ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ

ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟ Ο 2013 2020 Αθήνα, Οκτώβριος 2013

ΠΙΝΑΚΑΣ ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΩΝ 1. ΕΙΣΑΓΩΓΗ... 1 1.1. Θεσµικό Πλαίσιο... 1 1.2. Σκοπός και Μεθοδολογία... 1 1.2.1. Σκοπός...1 1.2.2. Περιορισµοί... 1 1.2.3. οµή της Μελέτης... 2 2. ΖΗΤΗΣΗ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ... 3 2.1. Ιστορικά Στοιχεία... 3 2.2. Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας... 5 3. ΑΙΧΜΗ ΦΟΡΤΙΟΥ... 8 3.1. Ιστορικά Στοιχεία... 8 3.2. Προβλέψεις Ετήσιων Αιχµών Φορτίου... 10 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... 18 4.4. ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ... 19 4.4.1. Υφιστάµενη Κατάσταση... 19 4.4.2. Προβλεπόµενη εξέλιξη ΑΠΕ... 20 4.5. ιαµόρφωση Σεναρίων Εξέλιξης του Παραγωγικού υναµικού... 21 5. ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ... 23 5.1. Γενικά... 23 5.2. ιεθνής ιασυνδέσεις του ΕΣΜΗΕ... 24 5.3. Ιστορικά Στοιχεία Αξιοποίησης ιασυνδέσεων... 24 6. ΝΤΕΤΕΡΜΙΝΙΣΤΙΚΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ... 27 6.1. Ορισµός Παραµέτρων... 27 6.1.1. Χρονικά Σηµεία Αναφοράς... 28 6.1.2. Φορτίο... 29 6.1.3. Καθαρή Ισχύς... 29 6.1.4. Μη ιαθέσιµη Ισχύς... 30 6.1.5. Ικανότητα Μεταφοράς ιασυνδέσεων... 31 6.2. Αποτελέσµατα Μεθοδολογίας... 31 6.2.1. Κύρια Σενάρια... 31 6.2.2. Επίδραση απόσυρσης µονάδων κατά το 2013... 33 6.2.3. Επίδραση απόσυρσης επιπλέον µονάδων κατά το 2016... 34 6.2.4. Επίδραση εναλλακτικών σεναρίων απόσυρσης µονάδων κατά το 2020... 35 7. ΣΤΟΧΑΣΤΙΚΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ... 38 7.1. Στοχαστική (Πιθανοτική) Θεώρηση... 38 7.1.1. Κριτήριο Αξιοπιστίας... 39 7.2. Υποθέσεις...39 7.2.1. Σύστηµα Ηλεκτροπαραγωγής... 39 7.2.2. Φορτίο... 41 7.3. Αποτελέσµατα... 42 7.3.1. Βασικό Σενάριο... 42 7.3.2. Επίδραση απόσυρσης µονάδων κατά το 2013... 42 7.3.3. Επίδραση απόσυρσης επιπλέον µονάδων κατά το 2016... 44 7.3.4. Επίδραση εναλλακτικών σεναρίων απόσυρσης µονάδων κατά το 2020... 46 7.3.5. Ανάλυση ευαισθησίας για το έτος 2020... 48 i

8. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ... 50 9. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Ι: ΜΕΘΟ ΟΛΟΓΙΑ ΕΚΤΙΜΗΣΗΣ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ENTSO-E... 52 9.1. Ορισµοί... 52 9.1.1. Χρονικά Σηµεία Αναφοράς (Reference points)... 52 9.1.2. Φορτίο (Load)... 52 9.1.3. ιαχείριση Φορτίου (Load Management)... 52 9.1.4. Καθαρή Ισχύς (Net Generating Capacity)... 52 9.1.5. Μη ιαθέσιµη Ισχύς (Unavailable Capacity)... 52 9.1.5.1. Μη Χρησιµοποιούµενη Ισχύς (Non-Usable Capacity)... 53 9.1.5.2. Συντήρηση (Maintenance and Overhauls)... 53 9.1.5.3. Βλάβες Μονάδων Παραγωγής (Outages)... 53 9.1.5.4. Εφεδρεία Συστήµατος (System Services Reserve)... 54 9.1.6. Αιχµή Φορτίου (Peak Load)... 54 9.1.7. Περιθώριο έναντι της Εποχικής Αιχµής Φορτίου (Margin against Seasonal Peak Load) 54 9.1.8. Εφεδρική Ισχύς (Spare Capacity)... 54 9.1.9. Ταυτοχρονισµένη Ικανότητα Μεταφοράς ιασυνδέσεων (Simultaneous Interconnection Transmission Capacities)... 54 9.2. είκτες Αξιοπιστίας... 54 9.2.1. Αξιόπιστα ιαθέσιµη Ισχύς (Reliably Available Capacity)... 55 9.2.2. ιαθέσιµη Ισχύς (Remaining Capacity)... 56 9.2.3. Περιθώριο Επάρκειας (Adequacy Reference Margin)... 56 9.3. Εκτίµηση Επάρκειας του Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής... 56 9.3.1. Εκτίµηση Επάρκειας σε χρονικά σηµεία αναφοράς, υπό κανονικές συνθήκες... 56 9.3.2. Εκτίµηση Εποχικής Επάρκειας στην πλειονότητα των περιπτώσεων... 56 10. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ ΙΙ: ΑΝΑΛΥΤΙΚΑ ΑΠΟΤΕΛΕΣΜΑΤΑ ΕΦΑΡΜΟΓΗΣ ΤΗΣ ΜΕΘΟ ΟΛΟΓΙΑΣ ΤΟΥ ENTSO-E... 57 10.1. Βασικό Σενάριο... 57 10.2. Αισιόδοξο Σενάριο... 61 11. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ ΙΙΙ: ΜΟΝΤΕΛΟ ΥΠΟΛΟΓΙΣΜΟΥ ΕΙΚΤΗ ΑΞΙΟΠΙΣΤΙΑΣ LOLP... 64 12. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ IV: ΤΙΜΕΣ ΤΟΥ ΕΙΚΤΗ EFOR D... 66 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. Σκοπός και Μεθοδολογία 1.2.1. 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 την επόµενη δεκαετία. 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. Σηµειώνεται, ότι σύµφωνα µε το Άρθρο 210 του Κώδικα ιαχείρισης του ΕΣΜΗΕ, όταν, βάσει της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος, διαπιστώνεται µελλοντικός κίνδυνος ανεπάρκειας ισχύος, που δεν αναµένεται να καλυφθεί από ανεξάρτητες επιχειρηµατικές πρωτοβουλίες, ο ιαχειριστής του ΕΣΜΗΕ δύναται να προβεί σε διενέργεια διαγωνισµών για τη σύναψη Σ Ι (Συµβάσεων ιαθεσιµότητας Ισχύος) νέων Μονάδων Παραγωγής. 1.2.2. Περιορισµοί Η Μελέτη Επάρκειας Ισχύος συνοψίζει τις προβλέψεις εκτιµήσεις του ιαχειριστή σχετικά µε τη µελλοντικής επάρκεια του συστήµατος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και δεν µπορεί να θεωρηθεί ως 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 µέχρι τώρα δεδοµένα που υπάρχουν στη διάθεση του ιαχειριστή, θεωρώντας ότι κατά τη διάρκεια της υπό εξέτασης περιόδου δεν συµβαίνει κάποια δραστική εξέλιξη. Με άλλα λόγια, επιχειρείται να δοθεί µια ρεαλιστική 1

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. 1.2.3. οµή της Μελέτης Τα κυριότερα µεγέθη που καθορίζουν την επάρκεια του συστήµατος παραγωγής για αξιόπιστη εξυπηρέτηση της ζήτησης (ενέργειας και αιχµής) είναι: Η διαθεσιµότητα των µονάδων παραγωγής Η εξέλιξη του φορτίου (ζήτηση ισχύος και ενέργειας) Ο βαθµός διείσδυσης µονάδων ΑΠΕ Η διαθεσιµότητα ισχύος για εισαγωγές από τις διασυνδέσεις Οι συνθήκες υδραυλικότητας Η παράµετρος που ουσιαστικά καθορίζει την επάρκεια του συστήµατος παραγωγής είναι η διαθεσιµότητα των µονάδων παραγωγής. Οι µονάδες µπορεί να είναι εκτός λειτουργίας, είτε λόγω προγραµµατισµένης συντήρησης, είτε λόγω τυχαίας βλάβης. Οι 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 συνήθως 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 συνήθως εκτιµάται µε την ανάλυση εναλλακτικών σεναρίων και υποθέσεων. Στα πλαίσια της παρούσας Μελέτης Επάρκειας Ισχύος για την περίοδο 2013 2020 η επάρκεια του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής εκτιµάται τόσο ντετερµινιστικά, όσο και πιθανοτικά. Ειδικότερα, εφαρµόζεται η ντετερµινιστική µεθοδολογία για την εκτίµηση επάρκειας συστηµάτων ηλεκτροπαραγωγής του ENTSO-E και στη συνέχεια λαµβάνοντας υπόψη τις ίδιες υποθέσεις και παραδοχές, υπολογίζεται µε στοχαστικό µοντέλο ο πιθανοτικός δείκτης αξιοπιστίας LOLE (Loss of Load Expectation) για τα έτη 2013, 2016 και 2020. Στα κεφάλαια 2 έως 5 παρουσιάζονται αναλυτικά 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 παρουσιάζεται συνοπτικά η ντετερµινιστική µεθοδολογία για την εκτίµηση επάρκειας συστηµάτων ηλεκτροπαραγωγής που ακολουθεί ο ENTSO-E, όπως αυτή εφαρµόζεται για την έκδοση της ετήσιας έκθεσης Scenario Outlook & Adequacy Forecast (SO&AF). Στη συνέχεια παρουσιάζονται τα αποτελέσµατα εφαρµογής της µεθοδολογίας αυτής στο Ελληνικό σύστηµα ηλεκτροπαραγωγής για την περίοδο 2013 2020. Στο κεφάλαιο 7 παρουσιάζονται τα αποτελέσµατα υπολογισµού του πιθανοτικού δείκτη αξιοπιστίας LOLE (Loss of Load Expectation) για το Ελληνικό σύστηµα ηλεκτροπαραγωγής για την περίοδο 2013 2020. 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, συµπεριλαµβάνεται όµως η διεσπαρµένη παραγωγή) από το 2000 και µετά. Την περίοδο 2000 2008 υπήρξε συνεχής αύξηση της συνολικής καθαρής ζήτησης. Την τελευταία τετραετία, ως επακόλουθο της οικονοµικής κρίσης, παρατηρείται συνεχής µείωση. TWh 60 55 50 45 40 35 30 Εξέλιξη Ζήτησης Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας (TWh) Ετήσια Αιχµή (GW) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 GW 12 11 10 9 8 7 6 Σχήµα 2.1: Εξέλιξη της Συνολικής Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της διεσπαρµένης παραγωγής) κατά την περίοδο 2000-2012 Ο µέσος ετήσιος ρυθµός αύξησης της συνολικής καθαρής ζήτησης κατά την περίοδο 2000-2008 ήταν 3.1%, παρουσιάζοντας σηµαντική µείωση σε σχέση µε τις περασµένες δεκαετίες. Το 2008, απαρχή της οικονοµικής κρίσης, η συνολική καθαρή ζήτηση (χωρίς το φορτίο άντλησης) στο Σύστηµα ανήλθε στις 56.3 TWh, 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%. Το έτος 2012 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ παρέµεινε σχεδόν αµετάβλητη σε σχέση µε το 2011, ενώ τη χρονική περίοδο 2008 2012 η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας µειώθηκε κατά 6% περίπου. Πρέπει να τονιστεί ότι τα τελευταία χρόνια, η ανάπτυξη της διεσπαρµένης παραγωγής, ιδίως 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, 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 διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στο ίκτυο. Αξίζει να σηµειωθεί ότι ήδη κατά το 2012, η διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ, η οποία δεν µετράται στα όρια του Συστήµατος, ανήλθε σε περίπου 2,6 TWh. 3

