ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ

ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΤΡΑΤΗΓΙΚΗΣ & ΣΧΕ ΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟ Ο 2019 2030 Αθήνα, Σεπτέµβριος 2018

ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ... 1 1.1. Θεσµικό Πλαίσιο... 1 1.2. Σκοπός και Μεθοδολογία... 1 1.2.1. Σκοπός...1 1.2.2. Γενική Μεθοδολογική Προσέγγιση...1 1.2.3. οµή της Μελέτης...2 2. ΖΗΤΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ... 3 2.1. Ιστορικά Στοιχεία... 3 2.2. Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας... 6 3. ΑΙΧΜΗ ΦΟΡΤΙΟΥ... 9 3.1. Ιστορικά Στοιχεία... 9 3.2. Προβλέψεις Ετήσιων Αιχµών Φορτίου...12 4. ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ...14 4.1. Σύνοψη Υφιστάµενου Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής...14 4.2. Θερµικές Μονάδες...14 4.2.1. Υφιστάµενες Μονάδες... 14 4.2.2. Νέες Εντάξεις... 16 4.2.3. Αποσύρσεις Μονάδων... 16 4.3. Υδροηλεκτρικές Μονάδες...17 4.3.1. Υφιστάµενες Μονάδες... 17 4.3.2. Νέες Εντάξεις... 20 4.4. ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ...20 4.4.1. Υφιστάµενη Κατάσταση... 20 4.4.2. Προβλεπόµενη εξέλιξη ΑΠΕ... 22 4.5. ιαµόρφωση Σεναρίων Εξέλιξης του Παραγωγικού υναµικού...23 5. ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ...26 5.1. Γενικά...26 5.2. ιεθνείς ιασυνδέσεις του ΕΣΜΗΕ...27 5.3. Ιστορικά Στοιχεία Αξιοποίησης ιασυνδέσεων...28 6. ΣΤΟΧΑΣΤΙΚΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ...30 6.1. Στοχαστική (Πιθανοτική) Θεώρηση...31 6.2. Κριτήριο Αξιοπιστίας...31 6.3. Υποθέσεις...33 6.4. Αποτελέσµατα...35 6.4.1. Σενάριο Αναφοράς... 35 6.4.2. Σενάριο Μειωµένης Λιγνιτικής ιαθεσιµότητας... 45 6.5. Επίδραση κρίσιµων παραµέτρων στα αποτελέσµατα...55 6.5.1. Καθυστέρηση στην ολοκλήρωση των έργων µεταφοράς που θα επιτρέψουν τη λειτουργία της Μεγαλόπολης V σε πλήρη ισχύ... 56 6.5.2. Καθυστέρηση στην ένταξη της µονάδας Πτολεµαΐδας V... 57 6.5.3. Απόσυρση µονάδων Συνδυασµένου Κύκλου ΦΑ... 59 6.5.4. Απόσυρση λιγνιτικών µονάδων... 61 6.5.5. ιαθεσιµότητα Φυσικού Αερίου... 63 7. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ...67 8. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Ι: ΠΡΟΒΛΕΨΕΙΣ ΦΟΡΤΙΟΥ Μ Ν...71 9. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ ΙΙ: ΤΙΜΕΣ ΤΟΥ ΕΙΚΤΗ EFOR D...73 10. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ ΙΙΙ: ΑΝΑΛΥΤΙΚΑ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ...74 10.1. Καθυστέρηση στην ολοκλήρωση των έργων µεταφοράς που θα επιτρέψουν τη λειτουργία της Μεγαλόπολης V σε πλήρη ισχύ...75 10.2. Καθυστέρηση στην ένταξη της µονάδας Πτολεµαΐδας V...77 10.3. Απόσυρση µονάδων Συνδυασµένου Κύκλου ΦΑ...79 10.4. Απόσυρση λιγνιτικών µονάδων...83 10.5. ιαθεσιµότητα Φυσικού Αερίου...87 i

ii

1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ 1.1. Θεσµικό Πλαίσιο Σύµφωνα µε την παράγραφο 4 του Άρθρου 95 του Ν.4001/2011 ο ιαχειριστής του ΕΣΜΗΕ εκπονεί ειδική µελέτη σχετικά µε την επάρκεια ηλεκτρικής ισχύος και τα επαρκή περιθώρια εφεδρείας ισχύος, λαµβάνοντας υπόψη κάθε φορά το εγκεκριµένο δεκαετές Πρόγραµµα Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ, καθώς και το µακροχρόνιο ενεργειακό σχεδιασµό της χώρας. Κατά τη διαµόρφωση της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος, ο ιαχειριστής του ΕΣΜΗΕ προβαίνει σε εύλογες παραδοχές όσον αφορά τη διαθεσιµότητα του παραγωγικού δυναµικού, την εξέλιξη της ζήτησης και του διασυνοριακού εµπορίου, λαµβάνοντας υπόψη τα επενδυτικά σχέδια για τα περιφερειακά δίκτυα και τα δίκτυα κοινοτικής εµβέλειας. Εφόσον διαπιστωθεί από τα συµπεράσµατα της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος ότι το προβλεπόµενο µέσω αδειοδοτικής διαδικασίας δυναµικό παραγωγής, τα µέτρα ενεργειακής αποδοτικότητας και τα µέτρα διαχείρισης της ζήτησης δεν διασφαλίζουν την επάρκεια εφοδιασµού του Συστήµατος, ο ιαχειριστής του ΕΣΜΗΕ, σύµφωνα µε το Άρθρο 95 του Ν.4001/2011, δύναται να συνάψει είτε συµβάσεις ισχύος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, είτε συµβάσεις διαχείρισης της ζήτησης και βελτίωσης της ενεργειακής αποδοτικότητας. 1.2. 1.2.1. Σκοπός και Μεθοδολογία Σκοπός Σκοπός της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος είναι η επισήµανση ενδεχόµενου µελλοντικού κινδύνου σχετικά µε την ικανότητα του συστήµατος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας να ανταποκριθεί επαρκώς στην προβλεπόµενη εξέλιξη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κατά τη διάρκεια των επόµενων ετών. Επιπλέον, η Μελέτη αυτή επιτρέπει τον προσδιορισµό των απαιτήσεων σε νέα εγκατεστηµένη ισχύ παραγωγής, έτσι ώστε να ικανοποιούνται µε ασφάλεια οι ανάγκες της ζήτησης κατά τη διάρκεια της υπό εξέτασης περιόδου. 1.2.2. Γενική Μεθοδολογική Προσέγγιση Η Μελέτη Επάρκειας Ισχύος συνοψίζει τις προβλέψεις εκτιµήσεις του ιαχειριστή σχετικά µε τη µελλοντική επάρκεια του συστήµατος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και δεν αποτελεί πρόταση βέλτιστης ανάπτυξής του. Στη µελέτη αυτή εξετάζεται η επάρκεια ισχύος του συστήµατος κάτω από συγκεκριµένες υποθέσεις και παραδοχές όσον αφορά την εξέλιξη της ζήτησης και του µίγµατος παραγωγής. Τα σενάρια που διαµορφώνονται βασίζονται στα πλέον πρόσφατα δεδοµένα που υπάρχουν στη διάθεση του ιαχειριστή, θεωρώντας ότι κατά τη διάρκεια της υπό εξέτασης περιόδου δεν συµβαίνει κάποια δραστική µεταβολή. Με άλλα λόγια, επιχειρείται να δοθεί µια ρεαλιστική απεικόνιση της κατάστασης του συστήµατος παραγωγής για την υπό εξέταση περίοδο, ενώ η παρουσίαση εναλλακτικών σεναρίων επιτρέπει στον αναγνώστη να διαµορφώσει τα δικά του συµπεράσµατα, λαµβάνοντας υπόψη την εκτίµησή του σχετικά µε την εξέλιξη των παραµέτρων αβεβαιότητας αλλά και συνεκτιµώντας την ευαισθησία της επάρκειας του συστήµατος ως προς αυτές. 1

1.2.3. οµή της Μελέτης Τα κυριότερα µεγέθη που καθορίζουν την επάρκεια του συστήµατος παραγωγής για αξιόπιστη εξυπηρέτηση της ζήτησης (ενέργειας και αιχµής) είναι: Η εξέλιξη του φορτίου (ζήτηση ισχύος και ενέργειας) Η διαθεσιµότητα των µονάδων παραγωγής συνθήκες υδραυλικότητας Η διαθεσιµότητα ισχύος για εισαγωγές από τις διασυνδέσεις Ο βαθµός διείσδυσης µονάδων ΑΠΕ Η πιο κρίσιµη παράµετρος των µονάδων παραγωγής όσον αφορά τη συµβολή τους στην επάρκεια του συστήµατος παραγωγής, είναι η διαθεσιµότητά τους. µονάδες µπορεί να είναι εκτός λειτουργίας, είτε λόγω προγραµµατισµένης συντήρησης, είτε λόγω τυχαίας βλάβης. τυχαίες βλάβες µπορεί να έχουν δυσµενή επίπτωση στην επάρκεια του συστήµατος, καθώς και η εµφάνισή τους αλλά και η διάρκειά τους έχουν απρόβλεπτο χαρακτήρα. Για το λόγο αυτό, η επίδραση της απρόβλεπτης µη διαθεσιµότητας των µονάδων παραγωγής λόγω τυχαίων βλαβών λαµβάνεται υπόψη µε πιθανοτική προσοµοίωση της λειτουργίας των µονάδων παραγωγής. Αναφορικά µε τις υπόλοιπες παραµέτρους που επηρεάζουν την επάρκεια του συστήµατος, λόγω του στοχαστικού τους χαρακτήρα, η επίδρασή τους εκτιµάται µε την ανάλυση εναλλακτικών σεναρίων και υποθέσεων. Η επάρκεια του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής εκφράζεται µέσω των δεικτών αξιοπιστίας LOLE (Loss of Load Expectation) και EUE (Expected Unserved Energy), οι οποίοι υπολογίζονται µέσω πιθανοτικής προσοµοίωσης. Στα πλαίσια της παρούσας Μελέτης Επάρκειας Ισχύος εξετάζεται η επάρκεια του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής για την περίοδο 2019 2030. Στα κεφάλαια 2 έως 5 παρουσιάζονται αναλυτικά ιστορικά στοιχεία καθώς και οι υποθέσεις που έχουν ληφθεί υπόψη στην παρούσα µελέτη σχετικά µε την εξέλιξη της ζήτησης, την εξέλιξη του παραγωγικού δυναµικού κατά τη διάρκεια της υπό εξέτασης περιόδου αλλά και την αξιοποίηση των διεθνών διασυνδέσεων. Στο κεφάλαιο 6 παρουσιάζονται τα αποτελέσµατα της πιθανοτικής προσοµοίωσης του Ελληνικού συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής για την περίοδο 2019 2030 κάτω από τις συγκεκριµένες υποθέσεις και παραδοχές που περιγράφονται στα κεφάλαια 2 έως 5, ενώ επίσης παρουσιάζονται και εναλλακτικά αποτελέσµατα βάσει των οποίων εκτιµάται η επίδραση κάποιων παραγόντων στην επάρκεια του συστήµατος. 2

2. ΖΗΤΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ 2.1. Ιστορικά Στοιχεία Στο Σχήµα 2.1 απεικονίζεται η εξέλιξη της Συνολικής Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας του Συστήµατος (έχει αφαιρεθεί το φορτίο άντλησης) από το 2000 και µετά. Σηµειώνεται ότι η Συνολική Καθαρή Ζήτηση περιλαµβάνει και αυτήν που εξυπηρετείται απευθείας σε επίπεδο ιανοµής από διεσπαρµένη παραγωγή. Την περίοδο 2000 2008 υπήρξε συνεχής αύξηση της συνολικής καθαρής ζήτησης. Έκτοτε, ως επακόλουθο της οικονοµικής κρίσης, παρατηρείται συνεχής µείωση, µε εξαίρεση το 2015 και το 2017. TWh 60 Εξέλιξη Συνολικής Ζήτησης GW 12 55 11 50 10 45 9 40 35 Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας (TWh) Ετήσια Αιχµή (GW) 8 7 30 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 6 Σχήµα 2.1: Εξέλιξη της Συνολικής Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της διεσπαρµένης παραγωγής) κατά την περίοδο 2000-2017 Ο µέσος ετήσιος ρυθµός αύξησης της συνολικής καθαρής ζήτησης κατά τη δεκαετία 2000-2010 ήταν 2.17%, παρουσιάζοντας σηµαντική µείωση σε σχέση µε τις περασµένες δεκαετίες. Κατά την περίοδο 2000-2007 ο µέσος ετήσιος ρυθµός αύξησης της συνολικής καθαρής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας ήταν 3.39%. Το 2008, απαρχή της οικονοµικής κρίσης, η συνολική καθαρή ζήτηση (χωρίς το φορτίο άντλησης) στο Σύστηµα ανήλθε στις 56.3 TWh που αποτελεί ιστορικό µέγιστο, παρουσιάζοντας αύξηση 1.11% σε σχέση µε το 2007. Το 2009 χαρακτηρίστηκε από σηµαντική µείωση της συνολικής καθαρής ζήτησης στο Σύστηµα, κατά 5.01% έναντι του 2008, η οποία οφείλεται στην αξιοσηµείωτη µείωση των βιοµηχανικών φορτίων κατά 20.19% σε σχέση µε το 2008, ενώ η κατανάλωση σε επίπεδο ιανοµής εµφανίστηκε επίσης µειωµένη κατά 3.63%. Από το 2010 και µετά η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ υποχωρεί ελαφρώς κάθε χρόνο, µε εξαίρεση το 2015 όπου η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ αυξήθηκε κατά 2.2% έναντι του 2014. Το 2016 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ ανήλθε σε 51212 GWh, εµφανίζοντας µείωση κατά 9% έναντι του 2008 και κατά 0.28% έναντι του 2015. To 2017 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ ανήλθε στις 51932 GWh, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 1.4% έναντι του 2016. 3

Πρέπει να τονιστεί ότι τα τελευταία χρόνια, ιδίως από το 2012 και µετά, η ανάπτυξη της διεσπαρµένης παραγωγής, κυρίως λόγω των φωτοβολταϊκών που συνδέονται απευθείας στη Χ.Τ. και τη Μ.Τ., έχει ως αποτέλεσµα να µειώνονται τα τοπικά φορτία των Υ/Σ ιανοµής και να µειώνεται η ζήτηση που καταγράφεται στα όρια του Συστήµατος Μεταφοράς µε το ίκτυο ιανοµής. Στον Πιν. 2.1 που ακολουθεί καταγράφεται ξεχωριστά το Καθαρό Φορτίο Συστήµατος (χωρίς το φορτίο άντλησης), στο οποίο δεν περιλαµβάνεται η διεσπαρµένη παραγωγή, και η Συνολική Καθαρή Ζήτηση, όπου περιλαµβάνεται και η διεσπαρµένη παραγωγή. Από το 2004 και µετά τα δύο µεγέθη διαφοροποιούνται λόγω της αύξησης της διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στο ίκτυο, όπως φαίνεται και στο Σχήµα 2.2. Αξίζει να σηµειωθεί ότι ήδη κατά το 2012, η διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ, η οποία δεν µετράται στα όρια του Συστήµατος, ανήλθε σε περίπου 2,3 TWh, ενώ το 2017 το αντίστοιχο µέγεθος ανήλθε σε 4.7 TWh. Έτος Πιν. 2.1: Εξέλιξη της Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Καθαρό Φορτίο Συστήµατος (*) (GWh) Ετήσια µεταβολή Συνολική Καθαρή Ζήτηση (GWh) 2007 55 253 55 690 Ετήσια µεταβολή 2008 55 675 0.76% 56 310 1.11% 2009 52 436-5.56% 53 490-5.01% 2010 52 329-0.20% 53 545 0.10% 2011 51 492-1.60% 52 915-1.18% 2012 50 289-2.34% 52 611-0.58% 2013 46 450-7.63% 50 664-3.70% 2014 45 766-1.47% 50 228-0.86% 2015 46 641 1.91% 51 355 2.24% 2016 46 478-0.35% 51 212-0.28% 2017 47 203 1,56% 51 932 1,41% 10-ετία 2008-2017 -0,90% Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2013-2017 0,62% 3-ετία 2015-2017 0,56% (*) Θεωρείται το φορτίο που διακινείται στο Σύστηµα χωρίς το φορτίο άντλησης. εν περιλαµβάνεται το φορτίο που καλύφθηκε από τη διεσπαρµένη παραγωγή που συνδέεται στο ίκτυο ιανοµής. Περιλαµβάνονται οι απώλειες Συστήµατος. 58 56 54 Επίδραση διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στη Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας (TWh) 52 50 48 46 44 42 Συνολική Ζήτηση Ζήτηση Συστήµατος 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Σχήµα 2.2: Επίδραση ιεσπαρµένης Παραγωγής στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας 4

Στο Σχήµα 2.3 παρουσιάζονται οι συνιστώσες του συνολικού Φορτίου Συστήµατος (συµπεριλαµβανοµένου και του φορτίου άντλησης) για τα έτη 2004, 2016 και 2017. Σχήµα 2.3: Ποσοστιαία κατανοµή συνολικού Φορτίου Συστήµατος για τα έτη 2004, 2016 και 2017 Στον Πιν. 2.2 δίνεται το µηνιαίο καθαρό φορτίο ηλεκτρικής ενέργειας όπως καταγράφεται στα όρια του Συστήµατος Μεταφοράς για την περίοδο 2014 2018. Πιν. 2.2: Μηνιαίο Καθαρό Φορτίο Ηλεκτρικής Ενέργειας για την περίοδο 2014-2018 2014 2015 2016 2017 2018 (GWh) Ιαν. 4210 4518 4323 4956 4404 Φεβ. 3683 4004 3616 3889 3873 Μαρ. 3699 4130 3769 3747 3762 Απρ. 3266 3309 3189 3243 3165 Μάιος 3298 3363 3271 3405 3426 Ιουν. 3635 3530 3953 3773 Ιουλ. 4434 4527 4613 4562 Αυγ 4256 4234 4260 4378 Σεπ. 3521 3700 3562 3668 Οκτ. 3587 3484 3533 3445 Νοε. 3879 3558 3796 3871 εκ. 4296 4284 4593 4266 Σύνολο 45766 46641 46478 47203 (18630) Στο Σχήµα 2.4 απεικονίζεται η επίπτωση της διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στη µηνιαία ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας για το έτος 2017. 5

Μηνιαία Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για το 2017 (MWh) 5400 5200 5000 4800 4600 4400 4200 4000 3800 3600 3400 3200 3000 Συνολική Ζήτηση Ζήτηση Συστήµατος Ιαν Φεβ Μαρ Απρ Μάϊος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 2.4: Μηνιαία Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για το 2017 Στο Σχήµα 2.5 παρουσιάζονται λεπτοµερώς τα ισοζύγια των ετών 2004, 2016 και 2017. Σχήµα 2.5: Ποσοστιαία κατανοµή παραγωγής ενέργειας για τα έτη 2004, 2016 και 2017 (συµπεριλαµβάνεται και η διεσπαρµένη παραγωγή) 2.2. Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας κύριοι παράγοντες που επιδρούν στη διαµόρφωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα σε µεσο-µακροπρόθεσµη βάση είναι οι εξής: οικονοµικές συνθήκες της χώρας, µε βασικό δείκτη µέτρησης το ΑΕΠ. 6

