 | Σχεδιασμός Ανάπτυξης Συστήματος 34 3.1 Σενάρια Ανάπτυξης 3.1.1 Μονάδες παραγωγής 34 35 3.1.2 Ζήτηση ενέργειας 36 3.1.3 Αιχμή φορτίου 38 3.2 Σύστημα Μεταφοράς 3.2.1 Υποσταθμοί ΥΤ/ΜΤ και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) 41 41 3.2.2 Γραμμές Μεταφοράς (Γ.Μ.) 42 3.2.3 Συσκευές Αντιστάθμισης Αέργου Ισχύος 42 4 | Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και Μονάδες Συμπαραγωγής Υψηλής Απόδοσης 46 4.1 Γενικά 46 4.2 Παρούσα Κατάσταση 47 4.3 Μονάδες ΑΠΕ σε Λειτουργία στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα 50 5 | Διεθνείς Διασυνδέσεις 5.1 Υφιστάμενες διασυνδέσεις του Ελληνικού Συστήματος 5.1.1 Ελλάδα - Βόρεια Μακεδονία 2 16 54 54 55 5.1.2 Ελλάδα - Αλβανία 55 5.1.3 Ελλάδα - Βουλγαρία 55 5.1.4 Ελλάδα - Ιταλία 55 5.1.5 Ελλάδα - Τουρκία 55 5.2 Ιστορικά Στοιχεία Αξιοποίησης Διασυνδέσεων 5.3 Νέες Διασυνδετικές Γ.Μ. στην περιοχή με επίδραση στην ικανότητα ανταλλαγών ισχύος του Ελληνικού Συστήματος 56 57 5.4 Νέες Διασυνδέσεις του Ελληνικού Συστήματος με Γειτονικά Συστήματα 5.4.1 Δεύτερη Διασύνδεση Ελλάδας - Τουρκίας 58 58 5.4.2 Δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας - Αλβανίας 59 5.4.3 Δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας 59 5.4.4 Διασύνδεση Ελλάδας - Κύπρου - Ισραήλ (Great Sea Interconnector) 60 5.4.5 Διασύνδεση Ελλάδας - Αιγύπτου 61 5.4.6 Αναβάθμιση διασύνδεσης Ελλάδας - Βόρειας Μακεδονίας 62 5.4.7 Διασύνδεση Ελλάδας – Γερμανίας (Green Aegean Interconnector) 62 5.4.8 Διασύνδεση Ελλάδας – Σαουδικής Αραβίας (Saudi Greek Interconnection) 62 5.4.9 5.4.9 Άλλα έργα στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (TYNDP) του ENTSO-E 62 5.5 Επίπεδο διασυνδεσιμότητας 63 5.6 Έργα Ανάπτυξης στη Ν.Α. Ευρώπη - Περιφερειακή Διάσταση 65 5.7 Έργα Κοινού Ενδιαφέροντος (Projects of Common Interest) και Έργα Αμοιβαίου Ενδιαφέροντος (Projects of Mutual Interest) 6 | Έργα Συστήματος 66 68 6.1 Γενικά 68 6.2 Κατηγοριοποίηση Έργων 69 6.2.1 Νέα Έργα 69 6.2.2 Προγραμματισμένα 70 6.2.3 Σε Αδειοδότηση 70 6.2.4 Σε Εξέλιξη 71 6.2.5 Υπό Κατασκευή 71 6.2.6 Ολοκληρωμένα 72 6.2.7 Καθυστέρηση 72 6.2.8 Επαναπρογραμματισμός 72 6.2.9 Ακύρωση 74 6.3 Απολογισμός ΔΠΑ 2024-2033 74 6.3.1 Ολοκλήρωση υποέργων 74 6.3.2 Έργα επέκτασης για την σύνδεση Χρηστών 75 6.4 Εκτίμηση δαπανών ΔΠΑ 2025-2034 77 6.5 Ανασκόπηση προόδου υλοποίησης έργων 82 7 | Μελέτες Κόστους - Οφέλους 90 7.1 Μεθοδολογία ΜΚΟ 91 7.2 Κοινωνικοοικονομική ανάλυση 94 7.3 Αποτελέσματα Μελετών Κόστους-Οφέλους 94 7.3.1 Διασύνδεση Κυκλάδων (φάση Δ’) 95 7.3.2 Διασύνδεση Δωδεκανήσων 96 7.3.3 Διασύνδεση νησιών Β.Α. Αιγαίου 97 7.3.4 Νέα διασύνδεση Ελλάδας – Τουρκίας 99 7.3.5 Νέα διασύνδεση Ελλάδας – Αλβανίας 101 7.3.6 Νέα διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας 102 3 Συντομογραφίες 2Β : Γραμμή μεταφοράς διπλού κυκλώματος βαρέος τύπου 2Β΄Β΄ : Γραμμή μεταφοράς διπλού κυκλώματος με δίδυμο αγωγό AC : Εναλλασσόμενο Ρεύμα DC : Συνεχές ρεύμα ENTSO-E : European Network of Transmission System Operators for Electricity EUE : Expected Unserved Energy (Αναμενόμενη μη Εξυπηρετούμενη Ενέργεια) GIS : Υποσταθμός ή ΚΥΤ κλειστού τύπου (Gas Insulated Substation) HVDC : Συνεχές ρεύμα υψηλής τάσης (αναφέρεται σε συνδέσεις συνεχούς ρεύματος) LOLE : Loss of Load Expectation (Αναμενόμενη Πιθανότητα Απώλειας Φορτίου) UCTE : (τέως) Union pour la Coordination du Transport de l’ Electricité Α/Π : Αιολικό πάρκο A/E : Αυτεπαγωγή ΑΕΠΟ : Απόφαση Έγκρισης Περιβαλλοντικών Όρων ΑΜ/Σ : Αυτομετασχηματιστής ΑΠΕ : Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας ΑΣΠ : Αυτόνομος Σταθμός Παραγωγής Β : Γραμμή μεταφοράς απλού κυκλώματος βαρέος τύπου Β΄Β΄ : Γραμμή μεταφοράς απλού κυκλώματος με δίδυμο αγωγό Β΄Β΄Β΄ : Γραμμή μεταφοράς απλού κυκλώματος με τρίδυμο αγωγό ΒΙ.ΠΕ. : Βιομηχανική Περιοχή Γ.Μ. : Γραμμή Μεταφοράς ΔΕΗ : Δημόσια Επιχείρηση Ηλεκτρισμού Α.Ε. ΔΕΣΜΗΕ : Διαχειριστής Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Α.Ε. Δίκτυο : Δίκτυο Διανομής ΔΙΠΑ : Διεύθυνση Περιβαλλοντικής Αδειοδότησης Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας ΔΠΑ : Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς Ε : Γραμμή μεταφοράς απλού κυκλώματος ελαφρού τύπου ΕΔΔΗΕ : Ελληνικό Δίκτυο Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας Ε.Ρ. ή ΕΡ : Εναλλασσόμενο Ρεύμα ΕΜΠ : Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο ΕΣΜΗΕ : Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας ΘΗΣ : Θερμοηλεκτρικός Σταθμός Κ/Δ : Κέντρο Διανομής ΚΔΣ : Κώδικας Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας ΚΔΣ και ΣΗΕ : Κώδικας Διαχείρισης του Συστήματος και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας ΚΕΕ : Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας κριτήριο Ν-1 : Απώλεια ενός στοιχείου του Συστήματος, όπως Γ.Μ., μονάδα παραγωγής, ΑΜ/Σ ΚΥΤ : Κέντρο Υπερυψηλής Τάσης κωδ. : Κωδικός έργου ΛΑΓΗΕ : Λειτουργός Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Μ.Τ. ή ΜΤ : Μέση τάση Μ/Σ : Μετασχηματιστής 4 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 ΜΑΣΜ : Μελέτη Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς ΜΔΝ : Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά ΜΠΕ : Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων ΜΤ : Μέση τάση ΜΥΗΣ : Μικρός Υδροηλεκτρικός Σταθμός ΟΠΣ : Οριστική Προσφορά Σύνδεσης ΠΠΕ : Προμελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων ΠΠΕΑ : Προκαταρκτική Περιβαλλοντική Εκτίμηση και Αξιολόγηση ΠΣ : Προσφορά Σύνδεσης ΡΑΕ : Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας ΡΑΑΕΥ : Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων Σ.Κ. : Συνδυασμένος κύκλος ΣΑΔ : Σχέδιο Ανάπτυξης Δικτύου ΣΔΑΜ : Σχέδιο Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης Σ.Ρ. ή ΣΡ : Συνεχές ρεύμα ΣΒΙΟ : Σταθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από Βιοκαύσιμα ΣΕΕΣ : Συμβούλιο Εθνικής Ενεργειακής Στρατηγικής ΣΗΘΥΑ : Σταθμός Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης ΣΠ : Σταθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ΣτΕ : Συμβούλιο της Επικρατείας συνθήκες Ν : Κανονική λειτουργία με διαθέσιμα όλα τα στοιχεία του Συστήματος συνθήκες Ν-1 : Απώλεια ενός στοιχείου του Συστήματος, όπως Γ.Μ., μονάδα παραγωγής, ΑΜ/Σ συνθήκες Ν-2 : Απώλεια δύο στοιχείων του Συστήματος Σύστημα : Σύστημα Μεταφοράς ΤΣΠ : Τοπικός Σταθμός Παραγωγής Υ.Α. : Υπουργική Απόφαση Υ.Τ. ή ΥΤ : Υψηλή τάση Υ.Υ.Τ. ή ΥΥΤ : Υπερυψηλή τάση Υ/Β : Υποβρύχιο καλώδιο Υ/Γ : Υπόγειο καλώδιο Υ/Σ : Υποσταθμός ΥΗΣ : Υδροηλεκτρικός Σταθμός ΥΚΩ : Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας ΥΠΑΝ : (τέως) Υπουργείο Ανάπτυξης ΥΠΕΚΑ : Υπουργείο Περιβάλλοντος Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής ΥΠΕΝ : Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας ΥΤΣΡ : Συνεχές ρεύμα υψηλής τάσης (αναφέρεται σε συνδέσεις συνεχούς ρεύματος) Φ.Α. : Φυσικό αέριο Φ/Β : Φωτοβολταϊκός Σταθμός ΦΕΚ : Φύλλο Εφημερίδας Κυβερνήσεως Χ.Τ. ή ΧΤ : Χαμηλή τάση ΧΧΣ : Χρέωση Χρήσης Συστήματος 5 Χάρτης Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Maritsa East (Βουλγαρία) Blagoevgrad (Βουλγαρία) Dubrovo (Βόρεια Μακεδονία) Babaeski (Τουρκία) Bitola (Βόρεια Μακεδονία) Zemblak (Αλβανία) Κέρκυρα Σημαντικά έργα που θα κατασκευαστούν έως το 2028 Θεσσαλονίκη ∆ιασύνδεση Κρήτης–Αττικής ∆ιασύνδεση Νοτίων & ∆υτικών Κυκλάδων Bistrica (Αλβανία) Fier (Αλβανία) Galatina (Ιταλία) Galatina (Ιταλία) Επέκταση Συστήματος 400 kV στην Πελοπόννησο Ανακατασκευή ΚΥΤ Κουμουνδούρου Λήμνος Τρίκαλα ΘΕΣΠΡΩΤΙΑ Σημαντικά έργα που σχεδιάζονται έως το 2034 Λάρισα ∆ιασύνδεση ∆ωδεκανήσων Λέσβος ∆ιασύνδεση Βορειοανατολικού Αιγαίου Νέα ΓΜ 400 kV Φιλίππων–Νέας Σάντας Νέα ∆ιασύνδεση Ελλάδας–Τουρκίας ΚΥΤ Θεσπρωτίας και σύνδεσή του με το Σύστημα 400 kV Νέα διασύνδεση Ελλάδας–Αλβανίας Νέα διασύνδεση Ελλάδας–Ιταλίας Χίος Νέα διασύνδεση Κρήτης–Κύπρου Σκιάθος Σκύρος Λευκάδα Κεφαλλονιά Υφιστάμενη Γραμμή Μεταφοράς Νέα Σάντα Φίλιπποι Εύβοια Κουμουνδούρος Πάτρα Άνδρος Κόρινθος Σάμος Ζάκυνθος Τήνος Σύρος Μεγαλόπολη Μύκονος Σέριφος Πάρος Νάξος Κως Μήλος Ρόδος Σαντορίνη Κύπρος Κρήτη 6 Κάρπαθος ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 11.940 χλμ. εναέριες γραμμές 1.196 χλμ. υποβρύχιες γραμμές 422 χλμ. υπόγειες γραμμές 2,9 GW 49,2 TWh μεταφερόμενη μεταφορική ικανότητα διασυνδέσεων 13,3 GW ΑΠΕ σε λειτουργία ηλεκτρική ενέργεια (Σύστημα και Δίκτυο) 22 κέντρα υπερυψηλής τάσης 391 υποσταθµοί 7 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 1|Ε ισαγωγή 9 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1 | Εισαγωγή Το Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) 2025-2034 περιλαμβάνει τα έργα ανάπτυξης του Συστήματος για την αντίστοιχη περίοδο, καθώς και τη βασική φιλοσοφία η οποία ακολουθείται για τον σχεδιασμό, τη διαμόρφωση και τον προγραμματισμό τους. Ειδικότερα, αυτό περιλαμβάνει την περιγραφή και τον χρονικό προγραμματισμό των έργων της ανάπτυξης του Συστήματος τα οποία αφορούν: › τις αναγκαίες σε βάθος ενισχύσεις του Συστήματος, όπως νέες Γραμμές Μεταφοράς (Γ.Μ.), αναβαθμίσεις Γ.Μ., νέα Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) και Υποσταθμοί (Υ/Σ), καθώς και επεκτάσεις υφισταμένων ΚΥΤ ή Υ/Σ οι οποίες απαιτούνται για την ασφαλή διακίνηση της ισχύος η οποία προβλέπεται για αυτή τη χρονική περίοδο, › τον εκσυγχρονισμό και την αναβάθμιση υφιστάμενων υποδομών Υ/Σ και ΚΥΤ, όπως και των αντίστοιχων υποδομών ελέγχου τους, › τα αναγκαία έργα βελτίωσης της λειτουργίας και της οικονομικότητας του Συστήματος, όπως ενισχύσεις των υφισταμένων ΚΥΤ και κατασκευή νέων Γ.Μ. για τη βέλτιστη εξυπηρέτηση των αναγκών των Χρηστών του Συστήματος, › την ένταξη στο Σύστημα ή/και την αναβάθμιση νέων διασυνδετικών Γ.Μ. με γειτονικές χώρες, › τα έργα σύνδεσης στο Σύστημα (Γ.Μ. και Υποσταθμοί) τα οποία απαιτούνται για την ένταξη των νέων Σταθμών Παραγωγής και των νέων Καταναλωτών Υ.Τ. (Πελάτες Υ.Τ. και Διαχειριστής Δικτύου), για τα οποία έχουν ήδη εκπονηθεί σχετικές μελέτες σύνδεσης και τέλος, › την ανάπτυξη των απαραίτητων υποδομών, όπως συστήματα συλλογής μετρήσεων (SCADA), τηλεπικοινωνιακού δικτύου κορμού (backbone), τηλεπικοινωνιακές ζεύξεις μεταξύ των Υ/Σ - ΚΥΤ και των Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας (ΚΕΕ), ανάπτυξη και εγκατάσταση εργαλείων λογισμικού (S/W), σύμφωνα με τις απαιτήσεις της ασφαλέστερης και της αποτελεσματικότερης λειτουργίας του Συστήματος και της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. 1.1 Γενικά Ο Διαχειριστής του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), σύμφωνα με τις προβλέψεις του Νόμου 4001/2011 είναι επιφορτισμένος με τη λειτουργία, την εκμετάλλευση, τη συντήρηση και την ανάπτυξη του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), ώστε να διασφαλίζεται αφενός μεν ο εφοδιασμός της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια με τρόπο επαρκή, ασφαλή, αποδοτικό και αξιόπιστο, αφετέρου δε η μακροχρόνια ικανότητα του Συστήματος να ανταποκρίνεται στις ανάγκες για τη μεταφορά της ηλεκτρικής ενέργειας, υπό οικονομικά βιώσιμες συνθήκες, προς όφελος της κοινωνίας και του περιβάλλοντος. Ο ΑΔΜΗΕ με γνώμονα τα παραπάνω και με υψηλό αίσθημα ευθύνης, σχεδιάζει και υλοποιεί τα έργα του, σύμφωνα με τα όσα ορίζονται στην εθνική και την Ευρωπαϊκή περιβαλλοντική νομοθεσία προάγοντας ταυτόχρονα τις αρχές της βιώσιμης ανάπτυξης. Για την εκπόνηση του ΔΠΑ ο ΑΔΜΗΕ λαμβάνει υπόψη το περιεχόμενο, τους στόχους και τα δεδομένα του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ)[1] για το 2030 καθώς και τη Μακροχρόνια Στρατηγική για το 2050 σε απόλυτη συμμόρφωση με τους στόχους της ΕΕ. Η μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (Greenhouse Gas Emissions) λόγω αυξημένης διείσδυσης ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή, η σταδιακή απολιγνιτοποίηση και χρήση Φ.Α., ως μεταβατικό καύσιμο, στην ηλεκτροπαραγωγή λαμβάνονται υπόψη ως κατευθύνσεις και στο παρόν ΔΠΑ σε συνέχεια των ΔΠΑ των τελευταίων ετών. Ειδικότερα, η ένταξη έργων ενίσχυσης και έργων επέκτασης στο ΔΠΑ με στόχο την αυξημένη διείσδυση ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή αποτελεί προτεραιότητα. Τα έργα διασύνδεσης των ΜΔΝ με το ΕΣΜΗΕ αποτελούν στρατηγικό στόχο του ΑΔΜΗΕ και καταλαμβάνουν το 1 Εθνικό Σχέδιο Ενέργειας και Κλίματος - Προσχέδιο Αναθεωρημένης Έκδοσης, ΥΠΕΝ, Οκτώβριος
10 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 σημαντικότερο τμήμα του παρόντος ΔΠΑ, συμβάλλοντας τα μέγιστα στην επίτευξη των εθνικών ενεργειακών και περιβαλλοντικών στόχων μέσω της μείωσης των αερίων θερμοκηπίου, λόγω απόσυρσης πετρελαϊκών μονάδων ΑΣΠ και αξιοποίησης του αξιόλογου δυναμικού ΑΠΕ στα νησιά, με αύξηση διείσδυσης ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή καθώς και με μείωση του κόστους των Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ). Σε συνέχεια των προηγούμενων ΔΠΑ, το παρόν ΔΠΑ συμβάλλει σημαντικά στην επίτευξη των στόχων που έχουν τεθεί διεθνώς για τη βιώσιμη ανάπτυξη (Sustainable Development Goals, SDG), όπως παρουσιάζεται αναλυτικά στην Έκθεση Βιώσιμης Ανάπτυξης 2022[2] του ΑΔΜΗΕ με έμφαση στους στόχους 7 (Affordable and Clean Energy), 9 (Industry Innovation and Infrastructure) και 13 (Climate Action). Επιπλέον η εκπόνηση επιμέρους Μελετών Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων (ΜΠΕ) για τα έργα του ΔΠΑ και της συνολικής Στρατηγικής Μελέτης Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων (ΣΜΠΕ) συμβάλλουν στην επίτευξη των στόχων 14 (Life Below Water) και 15 (Life on Land). Ο ΑΔΜΗΕ σχεδιάζει και αναπτύσσει έργα του ΕΣΜΗΕ εντάσεως κεφαλαίου και εντάσεως εργασίας, στην πλειοψηφία τους υψηλού επενδυτικού κόστους (εναέριες ΓΜ, υπόγεια και υποβρύχια καλώδια, Υ/Σ, ΚΥΤ, κ.α.), συντελώντας στην ενίσχυση της οικονομικής ανάπτυξης, και στην τόνωση της απασχόλησης με αποτέλεσμα σημαντική συμβολή στον στόχο βιώσιμης ανάπτυξης 8 (Decent Work and Economic Growth). Η δημόσια διαβούλευση για την οριστική διαμόρφωση του ΔΠΑ, με ενσωμάτωση παρατηρήσεων από τους ενδιαφερόμενους (stakeholders) συμβάλλει στο στόχο 17 (Partnership for the Goal). Όπως και τα προηγούμενα δύο ΔΠΑ και το παρόν ΔΠΑ υποβάλλεται σε μια ιδιαίτερη συγκυρία που επικρατεί λόγω των πρωτόγνωρων και πέραν πάσης πρόβλεψης συνθηκών των τελευταίων ετών, εκκινώντας από την εξάπλωση του κορωνοϊού από τον Δεκέμβριο του 2019 έως τις τρέχουσες συνθήκες ενεργειακής κρίσης και πολέμου στο Ισραήλ και στην Ουκρανία. 2 https://www.admie.gr/sites/default/files/attached-files/type-file/2023/11/ekthesi-biosimis-anaptixis-2022.pdf 11 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ Κατά τη διάρκεια της τελευταίας χρονιάς ολοκληρώθηκαν πολλά έργα σε συμφωνία με τα χρονοδιαγράμματα όπως παρουσιάζεται σε επόμενες ενότητες. Από την άλλη πλευρά θα πρέπει να αναγνωριστεί ότι οι περιορισμοί που επιβλήθηκαν σε παραγωγικές δραστηριότητες και στις μεταφορές σε παγκόσμιο επίπεδο επηρεάζουν de facto την εκτέλεση των έργων, χωρίς ωστόσο σύμφωνα με τις τρέχουσες εκτιμήσεις να υπάρχουν ενδείξεις για σημαντικές καθυστερήσεις στην υλοποίηση του επενδυτικού προγράμματός που υλοποιεί ο ΑΔΜΗΕ. Σε κάθε περίπτωση επισημαίνεται ότι ο Διαχειριστής θα εξακολουθήσει να προβαίνει διαρκώς σε όλες τις απαραίτητες ενέργειες, σε συντονισμό με τους αρμόδιους κρατικούς φορείς λαμβάνοντας υπόψιν τις συνθήκες, για να εξασφαλίσει την ελάχιστη δυνατή καθυστέρηση για την κατά το δυνατόν τήρηση των χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησης των έργων. 1.2 Νομοθετικό και Ρυθμιστικό Πλαίσιο Σε αυτό το πλαίσιο και σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στον Νόμο 4001/2011[3] και στον Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος (ΚΔΣ)[4], ο ΑΔΜΗΕ εκπονεί και δημοσιεύει το Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του Συστήματος Μεταφοράς της Χώρας, το οποίο εκδίδεται κάθε έτος, έχοντας κυλιόμενο χαρακτήρα. Σύμφωνα με τα οριζόμενα στην Παράγραφο 2, Άρθρο 108 του Νόμου 4001/2011[5] το ΔΠΑ: › προσδιορίζει τις κυριότερες υποδομές μεταφοράς που πρέπει να κατασκευαστούν ή να αναβαθμιστούν κατά τα επόμενα δέκα