Έτος Πιν. 2.1: Εξέλιξη της Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Καθαρό Φορτίο Συστήµατος (*) (GWh) Ετήσια µεταβολή Συνολική Καθαρή Ζήτηση (GWh) Ετήσια µεταβολή 2002 46 974 46 974 2003 49 732 5.87% 49 732 5.87% 2004 50 954 2.46% 51 225 3.00% 2005 52 553 3.14% 52 880 3.23% 2006 53 597 1.99% 53 990 2.10% 2007 55 253 3.09% 55 690 3.15% 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% 52 862-0.10% 2013** (22 523) (24 529) 10-ετία 2003-2012 0.68% Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2003-2007 2.87% 5-ετία 2008-2012 -1.57% 3-ετία 2010-2012 -0.64% (*) Θεωρείται το φορτίο στην Υ.Τ. χωρίς το φορτίο άντλησης. εν συµπεριλαµβάνεται το φορτίο που καλύφθηκε από τη διεσπαρµένη παραγωγή που συνδέεται στο ίκτυο ιανοµής. Περιλαµβάνονται οι απώλειες Συστήµατος Μεταφοράς. (**) Προσωρινά στοιχεία µέχρι και τον Ιούνιο Στο Σχήµα 2.2 παρουσιάζονται οι συνιστώσες του συνολικού Φορτίου Συστήµατος (συµπεριλαµβανοµένου και του φορτίου άντλησης) για τα έτη 2004 και 2012. Σχήµα 2.2: Ποσοστιαία κατανοµή συνολικού Φορτίου Συστήµατος για τα έτη 2004 και 2012 Στον Πιν. 2.2 δίνεται το µηνιαίο καθαρό φορτίο ηλεκτρικής ενέργειας όπως καταγράφεται στα όρια του Συστήµατος Μεταφοράς για την περίοδο 2009 2012. 4

