Τι αλλάζει στον ενεργειακό τομέα και πώς επαναπροσδιορίζεται το ενεργειακό μέλλον των νησιών

Η μετάβαση της οικονομίας μας σε πιο καθαρές μορφές ενέργειας είναι αναμφίβολα μια σημαντική πρόκληση αλλά και μια εξαιρετική αφετηρία για ουσιαστικές και δομημένες αλλαγές σε κρίσιμους τομείς, όπως η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, η θέρμανση και οι μεταφορές. Για πολλαπλούς λόγους, που ενέχουν τόσο περιβαλλοντική όσο και οικονομική διάσταση, η ενεργειακή μετάβαση συνιστά μια αναγκαιότητα, που καλείται να συνθέσει επιμέρους προσεγγίσεις και να αξιοποιήσει συνέργειες αλλά και αλληλεπιδράσεις μεταξύ τομέων. 

Ουσιαστικά, ο προσανατολισμός προς την καθαρή ενέργεια αποτελεί εθνική δέσμευση, που απορρέει από την ευρωπαϊκή ενεργειακή πολιτική, χωρίς όμως να περιορίζεται ή να εξαντλείται σε αυτήν. Οι τρεις βασικοί στόχοι που διέπουν την ενεργειακή στρατηγική για το 2030 συνοψίζονται ως εξής: (α) μείωση των εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα κατά 40% συγκριτικά με τα επίπεδα του 1990, (β) μερίδιο τουλάχιστον 27% των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) στην κατανάλωση ενέργειας, και (γ) εξοικονόμηση ενέργειας σε βαθμό 30%. Η υιοθέτηση της Συμφωνίας του Παρισιού προσδίδει μια παγκόσμια διάσταση στην αντιμετώπιση της κλιματικής αλλαγής, υπογραμμίζοντας την ανάγκη για εναρμόνιση και σύγκλιση των εθνικών προσεγγίσεων, αλλά και συγκροτημένη παρακολούθηση της υλοποίησής τους. Είναι πλέον κατανοητό ότι αποσπασματικές ενεργειακές πολιτικές θα ήταν μη αποτελεσματικές και αναντίρρητα, ανεπαρκείς.

Το ενεργειακό μίγμα: Πορεία προς την απανθρακοποίηση

Ο ισχυρός προσανατολισμός της χώρας μας στην ενεργειακή μετάβαση αποτυπώνεται εμφανώς στο ενεργειακό μίγμα για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Ενδεικτικά, όπως αποτυπώνεται σε ένα τυπικό στιγμιότυπο από την ημερήσια αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, η παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ) υπερβαίνει το 30% του συνολικού ισοζυγίου ενέργειας για αρκετές ώρες της ημέρας. Υπογραμμίζεται ότι σε ετήσια βάση, η παραγωγή από ΑΠΕ ανέρχεται πλέον στο 20% της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, ενώ σε ωριαία βάση μπορεί να αγγίξει ακόμη και το 50%.

Είναι επίσης σημαντικό ότι από τον Οκτώβριο του 2016 έχει ανακύψει ανταγωνισμός μεταξύ των ορυκτών καυσίμων. Αντανακλώντας την υποχώρηση των τιμών του πετρελαίου, τα μεταβλητά κόστη των μονάδων φυσικού αερίου κυμαίνονται συχνά στο ίδιο φάσμα με τις λιγνιτικές μονάδες.  Η εξομοίωση αυτή αποτυπώνεται και στα μερίδια των δύο καυσίμων, τα οποία για το έτος 2017 διαμορφώνονται στο 30% και 31% αντιστοίχως. Σημαντικός για το ενεργειακό ισοζύγιο είναι και ο ρόλος των εισαγωγών, οι οποίες ακολουθούν γενικά τις διαφορές των τιμών  μεταξύ της ελληνικής αγοράς και όμορων χωρών.  Οι υδροηλεκτρικές εγχύσεις, υπό κανονικές συνθήκες, εστιάζουν κυρίως στις αιχμές της ζήτησης, περιορίζοντας την ανάγκη για παραγωγή από θερμικές μονάδες, και συμβάλλοντας έτσι, στην οικονομικότητα του μίγματος. 

Θα πρέπει να τονιστεί ότι ο λιγνίτης συνιστά εγχώριο πόρο και έτσι, έχει μια ιδιαίτερη σημασία για την ενεργειακή ασφάλεια συγκριτικά με εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα. Η πτυχή αυτή αξιολογείται από κοινού με τις προκλήσεις που απορρέουν από την περιβαλλοντική του διάσταση, και ειδικότερα, τους περιορισμούς λειτουργίας που προκύπτουν από τις κοινοτικές οδηγίες για τους ρύπους αλλά και  συναφή κόστη, ιδίως το κόστος εκπομπών CO2 και τα κόστη αναβαθμίσεων. Το μερίδιο του λιγνίτη στο ενεργειακό ισοζύγιο έχει υποχωρήσει αισθητά τα τελευταία έτη. Είναι ενδεικτικό ότι σε μηνιαία βάση, η συμμετοχή του συρρικνώθηκε από 57% τον Οκτώβριο του 2014 σε 24% τον Ιούνιο του 2016.

