Γιάννης Καμπούρης. ΑΔΜΗΕ - Δ/ντής Σχεδιασμού Ανάπτυξης Συστήματος Συν/στης Περιφ. Ομάδας ΝΑ Ευρώπης του entso-e

Transcript

1 ΜΑΚΡΟΠΟΘΕΣΜΟΣ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑΤΙΣΜΟΣ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΥΠΟ ΜΕΓΑΛΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ ΑΠΕ ΜΕΘΟΔΟΛΟΓΙΑ ΚΑΙ ΕΦΑΡΜΟΓΗ ΣΤΟ ΣΥΤΗΜΑ ΤΟΥ ENTSO-E Γιάννης Καμπούρης ΑΔΜΗΕ - Δ/ντής Σχεδιασμού Ανάπτυξης Συστήματος Συν/στης Περιφ. Ομάδας ΝΑ Ευρώπης του entso-e

2 Πλαίσιο Κεντρικοί πολιτικοί στόχοι στην Ε.Ε.: Ελαχιστοποίηση αερίων θερμοκηπίου Ασφάλεια ενεργειακού εφοδιασμού Αύξηση μεριδίου εγχώριων πηγών - μείωση εξάρτησης ΜΕΓΑΛΗ ΔΙΕΙΣΔΥΣΗ ΑΠΕ μακροχρόνια πορεία Και παράλληλα: Ανάπτυξη/ολοκλήρωση εσωτερικής αγοράς ηλ. Ενέργειας Στόχοι για το 2020, το 2030 και 2050

3 Στόχοι στην ΕΕ (Κλίμα και ενέργεια)

4 Στο νέο επιδιωκόμενο τοπίο της ηλεκτροπαραγωγής: Ανάπτυξη και Επέκταση Διασυνδέσεων Περισσότερες ΑΠΕ μακριά από τα φορτία Διακίνηση μεγάλων ποσοτήτων ηλ. Ενέργειας σε μεγάλες αποστάσεις Αύξηση χρήσης ηλεκτρισμού για θέρμανση/ψύξη και ηλεκτροκίνηση Ανάγκες «διασυνοριακής» ρύθμισης φορτίου Η ανάπτυξη των δικτύων κεντρικό και πρώτης προτεραιότητας θέμα Διάδρομοι μεγάλης ικανότητας μεταφοράς και εσωτερικοί συνωστισμοί Συντονισμός στην υλοποίηση έργων Προβλήματα αντιδράσεων κοινού και αδειοδότησης για την υλοποίηση Χρηματοδότηση και βέλτιστη χρήση πόρων προτεραιότητες ανάλυση «οφέλους/κόστους» Αβεβαιότητες (κυρίως όσον αφορά τη νέα παραγωγή) ανάλυση εναλλακτικών σεναρίων ο ρόλος της διεσπαρμένης παραγωγής

5 Οδηγία 714/2009 Δημιουργία του entso-e, με αποστολή: Ανάπτυξη και λειτουργία των αγορών και του διασυνοριακού εμπορίου ηλ. Ενέργειας Βέλτιστοποίηση της λειτουργίας και ανάπτυξη του Ευρωπαϊκού δικτύου Παρακολούθηση και Ετήσιες αναφορές σχετικά με την επάρκεια ισχύος Ανάπτυξη και Εναρμόνιση Κωδίκων και κανόνων λειτουργίας Εναρμονισμένος Οδικός Χάρτης για την Ερευνα και Ανάπτυξη (R&D) Δεκαετές (μη δεσμευτικό) Πρόγραμμα ανάπτυξης δικτύων μεταφοράς σε Πανευρωπαϊκή κλίμακα και Περιφερειακά προγράμματα ανά διετία ΔΗΜΟΣΙΟΠΟΙΗΣΗ ΚΑΙ ΔΙΑΒΟΥΛΕΥΣΗ

