Skip to main content
Menu
English edition Live Blog Weekly Issues

ΕΣΗΑΠΕ: Μη ρεαλιστικοί οι στόχοι εξοικονόμησης στον ΕΣΕΚ - Δεν επιλύονται τα προβλήματα των ΑΠΕ

Τις παρατηρήσεις και τα σχόλιά του υπέβαλε ο ΕΣΗΑΠΕ στα πλαίσια της διαβούλευσης για τον ενεργειακό σχεδιασμό. Ο σύνδεσμος εκτιμά ότι οι στόχοι εξοικονόμησης ενέργειας που υιοθετούνται είναι μη ρεαλιστικοί, ενώ δεν αντιμετωπίζονται τα προβλήματα που ταλανίζουν τον κλάδο των ΑΠΕ ώστε να επιταχυνθούν οι εγκαταστάσεις τους.

Αναλυτικότερα, όπως τονίζει ο ΕΣΗΠΑΕ, οι προτάσεις στοχεύουν στη βελτίωση του ΕΣΕΚ, έτσι ώστε να μπορέσει πραγματικά να λειτουργήσει ως οδικός χάρτης και μοχλός για τη βιώσιμη ανάπτυξη στη χώρα μας, με επίκεντρο τις ΑΠΕ και την ενεργειακή αποδοτικότητα, τόσο στην επόμενη δεκαετία όσο και στη συνέχεια, στο δρόμο προς πλήρη απανθρακοποίηση το 2050.

Οι προτάσεις και παρατηρήσεις του ΕΣΗΑΠΕ έχουν ως εξής:
1) Ολόκληρο το οικοδόμημα του ΕΣΕΚ στηρίζεται βασικά στην εξοικονόμηση ενέργειας και τους ποσοτικούς στόχους που υιοθετούνται γι’ αυτήν στο χρονικό ορίζοντα του 2030. Οι στόχοι αυτοί κρίνονται ως ιδιαίτερα φιλόδοξοι και, σε ορισμένες περιπτώσεις, μη ρεαλιστικοί.
Συγκεκριμένα, στοχοθετείται η μεν ακαθάριστη εγχώρια κατανάλωση το 2030 να είναι μικρότερη αυτής του 2020 (από 23,2 Mtoe to 2020 σε 22,8 Mtoe το 2030, σελ. 210 του ΕΣΕΚ), η δε τελική κατανάλωση ενέργειας το 2030 να είναι περίπου στα επίπεδα του 2020 (από 17,3 Mtoe το 2020 σε 18,2 Mtoe το 2030, σελ. 212).
Κάτι τέτοιο προϋποθέτει μια πραγματική «επανάσταση» στον τομέα της εξοικονόμησης ενέργειας στη χώρα μας, σε σχέση με τη σημερινή στάσιμη κατάσταση, αφενός με ταχύρρυθμη και γενικευμένη εισαγωγή νέων καινοτόμων τεχνολογιών, αφετέρου με τη χορήγηση σημαντικών οικονομικών κινήτρων σε βάθος δεκαετίας, και, επιπλέον, υποθέτοντας χαμηλούς ρυθμούς ανάπτυξης τόσο της εθνικής οικονομίας (< 2%), όσο και ανάκαμψης της ζήτησης ενέργειας, ιδιαίτερα της ηλεκτρικής, μέχρι και το 2030.
Για τα παραπάνω δεν γίνεται σαφής αναφορά, ούτε δίνεται επαρκής τεκμηρίωση στο ΕΣΕΚ, του οποίου όμως οι κεντρικοί στόχοι και τα αποτελέσματα στηρίζονται ακριβώς πάνω στην υπέρμετρη, για τα σημερινά δεδομένα, εξοικονόμηση ενέργειας.