Πιν. 2.2: Μηνιαίο Καθαρό Φορτίο Ηλεκτρικής Ενέργειας για την περίοδο 2009-2012 2009 2010 2011 2012 (GWh) Ιαν. 4564 4545 4477 4637 Φεβ. 4174 3994 4049 4289 Μαρ. 4289 4196 4288 4067 Απρ. 3793 3790 3725 3389 Μάιος 4113 4073 3846 3643 Ιουν. 4571 4474 4102 4304 Ιουλ. 5408 5270 5371 5438 Αυγ 4756 5382 4764 4765 Σεπ. 4135 4171 4280 3825 Οκτ. 4104 4034 3946 3727 Νοε. 4096 3962 4250 3770 εκ. 4433 4438 4394 4437 Σύνολο 52436 52329 51492 50289 Όπως φαίνεται από τον πιο πάνω πίνακα, παρατηρείται σηµαντική µείωση του καθαρού φορτίου ηλεκτρικής ενέργειας που διακινείται στο Σύστηµα καθ όλη τη διάρκεια του 2011 και του 2012, η οποία οφείλεται τόσο στις δυσµενείς οικονοµικές συνθήκες, όσο και στην ολοένα αυξανόµενη διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ. Στο Σχήµα 2.3 παρουσιάζονται λεπτοµερώς τα ισοζύγια των ετών 2004 και 2012. Σχήµα 2.3: Ποσοστιαία κατανοµή παραγωγής ενέργειας για τα έτη 2004 και 2012(συµπεριλαµβάνεται και η διεσπαρµένη παραγωγή) 2.2. Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας Οι κύριοι παράγοντες που επιδρούν στη διαµόρφωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα σε µεσο-µακροπρόθεσµη βάση είναι οι εξής: Οι οικονοµικές συνθήκες της χώρας, µε βασικό δείκτη µέτρησης το ΑΕΠ. Οι αλλαγές στις καταναλωτικές συνήθειες (κλιµατισµός, χρήση ηλεκτρισµού στις µεταφορές, χρήση ηλεκτρονικών υπολογιστών, 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). 5

Πληθυσµιακή εξέλιξη. ιάφορα µέτρα εξειδίκευσης πολιτικών, όπως εξοικονόµηση ενέργειας, περιβαλλοντικοί περιορισµοί, κ.λ.π. Οι προβλέψεις του Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της ζήτησης ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ κατά την επόµενη δεκαετία (2013-2023) βασίζονται στα διαθέσιµα ιστορικά στοιχεία της ζήτησης και σε δηµοσιευµένες προβλέψεις που έχουν εκπονηθεί από άλλους αρµόδιους φορείς (µεσοπρόθεσµη εξέλιξη του ΑΕΠ, µακροπρόθεσµες προβλέψεις της ζήτησης κλπ), λαµβάνοντας υπόψη τυχόν διαθέσιµες προβλέψεις προµηθευτών. Η πρόβλεψη ζήτησης ενέργειας αντιµετωπίζεται µε τη χρήση σεναρίων (εύλογες υποθέσεις σχετικά µε το τι θα µπορούσε να συµβεί στο µέλλον βασισµένες στην προηγούµενη και τρέχουσα εµπειρία, αλλά και υποθέσεις σχετικά µε το πώς οι σχετικές τάσεις µπορεί να εξελιχθούν). ιαµορφώνονται τρία σενάρια εξέλιξης της ζήτησης: ANAΦΟΡΑΣ, ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ και ΧΑΜΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ. Οι προβλέψεις του Α ΜΗΕ σχετικά µε τη συνολική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της ζήτησης που εξυπηρετείται τοπικά από διεσπαρµένη παραγωγή ΑΠΕ) στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα για την περίοδο 2012 2023, συνοψίζονται στον Πιν. 2.3. Πρέπει να σηµειωθεί ότι από το 2017, στις προβλέψεις του Πιν. 2.3 συµπεριλαµβάνεται και η ζήτηση των Κυκλάδων, ενώ από το 2020 και το φορτίο της Κρήτης, κάνοντας την υπόθεση ότι στο τέλος του 2019 θα έχει επιτευχθεί η διασύνδεση της Μεγαλονήσου. Πιν. 2.3: Σενάρια Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της συνολικής ζήτησης ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ (2012-2023) Σενάριο Έτος ΧΑΜΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ (GWh) ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2012 52862 52862 52862 2013 53020 53285 53390 2014 53180 53710 53925 2015 53340 54140 54460 2016 53765 54840 55445 2017 54620 56000 56900 2018 55050 56720 57920 2019 55720 57740 59190 2020 59600 62040 63800 2021 60480 63250 65350 2022 61370 64490 66940 2023 62280 65750 68580 Ως σηµείο αναφοράς και των τριών σεναρίων λαµβάνεται η συνολική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ κατά το 2012, λαµβάνοντας υπόψη και τη διεσπαρµένη παραγωγή. Κάθε σενάριο εξέλιξης της ζήτησης θεωρείται ότι κυµαίνεται µεταξύ ενός άνω και κάτω ορίου. Τα όρια αυτά διαµορφώνονται υιοθετώντας εύλογες και συνεπείς υποθέσεις, λαµβάνοντας υπόψη την αναµενόµενη εξέλιξη του ΑΕΠ, καθώς και την τάση των περασµένων ετών. Στην παρούσα χρονική περίοδο, εν µέσω της ύφεσης της οικονοµικής 6