6 Το Πρόβλημα Παραδοσιακά ο προγραμματισμός με βάση τεχνικά κριτήρια (ασφάλεια και αξιοπιστία τροφοδότησης σε ακραίες διαταραχές) - προσανατολισμός στο φορτίο ΣΗΜΕΡΑ ΚΑΙ ΣΤΟ ΕΞΗΣ: Οδηγείται από την εγκατάσταση των νέων σταθμών παραγωγής (κυρίως ΑΠΕ) Μεγάλες αβεβαιότητες όσον αφορά τη χωρική και χρονική ένταξη των νέων μονάδων παραγωγής ΑΠΕ σε απομακρυσμένες περιοχές με ανύπαρκτα ή ιδιαίτερα ασθενή δίκτυα αύξηση των εμπορικών διασυνοριακών ανταλλαγών - ανάγκη για ενίσχυση των διασυνδέσεων διαρκώς ογκούμενες αντιδράσεις του κοινού: οι χρόνοι που απαιτούνται για την ολοκλήρωση έργων μεταφοράς είναι πολλές φορές σημαντικά μεγαλύτεροι από τους αντίστοιχους χρόνους εγκατάστασης νέων σταθμών παραγωγής. ο έγκαιρος προγραμματισμός ανάπτυξης συστημάτων μεταφοράς αποκτά ιδιαίτερα κρίσιμη σημασία για τους διαχειριστές των συστημάτων μεταφοράς. Ιδιαίτερη δυσκολία αποτελεί η αντιμετώπιση των αβεβαιοτήτων και η αποφυγή υλοποίησης ανενεργών επενδύσεων Θέματα χρηματοδότησης και βέλτιστη χρήση πόρων προτεραιότητες Εκτίμηση των τάσεων της παραγωγής και έγκαιρος πργραμματισμός υλοποίησης Συνεργασία σε πανευρωπαϊκό επίπεδο

7 Εξαντλητική εκτίμηση φόρτισης των έργων μεταφοράς Παραδοσιακά ο σχεδιασμός βασίζονταν στην εκτίμηση της τεχνικής επάρκειας του Συστήματος σε ακραίες συνθήκες φόρτισης (μέγιστο ελάχιστο) Σε συνθήκες αγοράς και μεγάλης διείσδυσης ΑΠΕ μεγάλες αβεβαιότητες ως προς το χρόνο και την κατεύθυνση των ροών ισχύος Ανάγκη εκτίμησης των ροών ισχύος σε όλη τη διάρκεια του έτους 2000 CSE Boundary 4 (From East to West) (MW) hours All projects Cluster 4 off GTC All projects GTC Cluster 4 off

8 Προσέγγιση και Μεθοδολογία Η μεθοδολογία συνδυάζει την προσομοίωση του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής και μελέτες του συστήματος μεταφοράς: Μελέτες αγοράς: Προσομοιώνεται η από κοινού λειτουργία των συστημάτων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας πολλών περιοχών με στόχο την εύρεση της βέλτιστης κατανομής των διαθέσιμων μονάδων παραγωγής: Πιθανοτική προσομοίωση για τον υπολογισμό των αναμενόμενων ενεργειακών ισοζυγίων και δεικτών αξιοπιστίας Ντετερμινιστική προσομοίωση για τη διαμόρφωση ωριαίων στιγμιοτύπων Ομαδοποίηση των προτεινόμενων έργων μεταφοράς: Επιλέγονται ως Κρίσιμοι Διάδρομοι (corridors) του συστήματος μεταφοράς διάδρομοι που εμφανίζουν συστηματικά προβλήματα συνωστισμού ή έχουν ιδιαίτερο εμπορικό ενδιαφέρον. Τα προτεινόμενα έργα μεταφοράς ομαδοποιούνται βάσει της συνεισφοράς τους σε έναν από τους επιλεγμένους διαδρόμους. Υπολογισμός φόρτισης των κρίσιμων διαδρόμων: Ωριαία επίλυση DC ροή φορτίου για τον υπολογισμό της φόρτισης όλων των στοιχείων του συστήματος μεταφοράς και ιδίως των Κρίσιμων Διαδρόμων Υπολογισμός της Ικανότητας Μεταφοράς Ισχύος GTC: Για κάθε κρίσιμο διάδρομο του συστήματος υπολογίζεται η αύξηση του GTC που επιφέρει η υλοποίηση των έργων της σχετιζόμενης με αυτόν ομάδας Ανάλυση στατικής ασφάλειας (Ν και Ν-1) για ακραία στιγμιότυπα Αξιολόγηση προτεινόμενων έργων μεταφοράς: Βάσει δεικτών αξιολόγησης όχι μόνο τεχνικής φύσης

