1. Εισαγωγή - Ιστορικό
Σταθμό όλη πορεία του εξηλεκτρισμού της χώρας αποτέλεσε η ίδρυση της Δημόσιας Επιχείρησης Ηλεκτρισμού (ΔΕΗ) το 1950, ως Δημόσιας μεν αλλά με πλήρη «διοικητική και οικονομική αυτοτέλεια», σύμφωνα με τον ιδρυτικό της νόμο. Με αυτόν η ΔΕΗ απέκτησε το αποκλειστικό προνόμιο Παραγωγής και Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, ακολούθως δε το 1956 και το αποκλειστικό προνόμιο της Διανομής (και Εμπορίας) Ηλεκτρικής Ενέργειας και ταυτόχρονα την υποχρέωση εφαρμογής ενιαίων τιμολογίων σε όλη την Ελληνική επικράτεια και την εξαγορά των υφιστάμενων Ηλεκτρικών Εταιρειών. Οι ενέργειες αυτές αποσκοπούσαν στον ταχύ εξηλεκτρισμό της χώρας με αξιοποίηση των εγχώριων ενεργειακών πόρων (υδατοπτώσεις και λιγνίτες). Οι Ηλεκτρικές Εταιρείες (συνολικά άνω των 400), ηλεκτροδοτούσαν τους μεγαλύτερους οικισμούς της χώρας με τοπικούς πετρελαϊκούς σταθμούς παραγωγής, αναπτύχθηκαν δε σταδιακά από το 1889 και μετέπειτα.
Η ΔΕΗ ανταποκρίθηκε πλήρως στις υποχρεώσεις αυτές: μέχρι τα μέσα της δεκαετίας του 1960 το Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), που ανέπτυξε σύμφωνα με τις πρόσφατες τότε τεχνολογικές εξελίξεις, κάλυπτε το σύνολο σχεδόν της ηπειρωτικής χώρας. Ειδικότερα για τα νησιά, τα μεγαλύτερα των οποίων ήδη ηλεκτροδοτούνταν από Ηλεκτρικές Εταιρείες, από τις αρχές της δεκαετίας του 1960 άρχισαν να ποντίζονται υποβρύχια καλώδια προκριμένου να συνδεθούν στο ΕΣΜΗΕ ή με ένα γειτονικό μεγαλύτερο νησί. Κριτήριο για την κατασκευή της υποβρύχιας διασύνδεσης ενός νησιού, εκτός του ότι αυτή ήταν τεχνικά εφικτή (με τα εκάστοτε διεθνή δεδομένα) έπρεπε να είναι και οικονομικά δικαιολογημένη, δηλαδή να αποτελεί την οικονομικότερη λύση ηλεκτροδότησης του νησιού κατά την επόμενη 25ετία. Με το κριτήριο αυτό στις αρχές της δεκαετίας του 1960 διασυνδέθηκαν με υποβρύχια καλώδια 15kV τα νησιά του Αργοσαρωνικού (Ύδρα, Σπέτσες κλπ) και οι Σποράδες (Σκιάθος, Σκόπελος), ακολούθησαν δε και άλλα με συνεχώς αυξανόμενο ρυθμό, μέχρι το 1990 περίπου. Σε αυτό συνέβαλε σημαντικά η έναρξη της κατασκευής και πόντισης υποβρύχιων καλωδίων 15kV από την εγχώρια βιομηχανία, ήτοι την FULGOR, που ιδρύθηκε το 1972. Επιπλέον το 1964 τέθηκε σε λειτουργία η πρώτη διασύνδεση ΥΤ (της Κέρκυρας με 66kV), ενώ στις αρχές της δεκαετίας του 1980 διασυνδέθηκαν με 150kV και τα λοιπά Ιόνια νησιά (Ζάκυνθος-Κεφαλονιά-Λευκάδα). Στα μέσα της ίδιας δεκαετίας διαπιστώθηκε ότι υπάρχει η τεχνική δυνατότητα για την διασύνδεση και της Κρήτης (με ΣΡ) από την Πελοπόννησο. Αν και οι σχετικές οικονομικοτεχνικές μελέτες που αποδείκνυαν την οικονομικότητα του έργου ολοκληρώθηκαν σύντομα, η ανάθεση της κατασκευής του έργου καθυστέρησε και τελικά το 1990 ματαιώθηκε, λόγω διοικητικών αδυναμιών και εμπλοκών του θέματος στην πολιτική-κομματική αντιπαράθεση.
Από τα μέσα της δεκαετίας 1980 άρχισε να επιχειρείται η διασύνδεση των μεγαλύτερων νησιών των Κυκλάδων, με επέκταση του δικτύου 150kV από την Ν. Εύβοια. Όμως, αν και το έργο κατασκευάστηκε μερικώς, παρέμεινε ημιτελές και δεν ολοκληρώθηκε με την σύνδεση των Τήνου, Μυκόνου, Πάρου και Νάξου, λόγω αντιδράσεων των κατοίκων. Το 2000 το Συμβούλιο της Επικρατείας έκαμε οριστικά δεκτή την προσφυγή των κατοίκων της Τήνου απαγορεύοντας την κατασκευή εναέριων γραμμών 150kV. Το 2004 η ΡΑΕ, η οποία με τον Ν. 2773/99 για την Απελευθέρωση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας, ήταν η αρμόδια για τον μακροχρόνιο σχεδιασμό της ηλεκτροδότησης των νησιών, ανάθεσε στο ΕΜΠ την εξέταση της δυνατότητας διασύνδεσης των Κυκλάδων κατά τρόπο που να μπορεί να γίνει αποδεκτός με το να αποφεύγεται η κατασκευή εναέριων γραμμών ΥΤ επί των νησιών Τήνου, Μυκόνου και Πάρου-Νάξου. Το ΕΜΠ, αξιοποιώντας την τεχνολογική πρόοδο που είχε σημειωθεί, πρότεινε την απευθείας διασύνδεση: Λαύριο-Σύρος και από τη Σύρο των λοιπών νησιών, με υποβρύχια καλώδια 150kV και κατασκευή Υ/Σ 150/20kV κοντά στους υφιστάμενους σταθμούς παραγωγής, ώστε να αποφεύγονται εναέριες γραμμές επί αυτών. Τη λύση αυτή ανέλαβε το 2006 να υλοποιήσει η ΔΕΗ, ήδη δε, με αρκετή καθυστέρηση, ολοκληρώθηκε η πρώτη φάση του έργου από τον ΑΔΜΗΕ το 2018, η δε ολοκλήρωσή του προβλέπεται να γίνει το 2020.
Ακολούθως το 2006 η ΡΑΕ ανάθεσε στο ΕΜΠ την εκπόνηση γενικότερης οικονομικοτεχνικής μελέτης σκοπιμότητας για την διασύνδεση και άλλων νησιών του Αιγαίου, ώστε με κριτήριο την ανέκαθεν ακολουθούμενη από τη ΔΕΗ αρχή, να προκρίνεται η λύση της διασύνδεσης κατά τη χορήγηση Αδειών Παραγωγής εφόσον διαπιστώνεται ότι είναι οικονομικότερη της αυτόνομης λειτουργίας. Τα αποτελέσματα της νέας αυτής μελέτης συνοψίζονται στο Σχ. 1. Με βάση τη γεωγραφική κατανομή, εξετάστηκαν οι ακόλουθες τέσσερες «Διασυνδέσεις»:
(1) Των λοιπών Κυκλάδων, που δεν περιλαμβάνονται στην υπό κατασκευή .
(2) Της Κρήτης, από την Πελοπόννησο με βάση τη χάραξη που είχε μελετηθεί προ 20ετίας.
(3)Των Δωδεκανήσων, με επέκταση από την Κρήτη.
(4)Των Νησιών Βορείου Αιγαίου, από την Εύβοια (Αλιβέρι).
Προέκυψε ότι, με τα τότε δεδομένα, η οικονομικότητα των δύο πρώτων διασυνδέσεων ήταν σαφής, οριακά οικονομική για τα Δωδεκάνησα και οριακά προς το παρόν (με τις τότε τιμές καλωδίων) μη οικονομική για τα νησιά του Β. Αιγαίου. Επίσης προτεινόταν η άμεση έναρξη της εκπόνησης των οριστικών τεχνικών μελετών από τις αρμόδιες υπηρεσίες (ΔΕΣΜΗΕ και ΔΕΗ), ώστε να καθοριστεί με μεγαλύτερη ακρίβεια η διαμόρφωση αλλά και η οικονομικότητά τους, λαμβανομένων υπόψη και των πλεονεκτημάτων που προσφέρει η διασύνδεση λόγω της δυνατότητας πληρέστερης αξιοποίησης των τοπικών ΑΠΕ που είχαν αρχίσει να αναπτύσσονται.
Σημειώνεται ότι τις τελευταίες δεκαετίες σημειώνεται πολύ μεγάλη πρόοδος στην τεχνολογία των ηλεκτρικών διασυνδέσεων, και στα καλώδια (με την χρήση πλαστικών) ιδίως όμως στους μετατροπείς ΕΡ/ΣΡ/ΕΡ με τη χρήση ηλεκτρονικών ισχύος, αλλά και στα συστήματα ελέγχου αυτών.
Σχ.1. Προκαταρκτική μελέτη ηλεκτροδότησης την νησιών του Αιγαίου.