2) Μη ρεαλιστικός φαίνεται ο επιμέρους στόχος του ΕΣΕΚ για ενεργειακή αναβάθμιση του 10% όλων των κατοικιών μέχρι το 2030, δηλαδή αναβάθμιση 40.000 κατοικιών το χρόνο, κάτω από συνθήκες χαμηλής οικονομικής ανάπτυξης – που υιοθετεί το ίδιο το ΕΣΕΚ – και μεγάλης στενότητας διαθέσιμων πόρων.
Το ίδιο ισχύει και για τη στοχοθεσία του ΕΣΕΚ για ένταξη περίπου 650.000 ηλεκτρικών επιβατικών αυτοκίνητων μέχρι το 2030 (10% του στόλου του 2030, σελ.136), όταν σήμερα κυκλοφορούν λιγότερα από 800 τέτοια οχήματα, και ενώ η ΡΑΕ αναζητεί ακόμα, μέσω τρέχουσας νέας διαβούλευσης, προτάσεις για την κατάρτιση πλαισίου ανάπτυξης υποδομών επαναφόρτισης ηλεκτρικών οχημάτων.


3) Είναι επομένως απαραίτητο να δημοσιοποιηθεί και η ανάλυση ευαισθησίας – που πρέπει να έχει γίνει – ώστε να αξιολογηθούν και σενάρια αύξησης της κατανάλωσης ενέργειας, και όχι μόνο μείωσής της.
Γενικότερα, το ενεργειακό ισοζύγιο και οι επιμέρους προβλέψεις του ΕΣΕΚ θα πρέπει να προσαρμοστούν / αναθεωρηθούν, έτσι ώστε να ικανοποιούνται οι στόχοι απανθρακοποίησης της χώρας κατ’ αντιστοιχία με το “EU Energy Roadmap 2050” και επίσης για περιπτώσεις διαφορετικής δημογραφικής εξέλιξης και ενεργειακής ζήτησης, καθώς και καθυστερήσεων στην πορεία υλοποίησης των αναγκαίων διασυνοριακών διασυνδέσεων.


4) Η προαναφερόμενη, υπερβολικά αισιόδοξη στοχοθεσία του ΕΣΕΚ για την εξοικονόμηση ενέργειας στηρίζει αποφασιστικά (με «ελάφρυνση» του παρονομαστή, δηλαδή της ακαθάριστης εγχώριας κατανάλωσης το 2030) και το στόχο για διείσδυση 30%-32% ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση, για την επίτευξη του οποίου απαιτούνται "μόνο" 9.000 νέα ΜW έργων ΑΠΕ (στη συντριπτική τους πλειοψηφία Α/Π και Φ/Β).
Με αυτή την -εν πολλοίς λογιστική- προσέγγιση, το ΕΣΕΚ προβλέπει ότι η εγκατεστημένη ηλεκτροπαραγωγική ισχύς αιολικών και φωτοβολταϊκών έργων, από 5.000 MW το 2016 θα φθάσει τα 6.700 MW το 2020 και τα 13.300 MW το 2030 (σελ.214). Δηλαδή, για μια 12ετία, η ισχύς αυτή (Α/Π + Φ/Β) θα αυξάνει με μέσον όρο 650 MW το χρόνο (σελ.121 του ΕΣΕΚ).
Σημειωτέον ότι στο μοναδικό σενάριο που παρουσιάζεται, διατηρείται υψηλό το επίπεδο της πετρελαϊκής ισχύος (καμία σχέση με τα σενάρια για το σύνολο της Ευρωπαϊκής Ένωσης που υιοθετεί το EU Energy Roadmap 2050) και, επίσης, διατηρείται χαμηλή η ζήτηση. Με τον τρόπο αυτό, η εξέλιξη των ΑΠΕ προκύπτει «συντηρητική», και δεν έχει καμία σχέση με την αντίστοιχη εξέλιξη στον προηγούμενο Εθνικό Ενεργειακό Σχεδιασμό (2011-2020). Επίσης, έχει υποεκτιμηθεί η συνεισφορά μεγάλων αντλησιοταμιευτικών σταθμών στο ενεργειακό ισοζύγιο.