Το επιθυμητό ποσοστό των επιμέρους πηγών ενέργειας, ώστε να επιτευχθούν μεσοπρόθεσμοι οικονομικοί και περιβαλλοντικοί στόχοι, θα προσδιοριστεί μέσα από τον δεκαετή εθνικό σχεδιασμό για την ενέργεια και το κλίμα που εκπονείται κατά το τρέχον έτος, υπό τον συντονισμό του Υπουργείου Ενέργειας και της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας.

Ενίσχυση του ανταγωνισμού και νέες δομές

Επιπλέον, ο ενεργειακός τομέας μετατοπίζεται σταδιακά από μονοπωλιακές δομές και δομικές ασυμμετρίες, σε μια κατεύθυνση που ενισχύει τις ανταγωνιστικές συνθήκες. Στον τομέα του ηλεκτρισμού, η εφαρμογή δημοπρασιών για ετήσια προϊόντα επέτρεψε να διοχετευτεί σε εναλλακτικούς παρόχους ενέργειας το ανταγωνιστικό πλεονέκτημα της ΔΕΗ, ως δεσπόζουσα εταιρεία που κατέχει αποκλειστική πρόσβαση σε λιγνίτη και υδροηλεκτρικά. Ως απόρροια, 20 προμηθευτές ρεύματος δραστηριοποιούνται πλέον στη λιανική αγορά, παρέχοντας ένα φάσμα ελκυστικών τιμολογίων στους καταναλωτές και εκπτώσεις που κυμαίνονται συχνά στο 20-30%, ανάλογα με το επίπεδο κατανάλωσης. Στον τομέα του φυσικού αερίου, η λιανική αγορά απελευθερώθηκε πλήρως από 1.1.2018, αναδεικνύοντας επιλογές για τους καταναλωτές και περαιτέρω εκπτώσεις, μέσα από συνδυαστικά προϊόντα ηλεκτρισμού και φυσικού αερίου.  Παράλληλα, συνεχίζει να εφαρμόζεται, ως μέτρο ανταγωνισμού, ένα σχήμα δημοπρασιών επί των πωλήσεων της ΔΕΠΑ, το οποίο είναι ανοικτό σε προμηθευτές και μεγάλους καταναλωτές φυσικού αερίου.

Στο προσεχές διάστημα, η υιοθέτηση δομικών μέτρων που θα επιτρέψουν την πρόσβαση τρίτων στον λιγνίτη αναμένεται να ενισχύσει περαιτέρω τον ανταγωνισμό, επιτυγχάνοντας ενδεχομένως, κρίσιμες περιβαλλοντικές αναβαθμίσεις, μέσα από νέα επενδυτικά σχήματα.  Επιπρόσθετα, η είσοδος νέων επενδυτών συνιστά μια νέα πραγματικότητα στον χώρο των δικτύων. Η Κινεζική εταιρεία State Grid αποτελεί ήδη στρατηγικό επενδυτή στον Διαχειριστή Συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), κατέχοντας μερίδιο 24%, ενώ για τον Διαχειριστή Συστήματος φυσικού αερίου (ΔΕΣΦΑ) βρίσκεται σε εξέλιξη η ιδιωτικοποίηση του 66%. Στη διανομή φυσικού αερίου, η είσοδος νέων επενδυτών είναι επίσης εφικτή, ιδίως αν οι υφιστάμενοι διαχειριστές δεν υλοποιήσουν εντός χρονοδιαγράμματος την επέκταση του δικτύου στις περιοχές για τις οποίες δεσμεύτηκαν.

Μια θεμελιώδης αλλαγή είναι η σταδιακή εφαρμογή του ενιαίου κοινοτικού πλαισίου στον ενεργειακό τομέα. Η σύγκλιση αυτή αφορά σε μεγάλο βαθμό την αποτελεσματική αξιοποίηση των διεθνών διασυνδέσεων, τόσο στο φυσικό αέριο όσο και στον ηλεκτρισμό. Στο πλαίσιο αυτό, μια εξέλιξη καταλυτικής σημασίας είναι η επικείμενη σύζευξη της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας με όμορες αγορές (Ιταλίας και Βουλγαρίας). Με την ενοποίηση αυτή, διευρύνεται η γεωγραφική διάσταση της εγχώριας αγοράς και περιορίζεται η δυνατότητα για συμπεριφορές χειραγώγησης. Επιπλέον, επεκτείνεται ο χρονικός ορίζοντας των συναλλαγών ενέργειας από τον πραγματικό χρόνο έως αρκετά έτη στο μέλλον.

