Για να Μη Μείνει η Κρήτη από Ρεύμα

Η ηλεκτρική διασύνδεση της Κρήτης με το Εθνικό και Ευρωπαϊκό Σύστημα για την πλήρη ηλεκτροδότησή της, μετά από μεγάλες καθυστερήσεις βρίσκεται στη φάση των τελικών αποφάσεων. Είναι ένα δύσκολο και ακριβό έργο και θα χρειασθεί τον απαιτούμενο χρόνο του για την σωστή υλοποίηση. Παράλληλα προωθείται η κατασκευή της «μικρής διασύνδεσης» από Πελοπόννησο ικανότητας περί τα 150MW. Εν τω μεταξύ, σύμφωνα με την Οδηγία, από 01/01/2020 πρέπει να παύσει η λειτουργία των θερμικών μονάδων πετρελαίου με τις υψηλές εκπομπές CO2, οπότε η Κρήτη αντιμετωπίζει πρόβλημα επάρκειας παραγωγής ακόμη και αν ολοκληρωθεί και λειτουργήσει η μικρή διασύνδεση το 2020

Οι ΑΠΕ συμμετέχουν ήδη με περίπου 22% σε ετήσια βάση στην κάλυψη της συνολικής κατανάλωσης της Κρήτης που ξεπερνά τις 3TWh. Το μέσο μηνιαίο κόστος παραγωγής των μονάδων πετρελαίου κυμαίνεται (2017) από 162 έως 197€/MWh, δηλαδή τριπλάσιο από την Οριακή Τιμή του Συστήματος (ΟΤΣ) στην ανταγωνιστική αγορά, ενώ το μέσο μεταβλητό κόστος παραγωγής κυμαίνεται από 118 έως 149€/MWh.

Παρατηρείται εδώ και καιρό ότι το πρόβλημα της Κρήτης αντιμετωπίζεται με τις πρακτικές του περασμένου αιώνα και με υψηλό κόστος, παραβλέποντας τους στόχους και τις εξελίξεις στον 21ο αιώνα. Το πιο απογοητευτικό είναι ότι λείπουν οι σχετικές έρευνες και οι εξειδικευμένες μελέτες για την μετάβαση στον 21ο αιώνα και στο μέλλον, με ό,τι αυτό συνεπάγεται στην ανταγωνιστικότητα και στην αξιοποίηση του έμψυχου δυναμικού της χώρας.

Ανεξαρτήτως της επιδιωκόμενης παράτασης λειτουργίας των μονάδων πετρελαίου που εμπίπτουν στην Οδηγία μέχρι την λειτουργία της μεγάλης διασύνδεσης της Κρήτης, προτείνεται η εγκατάσταση αιολικών και φωτοβολταϊκών μονάδων (utility-scale) σε συνδυασμό με μεγάλη μονάδα μπαταριών λιθίου για αποθήκευση που στοχεύει στο μέλλον. Η λύση αυτή είναι άμεσα εφαρμόσιμη και μπορεί να υλοποιηθεί σε λιγότερο από ένα χρόνο.

Σε πρώτη φάση, προτείνεται ενδεικτικά, φωτοβολταϊκά 100MW, αιολικά πάρκα 100MW και μονάδα αποθήκευσης με μπαταρίες λιθίου 80MW/160MWh. Αυτές οι εφαρμογές μπορούν να καλύψουν το 15% των αναγκών της Κρήτης και να προσφέρουν άριστες επικουρικές υπηρεσίες στο σύστημα. Εκτιμάται με σχετική βεβαιότητα ότι το κόστος παραγωγής από το όλο σύστημα θα είναι στο επίπεδο της ΟΤΣ, δηλαδή στην κατάσταση που θα διαμορφωθεί μετά την μεγάλη διασύνδεση, χωρίς να επιβαρύνει τους καταναλωτές, αλλά θα μειώσει τις ΥΚΩ μέχρι να λειτουργήσει η μεγάλη διασύνδεση, οπότε θα καταργηθούν.

Εν συνεχεία, με τις σχετικές εμπειρίες, προτείνεται η δεύτερη φάση με αντίστοιχες μονάδες για αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ στο 55% με 60% χάρις στις μονάδες αποθήκευσης και με μεγάλη μείωση των ΥΚΩ, οπότε μαζί με την μικρή διασύνδεση δίδεται η δυνατότητα απόσυρσης των θερμικών μονάδων πετρελαίου που εμπίπτουν στην Οδηγία.

Οι προτάσεις αυτές με πρώτη και δεύτερη φάση οδηγούν την ηλεκτροδότηση της Κρήτης με ασφάλεια στο μέλλον. Είναι βέβαιο ότι θα αυξηθούν οι εφαρμογές ΑΠΕ στην Κρήτη μετά την μεγάλη διασύνδεση, οπότε το ερώτημα είναι γιατί αυτές οι εφαρμογές να μην γίνουν από τώρα προσφέροντας μεγάλες υπηρεσίες, αφού έχουν και το χαμηλότερο κόστος παραγωγής.