4) Η προαναφερόμενη πρόβλεψη του ΕΣΕΚ για τη νέα ισχύ ΑΠΕ προϋποθέτει τον υπερδιπλασιασμό του ρυθμού εγκατάστασης και λειτουργίας νέων έργων, καθώς τα τελευταία χρόνια η ένταξη νέων ΑΠΕ, γίνεται με ρυθμούς της τάξης των 200-250 MW, και πρακτικά μόνο με Α/Π.
Όμως, η μεγάλη αυτή αύξηση δεν στηρίζεται σε κάποια ρεαλιστική βάση, καθώς κρίσιμες θεσμοθετημένες πρόνοιες στήριξης των ΑΠΕ σήμερα υποβαθμίζονται ή ανατρέπονται με γοργούς ρυθμούς, δυσχεραίνοντας αντί να διευκολύνουν και, σε πολλές περιπτώσεις, ακυρώνοντας την ανάπτυξη, εγκατάσταση και λειτουργία νέων έργων. Ενδεικτικά και μόνο αναφέρεται ότι:
Οι σχετικοί διαγωνισμοί για νέα ισχύ ΑΠΕ καθυστερούν σημαντικά και τα πρώτα αποτελέσματά τους ως προς τη συμμετοχή έργων και τη διάθεση νέας ισχύος είναι πενιχρά, τόσο στα αιολικά όσο και στα φωτοβολταϊκά.
Επιπλέον, με την εξαγγελθείσα και επικείμενη από 1/1/2019 πρόωρη κατάργηση της Χρέωσης Προμηθευτών, χωρίς μάλιστα να έχει θεσπιστεί εναλλακτικός μηχανισμός διασφάλισης της – βραχυπρόθεσμης και μεσοπρόθεσμης – βιωσιμότητας του ΔΑΠΕΕΠ, όπως έχει συμφωνηθεί με την Ευρωπαϊκή Επιτροπή, δημιουργούνται νέες αβεβαιότητες, επιτείνοντας την καθημερινή «αγωνία» των πληρωμών του ΕΛΑΠΕ.
Επίσης, με την καταιγιστική – τους τελευταίους μήνες – έγκριση νέων Περιφερειακών Χωροταξικών Πλαισίων (ΠΧΠ), γενικεύεται η απαγόρευση εγκατάστασης των ΑΠΕ -και ιδιαίτερα των Α/Π- σχεδόν από παντού, μετατρέποντας έτσι σιγά-σιγά όλη τη χώρα σε απαγορευμένη ζώνη για τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Όταν, σε όλο τον κόσμο, και πρωτίστως στην Ευρωπαϊκή Ένωση, οι ΑΠΕ θεωρούνται το υπ' αριθμόν 1 εργαλείο για τη αντιμετώπιση της κλιματικής αλλαγής και την καταπολέμηση της ρύπανσης του περιβάλλοντος.
Στο ΕΣΕΚ, η αντιμετώπιση των παραπάνω, μείζονος σημασίας προβλημάτων, αλλά και άλλων, εξίσου σημαντικών, που συνεχίζουν να ταλανίζουν τις ΑΠΕ, όπως είναι ο λαβύρινθος των αδειοδοτήσεων, οι καθυστερήσεις των ηλεκτρικών διασυνδέσεων, οι αβεβαιότητες της ενεργού συμμετοχής των ΑΠΕ στην αγορά, κ.α., παραπέμπεται στο αόριστο μέλλον, χωρίς κάποια σαφήνεια και επαρκή εξειδίκευση μέτρων πολιτικής.
Για να έχει κάποιο νόημα να μιλάμε για ανάπτυξη νέων ΑΠΕ σε ευρεία κλίμακα στην Ελλάδα, θα πρέπει οπωσδήποτε τα μέτρα αυτά – αλλά και άλλα απολύτως απαραίτητα, που παρουσιάζονται παρακάτω – να προσδιοριστούν στο ΕΣΕΚ με πολύ μεγαλύτερη σαφήνεια, να ιεραρχηθούν ως προς τη σημασία και την αλληλουχία τους και να καθοριστεί ο χρονικός ορίζοντας υλοποίησής τους.