δραστηριότητας, η χρησιµοποίηση των τάσεων των τελευταίων ετών είναι ιδιαίτερα επισφαλής για τη διαµόρφωση σεναρίων για το µέλλον. Επιπλέον, το µέγεθος της οικονοµικής ύφεσης, αλλά και η διάρκειά της, καθώς και η επίπτωσή της στην εξέλιξη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας δεν µπορούν να προβλεφθούν µε ασφάλεια. Βάσει των προβλέψεων εξέλιξης του ΑΕΠ, υιοθετείται η υπόθεση ότι η σταδιακή ανάκαµψη της οικονοµίας θα αρχίσει να διαφαίνεται από το 2014, ενώ το 2018 (για το σενάριο Αναφοράς) η συνολική ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας θα έχει επανέλθει στα επίπεδα του 2008. Συγκεκριµένα, το σενάριο ΑΝΑΦΟΡΑΣ του Α ΜΗΕ διαµορφώθηκε θεωρώντας ότι µετά το 2015 παραµένει σχετικά χαµηλός και διαµορφώνεται ελαφρά υψηλότερος από την τάση της τελευταίας δεκαετίας (1%). Επιπλέον, υποθέτει ότι µέτρα εξοικονόµησης ενέργειας δεν έχουνε σηµαντική επίδραση στην εξέλιξη του φορτίου. Το σενάριο ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ του Α ΜΗΕ αναπτύχθηκε µε βάση τις ίδιες υποθέσεις που θεωρήθηκαν για το σενάριο ΑΝΑΦΟΡΑΣ, θεωρώντας ότι ο ρυθµός αύξησης της ζήτησης θα διαµορφωθεί ελαφρά χαµηλότερος από την τάση της περιόδου 2000-2010 (1.5%). Το σενάριο ΧΑΜΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ του Α ΜΗΕ αναπτύχθηκε θεωρώντας ότι ο ρυθµός αύξησης της ζήτησης µετά το 2015 παραµένει χαµηλός και διαµορφώνεται ελαφρά χαµηλότερος από την τάση της τελευταίας δεκαετίας (0.5%). Επιπλέον, θεωρείται ότι υλοποιούνται στο µέγιστο τα µέτρα εξοικονόµησης που περιγράφονται στο Σχέδιο ράσης Ενεργειακής Αποδοτικότητας (Σ ΕΑ). 7

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 2002 και µετά, ενώ στον Πιν. 3.2 δίνονται οι µηνιαίες αιχµές (µέση ωριαία τιµή) για την περίοδο 2009 2012. Έτος Πιν. 3.1: Εξέλιξη της ετήσιας αιχµής φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Ετήσια αιχµή ( 1 ) (MW) Ετήσια ποσοστιαία µεταβολή 2002 8924 (2) 2003 9042 (2) 1.32% 2004 9370 (3, 4) 3.63% 2005 9491 (2) 1.29% 2006 9889 4.19% 2007 10411 (2) 5.28% 2008 10217 (2) -1.86% 2009 9762 (5) -4.45% 2010 9794 (5) 0.33% 2011 9868 (5) 0.76% 10-ετία 2003-2012 Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2003-2007 3.6% 5-ετία 2008-2012 3-ετία 2010-2012 2012 9735 (5) -1.35% (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 150 MW το 2002 (εκτιµώµενη αιχµή 9100 MW), 70 MW το 2003 (εκτιµώµενη αιχµή 9112 MW), 165 MW το 2005 (εκτιµώµενη αιχµή 9651 MW), 500 MW το 2007 (εκτιµώµενη αιχµή 10911 MW) και 150 MW το 2008 (εκτιµώµενη αιχµή 10367 MW) (3) Αναφέρεται στην ώρα του Black-Out στις 12/7/2004, 12:39 µµ (4) 9600 MW είναι η εκτίµηση ΕΣΜΗΕ για την αιχµή του 2004 (αν δεν συνέβαινε το Black-Out) (5) εν συµπεριλαµβάνεται η διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ στο ίκτυο, η οποία ήταν 47 MW το 2009 (εκτιµώµενη αιχµή 9809 MW), 78 MW το 2010 (εκτιµώµενη αιχµή 9872 MW), 145 MW το 2011 (εκτιµώµενη αιχµή 10013 MW) και 638 MW το 2012 (εκτιµώµενη αιχµή 10373 MW) 0.8% -1.2% -0.3% Σηµειώνεται ότι κατά τη χρονική περίοδο 2009 2012 υπάρχει πρακτικά σταθεροποίηση της αιχµής φορτίου στο Σύστηµα. Στο Σχήµα 3.1 φαίνεται η επίδραση της διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στο ίκτυο κατά την ώρα της ετήσιας αιχµής από το 2009 και µετά. 8