Κομβικό σημείο αποτελεί η ίδρυση του χρηματιστηρίου ενέργειας τον προσεχή Απρίλιο. Η μετάβαση αυτή θα επιτρέψει σταδιακά τη δημιουργία αξιόπιστων δεικτών τιμών, μέσα από τη λειτουργία 4 νέων αγορών, οι οποίες θα παρέχουν εργαλεία διαχείρισης ρίσκου και ευελιξίας στους παράγοντες της ενεργειακής αγοράς. Παράλληλα, εισάγονται προθεσμιακά προϊόντα τόσο φυσικής παράδοσης όσο και χρηματοπιστωτικά, γεγονός που θα πολλαπλασιάσει τον όγκο των συναλλαγών και το επενδυτικό ενδιαφέρον. Επίσης, ο μετασχηματισμός του ενεργειακού τομέα συνεπάγεται τη δημιουργία νέων ρόλων, όπως οι aggregators (φορείς σωρευτικής εκπροσώπησης) στον ηλεκτρισμό και οι traders (χωρίς δέσμευση δυναμικότητας) στο φυσικό αέριο, στο πλαίσιο της πλατφόρμας εξισορρόπησης που θα τεθεί σύντομα σε λειτουργία.

Ο κρίσιμος ρόλος του φυσικού αερίου

Όπως επισημαίνεται συχνά, σε ευρωπαϊκό επίπεδο, το φυσικό αέριο αποτελεί το μεταβατικό ορυκτό καύσιμο για την προσαρμογή στην καθαρή ενέργεια. Ο ρόλος του φυσικού αερίου αποτυπώνει δύο κρίσιμα χαρακτηριστικά του: α) Την περιβαλλοντική διάσταση, καθώς εκλύει αισθητά λιγότερους ρύπους από τον άνθρακα, β) την τεχνική ευελιξία των μονάδων φυσικού αερίου, οι οποίες μπορούν γρήγορα να συγχρονίζονται και να αυξομειώνουν την παραγωγή τους, αντισταθμίζοντας τις στοχαστικές διακυμάνσεις της παραγωγής από ΑΠΕ.

Καθώς το φυσικό αέριο συνιστά τον συνδετικό κρίκο προς την ενεργειακή μετάβαση, η χώρα μας αποδίδει ιδιαίτερη έμφαση στη διαφοροποίηση των πηγών προέλευσής του. Σταδιακά, η Ελλάδα ενισχύεται ως προς τις διασυνδέσεις της με όμορες αγορές και πηγές καυσίμων, μέσα από διασυνοριακές υποδομές γεωπολιτικής σημασίας. Οι υποδομές αυτές περιλαμβάνουν τον Διαδριατικό αγωγό, TAP, η κατασκευή του οποίου είναι ήδη σε ώριμο στάδιο, καθώς και ο αγωγός IGB, που θα συνδέει την Ελλάδα με την Βουλγαρία, και για τον οποίον επίκειται η κατάρτιση του ρυθμιστικού πλαισίου. Επιπρόσθετα, έχει πλέον καταστεί τεχνικά και εμπορικά εφικτή και η ανάστροφη ροή του αερίου, από την Ελλάδα προς την Βουλγαρία. Η αναμενόμενη υλοποίηση ενός πλωτού τερματικού σταθμού (FSRU) στην Αλεξανδρούπολη, σε συνδυασμό με τον αγωγό IGB, δημιουργεί πρόσθετες προοπτικές για τη ροή του αερίου προς τον Βορρά.

Ειδικότερα, ο ρόλος του υγροποιημένου φυσικού αερίου (LNG) είναι καταλυτικής σημασίας, καθώς μπορεί να αποτελέσει μια ανταγωνιστική εναλλακτική πηγή προς το αέριο αγωγών, αντανακλώντας διεθνείς τάσεις αλλά και εξελίξεις στο σχιστολιθικό αέριο (shale gas). Η αναβάθμιση  του τερματικού σταθμού υγροποίησης στη Ρεβυθούσα και η προσθήκη τρίτης δεξαμενής, που ολοκληρώνεται αυτό το διάστημα, εδραιώνουν περαιτέρω την ευελιξία και την ενεργειακή ασφάλεια. Ιδιαίτερα σημαντική είναι και η προοπτική για υπόγεια αποθήκη φυσικού αερίου στην Καβάλα, μια υποδομή που θα αντισταθμίσει παράγοντες ρίσκου, αμβλύνοντας τον κίνδυνο για ενεργειακές κρίσεις. Παράλληλα, το άνοιγμα στον ανταγωνισμό του σημείου διασύνδεσης της Ελλάδας με την Βουλγαρία ενισχύει περαιτέρω την ανταγωνιστικότητα στην προμήθεια αερίου. Η δραστηριοποίηση νέων χρηστών είναι ήδη αξιοσημείωτη και η επίδραση της αντανακλάται και στη λιανική αγορά, ειδικά μεταξύ των βιομηχανικών καταναλωτών, όπου τα μερίδια εναλλακτικών προμηθευτών ισχυροποιούνται.

