Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΕ επί της εισήγησης του ΑΔΜΗΕ για το περιθώριο ισχύος έργων ΑΠΕ στα νησιά που εμπίπτουν στην εφαρμογή του άρθρου 100 του ν.

(6)μηνών από την έναρξη ισχύος του παρόντος, κατόπιν εισήγησης του Ανεξάρτητου Διαχειριστή Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), η οποία υποβάλλεται στη ΡΑΕ και κοινοποιείται στο Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας εντός τεσσάρων

(4)μηνών από την έναρξη ισχύος του παρόντος, καθορίζεται το περιθώριο ισχύος έργων ΑΠΕ για τα διάφορα νησιά ή νησιωτικά συστήματα για κάθε φάση διασύνδεσής τους με το Διασυνδεδεμένο Σύστημα, όσον αφορά στις περιπτώσεις νησιών όπου αναπτύσσονται Ομάδες Έργων ΑΠΕ της παρ. 1. […]» Σημειώνεται ότι αναφορικά με το περιθώριο ισχύος έργων ΑΠΕ στο νησί της Κρήτης και για λόγους διαφάνειας και πλήρους ενημέρωσης των ενδιαφερομένων, επισυνάπτονται σχετικές μελέτες που έχουν διενεργηθεί για λογαριασμό της ΡΑΕ την τελευταία διετία. Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΕ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση info@rae.gr ή εγγράφως, έως και τη Δευτέρα 17 Οκτωβρίου 2022. 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. Κείμενο διαβούλευσης: Εισήγηση ΑΔΜΗΕ (ΡΑΕ/Ι-323832/29.3.22) Συνημμένα συμπληρωματικά κείμενα για το περιθώριο ισχύος έργων ΑΠΕ στο νησί της Κρήτης: Μελέτη ΕΜΠ/ΕΠΙΣΕΥ, Ιούνιος 2020 Μελέτη ΕΛΜΕΠΑ και ΕΜΠ, Ιούνιος 2022 ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος ΠΕΡΙΘΩΡΙΟ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ΜΕΤΑ ΤΗΝ ΟΛΟΚΛΗΡΩΣΗ ΤΩΝ ΕΡΓΩΝ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΟΥ ΜΕ ΤΟ ΕΣΜΗΕ ΦΟΡΕΑΣ ΑΝΑΘΕΣΗΣ: Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (ΡΑΕ) Έκδοση 1.0 Ιούνιος 2020 ΕΘΝΙΚΟ ΜΕΤΣΟΒΙΟ ΠΟΛΥΤΕΧΝΕΙΟ Σχολή Ηλεκτρολόγων Μηχανικών και Μηχανικών Υπολογιστών Τομέας Ηλεκτρικής Ισχύος ΠΕΡΙΘΩΡΙΟ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΣΤΟ ΣΥΣΤΗΜΑ ΤΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ΜΕΤΑ ΤΗΝ ΟΛΟΚΛΗΡΩΣΗ ΤΩΝ ΕΡΓΩΝ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΗΣ ΤΟΥ ΜΕ ΤΟ ΕΣΜΗΕ Ο ΜΑΔΑ Ε ΡΓΟΥ: Παπαθανασίου Σταύρος, Καθηγητής ΕΜΠ Ψαρρός Γιώργος, Δρ. ΕΜΠ Παπακωνσταντίνου Αποστόλης, ΥΔ ΕΜΠ Έκδοση 1.0 Ιούνιος 2020 Περιεχόμενα 1. Εισαγωγή ................................................................................................................................... 4 2. Βασικές αρχές προσομοίωσης του ελληνικού διασυνδεδεμένου συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας ................................................................................................................................... 6 3. Περιθώριο εγκατάστασης ισχύος ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης ............................................. 8 3.1. Θεωρήσεις και σενάρια εξέτασης ........................................................................................ 8 3.2. Περιθώρια ΑΠΕ τοπικής ζώνης Κρήτης απουσία αποθήκευσης ................................... 10 3.3. Περιθώρια ΑΠΕ τοπικής ζώνης Κρήτης με αποθήκευση ισχύος 100MW και χωρητικότητας 1200 MWh ................................................................................................ 13 3.4. 4. Σύγκριση περιθωρίων υποδοχής ΑΠΕ Κρήτης με και χωρίς τοπική αποθήκευση ........ 15 Συμπεράσματα.............................................................................................................................. 17 Παράρτημα Α: Δεδομένα εισόδου προσομοιώσεων και θεωρήσεις ............................................. 19 Παράρτημα Β: Ανάλυση ευαισθησίας περικοπών ΑΠΕ ως προς τις χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ & φορτίου ............................................................................................................................ 21 Παράρτημα Γ: Ανάλυση ευαισθησίας περιθωρίων ΑΠΕ ως προς το ποσοστό των νέων Φ/Β που δέχεται setpoint ............................................................................................................................. 22 Αναφορές ................................................................................................................................. 24 Ε ΠΙΣΕΥ -ΕΜΠ iii Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ 1. Εισαγωγή Το έως σήμερα αυτόνομο σύστημα της Κρήτης αναμένεται να διασυνδεθεί με το υπόλοιπο εθνικό διασυνδεδεμένο σύστημα (ΕΔΣ) εντός του 2020. H διασύνδεση προγραμματίζεται να ολοκληρωθεί σε δύο στάδια, βάσει του σχεδιασμού του Διαχειριστή Συστήματος (ΑΔΜΗΕ) [1]. Εντός του 2020 έχει προγραμματιστεί να ολοκληρωθεί η περιορισμένης μεταφορικής ικανότητας ζεύξη εναλλασσόμενου ρεύματος (ΕΡ) του νησιού με την Πελοπόννησο, ενώ εντός της επόμενης τριετίας αναμένεται να τεθεί σε λειτουργία η διασύνδεση συνεχούς ρεύματος (ΣΡ) με την Αττική, τεχνολογίας HVDC και μεταφορικής ικανότητας 1000 MW. Το σύστημα της Κρήτης θα αποτελεί ξεχωριστή ζώνη των αγορών του ΕΔΣ. Αντικείμενο της παρούσας μελέτης αποτελεί ο προσδιορισμός των περιθωρίων υποδοχής ισχύος ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, μετά την πλήρη διασύνδεση του νησιού με το ηπειρωτικό σύστημα. Συγκεκριμένα, το ερώτημα που τίθεται αφορά στην ισχύ αιολικών και Φ/Β σταθμών που μπορεί να εγκατασταθεί επί της Κρήτης, ώστε να αξιοποιείται πλήρως η εξαγωγική ικανότητα των διασυνδέσεων του νησιού με το ΕΔΣ. Στην ανάλυση πρέπει να ληφθούν υπόψη οι περιορισμοί ικανότητας και οι δυνατότητες μεταβατικής υπερφόρτισης των διασυνδέσεων, ώστε να διασφαλίζεται η ασφάλεια λειτουργίας του συστήματος σε κανονικές καταστάσεις, αλλά και σε συνθήκες απώλειας κύριων στοιχείων του δικτύου (Ν-1). Για τον προσδιορισμό των περιθωρίων πρέπει να ληφθεί υπόψη η δυνατότητα επιβολής περικοπών στην παραγωγή των σταθμών ΑΠΕ που λειτουργούν επί του νησιού (setpoint), ώστε να μεγιστοποιηθεί η εγκατεστημένη ισχύς και η αξιοποίηση του πλούσιου τοπικού δυναμικού ΑΠΕ. Επιπλέον ζητήθηκε να αξιολογηθεί η συμβολή τοπικών αποθηκευτικών σταθμών μεγάλης χωρητικότητας στη βελτίωση της ικανότητας υποδοχής ΑΠΕ του νησιού και ειδικότερα αποθηκευτικού δυναμικού της τάξης των 100 MW και ισοδύναμης χωρητικότητας τουλάχιστον 10 ωρών. Έτος αναφοράς για την ανάλυση θεωρείται το 2030, όπου οι δύο διασυνδέσεις της ζώνης της Κρήτης θα βρίσκονται σε πλήρη λειτουργία. Για τη διεξαγωγή των προσομοιώσεων μοντελοποιείται το ΕΔΣ συνολικά, υπό τις συνθήκες ζήτησης, ανάπτυξης της συμβατικής παραγωγής και των ΑΠΕ που ορίζει το ΕΣΕΚ, [2]. Η προσέγγιση αυτή είναι η ενδεδειγμένη ώστε να αναπαράγεται σωστά η διαχείριση των αποθηκευτικών πόρων επί του νησιού, οι οποίοι δραστηριοποιούνται στην αγορά του ΕΔΣ. Ο προσδιορισμός των περιθωρίων διείσδυσης των ΑΠΕ στην τοπική ζώνη της Κρήτης πραγματοποιείται μεταβάλλοντας την εγκατεστημένη ισχύ αιολικών πάρκων (Α/Π) και Φ/Β στο νησί σε ένα ευρύ πεδίο, έως 2800 MW και 1450 MW αντίστοιχα, με και χωρίς την παρουσία τοπικής αποθήκευσης. Βασικό κριτήριο για τον προσδιορισμό της ικανότητας υποδοχής ΑΠΕ είναι οι ετήσιες περικοπές ενέργειας των σταθμών, για τις οποίες τίθεται όριο ίσο με 5%, ανεξαρτήτως τεχνολογίας. Τονίζεται ότι το όποιο περιθώριο εγκατάστασης ισχύος ΑΠΕ επί του νησιού αξιολογείται σε σχέση με την ικανότητα των νέων ηλεκτρικών διασυνδέσεων του νησιού και μόνο αυτών, χωρίς η μελέτη να υπεισέρχεται και να αξιολογεί ζητήματα χωροταξικών περιορισμών ανάπτυξης, αποδοχής από τις τοπικές κοινωνίες και άλλων μη τεχνικών περιορισμών. Επίσης δεν αξιολογείται η επάρκεια των δικτύων επί του νησιού, καθώς θεωρείται δεδομένο ότι η ανάπτυξη μεγάλης νέας ισχύος ΑΠΕ θα επιβάλει έργα αναβάθμισης των τοπικών δικτύων ΥΤ και ΜΤ, τα οποία βρίσκονται εκτός αντικειμένου της παρούσας μελέτης. Η οργάνωση της έκθεσης έχει ως εξής: ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 4 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ  Στο Κεφάλαιο 2 παρουσιάζονται οι βασικές αρχές στις οποίες δομούνται οι μεθοδολογίες ανάλυσης και προσομοίωσης που εφαρμόζονται στη μελέτη.  Στο Κεφάλαιο 3 παρουσιάζονται τα αποτελέσματα αναφορικά με το περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, με και χωρίς την παρουσία αποθήκευσης.  Στο Κεφάλαιο 4, συνοψίζονται τα αποτελέσματα της μελέτης και εξάγονται τα βασικά συμπεράσματα.  Στο Παράρτημα A παρουσιάζονται τα δεδομένα εισόδου των προσομοιώσεων και οι βασικές θεωρήσεις της ανάλυσης.  Στο Παράρτημα B πραγματοποιείται ανάλυση ευαισθησίας των περικοπών ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης ως προς τις χρησιμοποιούμενες χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ & φορτίου.  Στο Παράρτημα Γ πραγματοποιείται ανάλυση της ευαισθησίας των περιθωρίων ΑΠΕ της ζώνης Κρήτης ως προς το ποσοστό των νέων Φ/Β σταθμών που διαθέτουν δυνατότητα ελέγχου της παραγωγής τους (λήψης setpoint). ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 5 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ 2. Βασικές αρχές προσομοίωσης του ελληνικού διασυνδεδεμένου συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας Προκειμένου να προσδιοριστεί το περιθώριο εγκατάστασης ισχύος ΑΠΕ στην Κρήτη μετά την πλήρη διασύνδεση του νησιού με το λοιπό ηπειρωτικό σύστημα, προσομοιώνεται το ΕΔΣ συνολικά, δίνοντας έμφαση στη ζώνη της Κρήτης και στους λειτουργικούς περιορισμούς των διασυνδέσεων AC και DC. Η ενιαία προσομοίωση του συστήματος κρίνεται απαραίτητη για δύο λόγους:   Αρχικά για την ορθότερη αναπαράσταση του συνόλου των περικοπών ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, οι οποίες θα επιβάλλονται κυρίως λόγω εξάντλησης της εξαγωγικής δυνατότητας των διασυνδέσεων, αλλά δευτερευόντως και σε μικρό ποσοστό εξαιτίας συμφόρησης του συστήματος συνολικά, η οποία θα επιβάλει περικοπές στις ΑΠΕ της Κρήτης ακόμη κι αν οι διασυνδέσεις δεν είναι πλήρως φορτισμένες. Η εξέταση της λειτουργίας και συνεισφοράς τοπικής αποθήκευσης επί της Κρήτης προϋποθέτει την προσομοίωση του συστήματος συνολικά, δεδομένου ότι η δραστηριοποίηση του σταθμού στην αγορά του ΕΔΣ τις ώρες που οι διασυνδέσεις δεν βρίσκονται σε κορεσμό δημιουργεί αλληλεπίδραση με τα διαστήματα κορεσμού λόγω υπερπαραγωγής ΑΠΕ και δεν μπορεί να αγνοηθεί. Η προσομοίωση του ΕΔΣ πραγματοποιείται υιοθετώντας βέλτιστη για το σύστημα προσέγγιση (cost optimal approach), βάσει του αντικειμενικού μεταβλητού κόστους λειτουργίας των συνιστωσών παραγωγής του, χωρίς να λαμβάνεται υπόψη η διαμόρφωση τιμών λόγω συμπεριφορών των παικτών ή στρατηγικών arbitrage μεταξύ αγορών. Η μεθοδολογία επίλυσης του προβλήματος ένταξης και φόρτισης μονάδων (unit commitment & economic dispatch – UC-ED) που χρησιμοποιείται, λαμβάνει υπόψη όλους τους περιορισμούς που προδιαγράφονται στα [3]– [6], συμπεριλαμβανομένων των περιορισμών παρεχόμενων εφεδρειών κάθε κατηγορίας, περιορισμών ροών στις εξωτερικές διασυνδέσεις, περιορισμών λειτουργίας των υδροηλεκτρικών και αποθηκευτικών σταθμών του ΕΔΣ, περιορισμών φόρτισης εσωτερικών διασυνδέσεων κ.λπ. Αναλυτικότερα, το πρόβλημα βελτιστοποίησης περιλαμβάνει:  Την αντικειμενική συνάρτηση προς ελαχιστοποίηση. Βασικός στόχος του προβλήματος είναι η ανεύρεση λύσης που θα ελαχιστοποιεί τις αποκλίσεις από τους περιορισμούς του συστήματος και παράλληλα θα οδηγεί στη μεγιστοποίηση της διείσδυσης ΑΠΕ και την ελαχιστοποίηση του συνολικού κόστους παραγωγής του συστήματος.  Ένα σύνολο λειτουργικών, τεχνικών και διαχειριστικών περιορισμών, οι βασικότεροι εκ των οποίων είναι οι εξής: i. Ισοζύγιο ενέργειας: Ο περιορισμός του ισοζυγίου ενέργειας αποτελεί τον βασικότερο περιορισμό του προβλήματος βελτιστοποίησης και ορίζει ότι για κάθε εξεταζόμενη περίοδο κατανομής, η συνολική παραγωγή των ενταγμένων μονάδων του συστήματος, η παραγωγή των μονάδων ΑΠΕ και αποθήκευσης και οι εισαγωγές των διασυνδέσεων πρέπει να ισούνται με τη συνολική ζήτηση, την απορρόφηση των μονάδων αποθήκευσης και τις εξαγωγές των διασυνδέσεων. Προβλέπονται επίσης υπηρεσίες ευελιξίας ζήτησης, και υπάρχει η δυνατότητα απόρριψης φορτίου, ως λύση τελευταίου καταφυγίου, στις περιπτώσεις που η συνολικά διαθέσιμη παραγωγή δεν επαρκεί για την κάλυψη της ζήτησης. ii. Λειτουργική κατάσταση μονάδων συστήματος: Μονάδα η οποία έχει κατανεμηθεί προς παραγωγή, μπορεί να βρίσκεται σε φάση συγχρονισμού, ενδιάμεσου φορτίου, κατανομής ή ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 6 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ αποσυγχρονισμού. iii. Ελάχιστος χρόνος κράτησης και λειτουργίας μονάδας: Η ικανοποίηση του ελάχιστου χρόνου λειτουργίας/κράτησης της μονάδας διασφαλίζει ότι η μονάδα θα παραμείνει σε λειτουργία/κράτηση για τον ελάχιστο χρόνο κράτησής της, από τη στιγμή που αυτή σβήνει για όλα τα πιθανά σύνολα συνεχών περιόδων κατανομής. iv. Προσδιορισμός ισχύος εξόδου των μονάδων: H ισχύς εξόδου κάθε μονάδας περιορίζεται από τη ράμπα ανόδου και παράλληλα ικανοποιεί τη ράμπα καθόδου της, ενώ η απόφαση αναφορικά με το επίπεδο παραγωγής της λαμβάνεται με σκοπό την ελαχιστοποίηση του συνολικού μεταβλητού κόστους των μονάδων του συστήματος, αξιοποιώντας την καμπύλη ειδικής κατανάλωσης καυσίμου κάθε μονάδας. v. Ικανοποίηση απαιτήσεων εφεδρειών ενεργού ισχύος: Για την ικανοποίηση των σχετικών απαιτήσεων εφεδρειών του συστήματος, πραγματοποιείται δέσμευση εφεδρειών από τις μονάδες του συστήματος, βάσει των ικανοτήτων παροχής εφεδρειών κάθε μονάδας, ανά τύπο εφεδρείας. Διακρίνονται οι παρακάτω τύποι εφεδρειών: Frequency Containment Reserves – FCR Automatic Frequency Restoration Reserves – aFRR Manual Frequency Restoration Reserves – mFRR vi. Περιορισμοί λειτουργίας αποθηκευτικών σταθμών συστήματος: Η αποθήκευση κατ’ αρχήν αντιμετωπίζεται ως στοιχείο συστήματος, που λειτουργεί ελεύθερα στην αγορά με στόχο τη συνολική βελτίωση της οικονομικότητας λειτουργίας του ΣΗΕ, υπό τους τεχνικούς περιορισμούς που επιβάλλονται από τη φύση της εκάστοτε τεχνολογίας αποθήκευσης. Αυτή η πολιτική διαχείρισης, στην οποία οι αποθηκευτικές μονάδες αποτελούν στοιχεία ευελιξίας του συστήματος, οδηγεί στη βέλτιστη αξιοποίησή τους και στην επίτευξη του μέγιστου δυνατού οφέλους από την ανάπτυξη αποθηκευτικών σταθμών. vii. Περιορισμοί διασυνοριακών ροών: Η ποσότητα εισαγωγών/εξαγωγών που διακινείται επί των συνόρων αποφασίζεται με όρους ελαχιστοποίησης του συνολικού κόστους παραγωγής του συστήματος, εσωτερικά του προβλήματος βελτιστοποίησης, αναλόγως της θεωρούμενης τιμής εισαγωγών/εξαγωγών ανά χρονική περίοδο εξέτασης και σύνορο. Η ισχύς των εισαγωγών/εξαγωγών περιορίζεται βάσει της εισαγωγικής/εξαγωγικής ικανότητας κάθε συνόρου. viii. Περιορισμοί υδροηλεκτρικών σταθμών: Οι υδροηλεκτρικοί σταθμοί του συστήματος θεωρείται ότι προσφέρουν την ενέργειά τους προς κατανομή με στόχο την παρακολούθηση, ανά ημέρα, της στάθμης αναφοράς τους, ώστε να είναι εφικτή η τήρηση των επιθυμητών εποχιακών υδάτινων αποθεμάτων. ix. Περιορισμοί ροών διασυνδέσεων Κρήτης-ηπειρωτικού συστήματος: Οι δύο διασυνδέσεις του ΣΗΕ της Κρήτης με το λοιπό ηπειρωτικό σύστημα μοντελοποιούνται λεπτομερώς εντός του προβλήματος βελτιστοποίησης. Οι περιορισμοί της κατηγορίας αυτής αφορούν την τήρηση των αναγκαίων εφεδρειών επί των διασυνδέσεων ώστε να διασφαλίζεται ότι το σύστημα μπορεί να ανταπεξέλθει σε ενδεχόμενη απρόσμενη απώλεια ενός κλάδου της AC ή ενός πόλου της DC διασύνδεσης. Επιπλέον, λαμβάνονται υπόψη οι απώλειες επί των διασυνδέσεων. Ο τελικός λειτουργικός περιορισμός που επιβάλλεται περιορίζει τη μέγιστη διακινούμενη ισχύ επί των δύο διασυνδέσεων ταυτόχρονα (εισαγωγική ή εξαγωγική λειτουργία) σε περίπου 800 MW υπό κανονικές συνθήκες (Ν). ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 7 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ 3. Περιθώριο εγκατάστασης ισχύος ΑΠΕ στο σύστημα της Κρήτης 3.1. Θεωρήσεις και σενάρια εξέτασης Το αυτόνομο ηλεκτρικό σύστημα της Κρήτης περιλαμβάνει σήμερα περί τα 100 MW εγκατεστημένων φωτοβολταϊκών σταθμών και 200 ΜW εγκατεστημένων Α/Π. Λόγω της απομονωμένης φύσης του, το σύνολο των εγκατεστημένων Α/Π διαθέτει δυνατότητα περιορισμού της ισχύος εξόδου του, μέσω εντολών setpoint σε πραγματικό χρόνο. Αντίθετα, οι υφιστάμενοι Φ/Β σταθμοί δεν διαθέτουν δυνατότητα υποδοχής εντολών περιορισμού της παραγωγής τους, καθώς το θεσμικό πλαίσιο που ίσχυε τον χρόνο ανάπτυξής τους και οι συμβάσεις τους δεν είχαν τέτοια πρόβλεψη. Στην παρούσα μελέτη εξετάζεται η διασυνδεδεμένη λειτουργία του συστήματος της Κρήτης, με έτος αναφοράς το 2030, σύμφωνα με τις παραδοχές του πρόσφατου ΕΣΕΚ ([2]). Βάσει του προγραμματισμού του ΑΔΜΗΕ [1], προβλέπεται ότι έως το 2023 θα έχουν ολοκληρωθεί και τεθεί σε λειτουργία οι δύο διασυνδέσεις της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα, με την AC διασύνδεση να εντάσσεται περί τα τέλη του 2020 και την DC περί το 2023. Το περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ του συστήματος της Κρήτης κατά το αρχικό στάδιο λειτουργίας μόνο με την AC διασύνδεση έχει ήδη εκτιμηθεί από τους Διαχειριστές Δικτύου και Συστήματος σε 180 MW συνολικά, επί πλέον της ήδη εγκατεστημένης ισχύος, που στη συνέχεια της μελέτης ενδεικτικά μεταφράζεται σε δυνατότητα προσθήκης έως ~100 MW A/Π και ~100 MW Φ/Β στο διάστημα έως την ένταξη της διασύνδεσης ΣΡ. Η συνολική αυτή ισχύς αιολικών 300 MW και Φ/Β 200 MW έως την ένταξη της διασύνδεσης ΣΡ, λαμβάνεται ως δεδομένη στη μελέτη. Επιπλέον αυτών, δεδομένη στην Κρήτη λαμβάνεται και εγκατεστημένη ισχύς 50 MW ηλιοθερμικών σταθμών, 10 MW σταθμών βιομάζας-βιοαερίου και 10 MW μικρών μονάδων ΣΥΘΗΑ. Για τον προσδιορισμό του πρόσθετου περιθωρίου ΑΠΕ μετά την ολοκλήρωση των έργων διασύνδεσης εξετάζεται συνδυαστικά η εγκατάσταση Α/Π και Φ/Β ως εξής:  Εγκατάσταση επιπλέον 0 έως 2500 MW Α/Π (300 MW έως 2800 MW συνολική εγκατεστημένη ισχύς Α/Π)  Εγκατάσταση επιπλέον 0 έως 1250 MW Φ/Β εγκατεστημένη ισχύς Φ/Β σταθμών) (200 MW έως 1450 MW συνολική Η ισχύς των εγκατεστημένων ΑΠΕ στο ΕΔΣ συνολικά διατηρείται σταθερή στα ~15.7 GW (Παράρτημα Α) καθώς μεταβάλλεται η εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ της Κρήτης, αυξομειώνοντας κατάλληλα την ισχύ στο ηπειρωτικό σύστημα. Η θεώρηση αυτή επιτρέπει τη σύγκριση σεναρίων που διαφέρουν πολύ ως προς την ισχύ ΑΠΕ επί του νησιού, διότι το επίπεδο κορεσμού στο ΕΔΣ συνολικά είναι αντίστοιχο σε όλα τα σενάρια και άρα δεν προκαλεί ανεπιθύμητες διαφοροποιήσεις στις περικοπές παραγωγής ΑΠΕ, όχι λόγω τεχνικών περιορισμών που σχετίζονται με τη μεταφορική ικανότητα των διασυνδέσεων, αλλά λόγω αδυναμίας του όλου συστήματος να υποδεχθεί την παραγωγή των συνολικά εγκατεστημένων ΑΠΕ. Επιπλέον, προκειμένου ελαχιστοποιηθούν οι περικοπές ΑΠΕ που δεν οφείλονται στις διασυνδέσεις του νησιού, ώστε να επηρεάζουν κατά το δυνατόν λιγότερο την αξιολόγηση των σεναρίων, θεωρείται υψηλή εγκατεστημένη ισχύς αποθήκευσης, περί τα 1750 MW στο σύστημα συνολικά, που πρακτικά σχεδόν εξαλείφει τις περικοπές ΑΠΕ συστήματος (<0.2% σε όλες τις εξεταζόμενες περιπτώσεις). Το μέγεθος αυτό αποθήκευσης του ΕΔΣ αντιστοιχεί στη βέλτιστη διαστασιολόγηση νέας ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 8 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ αποθηκευτικής ισχύος της μελέτης που παρουσιάζεται στο [7] για το 2030. Με αυτές τις θεωρήσεις, περικοπές ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης κατά βάση προκύπτουν όταν η παραγωγή ΑΠΕ στη ζώνη είναι τόσο αυξημένη ώστε να υπερκαλύπτει την τοπική ζήτηση και ταυτόχρονα να εξάγονται προς το ηπειρωτικό σύστημα τουλάχιστον 800 MW παραγωγής (όσο το μέγιστο όριο συνδυασμένης φόρτισης των δύο διασυνδέσεων). Οι περικοπές των ΑΠΕ της Κρήτης πραγματοποιούνται αναλογικά προς την ωριαία διαθέσιμη παραγωγή των τεχνολογιών ΑΠΕ και κατηγοριών σταθμών που επιδέχονται διαχείριση ισχύος, σύμφωνα με τις εξής θεωρήσεις:  Όλα τα Α/Π, υφιστάμενα και νέα, δέχονται περικοπές.  Όλες οι κατανεμόμενες ΑΠΕ (ΗΘΣ, βιομάζα) και ΣΗΘΥΑ δέχονται περικοπές.  Από τα εγκατεστημένα Φ/Β της Κρήτης: o Τα υφιστάμενα ~100 MW δεν δέχονται περικοπές. o Ένα μέρος των νέων Φ/Β μπορεί να δεχθεί εντολές περιορισμού. Η θεώρηση ότι μέρος της νέας εγκατεστημένης ισχύος Φ/Β μπορεί να δεχθεί εντολές περιορισμού κρίνεται κατ’ αρχήν εύλογη για σταθμούς μεγάλου μεγέθους που συνδέονται στο δίκτυο ΜΤ ή ΥΤ. Αντίθετα, η ελεγξιμότητα των μικρών Φ/Β σταθμών που εγκαθίστανται στην ΧΤ δεν μπορεί να θεωρηθεί εφικτή με τα σημερινά δεδομένα, ενώ γκρίζα ζώνη αποτελούν οι μικρής ισχύος σταθμοί της ΜΤ (ενδεικτικά από 100 kW έως 500 ή 1000 kW). Εάν η ένταξή τους στο σύστημα AGC δεν συνιστά ρεαλιστική προοπτική, τότε είναι εξεταστέα η διαχείρισή τους μέσω των ΚΕΔΔ, τουλάχιστον σε περιπτώσεις έκτακτης ανάγκης, ακόμα και με απλή αποσύνδεση μέσω εντολών στους τηλεχειριζόμενους διακόπτες φορτίου των παροχών τους. Σε κάθε περίπτωση, το ποσοστό των νέων Φ/Β σταθμών της Κρήτης (πέραν των υφιστάμενων ~100 MW) που μπορούν να δεχθούν περικοπές είναι στην παρούσα φάση αβέβαιο και η επίπτωσή του εξετάζεται παραμετρικά στο Παράρτημα Γ (από 0% έως 100%). Υπόθεση βάσης για την ανάλυση είναι ότι ποσοστό 50% των νέων Φ/Β διαθέτει ευχέρεια διαχείρισης ισχύος. Για το ύψος των περικοπών ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, οι οποίες όπως αναφέρθηκε σχετίζονται κυρίως με τεχνικούς περιορισμούς διακίνησης ενέργειας επί των διασυνδέσεων του νησιού και όχι με περιορισμούς που απορρέουν από τη συμφόρηση του συστήματος συνολικά, στην παρούσα μελέτη λαμβάνεται ως κοινώς αποδεκτό όριο το 5% σε ετήσια βάση. Η επιλογή αυτή καθοδηγείται κυρίως από τoν Κανονισμό 2019/943 [8], όπου αναφέρονται ως αποδεκτές περικοπές έως 5% της ετήσιας παραγωγής για λόγους ικανότητας των δικτύων. Το ποσοστό αυτό μπορεί να διαφοροποιείται κατ’ επιλογή του κράτους-μέλους εάν η συνολική διείσδυση ΑΠΕ στη χώρα υπερβαίνει το 50% της ετήσιας ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. Με βάση τα παραπάνω, τα περιθώρια υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης προσδιορίζονται για ποσοστό περικοπών 5%, υιοθετώντας επιπλέον όριο ανοχής ±1%, το οποίο έχει προκύψει από την ανάλυση ευαισθησίας των αποτελεσμάτων για διαφοροποιημένες χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ και ζήτησης, η οποία παρουσιάζεται αναλυτικότερα στο Παράρτημα Β. Δεδομένου ότι η ανάπτυξη μεγάλης ισχύος ΑΠΕ στην Κρήτη, αντίστοιχης των περιθωρίων που ποσοτικοποιούνται σε αυτή τη μελέτη, θα συνοδεύεται από υψηλές διεισδύσεις ΑΠΕ σε επίπεδο ΕΔΣ, ανώτερες του 50%, ο Κανονισμός 2019/943 αφήνει περιθώριο υιοθέτησης ακόμη υψηλότερου ορίου [8]. Η ευχέρεια αυτή ενδείκνυται να αξιοποιηθεί, όχι τόσο για τον προσδιορισμό ακόμα υψηλότερης εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ επί του νησιού, όσο για να καλύψει υψηλότερες περικοπές οι οποίες ενδέχεται να καταστούν αναγκαίες σε περιπτώσεις μακροχρόνιας απώλειες στοιχείων του δικτύου. Σε κάθε περίπτωση, στην ανάλυση που ακολουθεί παρουσιάζονται για λόγους πληρότητας τα περιθώρια ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 9 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ διείσδυσης για μικρότερα και μεγαλύτερα αποδεκτά ποσοστά απορρίψεων ανά τεχνολογία ΑΠΕ της τοπικής ζώνης. 3.2. Περιθώρια ΑΠΕ τοπικής ζώνης Κρήτης απουσία αποθήκευσης Τα παρακάτω Σχ. 1 και Σχ. 2 απεικονίζουν τις περικοπές ΑΠΕ στην Κρήτη, θεωρώντας ότι το 50% των νέων Φ/Β σταθμών που θα εγκατασταθούν στο νησί (πλέον των υφιστάμενων 100 MW των οποίων η παραγωγή δεν μπορεί να ελεγχθεί) θα επιδέχεται διαχείριση ισχύος. Στο Παράρτημα Γ παρουσιάζεται διερεύνηση αναφορικά με την επίπτωση του ποσοστού αυτού, από την οποία προκύπτει ως εύλογη η επιδίωξη δυνατότητας διαχείρισης τουλάχιστον της μισής νέας ισχύος Φ/Β στη ζώνη της Κρήτης. Στο Σχ. 1 απεικονίζεται το σύνολο των περικοπών όλων των ΑΠΕ που επιδέχονται διαχείριση ως ποσοστό της ετησίως διαθέσιμης παραγωγής τους. Οι τιμές των αξόνων δίνουν τη συνολικά εγκατεστημένη ισχύ Α/Π και Φ/Β στην Κρήτη (περιλαμβανομένης της υφιστάμενης), ενώ το ύψος των περικοπών για κάθε συνδυασμό εγκατεστημένης αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής απεικονίζεται με συνεχή λευκή γραμμή. Η περιοχή που ορίζεται δεξιά της κάθε λευκής γραμμής ορίζει συνδυασμούς ισχύος Α/Π και Φ/Β που οδηγούν σε υπέρβαση του αντίστοιχου επιπέδου περικοπών ΑΠΕ. Π.χ., ο συνδυασμός 1800 MW Α/Π και 200 MW Φ/Β σταθμών οδηγεί σε ετήσιες περικοπές ΑΠΕ μικρότερες του 1%. Αν για τη δεδομένη ισχύ Α/Π αυξηθεί η εγκατεστημένη ισχύς Φ/Β στα 400 MW, οι περικοπές των ΑΠΕ παραμένουν στα όρια του 2%, ενώ για 700 MW Φ/Β οι περικοπές προσεγγίζουν το 4.5%. Στα Σχ. 2 (a), (

1. b)και (
2. c)απεικονίζονται, διακριτά ανά τεχνολογία, οι απορρίψεις αιολικής, φωτοβολταϊκής παραγωγής και παραγωγής λοιπών ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης. Συγκρίνοντας τα διαγράμματα του Σχ. 2 είναι εμφανές ότι στην πλειοψηφία των εξεταζόμενων σεναρίων οι απορρίψεις των Φ/Β σταθμών είναι υψηλότερες σε σχέση με τις λοιπές τεχνολογίες ΑΠΕ του νησιού για δεδομένη εγκατεστημένη ισχύ Α/Π και Φ/Β. Ενδεικτικά, για 1800 MW Α/Π και 700 MW Φ/Β σταθμών, οι περικοπές των αιολικών και των λοιπών ΑΠΕ του νησιού είναι μικρότερες του 4%, ενώ αντίθετα οι περικοπές των Φ/Β που δέχονται εντολές περιορισμού (300 MW στο παράδειγμα) είναι της τάξης του 6%. Το γεγονός αυτό οφείλεται στους εξής παράγοντες:  Η Φ/Β παραγωγή συγκεντρώνεται τις μεσημβρινές ώρες με αποτέλεσμα την εντονότερη συμφόρηση σε σχέση με τις άλλες τεχνολογίες ΑΠΕ.  Το γεγονός ότι κλάσμα μόνο των εγκατεστημένων Φ/Β δέχεται setpoint οδηγεί σε επιδείνωση των απορρίψεων για τους σταθμούς που διαθέτουν δυνατότητα ελέγχου, ιδίως όταν αυτοί είναι λίγοι, όπως αναδεικνύεται και στο Παράρτημα Γ. Σχ. 1: Ετήσιες περικοπές για το σύνολο των ΑΠΕ που επιδέχονται διαχείριση στη ζώνη της Κρήτης, ως ποσοστό της διαθέσιμης παραγωγής τους, για διαφορετικά επίπεδα συνολικής εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β στο νησί. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 10 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ a b c Σχ. 2: Περικοπές ΑΠΕ ως ποσοστό της διαθέσιμης παραγωγής που επιδέχεται διαχείριση, διακριτά ανά τεχνολογία, για διαφορετικά επίπεδα εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών. (
3. a)Α/Π, (
4. b)Φ/Β σταθμοί (50% της νέας ισχύος με δυνατότητα ελέγχου) και (
5. c)λοιπές ΑΠΕ. Συνεπώς, η εξέταση των περικοπών διακριτά ανά τεχνολογία ΑΠΕ περιορίζει ελαφρώς τα συνολικά περιθώρια σε σχέση με αυτά που προσδιορίζονται όταν εξετάζονται οι περικοπές ΑΠΕ στο σύνολό τους (βλ. Σχ. 1). Στο Σχ. 3 απεικονίζεται η καμπύλη περιθωρίου που προκύπτει με εφαρμογή του ορίου 5% ανά τεχνολογία ΑΠΕ και συνολικά (με μπλε σκούρο χρώμα). Για εγκατεστημένη ισχύ Φ/Β άνω των 400 ΜW, το περιθώριο ΑΠΕ του νησιού τελικά καθορίζεται από τις περικοπές των φωτοβολταϊκών σταθμών που υπόκεινται σε διαχείριση ισχύος. Για μικρότερες εγκατεστημένες ισχείς Φ/Β, επικρατεί το περιθώριο που καθορίζεται από τις απορρίψεις των Α/Π. Προκειμένου να διασφαλιστεί ότι οι απορρίψεις κάθε τεχνολογίας ΑΠΕ δεν ξεπερνούν το τιθέμενο όριο περικοπών, το τελικό περιθώριο εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ ορίζεται από τις περισσότερο περιοριστικές καμπύλες του Σχ. 3 για κάθε συνδυασμό εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 11 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Σχ. 3: Ενεργοποίηση ορίου περικοπών 5% ανά τεχνολογία ΑΠΕ και συνολικά, θεωρώντας ότι το 50% της νέας Φ/Β ισχύος διαθέτει δυνατότητα ελέγχου. Σχ. 4: Συνολικό περιθώριο εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών στην Κρήτη για όριο περικοπών 5% ανεξαρτήτως τεχνολογίας ΑΠΕ. Με γκρι χρώμα οριοθετείται η περιοχή ανοχής ±1 ποσοστιαία μονάδα (περικοπές 4%-6%). Σχ. 5: Επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ στο σύστημα συνολικά και καμπύλη περιθωρίου εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών στην Κρήτη. Όριο περικοπών 5% με ανοχή ±1%. Στο Σχ. 4, απεικονίζεται το συνολικό περιθώριο της ζώνης μαζί με την περιοχή ανοχής ±1% που προέκυψε από την ανάλυση του Παραρτήματος Β. Είναι σαφές ότι όταν το περιθώριο προσδιορίζεται από τη δυσμενέστερη επιμέρους τεχνολογία, τότε οι περικοπές των λοιπών τεχνολογιών και του συνόλου παραμένουν σε επίπεδα χαμηλότερα του ορίου του 5%. Π.