Η μοντελοποίηση του ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος θα επιτρέψει τις βέλτιστες προβλέψεις για τις ανάγκες αποθήκευσης στο μέλλον, τόσο με άξονα το 2030, όσο και ακόμα παραπέρα, ώστε να μπορέσει η χώρα μας να κάνει πράξη την ενεργειακή της μετάβαση.
Σύμφωνα με τις προβλέψεις του ΕΜΠ και με βάση όσα ανέφερε ο καθηγητής και μέλος της ΡΑΕ, Ιωάννης Αναγνωστόπουλος, στο πρόσφατο συνέδριο του energypress, η προσομοίωση λειτουργίας συστήματος θα πρέπει να περιλαμβάνει χαρακτηριστικά όπως τη μοντελοποίηση λειτουργίας για ένα ημερολογιακό έτος, τα πραγματικά δεδομένα φορτίου και παραγωγής ΑΠΕ (ωριαίες χρονοσειρές), την προσαρμογή των χρονοσειρών δεδομένων στα εκτιμώμενα χαρακτηριστικά του μελλοντικού συστήματος (2030, 2050), όχι περιορισμούς ένταξης ΑΠΕ λόγω ευελιξίας-εφεδρειών (απολιγνιτοποίηση, αποθήκευση, μονάδες ΦΑ, εισαγωγές) και καταγραφή των απωλειών του κύκλου αποθήκευσης, και της δυνατότητας πλήρωσης από άλλες πηγές (ΦΑ, εισαγωγές).
Θα πρέπει να σημειωθεί ότι βάσει και του νέου ενεργειακού σχεδιασμού, στο ηλεκτρικό σύστημα της χώρας μας το 2030 προβλέπεται να υπάρχει ετήσια ζήτηση ηλεκτρισμού κοντά στις 63,5 Twh, με 60% παραγωγή ΑΠΕ και 40% παραγωγή από τα υπόλοιπα καύσιμα και τις εισαγωγές.
Σε ένα περιβάλλον με 17 γιγαβάτ ΑΠΕ και 6 γιγαβάτ φυσικού αερίου, οι ανάγκες για αποθήκευση εκτιμώνται σε 3,4 γιγαβάτ/40 γιγαβατώρες. Η εκτίμηση αυτή, πάντως, έχει άμεση συνάρτηση με τη διαθέσιμη θερμική ισχύ και άλλους παράγοντες. Για παράδειγμα με φυσικό αέριο στα 6,5 γιγαβάτ, η ανάγκη αποθήκευσης μειώνεται στο 1,4 γιγαβάτ.
Πέραν των παραπάνω, άλλες κρίσιμες παράμετροι που επηρεάζουν τον υπολογισμό είναι η διαφοροποίηση της ετήσιας καμπύλης ζήτησης, η ετήσια διαφοροποίηση χρονοσειρών αιολικής, φωτοβολταϊκής και υδροηλεκτρικής παραγωγής, η σχετική ισχύς των αιολικών και φ/β, οι εισαγωγές / εξαγωγές – επίδραση τιμών ενοποιημένης αγοράς στην αποθήκευση ενέργειας, η τροποποίηση διαχείρισης υδροηλεκτρικών και αντλησιοταμίευσης, η ανάπτυξη μονάδων αποθήκευσης με άλλα χαρακτηριστικά (μπαταρίες και αργότερα power to gas), καθώς και οι διάφοροι τεχνικοί περιορισμοί του συστήματος (π.χ. διαθεσιμότητα μονάδων ΦΑ, συμφόρηση γραμμών μεταφοράς).
Στο απώτερο μέλλον θα απαιτηθεί μεγιστοποίηση των δυνατοτήτων αποθήκευσης λόγω του πλεονάσματος της ανανεώσιμης παραγωγής και πιθανώς θα χρειαστεί χρήση ‘πράσινου’ καυσίμου (p2g), για υποστήριξη ενός ηλεκτρικού συστήματος με ≥ 95 % ΑΠΕ. Σε κάθε περίπτωση, το υψηλό δυναμικό και το υψηλό πλεόνασμα παραγωγής ΑΠΕ υποστηρίζει την προοπτική ανάπτυξης μονάδων power-to-gas στη χώρα.
Ο ίδιος εκτιμά ότι η αντλησιοταμίευση είναι σήμερα η πιο ώριμη και τεχνοοικονομικά συμφέρουσα τεχνολογία και εξυπηρετεί και άλλους στόχους τοπικής ανάπτυξης, ενώ οι συσσωρευτές μπορούν να χρησιμοποιηθούν σε επίπεδο συστήματος μεταφοράς και δικτύου διανομής.
Τέλος, βάσει των εκτιμήσεων, το ελληνικό σύστημα θα χρειαστεί ως το 2030 τουλάχιστον 1,5 γιγαβάτ μονάδων αποθήκευσης.