Ένα άλλο θέμα υψίστης σπουδαιότητας για το σύστημα της Κρήτης και την υψηλή αξιοπιστία του είναι οι δύο μεγάλες μονάδες αποθήκευσης με μπαταρίες λιθίου μαζί με τις ΑΠΕ. Όπως προβλέπεται, η μεγάλη διασύνδεση της Κρήτης θα γίνει με δύο υποθαλάσσια καλώδια (συνθήκη Ν-1, με πρόσφατο συμβάν το παρατεταμένο “black-out” στην Ύδρα) με παράλληλη όδευση και με ορατούς τους κινδύνους στην αδιάλειπτη παροχή, από “black-out” στο σύστημα, σφάλματα στους δύο υποσταθμούς, σφάλματα στα υποβρύχια καλώδια καθώς διέρχονται από σεισμογενή και ηφαιστειακή περιοχή, ενώ άλλη λύση που ίσως περιόριζε αυτούς τους κινδύνους θα ήταν δύο ξεχωριστές οδεύσεις από Αττική και Πελοπόννησο προς Ηράκλειο και Χανιά. Σε κάθε περίπτωση, ο ρόλος αυτών των δύο μεγάλων μπαταριών είναι καίριος για την αντιμετώπιση πιθανού “black-out” στην Κρήτη μετά την διασύνδεση. Εφαρμόζεται η ιδέα των “Microgrids” με τα κατάλληλα συστήματα ελέγχου για να διατηρήσουν σε λειτουργία το σύστημα της Κρήτης με τις ΑΠΕ και τις μπαταρίες. Καθώς όπως εκτιμάται θα διατηρηθούν κάποιες θερμικές μονάδες στον Αθερινόλακκο σε ψυχρή εφεδρεία, το σύστημα των μπαταριών θα δώσει τον αναγκαίο χρόνο για την εκκίνηση των μονάδων και την ανάληψη φορτίου, άλλως αυτές θα έμπαιναν μετά το “black-out”.  

Επομένως, οι προτεινόμενες δύο φάσεις έργων προσφέρουν τις ενδεδειγμένες και οικονομικές λύσεις τόσο για την περίοδο προ της διασύνδεσης όσο και μετά την διασύνδεση, εξασφαλίζοντας αδιάλειπτη παροχή ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες μπορούν να υλοποιηθούν σε πολύ σύντομο χρόνο.

Θα ήταν χρήσιμο να αναφερθεί η περίπτωση της Νότιας Αυστραλίας, όπου μετά από ένα οδυνηρό “black-out” με μεγάλες οικονομικές και κοινωνικές συνέπειες αποφασίσθηκε και εγκαταστάθηκε μια μεγάλη μονάδα μπαταριών λιθίου ικανότητας 100MW/129MWh, που λειτουργεί από 01/12/2017. Το ιδιαίτερο επίτευγμα αυτού του έργου της Tesla (Elon Musk) είναι ότι εγκαταστάθηκε και λειτούργησε σε 100 ημέρες από την υπογραφή της σύμβασης για να προλάβει τις θερινές αιχμές ζήτησης. Από τους πρώτους μήνες λειτουργίας φαίνεται ότι έχει πολύ ελκυστικά οικονομικά αποτελέσματα και προκαλεί ιδιαίτερο ενθουσιασμό για τις άριστες επικουρικές υπηρεσίες (γνωστές σε μας από το 1983 με την πρώτη εφαρμογή του bidirectional inverter). Βασικός σκοπός είναι να αποσοβήσει ενδεχόμενο “black-out” και να δώσει χρόνο ώστε να εκκινήσουν μονάδες φυσικού αερίου για να συνδράμουν στο σύστημα.

Η ιδέα των “Microgrids” με ΑΠΕ και μπαταρίες και με τα απαραίτητα συστήματα ελέγχου πρέπει να έχει καθολική εφαρμογή στα νησιά, είτε αυτά συνδέονται στο δίκτυο, είτε ηλεκτροδοτούνται από αυτόνομους σταθμούς παραγωγής μειώνοντας δραστικά το σημερινό κόστος. Ένα “black-out”, εκτός από τις κοινωνικές έχει ασυγκρίτως πολλαπλάσιες οικονομικές συνέπειες σε σχέση με την επένδυση, όπως Ύδρα το 2018, Σαντορίνη το 2013.

Η Κρήτη προσφέρεται τώρα για τέτοιες εφαρμογές με σχετικούς διαγωνισμούς, αρκεί η ΡΑΕ και η πολιτική ηγεσία να χαράξουν την πορεία προς το μέλλον με τα αναμενόμενα πολλαπλά οφέλη.

*Ο Γιάννης Χατζηβασιλειάδης είναι Πρόεδρος του Ινστιτούτου Ενέργειας ΝΑ Ευρώπης (ΙΕΝΕ).

Πηγή Energia.gr