ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ

ΑΝΕΞΑΡΤΗΤΟΣ ΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ ΜΕΤΑΦΟΡΑΣ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΙΕΥΘΥΝΣΗ ΣΧΕ ΙΑΣΜΟΥ ΑΝΑΠΤΥΞΗΣ ΣΥΣΤΗΜΑΤΟΣ ΜΕΛΕΤΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ ΙΣΧΥΟΣ ΓΙΑ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟ Ο 2017 2023 Αθήνα, Ιούνιος 2016

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... 4 2.1. Ιστορικά Στοιχεία... 4 2.2. Προβλέψεις Ζήτησης Ενέργειας... 7 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...25 5.1. Γενικά...25 5.2. ιεθνείς ιασυνδέσεις του ΕΣΜΗΕ...25 5.3. Ιστορικά Στοιχεία Αξιοποίησης ιασυνδέσεων...26 6. ΣΤΟΧΑΣΤΙΚΗ ΕΚΤΙΜΗΣΗ ΕΠΑΡΚΕΙΑΣ...29 6.1. Στοχαστική (Πιθανοτική) Θεώρηση...29 6.2. Κριτήριο Αξιοπιστίας...30 6.3. Υποθέσεις...31 6.4. Αποτελέσµατα...33 6.5. Εναλλακτικά αποτελέσµατα...38 6.5.1. ιασύνδεση Κρήτης...39 6.5.2. Καθυστέρηση στην ολοκλήρωση των έργων µεταφοράς που θα επιτρέψουν τη λειτουργία της Μεγαλόπολης 5 σε πλήρη ισχύ...40 6.5.3. Καθυστέρηση στην ένταξη της µονάδας Πτολεµαΐδας 5...41 6.5.4. Απόσυρση 2 µονάδων Συνδυασµένου Κύκλου ΦΑ...42 7. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ...43 8. ΠΑΡΑΡΤΗΜΑ Ι: ΤΙΜΕΣ ΤΟΥ ΕΙΚΤΗ EFOR D...45 i

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 Οι 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. 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 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 για την περίοδο 2017 2023 η επάρκεια του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής εκτιµάται για δύο σενάρια αναφορικά µε τη συµβολή των διασυνδέσεων (Με και Χωρίς ιασυνδέσεις). 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 2017 2023 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

3

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. 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 6 Σχήµα 2.1: Εξέλιξη της Συνολικής Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της διεσπαρµένης παραγωγής) κατά την περίοδο 2000-2015 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 2013 όπου παρατηρήθηκε µείωση κατά 3.7% έναντι του 2012. Το 2014 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ ανήλθε σε 50228 GWh, εµφανίζοντας µείωση κατά 10.8% έναντι του 2008 και κατά 0.86% έναντι του 2013. Το 2015 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ αυξήθηκε κατά 2.2% έναντι του 2014. Το πρώτο πεντάµηνο του 2016 η συνολική καθαρή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ παρουσίασε µείωση 5.2% έναντι της αντίστοιχης περιόδου του 2015. 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 4

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 2015 το αντίστοιχο µέγεθος ανήλθε σε 4.7 TWh. Έτος Πιν. 2.1: Εξέλιξη της Καθαρής Ζήτησης Ηλεκτρικής Ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ Καθαρό Φορτίο Συστήµατος (*) Ετήσια µεταβολή Συνολική Καθαρή Ζήτηση 2005 52 553 52 880 Ετήσια µεταβολή 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% 52 611-0.58% 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 (**) (18 168) (20 179) 10-ετία 2006-2015 -0.55% Μέση ετήσια µεταβολή 8-ετία 2008-2015 -1.31% 5-ετία 2011-2015 -0.75% 3-ετία 2013-2015 0.68% (*) 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. (**) Προσωρινά στοιχεία µέχρι και τον Μάιο. 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 Σχήµα 2.2: Επίδραση ιεσπαρµένης Παραγωγής στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας 5

Στο Σχήµα 2.3 παρουσιάζονται οι συνιστώσες του συνολικού Φορτίου Συστήµατος (συµπεριλαµβανοµένου και του φορτίου άντλησης) για τα έτη 2004 και 2015. Σχήµα 2.3: Ποσοστιαία κατανοµή συνολικού Φορτίου Συστήµατος για τα έτη 2004 και 2015 Στον Πιν. 2.2 δίνεται το µηνιαίο καθαρό φορτίο ηλεκτρικής ενέργειας όπως καταγράφεται στα όρια του Συστήµατος Μεταφοράς για την περίοδο 2012 2016. Πιν. 2.2: Μηνιαίο Καθαρό Φορτίο Ηλεκτρικής Ενέργειας για την περίοδο 2012-2016 2012 2013 2014 2015 2016 Ιαν. 4637 4461 4210 4518 4323 Φεβ. 4289 3843 3683 4004 3616 Μαρ. 4067 3783 3699 4130 3769 Απρ. 3389 3278 3266 3309 3189 Μάιος 3643 3382 3298 3363 3271 Ιουν. 4304 3778 3635 3530 Ιουλ. 5438 4419 4434 4527 Αυγ 4765 4344 4256 4234 Σεπ. 3825 3599 3521 3700 Οκτ. 3727 3454 3587 3484 Νοε. 3770 3651 3879 3558 εκ. 4437 4459 4296 4284 Σύνολο 50289 46450 45766 46641 (18168) Όπως φαίνεται από τον πιο πάνω πίνακα, παρατηρείται σηµαντική µείωση του καθαρού φορτίου ηλεκτρικής ενέργειας που εξυπηρετείται από το Σύστηµα Μεταφοράς καθ όλη τη διάρκεια της περιόδου 2012-2016, η οποία οφείλεται τόσο στις δυσµενείς οικονοµικές συνθήκες, όσο και στην ολοένα αυξανόµενη διεσπαρµένη παραγωγή από ΑΠΕ, ενώ αντίθετα, µόνο το 2015 παρατηρείται αύξηση 1.91% σε σχέση µε το 2014. Στο Σχήµα 2.4 απεικονίζεται η επίπτωση της διεσπαρµένης παραγωγής από ΑΠΕ στη µηνιαία ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας για το έτος 2015. 6