Ατυχώς όμως το 2007 οι τότε αρμόδιοι αποφάσισαν όπως, προκειμένου να βελτιωθούν τα οικονομικά της ΔΕΗ, η διαφορά μεταξύ του μέσου κόστους παραγωγής των Σταθμών Παραγωγής στα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ΜΔΝ) και του μέσου κόστους του Διασυνδεδεμένου Ηπειρωτικού Συστήματος, να χαρακτηρίζεται ως Υπηρεσία Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ), η οποία θα εισπράττεται με χρέωση όλων των καταναλωτών της χώρας και θα αποδίδεται στη ΔΕΗ. Έτσι εξέλειπε για τη ΔΕΗ το οικονομικό κίνητρο για την διασύνδεση των ΜΔΝ, όπως αυτό ίσχυε από το 1956, με αποτέλεσμα έκτοτε να παύσει ουσιαστικά η κατασκευή νέων διασυνδέσεων.
Το 2010, η νέα τότε κυβέρνηση στα πλαίσια των σχεδιασμών της για την ταχεία ανάπτυξη των ΑΠΕ, με τον Ν.3851/2010 εκτός των άλλων όρισε ότι εάν ένας επενδυτής αιολικών σε ένα νησί αναλάβει την κατασκευή και της υποβρύχιας διασύνδεσης που απαιτείται για την μεταφορά της παραγόμενης αιολικής ενέργειας στο ηπειρωτικό Σύστημα, η τιμή της πωλούμενης ενέργειας μπορεί να αυξάνεται μέχρι και 20%. Δεδομένου όμως ότι για να εξασφαλίζεται μέσω της διασύνδεσης η ασφαλής ηλεκτροδότηση του νησιού, ώστε να είναι δυνατή η αποξήλωση του σταθμού παραγωγής του νησιού και να μεγιστοποιούνται τα οφέλη είναι αναγκαία και η εγκατάσταση και δεύτερου (εφεδρικού) καλωδίου, (δεδομένου ότι σε περίπτωση βλάβης του πρώτου απαιτείται για την επισκευή του η θέση αυτού εκτός λειτουργίας επί 3 έως 6 μήνες). Έτσι καθορίστηκε να προχωρήσει η υλοποίηση των διασυνδέσεων σε τρεις Φάσεις:
- Φάση Α: Ο ΔΕΣΜΗΕ, λαμβάνοντας υπόψη τις Άδειες Παραγωγής ΑΠΕ που είχε χορηγήσει η ΡΑΕ, να υποβάλει εντός εξαμήνου πρόταση για τον σχεδιασμό δικτύου που να καλύπτει όλα νησιά του Αιγαίου, ώστε οι διασυνδέσεις να εντάσσονται σε ένα μακρόπνοο σχεδιασμό. Δεδομένου ότι οι Άδειες Παραγωγής που δόθηκαν ήταν γενικά και ιδιαίτερα στα μεγάλα νησιά ισχύος πολλαπλάσιας της μέγιστης ζήτησης των νησιών, ο σχεδιασμός (συνοψίζεται στο Σχ. 2) διαμορφώθηκε με κυρίως με την προοπτική υλοποίησης των Αδειών Παραγωγής ΑΠΕ, ολοκληρώθηκε δε εντός του 2010, λαμβάνοντας υπόψη και τις προηγούμενες μελέτες του ΕΜΠ.
- Φάση Β: Κατά τα καθιερωμένα, προκειμένου να προχωρήσει η υλοποίηση μιας Άδειας Παραγωγής ο επενδυτής θα πρέπει να λάβει από τις αρμόδιες κρατικές αρχές την Άδεια Εγκατάστασης και ακολούθως να απευθυνθεί στον ΔΕΣΜΗΕ προκειμένου να καθοριστεί το τι και πώς θα κατασκευαστεί η σύνδεση με το ΕΣΜΗΕ. Ο ΔΕΣΜΗΕ θα είχε την ευθύνη της εποπτείας του τελικού σχεδιασμού όπως επίσης και τον συντονισμό μεταξύ της ΔΕΗ και των επενδυτών, ιδίως στην περίπτωση που η διασύνδεση θα εξυπηρετούσε πολλές Άδειες.
- Φάση Γ: Στις υποχρεώσεις του ΔΕΣΜΗΕ περιλαμβάνονταν τέλος και ο χρονικός συντονισμός όλων των εμπλεκόμενων φορέων και η τελική κατανομή των οικονομικών βαρών μεταξύ επενδυτών και ΔΕΗ.
Σχ. 2: Ο Προκαταρκτικός Σχεδιασμός του ΔΕΣΜΗΕ, σε εφαρμογή του Ν. 3851/2010
Όμως οι επενδυτές αντιμετώπισαν έντονες αντιδράσεις και δυσκολίες στην απόκτηση των Αδειών Εγκατάστασης, με αποτέλεσμα να μην προχωρεί ο σχεδιασμός στη Φάση Β’. Ειδικότερα όμως για την Κρήτη, επειδή ήταν επείγον να ληφθούν αποφάσεις για την εξασφάλιση της ηλεκτροδότησής της, δεδομένου ότι είχε ήδη δρομολογηθεί η δημιουργία νέου σταθμού παραγωγής, αποφασίστηκε η σύσταση «Ομάδας Εργασίας» με συμμετοχή των ΡΑΕ, ΔΕΣΜΗΕ και ΔΕΗ, η οποία προχώρησε αμέσως στην περεταίρω εξέταση (Φάση Β’), λαμβάνοντας ως παράμετρο την ισχύ των ΑΠΕ που έκρινε ότι θα μπορούσε να γίνει αποδεκτή. Στο Σχ. 3 συνοψίζονται τα αποτελέσματα της πρότασης της Επιτροπής: πρότεινε την άμεση προώθηση της οικονομικότερης λύσης της διασύνδεσης ΣΡ 2x350MW με την προοπτική άμεσης χορήγησης νέων Αδειών 1.000MW, που εύκολα θα μπορούσαν να γίνουν αποδεκτές. Όμως και πάλι η χορήγηση των Αδειών καθυστερούσε, ενώ ήταν πλέον εμφανής και η έναρξη της επερχόμενης οικονομικής κρίσης. Αλλά και η επέκταση του δικτύου 400kV στην Πελοπόννησο, η οποία θα επέτρεπε, εκτός των άλλων και την κανονική ένταξη της νέας μονάδας ΦΑ 800MW στον ΘΗΣ Μεγαλόπολης, αντιμετώπιζε ανάλογα προβλήματα.
Σχ. 3: Σύνοψη των αποτελεσμάτων της προτάσεως της Ομάδας Κρήτης.
Επιπλέον υπήρχε πίεση λόγω ανάγκης εφαρμογής των Αντιρρυπαντικών Οδηγιών της ΕΕ, (που επέβαλαν την θέση εκτός λειτουργίας παλαιών μονάδων παραγωγής της ΔΕΗ μετά την 1.1.2020) ενώ η κατασκευή της διασύνδεσης ΣΡ 2x350MW ήταν δύσκολο να κατασκευαστεί εγκαίρως. Με τα δεδομένα αυτά αποφασίστηκε η κατασκευή της «Μικρής Διασύνδεσης» EΡ 2x200MVA από την Πελοπόννησο, με προοπτική να τεθεί σε λειτουργία το 2020, ενώ θα προωθείτο κανονικά και η «Μεγάλη Διασύνδεση» ΣΡ 2x350MVA από την Αττική, με την προοπτική να τεθεί σε λειτουργία το 2022.
Από το Ιστορικό των διασυνδέσεων προκύπτει ότι η ΔΕΗ προχώρησε δυναμικά της διασυνδέσεις των νησιών από την δεκαετία του 1960, ιδίως μέχρι το 1990, ακολουθώντας τις τεχνολογικές εξελίξεις. Μετά το 2000 η ΡΑΕ προώθησε τους σχεδιασμούς, με την τεχνική βοήθεια του ΕΜΠ, αλλά η υλοποίηση αυτών αντιμετώπισε εμπόδια που δεν κατορθώθηκε να ξεπεραστούν λόγω των οργανωτικών αδυναμιών και έλλειψη σταθερής επί του θέματος πολιτικής.
Με την πρόσφατη πρωτοβουλία της ΡΑΕ και την οριστική πλέον οργανωτική δομή δίδεται η δυνατότητα συστηματικής προώθησης των διασυνδέσεων, όπως φαίνεται στην επόμενη παράγραφο.
