Η μετατροπή της λιγνιτικής μονάδας «Πτολεμαΐδα 5» σε μονάδα θερμικής αποθήκευσης πράσινης ενέργειας αναδεικνύεται ως μια λύση που είναι όχι μόνο συμβατή με την Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία και τις αυξημένες ανάγκες αποθήκευσης της χώρας αλλά και οικονομικά ανταγωνιστική, σύμφωνα με τη νέα συγκριτική τεχνο-οικονομική ανάλυση που εκπονήθηκε από την enervis σε συνεργασία με το Green Tank και την Client Earth.
Η νέα μονάδα της ΔΕΗ «Πτολεμαΐδα 5» προορίζεται να τεθεί σε λειτουργία στο τέλος του 2022 και να λειτουργήσει ως λιγνιτική μέχρι το 2028. Το μέλλον της μετά το 2028 εξακολουθεί να παραμένει ασαφές 1,5 χρόνο μετά την απόφαση της απολιγνιτοποίησης. Την ίδια στιγμή, η αλματώδης αύξηση των τιμών δικαιωμάτων εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα (CO2) επιτείνει την ανάγκη λήψης αποφάσεων σχετικά με την τεχνολογία που θα επιλεγεί για τη μεταλιγνιτική ζωή της μεγαλύτερης ενεργειακής επένδυσης της χώρας.
Με στόχο τη δημιουργική συμβολή στον δημόσιο διάλογο για ένα ακανθώδες ζήτημα που έχει ήδη στοιχίσει τουλάχιστον €1,4 δις κι έχει επηρεάσει την ενεργειακή πολιτική της χώρας για περισσότερο από μια δεκαετία, το Green Tank και η οργάνωση περιβαλλοντικών δικηγόρων ClientEarth συνεργάστηκαν με τη γερμανική εταιρία ενεργειακών συμβούλων enervis για να αξιολογήσουν συγκριτικά τις τέσσερις τεχνολογίες που έχουν συζητηθεί περισσότερο σε σχέση με το μέλλον της Πτολεμαΐδας 5.
Ειδικότερα για τη συγκριτική τεχνο-οικονομική αξιολόγηση εναλλακτικών λύσεων για την Πτολεμαΐδα 5 εξετάστηκαν:
α) η χρήση της τεχνολογίας δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (CCS) σε συνδυασμό με τη συνέχιση της λιγνιτικής λειτουργίας της μονάδας,
β) η μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα καύσης βιομάζας,
γ) η αντικατάστασή της από μονάδα συνδυασμένου κύκλου με καύσιμο το ορυκτό αέριο (CCGT) και
δ) η μετατροπή της σε μονάδα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ με τη μορφή θερμότητας, αξιοποιώντας την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων (molten salts).
Για κάθε τεχνολογική λύση αναλύθηκε η επίδραση πλήθους παραμέτρων στο σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (LCOE), ενώ οι τέσσερις τεχνολογίες αξιολογήθηκαν συγκριτικά και ως προς τη δυνατότητά τους να διατηρήσουν ή να δημιουργήσουν θέσεις εργασίας. Όσον αφορά την εξέλιξη των τιμών των δικαιωμάτων εκπομπών CO2 που επηρεάζουν σημαντικά το σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας για όλες τις τεχνολογίες οι οποίες βασίζονται σε ορυκτά καύσιμα εξετάστηκαν δύο σενάρια, τα οποία ωστόσο είναι συντηρητικά σε σχέση με τις πλέον πρόσφατες προβλέψεις των αναλυτών για την εξέλιξη των τιμών CO2 στη δεκαετία που διανύουμε.
Από την ανάλυση προκύπτουν τα ακόλουθα:
- Η τεχνολογία CCS αποδείχθηκε η πιο ακριβή με σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (LCOE) που κυμαίνεται ανάμεσα στα 122 €/ΜWh και τα 158 €/ΜWh και μάλιστα για μεγάλο εύρος ποσοστών δέσμευσης και αποθήκευσης του εκλυόμενου CO2 μεταξύ 30% και 90%.