Ο κρίσιμος ρόλος του φυσικού αερίου αποτυπώνεται και στο ενεργειακό μίγμα της χώρα μας. Είναι χαρακτηριστικό ότι οι μονάδες φυσικού αερίου (5000 MW) υπερβαίνουν αισθητά σε ισχύ το λιγνιτικό δυναμικό (3900 ΜW), ενώ οι επενδύσεις που έχουν συντελεστεί, ήδη από τις αρχές της δεκαετίας του 2000, υπερβαίνουν τα 3 δις. €. Επιπλέον, υιοθετήθηκε πρόσφατα ένα νέο θεσμικό πλαίσιο, που δίνει ώθηση στην επέκταση του δικτύου φυσικού αερίου, επιτρέποντας την είσοδο νέων επενδυτών, και εισάγοντας κίνητρα για την πρόσβαση των καταναλωτών στο φυσικό αέριο. Ένα από τα κίνητρα που θέσπισε η ΡΑΕ και φαίνεται ήδη να λειτουργεί αποτελεσματικά είναι οι εκπτώσεις στα τέλη σύνδεσης, ώστε να αυξηθεί ο όγκος φυσικού αερίου που μεταφέρεται στα δίκτυα και έτσι, να μειωθούν σταδιακά οι χρεώσεις διανομής για το σύνολο των καταναλωτών. Οι αναμενόμενες επενδύσεις για την επόμενη πενταετία αγγίζουν τα 250 εκατ. € και αφορούν επέκταση του δικτύου για 1500 χλμ.

Στόχος για περαιτέρω διείσδυση ΑΠΕ

Εμφανίζοντας ήδη ένα ισορροπημένο ενεργειακό μίγμα, με σημαντικό μερίδιο «πράσινης» ενέργειας, η χώρα μας παραμένει προσηλωμένη στην περαιτέρω ενίσχυση της διείσδυσης των ΑΠΕ. Είναι χαρακτηριστικό ότι εντός της επόμενης τριετίας, η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας θα διεξάγει δημοπρασίες (μειοδοτικούς διαγωνισμούς) για 2600 MW έργων ΑΠΕ. Σε πρακτικούς όρους, τα έργα αυτά αφορούν επενδύσεις άνω των 2 δις €. H ΡΑΕ προσφάτως γνωμοδότησε στο Υπουργείο Ενέργειας για κρίσιμες παραμέτρους των ανταγωνιστικών διαδικασιών για τις ΑΠΕ. Μεταξύ άλλων, εισηγηθήκαμε τα ανώτατα επίπεδα τιμών στις δημοπρασίες αυτές για επιμέρους τεχνολογίες (αιολικά, μικρά και μεγάλα φωτοβολταϊκά).

Ο βασικός μας στόχος κατά τον σχεδιασμό των δημοπρασιών ήταν διττός. α) Να διασφαλιστεί το σημείο ισορροπίας που θα καταστήσει ελκυστικές τις νέες επενδύσεις, με εύλογες αποδόσεις, αντανακλώντας και την υποχώρηση του κόστους των τεχνολογιών ΑΠΕ τα τελευταία έτη, και β) να υπάρξει ικανοποιητικό επίπεδο ανταγωνισμού, ώστε να επιφέρει χαμηλότερα κόστη για τους καταναλωτές ενέργειας, στους οποίους μετακυλίονται οι αποζημιώσεις των παραγωγών ΑΠΕ. Αξίζει να αναφερθεί ότι τρεις εκ των διαγωνισμών ΑΠΕ (ειδικότερα, για αιολικά άνω των 3 ΜW, μικρά και μεγάλα φωτοβολταϊκά) αναμένεται να διεξαχθούν από τη ΡΑΕ το καλοκαίρι του 2018.

Θα πρέπει επίσης να τονιστεί ότι η χώρα μας έχει ήδη υιοθετήσει ένα πιο σύγχρονο σχήμα στήριξης των ΑΠΕ, προσανατολισμένο στη συμμετοχή τους στην αγορά. Έτσι, αντί να προκαθορίζεται μια εγγυημένη τιμή για την παραγωγή ΑΠΕ, αγνοώντας τα επίπεδα τιμών στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, προκύπτει ουσιαστικά μια εγγυημένη προσαύξηση επί της τιμής στην χονδρεμπορική αγορά. Η μετάβαση αυτή (από feed-in-tariff σε feed-in-premium) αποτελεί έναν εξορθολογισμό, συντείνοντας στη μείωση του κόστους για τους καταναλωτές.

Ο μετασχηματισμός των νησιών σε σημεία αναφοράς

Στην κρίσιμη αυτή μετάβαση προς την απανθρακοποίηση, τα ελληνικά νησιά μπορούν να αποτελέσουν σημείο αναφοράς. Από απομονωμένα συστήματα, ευάλωτα σε δυσλειτουργίες (όπως η ασταθής ηλεκτρική τροφοδοσία) και υψηλά κόστη (λόγω της λειτουργίας πετρελαϊκών μονάδων για την παραγωγή ηλεκτρισμού), τα νησιά μπορούν να μετασχηματιστούν σε πρότυπα ενεργειακής αυτονομίας. Τα χαρακτηριστικά τους που σήμερα συνιστούν μειονέκτημα και παράγοντα ενεργειακής εξάρτησης από το πετρέλαιο μπορούν να αντιστραφούν, αποτελώντας πλεονέκτημα για την ενεργειακή τους αυτονομία και μετάβαση.