(10)έτη, συμπεριλαμβανομένων και των απαραίτητων υποδομών για τη διείσδυση των ΑΠΕ, › περιέχει όλες τις επενδύσεις που ήδη έχουν περιληφθεί σε προηγούμενα προγράμματα ανάπτυξης και προσδιορίζει τις νέες επενδύσεις, των οποίων η έναρξη υλοποίησης προβλέπεται μέσα στην επόμενη τριετία, 3 4 5 12 Παράγραφος 2(ιγ), Άρθρο 94 και Άρθρο 108 του Νόμου 4001/2011 Ενότητα 8.0, εδάφιο 8.3 του ΚΔΣ Νόμος 4001/2011 Μελέτη Για τη λειτουργία Ενεργειακών Αγορών Ηλεκτρισμού και Φυσικού Αερίου, για Έρευνα, Παραγωγή και δίκτυα μεταφοράς Υδρογονανθράκων και άλλες ρυθμίσεις, ΦΕΚ Α´ 179/22.08.2011 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 › παρέχει τεχνικοοικονομική ανάλυση σκοπιμότητας για τα σημαντικά έργα μεταφοράς του εδαφίου β΄ ανωτέρω, ιδίως αυτά που αφορούν διεθνείς διασυνδέσεις και διασυνδέσεις νήσων με το Σύστημα Μεταφοράς, συμπεριλαμβανομένων χρονοδιαγράμματος υλοποίησης, εκτιμώμενων χρηματικών ροών αναγκών χρηματοδότησης των επενδυτικών σχεδίων των υπόψη έργων Θεμελιώδες κριτήριο για τη διαμόρφωση του ΔΠΑ αποτελεί η διατήρηση των τεχνικών απαιτήσεων της ασφάλειας του Συστήματος οι οποίες περιλαμβάνονται στον ΚΔΣ. Μία επιπλέον βασική παράμετρος για τη διαμόρφωση του ΔΠΑ αποτελεί και η υποχρέωση του ΑΔΜΗΕ να αναπτύξει τις απαραίτητες υποδομές οι οποίες θα επιτρέψουν την αυξημένη διείσδυση των ΑΠΕ στο ηλεκτρικό σύστημα της Χώρας, όπως αυτή καθορίστηκε σε μια προηγούμενη περίοδο από τους αντίστοιχους Εθνικούς Στόχους[6] και σήμερα καθορίζεται στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα για το 2030 και στη Μακροχρόνια Στρατηγική για το

Σύμφωνα με τον Νόμο 4001/2011 και τον ΚΔΣ, τα έργα ανάπτυξης του Συστήματος χωρίζονται σε δύο μεγάλες κατηγορίες: › Έργα ενίσχυσης του Συστήματος Περιλαμβάνουν τις τρεις πρώτες από τις προαναφερθείσες ομάδες έργων (αναγκαίες σε βάθος ενισχύσεις, έργα βελτίωσης της λειτουργίας του Συστήματος, διασυνδετικές Γ.Μ. με γειτονικές χώρες). Σύμφωνα με το Εδάφιο 8.11 του ΚΔΣ[7], τα έργα ενίσχυσης του Συστήματος υλοποιούνται από τον ΑΔΜΗΕ, ο οποίος έχει την ευθύνη για την άρτια ολοκλήρωση αυτών των έργων σύμφωνα με τον βασικό σχεδιασμό ο οποίος περιλαμβάνεται στο ΔΠΑ. Ο ΑΔΜΗΕ υλοποιεί αυτά τα έργα με τις δαπάνες του. Το κόστος αυτών των έργων ανακτάται από τον ΑΔΜΗΕ μέσω των Χρεώσεων για τη Χρήση του Συστήματος (ΧΧΣ). Η κυριότητα αυτών των παγίων, καθώς και η ευθύνη για τη συντήρησή τους ανήκουν στον ΑΔΜΗΕ. › Έργα επέκτασης του Συστήματος για τη σύνδεση Χρηστών Περιλαμβάνουν τα έργα τα οποία απαιτούνται για τη σύνδεση Χρηστών (Παραγωγών και Καταναλωτών) και Δικτύου με το Σύστημα. Σύμφωνα με την υποενότητα 8.12 του ΚΔΣ, τα έργα επέκτασης του Συστήματος για τη Σύνδεση Παραγωγών και Καταναλωτών μπορεί να υλοποιούνται είτε από τον εκάστοτε Παραγωγό ή Καταναλωτή είτε από τον ΑΔΜΗΕ. Σε κάθε περίπτωση, συνάπτεται Σύμβαση Υλοποίησης μεταξύ του ΑΔΜΗΕ και του αντίστοιχου Παραγωγού ή Καταναλωτή, στην οποία ρητώς προβλέπονται τα τμήματα του έργου την εκτέλεση των οποίων αναλαμβάνει ο κάθε συμβαλλόμενος, τα αντίστοιχα χρονοδιαγράμματα υλοποίησης, καθώς και οι διαδικασίες ελέγχου και παραλαβών και αντίστοιχης καταβολής τιμημάτων. Με την εκπλήρωση όλων των υποχρεώσεων που απορρέουν από τη Σύμβαση Υλοποίησης, ο ΑΔΜΗΕ προβαίνει σε κάθε νόμιμη ενέργεια ώστε να περιέλθει στην κυριότητά του το τμήμα του έργου το οποίο αποτελεί μέρος του Συστήματος, και στη συνέχεια αναλαμβάνει τη συντήρηση αυτού του τμήματος. Τα έργα επέκτασης του ΕΣΜΗΕ για τη για τη σύνδεση του Δικτύου υλοποιούνται από τον ΑΔΜΗΕ. Τα έργα ανάπτυξης Υποσταθμών οι οποίοι εντάσσονται εξ’ολοκλήρου στο Δίκτυο Διανομής και ανήκουν εξ’ολοκλήρου στην αρμοδιότητα του ΔΕΔΔΗΕ (όπως Υποσταθμοί εντός των Δήμων της τέως Διοικήσεως Πρωτευούσης) δεν περιλαμβάνουν έργα επέκτασης του ΕΣΜΗΕ και υλοποιούνται εξ’ ολοκλήρου με ευθύνη του αρμόδιου Διαχειριστή του Δικτύου Διανομής. Επίσης σύμφωνα με Απόφαση της ΡΑΕ (νυν ΡΑΑΕΥ)[8], το κόστος των έργων επέκτασης για τη σύνδεση του Δικτύου χρηματοδοτείται από τον ΑΔΜΗΕ και ανακτάται μέσω των χρεώσεων για τη χρήση του Συστήματος. Αναφορικά με το κόστος των έργων επέκτασης του ΕΣΜΗΕ για τη σύνδεση των Χρηστών (Παραγωγών και Καταναλωτών) με το Σύστημα και σε εφαρμογή του άρθρου 98 του Ν. 4951/2022, αυτό βαρύνει κατ’ αρχήν τον Χρήστη, επιμερίζεται μεταξύ του Διαχειριστή του ΕΣΜΗΕ και του Χρήστη, κατά ποσοστό πενήντα τοις εκατό (50%) στον καθένα, και ανακτάται από τον Χρήστη, σύμφωνα με τη διαδικασία που θα εξειδικευτεί στον ΚΔΣ. 6 7 8 Απόφαση Υπουργού Φ1/οικ. 19598/01.10.2010 Απόφαση για την επιδιωκόμενη αναλογία εγκατεστημένης ισχύος και την κατανομή της στο χρόνο μεταξύ των διαφόρων τεχνολογιών Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, ΦΕΚ Β´ 1630/11.10.2010 Απόφαση ΡΑΕ 1412/2020, Επανέκδοση του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, ΦΕΚ 4658/Β/22-102020 Απόφαση ΡΑΕ 1021/2017, Τροποποίηση διατάξεων του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΦΕΚ Β´ 103/31.01.2012), ΦΕΚ Β´ 4690/29.12.2017 13 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ Η διάκριση σε έργα ενίσχυσης και επέκτασης αφορά τη φάση του προγραμματισμού και της υλοποίησης των έργων, σχετίζεται δε και με τον τρόπο της χρηματοδότησης αυτών. Στο αμέσως επόμενο στάδιο, το οποίο είναι η θέση αυτών σε λειτουργία, το Σύστημα αποτελεί ένα ενιαίο σύνολο το οποίο καλείται να εξυπηρετεί όλους του Χρήστες του Συστήματος και ως εκ τούτου αποτελεί κρίσιμη υποδομή η οποία εκ της φύσης της έχει τη μοναδικότητα στη λειτουργία της και ως τέτοια θα πρέπει να θεωρείται κατά τα επόμενα στάδια του προγραμματισμού της ανάπτυξής της. Τα αναλυτικά χρονοδιαγράμματα της υλοποίησης των έργων ενίσχυσης του Συστήματος τα οποία παρατίθενται στη συνέχεια, αντανακλούν τον χρονικό προγραμματισμό της κατασκευής των αντίστοιχων έργων, θεωρώντας το απαραίτητο χρονικό διάστημα για την έκδοση των απαιτούμενων αδειών και την ολοκλήρωση των απαλλοτριώσεων. 1.3 Δημοσιοποίηση και Διαβούλευση Το ΔΠΑ 2025-2034 είναι αυτοτελές και περιλαμβάνει πίνακες με λεπτομερή χρονοδιαγράμματα υλοποίησης των έργων, καθώς και πίνακες με τις εκτιμώμενες αντίστοιχες ετήσιες χρηματικές ροές για τα έργα αυτά. Σύμφωνα με τις διατάξεις της κείμενης νομοθεσίας και του ρυθμιστικού πλαισίου, το παρόν ΔΠΑ 2025-2034 τίθεται σε Δημόσια Διαβούλευση για έναν μήνα από την ημερομηνία της δημοσίευσής του στην ιστοσελίδα του ΑΔΜΗΕ, ώστε οι ενδιαφερόμενοι να υποβάλουν τις απόψεις και τις παρατηρήσεις τους. Στη συνέχεια, ο ΑΔΜΗΕ, αφού επεξεργαστεί τα αποτελέσματα της Δημόσιας Διαβούλευσης, υποβάλλει το σχέδιο ΔΠΑ αυτής της χρονικής περιόδου στη ΡΑΑΕΥ προς έγκριση. Έπειτα από την ολοκλήρωση της εγκριτικής διαδικασίας, το ΔΠΑ εξειδικεύεται με πρόσθετα παραρτήματα τα οποία περιλαμβάνουν λεπτομερέστερα τεχνικά στοιχεία (όπως μονογραμμικά διαγράμματα), τα οποία δημοσιεύονται στην ιστοσελίδα του ΑΔΜΗΕ (http://www.admie.gr). 14 2|Ο δηγοί Παράμετροι για την Ανάπτυξη του Συστήματος 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 2 | Οδηγοί Παράμετροι για την Ανάπτυξη του Συστήματος Το Ευρωπαϊκό διοικητικό και ρυθμιστικό πλαίσιο, που διέπει τη λειτουργία της αγοράς ηλεκτρισμού, στηρίζεται στα παρακάτω τρία ρυθμιστικά/κανονιστικά πλαίσια που καθένα περιλαμβάνει σειρά Οδηγιών (Directives) και Κανονισμών (Regulations). › το πακέτο για Καθαρή Ενέργεια για όλους τους Ευρωπαίους (Clean Energy for all Europeans package) το οποίο συνιστά το πλαίσιο της Ευρωπαϊκής Ενεργειακής Πολιτικής που αφορά στην ενεργειακή μετάβαση από συμβατικά καύσιμα σε καθαρότερες μορφές ενέργειας και στη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου ώστε να επιτευχθούν οι δεσμεύσεις της Συμφωνίας του Παρισιού. Το πακέτο περιλαμβάνει ένα σύνολο 8 νομοθετικών δράσεων για την ενεργειακή αποδοτικότητα κτιρίων, τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, την ενεργειακή απόδοση, τη διακυβέρνηση και σχεδιασμό της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Σχετικά με το σχεδιασμό της λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας το Πακέτο στοχεύει στην εγκαθίδρυση ενός μοντέρνου σχεδιασμού στην Ευρωπαϊκή ηλεκτρική αγορά, υιοθετώντας νέες εμπορικές οντότητες, περισσότερο ευέλικτες στηριζόμενες περισσότερο στους μηχανισμούς της αγοράς και καλύτερα τοποθετημένες στην ενσωμάτωση μεγαλύτερου ποσοστού διείσδυσης των ΑΠΕ. Συντονίζοντας αυτές τις αλλαγές σε ευρωπαϊκό επίπεδο η νομοθεσία επίσης καταδεικνύει τον ηγετικό ρόλο της ΕΕ στην αντιμετώπιση του προβλήματος της υπερθέρμανσης του πλανήτη και συνεισφέρει σημαντικά στη μακροχρόνια στρατηγική της ΕΕ για επίτευξη μηδενικών εκπομπών (net-zero emissions) το
Το Πακέτο εισάγει ένα στιβαρό σύστημα διακυβέρνησης εντός της ΕΕ και του στόχου της να μεταρρυθμίσει θεμελιακά το ευρωπαϊκό ενεργειακό σύστημα. Στο πλαίσιο αυτής της στρατηγικής κάθε χώρα μέλος της ΕΕ απαιτείται να εκπονήσει και να υιοθετήσει ένα 10-ετές Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (Νational Energy and Climate Plans, NECP) για την περίοδο 2021-
Τα ΕΣΕΚ περιγράφουν πώς οι ευρωπαϊκές χώρες θα επιτύχουν τους στόχους στις παραπάνω κατευθύνσεις της ενεργειακής ένωσης συμπεριλαμβάνοντας επίσης την πιο μακροχρόνια στρατηγική για το
Ο νέος σχεδιασμός περιλαμβάνει δύο νέες Οδηγίες για τον ηλεκτρισμό, την Οδηγία για την ετοιμότητα αντιμετώπισης κινδύνων (Risk Preparedness Directive) και την Οδηγία που προσδίδει πιο δυνατό ρόλο στον Οργανισμό για τη Συνεργασία των Ρυθμιστικών Αρχών Ενέργειας (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER[9]). Τα κύρια νομοθετικά κείμενα που αφορούν στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι ο Κανονισμός 2019/943/ EC που αντικαθιστά τον Κανονισμό EC/714/2009 η Οδηγία 2019/944/EC που αντικαθιστά την Οδηγία 2009/72/EC του Τρίτου Ενεργειακού Πακέτου (Third Energy Package[10]). Ο Κανονισμός θέτει τις αρχές για την ενιαία ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας με εστίαση στη χονδρεμπορική αγορά (wholesale market) καθώς και στη λειτουργία των δικτύων και περιέχει διατάξεις για τους Νέους Κώδικες Ηλεκτρισμού (new electricity codes) και κατευθυντήριες γραμμές. Η Οδηγία θέτει κανόνες για την παραγωγή, μεταφορά, διανομή, προμήθεια και αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας με ιδιαίτερη έμφαση στην ενδυνάμωση του καταναλωτή[11] . › Η Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία (European Green Deal) είναι το επίκεντρο των δράσεων της ΕΕ για το κλίμα. Αποτελεί ένα φιλόδοξο πακέτο μέτρων με στόχο τη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (GHG emissions). Περιλαμβάνει τον Ευρωπαϊκό Κλιματικό Νόμο (European Climate Law), με τον οποίο ο στόχος της κλιματικής ουδετερότητας εντάσσεται στην ευρωπαϊκή νομοθεσία, το European Climate Pact που στοχεύει στην ενδυνάμωση της εμπλοκής/συμμετοχής των πολιτών στην ενεργειακή μετάβαση, το 2030 Climate Target Plan που στοχεύει σε επιπλέον μείωση των εκπομπών αερίων θερμοκηπίου τουλάχιστον κατά 55% το 2030 σε σχέση με τα επίπεδα εκπομπών του 1990, καθώς και η Ευρωπαϊκή Στρατηγική για την Κλιματική Προσαρμογή (ΕU Strategy on Climate adaptation) που στοχεύει να καταστήσει την Ευρώπη μια κλιματικά ανθεκτική ήπειρο, πλήρως προσαρμοσμένη στις μη αποφευγόμενες επιπτώσεις της κλιματικής αλλαγής[12]. 9 https://ec.europa.eu/energy/topics/energy-strategy/clean-energy-all-europeans_en#electricity-market-design 10 https://ec.europa.eu/energy/topics/markets-and-consumers/market-legislation/electricity-market-design_en?redir=1#the-electricitydirective-and-electricity-regulation 11 https://ec.europa.eu/energy/topics/energy-strategy/clean-energy-all-europeans_en 12 https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/delivering-european-green-deal_en 16 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 › Το πακέτο Fit for 55 (Fit for 55 package), δημοσιευμένο τον Ιούλιο του 2021, περιλαμβάνει νομοθετικά εργαλεία για να γίνει πραγματικότητα η Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία και να επιτευχθούν οι σχετικοί στόχοι του Ευρωπαϊκού Κλιματικού Νόμου. Οι προτάσεις συνδυάζουν: εφαρμογή του Συστήματος Εμπορίας Εκπομπών σε νέους τομείς και αυστηροποίηση του υπάρχοντος Συστήματος Εμπορίας Εκπομπών (ETS, Emissions Trading System), αυξημένη χρήση ΑΠΕ, μεγαλύτερη ενεργειακή απόδοση, επιτάχυνση της εισαγωγής τρόπων στις μεταφορές με χαμηλές εκπομπές και των αναγκαίων υποδομών και καυσίμων για την υλοποίησή τους, ευθυγράμμιση των πολιτικών φορολόγησης με τους σκοπούς του European Green Deal objectives, μέτρα ώστε να αποφευχθεί η διαρροή άνθρακα και εργαλεία ώστε να διατηρηθούν και να μεγαλώσουν οι φυσικές καταβόθρες άνθρακα[13]. Τα τελευταία χρόνια η πανδημία Covid 19 είχε δυσμενείς επιπτώσεις στις οικονομίες όλων των χωρών επηρεάζοντας και τον ενεργειακό τομέα. Στο πλαίσιο αυτό η ΕΕ προκειμένου να επαναφέρει την οικονομία των κρατών-μελών στους προηγούμενους ρυθμούς ανάπτυξης και να αντιμετωπίσει τις επιπτώσεις της υγειονομικής κρίσης θέσπισε το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας (Recovery and Resilience Facility, RRF). Ο βασικός στόχος του RRF είναι να κάνει τις ευρωπαϊκές οικονομίες και κοινωνίες περισσότερο βιώσιμες, ανθεκτικές και να τις προετοιμάσει καλύτερα για τις προκλήσεις και ευκαιρίες της πράσινης και της ψηφιακής μετάβασης. Για το σκοπό αυτό διαθέτει €723,8 δις σε δάνεια (€385,8 δις) και επιχορηγήσεις (€338 δις). Το RRF βοηθάει την ΕΕ να επιτύχει το στόχο της κλιματικής ουδετερότητας το
Από τα 22 εγκεκριμένα εθνικά σχέδια για απορρόφηση κονδυλίων από το RRF το 40% αφορά σε μέτρα για την κλιματική αλλαγή και 26% σε μέτρα για την ψηφιακή μετάβαση. Μετά την υιοθέτηση του RRF η γεωπολιτική κατάσταση άλλαξε σημαντικά. Η ρωσική εισβολή στην Ουκρανία επηρέασε δραματικά την ευρωπαϊκή οικονομία και κοινωνία. Αυτές οι πρωτοφανείς γεωπολιτικές προκλήσεις κατέστησαν σημαντική και επείγουσα την ανάγκη μείωσης της εξάρτησης της ΕΕ από τα συμβατικά καύσιμα και ειδικότερα από τα εισαγόμενα από τη Ρωσία, μέσω της πλήρους υλοποίησης του Πακέτου Fit for 55, την αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ και την περαιτέρω ενίσχυση της εξοικονόμησης ενέργειας. Για να ανταποκριθεί στις παραπάνω προκλήσεις μετά από απαίτηση του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου στις 18 Μαϊου 2022 η ΕΕ δημοσίευσε το REPowerEU Plan που θεσπίζει κοινές ευρωπαϊκές δράσεις συμπληρώνοντας τα μέτρα για την ενεργειακή ασφάλεια τροφοδοσίας και την αποθήκευση. Ειδικότερα το REPowerEU plan 13 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_21_3541 17 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ προτείνει μια δέσμη δράσεων για εξοικονόμηση ενέργειας, για διαφοροποίηση των ενεργειακών πηγών τροφοδοσίας και την επιτάχυνση των ευρωπαϊκών στόχων της πράσινης συμφωνίας και μετάβασης. Σύμφωνα με τις διαθέσιμες πληροφορίες μεταξύ των στόχων που προβλέπονται για ολόκληρη την ΕΕ για το 2030 είναι η μείωση των εκπομπών του θερμοκηπίου κατά 55% σε σχέση με το επίπεδο εκπομπών του 1990 με προοπτική κλιματικής ουδετρεότητας το
