καθώς κρίθηκε αναγκαίο να εξεταστούν οι τεχνικές, οι οικονομικές, οι χωροθετικές και οι αδειοδοτικές παράμετροι, οι ιδιαιτερότητες και οι ενδεχόμενοι περιορισμοί, αναφορικά με την πρακτική ανάπτυξης νέων τεχνολογιών και συστημάτων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειαςκαι υποδομών σύνδεσης στα γεωγραφικά και ηλεκτρικά αυτόνομα συστήματα των νησιών, περιλαμβάνοντας και συνδυασμούς υφιστάμενων τεχνολογιών με ειδικότερες συνθήκες και απαιτήσεις για την πρακτική εφαρμογή σε περιπτώσεις νησιωτικών συστημάτων.
Σήμερα, παρότι οι ηλεκτρικές διασυνδέσεις νησιών έχουν προχωρήσει, έχουν παραμείνει αρκετά αυτόνομα νησιωτικά συστήματα στο Αιγαίο. Τα μικρής και μεσαίας κλίμακας αυτόνομα ηλεκτρικά νησιωτικά Συστήματα του Αιγαίου, αντιπροσωπεύουν περίπου το 10% της συνολικήςκατανάλωσης ενέργειας της χώρας. Τα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ΜΔΝ) ανήκουν σε 28 Ηλεκτρικά Συστήματα, καθένα από τα οποία τροφοδοτείται από έναν ή περισσότερους θερμικούς σταθμούς παραγωγής καιαποτελείται από ένα ή περισσότερα νησιά, συνδεδεμένα μεταξύ τους με υποβρύχια καλώδια.
Αυτά τα συστήματα εξυπηρετούνται από πετρελαϊκές μονάδες (κυρίως στα μικρά και μεσαία συστήματα), ενώ έχουν εγκατασταθεί καιαεριοστροβιλικές μονάδες (με καύσιμο ελαφρύ πετρέλαιο - diesel) στο σύστημα της Ρόδου. Και σύμφωνα με το τελευταίο δεκαετές πρόγραμμα ανάπτυξης του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας 2025-2034 του ΑΔΜΗΕ, παρουσιάζουν ορισμένα κοινά χαρακτηριστικά:
› Η παραγόμενη ενέργεια προέρχεται από καύση πετρελαίου, με συνέπεια πολύ μεγάλο λειτουργικό κόστος και κατ’ επέκταση πολύ μεγάλο κόστος ΥΚΩ για τους τελικούς καταναλωτές.
› Εμφανίζουν χαμηλό συντελεστή φορτίου (μεγάλες θερινές αιχμές και πολύ χαμηλά φορτία κατά τη διάρκειατου υπόλοιπου έτους).
› Διαθέτουν εξαιρετικό δυναμικό ΑΠΕ.
› Προκαλούν περιβαλλοντική όχληση από τους σταθμούς παραγωγής, οι οποίοι είναι στην πλειονότητά τους εγκατεστημένοι εντός οικισμών.
Η διασύνδεση των νήσων θα επιτρέψει την εξοικονόμηση των δαπανών για καύσιμα ηλεκτροπαραγωγής (ντίζελ, μαζούτ) γεγονός που θα έχει άμεση αντανάκλαση στο κόστος ΥπηρεσιώνΚοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) για όλους τους καταναλωτές της χώρας. Επίσης, θα οδηγήσει σε αποφυγή επενδύσεων μεγάλου κόστους για την ανάπτυξη και τον εκσυγχρονισμό τωντοπικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής, οι οποίες είναι παλιές με χαμηλόσυντελεστή απόδοσης ενώ παράλληλα δεν μπορούν να καλύψουν την αυξανόμενη ζήτηση.
Επιπλέον, τα νησιά παρουσιάζουν χαμηλά φορτία τον χειμώνα και πολύ υψηλά το καλοκαίρι κυρίως λόγω του τουρισμού, γεγονός το οποίο επιβαρύνει το κόστος παραγωγής από τους τοπικούς σταθμούς λόγω του πολύυψηλού κεφαλαιουχικού τους κόστους. Η διασύνδεσή τους θα συμβάλει στον περιορισμό (και μακροπρόθεσμα στην εξάλειψη) των αέριων ρύπων και των συνεπαγόμενων δαπανών οι οποίες σχετίζονται με ρύπους, θα περιορίσει δραστικά την όχληση η οποία προκαλείται από τη συνεχή λειτουργία των τοπικών σταθμών, πολλοί από τους οποίους βρίσκονται πλέον εντός κατοικημένων περιοχών, θα επιτρέψει την καλύτερη εκμετάλλευση του υψηλού δυναμικού ΑΠΕ των νήσων, η οποία σήμερα είναι πολύ περιορισμένη λόγω του μικρού μεγέθους των αυτόνομων συστημάτων των νησιών.Τέλος, θα επιτρέψει τη διεύρυνση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας συμπεριλαμβάνοντας τα διασυνδεόμενα νησιά.