χ. για 1800 MW Α/Π και 650 ΜW Φ/Β, οι αναμενόμενες απορρίψεις Φ/Β παραγωγής είναι περί το 5%, ενώ οι απορρίψεις αιολικής παραγωγής και λοιπών ΑΠΕ είναι της τάξης του 3.5%. Από το Σχ. 4 είναι εμφανές ότι η ζώνη της Κρήτης μετά την ολοκλήρωση των διασυνδέσεων μπορεί να υποδεχθεί σημαντική νέα ισχύ Α/Π και Φ/Β σταθμών, συνδυαστικά κοντά στα 2000 ΜW (συνολική εγκατεστημένη ισχύς Α/Π και Φ/Β περί τα 2400 ΜW). Με διακεκομμένη πράσινη γραμμή στο Σχ. 4 απεικονίζεται ένα μέγιστο περιθώριο Φ/Β σταθμών μικρού μεγέθους, οι οποίοι δεν υπόκειται σε έλεγχο ισχύος, περί τα 400 MW συνολικά. Το περιθώριο αυτό θα μπορούσε να ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 12 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ εγκατασταθεί χωρίς να ανακύπτουν ζητήματα ασφαλούς λειτουργίας του συστήματος σε συνθήκες απώλειας της DC διασύνδεσης (βλ. Παράρτημα Γ). Στο Σχ. 5, το περιθώριο Α/Π και Φ/Β (συνεχής κόκκινη γραμμή) απεικονίζεται στο ίδιο διάγραμμα με την επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ στο ΕΔΣ συνολικά. Διαπιστώνεται ότι οι μεταβολές της διείσδυσης ΑΠΕ για διαφορετικούς συνδυασμούς αιολικής και Φ/Β ισχύος επί της καμπύλης περιθωρίου είναι πρακτικά αμελητέες και κυμαίνονται μεταξύ 61.7% και 62%. Συνολικά, η μεταφορά ισχύος Α/Π και Φ/Β από την ηπειρωτική χώρα στην Κρήτη οδηγεί σε μικρή αύξηση της συνολικής διείσδυσης ΑΠΕ λόγω του καλύτερου πρωτογενούς δυναμικού του νησιού, το οποίο όμως αντισταθμίζεται σε σημαντικό βαθμό από τις υψηλότερες περικοπές της παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ της Κρήτης. Τυχόν αύξηση της εγκαταστημένης ισχύος ΑΠΕ στην Κρήτη σημαντικά πάνω από το περιθώριο που προσδιορίζει το όριο του 5% οδηγεί σε πολύ εντονότερες περικοπές ΑΠΕ (έως και 20% - βλ. Σχ. 2), με αποτέλεσμα τη μείωση της επιτυγχανόμενης διείσδυσης ΑΠΕ. Στο διάγραμμα του Σχ. 5 η διείσδυση ΑΠΕ στο σύστημα μεγιστοποιείται και οριακά ξεπερνά το 62% όταν στο νησί εγκατασταθούν Α/Π συνολικής ισχύος περί τα 1800 MW και Φ/Β σταθμοί μέχρι 500 MW. 3.3. Περιθώρια ΑΠΕ τοπικής ζώνης Κρήτης με αποθήκευση ισχύος 100 MW και χωρητικότητας 1200 MWh Στην παρούσα ενότητα εξετάζεται η μεταβολή των περιθωρίων υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, θεωρώντας ότι στο νησί λειτουργεί αποθηκευτικός σταθμός ονομαστικής ισχύος 100 MW και χωρητικότητας 1200 MWh (12 ώρες ισοδύναμης λειτουργίας σε πλήρη ισχύ) 1. Στο Σχ. 6 παρουσιάζονται οι συνολικές απορρίψεις των σταθμών ΑΠΕ της Κρήτης παρουσία του αποθηκευτικού σταθμού και στο Σχ. 7 οι περικοπές ανά τεχνολογία. Τα αποτελέσματα είναι αντίστοιχα με αυτά των Σχ. 1 και Σχ. 2. Και πάλι, τα Φ/Β χαρακτηρίζονται από τις υψηλότερες απορρίψεις διαμορφώνοντας κατά βάση το περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, το οποίο απεικονίζεται στο Σχ. 8, για αποδεκτό όριο περικοπών 5% και περιθώριο ανοχής ±1%. Με πράσινη διακεκομμένη γραμμή επισημαίνεται το ασφαλές όριο μη ελεγχόμενων Φ/Β στο νησί, το οποίο είναι αυξημένο κατά 100 MW παρουσία του αποθηκευτικού σταθμού, λόγω των πρόσθετων δυνατοτήτων απορρόφησης ισχύος που αυτός εξασφαλίζει. Τέλος, στο Σχ. 9 απεικονίζεται το περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ της ζώνης της Κρήτης παράλληλα με τη διείσδυση ΑΠΕ στο σύστημα συνολικά. Σχ. 6: Ετήσιες περικοπές για το σύνολο των ΑΠΕ που επιδέχονται διαχείριση στη ζώνη της Κρήτης, ως ποσοστό της διαθέσιμης παραγωγής τους, συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών, παρουσία αποθηκευτικού σταθμού 100MW/1200MWh. Η επιλογή ισχύος του τοπικού αποθηκευτικού σταθμού αφενός συνάδει με τα ευρήματα της μελέτης [9] αναφορικά με την ενδεδειγμένη αποθηκευτική ισχύ επί του νησιού και αφετέρου προσεγγίζει την εγκατεστημένη ισχύ του αδειοδοτημένου Υβριδικού Σταθμού Φράγματος Ποταμών, ο οποίος διαθέτει υψηλή χωρητικότητα, στα επίπεδα της εδώ θεωρούμενης. 1 ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 13 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ a b c Σχ. 7: Περικοπές ΑΠΕ ως ποσοστό της ετησίως διαθέσιμης παραγωγής, ανά τεχνολογία ΑΠΕ που επιδέχεται διαχείριση, ως συνάρτηση της εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β παρουσία αποθηκευτικού σταθμού 100MW/1200MWh. (
6. a)Α/Π, (
7. b)Φ/Β σταθμοί (50% της νέας ισχύος με δυνατότητα ελέγχου) και (
8. c)λοιπές ΑΠΕ. Σχ. 8: Συνολικό περιθώριο εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β στην Κρήτη για όριο περικοπών 5%, με ανοχή ±1%, παρουσία αποθηκευτικού σταθμού 100MW/1200MWh. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 14 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Σχ. 9: Επιτυγχανόμενη διείσδυση ΑΠΕ στο σύστημα συνολικά και καμπύλη περιθωρίου εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β σταθμών στην Κρήτη, παρουσία αποθηκευτικού σταθμού 100MW/1200MWh. Όριο περικοπών 5% με ανοχή ±1%. 3.4. Σύγκριση περιθωρίων υποδοχής ΑΠΕ Κρήτης με και χωρίς τοπική αποθήκευση Στο Σχ. 10 παρουσιάζεται η σύγκριση των καμπυλών περιθωρίου ΑΠΕ της Κρήτης που υπολογίστηκαν στις προηγούμενες ενότητες με και χωρίς τον αποθηκευτικό σταθμό. Προφανώς, η ένταξη αποθηκευτικού σταθμού μεγάλης χωρητικότητας (1200 MWh) επιτρέπει σημαντική αύξηση του περιθωρίου Α/Π και Φ/Β. Συγκεκριμένα, για οποιαδήποτε εγκατεστημένη ισχύ Α/Π, είναι εφικτή η ένταξη τουλάχιστον 160 MW επιπλέον Φ/Β σταθμών τηρώντας το όριο περικοπών του 5% (Σχ. 11(a)), ενώ για εγκατεστημένη ισχύ Φ/Β πάνω από 700 MW είναι εφικτή η ένταξη τουλάχιστον 180 MW πρόσθετης ισχύος Α/Π (Σχ. 11(b)). Το αποτέλεσμα αυτό οφείλεται στο ότι η παρουσία αποθήκευσης καθιστά δυνατή την απορρόφηση πλεονάζουσας παραγωγής ΑΠΕ που διαφορετικά θα περικόπτονταν (βλ. μείωση μέγιστων περικοπών παρουσία αποθήκευσης στο Σχ. 12), ενώ η μεγάλη χωρητικότητα του σταθμού επιτρέπει την αποθήκευση υπό πλήρη ισχύ για σημαντικά χρονικά διαστήματα, επιτρέποντας συστηματική αξιοποίηση των περικοπών τις ώρες συμφόρησης, οι οποίες συμβαίνουν συστηματικά τις μεσημβρινές ώρες, όταν ταυτοχρονίζεται η παραγωγή των Φ/Β και των λοιπών τεχνολογιών ΑΠΕ. Η αυξανόμενη αποτελεσματικότητα της αποθήκευσης σε συνθήκες υψηλής διείσδυσης Φ/Β επιβεβαιώνεται στο Σχ. 11(b), όπου καθώς αυξάνει η εγκατεστημένη ισχύς Φ/Β, η αποθήκευση δημιουργεί αυξανόμενο χώρο υποδοχής αιολικής παραγωγής (ξεκινά από τα 120 MW για μικρές ισχείς Φ/Β και ξεπερνά τα 220 MW για μεγάλες). Σχ. 10: Σύγκριση περιθωρίου υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης με (πράσινο χρώμα) και χωρίς (κόκκινο χρώμα) τον αποθηκευτικό σταθμό 100MW/1200MWh. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 15 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ a b Σχ. 11: Αύξηση περιθωρίου υποδοχής (
9. a)Φ/Β ισχύος συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και (
10. b)αιολικής ισχύος συναρτήσει της εγκατεστημένης ισχύος Φ/Β. Σχ. 12: Καμπύλη διάρκειας περικοπών ΑΠΕ της Κρήτης για εγκατεστημένη ισχύ Α/Π 1800 MW και Φ/Β 700 MW, χωρίς και με αποθήκευση 100MW/1200MWh επί του νησιού. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 16 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ 4. Συμπεράσματα Στην παρούσα μελέτη πραγματοποιήθηκε ο προσδιορισμός του περιθωρίου υποδοχής αιολικής και Φ/Β ισχύος στη ζώνη της Κρήτης μετά την ολοκλήρωση των έργων διασύνδεσης του νησιού με το υπόλοιπο ΕΔΣ και τη θέση σε λειτουργία των διασυνδέσεων ΕΡ και ΣΡ. Τα περιθώρια ΑΠΕ της Κρήτης προσδιορίστηκαν χωρίς και με την παρουσία αποθηκευτικού σταθμού ισχύος 100MW/1200MWh στο νησί, ώστε να αποτιμηθεί η συμβολή της αποθήκευσης μεγάλης χωρητικότητας στην αύξηση του περιθωρίου ΑΠΕ της ζώνης. Έτος αναφοράς για την εξέταση ήταν το 2030, υπό τις θεωρήσεις διείσδυσης των ΑΠΕ, εξέλιξης της ζήτησης και ανάπτυξης της συμβατικής παραγωγής του πρόσφατου ΕΣΕΚ. Κριτήριο προσδιορισμού του διαθέσιμου χώρου ΑΠΕ ήταν ο περιορισμός των ετήσιων απορρίψεων ενέργειας ΑΠΕ στο 5% της διαθέσιμης ενέργειας, εφαρμοζόμενος ανεξάρτητα ανά τεχνολογία. Για να αποφευχθεί η αύξηση των περικοπών ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης λόγω συνολικής συμφόρησης του συστήματος, επιλέχθηκε η διατήρηση της συνολικής ισχύος ΑΠΕ στο ΕΔΣ σταθερής καθώς μεταβάλλεται η ισχύς επί της Κρήτης στα σενάρια εξέτασης. Παράλληλα, με στόχο να μειωθούν στο ελάχιστο οι περικοπές ΑΠΕ στο ΕΔΣ συνολικά, έγινε η θεώρηση ανάπτυξης αυξημένων επιπέδων αποθήκευσης στο υπόλοιπο σύστημα. Τα περιθώρια υποδοχής ΑΠΕ της Κρήτης προσδιορίστηκαν μεταβάλλοντας σταδιακά το μείγμα ΑΠΕ στου νησιού, από 300 MW Α/Π και 200 MW Φ/Β σταθμών (επίπεδα εγκατεστημένης ισχύος μόνο με τη διασύνδεση ΕΡ) σε 2800 MW Α/Π και 1450 MW Φ/Β σταθμών, με και χωρίς την παρουσία αποθήκευσης. Τονίζεται ότι η εξέταση της παρούσας μελέτης αφορά το τεχνικό περιθώριο που δημιουργούν οι διασυνδέσεις του νησιού, χωρίς να αξιολογούνται χωροταξικά ζητήματα και περιορισμοί, θέματα αποδοχής από τις τοπικές κοινωνίες και λοιποί μη τεχνικοί παράγοντες. Εξάλλου, τα περιθώρια που προσδιορίζονται είναι διαθέσιμα για έργα επί εδάφους, αλλά και για μελλοντικά θαλάσσια αιολικά πάρκα στην ευρύτερη περιοχή της Κρήτης. Τα βασικότερα συμπεράσματα της μελέτης μπορούν να συνοψιστούν ως εξής:  Το πλήρως διασυνδεδεμένο σύστημα της Κρήτης διαθέτει πολύ υψηλά περιθώρια υποδοχής ΑΠΕ. Υιοθετώντας το 5% ως αποδεκτό όριο ετήσιων απορρίψεων ενέργειας ΑΠΕ ανά τεχνολογία και θεωρώντας ότι τουλάχιστον το 50% των νέων Φ/Β σταθμών επιδέχεται διαχείριση παραγωγής, η συνολικά εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ στο νησί μπορεί να φτάσει τα 2400 MW (αθροιστικά Α/Π και Φ/Β), παρά το γεγονός ότι η μέγιστη εξαγωγική ικανότητα των δύο διασυνδέσεων ανέρχεται σε περίπου 800 MW.  Το περιθώριο ΑΠΕ προσδιορίζεται ως καμπύλη στο επίπεδο εγκατεστημένης ισχύος Α/Π και Φ/Β, η οποία αποδίδει τη συσχέτιση μεταξύ των δύο κύριων τεχνολογιών ΑΠΕ στην κάλυψη του διαθέσιμου χώρου. Η καμπύλη περιθωρίου διαμορφώνεται κατά βάση από τις περικοπές των Φ/Β, οι οποίες είναι υψηλότερες από αυτές των υπόλοιπων τεχνολογιών ΑΠΕ. Η καμπύλη πρέπει να αντιμετωπιστεί με επαρκές περιθώριο ανοχής, τουλάχιστον ±1% (απορρίψεις ΑΠΕ 4-6%) ή ισοδύναμα περίπου ±100 MW, λόγω διαφοροποιήσεων στην παραγωγή ΑΠΕ και τη ζήτηση από έτος σε έτος.  Η ανάπτυξη αποθηκευτικών σταθμών στο νησί μπορεί να προσφέρει σημαντικό πρόσθετο περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ. Πιο συγκεκριμένα, αποθηκευτικός σταθμός 100MW/1200MWh οδηγεί σε επαύξηση περιθωρίου με αναλογία έως ~2/1 σε σχέση με την εγκατεστημένη ισχύ της αποθήκευσης, αυξάνοντας το περιθώριο ΑΠΕ έως τα 2600 MW. Προϋπόθεση για τη ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 17 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ βελτίωση του περιθωρίου σε αυτό το επίπεδο είναι η επαρκής χωρητικότητα των αποθηκευτικών συστημάτων για τη διαχείριση της περικοπτόμενης παραγωγής ΑΠΕ κατά τις ώρες συμφόρησης.  Το περιθώριο ΑΠΕ του νησιού επηρεάζεται από τη δυνατότητα των Φ/Β να δέχονται εντολές περιορισμού της παραγωγής τους. Η συνολική ευαισθησία του περιθωρίου ως προς την παράμετρο αυτή είναι της τάξης των 200 MW στην κεντρική περιοχή της καμπύλης, βαίνοντας μειούμενο όσο υψηλότερο είναι το ποσοστό των νέων Φ/Β που δεν διαθέτουν τη δυνατότητα αυτή.  Η δυνατότητα διαχείρισης της Φ/Β παραγωγής συμβάλλει στην ασφάλεια λειτουργίας του συστήματος και είναι σκόπιμο να επιδιωχθεί για σημαντικό μέρος της εγκατεστημένης ισχύος τους, το οποίο προτείνεται να είναι τουλάχιστον 50% της ισχύος των νέων σταθμών2. Σε κάθε περίπτωση, η συνολική ισχύς Φ/Β σταθμών που δεν μπορούν να δεχθούν περιορισμούς παραγωγής δεν πρέπει να ξεπερνά τα 350-400 MW, για λόγους ασφαλούς λειτουργίας της ζώνης σε περίπτωση πλήρους μη διαθεσιμότητας της DC διασύνδεσης. Παρουσία αποθήκευσης μεγάλης χωρητικότητας, το περιθώριο αυτό μπορεί να προσαυξηθεί.  Έκτακτες καταστάσεις παρατεταμένης μη διαθεσιμότητας κλάδων των διασυνδέσεων μπορεί να καταστήσουν αναγκαίες πρόσθετες περικοπές της παραγωγής ΑΠΕ, πέραν του ορίου του 5% που εφαρμόστηκε στη μελέτη, εάν έχει εξαντληθεί το περιθώριο εγκατεστημένης ισχύος επί της Κρήτης. Η δυνατότητα αυτή πρέπει να αναγνωριστεί και να κατοχυρωθεί συμβατικά, ώστε να μην λειτουργήσει ως λόγος περιορισμού της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ. 2 Διαχείριση της Φ/Β παραγωγής οφείλει να προβλεφθεί για το σύνολο των μεγάλων σταθμών που συνδέονται στη ΜΤ και στην ΥΤ, κατ’ αρχήν μέσω εντολών περιορισμού (setpoint). Για τους μικρότερους σταθμούς της ΜΤ είναι εξεταστέα και η απλή αποσύνδεση ως μέσο περιορισμού της παραγωγής τους, ιδίως σε έκτακτες καταστάσεις. Εξαίρεση από το καθεστώς διαχείρισης είναι εύλογο να προβλεφθεί για τους Φ/Β σταθμούς που συνδέονται στη ΧΤ. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 18 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Παράρτημα Α: Δεδομένα εισόδου προσομοιώσεων και θεωρήσεις Το έτος αναφοράς στο οποίο εξετάζεται η λειτουργία του συστήματος είναι το 2030. Τα βασικά χαρακτηριστικά φορτίου του ΕΔΣ και της Κρήτης που θεωρήθηκαν στη μελέτη παρουσιάζονται στους Πίνακες Π. 1 και Π. 2. Ως φορτίο νοείται η τελική ζήτηση προσαυξημένη κατά τις απώλειες του συστήματος και δικτύου, χωρίς να συμπεριλαμβάνονται οι εσωτερικές καταναλώσεις των σταθμών παραγωγής. Αναφορικά με τις ΑΠΕ, σε συμφωνία με το ΕΣΕΚ [2], θεωρούνται εγκατεστημένα 7.0 GW αιολικών πάρκων, 7.7 GW φωτοβολταϊκών σταθμών και ~1.0 GW λοιπών ΑΠΕ (σταθμοί βιομάζας-βιοαερίου, μικροί υδροηλεκτρικοί σταθμοί, ηλιοθερμικοί σταθμοί κ.λπ.) και μικρών μονάδων ΣΥΘΗΑ, στο ΕΔΣ συνολικά (περιλαμβανομένων των ΑΠΕ Κρήτης - Π. 3). Ειδικότερα για τη ζώνη της Κρήτης, η ισχύς βάσης περιλαμβάνει 300 MW Α/Π, 200 MW Φ/Β, 50 MW ηλιοθερμικών σταθμών, 10 MW σταθμών βιομάζας-βιοαερίου και 10 MW μικρών μονάδων ΣΥΘΗΑ (Π. 4). Οι ισχείς αυτές αντιστοιχούν στην ήδη εγκατεστημένη ισχύ και στα γνωστά περιθώρια για την αρχική φάση λειτουργίας μόνο με την AC διασύνδεση. Για την εξαγωγή των περιθωρίων διείσδυσης των ΑΠΕ στην Κρήτη, η ισχύς των Α/Π και των Φ/Β σταθμών αυξάνεται βηματικά, διατηρώντας σταθερή τη συνολική ισχύ Α/Π και Φ/Β του ΕΔΣ (7.0 GW Α/Π – 7.7 GW Φ/Β). Η ισχύς των λοιπών ΑΠΕ της ζώνης παραμένει πάντοτε ίδια. Π. 1: Βασικά χαρακτηριστικά φορτίου ΕΔΣ συνολικά (περιλαμβανομένης της ζώνης Κρήτης) Μέγεθος Ετήσια ζήτηση [TWh] Συντελεστής φορτίου Τιμή 61.8 64% Π. 2: Βασικά χαρακτηριστικά φορτίου ζώνης Κρήτης Μέγεθος Ετήσια ζήτηση [TWh] Συντελεστής φορτίου Τιμή 3.8 52% Π. 3: Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ ΕΔΣ συνολικά (περιλαμβανομένης της ζώνης Κρήτης) ΑΠΕ Αιολικά πάρκα [GW] ΦΒ σταθμοί [GW] Λοιπές ΑΠΕ + μΣΥΘΗΑ [GW] Σύνολο [GW] Τιμή 7.0 7.7 1.0 15.7 Π. 4: Βασική εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ ζώνης Κρήτης ΑΠΕ Αιολικά πάρκα [GW] ΦΒ σταθμοί [GW] Λοιπές ΑΠΕ + μΣΥΘΗΑ [GW] Σύνολο [GW] Τιμή 0.3 0.2 0.07 0.57 Η εγκατεστημένη ισχύς λοιπού δυναμικού παραγωγής του ΕΔΣ, ανά τεχνολογία μονάδων, παρουσιάζεται στον Π. 5. Οι ισχείς ανά τεχνολογία είναι ευθυγραμμισμένες με το ΕΣΕΚ [2]. Tο 2030 έχει αποσυρθεί το σύνολο της λιγνιτικής παραγωγής, με το συμβατικό δυναμικό να απαρτίζεται μόνο από μονάδες συνδυασμένου κύκλου φυσικού αερίου (ΣΚ-ΦΑ) περίπου 6.7 GW. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 19 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Η εγκατεστημένη ισχύς ΥΗΣ ανέρχεται σε 3.4 GW, στην οποία περιλαμβάνονται οι αντλητικοί σταθμοί Θησαυρού και Σφηκιάς. Στην ανάλυση περιλαμβάνονται 600 MW απόκρισης ζήτησης. Η ισχύς των νέων σταθμών αποθήκευσης στο ΕΔΣ θεωρείται σε αυξημένα επίπεδα, ίση με 1750 MW, ώστε να μειωθούν οι περικοπές λόγω συμφόρησης του ΕΔΣ και η επίπτωσή τους στην αξιολόγηση του περιθωρίου της Κρήτης. Στον Π. 6 δίνονται οι τιμές ΦΑ και δικαιωμάτων εκπομπών CO 2, οι οποίες προσδιορίζουν το μεταβλητό κόστος των συμβατικών μονάδων. Π. 5: Στοιχεία δυναμικού παραγωγής Τύπος μονάδας Λιγνιτική [GW] ΣΚ-ΦΑ [GW] ΥΗΣ + υφιστάμενη ΑΤΣ [GW] Αποθήκευση (νέα) [GW] Απόκριση ζήτησης [GW] Σύνολο [GW] Συνολική ισχύς 0 6.7 3.4 1.8 0.6 12.5 Π. 6: Βασικές παράμετροι κόστους συμβατικής παραγωγής Δείκτης Τιμή Τιμή φυσικού αερίου 9.1 €/GJ Κόστος CO2 31.23 €/tn ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 20 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Παράρτημα Β: Ανάλυση ευαισθησίας περικοπών ΑΠΕ ως προς τις χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ & φορτίου Προκειμένου να εξεταστεί η ευαισθησία των περικοπών των ΑΠΕ και των υπολογιζόμενων περιθωρίων ως προς τις χρησιμοποιούμενες χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ, αξιοποιήθηκαν διαθέσιμες χρονοσειρές αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής 4 διαφορετικών ετών και συνδυασμοί τους. Οι παραμετρικές αναλύσεις αφορούν συγκεκριμένο παράδειγμα εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ (1800 MW Α/Π και 700 MW Φ/Β σταθμών) που οδηγεί σε περικοπές ΑΠΕ περί το 5% στο σενάριο βάσης. Τα boxplots του Σχ. 13 αποτυπώνουν τη διακύμανση των περικοπών κάθε τεχνολογίας και του συνόλου των ΑΠΕ. Διαπιστώνεται ότι στο σύνολο των εξετασθέντων σεναρίων, η απόκλιση των ετήσιων απορρίψεων δεν υπερβαίνει το ± 1% περί τη μέση τιμή, με το ποσοστό να είναι σημαντικά μικρότερο, της τάξης του ± 0.5%, όταν εξετάζονται οι υπόλοιπες τεχνολογίες ΑΠΕ πλην Φ/Β. Επιπλέον, αν εξαιρεθούν οι ακραίες τιμές διακύμανσης και η ανάλυση επικεντρωθεί στον κύριο όγκο εντός της μπλε περιοχής του Σχ. 13, η ευαισθησία των αποτελεσμάτων ως προς τη χρησιμοποιούμενη χρονοσειρά μειώνεται στο ± 0.5%. Εκτός από τις χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ, εξετάστηκαν επίσης εναλλακτικές χρονοσειρές φορτίου της Κρήτης, με απόκλιση της ετήσιας ζήτησης έως ±10%. Οι περικοπές ανά τεχνολογία ΑΠΕ και πάλι δεν παρουσίασαν διακύμανση μεγαλύτερη του ±1%. Από τα αποτελέσματα λοιπόν της διερεύνησης αυτής κρίνεται σκόπιμη η θεώρηση ανοχής περί το ±1% γύρω από το βασικό όριο του 5% (περικοπές ΑΠΕ 4-6%) που έχει υιοθετηθεί στην παρούσα μελέτη για τις ετήσιες περικοπές της παραγωγής ΑΠΕ, ώστε να καλυφθούν αβεβαιότητες ως προς την παραγωγή των στοχαστικών ΑΠΕ και την εξέλιξη της ζήτησης. Σχ. 13: Boxplots περικοπών ανά τεχνολογία ΑΠΕ και συνολικά για τη ζώνη της Κρήτης, χρησιμοποιώντας χρονοσειρές παραγωγής ΑΠΕ και ζήτησης διαφορετικού ταυτοχρονισμού (βάσει στοιχείων διαφορετικών ετών). ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 21 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Παράρτημα Γ: Ανάλυση ευαισθησίας περιθωρίων ΑΠΕ ως προς το ποσοστό των νέων Φ/Β που δέχεται setpoint Δεδομένου ότι το ποσοστό των νέων Φ/Β που θα μπορεί να δεχθεί εντολές περιορισμού ισχύος δεν είναι γνωστό στην παρούσα φάση, στη συνέχεια εξετάζεται η επίπτωση που αυτό θα έχει στο υπολογιζόμενο περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ στη ζώνη της Κρήτης, θεωρώντας πάντοτε ως αποδεκτό όριο περικοπών ανά τεχνολογία ΑΠΕ το 5%. Στο Σχ. 14 παρουσιάζονται με διαφορετικό χρώμα οι καμπύλες περιθωρίου ΑΠΕ για όλη τη γκάμα διακύμανσης του ποσοστού Φ/Β που μπορεί να δέχεται περικοπές (0-100% των νέων Φ/Β). Στα Σχ. 14 (
11. b)και (
12. c)έχουν μεγεθυνθεί δύο περιοχές του Σχ. 14 (a), ώστε να διευκολυνθεί η σύγκριση. Εξαιρώντας την περίπτωση μη επιβολής περιορισμών παραγωγής στα Φ/Β της Κρήτης (κόκκινη γραμμή – 0%), είναι σαφές ότι το περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ επηρεάζεται από τη δυνατότητα διαχείρισης των Φ/Β σταθμών, μειούμενο όταν μικρότερο μέρος των νέων σταθμών επιδέχεται a zoom-B zoom-A Zoom-A Zoom-B b c Σχ. 14: Μεταβολή του περιθωρίου ΑΠΕ στης Κρήτης αναλόγως του ποσοστού των νέων Φ/Β σταθμών που μπορεί να δεχθεί εντολές περιορισμού της παραγωγής του. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 22 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ διαχείριση ισχύος. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι το ο χώρος υποδοχής ΑΠΕ γενικά καθορίζεται από τις περικοπές των ελεγχόμενων Φ/Β σταθμών, όπως παρουσιάστηκε στην §3.2, διότι η παραγωγή των Φ/Β είναι περιορισμένη σε ένα στενό παράθυρο κατά τη διάρκεια των μεσημβρινών ωρών, με αποτέλεσμα τα Φ/Β να είναι περισσότερο επιβαρυμένα σε σχέση με τις άλλες τεχνολογίες ΑΠΕ σε ό,τι αφορά τις προκύπτουσες συνολικές περικοπές. Ταυτόχρονα, η εφαρμογή αναλογικότητας περικοπών μεταξύ των τεχνολογιών ΑΠΕ της ζώνης οδηγεί σε αυξημένη επιβάρυνση των Φ/Β σταθμών, όταν η ισχύς τους που μπορεί να ελεγχθεί είναι περιορισμένη. Τελικά, η διαφοροποίηση του ποσοστού των Φ/Β που δέχονται εντολές περιορισμού μπορεί να οδηγήσει σε μείωση περιθωρίου εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ η οποία ξεπερνά ακόμη και τα 200 MW σε σενάρια αυξημένης διείσδυσης Φ/Β. Από τα παραπάνω είναι σαφές ότι, με κριτήριο τη μεγιστοποίηση της δυνατότητας υποδοχής ΑΠΕ, είναι σκόπιμη η επιδίωξη το μεγαλύτερο μέρος της εγκαθιστώμενης νέας ισχύος Φ/Β στο νησί να διαθέτει δυνατότητα διαχείρισης ισχύος -ιδανικά μέσω αποστολής setpoint, αλλά ακόμη και με δυνατότητα ελεγχόμενης απόζευξης σε έκτακτες καταστάσεις. Όσο μεγαλύτερο είναι το ποσοστό αυτό, τόσο πιο θετική η επίπτωση στο συνολικό περιθώριο υποδοχής ΑΠΕ του τοπικού συστήματος. Από το Σχ. 14 συνάγεται το εκ πρώτης μη αναμενόμενο συμπέρασμα ότι, όταν κανένας από τους νέους Φ/Β σταθμούς δεν δέχεται περικοπές (κόκκινη γραμμή περιθωρίου – 0%), τότε προκύπτει αυξημένο περιθώριο ΑΠΕ σε σχέση με καταστάσεις μερικής δυνατότητας περικοπών στα νέα Φ/Β (Σχ. 14(a)), ή ακόμα και με την πλήρη δυνατότητα διαχείρισης του συνόλου των νέων Φ/Β (Σχ. 14(b)). Η εξήγηση έγκειται στο γεγονός ότι, χωρίς περικοπές της Φ/Β παραγωγής, η τεχνολογία αυτή δεν συμβάλλει στη διαμόρφωση της καμπύλης περιθωρίου, η οποία πλέον καθορίζεται από τις άλλες τεχνολογίες που χαρακτηρίζονται από χαμηλότερες απορρίψεις. Ωστόσο, η παραπάνω διαπίστωση δεν μπορεί να οδηγήσει στο συμπέρασμα ότι η μη επιβολή περικοπών στα Φ/Β συνιστά βέλτιστη πρακτική για μεγιστοποίηση του περιθωρίου υποδοχής ΑΠΕ του νησιού. Η ανάγκη διαχείρισης της Φ/Β παραγωγής της ζώνης (όπως και της παραγωγής των λοιπών τεχνολογιών ΑΠΕ) προκύπτει για λόγους ασφάλειας του συστήματος σε καταστάσεις σοβαρών διαταραχών. Π.χ. σε καταστάσεις πλήρους απώλειας της διασύνδεσης ΣΡ, η εξαγωγική δυνατότητα του συστήματος περιορίζεται στα περίπου 200 MW της AC διασύνδεσης. Για ελάχιστη ζήτηση της ζώνης κατά τις μεσημβρινές ώρες περί τα 180 MW (βάσει των διαθέσιμων χρονοσειρών), η μέγιστη έγχυση μη ελεγχόμενης Φ/Β παραγωγής δεν μπορεί να υπερβαίνει τα 380 MW, που παραπέμπει σε μέγιστη εγκατεστημένη ισχύ μη ελεγχόμενων Φ/Β περί τα 400 MW ή χαμηλότερη, αν συνεκτιμηθεί το ενδεχόμενο λειτουργίας μονάδων υποχρεωτικής ένταξης και αφεθεί ένα περιθώριο ασφαλείας για άλλες μη ελεγχόμενες τεχνολογίες παραγωγής (π.χ. μικρές Α/Γ ή άλλες μονάδες της ΧΤ). Αν στη ζώνη της Κρήτης εγκατασταθούν αποθηκευτικοί σταθμοί σημαντικής χωρητικότητας, όπως ο εξεταζόμενος στην παρούσα μελέτη, τότε η μη ελεγχόμενη ισχύς ΑΠΕ του συστήματος μπορεί εύλογα να αυξηθεί κατά την ικανότητα απορρόφησης των συστημάτων αποθήκευσης, συνεκτιμώντας και την τεχνική διαθεσιμότητα των τελευταίων. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 23 | 24 Π ΡΟΣΔΙΟΡΙΣΜΟΣ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ Δ ΙΕΙΣΔΥΣΗΣ ΑΠΕ ΣΤΗ ΖΩΝΗ ΤΗΣ Κ ΡΗΤΗΣ Αναφορές [1] ΑΔΜΗΕ, “Σχέδιο Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ περιόδου 2021 2030.” [2] “Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ),” ΥΠΕΝ, Αθήνα,Δεκέμβριος 2019. [3] Κώδικας Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας . Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), 2015. [4] Εγχειρίδιο Αγοράς. Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), 2014. [5] Εγχειρίδιο Κατανοµής. ∆ιαχειριστής Ελληνικού Συστήµατος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΔΕΣΜΗΕ), 2011. [6] Εγχειρίδιο Υπολογισµού Κόστους Λειτουργίας Μονάδων . ∆ιαχειριστής Ελληνικού Συστήµατος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΔΕΣΜΗΕ), 2010. [7] Προσδιορισμός αναγκών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας του εθνικού διασυνδεδεμένου συστήματος σε μεσοπρόθεσμο ορίζοντα. ΕΠΙΣΕΥ- Ε.Μ.Π, Δεκέμβριος 2019. [8] “Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU,” Off. J. Eur. Union, vol. 2019, no. L 158, p. 18, 2019. [9] Λύσεις για την επάρκεια ισχύος της Κρήτης σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα Λύσεις για την επάρκεια ισχύος της Κρήτης σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα. ΕΠΙΣΕΥ- Ε.Μ.Π, Δεκέμβριος 2019. ΕΠΙΣΕΥ-ΕΜΠ 24 | 24 « Διερεύνηση του νέου τρόπου λειτουργίας, των αναγκαίων εφεδρειών ισχύος, των περιθωρίων εγκατάστασης νέων μονάδων διεσπαρμένης παραγωγής στο σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας της Κρήτης σε συνέχεια της διασύνδεσης με το ηπειρωτικό σύστημα » Ε.Ε.4: Περιθώρια Ισχύος Νέων ΑΠΕ & Υβριδικών & Αποθήκευσης Ε.Ε.5: Εκτίμηση Αναγκαίας Θερμής και Ψυχρής Εφεδρείας Φορέας ανάθεσης: Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (Ρ.Α.Ε.) Ηράκλειο, Ιούνιος 2022 Περιεχόμενα 1. Εισαγωγή 6 2. Περιθώρια εγκατάστασης ΑΠΕ στους υποσταθμούς ΥΤ/ΜΤ 7 3. Προσομοιώσεις και εκτίμηση της συμβολής συστημάτων αποθήκευσης 13 Δομή σεναρίων 13 Δεδομένα εισόδου 13 Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ 20 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ 27 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5% 34 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ και κεντρική αποθήκευση 42 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ με συνδυασμένη αποθήκευση 54 ΣΗΕ με HVDC και νέες ΑΠΕ 65 ΣΗΕ με HVDC και γραμμή Χανιά-Δαμάστα, νέες ΑΠΕ 72 ΣΗΕ με HVDC και νέα γραμμή Χανιά – Δαμάστα με νέες ΑΠΕ χωρίς περιορισμούς 79 4. Εκτίμηση αναγκαίας θερμής και ψυχρής εφεδρείας 87 5. Συμπεράσματα 88 Αναφορές 92 1 Κατάλογος Εικόνων ΕΙΚΟΝΑ 1: ΠΡΟΤΕΙΝΟΜΕΝΗ ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ ΓΙΑ ΤΟΝ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟ ΤΩΝ ΠΕΡΙΘΩΡΙΩΝ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΟ ΑΠΕ ΣΤΟ ΔΙΑΣΥΝΔΕΔΕΜΕΝΟ ΣΗΕ ΚΡΗΤΗΣ ..... 7 ΕΙΚΟΝΑ 2: ΕΤΗΣΙΑ ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΚΡΗΤΗΣ ΓΙΑ ΤΟ ΕΤΟΣ 2019 ........................................................................................... 18 ΕΙΚΟΝΑ 3: ΑΝΗΓΜΕΝΗ ΕΤΗΣΙΑ ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΑΙΟΛΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΡΗΤΗΣ ......................................................................................... 18 ΕΙΚΟΝΑ 4: ΑΝΗΓΜΕΝΗ ΕΤΗΣΙΑ ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΚΡΗΤΗΣ .............................................................................. 19 ΕΙΚΟΝΑ 5 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» ................................................................................................................................................................................... 20 ΕΙΚΟΝΑ 6 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .................. 23 ΕΙΚΟΝΑ 7 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ»...................................................................................................................................................... 23 ΕΙΚΟΝΑ 8 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .......................................................................................................................................................... 24 ΕΙΚΟΝΑ 9 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .......................................................................................................................................................... 24 ΕΙΚΟΝΑ 10 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ»............................................... 25 ΕΙΚΟΝΑ 11 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .................................... 26 ΕΙΚΟΝΑ 12 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ». 28 ΕΙΚΟΝΑ 13 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ»....................... 30 ΕΙΚΟΝΑ 14 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ....................................................................................................................................................... 30 ΕΙΚΟΝΑ 15 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ................................................................................................................................................................... 31 ΕΙΚΟΝΑ 16 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ................................................................................................................................................................... 31 ΕΙΚΟΝΑ 17 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..................................................... 32 ΕΙΚΟΝΑ 18 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ»........................................... 33 ΕΙΚΟΝΑ 19 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ......................................................................................................................................................... 36 ΕΙΚΟΝΑ 20 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ............................................................................................................................................................................ 38 ΕΙΚΟΝΑ 21 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ........................................................................................................................... 38 ΕΙΚΟΝΑ 22 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ....................................................................................................................................... 39 ΕΙΚΟΝΑ 23 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ....................................................................................................................................... 39 ΕΙΚΟΝΑ 24 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ......................... 40 ΕΙΚΟΝΑ 25 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%»............... 41 ΕΙΚΟΝΑ 26 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ».................................................................................................................................................. 47 ΕΙΚΟΝΑ 27 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 49 ΕΙΚΟΝΑ 28 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .................................................................................................................. 49 ΕΙΚΟΝΑ 29 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .............................................................................................................................. 50 ΕΙΚΟΝΑ 30 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .............................................................................................................................. 50 ΕΙΚΟΝΑ 31 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ................ 51 ΕΙΚΟΝΑ 32 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ..... 