9 Σχηματική περιγραφή της Μεθοδολογίας Αρχικές συνθήκες διασυνδέσεων Δεδομένα παραγωγής Λίστα ένταξης Κόστος ρύπων Τοπολογία Συστήματο ς Μελέτες Αγοράς και Μελέτες Δικτύου DC LF (N & N-1) Ακραία Στιγμιότυπα Πιθανοτική προσομοίωση παραγωγής Υπολογισμός GTC Καμπύλες Διάρκειας Φόρτισης στοιχείων Εκτίμηση επάρκειας συστήματος AC LF (N & N-1) Ενεργειακά ισοζύγια Δείκτες Αξιοπιστίας Ωριαία Κατανομή Φορτίου Υπολογισμός Δεικτών Αξιολόγησης Εκτίμηση Τεχνικής Αρτιότητας Συστήματος Εάν η Ροή Ισχύος σε κάποιο Διάδρομο > GTC TRM τροποποιείται η κατανομή των μονάδων ώστε να ικανοποιούνται οι περιορισμοί μεταφοράς

10 Μελέτες Αγοράς Μοντέλο προσομοίωσης (1) Σε ετήσια βάση και για κάθε περιοχή ξεχωριστά το μοντέλο: Τροποποιεί κατάλληλα τα ωριαία φορτία έτσι ώστε να λαμβάνονται υπόψη: οι ανταλλαγές με τον έξω κόσμο η λειτουργία των ΑΠΕ η λειτουργία των υδροηλεκτρικών με ταμιευτήρα και των αντλητικών Καθορίζει τον ετήσιο προγραμματισμό συντήρησης των θερμικών μονάδων (με βάση κριτήριο επιπεδοποίησης της εφεδρείας) Συνθέτει τις χρονολογικές καμπύλες φορτίων των περιοχών δημιουργώντας τη συνολική ετήσια χρονολογική καμπύλη φορτίου. Από το σημείο αυτό, το μοντέλο αντιμετωπίζει όλες τις περιοχές υπό εξέταση ως μια περιοχή ελέγχου.

11 Μελέτες Αγοράς Μοντέλο προσομοίωσης (2) Το φορτίο που έχει απομείνει θα πρέπει να καλυφθεί από τις διαθέσιμες θερμικές μονάδες παραγωγής. Για κάθε εβδομάδα το μοντέλο εκτελεί τα εξής βήματα: Καθορίζει τη σειρά ένταξης των τμημάτων ισχύος (capacity blocks) των θερμικών μονάδων. Τα τμήματα ισχύος τοποθετούνται σε λίστα προτεραιότητας (merit order) σε αύξουσα σειρά διαφορικού κόστους, έχοντας λάβει υπόψη τα τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων (τεχνικά ελάχιστα, ευελιξία κλπ) καθώς και συνήθεις πρακτικές ένταξης μονάδων (must-run). Χρησιμοποιούνται πιθανοτικές τεχνικές ώστε να ληφθούν υπόψη οι ρυθμοί βλαβών των μονάδων. Για κάθε θερμική μονάδα υπολογίζονται η αναμενόμενη παραγωγή ενέργειας, οι ώρες λειτουργίας, η κατανάλωση καυσίμου και οι εκπεμπόμενοι ρύποι. Υπολογίζει την πιθανότητα απώλειας φορτίου (LOLP - h/έτος) και την αναμενόμενη μη εξυπηρετούμενη ενέργεια (EUE - MWh/έτος), το αναμενόμενο κόστος λειτουργίας και τους αναμενόμενους εκπεμπόμενους ρύπους CO2.

12 Ένταξη Θερμικών Μονάδων Για κάθε εβδομάδα καθορίζεται η σειρά ένταξης των τμημάτων ισχύος (capacity blocks) των θερμικών μονάδων. Η σειρά αυτή καθορίζεται σε δύο φάσεις: Πρώτη φάση: εντάσσονται τόσες μονάδες βάσης έτσι ώστε να ικανοποιούνται οι εξής δύο συνθήκες: Συνθήκη ελαχίστου - Οι μονάδες στο τεχνικό ελάχιστο (1ο block) να καλύπτουν το ελάχιστο φορτίο. Συνθήκη μεγίστου - Οι μονάδες στο μέγιστο επίπεδο λειτουργίας να καλύπτουν το άθροισμα του μεγίστου φορτίου και της στρεφόμενης εφεδρείας. Σε πρώτη φάση εντάσσονται τα τεχνικά ελάχιστα όλων ή μέρους των θερμικών μονάδων βάσης Μονάδες βάσης που δεν εντάσσονται στην πρώτη φάση θεωρείται ότι σβήνουν καθ όλη τη διάρκεια της εβδομάδας Δεύτερη φάση: εντάσσονται όλα τα υπόλοιπα διαθέσιμα τμήματα ισχύος των μονάδων κατ αύξουσα σειρά διαφορικού κόστους Τυπική Σειρά Ένταξης ΑΠΕ Πυρηνικές μονάδες Λιγνιτικές μονάδες Ανθρακικές μονάδες Συνδ. Κύκλοι φυσικού Αερίου Φυσικό Αέριο Αεριοστρόβιλοι Φυσικού Αερίου Πετρελαϊκές Μονάδες