Μηνιαία Ζήτηση Ηλεκτρικής Ενέργειας για το 2015 (MWh) 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 2015 Στο Σχήµα 2.5 παρουσιάζονται λεπτοµερώς τα ισοζύγια των ετών 2004 και 2015. Σχήµα 2.5: Ποσοστιαία κατανοµή παραγωγής ενέργειας για τα έτη 2004 και 2015 (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). Πληθυσµιακή εξέλιξη. ιάφορα µέτρα εξειδίκευσης πολιτικών, όπως εξοικονόµηση ενέργειας, περιβαλλοντικοί περιορισµοί, κ.λ.π. 7

Για τους σκοπούς της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος λαµβάνονται οι πλέον πρόσφατες προβλέψεις του Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της ζήτησης, όπως αυτές συµπεριλαµβάνονται στο υποβληθέν σχέδιο του ΠΑ 2017 2026. Οι προβλέψεις της συνολικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας (συµπεριλαµβανοµένης και της ζήτησης που εξυπηρετείται τοπικά από διεσπαρµένη παραγωγή ΑΠΕ) στο ιασυνδεδεµένο Σύστηµα για την περίοδο 2017 2026, συνοψίζονται στον Πιν. 2.3 και απεικονίζονται γραφικά στο Σχήµα 2.6. Στις προβλέψεις του Πιν. 2.3 από το 2017 συµπεριλαµβάνεται και η εκτιµώµενη ζήτηση των προς διασύνδεση Κυκλάδων (Άνδρος, Τήνος, Σύρος, Πάρος, Νάξος και Μύκονος). Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας που θα διακινείται από το ηπειρωτικό Σύστηµα προς την Κρήτη κατά την περίοδο 2020-2023, δηλαδή µετά την ολοκλήρωση της Φάσης Ι (AC σύνδεσµος 250MW) δεν συµπεριλαµβάνεται στις προβλέψεις του Πιν. 2.3, καθώς υπολογίζεται µέσω προσοµοίωσης για κάθε σενάριο ξεχωριστά. Πιν. 2.3: Σενάρια Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της συνολικής ζήτησης ενέργειας στο ΕΣΜΗΕ (2017-2023) Σενάριο Έτος ΧΑΜΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ ΑΝΑΦΟΡΑΣ ΥΨΗΛΗΣ ΖΗΤΗΣΗΣ 2017 52335 52620 52915 2018 53170 53690 54220 2019 53600 54510 55430 2020 53900 55180 56500 2021 54210 55720 57260 2022 54430 56165 57950 2023 54650 56620 58650 Εξέλιξη Συνολικής Ζήτησης Ενέργειας 65 60 Ιστορικά στοιχεία Σενάριο Χαµηλής Ζήτησης Σενάριο Αναφοράς Σενάριο Υψηλής Ζήτησης 55 50 45 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 έτος Σχήµα 2.6: Προβλέψεις Α ΜΗΕ για την εξέλιξη της συνολικής καθαρής ζήτησης κατά την περίοδο 2017-2023 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 2005 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 Ετήσια Αιχµή Συστήµατος (1) (MW) Πιν. 3.1: Εξέλιξη της ετήσιας αιχµής φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Ετήσια µεταβολή Συνολική Ετήσια Αιχµή (MW) 2005 9491 (2) 9491 (2) Ετήσια µεταβολή 2006 9889 4.19% 9889 4.19% 2007 10411 (2) 5.28% 10411 (2) 5.28% 2008 10217 (2) -1.86% 10217 (2) -1.86% 2009 9762-4.45% 9809-3.99% 10-ετία 2006-2015 Μέση ετήσια µεταβολή 8-ετία 2008-2015 5-ετία 2011-2015 3-ετία 2013-2015 2010 9794 0.33% 9872 0.64% 2011 9868 0.76% 10105 2.36% 2012 9735-1.35% 10438 3.30% -0.09% -0.78% 2013 8764-9.97% 9161-12.23% -0.73% 2014 9092 3.74% 9263 1.11% 3.5% 2015 9195 1.13% 9813 5.94% 2016 8380 (3) 8534 (3) (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 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) Στοιχεία µέχρι και τον Μάιο 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 ήταν η µοναδική χρονιά που τόσο η αιχµή φορτίου Συστήµατος (9092 MW) όσο και η συνολική αιχµή (9161 MW) εµφανίστηκαν το χειµώνα ( εκέµβριο). Εκτιµάται ότι υπάρχει µια τάση στροφής των καταναλωτών στη χρήση ηλεκτρικής ενέργειας για θέρµανση, τάση που ενδεχοµένως ενισχυθεί στο µέλλον. 9