2. Οι πρόσφατες μελέτες και Σχεδιασμοί
Το 2014 η Ευρωπαϊκή Επιτροπή με την Απόφαση ΕΕ 2014/536/6902 του 2014, όρισε ότι Άδειες Παραγωγής συμβατικής ισχύος για νέους σταθμούς ή επαύξηση της εγκατεστημένης ισχύος υφιστάμενων σταθμών στα νησιά, επιτρέπεται να δίδονται από τη ΡΑΕ μόνον εφόσον προηγείται η εκπόνηση οικονομικοτεχνικής μελέτης από την οποία να προκύπτει ότι δεν υφίστανται άλλες οικονομικότερες λύσεις, όπως π.χ. η διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ ή με παρακείμενο νησί. Δεδομένου ότι οι διασυνδέσεις κατά κανόνα αφορούν περισσότερα του ενός νησιά και προκειμένου να διαμορφωθεί ένας Μακροχρόνιος Προγραμματισμός αυτών, η ΡΑΕ έλαβε τον Δεκέμβριο 2015 την Απόφαση ΡΑΕ 469/2015 για την συγκρότηση Επιτροπής με την συμμετοχή εκπροσώπων των τριών Διαχειριστών (ΑΔΜΗΕ, ΔΕΔΔΗΕ ΔΕΣΦΑ και της ΡΑΕ) και με πρόεδρο τον Ομ. Καθ. ΕΜΠ Μιχάλη Παπαδόπουλο. Στην Επιτροπή συμμετείχαν συμβουλευτικά και στελέχη της ΔΕΗ, στην οποία ανήκουν οι υφιστάμενοι τοπικοί σταθμοί παραγωγής των νησιών. Αντικείμενο της Επιτροπής ήταν ο προσδιορισμός του οικονομικότερου τρόπου ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ μακροπρόθεσμα, με την σταδιακή υποβολή Πορισμάτων – Προτάσεων. Στην Απόφαση προβλέπεται ότι τα Πορίσματα τίθενται υπόψη των Διαχειριστών, οι οποίοι μετά την τυχόν διατύπωση σχολίων και παρατηρήσεων, τα εντάσσουν στα κυλιόμενα Προγράμματα Ανάπτυξης (10ετή ή 7ετή) που υποβάλλουν προς έγκριση στη ΡΑΕ στην αρχή κάθε έτους. Μετά την έγκρισή τους από τη ΡΑΕ, η εφαρμογή των Προγραμμάτων αυτών εντός του οριζόμενου σε αυτά χρόνου είναι υποχρεωτική.
2.1 Οι εργασίες και οι προτάσεις της Επιτροπής
Σύμφωνα και με τα οριζόμενα στην Απόφαση της ΡΑΕ, η Επιτροπή υπέβαλε την 17/3/2016) στη ΡΑΕ την «Έκθεση επί του τρόπου διερεύνησης των τεχνικοοικονομικών επιλογών ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (ΜΔΝ)». Σε αυτή γίνεται αρχικά μια συνοπτική παρουσίαση των πρόσφατων οικονομικοτεχνικών και τεχνολογικών εξελίξεων των υποβρύχιων διασυνδέσεων ή την αυτόνομη ανάπτυξη με χρήση ΦΑ, καθώς και τις επιπτώσεις που έχει στη χώρα μας η υποχρέωση εφαρμογής των πρόσφατων Περιβαλλοντικών Οδηγιών της ΕΕ, όπως αναλύθηκαν από τους εκπροσώπους της ΔΕΗ και του ΔΕΔΔΗΕ. Σε αυτή περιλαμβάνεται επίσης η προτεινόμενη να εφαρμοστεί Μεθοδολογία Ανάλυσης και Αξιολόγησης, ακολούθως δε γίνεται συνοπτική παρουσίαση της υφιστάμενης σήμερα κατάστασης καθώς και εκτιμήσεις όσον αφορά στην εξέλιξη της ζήτησης στα νησιά κατά τα επόμενα 30 χρόνια. Με βάση τα παραπάνω και την προοπτική ότι θα υλοποιηθούν τα ήδη εγκεκριμένα Προγράμματα όσον αφορά στις διασυνδέσεις των Κυκλάδων και της Κρήτης, στην Έκθεση της Επιτροπής προτείνεται η σύνταξη τριών Πορισμάτων, ήτοι:
(α) Των λοιπών νησιών των Κυκλάδων, που δεν περιλαμβάνονται στην υπό κατασκευή διασύνδεση,
(β) Των Δωδεκανήσων και
(γ) Των νησιών του Β. Αιγαίου.
Για κάθε μία από αυτές εξετάστηκαν οι ακόλουθες λύσεις – μεθοδολογίες ηλεκτροδότησης από τους αντίστοιχους φορείς:
(α) Αυτόνομη ανάπτυξη με χρήση προϊόντων πετρελαίου. Την ανάλυση ανέλαβαν να εκπονήσουν οι εκπρόσωποι του ΔΕΔΔΗΕ, με την βοήθεια και των στελεχών της ΔΕΗ ΑΕ.
(β) Αυτόνομη ανάπτυξη με χρήση ΦΑ. Η ανάλυση έγινε αρχικά από τον ΔΕΣΦΑ, με βάση την ίδια σύνθεση και ανάπτυξη των μονάδων των Σταθμών Παραγωγής που καθορίστηκε από ΔΕΔΔΗΕ/ΔΕΗ. Ειδικά γα τα νησιά του Β. Αιγαίου ζητήθηκε η βοήθεια από εξειδικευμένη Ομάδα του ΕΜΠ - Εργαστήριο Θαλάσσιων Μεταφορών (Υπεύθυνος ο καθ. Δ. Λυρίδης)
(γ) Διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ: Οι σχετικές αναλύσεις έγιναν από τον ΑΔΜΗΕ για τα δίκτυα ΥΤ και τον ΔΕΔΔΗΕ για τα δίκτυα ΜΤ. Στην εκπόνηση των αναλύσεων (ιδίως αυτών που περιλάμβαναν παράλληλη λειτουργία με τοπικούς σταθμούς ή και μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ) συνέβαλαν εξειδικευμένες Ομάδα του ΕΜΠ - Εργαστήριο Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας - Υπεύθυνος ο καθ. Στ. Παπαθανασίου).
Οι όπως παραπάνω επιμέρους μελέτες - αναλύσεις εκ μέρους των Διαχειριστών (ή και της ΔΕΗ και των Ομάδων του ΕΜΠ) κοινοποιούντο σε όλα τα μέλη και ακολουθούσε συζήτηση αυτών σε ορισμένη Συνεδρίαση της Επιτροπής κατά την οποία συντάσσονταν συνοπτικά Πρακτικά από τη Γραμματεία αυτής. Οι εργασίες της Επιτροπής άρχισαν τον Ιανουάριο 2016 και διήρκεσαν μέχρι τον Δεκέμβριο 2018, έγιναν δε περί τις 50 συνεδριάσεις. Κάθε ένα από τα τρία Πορίσματα της Επιτροπής παρουσιάστηκε στην Ολομέλεια της ΡΑΕ, και έτυχε της εγκρίσεώς της.
Ιδιαίτερο αντικείμενο εξέτασης αποτέλεσε η επιλογή και εξέλιξη των βασικών παραμέτρων, όπως π.χ. των τιμών των καυσίμων και της Οριακής Τιμής του Συστήματος (ΟΤΣ) του ΕΣΜΗΕ, η πιθανή ανάπτυξη των τοπικών ανά νησί ΑΠΕ κλπ, όπως αναλύεται στην αρχική Έκθεση. Ειδικά για το θέμα της συμβολής των ΑΠΕ σε κάθε νησί, σημειώνεται ότι μετά από λεπτομερή εξέταση των υφιστάμενων στοιχείων (όπως οι Άδειες Παραγωγής που έχουν χορηγηθεί ή τα υφιστάμενα στοιχεία και ρυθμίσεις για τον χωροταξικό σχεδιασμό κλπ), διαπιστώθηκε ότι ήταν αδύνατο να δημιουργηθεί αξιόπιστη βάση δεδομένων. Για το λόγο αυτό αποφασίστηκε η καταρχήν «παράκαμψη» του θέματος με την παραδοχή ότι η ανάπτυξη των ΑΠΕ θα αποτελεί ποσοστό της ζήτησης (στα σημερινά επίπεδα) και θα είναι το ίδιο τόσο στη περίπτωση της αυτόνομης ανάπτυξης όσο και της διασύνδεσης ώστε να μην διαφοροποιεί την οικονομικότητα της ηλεκτροδότησης. Προφανώς όμως η παραδοχή αυτή «αδικεί» την λύση της διασύνδεσης, όμως εάν παρά ταύτα διαπιστώνεται ότι η λύση αυτή είναι οικονομικότερη, τότε μπορεί να προκριθεί με ασφάλεια. Οι επιπτώσεις από την αυξημένη διείσδυση την οποία επιτρέπει η διασύνδεση, εξετάστηκαν χωριστά.
2.2 Η μεθοδολογία ανάλυσης
Η Έκθεση για την Μεθοδολογία Ανάλυσης της Ανάπτυξης και Λειτουργίας των ηλεκτρικών συστημάτων των νησιών, περιλάμβανε αρχικά τον «Σχεδιασμό της Ανάπτυξης» για τα επόμενα 25 χρόνια και ακολούθως τον υπολογισμό του «κόστους ηλεκτροδότησης» για την ίδια περίοδο, εκφραζόμενο με την Καθαρή Παρούσα Αξίας (ΚΠΑ) του κόστους ηλεκτροδότησης ή το ισοδύναμό της Ανηγμένο Μεσοσταθμικό Μοναδιαίο Κόστος (ΜΜΚ).
