Ρεύμα: Η ακτινογραφία του ελληνικού συστήματος και οι λύσεις έκτακτης ανάγκης

Δεν φαίνεται να απειλείται προσώρας η ηλεκτροδότηση της χώρας κατά τους χειμερινούς μήνες. Στο ακραίο σενάριο διακοπής του ρωσικού φυσικού αερίου, οπότε θα υπάρξει έλλειμμα  καυσίμου στο ενεργειακό μείγμα σε ποσοστό περί το 18%, σε συνδυασμό με δριμύ ψύχος, θα υπάρξουν περικοπές ρεύματος.

Αυτό είναι το συμπέρασμα που προκύπτει από την ομιλία που έκανε χθες στο Διεθνές Πανεπιστήμιο Ελλάδος, στη Θεσσαλονίκη, ο Δημήτρης Φούρλαρης, Β’ αντιπρόεδρος της ΡΑΕ και επικεφαλής της Ομάδας Διαχείρισης Κρίσης, που συντονίζει η Αρχή.

Η μέγιστη ισχύς που θα απαιτηθεί για την κάλυψη του συστήματος κατά τους πέντε «κρύους» μήνες, ήτοι, από 1 Νοεμβρίου 2022 έως 31 Μαρτίου 2023, υπό συνθήκες ισχυρού ψύχους, θα είναι της τάξεως των 8,6-9,2 GW, με τη μέγιστη ημερήσια ενέργεια να υπολογίζεται στις 180-190 GWh. Ένα συγκριτικό στοιχείο: στα τέλη Ιανουαρίου, φέτος, το μέγιστο αιχμιακό φορτίο ανήλθε σε 8,6 GW.

Με βάση τα στοιχεία που παρέθεσε ο κ. Φούρλαρης, υπάρχει διαθεσιμότητα θερμικών μονάδων, συμπεριλαμβανομένης της εντατικοποίησης της λιγνιτικής παραγωγής, που μαζί με τις ΑΠΕ, παρά τη στοχαστικότητά τους, τα υδροηλεκτρικά, τα αποθέματα της Ρεβυθούσας, την αποθήκευση αερίου στην Ιταλία και τις εισαγωγές από γειτονικές χώρες, θεωρούνται  ικανά να εγγυηθούν την ομαλή τροφοδοσία της χώρας τον χειμώνα.

Εάν και εφόσον προκύψει διακοπή του ρωσικού φυσικού αερίου, το κενό θα επιδιωχθεί να καλυφθεί κυρίως από αυξημένα φορτία LNG και τη μετατροπή πέντε μονάδων φυσικού αερίου σε πετρελαϊκές, συνδυαστικά με άλλα έκτακτα μέτρα, τα οποία περιλαμβάνονται στα Σχέδια Δράσης που έχουν εκπονηθεί από τη ΡΑΕ και τον ΔΕΣΦΑ.

Δυνατότητα πρόσθετων ποσοτήτων αζέρικου αερίου μέσω TAP δεν υφίσταται, γιατί έχει «πιάσει ταβάνι» ήδη η διαθεσιμότητα των ποσοτήτων που έχουμε συμφωνήσει.  Μία παράμετρος η οποία προσδοκάται να λειτουργήσει συμπληρωματικά είναι η διαφαινόμενη, από το καλοκαίρι, μείωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας από τους καταναλωτές, λόγω του υπέρογκου κόστους της. Αυτή η τάση πιστεύεται ότι θα συνεχιστεί και στους επόμενους κρίσιμους μήνες.

Δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής

Η ηλεκτροπαραγωγή της χώρας ανέρχεται σε 19.595 MW και προέρχεται από τους λιγνίτες (2.225 GW, το 10,33%), το φυσικό αέριο (5.220 MW, το 26,95%), τα υδροηλεκτρικά (3.170 MW, το 16,37%), τα αιολικά (4.180 MW, το 21,58%) και τις υπόλοιπες τεχνολογίες ΑΠΕ (4.800 MW, το 24,78%), εκ των οποίων το μεγαλύτερο μερίδιο είναι τα φωτοβολταϊκά (3.960 MW).

Στο Σύστημα (υψηλή τάση) οι ΑΠΕ συνεισφέρουν με 4.400 MW, με τη μερίδα του λέοντος να έχουν τα αιολικά (4.000 MW), ενώ στο Δίκτυο (μέση και χαμηλή τάση) με 4.580 MW, στα οποία κυριαρχούν τα φωτοβολταϊκά (4.012 MW).