Στον Πιν. 3.2 δίνονται οι µηνιαίες αιχµές (µέση ωριαία τιµή) για την περίοδο 2012 2016, ενώ στο Σχήµα 3.2 απεικονίζεται γραφικά η επίδραση της διεσπαρµένης παραγωγής ΑΠΕ στις µηνιαίες αιχµές για το έτος 2015. 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 Σχήµα 3.1: Επίδραση ιεσπαρµένης Παραγωγής στην ετήσια αιχµή Πιν. 3.2: Μηνιαία Αιχµή Φορτίου (µέση ωριαία) για την περίοδο 2012-2016 2012 2013 2014 2015 2016 (MW) Ιαν. 8734 8764 8109 9195 8380 Φεβ. 8529 7996 8136 8848 7666 Μαρ. 8080 7854 7819 7898 7615 Απρ. 6726 6516 6612 7287 6220 Μάιος 6517 6558 6321 6406 6356 Ιουν. 8361 7516 7546 6976 Ιουλ. 9735 8263 8000 8683 Αυγ. 8809 7789 7697 7700 Σεπ. 7440 7307 6874 7634 Οκτ. 6973 6593 7096 6765 Νοε. 7279 7601 7878 7085 εκ. 8470 8525 9092 8929 Μηνιαία Αιχµή Φορτίου για το 2015 (MW) 10500 10000 9500 9000 8500 8000 7500 7000 6500 6000 Συνολική Αιχµή Αιχµή Συστήµατος Ιαν Φεβ Μαρ Απρ Μάϊος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 3.2: Μηνιαίες Αιχµές Φορτίου για το 2015 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 2012 2016, ενώ στο Σχήµα 3.3 απεικονίζεται η επίδραση της διεσπαρµένης παραγωγής ΑΠΕ στα µηνιαία ελάχιστα φορτία του 2015. Έτος Πιν. 3.3: Εξέλιξη του ετήσιου ελάχιστου φορτίου στο ΕΣΜΗΕ Ετήσιο ελάχιστο ( 1 ) (MW) 2005 3214 ιαφορά από προηγ. Έτος (%) 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 3015-10.16 2013 2578-14.49 2014 2703 4.85 2015 2283-15.54 2016 (2) 2613 (1) Συµπεριλαµβάνονται οι απώλειες Μεταφοράς (2) Στοιχεία µέχρι και τον Μάιο 10-ετία 2006-2015 -3.69% Μέση ετήσια µεταβολή 5-ετία 2011-2015 -9.18% 3-ετία 2013-2015 -5.90% Πιν. 3.4: Μηνιαίο Ελάχιστο Φορτίο (µέσο ωριαίο) ΕΣΜΗΕ την περίοδο 2012-2016 2012 2013 2014 2015 2016 (MW) Ιαν. 4121 4082 4163 4337 4049 Φεβ. 4152 3997 3338 4179 3472 Μαρ. 3587 3441 3076 4010 3560 Απρ. 3015 3263 2703 2283 3020 Μάϊος 3348 2578 2763 2570 2613 Ιουν. 3575 3560 3205 3727 Ιουλ. 4880 4286 4223 3615 Αυγ 4434 4232 4074 3799 Σεπ. 3807 3377 3173 3471 Οκτ. 3650 3082 3145 3218 Νοε. 3605 3651 4018 3634 εκ. 3733 4099 4092 3541 11

Μηνιαίο Ελάχιστο Φορτίο για το 2015 5000 4500 Συνολικό Ελάχιστο Φορτίο Ελάχιστο Φορτίο Συστήµατος 4000 (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 2015 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. 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) 2017 9875 9930 9985 2018 10030 10130 10230 2019 10110 10285 10460 2020 10170 10410 10660 2021 10230 10515 10800 2022 10270 10600 10935 2023 10310 10680 11070 12

Σήµερα, στο Ηπειρωτικό Σύστηµα λειτουργούν περί τα 2400MW 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 2016 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 (9263 MW) που παρατηρήθηκε το εκέµβριο ξεπέρασε σηµαντικά τη Συνολική Αιχµή (8667 MW) που εµφανίστηκε τις 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. 3.6: Πρόβλεψη βραδινής χειµερινής αιχµής φορτίου στο Σύστηµα Σενάριο Ήπιο Αναφοράς Ακραίο Έτος (MW) 2017 9480 9530 9590 2018 9630 9725 9820 2019 9700 9870 10040 2020 9760 10000 10230 2021 9820 10090 10370 2022 9860 10180 10500 2023 9900 10250 10630 13