5) Πρέπει να επισημανθεί επίσης το γεγονός ότι σημαντικό παράγοντα επιτυχίας μιας σύγχρονης ενεργειακής πολιτικής αποτελεί η αποδοχή της κοινής γνώμης και η αποφυγή αντιδράσεων από τοπικούς φορείς που δεν εδράζονται σε ουσιαστική επιχειρηματολογία. Στο ΕΣΕΚ θα ήταν ιδιαίτερα χρήσιμο να προσδιοριστούν και να εξειδικευθούν μέτρα και δράσεις της Πολιτείας προς την κατεύθυνση αυτή, και ιδιαίτερα ως προς τις ΑΠΕ και την εξοικονόμηση ενέργειας.
Αντίστοιχα, στο ΕΣΕΚ πρέπει να καθοριστούν συγκεκριμένοι μηχανισμοί παρακολούθησης και ελέγχου της προόδου επίτευξης των στόχων του 2030. Ιδιαίτερα ως προς τις ΑΠΕ, να προσδιοριστούν οι τρεις ενδεικτικοί ενδιάμεσοι στόχοι και οι διορθωτικοί μηχανισμοί για την επίτευξή τους σε περίπτωση απόκλισης, όπως προδιαγράφεται στη νέα Ευρωπαϊκή Οδηγία για την Ενεργειακή Διακυβέρνηση.
Με δεδομένη τη σχετική εμπειρία από παρόμοιες αδυναμίες και παραλείψεις των προηγούμενων πλαισίων Εθνικού Ενεργειακού Σχεδιασμού (άδικη δυσφήμιση των ΑΠΕ, «μπλοκάρισμα» αδειοδοτικών διαδικασιών έργων, μη ελεγχόμενη ανάπτυξη Φ/Β, αδυναμία προσέγγισης των στόχων ΑΠΕ για το 2020, ουσιαστική αποτυχία ενεργειακής αναβάθμισης κτιριακών υποδομών, κλπ.) για την περίοδο 2010 – 2020, επιβάλλεται η προσθήκη στο υπό διαβούλευση ΕΣΕΚ σχετικών εύστοχων και αποτελεσματικών μέτρων και δράσεων.


6) Γενικότερα, σε όλο το κείμενο του ΕΣΕΚ, θα πρέπει να αποσαφηνιστούν επαρκώς τα μέτρα και οι πολιτικές, με συγκεκριμένη τοποθέτηση των χρονικών ορίων/ορόσημων.
Για παράδειγμα, σε έναν ενεργειακό σχεδιασμό όπου αναφέρεται επανειλημμένα ότι τα επόμενα χρόνια οι σταθμοί ΑΠΕ δεν θα χρειάζονται λειτουργική ενίσχυση, θα πρέπει να υπάρχει και η σχετική τεκμηρίωση για κάτι τέτοιο, και η υπόθεση αυτή να μπορεί να τοποθετηθεί συγκεκριμένα στο χρόνο, πράγμα που, ειρήσθω εν παρόδω, δεν έχει συμβεί σε καμία άλλη χώρα με κόστος δανεισμού ανάλογο της Ελλάδας. Σημειώνεται, μάλιστα, ότι στην εγκεκριμένη νέα Οδηγία της Ευρωπαϊκής Ένωσης για τις ΑΠΕ επιβεβαιώνεται σαφώς η δυνατότητα των Κρατών – Μελών να συνεχίσουν να ενισχύουν οικονομικά τις ΑΠΕ, εφόσον το επιλέξουν, με βάση τις ισχύουσες κατευθυντήριες γραμμές της ΕΕ για τις κρατικές ενισχύσεις.
Σε ένα απολύτως σχετικό θέμα, σημειώνεται ότι το Διάγραμμα 11 της σελίδας 18 του ΕΣΕΚ παρουσιάζει την αξία της ενέργειας ΑΠΕ και το διαφορικό κόστος ενίσχυσης. Είναι πολύ σημαντικό εδώ να αποτυπωθεί το αποφευγόμενο κόστος από την εκτόπιση συμβατικής ακριβότερης παραγωγής (merit order effect), το οποίο έχει ήδη αναγνωριστεί στα πλαίσια του υπολογισμού της Χρέωσης Προμηθευτών, μετά από μακρές συζητήσεις, επιχειρήματα και τεκμηριωμένες μελέτες. Σε ένα Ενεργειακό Σχέδιο μακροχρόνιων κατευθύνσεων και ανάπτυξης όπως το ΕΣΕΚ, βασικός παράγοντας αξιοπιστίας του πρέπει να είναι ο προσδιορισμός, με δίκαιο και ακριβή τρόπο, του κόστους των ενεργειακών επιλογών που υιοθετούνται.


