Αρχική Σχέδιο Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης (Master Plan) για τις λιγνιτικές περιοχές της Δυτικής Μακεδονίας και της ΜεγαλόποληςΣχέδιο δίκαιης αναπτυξιακής μετάβασης λιγνιτικών περιοχώνΣχόλιο του χρήστη ΜΠΑΡΜΠΑΓΙΑΝΝΗΣ ΓΡΗΓΟΡΗΣ | 10 Νοεμβρίου 2020, 16:45
  • Σχόλιο του χρήστη 'ΜΠΑΡΜΠΑΓΙΑΝΝΗΣ ΓΡΗΓΟΡΗΣ' | 10 Νοεμβρίου 2020, 16:45

    (ΣΔΑΜ, 10 11 2020) Α. Σύμφωνα με στοιχεία πρόσφατης λεπτομερούς και εμπεριστατωμένης μελέτης (Απρίλιος 2020) του ΑΠΘ/ΣΗΕ που εκπονήθηκε για το Σύλλογο Διπλωματούχων Μηχανικών Ομίλου ΔΕΗ, λαμβάνοντας υπόψη το τρέχον ΕΣΕΚ (ΦΕΚ Β΄ 4893/31.12.2019), με θέμα, STUDY FOR THE EVALUATION OF THE IMPACT OF THE NATIONAL ENERGY AND CLIMATE PLAN IN THE UTILIZATION OF LIGNITE AND HYDRO-PUMPED STORAGE UNITS BEFORE AND AFTER YEAR 2030, THROUGH SIMULATION OF THE GREEK WHOLESALE AND BALANCING MARKETS AND THE OPERATION OF THE GREEK POWER SYSTEM DURING THE PERIOD 2020-2030, (http://sdmdei.gr/apolignitopoihsh/study-for-the-evaluation-of-the-impact-of-the-national-energy-and-climate-plan-in-the-utilization-of-lignite-and-hydro-pumped-storage-units-before-and-after-year-2030/), μεταξύ άλλων τεκμαίρονται και αναλύονται τα ακόλουθα: Ο χρονικός ορίζοντας της προαναφερόμενης μελέτης είναι 11 έτη (2020-2030), καθώς υπάρχει αρκετά υψηλός βαθμός αβεβαιότητας αναφορικά με την εξέλιξη του ενεργειακού μείγματος στη χώρα για την επόμενη δεκαετία. Πέρα από τον παραπάνω 11-ετή χρονικό ορίζοντα (δηλαδή από το έτος 2031 και μετά), ο βαθμός αβεβαιότητας στην εκτίμηση διαφόρων παραμέτρων σύνθεσης και λειτουργίας του ΣΗΕ αυξάνει σημαντικά, περιορίζοντας σημαντικά τη χρησιμότητα αντίστοιχων προσομοιώσεων. Για την ορθή προετοιμασία και εκτέλεση των προσομοιώσεων για τη μελέτη, αρχικά αναπτύχθηκε μία ολοκληρωμένη βάση δεδομένων του ελληνικού ΣΗΕ και της ΕΧΑΗΕ, η οποία περιλαμβάνει τα εξής: • Τεχνικοοικονομικά χαρακτηριστικά μονάδων παραγωγής • Πρόβλεψη του φορτίου Συστήματος για την περίοδο μελέτης (2020-2030) • Ενεργειακοί περιορισμοί για την αναλυτική μοντελοποίηση της λειτουργίας των υδροηλεκτρικών (ΥΗΣ) και υδραντλητικών σταθμών (ΥΑΣ) • Προβλεπόμενη εξέλιξη της εγκατεστημένης ισχύος μονάδων ΑΠΕ ανά τεχνολογία (αιολικά, Φ/Β, μικροί ΥΗΣ, βιομάζα/βιοαέριο, ΣΗΘΥΑ) Στη συνέχεια διαμορφώθηκαν οι λεπτομερείς παραδοχές εξέλιξης της τιμής φυσικού αερίου, της τιμής δικαιωμάτων CO2, καθώς και της μελλοντικής διαθεσιμότητας των λιγνιτικών μονάδων και των μονάδων ΦΑ του Συστήματος, στη βάση δημοσιευμένων στοιχείων από έγκριτες πηγές (π.χ. διεθνή χρηματιστήρια ενεργειακών προϊόντων, Διαχειριστής Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και Διαχειριστής Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου, επιχειρηματικά σχέδια εταιριών ηλεκτρικής ενέργειας, κ.α.). Επίσης λήφθηκε υπόψη το εξαγγελθέν χρονοδιάγραμμα ένταξης νέων μονάδων και απόσυρσης υφιστάμενων μονάδων που υιοθετήθηκε ως βασικό δεδομένο εισόδου στις προσομοιώσεις. Το λογισμικό που χρησιμοποιήθηκε (“Long-Term Scheduling” (LTSx), ΑΠΘ/ΣΗΕ) επιλύει το πρόβλημα της μεσο-/μακροπρόθεσμης προσομοίωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας για χρονικό ορίζοντα από ένα μήνα έως αρκετά έτη, επιλύοντας διαδοχικά: i. Την Αγορά Επόμενης Ημέρας (ΑΕΗ), ii. τη Διαδικασία Ενοποιημένου Προγραμματισμού (ΔΕΠ), και iii. την Αγορά Εξισορρόπησης Πραγματικού Χρόνου (ΑΕΠΧ). Για τις ανάγκες του