Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΕ επί του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης (

Η ΡΑΕ, 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 2023-2032, το οποίο υπέβαλε στην Αρχή ο ΑΔΜΗΕ (ΡΑΕ/Ι-328579/23.5.22). Υπενθυμίζεται ότι προηγουμένως, ο ΑΔΜΗΕ είχε θέσει σε δημόσια διαβούλευση ένα προκαταρκτικό σχέδιο του εν λόγω ΔΠΑ, τα δε αποτελέσματα εκείνης της διαβούλευσης είναι αναρτημένα στην ιστοσελίδα του. Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΕ, μεταξύ άλλων και για τα ακόλουθα θέματα: Τα έργα αντιστάθμισης, αποθήκευσης και αναβάθμισης ευστάθειας και ελέγχου του Συστήματος Μεταφοράς, Τα νέα έργα ενίσχυσης και αντικατάστασης εξοπλισμού σε Υποσταθμούς (Υ/Σ) και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) του ΕΣΜΗΕ, Τα νέα έργα Γραμμών Μεταφοράς (Γ.Μ.) και Υ/Σ για την ενίσχυση του Συστήματος της Κρήτης, Τα νέα έργα εκσυγχρονισμού και αναβάθμισης υποδομών υποστήριξης και συστημάτων εποπτείας και αγοράς, Τα νέα έργα εκσυγχρονισμού των συστημάτων ελέγχου και εποπτείας σε ΚΥΤ με σύγχρονα ψηφιακά συστήματα, Τα έργα διεθνών διασυνδέσεων και το νέο έργο διασύνδεσης Ελλάδας-Τουρκίας, Το χρονοδιάγραμμα υλοποίησης των προβλεπόμενων στο ΔΠΑ έργων και τυχόν αποκλίσεις από το ΔΠΑ 2022-2031, το οποίο εγκρίθηκε με την Απόφαση της ΡΑΕ υπ΄αριθμ. 287/2022 (υπό έκδοση σε ΦΕΚ), Τη δυνατότητα υλοποίησης του επενδυτικού προγράμματος της επόμενης δεκαετίας του ΑΔΜΗΕ. Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΕ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση info@rae.gr ή εγγράφως, έως και τη Δευτέρα 3 Οκτωβρίου

Μετά τη λήξη της παρούσας δημόσιας διαβούλευσης, η ΡΑΕ, 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 2023-2032 ΔΠΑ 2023-2032_Κύριο Τεύχος ΔΠΑ 2023-2032_Τεύχος Έργων ΔΠΑ 2023-2032_Τεύχος Παραρτημάτων ΔΠΑ 2023-2032_Χάρτης Συνημμένα αρχεία για το εγκεκριμένο ΔΠΑ του ΕΣΜΗΕ περιόδου 2022-2031 ΔΠΑ 2022-2031_Κύριο Τεύχος ΔΠΑ 2022-2031_Παράρτημα ΔΠΑ 2022-2031_Χάρτης Απόφαση ΡΑΕ υπ’ αριθμ. 287/2022 με την έγκριση του ΔΠΑ 2022-2031 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ 2023-2032 ΚΥΡΙΟ ΤΕΥΧΟΣ ΜΑΡΤΙΟΣ 2022 ΕΚΔΟΣΗ 0.2 - ΥΠΟΒΛΗΘΕΝ ΣΤΗ ΡΑΕ ΔΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ & ΣΧΕΔΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ Περιεχόμενα 1 | Εισαγωγή 10 1.1 Γενικά 10 1.2 Νομοθετικό και Ρυθμιστικό Πλαίσιο 13 1.3 Δημοσιοποίηση και Διαβούλευση 14 2 | Οδηγοί Παράμετροι για την Ανάπτυξη του Συστήματος 2.1 Ενσωμάτωση αυξημένης διείσδυσης ΑΠΕ 17 2.2 Ενίσχυση Ασφάλειας και Αξιοπιστίας του Συστήματος Μεταφοράς 18 2.3 Υλοποίηση Νησιωτικών Διασυνδέσεων 18 2.3.1 Στρατηγική Διασύνδεσης Αυτόνομων Νησιωτικών Συστήματων με το ΕΣΜΗΕ 19 2.4 Ανάπτυξη Διεθνών Διασυνδέσεων 22 2.5 Ενσωμάτωση Υπεράκτιων Πάρκων 23 2.6 Ενσωμάτωση Συστημάτων Αποθήκευσης 24 2.7 Αναβάθμιση Ευστάθειας και Ελέγχου Συστήματος Μεταφοράς 26 2.8 Μακροπρόθεσμη Στρατηγική Ανάπτυξης του Συστήματος 27 3 | Σχεδιασμός Ανάπτυξης Συστήματος 3.1 Σενάρια Ανάπτυξης 30 30 3.1.1 Μονάδες παραγωγής 31 3.1.2 Διασυνδέσεις 32 3.1.3 Ζήτηση ενέργειας 32 3.1.4 Αιχμή φορτίου 34 3.2 Σύστημα Μεταφοράς 36 3.2.1 Υποσταθμοί ΥΤ/ΜΤ και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) 37 3.2.2 Γραμμές Μεταφοράς (Γ.Μ.) 37 3.2.3 Συσκευές Αντιστάθμισης Αέργου Ισχύος 38 4 | Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και Μονάδες Συμπαραγωγής Υψηλής Απόδοσης 40 4.1 Γενικά 40 4.2 Παρούσα Κατάσταση 41 4.3 Μονάδες ΑΠΕ σε Λειτουργία στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα 44 4.4 Εκτίμηση διαθέσιμων περιθωρίων για σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ στο Σύστημα 46 5 | Διεθνείς Διασυνδέσεις 5.1 Υφιστάμενες διασυνδέσεις του Ελληνικού Συστήματος 2 16 50 50 5.1.1 Ελλάδα - Βόρεια Μακεδονία 51 5.1.2 Ελλάδα - Αλβανία 51 5.1.3 Ελλάδα - Βουλγαρία 51 5.1.4 Ελλάδα - Ιταλία 51 5.1.5 Ελλάδα - Τουρκία 51 5.2 Νέες Διασυνδετικές Γ.Μ. στην περιοχή με επίδραση στην ικανότητα ανταλλαγών ισχύος του Ελληνικού Συστήματος 52 5.3 Νέες Διασυνδέσεις του Ελληνικού Συστήματος με Γειτονικά Συστήματα 52 5.3.1 Δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας - Βουλγαρίας 52 5.3.2 Δεύτερη Διασύνδεση Ελλάδας - Τουρκίας 53 5.3.3 Δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας – Ιταλίας 55 5.3.4 Διασύνδεση Ελλάδας - Κύπρου - Ισραήλ 55 5.3.5 Διασύνδεση Ελλάδας - Αιγύπτου 56 5.3.6 Αναβάθμιση διασύνδεσης Ελλάδας - Βόρειας Μακεδονίας 56 5.3.7 Δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας - Αλβανίας 56 5.4 Επίπεδο διασυνδεσιμότητας 56 5.5 Έργα Ανάπτυξης στη Ν.Α. Ευρώπη - Περιφερειακή Διάσταση 59 5.6 Έργα Κοινού Ενδιαφέροντος (Projects of Common Interest) 60 6 | Έργα Συστήματος 62 6.1 Γενικά 62 6.2 Κατηγοριοποίηση Έργων 63 6.2.1 Νέα Έργα 63 6.2.2 Προγραμματισμένα 64 6.2.3 Σε Αδειοδότηση 64 6.2.4 Σε Εξέλιξη 65 6.2.5 Υπό Κατασκευή 65 6.2.6 Ολοκληρωμένα 66 6.2.7 Καθυστέρηση 66 6.2.8 Επαναπρογραμματισμός 66 6.2.9 Ακύρωση 67 6.3 Απολογισμός ΔΠΑ 2022 - 2031 67 6.3.1 Ολοκλήρωση του έργου 14.25 Αντικατάσταση καλωδιακής σύνδεσης 150 kV Δόξα - Μ.Μπότσαρης - Ν. Ελβετία 68 6.3.2 Ολοκλήρωση υποέργων 68 6.3.3 Αγορά Εξισορρόπησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (Balancing Market) 69 6.3.4 Νέο Περιφερειακό Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας Κρήτης (ΠΚΕΕΚ) στο Ηράκλειο της Κρήτης 70 6.3.5 Έργα επέκτασης για την σύνδεση Χρηστών 71 6.4 Εκτίμηση δαπανών ΔΠΑ 2023-2032 72 6.5 Ανασκόπηση προόδου υλοποίησης έργων 78 7 | Μελέτες Κόστους - Οφέλους 86 7.1 Μεθοδολογία ΜΚΟ 87 7.2 Κοινωνικοοικονομική ανάλυση 90 7.3 Αποτελέσματα Μελετών Κόστους-Οφέλους 90 7.3.1 Διασύνδεση Κυκλάδων (φάση Δ’) 91 7.3.2 Διασύνδεση Δωδεκανήσων 92 7.3.3 Διασύνδεση νησιών Β.