13 Υπολογισμός Ικανότητας Μεταφοράς Ισχύος GTC GTC: Η μέγιστη ροή ισχύος που μπορεί να μεταφερθεί πάνω από ένα διάδρομο ή σύνορο χωρίς να παραβιάζονται τα κριτήρια ασφαλούς λειτουργίας του συστήματος Μεθοδολογία υπολογισμού: Επαναληπτική ανάλυση στατικής ασφάλειας δικτύου (Ν και Ν-x) Αύξηση φορτίου στις εισαγωγικές περιοχές / αύξηση παραγωγής στις εξαγωγικές περιοχές (σε βήματα των 100 MW) Συνεισφορά κάθε Ομάδας Έργων στην Ικανότητα Μεταφοράς Ισχύος κάθε Κρίσιμου Διαδρόμου: Υπολογισμός του GTC (και στις δύο κατευθύνσεις) με όλα τα έργα υπό εξέταση σε λειτουργία (GTC o ) Υπολογισμός του GTC (και στις δύο κατευθύνσεις) χωρίς τα έργα της Ομάδας i σε λειτουργία (GTC i ) ΔGTC=GTC i -GTC o

14 Τι είναι η Ικανότητα μεταφοράς του Διαδρόμου (GTC) Final Flow = GTC = 1000 MW Trebinje Plevlja Ribarevina Base case Flow = 400 MW Podgorica Prizren Kosovo B Chervena Mogila Vau Dejes Fierze Skopje Stip Dubrovo Blagoevgrad Source Sink Bitola F Elbasan Zemlak Florina Thessaloniki Kardia Aleksandar Paunoski /10 June 2015 Page 14

15 Υπολογισμός μεγέθους GTC RS SOURCE BA % BG SOURCE - ME.11% MK SINK AL INK GR SINK

16 ENTSO E Απαίτηση της Οδηγίας 714/2009 Σε πλήρη λειτουργία από τον Ιούλιο 2009 Αντιπροσωπεύει 41 Διαχειριστές από 34 χώρες 530 εκατομ. καταναλωτές ικανότητα παραγωγής 828 GW 305,000 Km γραμμών μεταφοράς Συνολική Ζήτηση:3,400 TWh/έτος Ογκος Εμπορίου ΗΕ: 400 TWh/έτος Αντικατέστησε όλους τους παλαιότερους οργανισμούς: UCTE, ETSO, NORDEL, UKTSOA, ATSOI, BALTSO 4 Επιτροπές (Ανάπτυξη Δικτύων, Λειτουργία, Αγορές, Ερευνα & Ανάπτυξη) > 40 Ομάδες Εργασίας

17 Σύγχρονες ζώνες του δικτύου entso-e

18 Το Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (Ten Year Network Development Plan TYNDP) του entso-e Εκδίδεται ανά διετία και δεν είναι δεσμευτικό Περιλαμβάνει έργα γενικότερου Ευρωπαϊκού ενδιαφέροντος Συνοδεύεται από 6 Περιφερειακά προγράμματα Κύριος Στόχος η ενημέρωση όλων των ενδιαφερομένων (Συμμετέχοντες στην αγορά ηλ. Ενέργειας, Βιομηχανία, Κατασκευαστές, κλπ) 10 Ημερίδες για Δημόσια Διαβούλευση 1 η έκδοση το 2010 (Πιλοτικά) 2 η έκδοση το 2012 (Δημόσια Διαβούλευση) 3 η έκδοση το 2012 (κατόπιν εκτεταμένης Δημόσιας Διαβούλευσης και εκπόνησης μελετών οφέλους/κόστους)

19 6 Περιφέρειες (Regions)