52 2 ΕΙΚΟΝΑ 33 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .......................................................................................................................................... 59 ΕΙΚΟΝΑ 34 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 61 ΕΙΚΟΝΑ 35 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ........................................................................................................... 61 ΕΙΚΟΝΑ 36 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ....................................................................................................................... 62 ΕΙΚΟΝΑ 37 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ....................................................................................................................... 62 ΕΙΚΟΝΑ 38 ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............ 63 ΕΙΚΟΝΑ 39 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..................... 65 ΕΙΚΟΝΑ 40 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ........................................... 67 ΕΙΚΟΝΑ 41 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ........................................................................................................................................................................... 68 ΕΙΚΟΝΑ 42 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..... 68 ΕΙΚΟΝΑ 43 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..... 69 ΕΙΚΟΝΑ 44 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ».......................................................................... 69 ΕΙΚΟΝΑ 45 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ............................................................... 70 ΕΙΚΟΝΑ 46 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ................................................................................................................................................................... 72 ΕΙΚΟΝΑ 47 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..... 74 ΕΙΚΟΝΑ 48 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ............................................................................................................................. 75 ΕΙΚΟΝΑ 49 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» .................................................................................................................................................... 75 ΕΙΚΟΝΑ 50 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» .................................................................................................................................................... 76 ΕΙΚΟΝΑ 51 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» .................................... 76 ΕΙΚΟΝΑ 52 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ......................... 77 ΕΙΚΟΝΑ 53 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΣΥΜΜΕΤΟΧΗ ΣΤΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΜΕΙΓΜΑ ΑΝΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ».......................................................................................................... 81 ΕΙΚΟΝΑ 54 ΚΑΜΠΥΛΕΣ ΔΙΑΡΚΕΙΑΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΚΑΙ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΑΠΕ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» .................................................................................................................................... 83 ΕΙΚΟΝΑ 55 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΕΠΙ ΤΟΥ ΣΥΝΟΛΟΥ ΤΗΣ ΘΕΡΜΙΚΗΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» ................................................................................. 83 ΕΙΚΟΝΑ 56 BOXPLOT ΔΙΑΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ».............................................................................................. 84 ΕΙΚΟΝΑ 57 ΧΡΟΝΟΣΕΙΡΑ ΤΗΡΗΣΗΣ ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑΣ ΣΤΡΕΦΟΜΕΝΗΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ ΕΠΙ ΤΟΥ ΦΟΡΤΙΟΥ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ».............................................................................................. 84 ΕΙΚΟΝΑ 58 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» ........................................................................................................................................................................ 85 ΕΙΚΟΝΑ 59 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» .................................................................................................................................................... 86 Κατάλογος Πινάκων ΠΙΝΑΚΑΣ 1: ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΘΕΡΜΙΚΟΥ ΟΡΙΟΥ ΥΠΟΣΤΑΘΜΩΝ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΡΗΤΗΣ ................................................................... 8 ΠΙΝΑΚΑΣ 2 ΠΕΡΙΘΩΡΙΑ ΙΣΧΥΟΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΑΝΑ Υ/Σ ΒΑΣΕΙ ΘΕΡΜΙΚΟΥ ΟΡΙΟΥ (ΈΤΟΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ: 2019) ............................................... 9 ΠΙΝΑΚΑΣ 3 ΠΕΡΙΘΩΡΙΑ ΙΣΧΥΟΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΑΝΑ Υ/Σ ΒΑΣΕΙ ΓΕΩΓΡΑΦΙΚΩΝ ΧΑΡΑΚΤΗΡΙΣΤΙΚΩΝ (ΈΤΟΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ: 2019)......................... 10 3 ΠΙΝΑΚΑΣ 4 ΠΕΡΙΘΩΡΙΑ ΙΣΧΥΟΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΑΝΑ Υ/Σ ΒΑΣΕΙ ΠΕΡΙΘΩΡΙΟΥ ΟΡΙΟΥ ΒΡΑΧΥΚΥΚΛΩΣΗΣ (ΈΤΟΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ: 2022) .................... 11 ΠΙΝΑΚΑΣ 5 ΠΕΡΙΘΩΡΙΑ ΙΣΧΥΟΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΑΝΑ Υ/Σ ΜΕ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟ ΘΕΡΜΙΚΟΥ ΟΡΙΟΥ ΔΕΔΔΗΕ (ΈΤΟΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ: 2022) ................. 12 ΠΙΝΑΚΑΣ 6 ΤΕΧΝΙΚΑ ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΚΡΗΤΗΣ........................................................................................................... 14 ΠΙΝΑΚΑΣ 7 ΕΙΔΙΚΗ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ ΚΑΥΣΙΜΟΥ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ .................................................................................................... 15 ΠΙΝΑΚΑΣ 8 ΚΟΣΤΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΘΕΡΜΙΚΩΝ ΜΟΝΑΔΩΝ ΚΡΗΤΗΣ........................................................................................................ 16 ΠΙΝΑΚΑΣ 9: ΜΕΓΙΣΤΗ ΙΣΧΥΣ ΦΟΡΤΙΟΥ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» ....................................... 17 ΠΙΝΑΚΑΣ 10 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» ................................... 21 ΠΙΝΑΚΑΣ 11 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .............. 22 ΠΙΝΑΚΑΣ 12 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» ............................................. 25 ΠΙΝΑΚΑΣ 13 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΜΕ ΤΑ ΥΠΑΡΧΟΝΤΑ ΑΠΕ» .................................. 26 ΠΙΝΑΚΑΣ 14 ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗ ΙΣΧΥΣ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ»........................................ 27 ΠΙΝΑΚΑΣ 15 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ».......................................... 28 ΠΙΝΑΚΑΣ 16 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ..................... 29 ΠΙΝΑΚΑΣ 17 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ».................................................... 32 ΠΙΝΑΚΑΣ 18 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ......................................... 33 ΠΙΝΑΚΑΣ 19 ΣΕΝΑΡΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ................................................................................................................................................................................... 34 ΠΙΝΑΚΑΣ 20 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΑΠΕ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ....................................................................................................................................... 35 ΠΙΝΑΚΑΣ 21 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» .............. 36 ΠΙΝΑΚΑΣ 22 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ............................................................................................................................................................................ 37 ΠΙΝΑΚΑΣ 23 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ........................ 40 ΠΙΝΑΚΑΣ 24 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ – ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΩΣ 5%» ............. 41 ΠΙΝΑΚΑΣ 25 ΣΕΝΑΡΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΚΕΝΤΡΙΚΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .................................................................................................................. 43 ΠΙΝΑΚΑΣ 26 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΑΠΕ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΚΕΝΤΡΙΚΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ................................................................ 44 ΠΙΝΑΚΑΣ 27 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΝΕΩΝ ΑΙΟΛΙΚΩΝ ΠΑΡΚΩΝ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΚΕΝΤΡΙΚΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ».............................. 45 ΠΙΝΑΚΑΣ 28 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΝΕΩΝ ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΩΝ ΠΑΡΚΩΝ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΚΕΝΤΡΙΚΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ».............................. 46 ΠΙΝΑΚΑΣ 29 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .... 47 ΠΙΝΑΚΑΣ 30 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 48 ΠΙΝΑΚΑΣ 31 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» .............. 51 ΠΙΝΑΚΑΣ 32 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ... 52 ΠΙΝΑΚΑΣ 33 ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΚΕΝΤΡΙΚΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΚΑΙ ΚΕΝΤΡΙΚΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 53 ΠΙΝΑΚΑΣ 34 ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗ ΙΣΧΥΣ ΑΠΕ (ΑΠ, ΦΒ) ΑΝΑ ΣΤΑΘΜΟ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ............................................... 54 ΠΙΝΑΚΑΣ 35 ΣΕΝΑΡΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ»........................................................................................... 55 ΠΙΝΑΚΑΣ 36 ΣΕΝΑΡΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ»........................................................................................... 56 ΠΙΝΑΚΑΣ 37 ΣΕΝΑΡΙΑ ΩΡΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ........................................................................................................... 57 ΠΙΝΑΚΑΣ 38 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΑΠΕ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΚΑΙ ΧΩΡΗΤΙΚΟΤΗΤΑΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ........................ 58 ΠΙΝΑΚΑΣ 39 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ................................................................................................................................................................................... 59 ΠΙΝΑΚΑΣ 40 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 60 4 ΠΙΝΑΚΑΣ 41 ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ............................................................................................................................................................... 63 ΠΙΝΑΚΑΣ 42 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑΣ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΗ ΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΣΗΕ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΜΕ ΣΥΝΔΥΑΣΜΕΝΗ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ» ....................................................................................................................... 64 ΠΙΝΑΚΑΣ 43 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» .............................................................. 66 ΠΙΝΑΚΑΣ 44 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ......................................... 66 ΠΙΝΑΚΑΣ 45 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ........................................................................ 70 ΠΙΝΑΚΑΣ 46 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ............................................................. 71 ΠΙΝΑΚΑΣ 47 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ........................ 73 ΠΙΝΑΚΑΣ 48 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ... 73 ΠΙΝΑΚΑΣ 49 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» .................................. 77 ΠΙΝΑΚΑΣ 50 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ-ΔΑΜΑΣΤΑ, ΝΕΕΣ ΑΠΕ» ....................... 78 ΠΙΝΑΚΑΣ 51 ΣΕΝΑΡΙΑ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» ........................................................................................................................................... 79 ΠΙΝΑΚΑΣ 52 ΠΟΣΟΣΤΙΑΙΑ ΠΕΡΙΚΟΠΗ ΑΠΕ ΑΝΑ ΣΕΝΑΡΙΟ ΕΓΚΑΤΕΣΤΗΜΕΝΗΣ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ».............................................................................................. 80 ΠΙΝΑΚΑΣ 53 ΠΙΝΑΚΑΣ ΕΤΗΣΙΩΝ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» .................................................................................................................................................... 81 ΠΙΝΑΚΑΣ 54 ΣΤΟΙΧΕΙΑ ΓΡΑΜΜΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΚΑΙ ΔΙΑΣΥΝΔΕΣΕΩΝ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» .................................................................................................................................... 82 ΠΙΝΑΚΑΣ 55 ΑΙΟΛΙΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» ........................................................................................................................................................................ 85 ΠΙΝΑΚΑΣ 56 ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΪΚΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΑΝΑ ΖΥΓΟ, ΣΕΝΑΡΙΟ «ΣΗΕ ΜΕ HVDC ΚΑΙ ΝΕΑ ΓΡΑΜΜΗ ΧΑΝΙΑ – ΔΑΜΑΣΤΑ ΜΕ ΝΕΕΣ ΑΠΕ ΧΩΡΙΣ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΟΥΣ ΙΣΧΥΟΣ» .................................................................................................................................................... 