7) Παρατηρούμε ότι στο ΕΣΕΚ διατηρούνται οι περισσότεροι πετρελαϊκοί σταθμοί στα νησιά, μέχρι τουλάχιστον το 2040 (που είναι ο μέγιστος χρονικός ορίζοντας του Σχεδίου), παρά τους ρητούς περιορισμούς και αποφάσεις της ΕΕ, και παρά το γεγονός ότι πρόκειται, στη συντριπτική τους πλειοψηφία, για απαρχαιωμένες, εξαιρετικά ρυπογόνες και ενεργειακά σπάταλες μονάδες: Κατά το ΕΣΕΚ (σελ.214), από 2.500 MW πετρελαϊκών μονάδων το 2016, θα παραμείνουν 1.800 MW το 2020, 1.400 MW το 2030 και 1.300 ΜW το 2040.


8) Το ίδιο ακριβώς γίνεται και με το λιγνίτη: ενώ, σύμφωνα με τις ήδη εγκεκριμένες και δρομολογημένες πολιτικές της ΕΕ, πρέπει να ενταθεί η προσπάθεια απανθρακοποίησης του ενεργειακού μίγματος της χώρας μας στην ηλεκτροπαραγωγή, τουλάχιστον στο χρονικό ορίζοντα μέχρι το 2030, το ΕΣΕΚ προβλέπει τη λειτουργία 3.400 λιγνιτικών ΜW το 2020 και 2.700 ΜW το 2030, δηλαδή μείωση μέσα σε μια 10ετία μόνο 20% στην εγκατεστημένη λιγνιτική ισχύ (σελ. 214 ταυ ΕΣΕΚ).


9) Αλλά και γι αυτά τα 2.700 ΜW λιγνιτικών μονάδων που θα συνεχίσουν, κατά το ΕΣΕΚ, να λειτουργούν το 2030 (και μετά), πρέπει να γίνει η εξής σημαντική παρατήρηση: με δεδομένο ότι ο ΑΗΣ «Πτολεμαΐδα V», καθαρής ισχύος 600 MW, θα λειτουργεί ως σταθμός βάσης, αφού θα είναι ο πιο οικονομικός (η πιο σύγχρονη και “καθαρή” μονάδα), οι υπόλοιπες λιγνιτικές μονάδες, συνολικής καθαρής ισχύος περίπου 2.100 ΜW, θα καλύπτουν τις GWh που απομένουν.
Εάν, λοιπόν, η Πτολεμαΐδα V λειτουργεί περί τις 7.700 ώρες/έτος (88% διαθεσιμότητα), θα παράγει περίπου 4.620 GWh/έτος και όλες οι υπόλοιπες μονάδες θα παράγουν 4.697 GWh/έτος, για να συμπληρωθεί η συνολική παραγωγή για το 2030 που προβλέπει το ΕΣΕΚ, δηλ. οι 9.317 GWh/έτος (σελ. 215).
Συνεπώς, οι υπόλοιπες, πλην Πτολεμαΐδας, λιγνιτικές μονάδες ή θα λειτουργούν για περίπου 2300 ώρες το χρόνο (πράγμα τεχνικά προβληματικό, λόγω των πολλαπλών εκκινήσεων και παύσεων), ή με σημαντικά μειωμένη ισχύ (<40%), πράγμα αντιοικονομικό, και μάλιστα σε ένα ήδη επιβαρυμένο κοστολογικά περιβάλλον, ιδιαίτερα για τις παλιές αυτές μονάδες, με βάση και τις προβλέψεις για την εξέλιξη των τιμών των δικαιωμάτων εκπομπών CO2.
Αντίστοιχα, και η μείωση της παραγωγής των μονάδων φυσικού αερίου, από 13.218 GWh το 2016 σε 9.456 GWh το 2030, δεν φαίνεται ρεαλιστική και οικονομικά βιώσιμη, αφού βασική πρόβλεψη του ΕΣΕΚ είναι η επαύξηση της εγκατεστημένης ισχύος τους κατά 1.500 ΜW, και μάλιστα άμεσα (1.300 νέα ΜW μέχρι το 2020).