20 Το TYNDP 2014 είναι αποτέλεσμα μια διετούς προσπάθειας με εκτεταμένη Δημόσια Διαβούλευση

21 Πληροφορία από το TYNDP 2012 Μελέτες Αγοράς NTCs 2010 G/L + ανάγκες ενίσχυσης in 2020 (+) Κύριες ροές Ισχύος Μελέτες ΔΙκτύου Επάρκεια Συστ/τος Μεταφοράς Προτεινόμενα Εργα Αύξηση Ικανότητας Μεταφοράς

22 Tι περιέχει το Δεκαετές Πρόγραμμα (TYNDP2014) εν συντομία Χρονικός Ορίζοντας έως το 2030 Identification of all challenges in building the necessary infrastructure

23 Οι στόχοι απαιτούν σημαντική ενίσχυση του δικτύου σε ολόκληρη την Ηπειρο Ensuring the development of a single European grid in line with targets and upcoming 2030 targets Guaranteeing security of supply Completing the internal energy market EIP

24 Διαχείριση Αβεβαιότητας μέσω εναλλακτικών σεναρίων (Visions) Economic and financial conditions Energy policies R&D schemes CO 2 prices Energy prices NATIONAL NATIONAL VISION 3: GREEN TRANSITION VISION 4: GREEN REVOLUTION Economic and financial conditions Energy policies R&D schemes CO 2 prices Energy prices EUROPEAN EUROPEAN Economic and financial conditions Energy policies NATIONAL Economic and financial conditions Energy policies EUROPEAN R&D schemes CO 2 prices Energy prices NATIONAL VISION 1: SLOW PROGRESS VISION 2: MONEY RULES R&D schemes CO 2 prices Energy prices EUROPEAN

25 4 Σενάρια με σημαντικές διαφορές ( Visions ) Total X-border Exch. 605 TWh Demand incl. Pumping 4167 TWh RES Penetration 49% CO2 Reduction (1990) 62% Total X-border Exch. 734 TWh Demand incl. Pumping 4327 TWh RES Penetration 60% CO2 Reduction (1990) 78% Total X-border Exch. 660 TWh Demand incl. Pumping 3610 TWh RES Penetration 41% CO2 Reduction (1990) 42% Total X-border Exch. 757 TWh Demand incl. Pumping 3712 TWh RES Penetration 40% CO2 Reduction (1990) 36%

26 Ενεργειακά Ισοζύγια για κάθε σενάριο RES penetration ~50% RES penetration ~40%

27 Taylor made solutions, adapted to every specific situation km of new or refurbished investments km of new HVDC lines 15% of all investments are upgrade of existing assets

28 150 billion by 2030, with a positive net impact on social welfare 150 billions for projects of pan-e significance by to +2 /MWh to cover investment costs - 2 to -5 /MWh for bulk power prices by 2030

29 Τεράστια αύξηση των εγκαταστάσεων ΑΠΕ ως το 2020 συνεισφορά κατά 38% στην κάλυψη της ζήτησης Το 1/3 του υφιστάμενου παραγωγικού δυναμικού θα αντικατασταθεί στην τρέχουσα δεκαετία Αύξηση αιχμής Αύξηση μήκους δικτύων

30 Κυριότερα ευρήματα και δείκτες (TYNDP-2014): 150 billions for projects of pan-e significance by to -5 /MWh for bulk power prices by km of new or refurbished grid investments by 2030: +1%/year An optimised land use: the crossed urbanised (resp. protected) areas account for less than 4% (resp. 8%) of the total TYNDP projects routes Contribution with 20% of the CO2 emissions mitigation for the European power sector by 2030 Integration of RES up to 40-60% of total consumption in 2030

31 Η ενσωμάτωση των ΑΠΕ οδηγεί την ανάπτυξη του δικτύου Δραματικη μεταβολή στο ενεργειακό ισοζύγιο έως το 2030 Συνολική εγκ/νη ισχύς από +30% (V1) έως και +90% (V4) έως το 2030 που θα είναι κυρίως ΑΠΕ Οι ΑΠΕ καλύπτουν το 40% στο V1 έως το 60% στο V4

32 Οι στόχοι για τις ΑΠΕ οδηγούν την ανάπτυξη του δικτύου From 197 GW up to 876 GW of installed renewable capacity in 2030 Up to 60% of total energy consumption in 2030 covered by renewables 80% of the pan-eu projects contribute to renewables integration