(MW) 10600 10400 10200 10000 9800 9600 9400 9200 9000 Επίδραση της ιεσπαρµένης Παραγωγής από ΑΠΕ στην Ετήσια Αιχµή Συνολική Ετήσια Αιχµή Μετρούµενη Ετήσια Αιχµή 2009 2010 2011 2012 Σχήµα 3.1: Επίδραση ιεσπαρµένης Παραγωγής κατά την ώρα της ετήσιας αιχµής Πιν. 3.2: Μηνιαία Αιχµή Φορτίου (µέση ωριαία) για την περίοδο 2009-2012 2009 2010 2011 2012 (MW) Ιαν. 8332 8714 8027 8734 Φεβ. 8288 8317 8153 8529 Μαρ. 7718 7863 8299 8080 Απρ. 7157 7065 7041 6726 Μάιος 7461 7341 6755 6517 Ιουν. 9035 9732 7564 8361 Ιουλ. 9762 9794 9868 9735 Αυγ. 9329 9441 8314 8809 Σεπ. 8294 7588 7981 7440 Οκτ. 7290 7349 7298 6973 Νοε. 7711 7251 7965 7279 εκ. 8060 8457 7834 8470 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. 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 2010 2012. Το ετήσιο ελάχιστο του Συστήµατος εµφανίζεται κατά τις πρώτες πρωινές ώρες, την περίοδο του Πάσχα. 9

Πιν. 3.3: Εξέλιξη του ετήσιου ελάχιστου φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Έτος Ετήσιο ελάχιστο ( 1 ) (MW) ιαφορά από προηγ. έτος (%) 2002 2907 2003 2989 2.82 2004 3155 5.55 2005 3214 1.87 2006 3201-0.40 2007 3429 7.12 2008 3411-0.52 2009 3238-5.07 2010 3326 2.72 2011 3356 0.90 2012 3015-10.17 (1) Συµπεριλαµβάνονται οι απώλειες Μεταφοράς Μέση ετήσια µεταβολή 10-ετία 5-ετία 3-ετία 2003-2012 2008-2012 2010-2012 0.10% -3.04% -4,79% Πιν. 3.4: Μηνιαίο Ελάχιστο Φορτίο (µέσο ωριαίο) ΕΣΜΗΕ την περίοδο 2010-2012 2010 2011 2012 (MW) Ιαν. 3789 4085 4121 Φεβ. 3937 4200 4152 Μαρ. 3843 3920 3587 Απρ. 3326 3404 3015 Μάϊος 3642 3356 3348 Ιουν. 3834 3837 3575 Ιουλ. 4486 4703 4880 Αυγ 4950 4411 4434 Σεπ. 3963 4068 3807 Οκτ. 3738 3836 3650 Νοε. 3766 4004 3605 εκ. 3836 4067 3733 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 10

των καταναλωτών κατά τις ώρες των θερινών αιχµών, ειδικά σε συνθήκες παρατεταµένου καύσωνα. Η διαµόρφωση των σεναρίων εξέλιξης της αιχµής έχει στηριχθεί στην υπόθεση ότι ο συντελεστής φορτίου θα παραµείνει στο επίπεδο του µέσου όρου των τελευταίων ετών 60.5% και αντιστοιχεί σε µέσες κλιµατολογικές συνθήκες. Είναι φανερό ότι συνθήκες παρατεταµένου καύσωνα θα µπορούσαν να οδηγήσουν σε υψηλότερες αιχµές φορτίου. 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. Οι τιµές του πίνακα αναφέρονται δηλαδή σε µεσηµβρινή αιχµή το θέρος χωρίς να έχει αφαιρεθεί η ισχύς που παράγεται από διεσπαρµένη παραγωγή από Φ/Β. Πιν. 3.5: Πρόβλεψη ετήσιας αιχµής φορτίου στο Σύστηµα (µεσηµβρινή αιχµή χωρίς να ληφθεί υπόψη η διεσπαρµένη παραγωγή) Σενάριο Ήπιο Αναφοράς Ακραίο Έτος (MW) 2012 10373 10373 10373 2013 10000 10050 10075 2014 10030 10130 10175 2015 10065 10215 10275 2016 10145 10350 10460 2017 10310 10570 10740 2018 10390 10700 10930 2019 10510 10900 11170 2020 11245 11700 12040 2021 11410 11930 12330 2022 11580 12170 12630 2023 11750 12400 12940 Σήµερα, στο Ηπειρωτικό Σύστηµα λειτουργούν περί τα 2400MW Φ/Β, τα πλείστα σε επίπεδο ΜΤ και ΧΤ. Συνεπώς, η µεσηµβρινή ισχύς που θα διακινηθεί από το Σύστηµα Μεταφοράς θα είναι, από το θέρος του 2013 και µετά, περί τα 1400 µε 1700 MW χαµηλότερη από αυτή του πιο πάνω Πιν. 3.5, µέγεθος που συνεχώς θα αυξάνει καθώς επιπλέον Φ/Β προστίθενται. 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. Στα Σχήµατα 3.2 και 3.3 παρουσιάζεται η τυπική ηµερήσια ζήτηση για τον Ιανουάριο και τον Ιούνιο αντίστοιχα, ενώ στο Σχήµα 3.4 φαίνεται η καµπύλη διάρκειας φορτίου για το πρώτο εξάµηνο του 2013. Από ιστορικά στοιχεία διαπιστώνεται ότι η βραδινή αιχµή ζήτησης φορτίου και πάλι εµφανίζεται τους θερινούς µήνες σε ηµέρες καύσωνα, είναι όµως αρκετά χαµηλότερη από την µεσηµβρινή αιχµή. Ο Πιν. 3.6 που ακολουθεί παρέχει τις προβλέψεις των βραδινών αιχµών, όπως αυτές προκύπτουν λαµβάνοντας υπόψη τη συσχέτιση των βραδινών θερινών αιχµών µε τις αντίστοιχες ετήσιες ηµερήσιες. 11