4. ΣΥΣΤΗΜΑ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΗΣ 4.1. Σύνοψη Υφιστάµενου Συστήµατος Ηλεκτροπαραγωγής Η συνολική εγκατεστηµένη ισχύς στο ΕΣΜΗΕ ανέρχεται σε 17,5 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 (1/5/2016) Εγκατεστηµένη Ισχύς (MW) (%) Θερµικές Μονάδες 9.834,3 56,1 Υδροηλεκτρικές Μονάδες µε ταµιευτήρα 3.017,7 17,2 ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ 4.676,3 26,7 ΣΥΝΟΛΟ 17.528,3 100,0 4.2. 4.2.1. Θερµικές Μονάδες Υφιστάµενες Μονάδες Η πλειονότητα του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (56% 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 (51,9% για το 2015). Οι κύριοι λιγνιτικοί σταθµοί βρίσκονται στην περιοχή της Πτολεµαΐδας, στη βόρεια Ελλάδα και στη περιοχή της Μεγαλόπολης, στην Πελοπόννησο. Οι πετρελαϊκές µονάδες 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 3400 MW από νέες µονάδες φυσικού αερίου. Πάντως την τελευταία πενταετία τέθηκαν σε εµπορική λειτουργία πέντε νέες µονάδες συνδυασµένου κύκλου συνολικής καθαρής ισχύος 2115 MW και µία κατανεµόµενη µονάδα ΣΗΘΥΑ καθαρής ισχύος 334 MW. 14

Πιν. 4.2: Υφιστάµενοι Θερµικοί Σταθµοί Παραγωγής Συνδεδεµένοι στο Σύστηµα 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 300 275 ΕΗ ΑΗΣ Καρδιάς Καρδιά II 300 275 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 ΕΗ ΑΗΣ Πτολεµαΐδας Πτολεµαΐδα ΙΙΙ (5) 125 116 Σύνολο ισχύος Λιγνιτικών Μονάδων: 4462 4028 Πετρελαϊκές Μονάδες ΕΗ ΑΗΣ Αλιβερίου Αλιβέρι ΙΙΙ (4) 150 144 ΕΗ ΑΗΣ Αλιβερίου Αλιβέρι ΙV (4) 150 144 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο Ι (4) 130 123 ΕΗ ΑΗΣ Λαυρίου Λαύριο ΙΙ (5) 300 287 Σύνολο ισχύος Πετρελαϊκών Μονάδων: 730 698 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 408,4 400,2 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 S.A. ΘΗΣ Αγ. Νικολάου ΜΣΚ Αγ. Νικολάου 444,5 432,7 Σύνολο ισχύος Μονάδων ΦΑ Συνδυασµένου Κύκλου: 3999,8 3919,6 Μονάδες Φυσικού Αερίου Ανοικτού Κύκλου ΕΗ ΑΗΣ Αγ. Γεωργίου Άγ. Γεώργιος VIII 160 151 ΗΡΩΝ ΘΕΡΜΟΗΛΕΚΤΡΙΚΗ ΘΗΣ ΗΡΩΝ 3 µονάδες 148,5 147,8 Σύνολο ισχύος Ατµοστροβιλικών Μονάδων ΦΑ: 308,5 298,8 Κατανεµόµενες Μονάδες ΣΗΘΥΑ ΑΛΟΥΜΙΝΙΟΝ ΘΗΣ Αλουµινίου 3 µονάδες 334 (3) 334 Σύνολο ισχύος Κατανεµόµενων Μονάδων ΣΗΘΥΑ: 334 334 Σύνολο ισχύος Θερµοηλεκτρικών Σταθµών: 9834,3 9278,4 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 4. Βάσει της υπ' αριθ. 343/2014 Απόφασης της ΡΑΕ, οι µονάδες αυτές έχουν τεθεί σε εφεδρεία κάλυψης εκτάκτων αναγκών έως το τέλος του 2015. 5. Η ΕΗ Α.Ε. έχει αιτηθεί την οριστική απόσυρση των µονάδων «Πτολεµαΐδα ΙΙΙ» και «Λαύριο ΙΙ». 1 Σύµφωνα µε την αντίστοιχη Άδεια Παραγωγής 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. στη Μεγαλόπολη, ισχύος 811 MW αντίστοιχα, που είναι σε καθεστώς δοκιµαστικής λειτουργίας. 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, µέρος του οποίου έχει ήδη εγκριθεί µε τις υπ αριθµόν 111/2014, 654/2014 και 184/2015 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. Η υλοποίηση των απαραίτητων περιβαλλοντικών επενδύσεων στη µονάδα του Αγ. ηµητρίου V θα έχουν ως συνέπεια τη µείωση της καθαρής ισχύος της µονάδας από 342 MW σε 326 MW (πρώτο εξάµηνο του 2019). Στα πλαίσια συµµόρφωσης µε την οδηγία 2010/75/ΕΕ, η µονάδα ΙΙΙ του ΑΗΣ Πτολεµαΐδας θα πρέπει να έχει αποσυρθεί µέχρι την 1/1/2016. Η εν λόγω µονάδα τελεί σε καθεστώς µείζονος βλάβης και η ΕΗ Α.Ε. έχει ήδη αιτηθεί την οριστική της απόσυρση. 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 της κατά την περίοδο 2016-2023 σε 17.500 ώρες ανά καµινάδα. Με τη συµπλήρωση των ωρών αυτών οι µονάδες αποσύρονται οριστικά. Σύµφωνα µε τη 2 http://www.dei.com.gr/el/themata-dioikitikou-sumvouliou/ds-2013/ds-2823102013 16