10) Ο βραδύς ρυθμός απανθρακοποίησης του ενεργειακού μίγματος στην ηλεκτροπαραγωγή αντικατοπτρίζεται και στα πενιχρά αποτελέσματα μείωσης των εθνικών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου, βασικότατου ποσοτικού στόχου της ΕΕ για το 2030.
Στην Ελλάδα, από σύνολο εκπομπών 91,6 εκατ. μετρικών τόνων ισοδύναμου CO2 το 2016 και 84,2 εκατ. τόνων το 2020, φθάνουμε το 2030 στους 70,3 εκατ. τόνους, δηλαδή μείωση μόνο 16% σε μια 10ετία (σελ. 213 του ΕΣΕΚ). Είναι αξιοσημείωτο ότι σε όλα τα σενάρια απανθρακοποίησης που έχουν εξεταστεί στα πλαίσια του “EU Energy Roadmap 2050”, η αντίστοιχη μείωση είναι πολύ μεγαλύτερη.
Στο χρονικό αυτό διάστημα, η παραμένουσα ηλεκτροπαραγωγή από ορυκτά καύσιμα θα επιβαρύνεται, σύμφωνα με τις προβλέψεις του ΕΣΕΚ (σ. 208), με 15 – 33,5 €/ εκπεμπόμενο τόνο CO2 , αυξάνοντας με βεβαιότητα -και πιθανόν σημαντικά- το μέσο κόστος παραγωγής του ηλεκτρικού ρεύματος στη χώρα μας.


11) Σύμφωνα με το ΕΣΕΚ, σημαντικές και απολύτως απαραίτητες διασυνδέσεις του νησιωτικού χώρου με την ηπειρωτική Ελλάδα, όπως αυτές των Δωδεκανήσων και των νησιών του Βορείου Αιγαίου, μεταφέρονται χρονικά στο τέλος της δεκαετίας του 2020 και ακόμα μεταγενέστερα, και συγκεκριμένα για μεν τα Δωδεκάνησα το 2029, για δε τα νησιά του Βορείου Αιγαίου το 2031 (σελ.209 του ΕΣΕΚ). Στον Πίνακα της σελ. 209 (Παραρτήματα) διαπιστώνει κανείς πως η Δ’ φάση της διασύνδεσης των Κυκλάδων προγραμματίζεται για το 2025, συνεπώς μένει ένα κενό 4 ετών για την επόμενη διασύνδεση των Δωδεκανήσων και, μετέπειτα, του Βορείου Αιγαίου.


12) Εφόσον η διασύνδεση των νησιών αποτελεί πρώτη προτεραιότητα για τον Εθνικό Ενεργειακό Σχεδιασμό, πρέπει να αναθεωρηθεί το σχετικό χρονοδιάγραμμα. Μόνο από την καθυστέρηση της διασύνδεσης των Δωδεκανήσων με την Κρήτη (ή απευθείας με την Αττική), η οποία θα μπορούσε να υλοποιηθεί παράλληλα με τη μεγάλη διασύνδεση της Κρήτης και να είναι και αυτή έτοιμη το 2023, και όχι το 2029, θα σπαταλούνται κάθε χρόνο, από τους περιορισμένους πόρους της εθνικής οικονομίας, 130 εκατ. Ευρώ για τα ΥΚΩ των Δωδεκανήσων, και συνολικά 6 x 130 = 780 εκατ. Ευρώ για την 6ετή καθυστέρηση στην υλοποίηση αυτής της διασύνδεσης.