86 ΠΙΝΑΚΑΣ 57 ΑΠΑΙΤΗΣΕΙΣ ΕΦΕΔΡΕΙΑΣ............................................................................................................................................ 87 ΠΙΝΑΚΑΣ 58 ΕΠΙΠΕΔΑ ΙΣΧΥΟΣ ΑΠΕ ΒΑΣΕΙ ΠΕΡΙΟΡΙΣΜΩΝ .................................................................................................................. 89 ΠΙΝΑΚΑΣ 59 ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΟΣ ΠΙΝΑΚΑΣ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΩΝ ΣΕΝΑΡΙΩΝ ΥΦΙΣΤΑΜΕΝΟΥ ΣΗΕ ..................................................................... 90 ΠΙΝΑΚΑΣ 60 ΣΥΓΚΕΝΤΡΩΤΙΚΟΣ ΠΙΝΑΚΑΣ ΣΕΝΑΡΙΩΝ ΝΕΩΝ ΑΠΕ ΜΕ ΕΠΕΚΤΑΣΗ ΔΙΚΤΥΟΥ .......................................................................... 91 5 1. Εισαγωγή Στις προηγούμενες ενότητες της μελέτης αναλύθηκε η μεθοδολογία υπολογισμού των περιθωρίων ισχύος εγκατάστασης νέων ΑΠΕ και συστημάτων αποθήκευσης στο ΣΗΕ Κρήτης, ακολούθως της διασύνδεσής του με το Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα. Η προτεινόμενη μεθοδολογία ελέγχθηκε και αξιολογήθηκε μέσω ενδεικτικών προσομοιώσεων και αποτελεσμάτων, ενόψει των τελικών αποτελεσμάτων . Ειδικότερα, στις παρούσες ενότητες, με τις οποίες ολοκληρώνεται η μελέτη, στόχος είναι να καθοριστούν τα περιθώρια ισχύος εγκατάστασης νέων ΑΠΕ καθώς και των αναγκαίων συστημάτων αποθήκευσης, είτε μέσω κεντρικής αποθήκευσης ή μέσω υβριδικών σταθμών (συνύπαρξης συστημάτων ΑΠΕ και αποθήκευσης). Εν συνεχεία, παρουσιάζονται οι εκτιμήσεις σχετικά με την αναγκαία θερμή και ψυχρή εφεδρεία στο ΣΗΕ Κρήτης, λαμβάνοντας υπόψη τις διασυνδέσεις του με το Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ). Τέλος, στο Κεφάλαιο 2, αναλύονται τα μέγιστα περιθώρια εγκατάστασης νέων ΑΠΕ σε κάθε υποσταθμό ΥΤ/ΜΤ, παίρνοντας υπόψιν το φορτίο του καθώς και τους σημαντικότερους τεχνικούς περιορισμούς. Εν συνεχεία στο Κεφάλαιο 3 εκτελούνται προσομοιώσεις για την διερεύνηση της δυνατότητας του λοιπού δικτύου να υποστηρίξει τα προκύπτοντα περιθώρια ΑΠΕ ανά υποσταθμό, καθώς και η διερεύνηση των αναγκαίων τιμών ισχύος και ενέργειας προς αποθήκευση, ώστε να διατηρηθούν οι αποκοπές των ΑΠΕ σε αποδεκτά όρια, ήτοι 5%. Στο Κεφάλαιο 4, βάσει των αποτελεσμάτων του Κεφαλαίου 3, γίνεται ανάλυση των απαιτήσεων θερμής και ψυχρής εφεδρείας στο ΣΗΕ Κρήτης, ενώ στο Κεφάλαιο 5, συνοψίζονται τα τελικά συμπεράσματα. 6 2. Περιθώρια εγκατάστασης ΑΠΕ στους υποσταθμούς ΥΤ/ΜΤ Για την εκτίμηση των περιθωρίων διεσπαρμένων πηγών ΑΠΕ, ειδικότερα αιολικών και Φ/Β, στο διασυνδεδεμένο πλέον ΣΗΕ Κρήτης και τον καταμερισμό τους σε κάθε υποσταθμό μεταφοράς (ΥΤ/ΜΤ), ακολουθείται η μεθοδολογία όπως έχει ήδη παρουσιαστεί σε προηγούμενες ενότητες και παρουσιάζεται συνοπτικά στην Εικόνα 1. Εικόνα 1: Προτεινόμενη μεθοδολογία για τον υπολογισμό των περιθωρίων ισχύος από ΑΠΕ στο διασυνδεδεμένο ΣΗΕ Κρήτης Στο πλαίσια του παρόντος κεφαλαίου, παρουσιάζονται τα αποτελέσματα των υπολογισμών των περιθωρίων εγκατάστασης ΑΠΕ κάθε υποσταθμού (βήματα 1-4). Στο επόμενο κεφάλαιο θα εκτελεστεί το Βήμα 5, όπου θα διερευνηθεί η λειτουργία του ΣΗΕ ενσωματώνοντας τις νέες ΑΠΕ, καθώς και τα απαραίτητα συστήματα αποθήκευσης, προκειμένου να ικανοποιούνται τόσο οι τεχνικοί περιορισμοί του τοπικού συστήματος μεταφοράς, όσο και τα αντίστοιχα όρια αποκοπών ενέργειας από ΑΠΕ. 7 Βήμα 1: Υπολογισμός θερμικού ορίου Στο πρώτο βήμα καθορίζεται το θερμικό όριο κάθε υποσταθμού, το οποίο ισούται με τη συνολική ονομαστική ισχύ των υφιστάμενων μετασχηματιστών κάθε υποσταθμού ΥΤ/ΜΤ του συστήματος μεταφοράς. Το θερμικό όριο για κάθε Υ/Σ παρουσιάζεται στον Πίνακα 1, λαμβάνοντας υπόψιν τους Μ/Σ της Ευλυγιάς στον υποσταθμό του Ρεθύμνου λόγω εγγύτητας μεταξύ τους. Πίνακας 1: Στοιχεία Θερμικού Ορίου Υποσταθμών Συστήματος Μεταφοράς Κρήτης Υποσταθμός M/Σ 1 Υ/Σ Μοίρες 2x25 MVA 50 MVA 2 Υ/Σ Ηράκλειο 1 2x50 MVA 100 MVA 3 Υ/Σ Ηράκλειο 2 3x50 MVA 150 MVA 4 Υ/Σ Ηράκλειο 3 2x50 MVA 100 MVA 5 Υ/Σ Αγ. Νικόλαος 2x50 MVA 100 MVA 6 Υ/Σ Σταλίδα 2x50 MVA 100 MVA 7 Υ/Σ Χανιά 3x50 MVA 150 MVA 8 Υ/Σ Σητεία 2x25 +1x50 MVA 100 MVA 9 Υ/Σ Πραιτώρια 2x25 MVA 50 MVA 10 Υ/Σ Αγυιά 2x50 MVA 100 MVA 11 Υ/Σ Σπήλι 2x25 MVA 50 MVA 12 Υ/Σ Καστέλι 2x25 MVA 50 MVA 13 Υ/Σ Ρέθυμνο 2x25 + 3x50 MVA 100 MVA 14 Υ/Σ Βρύσες 2x25 MVA 50 MVA 15 Υ/Σ Ιεράπετρα 2x25 MVA 50 MVA 16 Υ/Σ Μαρωνιά 1x50 MVA 50 MVA 17 Υ/Σ Αγ. Βαρβάρα 1x50 MVA 50 MVA 18 Υ/Σ Προσωρ. Λινοπεραμάτων 1x25 MVA 25 MVA Άθροισμα Ον. Ισχύς 1425 MVA Βήμα 2: Βελτιστοποίηση του μείγματος ΑΠΕ, μεταξύ αιολικών και Φ/Β πάρκων, για τα δεδομένα όρια κάθε υποσταθμού Στο δεύτερο βήμα, υπολογίζεται η μέγιστη ονομαστική ισχύς ΑΠΕ που μπορεί να εγκατασταθεί σε κάθε υποσταθμό, χωρίς να παραβιάζεται για καμία ώρα του χρόνου το θερμικό του όριο. Η εύρεση αυτού του μέγιστου λαμβάνει υπόψιν το μείγμα φωτοβολταϊκών και αιολικών σταθμών. Προκειμένου να υπολογιστεί το ισοζύγιο ισχύος και να γίνει βέλτιστα η εκμετάλλευση των ορίων κάθε υποσταθμού, απαραίτητα δεδομένα εισόδου είναι η ωριαία κανονικοποιημένη παραγωγή από ΑΠΕ στην Κρήτη, καθώς και το φορτίο σε κάθε υποσταθμό. Συγκεκριμένα, όπως έχει αναλυθεί και στα προηγούμενα παραδοτέα, η παρούσα μελέτη χρησιμοποιεί το φορτίο κάθε υποσταθμού για το έτος 2019, όπως αυτό καταγράφηκε από το εποπτικό σύστημα SCADA του συστήματος. Στο σημείο αυτό θα πρέπει να αναφερθεί ότι δεν χρησιμοποιήθηκαν τα έτη 2020 και 2021, ώστε να αποφευχθεί η εξαγωγή πιθανά λανθασμένων συμπερασμάτων λόγω της επίδρασης της πανδημίας του COVID-19 στο φορτίο του συστήματος. 8 Λαμβάνοντας υπόψιν τα προαναφερθέντα δεδομένα, στον Πίνακα 2 παρουσιάζονται τα αποτελέσματα της σχετικής βελτιστοποίησης. Στο σημείο αυτό σημειώνεται ότι η αντικειμενική συνάρτηση-στόχος της βελτιστοποίησης είναι η μεγιστοποίηση της εγκατεστημένης ισχύος διεσπαρμένης παραγωγής (έναντι εναλλακτικών στόχων, π.χ. μεγιστοποίηση παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ, προκειμένου τα φωτοβολταϊκά και τα αιολικά πάρκα να αντιμετωπίζονται εξ ίσου), με κανονικοποιημένα ωριαία δεδομένα παραγωγής (σε αυτό το στάδιο αγνοείται η παραγωγή και κατανάλωση άεργης ισχύος) από υφιστάμενους φωτοβολταϊκούς και αιολικούς σταθμούς. Πίνακας 2 Περιθώρια Ισχύος Σταθμών ΑΠΕ ανά Υ/Σ βάσει θερμικού ορίου (Έτος αναφοράς: 2019) Υποσταθμός Νέα Φ/Β (MW) Νέα Α/Π (MW) 1 Υ/Σ Μοίρες 34 17 2 Υ/Σ Ηράκλειο 1 84 62 3 Υ/Σ Ηράκλειο 2 119 106 4 Υ/Σ Ηράκλειο 3 77 53 5 Υ/Σ Αγ. Νικόλαος 47 81 6 Υ/Σ Σταλίδα 43 101 7 Υ/Σ Χανιά 124 74 8 Υ/Σ Σητεία 49 14 9 Υ/Σ Πραιτώρια 32 20 10 Υ/Σ Αγυιά 53 67 11 Υ/Σ Σπήλι 22 25 12 Υ/Σ Καστέλι 34 17 13 Υ/Σ Ρέθυμνο 115 141 14 Υ/Σ Βρύσσες 24 48 15 Υ/Σ Ιεράπετρα 28 42 16 Υ/Σ Μαρωνιά 18 0.1 17 Υ/Σ Αγ. Βαρβάρα 18 23 18 Υ/Σ Προσωρ. Λινοπερ. 12 24 933 915 Άθροισμα Σύνολο ΑΠΕ (ΜW) 1848 9 Βήμα 3: Προσαρμογή των περιθωρίων εγκατάστασης νέων ΑΠΕ με βάση τη χωροθέτηση τέτοιων έργων Στο προηγούμενο βήμα υπολογίστηκε η μέγιστη ισχύς διεσπαρμένων πηγών ΑΠΕ που μπορεί να εγκατασταθεί σε κάθε υποσταθμό, παίρνοντας υπόψιν το αιολικό και ηλιακό δυναμικό της Κρήτης, ώστε να βρεθεί το βέλτιστο μείγμα μεταξύ αιολικών και φωτοβολταϊκών σταθμών. Παρόλα αυτά, ο παράγοντας της χωροθέτησης τέτοιων έργων με τις υφιστάμενες υποδομές θα πρέπει να ληφθεί υπόψη. Αν και μια τέτοια μελέτη είναι αρκετά σύνθετη και εκτός του βασικού αντικειμένου του παρόντος έργου, δύναται να χρησιμοποιηθεί η συμβατική θεώρηση, ότι σε υποσταθμούς μεγάλων αστικών κέντρων δεν είναι πιθανή η διασύνδεση αιολικών πάρκων. Συνεπώς, σε αυτό το βήμα γίνεται προσπάθεια προσαρμογής στο μείγμα ΑΠΕ των αστικών κέντρων της Κρήτης, ώστε να θεωρηθεί εγκατάσταση αποκλειστικά φωτοβολταϊκών πάρκων. Μετά από αυτή τη θεώρηση, τα νέα περιθώρια ισχύος για κάθε τεχνολογία, παρουσιάζονται στον Πίνακα 3. Πίνακας 3 Περιθώρια Ισχύος Σταθμών ΑΠΕ ανά Υ/Σ βάσει γεωγραφικών χαρακτηριστικών (Έτος αναφοράς: 2019) Υποσταθμός Νέα Φ/Β (MW) Νέα Α/Π (MW) 1 Υ/Σ Μοίρες 34 17 2 Υ/Σ Ηράκλειο 1 130 0 3 Υ/Σ Ηράκλειο 2 198 0 4 Υ/Σ Ηράκλειο 3 118 0 5 Υ/Σ Αγ. Νικόλαος 47 81 6 Υ/Σ Σταλίδα 43 101 7 Υ/Σ Χανιά 187 0 8 Υ/Σ Σητεία 49 14 9 Υ/Σ Πραιτώρια 32 20 10 Υ/Σ Αγυιά 53 67 11 Υ/Σ Σπήλι 22 25 12 Υ/Σ Καστέλι 34 17 13 Υ/Σ Ρέθυμνο 115 141 14 Υ/Σ Βρύσες 24 48 15 Υ/Σ Ιεράπετρα 28 42 16 Υ/Σ Μαρωνιά 18 0 17 Υ/Σ Αγ. Βαρβάρα 18 23 18 Υ/Σ Προσωρ. Λινοπερ. 28 0 1178 596 Άθροισμα Σύνολο ΑΠΕ (MW) 1774 Βήμα 4: Προσαρμογή περιθωρίων βάσει του περιθωρίου ορίου βραχυκύκλωσης και του περιορισμού θερμικού ορίου που εφαρμόζει ΔΕΔΔΗΕ Α.Ε. Εκτός από το θερμικό όριο κάθε υποσταθμού, ένας σημαντικός παράγοντας που συχνά είναι και περισσότερο περιοριστικός, είναι το περιθώριο ορίου βραχυκύκλωσης, όπως εξηγήθηκε και στο προηγούμενο παραδοτέο. Για την σημερινή κατάσταση του ΣΗΕ Κρήτης, τα περιθώρια ορίου βραχυκύκλωσης κάθε υποσταθμού είναι διαθέσιμα στην ιστοσελίδα του ΔΕΔΔΗΕ και αναγράφονται στον Πίνακα 4, εκτός από τον υποσταθμό των Βρυσών για τον οποίο το περιθώριο ορίου βραχυκυκλώσεως θεωρήθηκε ίδιο με το ονομαστικό θερμικό όριο. Ακόμα, καθώς δεν υπάρχουν καθόλου στοιχεία για τον υποσταθμό της Ευλυγιάς που είναι καινούργιος, 10 χρησιμοποιούνται τα όρια βραχυκυκλώσεως του υποσταθμού του Ρεθύμνου, με την σημείωση ότι θα υπάρξει σύντομα αύξηση του περιθωρίου στην περιοχή του Ρεθύμνου. Συνεπώς σε αυτό το βήμα, αναπροσαρμόζονται τα περιθώρια εγκατάστασης νέων μονάδων διεσπαρμένης παραγωγής ΑΠΕ, τα οποία προέκυψαν από το προηγούμενο βήμα, ώστε να μην παραβιάζεται το περιθώριο ορίου βραχυκυκλώσεως. Στο σημείο αυτό θα πρέπει να σημειωθεί ότι προκειμένου να γίνει ο σχετικός έλεγχος, πρέπει να υπολογιστεί και να οριστεί η συνεισφορά των μονάδων ΑΠΕ κατά το βραχυκύκλωμα. Σήμερα, η κύρια τεχνολογία ανεμογεννητριών που παράγονται και εγκαθίστανται είναι «Τύπου 4», οι οποίες διασυνδέονται με το δίκτυο πλήρως μέσω ηλεκτρονικών ισχύος, με αποτέλεσμα να έχουν την ίδια συμπεριφορά κατά το βραχυκύκλωμα με αυτή των Φ/Β, ήτοι συνεισφέρουν 1.1 φορές την ονομαστική τους ισχύ. Συνεπώς, εκτελώντας την απαραίτητη προσαρμογή βάσει των παραπάνω θεωρήσεων, τα νέα περιθώρια για κάθε μία από τις δύο τεχνολογίες, παρουσιάζονται στον Πίνακα 4. Πίνακας 4 Περιθώρια Ισχύος Σταθμών ΑΠΕ ανά Υ/Σ βάσει περιθωρίου ορίου βραχυκύκλωσης (Έτος αναφοράς: 2022) Υποσταθμός 1 Υ/Σ Μοίρες 2 Περιθώριο Β/Κ Νέα Φ/Β (MW) Νέα Α/Π (MW) 2.3 2 0 Υ/Σ Ηράκλειο 1 103.6 94 0 3 Υ/Σ Ηράκλειο 2 116.5 106 0 4 Υ/Σ Ηράκλειο 3 61.6 56 0 5 Υ/Σ Αγ. Νικόλαος 57.6 19 33 6 Υ/Σ Σταλίδα 127.9 34 81 7 Υ/Σ Χανιά 139.2 126 0 8 Υ/Σ Σητεία 24.3 17 5 9 Υ/Σ Πραιτώρια 25.6 13 9 10 Υ/Σ Αγυιά 58.9 23 30 11 Υ/Σ Σπήλι 27.6 4 21 12 Υ/Σ Καστέλι 11.5 7 3 13 Υ/Σ Ρέθυμνο 94 38 47 14 Υ/Σ Βρύσες 50 15 30 15 Υ/Σ Ιεράπετρα 30.6 10 17 16 Υ/Σ Μαρωνιά 93.2 18 0 17 Υ/Σ Αγ. Βαρβάρα 21.5 8 11 18 Υ/Σ Προσωρ. Λινοπερ. 114.3 27 0 617 287 Άθροισμα Σύνολο ΑΠΕ (MW) 904 Μια τελευταία θεώρηση που γίνεται για τους σκοπούς της μελέτης, πριν την διενέργεια των μελετών ροών ισχύος στο επόμενο κεφάλαιο, είναι πως αν και το θερμικό όριο έχει ληφθεί υπόψιν ωριαία στο Βήμα 2, το άθροισμα των ονομαστικών τιμών των ΑΠΕ μπορούν να υπερβούν την ονομαστική ισχύ του υποσταθμού λόγω του ταυτοχρονισμού μεταξύ του φορτίου και της κανονικοποιημένης καμπύλης παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ. Παρόλα αυτά, ο ΔΕΔΔΗΕ εφαρμόζει μια πιο συντηρητική μέθοδο, χωρίς να εξετάζει τον προαναφερθέντα ταυτοχρονισμό. Σε συμφωνία με αυτή την πρακτική, αν και περιορίζει τα αποδεκτά όρια ισχύος των ΑΠΕ, προσαρμόσαμε τα περιθώρια του προηγούμενου πίνακα ώστε να μη λαμβάνεται υπόψιν ο 11 ταυτοχρονισμός παραγωγής ΑΠΕ και φορτίου υποσταθμού. Τα σχετικά αποτελέσματα δίνονται στον Πίνακα 5. Τα όρια αυτά θεωρούνται και για τις επόμενες μελέτες. Πίνακας 5 Περιθώρια Ισχύος Σταθμών ΑΠΕ ανά Υ/Σ με περιορισμό θερμικού ορίου ΔΕΔΔΗΕ (Έτος αναφοράς: 2022) Υποσταθμός Νέα Φ/Β (MW) Νέα Α/Π (MW) 1 Υ/Σ Μοίρες 2 0 2 Υ/Σ Ηράκλειο 1 94 0 3 Υ/Σ Ηράκλειο 2 106 0 4 Υ/Σ Ηράκλειο 3 56 0 5 Υ/Σ Αγ. Νικόλαος 19 33 6 Υ/Σ Σταλίδα 28 67 7 Υ/Σ Χανιά 126 0 8 Υ/Σ Σητεία 17 5 9 Υ/Σ Πραιτώρια 13 9 10 Υ/Σ Αγυιά 23 30 11 Υ/Σ Σπήλι 3 17 12 Υ/Σ Καστέλι 7 3 13 Υ/Σ Ρέθυμνο 37 46 14 Υ/Σ Βρύσες 15 30 15 Υ/Σ Ιεράπετρα 10 17 16 Υ/Σ Μαρωνιά 16 0 17 Υ/Σ Αγ. Βαρβάρα 8 11 18 Υ/Σ Προσωρ. Λινοπερ. 19 0 599 268 Άθροισμα Σύνολο ΑΠΕ (MW) 867 12 3. Προσομοιώσεις και εκτίμηση της συμβολής συστημάτων αποθήκευσης Δομή σεναρίων Ο σχεδιασμός των σεναρίων για τις προσομοιώσεις λειτουργίας του συστήματος και την εκτίμηση των μεγεθών αποθήκευσης χωρίστηκε αρχικά βάσει των διαφορετικών σχεδιασμών του ΣΗΕ βάσει του Δεκαετούς Πλάνου Ανάπτυξης του ΑΔΜΗΕ: 1) Εκκινώντας από την Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με την «Μικρή Διασύνδεση» σε λειτουργία όπως περιγράφεται στους αντίστοιχους Κανονισμούς του ΑΔΜΗΕ και του ΕΧΕ 2) Με τη συμβολή της «Μεγάλης Διασύνδεσης HVDC» στην Υφιστάμενη Κατάσταση, 3) Με τη συμβολή της νέας γραμμής Χανίων – Δαμάστας και της «Μεγάλης Διασύνδεσης HVDC» στην Υφιστάμενη Κατάσταση. Στην Υφιστάμενη Κατάσταση του ΣΗΕ, εξετάστηκε: a. Η διείσδυση των υφιστάμενων ΑΠΕ b. Η διείσδυση των νέων ΑΠΕ, όπως αυτά προέκυψαν από το Βήμα 5 του Κεφαλαίου 2, της παρούσας μελέτης για τα Περιθώρια εγκατάστασης ΑΠΕ στους υποσταθμούς, χωρίς περιορισμό ως προς τις περικοπές. c. Η διείσδυση των νέων ΑΠΕ με τη συμβολή κεντρικής αποθήκευσης, ώστε οι περικοπές ενέργειας ΑΠΕ να είναι κάτω του 5% της πρωτογενώς διαθέσιμης ενέργειας ΑΠΕ d. Η διείσδυση των νέων ΑΠΕ με τη συμβολή ενσωματωμένης ανάντι αποθήκευσης στο σταθμό, ώστε οι περικοπές ενέργειας ΑΠΕ να είναι κάτω του 5% της πρωτογενώς διαθέσιμης ενέργειας ΑΠΕ Οι περικοπές υπολογίστηκαν σε όλα τα σενάρια επί της πρωτογενούς παραγωγής των νέων ΑΠΕ, καθώς θεωρούνται μηδενικές αποκλίσεις για τα υφιστάμενα ΑΠΕ. Στα σενάρια με τη συμβολή της «Μεγάλης Διασύνδεσης HVDC» αλλά και της νέας γραμμής Χανίων – Δαμάστας, αξιολογήθηκε μόνο η περίπτωση διείσδυσης των νέων ΑΠΕ, και βάσει των αποτελεσμάτων που παρουσιάζονται παρακάτω δεν προέκυψε η ανάγκη αποθήκευσης για περιορισμό περικοπών. Επιπλέον, εξετάστηκαν τα εξής δύο σενάρια ως προς την νέα ισχύ ΑΠΕ: 4) Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ, συνολικής ισχύος τέτοιας ώστε να περιορίζονται οι περικοπές κάτω του ορίου του 5% , αλλά και να είναι αποδεκτή από τα όρια των υφιστάμενων υποσταθμών, όπως αναλύθηκαν στο Κεφάλαιο 2. 5) ΣΗΕ με HVDC και νέα γραμμή Χανιά – Δαμάστα με νέες ΑΠΕ συνολικής ισχύος τέτοιας ώστε να περιορίζονται οι περικοπές κάτω του ορίου του 5%, και θεωρώντας τη δημιουργία νέων υποσταθμών, επομένως δεν περιορίζεται η ισχύς από τα θερμικά όρια των υποσταθμών που εξετάστηκαν στο Κεφάλαιο 2. Δεδομένα εισόδου Στην παρούσα ενότητα συμπεριλαμβάνονται όλα τα δεδομένα που αφορούν το σύστημα και παραμένουν κοινά για όλα τα σενάρια, ενώ οι επιμέρους αλλαγές αποτυπώνονται στην αντίστοιχη ενότητα του κάθε σεναρίου. Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζονται τα τεχνικά χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων του ΣΗΕ, τα οποία χρησιμοποιήθηκαν για τις προσομοιώσεις της μελέτης, αντιστοιχίζοντας κάθε μονάδα στον Υ/Σ στον 13 οποίο είναι εγκατεστημένη. Συγκεκριμένα, παρουσιάζονται τα τεχνικά όρια παραγωγής της κάθε μονάδας, οι ρυθμοί ανόδου και καθόδου οι οποίοι θεωρήθηκαν ως ίσοι μεταξύ τους, οι ελάχιστοι χρόνοι λειτουργίας και κράτησης ώστε να ικανοποιείται ο κύκλος λειτουργίας μιας μονάδας (συγχρονισμός, κατάσταση ενδιάμεσου φορτίου, παραγωγή, αποσυγχρονισμός). Για τους σκοπούς της προσομοίωσης και χωρίς βλάβη της γενικότητας, θεωρήθηκαν οι παρακάτω αρχικές τιμές για την κατάσταση των μονάδων πριν την πρώτη ώρα προσομοίωσης, εκτιμώντας ότι οι γεννήτριες δεν ήταν οπωσδήποτε σε σβέση και απαλλαγμένες από πρωτύτερους περιορισμούς. Αυτές αφορούν στην κατάσταση λειτουργίας της (on/off), το επίπεδο λειτουργίας εφόσον θεωρήθηκε ότι ήταν σε λειτουργία, και οι συνεχόμενες ώρες λειτουργίας ή κράτησης, ώστε να τηρηθούν αντίστοιχα οι ρυθμοί ανόδου/καθόδου και οι διαχρονικοί περιορισμοί. Πίνακας 6 Τεχνικά στοιχεία θερμικών μονάδων Κρήτης Όνομα μονάδας Εγκ/νη ισχύς (MW) Τεχνικό ελάχιστο (MW) Ρυθμός ανόδου/ καθόδου (MW/