Για τις ΑΠΕ προβλέπεται να αντιστοιχούν σε ποσοστό 45% της ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ενέργειας, στόχος που συνοδεύεται από επιμέρους στόχους ανά τομέα κατανάλωσης (ηλεκτρική ενέργεια, θέρμανση-ψύξη, μεταφορές). Το Ταμείο Ανάκαμψης (RRF) μπορεί να συμβάλει καθοριστικά στην κινητοποίηση και υλοποίηση των διαθέσιμων πόρων σε ευρωπαϊκό και εθνικό επίπεδο ώστε να επιτευχθούν οι στόχοι του REPowerEU plan. Στην κατεύθυνση αυτή προτείνεται αναθεώρηση του Κανονισμού RRF ώστε να δοθεί η απαραίτητη έμφαση στους στόχους του REPowerEU plan. Εκτός από το RRF που είναι στην καρδιά του REPowerEU plan παρέχοντας επιπλέον χρηματοδότηση, άλλες πηγές χρηματοδότησης είναι το Ταμείο Συνοχής (Cohesion Policy Funds), Connecting Europe Facility (CEF), Innovation Fund, National and EU funding in support of REPowerEU objectives, European Investment Bank (EIB), ιδιωτική χρηματοδότηση. Στο πλαίσιο αυτό, οι οδηγοί παράμετροι που υιοθετεί ο ΑΔΜΗΕ για την ανάπτυξη του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) συμβαδίζουν και είναι σε απόλυτη συμφωνία με τις κατευθυντήριες γραμμές και το ρυθμιστικό και κανονιστικό πλαίσιο της ευρωπαϊκής ενεργειακής και περιβαλλοντικής πολιτικής που συνοπτικά παρουσιάστηκε παραπάνω. Η ενσωμάτωση των σύγχρονων τεχνολογιών στον τομέα της μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας και η στενή παρακολούθηση των τεχνολογικών εξελίξεων σε ευρωπαΙκό και διεθνές επίπεδο αποτελεί στρατηγική επιλογή και πρακτική για τον ΑΔΜΗΕ. Ο ενεργός ρόλος του Διαχειριστή του Συστήματος με σκοπό τη βέλτιστη ανάπτυξη και ενσωμάτωση των τεχνολογιών αυτών στο ηλεκτρικό σύστημα αναμένεται να οδηγήσει σε μεγιστοποίηση του οφέλους της εγχώριας αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Ο Διαχειριστής ενημερώνεται επίσης συνεχώς και σε βάθος για τις διαθέσιμες εθνικές και ευρωπαϊκές χρηματοδοτικές πηγές που θα τον βοηθήσουν στην έγκαιρη και έγκυρη υλοποίηση του επενδυτικού προγράμματος, αναγκαίου για τη συμβολή του στην επίτευξη των στόχων για την μετάβαση σε μια κλιματικά ουδέτερη Ευρώπη έως το
Ο ΑΔΜΗΕ κάνει χρήση και αξιοποιεί με τον καλύτερο τρόπο τους διαθέσιμους χρηματοδοτικούς πόρους, εργαλεία και μηχανισμούς εντάσσοντας μεγάλα έργα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, όπως νησιωτικές διασυνδέσεις, σε αυτά. 18 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 2.1 Ενσωμάτωση αυξημένης διείσδυσης ΑΠΕ Στην τρέχουσα περίοδο, παράλληλα με την εξυπηρέτηση της ζήτησης, που αποτελεί βασική οδηγό παράμετρο για την ανάπτυξη του Συστήματος Μεταφοράς, αποκτά αντίστοιχη σπουδαιότητα η ανάγκη της εξυπηρέτησης της μεγάλης διείσδυσης ΑΠΕ, στο πλαίσιο της εκπλήρωσης της ακολουθούμενης Εθνικής και της αντίστοιχης Ευρωπαϊκής πολιτικής. Οι πολιτικές αυτές έχουν ως τελικό στόχο την απανθρακοποίηση της δραστηριότητας της ηλεκτροπαραγωγής, καθώς και τη συμβολή του τομέα του ηλεκτρισμού στην αντιμετώπιση του φαινομένου της κλιματικής αλλαγής. Σε αυτό το πλαίσιο, η ανάπτυξη του ΕΣΜΗΕ είναι προσανατολισμένη προς την ενσωμάτωση της επικείμενης αύξησης της διείσδυσης των ΑΠΕ, η οποία αποτυπώνεται στο προσχέδιο αναθεώρησης του ΕΣΕΚ (Οκτώβριος 2023). Το προσχέδιο αυτό ενσωματώνει τους στόχους στο πλαίσιο της πολιτικής της Ευρωπαϊκής Ένωσης (RE-PowerEU και Fit-for-55 στο πλαίσιο του Green Deal), τις υπό τελική διαμόρφωση Ευρωπαϊκές οδηγίες για τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, την ενεργειακή αποδοτικότητα και άλλες, αλλά και τους στόχους του πρόσφατου Εθνικού Κλιματικού Νόμου για τη μετάβαση στην κλιματική ουδετερότητα και την προσαρμογή στην κλιματική αλλαγή (ν. 4936, ΦΕΚ 105 Α/27.05.2022). Σημειώνεται ότι ο Εθνικός Κλιματικός Νόμος έθεσε συγκεκριμένους στόχους, περιλαμβανομένης της μείωσης των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου κατά 55% έως το έτος 2030 και κατά 80% έως το έτος 2040 (σε σύγκριση με τα επίπεδα του 1990), και επίτευξη της κλιματικής ουδετερότητας (δηλαδή μηδενικές συνολικές εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου) έως το έτος 2050, ενώ όρισε ως καταληκτική ημερομηνία για την απολιγνιτοποίηση του ενεργειακού μίγματος της χώρας την 31η Δεκεμβρίου
Κύριος πυλώνας για την επίτευξη των στόχων που τίθενται στο προσχέδιο αναθεώρησης του ΕΣΕΚ αναδεικνύονται οι ΑΠΕ. Ειδικότερα, προβλέπεται η αναδιάρθρωση του ενεργειακού μίγματος της χώρας έως το 2030 και η αύξηση της συμμετοχής των ΑΠΕ σε 44% της συνολικής ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης της ενέργειας. Για την επίτευξη αυτού του στόχου το προσχέδιο αναθεώρησης του ΕΣΕΚ προδιαγράφει έναν ριζικό μετασχηματισμό του τομέα του ηλεκτρισμού, με στόχο το μερίδιο συμμετοχής των μονάδων παραγωγής από ΑΠΕ στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας να φτάνει το 80% το 2030 και να πλησιάσει το 95% από το 2035 και έπειτα. Ως εκ τούτου, προβλέπεται αλματώδης διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή. Η εγκατεστημένη ισχύς των ΑΠΕ προβλέπεται από τα 15,4 GW (συμπεριλαμβανομένων 3,1 GW των Μεγάλων ΥΗΣ) που είναι σήμερα να υπερβεί τα 27 GW το 2030 και τα 38 GW το
Για την επίτευξη των στόχων διείσδυσης ΑΠΕ που τίθενται σχεδιάζεται η κατάλληλη ενίσχυση των υποδομών του Συστήματος Μεταφοράς για την αύξηση των διαθέσιμων περιθωρίων για τη σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ στο Σύστημα Μεταφοράς, σε συνδυασμό με το νέο πλαίσιο της Υπουργικής Απόφασης ΥΠΕΝ/ ΔΑΠΕΕΚ/53607/1559/2023 - ΦΕΚ 3328/Β/19.05.23 και του Άρθρου 10, παρ. 5 του ν. 4951/2022 (ΦΕΚ Α’ 129), με τα οποία εξειδικεύτηκαν και ποσοτικοποιήθηκαν λειτουργικοί περιορισμοί στην έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας και ισχύος για σταθμούς ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ και Σταθμών Αποθήκευσης στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας, κατόπιν σχετικών εισηγήσεων του ΑΔΜΗΕ[14] και του ΔΕΔΔΗΕ[15] Στο πλαίσιο αυτό στο παρόν ΔΠΑ προγραμματίζονται μια σειρά έργων ενίσχυσης σε βάθος του Συστήματος Μεταφοράς που θα συμβάλλει στην απορρόφηση και διακίνηση της παραγόμενης ενέργειας των Σταθμών ΑΠΕ. 2.2 Ενίσχυση Ασφάλειας και Αξιοπιστίας του Συστήματος Μεταφοράς Η ενίσχυση της ασφάλειας και της αξιοπιστίας του Συστήματος Μεταφοράς, με δεδομένη την παλαιότητα στοιχείων του Συστήματος, στο φόντο και της κλιματικής κρίσης που αυξάνει την συχνότητα ακραίων καιρικών φαινομένων αλλά και της αυξημένης απειλής κυβερνοεπιθέσεων, αναδεικνύεται ως ένας από τους βασικούς πυλώνες της στρατηγικής του ΑΔΜΗΕ για την επόμενη περίοδο. Στο πλαίσιο αυτό ο ΑΔΜΗΕ επεξεργάστηκε σε συνέχεια του προγράμματος ανανέωσης εξοπλισμού που υλοποιείται από το 2018 ένα νέο κυλιόμενο πρόγραμμα ανανέωσης παγίων με σκοπό την αναβάθμιση του Συστήματος Μεταφοράς. Το πρόγραμμα αυτό περιλαμβάνει την αντικατάσταση παλαιού εξοπλισμού κρίσιμου για την εύρυθμη λειτουργία του Συστήματος με εξοπλισμό σύγχρονης τεχνολογίας. 14 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ Α.Ε. (ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΔΝΣ/21028/02.11.2022) 15 Εισήγηση ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε./ΓρΔ/356507/04.11.2022) 19 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 2.3 Υλοποίηση Νησιωτικών Διασυνδέσεων Σημαντική προτεραιότητα και σε αυτό το ΔΠΑ αποτελεί η διασύνδεση των νησιών του Αιγαίου με το Ηπειρωτικό Σύστημα. Με αυτές τις συνδέσεις αντιμετωπίζεται η ηλεκτρική απομόνωσή τους, αυξάνεται η αξιοπιστία της τροφοδότησης, μειώνεται το κόστος της παραγόμενης ενέργειας και κατά συνέπεια το κόστος των ΥΚΩ, προστατεύεται το περιβάλλον και αξιοποιείται το υψηλό δυναμικό των ΑΠΕ των Μη Διασυνδεδεμένων Νήσων (ΜΔΝ). Παράλληλα με την κατάργηση της ηλεκτρικής απομόνωσης του Νησιωτικού χώρου του Αιγαίου, αυξάνεται το μέγεθος της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας. Στο πλαίσιο αυτό, υλοποιήθηκαν ήδη η Α’ Φάση, η Β’ και η Γ’ Φάση του έργου της διασύνδεσης των Κυκλάδων και είναι σε εξέλιξη η Δ’ Φάση αυτού. Σε εξέλιξη βρίσκονται επίσης τα έργα της διασύνδεσης της Κρήτης, τα οποία είναι ιδιαίτερης σημασίας, λόγω των υψηλών φορτίων (ενέργεια και ισχύς) της Νήσου και λόγω του πλουσίου δυναμικού ΑΠΕ το οποίο διαθέτει. Ειδικότερα ο ΑΔΜΗΕ υλοποίησε το έργο της A' Φάσης της διασύνδεσης Κρήτης (Κρήτη-Πελοπόννησος), το οποίο και ολοκληρώθηκε στις αρχές του
Παράλληλα, μέσω της θυγατρικής εταιρείας του ΑΡΙΑΔΝΗ INTERCONNECTION Α.Ε.Ε.Σ. υλοποιείται το έργο της Β' Φάσης της διασύνδεσης Κρήτης (Κρήτη-Αττική) με εκτιμώμενο χρόνο ολοκλήρωσης κατασκευής / έναρξης δοκιμών το έτος 2024 και εκτιμώμενη ολοκλήρωση / έναρξη εμπορικής λειτουργίας το α’ εξάμηνο του
Τέλος, ο ΑΔΜΗΕ ενσωμάτωσε στον προγραμματισμό του μέσω των προηγούμενων και του παρόντος ΔΠΑ, τον σχεδιασμό του έργου της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και τον σχεδιασμό του έργου της διασύνδεσης των νησιών του Βορείου Αιγαίου. 2.3.1 Στρατηγική Διασύνδεσης Αυτόνομων Νησιωτικών Συστήματων με το ΕΣΜΗΕ Η εξυπηρέτηση του ηλεκτρικού φορτίου των Νήσων της χώρας έχει από μακρού απασχολήσει την ηλεκτρική βιομηχανία της χώρας. Ιστορικά, στη μεγάλη πλειοψηφία των Νήσων αναπτύχθηκαν (κατά την περίοδο του εξηλεκτρισμού) μικροί αυτόνομοι Σταθμοί παραγωγής με εμβολοφόρες μηχανές και καύσιμο πετρέλαιο. Η προοπτική της διασύνδεσης των αυτόνομων ηλεκτρικών συστημάτων των Νήσων με το Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας, στις περιπτώσεις κατά τις οποίες αυτό είναι εφικτό και τεχνικοοικονομικά ενδεικνυόμενο, ξεκίνησε από τις αρχές της δεκαετίας του 1960, ώστε να μειωθεί κατά το δυνατό (ή να διακοπεί) η λειτουργία των πετρελαϊκών Σταθμών ηλεκτροπαραγωγής οι οποίοι τροφοδοτούν τα Νησιά. Έως και σήμερα, έχουν συνδεθεί με το Σύστημα υπό Υψηλή Τάση (ΥΤ) όλες οι Ιόνιοι Νήσοι. Σε ότι αφορά στα Νησιά του Αιγαίου, υπό ΥΤ έχουν συνδεθεί η Άνδρος, η Σύρος, η Πάρος, η Μύκονος και η Νάξος, ενώ υπό Μέση Τάση (ΜΤ) διασυνδέονται μέσω Πάρου η Αντίπαρος, η Ίος, η Σίκινος και η Φολέγανδρος, μέσω Νάξου η Σχοινούσα, η Ηρακλειά και το Κουφονήσι, και μέσω Μυκόνου η Δήλος. Επίσης υπό ΜΤ διασυνδέονται αρκετά Νησιά πλησίον των ακτών (Σποράδες, Θάσος, Σαμοθράκη, Κύθηρα κ.ά.). Τέλος, αρκετά Νησιά του Αιγαίου (κυρίως όσα βρίσκονται γεωγραφικά κοντά) έχουν διασυνδεθεί μεταξύ τους υπό Μ.Τ. Στην κατεύθυνση διασύνδεσης (με σημαντικά τεχνικά και οικονομικά οφέλη, ιδιαίτερα για συστήματα με σημαντικού μεγέθους φορτίο), ο ΑΔΜΗΕ (και προγενέστερα ο ΔΕΣΜΗΕ) έχουν εκπονήσει σχετικές μελέτες και διερευνήσεις, βάσει των οποίων βρίσκονται πλέον σε εξέλιξη η διασύνδεση των Κυκλάδων και η διασύνδεση της Κρήτης. Παρά ταύτα, έχουν παραμείνει αρκετά αυτόνομα νησιωτικά συστήματα στο Αιγαίο. Σήμερα, τα μικρής και μεσαίας κλίμακας αυτόνομα ηλεκτρικά νησιωτικά Συστήματα του Αιγαίου, αντιπροσωπεύουν το 10% περίπου της συνολικής κατανάλωσης ενέργειας της χώρας. Τα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ΜΔΝ) ανήκουν σε 28 Ηλεκτρικά Συστήματα[16] (Σχήμα 2.1), καθένα από τα οποία τροφοδοτείται από έναν ή περισσότερους θερμικούς Σταθμούς παραγωγής και αποτελείται από ένα ή περισσότερα Νησιά, συνδεδεμένα μεταξύ τους με υποβρύχια καλώδια. Αυτά τα Συστήματα εξυπηρετούνται από πετρελαϊκές μονάδες (κυρίως στα μικρά και μεσαία Συστήματα), ενώ έχουν εγκατασταθεί και αεριοστροβιλικές μονάδες (με καύσιμο ελαφρύ πετρέλαιο - diesel) στο Σύστημα της Ρόδου. Τα Συστήματα αυτά παρουσιάζουν ορισμένα κοινά χαρακτηριστικά: › Η παραγόμενη ενέργεια προέρχεται από καύση πετρελαίου, με συνέπεια πολύ μεγάλο λειτουργικό κόστος και κατ’ επέκταση πολύ μεγάλο κόστος ΥΚΩ για τους τελικούς καταναλωτές. 16 https://deddie.gr/el/themata-tou-diaxeiristi-mi-diasundedemenwn-nisiwn/agora-mdn/ilektrika-systimata-mdn/ 20 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 › 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. Σχήμα 2.1 Διασυνδέσεις Νήσων του Αιγαίου υπό ΜΤ (πηγή ΔΕΔΔΗΕ) Η διασύνδεση των Νήσων έχει πολλά οφέλη, οικονομικά και κοινωνικά/περιβαλλοντικά, καθώς: › Θα επιτρέψει τη σημαντικότατη εξοικονόμηση των δαπανών για το καύσιμο. Στα μη διασυνδεδεμένα Νησιά χρησιμοποιούνται υγρά καύσιμα, ελαφρύ (diesel) ή/και βαρύ πετρέλαιο (mazut), με συνέπεια πολύ υψηλό κόστος παραγωγής συγκρινόμενο με το αντίστοιχο στο Ηπειρωτικό Σύστημα και με τιμές οι οποίες ακολουθούν άμεσα την εξέλιξη των διεθνών τιμών του πετρελαίου. Το γεγονός αυτό έχει άμεση αντανάκλαση στο κόστος Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) για όλους τους καταναλωτές της Χώρας. › Θα επιτρέψει την αποφυγή επενδύσεων μεγάλου κόστους για την ανάπτυξη και τον εκσυγχρονισμό των τοπικών Σταθμών παραγωγής. Οι υφιστάμενες μονάδες παραγωγής στα Νησιά είναι συνήθως παλιές με χαμηλό συντελεστή απόδοσης ενώ παράλληλα δεν μπορούν να καλύψουν την αυξανόμενη ζήτηση και απαιτούνται σημαντικές επενδύσεις για την ενίσχυση του παραγωγικού δυναμικού. Επιπλέον, τα Νησιά παρουσιάζουν πολύ χαμηλό συντελεστή φορτίου (χαμηλά φορτία τον Χειμώνα και πολύ υψηλά το Καλοκαίρι κυρίως λόγω του τουρισμού) γεγονός το οποίο επιβαρύνει το κόστος παραγωγής από τους τοπικούς Σταθμούς λόγω του πολύ υψηλού κεφαλαιουχικού τους κόστους. › Θα συμβάλει στον περιορισμό (και μακροπρόθεσμα στην εξάλειψη) των αέριων ρύπων και των συνεπαγόμενων δαπανών οι οποίες σχετίζονται με ρύπους. › Θα περιορίσει δραστικά την όχληση η οποία προκαλείται από τη συνεχή λειτουργία των τοπικών Σταθμών, πολλοί από τους οποίους βρίσκονται πλέον εντός κατοικημένων περιοχών. 21 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ › Θα επιτρέψει την καλύτερη εκμετάλλευση του υψηλού δυναμικού ΑΠΕ των Νήσων, κυρίως του πολύ υψηλού αιολικού δυναμικού. Μέχρι σήμερα η εκμετάλλευση του δυναμικού ΑΠΕ των μη διασυνδεδεμένων Νησιών είναι πολύ περιορισμένη λόγω του μικρού μεγέθους των αυτόνομων συστημάτων των Νησιών. Τέλος, θα επιτρέψει τη διεύρυνση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας συμπεριλαμβάνοντας τα διασυνδεόμενα Νησιά. Ένας κρίσιμος παράγοντας ο οποίος προέκυψε πρόσφατα είναι η θέση σε ισχύ της νέας περιβαλλοντικής νομοθεσίας (Οδηγίες 2010/75/ΕΕ ή Industrial Emissions Directive, IED και 2015/2193/ΕΕ ή Medium Combustion Plant Directive, MCPD) για τις Μεγάλες και Μεσαίες Εγκαταστάσεις Καύσης, οι οποίες θα επηρεάσουν σημαντικά τον τρόπο ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ τα επόμενα έτη. Από το 2021, για τις εμβολοφορες Μηχανές Εσωτερικής Καύσης οι οποίες εμπίπτουν στο πεδίο εφαρμογής της IED θα πρέπει πλέον να τηρούνται και τα επίπεδα εκπομπών του Εγχειριδίου Βέλτιστων Διαθέσιμων Τεχνικών (ΒΔΤ) για τις Μεγάλες Εγκαταστάσεις Καύσης. Παράλληλα, η πρόσφατα εκδοθείσα Οδηγία 2015/2193/EE (MCPD, αφορά σε Μονάδες Παραγωγής ισχύος 1 < MWth < 50) καθιστά πρακτικά αδύνατη τη λειτουργία για περισσότερες από 500 ώρες ετησίως των Μονάδων οι οποίες εμπίπτουν στο πεδίο εφαρμογής της (δηλ. όλων σχεδόν των Μονάδων οι οποίες λειτουργούν σε ΑΣΠ και ΤΣΠ των μικρότερων Νήσων) από το έτος 2025 για τις νέες και από το έτος 2030 για τις υφιστάμενες Μονάδες τους. Οι υποχρεώσεις οι οποίες προκύπτουν από τις ως άνω Οδηγίες θέτουν ένα κρίσιμο θέμα στρατηγικής απόφασης για τον βέλτιστο τρόπο ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ, επιλέγοντας είτε τη διασύνδεσή τους με το ηπειρωτικό σύστημα (ή/και μεταξύ τους) ή την αυτόνομη ανάπτυξή τους με αντικατάσταση των μονάδων τους και αλλαγή του τύπου καυσίμου, εάν αυτό κριθεί τεχνο - οικονομικά εφικτό. Στο προαναφερθέν πλαίσιο, τον Ιανουάριο του 2016 με πρωτοβουλία της ΡΑΕ (νυν ΡΑΑΕΥ) συστάθηκε Επιτροπή Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (ΦΕΚ 959/2015), σύμφωνα με το Άρθρο 4 της Απόφασης 2014/536/ΕΚ της Ευρωπαϊκής Επιτροπής και σε εφαρμογή της Παραγράφου 2, του Άρθρου 9 του Νόμου 4001/2011, αποτελούμενη από στελέχη της ΡΑΕ, του ΑΔΜΗΕ, του ΔΕΔΔΗΕ και του ΔΕΣΦΑ. Η Επιτροπή είχε ως αντικείμενο τη διερεύνηση των τεχνικοοικονομικών επιλογών ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νήσων (ΜΔΝ) και την έκδοση πορίσματος αναφορικά με τον έλεγχο του οικονομικότερου τρόπου ηλεκτροδότησης ενός ή περισσοτέρων ΜΔΝ, είτε μέσω της διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ ή το Διασυνδεδεμένο με αυτό ΕΔΔΗΕ σύμφωνα με την οικονομικότερη τεχνικά εφικτή λύση της διασύνδεσης, είτε με την εξακολούθηση της ηλεκτροδότησής του(ς) ως ΜΔΝ. Η τεχνικοοικονομική διερεύνηση πραγματοποιήθηκε έπειτα από την προκαταρκτική εξέταση των τεχνικών λύσεων της διασύνδεσης ή της αυτόνομης ανάπτυξης του ηλεκτρικού συστήματος ΜΔΝ η οποία στηρίζεται στις επικρατούσες τεχνολογικές επιλογές και τη διεθνή εμπειρία από την κατασκευή παρόμοιων έργων. Η προαναφερθείσα Επιτροπή προχώρησε στην οικονομοτεχνική διερεύνηση των εναλλακτικών σεναρίων της ηλεκτροδότησης των Ηλεκτρικών Συστημάτων (ΗΣ) των ΜΔΝ με βασικό αντικείμενο την εξέταση της σκοπιμότητας της ηλεκτρικής διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ, συγκριτικά με τη συνέχιση της αυτοδύναμης ανάπτυξής τους σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα, θεωρώντας όλα τα τεχνικά και τα οικονομικά κριτήρια τα οποία απαιτούνται κατά την ανάλυση των εξεταζόμενων σεναρίων της ηλεκτροδότησης και εξέδωσε τα Πορίσματα στα οποία προκρίνεται ως οικονομικότερη η λύση της ηλεκτρικής διασύνδεσης έναντι της αυτόνομης τροφοδότησής τους με πετρέλαιο ή με Φ.