Schlechtes und Worst-Case-Szenario für griechische Energie

Die erste Absicherung gegen das Risiko reduzierter russischer Gasflüsse ist die Entscheidung, die Braunkohleförderung in den nächsten zwölf Monaten von 5 auf 10 Terawattstunden zu verdoppeln.

Chrisa Lyangu, Kolumnistin einer griechischen regierungsnahen Publikation cathimerinispricht über das Worst- und Worst-Case-Szenario für die griechische Energie in den kommenden Jahren.

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Die Bürger Griechenlands sowie ganz Europas müssen sich auf den Winter vorbereiten, eine Zeit, in der zum ersten Mal seit Jahrzehnten wieder Strom und Erdgas sollte nicht als selbstverständlich angesehen werden. Werden wir eine „heiße Energiekrise“ erreichen, wenn Putin beschließt, den Hahn zuzudrehen, oder werden wir weiterhin für einen dünnen Strom von Erdgas nach Europa beten und versuchen, die daraus resultierende Versorgungskrise effektiv (oder wie wir können) zu bewältigen?

schlechtes Drehbuch

Die griechischen und europäischen Behörden planen die Entwicklung der Situation auf der Grundlage von zwei Versionen, nämlich einem schlechten und einem Worst-Case-Szenario. Im Falle eines schlechten, d.h. schwankenden, Flusses von russischem Erdgas durch die Gaspipeline Nord Stream 1 werden die Auswirkungen auf Griechenland hauptsächlich durch eine Preisfront begrenzt, die, wie 10 Tage Ungewissheit bezüglich ihrer Wiedereröffnung gezeigt haben, können in den Himmel fliegen. Die Gasversorgung des Landes und damit die Stromversorgung werden nicht unterbrochen, und zwar wegen 3 Milliarden Quadratmetern. Gas, das jährlich von Gazprom geliefert wird, gelangt über Bulgarien und die CU-Gaspipeline in das griechische System. Hohe Gaspreise werden jedoch die Strompreise in die Höhe treiben und den Finanzierungsbedarf für Subventionen in unüberschaubare Höhen treiben.

Die erste Verteidigungslinie gegen dieses Risiko ist die Entscheidung, die Braunkohleförderung innerhalb von zwölf Monaten von 5 auf 10 Terawattstunden zu verdoppeln.

Allerdings wird die Wirksamkeit der Maßnahme sowohl in Bezug auf die Preisdämpfung als auch auf die Angemessenheit im Worst-Case-Szenario als fraglich angesehen. Die installierte Leistung von Braunkohlekraftwerksblöcken ist auf 2500 MW begrenzt. Ihr Dauerbetrieb über einen längeren Zeitraum gilt aufgrund des Alters und der unzureichenden Wartung der Einheiten als Folge des vorangegangenen dreijährigen Delignitisierungsprogramms als unsicher. Aber selbst wenn sich die Blöcke als zuverlässig herausstellen, ist es äußerst schwierig, die Versorgung mit Braunkohle sicherzustellen, nachdem drei Jahre lang nicht in Braunkohletagebaue investiert wurde. Nach externen und internen Faktoren DEI, wird die Organisation und Entdeckung neuer Vorkommen mindestens sechs Monate dauern, während es notwendig ist, den vollen und kontinuierlichen Betrieb der Einheiten für eine lange Zeit aufrechtzuerhalten. Die Bestände auf den Kraftwerksstandorten reichen derzeit nur für 45 Tage Dauerbetrieb.

Schlimmstenfalls, mit einer vollständigen Abschaltung des russischen Gaseswird nicht nur das Gassystem überlastet, sondern auch das Stromsystem, was mehr ist mehr als 40 % von Erdgas abhängig. In diesem Fall müssen die Verbraucher ihre täglichen Gewohnheiten ändern, da sie je nach erzeugter Energieknappheit für eine Weile ohne Gas zum Heizen und ohne Strom auskommen.

ΡΑΕ stellt in dem am Freitag zur Konsultation vorgelegten Natural Gas Emergency Contingency Plan klar, dass eine flächendeckende Abschaltung des russischen Gases die Folgen für die Verbraucherversorgung besonders nachteilig hätte. Selbst wenn internationale Verbindungsleitungen vollständig verfügbar sind und alle bestehenden Braunkohleblöcke sowie die fünf Erdgasblöcke, die mit Diesel betrieben werden können, mit oder ohne Betrieb des neuen Blocks Ptolemaida 5 in Betrieb sind, werden die Auswirkungen auf die Stromversorgung des Landes in die Meinung von ΡΑΕ, „von groß bis katastrophal“. Als Ergebnis wird es geben Erdgasknappheit zwischen 1,9 und 4,2 Terawattstunden, die nicht gedeckt werden können, ohne die Nachfrage nach Erdgas und Strom zu reduzieren.

Der Beitrag von TAP zu diesem Defizit wird auf 1 Mrd. m² geschätzt. Gas pro Jahr, aber modernisiert und gestärkt – mit einem neuen schwimmenden Speicher – Revitussa. Im Falle eines strengen Winters verschlimmert sich das Problem aus mehreren Gründen.. Die Produktion erneuerbarer Energien sinkt bei extremen Wetterbedingungen erheblich, die Wahrscheinlichkeit von Blockschäden steigt, und der Import-Export mit den miteinander verbundenen Märkten Italien und Bulgarien, wo Energie automatisch vom billigsten zum teuersten Markt fließt, ist ein unkalkulierbarer Faktor.

Worst-Case-Szenario

Der kritischste Zeitraum, in dem das System auf Dauerhaftigkeit getestet wird, ist laut ΡΑΕ das Quartal Januar-März 2023. Um die Situation zu bewältigen, schlägt PΑΕ neben der Mobilisierung von Braunkohlekraftwerken und dem obligatorischen Betrieb von fünf Erdgaskraftwerken, die über technische Möglichkeiten mit Dieselkraftstoff verfügen, Maßnahmen zur Reduzierung der Gas- und Stromnachfrage in der Industrie vor und verpflichtet die Manager (ΑΔΜΗΕ und ΔΕΔΔΗΕ) erstellen Notfallpläne, einschließlich rollierender Stromausfälle nach Gebieten.

Aber auch wenn eine solche Notwendigkeit nicht erforderlich ist, sollten ΔΕΔΔΗΕ und ΔΕΣΦΑ nach Ansicht von ΡΑΕ bis zum 1 , Büros, private Verbraucher, Gewerbe usw.), die von Arbeitsbeispielen zur Schätzung der Rate des erwarteten Nachfragerückgangs begleitet werden.

Griechisches Erdgassystem auch kann sein verstärkt durch die Lieferung von Reserven aus Italien. Erdgasimporteure und Betreiber von Erdgaskraftwerken müssen in Italien für den Zeitraum vom 1. November 2022 bis 31. März 2023 Reserven in Höhe von 1,14 Terawattstunden und zusätzliche strategische Reserven in Höhe von 0,57 Terawattstunden vorhalten gib ΔΕΣΦΑ. Die gesamten Reserven in Italien können den Gasbedarf des Landes innerhalb von 10 Tagen decken (es sei denn, Italien teilt diese Reserven natürlich, was, wie die Praxis der Pandemiezeit zeigt, immer noch „mit der Mistgabel geschrieben wird“).

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