Αναπόφευκτα θα είναι τα μπλακ άουτ, έστω και λιγότερα, στην ηλεκτροδότηση της Κρήτης με τη “διασύνδεση εξοικονόμησης” (Μολάοι Πελοποννήσου – Χανιά) ακόμη και με διπλό καλώδιο.

Αυτό προκύπτει από το σχέδιο του δεκαετούς προγράμματος ανάπτυξης του συστήματος μεταφοράς 2017-2026 του ΑΔΜΗΕ, το οποίο έδωσε χθες η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας σε δημόσια διαβούλευση μέχρι και τις 17 Ιουνίου.

Ανάμεσα στα έργα που έχει βάλει στο δεκαετές πλάνο ο Διαχειριστής είναι, ως γνωστόν και η “διασύνδεση της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα”. Το έργο, όπως τονίζει ο ΑΔΜΗΕ, “αποκτά χαρακτήρα επείγοντος, καθιστώντας το χρόνο υλοποίησης την κρισιμότερη παράμετρο για την επιλογή της τεχνικής λύσης για τη διασύνδεση”.

Κι αυτό επειδή η ΔΕΗ θα πρέπει να αποσύρει μέχρι το 2020 πολλές από τις υφιστάμενες και πεπαλαιωμένες πετρελαιοκίνητες μονάδες παραγωγής ρεύματος στην Κρήτη, λόγω της προσαρμογής της σε δύο κοινοτικές οδηγίες περί βιομηχανικών εκπομπών και περιορισμού των εμπομπών ορισμένων ρύπων στην ατμόσφαιρα από μεσαίου μεγέθους μονάδες καύσης. Μάλιστα ο ΑΔΜΗΕ σημειώνει στην έκθεση του πως αυτή η ανάγκη προσαρμογής εμφανίστηκε στη διάρκεια της προηγούμενης διαβούλευσης επί του προκαταρκτικού σχεδίου του δεκαετούς προγράμματος, που είχε κάνει ο Διαχειριστής στο διάστημα 9 Φεβρουαρίου με 9 Μαρτίου.

Ο ΑΔΜΗΕ, ο οποίος στο προκαταρκτικό σχέδιο προέκρινε τη λύση της διασύνδεσης της Κρήτης με την Πελοπόννησο με μονό καλώδιο έναντι της διασύνδεσης με την Αττική, τώρα προτείνει το έργο σε δύο φάσεις:

Η πρώτη είναι με την κατασκευή διασύνδεσης εναλλακτικού ρεύματος ικανότητας 2 Χ 200 MVA (2 X140 MW)- διπλό καλώδιο- μεταξύ της Κρήτης και της Πελοποννήσου. Το κόστος του έργου ανέρχεται στα 330 εκατ. ευρώ και μπορεί να ολοκληρωθεί σε τέσσερα χρόνια, μέχρι το πρώτο εξάμηνο του 2020.

Η δεύτερη είναι η διασύνδεση συνεχόμενου ρεύματος ικανότητας 2 Χ 350 MW μεταξύ της Κρήτης και της Αττικής. Το κόστος κυμαίνεται από 700 εκατ. έως 1 δισ. ευρώ. Το συνολικό έργο μπορεί να τεθεί σε λειτουργία μέσα στο 2024 αλλά είναι δυνατόν να έλθει και δύο χρόνια νωρίτερα, το 2022 με μειωμένη τη μεταφορική ικανότητά της διασύνδεσης κατά το ήμισυ.

Ωστόσο ακόμη και όταν ολοκληρωθεί η πρώτη φάση του έργου, η διασύνδεση εξοικονόμησης μεταξύ Μολάων – Χανίων και με την απόσυρση ορισμένων μονάδων, σύμφωνα με τον ΑΔΜΗΕ, ο δείκτης πιθανότητας απώλειας φορτίων (LOLE) θα διαμορφωθεί το 2020 σε 86 ώρες ετησίως και το 2025 σε 222 ώρες ετησίως. Όπως αναφέρεται χαρακτηριστικά “η υλοποίηση των έργων της Φάσης Ι, δεν επιλύει το ενεργειακό ζήτημα της Κρήτης κατά την επόμενη δεκαετία”. Ωστόσο, όπως τονίζει ο Διαχειριστής θα προκύπτει ετήσιο όφελος από την τιμολόγηση της διαφοράς της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας σε 710 εκατ. ευρώ το 2020 και 1 δισ. ευρώ το 2025.