Α. Ειδικότερα: › Πόρισμα επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των Νήσων των ΜΔΝ στην περιοχή των Κυκλάδων, για τα οποία δε βρίσκεται σε ισχύ κάποιος υφιστάμενος προγραμματισμός ηλεκτρικής διασύνδεσής τους με το ΕΣΜΗΕ[17]. Το πόρισμα αξιολογήθηκε από τον ΑΔΜΗΕ, ο οποίος γνωστοποίησε τις απόψεις του επί του θέματος[18] ανεξάρτητα από το ΔΕΔΔΗΕ[19]. 17 Πόρισμα επί της οικονομικότητας ηλεκτροδότησης των νησιών των Κυκλάδων που δεν περιλαμβάνονται στο ΔΠΑ ΕΣΜΗΕ περιόδου 2017 - 2026, Επιτροπή εξέτασης οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης ΜΔΝ, ΡΑΕ - ΔΕΔΔΗΕ - ΑΔΜΗΕ - ΔΕΣΦΑ, 03.11.2016 18 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ επί του Πορίσματος επιτροπής ΡΑΕ για την οικονομικότητα διασύνδεσης των ΜΔΝ των Κυκλάδων που δεν περιλαμβάνονται στο ΔΠΑ ΕΣΜΗΕ περιόδου 2017 - 2026, επιστολή ΑΔΜΗΕ προς ΡΑΕ με αρ. πρωτ. ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΔΣΑΣ/264/08.02.2018 19 Επιστολή ΔΕΔΔΗΕ με αρ, πρωτ. ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε./ΓρΔ/1121/30.01.2017 22 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 › Πόρισμα επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των Νήσων του Νοτίου Αιγαίου (Δωδεκάνησα) Μέρος Ι[20]. Το πόρισμα αξιολογήθηκε από τον ΑΔΜΗΕ, ο οποίος γνωστοποίησε τις απόψεις του επί του θέματος[21] ανεξάρτητα από το ΔΕΔΔΗΕ[22]. › Πόρισμα επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των Νήσων του Βορείου Αιγαίου Μέρος ΙΙ[23], για το οποίο ο ΑΔΜΗΕ εισηγήθηκε αντιστοίχως στη Ρυθμιστική Αρχή[24]. Το σύνολο των συμπερασμάτων των τριών πορισμάτων περιλαμβάνεται σε σχετική απόφαση της ΡΑΕ[25]. Σύμφωνα με τα συμπεράσματα της Επιτροπής ο ΑΔΜΗΕ εισηγήθηκε και ενσωμάτωσε στον προγραμματισμό του ΔΠΑ 2019 - 2028 τον σχεδιασμό του έργου της διασύνδεσης των Νότιων και των Δυτικών Κυκλάδων (Δ’ Φάση διασύνδεσης των Κυκλάδων) και στο ΔΠΑ 2020 - 2029 τον σχεδιασμό των έργων διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και των Νήσων του Βορείου Αιγαίου, σύμφωνα με το Πόρισμα της Επιτροπής και της επιπρόσθετης τεχνικής και οικονομικής αξιολόγησης του ΑΔΜΗΕ. Τα προαναφερθέντα έργα αποτελούν τους επόμενους στόχους νησιωτικών διασυνδέσεων στους οποίους επικεντρώνεται ο ΑΔΜΗΕ έπειτα από τη δρομολόγηση των έργων της διασύνδεσης των Κυκλάδων και της Κρήτης. 2.4 Ανάπτυξη Διεθνών Διασυνδέσεων Η ανάπτυξη των ηλεκτρικών διασυνδέσεων μεταξύ των χωρών αποτελεί σημαντική προτεραιότητα, διότι: › συμβάλλει δραστικά στην ασφάλεια της τροφοδοσίας. › αποτελεί καθοριστικό παράγοντα για την ενοποίηση των εθνικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας μέσω της εφαρμογής του Μοντέλου Στόχου (Target Model). › επιτρέπει γενικότερα τον διαμοιρασμό διάφορων πόρων (παραγωγικό δυναμικό, ευελιξία, εφεδρείες κλπ.) μεταξύ των συστημάτων ηλεκτρικής ενέργειας, γεγονός που μπορεί να οδηγήσει σε μείωση του συνολικού κόστους της ηλεκτρικής ενέργειας. › θα επιτρέψει την επιθυμητή μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ στην Ευρώπη, καθώς αυτή θα απαιτήσει την ικανότητα διακίνησης σημαντικών ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας σε μεγάλες αποστάσεις ενώ η αντικατάσταση συμβατικών Σταθμών από μονάδες ΑΠΕ θα οδηγήσει σε ανάγκες αυξημένης μεταφορικής ικανότητας μεταξύ των Συστημάτων για λόγους ρύθμισης. Σύμφωνα με την Οδηγία (ΕΕ) 2018/1999 σχετικά με τη διακυβέρνηση της Ενεργειακής Ένωσης και της Δράσης για το Κλίμα και την τροποποίηση παλαιότερων Κανονισμών και Οδηγιών, ο στόχος για τον βαθμό διασυνδεσιμότητας ηλεκτρικής ενέργειας κάθε Κράτους Μέλους έχει τεθεί σε επίπεδο τουλάχιστον 15% για το έτος 2030, λαμβάνοντας υπόψη τον στόχο του 10% που είχε τεθεί στην προηγούμενη περίοδο για το έτος
Από το 1991 υπάρχει στενή συνεργασία για την ορθολογική διαχείριση και την επιπλέον ανάπτυξη των διασυνδέσεων μεταξύ των Διαχειριστών της περιοχής, η οποία συστηματοποιήθηκε περισσότερο το 2006, οπότε υιοθετήθηκε από την UCTE ο συντονισμένος σχεδιασμός (coordinated planning). Το 2009, με τη δημιουργία του ENTSO-E, ακολουθώντας τις επιταγές του 3ου πακέτου πολιτικής για την ενέργεια (3rd Energy Package) θεσμοθετήθηκε η έκδοση του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης των Ευρωπαϊκών Δικτύων (TYNDP - Ten Year Network Development Plan), καθώς και έξι Περιφερειακών Προγραμμάτων Ανάπτυξης (RgIPs - Regional Investment Plans). Τα κείμενα αυτά βασίζονται σε περιφερειακό σχεδιασμό των ηλεκτρικών δικτύων και δίνουν τις απαραίτητες πληροφορίες για την προβλεπόμενη ανάπτυξη των ΣΗΕ σε πανευρωπαϊκό και περιφερειακό επίπεδο αντίστοιχα. 20 Πόρισμα επί της οικονομικότητας ηλεκτροδότησης των νησιών του Νοτίου Αιγαίου (Δωδεκάνησα) Μέρος Ι, Επιστολή Προέδρου Επιτροπής Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης ΜΔΝ, 29.11.2017 21 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ Α.Ε. (ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./20305/24.05.2018) 22 Εισήγηση ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./2205/15.02.2018) 23 Πόρισμα επί της οικονομικότητας ηλεκτροδότησης των νησιών του Β. Αιγαίου Μέρος ΙΙ, Επιστολή Προέδρου Επιτροπής Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης ΜΔΝ, 27.12.2018 24 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ επί του σχεδιασμού διασύνδεσης των ΜΔΝ του Β. Αιγαίου (ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./21011/12.12.2019) 25 Απόφαση ΡΑΕ 785/2019 Καθορισμός του οικονομικά αποδοτικότερου τρόπου ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (ΜΔΝ) των Νοτίων και Δυτικών Κυκλάδων, και των ΜΔΝ του Νοτίου και Βορείου Αιγαίου, σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 108Α του ν. 4001/2011, ΦΕΚ Β´ 4428/03.12.2019 23 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Ο ΑΔΜΗΕ βρίσκεται σε στενή συνεργασία με όλες τις γειτονικές χώρες, σχεδιάζοντας την ανάπτυξη νέων διασυνδέσεων, κάποιες από τις οποίες έχουν ήδη ενταχθεί σε προγενέστερα ΔΠΑ. Χαρακτηριστικά αναφέρονται η δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας – Τουρκίας, η δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας, και η δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας – Αλβανίας. Επιπλέον, σε συνεργασία με τον Διαχειριστή της Β. Μακεδονίας (MEPSO), διερευνάται η αναβάθμιση της διασύνδεσης μεταξύ των δύο χωρών, ενώ ωριμάζει η συνεργασία με τον Διαχειριστή της Αιγύπτου (EETC) και τον φορέα υλοποίησης Elica Group για την ηλεκτρική διασύνδεση Ελλάδας - Αιγύπτου. Ταυτόχρονα, βρίσκεται σε εξέλιξη το έργο διασύνδεσης Ελλάδας (Κρήτη) – Κύπρου, για το οποίο τον Οκτώβριο του 2023 ο ΑΔΜΗΕ ορίστηκε Φορέας Υλοποίησης και Project Promoter, διασφαλίζοντας την τεχνική και χρηματοδοτική επάρκεια του έργου και θέτοντας τις βάσεις για την έγκαιρη ολοκλήρωσή του. 2.5 Ενσωμάτωση Υπεράκτιων Πάρκων Η επίτευξη των στόχων που τίθενται με το τρέχον Προσχέδιο Αναθεώρησης του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα επιτάσσει την επιτάχυνση των διαδικασιών για την ένταξη νέων μονάδων ΑΠΕ σε μεγάλη κλίμακα. Στην κατεύθυνση αυτή αναμένεται να συμβάλλουν ιδιαίτερα, σχέδια για την εγκατάσταση μονάδων ΑΠΕ που απαιτούν ωστόσο την υλοποίηση σημαντικών έργων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Μια ιδιαίτερη κατηγορία έργων με αυτά τα χαρακτηριστικά αποτελούν έργα που περιλαμβάνουν ανάπτυξη μονάδων ΑΠΕ σε νησιά ή υπεράκτιες περιοχές με υποθαλάσσια διασύνδεση τους με το ηπειρωτικό σύστημα. Στην κατεύθυνση αυτή ο ΑΔΜΗΕ, ήδη στο πλαίσιο προηγούμενων αλλά και του παρόντος Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης συμπεριέλαβε ένα ολοκληρωμένο σχέδιο ανάπτυξης νησιωτικών διασυνδέσεων που περιλαμβάνει τα μεγαλύτερα εκ των νησιών του Αιγαίου (Κρήτη, Κυκλάδες, Δωδεκάνησα, Βορειοανατολικό Αιγαίο). Όπως είναι γνωστό εκτός από τα Ιόνια νησιά, νησιά στο σύμπλεγμα των Κυκλάδων που έχουν διασυνδεθεί και της Α’ φάσης της διασύνδεσης της Κρήτης που έχει ολοκληρωθεί, βρίσκονται σε πλήρη εξέλιξη τα έργα της Β’ φάσης της ηλεκτρικής διασύνδεσης της νήσου Κρήτης ενώ πλέον έχουν σχεδιαστεί οι νησιωτικές διασυνδέσεις που καλύπτουν γεωγραφικά το σύνολο του Αιγαίου. Η ανάπτυξη των ηλεκτρικών διασυνδέσεων πέρα από την άρση της ηλεκτρικής απομόνωσης των νησιών θα δώσει παράλληλα τη δυνατότητα σημαντικής ανάπτυξης σταθμών ΑΠΕ. Ωστόσο ο σχεδιασμός αυτός με βάση το υφιστάμενο ρυθμιστικό πλαίσιο επικεντρώνεται στις ανάγκες διασύνδεσης των νησιών για την εξυπηρέτηση της ζήτησης με τις δυνατότητες ανάπτυξης ΑΠΕ να προκύπτουν ως συνεπαγόμενο όφελος των σχεδιαζόμενων διασυνδέσεων. Η επέκταση του Διασυνδεδεμένου Συστήματος Μεταφοράς στο νησιωτικό χώρο δημιουργεί τις προϋποθέσεις και καθιστά περισσότερο εφικτή τη δυνατότητα ανάπτυξης υπεράκτιων αιολικών πάρκων δεδομένου ότι μειώνει σημαντικά τις αποστάσεις για τη μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας από την πηγή παραγωγής σε σημεία σύνδεσης του Συστήματος, καθιστώντας οικονομικοτεχνικά βιώσιμες νέες περιοχές για την ανάπτυξη υπεράκτιων έργων ΑΠΕ. Το γεγονός αυτό αποτελεί μια σημαντική εξέλιξη, καθώς για την επίτευξη των στόχων με βάση τη διεθνή πρακτική και πρόσφατες τεχνολογικές εξελίξεις διαφαίνεται ως προοπτική η δυνατότητα υλοποίησης υπεράκτιων Αιολικών Πάρκων στον Ελληνικό θαλάσσιο χώρο. Στο πλαίσιο αυτό, λαμβάνοντας υπόψη τα συμπεράσματα σχετικών τεκμηριωμένων αναλύσεων[26] [27], σύμφωνα με την οποία προκύπτουν σημαντικά οικονομικά οφέλη με τον συνδυασμό έργων υπεράκτιων αιολικών πάρκων σε κοινό διασυνδετικό δίκτυο με το ηπειρωτικό ηλεκτρικό σύστημα έναντι των ανεξάρτητων ακτινικών συνδέσεων, διαφαίνεται η ανάγκη ενός ολοκληρωμένου σχεδιασμού για την ανάπτυξη στρατηγικών υποδομών στον θαλάσσιο χώρο με σκοπό τη βέλτιστη κοινή σύνδεση υπεράκτιων αιολικών πάρκων ή αιολικών πάρκων επί νησιών που θα ανήκουν σε διαφορετικούς παραγωγούς. Εντός του 2022 ψηφίστηκε ο ν. 4964/2022 (ΦΕΚ Α 150/30.07.2022) που εισάγει το πλαίσιο για την υλοποίηση των υπεράκτιων πάρκων στον Ελληνικό θαλάσσιο χώρο. Σύμφωνα με τον νόμο 4964 το Ελληνικό Δημόσιο έχει την αποκλειστική αρμοδιότητα για την έρευνα, την αναζήτηση και τον προσδιορισμό των Περιοχών Οργανωμένης Ανάπτυξης Υπεράκτιων Αιολικών Πάρκων (ΠΟΥΑΠ) και Περιοχών Εγκατάστασης ΥΑΠ, καθώς και την αποκλειστική αρμοδιότητα παραχώρησης των δικαιωμάτων έρευνας κα εκμετάλλευσης Έργων ΥΑΠ, εντός ΠΟΑΥΑΠ. 26 2nd Interim Report Study on the offshore grid potential in the Mediterranean region, NAVIGANT, June 2020, Prepared for Directorate-General for ENERGY 27 Offshore grid delivery models for Greece: Guidehouse & ICCS-NTUA, Nov. 2021 24 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Η διαχείριση για λογαριασμό του Ελληνικού Δημοσίου των δικαιωμάτων αυτών ανατίθεται στην Ελληνική Διαχειριστική Εταιρία Υδρογονανθράκων Α.Ε. (ΕΔΕΥ Α.Ε.) που ορίζεται ως Φορέας ΥΑΠ και για τον σκοπό αυτό μετονομάστηκε σε Ελληνική Διαχειριστική Εταιρεία Υδρογονανθράκων και Ενεργειακών Πόρων Α.Ε. (ΕΔΕΥΕΠ Α.Ε.). Ο σχεδιασμός και η ανάπτυξη της δραστηριότητας Υπεράκτιων Αιολικών Πάρκων (ΥΑΠ) τελούνται σύμφωνα με: › (α) τον ενεργειακό σχεδιασμό και τους στόχους της χώρας, όπως αποτυπώνονται στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ), › (β) τον ευρύτερο σχεδιασμό της χώρας για την προστασία του περιβάλλοντος και της βιοποικιλότητας, › (γ)τον χωροταξικό σχεδιασμό της χώρας, συμπεριλαμβανομένων της Εθνικής Χωρικής Στρατηγικής για τον χερσαίο χώρο, του Ειδικού Χωροταξικού Πλαισίου για τις ΑΠΕ, της Εθνικής Χωρικής Στρατηγικής για τον Θαλάσσιο Χώρο και τα Θαλάσσια Χωροταξικά Πλαίσια καθώς και τις διεθνείς πρακτικές › (δ) τις απαιτήσεις της εθνικής ασφάλειας, › (ε) άλλα κριτήρια, όπως η ύπαρξη μνημείων και ναυαγίων, θαλάσσιων και υποθαλάσσιων κρίσιμων υποδομών, θαλάσσιων πεδίων που υπόκεινται σε περιορισμούς, η θαλάσσια κυκλοφορία για την εξασφάλιση των όρων και συνθήκων της ασφαλούς ναυσιπλοΐας, η ανάπτυξη του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (Ε.Σ.Μ.Η.Ε.), καθώς και κριτήρια που αφορούν σε παραγωγικές και αναπτυξιακές δραστηριότητες. Ο Φορέας ΥΑΠ μεριμνά για την εκπόνηση τεχνικής μελέτης και στη βάση αυτής, σχεδίου Εθνικού Προγράμματος Ανάπτυξης ΥΑΠ. Το Εθνικό Πρόγραμμα Ανάπτυξης ΥΑΠ θέτει τους βασικούς άξονες σε εθνικό επίπεδο για τον σχεδιασμό, την ανάπτυξη, χωροθέτηση, εγκατάσταση και εκμετάλλευση ΥΑΠ, καθώς και μεσοπρόθεσμους και μακροπρόθεσμους στόχους εγκατεστημένης ισχύος για Έργα ΥΑΠ. Παράλληλα, περιέχει τις περιοχές που μπορούν να υποδεχτούν Έργα ΥΑΠ ως εν δυνάμει Περιοχές Οργανωμένης Ανάπτυξης ΥΑΠ (ΠΟΑΥΑΠ) και προβαίνει σε εκτίμηση της ισχύος Έργων ΥΑΠ που μπορεί να εγκατασταθεί σε αυτές. Αναφορικά με τα θέματα σύνδεσης με το Σύστημα συστήνεται Επιτροπή Συντονισμού Σύνδεσης και Ανάπτυξης Έργων Υπεράκτιων Αιολικών Πάρκων, αποστολή της οποίας είναι η υποστήριξη του Φορέα ΥΑΠ και η διευκόλυνση της συνεργασίας του με τον Διαχειριστή του Συστήματος Μεταφοράς, τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και τους λοιπούς αρμόδιους φορείς για την ανάπτυξη των ΥΑΠ και ειδικότερα για: › α) τον προσδιορισμό της μέγιστης δυνατότητας απορρόφησης αιολικής ισχύος από κάθε θαλάσσια περιοχή που περιγράφεται στο Εθνικό Πρόγραμμα Ανάπτυξης ΥΑΠ, › β) τον προσδιορισμό ενδεικτικού χρονοδιαγράμματος και ενδεικτικού κόστους της διασύνδεσης των περιοχών αυτών με το Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), › γ) τον προσδιορισμό διασυνδετικών λύσεων για την ισχύ των ΥΑΠ, κατά τον τεχνικά και οικονομικά βέλτιστο τρόπο, › δ) την επίτευξη συνεργειών με τα δίκτυα υποθαλάσσιων διασυνδέσεων για τη διασύνδεση των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών, › ε) την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στα νησιωτικά ηλεκτρικά συστήματα και την απορρόφηση της παραγωγής των τοπικά εγκατεστημένων σταθμών, › στ) τη διερεύνηση της συμβατότητας με τις τεχνικές δυνατότητες των υποδομών του ηπειρωτικού συστήματος και τις δυνατότητες περαιτέρω ανάπτυξής τους, › ζ) τη διερεύνηση της συμβατότητας και συνέργειας με μεγάλης κλίμακας διασυνδετικά έργα, όπως οι διασυνοριακές διασυνδέσεις, › η) την εκτίμηση της αναγκαίας δέσμευσης ηλεκτρικού χώρου στο δίκτυο του ΕΣΜΗΕ, ώστε να είναι δυνατή η εφαρμογή του παρόντα και η ανάπτυξη και λειτουργία των Έργων ΥΑΠ, σύμφωνα με τους στόχους του Εθνικού Προγράμματος Ανάπτυξης ΥΑΠ και του ΕΣΕΚ. 25 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ › Ο ΑΔΜΗΕ είναι αποκλειστικά υπεύθυνος για τον σχεδιασμό, την ανάπτυξη, κατασκευή και λειτουργία των έργων διασύνδεσης από το ΕΣΜΗΕ, μέχρι και το Σημείο Διασύνδεσης Περιοχών Οργανωμένης Ανάπτυξης ΥΑΠ. Ειδικότερα ο ΑΔΜΗΕ, αφού λάβει υπόψη την εισήγηση της Επιτροπής Συντονισμού Σύνδεσης και Ανάπτυξης Έργων ΥΑΠ, θα εκπονήσει μελέτη στρατηγικού σχεδιασμού ανάπτυξης των απαιτούμενων Έργων Διασύνδεσης Περιοχών Οργανωμένης Ανάπτυξης ΥΑΠ και θα υποβάλει προς έγκριση στη ΡΑΑΕΥ τις αναγκαίες τροποποιήσεις του ισχύοντος Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης, καθώς και εκτίμηση του προϋπολογιζόμενου κόστους ανάπτυξης των δικτύων αυτών, το οποίο θα επιβαρύνει τον ΑΔΜΗΕ και θα ανακτάται από αυτόν μέσω των Χρεώσεων Χρήσης του Συστήματος (ΧΧΣ). Μετά από αίτημα του Φορέα ΥΑΠ, ο ΑΔΜΗΕ, λαμβάνοντας υπόψη την εισήγηση της Επιτροπής Συντονισμού Σύνδεσης και Ανάπτυξης Έργων ΥΑΠ, θα εκδώσει απόφαση δέσμευσης ηλεκτρικού χώρου για τη σύνδεση με το ΕΣΜΗΕ της εκτιμώμενης ισχύος Έργων ΥΑΠ που αντιστοιχεί στις ΠΟΑΥΑΠ που θα εγκριθούν με προεδρικό διάταγμα. Τον Ιανουάριο του 2024, η Επιτροπή Συντονισμού Σύνδεσης και Ανάπτυξης Έργων ΥΑΠ εισηγήθηκε τη δέσμευση ηλεκτρικού χώρου για υποδοχή έργων ΥΑΠ συνολικής ισχύος 2 GW, η οποία επιμερίζεται ανά περιοχή του ΕΣΜΗΕ σύμφωνα με τον Πιν. 2.