Στον σχεδιασμό που παρουσίασε ο κ. Φούρλαρης δεν συμπεριλαμβάνεται η υπερσύγχρονη λιγνιτική μονάδα της ΔΕΗ, η Πτολεμαΐδα V, καθώς θα τεθεί σε εμπορική λειτουργία έως τα τέλη Ιανουαρίου 2023. Τότε αναμένεται να λειτουργήσει κι αυτή ως πολύτιμο backup. Από τις υφιστάμενες επτά λιγνιτικές μονάδες, ο ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου είναι ο μεγαλύτερος σταθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο εγχώριο σύστημα, με 1.600 MW.

Ενίσχυση της λιγνιτικής παραγωγής

Λόγω της ενεργειακής κρίσης αποφασίστηκε η εντατικοποίηση της λειτουργίας των λιγνιτικών μονάδων, αφενός γιατί ο λιγνίτης είναι εγχώριο καύσιμο και αφετέρου γιατί στην τρέχουσα συγκυρία είναι φθηνότερος από το φυσικό αέριο.

Ενισχύθηκε, επίσης, η παραγωγή από τα ορυχεία του Λιγνιτικού Κέντρου Δυτικής Μακεδονίας για να καλύψουν τις μονάδες αυτές, μαζί με ορυχεία τρίτων. Η ΔEΗ έχει καταρτίσει πλάνο εξόρυξης, που αφορά στην περίοδο από 1/7/2022 έως 30/6/2023, ώστε η συνολική λιγνιτική παραγωγή σε αυτή την περίοδο να φθάσει τις 9,5 TWh, με την προϋπόθεση προένταξης των λιγνιτικών μονάδων στην Προημερήσια Αγορά του Χρηματιστηρίου Ενέργειας.

«Καθόλα ρεαλιστική» χαρακτήρισε ο αντιπρόεδρος της ΡΑΕ την προϋπόθεση αυτή. Με τη συγκεκριμένη αύξηση της λιγνιτικής παραγωγής, το Σύστημα ενισχύεται με 4,5 TWh. Η παραγωγή αυτή θα υποκαταστήσει ηλεκτροπαραγωγή από φυσικό αέριο, χωρίς αυτό να σημαίνει ότι θα επηρεαστεί εντυπωσιακά προς τα κάτω η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας στη χονδρεμπορική αγορά. Κι αυτό γιατί οι λιγνίτες δεν επαρκούν για να καλύψουν το φορτίο κάποιες ώρες της ημέρας και κυρίως τις ώρες αιχμής, οπότε καλύπτονται από το φυσικό αέριο που ορίζει και την Οριακή Τιμή. Η εντατικοποίηση της λιγνιτικής παραγωγής βοηθά, όμως, στη μείωση της δαπάνης που απαιτείται για την προμήθεια ποσοτήτων φυσικού αερίου.

Φυσικό αέριο και μετατροπή

Σε ό,τι αφορά τις μονάδες φυσικού αερίου, πέντε από αυτές έχουν δυνατότητα, σε έκτακτες συνθήκες, να γυρίσουν το καύσιμο σε πετρέλαιο, ωστόσο, με τη μετατροπή θα χάσουν ένα μέρος της διαθέσιμης ισχύος τους. Συγκεκριμένα, ενώ συνολικά δίνουν 2.023 MW, όταν θα λειτουργούν με πετρέλαιο θα διαθέτουν 1.791 MW.

Πρόκειται για τις δύο της ΔEΗ, ΑΗΣ Κομοτηνής και Λαύριο IV, δύο της Elpedison, Θίσβη και Θεσσαλονίκη και τις τρεις της ΗΡΩΝ. Από αυτές, η Θίσβη είναι αυτή που θα απωλέσει τη μεγαλύτερη ισχύ, όταν θα λειτουργήσει με πετρέλαιο, από τα 421,6 MW θα μειωθεί στα 288,42 MW. Εφόσον απαιτηθεί, θα λειτουργούν με πετρέλαιο 16 ώρες την ημέρα για πέντε ημέρες συνεχόμενες στο μέγιστο φορτίο τους.

Τα δύο διυλιστήρια της χώρας, της HELLENiQ Energy και της Motor Oil, στο διάστημα των πέντε μηνών, διαβεβαίωσαν ότι υπάρχουν οι διαθέσιμες ποσότητες πετρελαίου για την τροφοδοσία των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Λύθηκαν επίσης ζητήματα που σχετίζονται με τα logistics, πώς, δηλαδή, θα γίνεται η προμήθεια των μονάδων.