Για την Αυτόνομη Λειτουργία με χρήση Πετρελαίου (ΑΛ-Π) ακολουθήθηκε η μεθοδολογία που ήδη εφαρμοζόταν από πολλών ετών στον ΔΕΔΔΗΕ κατά την κατάρτιση των Επταετών Προγραμμάτων Ανάπτυξης, αλλά προσαρμοσμένη στις νέες απαιτήσεις των Αντιρρυπαντικών Οδηγιών της ΕΕ. Το αυτό αντίστοιχα ίσχυσε και για την Μεθοδολογία της Διασυνδεδεμένης Λειτουργίας, λαμβανομένων βέβαια υπόψη των πρόσφατων τεχνολογικών εξελίξεων και κόστους. Αντίθετα η Αυτόνομη ανάπτυξη και Λειτουργία με χρήση ΦΑ (ΑΛ-ΦΑ), είναι μεν «ώριμη» όσον αφορά εγκαταστάσεις μεγάλης ισχύος, όχι όμως και για τις αυτόνομες εγκαταστάσεις μικρής ισχύος όπως των νησιών, δεδομένου ότι έχει εφαρμοστεί διεθνώς σε πολύ περιορισμένο βαθμό και βρίσκεται σε στάδιο εξέλιξης. Ειδικότερα, προκειμένου να δοθεί μια πληρέστερη εικόνα των απαιτούμενων αλλαγών στους σταθμούς παραγωγής στην περίπτωση αλλαγής από χρήση πετρελαίου σε ΦΑ, παραθέτουμε τα ακόλουθα στοιχεία:
Στο Σχ. 4 – άνω, φαίνεται μια τυπική Χερσαία Εγκατάσταση η οποία περιλαμβάνει την Αποθήκη Υγροποιημένου ΦΑ (LNG) και τα μηχανήματα Αεριοποίησης (δεξιά γωνία), όταν βρίσκεται σε σημείο που να μπορεί να πλευρίζει το πλοίο Μεταφοράς-Εφοδιασμού. Στο Σχ. 4 – κάτω, φαίνεται μια παρόμοια Πλωτή Εγκατάσταση (FSRU/Β), η οποία περιλαμβάνει όλα τα επιμέρους τμήματα. Η μεταφορά του ΦΑ σε αέρια κατάσταση, σε θερμοκρασία περιβάλλοντος και χαμηλή πίεση στον Σταθμό Παραγωγής, γίνεται με αγωγό. Μία παραλλαγή αποτελεί η πρόβλεψη εγκατάστασης και των Μηχανών Παραγωγής Ηλεκτρισμού εντός του πλωτού μέσου, οπότε εξέρχεται ηλεκτρικό καλώδιο που
Σχ. 4: Χερσαία (άνω) και Πλωτή (κάτω) εγκατάσταση εφοδιασμού με ΦΑ.
τροφοδοτεί κατευθείαν το ηλεκτρικό δίκτυο του νησιού. Κατά την ανάλυση που έγινε από την Επιτροπή, έγινε προσπάθεια για την αξιοποίηση των υφιστάμενων εγκαταστάσεων των σταθμών, όπως η μετατροπή των κινητήριων μηχανών ώστε να κάνουν χρήση ΦΑ αντί πετρελαίου, εφόσον βέβαια αυτό ήταν τεχνικώς δυνατόν και οικονομικά δικαιολογημένο, σε σύγκριση με την αντικατάστασή τους με νέες. Όπως είναι προφανές η σχετικά ακριβής κοστολόγηση των αλλαγών αυτών, που θα πρέπει να λαμβάνει υπόψη τις ιδιαιτερότητες κάθε νησιού, ήταν δύσκολη και για το λόγο αυτό αρχικά έγινε χρήση μέσων τιμών κόστους (π.χ. το μέσο κόστος των εγκαταστάσεων αποθήκευσης-αεριοποίησης εκτιμάτο με βάση μέση μοναδιαία τιμή 2.500Ευρώ/κ.μ., τόσο για επίγεια όσο και για πλωτή εγκατάσταση, παραδοχή η οποία ευνοούσε τη χρήση ΦΑ, ιδίως για τις μικρές εγκαταστάσεις). Προβλέπονταν επίσης ότι θα γίνεται εγκατάσταση αποθήκευσης/αεριοποίησης ΦΑ σε κάθε νησί (αντί π.χ. μόνο στα μεγάλα και την ηλεκτρική διασύνδεση των μικρότερων γειτονικών). Τέλος έγιναν αρχικά ορισμένες απλοποιητικές παραδοχές όσον αφορά στη διαχείριση των υφιστάμενων σταθμών παραγωγής στην περίπτωση που γινόταν η διασύνδεση, όπως π.χ. παύση της λειτουργίας τους μετά την διασύνδεση και μετά την πάροδο της δοκιμαστικής περιόδου (πχ 5 ετών) ή διατήρηση αυτών σε ψυχρή εφεδρεία ή ακόμα και η δυνατότητα παράλληλης λειτουργία τους ορισμένες ώρες του έτους. Ειδικότερο θέμα εξέτασης αποτέλεσε και ο τρόπος μεταφοράς και διανομής του Υγροποιημένου ΦΑ.
Οι όπως παραπάνω απλοποιητικές παραδοχές γινόταν γενικά έτσι ώστε να ευνοούν την αυτόνομη ανάπτυξη έναντι της διασύνδεσης και συνεπώς εάν η τελευταία προέκυπτε οικονομικότερη μπορούσε να προκριθεί με ασφάλεια. Διαπιστώθηκε ότι αυτό ίσχυε κατά την εξέταση της διασύνδεσης των Κυκλάδων και των Δωδεκανήσων όχι όμως και στην περίπτωση των νησιών του Β. Αιγαίου. Για το λόγο αυτό κρίθηκε αναγκαίο να γίνει μια λεπτομερέστερη εξέταση, ιδίως όσον αφορά στην εκτίμηση του κόστους των εγκαταστάσεων αποθήκευσης/αεριοποίησης του ΦΑ, ώστε να προκύψουν και γενικότερα συμπεράσματα. Για το σκοπό αυτό ζητήθηκε η συνδρομή ειδικευμένης Ομάδας του ΕΜΠ, η οποία και εξέτασε το όλο θέμα όπως εκτίθεται στη στα επόμενα.
3. Τα Πορίσματα της Επιτροπής
Στις επόμενες παραγράφους συνοψίζονται τα κυριότερα από τα αποτελέσματα που περιλαμβάνονται στα τρία Πορίσματα, τα οποία εκδόθηκαν σταδιακά από την Επιτροπή και εγκρίθηκαν από τη ΡΑΕ, στο χρονικό διάστημα Ιανουάριος 2016 – Δεκέμβριος 2018
3.1 Λοιπά νησιά των Κυκλάδων
Εξετάστηκε αρχικά η ηλεκτροδότηση των λοιπών νησιών των Κυκλάδων, που δεν περιλαμβάνονται στην υπό κατασκευή Διασύνδεση Κυκλάδων, για την περίοδο 2020-45, αρχικά με χρήση προϊόντων πετρελαίου (ΑΛ-Π) και στη συνέχεια με χρήση ΦΑ (ΑΛ-ΦΑ), με την εγκατάσταση μέσων αποθήκευσης/αεριοποίησης σε κάθε νησί. Ως βάση ελήφθη κόστος 2.500ευρώ/κμ, περιλαμβανομένου και του κόστους προσαρμογής του σταθμού. Ακολούθως εξετάστηκαν διάφορες εναλλακτικές λύσεις διασύνδεσης, με τελικά προκρινόμενη την δημιουργία βρόχου 150kV και Υ/Σ 150/20kV: Σύρος – Σίκινος – Μήλος – Θήρα – Πάρος, ως επέκταση της υπό κατασκευή διασύνδεσης Κυκλάδων (Λαύριο – Σύρος – Πάρος - Νάξος – Μύκονος – Σύρος και Σύρος - Τήνος – Άνδρος – Εύβοια. Τα λοιπά μικρά νησιά των Κυκλάδων ηλεκτροδοτούνται από τους Υ/Σ 150/20kV με υποβρύχια καλώδια ΜΤ (20kV).
Σχ. 5: Μεσοσταθμικό ετήσιο κόστος ηλεκτροδότησης όλων των νησιών των Κυκλάδων που δεν περιλαμβάνονται στην υπό κατασκευή διασύνδεση
Στο διάγραμμα του Σχ. 5 δείχνεται η μεταβολή του μεσοσταθμικού κόστους Ηλεκτροπαραγωγής που υπολογίστηκε για κάθε χαρακτηριστικό έτος (5ετία) της περιόδου 2020-2045, όταν διασυνδέονται όλα τα λοιπά νησιά με ΥΤ ή ΜΤ, όπως προηγουμένως αναφέρθηκε. Διευκρινίζεται ότι η καφέ καμπύλη (η ανώτερη στο διάγραμμα) δίδει το μοναδιαίο μεσοσταθμικό κόστος που θα είχε η διασύνδεση των νησιών το αντίστοιχο έτος, στην περίπτωση που συνεχιστεί η υφιστάμενη πρακτική, δηλαδή η Αυτόνομη Λειτουργία με χρήση Πετρελαίου (ΑΛ-Π), με την προϋπόθεση ότι θα εφαρμοστούν σταδιακά μετά το 2025 και μέχρι το 2030 τα οριζόμενα στις αντιρρυπαντικές Οδηγίες της ΕΕ, οπότε θα γίνεται αποκλειστικά πλέον χρήση ελαφρού πετρελαίου αντί μαζούτ. Η απότομη αύξηση των ετών 2025-30 οφείλεται στην επιβαλλόμενη προσαρμογή στις αντιρρυπαντικές Οδηγίες της ΕΕ. Η αμέσως παρακάτω κίτρινη καμπύλη δίδει το κόστος στην περίπτωση Αυτόνομης Λειτουργίας με χρήση ΦΑ (ΑΛ-ΦΑ). Οι δύο τελευταίες καμπύλες δίδουν το κόστος στην περίπτωση Διασυνδεδεμένης Λειτουργίας (ΔΛ), η πρώτη στην περίπτωση που για λόγους εξασφάλισης της ηλεκτροδότησης, διατηρείται σε εφεδρεία ο υφιστάμενος Σταθμός της Πάρου (ΑΣΠ Πάρου), ενώ η επόμενη (κατώτατη – πράσινη γραμμή), το κόστος ηλεκτροδότησης εάν αξιοποιηθεί η γεωθερμία της Μήλου, με την δημιουργία Γεωθερμικού Σταθμού Παραγωγής, οπότε εκτός των άλλων, πλεονεκτημάτων, εξασφαλίζεται και η εφεδρεία. Από το διάγραμμα του Σχ. 5 προκύπτει σαφώς η υπεροχή της λύσεως της διασύνδεσης, αλλά και τα περεταίρω οφέλη από την αξιοποίηση του γεωθερμικού δυναμικού της Μήλου όσον αφορά στη Διασύνδεση των Κυκλάδων.