ΕΗ Α.Ε. (προφορική ενηµέρωση), έχει επιλεγεί το σενάριο µειωµένης λειτουργίας, δεδοµένου ότι οι µονάδες εξυπηρετούν ανάγκες τηλεθέρµανσης. Ειδικότερα, οι εν λόγω µονάδες προβλέπεται να λειτουργούν σε πλήρη ισχύ για έξι µήνες το χρόνο (Οκτώβριο Μάρτιο) µέχρι την εξάντληση των επιτρεπόµενων ωρών. Βάσει αυτών, εκτιµάται ότι οι µονάδες Καρδιάς και Αµυνταίου θα πρέπει να αποσυρθούν την άνοιξη του 2020. Επιπλέον, σύµφωνα µε τη ΕΗ Α.Ε., οι µονάδες Μεγαλόπολη 3 και 4, λόγω έλλειψης λιγνίτη, θα λειτουργούν µέχρι εξαντλήσεως των διαθέσιµων αποθεµάτων και για το λόγο αυτό εξετάζει δύο σενάρια: Ταυτόχρονη απόσυρση και των δύο µονάδων το τέλος του 2025 Απόσυρση της Μεγαλόπολης 3 το τέλος του 2022 και της Μεγαλόπολης 4 το τέλος του 2028 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 2023 Μονάδα Καύσιµο Καθαρή Ισχύς (MW) Αγ. Γεώργιος 8 ΦΑ 151 Αλιβέρι 3 Μαζούτ 144 Αλιβέρι 4 Μαζούτ 144 Λαύριο 1 Μαζούτ 123 Λαύριο 2 Μαζούτ 287 Πτολεµαΐδα 3 Λιγνίτης 116 Αµύνταιο 1 Λιγνίτης 273 Αµύνταιο 2 Λιγνίτης 273 Καρδιά 1 Λιγνίτης 275 Καρδιά 2 Λιγνίτης 275 Καρδιά 3 Λιγνίτης 280 Καρδιά 4 Λιγνίτης 280 Μεγαλόπολη 3 Λιγνίτης 255 ΣΥΝΟΛΟ 2876 4.3. 4.3.1. Υδροηλεκτρικές Μονάδες Υφιστάµενες Μονάδες Οι 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 (~17%), η συνεισφορά τους στο ενεργειακό ισοζύγιο είναι σχετικά µικρή. Η περιορισµένη διαθεσιµότητα νερών έχει ως αποτέλεσµα οι υδροηλεκτρικές µονάδες να 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 περίοδο 2007-2013, ενώ στο Σχήµα 4.2 απεικονίζονται οι συνολικές ετήσιες εισροές στους ταµιευτήρες κατά την ίδια περίοδο. 17

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 Σύνολο ισχύος Υδροηλεκτρικών Μονάδων: 3017,7 3017,7 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. Συν/στής χρησιµοποίησης (%) 2004 3059.7 4926.6 18.33 2005 3059.7 5420.5 20.22 2006 3059.7 6229.4 23.24 2007 * 3017.7 3142.7 11.89 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 * Από το 2007 και µετά, τα Μικρά Υδροηλεκτρικά της ΕΗ εντάχθηκαν στο πεδίο εφαρµογής του άρθρου 9 του Ν.3468/2006 3200 2800 2400 2000 Αποθέµατα ταµιευτήρων κατά την περίοδο 2007-2013 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 1600 1200 800 Ιαν Φεβ Μαρ Απ ρ Μαιος Ιουν Ιουλ Αυγ Σεπ Οκτ Νοε εκ Σχήµα 4.1: Υδατικά Αποθέµατα κατά την περίοδο 2007-2013 7000 Ετήσιες Εισροές 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Σχήµα 4.2: Συνολικές ετήσιες εισροές κατά την περίοδο 2002-2013 19