Ο κ. Φούρλαρης διευκρίνισε ότι στο διάστημα των πέντε μηνών δεν θα είναι συνεχής η λειτουργία των πέντε μονάδων εναλλακτικά με πετρέλαιο, λόγω υφιστάμενων τεχνικών προβλημάτων. Αποφασίστηκε, λοιπόν, 5-7 ημέρες συνεχούς λειτουργίας με ντίζελ επί 16 ώρες σε ώρες αιχμής, 10 μέρες εναλλαγή με φυσικό αέριο, μετά πάλι μετατροπή, και ούτω καθεξής. Τώρα ετοιμάζεται το σχετικό πλάνο, σε συνεργασία ΡΑΕ με ΑΔΜΗΕ.

Αυτό που είναι σημαντικό, όπως επισήμανε ο ομιλητής, είναι ότι η μετατροπή μπορεί να γίνεται αυτόματα, χωρίς να προηγείται περίοδος παύσης ή αποσυγχρονισμός των μονάδων.

Νερά και μειωμένα αποθέματα

Για τα υδροηλεκτρικά, για να δώσουν τη μέγιστη ισχύ τους θα πρέπει να έχουν διαθέσιμα αποθέματα πάνω από 50% στον ταμιευτήρα τους. Η μέγιστη χωρητικότητα των ταμιευτήρων είναι στις 3.000-3.200 GWh. Αυτή τη στιγμή είναι κάτω από 2.000 GWh. «Μπορεί οι κλιματικές συνθήκες να διαψεύσουν τα στατιστικά, αλλά το έχουμε υπόψη μας στην κατάρτιση του πλάνου μας», είπε ο κ. Φούρλαρης.

Διασυνδέσεις

Η Ελλάδα είναι συνήθως εισαγωγική χώρα. Ηχηρή εξαίρεση σημειώθηκε τον Ιούλιο και τον Αύγουστο, οπότε ήταν έντονα εξαγωγική για δύο λόγους. Πρώτον, γιατί είχε μειωθεί κατά 12-13% η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας και δεύτερον, γιατί οι καύσωνες στην Ευρώπη υπαγόρευσαν την ανάγκη για μεγαλύτερες ποσότητες ενέργειας.

Η χώρα μας διαθέτει τέσσερις εισόδους για το φυσικό αέριο. Από τη Ρεβυθούσα (225.000 κ.μ., που αυξάνονται στα 365.000 κ.μ. με το FSU), τους Κήπους του Έβρου από την τουρκική Botas (48.000 θερμικές MWh την ημέρα) και από το Σιδηρόκαστρο το αέριο από την Gazprom (117.265 θερμικές MWh την ημέρα). Επίσης, υπάρχει και ο TAP για το αζέρικο αέριο (53.370 θερμικές MWh την ημέρα).

Το 2021 η κατανάλωση φυσικού αερίου ήταν 70 TWh θερμικές, με τη μερίδα του λέοντος να απορροφάται από την ηλεκτροπαραγωγή. Σε περίπτωση διακοπής του ρωσικού αερίου, είπε ο κ. Φούρλαρης, «θα μπορούσαμε θεωρητικά να έχουμε τεχνική δυναμικότητα έως 110.000 MWh την ημέρα από τον TAP και 48.000 MWh την ημέρα από τους Κήπους. Άρα στη θεωρία η συνολική εναπομείνουσα δυναμικότητα αρκεί για την κάλυψη της εγχώριας ζήτησης, αλλά όχι για την κάλυψη της Βουλγαρίας. Θέλω να τονίσω, όμως, ότι αυτό είναι θεωρητικό και δεν μπορεί να συμβεί, γιατί στην πραγματικότητα από τη Νέα Μεσημβρία (σ.σ. TAP) έχει δεσμευθεί όλη η χωρητικότητά της υπό κανονικές συνθήκες, οπότε η πρόσθετη δυναμικότητα δίνεται υπό προϋποθέσεις. Τις ποσότητες που μπορούν να έρθουν από τον TAP τις έχουμε εξαντλήσει, είναι γύρω στις 7.500 MWh την ημέρα».

Τα μελλοντικά σημεία εισόδου φυσικού αερίου θα γίνουν πραγματικότητα από το 2024, με πρώτο τo FSRU της Αλεξανδρούπολης, το οποίο γίνεται αγώνας δρόμου να λειτουργήσει από τον Ιανουάριο του ιδίου χρόνου. Το 2025 εκτιμάται ότι θα τεθεί σε λειτουργία και το FSRU της Διώρυγα Gas, στους Αγίους Θεοδώρους Κορινθίας. Η υπόγεια αποθήκη της Καβάλας και το FSRU του Βόλου πάνε πολύ αργότερα, είπε ο κ. Φούρλαρης.