Σχετικά με την ηλεκτροδότηση των «μικρών νησιών» η Επιτροπή έλαβε γενικότερα υπόψη, ότι υπάρχει από ετών αυξημένο ενδιαφέρον για την αξιοποίηση των τοπικών ΑΠΕ για την ηλεκτροδότησή τους, όπως πρωτοποριακά εφαρμόστηκαν και στη χώρα μας το 1982 στην Κύθνο. Ήδη σε ορισμένα μικρά νησιά του Αιγαίου (Πύλος, Άγιος Ευστράτιος, Αστυπάλαια κλπ) προωθείται η εφαρμογή πιλοτικών προγραμμάτων, συνήθως με την χρηματοδότηση της ΕΕ. Ειδικότερα κατά την εξέταση από την Επιτροπή και για όλα τα χαρακτηριζόμενα ως «μικρά νησιά» εφαρμόστηκαν τα ακόλουθα:
- Εκτιμήθηκε καταρχάς ο βαθμός στον οποίο επηρεάζουν την οικονομικότητα των λύσεων στο σύνολο της «διασύνδεσης». Π.χ. στην περίπτωση της Διασύνδεσης των Κυκλάδων εξετάστηκε χωριστά η οικονομικότητά όταν διασυνδέονται μόνο τα τρία «μεγάλα» νησιά που περιλαμβάνονται στον βρόχο:150kV: Θήρα, Μήλος και Σίφνος, ενώ για τα λοιπά προβλέπεται «αυτόνομη η λειτουργία». Διαπιστώθηκε ότι, χωρίς τα μικρά νησιά προκύπτει μια μικρή σχετικά μείωση του μεσοσταθμικού μοναδιαίου κόστους, αλλά καθίσταται μεγαλύτερο αν προστεθεί το κόστος παραμονής των μικρών νησιών σε αυτόνομη λειτουργία.
- Δεδομένου ότι τα αποτελέσματα των συγκρίσεων ήταν παρόμοια και σε όλες τις λοιπές διασυνδέσεις, αποφασίστηκε η γενικότερη εφαρμογή των εξής: Λαμβάνοντας υπόψη ότι η βασική απόφαση - πρόταση της Επιτροπής αφορά στην επιλογή «Αυτόνομη Ανάπτυξη ή Διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ», αυτή θα λαμβάνεται ανεξάρτητα από το αν τα «μικρά νησιά» θα παραμείνουν αυτόνομα ή εάν πότε και πώς θα ενταχθούν στη Διασύνδεση. Ο τρόπος ηλεκτροδότησης κάθε νησιού θα αποφασίζεται με ιδιαίτερη μελέτη, κατά την φάση της τεχνικής-κατασκευαστικής μελέτης της αντίστοιχης Διασύνδεσης ή και αργότερα, λαμβάνοντας υπόψη και την εφαρμογή νέων τεχνολογιών.
- Όλα τα τρέχοντα Πιλοτικά Προγράμματα συνεχίζονται κανονικά, δεδομένου άλλωστε ότι έχουν ως κύριο στόχο την ανάπτυξη νέων τεχνικών και μεθόδων αξιοποίησης των ΑΠΕ, ενώ σε αυτά προβλέπεται συχνά η Ολοκληρωτική Ενεργειακή Ανάπτυξη με χρήση ΑΠΕ και όχι μόνο όσον αφορά τις ηλεκτρικές εφαρμογές (π.χ. του Άγιου Ευστράτιου, ενώ η Τήλος ήδη διασυνδέεται με την Κω). Τα οφέλη από τυχόν ένταξή τους (κατά κανόνα στον Υ/Σ του γειτονικού «μεγάλου νησιού με δίκτυο ΜΤ) θα σταθμίζονται ανά περίπτωση.
3.2 Δωδεκάνησα
Αρχικά εξετάστηκε και κοστολογήθηκε η λύση της Αυτόνομης Ανάπτυξης και Λειτουργίας κάθε νησιού με χρήση προϊόντων Πετρελαίου ή Φυσικού Αερίου. Ακολούθως εξετάστηκε:
(α) η διασύνδεση των Δωδεκανήσων με επέκταση του δικτύου 150kV της Κρήτης μέσω Καρπάθου, με διάφορες παραλλαγές διαμόρφωσής του, σε συνδυασμό με την διατήρηση μέρους των τοπικών σταθμών (για εφεδρεία ή και μερική λειτουργία) και
(β) η απευθείας διασύνδεση με το ΕΣΜΗΕ μέσω συνδέσμου ΣΡ Αττική – Κως (ή ΚΥΤ Κορίνθου –Κως) και η σύνδεση των λοιπών νησιών με δίκτυο ΕΡ 150kV.
Στη συνέχεια παρουσιάζονται τα κύρια στοιχεία των παραπάνω λύσεων και γίνεται σύγκριση όσον αφορά στο συνολικό κόστος ηλεκτροδότησης κατά την περίοδο 2025-50 και σχολιάζονται τα υπέρ και κατά κάθε λύσης.
3.2.1 Αυτοδύναμη ανάπτυξη.
Στον παρακάτω πίνακα συνοψίζονται τα αποτελέσματα της εξέτασης του κόστους ηλεκτροδότησης κατά την περίοδο 2025-50 Αυτόνομης Ανάπτυξης κάθε νησιού (ή ομάδας ήδη διασυνδεδεμένων νησιών), ανάλογα με το αν γίνεται χρήση Πετρελαίου ή ΦΑ, με βάση την Καθαρά Παρούσα Αξία - (ΚΠΑ, σε εκ. Ευρώ) και το Σταθμισμένο Κόστος Ενέργειας - (ΣΚΕ, σε Ευρώ/MWh) της επόμενης 25ετίας, με αναγωγή στο αρχικό έτος. Διαπιστώνεται ότι η εισαγωγή και χρήση ΦΑ, αντί προϊόντων πετρελαίου οδηγεί σε σημαντική μείωση του κόστους, που για το σύνολο των νησιών εκτιμάται σε 18% περίπου. Όπως ήταν αναμενόμενο η μείωση είναι μεγαλύτερη στα μεγάλα νησιά: μόνον 7% στη Ρόδο αλλά μέχρι και 100% στα μικρά νησιά, όπου γίνεται χρήση ελαφρού πετρελαίου.
Πίνακας 3.1 Οικονομικά αποτελέσματα Αυτόνομης Ανάπτυξης
Δεδομένου δε ότι η χρήση ΦΑ υπερέχει και περιβαλλοντικά έναντι του Πετρελαίου, το κόστος της λύσεως αυτής θα ληφθεί ως μέτρο της οικονομικής σύγκρισης με τα αντίστοιχα κόστη των διαφόρων σεναρίων Διασύνδεσης με το ΕΣΜΗΕ, που εξετάζονται στη συνέχεια.
3.2.2 Διασύνδεση με ΕΣΜΗΕ
Εξετάστηκαν δύο βασικά σενάρια Διασύνδεσης με το ΕΣΜΗΕ:
(Ι) Με επέκταση του δικτύου ΕΡ 150kV της Κρήτης, και κατάλληλη ενίσχυσή του, Σχ.6, ή:
(ΙΙ) Με απευθείας σύνδεση με το ΕΣΜΗΕ, μέσω συνδέσμου ΣΡ Αττική – Κως και ακολούθως με δίκτυο ΕΡ 150kV, Σχ. 7.
Πλεονέκτημα του σεναρίου (ΙΙ) έναντι του (Ι) είναι ότι δεν απαιτεί αλλαγές στο προγραμματισμένο έργο της διασύνδεσης της Κρήτης και μπορεί να προχωρήσει ανεξάρτητα ή/και να συνδυαστεί με επέκταση της διασύνδεσης των νησιών του Β. Αιγαίου, όπως θα αναφερθεί σε επόμενη παράγραφο.