Πιν. 2.2 Πρόταση Επιτροπής Σύνδεσης και Ανάπτυξης Έργων ΥΑΠ για δέσμευση ηλεκτρικού χώρου ανά περιοχή του ΕΣΜΗΕ Κόμβος σύνδεσης/περιοχή ΕΣΜΗΕ Εγκατεστημένη Ισχύς ΥΑΠ (MW) Ενδεικτική περιοχή ανάπτυξης ΥΑΠ Θράκη (ενδεικτικά ΚΥΤ Ν. Σάντας) 600 Έβρος/Σαμοθράκη (Πιλοτική εφαρμογή ΥΑΠ) Κρήτη 600 Κρήτη Κυκλάδες (Σύρος/Πάρος/Νάξος) 250 Κυκλάδες Αττική (ΚΥΤ Παλλήνης/ΚΥΤ Αγ. Στεφάνου) 200 Κυκλάδες (πλησίον Αττικής) / Ν. Ευβοϊκός Δωδεκάνησα (ενδεικτικά Κως/Σορωνή) 350 Δωδεκάνησα Σύνολο 2.000 2.6 Ενσωμάτωση Συστημάτων Αποθήκευσης Στην πορεία της ενεργειακής μετάβασης στη νέα εποχή αναδεικνύεται με ενάργεια ο κομβικός ρόλος που μπορούν να αποκτήσουν τα συστήματα αποθήκευσης, καθώς η ένταξή τους στο ηλεκτρικό σύστημα προσφέρει πολλαπλά πλεονεκτήματα που βελτιστοποιούν τη λειτουργία του, προς όφελος της οικονομικότητας, του περιβάλλοντος και του τελικού καταναλωτή. Παραδοσιακά ο κύριος σκοπός χρήσης των συστημάτων αποθήκευσης, που έδωσε ώθηση στην ανάπτυξη κυρίως των μεγάλων αντλησιοταμιευτικών σταθμών, ήταν η εξομάλυνση των μεγάλων διακυμάνσεων των τιμών παραγωγής με απορρόφηση ενέργειας κατά τη διάρκεια των χαμηλών νυχτερινών φορτίων και απόδοση της αποθηκευμένης ενέργειας σε συνθήκες αιχμής κατά τη διάρκεια της ημέρας. Παράλληλα τα συστήματα αποθήκευσης όπως οι αντλησιοταμιευτικοί σταθμοί προσέθεταν ευελιξία στα ηλεκτρικά συστήματα που διέθεταν πλήθος μη ευέλικτων σταθμών παραγωγής. Η εξέλιξη της τεχνολογίας που οδήγησε σε περισσότερο ευέλικτες μονάδες παραγωγής, ατόνησε για μια μεγάλη περίοδο το ενδιαφέρον για νέους σταθμούς αντλησιοταμίευσης. Την πορεία αυτή αντέστρεψε η ραγδαία ανάπτυξη των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και η μεγάλη διείσδυσή τους στα ηλεκτρικά συστήματα. Σε συνδυασμό με τις τεχνολογικές εξελίξεις που οδήγησαν στην ανάπτυξη νέων τεχνολογιών συστημάτων αποθήκευσης με δυνατότητα εγκατάστασης στα ηλεκτρικά συστήματα και στη μείωση του κόστους τους, διαμορφώνονται οι συνθήκες για την ανάπτυξη και λειτουργία στο ηλεκτρικό σύστημα νέων συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Την ίδια στιγμή, η αναμόρφωση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας προσέδωσε δίπλα στους παραδοσιακούς και νέους ρόλους για τα συστήματα αποθήκευσης, όπως: 26 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Υποστήριξη λειτουργίας ηλεκτρικού συστήματος σε συνθήκες υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ › Ελαχιστοποίηση απορρίψεων παραγωγής ΑΠΕ › Αποτελεσματικότερη ανάπτυξη δικτύων με αναβολή επενδύσεων (investment deferral) › Συμβολή στην αποδοτικότερη εκμετάλλευση υφιστάμενων δικτύων › Διαχείριση συμφορήσεων στα ηλεκτρικά δίκτυα (grid congestion management) › Συμβολή στην επάρκεια – αποφυγή ένταξης νέου παραγωγικού δυναμικού › Υποστήριξη συστήματος μέσω παροχής επικουρικών υπηρεσιών (παροχή ενεργού ισχύος για έλεγχο συχνότητας, παροχή εφεδρειών για εξισορρόπηση, παροχή αέργου ισχύος για έλεγχο τάσης, συνεισφορά στην αδράνεια του συστήματος, συνεισφορά σε ρεύμα βραχυκύκλωσης κ.α.) › Αύξηση ευελιξίας συστήματος, μείωση αναγκών λειτουργίας ευέλικτων μονάδων παραγωγής › Επιπεδοποίηση φορτίου με μείωση τιμών στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας › Μείωση διακύμανσης τιμών ηλεκτρικής ενέργειας (energy arbitrage) › Σταθεροποίηση των δικτύων και βελτίωση της ποιότητας της παρεχόμενης ηλεκτρικής ενέργειας › Υπηρεσίες εκκίνησης - επαναφοράς από ολική διακοπή (black start) › Υποστήριξη των ηλεκτρικών δικτύων των μη διασυνδεδεμένων νησιών › Χρήση στην ιδιοκατανάλωση › Χρήση στην ηλεκτροκίνηση Η εγκατάσταση αποθηκευτικών σταθμών ως πλήρως ενσωματωμένα στοιχεία του συστήματος μεταφοράς μπορεί να έχει πολλαπλά και ταυτόχρονα οφέλη τόσο όσον αφορά την ανάπτυξη, τον έλεγχο και την ευελιξία του ΕΣΜΗΕ όσο και για τις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτό υποστηρίζεται και από τις θέσεις του ENTSO-E[28] σε σχέση με τη χρήση αποθηκευτικών σταθμών στα συστήματα μεταφοράς αλλά και από τις δραστηριότητες άλλων διαχειριστών σε διεθνές επίπεδο. Επιπρόσθετα, η χρήση αποθηκευτικών σταθμών στο σύστημα μεταφοράς υποστηρίζεται και από την ωρίμανση των σχετικών τεχνολογιών καθώς και της αντίστοιχης αγοράς. Σε εξάρτηση από τα χαρακτηριστικά των διαφόρων διαθέσιμων τεχνολογιών και το μέγεθος, τα συστήματα αποθήκευσης μπορούν να παρέχουν παράλληλα πολλές εκ των προαναφερθέντων υπηρεσιών. Ειδικότερα οι σημαντικότερες εφαρμογές της αποθήκευσης για τα Συστήματα Μεταφοράς είναι: › Βελτιστοποίηση της διείσδυσης σταθμών ΑΠΕ στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας Η ένταξη σταθμών αποθήκευσης μεγάλης κλίμακας (π.χ. σταθμοί αντλησιοταμίευσης) θα μπορούσε να βελτιώσει την αποτελεσματικότητα της αγοράς και να διευκολύνει την ενσωμάτωση των σταθμών ανανεώσιμης ενέργειας με τη βέλτιστη διαχείριση της μεταβλητότητάς τους όχι μόνο σε καθημερινή αλλά και σε εποχιακή βάση. › Αναβάθμιση μεταφορικής ικανότητας Συστήματος Μεταφοράς Η μεγάλη διείσδυση πηγών ΑΠΕ στο ηλεκτρικό σύστημα απαιτεί σημαντικά μεγαλύτερη ευελιξία και ικανότητες μεταφοράς στο Σύστημα. Σήμερα, συχνά, η πρόνοια για διατήρηση της ασφάλειας του Συστήματος σε συνθήκες εκδήλωσης διαταραχών οδηγεί αναγκαστικά στην υποεκμετάλλευση – μη πλήρη αξιοποίηση σε κανονικές συνθήκες λειτουργίας υφιστάμενων γραμμών μεταφοράς του Συστήματος. Επιπροσθέτως, σε κάποιες περιπτώσεις σχεδιάζονται νέα έργα Γραμμών Μεταφοράς προκειμένου να εξασφαλίζεται η τήρηση των κριτηρίων ασφαλούς λειτουργίας του Συστήματος (φορτίσεις, επίπεδα τάσεων κλπ.) με βάση το 28 Position Paper ENTSO-E, Energy Storage and Storage Services, Οκτώβριος 2016, https://www.entsoe.eu/2016/10/21/energy-storage-and-storage-services/ 27 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ κριτήριο Ν-
Τα συστήματα αποθήκευσης διαθέτουν χαρακτηριστικά που επιτρέπουν την πιο αποδοτική εκμετάλλευση του Συστήματος και μπορούν να δράσουν συμπληρωματικά των γραμμών μεταφοράς είτε ως μόνιμες λύσεις είτε ως προσωρινές, λαμβάνοντας υπόψιν τους σημαντικούς χρόνους που απαιτούνται για την αδειοδότηση και κατασκευή νέων Γραμμών Μεταφοράς. Εν γένει, η εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης με βέλτιστες πρακτικές μπορεί να οδηγήσει σε αποδοτικότερη εκμετάλλευση υφιστάμενων γραμμών μεταφοράς με παράλληλη διατήρηση του κριτηρίου αξιοπιστίας Ν-
Πιλοτικά έργα στην κατεύθυνση αυτή βρίσκονται ήδη σε εξέλιξη από Ευρωπαίους Διαχειριστές (ενδεικτικά έργο RINGO της RTE, έργο Grid Booster της TenneT, έργο της Terna στην Ιταλία). Η διαχείριση των συστημάτων αποθήκευσης σε αυτές τις περιπτώσεις θα πρέπει να γίνεται με διαφανή τρόπο και με ουδέτερο πρόσημο αναφορικά με τις αγορές ηλεκτρισμού. Ενδεικτικά και όχι περιοριστικά αναφέρεται ότι μηδενική επίπτωση στην αγορά προκύπτει με εγκατάσταση αποθηκευτικών σταθμών εκατέρωθεν ενός διαδρόμου μεταφοράς, όπου οι δύο σταθμοί λειτουργούν ισοδύναμα από άποψη ικανότητας αλλά σε αντίθετη κατεύθυνση ώστε να περιορίζεται η ροή στο διάδρομο μεταφοράς χωρίς συνολική μεταβολή ροής ενέργειας στο σύστημα. › Συμβολή στην επάρκεια ισχύος σε διασυνδεδεμένα νησιωτικά συστήματα με περιορισμένη ικανότητα στη διασύνδεση και παροχή εφεδρείας εκτάκτων αναγκών σε πλήρως διασυνδεδεμένα νησιά Οι αποθηκευτικοί σταθμοί ηλεκτρικής ενέργειας συμβάλλουν μέσω των μονάδων παραγωγής τους στην επάρκεια ισχύος του Συστήματος. Το γεγονός αυτό αποκτά ιδιαίτερη σημασία σε νησιά με περιορισμένη ικανότητα διασύνδεσης όπως θα είναι η Κρήτη για την περίοδο μεταξύ ολοκλήρωσης της Α’ φάσης (διασύνδεση Κρήτης Πελοποννήσου) και μέχρι την ολοκλήρωση της Β’ φάσης (διασύνδεση Αττικής - Κρήτης). Αλλά και στην περίοδο μετά την ολοκλήρωση και της Β’ φάσης της διασύνδεσης, απαιτείται επαρκής ισχύς επί του νησιού προκειμένου για την ανθεκτικότητά του σε ακραίες περιπτώσεις συνδυασμού υψηλών φορτίων με μερική βλάβη της διασύνδεσης. Ακόμα και μετά την πλήρη διασύνδεση του ηλεκτρικού συστήματος ενός νησιού, υπό την έννοια της πλήρους κάλυψης του φορτίου του, απαιτείται για λόγους ασφάλειας εφοδιασμού η παραμονή τοπικά κατανεμόμενων μονάδων παραγωγής για την παροχή εφεδρείας εκτάκτων αναγκών σε συνθήκες μείζονος βλάβης στο δίκτυο διασύνδεσης. Ένα τμήμα της απαραίτητης ισχύος εφεδρείας εκτάκτων αναγκών είναι δυνατό να προκύπτει από μονάδες αποθήκευσης ενέργειας όπως ενδεικτικά και όχι περιοριστικά είναι οι σταθμοί συσσωρευτών. Σε κάθε περίπτωση ο βέλτιστος συνδυασμός τεχνολογιών για την κάλυψη των αναγκών εφεδρείας θα προκύπτει με την εκπόνηση των απαραίτητων τεχνοοικονομικών μελετών. Σε συνέχεια της έγκρισης της Ευρωπαϊκής Επιτροπής C

(2022)6461/05.09.2022 RRF - Greece - Financial support in favour of electricity storage facilities, με το άρθρο 143ΣΤ Οικονομική ενίσχυση σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας στο Ελληνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας του ν. 4001/2011, όπως προστέθηκε με το άρθρο 225 του ν. 4920/2022 (ΦΕΚ Α' 74/15.04.2022), καθορίστηκε το θεσμικό πλαίσιο για την ένταξη σε καθεστώς στήριξης σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (ΣΑΗΕ) που συνδέονται και λειτουργούν στο ΕΣΜΗΕ, καθώς και σε σταθμούς αποθήκευσης που εγκαθίσταται σε χώρες εντός του Ευρωπαϊκού Οικονομικού Χώρου. Η ΡΑΑΕΥ, κατ’ εξουσιοδότηση της παρ. 4 του άρθρου 143ΣΤ του ν. 4001/2011, και σε συνέχεια σχετικών εισηγήσεων του ΑΔΜΗΕ[29][30], εξέδωσε τον Ιούνιο του 2023 την υπ’ αριθμ. Ε-45/2023 Απόφαση για τη Διενέργεια πρώτης (α΄) Ανταγωνιστικής Διαδικασίας υποβολής προσφορών για τη χορήγηση επενδυτικής και λειτουργικής ενίσχυσης σε σταθμούς αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 143ΣΤ του ν. 4001/2011 (Α’ 179) (ΦΕΚ Β’ 3939/2023 και ΦΕΚ Β’ 4449/12.07.2023). Η εν λόγω Ανταγωνιστική Διαδικασία ολοκληρώθηκε τον Αύγουστο του 2023, με την τελικώς κατακυρωθείσα ισχύ ΣΑΗΕ να ανέρχεται στα 411,79 MW (υπ’αριθμ. Ε-130/2023 Απόφαση της Σύνθεσης του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ). Τον Νοέμβριο του 2023, η ΡΑΑΕΥ[31]προκήρυξε τη δεύτερη (Β') ανταγωνιστική διαδικασία υποβολής προσφορών για τη χορήγηση επενδυτικής και λειτουργικής ενίσχυσης σε ΣΑΗΕ, με τη δημοπρατηθείσα ισχύ να ανέρχεται στα 288,21 MW. Η ανταγωνιστική διαδικασία ολοκληρώθηκε τον Φεβρουάριο του

Η τελικώς κατακυρωθείσα 29 υπ’ αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-349356/24.04.2023 έγγραφο αναφορικά με τις Προδιαγραφές Εγκατάστασης, Απόδοσης και Ασφάλειας των Σταθμών Αποθήκευσης με Συσσωρευτές. 30 υπ’ αριθμ. πρωτ. ΡΑΑΕΥ Ι-349356/24.04.2023 και Ι-351510/01.06.2023 έγγραφα αναφορικά με τις Τεχνικές Απαιτήσεις των Σταθμών Αποθήκευσης για τη σύνδεσή τους με το ΕΣΜΗΕ. 31 υπ'αριθμ. Ε-204/2023 Απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ, ΦΕΚ Β΄6608/22.11.