αλλαγές στις καταναλωτικές συνήθειες (κλιµατισµός, χρήση ηλεκτρισµού στις µεταφορές, χρήση υπολογιστών, χρήση λαµπτήρων LED κ.λ.π.) λόγω βελτίωσης βιοτικού επιπέδου, αλλά και η βελτίωση των συνθηκών διαβίωσης συγκεκριµένων πληθυσµιακών οµάδων (π.χ. οικονοµικοί µετανάστες). Η γενικότερη κατάσταση του ενεργειακού τοµέα και της αγοράς ηλεκτρισµού (επίπεδο τιµών ηλεκτρικής ενέργειας, ανταγωνισµός µε Φυσικό Αέριο κ.λ.π.). Ειδικές συνθήκες (π.χ. υλοποίηση έργων Κοινοτικού Πλαισίου Στήριξης). Πληθυσµιακή εξέλιξη. ιάφορα µέτρα εξειδίκευσης πολιτικών, όπως εξοικονόµηση ενέργειας, περιβαλλοντικοί περιορισµοί, κ.λ.π. Για τους σκοπούς της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος λαµβάνονται υπόψη οι πλέον πρόσφατες προβλέψεις του Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της ζήτησης, όπως αυτές περιλαµβάνονται στο υποβληθέν Σχέδιο προς ΡΑΕ ΠΑ 2019 2028 (Μάρτιος 2018) καθώς και τον επικαιροποιηµένο προγραµµατισµό διασύνδεσης νησιών στο ΕΣΜΗΕ. προβλέψεις της συνολικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της ζήτησης που εξυπηρετείται τοπικά από διεσπαρµένη παραγωγή ΑΠΕ) για την περίοδο 2019 2030 συνοψίζονται στον Πιν. 2.3 και απεικονίζονται γραφικά στο Σχήµα 2.6. Ειδικότερα, στις προβλέψεις του Πιν. 2.3 από τα µέσα του 2020 και µετά περιλαµβάνεται η ζήτηση της Κρήτης που θα εξυπηρετείται µέσω του συνδέσµου ΕΡ, ενώ από τον Ιούλιο του 2022 και µετά περιλαµβάνεται το σύνολο της ζήτησης της Κρήτης (µε την ολοκλήρωση του συνδέσµου ΣΡ). Επιπλέον, στις προβλέψεις αυτές από το 2025 και µετά περιλαµβάνεται η εκτιµώµενη ζήτηση των υτικών Κυκλάδων ( Φάση διασύνδεσης Κυκλάδων), ενώ από το 2028 και µετά περιλαµβάνεται και η ζήτηση των προς διασύνδεση ωδεκανήσων. Σηµειώνεται ότι το έτος 2028 είναι ενδεικτικό, καθώς το ακριβές χρονοδιάγραµµα διασύνδεσης των ωδεκανήσων θα καθοριστεί και θα περιλαµβάνεται στο Προκαταρκτικό Σχέδιο προς ΡΑΕ ΠΑ 2020 2029. Στο Παράρτηµα I δίνονται οι προβλέψεις του Ε ΗΕ, ως ιαχειριστή Νήσων, της συνολικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας της Κρήτης, των υτικών Κυκλάδων ( Φάσης) και των προς διασύνδεση ωδεκανήσων. Πιν. 2.3: Σενάρια Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της συνολικής ζήτησης ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Σενάριο Έτος ΧΑΜΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ (GWh) ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2019 53500 54630 54630 2020 54700 56080 56320 2021 55860 57470 57950 2022 56980 58780 59480 2023 58130 60130 61060 2024 58400 60600 61730 2025 58970 61370 62710 2026 59280 61890 63430 2027 59570 62390 64150 2028 61260 64290 66260 2029 61570 64810 67010 2030 61890 65340 67760 7

Εξέλιξη Συνολικής Ζήτησης Ενέργειας 70 65 Ιστορικά στοιχεία Σενάριο Χαµηλής Ζήτησης Σενάριο Αναφοράς Σενάριο Υψηλής Ζήτησης (GWh) 60 55 50 45 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 έτος Σχήµα 2.6: Προβλέψεις Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της συνολικής καθαρής ζήτησης κατά την περίοδο 2019-2030 8

3. ΑΙΧΜΗ ΦΟΡΤΙΟΥ 3.1. Ιστορικά Στοιχεία Στον Πιν. 3.1 φαίνεται η εξέλιξη της ετήσιας αιχµής φορτίου (µέση ωριαία τιµή), όπως µετράται στα όρια του Συστήµατος από το 2007 και µετά, ενώ στο Σχήµα 3.1 φαίνεται η διαφοροποίηση της ετήσιας αιχµής Συστήµατος από τη Συνολική ετήσια αιχµή, λόγω της διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στο ίκτυο από το 2009 και µετά. Έτος Πιν. 3.1: Εξέλιξη της ετήσιας αιχµής φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Ετήσια Αιχµή Συστήµατος (1) (MW) Ετήσια µεταβολή Συνολική Ετήσια Αιχµή (MW) 2007 10411 (2) 10411 (2) Ετήσια µεταβολή 2008 10217 (2) -1.86% 10217 (2) -1.86% 2009 9762-4.45% 9809-3.99% 2010 9794 0.33% 9872 0.64% 2011 9868 0.76% 10105 2.36% 2012 9735-1.35% 10438 3.30% 2013 8764-9.97% 9161-12.23% 2014 9092 3.74% 9263 1.11% 2015 9195 1.13% 9813 5.94% 2016 9056-1.51% 9207-6.18% 2017 9368 3.45% 9674 5.07% 10-ετία 2008-2017 0.77% Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2013-2017 1.37% 3-ετία 2015-2017 -0.71% (1) Συµπεριλαµβάνονται οι απώλειες Μεταφοράς. ε συµπεριλαµβάνεται το φορτίο που καλύφθηκε από διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ, συνδεδεµένη στο ίκτυο ιανοµής (2) Έγιναν συµφωνηµένες περικοπές τουλάχιστον 500 MW το 2007 (εκτιµώµενη αιχµή 10911 MW) και 150 MW το 2008 (εκτιµώµενη αιχµή 10367 MW) Από το 1993 και µετά οι ετήσιες αιχµές εµφανίζονται κατά τη θερινή περίοδο και συγκεκριµένα τον Ιούλιο (εξαίρεση αποτέλεσαν το 2005 και το 2006, όπου η ετήσια αιχµή καταγράφηκε τον Αύγουστο), γεγονός που συνδέεται άµεσα µε τη συνεχώς αυξανόµενη χρήση κλιµατιστικών. Από το 2013 και µετά, η συνολική αιχµή συνεχίζει να εµφανίζεται τον Ιούλιο, όµως η αιχµή που διακινείται στο Σύστηµα καταγράφεται πλέον το χειµώνα. Το 2014 και το 2016 ήταν οι µοναδικές χρονιές που τόσο η αιχµή φορτίου Συστήµατος (9056 MW το 2016) όσο και η συνολική αιχµή (9207 MW το 2016) εµφανίστηκαν το χειµώνα ( εκέµβριο). Εκτιµάται ότι υπάρχει µια τάση στροφής των καταναλωτών στη χρήση ηλεκτρικής ενέργειας για θέρµανση, τάση που ενδεχοµένως ενισχυθεί στο µέλλον. Στον Πιν. 3.2 δίνονται οι µηνιαίες αιχµές (µέση ωριαία τιµή) για την περίοδο 2014 2018, ενώ στο Σχήµα 3.2 απεικονίζεται γραφικά η επίδραση της διεσπαρµένης παραγωγής ΑΠΕ στις µηνιαίες αιχµές για το έτος 2017. 9

11000 10500 10000 Επίδραση διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στην Ετήσια Αιχµή Φορτίου Συνολική Αιχµή Αιχµή Συστήµατος (MW) 9500 9000 8500 8000 7500 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Σχήµα 3.1: Επίδραση ιεσπαρµένης Παραγωγής στην ετήσια αιχµή Πιν. 3.2: Μηνιαία Αιχµή Φορτίου (µέση ωριαία) για την περίοδο 2014-2018 2014 2015 2016 2017 2018 (MW) Ιαν. 8109 9195 8380 9368 8385 Φεβ. 8136 8848 7666 8511 7793 Μαρ. 7819 7898 7615 7423 7718 Απρ. 6612 7287 6220 6517 6233 Μάιος 6321 6406 6356 6259 6320 Ιουν. 7546 6976 8146 8539 Ιουλ. 8000 8683 8064 8598 Αυγ. 7697 7700 8166 8471 Σεπ. 6874 7634 6996 7278 Οκτ. 7096 6765 6634 6727 Νοε. 7878 7085 7871 7611 εκ. 9092 8929 9056 8581 10000 Μηνιαία Αιχµή Φορτίου για το 2017 9500 9000 Συνολική Αιχµή Αιχµή Συστήµατος 8500 (MW) 8000 7500 7000 6500 6000 Ιαν Φεβ Μαρ Απρ Μάϊος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 3.2: Μηνιαίες Αιχµές Φορτίου για το 2017 10

Στον Πιν. 3.3 φαίνεται η εξέλιξη του ετήσιου ελαχίστου φορτίου στο Σύστηµα κατά την τελευταία 10-ετία. Στον Πιν. 3.4 δίνονται οι µηνιαίες τιµές του ελαχίστου φορτίου για την περίοδο 2014 2018, ενώ στο Σχήµα 3.3 απεικονίζεται η επίδραση της διεσπαρµένης παραγωγής ΑΠΕ στα µηνιαία ελάχιστα φορτία του 2017. Έτος Πιν. 3.3: Εξέλιξη του ετήσιου ελάχιστου φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Ετήσιο ελάχιστο ( 1 ) (MW) 2007 3429 ιαφορά από προηγ. Έτος (%) 2008 3411-0.52 2009 3238-5.07 2010 3326 2.72 2011 3356 0.90 2012 3015-10.16 2013 2578-14.49 2014 2703 4.85 2015 2283-15.54 2016 2613 14.45 2017 2315-11.40 (1) Συµπεριλαµβάνονται οι απώλειες Μεταφοράς 10-ετία 2008-2017 -4.22% Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2013-2017 -2.67% 3-ετία 2015-2017 0.70% Πιν. 3.4: Μηνιαίο Ελάχιστο Φορτίο (µέσο ωριαίο) ΕΣΜΗΕ την περίοδο 2014-2018 2014 2015 2016 2017 2018 (MW) Ιαν. 4163 4337 4049 4681 4174 Φεβ. 3338 4179 3472 3625 4177 Μαρ. 3076 4010 3560 2925 3286 Απρ. 2703 2283 3020 2315 1818 Μάϊος 2763 2570 2613 2680 2889 Ιουν. 3205 3727 3523 3562 Ιουλ. 4223 3615 4726 4266 Αυγ 4074 3799 3131 3753 Σεπ. 3173 3471 3223 3354 Οκτ. 3145 3218 3277 3145 Νοε. 4018 3634 3632 4040 εκ. 4092 3541 4294 4082 11