8.500 8.000 7.500 7.000 6.500 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 13 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 12 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 11 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 10 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 09 ΙΑΝΟΥΑΡΙΟΣ 08 6.000 5.500 5.000 4.500 4.000 3.500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σχήµα 3.2: Τυπική ηµερήσια καµπύλη φορτίου για τον Ιανουάριο 9.500 9.000 8.500 8.000 7.500 ΙΟΥΛΙΟΣ 13 ΙΟΥΛΙΟΣ 12 ΙΟΥΛΙΟΣ 11 ΙΟΥΛΙΟΣ 10 ΙΟΥΛΙΟΣ 09 ΙΟΥΛΙΟΣ 08 7.000 6.500 6.000 5.500 5.000 4.500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Σχήµα 3.3: Τυπική ηµερήσια καµπύλη φορτίου για τον Ιούλιο 12

1,0 0,9 2008 2013 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 Ώρες Σχήµα 3.4: Κανονικοποιηµένη Καµπύλη ιάρκειας Φορτίου για το πρώτο εξάµηνο του 2013 Πιν. 3.6: Πρόβλεψη βραδινής θερινής αιχµής φορτίου στο Σύστηµα Σενάριο Ήπιο Αναφοράς Ακραίο Έτος (MW) 2012 9163 9163 9163 2013 9150 9200 9215 2014 9180 9270 9310 2015 9200 9350 9400 2016 9280 9465 9570 2017 9430 9670 9820 2018 9500 9790 10000 2019 9620 9970 10215 2020 10290 10710 11010 2021 10440 10920 11280 2022 10590 11130 11550 2023 10750 11350 11840 13

4. ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ 4.1. Σύνοψη Υφιστάµενου Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής Η συνολική εγκατεστηµένη ισχύς στο ΕΣΜΗΕ ανέρχεται σε 17,4 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 (1/6/2013) Εγκατεστηµένη Ισχύς (MW) (%) Θερµικές Μονάδες 10.238,5 58,8 Υδροηλεκτρικές Μονάδες µε ταµιευτήρα 3.017,7 17,3 ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ 4.169,81 23,9 ΣΥΝΟΛΟ 17.426,01 100,0 4.2. Θερµικές Μονάδες 4.2.1. Υφιστάµενες Μονάδες Η πλειονότητα του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (58.8% της συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος) αποτελείται από θερµικές µονάδες, οι οποίες περιλαµβάνουν λιγνιτικές, πετρελαϊκές µονάδες και µονάδες φυσικού αερίου, όπως φαίνεται και στον Πιν. 4.2. Οι µονάδες αυτές καλύπτουν και το µεγαλύτερο µέρος της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας (78.6% για το 2012). Οι κύριοι λιγνιτικοί σταθµοί βρίσκονται στην περιοχή της Πτολεµαΐδας, στη βόρεια Ελλάδα και στη περιοχή της Μεγαλόπολης, στην Πελοπόννησο. Οι πετρελαϊκοί σταθµοί και οι 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 οι περισσότερες µονάδες έχουν συµπληρώσει πάνω από είκοσι χρόνια λειτουργίας, αν και την τελευταία δεκαετία προστέθηκαν στο Σύστηµα περίπου 3700 MW από νέες µονάδες φυσικού αερίου. Πάντως την τελευταία πενταετία τέθηκαν σε εµπορική λειτουργία πέντε νέες µονάδες συνδυασµένου κύκλου συνολικής καθαρής ισχύος 2032 MW. 14