Σύμφωνα με τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ η τοπική θερμική παραγωγή των πετρελαιοκίνητων μονάδων στην Κρήτη ανέρχεται στις 2.572, Γιαγαβατώρες και από αυτή την παραγωγή θα πρέπει να αποσυρθεί ισχύς ίση με 2.333,7 Γιαγαβατώρες. Με την απλή διασύνδεση (Πελοποννήσου – Κρήτης) θα πρέπει να διατηρηθούν 1.312 Γιγαβατώρες θα αποσυρθούν μονάδες ισχύος 720,6 – 1.011,7 Γιαγαβατωρών. Η συμβολή της διασύνδεσης ανέρχεται στα επίπεδα των 1.200 έως 1.850 Γιγαβατωρών ή σε ποσοστό 40% με 60% της συνολικής ζήτησης. Δηλαδή και πάλι θα πρέπει να διατηρηθούν μονάδες σε λειτουργία.

Πάντως, ο ΑΔΜΗΕ υπογραμμίζει την ανάγκη οι δύο φάσεις της διασύνδεσης να σχεδιάζονται και να αδειοδοτούνται παράλληλα.

Η Κρήτη, όπως αναφέρει ο Διαχειριστής, αποτελεί το μεγαλύτερο απομονωμένο νησιωτικό ηλεκτρικό σύστημα στη χώρα. Η συνολική ζήτηση του νησιού αντιπροσωπεύει το 5% της συνολικής ζήτησης της χώρας και ιστορικά εμφάνιζε μεγαλύτερο ρυθμό αύξησης σε σχέση με το ΕΣΜΗΕ (Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας). Ακόμα και μετά το 2008, απαρχή της οικονομικής κρίσης, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στην Κρήτη παρουσίασε μικρότερο μέσο ετήσιο ρυθμό μείωσης της ζήτησης σε σχέση με το ΕΣΜΗΕ (0,7%, έναντι 1,3% στο ΕΣΜΗΕ). Το 2015 η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στην Κρήτη ανήλθε σε 2898 GWh, ενώ η μέγιστη ζήτηση καταγράφηκε το 2008 (3047 GWh). Στο ίδιο διάστημα, το ωριαίο φορτίο του νησιού κυμάνθηκε από 158 MW (ελάχιστο) έως 635 MW (αιχμή).

Το Σύστημα της Κρήτης χαρακτηρίζεται από:

 Πολύ υψηλό μεταβλητό κόστος παραγωγής λόγω της χρήσης πετρελαίου στους τοπικούς σταθμούς παραγωγής, το οποίο αντανακλάται σε σημαντικότατη επιβάρυνση των καταναλωτών για κάλυψη των Υπηρεσιών Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) (περισσότερα από 300 εκ. ευρώ ετησίως).

 Μεγάλο ετήσιο ρυθμό αύξησης του φορτίου του νησιού (~5% μέχρι το 2008 τόσο για τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας, όσο και για την ετήσια αιχμή, που μειώνεται σε 1% και 3,9% αντίστοιχα κατά την τελευταία τριετία). Σημειώνεται ότι το φορτίο κατά τους θερινούς μήνες καλυπτόταν οριακά από τους τοπικούς σταθμούς.

 Τη μεγάλη δυσκολία έως αδυναμία εξεύρεσης χώρων και εξασφάλιση αδειοδοτήσεων για την ενίσχυση των τοπικών σταθμών ή την ανάπτυξη νέων.

 Το συνεχώς αυξανόμενο ενδιαφέρον για την αξιοποίηση του πλούσιου τοπικού δυναμικού ΑΠΕ, η διείσδυση των οποίων στο μίγμα ηλεκτροπαραγωγής του νησιού περιορίζεται λόγω τεχνικών περιορισμών (κυρίως σημαντικών ζητημάτων ευστάθειας που μπορεί να δημιουργήσει η υψηλή διείσδυση ΑΠΕ σε ένα αυτόνομο ηλεκτρικό σύστημα όπως αυτό της Κρήτης).

 Χαμηλό επίπεδο αξιοπιστίας τροφοδότησης, ιδιαίτερα σε περιπτώσεις βλαβών στο σύστημα παραγωγής.