Α. Αιγαίου 94 7.3.4 Νέα διασύνδεση Ελλάδας – Τουρκίας 95 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 | 2023-2032 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 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) Νέα Σάντα Φίλιπποι Zemblak (Αλβανία) Θεσσαλονίκη Υφιστάμενη Γραμμή Μεταφοράς Σημαντικά έργα που θα κατασκευαστούν έως το 2025 Bistrica Galatina (Αλβανία) (Ιταλία) Λήμνος Τρίκαλα Λάρισα Κέρκυρα Λέσβος Σκιάθος Σκύρος Λευκάδα Σημαντικά έργα που σχεδιάζονται έως το 2030 Εύβοια Χίος Κεφαλλονιά Κουμουνδούρος Πάτρα Άνδρος Κόρινθος Ζάκυνθος ∆ιασύνδεση Κρήτης-Αττικής ∆ιασύνδεση Νοτίων & ∆υτικών Κυκλάδων ∆ιασύνδεση Εύβοιας-Σκιάθου 2η διασύνδεση Ελλάδας-Βουλγαρίας Επέκταση Συστήματος 400 kV στην Πελοπόννησο Ανακατασκευή ΚΥΤ Κουμουνδούρου ∆ιασύνδεση ∆ωδεκανήσων ∆ιασύνδεση Βορειοανατολικού Αιγαίου Νέα ΓΜ 400 kV Φιλίππων- Νέας Σάντας Νέα ∆ιασύνδεση Ελλάδας-Τουρκίας Σάμος Τήνος Σύρος Μεγαλόπολη Μύκονος Σέριφος Πάρος Νάξος Κως Μήλος Ρόδος Σαντορίνη Κάρπαθος Κρήτη 6 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 11.730 χλμ. εναέριες γραμμές 1040 χλμ. υποβρύχιες γραμμές 400 χλμ. υπόγειες γραμμές 2,5 GW 45 μεταφορική ικανότητα διασυνδέσεων 9,1 GW ΑΠΕ σε λειτουργία TWh μεταφερόμενη ηλεκτρική ενέργεια (Σύστημα και Δίκτυο) 22 κέντρα υπερυψηλής τάσης 364 υποσταθµοί 7 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 1 | Εισαγωγή 9 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1 | Εισαγωγή Το Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) 2023 - 2032 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. 1 10 “Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα”, ΥΠΕΝ, Δεκέμβριος 2019, ΦΕΚ Β’ 4893/31.12.2019 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 Τα έργα διασύνδεσης των ΜΔΝ με το ΕΣΜΗΕ αποτελούν στρατηγικό στόχο του ΑΔΜΗΕ και καταλαμβάνουν το 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 2020[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 στο 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 χαρακτηρίζεται από την κατάσταση κρίσης και τις πρωτόγνωρες και πέραν πάσης πρόβλεψης συνθήκες που επικρατούν λόγω της εξάπλωσης του κορωνοϊού που εξελίσσεται από το Δεκέμβριο του
Με την εμφάνιση στις αρχές του 2020 του κορωνοϊού (Covid -19) στην Ελλάδα και την εξάπλωση αυτού την επόμενη περίοδο 2 https://www.admie.gr/sites/default/files/inline-files/ekthesi-biosimis-anaptuksis-2020.pdf 11 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ σε επίπεδα πανδημίας, ο ΑΔΜΗΕ παρακολουθώντας στενά την εξέλιξη της πανδημίας σε συνεχή επικοινωνία με το Υπουργείο Ενέργειας και Περιβάλλοντος και τον ΕΟΔΥ για ενημέρωση επί των εξελίξεων και λήψη κατευθυντήριων οδηγιών, προχώρησε έγκαιρα σε λήψη δέσμης έκτακτων μέτρων για την προστασία της υγείας των εργαζομένων του, αλλά και γενικότερα του κοινωνικού συνόλου. Ορισμένα από τα προστατευτικά μέτρα και ενέργειες στις οποίες προέβη περιλαμβάνουν τα εξής: › Υποχρεωτική εφαρμογή τηλεργασίας για όσους εργαζομένους είναι εφικτή η εξ αποστάσεως εκτέλεση των καθηκόντων τους. › Ειδικές ρυθμίσεις για εργαζομένους που ανήκουν σε ευπαθείς ομάδες. › Αποκλειστική διενέργεια επαγγελματικών συναντήσεων με ψηφιακά μέσα. › Ματαίωση όλων των επαγγελματικών ταξιδιών με εξαίρεση όσων λαμβάνουν ειδική άδεια από τον Διευθύνοντα Σύμβουλο. › Ενισχυμένα μέτρα προστασίας στα Κέντρα Ελέγχου Ενέργειας, τα οποία είναι επιφορτισμένα με την παρακολούθηση, τη λειτουργία και τον Έλεγχο του Εθνικού Διασυνδεδεμένου Συστήματος Παραγωγής και Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. Κατά τη διάρκεια της τελευταίας χρονιάς εν μέσω πανδημίας ολοκληρώθηκαν πολλά έργα σε συμφωνία με τα χρονοδιαγράμματα όπως παρουσιάζεται σε επόμενες ενότητες. Από την άλλη πλευρά θα πρέπει να αναγνωριστεί ότι τα μέτρα περιορισμού κατά της πανδημίας που επιβλήθηκαν σε παραγωγικές δραστηριότητες, στις μεταφορές και στις μετακινήσεις προσωπικού 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 λαμβάνει όλα τα ενδεικνυόμενα μέτρα σύμφωνα με τις οδηγίες των αρμόδιων κρατικών φορέων και να προβαίνει διαρκώς σε όλες τις απαραίτητες ενέργειες, λαμβάνοντας υπόψιν τις συνθήκες, για να εξασφαλίσει την ελάχιστη δυνατή καθυστέρηση για την κατά το δυνατόν τήρηση των χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησης των έργων. 12 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 1.2 Νομοθετικό και Ρυθμιστικό Πλαίσιο Σε αυτό το πλαίσιο και σύμφωνα με τα προβλεπόμενα στο 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, › 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 το Εδάφιο 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, με το κόστος να αναλαμβάνεται σε κάθε περίπτωση από το Χρήστη. 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 3 4 5 6 7 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 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/2210-2020 13 1 | ΕΙΣΑΓΩΓΗ 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[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. 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 2023 - 2032 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 2023 - 2032 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 ΡΑΕ 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). 8 14 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 2 | Οδηγοί 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 | 2023-2032 › 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]. Στο πλαίσιο αυτό, οι οδηγοί παράμετροι που υιοθετεί ο ΑΔΜΗΕ για την ανάπτυξη του Συστήματος Μεταφοράς συμβαδίζουν με την εξυπηρέτηση της ζήτησης ενέργειας, με τις σύγχρονες τεχνολογικές εξελίξεις στον τομέα της ενέργειας οι οποίες συμβάλλουν δραστικά στην επίτευξη των στόχων για την μετάβαση σε μια κλιματικά ουδετερη Ευρώπη έως το
Πράγματι, στην πορεία για τη μετάβαση του ηλεκτρικού συστήματος στην κατεύθυνση της απανθρακοποίησης αναδεικνύονται ως σημαντικά εργαλεία νέες τεχνολογίες, η ενσωμάτωση των οποίων στο ηλεκτρικό σύστημα αποτελεί σημαντικό ζητούμενο για την επόμενη περίοδο. 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. 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 σε συγκεκριμένους ευρωπαϊκούς και εθνικούς στόχους για το 2030 (ΕΣΕΚ). Συγκεκριμένα προβλέπεται η αναδιάρθρωση του ενεργειακού μίγματος της χώρας έως το 2030 και η αύξηση της συμμετοχής των ΑΠΕ σε 13 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_21_3541 17 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ τουλάχιστον 35% της συνολικής ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης της ενέργειας. Για την επίτευξη αυτού του στόχου το ΕΣΕΚ προδιαγράφει έναν ριζικό μετασχηματισμό του τομέα του ηλεκτρισμού, καθώς οι ΑΠΕ θα υποκαταστήσουν τα ορυκτά καύσιμα με συμμετοχή άνω του 60-65% στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση της ηλεκτρικής ενέργειας. Σύμφωνα με το ΕΣΕΚ ο στόχος για το 2030 είναι ο μηδενισμός του μεριδίου του εγχώριου λιγνίτη στην ηλεκτροπαραγωγή. Επιπρόσθετα, προβλέπεται η αλματώδης διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή. Η εγκατεστημένη ισχύς των ΑΠΕ προβλέπεται από τα 9,2 GW (συμπεριλαμβανομένων 3,7 GW των Μεγάλων ΥΗΣ) που είναι σήμερα να υπερβεί τα 20 GW. Παράλληλα στις αρχές του 2022 αναμένεται να τεθεί προς ψήφιση ο νέος Εθνικός Κλιματικός Νόμος[14] για τη μετάβαση στην κλιματική ουδετερότητα και προσαρμογή στην κλιματική αλλαγή όπου μεταξύ άλλων προβλέπεται ως καταληκτική ημερομηνία για την απολιγνιτοποίηση του ενεργειακού μίγματος της χώρας η 31η Δεκεμβρίου 2028, ημερομηνία που θα επανεξεταστεί έως το 2023 με σκοπό την επίσπευσή της υπό την προϋπόθεση της διασφάλισης της επάρκειας ισχύος και της ασφάλειας εφοδιασμού. 