Ειδικότερα, η εφαρμογή  καινοτόμων τεχνολογιών μπορεί να συνυφανθεί με την ενεργό συμμετοχή των κατοίκων, αξιοποιώντας την ισχυρή αίσθηση της κοινότητας που διέπει τα νησιά. Η αλληλεπίδραση αυτή δημιουργεί ολιστικές λύσεις όχι μόνο για την ενεργειακή αυτονομία αλλά και για το σύνολο των υποδομών. Πιο συγκεκριμένα, μια ολοκληρωμένη προσέγγιση μπορεί να περιλαμβάνει την ηλέκτριση των μεταφορών στα νησιά, την αξιοποίηση ηλεκτρισμού για αφαλάτωση νερού, αλλά και τη διαχείριση αποβλήτων για παραγωγή ενέργειας.

Ο ενεργειακός μετασχηματισμός των νησιών μας εντάσσεται στο πλαίσιο μιας ευρύτερης πρωτοβουλίας της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, που ανακοινώθηκε τον Νοέμβριο του 2016 και εστιάζει στην μετάβαση των νησιών, συνολικά 2700 στην Ευρώπη, στην καθαρή ενέργεια. Σημειώνεται ότι στη χώρα μας υπάρχουν 60 νησιά που δεν είναι διασυνδεδεμένα με το ηπειρωτικό σύστημα, συγκροτώντας 32 αυτόνομα ηλεκτρικά συστήματα. Τα νησιά αυτά μπορούν να κατηγοριοποιηθούν ανάλογα με την αιχμή της ετήσιας ζήτησης ηλεκτρισμού σε 16 μικρά συστήματα, 14 μεσαία και ένα 2 μεγάλα (Κρήτη και Ρόδος).

Αναμφίβολα, τα ελληνικά νησιά εμφανίζουν ποικίλες ιδιαιτερότητες αλλά και κοινές προκλήσεις καθώς και ελκυστικά στοιχεία για την ενεργειακή μετάβαση. Διαφοροποιούνται πράγματι ως προς την απόσταση από το διασυνδεδεμένο σύστημα, την ύπαρξη ή όχι ηλεκτρικής διασύνδεσης με άλλα συστήματα, το επίπεδο της ετήσιας κατανάλωσης ενέργειας που εμφανίζουν, τη μέγιστη ζήτηση (της θερινής περιόδου), καθώς και τα χαρακτηριστικά των συμβατικών μονάδων (μαζούτ ή ντίζελ) που λειτουργούν σε αυτά.

Όλα ωστόσο, διαθέτουν ένα ισχυρό δυναμικό ΑΠΕ, τόσο αιολικό όσο και ηλιακό. Παρά τους χωροταξικούς και περιβαλλοντικούς περιορισμούς, το μερίδιο των ΑΠΕ στα νησιά είναι σημαντικό. Για το 2017, η παραγωγή από ΑΠΕ ανήλθε στο 17% του συνόλου, υπερβαίνοντας σε κάποια νησιά το 20%. Η πρόκληση που ανακύπτει μέσα από την ενεργειακή μετάβαση, ειδικά για μικρά νησιά, είναι να αντιστραφεί αυτή η εικόνα ενεργειακού μίγματος, και ειδικότερα, η παραγωγή ΑΠΕ να υπερβεί το 60%.  Συμπληρωματικά σημειώνεται ότι η εγκατεστημένη ισχύς σταθμών ΑΠΕ στα νησιά συνιστά το 21% (συνολικά 483 ΜW) του υφιστάμενου δυναμικού έναντι 79% (1845 MW) συμβατικής ισχύος, που αντιστοιχεί σε 32 πετρελαϊκές μονάδες. Αναλυτικότερα, η εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ στα νησιά αντιστοιχεί σε 5.100 σταθμούς. Οι σταθμοί αυτοί περιλαμβάνουν 97 αιολικά πάρκα (ισχύος 323 ΜW), 1758 φωτοβολταϊκούς σταθμούς (ισχύος 136 ΜW), 3242 φωτοβολταϊκά στέγης (ισχύος 23 ΜW) και 1 μικρό υδροηλεκτρικό (ισχύος 0.3 MW). Τα νησιωτικά δίκτυα είναι στο παρόν στάδιο κορεσμένα ως προς τις τεχνολογίες αιολικών και φωτοβολταϊκών.

Οι εξελίξεις στην αγορά των νησιών  

Πώς όμως λειτουργεί η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας των νησιών στο παρόν στάδιο; Η κατανομή των μονάδων στα νησιά γίνεται από τον Διαχειριστή Δικτύου, με στόχο την ελαχιστοποίηση της συμβατικής παραγωγής και τη μεγιστοποίηση της παραγωγής ΑΠΕ, υπό τους περιορισμούς ασφάλειας και ευστάθειας του δικτύου. Μια σημαντική παράμετρος είναι η δυνατότητα ανάληψης φορτίου από συμβατικές μονάδες σε περίπτωση ξαφνικής απώλειας παραγωγής ΑΠΕ, ώστε να μην προκληθεί διαταραχή συχνότητας. Η παραγωγή από ΑΠΕ κατανέμεται με προτεραιότητα, στο βαθμό που επιτρέπουν οι εκάστοτε συνθήκες, ενώ οι συμβάσεις των αιολικών σταθμών περιλαμβάνουν έναν ελάχιστο αριθμό ωρών λειτουργίας σε ετήσια βάση, τον οποίον ο Διαχειριστής Δικτύου καλείται να τηρήσει.