4.3.2. Νέες Εντάξεις Σήµερα (Νοέµβριος 2015), 5 υδροηλεκτρικοί σταθµοί συνολικής ισχύος περίπου 830 MW έχουν ζητήσει και λάβει Προσφορά Σύνδεσης, που παραµένει σε ισχύ. Στα πλαίσια της µελέτης αυτής λαµβάνονται υπόψη οι παρακάτω υδροηλεκτρικοί σταθµοί: Ο υδροηλεκτρικός σταθµός της ΕΗ Α.Ε. «ΥΗΣ Ιλαρίωνα» στον Αλιάκµονα, ισχύος 153 MW, ο οποίος έχει ήδη τεθεί σε δοκιµαστική λειτουργία. Ο υδροηλεκτρικός σταθµός της ΕΗ Α.Ε. «ΥΗΣ Μεσοχώρας» στον Αχελώο, ισχύος 160 MW που έχει επίσης κατασκευαστεί και αναµένεται να λειτουργήσει τα επόµενα χρόνια. Ο υδροηλεκτρικός σταθµός της ΕΗ Α.Ε. «ΥΗΣ Μετσοβίτικο», ισχύος 29 MW, που έχει λάβει Προσφορά Σύνδεσης. Ο υδροηλεκτρικός σταθµός της ΤΕΡΝΑ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ ΑΒΕΤΕ «ΥΗΣ Αυλακίου» στον Αχελώο, ισχύος 60 MW, που έχει λάβει Προσφορά Σύνδεσης. 4.4. 4.4.1. ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ Υφιστάµενη Κατάσταση Ήδη έχει χορηγηθεί ιδιαίτερα µεγάλος αριθµός Αδειών Παραγωγής για έργα ΑΠΕ, άνω των 30 GW σε όλη τη χώρα. Οι Άδειες αυτές αφορούν κυρίως αιολικά πάρκα (Α/Π) και φωτοβολταϊκούς σταθµούς (Φ/Β) καθώς και, σε µικρότερη έκταση, µικρούς υδροηλεκτρικούς σταθµούς (ΜΥΗΣ), µονάδες καύσης βιοµάζας και βιοαερίου (ΣΒΙΟ). Περιλαµβάνονται επίσης και οι σταθµοί συµπαραγωγής ηλεκτρισµού και θερµότητας υψηλής απόδοσης (ΣΗΘΥΑ). Έως το τέλος του Μαΐου του 2016, στο ΕΣΜΗΕ λειτουργούσαν σταθµοί ΑΠΕ συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος 4763 MW, εκ των οποίων τα 1857 MW αφορούν Α/Π και τα 2444 MW Φ/Β (συµπεριλαµβανοµένων των Φ/Β του Ειδικού Προγράµµατος ΦΕΚ Β 1079/2009). Παράλληλα, έχουν χορηγηθεί Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης για επιπλέον 139 σταθµούς ΑΠΕ συνολικής εγκατεστηµένης ισχύος 2666 MW για σύνδεση στο Σύστηµα (δεν περιλαµβάνονται οι µονάδες που εξαιρούνται από την υποχρέωση λήψης Άδειας Παραγωγής προ του Ν. 3851/2010 και οι σταθµοί αρµοδιότητας Α ΜΗΕ). Από το γενικό σύνολο των 141 Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης οι 120 αφορούν Α/Π ισχύος 2394 MW περίπου. Ο Πιν. 4.6 συνοψίζει στατιστικά στοιχεία για τους σταθµούς ΑΠΕ που έχουν λάβει Προσφορές Σύνδεσης και αυτούς που λειτουργούν. Στον Πιν. 4.7 φαίνεται η εγχώρια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ στο ΕΣΜΗΕ και η αντίστοιχη εγκατεστηµένη ισχύς για τα έτη 2010 έως 2015. Η συνεισφορά των ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ στο ενεργειακό ισοζύγιο (εξαιρουµένων των µεγάλων υδροηλεκτρικών σταθµών- ΥΗΣ) από 6,1% το 2009 ανήλθε σε 16,7% το 2015. Εάν στην συνεισφορά των ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ προστεθεί και η παραγωγή των ΥΗΣ που για το 2015 ήταν περίπου 5391 GWh έχουµε συνολική συνεισφορά από ανανεώσιµες πηγές ενέργειας περίπου 27,2% στο ισοζύγιο του ΕΣΜΗΕ. Εάν ληφθεί υπόψη και η παραγωγή της κατανεµόµενης µονάδας ΣΗΘΥΑ η συνολική συνεισφορά στο ισοζύγιο του ΕΣΜΗΕ για το 2015 ανέρχεται σε 29,4%. Στον Πιν. 4.8 δίνεται ο µέσος µηνιαίος συντελεστής φόρτισης (βάση των στοιχείων της τελευταίας πενταετίας) ανά τεχνολογία ΑΠΕ. 20

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 (Μάιος 2016) ΙΣΧΥΣ (MW) ΕΙ ΟΣ Με µη εσµευτικές Με Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης 1 Προσφορές Σύνδεσης 2 Σε λειτουργία 3 Α/Π 16867 2372 1857 ΜΥΗΣ 228 4 223 ΣΗΘ & ΣΗΘΥΑ 12 0 187 Φ/Β 1942 233 2444 ΣΒΙΟ 121 0 52 ΗΘ 121 0 0 ΣΥΝΟΛΟ 19291 2609 4763 (1) Για σύνδεση στο Σύστηµα (αρµοδιότητας Α ΜΗΕ) (2) Για σύνδεση στο Σύστηµα (αρµοδιότητας Α ΜΗΕ) (3) Περιλαµβάνονται οι σταθµοί αρµοδιότητας Α ΜΗΕ και Ε ΗΕ και οι σταθµοί που εξαιρούνται της υποχρέωσης λήψης Άδειας Παραγωγής. εν περιλαµβάνονται οι σταθµοί που δεν παρείχαν ενέργεια την τρέχουσα χρονιά 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 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 (1) Από το έτος 2012 περιλαµβάνονται και οι Φ/Β σταθµοί του Ειδικού Προγράµµατος ΦΕΚ Β 1079/2009 Πιν. 4.8: Μέσος µηνιαίος συντελεστής φόρτισης ανά τεχνολογία (στοιχεία 2011-2015) Αιολικά Μικρά Βιοµάζα/ υδροηλεκτρικά Βιοαέριο ΣΗΘΥΑ (%) Ιαν. 26,47 42,34 54,00 25,32 Φεβ. 27,55 51,00 53,46 25,71 Μαρ. 26,65 58,50 52,94 24,63 Απρ. 26,63 59,38 53,67 21,34 Μάϊος 21,03 49,91 51,17 15,77 Ιουν. 20,49 33,96 50,40 11,63 Ιουλ. 21,38 23,68 50,48 8,26 Αυγ 25,72 19,12 50,45 7,81 Σεπ. 20,25 16,22 49,72 10,29 Οκτ. 26,50 20,31 49,87 18,88 Νοε. 26,90 25,96 49,91 24,23 εκ. 26,09 38,56 51,70 27,35 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. Στον Πιν. 4.9 που ακολουθεί περιγράφεται το Σενάριο ιείσδυσης των ΑΠΕ που έχει θεωρηθεί για τους σκοπούς αυτής της Μελέτης και απεικονίζεται γραφικά στο επόµενο σχήµα. Πιν. 4.9: Σενάριο ιείσδυσης ΑΠΕ (σε MW) 2016 2017 2018 2019 Αιολικά 1857 2175 2350 2525 Φωτοβολταϊκά 2444 2564 2640 2720 Μικρά Υδροηλεκτρικά 223 245 248 250 Βιοµάζα/Βιοαέριο 52 105 135 170 ΣΗΘΥΑ 100 125 125 125 ΣΥΝΟΛΟ 4676 5214 5498 5790 2020 2021 2022 2023 Αιολικά 2700 2850 3000 3150 Φωτοβολταϊκά 2800 2880 2960 3040 Μικρά Υδροηλεκτρικά 252 254 256 258 Βιοµάζα/Βιοαέριο 200 200 200 200 ΣΗΘΥΑ 125 125 125 125 ΣΥΝΟΛΟ 6077 6309 6541 6773 8 Σενάριο ιείσδυσης ΑΠΕ (GW) 7 6 5 4 3 0,22 2,44 0,24 2,51 0,25 2,56 0,25 2,64 0,25 2,72 0,25 2,80 0,25 2,88 0,26 2,96 0,26 3,04 0,26 3,12 0,26 3,2 2 1 0 1,77 1,93 2,18 2,35 2,53 2,70 2,85 3,00 3,15 3,30 3,45 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Αιολικά Φωτοβολταϊκά Μικρά Υδροηλεκτρικά Άλλα Σχήµα 4.3: Σενάριο εξέλιξης εγκατεστηµένης ισχύος ΑΠΕ 22