28 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 ισχύς ΣΑΗΕ της συγκεκριμένης διαδικασίας ανέρχεται στα 299,775 MW (υπ' αριθμ. Ε-40/2024 Απόφαση του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ). 2.7 Αναβάθμιση Ευστάθειας και Ελέγχου Συστήματος Μεταφοράς Η πορεία για την μετάβαση του ελληνικού ενεργειακού συστήματος σε ένα νέο, χαμηλότερης έντασης άνθρακα σύστημα, συμβαδίζοντας με το ευρωπαϊκό και διεθνές περιβάλλον, αναδεικνύει μια σειρά προκλήσεων. Η σημαντική ανάπτυξη και ένταξη στο Σύστημα Μεταφοράς και στο Δίκτυο Διανομής αποκεντρωμένων μονάδων παραγωγής από Ανανεώσιμες Πηγές (Αιολικά Πάρκα, Φωτοβολταϊκοί Σταθμοί κ.α.), τα οποία εκτόπισαν από την καθημερινή λειτουργία τις συμβατικές μονάδες παραγωγής, δημιουργούν την ανάγκη ενίσχυσης της αντιστάθμισης του Συστήματος Μεταφοράς για την αντιμετώπιση της εμφάνισης υψηλών τάσεων. Το ζήτημα των υψηλών τάσεων δεν έχει τοπικό χαρακτήρα, ούτε αποτελεί ιδιαίτερο χαρακτηριστικό του Ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος καθώς αντίστοιχα φαινόμενα παρατηρούνται και στα υπόλοιπα Συστήματα της ΝΑ Ευρώπης. Για τον λόγο αυτό το ζήτημα αυτό αποτελεί αντικείμενο συζητήσεων στο πλαίσιο μίας συλλογικής προσπάθειας για την αντιμετώπιση του προβλήματος στη ΝΑ Ευρώπη με το συντονισμό και την ανάληψη από κοινού δράσεων και πρωτοβουλιών για την αντιμετώπισή του. Για την εκτίμηση των αναγκών αντιστάθμισης στο Σύστημα Μεταφοράς στην παρούσα κατάσταση και σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα (10ετία) πραγματοποιήθηκαν διερευνήσεις και μελέτες από τον ΑΔΜΗΕ βάσει των οποίων αναδείχτηκε ότι το πρόβλημα των υψηλών τάσεων – αντιστάθμισης του Συστήματος Μεταφοράς σχετίζεται σε τελική ανάλυση με τη μετεξέλιξη του ηλεκτρικού συστήματος στην κατεύθυνση επίτευξης των στόχων του ΕΣΕΚ για την μετάβαση στη νέα εποχή των ενεργειακών συστημάτων στην κατεύθυνση των πολιτικών της Ε.Ε. (Green Deal). Στο πλαίσιο αυτό απαιτείται η σχεδίαση μέτρων και ο προγραμματισμός έργων που να προετοιμάζουν το Σύστημα ώστε να μπορεί να ανταποκριθεί στις νέες ανάγκες – συνθήκες: › Πολύ υψηλή διείσδυση στοχαστικής παραγωγής από μονάδες ΑΠΕ › Διεσπαρμένη Παραγωγή με λειτουργία μονάδων μικρού και μεσαίου μεγέθους › Περιορισμένη συμμετοχή θερμικών μονάδων μεγάλης ισχύος › Περιορισμός στάθμης βραχυκυκλώσεως › Μείωση συνολικής αδράνειας Συστήματος Με βάση τη διερεύνηση αναγνωρίστηκαν οι ανάγκες για: › Έλεγχο τάσεων Συστήματος Μεταφοράς με συνδυασμό μέσων αντιστάθμισης και συμμετοχή μονάδων ΑΠΕ › Έλεγχο μονάδων ΑΠΕ › Ενίσχυση ευστάθειας ηλεκτρικού Συστήματος › Αποθήκευση για εξυπηρέτηση διείσδυσης παραγωγής ΑΠΕ με περιορισμό απορρίψεων › Ενσωμάτωση ψηφιακών συστημάτων ελέγχου › Ενσωμάτωση συστημάτων δυναμικών ορίων φόρτισης (Dynamic Line Rating) › Ενσωμάτωση συστημάτων επιτήρησης εξοπλισμού σε πραγματικό χρόνο (Online Monitoring Systems) › Εγκατάσταση και αξιοποίηση μονάδων μέτρησης φασιθετών (PMU) › Εφαρμογή στατικών – δυναμικών περιορισμών σε μονάδες ΑΠΕ › Εγκατάσταση διατάξεων δυναμικού ελέγχου ενεργού – αέργου ισχύoς Για τον σκοπό αυτό σχεδιάστηκε ένα συνολικό πρόγραμμα μέτρων και έργων όπως περιγράφονται στη συνέχεια, τα οποία πρόκειται να υλοποιηθούν μέσα στα επόμενα έτη. 29 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 2.8 Μακροπρόθεσμη Στρατηγική Ανάπτυξης του Συστήματος Όπως αναφέρθηκε, βασική οδηγός παράμετρος για την ανάπτυξη του Συστήματος στα επόμενα χρόνια αποτελεί η εξυπηρέτηση της ανάγκης μεγάλης διείσδυσης ΑΠΕ στο πλαίσιο της εκπλήρωσης των ευρωπαϊκών και εθνικών στόχων. Με την ολοκλήρωση των προγραμματισμένων έργων αυτού του ΔΠΑ διαμορφώνεται ένα Σύστημα Μεταφοράς, το οποίο θα είναι σε θέση να καλύψει τις ανάγκες διακίνησης ισχύος και δει της παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ. Η απορρόφηση, βέβαια, της ισχύος των ΑΠΕ στη χώρα, η οποία προβλέπεται στο πλαίσιο της επίτευξης των στόχων για μια κλιματικά ουδέτερη Ευρώπη, δεν εξαρτάται μόνον από την ικανότητα διακίνησης της ισχύος από το Σύστημα Μεταφοράς, αλλά επιβάλλει και την αλλαγή της σύνθεσης του μείγματος παραγωγής και κυρίως την ένταξη νέων συστημάτων αποθήκευσης (αντλητικών υδροηλεκτρικών Σταθμών, συσσωρευτών), σε συνάρτηση με την εξέλιξη των διαθέσιμων τεχνολογιών. Ανάλογες δράσεις διαμορφώνονται στον Ευρωπαϊκό χώρο. Είναι εμφανές και αυτό αποτυπώνεται στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ENTSO-E - TYNDP, ότι η προσδοκώμενη ανάπτυξη των ΑΠΕ στην Ευρώπη θα οδηγήσει στην ανάγκη μεταφοράς μεγάλων ποσοτήτων ηλεκτρικής ισχύος σε μεγάλη απόσταση. Ο στόχος μαζικής διείσδυσης ΑΠΕ με σκοπό την ελαχιστοποίηση των αερίων ρύπων το 2050, θα απαιτήσει σημαντική ενίσχυση των συστημάτων μεταφοράς και ιδιαίτερα των διασυνδέσεών τους. Το θέμα λαμβάνει Πανευρωπαϊκή διάσταση, ενώ παράλληλα έχουν τεθεί στόχοι σχετικά με την ικανότητα διακίνησης ενέργειας μέσω των διασυνδέσεων κάθε χώρας (10% της εγκατεστημένης ισχύος τους για το 2020 και 15% της εγκατεστημένης ισχύος τους για το 2030). Ο ENTSO-E έχει δρομολογήσει τις δράσεις για τον συντονισμένο σχεδιασμό ενός Πανευρωπαϊκού Συστήματος Μεταφοράς, το οποίο θα επιτρέπει την επιπλέον αύξηση του μεριδίου των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή (σε υψηλότερα επίπεδα, έως 80%) με χρονικό ορίζοντα το
Ως στόχος έχει τεθεί η δημιουργία Λεωφόρων Ηλεκτρισμού (Electricity Highways) και ο σχεδιασμός - προγραμματισμός τους σε χρονικά στάδια ανά πενταετίες από το 2025 έως το
Η προσπάθεια η οποία έχει αναληφθεί από τον ENTSO-Ε γίνεται σε στενή συνεργασία και διαβούλευση με όλους τους ενδιαφερόμενους (stakeholders - Εθνικές Αρχές, Ρυθμιστικές Αρχές, παραγωγούς, καταναλωτές, εμπόρους ηλεκτρικής ενέργειας, κατασκευαστές ηλεκτρικού εξοπλισμού κ.ά.). Σε αυτό το πλαίσιο και σε συνεργασία με τον ENTSO-E, ο ΑΔΜΗΕ παρακολουθεί στενά τις ενεργειακές εξελίξεις στη Ν.Α. Ευρώπη, ώστε να προκρίνει τις νέες διασυνδέσεις (με τεχνικά και οικονομικά κριτήρια), με απώτερο στόχο να συμβάλει στην ολοκλήρωση της ενιαίας Ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Λόγω της γεωγραφικής θέσης της χώρας μας στο ΝΑ άκρο της Ευρώπης, η ανάπτυξη των διασυνδέσεων στην ευρύτερη περιοχή και η ανάπτυξη διαδρόμων μεταφοράς από τις πηγές παραγωγής προς τα σημαντικά κέντρα κατανάλωσης της ηπείρου αποκτά εξαιρετική σημασία. Μεγάλη αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ στη χώρα μας, σε υψηλότερο επίπεδο από τους στόχους του 2030, είναι άρρηκτα συνδεδεμένη με τη δυνατότητα πραγματοποίησης μεγάλης κλίμακας εξαγωγών ηλεκτρική ενέργειας. Εκτός αυτών, για την επόμενη δεκαετία, η στρατηγική ανάπτυξης του ΑΔΜΗΕ συνίσταται επίσης στη διασύνδεση των μη διασυνδεδεμένων Νήσων με το ΕΣΜΗΕ που αναλύθηκε εκτενώς σε προηγούμενη ενότητα. Τέλος, νέα πεδία ανάπτυξης του Συστήματος θα δημιουργηθούν σύμφωνα με τις νέες τάσεις που υιοθετούνται διεθνώς στα Συστήματα Ηλεκτρικής Ενέργειας και αναπτύσσονται στους εξής άξονες: › Τεχνολογίες μηδενικών ή χαμηλών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου για την αντιμετώπιση της κλιματικής αλλαγής, όπως οι ΑΠΕ και το φυσικό αέριο, διεισδύουν σε ολοένα μεγαλύτερο ρυθμό και χαμηλότερο κόστος, ενώ η αύξηση της ενεργειακής αποδοτικότητας αποτελεί πρώτη προτεραιότητα και χαράσσει τον συντομότερο δρόμο για την αειφόρο ανάπτυξη. 30 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 › Η παραγωγή καθαρής και φθηνής ενέργειας, σε συνδυασμό με την αύξηση της διεσπαρμένης παραγωγής, επιδρά καταλυτικά στη λειτουργία της αγοράς. Ως προς το σκέλος αυτό, κρίσιμος είναι ο ρόλος των Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς για την αποδοτική διαχείριση της αγοράς εξισορρόπησης και των επικουρικών υπηρεσιών. Η στοχαστικότητα η οποία χαρακτηρίζει την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, επιβάλλει παράλληλα και την ανάπτυξη μηχανισμών εφεδρείας και ευελιξίας, για την υποστήριξη της αξιόπιστης και αδιάλειπτης τροφοδότησης των καταναλωτών. › Το ζήτημα αυτό είναι σημαντικό και από καθαρά τεχνική διάσταση, καθώς τα δίκτυα θα πρέπει να ανταποκρίνονται σε ολοένα αυξανόμενες απαιτήσεις διακίνησης ηλεκτρικής ενέργειας με υψηλή απόδοση και αξιοπιστία, αλλά και παροχής νέων υπηρεσιών στους καταναλωτές. Σε αυτό το πλαίσιο, έχει ήδη επισημανθεί από τον ENTSO-E η αναγκαιότητα στενής συνεργασίας μεταξύ των Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς και Δικτύων Διανομής, με στόχο την ανάπτυξη των απαραίτητων συνεργειών. › Ο κομβικός ρόλος που μπορούν να αποκτήσουν τα συστήματα αποθήκευσης, καθώς η ένταξή τους στο ηλεκτρικό σύστημα προσφέρει πολλαπλά πλεονεκτήματα που βελτιστοποιούν τη λειτουργία του, προς όφελος της οικονομικότητας, του περιβάλλοντος και του τελικού καταναλωτή. › Η στρατηγική επέκταση του Συστήματος Μεταφοράς στον θαλάσσιο χώρο για τη σύνδεση θαλάσσιων Αιολικών Πάρκων που αναμένεται να αναπτυχθούν στην τρέχουσα δεκαετία στη Μεσόγειο. › Η ψηφιοποίηση του ενεργειακού συστήματος μέσω της υλοποίησης έργων υποδομών (πληροφοριακά συστήματα, κέντρα ελέγχου μετρητικές διατάξεις) ως προϋπόθεση για τη βέλτιστη εφαρμογή και χρήση όλων των τεχνολογικών εφαρμογών που δύναται να αναπτυχθούν στο πλαίσιο των ενεργειακών αγορών. › Η αυξανόμενη επέκταση της χρήσης του ηλεκτρισμού στις μεταφορές και τα κτίρια (θέρμανση/ψύξη) αποτελούν μεγάλες προκλήσεις για τη διαχείριση των δικτύων και την εξυπηρέτηση της αυξημένης ζήτησης. › Κύριο ρόλο στις εξελίξεις θα έχουν οι καινοτόμες τεχνολογίες και το καλά εξειδικευμένο προσωπικό. Με τις νέες συνθήκες οι οποίες διαμορφώνονται στον ενεργειακό τομέα, κρίνεται επιβεβλημένη η ανάπτυξη νέων μεθοδολογικών εργαλείων (Research and Development), με κινητοποίηση όλων των διαθέσιμων εγχώριων πόρων οι οποίοι δραστηριοποιούνται στους τομείς της έρευνας, της βιομηχανίας και των εφαρμοσμένων τεχνικών, με στόχο τη βέλτιστη δυνατή εκμετάλλευση του ενεργειακού δυναμικού το οποίο θα συμβάλει καθοριστικά στην ανάπτυξη της Χώρας. Στην κατεύθυνση αυτή ο ΑΔΜΗΕ συμμετέχει ενεργά σε πλήθος ερευνητικών προγραμμάτων (βλ. Παράρτημα VIII) που περιλαμβάνουν πιλοτικές εφαρμογές νέων τεχνολογιών στο Σύστημα Μεταφοράς. 31 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2024-2033 3| Σ χεδιασμός Ανάπτυξης Συστήματος 33 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 3 | Σχεδιασμός Ανάπτυξης Συστήματος 3.1 Σενάρια Ανάπτυξης Βασικός στόχος του σχεδιασμού ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ είναι η ικανοποίηση κατά τρόπο ασφαλή, αξιόπιστο, οικονομικά αποδοτικό και περιβαλλοντικά αποδεκτό, των αναγκών μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, για όλες τις αναμενόμενες συνθήκες λειτουργίας. Σύμφωνα με τον Κανονισμό (ΕΕ) 2018/2019, οι στόχοι οι οποίοι τίθενται στα Εθνικά Σχέδια για την Ενέργεια και για το Κλίμα αποκτούν δεσμευτικό χαρακτήρα και συνεπώς οι υποθέσεις οι οποίες περιγράφονται σε αυτά θα πρέπει να αποτελούν τις βασικές παραμέτρους οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάπτυξη των συστημάτων μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας. Για την κατάρτιση του παρόντος ΔΠΑ έχουν υιοθετηθεί τα μεγέθη του προσχεδίου της αναθεωρημένης έκδοσης του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και για το Κλίμα (Οκτώβριος 2023) μέχρι το 2035, λαμβάνοντας υπόψη και τις τρέχουσες εξελίξεις. Στο πλαίσιο αυτό έχουν υιοθετηθεί 2 σενάρια για την κατάρτιση του παρόντος ΔΠΑ. Σενάριο ΕΣΕΚ Σύμφωνα με τον Κανονισμό (ΕΕ) 2018/2019, οι στόχοι οι οποίοι τίθενται στα Εθνικά Σχέδια για την Ενέργεια και για το Κλίμα αποκτούν δεσμευτικό χαρακτήρα και συνεπώς οι υποθέσεις οι οποίες περιγράφονται σε αυτά θα πρέπει να αποτελούν τις βασικές παραμέτρους οι οποίες λαμβάνονται υπόψη κατά την ανάπτυξη των συστημάτων μεταφοράς της ηλεκτρικής ενέργειας. Σε αυτό το σενάριο, μέχρι και το έτος 2035 υιοθετούνται πλήρως τα μεγέθη του προσχεδίου της αναθεωρημένης έκδοσης του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και για το Κλίμα (Οκτώβριος 2023), λαμβάνοντας υπόψη τον χρονοπρογραμματισμό των υπό διασύνδεση Νήσων. Σημειώνεται ότι μεταξύ των διάφορων μέτρων και πολιτικών που προκρίνονται για την επίτευξη των φιλόδοξων στόχων του προσχεδίου αναθεώρησης ΕΣΕΚ, δίνεται ιδιαίτερη έμφαση στον σταδιακό εξηλεκτρισμό των τελικών τομέων κατανάλωσης (πχ μεταφορές, θέρμανση/ψύξη) και στην παραγωγή συνθετικών καυσίμων και υδρογόνου. Ως αποτέλεσμα, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας προβλέπεται να αυξάνεται με σημαντικά μεγαλύτερο ρυθμό από τις ιστορικές τάσεις. Σενάριο ΑΔΜΗΕ Το σενάριο αυτό έχει διαμορφωθεί με εκτιμήσεις του ΑΔΜΗΕ βάσει των διαθέσιμων ιστορικών στοιχείων της ζήτησης και δημοσιευμένων προβλέψεων οι οποίες έχουν εκπονηθεί από άλλους αρμοδίους φορείς (μεσοπρόθεσμη εξέλιξη του ΑΕΠ, μακροπρόθεσμες προβλέψεις της ζήτησης κ.ά.), θεωρώντας τις διαθέσιμες προβλέψεις των προμηθευτών. Ειδικότερα, ως σημείο αναφοράς λαμβάνεται η εκτιμώμενη συνολική ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ κατά το έτος 2023, θεωρώντας και τη διεσπαρμένη παραγωγή, ενώ για την εξέλιξη του ΑΕΠ έχει θεωρηθεί το σενάριο το οποίο παρουσιάζεται στον Πιν. 3.
Το σενάριο της εξέλιξης του ΑΕΠ βασίζεται στις δημοσιευμένες προβλέψεις της Ευρωπαϊκής Επιτροπής έως το 2025[32], ενώ για την περίοδο 2026 έως 2028 έχουν ληφθεί υπόψη τα αντίστοιχα δημοσιευμένα στοιχεία του ΔΝΤ[33]. Για τα έτη 2029 έως 2034, ελλείψει άλλων στοιχείων, η προβλεπόμενη αύξηση του ΑΕΠ έχει θεωρηθεί ότι παραμένει σταθερή για τους σκοπούς της πρόβλεψης. Για τον σκοπό της πρόβλεψης έχει θεωρηθεί ότι ο βαθμός της ελαστικότητας της ζήτησης της ηλεκτρικής ενέργειας ως προς τον ρυθμό της μεταβολής του ΑΕΠ είναι μικρός. Σημειώνεται ότι στο σενάριο αυτό δεν έχει ληφθεί υπόψη η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας για την παραγωγή συνθετικών καυσίμων και υδρογόνου. 32 European Economic Forecast, Autumn 2023, European Comission, November
https://economy-finance.ec.europa.eu/system/files/2023-12/ip258_en.pdf 33 World Economic Outlook Database, IMF, October
https://www.imf.org/en/Publications/WEO/weo-database/2023/October 34 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Πιν. 3.1 Σενάριο εξέλιξης ΑΕΠ 2023 2024 2025 2026 2027-2034 2,4(%) 2,3(%) 2,2(%) 1,6(%) 1,3(%) Στη συνέχεια παρουσιάζονται αναλυτικά τα βασικά δεδομένα σχεδιασμού ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ για την κατάρτιση του παρόντος ΔΠΑ. 3.1.1 Μονάδες παραγωγής Η εξέλιξη του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής μέχρι το έτος 2030 σύμφωνα με τα προβλεπόμενα του εγκεκριμένου ΕΣΕΚ

(2019)χαρακτηρίζεται από μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ και την απόσυρση λιγνιτικών μονάδων μέχρι το τέλος του 2028, η οποία έχει προγραμματιστεί στο πλαίσιο της νέας εθνικής πολιτικής για την απολιγνιτοποίηση του ενεργειακού τομέα, καθώς επίσης και την μείωση της εγκατεστημένης ισχύος των πετρελαϊκών μονάδων, οι οποίες αναμένεται να παύσουν τη λειτουργία τους αφενός λόγω των υψηλών εκπομπών αερίων ρύπων και της παλαιότητας των μονάδων αυτών και αφετέρου λόγω των επικείμενων διασυνδέσεων των νησιών με το διασυνδεδεμένο σύστημα. Στο προσχέδιο του αναθεωρημένου ΕΣΕΚ (Οκτώβριος 2023), επικυρώνονται τα προαναφερόμενα, παράλληλα όμως, η μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ αποκτά κεντρικό ρόλο και υιοθετούνται ακόμα πιο φιλόδοξα μεγέθη αναφορικά με αυτήν. Τα βασικά χαρακτηριστικά του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής μέχρι το έτος 2035 ανά κατηγορία πηγής ενέργειας σύμφωνα με το προσχέδιο του αναθεωρημένου ΕΣΕΚ, απεικονίζονται στο Γράφημα 3.

2023 [34] (24,3GW) 2030 (35,7GW) 2035 (44,8GW) 18,7 18 16 14 13,4 12 10 8 7,7 7,6 8,5 6 5,2 5,7 6,2 6,6 5,2 4 GW 2 0 3,8 3,8 3,1 2 1,9 1,7 0 0,7 0,6 Λιγνιτικές Πετρελαϊκές 0 0 Φυσικού αερίου (*) Συμπεριλαμβάνονται και τα μικρά υδροηλεκτρικά Αιολικά On-shore Αιολικά Off-shore 0,5 0,6 Ηλιακά 1,3 Άλλες ΑΠΕ(*) Υδροηλεκτρικά Γράφημα 3.2 Βασικά χαρακτηριστικά του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής μέχρι το έτος 2035 (πηγή προσχέδιο αναθεωρημένου ΕΣΕΚ) 34 Τα στοιχεία για το σύστημα ηλεκτροπαραγωγής για το έτος 2023 αφορούν την τρέχουσα κατάσταση του συστήματος (Δεκέμβριο 2023) σύμφωνα με την εγκατεστημένη ισχύ των εν λειτουργία μονάδων παραγωγής, τόσο στο ΕΣΜΗΕ, όσο και στα ΜΔΝ. Αναλυτικά δεδομένα για το σύστημα ηλεκτροπαραγωγής (ΕΣΜΗΕ) παρατίθενται στην Ενότητα 4 και στο Παράρτημα. 35 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Για την κατάρτιση του ΔΠΑ θεωρούνται: › Οι υφιστάμενες συμβατικές μονάδες παραγωγής (με τις τυχόν ειλημμένες αποφάσεις διακοπής της λειτουργίας ορισμένων εξ αυτών) και οι μελλοντικοί αδειοδοτημένοι Θερμοηλεκτρικοί και Υδροηλεκτρικοί Σταθμοί Παραγωγής με ΠΣ σε ισχύ όπως παρατίθενται αναλυτικά στο Παράρτημα. › Οι υφιστάμενες μονάδες παραγωγής από ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ και οι μελλοντικές αδειοδοτημένες μονάδες με ΟΠΣ σε ισχύ όπως παρατίθενται αναλυτικά στο Παράρτημα. Διασυνδέσεις Για τις ανταλλαγές ισχύος με τα γειτονικά συστήματα λαμβάνονται υπόψη οι υφιστάμενες διασυνδέσεις καθώς επίσης οι προγραμματισμένες ή σε εξέλιξη νέες διασυνδέσεις όπως αναλυτικά περιγράφονται στο κεφάλαιο
Η συνολική καθαρή ικανότητα μεταφοράς για ανταλλαγή ισχύος στις δύο κατευθύνσεις (εισαγωγές-εξαγωγές) ανά σύνορο δίνονται στον Πιν. 3.