Παρά τις παραπάνω βασικές αρχές που εφαρμόζει ο Διαχειριστής Δικτύου, οι συμβατικές μονάδες θέτουν περιορισμούς στο επίπεδο της παραγωγής ΑΠΕ που μπορεί να απορροφηθεί.  Πρακτικά, λόγω των τεχνικών ελαχίστων των συμβατικών μονάδων που λειτουργούν στα νησιά και των τεχνικών περιορισμών στον ρυθμό αυξομείωσης της ισχύος τους, η παραγωγή ΑΠΕ δεν υπερβαίνει συχνά το 30% του φορτίου.  Υπό τις συνθήκες αυτές, το ισχυρό αιολικό δυναμικό που εμφανίζουν τα νησιά δεν μπορεί συχνά να απορροφηθεί και έτσι, διενεργούνται περικοπές στα αιολικά πάρκα. Είναι ενδεικτικό ότι σε περιόδους με ισχυρούς ανέμους, οι περικοπές αιολικών αγγίζουν ακόμη και το 60% σε ωριαία βάση.

Η διαδικασία κατανομής των μονάδων παραγωγής γίνεται προς το παρόν με τρόπο εμπειρικό και όχι αυτοματοποιημένο. Στην Κρήτη ωστόσο, υπάρχει η αναγκαία υποδομή, που επιτρέπει τη συνολική εποπτεία της λειτουργίας του συστήματος σε πραγματικό χρόνο και την οικονομική κατανομή των μονάδων παραγωγής. Στα επόμενα δύο χρόνια αναμένεται η πλήρης εφαρμογή του ρυθμιστικού πλαισίου για τα μη διασυνδεδεμένα νησιά και η υλοποίηση των αναγκαίων υποδομών για την διαφανή και αποτελεσματική λειτουργία της αγοράς τους. Η μετάβαση αυτή περιλαμβάνει την ολοκλήρωση Κέντρων Ελέγχου Ενέργειας σε όλα τα νησιωτικά συστήματα αλλά και την  επίλυση της αγοράς σε αυτά με έναν αυτοματοποιημένο αλγόριθμο (τον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό). Η επίλυση αυτή έχει ξεκινήσει πιλοτικά στη Σάμο, σε πρώιμο στάδιο προς το παρόν, έως ότου υλοποιηθεί το αντίστοιχο κέντρο ελέγχου ενέργειας. Επιπλέον, ως κίνητρο αποτελεσματικότητας, στο πλαίσιο περιορισμού του κόστους παραγωγής, προβλέπεται η αποζημίωση των συμβατικών μονάδων με βάση κόστη αναφοράς (benchmarking).

Επισημαίνεται ότι από 1.1.2018 η αγορά προμήθειας είναι πλέον ανοικτή στον ανταγωνισμό σε όλα τα νησιά. Ήδη δραστηριοποιούνται 17 εναλλακτικοί πάροχοι ρεύματος, εμφανίζοντας μεγαλύτερα μερίδια στην Κρήτη και τη Ρόδο (14% και 6% αντίστοιχα). Στα δύο αυτά νησιά, η απελευθέρωση της αγοράς λιανικής ξεκίνησε από τον Ιούλιο του 2016 και τον Ιανουάριο του 2017 αντιστοίχως.

Ρυθμιστικές προσεγγίσεις

Τον Δεκέμβριο του 2015, η ΡΑΕ συγκρότησε μια Επιτροπή ειδικών που εξέτασε ενδελεχώς καθένα από τα 32 αυτόνομα συστήματα, εστιάζοντας στο ερώτημα αν ενδείκνυται από οικονομοτεχνικής πλευράς η διασύνδεσή του καθώς και με ποιο τρόπο. Ως εναλλακτική λύση αξιολογήθηκε και η παραμονή του συστήματος σε αυτόνομη λειτουργία, με μετατροπή όμως των υφιστάμενων συμβατικών μονάδων σε μονάδες φυσικού αερίου (ανάπτυξη υποδομών υγροποιημένου φυσικού αερίου μικρής κλίμακας).  Η προαναφερθείσα Επιτροπή έχει σχεδόν ολοκληρώσει το πόρισμα της, ενώ αυτή την περίοδο, εκπονείται μια πρόσθετη ανάλυση για το Βόρειο-Ανατολικό Αιγαίο. Η περίπτωση αυτή κρίθηκε ότι χρήζει περαιτέρω διερεύνησης, καθώς η διασύνδεση από την ηπειρωτική χώρα προς τη Λέσβο διαφαίνεται συγκρίσιμη με τη λύση του φυσικού αερίου. Επιπλέον, τον Δεκέμβριο του 2016, η ΡΑΕ επανεξέτασε και επαναπροσδιόρισε τα περιθώρια ισχύος στα νησιά ανά τεχνολογία. Εξετάστηκε η δυνατότητα εγκατάστασης ενός ευρέος φάσματος τεχνολογιών, και πιο συγκεκριμένα: αιολικά, φωτοβολταϊκά, ηλιοθερμικοί σταθμοί με σύστημα αποθήκευσης και χωρίς, υβριδικοί σταθμοί αποτελούμενοι από παραγωγή ΑΠΕ και αντλησιοταμίευση ή συσσωρευτές, ελεγχόμενοι και μη ελεγχόμενοι σταθμοί Βιομάζας-Βιοαερίου και μικρές Ανεμογεννήτριες.