Σχ. 6: Η διασύνδεση των Δωδεκανήσων μέσω Καρπάθου, με ΕΡ 150kV. (Το τμήμα Κρήτη –Κάρπαθος –Ρόδος, με καλώδια 150kV 2x200MVA ή 3x200MVA).
Σχ. 7: Η διασύνδεση των Δωδεκανήσων στην Αττική με σύνδεσμο ΣΡ Αττική-Κως.
Σενάριο (Ι): Διασύνδεση μέσω Κρήτης
Προκειμένου να προσδιοριστούν και κοστολογηθούν τα απαιτούμενα έργα στα προηγούμενα σενάρια έγινε αρχικά ανάλυση της ωριαίας λειτουργίας της Διασύνδεσης της Κρήτης, για όλη την εξεταζόμενη περίοδο 2025-50, όπως αυτή έχει ήδη αποφασιστεί, δηλαδή χωρίς την επέκταση προς Δωδεκάνησα. Ακολούθως, έγινε παρόμοια ανάλυση της Διασύνδεσης Κρήτης – Καρπάθου – Ρόδου, με τα Δωδεκάνησα, με επαύξηση της ικανότητας της διασύνδεσης ΣΡ από 2x350MW σε 2x500MW και προσδιορισμό των αναγκαίων έργων. Η κοστολόγηση κάθε σεναρίου έγινε με αφαίρεση των αντίστοιχων τιμών του σεναρίου «μόνη η Κρήτη».
Επίσης εξετάστηκαν δύο παραλλαγές όσον αφορά στη σύνθεση του τμήματος της διασύνδεσης Κρήτης – Καρπάθου – Ρόδου, ήτοι:
(ι) Με δύο καλώδια - 2x200MVA και διατήρηση της αναγκαίας εφεδρικής ισχύος στην Ρόδου, (ήτοι του νέου Σταθμού Ρόδου και μέρος του ΘΗΣ Σορωνής).
(ιι) Με τρία καλώδια - 3x200MVA και κατασκευή των αναγκαίων έργων επί της Κρήτης (κυρίως της γραμμής 150kV Κορακιά – Αθερινόλακος και ενίσχυση του ΘΗΣ Αθερινόλακου). Στην περίπτωση αυτή η εξασφαλισμένη ισχύς της διασύνδεσης ανέρχεται σε 2x200MVA και αρκεί μόνον η διατήρηση του νέου Σταθμού Ρόδου).
Από την αναλυτική κοστολόγηση των όπως παραπάνω Σεναρίων, προέκυψε ότι οι διαφορές, με κριτήριο την ΚΠΑ μεταξύ των δύο παραλλαγών είναι σχετικά μικρή, ωστόσο επιτυγχάνεται αξιόλογη μείωση κόστους αν η διασύνδεση Κρήτης-Ρόδου γίνει αρχικά με 2x200MVA και προστεθεί αργότερα το τρίτο καλώδιο ώστε να γίνει τελικά 3x200MVA. Με τα δεδομένα αυτά η λύση που επιλέγεται είναι η διασύνδεση όλων των Δωδεκανήσων με καθυστέρηση της πόντισης του τρίτου καλωδίου κατά 10 περίπου έτη (περί το 1935 οπότε καταργείται ο ΘΗΣ Σορωνής. Το ελάχιστο κόστος ηλεκτροδότησης ανέρχεται σε:
ΚΠΑ 2.532 εκ. Ευρώ και ΣΚΕ 175 Ευρώ/MWh
Σενάριο (ΙΙ): Απευθείας διασύνδεση μέσω ΚΥΤ Κορίνθου
Εξετάστηκε η διασύνδεση όλων των Δωδεκανήσων με το ΕΣΜΗΕ, με την κατασκευή συνδέσμου ΣΡ ΚΥΤ Κορίνθου – Κως και των λοιπών νησιών με ΕΡ 150kV Kως – Ρόδος και Κως – Κάλυμνος κλπ, με δύο παραλλαγές όσον αφορά στην ικανότητα μεταφοράς του συνδέσμου ΣΡ, 2x350MW ή 2x450MW, όπως και προηγουμένως.
Το ελάχιστο κόστος ηλεκτροδότησης ανέρχεται σε:
ΚΠΑ 2.439 εκ. ευρώ και ΣΚΕ 168,5 ευρώ/MWh
3.2.3 Αξιολόγηση των σεναρίων ηλεκτροδότησης των Δωδεκανήσων και Προτάσεις
Οι όπως παραπάνω τρεις βασικοί τρόποι («Στρατηγικές») για την ηλεκτροδότηση των ΜΔΝ του νοτίου Αιγαίου, συγκρίνονται καταρχάς οικονομικά και ακολούθως γίνεται η συνολική αξιολόγησή τους, όπου εκτιμώνται και τα λοιπά υπέρ και κατά κάθε λύσης.
Αυτόνομη Ανάπτυξη - (4.1)
Τα κόστη της αυτόνομη ανάπτυξη με χρήση πετρελαίου ή ΦΑ είναι:
ΚΠΑ - Με πετρέλαιο: 3.091 εκ. Ευρώ, Με ΦΑ 2.525 εκ. Ευρώ με ΦΑ.
Η διαφορά υπέρ του ΦΑ είναι σαφής: 566 εκ. ευρώ, (ήτοι 18,3 %)
Διασύνδεση όλων των Δωδεκανήσων - (4.2)
Το ελάχιστο κόστος από τις παραλλαγές του τρόπου διασύνδεσης όλων των Δωδεκανήσων μέσω Κρήτης ή απευθείας με το ΕΣΜΗΕ (ΚΥΤ Κορίνθου) είναι:
Μέσω Κρήτης: ΚΠΑ 2.532 εκ. Ευρώ,
Με ΚΥΤ Κορίνθου): ΚΠΑ 2.439 εκ. Ευρώ).
Η τελική πρόταση
Διαπιστώνεται ότι από πλευράς οικονομικότητας οι διαφορές είναι μικρές και εντός των ορίων της ακρίβειας των υπολογισμών, αποκτούν βαρύνουσα σημασία τα γενικότερα κριτήρια. Ειδικότερα:
Δεδομένου ότι οι λύσεις των διασυνδέσεων υπερέχουν των αντίστοιχων της αυτόνομης ανάπτυξης λόγω της ευελιξίας που παρέχουν γενικότερα και ιδίως στην ανάπτυξη των ΑΠΕ Ειδικότερα, η απευθείας διασύνδεση με την Αττική παρουσιάζει το σημαντικό πλεονέκτημα του ότι μπορεί να πραγματοποιηθεί ανεξάρτητα από αυτή της διασύνδεσης της Κρήτης, χωρίς να συσχετίζεται με την πρόοδο των δύο έργων, ενώ αποφεύγονται οι ενισχύσεις στο δίκτυο 150kV της Κρήτης, η υλοποίηση των οποίων (ιδίως της νέας εναέριας γραμμής Κορακιά – Αθερινόλακος) μπορεί να προκαλέσει εμπλοκές και καθυστερήσεις λόγω αντιδράσεων των κατοίκων. Επίσης, όσον αφορά στη σύγκριση της Διασύνδεσης των Δωδεκανήσων στο ΕΣΜΗΕ, μέσω της Κρήτης ή απευθείας από την Αττική, η δεύτερη πλεονεκτεί σαφώς, με κύριο πλεονέκτημα την απεμπλοκή των δύο έργων και την αποφυγή έργων ενίσχυσης της Κρήτης, όπως η ανάγκη κατασκευής νέας εναέριας γραμμής Ηράκλειο-Αθερινόλακος κλπ, καθώς και ότι περιορίζει στο ελάχιστο την ανάγκη διατήρησης εφεδρικών σταθμών επί των νησιών.
3.3 Νησιά του Β. Αιγαίου
3.3.1 Αυτόνομη Ανάπτυξη
Αρχικά έγινε εξέταση σεναρίων Αυτόνομης Λειτουργίας με πετρέλαιο (ΑΛ-Π) και ακολούθως με ΦΑ (ΑΛ-ΦΑ), όπως και στις προηγούμενες περιπτώσεις. Διαπιστώθηκε όμως η ανάγκη μιας λεπτομερέστερης εξέτασης στην περίπτωση της χρήσης ΦΑ, προκειμένου να προκύψουν και γενικότερα συμπεράσματα Αυτό αφενός μεν όσον αφορά στο κόστος αποθήκευσης/αεριοποίησης αφετέρου δε στην ανάγκη εξέτασης «μικτών λύσεων», δηλαδή της σκοπιμότητας αποθήκευσης/αεριοποίησης στα μεγάλα νησιά (με επίγειες ή πλωτές –FSRU εγκαταστάσεις), λόγω της μείωσης του μοναδιαίου κόστος με το μέγεθος των εγκαταστάσεων αυτών, και ακολούθως η ηλεκτροδότηση των παρακείμενων μικρότερων νησιών με ηλεκτρική διασύνδεση. Την εξέταση αυτή ανέλαβε εξειδικευμένη Ομάδα μελών του ΕΜΠ (υπεύθυνος καθ. Δ. Λυρίδης), η οποία επίσης εξέτασε διάφορους συνδυασμούς εγκαταστάσεων, ως εξής:
1. FSRU (Floating Storage Regasification Unit) σε Λέσβο, Χίο, Σάμο και Λήμνο και ηλεκτρική διασύνδεση των μικρών γειτονικών.