5000 Μηνιαίο Ελάχιστο Φορτίο για το 2017 4500 4000 Συνολικό Ελάχιστο Φορτίο Ελάχιστο Φορτίο Συστήµατος (MW) 3500 3000 2500 2000 Ιαν Φεβ Μαρ Απρ Μάϊος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 3.3: Μηνιαία Ελάχιστα Φορτία για το 2017 3.2. Προβλέψεις Ετήσιων Αιχµών Φορτίου Η πρόβλεψη της αιχµής παρουσιάζει εν γένει πολύ µεγαλύτερη αβεβαιότητα από την πρόβλεψη της ζήτησης ενέργειας. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι η ζήτηση ισχύος, ιδιαίτερα κατά τους θερινούς µήνες, οπότε εµφανίζεται η µέγιστη ετήσια αιχµή, εξαρτάται πολύ έντονα από τον καιρό και κυρίως από τη θερµοκρασία, αλλά και από τη διάρκεια των περιόδων υψηλών θερµοκρασιών. Η εν λόγω εξάρτηση φαίνεται να εντείνεται συνεχώς. Επιπλέον, η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ αυξάνει την αβεβαιότητα της πρόβλεψης. Υπό τις παρούσες συνθήκες, η πρόβλεψη της ετήσιας αιχµής καθίσταται ακόµα δυσκολότερη, αφού δεν είναι δυνατό να εκτιµηθεί η επίπτωση της οικονοµικής ύφεσης στη συµπεριφορά των καταναλωτών κατά τις ώρες των θερινών αιχµών, ειδικά σε συνθήκες παρατεταµένου καύσωνα. Με βάση τα προαναφερόµενα, διαµορφώνονται τρία σενάρια εξέλιξης των ετησίων αιχµών για το ΕΣΜΗΕ: ΑΝΑΦΟΡΑΣ, ΥΨΗΛΟ και ΧΑΜΗΛΟ, τα οποία φαίνονται στον Πιν. 3.5. Σηµειώνεται ότι στις τιµές αυτές συµπεριλαµβάνονται και οι απώλειες µεταφοράς, καθώς και το φορτίο που αναµένεται να εξυπηρετηθεί τοπικά από διεσπαρµένη παραγωγή ΑΠΕ. τιµές του πίνακα αναφέρονται δηλαδή σε µεσηµβρινή αιχµή το θέρος χωρίς να έχει αφαιρεθεί η ισχύς που παράγεται από διεσπαρµένη παραγωγή από Φ/Β. Σήµερα, στο Ηπειρωτικό Σύστηµα λειτουργούν περί τα 2450MW Φ/Β, τα πλείστα σε επίπεδο ΜΤ και ΧΤ. Συνεπώς, η ισχύς που θα διακινηθεί από το Σύστηµα Μεταφοράς κατά τις µεσηµβρινές ώρες θα είναι, από το θέρος του 2018 και µετά, περί τα 1500 µε 1800 MW χαµηλότερη από αυτή του Πιν. 3.5, µέγεθος που συνεχώς θα αυξάνει εξ όσου προστίθενται επιπλέον Φ/Β. Από το θέρος του 2013 και µετά, αυτό που έχει πλέον σηµασία για το σχεδιασµό του Συστήµατος ώστε να ανταποκρίνεται στις ανάγκες διακίνησης ενέργειας κατά τις ώρες µεγίστου φορτίου, είναι η βραδινή αιχµή, η οποία δεν επηρεάζεται από την παραγωγή των Φ/Β. Από ιστορικά στοιχεία διαπιστώνεται ότι η βραδινή αιχµή ζήτησης φορτίου εµφανιζόταν τους θερινούς µήνες σε ηµέρες καύσωνα, ήταν όµως αρκετά χαµηλότερη από την µεσηµβρινή αιχµή. Από το 2013 και µετά οι βραδινές αιχµές του έτους έχουν αρχίσει να παρατηρούνται κατά τους χειµερινούς µήνες και οι οποίες υπολείπονται ελαφρώς από τη Συνολική Αιχµή που εµφανίζεται κατά τις µεσηµβρινές θερινές ώρες. Εξαίρεση αποτέλεσε το 2014 όπου η χειµερινή βραδινή αιχµή συστήµατος (9092 MW) που παρατηρήθηκε το εκέµβριο ξεπέρασε σηµαντικά τη Συνολική Αιχµή (8667 MW) που εµφανίστηκε τις 12

µεσηµβρινές ώρες του Ιουλίου. Ενδεχοµένως η στροφή των καταναλωτών στη χρήση ηλεκτρικής ενέργειας για θέρµανση να οδηγήσει σε µόνιµη εµφάνιση των βραδινών αιχµών του έτους κατά τη χειµερινή περίοδο. Ο Πιν. 3.6 που ακολουθεί παρέχει τις προβλέψεις των βραδινών χειµερινών αιχµών, όπως αυτές προκύπτουν λαµβάνοντας υπόψη τη συσχέτιση των βραδινών χειµερινών αιχµών µε τις αντίστοιχες ετήσιες ηµερήσιες. Πιν. 3.5: Πρόβλεψη ετήσιας αιχµής φορτίου στο Σύστηµα (µεσηµβρινή αιχµή χωρίς να ληφθεί υπόψη η διεσπαρµένη παραγωγή) Σενάριο Ήπιο Αναφοράς Ακραίο Έτος (MW) 2019 10040 10250 10250 2020 10300 10550 10600 2021 10360 10660 10750 2022 10920 11260 11400 2023 10970 11350 11520 2024 11020 11430 11650 2025 11140 11590 11850 2026 11190 11680 11990 2027 11250 11780 12130 2028 11600 12170 12560 2029 11660 12270 12700 2030 11720 12370 12850 Πιν. 3.6: Πρόβλεψη βραδινής χειµερινής αιχµής φορτίου στο Σύστηµα Σενάριο Ήπιο Αναφοράς Ακραίο Έτος (MW) 2019 9800 10000 10000 2020 10050 10300 10350 2021 10120 10420 10500 2022 10600 10930 11070 2023 10650 11020 11190 2024 10700 11100 11320 2025 10790 11230 11480 2026 10840 11320 11620 2027 10900 11410 11750 2028 11100 11670 12050 2029 11170 11760 12190 2030 11230 11860 12330 13

4. ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ 4.1. Σύνοψη Υφιστάµενου Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής Η συνολική εγκατεστηµένη ισχύς στο ΕΣΜΗΕ ανέρχεται σε 17,1 GW. Στον Πιν. 4.1 που ακολουθεί συνοψίζεται το υφιστάµενο δυναµικό ηλεκτροπαραγωγής ανά τεχνολογία. Στις ενότητες που ακολουθούν δίνονται αναλυτικότερα στοιχεία για την υφιστάµενη κατάσταση του συστήµατος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά και τις διαφαινόµενες εξελίξεις. Πιν. 4.1: Υφιστάµενη Κατάσταση του Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής ανά τεχνολογία (1/5/2018) Εγκατεστηµένη Ισχύς (MW) (%) Θερµικές Μονάδες 8.819,3 51,4 Υδροηλεκτρικές Μονάδες µε ταµιευτήρα 3.170,7 18,5 ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ 5.165,3 30,1 ΣΥΝΟΛΟ 17.155,3 100,0 4.2. 4.2.1. Θερµικές Μονάδες Υφιστάµενες Μονάδες Η πλειονότητα του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (51% της συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος) αποτελείται από θερµικές µονάδες, οι οποίες περιλαµβάνουν λιγνιτικές µονάδες και µονάδες φυσικού αερίου, όπως φαίνεται και στον Πιν. 4.2. µονάδες αυτές καλύπτουν και το µεγαλύτερο µέρος της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας (61,1% για το 2017). κύριοι λιγνιτικοί σταθµοί βρίσκονται στην περιοχή της Πτολεµαΐδας, στη βόρεια Ελλάδα και στη περιοχή της Μεγαλόπολης, στην Πελοπόννησο. µονάδες φυσικού αερίου βρίσκονται κυρίως κοντά στην περιοχή της πρωτεύουσας, όπου συγκεντρώνεται περίπου το 30% της συνολικής κατανάλωσης του Συστήµατος. Ο στόλος των θερµικών µονάδων µπορεί να χαρακτηριστεί πεπαλαιωµένος σε γενικές γραµµές, αφού σχεδόν οι µισές µονάδες έχουν συµπληρώσει πάνω από είκοσι χρόνια λειτουργίας, αν και την τελευταία δεκαετία τέθηκαν σε εµπορική λειτουργία πέντε νέες δυασµένου κύκλου συνολικής καθαρής ισχύος 2115 MW και µία κατανεµόµενη µονάδα ΣΗΘΥΑ καθαρής ισχύος 334 MW. 14

Πιν. 4.2: Θερµικοί Σταθµοί Παραγωγής Συνδεδεµένοι στο Σύστηµα σε εµπορική λειτουργία τον Ιούλιο 2018 ΠΑΡΑΓΩΓΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΜΟΝΑ Α ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΕΓΚΑΤ/ΝΗ ΙΣΧΥΣ (MW) 1 ΚΑΘΑΡΗ ΙΣΧΥΣ (MW) Λιγνιτικές Μονάδες ΕΗ ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου Άγ. ηµήτριος Ι 300 274 ΕΗ ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου Άγ. ηµήτριος ΙΙ 300 274 ΕΗ ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου Άγ. ηµήτριος ΙΙΙ 310 283 ΕΗ ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου Άγ. ηµήτριος IV 310 283 ΕΗ ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου Άγ. ηµήτριος V 375 342 ΕΗ ΑΗΣ Αµυνταίου Αµύνταιο Ι 300 273 ΕΗ ΑΗΣ Αµυνταίου Αµύνταιο ΙΙ 300 273 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά Ι 300 271 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά II 300 271 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά III 306 280 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά ΙV 306 280 ΕΗ ΑΗΣ Μεγαλόπολης Α Μεγαλόπολη III 300 255 ΕΗ ΑΗΣ Μεγαλόπολης Β Μεγαλόπολη IV 300 256 ΕΗ ΑΗΣ Μελίτης Μελίτη Ι 330 289 Σύνολο ισχύος Λιγνιτικών Μονάδων: 4337 3904 Μονάδες Φυσικού Αερίου Συνδυασµένου Κύκλου (ΜΣΚ) ΕΗ ΑΗΣ Αλιβερίου Αλιβέρι V 426,9 417 ΕΗ ΑΗΣ Κοµοτηνής ΜΣΚ Κοµοτηνής 484,6 476,3 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο ΙV («Μεγάλη ΜΣΚ») 560 550,2 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο V («Νέα ΜΣΚ») 385,2 377,6 ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΘΗΣ ΕΝΘΕΣ ΜΣΚ ΕΝΘΕΣ 408,4 400,3 ΗΡΩΝ ΙΙ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΟΣ ΘΗΣ ΗΡΩΝ ΙΙ ΜΣΚ ΗΡΩΝ ΙΙ 432 422,1 ΣΤΑΘΜΟΣ ΒΟΙΩΤΙΑΣ ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER ΘΗΣ Αγ. Θεοδώρων ΜΣΚ Αγ. Θεοδώρων 436,6 433,5 ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΘΗΣ Θίσβης ΜΣΚ Θίσβης 421,6 410 PROTERGIA S.A. ΘΗΣ Αγ. Νικολάου ΜΣΚ Αγ. Νικολάου 444,5 432,7 Σύνολο ισχύος Μονάδων ΦΑ Συνδυασµένου Κύκλου: 3999,8 3919,7 ΗΡΩΝ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΗ Μονάδες Φυσικού Αερίου Ανοικτού Κύκλου ΘΗΣ ΗΡΩΝ 3 µονάδες 148,5 147,8 Σύνολο ισχύος Ατµοστροβιλικών Μονάδων ΦΑ: 148,5 147,8 Κατανεµόµενες Μονάδες ΣΗΘΥΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΝ ΘΗΣ Αλουµινίου 3 µονάδες 334 (3) 334 Σύνολο ισχύος Κατανεµόµενων Μονάδων ΣΗΘΥΑ: 334 334 Σύνολο ισχύος Θερµοηλεκτρικών Σταθµών: 8819,3 8305,5 1. Αναφέρονται µόνον οι µονάδες που είναι σε εµπορική λειτουργία και συνδέονται στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα, ανεξάρτητα από την καταχώρησή τους στο Μητρώο Α Ι. 2. εν αναφέρονται οι Θερµοηλεκτρικοί Σταθµοί µε εγκατεστηµένη ισχύ µικρότερη των 40 MW. 3. Η εγκατεστηµένη ισχύς των µονάδων (125, 125 και 84 MW) προκύπτει από τις αντίστοιχες Άδειες Παραγωγής 1 Σύµφωνα µε την αντίστοιχη Άδεια Παραγωγής και τις Αποφάσεις της ΡΑΕ περί οριστικής απόσυρσης των µονάδων Πτολεµαΐδας Ι IV, Λιπτόλ Ι-ΙΙ, Μεγαλόπολης Ι-ΙΙ, Αλιβερίου III-IV, Λαυρίου Ι ΙΙΙ, Αγ. Γεωργίου VIII-IX. 15