13) Οι φιλόδοξοι εθνικοί στόχοι για τις ΑΠΕ το 2030 (δηλ. 32% διείσδυση των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας και 56% ΑΠΕ στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρισμού) – και η προκύπτουσα ένταξη μεγάλης νέας ισχύος ΑΠΕ – απαιτούν την πλήρη αλλαγή της δομής και του τρόπου λειτουργίας των ηλεκτρικών δικτύων της χώρας, και για να επιτευχθούν πρέπει να έχουν προηγηθεί :
α) Οι μελέτες και αναθέσεις έργων αναβάθμισης του δικτύου μεταφοράς στην ηπειρωτική χώρα, ειδικά όταν τα χρονοδιαγράμματα αδειοδότησης και υλοποίησης των έργων αυτών (π.χ. Γ.Μ. 400kV Πελοποννήσου) διαφέρουν, και συχνά έχουν σημαντικές καθυστερήσεις, λόγω και περισσότερων τοπικών αντιδράσεων, σε σχέση με τα αντίστοιχα χρονοδιαγράμματα των υποβρύχιων διασυνδέσεων.
β) Οι μελέτες και η οριοθέτηση του κατάλληλου θεσμικού πλαισίου για την αποθήκευση (την οποία -και σωστά- αναφέρει / συσχετίζει το ΕΣΕΚ με την ευελιξία του Συστήματος), έτσι ώστε να δρομολογηθεί άμεσα η υλοποίηση σχετικών έργων χαρακτηρισμένων και ως PCI.
γ) Η ενίσχυση των διεθνών διασυνδέσεων της χώρας, πέραν της κατασκευής της 2ης Γ.Μ. 400kV που έχει προγραμματιστεί με τη Βουλγαρία, με ταχύρρυθμη προώθηση και ολοκλήρωση των σχετικών συζητήσεων για νέες Γ.Μ. 400kV με Αλβανία, ΠΓΔΜ και Ιταλία πιθανότατα.
Συνεπώς, πρέπει να διαμορφωθούν άμεσα οι κατάλληλες εκείνες συνθήκες, από άποψη δικτύου τουλάχιστον, που θα επιτρέψουν την ένταξη των 9.000 MW νέων έργων ΑΠΕ που προβλέπει το ΕΣΕΚ μέχρι το 2030, ειδικά αν ληφθεί υπόψη ότι η πλειοψηφία τους θα προέλθει από την κεντρική και νότια ηπειρωτική χώρα και από το νότιο Αιγαίο (Κρήτη και θαλάσσια πάρκα).


14) Οι ως άνω συνθήκες απαιτούν την κατά προτεραιότητα δρομολόγηση δύο (2) απολύτως απαραίτητων και χρονικά επειγουσών δράσεων:
α) τη γενικευμένη αναβάθμιση / επέκταση των διασυνδετικών υποδομών, ιδιαίτερα στο πλούσιο σε δυναμικό ΑΠΕ χώρο του Αιγαίου (βλ. προηγούμενες παραγράφους 11-13), και
β) την εγκατάσταση ικανού αριθμού νέων μονάδων αποθήκευσης μεγάλης κλίμακας, δηλαδή: i) αντλησιοταμιευτικών -καθώς είναι μακράν η πλέον ώριμη και διαδεδομένη τεχνολογία αποθήκευσης παγκοσμίως- στην ηπειρωτική χώρα και στα μεγάλα διασυνδεδεμένα / υπό διασύνδεση νησιά, καθώς και ii) υβριδικών συστημάτων (Φ/Β-αιολικά-μπαταρίες) στα μικρότερα.
Δυστυχώς, το ΕΣΕΚ υιοθετεί (σελ. 121), χωρίς την αναγκαία τεκμηρίωση και ανάλυση επάρκειας/ευστάθειας του ηλεκτρικού συστήματος της χώρας, την υπόθεση ότι μέχρι το 2030, πέραν των ήδη κατασκευασμένων αντλησιοταμιευτικών της Σφηκιάς και του Θησαυρού, θα υλοποιηθούν μόνο κάποιες, απροσδιόριστου χαρακτήρα, επενδύσεις αποθήκευσης ενέργειας, συνολικού ύψους περί τα 500 εκατ. € (δηλ. μόνο 500-600 MW, αν πρόκειται για αντλησιοταμίευση). Ενώ, λοιπόν, σε όλη την Ευρώπη γίνεται επανάσταση στον τομέα αυτό, η κάλυψη της αποθήκευσης στο ΕΣΕΚ είναι τελείως περιορισμένη και ασαφής.