Επί της ουσίας, για την άμβλυνση του κορεσμού στα νησιά, υφίστανται δύο λύσεις: α) η υλοποίηση διασυνδέσεων, ώστε να είναι εφικτές οι εξαγωγές παραγωγής ΑΠΕ και β) η δημιουργία υποδομών αποθήκευσης. Η ΡΑΕ επεξεργάζεται αυτή την περίοδο το ρυθμιστικό πλαίσιο για την αποζημίωση των υβριδικών σταθμών, εξετάζοντας και μια προσέγγιση με δύο συνιστώσες: αμοιβή για την παραγόμενη ενέργεια και αμοιβή για τη διαθεσιμότητα του σταθμού.

Η ενεργειακή αυτονομία

Παρά τις τοπικές και τεχνικές ιδιαιτερότητες, η ενεργειακή αυτονόμηση των μικρών νησιών στη χώρα μας εμπεριέχει τα εξής κομβικά σημεία.

  • Τον συνδυασμό των σταθμών ΑΠΕ με ένα σύστημα αποθήκευσης, δηλαδή διάταξη μπαταρίας (συσσωρευτή) ή/και αντλησιοταμίευσης. Ο συνδυασμός αυτός, που ονομάζεται υβριδικός σταθμός, ενέχει πολλαπλά οφέλη. Καταρχάς, μέσω της αποθήκευσης, αποτρέπονται οι περικοπές αιολικών σταθμών, σε ώρες που το χαμηλό φορτίο δεν μπορεί να απορροφήσει την παραγωγή τους. Έτσι, η ενέργεια παύει να χάνεται.

Υπόκειται μεν σε απώλειες αλλά αποθηκεύεται και αποδίδεται σε επόμενη φάση, κατά τρόπο ελεγχόμενο και μη στοχαστικό. Επιπρόσθετα, περιορίζεται η συμφόρηση του δικτύου και είναι εφικτή η περαιτέρω διείσδυση ΑΠΕ.

  • Λόγω της δυνατότητας αποθήκευσης και ελεγχόμενης ανάκτησης της ενέργειας, η ένταξη του υβριδικού σταθμού σε ένα αυτόνομο νησιωτικό σύστημα μπορεί να αντικαταστήσει παραγωγή από πετρελαϊκές μονάδες, συμβάλλοντας στη διασφάλιση της επάρκειας ισχύος με τρόπο οικονομικό και περιβαλλοντικά φιλικό.
  • Την ύπαρξη δικτύων «έξυπνης» διαχείρισης, που επιτρέπουν την πιο αποτελεσματική κατανομή της ενέργειας, αλλά και τη δυνατότητα των καταναλωτών να αναπροσαρμόζουν τη ζήτησή τους ανάλογα με τις συνθήκες.

Οι λύσεις αυτές, ή επιμέρους στοιχεία τους, μπορούν να υιοθετηθούν όχι μόνο σε άλλα νησιά, ως βέλτιστες πρακτικές, αλλά και στο ηπειρωτικό σύστημα, υπό κατάλληλες προσαρμογές. Το πιλοτικό έργο της Τήλου έχει ήδη αποσπάσει διεθνείς διακρίσεις και βρίσκεται σε στάδιο δοκιμαστικής λειτουργίας. Αναμένεται να ακολουθήσει η Κύθνος, με ένα συγκροτημένο σχέδιο ενεργειακής μετάβασης.  Εντός του 2018, η ΡΑΕ θα προκηρύξει 2 ή 3 διαγωνισμούς για «έξυπνα νησιά», κατόπιν εισήγησης του ΔΕΔΔΗΕ

Η Οικονομική διάσταση

Οι παραπάνω εξελίξεις, πέρα από την περιβαλλοντική τους διάσταση, έχουν ισχυρό οικονομικό αντίκτυπο. Είναι ενδεικτικό ότι για το 2016, το πλήρες κόστος παραγωγής ηλεκτρισμού κυμάνθηκε στα 146 €/MWh στην Κρήτη, στα 139 €/MWh στη Ρόδο, ενώ ανήλθε στα 1.354 €/MWh στα Αντικύθηρα. Αντιθέτως, στο διασυνδεδεμένο σύστημα, το κόστος προμήθειας ενέργειας είναι αισθητά χαμηλότερο, της τάξης των 60 €/MWh, καθώς το ενεργειακό μίγμα βασίζεται σε ένα φάσμα εναλλακτικών πηγών.