4.2.2. Νέες Εντάξεις Υπό το πρίσµα της απελευθερωµένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, η εξέλιξη του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής αποτελεί ένα σηµαντικό παράγοντα αβεβαιότητας, καθώς η ένταξη νέων µονάδων δεν σχεδιάζεται πλέον κεντρικά µε στόχο τη µελλοντική επάρκεια του συστήµατος, αλλά από ανεξάρτητους παραγωγούς µε κριτήριο τη βιωσιµότητα των επενδύσεών τους. Το ακριβές χρονοδιάγραµµα υλοποίησης ήδη αποφασισµένων επενδύσεων εµπεριέχει επίσης σηµαντική αβεβαιότητα λόγω απρόβλεπτων δυσκολιών που µπορεί να ανακύψουν, είτε κατά την αδειοδοτική διαδικασία, είτε κατά το κατασκευαστικό στάδιο. Για τους σκοπούς αυτής της µελέτης έχουν ληφθεί υπόψη οι εξής νέες µονάδες που βρίσκονται σε προχωρηµένα στάδια κατασκευής: Η νέα µονάδα παραγωγής συνδυασµένου κύκλου της ΕΗ Α.Ε. στη Μεγαλόπολη, µε κατασκευή για παραγωγή ισχύος 811 MW. Ο νέος λιγνιτικός σταθµός παραγωγής της ΕΗ Α.Ε., µε προβλεπόµενη εγκατεστηµένη ισχύ 660 MW, στην Πτολεµαΐδα. Έχουν στο παρελθόν εκδοθεί αρκετές Προσφορές Σύνδεσης για άλλους συµβατικούς σταθµούς παραγωγής, λόγω όµως των τρεχουσών δυσµενών εξελίξεων δεν αναµένεται να υλοποιηθούν τουλάχιστον στο χρονικό ορίζοντα της µελέτης αυτής. 4.2.3. Αποσύρσεις Μονάδων Στα πλαίσια της υφιστάµενης νοµοθεσίας και των Ειδικών Όρων των Αδειών Παραγωγής των νέων µονάδων της, η ΕΗ Α.Ε. οφείλει να αποσύρει ή να θέσει σε καθεστώς εφεδρείας εκτάκτων αναγκών πεπαλαιωµένες µονάδες ισόποσης ισχύος. Για το σκοπό αυτό η ΕΗ Α.Ε. έχει προτείνει ένα εκτεταµένο πρόγραµµα αποσύρσεων, το οποίο έχει ήδη εγκριθεί µε τις υπ αριθµόν 111/2014, 654/2014, 184/2015 και 405/2016 αποφάσεις της ΡΑΕ. Επιπλέον, στα πλαίσια συµµόρφωσης µε την οδηγία 2010/75/ΕΕ, η ΕΗ Α.Ε. έχει ανακοινώσει 2 : την απένταξη των Μονάδων ΙΙΙ και ΙV του ΑΗΣ Καρδιάς από το Μεταβατικό Εθνικό Σχέδιο Μείωσης Εκποµπών (ΜΕΣΜΕ). την ένταξη στο καθεστώς παρέκκλισης περιορισµένης διάρκειας του άρθρου 33 της Οδηγίας 2010/75/ΕΕ, των Μονάδων, Ι ΙΙ του ΑΗΣ Αµυνταίου και Ι, ΙΙ, ΙΙΙ και ΙV του ΑΗΣ Καρδιάς. την υλοποίηση των απαραίτητων, για τη συµµόρφωση µε τους στόχους του ΜΕΣΜΕ, περιβαλλοντικών επενδύσεων στις Μονάδες Ι V του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου, σύµφωνα µε επικαιροποιηµένο χρονικό προγραµµατισµό. Για τη συµµόρφωση µε τους στόχους του ΜΕΣΜΕ, η ΕΗ Α.Ε. έχει αποφασίσει την υλοποίηση των απαραίτητων περιβαλλοντικών επενδύσεων στις µονάδες του Αγ. ηµητρίου. Σύµφωνα µε τη ΕΗ Α.Ε, και σε ότι αφορά την αναβάθµιση των µονάδων για τη µείωση των εκποµπών ΝΟ x οι απαραίτητες εργασίες απαιτούν 5-6 µήνες για κάθε µονάδα. Για τη µονάδα Αγ. ηµητρίου V οι σχετικές εργασίες έχουν ήδη ολοκληρωθεί, ενώ η µονάδα Αγ. ηµητρίου IΙΙ έχει ήδη ενταχθεί σε πρόγραµµα περιβαλλοντικής αναβάθµισης, το οποίο είναι σε εξέλιξη και θα ολοκληρωθεί εντός του 2018. Εκτιµάται ότι οι αντίστοιχες εργασίες για τη µονάδα Αγ. ηµητρίου ΙV θα έχουν ολοκληρωθεί εντός του 2018. Για τις λοιπές µονάδες προγραµµατίζονται κρατήσεις για περιβαλλοντική αναβάθµισή τους σύµφωνα µε το παρακάτω χρονοδιάγραµµα: Αγ. ηµήτριος I: από 1/9/2018 έως 29/3/2019 2 http://www.dei.com.gr/el/themata-dioikitikou-sumvouliou/ds-2013/ds-2823102013 16

Αγ. ηµήτριος II: από 30/3/2019 έως 4/11/2019 Επιπλέον, και σε ότι αφορά την περιβαλλοντική αναβάθµιση των µονάδων του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου για τη µείωση των εκποµπών SO 2, ο ακριβής προγραµµατισµός δεν έχει γνωστοποιηθεί ακόµα στον ιαχειριστή, όµως ανάλογα µε το είδος της αποθείωσης και την τεχνική που θα επιλεγεί, µπορεί να απαιτηθεί νέα διακοπή λειτουργίας των µονάδων (3 µήνες για υγρή αποθείωση ή µια µικρή συντήρηση για ξηρή αποθείωση). Για τη µονάδα Αγ. ηµητρίου V οι εργασίες αποθείωσης είναι προγραµµατισµένες για το πρώτο εξάµηνο του 2020 (29/2/2020 28/5/2020), µετά το πέρας των οποίων η ισχύς της µονάδας θα µειωθεί από 342 MW σε 326 MW, ενώ για τις υπόλοιπες µονάδες του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου διαφαίνεται ότι αυτές θα πραγµατοποιηθούν εντός των πλαισίων των προγραµµατισµένων συντηρήσεων, χωρίς να απαιτηθεί νέα διακοπή λειτουργίας των µονάδων. Η ένταξη των µονάδων των ΑΗΣ Αµυνταίου και Καρδιάς στο καθεστώς παρέκκλισης περιορισµένης διάρκειας του άρθρου 33 της Οδηγίας 2010/75/ΕΕ συνεπάγεται τον περιορισµό της λειτουργίας τους κατά την περίοδο 2016-2023 σε 17.500 ώρες ανά καµινάδα. Με τη συµπλήρωση των ωρών αυτών οι µονάδες αποσύρονται οριστικά. Λαµβάνοντας υπόψη τις υπολειπόµενες ώρες και την µέχρι το θέρος του 2018 αξιοποίηση των µονάδων αυτών, εκτιµάται ότι οι µονάδες Καρδιάς και Αµυνταίου θα πρέπει να αποσυρθούν µέχρι το τέλος του 2018, µε εξαίρεση τη µονάδα της Καρδιάς IV, η οποία εκτιµάται ότι θα πρέπει να αποσυρθεί µέχρι τον Απρίλιο του 2019. Επιπλέον, οι µονάδες Μεγαλόπολη III, Αγ. ηµήτριος Ι και Αγ. ηµήτριος ΙΙ των οποίων λήγει η Άδεια Παραγωγής εντός της υπό εξέτασης περιόδου εκτιµάται ότι θα αποσυρθούν εντός αυτής. Στον Πιν. 4.3 που ακολουθεί περιγράφονται οι µονάδες της ΕΗ Α.Ε. που θεωρείται ότι θα αποσυρθούν κατά τη διάρκεια του υπό εξέταση χρονικού ορίζοντα της µελέτης. Πιν. 4.3: Μονάδες της ΕΗ Α.Ε. που αποσύρονται µέχρι το 2030 Μονάδα Καύσιµο Καθαρή Ισχύς (MW) Αµύνταιο I Λιγνίτης 273 Αµύνταιο II Λιγνίτης 273 Καρδιά I Λιγνίτης 271 Καρδιά II Λιγνίτης 271 Καρδιά III Λιγνίτης 280 Καρδιά IV Λιγνίτης 280 Μεγαλόπολη III Λιγνίτης 255 Αγ. ηµήτριος Ι Λιγνίτης 274 Αγ. ηµήτριος ΙΙ Λιγνίτης 274 ΣΥΝΟΛΟ 2451 4.3. 4.3.1. Υδροηλεκτρικές Μονάδες Υφιστάµενες Μονάδες υδροηλεκτρικοί σταθµοί (Πιν. 4.4) βρίσκονται κυρίως στη δυτική και βόρεια Ελλάδα. Ενώ η εγκατεστηµένη ισχύς των υδροηλεκτρικών µονάδων στο Ελληνικό σύστηµα παραγωγής είναι σηµαντική (~18%), η συνεισφορά τους στο ενεργειακό ισοζύγιο είναι σχετικά µικρή. Η περιορισµένη διαθεσιµότητα νερών έχει ως αποτέλεσµα οι υδροηλεκτρικές µονάδες να 17