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 2017-2023. 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. Αναφορικά µε την εξέλιξη του θερµικού συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής, η µεγαλύτερη αβεβαιότητα κατά την εν λόγω χρονική περίοδο αφορά στον ακριβή χρόνο απόσυρσης των µονάδων των ΑΗΣ Αµυνταίου και ΑΗΣ Καρδιάς, αλλά και των µονάδων της Μεγαλόπολης. 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. Για τους σκοπούς αυτής της ανάλυσης θεωρείται ότι οι µονάδες αποσύρονται την άνοιξη του 2020, έχοντας εξαντλήσει τις ώρες λειτουργίας µε εξάµηνη λειτουργία (µόνο τους χειµερινούς µήνες) ετησίως. Επιπλέον, οι µονάδες 3 και 4 του ΑΗΣ Μεγαλόπολης θα τεθούν εκτός λειτουργίας µε την εξάντληση των αποθεµάτων λιγνίτη. Για τους σκοπούς αυτής της ανάλυσης θεωρείται ότι η Μεγαλόπολη 3 θα αποσυρθεί στο τέλος του 2022 και η Μεγαλόπολη 4 το τέλος του 2028. Ο Πιν. 4.10 συνοψίζει το θεωρούµενο σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής. Το σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (Πιν. 4.10) 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 2017-2023, 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 5 400 ΦΑ 2016 Αµύνταιο 1 273 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Μεγαλόπολη 5 811 ΦΑ 2019 Αµύνταιο 2 273 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Πτολεµαΐδα 5 620 Λιγνίτης 2022 Καρδιά 1 275 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Ιλαρίωνας 153 ΥΗΣ 2016 Καρδιά 2 275 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Μεσοχώρα 160 ΥΗΣ 2017 Καρδιά 3 280 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Μετσοβίτικο 29 ΥΗΣ 2022 Καρδιά 4 280 Λιγνίτης άνοιξη 2020 Αυλάκι (TERNA) 60 ΥΗΣ 2022 Μεγαλόπολη 3 255 Λιγνίτης Τέλος 2022 Μεγαλόπολη 4 256 Λιγνίτης Τέλος 2028 Το σενάριο εξέλιξης του συστήµατος ηλεκτροπαραγωγής (Πιν. 4.10) 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 2017-2023, το οποίο απεικονίζεται στο Σχήµα 4.4. 23

Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για το Σενάριο Αναφοράς (GW) 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 4,7 5,2 5,5 5,8 6,1 6,3 6,5 6,8 3,2 3,3 3,3 3,3 3,3 0,7 3,3 3,4 3,4 5,0 5,0 5,0 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 4,0 3,9 3,9 3,9 3,9 2,2 2,9 2,6 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Λιγνίτης Φυσικό αέριο Πετρέλαιο ΥΗΣ ΑΠΕ Σχήµα 4.4: Εξέλιξη παραγωγικού δυναµικού για την περίοδο 2017-2023 (Σενάριο Αναφοράς) 24

