Πτολεμαΐδα 5: Πρόσθετη δαπάνη €264 εκατ. για τη ΔΕΗ από τη μετατροπή της μονάδας σε φ/α

08:21 21/4/2021 - Πηγή: New Money

Στα 264 εκατ. ευρώ προσδιορίζει το πρόσθετο κόστος μετατροπής της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα φυσικού αερίου, το ενεργειακό think tank Green Tank, αναλύοντας τέσσερις εναλλακτικές προτάσεις για την επόμενη μέρα της λιγνιτικής μονάδας. Το κόστος αυτό θα προστεθεί στο 1,4 δις. ευρώ που ήδη υπολογίζεται ότι έχει δαπανηθεί για το έργο.

Η ανάλυση γίνεται παραπάνω από επίκαιρη από την στιγμή που το σχέδιο της ΔΕΗ για την Πτολεμαΐδα 5 που

αναμένεται να τεθεί σε λειτουργία το 2022,  ωριμάζει και προβλέπει την μετάβαση στο φυσικό αέριο και το υδρογόνο.

Κάτι άλλωστε που επιβεβαίωσε και χθες μιλώντας σε αναλυτές, ο διευθύνων σύμβουλος κ. Γιώργος Στάσσης στο πλαίσιο της ανακοίνωσης των οικονομικών αποτελεσμάτων.

Σύμφωνα με τη νέα συγκριτική τεχνο-οικονομική ανάλυση που εκπονήθηκε από την εταιρεία συμβούλων Εnervis, το Green Tank και την Client Earth και παρουσιάστηκε χθες, η αντικατάσταση του λιγνίτη από ορυκτό αέριο είναι η πιο φθηνή επιλογή που υπολογίζεται σε 65 ευρώ /ΜWh, αλλά όπως αναφέρθηκε, μόνο για σενάρια που συνδυάζουν χαμηλότερες τιμές προμήθειας του καυσίμου από αυτές που προβλέπονται στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ), χαμηλές τιμές CO2 και αυξημένες ώρες λειτουργίας της τάξης των 6.000 ωρών τον χρόνο.

Για πιο υψηλές τιμές καυσίμου, το πιο ρεαλιστικό από τα δύο σενάρια εξέλιξης τιμών CO2 και για λειτουργία 4.000 ωρών τον χρόνο, το σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενάργειας (LCOE) υπερβαίνει τα 120 ευρώ/ΜWh.

Ωστόσο το κόστος των ρύπων υπολογίζεται στο 1/3 του λιγνίτη, περίπου στα 83 εκατ.. ευρώ το χρόνο. Κατά την ανάλυση, η επέκταση στο φυσικό αέριο, συγκεντρώνει περιορισμένο αριθμό θέσεων εργασίας σε σχέση με άλλες τεχνολογίες που φτάνει τα 405 άτομα.

Αντίστοιχα, το καθαρό κόστος εγκατάστασης (δηλαδή δίχως να λαμβάνεται υπόψη το κόστος της λειτουργίας και της παραγόμενης ενέργειας), το οποίο ωστόσο δεν δίνει την πλήρη εικόνα για την οικονομική ανταγωνιστικότητα των τεσσάρων τεχνολογικών λύσεων είναι: Για τη δέσμευση και αποθήκευση CO2 (CCS)  έως 2,8 δισ. ευρώ, για τη θερμική αποθήκευση 739 εκατ. ευρώ και για τη βιομάζα στα 230-290 εκατ. ευρώ.

Ασφυκτικό το περιβάλλον  των ρύπων

Ο κυριότερος λόγος για να προχωρήσει το σχέδιο της μετατροπής από λιγνίτη σε φυσικό αέριο δεν είναι άλλος από το ασφυκτικό οικονομικό περιβάλλον που δημιουργεί το κόστος των ρύπων.

Είναι χαρακτηριστικό ότι στο σενάριο της μελέτης επιπτώσεων της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, η τιμή του δικαιώματος εκπομπών CO2, υπολογίζεται να  φτάσει τα 60 ευρώ ανά τόνο το 2030, ενώ ο μέσος όρος των πλέον πρόσφατων προβλέψεων οκτώ εξειδικευμένων αναλυτών της αγοράς άνθρακα για το ίδιο έτος είναι 86,4 ευρώ ανά τόνο.