33 Μεγάλος όγκος ανταλλαγών σε μεγάλες αποστάσεις About 100 investment needs 4 electric peninsulas

34 Διπλασιασμός ικανότητας των διασυνδέσεων έως το 2030

35 Θετική περιβαλλοντική επίδραση Integration of RES up to 40-60% of total consumption -20% of the CO2 emissions for the European power sector Total grid length +1%/yr only (vs generation of +3 to +5%/yr) urbanised areas Less than 4% of routes in urbanised areas Less than 8% of routes in protected areas protected areas

36 Δείκτες Αξιολόγησης Τα προτεινόμενα έργα αξιολογούνται μέσω μιας σειράς δεικτών: Αύξηση της ικανότητας μεταφοράς στο διάδρομο (ΔGTC) Συμβολή στην «Κοινωνική ευημερία» - (Social Welfare) Συμβολή στην ανάπτυξη σταθμών ΑΠΕ Συμβολή στην ασφάλεια εξυπηρέτησης των φορτίου και την αξιοπιστία του Συστήματος Επίδραση στις απώλειες δικτύου Συμβολή στη μείωση εκπομπών CO2 Συμβατότητα με εναλλακτικά σενάρια ανάπτυξης παραγωγής Κοινωνικές και περιβαλλοντικές επιδράσεις Ποσοτικές και Ποιοτικές εκτιμήσεις

37 Προσέγγιση ανάλυσης οφέλους/κόστους Scenarios building Analysis of different planning cases Analysis of costs and benefits of transmission projects by mean a multicriteria method June June Page Page 37 37

38 Ανάλυση οφέλους-κόστους και δείκτες αξιολόγησης Computation Presentation Στόχος: Η καλύτερη δυνατή πληροφόρηση όλων των ενδιαφερομένων 10/06/2015 Page 38

39 Επάρκεια Συστήματος Μεταφοράς το 2030 Integration of iberian peninsula is the main concern

40 Ευχαριστώ

41 Νοτιοανατολική Ευρώπη

42 Εφαρμογή στη ΝΑ Ευρώπη 12 TSOs + AL & TR (corresponding members - collaboration in data provision and modeling) IPTO TERNA ESO MEPSO EPCG NOsBiH HOPS EMS TRANSELECTRICA ELES MAVIR GR IT BG MK ME BA HR RS RO SI HU Η μεθοδολογία εφαρμόστηκε σε συνεργασία με τους αντίστοιχους Διαχειριστές της NA Ευρώπης για την αξιολόγηση των προτεινόμενων έργων μεταφοράς στο διασυνδεδεμένο σύστημα μεταφοράς της ΝΑ Ευρώπης για το έτος 2020 Τα απαραίτητα δεδομένα ελήφθησαν από την πανευρωπαϊκή βάση δεδομένων του ENTSO-E, στα πλαίσια έκδοσης του επόμενου Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς της περιοχής (Ten Year Network Development Plan, TYNDP).

43 Το Σύστημα της ΝΑ Ευρώπης: Κύρια Χαρακτηριστικά Ασθενώς Διασυνδεδεμένο δίκτυο Κυρίαρχες ροές ισχύος προς συγκεκριμένες κατευθύνσεις (από ανατολικά προς δυτικά και από βόρεια προς νότια) Ευαισθησία ροής ισχύος ως προς τη θέση της παραγωγής / μεγάλη αλληλεξάρτηση ροών Ατμοστρόβιλοι / μη ευέλικτη παραγωγή Χαμηλή διείσδυση ΑΠΕ (Ελλάδα ~4,5GW) Μεγάλη αβεβαιότητα σχετικά με νέα παραγωγή (ιδίως ΑΠΕ) Αβεβαιότητες σχετικά με νέες διασυνδέσεις (TR, UA/MD)

44 Δεδομένα και υποθέσεις Πλήρης μοντελοποίηση όλων των χωρών της περιοχής πλην Ιταλίας: Πλήρης τοπολογία δικτύου άνω των 150 kv Λεπτομερής αναπαράσταση συστήματος ηλεκτροπαραγωγής Ωριαίες ανταλλαγές ισχύος με το υπόλοιπο διασυνδεδεμένο σύστημα της Ευρώπης από την Πανευρωπαϊκή Βάση Δεδομένων Υπόθεση σταθερής εξαγωγής ισχύος 500 MW προς Τουρκία Δεν έχουν ληφθεί υπόψη ανταλλαγές ισχύος με UA/MD