Ένας κρίσιμος παράγοντας ο οποίος προέκυψε πρόσφατα είναι η θέση σε ισχύ της νέας περιβαλλοντικήςνομοθεσίας (Οδηγίες 2010/75/ΕΕ) για τις μεγάλες και μεσαίες εγκαταστάσεις καύσης, οι οποίες θα επηρεάσουν σημαντικάτον τρόπο ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ τα επόμενα έτη. Από το 2021, για τις εμβολοφόρεςμηχανές εσωτερικής καύσης οι οποίες εμπίπτουν στο πεδίο εφαρμογής της οδηγίας πρέπει να τηρούνται και τα επίπεδα εκπομπών του Εγχειριδίου Βέλτιστων Διαθέσιμων Τεχνικών (ΒΔΤ)για τις Μεγάλες Εγκαταστάσεις Καύσης.
Παράλληλα, η οδηγία 2015/2193/EE (αφορά σε μονάδες παραγωγής ισχύος μεγαλύτερης ή ίσης του 1 MWth και μικρότερης των 50 MWth) καθιστά πρακτικά αδύνατη τη λειτουργία για περισσότερες από 500 ώρες ετησίως των μονάδων οι οποίες εμπίπτουν στο πεδίο εφαρμογής της (δηλαδή σχεδόν όλων των μονάδων οι οποίες λειτουργούν ως Αυτόνομος ή Τοπικός Σταθμός Παραγωγής των μικρότερων Νήσων) από το 2025 για τις νέες και από το 2030 για τις υφιστάμενες μονάδες τους.
Οι υποχρεώσεις οι οποίες προκύπτουν από τις δύο Οδηγίες, όπως σημειώνεται στο δεκαετίες του ΑΔΜΗΕ, θέτουν ένα κρίσιμο θέμα στρατηγικής απόφασης για τον βέλτιστο τρόπο ηλεκτροδότησης των ΜΔΝ, επιλέγοντας είτε τη διασύνδεσή τους με το ηπειρωτικό σύστημα (ή/και μεταξύ τους) ή την αυτόνομη ανάπτυξή τους με αντικατάσταση των μονάδων τους και αλλαγή του τύπου καυσίμου, εάν αυτό κριθεί τεχνοοικονομικά εφικτό.
Έτσι, ήδη από τον Ιανουάριο του 2016 με πρωτοβουλία της τότε ΡΑΕ (νυν ΡΑΑΕΥ) είχε συσταθεί Επιτροπή Εξέτασης Οικονομικότητας του τρόπου ηλεκτροδότησης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών για τη διερεύνηση των τεχνικοοικονομικών επιλογών ηλεκτροδότησής τους και την έκδοση πορίσματος αναφορικά με τον έλεγχοτου οικονομικότερου τρόπου ηλεκτροδότησης ενός ή περισσοτέρων ΜΔΝ, είτε μέσω της διασύνδεσής τους με το ηπειρωτικό ηλεκτρικό σύστημα ή το διασυνδεδεμένο με αυτό δίκτυο διανομής ηλεκτρικής ενέργειας σύμφωνα με την οικονομικότερη τεχνικά εφικτή λύση της διασύνδεσης, είτε με την εξακολούθηση της ηλεκτροδότησής τους ως ΜΔΝ.
Σύμφωναμε τα συμπεράσματα της Επιτροπής ο ΑΔΜΗΕ εισηγήθηκε και ενσωμάτωσε στον προγραμματισμό του ΔΠΑ 2019 -2028 τον σχεδιασμό του έργου της διασύνδεσης των Νότιων και των Δυτικών Κυκλάδων (Δ’ Φάση διασύνδεσης τωνΚυκλάδων) ενώ στο ΔΠΑ 2020 - 2029 τον σχεδιασμό των έργων διασύνδεσης των Δωδεκανήσων και των νησιών τουΒορείου Αιγαίου (σύμφωνα με το Πόρισμα της Επιτροπής και της επιπρόσθετης τεχνικής και οικονομικής αξιολόγησηςτου ΑΔΜΗΕ). Τα συγκεκριμένα έργα αποτελούν τους επόμενους στόχους νησιωτικών διασυνδέσεων στους οποίους επικεντρώνεται ο ΑΔΜΗΕ έπειτα από τη δρομολόγηση των έργων της διασύνδεσης των Κυκλάδων και της Κρήτης.