χρησιµοποιούνται κατά κύριο λόγο για την κάλυψη αιχµών. Στον Πιν. 4.5 φαίνεται η παραγωγή των Υ/Η µονάδων κατά την τελευταία δεκαετία, από όπου φαίνεται ότι ο συντελεστής χρησιµοποίησής τους κυµαίνεται από 10-20%, ανάλογα µε τις υδραυλικές συνθήκες κάθε έτους. Στο Σχήµα 4.1 αποτυπώνεται η πορεία των υδατικών αποθεµάτων κατά την τελευταία πενταετία, ενώ στο Σχήµα 4.2 απεικονίζονται οι συνολικές ετήσιες εισροές στους ταµιευτήρες κατά την τελευταία δεκαετία. Πιν. 4.4: Υφιστάµενοι Υδροηλεκτρικοί Σταθµοί Παραγωγής Συνδεδεµένοι στο Σύστηµα ΠΑΡΑΓΩΓΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΜΟΝΑ Α ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΕΓΚΑΤ/ΝΗ ΙΣΧΥΣ (MW) 3 ΚΑΘΑΡΗ ΙΣΧΥΣ (MW) ΕΗ ΥΗΣ Άγρα Άγρας I 25 25 ΕΗ ΥΗΣ Άγρα Άγρας II 25 25 ΕΗ ΥΗΣ Ασωµάτων Ασώµατα I 54 54 ΕΗ ΥΗΣ Ασωµάτων Ασώµατα II 54 54 ΕΗ ΥΗΣ Εδεσσαίου Εδεσσαίος 19 19 ΕΗ ΥΗΣ Θησαυρού Θησαυρός Ι (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 128 128 ΕΗ ΥΗΣ Θησαυρού Θησαυρός ΙΙ (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 128 128 ΕΗ ΥΗΣ Θησαυρού Θησαυρός ΙΙΙ (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 128 128 ΕΗ ΥΗΣ Καστρακίου Καστράκι I 80 80 ΕΗ ΥΗΣ Καστρακίου Καστράκι II 80 80 ΕΗ ΥΗΣ Καστρακίου Καστράκι IIΙ 80 80 ΕΗ ΥΗΣ Καστρακίου Καστράκι IV 80 80 ΕΗ ΥΗΣ Κρεµαστών Κρεµαστά I 109,3 109,3 ΕΗ ΥΗΣ Κρεµαστών Κρεµαστά II 109,3 109,3 ΕΗ ΥΗΣ Κρεµαστών Κρεµαστά IΙΙ 109,3 109,3 ΕΗ ΥΗΣ Κρεµαστών Κρεµαστά IV 109,3 109,3 ΕΗ ΥΗΣ Λάδωνα Λάδωνας Ι 35 35 ΕΗ ΥΗΣ Λάδωνα Λάδωνας ΙΙ 35 35 ΕΗ ΥΗΣ Πηγών Αώου Πηγές Αώου I 105 105 ΕΗ ΥΗΣ Πηγών Αώου Πηγές Αώου II 105 105 ΕΗ ΥΗΣ Πλαστήρα (Ταυρωπός) Πλαστήρας I 43,3 43,3 ΕΗ ΥΗΣ Πλαστήρα (Ταυρωπός) Πλαστήρας II 43,3 43,3 ΕΗ ΥΗΣ Πλαστήρα (Ταυρωπός) Πλαστήρας III 43,3 43,3 ΕΗ ΥΗΣ Πλατανόβρυσης Πλατανόβρυση Ι 58 58 ΕΗ ΥΗΣ Πλατανόβρυσης Πλατανόβρυση ΙΙ 58 58 ΕΗ ΥΗΣ Πολύφυτου Πολύφυτο Ι 125 125 ΕΗ ΥΗΣ Πολύφυτου Πολύφυτο ΙI 125 125 ΕΗ ΥΗΣ Πολύφυτου Πολύφυτο IΙΙ 125 125 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου I Πουρνάρι I, Μονάδα I 100 100 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου I Πουρνάρι I, Μονάδα IΙ 100 100 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου I Πουρνάρι I, Μονάδα IΙΙ 100 100 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου IΙ Πουρνάρι IΙ, Μονάδα I 16 16 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου IΙ Πουρνάρι IΙ, Μονάδα IΙ 16 16 ΕΗ ΥΗΣ Πουρναρίου IΙ Πουρνάρι IΙ, Μονάδα IΙΙ 1,6 1,6 ΕΗ ΥΗΣ Στράτου Στράτος I 75 75 ΕΗ ΥΗΣ Στράτου Στράτος II 75 75 ΕΗ ΥΗΣ Σφηκιάς Σφηκιά Ι (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 105 105 ΕΗ ΥΗΣ Σφηκιάς Σφηκιά ΙΙ (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 105 105 ΕΗ ΥΗΣ Σφηκιάς Σφηκιά ΙΙΙ (Αναστρέψιµη - αντλητική µονάδα) 105 105 ΕΗ ΥΗΣ Ιλαρίωνα Ιλαρίωνας 153 153 Σύνολο ισχύος Υδροηλεκτρικών Μονάδων: 3170,7 3170,7 1. Αναφέρονται µόνον οι µονάδες που είναι σε εµπορική λειτουργία και συνδέονται στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα, ανεξάρτητα από την καταχώρησή τους στο Μητρώο Α Ι. 2. εν αναφέρονται τα Μικρά Υδροηλεκτρικά που υπάγονται στις διατάξεις του Άρθρου 9 του Ν. 3468/06, θεωρούµενα ως Σταθµοί Παραγωγής ΑΠΕ. 3 Σύµφωνα µε την αντίστοιχη Άδεια Παραγωγής 18

Πιν. 4.5: Παραγωγή των Υ/Η µονάδων (συµπεριλαµβανοµένων και των αντλητικών µονάδων) κατά την τελευταία 10-ετία ΕΓΚ. ΙΣΧΥΣ (MW) ΚΑΘ. ΠΑΡ. (GWh) Συν/στής χρησιµοποίησης (%) 2008 3017.7 2973.5 11.22 2009 3017.7 4955.4 18.75 2010 3017.7 6702.6 25.35 2011 3017.7 3675.5 13.90 2012 3017.7 3891.7 14.68 2013 3017.7 5639.9 21.33 2014 3017.7 3906.2 14.78 2015 3017.7 5390.7 20.39 2016 3017.7 4843.3 18.27 2017 3017,7 3456.7 13.08 (GWh) 3400 3000 2600 2200 Αποθέµατα ταµιευτήρων κατά την περίοδο 2013-2017 2013 2014 2015 2016 2017 1800 1400 1000 Ιαν Φεβ Μαρ Απρ Μαιος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 4.1: Υδατικά Αποθέµατα κατά την περίοδο 2012-2017 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 (GWh) Ετήσιες Εισροές 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Σχήµα 4.2: Συνολικές ετήσιες εισροές κατά την περίοδο 2007-2017 19

4.3.2. Νέες Εντάξεις Σήµερα, 4 υδροηλεκτρικοί σταθµοί συνολικής ισχύος περίπου 700 MW έχουν ζητήσει και λάβει Προσφορά Σύνδεσης, που παραµένει σε ισχύ. Σηµειώνεται επίσης ότι υπάρχει και ο κατασκευασµένος ΥΗΣ Μεσοχώρας της ΕΗ Α.Ε., ο οποίος δεν έχει άδεια παραγωγής, αλλά για τον οποίον εγκρίθηκαν οι περιβαλλοντικοί όροι (Αύγουστος 2017). Στα πλαίσια της µελέτης αυτής δεν λαµβάνεται υπόψη η ένταξη νέων υδροηλεκτρικών σταθµών. 4.4. 4.4.1. ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ Υφιστάµενη Κατάσταση Ήδη έχει χορηγηθεί ιδιαίτερα µεγάλος αριθµός Αδειών Παραγωγής για έργα ΑΠΕ περί τα 30 GW σε όλη τη χώρα. Άδειες αυτές αφορούν κυρίως αιολικά πάρκα (Α/Π) και φωτοβολταϊκούς σταθµούς (Φ/Β) και σε µικρότερη έκταση µικρούς υδροηλεκτρικούς σταθµούς (ΜΥΗΣ) και σταθµούς καύσης βιοµάζας ή βιοαερίου (ΣΒΙΟ). Επίσης, περιλαµβάνονται και οι σταθµοί συµπαραγωγής ηλεκτρισµού και θερµότητας υψηλής απόδοσης (ΣΗΘΥΑ). Έως το τέλος του 2017, στο ΕΣΜΗΕ λειτουργούσαν σταθµοί ΑΠΕ συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος 5138 MW, εκ των οποίων τα 2302 MW αφορούν Α/Π και τα 2445 MW Φ/Β (συµπεριλαµβανοµένων των Φ/Β του Ειδικού Προγράµµατος ΦΕΚ Β 1079/2009). Παράλληλα, έχουν χορηγηθεί Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης για επιπλέον 121 σταθµούς ΑΠΕ συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος 2200 MW για σύνδεση στο Σύστηµα (χωρίς να περιλαµβάνονται οι Σταθµοί αρµοδιότητας Ε ΗΕ). Από το γενικό σύνολο των 121 Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης, οι 101 αφορούν Α/Π ισχύος 1892 MW περίπου. Ο Πιν. 4.6 συνοψίζει στατιστικά στοιχεία για τους σταθµούς ΑΠΕ που έχουν λάβει Προσφορές Σύνδεσης και αυτούς που λειτουργούν. Τα στοιχεία αυτά δηµοσιεύονται περιοδικά στην ιστοσελίδα του Α ΜΗΕ (www.admie.gr) και του ΥΠΕΝ (www.ypeka.gr). Πιν. 4.6: Ισχύς των Σταθµών Παραγωγής του Άρθρου 9 του Ν. 3468/06 (ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ) ανά είδος και ως προς το στάδιο ανάπτυξης ( εκέµβριος 2017) ΙΣΧΥΣ (MW) ΕΙ ΟΣ Με µη εσµευτικές Προσφορές Με Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης (1) Σύνδεσης (1) Σε λειτουργία (2) Α/Π 16527 1892 2302 ΜΥΗΣ 194 74 230 ΣΗΘΥΑ 61 0 100 Φ/Β 1280 301 2445 ΣΒΙΟ 91 0 61 Η/Θ 121 0 0 ΣΥΝΟΛΟ 18274 2200 5138 (1) Για σύνδεση στο Σύστηµα (αρµοδιότητας Α ΜΗΕ) (2) Περιλαµβάνονται και οι σταθµοί αρµοδιότητας Ε ΗΕ, καθώς και οι Φ/Β σταθµοί του Ειδικού Προγράµµατος ΦΕΚ Β 1079/2009. εν περιλαµβάνονται οι σταθµοί που δεν παρείχαν ενέργεια το τρέχον έτος. ως άνω Προσφορές Σύνδεσης, θεωρώντας ένα λογικό ποσοστό υλοποίησης, αναµένεται να υπερκαλύψουν τους Εθνικούς Στόχους για το 2020 (µε εξαίρεση τους µεγάλους ΥΗΣ και την αναλογία σε σταθµούς Βιοµάζας και Ηλιοθερµικούς σταθµούς). 20