Πιν. 4.2: Υφιστάµενοι Θερµικοί Σταθµοί Παραγωγής Συνδεδεµένοι στο Σύστηµα ΠΑΡΑΓΩΓΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΜΟΝΑ Α ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΕΓΚΑΤ/ΝΗ ΙΣΧΥΣ (MW) 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 300 275 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά II 300 275 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά III 306 280 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά ΙV 306 280 ΕΗ ΑΗΣ Λιπτόλ Λιπτόλ Ι 33 30 ΕΗ ΑΗΣ Λιπτόλ Λιπτόλ ΙΙ 10 8 ΕΗ ΑΗΣ Μεγαλόπολης Α Μεγαλόπολη III 300 255 ΕΗ ΑΗΣ Μεγαλόπολης Β Μεγαλόπολη IV 300 256 ΕΗ ΑΗΣ Μελίτης Μελίτη Ι 330 289 ΕΗ ΑΗΣ Πτολεµαΐδας Πτολεµαΐδα ΙΙ 125 116 ΕΗ ΑΗΣ Πτολεµαΐδας Πτολεµαΐδα ΙΙΙ 125 116 ΕΗ ΑΗΣ Πτολεµαΐδας Πτολεµαΐδα IV 300 274 Σύνολο ισχύος Λιγνιτικών Μονάδων: 4930 4456 Πετρελαϊκές Μονάδες ΕΗ ΑΗΣ Αλιβερίου Αλιβέρι ΙΙΙ 150 144 ΕΗ ΑΗΣ Αλιβερίου Αλιβέρι ΙV 150 144 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο Ι 130 123 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο ΙΙ 300 287 Σύνολο ισχύος Πετρελαϊκών Μονάδων: 730 698 Μονάδες Φυσικού Αερίου Συνδυασµένου Κύκλου (ΜΣΚ) ΕΗ ΑΗΣ Κοµοτηνής ΜΣΚ Κοµοτηνής 484,6 476,3 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο ΙΙΙ («Μικρή ΜΣΚ») 176,5 173,4 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 395 389,4 ΗΡΩΝ ΙΙ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙ- ΚΟΣ ΣΤΑΘΜΟΣ ΒΟΙΩΤΙΑΣ ΘΗΣ ΗΡΩΝ ΙΙ ΜΣΚ ΗΡΩΝ ΙΙ 432 422,1 ΚΟΡΙΝΘΟΣ POWER ΘΗΣ Αγ. Θεοδώρων ΜΣΚ Αγ. Θεοδώρων 436,6 433,5 ELPEDISON ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΘΗΣ Θίσβης ΜΣΚ Θίσβης 421,6 410 PROTERGIA ΘΗΣ Αγ. Νικολάου ΜΣΚ Αγ. Νικολάου 444,5 432,7 Σύνολο ισχύος Μονάδων ΦΑ Συνδυασµένου Κύκλου: 3736 3665,2 Ατµοστροβιλικές Μονάδες Φυσικού Αερίου ΕΗ ΑΗΣ Αγ. Γεωργίου Άγ. Γεώργιος VIII 160 151 ΕΗ ΑΗΣ Αγ. Γεωργίου Άγ. Γεώργιος ΙΧ 200 188 ΗΡΩΝ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΘΗΣ ΗΡΩΝ 3 µονάδες 148,5 147,8 Σύνολο ισχύος Ατµοστροβιλικών Μονάδων ΦΑ: 508,5 486,8 Κατανεµόµενες Μονάδες ΣΗΘΥΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΝ ΘΗΣ Αλουµινίου 3 µονάδες 334 334 Σύνολο ισχύος Κατανεµόµενων Μονάδων ΣΗΘΥΑ: 334 334 Σύνολο ισχύος Θερµοηλεκτρικών Σταθµών: 10238,5 9640 1. Αναφέρονται µόνον οι µονάδες που είναι σε εµπορική λειτουργία και συνδέονται στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα. 2. εν αναφέρονται οι Θερµοηλεκτρικοί Σταθµοί µε εγκατεστηµένη ισχύ µικρότερη των 40 MW. 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 βιωσιµότητά 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. στο Αλιβέρι, ισχύος 417 MW που βρίσκεται ήδη σε καθεστώς δοκιµαστικής λειτουργίας Η νέα µονάδα παραγωγής συνδυασµένου κύκλου της ΕΗ Α.Ε. στη Μεγαλόπολη, ισχύος 811 MW αντίστοιχα, που είναι υπό κατασκευή. Ο νέος λιγνιτικός σταθµός παραγωγής της ΕΗ Α.Ε., ισχύος 620 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. 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 αυτής της µελέτης. Πιν. 4.3: Μονάδες της ΕΗ Α.Ε. που αποσύρονται µέχρι το 2020 Μονάδα Καύσιµο Καθαρή Ισχύς (MW) Αγ. Γεώργιος 8 ΦΑ 151 Αγ. Γεώργιος 9 ΦΑ 188 Αλιβέρι 3 Μαζούτ 144 Αλιβέρι 4 Μαζούτ 144 Λαύριο 1 Μαζούτ 123 Λαύριο 2 Μαζούτ 287 Λαύριο 3 ΦΑ 173 Λιπτολ Λιγνίτης 38 Πτολεµαϊδα 2 Λιγνίτης 117 Πτολεµαϊδα 3 Λιγνίτης 116 Πτολεµαϊδα 4 Λιγνίτης 274 ΣΥΝΟΛΟ 1755 Επιπλέον των µονάδων του Πιν. 4.3, εκτιµάται ότι περί το 2020 είναι πιθανό να αποσυρθούν και οι µονάδες Αµύνταιο Ι και ΙΙ, 273 MW έκαστη, καθώς και όλες οι µονάδες του ΑΗΣ Καρδιάς (σύνολο 1110 MW). Οι υποθέσεις αυτές εξετάζονται υπό τη µορφή σεναρίων. 16