Πιν. 3.3 Συνολική Ικανότητα Μεταφοράς (Net Transfer Capacity, NTC) ανά σύνορο Σύνορο Α➝Β 2023-2025 NTC (MW) A➝B 2023-2025 NTC (MW) B➝A 2030 NTC (MW) A➝B 2030 NTC (MW) B➝A 2035 NTC (MW) A➝B 2035 NTC (MW) B➝A GR-AL 400-450 400-450 450 450 600 600 GR-BG 950-1000 1100-1150 1400 1700 1400 1700 GR-CY 0 0 1000 1000 1000 1000 GR-IT 500 500 500 500 1500 1500 GR-MK 600-650 600-650 1100 850 1100 850 GR-TR 218 166 660 580 1260 1180[35] 3000 3000 3000 3000 GR-DE 3000 3000 GR-SAU tbc tbc GR-EG [35] 3.1.2 Ζήτηση ενέργειας Οι κύριοι παράγοντες οι οποίοι επιδρούν στη διαμόρφωση της ζήτησης της ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα έως τώρα, αλλά και σε μεσο - μακροπρόθεσμη βάση είναι οι εξής: › Η οικονομική ανάπτυξη της χώρας (βασικός δείκτης μέτρησης το ΑΕΠ). › Οι αλλαγές στις καταναλωτικές συνήθειες (κλιματισμός, χρήση ηλεκτρισμού στις μεταφορές, χρήση υπολογιστών, χρήση λαμπτήρων LED κ.ά.) λόγω της βελτίωσης του βιοτικού επιπέδου, αλλά και της βελτίωσης των συνθηκών της διαβίωσης συγκεκριμένων πληθυσμιακών ομάδων. › Η γενικότερη κατάσταση του ενεργειακού τομέα και της αγοράς του ηλεκτρισμού (επίπεδο τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας, ανταγωνισμός με το Φυσικό Αέριο κ.ά.). › Ειδικές συνθήκες (υλοποίηση των έργων του Κοινοτικού Πλαισίου Στήριξης). › Εξηλεκτρισμός χρήσεων (κυρίως μεταφορές και θέρμανση), σύμφωνα με το ΕΣΕΚ και τη μακροπρόθεσμη στρατηγική, καθώς έτσι διευκολύνεται η επίτευξη των τιθέμενων στόχων αναφορικά με τη μείωση των ρύπων και τον βαθμό συμμετοχής των ΑΠΕ στην τελική κατανάλωση. › Διάφορα μέτρα της εξειδίκευσης των πολιτικών, όπως η εξοικονόμηση της ενέργειας, η αντιστάθμιση της αέργου ισχύος, οι περιβαλλοντικοί περιορισμοί κ.ά. 35 Χωρίς να λαμβάνονται υπόψη τυχόν περιορισμοί που ενδέχεται να προκύψουν από τον ENTSO-E για λόγους δυναμικής ευστάθειας στη σύνδεση του Τουρκικού ηλεκτρικού Συστήματος με το Ευρωπαϊκό. 36 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Την περίοδο 2000 - 2008 υπήρξε συνεχής αύξηση της συνολικής καθαρής ζήτησης. Στη συνέχεια, ως επακόλουθο της οικονομικής κρίσης, παρατηρείται συνεχής μείωση, ενώ έπειτα από το 2013 έως και σήμερα παρατηρείται μια σταθεροποίηση της συνολικής καθαρής ζήτησης περί τις 51 TWh. Το 2019 η συνολική καθαρή ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ ανήλθε σε 52,1 ΤWh, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 1,24% έναντι του
Το 2020 χαρακτηρίστηκε από σημαντική μείωση της συνολικής καθαρής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ, κατά 4,1% έναντι αυτής του 2019, ως συνεπακόλουθο της περιορισμένης οικονομικής δραστηριότητας λόγω της πανδημίας. Αντιθέτως, η σταδιακή επανεκκίνηση της οικονομικής δραστηριότητας το δεύτερο εξάμηνο του 2021, σε συνδυασμό με την αυξημένη τουριστική κίνηση είχε ως αποτέλεσμα ότι η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ κατά το 2021 να ανέλθει στις 52,3 TWh, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 4,7% έναντι του
Το 2022 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας ανήλθε σε 50,5 TWh παρουσιάζοντας μείωση κατά 3.5% σε σχέση με το
Το 2023 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας ανήλθε σε 49,2 TWh, παρουσιάζοντας μείωση κατά 2,6% σε σχέση με το
Στο Γράφημα 3.4 απεικονίζεται η εξέλιξη της συνολικής καθαρής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κατά την τελευταία 20ετία και η πρόβλεψη αυτής έως το 2034 βάσει των 2 σεναρίων που έχουν υιοθετηθεί, χωρίς να λαμβάνεται υπόψη το φορτίο άντλησης. Σημειώνεται ότι η συνολική καθαρή ζήτηση περιλαμβάνει και τη ζήτηση που εξυπηρετείται απευθείας σε επίπεδο Διανομής από τη διεσπαρμένη παραγωγή. Ιστορικά στοιχεία Σενάριο ΕΣΕΚ Σενάριο Α∆ΜΗΕ 70 65 (TWh) 60 55 50 45 2003 2007 2011 2015 2019 2023 2027 2031 2033 Γράφημα 3.4 Εξέλιξη και πρόβλεψη της συνολικής καθαρής ζήτησης έως το 2034 Στις προβλέψεις, συμπεριλαμβάνεται και η ζήτηση των προς διασύνδεση Νήσων. Ειδικότερα, για την περίοδο μέχρι και το πρώτο εξάμηνο του έτους 2025 συμπεριλαμβάνεται η ζήτηση της Κρήτης η οποία θα εξυπηρετείται μέσω του συνδέσμου ΕΡ, ενώ από το δεύτερο εξάμηνο του έτους 2025, με την έναρξη της εμπορικής λειτουργίας του συνδέσμου ΣΡ, περιλαμβάνεται το σύνολο της ζήτησης της Κρήτης. Η ζήτηση των υπόλοιπων προς διασύνδεση νησιών λαμβάνεται υπόψη από το πρώτο έτος της πλήρους λειτουργίας της διασύνδεσής τους. Πιο συγκεκριμένα, από το 2026 περιλαμβάνεται και η εκτιμώμενη ζήτηση των Δυτικών Κυκλάδων (Δ´ Φάση της διασύνδεσης των Κυκλάδων), ενώ από το 2029 και από το 2030 περιλαμβάνεται και η εκτιμώμενη ζήτηση των υπό διασύνδεση Δωδεκανήσων και των Νήσων του Βορείου Αιγαίου αντίστοιχα. Αξίζει να σημειωθεί ότι τα τελευταία χρόνια, η ανάπτυξη της διεσπαρμένης παραγωγής, ιδίως λόγω των φωτοβολταϊκών τα οποία συνδέονται απευθείας στη Χ.Τ. και στη Μ.Τ., έχει ως αποτέλεσμα να μειώνονται τα τοπικά φορτία των Υ/Σ Διανομής και να μειώνεται η ζήτηση η οποία καταγράφεται στο όριο του Συστήματος Μεταφοράς με το Δίκτυο Διανομής, δηλαδή το φορτίο Συστήματος. Η παρατήρηση αυτή αποτυπώνεται στο Γράφημα 3.5, όπου φαίνεται η διαφοροποίηση της συνολικής ζήτησης και του φορτίου Συστήματος (που δεν περιλαμβάνει την διεσπαρμένη παραγωγή) από το 2004 και μετά. 37 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Συνολική Ζήτηση Φορτίο Συστήματος 58 56 54 (TWh) 52 50 48 46 44 42 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Γράφημα 3.5 Επίδραση Διεσπαρμένης Παραγωγής στη ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας Αναλυτικά στοιχεία για την εξέλιξη της συνολικής ζήτησης και του φορτίου Συστήματος για την περίοδο 20122023 παρατίθενται στο Παράρτημα. Τη διετία 2020-2021 η διαμόρφωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας επηρεάστηκε σε μεγάλο βαθμό από τις συνθήκες που επιβλήθηκαν λόγω της πανδημίας COVID-
Το πάγωμα της οικονομικής δραστηριότητας και ο περιορισμένος τουρισμός κατά το 2020, όπως φάνηκε από τα απολογιστικά στοιχεία, είχε σημαντική επίπτωση στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Η σταδιακή ανάκαμψη της οικονομικής δραστηριότητας αποτυπώθηκε και σε αντίστοιχη ανάκαμψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας από το δεύτερο εξάμηνο του
Εν συνεχεία, από το 2022 παρατηρείται εκ νέου σημαντική μείωση της συνολικής ζήτησης, η οποία αποδίδεται στη ραγδαία αύξηση του κόστους της ηλεκτρικής ενέργειας λόγω των τωρινών συνθηκών (κρίση τιμών, πόλεμος στην Ουκρανία), αλλά και στην απόδοση των μέτρων εξικονόμησης ενέργειας (και συνεπώς μείωσης της εξάρτησης από το ΦΑ) που εφαρμόστηκαν. Για την κατάρτιση του παρόντος ΔΠΑ έχει θεωρηθεί ότι οι τωρινές συνθήκες διαμορφώνουν ένα πλαίσιο εκτάκτων συνθηκών, το οποίο όμως έχει βραχυχρόνιο χαρακτήρα. Η σταδιακή ανάκαμψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας που παρατηρήθηκε από το δεύτερο εξάμηνο του 2021, σε μεσο-μακροπρόθεσμο ορίζοντα αναμένεται να συνεχιστεί. 3.1.3 Αιχμή φορτίου Εκτός από την ανάπτυξη των νέων Σταθμών παραγωγής (συμπεριλαμβανομένων και των Σταθμών ΑΠΕ), κρίσιμος παράγοντας για τον σχεδιασμό ανάπτυξης του Συστήματος είναι η προβλεπόμενη εξέλιξη των φορτίων κατά τη διάρκεια της περιόδου 2024 - 2034 και ειδικότερα η εξέλιξη των ακραίων τιμών τους (μεγίστων και ελαχίστων). Ο σχεδιασμός για τις ώρες μεγίστου του Συστήματος καθορίζει τις κυρίως ανάγκες νέων έργων Μεταφοράς, τα οποία είναι οι Γ.Μ. 400 kV και 150 kV, τα Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) και το μέτρο της χωρητικής αντιστάθμισης, θεωρώντας τις λειτουργικές συνθήκες τις οποίες καθορίζει ο ΚΔΣ[36]. 36 Απόφαση της ΡΑE 1412/2020 Επανέκδοση του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας σύμφωνα με το άρθρο 96 του ν. 4001/2011, όπως ισχύει, στο πλαίσιο αναδιοργάνωσης της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και της εφαρμογής του μοντέλου στόχου, ΦΕΚ 4658/Β/22-10-
38 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Κατά τις ώρες ελαχίστου του Συστήματος εξετάζονται κυρίως θέματα διατήρησης του επιπέδου των τάσεων εντός των ορίων τα οποία καθορίζει ο ΚΔΣ για τον προσδιορισμό των αναγκών σε διατάξεις επαγωγικής αντιστάθμισης (κυρίως πηνία). Δεδομένα του ετήσιου ελαχίστου φορτίου του Συστήματος έως σήμερα παρατίθενται στο Παράρτημα. Σημειώνεται ότι στα σενάρια που υιοθετούνται για τη μελλοντική εξέλιξη αιχμής λαμβάνονται υπόψη › Οι εκτιμήσεις για την εξέλιξη της συνολικής ζήτησης της ισχύος και της ενέργειας στο Σύστημα › Οι διαθέσιμες εκτιμήσεις του Διαχειριστή του Δικτύου σχετικά με την εξέλιξη των φορτίων Διανομής › Οι προβλέψεις των φορτίων των συνδεδεμένων και μελλοντικών Καταναλωτών Υ.Τ. (συμπεριλαμβανομένων των Ορυχείων) οι οποίοι έχουν λάβει ΠΣ Η πρόβλεψη της αιχμής παρουσιάζει μεγαλύτερη αβεβαιότητα από την πρόβλεψη της ζήτησης της ενέργειας. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι η ζήτηση της ισχύος, ιδιαίτερα κατά τους θερινούς μήνες, όταν εμφανίζεται η μέγιστη ετήσια αιχμή, εξαρτάται πολύ έντονα από τον καιρό και κυρίως από τη θερμοκρασία, αλλά και δευτερευόντως από τη διάρκεια των περιόδων των υψηλών θερμοκρασιών. Αυτή η εξάρτηση φαίνεται να εντείνεται συνεχώς. Παρόμοια έντονη εξάρτηση από τις χαμηλές θερμοκρασίες εμφανίζουν οι χειμερινές αιχμές. Επιπλέον, η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ αυξάνει την αβεβαιότητα της πρόβλεψης των αιχμών που θα κληθεί να ικανοποιήσει το Σύστημα. Οι συνθήκες μέγιστης ζήτησης εμφανίζονται εν γένει κατά τη θερινή περίοδο και στη διάρκεια των μεσημβρινών ωρών, ενώ οι συνθήκες ελάχιστης ζήτησης την άνοιξη κατά τις νυχτερινές ώρες. Το απόλυτο ελάχιστο του Συστήματος εμφανίζεται συνήθως κατά την περίοδο του Πάσχα. Τα τελευταία χρόνια, η επίδραση της στοχαστικής παραγωγής των ΑΠΕ έχει αναχθεί σε σημαντική παράμετρο για τη λειτουργία του Συστήματος, κατά μεν τις ώρες ελαχίστου φορτίου κυρίως λόγω των αιολικών πάρκων, κατά δε τις μεσημβρινές ώρες μεγίστου φορτίου, ιδίως την εαρινή και θερινή περίοδο, και λόγω της αυξανόμενης διείσδυσης φωτοβολταϊκών. Έπειτα από το θέρος του 2013, αυτό το οποίο έχει πλέον σημασία για το σχεδιασμό του Συστήματος ώστε να ανταποκρίνεται στις ανάγκες της διακίνησης της ενέργειας κατά τις ώρες του μεγίστου φορτίου, είναι η βραδινή αιχμή, η οποία δεν επηρεάζεται από την παραγωγή των Φ/Β. Από τα ιστορικά στοιχεία διαπιστώνεται ότι η βραδινή αιχμή της ζήτησης του φορτίου εμφανιζόταν τους θερινούς μήνες σε ημέρες καύσωνα, ήταν όμως αρκετά χαμηλότερη από τη μεσημβρινή αιχμή. Έπειτα από το 2013 οι βραδινές αιχμές του έτους έχουν αρχίσει να παρατηρούνται κατά τους χειμερινούς μήνες και οι οποίες υπολείπονται ελαφρώς από τη Συνολική Αιχμή η οποία εμφανίζεται κατά τις μεσημβρινές θερινές ώρες. Εξαίρεση αποτέλεσε το 2014 όταν η χειμερινή βραδινή αιχμή του Συστήματος (9092 MW) η οποία παρατηρήθηκε τον Δεκέμβριο ξεπέρασε σημαντικά την Αιχμή (8667 MW) η οποία εμφανίσθηκε τις μεσημβρινές ώρες του Ιουλίου. Ενδεχομένως η στροφή των καταναλωτών στη χρήση της ηλεκτρικής ενέργειας για τη θέρμανση να οδηγήσει σε μόνιμη εμφάνιση των βραδινών αιχμών του έτους κατά τη χειμερινή περίοδο. Στο Γράφημα 3.6 παρουσιάζεται η ετήσια συνολική αιχμή κατά την τελευταία 20ετία καθώς και οι προβλέψεις της θερινής μεσημβρινής αιχμής φορτίου βάσει των 2 σεναρίων που υιοθετούνται για την εξέλιξη της έως το
Σημειώνεται ότι σε αυτές τις τιμές συμπεριλαμβάνονται και οι απώλειες της μεταφοράς, καθώς και το φορτίο το οποίο αναμένεται να εξυπηρετηθεί τοπικά από τη διεσπαρμένη παραγωγή ΑΠΕ. Ειδικότερα οι τιμές μεσημβρινής αιχμής το θέρος παρουσιάζονται χωρίς να έχει αφαιρεθεί η ισχύς η οποία παράγεται από τη διεσπαρμένη παραγωγή από τα Φ/Β και αφορούν σε αιχμές που αντιστοιχούν σε τυπικές για την εποχή θερμοκρασίες, καθώς σε συνθήκες παρατεταμένου καύσωνα μπορεί να εμφανιστούν σημαντικά υψηλότερες αιχμές. Αναλυτικά οι προβλέψεις των θερινών μεσημβρινών και των βραδινών χειμερινών αιχμών δίνονται στο Παράρτημα. 39 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Ετήσια Αιχμή μεσημβρινή αιχμή θέρους Α∆ΜΗΕ μεσημβρινή αιχμή θέρους ΕΣΕΚ 16 GW 12 8 4 0 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 Γράφημα 3.6 Εξέλιξη και πρόβλεψη ετήσιας αιχμής φορτίου έως το 2034 Κατά το έτος 2022, η συνολική μέγιστη αιχμή εμφανίστηκε τον Ιούλιο και ανήλθε σε 9512 MW, ενώ η μέγιστη αιχμή στο όριο του Συστήματος καταγράφηκε τον Ιανουάριο και ανήλθε σε 8622 MW. Κατά το 2023, η συνολική μέγιστη αιχμή (θεωρώντας τη διεσπαρμένη παραγωγή από ΑΠΕ στο Δίκτυο), ανήλθε σε 10385 MW, σε συνθήκες ακραίου και παρατεταμένου καύσωνα, πλησιάζοντας την ιστορικά μέγιστη καταγεγραμμένη ετήσια αιχμή (10911 MW το 2007, χωρίς να ληφθούν υπόψη οι περικοπές φορτίου) και παρουσιάζοντας αύξηση 9,2% έναντι αυτής του
Η μέγιστη αιχμή του 2023 στο όριο του Συστήματος καταγράφτηκε τις ίδιες μέρες και ανήλθε σε 8960 MW. Στο Γράφημα 3.7 αποτυπώνεται η διαφοροποίηση της συνολικής αιχμής και της αιχμής φορτίου του Συστήματος (που δεν περιλαμβάνει την διεσπαρμένη παραγωγή) από το 2010 και έπειτα. Συνολική Αιχμή Αιχμή Συστήματος 11000 10500 10000 (MW) 9500 9000 8500 8000 7500 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Γράφημα 3.7 Επίδραση διεσπαρμένης παραγωγής στην αιχμή φορτίου 40 2019 2020 2021 2022 2023 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 3.2 Σύστημα Μεταφοράς Το Σύστημα Μεταφοράς (εφεξής καλούμενο Σύστημα) στο οποίο αναφέρεται το ΔΠΑ, αποτελείται από το Διασυνδεδεμένο Σύστημα του ηπειρωτικού τμήματος της χώρας και των διασυνδεδεμένων με αυτό Νήσων στα επίπεδα υψηλής (150 kV και 66 kV) και υπερυψηλής τάσης (400 kV)[37] και την μελλοντική ανάπτυξη αυτού έως το
Το δίκτυο υπογείων (Υ/Γ) καλωδίων Υ.Τ. το οποίο εξυπηρετεί ακτινικά τις ανάγκες της περιοχής της πρωτεύουσας εμπίπτει στην αρμοδιότητα του Διαχειριστή του Δικτύου, ο οποίος είναι υπεύθυνος για τον προγραμματισμό της ανάπτυξής του. Παρά ταύτα, επειδή η ανάπτυξη και λειτουργία του Δικτύου Υ.Τ. της περιοχής της πρωτεύουσας έχει σημαντική επίπτωση στην ανάπτυξη του Συστήματος, αναφορά στους Υποσταθμούς ΥΤ/ΜΤ και τα Κέντρα Διανομής (Κ/Δ) της περιοχής πρωτεύουσας, των καλωδιακών τους συνδέσεων με το Σύστημα, καθώς και της μελλοντικής ανάπτυξής τους - όπως αυτή έχει γνωστοποιηθεί από τον Διαχειριστή του Δικτύου – περιλαμβάνεται σε αντίστοιχα σημεία ενδιαφέροντος εντός του παρόντος ΔΠΑ. Ακολουθεί συνοπτική παρουσίαση των κυριότερων συνιστωσών του υφιστάμενου Συστήματος ανά κατηγορία και η μελλοντική εξέλιξη αυτών εντός χρονικού ορίζοντα του παρόντος ΔΠΑ. 3.2.1 Υποσταθμοί ΥΤ/ΜΤ και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) Στο Γράφημα 3.8 παρουσιάζονται οι ενταγμένοι στο Σύστημα Υ/Σ και ΚΥΤ έως τον Μάρτιο του 2024 καθώς και αυτοί που προβλέπονται να ενταχθούν βάσει των προγραμματισμένων έργων του ΑΔΜΗΕ σε συνεργασία με τον ΔΕΔΔΗΕ. Επιπλέον παρουσιάζονται οι Υ/Σ Καταναλωτών και Παραγωγών που έχουν ΟΠΣ σε ισχύ και εκτιμάται ότι θα ενταχθούν στο Σύστημα εντός του προβλεπόμενου ορίζοντα του παρόντος ΔΠΑ. Υφιστάμενοι

(413)Μελλοντικοί

(555)300 247 225 180 150 223 75 0 60 29 22 ΚΥΤ (400/150 kV) Zεύξης (400kV) Υ/Σ υποβιβασμού - ζεύξης (150/20 kV & 66/20 kV) 39 40 32 Υ/Σ Καταναλωτών ΥΤ Ορυχείων Υ/Σ ανύψωσης (σταθμών παραγωγής) 96 Υ/Σ ανύψωσης παραγωγών ΑΠΕ & ΣΑΗΕ (20/150 kV, 30/150 kV, 33/150 kV, ΜΤ/400kV) Γράφημα 3.8 Υποσταθμοί και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ)[38] Αναλυτική περιγραφή των έργων Χρηστών που λαμβάνονται υπόψη στις ανωτέρω εκτιμήσεις παρουσιάζονται στο Παράρτημα.Σημειώνεται ότι πέρα από τους νέους Υ/Σ και ΚΥΤ, εντός του ορίζοντα του παρόντος ΔΠΑ προβλέπονται και εκτεταμένες επεκτάσεις, αναβαθμίσεις και ανακατασκευές Υ/Σ και ΚΥΤ του Συστήματος στα πλαίσια των έργων ανάπτυξης. 37 Σε αυτό το Σύστημα δεν περιλαμβάνονται τα ανεξάρτητα Συστήματα Μεταφοράς, υφιστάμενα ή μελλοντικά στα μη διασυνδεδεμένα Νησιά, ο σχεδιασμός και η ανάπτυξη των οποίων είναι στην αρμοδιότητα του Διαχειριστή Δικτύου και θα παραμείνει σε αυτή έως τη διασύνδεσή τους με το Ηπειρωτικό Σύστημα. 38 Υφιστάμενοι Υ/Σ έως τον Μάρτιο του 2024. Συμβατικοί Σταθμοί Παραγωγής & ΥΗΣ > 15 MW 41 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 3.2.2 Γραμμές Μεταφοράς (Γ.Μ.) Στο Σύστημα υπάρχουν Γ.Μ. υψηλής (66 kV και 150 kV) και υπερυψηλής (400 kV) τάσης διαφόρων ειδών και τύπων. Τα προγραμματισμένα έργα του ΑΔΜΗΕ θα αυξήσουν σημαντικά το συνολικό μήκος Γ.Μ. 150 kV και 400 kV έως το 2034, όπως απεικονίζεται στον Πιν. 3.9. Επιπρόσθετα παρουσιάζεται η εκτίμηση των συνολικών μηκών Γ.Μ. 150 kV και 400 kV εάν ληφθούν υπόψη και τα έργα σύνδεσης Καταναλωτών με ΠΣ και Χρηστών με ΟΠΣ σε ισχύ. Πιν. 3.9 Συνολικά Μήκη Γ.Μ. του Συστήματος ΕΠΙΠΕΔΟ ΤΑΣΗΣ ΕΙΔΟΣ Γ.Μ. (kV) ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (

km)2023[39] ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (
km)με έργα ΑΔΜΗΕ έως το 2034 ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (
km)με έργα Καταναλωτών με ΠΣ και Παραγωγών με ΟΠΣ σε ισχύ 66 Εναέριες 38 0 0 Υποβρύχιες 75 67 67 Εναέριες Υπόγειες Υποβρύχιες Εναέριες Υπόγειες Υποβρύχιες Εναέριες Σ.Ρ. Υπόγειες Σ.Ρ. Υποβρύχιες Σ.Ρ. 8870 390 1101 3034 31 20 107 0 160[41] 10760 776 2875 3700 96 26 107 220[40] 2030[40] 10943 885 2875 3897 96 26 107 220[40] 2030[40] 150 400 Αναλυτική περιγραφή των έργων Χρηστών που λαμβάνονται υπόψη στις ανωτέρω εκτιμήσεις παρουσιάζονται στο Παράρτημα. 3.2.3 Συσκευές Αντιστάθμισης Αέργου Ισχύος Οι ανάγκες για αντιστάθμιση αέργου ισχύος καλύπτονται με την εγκατάσταση στατών πυκνωτών και πηνίων. Πιο συγκεκριμένα, για την τοπική στήριξη των τάσεων στους Υ/Σ 150 kV/ΜΤ, χρησιμοποιούνται πυκνωτές οι οποίοι εγκαθίστανται κυρίως στους ζυγούς Μ.Τ. των Υποσταθμών (συνολικής ισχύος 4680 MVAr περίπου έως τώρα). Σε πολλούς από τους Υ/Σ αυτούς έχουν εγκατασταθεί επίσης συστήματα ελέγχου για την αυτόματη ένταξη/ απένταξη των πυκνωτών σε βαθμίδες (τυπικά 3×4 MVAr) που συνδέονται στην πλευρά Μ.Τ. Επιπρόσθετα, έχουν εγκατασταθεί συστοιχίες πυκνωτών 150 kV, συνολικής ισχύος 557 MVAr, σε Υ/Σ και ΚΥΤ του Συστήματος. Έως το 2034 η συνολική ισχύς από συστοιχίες 150 kV αναμένεται να ανέλθει στα 657 MVAr. Επιπλέον, εγκαθίστανται αυτεπαγωγές στην πλευρά 150 kV σε Υποσταθμούς 150 kV/ΜΤ (σε εκείνους στους οποίους συνδέονται υποβρύχια καλώδια) και αντιστοίχως στην πλευρά 400 kV σε ΚΥΤ όπου συνδέονται Γ.Μ. που περιλαμβάνουν υπόγεια και υποβρύχια τμήματα, καθώς και στο τριτεύον τύλιγμα (πλευρά 30 kV) των ΑΜ/Σ των ΚΥΤ για την αντιμετώπιση των προβλημάτων της εμφάνισης των υψηλών τάσεων κατά τις ώρες χαμηλού φορτίου. Η συνολική ισχύς αυτών έως τον Μάρτιο του 2024 παρατίθεται στο Γράφημα 3.10. 39 Έως τον Μάρτιο του 2024 40 Συνυπολογίζεται στο μελλοντικό συνολικό μήκος υπογείων και υποβρυχίων Γ.Μ. Σ.Ρ. το συνολικό μήκος της νέας διασύνδεσης με την Ιταλία 41 Αφορούν το υποβρύχιο τμήμα του συνδέσμου Σ.Ρ. Ελλάδας - Ιταλίας, το οποίο δεν περιλαμβάνεται στα πάγια του ΑΔΜΗΕ. Συνυπολογίζεται στο συνολικό μήκος υποβρυχίων Γ.Μ. Σ.Ρ. έως το 2034 42 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Συνολική ισχύς (MVAr) 2023 Συνολική ισχύς (MVAr) με έργα Α∆ΜΗΕ έως το 2034 Συνολική ισχύς (MVAr) + Συνολική ισχύς (MVAr) - 4000 3610 3000 3119 2021 210 2032 660 176 2800 2000 1762 1660 1000 426 600 0 30 kV 150 kV 400 kV 700 525 350 175 0 175 350 Γράφημα 3.10 Συνολική ισχύς αυτεπαγωγών για αντιστάθμιση άεργου ισχύος Τέλος στο Σύστημα λειτουργούν 3 στατά συστήματα αντιστάθμισης άεργου ισχύος (SVC\STATCOM) στους Υ/Σ 150 kV/ΜΤ Ηρακλείου, Σύρου και Πλατανιστού, ενώ εντός του ορίζοντα του παρόντος ΔΠΑ προβλέπεται να εγκατασταθούν άλλα 5 σε μελλοντικούς και υφιστάμενους Υ/Σ 150 kV/ΜΤ. Η συνολική ισχύς αυτών απεικονίζεται στον Πιν. 3.11. Πιν. 3.11 Συνολική ισχύς στατών συστημάτων αντιστάθμισης άεργου ισχύος Έτος Συνολική ισχύς (MVAr) + Συνολική ισχύς (MVAr) - 2023 176 210 2034 426 660 Αναλυτικά τα δεδομένα που χρησιμοποιήθηκαν στο παρόν κεφάλαιο περιλαμβάνονται στο Παράρτημα. 43 525 44 4|Α νανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και Μονάδες Συμπαραγωγής Υψηλής Απόδοσης 4 | ΑΝΑΝΕΏΣΙΜΕΣ ΠΗΓΈΣ ΕΝΈΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΟΝΆΔΕΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΉΣ ΥΨΗΛΉΣ ΑΠΌΔΟΣΗΣ 4 | Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και Μονάδες Συμπαραγωγής Υψηλής Απόδοσης 4.1 Γενικά Όπως έχει προαναφερθεί, η μαζική ανάπτυξη των Σταθμών για παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ στην κατεύθυνση της απανθρακοποίησης του τομέα της ηλεκτροπαραγωγής αποτελεί κεντρική επιλογή της Ευρωπαϊκής και Εθνικής πολιτικής. Αυτή η κατεύθυνση αντικατοπτρίζεται στα προγράμματα της ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς τα οποία έχουν εκδοθεί τα τελευταία έτη. Σε αυτά τα προγράμματα έχουν περιληφθεί και έχουν υλοποιηθεί σημαντικά έργα τα οποία αυξάνουν δραστικά τις δυνατότητες του ΕΣΜΗΕ για την υποδοχή και για την ασφαλή διακίνηση της παραγομένης ισχύος από Σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Το σύνολο των ΟΠΣ οι οποίες έχουν εκδοθεί για τις συνδέσεις των Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ στο υφιστάμενο Σύστημα σε συνδυασμό με την εξέλιξη νέων έργων μεταφοράς που σχεδιάζονται και υλοποιούνται από τον ΑΔΜΗΕ, παρέχουν τις προϋποθέσεις για την κάλυψη των στόχων που τίθενται για το έτος 2030 στο τρέχον Προσχέδιο Αναθεώρησης του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα. Η δυνατότητα του Συστήματος να ανταποκριθεί στη μαζική ανάπτυξη των Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ διερευνάται με κριτήρια την ασφαλή διακίνηση της παραγομένης ισχύος από το Σύστημα Μεταφοράς και τη διασφάλιση της ασφαλούς και ευσταθούς λειτουργίας του Συστήματος σε καταστάσεις μεγάλης διείσδυσης των Σταθμών ΑΠΕ. Η διαχείριση της στοχαστικής παραγωγής των Σταθμών ΑΠΕ κατά τη λειτουργία του Συστήματος επηρεάζει σημαντικά τον τρόπο λειτουργίας των συμβατικών μονάδων, οι οποίες είναι απαραίτητες για τη ρύθμιση του ισοζυγίου της παραγωγής και του φορτίου. Για παράδειγμα στις μεταμεσημβρινές ώρες όπου μειώνεται απότομα η παραγωγή των Φ/Β προκύπτουν απαιτήσεις ταχείας ανάληψης του φορτίου και με αυξημένο ρυθμό από τις συμβατικές μονάδες. Υπάρχει ένα μεγάλο φάσμα προκλήσεων οι οποίες πρέπει να αντιμετωπισθούν, γεγονός το οποίο αποτελεί αντικείμενο διερεύνησης εδώ και πολλά χρόνια σε πανευρωπαϊκό επίπεδο. Η κοινή διαπίστωση για τη χώρα μας, αλλά και διεθνώς, είναι ότι θα απαιτηθεί η αύξηση της δυνατότητας της αποθήκευσης της ηλεκτρικής ενέργειας, όπως η χρήση των αντλητικών υδροηλεκτρικών Σταθμών και συστημάτων συσσωρευτών, ώστε να αμβλύνονται οι επιπτώσεις της τυχαίας παραγωγής από τις ΑΠΕ. Η λειτουργία του Συστήματος υπό μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ αντιμετωπίζει σημαντικές προκλήσεις. Η πλειοψηφία των σύγχρονων μονάδων ΑΠΕ (Α/Π, Φ/Β) συνδέονται στο Σύστημα ή στο Δίκτυο με γεννήτριες που εγχέουν ηλεκτρική ισχύ μέσω διατάξεων ηλεκτρονικών ισχύος, γεγονός το οποίο τους επιτρέπει να ανταπεξέρχονται ικανοποιητικά σε πιθανές διαταραχές του Συστήματος (βραχυκυκλώματα, βυθίσεις τάσης και συχνότητας κ.ά.). Εντούτοις, η απόσυρση των συμβατικών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής που παράγουν ηλεκτρική ισχύ με σύγχρονες γεννήτριες δημιουργεί νέες προκλήσεις στη λειτουργία του συστήματος λόγω περιορισμού μιας σειράς χαρακτηριστικών (στρεφόμενη αδράνεια, συνεισφορά σε β/κ) που είναι καίρια για την ασφάλεια του συστήματος. Παρόλα αυτά, αναδύονται νέες τεχνολογίες ελέγχου των γεννητριών με ηλεκτρονικά ισχύος με εξελιγμένες δυνατότητες (συνθετική αδράνεια, δυνατότητα ταχείας απόκρισης σε διαταραχές συχνότητας και – κυρίως – μετατροπείς με δυνατότητα διαμόρφωσης ηλεκτρικού πεδίου) ώστε η απόκριση αυτών των γεννητριών να προσομοιάζει αυτής των σύγχρονων γεννητριών. Αξιοποιώντας τις δυνατότητες των εντασσόμενων μονάδων, αλλά και επιβάλλοντας τεχνικά λειτουργικά χαρακτηριστικά για τις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, μέσω της Κοινοτικής νομοθεσίας, διασφαλίζεται η ασφαλής λειτουργία του Συστήματος σε μεγάλη διείσδυση εναλλακτικών μορφών ενέργειας. Ειδικότερα, οι κώδικες Συστήματος (Network Code on Requirements for Grid Connection of Generators - RfG, Network Code on Requirements for Grid Connection of High Voltage Direct Current Systems and Direct Current Connected Power Park Modules - HVDC, και Network Code on Demand Connection - DCC) οι οποίοι έχουν εκπονηθεί από τον ENTSO-E και 46 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 έχουν εγκριθεί από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή αποτελώντας πλέον Κοινοτική νομοθεσία[42], επιβάλλουν εκτός των άλλων τα τεχνικά λειτουργικά χαρακτηριστικά για τις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ με σκοπό την ασφαλή λειτουργία του Συστήματος σε μεγάλη διείσδυση εναλλακτικών μορφών ενέργειας. Αυτοί οι κώδικες βρίσκονται στη φάση της εφαρμογής (implementation), οι Ευρωπαϊκοί Διαχειριστές σε συνεργασία με τον ENTSO-E, έχουν ενσωματώσει αυτούς τους κώδικες στο εθνικό δίκαιο των κρατών - μελών, εφαρμόζοντας κοινή μεθοδολογία και εναρμονίζοντας τις αναγκαίες παραμέτρους και τις δράσεις για την εφαρμογή τους. Στο πλαίσιο αυτό, η ΡΑΑΕΥ ενέκρινε με τις αποφάσεις: › Απόφαση ΡΑΕ 778/2018 τα ενιαία κριτήρια χορήγησης παρεκκλίσεων › Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 τις γενικές απαιτήσεις εφαρμογής για τη σύνδεση ηλεκτροπαραγωγών με το δίκτυο › Απόφαση ΡΑΕ 1166/2020 τις απαιτήσεις για τη σύνδεση ζήτησης › Απόφαση ΡΑΕ 1167/2020 τις απαιτήσεις για τη σύνδεση με το δίκτυο των συστημάτων συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης και των συνδεόμενων σε συνεχές ρεύμα μονάδων πάρκων ισχύος. Ο ΑΔΜΗΕ έχει ολοκληρώσει τη διαμόρφωση της διαδικασίας που θα ακολουθείται για τον έλεγχο συμμόρφωσης στις απαιτήσεις για τη σύνδεση στο δίκτυο. Στο επόμενο διάστημα το προτεινόμενο πλαίσιο συμμόρφωσης θα υποβληθεί στη Ρυθμιστική Αρχή ώστε, αφού πρώτα τεθεί σε δημόσια διαβούλευση, στη συνέχεια να λάβει τη μορφή Τεχνικών Αποφάσεων με την έγκριση της. 4.2 Παρούσα Κατάσταση Στην ενότητα αυτή αποτυπώνεται συνοπτικά η υφιστάμενη κατάσταση σε ότι αφορά στην ένταξη νέων μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Τα Α/Π λόγω του μεγέθους της ισχύος τους συνδέονται στο Σύστημα μέσω Υ/Σ 150 ή 400 kV. Σε πολλές περιπτώσεις επιλέγεται η κατασκευή των Υ/Σ σε γήπεδα τα οποία βρίσκονται στη ζώνη όδευσης των Γ.Μ. Υ.Τ., λόγω της αδυναμίας εκτέλεσης έργων Υ.Τ. στην περιοχή του σταθμού, αλλά και για την εξασφάλιση της ταχύτερης υλοποίησης των έργων σύνδεσης, καθώς επίσης για τη μείωση του κόστους. Ο Διαχειριστής του Δικτύου συνδέει κατά κανόνα[43] τα Α/Π και τις άλλες μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μικρής σχετικά ισχύος (κάτω των 8 MW), οι οποίες αποτελούν τη Διανεμημένη Παραγωγή[44] στα δίκτυα Μ.Τ. και τους υποσταθμούς της αρμοδιότητάς του. Οι Μικροί Υδροηλεκτρικοί Σταθμοί (ΜΥΗΣ), συνδέονται κατά κανόνα στο δίκτυο διανομής Μ.Τ. Ωστόσο σε απομακρυσμένες περιοχές (Πίνδος, ορεινή Πελοπόννησος κ.ά.) με έντονο ενδιαφέρον για ανάπτυξη ΜΥΗΣ (συνήθως της τάξεως 1-3 MW) δεν υφίσταται δίκτυο Μ.Τ. και η απαγορευτική απόσταση για τη σύνδεσή τους μέσω νέου δικτύου Μ.Τ., καθιστά ως μοναδική λύση τη σύνδεσή τους μέσω των Υ/Σ ανύψωσης. Οι Σταθμοί Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης (ΣΗΘΥΑ) οι οποίοι εμπίπτουν στην κατηγορία των μονάδων του Άρθρου 9 του Νόμου 3468/2006 μαζί με τις αντίστοιχες μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, καθώς και οι Σταθμοί Βιομάζας - Βιοαερίου, είναι κατά κανόνα μικρής ισχύος και συνδέονται στο Δίκτυο Διανομής. Έως τις αρχές Ιουνίου του 2024, στο ΕΣΜΗΕ λειτουργούσαν Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ[45] συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 13.317 MW, εκ των οποίων τα 5.298 MW αφορούν Α/Π και τα 7.386 MW αφορούν Φ/Β (συμπεριλαμβανομένων 352 MW από Φ/Β του Ειδικού Προγράμματος ΦΕΚ Β´ 1079/2009). Παράλληλα, από τους δύο Διαχειριστές ΑΔΜΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ έχουν χορηγηθεί ΟΠΣ σε Σταθμούς ΑΠΕ συνολικής εγκατεστημένης ισχύος που αγγίζει τα 16 GW. Αναλυτικά στοιχεία για την κατάσταση ανά περιφέρεια δίνονται στους Πίνακες 4.1 και 4.2 που ακολουθούν. Σημειώνεται ότι ο ΑΔΜΗΕ έχει χορηγήσει ΟΠΣ σε Φωτοβολταϊκούς Σταθμούς με δυνατότητα αποθήκευσης. Η ισχύς παραγωγής τους περιλαμβάνεται στον Πιν. 4.1. 42 Κανονισμοί ΕΕ 2016/631, 2016/1447, 2016/1388 43 Όπως εξειδικεύθηκε στον ν. 4152/2013, υποπαράγραφος Ι.1’ 44 Παραγωγή σχετικά μικρής ισχύος, συνδεδεμένη στο Δίκτυο Διανομής, σε μικρή απόσταση από τα φορτία και μη υποκείμενη σε κεντρικό έλεγχο σε εθνικό ή σε περιφερειακό επίπεδο. 45 Στις μονάδες ΣΗΘΥΑ δεν συγκαταλέγεται η κατανεμόμενη μονάδα με την ισχύ προτεραιότητας 134,6 MW 47 4 | ΑΝΑΝΕΏΣΙΜΕΣ ΠΗΓΈΣ ΕΝΈΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΟΝΆΔΕΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΉΣ ΥΨΗΛΉΣ ΑΠΌΔΟΣΗΣ Πιν. 4.1 Εγκατεστημένη ισχύς Αιολικών και Φωτοβολταϊκών Σταθμών Παραγωγής ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΑ ΑΙΟΛΙΚΑ Τεχνολογία Συνολικά Περιοχή ΑΔΜΗΕ[46] Σε λειτουργία (MW) ΑΔΜΗΕ ΟΠΣ (MW) ΔΕΔΔΗΕ[47] Σε λειτουργία (MW) ΔΕΔΔΗΕ ΟΠΣ (MW) Συνολικά (MW) ΑΤΤΙΚΗ 199,5 2,6 3,2 4,8 210,1 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 121,5 249,3 31,0 0,0 401,8 ΚΡΗΤΗ 0,0 0,0 202,7 7,0 ΚΥΚΛΑΔΕΣ 15,0 36,6 23,1 18,7 93,4 ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ 0,0 0,0 66,4 0,0 66,4 ΑΝΑΤΟΛΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙ 460,2 394,6 80,3 0,0 935,1 ΗΠΕΙΡΟΣ 90,0 20,7 6,0 0,0 116,7 ΙΟΝΙΑ ΝΗΣΙΑ 82,7 0,0 39,7 0,0 122,4 ΝΗΣΙΑ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 0,0 0,0 37,2 0,0 37,2 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ 492,1 331,7 206,2 0,0 1.029,9 ΣΤΕΡΕΑ ΕΛΛΑΔΑ 1874,7 1380,0 415,3 13,9 3.683,9 ΘΕΣΣΑΛΙΑ 27,6 74,4 1,6 0,0 103,6 ΔΥΤΙΚΗ ΕΛΛΑΔΑ 395,0 271,3 37,3 8,4 711,9 ΔΥΤΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 352,6 376,5 37,2 3,0 769,2 Σύνολα 4.111 3.138 1.187 56 8.491 ΑΤΤΙΚΗ 0,0 0,0 363,7 142,3 506,0 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 42,0 2.382,1 1.225,3 275,7 3.925,0 ΚΡΗΤΗ 0,0 0,0 123,6 8,7 132,3 ΚΥΚΛΑΔΕΣ 0,0 0,0 10,8 0,0 10,8 ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ 0,0 0,0 34,5 0,0 34,5 ΑΝΑΤΟΛΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙA 0,0 499,6 696,4 154,5 1.350,4 ΗΠΕΙΡΟΣ 49,9 134,4 296,6 64,6 545,5 ΙΟΝΙΑ ΝΗΣΙΑ 0,0 0,0 69,4 23,1 92,5 ΝΗΣΙΑ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 0,0 0,0 22,6 0,0 22,6 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ 172,6 505,5 429,2 82,4 1.189,8 ΣΤΕΡΕΑ ΕΛΛΑΔΑ 270,0 1.585,8 845,2 203,1 2.904,1 ΘΕΣΣΑΛΙΑ 66,1 1.631,2 1.099,9 164,2 2.961,4 ΔΥΤΙΚΗ ΕΛΛΑΔΑ 51,2 300,0 487,6 156,2 995,0 ΔΥΤΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 711,5 3.857,4 317,7 105,5 4.992,2 Σύνολα 1.363 10.896 6.023 1.380 19.662 Αιολικά & ΦΒ 5.474 14.034 7.210 1.436 28.153 [48] 209,7 [48] 46 Στοιχεία ΑΔΜΗΕ με ενημέρωση αρχές Ιουνίου 2024. 47 Στοιχεία ΔΕΔΔΗΕ με ενημέρωση έως Φεβρουάριο 2024. Τα ΦΒ ΔΕΔΔΗΕ περιλαμβάνουν και ΦΒ Στέγης, ΦΒ net metering & ΦΒ virtual net metering 48 Περιλαμβάνονται έργα με Μη Όριστικές Προσφορές Σύνδεσης που εντάσσονται στον Πίνακα 1 των αποφάσεων ΡΑΕ (904/2011, 155/2012 & 452/1025) σχετικά με το έργο σύνδεσης Πολυποτάμου - Ν. Μάκρης 48 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2025-2034 Πιν. 4.2 Εγκατεστημένη ισχύς Σταθμών Παραγωγής Βιομάζας/Βιοαερίου, ΜΥΗΣ & ΣΗΘΥΑ Τεχνολογία ΒΙΟΜΑΖΑ/ΒΙΟΑΕΡΙΟ ΜΥΗΣ ΣΗΘΥΑ Περιοχή ΑΔΜΗΕ-ΔΕΔΔΗΕ Σε Λειτουργία (MW) ΑΔΜΗΕΔΕΔΔΗΕ Με ΟΠΣ (MW) ΑΔΜΗΕΔΕΔΔΗΕ Σε Λειτουργία (MW) ΑΔΜΗΕΔΕΔΔΗΕ Με ΟΠΣ (MW) ΑΔΜΗΕΔΕΔΔΗΕ Σε Λειτουργία (MW) ΑΔΜΗΕΔΕΔΔΗΕ Με ΟΠΣ (MW) ΣΥΝΟΛΙΚΑ (MW) ΑΤΤΙΚΗ 39,3 1,0 1,8 0,5 51,5 22,5 116,6 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 32,4 13,9 50,5 14,5 28,2 12,3 151,7 ΚΡΗΤΗ 2,0 1,0 0,3 0,0 0,0 0,0 3,3 ΚΥΚΛΑΔΕΣ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ΑΝΑΤΟΛΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ-ΘΡΑΚΗ 9,5 12,1 11,0 2,0 55,0 1,0 90,5 ΗΠΕΙΡΟΣ 8,0 5,4 51,4 19,2 0,0 0,0 84,0 ΙΟΝΙΑ ΝΗΣΙΑ 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,3 ΝΗΣΙΑ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟ

🔗 Στην επίσημη πηγή

Επεξήγηση AI βάσει του επίσημου κειμένου του νόμου. Ενδεικτική, δεν υποκαθιστά νομική συμβουλή.

Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), για τα έτη