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. 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. 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 14 http://www.opengov.gr/minenv/?p=12285 18 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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 το έτος
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[15] (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. › 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. 15 https://deddie.gr/el/themata-tou-diaxeiristi-mi-diasundedemenwn-nisiwn/agora-mdn/ilektrika-systimata-mdn/ 19 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 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. › 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, 20 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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 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: 21 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ › 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[16]. Το πόρισμα αξιολογήθηκε από τον ΑΔΜΗΕ, ο οποίος γνωστοποίησε τις απόψεις του επί του θέματος[17] ανεξάρτητα από το ΔΕΔΔΗΕ[18]. › Πόρισμα επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των Νήσων του Νοτίου Αιγαίου (Δωδεκάνησα) Μέρος Ι[19]. Το πόρισμα αξιολογήθηκε από τον ΑΔΜΗΕ, ο οποίος γνωστοποίησε τις απόψεις του επί του θέματος[20] ανεξάρτητα από το ΔΕΔΔΗΕ[21]. › Πόρισμα επί της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των Νήσων του Βορείου Αιγαίου Μέρος ΙΙ[22], για το οποίο ο ΑΔΜΗΕ εισηγήθηκε αντιστοίχως στη Ρυθμιστική Αρχή[23]. Το σύνολο των συμπερασμάτων των τριών πορισμάτων περιλαμβάνεται σε σχετική απόφαση της ΡΑΕ[24]. 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 16 “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 17 “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 18 Επιστολή ΔΕΔΔΗΕ με αρ, πρωτ. ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε./ΓρΔ/1121/30.01.2017 19 “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 20 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ Α.Ε. (ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./20305/24.05.2018) 21 Εισήγηση ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. (ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./2205/15.02.2018) 22 “Πόρισμα επί της οικονομικότητας ηλεκτροδότησης των νησιών του Β. Αιγαίου Μέρος ΙΙ”, Επιστολή Προέδρου Επιτροπής Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης ΜΔΝ, 27.12.2018 23 Εισήγηση ΑΔΜΗΕ επί του σχεδιασμού διασύνδεσης των ΜΔΝ του Β. Αιγαίου (ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΓΡ.Δ./21011/12.12.2019) 24 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 22 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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. 2.5 Ενσωμάτωση Υπεράκτιων Πάρκων Η επίτευξη των στόχων που τέθηκαν με το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα για το έτος 2030 και τον Μακροχρόνιο Ενεργειακό Σχεδιασμό για το έτος 2050 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. Για την βελτιστοποίηση των όρων ανάπτυξης του Συστήματος, νέα εργαλεία πρέπει να εισαχθούν στο κανονιστικό και ρυθμιστικό πλαίσιο, ώστε να μπορέσει να επιτευχθεί ομαλή μετάβαση στη νέα πραγματικότητα, χωρίς να διακυβευθεί η ομαλή λειτουργία του Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. 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[25] [26], σύμφωνα με την οποία προκύπτουν σημαντικά οικονομικά οφέλη με το 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. Την ανάγκη αυτή μπορεί με βέλτιστο τρόπο να ικανοποιήσει ο Διαχειριστής του Συστήματος Μεταφοράς που διαθέτει την απαραίτητη τεχνογνωσία και εμπειρία τόσο για το σχεδιασμό όσο και για την υλοποίηση υπεράκτιων διασυνδετικών δικτύων υψηλής τάσης. 25 “2nd Interim Report Study on the offshore grid potential in the Mediterranean region”, NAVIGANT, June 2020, Prepared for Directorate-General for ENERGY 26 “Offshore grid delivery models for Greece”: Guidehouse & ICCS-NTUA, Nov. 2021 23 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Στο πλαίσιο αυτό, η σχεδίαση και ανάπτυξη των έργων για υποθαλάσσιες διασυνδέσεις οφείλει δυνητικά να έχει τα ακόλουθα χαρακτηριστικά: › Ολοκληρωμένο ολιστικό σχεδιασμό (δικτυοκεντρική προσέγγιση με την από κοινού αντιμετώπιση έργων) με βελτιστοποίηση ωφελειών για το σύνολο της εγχώριας αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας › Δημιουργία «ενιαίου» ηλεκτρικού χώρου διασυνδέσεων με το ΕΣΜΗΕ και μεταξύ τους › Αξιόπιστα σχήματα λειτουργίας με τη βέλτιστη εκμετάλλευση των έργων διασύνδεσης για την αξιόπιστη και ασφαλή λειτουργία του συνολικού ηλεκτρικού συστήματος › Οικονομικότητα με διερεύνηση βάσει αναλύσεων κόστους – οφέλους όλων των εναλλακτικών σεναρίων τοπολογίας και τεχνολογιών (π.χ. δίκτυα συνεχούς / εναλλασσόμενου ρεύματος) › Εξασφάλιση επεκτασιμότητας και διαλειτουργικότητας με την εξασφάλιση της δυνατότητας μελλοντικών επεκτάσεων χωρίς να απαιτούνται εκτεταμένα έργα και υψηλά κόστη › Διασφάλιση ομοιογένειας τεχνικών προδιαγραφών για επίτευξη υψηλότατων επιπέδων ασφάλειας και αξιοπιστίας λειτουργίας στα αντίστοιχα επίπεδα του Συστήματος Μεταφοράς › Διασφάλιση ισότιμης αντιμετώπισης των επενδυτικών σχεδίων που εξασφαλίζει ότι λαμβάνονται υπόψη με βέλτιστο τρόπο όλα τα ώριμα σχέδια για ανάπτυξη μονάδων ΑΠΕ στο νησιωτικό χώρο 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: › Υποστήριξη λειτουργίας ηλεκτρικού συστήματος σε συνθήκες υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ › Ελαχιστοποίηση απορρίψεων παραγωγής ΑΠΕ › Αποτελεσματικότερη ανάπτυξη δικτύων με αποφυγή 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 24 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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[27] 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. Για τον σκοπό αυτό κατά τον προγραμματισμό λειτουργίας των αποθηκευτικών σταθμών θα λαμβάνεται υπόψη το σύνολο των διαθέσιμων προγραμμάτων και προβλέψεων (φορτίου, παραγωγής ΑΠΕ κλπ.) καθώς επίσης οι τεχνικοί περιορισμοί που υπεισέρχονται κατά τη λειτουργία του Συστήματος. › 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 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-