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 και ενίσχυση των διασυνδέσεων µεταξύ χωρών αποτελεί µια από τις σηµαντικότερες προτεραιότητες των ιαχειριστών των Συστηµάτων Μεταφοράς στην Ευρώπη, σύµφωνα µε τις προτεραιότητες που έχουν τεθεί από την Ε.Ε. ώστε βαθµιαία να αυξηθεί η ικανότητα διασυνοριακών συναλλαγών µεταξύ των χωρών του ENTSO-E, εν όψει και της εφαρµογής του νέου εναρµονισµένου µοντέλου αγορών στην Ευρώπη (target model) από το 2014. Η αύξηση της διασυνοριακής ικανότητας µεταφοράς είναι απαραίτητη για τους ακόλουθους λόγους: Η ολοκλήρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας θα οδηγήσει στην αύξηση του όγκου συναλλαγών, γεγονός που θέτει σαν προαπαιτούµενο την αύξηση της διασυνοριακής (cross-border) ικανότητας διακίνησης ισχύος, τόσο για τις εισαγωγές, όσο και για τις εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας. Η αναµενόµενη µεγάλη διείσδυση ΑΠΕ στην Ευρώπη, θα οδηγήσει στην ανάγκη διακίνησης σηµαντικών ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας, σε µεγάλες αποστάσεις. Η επικείµενη αντικατάσταση σε µεγάλη κλίµακα της ενέργειας που παράγεται από συµβατικούς σταθµούς µε ΑΠΕ, θα οδηγήσει στην ανάγκη εξασφάλισης σηµαντικής ικανότητας µεταφοράς µεταξύ των Συστηµάτων για λόγους ρύθµισης. 5.2. ιεθνείς ιασυνδέσεις του ΕΣΜΗΕ Από τον Οκτώβριο του 2004 το Ελληνικό Σύστηµα επαναλειτουργεί σύγχρονα και παράλληλα µε το διασυνδεδεµένο Ευρωπαϊκό Σύστηµα υπό το γενικότερο συντονισµό του 25

ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), που αποτελεί ως προς τα θέµατα λειτουργίας και ανάπτυξης του Συστήµατος από τον Ιούνιο του 2009 διάδοχο και ευρύτερο σχήµα της UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l Electricité). Η παράλληλη λειτουργία του Ελληνικού Συστήµατος µε το Ευρωπαϊκό επιτυγχάνεται µέσω διασυνδετικών Γ.Μ., κυρίως 400 kv, µε τα Συστήµατα της Αλβανίας, της Βουλγαρίας και της ΠΓ Μ (FYROM). Επιπλέον, το Ελληνικό Σύστηµα συνδέεται ασύγχρονα (µέσω υποβρυχίου συνδέσµου συνεχούς ρεύµατος) µε την Ιταλία. Από τις 18 Σεπτεµβρίου 2010, το Ελληνικό Σύστηµα έχει συνδεθεί και µε το Σύστηµα της Τουρκίας, το οποίο περαιτέρω έχει συνδεθεί µε το Σύστηµα της Βουλγαρίας. Το Σύστηµα της Τουρκίας είναι έκτοτε σε δοκιµαστική παράλληλη λειτουργία µε το Ευρωπαϊκό και έχει αποφασιστεί η µόνιµη σύνδεση της Τουρκίας µε το Ευρωπαϊκό σύστηµα. Η τοπολογία των υφιστάµενων και υπό ανάπτυξη διασυνδέσεων φαίνεται στο Σχήµα 5.1, όπου παριστάνονται µε διαφορετικούς χρωµατισµούς οι υφιστάµενες, οι υπό κατασκευή, οι προγραµµατισµένες και οι υπό µελέτη διασυνδέσεις. Udine (IT) SI Cirkovce Cirkovc e Okroglo Krsko o Divaca Italy Meline HR Tumbri Konjsk o Konjsko ΙΑΣΥΝ ΕΣΕΙΣ 400 kv Υφιστάµενες Pince Heviz Zerjavinec B.Luka Ernestinovo Mostar Trebinje e Pecs Ugljevik BA ME Italy HU Ribarevine e AL DC Link to Italy Podgorica Podgorica Tirana Tiran a Sandorfalva Sombor Subotica Pancevo S. Mitrovica Elbasan n Zemblak Becescaba SR Kosovo B Arad Skopje 5 Stip Dubrovo Bitola FYROM Florina Kardia Portile de Fier Djerdap Nis GR Arachthos s Resita Nadab Thessaloniki Rosiori Kozloduj Tintareni Sofia West C. Mogila a Blagoevgrad N.Santa RO BG Isaccea Isacce Varna Varna Dobruja Maritza 3 Hamidabat Babaeski TR Υπό κατασκευή Προγραµµατισµένες Υπό µελέτη - Σχήµα 5.1: Σχηµατικό ιάγραµµα των ιασυνδεδεµένων Συστηµάτων της Βαλκανικής 5.3. Ιστορικά Στοιχεία Αξιοποίησης ιασυνδέσεων Στο Σχήµα 5.2 απεικονίζεται γραφικά η εξέλιξη του ισοζυγίου (εισαγωγές εξαγωγές) κατά την τελευταία δεκαπενταετία, ενώ στον Πιν. 5.1 φαίνεται αναλυτικά η συνεισφορά των διασυνδέσεων στο ενεργειακό ισοζύγιο κατά την τελευταία δεκαετία. Από τα στοιχεία αυτά φαίνεται ότι η Ελλάδα είναι καθαρά εισαγωγική χώρα (η µόνη εξαίρεση ήταν το 2000 όπου οι εξαγωγές ξεπέρασαν οριακά τις εισαγωγές). Στο Σχήµα 5.3 φαίνονται τα εµπορικά προγράµµατα ανταλλαγών ενέργειας ανά κατεύθυνση µε τις γείτονες χώρες για το 2015, από όπου παρατηρείται ότι η Ελλάδα εµφανίζεται καθαρά εισαγωγική σε όλες τις διασυνδέσεις. 26