45 Σενάρια υπό εξέταση Εξετάστηκαν δύο σενάρια σχετικά με την εξέλιξη του παραγωγικού δυναμικού και την εξέλιξη του φορτίου στην περιοχή: Σενάριο EU2020: το σενάριο αυτό έχει προκύψει από την υιοθέτηση του σεναρίου Αναφοράς των Εθνικών Σχεδίων Δράσης για τις ΑΠΕ κάθε χώρας. Στο σενάριο αυτό επιπλέον γίνεται η υπόθεση ότι το κόστος των ρύπων CO2 θα διαμορφωθεί σε τέτοια τιμή ώστε να ανατραπεί η μέχρι σήμερα σειρά ένταξης των μονάδων, καθιστώντας το φυσικό αέριο φθηνότερο από το λιγνίτη. Σενάριο Β: προκύπτει για ένα σενάριο λιγότερο αισιόδοξο όσον αφορά τους στόχους για τις ΑΠΕ και εξοικονόμησης ενέργειας και βασίζεται στις προβλέψεις των Διαχειριστών συνεκτιμώντας τις πλέον πιθανές εξελίξεις. Στο σενάριο αυτό θεωρείται ότι το κόστος των ρύπων CO2 θα διαμορφωθεί σε τέτοια τιμή ώστε να διατηρηθεί η μέχρι σήμερα σειρά ένταξης των μονάδων, δηλαδή η παραγωγή από λιγνίτη παραμένει φθηνότερή από την παραγωγή από φυσικό αέριο. Επιπλέον, έγινε ανάλυση ευαισθησίας των σεναρίων ως προς το κόστος των ρύπων CO2. Μελετήθηκε η περιοχή θεωρώντας αντίστροφες τιμές των ρύπων, δηλαδή χαμηλή τιμή ρύπων για το σενάριο EU2020 και υψηλή τιμή ρύπων για το σενάριο B.

46 Σύγκριση Σεναρίων (1) Εγκατεστημένη Ισχύς ανά τύπο καυσίμου το 2020 (Σύνολο EU2020 = 113 GW, B = 111 GW) 20 Εγκ. Ισχύς Αιολικών και ΦΒ (GW) Πυρηνικά Λιγνίτης Άνθρακας Φυσικό Αέριο Πετρέλαιο Αιολικά ΥΗΣ Άλλες ΑΠΕ EU2020 9,2 23,4 4,8 20,0 0,8 17,8 29,9 6,9 B 9,2 23,8 4,8 20,2 0,8 15,8 29,4 6,6 (GW) Αιολικά Φωτοβολταϊκά ,2 0,1 EU ,8 2,6 Scenario B 15,8 2,4 Προβλεπόμενη Ζήτηση 2020 (Σύνολο: EU2020 = 338 TWh, B = 339 TWh) (TWh) AL BA BG GR HR HU ME MK RO RS SI EU Scenario B

47 Σύγκριση Σεναρίων (2) EU 2020 B Ζήτηση (χωρίς άντληση) σε TWh 337,6 338,6 Παραγωγή ΑΠΕ σε TWh 133,2 118,5 Καθαρές εισαγωγές από τον έξω κόσμο σε TWh 10,4-11,1 Εγκατεστημένη ισχύς σε GW 112,9 110,7 Αιχμή φορτίου σε GW 55,4 55,6 Τιμή εκπεμπόμενων ρύπων CO2 σε /ton CO Στο σενάριο EU2020 η περιοχή της ΝΑ Ευρώπης, παρά τη φανερή υπερεπάρκεια ισχύος, εμφανίζεται εισαγωγική καθώς η υψηλή τιμή ρύπων CO2 καθιστά την παραγωγή από λιγνίτη μη ανταγωνιστική Αντίθετα, στο σενάριο Β η περιοχή της ΝΑ Ευρώπης εμφανίζεται εξαγωγική λόγω της φθηνής παραγωγής από λιγνίτη Οι υιοθετούμενες τιμές των εκπεμπόμενων ρύπων CO2 δεν αποτελούν πρόβλεψη εξέλιξης των τιμών αυτών αλλά έχουν επιλεγεί έτσι ώστε να επιτυγχάνεται η επιθυμητή σειρά φόρτισης των μονάδων EU2020 Scenario B Oil Nat. Gas OCGT Nat. Gas Conventional CCGT Rest of Hard Coal Rest of Lignite Rest of CCGT Min stable of Hard Coal Min stable of Lignite Min stable of CCGT Nuclear pow er Must-run constraints RES