Σε περιπτώσεις σαν και αυτές που περιγράφονται παραπάνω, θα πρέπει να δίνεται η δυνατότητα στον Διαχειριστή να αναλαμβάνει πλήρως τη χρηματοδότηση για την εγκατάσταση και λειτουργία συστημάτων αποθήκευσης ως πλήρως ενσωματωμένα στοιχεία του Συστήματος Μεταφοράς. Πιλοτικά έργα στην κατεύθυνση αυτή 27 Position Paper ENTSO-E, “Energy Storage and Storage Services”, Οκτώβριος 2016, https://www.entsoe.eu/2016/10/21/energy-storage-and-storage-services/ 25 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ βρίσκονται ήδη σε εξέλιξη σε άλλους 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 μονάδων παραγωγής (μη ανανεώσιμων) 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. 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 το 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 26 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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, αποφυγή έργων μεταφοράς και συμβολή στην επάρκεια σε περιπτώσεις διασυνδεδεμένων νησιών Για το σκοπό αυτό σχεδιάστηκε ένα συνολικό πρόγραμμα μέτρων και έργων όπως περιγράφονται στη συνέχεια, τα οποία πρόκειται να υλοποιηθούν μέσα στα επόμενα έτη. 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. 27 2 | ΟΔΗΓΟΊ ΠΑΡΆΜΕΤΡΟΙ ΓΙΑ ΤΗΝ ΑΝΆΠΤΥΞΗ ΤΟΥ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 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. › 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 την 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. 28 3 | Σχεδιασμός Ανάπτυξης Συστήματος 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 πλήρως τα μεγέθη του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και για το Κλίμα μέχρι το 2030, λαμβάνοντας υπόψη και τις τρέχουσες εξελίξεις, ενώ οι υποθέσεις για την περίοδο 2031-2032 στηρίζονται στα σενάρια της Εθνικής Μακροχρόνιας Στρατηγικής για το
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 2030 υιοθετούνται πλήρως τα μεγέθη του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και για το Κλίμα, λαμβάνοντας υπόψη τον χρονοπρογραμματισμό των υπό διασύνδεση Νήσων και την εκτιμώμενη κατανάλωση για τη φόρτιση των ηλεκτρικών οχημάτων, βάσει της αναμενόμενης χρήσης αυτών. Σημειώνεται ότι βασικός στόχος του ΕΣΕΚ είναι η μεγάλη αύξηση της ενεργειακής αποδοτικότητας (εξοικονόμηση ενέργειας) και συγκεκριμένα η τελική κατανάλωση ενέργειας το έτος 2030 να είναι χαμηλότερη από αυτή που είχε καταγραφεί κατά το έτος 2017 (αποσύνδεση της οικονομικής ανάπτυξης από την ακαθάριστη εγχώρια κατανάλωση ενέργειας). Ως αποτέλεσμα, παρά τον εξηλεκτρισμό διαφόρων χρήσεων (π.χ. μεταφορές, θέρμανση/ψύξη) η αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας προβλέπεται να είναι σχετικά μικρή. Για τα έτη 2031-2032 η προβλεπόμενη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στηρίζεται στις υποθέσεις του σεναρίου ‘ΕΣΕΚ 2030’ της Εθνικής Μακροχρόνιας Στρατηγικής για το
“Σενάριο Αυξημένης Ζήτησης” 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 συνολική ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ κατά το έτος 2020, 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 2023[28], ενώ για την περίοδο 2024 έως 2026 έχουν θεωρηθεί τα αντίστοιχα δημοσιευμένα στοιχεία του ΔΝΤ[29]. Για τα έτη 2027 έως 2032, 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. 28 “Winter 2022 Economic Forecast”, European Commission, February
https://ec.europa.eu/economy_finance/forecasts/2022/winter/ecfin_forecast_winter_2022_el_en.pdf 29 “World Economic Outlook Database”, IMF, October
https://www.imf.org/en/Publications/WEO/weo-database/2021/October/weoreport?c=174,&s=NGDP_RPCH,&sy=2019&ey=2026&ssm=0&scsm=1&scc=0&ssd=1&ssc=0&sic=0&sort=country&ds=.&br=1 30 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 Πιν. 3.1 Σενάριο εξέλιξης ΑΕΠ 2022 2023 2024 2025 2026-2032 4,9(%) 3,7(%) 1,8(%) 1,5(%) 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 ΕΣΕΚ 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. Τα βασικά χαρακτηριστικά του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής μέχρι το έτος 2030 ανά κατηγορία πηγής ενέργειας σύμφωνα με τον ΕΣΕΚ, απεικονίζεται στο Γράφημα 3.
2022[30] (21.9GW) 2027 (24.9GW) 2030 (26.2GW) 8 7,7 7 6,9 6,9 GW 6 5,3 6,3 6 4 3,4 3,9 3,9 4,5 4,1 2,5 2 1,8 0 0,7 0 Λιγνιτικές 1 0,3 Πετρελαϊκές Φυσικού αερίου 0,1 0,2 0,3 Βιοενέργεια Υδροηλεκτρικές Α/Π Φ/Β 0 0,1 0,1 0 0 0,1 Ηλιοθερμικά Γεωθερμία Γράφημα 3.2 Βασικά χαρακτηριστικά του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής μέχρι το έτος 2030 (πηγή ΕΣΕΚ) 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. 30 Τα στοιχεία για το σύστημα ηλεκτροπαραγωγής για το έτος 2022 αφορούν την τρέχουσα κατάσταση του συστήματος (Μάρτιο 2022) σύμφωνα με την εγκατεστημένη ισχύ των εν λειτουργία μονάδων παραγωγής. Τα στοιχεία αυτά διαφοροποιούνται από τα προβλεπόμενα για το έτος 2022 στοιχεία του ΕΣΕΚ. Αναλυτικά δεδομένα για το σύστημα ηλεκτροπαραγωγής παρατίθενται στην Ενότητα 4 και στο Παράρτημα. 31 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 3.1.2 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 2021 NTC (MW) A➝B 2021 NTC (MW) B➝A 2032 NTC (MW) A➝B 2032 NTC (MW) B➝A GR-AL 400 400 400 400 GR-BG 400 600 1400 1700 GR-CY 0 0 1000 1000 GR-IT 500 500 500 500 GR-MK 1100 850 1100 850 GR-TR 218 166 1260 1180[31] [31] 3.1.3 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). › Διάφορα μέτρα της εξειδίκευσης των πολιτικών, όπως η εξοικονόμηση της ενέργειας, η αντιστάθμιση της αέργου ισχύος, οι περιβαλλοντικοί περιορισμοί κ.ά. 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 52,2 TWh, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 4,7% έναντι του