15) Υπενθυμίζεται ότι η αποθήκευση μεγάλης κλίμακας (αντλησιοταμίευση) έχει τεθεί στο παρελθόν στο δημόσιο διάλογο, ενώ υπάρχουν διαφωτιστικές μελέτες προσομοίωσης της λειτουργίας της σε εθνικό επίπεδο για σενάρια αυξημένης διείσδυσης των ΑΠΕ.
Σε σχετική μελέτη του ΕΜΠ για λογαριασμό της ΡΑΕ (Ιούνιος 2013), προσομοιώθηκε το έτος 2025 με εκτιμώμενη ζήτηση στο διασυνδεδεμένο σύστημα 68 TWh (~52 TWh σήμερα), ετήσια αιχμή ζήτησης 12,5 GW (~9,5 GW σήμερα), εγκατεστημένη θερμική ισχύ 10,1 GW (~8,8 GW σήμερα) και ΑΠΕ μαζί με τους μεγάλους ΥΗΣ στα 14,5 GW (~8,6 GW σήμερα). Ο λιγνίτης στη μελέτη του ΕΜΠ προβλεπόταν στα 5 GW και το φυσικό αέριο επίσης στα 5 GW. Όσον αφορά τις ΑΠΕ προβλεπόταν σταθερότητα στα μεγάλα υδροηλεκτρικά (ΥΗΣ) με 3,1 GW, ανάπτυξη στα αιολικά στα 7 GW, στα Φ/Β στα 3,5 GW και στις λοιπές ΑΠΕ στα 0,85 GW συνολικά.
Το μίγμα της ανωτέρω εγκατεστημένης ισχύος θα απέφερε συνολική διείσδυση ΑΠΕ στην ηλεκτρική ενέργεια περίπου 37% (το 2025). Υπό συνθήκες, λοιπόν, έλλειψης αποθήκευσης για ένα τέτοιο ενεργειακό μίγμα και εκτιμώμενη ζήτηση, η μελέτη του ΕΜΠ προέβλεπε στο Σύστημα αναγκαστικές από το Διαχειριστή περικοπές αιολικής παραγωγής 20%, ενώ με προσθήκη αντλησιοταμίευσης δυναμικότητας ~1 GW και χωρητικότητας 1TWh, το ποσοστό των απορρίψεων θα κυμαινόταν στο 14%, και η αποθηκευόμενη στους ταμιευτήρες ενέργεια από αιολικά στο 7,5%.
Είναι προφανές ότι τα παραπάνω αποτελέσματα υπέρ της αποθήκευσης καθίστανται πολύ πιο εντυπωσιακά, και η ανάγκη για τέτοιες μονάδες πολύ πιο επείγουσα, υπό τους διακηρυγμένους στόχους του ΕΣΕΚ για διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτρική ενέργεια κατά 43% το 2025 και 56% το 2030 (σελ. 213).


16) Η αποθήκευση και η τυχόν ανάγκη λειτουργικής ενίσχυσης της βιωσιμότητάς της (ως προς το εύλογο κόστος απόσβεσης και λειτουργίας), πρέπει να αντιμετωπιστεί ως υποδομή του Συστήματος και, συνεπώς, να καλυφθεί μέσω του σχετικού εσόδου του Διαχειριστή. Και τούτο διότι το ηλεκτρικό Σύστημα της χώρας είναι ο αποδέκτης και χρήστης των πολλαπλών υποστηρικτικών υπηρεσιών που προσφέρει η αποθήκευση: χρονική μετατόπιση ηλεκτρικής ενέργειας/αιχμών της ζήτησης (arbitrage), εξισορρόπηση φορτίου, ευελιξία, ρύθμιση τάσης και συχνότητας, στρεφόμενη εφεδρεία, αποτροπή περικοπών παραγωγής ΑΠΕ, κ.α.



ΑΦΗΣΤΕ ΤΟ ΣΧΟΛΙΟ ΣΑΣ

-A +A

Σχετικά άρθρα