2. FSRU μόνο σε Λέσβο και Σάμο και ηλεκτρικό διασυνδετικό δίκτυο για την ηλεκτροδότηση των λοιπών.
3. FSRU μόνο σε Λέσβο και ηλεκτρικό διασυνδετικό ηλεκτρικό δίκτυο για όλα τα λοιπά νησιά.
4. FSRP (Floating Storage Regasification and Power, δηλαδή πλωτές εγκαταστάσεις Αποθήκευσης/Αεριοποίηση/Παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας) σε Λέσβο και Σάμο. Ηλεκτροδότηση των γειτονικών νησιών μέσω υποβρύχιων δικτύων.
5. Αντίστοιχα των παραπάνω, αλλά με χερσαίες αντί πλωτές εγκαταστάσεις αποθήκευσης – αεριοποίησης ΦΑ (ΑΑ-ΦΑ) σε Λέσβο, Χίο, Σάμο, Λήμνο και ηλεκτρικό δίκτυο για την ηλεκτροδότηση των γειτονικών νησιών
6. Χερσαίες εγκαταστάσεις μόνον στη Λέσβο (ηλεκτρική διασύνδεση Χίου, Λήμνου Αγ. Ευστρατίου) και Σάμο (διασύνδεση Ικαρία, Αγαθονήσι).
ΣΗΜ. Στη Σκύρο προβλέπεται χερσαία εγκατάσταση ΥΦΑ/ΦΑ σε όλα τα σενάρια.
Στο ιστόγραμμα του Σχ. 8 φαίνονται τα αποτελέσματα της κοστολόγησης των παραπάνω έξη σεναρίων, όπου το συνολικό κόστος ηλεκτροδότησης όλων των νησιών του Β. Αιγαίου εκφράζεται με την Καθαρά Παρούσα Αξία (ΚΠΑ/NPV), αναλυόμενο στις επιμέρους συνιστώσες του. Είναι σαφές ότι την οικονομικότερη λύση δίδει το σενάριο Νο 5 (1.788 εκ. Ευρώ) και ακολουθεί το σενάριο Νο 1 (1.902 εκ. Ευρώ). Στο σενάριο Νο 5 οι εγκαταστάσεις αποθήκευσης/αεριοποίησης σε όλα τα νησιά προβλέπονται χερσαίες. Δεν είναι όμως βέβαιο ότι θα εξευρεθούν οι κατάλληλοι χώροι σε όλα τα νησιά, οπότε αναγκαστικά θα κατασκευαστεί πλωτή εγκατάσταση με μεγαλύτερο κόστος, όπως προβλέπεται στο σενάριο Νο1. Συνεπώς το κόστος του σεναρίου Νο 5 μπορεί να θεωρηθεί ως το ελάχιστο δυνατό, με μέγιστο αυτό του σεναρίου Νο 1. Τα κόστη αυτά θα ληφθούν ως βάση για την σύγκριση με τα αντίστοιχα των διασυνδέσεων με το ΕΣΜΗΕ.
Σημειώνεται τέλος ότι, αν το κόστος ηλεκτροδότησης όλων των νησιών εκτιμηθεί με βάση την αρχική παραδοχή μέσου κόστους αποθήκευσης/αεριοποίησης 2.500 Ευρώ/κμ ΦΑ, όπως έγινε κατά την προηγούμενη ανάλυση των διασυνδέσεων Δωδεκανήσου και Κυκλάδων, το κόστος θα ήταν 1.498 Ευρώ, δηλαδή μικρότερο κατά 1.788-1.498 = 290 εκ. Ευρώ (ήτοι υποτιμημένο κατά 16%). Η διαφορά αυτή οφείλεται κυρίως στο ότι το μοναδιαίο κόστος (Ευρώ/κμ ΦΑ) αυξάνεται ραγδαία όταν πρόκειται για μικρές εγκαταστάσεις αποθήκευσης/αεριοποίησης. Σημειώνεται τέλος ότι και το συνολικό κόστος στην περίπτωση παραμονής όλων των νησιών του Β. Αιγαίου στη χρήση πετρελαίου εκτιμήθηκε σε 2.031 εκ Ευρώ δηλαδή σημαντικά μεγαλύτερο από αυτό της χρήσης ΦΑ, όπως και στις προηγούμενες περιπτώσεις.
Σχ. 8: Ανηγμένο συνολικό κόστος ηλεκτροδότησης των νησιών του Β. Αιγαίου αναλυόμενο στις επιμέρους συνιστώσες του. (Η/Μ είναι το κόστος των Ηλεκτρομηχανικών Εγκαταστάσεων).
3.3.2 Διασύνδεση των νησιών του Β. Αιγαίου με το ΕΣΜΗΕ
Εξετάστηκαν τα ακόλουθα σενάρια, με διάφορες παραλλαγές τους.
(1) Διασύνδεση από την Εύβοια (ΚΥΤ Αλιβερίου)
Στο Σχ. 9 φαίνεται η διασύνδεση των νησιών του Β. Αιγαίου στο ΚΥΤ Αλιβερίου. Περιλαμβάνει σύνδεσμο ΣΡ 250MW μεταξύ ΚΥΤ Αλιβερίου και Χίου και σύνδεση των λοιπών νησιών με υποβρύχια καλώδια 150kV. Τα λοιπά μικρά νησιά προβλέπεται ότι συνδέονται με καλώδια ΜΤ με τα γειτονικά ή θα παραμένουν αυτόνομα. Ειδικότερα η Σκύρος δείχνεται ότι συνδέεται χωριστά με ΕΡ 150kV, αλλά μπορεί να συνδεθεί με ΜΤ, πράμα που διαπιστώθηκε ότι είναι οικονομικότερο (αν αγνοηθεί η αξιοποίηση του αιολικού δυναμικού της).
Σχ. 9 Διασύνδεση με σύνδεσμο ΣΡ ΚΥΤ Αλιβερίου –Χίος
Σχ. 10: Διασύνδεση με 150kV ΚΥΤ Αλιβερίου – Σκύρου – Λέσβου και λοιπών νησιών με 150kV
Στο Σχ.10 φαίνεται η ίδια διασύνδεση αλλά με υποβρύχια καλώδια ΕΡ 150kV, ΚΥΤ Αλιβερίου – Σκύρου – Λέσβου, αντί του συνδέσμου ΣΡ Αλιβερίου – Χίου και επιπλέον την λήψη κατάλληλων μέτρων αντιστάθμισης και ρύθμισης της τάσεως.
Tο προϋπολογιζόμενο συνολικό κόστος στην μεν περίπτωση του Σχ. 9 ανέρχεται σε 2.042 εκ. ευρώ, έναντι 1.945 εκ ευρώ του Σχ. 10. Είναι δηλαδή πρακτικώς οικονομικά ισοδύναμα, (διαφορά 4,75%), αλλά το πρώτο παρέχει μεγαλύτερη ευελιξία, που αποτελεί σημαντικό πλεονέκτημα, ιδίως σε περίπτωση μεγάλης διείσδυσης ΑΠΕ.
(2) Διασύνδεση από την Αττική
Με την προϋπόθεση ότι έχει προηγηθεί η διασύνδεση των Δωδεκανήσων με σύνδεσμο ΣΡ Αττική – Κως 2x250MW, όπως προαναφέρθηκε, εάν ο σύνδεσμος ΣΡ αναβαθμιστεί σε 2x450 (ή 2x500) MW, τα νησιά του Β. Αιγαίου μπορεί να ηλεκτροδοτηθούν μέσω του συνδέσμου αυτού, με τον σχηματισμό βρόχου υποβρυχίων καλωδίων 150kV ο οποίος θα αρχίζει από τον μετατροπέα ΣΠ/ΕΡ της Κω και θα καταλήγει στο ΚΥΤ 400/150kV Κομοτηνής. Θα περιλαμβάνει δηλαδή δύο Τμήματα, Νότιο και Βόρειο, Σχ.11.
Το συνολικό κόστος ηλεκτροδότησης των νησιών του Β. Αιγαίου (διασυνδεόμενα με ΥΤ ή ΜΤ ή και αυτόνομα με πετρέλαιο) σύμφωνα με το σενάριο αυτό εκτιμάται σε 1.712 εκ ευρώ.
Σχ. 11 Νότιο (άνω) και Βόρειο (κάτω) τμήματα του βρόχου 150kV Κως – ΚΥΤ Κομοτηνής.
Ανακεφαλαιώνοντας, όσον αφορά την οικονομικότητα της ηλεκτροδότησης των νησιών του Β. Αιγαίου με βάση την ΚΠΑ για την περίοδο 2025-50, προκύπτει:
- Αυτόνομη ανάπτυξη με πετρέλαιο: 2.031 εκ. ευρώ
- Αυτόνομη ανάπτυξη με ΦΑ: (Σενάριο 5): 1.788
- Αυτόνομη ανάπτυξη με ΦΑ: (Σενάριο 1): 1.912
- ΣΗΜ: Παρατίθενται τα κόστη των δύο Σεναρίων ηλεκτροδότησης με ΦΑ, δεδομένου ότι είναι πιθανόν σε ορισμένες περιπτώσεις οι πλωτές εγκαταστάσεις να καθίστανται υποχρεωτικές λόγω αδυναμίας εξεύρεσης κατάλληλων γηπέδων.