- Η καύση βιομάζας είναι οικονομικά ανταγωνιστική (LCOE χαμηλότερο από 80 €/ΜWh) μόνο για χαμηλά επίπεδα σύγκαυσης σε συνδυασμό με πολύ χαμηλές τιμές CO2. Για το πιο ρεαλιστικό σενάριο εξέλιξης των τιμών CO2 ή για πλήρη αντικατάσταση λιγνίτη από βιομάζα, το σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ξεπερνά τα 100 €/ΜWh.
- Η αντικατάσταση του λιγνίτη από ορυκτό αέριο είναι η πιο φθηνή επιλογή (65 €/ΜWh) μόνο για σενάρια που συνδυάζουν χαμηλότερες τιμές προμήθειας του καυσίμου από αυτές που προβλέπονται στο ΕΣΕΚ, χαμηλές τιμές CO2 και αυξημένες ώρες λειτουργίας της τάξης των 6000 ωρών τον χρόνο. Για πιο υψηλές τιμές καυσίμου, το πιο ρεαλιστικό από τα δύο σενάρια εξέλιξης τιμών CO2 και για λειτουργία 4000 ωρών τον χρόνο, το LCOE υπερβαίνει τα 120 €/ΜWh.
- Η μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ καθιστά τη λειτουργία της μονάδας εντελώς ανεξάρτητη από τις διακυμάνσεις των τιμών δικαιωμάτων CO2 ή συγκεκριμένων καυσίμων, ενώ παράλληλα συμβάλλει στην κάλυψη των αυξημένων αναγκών αποθήκευσης ενέργειας που έχει η χώρα. Τα αποτελέσματα της ανάλυσης δείχνουν ότι η λύση αυτή είναι ιδιαίτερα ανταγωνιστική καθώς χαρακτηρίζεται από σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που κυμαίνεται μεταξύ 91 €/ΜWh και 106 €/ΜWh, με τις πιο συμφέρουσες τιμές να αντιστοιχούν σε συμμετοχή των φωτοβολταϊκών της τάξης του 70% στο μίγμα της ηλεκτρικής ενέργειας ΑΠΕ που αποθηκεύεται.
Σε ό,τι αφορά τις θέσεις εργασίας, ο μικρότερος αριθμός εργαζομένων (405) αντιστοιχεί στην επιλογή της αντικατάστασης της Πτολεμαΐδας 5 από μονάδα ορυκτού αερίου, ενώ η πλήρης αντικατάσταση του λιγνίτη από βιομάζα προβλέπεται να οδηγήσει σε 1428 θέσεις εργασίας. Ωστόσο πολλές από αυτές δεν θα είναι εγχώριες καθώς πιθανότατα θα απαιτηθούν εισαγωγές για την προμήθεια τόσο μεγάλων ποσοτήτων βιομάζας. Από την άλλη μεριά, η μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρισμού από ΑΠΕ μπορεί να οδηγήσει σε 1247 μόνιμες θέσεις εργασίας αν ληφθούν υπόψη οι θέσεις όχι μόνο στη μονάδα αλλά και αυτές που απαιτούνται για τη λειτουργία και τη συντήρηση των αιολικών και των φωτοβολταϊκών.
«Η κρίσιμη απόφαση για την τεχνολογία η οποία θα εφαρμοστεί τελικά στην Πτολεμαΐδα 5 θα πρέπει να ξεφύγει από τη λογική των εξαιρέσεων και της μυωπικής ανάγνωσης των διεθνών τάσεων στην κλιματική και ενεργειακή πολιτική που επικράτησε στην προσπάθεια ανάπτυξης του λιγνιτικού αυτού έργου τα τελευταία 10-15 χρόνια. Είναι απολύτως αναγκαίο να ληφθούν σοβαρά υπόψη οι μακροχρόνιες τάσεις της αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών CΟ2, των τιμών ορυκτού αερίου, καθώς και η συμβατότητα της λύσης που θα επιλεγεί με τον νέο κεντρικό, πανευρωπαϊκό στόχο της κλιματικής ουδετερότητας ως το 2050», δήλωσε ο Νίκος Μάντζαρης, αναλυτής πολιτικής για τη δεξαμενή σκέψης The Green Tank.