Στον Πιν. 4.7 φαίνεται η εγχώρια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ στο ΕΣΜΗΕ και η αντίστοιχη εγκατεστηµένη ισχύς κατά την τελευταία δεκαετία. Η συνεισφορά των ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ στο ενεργειακό ισοζύγιο (εξαιρουµένων των κατανεµόµενων Μονάδων ΥΗΣ και ΣΗΘΥΑ), από 3,87% το 2008 ανήλθε σε 18,36% το 2017. Εάν στη συνεισφορά των ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ προστεθεί και η παραγωγή των ΥΗΣ, που για το 2017 ήταν περίπου 3457 GWh, έχουµε συνολική συνεισφορά από ανανεώσιµες πηγές ενέργειας περίπου 25,0% στο ισοζύγιο του ΕΣΜΗΕ. Πιν. 4.7: Παραγωγή Ηλεκτρικής Ενέργειας από Σταθµούς Παραγωγής του Άρθρου 9 του Ν. 3468/06 (ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ) στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα Α/Π Φ/Β (1) ΜΥΗΣ ΣΒΙΟ ΣΗΘΥΑ ΣΥΝΟΛΟ ΕΤΟΣ MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh MW GWh 2008 791 1661 11 5 158 325 39 177 63 35 1062 2203 2009 917 1908 46 45 183 657 41 182 141 144 1327 2937 2010 1039 2062 153 132 197 754 41 194 125 115 1555 3256 2011 1363 2596 439 442 205 581 45 199 89 142 2141 3959 2012 1466 3161 1126 1510 213 669 45 197 90 149 2940 5686 2013 1520 3392 2419 3408 220 771 46 210 90 119 4295 7900 2014 1662 3009 2436 3557 220 701 47 207 99 159 4464 7633 2015 1775 3856 2444 3629 224 707 52 222 100 188 4595 8602 2016 2047 4331 2444 3650 223 721 58 253 100 185 4872 9140 2017 2302 4777 2445 3719 230 586 61 278 100 195 5138 9555 (1) Από το έτος 2012 περιλαµβάνονται και οι Φ/Β σταθµοί του Ειδικού Προγράµµατος ΦΕΚ Β 1079/2009 Στον Πιν. 4.8 δίνεται ο µέσος µηνιαίος συντελεστής φόρτισης (βάση των στοιχείων της τελευταίας πενταετίας) ανά τεχνολογία ΑΠΕ. Πιν. 4.8: Μέσος µηνιαίος συντελεστής φόρτισης ανά τεχνολογία (στοιχεία 2013-2017) Αιολικά Μικρά Βιοµάζα/ υδροηλεκτρικά Βιοαέριο ΣΗΘΥΑ (%) Ιαν. 28,41 41,76 53,66 27,68 Φεβ. 29,59 51,56 53,79 26,54 Μαρ. 28,30 62,95 53,90 25,07 Απρ. 21,54 54,57 53,67 21,70 Μάϊος 21,67 45,30 52,04 15,53 Ιουν. 18,35 31,00 49,13 12,23 Ιουλ. 23,34 22,26 51,87 10,43 Αυγ 29,38 18,18 51,42 10,82 Σεπ. 18,41 16,85 51,30 12,94 Οκτ. 24,35 20,97 51,10 18,82 Νοε. 25,18 29,15 51,35 24,82 εκ. 28,67 36,71 52,84 29,48 21

4.4.2. Προβλεπόµενη εξέλιξη ΑΠΕ Η πρόβλεψη της εξέλιξης της εγκατεστηµένης ισχύος ΑΠΕ παρουσιάζει αντίστοιχες ή και µεγαλύτερες δυσχέρειες από αυτές της πρόβλεψης φορτίου. Η εξέλιξη της εγκατεστηµένης ισχύος των ΑΠΕ εξαρτάται τόσο από την πρόοδο της αδειοδοτικής διαδικασίας των έργων, όσο και από τις επενδυτικές πρωτοβουλίες και δυνατότητες των επενδυτών. Σηµειώνεται ότι υπάρχει µεγάλη χρονική υστέρηση µεταξύ του χρόνου χορήγησης των προσφορών σύνδεσης και της υλοποίησης των έργων µε ευθύνη των αντίστοιχων παραγωγών. Περαιτέρω, υποβάλλονται διαρκώς νέα αιτήµατα για έργα που έχουν ήδη αδειοδοτηθεί, ενώ αδειοδοτούνται και νέα έργα που µε τη σειρά τους υποβάλλουν αιτήµατα σύνδεσης. Η κατάσταση διαµορφώνει εξαιρετικά ασαφές πλαίσιο, µε τεράστιες αβεβαιότητες όσον αφορά τη χωρική και χρονική ένταξη των νέων σταθµών ΑΠΕ, το οποίο δυσχεραίνει τον ορθολογικό σχεδιασµό των νέων συνδέσεων και τον ορθολογικό προγραµµατισµό της µελλοντικής ανάπτυξης του Συστήµατος. Είναι αβέβαιο και απρόβλεπτο πόσα και ποιά από τα έργα που έχουν αδειοδοτηθεί, ή ακόµη και αυτά που έχουν λάβει οριστικές Προσφορές Σύνδεσης, θα προχωρήσουν σε υλοποίηση, ιδιαίτερα µέσα στο δυσµενές σήµερα οικονοµικό περιβάλλον. Στον Πιν. 4.9 που ακολουθεί περιγράφονται τα Σενάρια ιείσδυσης των ΑΠΕ που έχουν θεωρηθεί για τους σκοπούς αυτής της Μελέτης (στο οποίο περιλαµβάνονται και οι ΑΠΕ των νησιών που θα διασυνδεθούν µε το ΕΣΜΗΕ στο χρονικό ορίζοντα της µελέτης) και απεικονίζονται γραφικά στα επόµενα σχήµατα. Πιν. 4.9: Σενάρια ιείσδυσης ΑΠΕ 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 (MW) Σενάριο Ήπιας ιείσδυσης ΑΠΕ Αιολικά 2700 2950 3200 3350 3760 3930 4100 4270 4440 4610 4780 4950 Φωτοβολταϊκά 2570 2670 2770 2870 3066 3166 3266 3366 3466 3566 3666 3766 Μικρά Υδροηλεκτρικά 248 253 258 263 268 273 278 283 288 293 298 303 Βιοµάζα/Βιοαέριο 73 80 100 120 150 180 200 200 200 200 200 200 ΣΗΘΥΑ 107 110 110 125 125 125 125 125 125 125 125 125 Ηλιοθερµικά 70 70 70 70 70 70 70 70 ΣΥΝΟΛΟ 5698 6063 6438 6728 7439 7744 8039 8314 8589 8864 9139 9414 Σενάριο Αυξηµένης ιείσδυσης ΑΠΕ Αιολικά 2705 3050 3395 3740 4345 4710 5075 5440 5805 6170 6535 6900 Φωτοβολταϊκά 2690 2900 3110 3320 3626 3836 4046 4256 4466 4676 4886 5096 Μικρά Υδροηλεκτρικά 248 258 268 278 288 298 308 318 328 338 348 358 Βιοµάζα/Βιοαέριο 73 80 100 120 150 180 200 200 200 200 200 200 ΣΗΘΥΑ 107 110 110 125 125 125 125 125 125 125 125 125 Ηλιοθερµικά 70 70 70 70 70 70 70 70 ΣΥΝΟΛΟ 5823 6398 6983 7583 8604 9219 9824 10409 10994 11579 12164 12749 22

Σενάριο Ήπιας ιείσδυσης ΑΠΕ (GW) 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0,27 0,27 0,28 0,28 0,29 0,29 0,30 0,30 3,07 3,17 3,27 3,37 3,47 3,57 3,67 3,77 0,26 0,26 0,25 0,25 2,77 2,87 2,67 2,57 2,70 2,95 3,20 3,35 3,76 3,93 4,10 4,27 4,44 4,61 4,78 4,95 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Αιολικά Φωτοβολταϊκά Μικρά Υδροηλεκτρικά Άλλα Σχήµα 4.3: Σενάριο εξέλιξης εγκατεστηµένης ισχύος ΑΠΕ Ήπια ιείσδυση Σενάριο Αυξηµένης ιείσδυσης ΑΠΕ 14 (GW) 12 10 8 6 4 2 0 0,36 0,35 0,34 0,33 0,32 0,31 5,10 0,30 4,89 0,29 4,68 4,47 0,28 4,26 4,05 0,27 3,84 0,26 3,63 0,25 3,32 3,11 2,90 2,69 2,71 3,05 3,40 3,74 4,35 4,71 5,08 5,44 5,81 6,17 6,54 6,90 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Αιολικά Φωτοβολταϊκά Μικρά Υδροηλεκτρικά Άλλα Σχήµα 4.4: Σενάριο εξέλιξης εγκατεστηµένης ισχύος ΑΠΕ Αυξηµένη ιείσδυση 4.5. ιαµόρφωση Σεναρίων Εξέλιξης του Παραγωγικού υναµικού Για τους σκοπούς της Μελέτης Επάρκειας διαµορφώνεται ένα βασικό σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής για την περίοδο 2019-2030. Στο σενάριο αυτό θεωρείται ότι εντάσσονται όλες οι θερµικές που περιγράφονται στην παράγραφο 4.2.2, ενώ αποσύρονται όλες οι µονάδες του Πιν. 4.3. Όπως έχει ήδη αναφερθεί (4.2.3), οι µονάδες Αµυνταίου και Καρδιάς έχουν ενταχθεί στο καθεστώς παρέκκλισης περιορισµένης διάρκειας του άρθρου 33 της Οδηγίας 2010/75/ΕΕ, το οποίο πρακτικά σηµαίνει ότι οι µονάδες αυτές οφείλουν να περιορίσουν τη λειτουργία τους κατά την περίοδο 2016-2023 σε 17.500 ώρες ανά καµινάδα και στη συνέχεια να αποσυρθούν. Λαµβάνοντας υπόψη τη λειτουργία τους µέχρι το θέρος του 2018, εκτιµάται ότι οι υπολειπόµενες ώρες των µονάδων του ΑΗΣ Αµυνταίου και του ΑΗΣ Καρδιάς θα έχουν εξαντληθεί µέχρι το τέλος του 2018, µε εξαίρεση τη µονάδα Καρδιά IV, της οποίας οι υπολειπόµενες ώρες εκτιµάται ότι θα έχουν εξαντληθεί µέχρι τον Απρίλιο του 2019. 23