- Διασύνδεση μέσω Εύβοιας (με ΣΡ - Σχ. 9): 2.042 εκ. ευρώ
- Διασύνδεση μέσω Εύβοιας (με ΕΡ - Σχ. 10): 1.945 Διασύνδεση με βρόχο Κω-Κομοτηνή: (Σχ. 14): 1.712 εκ. ευρώ
Σημειώνεται τέλος ότι από πλευράς ευκαμψίας, ποιότητας υπηρεσιών προς τους καταναλωτές, συμβολής στην ανάπτυξη της ελληνικής βιομηχανίας και δημιουργίας θέσεων εργασίας, κρίνεται ότι το σενάριο της διασύνδεσης μέσω του συνδέσμου ΣΡ Αττική – Κως και του βρόχου 150kV στο ΚΥΤ Κομοτηνής παρέχει την μεγαλύτερη ευελιξία στην εξυπηρέτηση των νησιών, ιδίως αν υπάρχει υψηλή διείσδυση ΑΠΕ.
4. Τελικά Συμπεράσματα και Προτάσεις
Από την λεπτομερή ανάλυση της οικονομικότητας της ηλεκτροδότησης των νησιών του Αιγαίου που προηγήθηκε, προκύπτει ότι η διασύνδεση τους με το ΕΣΜΗΕ αποτελεί την οικονομικότερη μακροπρόθεσμα λύση, έναντι της αυτόνομης λειτουργίας τους με χρήση ΦΑ και στις τρεις Ομάδες νησιών - Διασυνδέσεις, (λοιπών Κυκλάδων, Δωδεκανήσων και Νησιών Β. Αιγαίου) ενώ παρουσιάζει και μια σειρά από άλλα πλεονεκτήματα. Αυτό προκύπτει αν ληφθούν υπόψη και οριζόμενα από τον Σύνδεσμο των Διαχειριστών των Ευρωπαϊκών Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΝΤSΟ – E): «Κριτήρια επιλογής επενδύσεων», που συνοψίζονται ως εξής:
• Β1: Ασφάλεια εφοδιασμού
• Β2: Κοινωνικό – οικονομική ευημερία και συνολικό κόστος κάλυψης των ενεργειακών αναγκών
• Β3: Ενσωμάτωση ΑΠΕ
• Β4: Διαφοροποίηση απωλειών συστήματος
• Β5: Διαφοροποίηση εκπομπών CO2
• B6: Τεχνική ανθεκτικότητα/Ασφάλεια του συστήματος
• S1: Περιβαλλοντική και κοινωνική επίπτωση
Ιδιαίτερη σημασία θεωρούμε ότι έχει το κριτήριο Β 3, δεδομένου ότι το Αιγαίο παρουσιάζει πλούσιο δυναμικό ΑΠΕ, που μπορεί να εξασφαλίσει την πλήρη κάλυψη των ενεργειακών αναγκών τους, όχι μόνο σε ηλεκτρική ενέργεια. Σημειώνεται ειδικότερα ότι οι διασυνδέσεις που προτείνονται επιτρέπουν την εγκατάσταση ΑΠΕ τουλάχιστον μέχρι και 200% της ικανότητας φόρτισης κάθε καλωδίου, δεδομένου ότι για τις ΑΠΕ δεν επιβάλλεται η εφαρμογή του κριτηρίου Ν-1. Εάν πρόκειται να εγκατασταθεί μεγαλύτερη ισχύς (π.χ. μεγάλα επίγεια ή θαλάσσια αιολικά πάρκα), θα πρέπει να γίνεται ειδική ανά περίπτωση μελέτη από τον ΑΔΜΗΕ, με συμμετοχή και του επενδυτή στις δαπάνες κατασκευής.
Σημειώνεται ιδιαίτερα ότι η διαπίστωση της οικονομικότητας των προτεινόμενων διασυνδέσεων εξασφαλίζεται έστω μόνον αν ληφθούν υπόψη μόνον τα «μεγάλα νησιά». Για «μικρά νησιά», που κατά κανόνα μπορεί να ηλεκτροδοτούνται από τα γειτονικά «μεγάλα» με ΜΤ, κρίνεται σκόπιμο και προτείνεται να εκπονούνται ειδικές ανά περίπτωση μελέτες, λαμβάνοντας υπόψη και τα συμπεράσματα που θα προκύπτουν από τα ήδη εκτελούμενα σε ορισμένα εξ αυτών «Πιλοτικά Προγράμματα ολικής ενεργειακής κάλυψης των αναγκών με τις τοπικές ΑΠΕ» (π.χ. Άγιος Ευστράτιος, Τήλος κ.ά.). Οι ανά περίπτωση μελέτες θα εκπονούνται από τον ΔΕΔΔΗΕ, σε συνεργασία και παράλληλα με τις κύριες κατασκευαστικές μελέτες των διασυνδέσεων, που θα εκπονούνται από τον ΑΔΜΗΕ και θα περιλαμβάνονται στα αντίστοιχα Προγράμματα Ανάπτυξης, που σύμφωνα με τις υφιστάμενες ρυθμίσεις υποβάλλουν οι Διαχειριστές στην αρχή κάθε έτους στη ΡΑΕ για έγκριση. Η υλοποίηση των εγκεκριμένων από τη ΡΑΕ Προγραμμάτων είναι υποχρεωτική για τους Διαχειριστές και συνεπώς με τον τρόπο αυτό εξασφαλίζεται η έγκαιρη κατασκευή των διασυνδέσεων. Κατά την εκπόνηση των μελετών αυτών θα λαμβάνονται φυσικά υπόψη και οι νέες προτάσεις και χορηγήσεις Αδειών Παραγωγής ΑΠΕ από ιδιώτες παραγωγούς. Το Σχ. 12 παρέχει μια συνοπτική εικόνα του συνόλου των προτεινόμενων κύριων διασυνδέσεων.
Σχ.12: Υπό κατασκευή και προτεινόμενες νέες διασυνδέσεις των νησιών του Αιγαίου στο ΕΣΜΗΕ.
Με βάση τα παραπάνω, καθιερώνεται ένα συνεκτικό ολικό Πρόγραμμα για την μακροχρόνια εξασφάλιση της ηλεκτροδότησης των νησιών κατά τον οικονομικότερο τρόπο. Με την σταδιακή υλοποίησή του τα νησιά του Αιγαίου ενσωματώνονται στο Εθνικό Σύστημα Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ), για την ανάπτυξη και λειτουργία του οποίου θα εφαρμόζονται ενιαίοι για όλη την Ελληνική Επικράτεια κανόνες.
Το δίκτυο του Σχ.12 δίδει την δυνατότητα αξιοποίησης – σύνδεσης τοπικών ΑΠΕ ώστε να καλύπτουν μέχρι και το 100% των συνολικών ενεργειακών αναγκών των νησιών, ιδίως εφόσον, όπως θεωρείται βέβαιο, θα αναπτύσσονται συστήματα κατανεμημένης αποθήκευσης. Στην περίπτωση αυτή η συνολική εγκατεστημένη ανά νησί ισχύς των ΑΠΕ θα μπορεί να υπερβαίνει και το τριπλάσιο της μέγιστης ζήτησης, εφόσον βέβαια οι περιβαλλοντικές επιπτώσεις το επιτρέπουν.
Εκτιμάται ότι το δίκτυο του Σχ.12 μπορεί να υλοποιηθεί σταδιακά μέχρι το 1930, οπότε και συμπληρώνονται 80 χρόνια από την έναρξη της ανάπτυξής του Διασυνδεδεμένου Εθνικού Συστήματος Παραγωγής – Μεταφοράς, που αποτέλεσε τον κύριο στόχο της ίδρυσης της ΔΕΗ το 1950 και ολοκληρώθηκε με την καθιέρωση ενιαίων Τιμολογίων καθ’ όλη την Ελληνική Επικράτεια, το 1956.
Οι συνολικά απαιτούμενες επενδύσεις για την κατασκευή του δικτύου ανέρχονται σε 3δις, μπορεί δε να είναι σημαντική η συμβολή της ελληνικής βιομηχανίας στην υλοποίησή τους, ιδίως στην κατασκευή των υποβρυχίων καλωδίων, δεδομένου ότι η χώρα μας διαθέτει σύγχρονη ολοκληρωμένη μονάδα παραγωγής, διεθνώς αναγνωρισμένη από τεχνολογικής πλευράς. Επιπλέον τα νησιά μπορούν να αποτελέσουν πρότυπο για την εφαρμογή ολοκληρωμένων συστημάτων ενεργειακής ανάπτυξης και διαχείρισης σε περιοχές με μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ και να αξιοποιηθεί και αναπτυχθεί περαιτέρω η υπάρχουσα εμπειρία, με σημαντική αύξηση των θέσεων εργασίας, ιδίως αν αυξηθεί η συμβολή της ελληνικής βιομηχανίας. Στην κατεύθυνση αυτή συμβάλει η διασύνδεση η ένταξή τους σε μεγάλα συστήματα και να διευκολύνονται οι ανταλλαγές, όπως και στην ηπειρωτική χώρα.
Αθήνα 27 Ιουλίου 2019
*Ομ. Καθ. ΕΜΠ