Η μονάδα παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας που κατασκευάζεται στην Πτολεμαΐδα με το επιχειρησιακό όνομα «Πτολεμαΐδα 5» αναμένεται να είναι η τελευταία του είδους της. Φυσικά μιλάμε για μια μονάδα που ξεκίνησε να κατασκευάζεται στα μέσα του 2015 και ακόμα δεν έχει τεθεί σε λειτουργία.
Η κατάσταση γύρω από αυτό το έργο περιπλέχτηκε όταν στα τέλη της προηγούμενης δεκαετίας (2019) υπήρξε η κομβική απόφαση για στροφή προς τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και την σταδιακή απαλλαγή από τα ορυκτά καύσιμα.
Καταληκτική ημερομηνία για την πλήρη απολιγνιτοποίηση αποτελεί το 2028 , ωστόσο ο πρωθυπουργός της χώρας, Κυριάκος Μητσοτάκης, ανέβασε τον πήχη ξεκαθαρίζοντας πως η Ελλάδα θα φτάσει αυτόν το στόχο το 2025.
Ανάχωμα στην δέσμευση της χώρας για να κλείσει όλες τις λιγνιτικές μονάδες , είναι το γεγονός πως από το 2015 βρίσκεται σε κατασκευή μια λιγνιτική μονάδα, με προϋπολογισμό σχεδόν 1,5 δισ. ευρώ. Αυτή η μονάδα είναι ουσιαστικά ότι έχει απομείνει από τον ενεργειακό σχεδιασμό της προηγούμενης δεκαετίας.
Σύμφωνα με τα σημερινά δεδομένα η μονάδα αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία εντός του 2022 . Αυτό σημαίνει πρακτικά πως το χρονικό περιθώριο λειτουργίας της βρίσκεται μεταξύ τριών και πέντε ετών. Εδώ προκύπτει το μεγάλο ερώτημα και μετά τι; Θα έχει πραγματοποιηθεί μια επένδυση της τάξης του 1,5 δισ. για να κλείσει σε τρία ή πέντε χρόνια;
Πολλαπλά Σενάρια
Πάνω σε αυτό το ζήτημα εξετάζονται λύσεις που θα μπορούσαν να δώσουν άλλο αέρα στην επένδυση. Γίνονται ορισμένα σενάρια ούτως ώστε η μονάδα να αξιοποιηθεί με τη χρήση άλλου καυσίμου :
Α. Ένα σενάριο είναι να καταστεί μονάδα “μετάβασης” με καύσιμο το φυσικό αέριο.
Β. Δεύτερο σενάριο να λειτουργήσει με ελάχιστο περιβαλλοντικό αποτύπωμα μέσω καύσης βιομάζας.
Γ. Ένα άλλο σενάριο που βρίσκεται στο τραπέζι είναι η μετατροπή της σε μονάδα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ με τη μορφή θερμότητας, αξιοποιώντας την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων (molten salts).
Δ. Τέλος, στην ατζέντα βρίσκεται και το σενάριο για χρήση της τεχνολογίας δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (CCS) σε συνδυασμό με τη συνέχιση της λιγνιτικής λειτουργίας της μονάδας,
Μέχρι στιγμής όμως δεν υπάρχει κάποια οριστική απόφαση και το τοπίο παραμένει ακόμα θολό. Οποιαδήποτε απόφαση για το μέλλον της θα ληφθεί ενώ βρίσκεται σε λειτουργία.
Ωστόσο σύμφωνα με καλά πληροφορημένες πηγές που μίλησαν στο ypodomes.com, η μονάδα αναμένεται να κάνει πρεμιέρα με λιγνίτη. Αξίζει όμως να σημειωθεί πως θα είναι νέας τεχνολογίας, θα υπάρχει διαφορετική επεξεργασία στην πρώτη ύλη και σαν αποτέλεσμα θα ρυπαίνει αισθητά λιγότερο σε σχέση με τις αντίστοιχες του είδους της.
Ρυθμιστής το κόστος
Πριν από λίγους μήνες η Εnervis σε συνεργασία με το Green Tank και την Client Earth εκπόνησε μια τεχνο-οικονομική ανάλυση γύρω από τα σενάρια μετατροπής της μονάδας και το κόστος παραγωγής. Από την ανάλυση προέκυψαν τα παρακάτω:
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.
Όπως και να καταλήξει το θέμα η συγκεκριμένη περίπτωση έργου θα είναι αξιοσημείωτη. Την ίδια στιγμή που τα “αδέρφια” της οδεύουν στο τέλος , αυτή βρίσκεται σε φάση “κυοφορίας” και αναμένεται με μεγάλο ενδιαφέρον ο τρόπος λειτουργίας της.