48 Αποτελέσματα (1) Στο σενάριο EU2020 επιτυγχάνεται εμφανής μείωση της παραγωγής από λιγνίτη, λόγω των υψηλών τιμών CO2, όμως το ποσοστό της συμμετοχής του λιγνίτη στη συνολική παραγωγή παραμένει υψηλό (μη ευέλικτες μονάδες βάσης). Η πετρελαϊκή παραγωγή σε όλα τα σενάρια είναι το αποτέλεσμα must-run περιορισμών στην Αλβανία και την Ουγγαρία

49 Αποτελέσματα (2) Καθαρό Ισοζύγιο Εισαγωγών/Εξαγωγών το 2020 Εισαγωγές Εξαγωγές (TWh) AL, BG, GR, RO και RS πλεόνασμα ενέργειας ΒΑ μόνο στο σενάριο Β (όπου η παραγωγή από λιγνίτη είναι ανταγωνιστική). -20 AL BA BG GR HR HU ME MK RO RS SI -15 RG CSE EU EU Χαμηλή τιμή CO Σενάριο Β B - Υψηλή τιμή CO ' 10,4 ' 10,4 ' -11,1 ' -11,1 EU2020 Χαμηλή τιμή CO2: σημαντική μετατόπιση παραγωγής από μονάδες φυσικού αερίου προς φθηνότερη παραγωγή από λιγνίτη. Αύξηση λιγνιτικής παραγωγής κατά 43,7%, αύξηση των εκπεμπόμενων ρύπων CO2 κατά 23,8%. Β Υψηλή τιμή CO2: Mείωση της παραγωγής από λιγνίτη και άνθρακα κατά 32,4% και 24,7% αντίστοιχα, ευνοώντας την παραγωγή από φυσικό αέριο, μείωση των συνολικών εκπεμπόμενων ρύπων CO2 κατά 21,7%.

50 Κρίσιμοι Διάδρομοι ΝΑ Ευρώπης 6 βασικά Κρίσιμα «ηλεκτρικά σύνορα» Διάδρομοι

51 Ροή Ισχύος στους Κρίσιμους Διαδρόμους (1)

52 Ροή Ισχύος στους Κρίσιμους Διαδρόμους (2)

53 Ομάδες έργων και αντίστοιχοι διάδρομοι Project 29 Project 30 RO NEW Project 57 Project 62 Project 137 Project 138 Project 56 Project 58 Project 59

54 Συμβολή Έργων Ομάδας 58 Ενδεικτική καμπύλη διάρκειας φόρτισης του Διαδρόμου 58 (Α Δ), πριν και μετά την ολοκλήρωση των αντίστοιχων έργων 2000 CSE Boundary 4 (From East to West) (MW) hours All projects Cluster 4 off GTC All projects GTC Cluster 4 off

55 Αύξηση Ικανότητας Μεταφοράς Διαδρόμων (GTC)

56 Συμπεράσματα Η μετάβαση σε σύστημα ηλεκτροπαραγωγής χαμηλών εκπομπών CO2 σε συνδυασμό με την ανάπτυξη και ενοποίηση των αγορών ηλ. Ενέργειας στην Ευρώπη θέτει νέα προβλήματα και προκλήσεις στον προγραμματισμό ανάπτυξης των Συστημάτων μεταφοράς Ανάγκες για επενδύσεις μεγάλης κλίμακας (+15% στη δεκαετία) Μεγάλες αβεβαιότητες όσον αφορά το νέο παραγωγικό δυναμικό Δυσκολία κατασκευής νέων έργων μεταφοράς και καθυστερήσεις Αντιδράσεις κοινού Χρονοβόρα αδειοδότηση Προβλήματα χρηματοδότησης Διασυνοριακές ανάγκες και επιπτώσεις Δράσεις σε Πανευρωπαϊκό επίπεδο (δεκαετές πλάνο ανάπτυξης) Μεθοδολογία προγραμματισμού με από κοινού ανάλυση παραγωγήςμεταφοράς χρήση εναλλακτικών σεναρίων αξιολόγηση έργων μέσω κατάλληλων δεικτών Συνεχής προσπάθεια επέκτασης/βελτίωσης της μεθοδολογίας

57 Ευχαριστώ