31 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. 32 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 Στο Γράφημα 3.4 απεικονίζεται η εξέλιξη της συνολικής καθαρής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κατά την τελευταία 20ετία και η πρόβλεψη αυτής έως το 2032 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 Αυξημένης Ζήτησης 70 65 (TWh) 60 55 50 45 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Γράφημα 3.4 Εξέλιξη και πρόβλεψη της συνολικής καθαρής ζήτησης έως το 2032 Όπως αναφέρθηκε, στις προβλέψεις συμπεριλαμβάνεται η εκτιμώμενη κατανάλωση για τη φόρτιση των ηλεκτρικών οχημάτων, η οποία σύμφωνα με το σενάριο ΕΣΕΚ εκτιμάται περί τις 120 GWh για το έτος 2025 και περί τις 1000 GWh για το έτος
Επιπλέον, συμπεριλαμβάνεται και η ζήτηση των προς διασύνδεση Νήσων. Ειδικότερα, για την περίοδο μέχρι και το πρώτο εξάμηνο του έτους 2024 συμπεριλαμβάνεται η ζήτηση της Κρήτης η οποία θα εξυπηρετείται μέσω του συνδέσμου ΕΡ, ενώ από το δεύτερο εξάμηνο του έτους 2024, με την ολοκλήρωση 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 2025 περιλαμβάνεται και η εκτιμώμενη ζήτηση των Δυτικών Κυκλάδων (Δ´ Φάση της διασύνδεσης των Κυκλάδων), ενώ από το 2028 και από το 2029 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. 33 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 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 2010-2021 παρατίθενται στο Παράρτημα. Σε βραχυπρόθεσμο ορίζοντα, η διαμόρφωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας θα εξαρτηθεί από τις συνθήκες που επιβάλλονται 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. Με τα σημερινά στοιχεία δεν είναι ασφαλής η εκτίμηση για πιθανές η μακροχρόνιες επιπτώσεις στην εξέλιξη της ζήτησης. Για την κατάρτιση του παρόντος ΔΠΑ έχει θεωρηθεί ότι η σταδιακή ανάκαμψη της οικονομικής δραστηριότητας και ως εκ τούτου και της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας που παρατηρείται από το δεύτερο εξάμηνο του 2021 θα συνεχιστεί. 3.1.4 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 2023 - 2032 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[32]. 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 32 Απόφαση της ΡΑΕ 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-
34 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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. Ετήσια Αιχμή μεσημβρινή αιχμή θέρους ΕΣΕΚ μεσημβρινή αιχμή θέρους Αυξημένης Ζήτησης 14 13 12 GW 11 10 9 8 7 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 Γράφημα 3.6 Εξέλιξη και πρόβλεψη ετήσιας αιχμής φορτίου έως το 2032 35 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ Η συνολική μέγιστη αιχμή (θεωρώντας τη διεσπαρμένη παραγωγή από ΑΠΕ στο Δίκτυο) του έτους 2021, ανήλθε σε 10715 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 12.2% έναντι αυτής του
Η μέγιστη αιχμή του 2021 στο όριο του Συστήματος καταγράφτηκε τις ίδιες μέρες και ανήλθε σε 9431 MW, εμφανίζοντας αύξηση κατά 9.3% έναντι της αντίστοιχης του
Αξίζει να σημειωθεί ότι έως τον Δεκέμβριο του 2021, στο Ηπειρωτικό Σύστημα λειτουργούσαν περί τα 3680 MW Φ/Β, τα πλείστα σε επίπεδο Μ.Τ. και Χ.Τ. Συνεπώς, η μεσημβρινή ισχύς η οποία θα διακινηθεί από το Σύστημα Μεταφοράς θα είναι χαμηλότερη από αυτή που παρουσιάζεται στο Γράφημα 3.6 βάση των υιοθετημένων σεναρίων. 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 11.000 10.500 (MW) 10.000 9.500 9.000 8.500 8.000 7.500 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Γράφημα 3.7 Επίδραση διεσπαρμένης παραγωγής στην αιχμή φορτίου 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)[33] 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. 33 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. 36 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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 Δεκέμβριο του 2021 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

(389)Μελλοντικοί

(493)300 242 225 150 136 224 75 0 47 42 37 31 Υ/Σ Καταναλωτών ΥΤ Ορυχείων Υ/Σ ανύψωσης (σταθμών παραγωγής) 26 22 ΚΥΤ (400/150 kV) Zεύξης (400kV) Υ/Σ υποβιβασμού - ζεύξης (150/20 kV & 66/20 kV) 75 Υ/Σ ανύψωσης παραγωγών ΑΠΕ (20/150 kV, 30/150 kV, 33/150 kV, ΜΤ/400kV) Γράφημα 3.8 Υποσταθμοί και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ)[34] 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. 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 2032, 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 (kV) ΕΙΔΟΣ Γ.Μ. ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (

km)2021[35] ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (
km)με έργα ΑΔΜΗΕ έως το 2032 ΣΥΝΟΛΙΚΟ ΜΗΚΟΣ (
km)με έργα Καταναλωτών με ΠΣ και Παραγωγών με ΟΠΣ σε ισχύ 66 Εναέριες 39 0 0 Υποβρύχιες 74 59 59 Εναέριες Υπόγειες Υποβρύχιες Εναέριες Υπόγειες Υποβρύχιες Εναέριες Σ.Ρ. Υπόγειες Σ.Ρ. Υποβρύχιες Σ.Ρ. 8825 367 970 2760 31 0 107 0 160[36] 9495 741 2755 3340 96 6 107 110 1590 9557 764 2820 3557 96 6 107 110 1590 150 400 Αναλυτική περιγραφή των έργων Χρηστών που λαμβάνονται υπόψη στις ανωτέρω εκτιμήσεις παρουσιάζονται στο Παράρτημα. 34 Υφιστάμενοι Υ/Σ έως τον Δεκέμβριο του 2021. Συμβατικοί Σταθμοί Παραγωγής & ΥΗΣ > 15 MW 35 Έως τον Δεκέμβριο 2021 36 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. 400 kV Σ.Ρ. έως το 2032. 37 3 | ΣΧΕΔΙΑΣΜΌΣ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ 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 4660 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 556 MVAr, σε Υ/Σ και ΚΥΤ του Συστήματος. Έως το 2032 η συνολική ισχύς από συστοιχίες 150 kV αναμένεται να ανέλθει στα 656 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 παρατίθεται στο Γράφημα 3.10. Συνολική ισχύς (MVAr) 2021 Συνολική ισχύς (MVAr) με έργα Α∆ΜΗΕ έως το 2032 Συνολική ισχύς (MVAr) + Συνολική ισχύς (MVAr) - 4000 3510 3000 2000 2998 2021 210 2032 660 176 2500 1438 1000 1120 426 600 0 30 kV 150 kV 400 kV 700 525 350 175 0 175 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) - 2021 176 210 2032 426 660 Αναλυτικά τα δεδομένα που χρησιμοποιήθηκαν στο παρόν κεφάλαιο περιλαμβάνονται στο Παράρτημα. 