13. m)Ελάχ. ώρες λειτ/ργί ας Ελάχιστες ώρες σβέσης Συνεχόμενες ώρες λειτουργίας την τελευταία ώρα κατανομής 5 Συνεχόμενες ώρες κράτησης την τελευταία ώρα κατανομής 0 Επίπεδο λειτουργίας τελευταίας ώρας κατανομής 7 Κατάσταση λειτουργίας τελευταίας ώρας κατανομής (0/1) 1 ATM 1 ΛΙΝ 6 4 0,1 1 ΑΤΜ 2 ΛΙΝ 15 8 0,1 1 7 0 0 24 0 ΑΤΜ 3 ΛΙΝ 15 8 0,1 8 4 0 0 18 0 ΑΤΜ 4 ΛΙΝ 25 18 0,1 8 4 0 0 18 0 ΑΤΜ 5 ΛΙΝ 25 ΑΤΜ 6 ΛΙΝ 25 18 1,4 8 8 0 0 24 0 18 1,4 8 8 0 0 24 0 DIESEL 1 ΛΙΝ 12 3 2 8 8 0 0 24 0 DIESEL 2 ΛΙΝ 12 3 2 8 8 1 24 0 3 DIESEL 3 ΛΙΝ 12 6 2 8 8 0 0 24 0 DIESEL 4 ΛΙΝ 12 3 2 12 10 1 18 0 3 AEΡ 1 ΛΙΝ 16 3 2 4 2 0 0 24 0 AEΡ 2 ΛΙΝ 16 3 2 2 3 0 0 24 0 AEΡ 3 ΛΙΝ 43 5 2 0 0 0 0 24 0 AEΡ 4 ΛΙΝ 15 3 2 1 7 0 0 24 0 AEΡ 5 ΛΙΝ 28 5 2 1 1 0 0 24 0 ΑΕΡ 4 ΧΑΝ 20 3 2 8 4 0 0 18 0 6 ΑΕΡ 5 ΧΑΝ 30 5 2 8 4 0 0 18 0 ΑΕΡ 11 ΧΑΝ 59 10 2 8 8 0 0 24 0 ΑΕΡ 12 ΧΑΝ 59 10 2 8 8 0 0 24 0 ΑΕΡ 13 ΧΑΝ 28 5 2 8 8 0 0 24 0 DIESEL 1 ΑΘΕΡ DIESEL 2 ΑΘΕΡ ΑΤΜ 1 AΘΕΡ 51 35 2 8 8 0 0 21 0 51 25 2 8 8 0 0 24 0 48 22 0,6 12 10 0 0 24 0 ΑΤΜ 2 AΘΕΡ 48 22 0,6 4 2 0 0 24 0 Σ.Κ. 126 25 6 2 3 0 0 24 0 14 Για την οικονομική λειτουργία του συστήματος, έγινε εκτίμηση του κόστους λειτουργίας των μονάδων. Για λόγους απλοποίησης, και καθώς η οικονομικότητα του συστήματος είναι εκτός του πλαισίου της παρούσας μελέτης, χρησιμοποιήθηκε η ειδική κατανάλωση κάθε μονάδας, η οποία παρουσιάζεται παρακάτω και αντιπροσωπεύει τον λόγο της ποσότητας του καυσίμου που καταναλώνεται ως προς την ενέργεια που αποδίδεται. Πίνακας 7 Ειδική κατανάλωση καυσίμου θερμικών μονάδων Μονάδες Ειδική Κατανάλωση (kg/kWh-lt/kWh) 0,361 0,361 0,367 0,364 0,319 0,315 0,21 0,208 0,208 0,206 0,374 0,374 0,337 0,399 0,334 0,288 0,288 0,604 0,61 0,362 0,343 0,39 0,206 0,203 0,261 0,26 ΑΤΜ 1 ΑΤΜ 2 ΑΤΜ 3 ΑΤΜ 4 ΑΤΜ 5 ΑΤΜ 6 DIESEL 1 DIESEL 2 DIESEL 3 DIESEL 4 ΑΕΡ 1 ΑΕΡ 2 ΑΕΡ 3 ΑΕΡ 4 ΑΕΡ 5 Σ.Κ. 1 Σ.Κ. 2 ΑΕΡ 4 Χ ΑΕΡ 5 Χ ΑΕΡ 11 Χ ΑΕΡ 12 Χ ΑΕΡ 13 Χ DIESEL 1 DIESEL 2 ATM 1 ATM 2 Συνδυαστικά με την ειδική κατανάλωση καυσίμου χρησιμοποιήθηκαν οι ακόλουθες τιμές καυσίμων, ντήζελ = 1200 €/klt και μαζούτ = 800€/tn, για τον υπολογισμό του μοναδιαίου κόστους παραγωγής ενέργειας, και άρα για τη σειρά προτίμησης ένταξης. Επίσης, θεωρήθηκε πως η ενέργεια που εισέρχεται μέσω διασύνδεσης είναι οικονομικότερη από την παραγόμενη από όλες τις τοπικές μονάδες παραγωγής. 15 Πίνακας 8 Κόστος παραγωγής θερμικών μονάδων Κρήτης Όνομα μονάδας Κόστος Παραγωγής (€/MWh) ATM 1 ΛΙΝ 288.8 ΑΤΜ 2 ΛΙΝ 288.8 ΑΤΜ 3 ΛΙΝ 293.6 ΑΤΜ 4 ΛΙΝ 291.2 ΑΤΜ 5 ΛΙΝ 255.2 ΑΤΜ 6 ΛΙΝ 252 DIESEL 1 ΛΙΝ 168 DIESEL 2 ΛΙΝ 166.4 DIESEL 3 ΛΙΝ 166.4 DIESEL 4 ΛΙΝ 164.8 AEΡ 1 ΛΙΝ 448.8 AEΡ 2 ΛΙΝ 448.8 AEΡ 3 ΛΙΝ 404.4 AEΡ 4 ΛΙΝ 478.8 AEΡ 5 ΛΙΝ 400.8 ΑΕΡ 4 ΧΑΝ 724.8 ΑΕΡ 5 ΧΑΝ 732 ΑΕΡ 11 ΧΑΝ 434.4 ΑΕΡ 12 ΧΑΝ 411.6 ΑΕΡ 13 ΧΑΝ 468 DIESEL 1 ΑΘΕΡ 164.8 DIESEL 2 ΑΘΕΡ 162.4 ΑΤΜ 1 AΘΕΡ 208.8 ΑΤΜ 2 AΘΕΡ 208 Σ.Κ. 345.6 16 Στον παρακάτω πίνακα παρουσιάζεται η αιχμή ζήτησης ανά ζυγό, σύμφωνα με τις χρονοσειρές φορτίου του 2019, για το ΣΗΕ της Κρήτης. Πίνακας 9: Μέγιστη ισχύς φορτίου ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Ζυγός Καστέλι Αγυιά Χανιά Βρύσες Ρέθυμνο Σπήλι Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπεράματα (προσωρινός) Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκος Σητεία Μαρωνιάς Ιεράπετρα Πραιτώρια Μοίρες Σύνολο Αιχμή Ζήτησης (MW) 24,55 60,29 96,79 18,18 65,80 15,11 0 13,62 13,76 65,30 84,46 38,69 70,02 39,76 0 18,95 0 24,78 20,99 27,86 698,91 Αξίζει να σημειωθεί ότι βάσει των χρονοσειρών που χρησιμοποιήθηκαν κατά την μελέτη, η μέγιστη ταυτοχρονισμένη αιχμή σε όλους του ζυγούς του συστήματος της Κρήτης 536,79MW αισθητά χαμηλότερη δηλαδή από το άθροισμα των επί μέρους αιχμών που φαίνεται στον παραπάνω πίνακα. Αθροιστικά η καμπύλη φορτίου για ολόκληρο το νησί της Κρήτης παρουσιάζεται στο επόμενο γράφημα. 17 Εικόνα 2: Ετήσια χρονοσειρά συστήματος Κρήτης για το έτος 2019 Στις παρακάτω εικόνες παρουσιάζονται οι ανηγμένες καμπύλες αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής, οι οποίες θεωρήθηκαν κοινές για όλους τους ζυγούς, κάνοντας την παραδοχή ότι οι καιρικές συνθήκες δεν αλλάζουν στατιστικά σημαντικά για την ίδια ώρα μεταξύ των περιοχών της Κρήτης, οδηγώντας έτσι σε παρόμοιες καμπύλες παραγωγής για τις κοινές τεχνολογίες. Εικόνα 3: Ανηγμένη ετήσια χρονοσειρά αιολικής παραγωγής Κρήτης 18 Εικόνα 4: Ανηγμένη ετήσια χρονοσειρά φωτοβολταϊκής παραγωγής Κρήτης Παρατηρείται από την καμπύλη των ΑΠΕ ότι η μελέτη είναι «ευαίσθητη» ως προς την επιλογή των χρονοσειρών. Η συγκεκριμένη περιλαμβάνει 198 τιμές που είναι κάτω του 2% της ανηγμένης παραγωγής (αθροιστικά φωτοβολταϊκή και αιολική), σε σύγκριση με παλιότερες αναλύσεις, όπου πάντα υπήρχε μία παραγωγή ΑΠΕ 10-20MW. Μέσω ανάλυσης ευαισθησίας κατά την προετοιμασία των σεναρίων, διαπιστώθηκε ότι αυτή η χαμηλή παραγωγή ΑΠΕ μπορεί να παρουσιάσει αποτελέσματα επάρκειας για το ενεργειακό ισοζύγιο. 19 Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ Η παρούσα ενότητα λαμβάνει υπόψη τα δεδομένα εισόδου εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ, καθώς και τα αποτελέσματα της προσομοίωσης για τα υφιστάμενα ΑΠΕ του ηλεκτρικού συστήματος. Η παραδοχή που αναφέρθηκε στην προηγούμενη ενότητα, για την οικονομικότητα της ενέργειας που παρέχεται διασύνδεσης ως προς την παραγόμενη από τις θερμικές μονάδες, επαληθεύεται από την πίτα παραγωγής ανά τεχνολογία της επόμενης εικόνας, όπου παρατηρείται ότι το μέρος της πίτας που καλύπτεται από την «Μικρή Διασύνδεση» με το ηπειρωτικό σύστημα, είναι το μεγαλύτερο, συγκριτικά με τις υπόλοιπες τεχνολογίες. Εικόνα 5 Ποσοστιαία συμμετοχή στο ενεργειακό μείγμα ανά τεχνολογία, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» 20 Στον επόμενο πίνακα παρουσιάζονται συγκεντρωτικά όλα τα ενεργειακά μεγέθη του σεναρίου, όπου αξίζει να σημειωθεί η ελάχιστη ροή ενέργειας ΑΠΕ προς το ηπειρωτικό σύστημα, καθώς επίσης και ο μεγάλος αριθμός εναύσεων και σβέσεων συμβατικών μονάδων, προκειμένου να τηρηθεί το ισοζύγιο και να εξασφαλιστεί η μηδενική περικοπή φορτίου. Πίνακας 10 Πίνακας ετήσιων αποτελεσμάτων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Συνολικό Φορτίο (GWh ) 2918.54 Συνολική συμβατική παραγωγή (GWh) 818.15 Ενέργεια ΑΠΕ επί του φορτίου (GWh) 822.58 Φ/Β παραγωγή (GWh) 174.50 Εγχεόμενη Α/Π (GWh) 648.08 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς Κρήτη (TWh) 1.28 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς ηπειρωτικό σύστημα (GWh) 0.064 Ώρες λειτουργίας συμβατικών μονάδων παραγωγής 52,053 Πλήθος εκκινήσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 3,623 Πλήθος σβέσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 3,404 Μέση τιμή στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου(%) 13,16% Καμία από τις γραμμές μεταφορές δεν οδηγείται σε συμφόρηση, πλην της διασύνδεσης με το ηπειρωτικό σύστημα. Η μέγιστη φόρτιση της διασύνδεσης περιορίζεται στα 150MW καθώς έχει θεωρηθεί, στην παρούσα μελέτη για σκοπούς εφεδρείας ότι το 50% της ισχύος διατίθεται προς ικανοποίηση του φορτίου, ενώ το υπόλοιπο παραμένει ως εφεδρεία για ενδεχόμενο απώλειας μονάδας ή της ίδιας της γραμμής. 21 Πίνακας 11 Στοιχεία γραμμών μεταφοράς και διασυνδέσεων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Καστέλι Αγυιά 3.01% Mέγιστη φόρτιση (MW) 21.760 Αγυιά Χανιά 7.65% 47.995 28.4% 0 Χανιά Βρύσες 23.32% 65.923 39.0% 0 Χανιά Ρέθυμνο 29.63% 82.982 49.1% 0 Χανιά Διασύνδεση 97.26% 150 100.0% 6,520 Βρύσες Λινοπεράματα 14.22% 49.793 29.5% 0 Ρέθυμνο Σπήλι 1.36% 14.469 8.6% 0 Ρέθυμνο Λινοπεράματα 12.68% 55.029 32.6% 0 Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα 4.41% 25.466 21.8% 0 Λινοπεράματα Λινοπεράματα 2.37% 12.077 7.2% 0 Λινοπεράματα Ηράκλειο 1 14.13% 45.439 26.9% 0 Λινοπεράματα Ηράκλειο 2 10.31% 43.927 26.0% 0 Λινοπεράματα Ηράκλειο 3 5.93% 18.101 10.7% 0 Λινοπεράματα Σταλίδα 7.44% 33.798 20.0% 0 Αγ. Βαρβάρα Μοίρες 4.98% 18.956 16.2% 0 Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 3.55% 24.601 14.6% 0 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 4.21% 20.782 12.3% 0 Ηράκλειο 2 Αθερινόλακκος 24.87% 121.061 71.7% 0 Σταλίδα Άγιος Νικόλας 9.31% 45.803 27.1% 0 Άγιος Νικόλας Ιεράπετρα 17.60% 75.349 44.6% 0 Αθερινόλακκος Ιεράπετρα 30.23% 128.321 76.0% 0 Σητεία Αθερινόλακκος 15.55% 84.614 50.1% 0 Σητεία Μαρωνιάς 7.90% 36.800 21.8% 0 Ιεράπετρα Πραιτώρια 5.85% 40.584 24.0% 0 Πραιτώρια Μοίρες 3.94% 27.258 16.1% 0 22 Mέγιστη φόρτιση (%) 12.9% Ώρες μέγιστης φόρτισης 0 Οι καμπύλες διάρκειας της παραγωγής από ΑΠΕ επαληθεύουν την ανάγκη μεγάλης συμμετοχής θερμικών μονάδων ή παροχής ενέργειας μέσω της διασύνδεσης, καθώς υπάρχει ιδιαιτέρως μεγάλο περιθώριο ως την ικανοποίηση του φορτίου. Εικόνα 6 Καμπύλες διάρκειας φορτίου και παραγωγής ΑΠΕ, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Οι φθηνές μονάδες diesel του Αθερινόλακκου και των Λινοπεραμάτων επιλέγονται πρώτες για την κάλυψη αυτού του περιθωρίου, ενώ ακολουθούν οι ατμομονάδες του Αθερινόλακκου, και έπονται οι υπόλοιπες με πολύ μικρότερα ποσοστά συμμετοχής. Εικόνα 7 Ποσοστιαία παραγωγή θερμικών μονάδων επί του συνόλου της θερμικής παραγωγής, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» 23 Σχετικά με την τήρηση εφεδρείας, ακολουθείται ο κανόνας Ν-1 για τις ενταγμένες μονάδες παραγωγής, και προκύπτει ως μέση ετήσια τηρούμενη εφεδρεία 13,16% επί του φορτίου. Εικόνα 8 Boxplot διατήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Εικόνα 9 Χρονοσειρά τήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Τέλος, στα επόμενα διαγράμματα και τους συνοδευόμενους πίνακες, παρουσιάζεται η παραγωγή αιολικής και φωτοβολταϊκής ενέργειας ανά ζυγό. Όπως προκύπτει, υπάρχει μηδενική περικοπή για τις υφιστάμενες ΑΠΕ. 24 Εικόνα 10 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Πίνακας 12 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Ζυγός Αιολική Παραγωγή (GWh) Καστέλι 57.91 Αγυιά 34.29 Χανιά 0.00 Βρύσσες 0.00 Ρέθυμνο 47.63 Σπήλι 22.86 Λινοπεράματα 0.00 Αγ. Βαρβάρα 45.88 Λινοπεράματα 11.43 Ηράκλειο 1 0.00 Ηράκλειο 2 0.00 Ηράκλειο 3 18.89 Σταλίδα 0.00 Άγιος Νικόλας 37.78 Αθερινόλακκος 0.00 Σητεία 180.25 Μαρωνιάς 116.85 Ιεράπετρα 0.00 Πραιτώρια 18.89 Μοίρες 55.41 Σύνολο 648.08 25 Εικόνα 11 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Πίνακας 13 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ» Ζυγός ΦΒ παραγωγή (GWh) Καστέλι 8.39 Αγυιά 7.99 Χανιά 17.94 Βρύσσες 4.16 Ρέθυμνο 0.00 Σπήλι 8.36 Λινοπεράματα 0.00 Αγ. Βαρβάρα 0.00 Λινοπεράματα Προσ. 0.67 Ηράκλειο 1 4.03 Ηράκλειο 2 15.88 Ηράκλειο 3 7.02 Σταλίδα 6.04 Άγιος Νικόλας 10.42 Αθερινόλακκος 0.00 Σητεία 18.24 Μαρωνιάς 0.00 Ιεράπετρα 14.93 Πραιτώρια 20.22 Μοίρες 30.22 Σύνολο 174.50 26 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ Η παρούσα ενότητα περιλαμβάνει τα δεδομένα εισόδου εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ καθώς και τα αποτελέσματα της προσομοίωσης για την προτεινόμενη νέα ισχύ ΑΠΕ του ηλεκτρικού συστήματος. Στον επόμενο πίνακα παρουσιάζεται η ισχύς των τεχνολογιών που είχαν εγκατασταθεί ως το 2019, η νέα προτεινόμενη ισχύς όπως αυτή προέκυψε από τον Πίνακα 5 μέσω των περιορισμών που αναφέρθηκαν στο Βήμα 4 στο Κεφάλαιο 2, καθώς και τελικά η συνολική ισχύς ανά ζυγό για ΑΠ και ΦΒ. Να σημειωθεί πως από το 2019 ως και το 2022, έχει εγκατασταθεί νέα ισχύς φωτοβολταϊκών η οποία θεωρείται ότι λόγω εξέλιξης της τεχνολογίας των εγκαταστάσεων μπορεί να ακολουθήσει εντολές περιορισμού παραγωγής, και ενσωματώνονται στην νέα ισχύ ΦΒ. Επομένως, από το παρόν σενάριο, αλλά και για όλα τα υπόλοιπα, εξασφαλίζεται ότι η παραγωγή των ΑΠ και των ΦΒ που είχαν εγκατασταθεί ως το 2019 θα εγχέεται πλήρως, και οποιαδήποτε περικοπή θα αφορά μόνο τους νέους σταθμούς ΑΠΕ. Διευκρινίζεται πως οι μικρές αποκλίσεις του Πίνακα 14, σε σύγκριση με τον Πίνακα 5, οφείλεται σε στρογγυλοποιήσεις που δεν λήφθηκαν υπόψιν για την ενεργειακή ανάλυση για μεγαλύτερη ακρίβεια. Πίνακας 14 Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Ζυγός Συνολική ισχύς ΑΠ Νέα ισχύς ΑΠ Ισχύς ΑΠ 2019 Καστέλι Αγυιά Χανιά Βρύσσες Ρέθυμνο Σπήλι Λινοπεράματα Αγ, Βαρβάρα Λινοπεράματα (προσωρινός) Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκος Σητεία Μαρωνιάς 21,71 40,78 0,00 30,41 61,21 24,26 0,00 25,47 3,60 0,00 0,00 5,95 67,42 44,88 0,00 61,85 36,80 3,47 29,98 0,00 30,41 46,21 17,06 0,00 11,02 0,00 0,00 0,00 0,00 67,42 32,98 0,00 5,08 0,00 18,24 10,8 0,00 0,00 15 7,2 0,00 14,45 3,6 0,00 0,00 5,95 0,00 11,9 0,00 56,77 36,8 Ιεράπετρα Πραιτώρια Μοίρες Σύνολο 17,26 15,61 17,45 475,47 17,26 9,66 0,00 271,36 0,00 5,95 17,45 204,11 Συνολική ισχύς ΦΒ 11,51 27,87 136,21 17,29 38,79 25,74 0,00 8,68 21,40 97,58 117,61 62,65 32,58 24,99 0,00 27,34 15,80 21,25 28,26 18,24 733,79 Νέα ισχύς ΦΒ Ισχύς ΦΒ 2022 Ισχύς ΦΒ 2019 6,99 23,57 126,55 15,05 37,19 3,04 0,00 8,53 19,60 94,18 105,91 56,00 28,48 19,38 0,00 17,01 15,80 0,00 0,00 0,00 0,00 1,60 18,20 0,00 0,15 1,44 1,23 3,15 2,87 0,85 0,00 0,00 0,51 0,00 4,52 4,30 9,66 2,24 0,00 4,50 0,00 0,00 0,36 2,17 8,55 3,78 3,25 5,61 0,00 9,82 0,00 10,55 13,61 1,39 602,81 2,66 3,76 0,58 37,00 8,04 10,89 16,27 93,96 Η μεγάλη αύξηση ισχύος των ΑΠΕ οδηγεί αναπόφευκτα στον σημαντικό περιορισμό τόσο της θερμικής παραγωγής όσο και της έγχυσης μέσω της διασύνδεσης, αυξάνοντας σημαντικά τα ποσοστά της πίτας για τις ανανεώσιμες πηγές. 