Εναλλακτική διαχείριση των υπολειπόµενων ωρών των µονάδων αυτών θα µπορούσε να καταστήσει εφικτή τη λειτουργία κάποιων εκ των µονάδων αυτών κατά τη διάρκεια του πρώτου τριµήνου του 2019 (κάλυψη υψηλών χειµερινών φορτίων), αλλά στη µελέτη αυτή επελέγη η θεώρηση της δυσµενέστερης περίπτωσης για την αξιολόγηση των αποτελεσµάτων αυτής. Σε κάθε περίπτωση, η υπόθεση αυτή δεν επηρεάζει τα αποτελέσµατα και τα συµπεράσµατα της µελέτης καθώς αφορά µόνο σε ένα βραχυχρόνιο διάστηµα κατά τη διάρκεια του πρώτου έτους. Αναφορικά µε τον προγραµµατισµό των εργασιών περιβαλλοντικής αναβάθµισης των µονάδων του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου για τη µείωση των εκποµπών NO x, όπως ήδη αναφέρθηκε (4.2.3), αυτές απαιτούν περίπου έξι µήνες για κάθε µονάδα. Επιπλέον, ανάλογα µε το είδος της αποθείωσης που θα επιλεγεί, ενδέχεται να απαιτηθεί νέα διακοπή λειτουργίας των µονάδων (3 µήνες για υγρή αποθείωση ή µια µικρή συντήρηση για ξηρή αποθείωση). εργασίες περιβαλλοντικής αναβάθµισης τη µείωση των εκποµπών NO x στην µονάδα Αγ. ηµητρίου V έχουν ήδη ολοκληρωθεί, ενώ για τις µονάδες ΙΙΙ και IV αναµένεται να ολοκληρωθούν εντός του 2018. Σύµφωνα µε τον µέχρι τώρα προγραµµατισµό, οι αντίστοιχες εργασίες στις µονάδες I και IΙ του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου θα πραγµατοποιηθούν διαδοχικά εντός της περιόδου Σεπτέµβριος 2018 Οκτώβριος 2019 και συνεπώς µια εκ των δύο µονάδων θα είναι διαρκώς εκτός λειτουργίας κατά την περίοδο αυτή. Αναφορικά µε τις εργασίες αποθείωσης, για τη µονάδα Αγ. ηµητρίου V είναι προγραµµατισµένες οι εργασίες αποθείωσης για το πρώτο εξάµηνο του 2020, ενώ για τις υπόλοιπες µονάδες του ΑΗΣ Αγ. ηµητρίου θεωρείται ότι θα πραγµατοποιηθούν εντός των πλαισίων των προγραµµατισµένων συντηρήσεων, χωρίς να απαιτηθεί νέα διακοπή λειτουργίας των µονάδων. Ο Πιν. 4.10 συνοψίζει το θεωρούµενο σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής, το οποίο εξετάζεται σε συνδυασµό και το σενάριο διείσδυσης των ΑΠΕ (Πιν. 4.9), διαµορφώνοντας έτσι το Σενάριο Αναφοράς της εξέλιξης του παραγωγικού δυναµικού κατά την περίοδο 2019-2030, το οποίο απεικονίζεται στο επόµενο σχήµα. Πιν. 4.10: Σενάριο Εξέλιξης του Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής Νέες Εντάξεις Αποσύρσεις Μονάδα Καθαρή Καθαρή Έτος Έτος Ισχύς Καύσιµο Μονάδα Ισχύς Καύσιµο ένταξης απόσυρσης (MW) (MW) Μεγαλόπολη V Αµύνταιο I 273 Λιγνίτης τέλος 2018 σε µειωµένη ισχύ 500 ΦΑ 2018 Αµύνταιο II 273 Λιγνίτης τέλος 2018 σε πλήρη ισχύ 811 ΦΑ µέσα 2019 Καρδιά I 271 Λιγνίτης τέλος 2018 Πτολεµαΐδα V 620 Λιγνίτης µέσα 2021 Καρδιά II 271 Λιγνίτης τέλος 2018 Καρδιά III 280 Λιγνίτης τέλος 2018 Καρδιά IV 280 Λιγνίτης µέσα 2019 Μεγαλόπολη III 255 Λιγνίτης τέλος 2025 Αγ. ηµήτριος Ι 274 Λιγνίτης τέλος 2029 Αγ. ηµήτριος ΙΙ 274 Λιγνίτης τέλος 2029 Το σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (Πιν. 4.10) εξετάζεται σε συνδυασµό µε τα δύο σενάρια διείσδυσης των ΑΠΕ (Πιν. 4.9), διαµορφώνοντας έτσι τα δύο σενάρια της εξέλιξης του παραγωγικού δυναµικού κατά την περίοδο 2019-2030, τα οποία απεικονίζονται στα επόµενα σχήµατα. 24

25 Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για το Σενάριο Αναφοράς, θεωρώντας το Σενάριο Ήπιας ιείσδυσης ΑΠΕ 20 (GW) 15 10 5,7 6,1 3,2 3,2 6,4 6,7 7,4 7,7 8,0 8,3 8,6 8,9 9,1 9,4 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 5 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 0 2,5 2,2 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,6 2,6 2,6 2,6 2,1 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Λιγνίτης Φυσικό αέριο ΥΗΣ ΑΠΕ Σχήµα 4.5: Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για την περίοδο 2019-2030 (Σενάριο Αναφοράς, σε συνδυασµό µε το Ήπιο Σενάριο ιείσδυσης ΑΠΕ) 25 Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για το Σενάριο Αναφοράς, θεωρώντας το Σενάριο Αυξηµένης ιείσδυσης ΑΠΕ 20 (GW) 15 10 5,8 6,4 3,2 3,2 7,0 7,6 8,6 9,2 9,8 10,4 11,0 11,6 12,2 12,7 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 3,2 5 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 0 2,5 2,2 2,9 2,9 2,9 2,9 2,9 2,6 2,6 2,6 2,6 2,1 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Λιγνίτης Φυσικό αέριο ΥΗΣ ΑΠΕ Σχήµα 4.6: Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για την περίοδο 2019-2030 (Σενάριο Αναφοράς, σε συνδυασµό µε το Αυξηµένο Σενάριο ιείσδυσης ΑΠΕ) 25

5. ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ 5.1. Γενικά Τα ευρωπαϊκά συστήµατα µεταφοράς ιστορικά, από τη µεταπολεµική περίοδο και µετά, λειτουργούσαν διασυνδεδεµένα, επιτρέποντας την ανταλλαγή ηλεκτρικής ενέργειας µεταξύ γειτονικών χωρών µε κύριο στόχο τη βελτίωση της ασφάλειας λειτουργίας των συστηµάτων και παροχή αµοιβαίας βοήθειας σε περιπτώσεις ανάγκης. Με το άνοιγµα των ευρωπαϊκών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, έχει καταστεί εφικτή η αξιοποίηση των διασυνδέσεων αυτών για εµπορική χρήση από προµηθευτές, οι οποίοι µπορούν να απευθυνθούν πλέον σε καταναλωτές άλλων ευρωπαϊκών χωρών. Η ζήτηση για πρόσβαση στα δίκτυα αυξάνεται αναλόγως µε τις τιµές και τις επενδυτικές ευκαιρίες που διαµορφώνονται σε κάθε αγορά. Το µέγεθος της διακινούµενης ενέργειας προφανώς δεν είναι απεριόριστο, αλλά περιορίζεται από την ικανότητα µεταφοράς των διασυνδετικών γραµµών µεταξύ των χωρών. Η φυσική ικανότητα µεταφοράς (θερµικά όρια) των γραµµών µεταφοράς καθορίζεται αποκλειστικά από τα τεχνικά χαρακτηριστικά των εγκαταστάσεων, αλλά και από την περίοδο του έτους (περιορίζεται κατά τους θερινούς µήνες λόγω θέρµανσης και διαστολής των αγωγών). Όµως λόγω της πολυπλοκότητας της διασυνδεδεµένης λειτουργίας των συστηµάτων και των φυσικών ροών ηλεκτρικής ενέργειας που καθορίζονται από τους νόµους της φυσικής, η εµπορική ικανότητα που διατίθεται από τους ιαχειριστές είναι εν γένει µικρότερη από τη φυσική ικανότητα των γραµµών, καθώς η πραγµατική ροή ηλεκτρικής ενέργειας στις γραµµές επηρεάζεται από την παραγωγή και την κατανάλωση ενέργειας σε κάθε κόµβο του συστήµατος. Η ανάπτυξη των ηλεκτρικών διασυνδέσεων µεταξύ χωρών αποτελεί µια από τις σηµαντικότερες προτεραιότητες των ιαχειριστών των Συστηµάτων Μεταφοράς στην Ευρώπη, δεδοµένου ότι: συµβάλλει δραστικά στην ασφάλεια της τροφοδοσίας αποτελεί καθοριστικό παράγοντα για την ενοποίηση των εθνικών αγορών ηλεκτρικής ενέργειας (σύµφωνα µε το κριτήριο της Barcelona, η ελάχιστη ικανότητα εισαγωγής ηλεκτρικής ενέργειας θα πρέπει να είναι τουλάχιστον ίση µε το 10% της εγκατεστηµένης ισχύος παραγωγής σε κάθε χώρα) θα επιτρέψει την επιθυµητή µεγάλη διείσδυση ΑΠΕ στην Ευρώπη, καθώς αυτή θα απαιτήσει την ικανότητα διακίνησης σηµαντικών ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας σε µεγάλες αποστάσεις ενώ η αντικατάσταση συµβατικών σταθµών από µονάδες ΑΠΕ θα οδηγήσει σε ανάγκες σηµαντικής ικανότητας µεταφοράς µεταξύ Συστηµάτων για λόγους ρύθµισης Από το 1991 υπάρχει στενή συνεργασία για την ορθολογική διαχείριση και την περαιτέρω ανάπτυξη των διασυνδέσεων µεταξύ των ιαχειριστών της περιοχής, η οποία συστηµατοποιήθηκε περαιτέρω το 2006, οπότε υιοθετήθηκε από την UCTE ο «συντονισµένος σχεδιασµός» (coordinated planning). Το 2009, µε τη δηµιουργία του ENTSO-E, ακολουθώντας τις επιταγές του 3ου πακέτου πολιτικής για την ενέργεια (3rd Energy Package) θεσµοθετήθηκε η έκδοση του εκαετούς Προγράµµατος Ανάπτυξης των Ευρωπαϊκών ικτύων (TYNDP Ten Year Network Development Plan), καθώς και έξι Περιφερειακών Προγραµµάτων Ανάπτυξης (RgIPs Regional Investment Plans). Τα κείµενα 26