38 350 525 4 | Ανανεώσιμες 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, όπως αυτό διαμορφώνεται και συμπληρώνεται με τα έργα της μεταφοράς τα οποία είτε έχουν ήδη ολοκληρωθεί, είτε είναι σε εξέλιξη και έχουν σημειώσει σημαντική πρόοδο, καλύπτει ήδη τους στόχους οι οποίοι είχαν τεθεί για το έτος 2020. Το έντονο επενδυτικό ενδιαφέρον για την ανάπτυξη νέων Σταθμών ΑΠΕ σε συνδυασμό με την εξέλιξη νέων έργων μεταφοράς που σχεδιάζονται και υλοποιούνται από τον ΑΔΜΗΕ, παρέχουν επιπλέον δυνατότητες στην κατεύθυνση εξυπηρέτησης των στόχων που έχουν τεθεί για το έτος 2030 στο πλαίσιο 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 διατάξεις ηλεκτρονικών ισχύος, γεγονός το οποίο τους επιτρέπει να ανταπεξέρχονται ικανοποιητικά σε πιθανές διαταραχές του Συστήματος (βραχυκυκλώματα, βυθίσεις τάσης και συχνότητας κ.ά.). Οι νέοι 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 έχουν εγκριθεί από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή αποτελώντας πλέον Κοινοτική νομοθεσία[37], 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. Έως και σήμερα, αυτοί οι κώδικες βρίσκονται στη φάση της εφαρμογής (implementation), κατά την οποία όλοι οι Ευρωπαϊκοί Διαχειριστές σε συνεργασία με τον ENTSO-E, πραγματοποιούν 37 Κανονισμοί ΕΕ 2016/631, 2016/1447, 2016/1388 40 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 όλες τις απαιτούμενες προπαρασκευαστικές ενέργειες για την ενσωμάτωση των κωδίκων στο εθνικό δίκαιο των κρατών - μελών, εφαρμόζοντας κοινή μεθοδολογία και εναρμονίζοντας τις αναγκαίες παραμέτρους και τις δράσεις για την εφαρμογή τους. Στην Ελλάδα η Ρυθμιστική Αρχή ενέκρινε με την Απόφαση ΡΑΕ 778/2018 τα ενιαία κριτήρια χορήγησης παρεκκλίσεων, με την Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 τις γενικές απαιτήσεις εφαρμογής για τη σύνδεση ηλεκτροπαραγωγών με το δίκτυο, με την Απόφαση ΡΑΕ 1166/2020 τις απαιτήσεις για τη σύνδεση ζήτησης και με την 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. Την περίοδο αυτή βρίσκεται σε εξέλιξη το επόμενο βήμα κατά το οποίο διαμορφώνεται η διαδικασία συμμόρφωσης που θα ακολουθείται για τον έλεγχο συμμόρφωσης στις απαιτήσεις για τη σύνδεση στο δίκτυο. Για το σκοπό αυτό το πλαίσιο που διαμορφώνεται κατόπιν δημόσιας διαβούλευσης θα υποβληθεί προς τη Ρυθμιστική Αρχή ώστε 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[38] 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»[39] 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 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 και το Μάρτιο του 2022, στο ΕΣΜΗΕ λειτουργούσαν Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και ΣΥΘΗΑ[40] συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 9118 MW, εκ των οποίων τα 4461 MW αφορούν Α/Π και τα 4135 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 υπερβαίνει τα 10 GW. Αναλυτικά στοιχεία για την κατάσταση ανά περιφέρεια δίνονται στους Πίνακες 4.1 και 4.2 που ακολουθούν. 38 Όπως εξειδικεύθηκε στον ν. 4152/2013, υποπαράγραφος Ι.1’ 39 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. 40 Στις μονάδες ΣΗΘΥΑ δεν συγκαταλέγεται η κατανεμόμενη μονάδα με την ισχύ προτεραιότητας 134,6 MW 41 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[41] Σε λειτουργία (MW) ΑΔΜΗΕ[42] Με ΟΠΣ (MW) ΔΕΔΔΗΕ[43] Σε λειτουργία (MW) ΔΕΔΔΗΕ Με ΟΠΣ (MW) Συνολικά (MW) ΑΤΤΙΚΗ 148,0 3,0 17,6 0,8 169,4 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 121,5 37,6 31,0 6,6 196,7 ΚΡΗΤΗ 0,0 0,0 210,0 3,6 ΚΥΚΛΑΔΕΣ 0,0 51,6 28,5 21,9 102,0 ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ 0,0 0,0 66,4 1,2 67,6 ΑΝΑΤΟΛΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ426,6 ΘΡΑΚΗ 88,4 17,7 0,0 532,7 ΗΠΕΙΡΟΣ 90,0 34,4 5,2 0,8 130,4 ΙΟΝΙΑ ΝΗΣΙΑ 82,7 0,0 35,3 4,4 122,4 [44] 213,6 [44] ΝΗΣΙΑ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 0,0 0,0 36,0 7,7 43,7 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ 534,4 315,2 206,2 0,0 1.055,7 ΣΤΕΡΕΑ ΕΛΛΑΔΑ 1.417,5 966,5 395,0 41,8 2.820,8 ΘΕΣΣΑΛΙΑ 0,0 99,0 1,6 0,0 100,6 ΔΥΤΙΚΗ ΕΛΛΑΔΑ 348,2 284,5 37,3 9,0 678,9 ΔΥΤΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 172,9 558,0 31,2 8,9 771,0 Σύνολα 3.342 2.438 1.119 107 7.005 ΑΤΤΙΚΗ 0,0 0,0 239,4 63,7 303,1 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 22,0 855,8 789,0 310,5 1.977,3 ΚΡΗΤΗ 0,0 0,0 102,3 2,2 104,5 ΚΥΚΛΑΔΕΣ 0,0 0,0 12,2 0,5 12,7 ΔΩΔΕΚΑΝΗΣΑ 0,0 0,0 31,6 0,4 32,0 313,8 411,0 218,6 943,5 ΑΝΑΤΟΛΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ0,0 ΘΡΑΚΗ ΗΠΕΙΡΟΣ 0,0 133,1 194,9 86,4 414,4 ΙΟΝΙΑ ΝΗΣΙΑ 0,0 0,0 34,2 25,4 59,6 ΝΗΣΙΑ ΒΑ ΑΙΓΑΙΟΥ 0,0 0,0 24,1 0,2 24,3 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ 34,3 648,3 347,5 49,4 1.079,5 ΣΤΕΡΕΑ ΕΛΛΑΔΑ 24,7 679,1 547,2 143,2 1.394,1 ΘΕΣΣΑΛΙΑ 48,0 469,8 638,3 300,7 1.456,8 ΔΥΤΙΚΗ ΕΛΛΑΔΑ 4,1 335,4 364,1 75,9 779,4 ΔΥΤΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 46,5 2.997,3 218,9 88,4 3.351,0 Σύνολα 180 6.433 3.955 1.366 11.932 Αιολικά & Φ/Β 3.521 8.871 5.074 1.472 18.938 41 Στοιχεία ΑΔΜΗΕ με ενημέρωση έως Μάρτιο 2022 42 Συμπεριλαμβάνονται και υπό έκδοση Προσφορές Σύνδεσης 43 Στοιχεία ΔΕΔΔΗΕ με ενημέρωση έως Φεβρουάριο 2022. Τα ΦΒ ΔΕΔΔΗΕ περιλαμβάνουν και ΦΒ Στέγης, ΦΒ net metering & ΦΒ virtual net metering 44 Περιλαμβάνονται έργα με Μη Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης που εντάσσονται στον Πίνακα 1 των αποφάσεων ΡΑΕ (904/2011, 155/2012 & 452/1025) σχετικά με το έργο σύνδεσης Πολυποτάμου - Ν. Μάκρης 42 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 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 37,3 4,0 1,8 0,5 51,5 22,9 118,0 ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 25,8 17,5 42,9 17,7 12,9 1,9 118,6 ΚΡΗΤΗ 0,0 3,0 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 7,5 17,6 5,2 7,8 46,5 9,6 94,1 ΗΠΕΙΡΟΣ 5,9 4,7 48,5 19,8 0,0 0,0 79,1 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 ΠΕΛΟΠΟΝΝΗΣΟΣ 0,5 0,0 5,3 10,8 66,1 17,0 99,7 ΣΤΕΡΕΑ ΕΛΛΑΔΑ 1,9 4,4 23,0 7,5 0,7 2,0 39,5 ΘΕΣΣΑΛΙΑ 21,3 9,3 21,2 16,4 6,7 4,8 79,7 ΔΥΤΙΚΗ ΕΛΛΑΔΑ 6,1 1,5 58,2 15,9 0,0 0,0 81,7 ΔΥΤΙΚΗ ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ 2,5 6,1 23,6 15,8 0,0 105,3 153,3 Σύνολα 109 68 230 112 184 163 867 Με βάση τα στοιχεία προκύπτει ότι εάν λογιστούν σωρευτικά οι υφιστάμενες εγκαταστάσεις ΑΠΕ μαζί με όσα έργα έχουν κατοχυρώσει το δικαίωμα να συνδεθούν στο Δίκτυο και στο Σύστημα μέσω Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης με το ΔΕΔΔΗΕ και τον ΑΔΜΗΕ αντίστοιχα, τα έργα ΑΠΕ που εντάσσονται στο Σχέδιο Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης (ΣΔΑΜ) και το δυναμικό ΑΠΕ που προκύπτει ως δυνατότητα στα νησιά που διασυνδέονται (Κυκλάδες, Κρήτη, Δωδεκάνησα, Β. Αιγαίο) το αποτέλεσμα περί τα 19,5 GW ισχύος υπερβαίνει ήδη το καταγεγραμμένο στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα στόχο για το 2030 (15,1 GW) και προσεγγίζει τον στόχο για ΑΠΕ ισχύος 20 GW στην ηλεκτροπαραγωγή όπως αναμένεται να αποτυπωθεί στην επικείμενη αναθεώρηση του ΕΣΕΚ. Επισημαίνεται ότι στην ως άνω εκτίμηση δεν έχει ληφθεί υπόψη η δυνατότητα που διαφαίνεται για την ανάπτυξη θαλάσσιων αιολικών πάρκων στην επόμενη δεκαετία. Όπως είναι γνωστό, ορισμένες γεωγραφικές περιοχές εμφανίζουν εδώ και χρόνια υψηλή συγκέντρωση Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, με αποτέλεσμα την εμφάνιση συνθηκών συμφόρησης ή/και κορεσμού στο Σύστημα Μεταφοράς[45], σύμφωνα με τον χάρτη ο οποίος φαίνεται στο Σχήμα 4.3. Είναι προφανές ότι το αμείωτο ενδιαφέρον που εξακολουθεί να υφίσταται δημιουργεί προϋποθέσεις για τον «ηλεκτρικό κορεσμό» και άλλων περιοχών του Συστήματος. Για το λόγο αυτό ο ΑΔΜΗΕ προγραμματίζει μια σειρά έργων ανάπτυξης σε βάθος του Συστήματος Μεταφοράς προκειμένου να αυξήσει τα περιθώρια για σύνδεση νέων μονάδων ΑΠΕ στο Σύστημα. 45 “Εισήγηση σχετικά με περιοχές με κορεσμένα δίκτυα”, επιστολή ΑΔΜΗΕ προς ΡΑΕ με αρ. πρωτ. ΑΔΜΗΕ Α.Ε./ΔΣΑΣ/20436/30.11.2015 43 4 | ΑΝΑΝΕΏΣΙΜΕΣ ΠΗΓΈΣ ΕΝΈΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΟΝΆΔΕΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΉΣ ΥΨΗΛΉΣ ΑΠΌΔΟΣΗΣ Σχήμα 4.3 Χάρτης περιοχών με μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα 4.3 Μονάδες ΑΠΕ σε Λειτουργία στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα Στο Γράφημα. 4.4 φαίνεται η εγχώρια παραγωγή της ηλεκτρικής ενέργειας από τους Σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ στο ΕΣΜΗΕ και αντίστοιχα στο Γράφημα 4.5 η εγκατεστημένη ισχύς για τα έτη 2008 έως και 2021. Η συνεισφορά των Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και των Σταθμών συμπαραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας υψηλής απόδοσης (ΣΗΘΥΑ) στο ενεργειακό ισοζύγιο (εξαιρουμένων των κατανεμόμενων Μονάδων ΥΗΣ και ΣΗΘΥΑ), από 3,87% το έτος 2008 ανήλθε και παραμένει άνω του 20% από το 2018 και έπειτα, ενώ το 2021 ανήλθε στο 33%. 44 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 16000 Α/Π Φ/Β ΜΥΗΣ 12000 ΣΒΙΟ ΣΗΘΥΑ 8000 4000 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Γράφημα 4.4 Παραγωγή της ηλεκτρικής ενέργειας από Σταθμούς Παραγωγής ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα (GWh)[46] 9000 Α/Π Φ/Β ΜΥΗΣ 6750 ΣΒΙΟ ΣΗΘΥΑ 4500 2250 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Γράφημα 4.5 Εγκατεστημένη ισχύς Σταθμών Παραγωγής ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα (MW) 16000 Α/Π Η συμμετοχή στην κάλυψη της ζήτησης από τις “καθαρές” πηγές ενέργειας (συμβατικοί υδροηλεκτρικοί Σταθμοί και Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, συμπεριλαμβανομένων των Σταθμών Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού Φ/Β και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης κατανεμόμενων και μη) ως ποσοστό της συνολικής ζήτησης δίνεται στο Σχήμα 4.6 το οποίο ΜΥΗΣ ακολουθεί. Από το διάγραμμα παρατηρείται ότι η συμμετοχή της “καθαρής” παραγωγής στην κάλυψη της ζήτησης αυξήθηκε 12000 από το 10,5% περίπου το έτος 2004 σε άνω του 30% από το 2018 και κορυφώθηκε στο 43% το 2021. Έπειτα από το έτος 2013 ΣΒΙΟ αυτή η συμμετοχή είναι σταθερά άνω του 25%, με αυξητική τάση. Σημειώνεται επίσης ότι σημαντικό ρόλο στη διαμόρφωση του ΣΗΘΥΑ ποσοστού συμμετοχής της «καθαρής» παραγωγής στο ισοζύγιο διαδραματίζει και η παραγωγή των ΥΗΣ, η οποία διαφέρει από 8000σε έτος βάσει των κλιματικών συνθηκών. έτος 4000 46 Από το έτος 2012 περιλαμβάνονται και οι Φ/Β Σταθμοί του Ειδικού Προγράμματος ΦΕΚ Β´ 1079/2009 Δεν περιλαμβάνεται η κατανεμόμενη μονάδα ΣΗΘΥΑ με την ισχύ προτεραιότητας 134,6 MW 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 45 4 | ΑΝΑΝΕΏΣΙΜΕΣ ΠΗΓΈΣ ΕΝΈΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΟΝΆΔΕΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΉΣ ΥΨΗΛΉΣ ΑΠΌΔΟΣΗΣ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΥΗΣ+ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΣΤΗ ΖΗΤΗΣΗ 50% 37,5% 25% 12,5% 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2022 Γράφημα 4.6 Συμμετοχή παραγωγής χωρίς καύση ορυκτών καυσίμων στη συνολική ζήτηση της ηλεκτρικής ενέργειας 4.4 Ε κτίμηση διαθέσιμων περιθωρίων για σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ στο Σύστημα Όπως αναφέρεται και στην Ενότητα 4.1, στο ΕΣΜΗΕ λειτουργούν σήμερα Σταθμοί παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 8541 MW περίπου, οι οποίοι συνδέονται σε αυτό είτε απευθείας είτε μέσω του Δικτύου. Η παροχή πρόσβασης σε διαρκώς αυξανόμενο όγκο Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μέσω των ΟΠΣ έχει ως αποτέλεσμα σε πολλές περιοχές του ΕΣΜΗΕ στα υφιστάμενα δίκτυα να εμφανίζονται συνθήκες συμφόρησης ή/και «κορεσμού» αναφορικά με τη δυνατότητα σύνδεσης νέων Σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Μια περιοχή του ΕΣΜΗΕ θεωρείται «κορεσμένη» όταν η ισχύς που εγχέεται στο Σύστημα μεταφοράς προς διακίνηση από αυτό υπερβαίνει τη διαθέσιμη ικανότητα μεταφοράς των δικτύων της περιοχής. Για τις «κορεσμένες» περιοχές, καθώς και για αυτές στις οποίες εμφανίζονται συνθήκες συμφόρησης[47], ο ΑΔΜΗΕ προγραμματίζει έργα ενίσχυσης του Συστήματος λαμβάνοντας υπόψη την πορεία της υλοποίησης των νέων Σταθμών ανά περιοχή, με στόχο την αύξηση της ικανότητας των δικτύων και την άρση των περιορισμών. Γενικότερα προβλήματα συμφόρησης ή/και περιορισμένων περιθωρίων εμφανίζονται σε τμήματα του ΕΣΜΗΕ σε αρκετές πλέον γεωγραφικές περιοχές όπως ενδεικτικά αναφέρονται ακολούθως: › Πελοπόννησος › Δυτική Μακεδονία › Κεντρική Μακεδονία (Κιλκίς) › Ανατολική Μακεδονία και Θράκη › Στερεά Ελλάδα (Εύβοια, Βοιωτία) › Νότιες Ιόνιοι Νήσοι › Κεντρική Ελλάδα (Μεσοχώρα) › Δυτική Ελλάδα (Ιωάννινα) 47 Επισημαίνεται, ότι οι αναφορές σε κορεσμό και συμρφόρηση ανάλυση αφορά μόνο την ηλεκτρική ικανότητα της απορρόφησης της ισχύος και σε καμία περίπτωση δε θεωρεί τυχόν άλλους περιορισμούς σχετικά με τη φέρουσα ικανότητα μιας περιοχής (περιβαλλοντικούς, κοινωνικούς κ.