27 Εικόνα 12 Ποσοστιαία συμμετοχή στο ενεργειακό μείγμα ανά τεχνολογία, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Αναλυτικά, τα στοιχεία συμμετοχής στο μείγμα ανά τεχνολογία παρουσιάζονται στον επόμενο πίνακα, όπου παρατηρείται αυξημένη εξαγωγή ενέργειας ΑΠΕ προς το ηπειρωτικό σύστημα, εξασφάλιση της μηδενικής περικοπής φορτίου και αισθητή μείωση τόσο στις ώρες παραγωγής των θερμικών μονάδων, όσο και στις εναύσεις και σβέσεις αυτών. Πίνακας 15 Πίνακας ετήσιων αποτελεσμάτων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Συνολικό Φορτίο (GWh ) 2918.54 Συνολική συμβατική παραγωγή (GWh) 285.63 Ενέργεια ΑΠΕ επί του φορτίου (GWh) 2503.36 Φ/Β παραγωγή (GWh) 1175.07 Εγχεόμενη Α/Π (GWh) 1328.28 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς Κρήτη (TWh) 0.54 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς ηπειρωτικό σύστημα ( ΤWh ) 0.406 Ώρες λειτουργίας συμβατικών μονάδων παραγωγής 27,596 Πλήθος εκκινήσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 2,041 Πλήθος σβέσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 1,920 Μέση τιμή στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου(%) 7,42% Καμία από τις γραμμές μεταφορές δεν οδηγείται σε συμφόρηση ούτε σε αυτήν την περίπτωση, εξαιρουμένης και πάλι της διασύνδεσης με το ηπειρωτικό σύστημα. 28 Πίνακας 16 Στοιχεία γραμμών μεταφοράς και διασυνδέσεων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Συντελεστής χρησιμοποίησης (%) Καστέλι Αγυιά Αγυιά Χανιά Χανιά Βρύσσες Χανιά Ρέθυμνο Χανιά Διασύνδεση Βρύσσες Λινοπεράματα Ρέθυμνο Σπήλι Ρέθυμνο Λινοπεράματα Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Ηράκλειο 1 Λινοπεράματα Ηράκλειο 2 Λινοπεράματα Ηράκλειο 3 Λινοπεράματα Σταλίδα Αγ. Βαρβάρα Μοίρες Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Ηράκλειο 2 Αθερινόλακκος Σταλίδα Άγιος Νικόλας Άγιος Νικόλας Ιεράπετρα Αθερινόλακκος Ιεράπετρα Σητεία Αθερινόλακκος Σητεία Μαρωνιάς Ιεράπετρα Πραιτώρια Πραιτώρια Μοίρες 3.05% 8.68% 18.37% 25.21% 71.61% 14.98% 6.07% 15.71% 8.64% 2.49% 12.88% 11.42% 5.50% 8.18% 6.17% 3.34% 3.74% 18.43% 4.78% 8.76% 13.93% 18.27% 8.76% 5.65% 4.84% Mέγιστη φόρτιση (MW) 21.399 60.990 106.019 146.591 150 87.979 44.105 133.979 47.259 18.192 72.503 82.338 36.539 59.121 39.146 42.293 31.925 108.818 54.978 75.148 119.355 118.117 50.774 50.327 43.137 Mέγιστη φόρτιση (%) Ώρες μέγιστης φόρτισης 12.7% 36.1% 62.8% 86.8% 100.0% 52.1% 26.1% 79.3% 40.4% 10.8% 42.9% 48.7% 21.6% 35.0% 33.5% 25.0% 18.9% 64.4% 32.6% 44.5% 70.7% 69.9% 30.1% 29.8% 25.5% 0 0 0 0 3,753 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Από τις καμπύλες διάρκειας παρατηρείται πως η παραγωγή από ΑΠΕ πλέον υπερκαλύπτει τις ανάγκες του φορτίου για σχεδόν το μισό έτος. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα την εξαγωγή ενέργειας ΑΠΕ προς το ηπειρωτικό σύστημα, όπως φάνηκε στον πιο πάνω πίνακα, αλλά και σε αυξημένη περικοπή ενέργειας ΑΠΕ όπως θα φανεί παρακάτω. 29 Εικόνα 13 Καμπύλες διάρκειας φορτίου και παραγωγής ΑΠΕ, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Οι φθηνές μονάδες του Αθερινόλακκου και των Λινοπεραμάτων επιλέγονται και πάλι πρώτες, με αντίστοιχα ποσοστά συμμετοχής στην θερμική παραγωγή με αυτά του πρώτου σεναρίου, Υφιστάμενη Κατάσταση με τα υπάρχοντα ΑΠΕ. Εικόνα 14 Ποσοστιαία παραγωγή θερμικών μονάδων επί του συνόλου της θερμικής παραγωγής, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Η αυξημένη παραγωγή από ΑΠΕ οδήγησε σε μειωμένες ανάγκες συμμετοχής των θερμικών μονάδων, χρησιμοποιώντας μικρότερες μονάδες, το οποίο επιφέρει μείωση στην μέση τηρούμενη εφεδρεία (Ν-1), όπου υποχώρησε από το 13% στο 7% επί του φορτίου. 30 Εικόνα 15 Boxplot διατήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Εικόνα 16 Χρονοσειρά τήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Από τα επόμενα δύο γραφήματα και τους δύο πίνακες που τα περιγράφουν ανά ζυγό, υπογραμμίζεται η πολύ μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ, αλλά και ο ταυτοχρονισμός των καμπυλών αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής, επιφέρει μεγάλες περικοπές και στις δύο τεχνολογίες, οι οποίες στην περίπτωση των αιολικών δεν περιορίζονται μόνο στη πρωτογενή ενέργεια των νέων ΑΠ, αλλά περικοπή και στα παλαιότερα ΑΠ. 31 Εικόνα 17 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Πίνακας 17 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Ζυγός Αιολική Παραγωγή Αιολική Παραγωγή Περικοπή Περικοπή παλιών ΑΠ (GWh) νέων ΑΠ (GWh) νέων ΑΠ παλιών ΑΠ Καστέλι 57.91 7.79 29.32% 0.00% Αγυιά 34.29 88.55 6.98% 0.00% Χανιά 0.00 0.00 0.00% Βρύσσες 0.00 91.65 5.08% 0.00% Ρέθυμνο 47.63 136.16 7.20% 0.00% Σπήλι 22.86 49.28 9.02% 0.00% Λινοπεράματα 0.00 0.00 0.00% Αγ. Βαρβάρα 45.88 16.05 54.12% 0.00% Λινοπεράματα 11.43 0.00 18.73% (προσωρινός) Ηράκλειο 1 0.00 0.00 0.00% Ηράκλειο 2 0.00 0.00 0.00% Ηράκλειο 3 18.89 0.00 8.09% Σταλίδα 0.00 177.52 17.07% 0.00% Άγιος Νικόλας 37.78 82.27 21.44% 0.00% Αθερινόλακκος 0.00 0.00 0.00% Σητεία 180.25 0.00 100% 0.12% Μαρωνιάς 116.85 0.00 9.18% Ιεράπετρα 0.00 45.66 16.68% 0.00% Πραιτώρια 18.89 17.70 42.30% 0.00% Μοίρες 55.41 0.00 30.89% Σύνολο 648.08 680.89 20.74% 4.90% 32 Εικόνα 18 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Πίνακας 18 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ» Ζυγός Καστέλι Αγυιά Χανιά Βρύσσες Ρέθυμνο Σπήλι Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπερ. Πρ. Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκο ς Σητεία Μαρωνιάς Ιεράπετρα Πραιτώρια Μοίρες Σύνολο παραγωγή παλιών ΦΒ (GWh) παραγωγή νέων ΦΒ (GWh) Περικοπή νέων ΦΒ 8.39 7.99 17.94 4.16 0.00 8.36 0.00 0.00 0.67 4.03 15.88 7.02 6.04 10.42 0.00 11.65 39.49 211.37 24.81 65.26 36.09 0.00 7.29 22.18 163.14 188.53 92.36 35.45 24.24 0.00 10.25% 9.76% 10.06% 11.21% 9.41% 8.48% 0.00% 54.74% 43.23% 7.93% 6.92% 15.52% 34.90% 32.68% 0.00% 18.24 0.00 14.93 20.22 30.22 174.50 25.81 23.45 15.08 13.25 1.12 1000.58 20.67% 20.05% 38.57% 58.94% 69.52% 15.79% 33 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5% Στην παρούσα ενότητα υπολογίζεται η ισχύος νέων ΑΠΕ ανά τεχνολογία η οποία επιτρέπει περικοπές έως 5% ανά ζυγό και ανά τεχνολογία, θεωρώντας ως ανώτατα όρια ισχύος εκείνα που ορίστηκαν σύμφωνα με τους υφιστάμενους υποσταθμούς, τα θερμικά όρια τους και τους γεωγραφικούς περιορισμούς, στο Κεφάλαιο 2. Στους επόμενους πίνακες παρουσιάζεται η ισχύς των τεχνολογιών που εξετάστηκαν ανά ζυγό για ΑΠ και ΦΒ, καθώς και οι περικοπές που λαμβάνον χώρα ανά ζυγό, τεχνολογία και σενάριο. Για το παρόν σενάριο, όπως και για όλα τα προηγούμενα, εξασφαλίζεται ότι η παραγωγή των ΑΠ και των ΦΒ που είχαν εγκατασταθεί ως το 2019 θα εγχέεται πλήρως, και οποιαδήποτε περικοπή θα αφορά μόνο την νέα ισχύ ΑΠΕ. Πίνακας 19 Σενάρια εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Σενάριο Καστέλι Αγυιά Χανιά Βρύσες Ρέθυμνο Σπήλι Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπεράματα (προσωρινός) Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκος Σητεία Μαρωνιάς Ιεράπετρα Πραιτώρια Μοίρες Σύνολο (ΜW) Νέα Ισχύς ΦΒ (MW) 1 2 3 6 4 4 21 21 21 113 100 100 13 8 8 35 35 35 19 19 19 0 0 0 2 0 0 9 0 0 87 75 75 101 95 95 49 15 15 16 2 1 10 1 1 0 0 0 11 1 1 10 1 0 6 1 0 5 0 0 0.5 0 0 513.5 378 375 34 4 4 21 100 8 35 19 0 0 0 75 95 10 0 0 0 1 0 0 0 0 368 Νέα Ισχύς ΑΠ (MW) 1 2 3 1 0 0 26 26 26 0 0 0 27 27 27 40 41 41 14 10 10 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 49 15 13 21 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12 0 0 3 0 0 0 1 1 196 123 119 4 0 26 0 27 41 10 0 0 0 0 0 0 13 0 0 0 0 0 0 1 118 Πίνακας 20 Ποσοστιαία περικοπή ΑΠΕ ανά σενάριο εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Σενάριο Καστέλι Αγυιά Χανιά Βρύσσες Ρέθυμνο Σπήλι Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπεράματα (προσωρινός) Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκος Σητεία Μαρωνιάς Ιεράπετρα Πραιτώρια Μοίρες Μέση περικοπή Περικοπές νέων ΦΒ (%) 1 2 3 5.0% 2.2% 1.8% 4.7% 2.3% 1.9% 5.5% 2.5% 2.1% 6.3% 2.7% 2.2% 4.3% 0.5% 0.8% 3.6% 0.4% 0.7% 0.0% 37.7% 31.0% 13.7% 5.5% 2.4% 1.9% 5.2% 2.2% 1.5% 10.6% 5.1% 4.9% 27.1% 11.3% 10.5% 27.1% 12.2% 11.0% 0.0% 19.6% 10.0% 8.1% 18.8% 10.0% 8.0% 30.7% 13.9% 12.8% 44.7% 19.4% 50.4% 18.8% 6.9% 4.3% 4 1.9% 1.9% 2.2% 1.9% 1.1% 1.2% 0.0% Περικοπές νέων ΑΠ (%) 1 2 3 46.33% 3.98% 2.2% 2.10% 1.9% 3.15% 4.04% 5.64% 4 1.5% 1.0% 1.5% 1.16% 1.16% 1.56% 1.2% 1.6% 2.5% 6.1% 21.6% 5.46% 28.14% 4.7% 0.0% 5.6% 0.00% 5.7% 0.0% 2% 101.79% 2.1% 1.6% 4.7% 13.87% 20.76% 0.0% 4.1% 14.42% 61.75% 1.9% 27.6% Από τα σενάρια που εξετάστηκαν παρουσιάζονται τα παραπάνω 4, εκ των οποίων τελικά προκρίνεται το Σενάριο 4, με 368 MW ΦΒ και 118 MW ΑΠ, καθώς είναι αυτό που επιτυγχάνει την τήρηση του ορίου του 5% με την μέγιστη εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ. Όπως ήταν αναμενόμενο, μικρότερη εγκατεστημένη ισχύς οδηγεί αφενός σε μικρότερες περικοπές, αφετέρου σε διαμοιρασμό ποσοστού της πίτας υπέρ των θερμικών μονάδων και της διασύνδεσης. 35 Εικόνα 19 Ποσοστιαία συμμετοχή στο ενεργειακό μείγμα ανά τεχνολογία, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Αναλυτικά τα στοιχεία συμμετοχής στο μείγμα ανά τεχνολογία στον επόμενο πίνακα. Η μείωση του ποσοστού συμμετοχής των ΑΠΕ και η αύξηση της συμμετοχής των θερμικών μονάδων οδηγεί σε αύξηση των ωρών λειτουργίας αυτών καθώς και μεγάλο αριθμό εναύσεων και σβέσεων. Πίνακας 21 Πίνακας ετήσιων αποτελεσμάτων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Συνολικό Φορτίο (GWh ) 2918.54 Συνολική συμβατική παραγωγή (GWh) 384.61 Ενέργεια ΑΠΕ επί του φορτίου (GWh) 1860.22 - Φ/Β παραγωγή (GWh) 844.9 Εγχεόμενη Α/Π (GWh) 1015.32 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς Κρήτη (GWh) 818.79 Ενέργεια Διασύνδεσης – προς ηπειρωτικό σύστημα (GWh) 145.08 Ώρες λειτουργίας συμβατικών μονάδων παραγωγής 32,731 Πλήθος εκκινήσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 2,817 Πλήθος σβέσεων συμβατικών μονάδων παραγωγής 2,651 Μέση τιμή στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου(%) 8,7% Καμία από τις γραμμές μεταφορές δεν οδηγείται σε συμφόρηση ούτε σε αυτήν την περίπτωση, εξαιρουμένης και πάλι της διασύνδεσης με το ηπειρωτικό σύστημα 36 Πίνακας 22 Στοιχεία γραμμών μεταφοράς και διασυνδέσεων, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Καστέλι Αγυιά Χανιά Χανιά Χανιά Βρύσες Ρέθυμνο Ρέθυμνο Λινοπεράματα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 2 Σταλίδα Άγιος Νικόλας Αθερινόλακκος Σητεία Σητεία Ιεράπετρα Πραιτώρια Αγυιά Χανιά Βρύσες Ρέθυμνο Μικρή Διασύνδεση Λινοπεράματα Σπήλι Λινοπεράματα Αγ. Βαρβάρα Λινοπεράματα (προσωρινός) Ηράκλειο 1 Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Σταλίδα Μοίρες Ηράκλειο 2 Ηράκλειο 3 Αθερινόλακκος Άγιος Νικόλας Ιεράπετρα Ιεράπετρα Αθερινόλακκος Μαρωνιάς Πραιτώρια Μοίρες Συντελεστής Mέγιστη Mέγιστη Ώρες χρησιμοποίησης φόρτιση φόρτιση μέγιστης (%) (MW) (%) φόρτισης 2.85% 21.760 12.9% 0 7.45% 50.397 29.8% 0 19.06% 82.565 48.9% 0 25.10% 127.989 75.8% 0 73.35% 15.91% 4.86% 18.87% 6.88% 150.000 76.132 34.763 83.266 31.745 100.0% 45.1% 20.6% 49.3% 27.2% 3188 0 0 0 0 2.37% 12.13% 11.76% 5.50% 9.57% 8.43% 3.06% 3.65% 13.93% 5.15% 12.67% 22.20% 15.63% 7.90% 4.11% 3.64% 12.077 51.990 51.989 22.437 54.061 32.998 25.482 23.613 104.144 37.373 71.860 127.087 84.878 36.800 40.801 26.541 7.2% 30.8% 30.8% 13.3% 32.0% 28.2% 15.1% 14.0% 61.7% 22.1% 42.5% 75.2% 50.3% 21.8% 24.2% 15.7% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 37 Εικόνα 20 Καμπύλες διάρκειας φορτίου και παραγωγής ΑΠΕ, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Τα ποσά ισχύος που προσομοιώθηκαν δημιούργησαν την ανάγκη για μεγάλη συμμετοχή των θερμικών μονάδων τόσο του Αθερινόλακκου όσο και των Λινοπεραμάτων. Εικόνα 21 Ποσοστιαία παραγωγή θερμικών μονάδων επί του συνόλου της θερμικής παραγωγής, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Επίσης, οι μεγαλύτερες μονάδες που εντάχθηκαν δημιούργησαν μεγάλη ανάγκη για τήρηση στρεφόμενης εφεδρείας βάσει του κανόνα Ν-1·αυτή είναι και η εξήγηση για την έκτοπη τιμή του 35% επί του φορτίου που παρατηρείται παρακάτω, αλλά και για την υψηλή διασπορά, που το 25% των παρατηρήσεων είναι άνω του 13.81% επί του φορτίου. 38 Εικόνα 22 Boxplot διατήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Εικόνα 23 Χρονοσειρά τήρησης ποσοστιαίας στρεφόμενης εφεδρείας επί του φορτίου, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Από τα επόμενα δύο γραφήματα και τους δύο πίνακες που τα περιγράφουν ανά ζυγό, υπογραμμίζεται η πολύ διείσδυση ΑΠΕ, αλλά και ο ταυτοχρονισμός των καμπυλών αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής, επιφέρει περικοπές και στις δύο τεχνολογίες, οι οποίες είναι μεν κάτω του 5%, αλλά είναι αρκετά έντονες στους ζυγούς όπου παρουσιάζεται μεγάλη εγκατεστημένη ισχύς. 39 Εικόνα 24 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Πίνακας 23 Αιολική παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Ζυγός Αιολική Παραγωγή Αιολική Παραγωγή νέων Περικοπή νέων παλιών ΑΠ (GWh) ΑΠ (GWh) ΑΠ (%) Καστέλι 57.91 Αγυιά 34.29 80.96 1.93% Χανιά 0.00 Βρύσες 0.00 84.69 1.22% Ρέθυμνο 47.63 128.10 1.60% Σπήλι 22.86 30.97 2.47% Λινοπεράματα 0.00 Αγ. Βαρβάρα 45.88 Λινοπεράματα 11.43 (προσωρινός) Ηράκλειο 1 0.00 Ηράκλειο 2 0.00 Ηράκλειο 3 18.89 Σταλίδα 0.00 39.35 4.67% Άγιος Νικόλας 37.78 Αθερινόλακκος 0.00 Σητεία 180.25 Μαρωνιάς 116.85 Ιεράπετρα 0.00 Πραιτώρια 18.89 Μοίρες 55.41 3.18 0.00% Σύνολο 648.08 367.24 1.98% 40 Εικόνα 25 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Πίνακας 24 Φωτοβολταϊκή παραγωγή ανά ζυγό, σενάριο «Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ – περικοπές ως 5%» Ζυγός ΦΒ παραγωγή παλιών ΦΒ παραγωγή νέων Περικοπή νέων ΦΒ (GWh) ΦΒ (GWh) ΦΒ (%) Καστέλι 8.39 7.29 1.86% Αγυιά 7.99 38.26 1.90% Χανιά 17.94 181.72 2.15% Βρύσες 4.16 14.57 1.93% Ρέθυμνο 0.00 64.31 1.06% Σπήλι 8.36 34.88 1.15% Λινοπεράματα 0.00 0.00 Αγ. Βαρβάρα 0.00 0.00 Λινοπεράματα 0.67 (προσωρινός) 0.00 Ηράκλειο 1 4.03 136.32 2.13% Ηράκλειο 2 15.88 173.56 1.63% Ηράκλειο 3 7.02 17.71 4.65% Σταλίδα 6.04 0.00 Άγιος Νικόλας 10.42 0.00 Αθερινόλακκος 0.00 0.00 Σητεία 18.24 1.78 4.11% Μαρωνιάς 0.00 0.00 Ιεράπετρα 14.93 0.00 Πραιτώρια 20.22 0.00 Μοίρες 30.22 0.00 Σύνολο 174.50 670.40 1.91% 41 Υφιστάμενη Κατάσταση ΣΗΕ με νέες ΑΠΕ και κεντρική αποθήκευση Δεδομένων των μεγάλων περικοπών που παρατηρήθηκαν από την διείσδυση των νέων ΑΠΕ, εξετάζεται σε αυτό το σενάριο η διαστασιολόγηση (χωρητικότητα, ισχύς) της κεντρικής αποθήκευσης και επιλέγεται η πλέον αποδοτική επιλογή, έχοντας ως κριτήριο τη μέγιστη περικοπή να είναι κάτω του 5% της πρωτογενούς παραγωγής, και έπειτα παρουσιάζονται τα ενεργειακά αποτελέσματα της προσομοίωσης με την προτεινόμενη διαστασιολόγηση. Η κεντρική αποθήκευση ορίζεται ως ταμιευτήρες (ανεξαρτήτου τεχνολογίας) οι οποίοι απορροφούν ενέργεια από το δίκτυο και την εγχέουν πίσω σ αυτό, κατά τον βέλτιστο οικονομικά τρόπο· απορροφούν ενέργεια όταν υπάρχει πλεόνασμα ΑΠΕ και την εγχέουν όταν είναι μειωμένη η ενέργεια ΑΠΕ και αυξημένη η θερμική ενέργεια, με στόχο την μεγιστοποίηση της συνολικής ανανεώσιμης ενέργειας. Θεωρήθηκαν τα εξής δεδομένα εισόδου για τους σταθμούς αποθήκευσης: • • • • • • Βαθμός απόδοσης φόρτισης 95% Βαθμός α