Ειδικά για την «Πτολεμαΐδα 5» ως λιγνιτική μονάδα, το κόστος των εκπομπών CO2 για την εξαετία 2023 – 2028 (10% hedging) υπολογίζεται από 705 εκατ. ευρώ έως και 1,83 δισ. ευρώ, με τον ετήσιο μέσο όρο να φτάνει τα 276 εκατ. ευρώ.  Παράλληλα, με καύσιμο τον λιγνίτη, η μονάδα θα χρειαστεί περιβαλλοντικές αναβαθμίσεις με υψηλό κόστος καθώς τα νέα ευρωπαϊκά όρια εκπομπών έχουν περιοριστεί σε σχέση με εκείνα που είχαν  ληφθεί υπόψη στην ΑΕΠΟ της μονάδας (Απόφαση Έγκρισης Περιβαλλοντικών Όρων).

Σε ερευνητικό στάδιο το υδρογόνο

Ιδιαίτερο ενδιαφέρον έχει η άποψη του κ. Μάντζαρη, επικεφαλής του Green Tank για το σχέδιο να λειτουργήσει μελλοντικά η μονάδα και με υδρογόνο, το οποίο επανέλαβε χθες ο κ. Στάσσης.

Η αίσθηση που υπάρχει ανέφερε είναι ότι θα πατήσουμε ένα κουμπί και από αέριο θα βάλουμε υδρογόνο. Ο ίδιος εκτίμησε ότι τα πράγματα δεν είναι έτσι. «Δεν μπορείς να χρησιμοποιήσεις ένα στρόβιλο αερίου και να περάσεις μέσα υδρογόνο». Το υδρογόνο σημείωσε, είναι σε ερευνητικό στάδιο και αναφέρθηκε σε ένα πρότζεκτ στο οποίο  συμμετέχει το ΕΜΠ που ερευνά διαφορετικά μείγματα υδρογόνου και αερίου, με πειραματικούς στροβίλους που φτιάχνει η Sienems.

Δεν είναι ένα λυμένο ζήτημα κατέληξε και «δεν ξέρουμε κατά πόσο είναι εφικτό αλλά και πόσο θα κοστίσει».
Επιπλέον, τα μέχρι σήμερα δεδομένα δείχνουν ότι ο βαθμός απόδοσης όταν χρησιμοποιείται το υδρογόνο ως καύσιμο πέφτει. Η ανάμειξη δε με αέριο δημιουργεί προβλήματα στην καύση. Σήμερα, σύμφωνα με τον κ Μάντζαρη 100% υδρογόνο υπάρχει μόνο σε μια μονάδα στην Ιταλία, η οποία είναι και πολύ χαμηλής δυναμικότητας, μόλις 12 MW, την στιγμή που στην Ελλάδα μιλάμε για μια πολύ μεγάλη κλίμακα ισχύος 660 MW 1000 MW αντίστοιχα.

Ποιες είναι οι άλλες τρεις προτεινόμενες τεχνολογίες

Από τις άλλες εναλλακτικές λύσεις που έχουν κατά καιρούς τεθεί ως πρόταση για την Πτολεμαΐδα 5, στο πλαίσιο του σχεδίου απολιγνιτοποίησης του ενεργειακού μείγματος,  προκύπτουν τα παρακάτω σενάρια:

α) η χρήση της τεχνολογίας δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (CCS) σε συνδυασμό με τη συνέχιση της λιγνιτικής λειτουργίας της μονάδας. Πρόκειται για μια τεχνολογία, η οποία εμφανίζεται και η πιο ακριβή με LCOE που κυμαίνεται ανάμεσα στα 128 ευρώ /ΜWh και τα 158 ευρώ /ΜWh και μάλιστα για μεγάλο εύρος ποσοστών δέσμευσης και αποθήκευσης του CO2 μεταξύ 30% και 90%.

β) η μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα καύσης βιομάζας, η οποία είναι οικονομικά πιο 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 ενάργειας ξεπερνά τα 100 ευρώ/ΜWh.

γ) Η μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ. Η μέθοδος αυτή  θεωρείται ότι 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 ευρώ/ΜWh και 106 ευρώ/ΜWh, με τις πιο συμφέρουσες τιμές να αντιστοιχούν σε συμμετοχή των φωτοβολταϊκών της τάξης του 70% στο μίγμα της ηλεκτρικής ενέργειας ΑΠΕ που αποθηκεύεται.