ά.), παράγοντες. 46 ΔΕΚΑΕΤΈΣ ΠΡΌΓΡΑΜΜΑ ΑΝΆΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΉΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΆΣ | 2023-2032 Στη συνέχεια παρατίθενται οι εκτιμήσεις του ΑΔΜΗΕ σχετικά με τα διαθέσιμα περιθώρια για τη σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ ανά περιοχή του Συστήματος Μεταφοράς έπειτα από την ολοκλήρωση των έργων που προγραμματίζονται σε αυτό το ΔΠΑ. Τα παρατιθέμενα στοιχεία αποτελούν την αρχική εκτίμηση της τάξης μεγέθους της ισχύος η οποία είναι δυνατό να απορροφηθεί και να μεταφερθεί από τα δίκτυα με ασφάλεια, καθώς η ακριβής αποτίμηση της κατάστασης εξαρτάται και από πλήθος παραγόντων οι οποίοι αφορούν τα δεδομένα του σχεδιασμού κάθε έργου (ακριβές σημείο σύνδεσης, ισχύς Σταθμού, τεχνολογία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ κ.ά.). Για την εκτίμηση των διαθέσιμων περιθωρίων ανά περιοχή του Συστήματος Μεταφοράς υιοθετήθηκε κατά βάση ο διοικητικός διαχωρισμός της επικράτειας σε περιφέρειες. Εξαίρεση αποτέλεσε η περιφέρεια Δυτικής Ελλάδας. Οι περιφερειακές ενότητες Αχαΐας - Ηλείας ενσωματώθηκαν στην περιφέρεια της Πελοποννήσου. Αυτό αφενός διότι γεωγραφικά (και κλιματικά) βρίσκονται εγγύτερα στις περιφερειακές ενότητες της Πελοποννήσου παρά της Ηπείρου, ενώ αφετέρου ηλεκτρικά ανήκουν στην περιοχή της Πελοποννήσου με τα ιδιαίτερα χαρακτηριστικά ως προς την σύνδεσή της με το υπόλοιπο ΕΣΜΗΕ. Η περιφερειακή ενότητα Αιτωλοακαρνανίας ενσωματώθηκε στην περιφέρεια Ηπείρου. Επίσης, στα νησιά ορίστηκαν περιοχές βάσει των διασυνδεόμενων περιοχών και όχι βάσει του διοικητικού διαχωρισμού. Ορίστηκαν οι περιοχές Κυκλάδων, Δωδεκανήσων και Β.Α. Αιγαίου. Με βάση τα παραπάνω δίνεται στο Σχήμα 4.7 η εκτίμηση των διαθέσιμων περιθωρίων ισχύος ανά περιοχή για σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ (πέρα από υφιστάμενους Σταθμούς και έργα που διαθέτουν οριστικές προσφορές ή συμβάσεις σύνδεσης). Τα διαθέσιμα περιθώρια δίνονται διακριτά για τα δύο επίπεδα τάσεων του Συστήματος Μεταφοράς, 150 και 400 kV και έχουν υπολογιστεί ανά περιοχή του Συστήματος Μεταφοράς θεωρώντας σταθερές τις συνδέσεις στις υπόλοιπες περιοχές ανά περίπτωση. Συνεπώς ισχύουν ανά περιοχή και όχι σωρευτικά για το Σύστημα Μεταφοράς, καθώς η σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ σε κάθε περιοχή του Συστήματος Μεταφοράς έχει επίδραση στο σύνολο του Συστήματος. Επισημαίνεται ότι τα δεδομένα παρέχονται μόνο για πληροφόρηση. Δεν υποκαθιστούν τη διενέργεια των μελετών σύνδεσης που εκπονεί ο ΑΔΜΗΕ για την εξέταση των αιτήσεων σύνδεσης και την έκδοση των σχετικών προσφορών σύνδεσης. Ως εκ τούτου η ύπαρξη διαθέσιμου περιθωρίου ισχύος σε περιοχές του Συστήματος δεν ισοδυναμεί απευθείας με δυνατότητα σύνδεσης δυναμικού παραγωγής από ΑΠΕ & ΣΥΘΗΑ στους διάφορους ηλεκτρικούς κόμβους της περιοχής αυτής. Στην περίπτωση εγκατάστασης Σταθμών Αποθήκευσης σε συνάρτηση με την παροχή υπηρεσιών αποσυμφόρησης από αυτούς, το περιθώριο ανάπτυξης νέων Σταθμών ΑΠΕ διευρύνεται και θα γίνει νεότερη εκτίμηση λαμβάνοντας υπόψη το μέγεθος και τα τεχνικά χαρακτηριστικά των Αποθηκευτικών Σταθμών. Ένας επιπλέον παράγοντας που δύναται να αυξήσει σημαντικά τα περιθώρια για την ανάπτυξη Σταθμών ΑΠΕ σχετίζεται με τη δυνατότητα επιβολής ελεγχόμενων λειτουργικών περιορισμών (περικοπές) σε περιορισμένη κλίμακα επί της παραγωγής των Σταθμών ΑΠΕ σε συνθήκες συμφόρησης των διασυνδετικών δικτύων[48]. Η δυνατότητα αυτή αποτελεί μια διεθνώς διαδεδομένη σημαντική πηγή ευελιξίας των σύγχρονων συστημάτων μεταφοράς και προβλέπεται στο θεσμικό πλαίσιο της Ε.Ε. βάσει του Κανονισμού (ΕΕ) 2019/943 της 5ης Ιουνίου 2019 σχετικά με την εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, όπου στο Άρθρο 13 προβλέπεται υπό συγκεκριμένες προϋποθέσεις η δυνατότητα ανακατανομής της ηλεκτροπαραγωγής μη βασιζόμενης στην αγορά. Η δυνατότητα αυτή αφορά περιοχές με συστηματική εμφάνιση συνθηκών συμφόρησης και οι επιβαλλόμενες περικοπές εφόσον αιτιολογούνται τεχνικοοικονομικά δεν θα υπερβαίνουν το 5% της ετήσιας παραγομένης ηλεκτρικής ενέργειας, ενώ δίνεται η δυνατότητα καθορισμού άλλου ορίου για τα κράτη μέλη στα οποία η ηλεκτρική ενέργεια από μονάδες ηλεκτροπαραγωγής που χρησιμοποιούν ανανεώσιμες πηγές ενέργειας ή συμπαραγωγή υψηλής απόδοσης αντιπροσωπεύει περισσότερο από το 50% της ετήσιας ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. Σε κάθε περίπτωση επισημαίνεται ότι προκειμένου να είναι δυνατή η επιβολή περιορισμών σε συνθήκες πραγματικής λειτουργίας, απαραίτητη προϋπόθεση αποτελεί η συγκρότηση θεσμικού πλαισίου που θα ρυθμίζει όλες τις συμβατικές και τεχνικές παραμέτρους καθώς και τη μεθοδολογία για την υλοποίηση των περικοπών ισχύος σε Σταθμούς ΑΠΕ και ακολούθως η εφαρμογή των απαραίτητων διαδικασιών και η ανάπτυξη των απαραίτητων εφαρμογών για την υλοποίηση των περιορισμών κατά τη λειτουργία του Συστήματος. 48 Σημειώνεται ότι σύμφωνα με τις προβλέψεις του Ν. 4821/2021 (ΦΕΚ Α'134/31.07.2021) επίκειται εισήγηση του ΑΔΜΗΕ προς τη ΡΑΕ αναφορικά με τα διαθέσιμα περιθώρια ισχύος για την ανάπτυξη σταθμών ΑΠΕ για τα νησιά Κρήτης και Κυκλάδων. Στην εισήγηση αυτή θα δοθούν επίσης τα περιθώρια ανάπτυξης σταθμών ΑΠΕ για το σενάριο που γίνεται αποδεκτή η επιβολή ελεγχόμενων λειτουργικών περιορισμών (περικοπές). 47 4 | ΑΝΑΝΕΏΣΙΜΕΣ ΠΗΓΈΣ ΕΝΈΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΜΟΝΆΔΕΣ ΣΥΜΠΑΡΑΓΩΓΉΣ ΥΨΗΛΉΣ ΑΠΌΔΟΣΗΣ Ανατολική Μακεδονία - Θράκη Δυτική Μακεδονία 50 450 400 1800 Κεντρική Μακεδονία 1200 2700 Τάση 150kV Θεσσαλία Ήπειρος / Ιόνια νησιά 150 800 Τάση 400kV 150 200 Β. Αιγαίο 400 Στερεά Ελλάδα 400 1450 Αττική 600 1800 Πελοπόννησος 200 350 Κυκλάδες 260 Δωδεκάνησα 470 Κρήτη 760 Σχήμα 4.7 Διαθέσιμα Περιθώρια ισχύος για σύνδεση νέων Σταθμών ΑΠΕ (MW)[49] 49 Για το διαθέσιμο περιθώριο στη Δυτική Μακεδονία έχει ληφθεί υπόψη η υπό έκδοση ΠΣ για Φ/Β ισχύος 939,8 MW σε περιοχές του Ορυχείου Αμυνταίου, στους Δ. Εορδαίας και Κοζάνης της Π.Ε. Κοζάνης υπαγόμενοι στο Σχέδιο Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης (ΣΔΑΜ) σε «Ζώνες Απολιγνιτοποίησης» Το διαθέσιμο περι

🔗 Στην επίσημη πηγή

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

Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΕ επί του Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), για τα έτη 2