Στον βαθμό λοιπόν που δεν υλοποιούνται ή που καθυστερούν οι διασυνδέσεις των νησιών,  όταν αυτές υποδεικνύονται από τεχνικοοικονομικές μελέτες κόστους οφέλους, οι καταναλωτές επιβαρύνονται με ποσά που αγγίζουν συνολικά τα 600-800 εκατ. ευρώ ετησίως.  Τα ποσά αυτά μετακυλίονται στους λογαριασμούς ρεύματος μέσω των χρεώσεων για τις Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας, γνωστές και ως χρεώσεις ΥΚΩ. Με την εφαρμογή των χρεώσεων αυτών, διασφαλίζεται ένα ενιαίο κόστος προμήθειας ηλεκτρισμού για τους καταναλωτές όλης της ελληνικής επικράτειας. Οι χρεώσεις αυτές κυμαίνονται συνήθως στο 5-27% του πλήρους κόστους ενός τιμολογίου ρεύματος, ανάλογα με το επίπεδο κατανάλωσης.  

Η υλοποίηση διασυνδέσεων, όπου προκρίνεται από οικονομοτεχνικής πλευράς, αλλά και η ενεργειακή αυτονόμηση μικρών νησιών μπορούν να συρρικνώσουν μεσοπρόθεσμα τα υπέρογκα αυτά κόστη, ενισχύοντας την ενεργειακή ασφάλεια και προσδίδοντας μια αναπτυξιακή διάσταση στη νησιωτική χώρα. Η μείωση στο ενεργειακό κόστος θα καταστεί πιο εμφανής μετά την απόσβεση του κόστους των διασυνδέσεων.

Συμπερασματικά, οι μεταρρυθμίσεις που συντελούνται στον ενεργειακό τομέα επαναπροσδιορίζουν πλήρως το ενεργειακό μας μέλλον. Στην πρόκληση της ενεργειακής μετάβαση, τα νησιά δεν αποτελούν απλώς τμήμα της λύσης, αλλά σημείο αναφοράς. Όπως τόνισαν χαρακτηριστικά μέλη της Γαλλικής Κυβέρνησης σε πρόσφατο ενεργειακό φόρουμ, η Τήλος, ως υπόδειγμα «έξυπνου νησιού» αποτελεί πηγή έμπνευσης για ολόκληρη την Ευρώπη.  Έχοντας την ίδια θεώρηση, η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας θα οργανώσει το Ευρωπαϊκό ρυθμιστικό φόρουμ για τα καθαρά νησιά τον προσεχή Ιούλιο στις Κυκλάδες, με την ενεργό εμπλοκή της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, αναδεικνύοντας προκλήσεις, ρυθμιστικές προσεγγίσεις και βέλτιστες πρακτικές. Αποδεικνύεται έτσι εμπράκτως, ότι η ενεργειακή μετάβαση είναι μια εξαιρετική αφετηρία και για την μετεξέλιξη του ευρωπαϊκού θεσμικού πλαισίου σε πιο αποτελεσματικές και ευρηματικές κατευθύνσεις, που θα ακολουθούν τους ρυθμούς της καινοτομίας αλλά και την επιτακτική ανάγκη για συγκροτημένες προσεγγίσεις.

—————————–

Το παρόν άρθρο αποτελεί απόσπασμα από ομιλία της Νεκταρίας Καρακατσάνη στο Ρυθμιστικό Φόρουμ για την Καθαρή Ενέργεια στα Νησιά, που διεξήχθη στο Παρίσι στις 6 Μαρτίου 2018. Το κείμενο αποτυπώνει προσωπικές σκέψεις της Ν. Καρακατσάνη.

Πηγή: www.naftemporiki.gr/

Μοιράσου το

Facebook
Twitter
LinkedIn
kIEFER

Σχετικά Άρθρα

ENIA ENERGEIAKI KOINOTITA P.E. 4,5ΜW

ENIA ENERGEIAKI KOINOTITA P.E. 4,5ΜW Φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 4,5MW. Bρίσκεται στην Βοιωτία και Εύβοια, ξεκίνησε τη λειτουργία του το 2020.

Ενεργειακές κοινότητες Αγρίνιου 95ΜW   

Ενεργειακές κοινότητες Αγρίνιου 95ΜW    Φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 95MW. Bρίσκεται στην Αμφιλοχία  , ξεκίνησε τη λειτουργία του το 2020 και σε συνεργασία με τον Αγροτικό

EC NORTHWESTCO 3MW

EC NORTHWESTCO 3MW Φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 3MW. Bρίσκεται στoν Βαθύλακκο Κοζάνης, ξεκίνησε τη λειτουργία του το 2020.

Βαθύλακκος 110MW

Βαθύλακκος 110MW Φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 110MW. Bρίσκεται στoν Βαθύλακκο Κοζάνης, ξεκίνησε τη λειτουργία του το 2022.

LSBP 225MW

LSBP 225MW Φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 225MW. Bρίσκεται στην ΠΕ Κοζάνης, ξεκίνησε τη λειτουργία του το 2022.

elΕλληνικά