προτεινόμενου έργου επιλύθηκαν τα παραπάνω προβλήματα βελτιστοποίησης ανά ημέρα και με το κατάλληλο χρονικό βήμα (ώρα / 30λεπτο / 15λεπτο) για την περίοδο 2020-2030, σύμφωνα με όσα έχουν αναφερθεί παραπάνω. Λαμβάνοντας ως δεδομένο το πρόγραμμα εμπροσθοβαρούς απολιγνιτοποίησης που έχει περιληφθεί στο ανανεωμένο ΕΣΕΚ και σύμφωνα με τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων, το ενεργειακό μείγμα παραγωγής του ελληνικού Συστήματος στο χρονικό διάστημα μελέτης αναμένεται να μετασχηματιστεί ραγδαία, καθώς η εμπροσθοβαρής απολιγνιτοποίηση της χώρας οδηγεί σε ραγδαία μείωση της ετήσιας λιγνιτικής παραγωγής κατά 80-90%, από τα επίπεδα των 8-9 TWh ετησίως κατά τα έτη 2020-2022 στα επίπεδα των 1,5-2 ΤWh ετησίως κατά τα έτη 2028-2030 (βλ. παρακάτω Σχήμα), με την παραδοχή ότι η ΠΤΟΛΕΜΑΪΔΑ 5 θα συνεχίσει να λειτουργεί ως λιγνιτική μονάδα και κατά τα έτη 2029-2030. Κυρίαρχο ρόλο κατά την περίοδο μελέτης αναμένεται να έχουν οι μονάδες ΑΠΕ, το μερίδιο των οποίων αναμένεται να αυξηθεί από τα τρέχοντα επίπεδα του 20% στα επίπεδα του 60% το 2030, αυξάνοντας ωστόσο σημαντικά τις απαιτήσεις παροχής εφεδρειών και διαθεσιμότητας ευέλικτης ισχύος για την εξισορρόπηση του Συστήματος στον πραγματικό χρόνο. Oι νέες μονάδες ΦΑ που προβλέπεται ότι θα κατασκευαστούν εντός της επόμενης 4ετίας από ιδιωτικούς ενεργειακούς ομίλους αναμένεται να λειτουργούν τόσο ως μονάδες βάσης όσο και ως μονάδες ενδιάμεσου φορτίου για την κάλυψη του καθαρού φορτίου (φορτίο συστήματος πλην έγχυση ΑΠΕ και καθαρών εισαγωγών) καθώς και για την παροχή ενέργειας εξισορρόπησης σε πραγματικό χρόνο, υποκαθιστώντας τόσο τη λιγνιτική παραγωγή όσο και την παραγωγή από τις υφιστάμενες (λιγότερο αποδοτικές) μονάδες ΦΑ των ιδιωτών και της ΔΕΗ. Ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει η εξέλιξη της υδροηλεκτρικής παραγωγής στα διάφορα σενάρια προσομοίωσης, ειδικότερα αναφορικά με τον τρόπο αξιοποίησης των υφιστάμενων ΥΑΣ της ΔΕΗ και των νέων ΥΑΣ που αναμένεται να κατασκευαστούν από ιδιωτικούς ενεργειακούς ομίλους και να ενταχθούν στο Σύστημα στις αρχές του έτους 2024. Βασικό συμπέρασμα που προκύπτει από τα αποτελέσματα προσομοιώσεων είναι η σταδιακή αύξηση του συντελεστή χρησιμοποίησης των ΥΑΣ με την πάροδο των ετών, ως αποτέλεσμα των αυξημένων αναγκών εξισορρόπησης του Συστήματος λόγω αφενός της εμπροσθοβαρούς απόσυρσης των λιγνιτικών μονάδων παραγωγής μέχρι το 2023 και αφετέρου της συνεχούς αύξησης των (ευμετάβλητων και αβέβαιων) εγχύσεων από μονάδες ΑΠΕ, ειδικότερα κατά το διάστημα 2024-2030. Προκύπτει επίσης ξεκάθαρα ότι οι ΥΑΣ της ΔΕΗ παρουσιάζουν υψηλότερο συντελεστή χρησιμοποίησης σε σχέση με τους ιδιωτικούς ΥΑΣ, παρά τη μικρότερη συνολική εγκατεστημένη ισχύ των πρώτων. Αυτό οφείλεται κατά κύριο λόγο στους μεγαλύτερους κατάντη ταμιευτήρες που διαθέτουν οι ΥΑΣ της ΔΕΗ (ειδικότερα ο ΥΑΣ Θησαυρού) σε σχέση με τους ιδιωτικούς ΥΑΣ. Τα αποτελέσματα των προσομοιώσεων αποδεικνύουν ότι οι ΥΑΣ της ΔΕΗ παρέχουν ευελιξία στο σύστημα και επιτρέπουν την άντληση (και συνακόλουθα έγχυση) μεγαλύτερου όγκου υδάτων σε καθημερινή βάση, συνεισφέροντας έτσι περισσότερο στην αξιόπιστη και ομαλή λειτουργία του Συστήματος σε σχέση με τους άλλους ΥΑΣ. Επίσης, παρατηρείται ότι όταν η λειτουργία των ΥΑΣ γίνεται στη βάση επίλυσης προβλημάτων διαχείρισης του ΣΗΕ από τον Διαχειριστή, όπως π.χ. αποτροπή περικοπών ενέργειας από μονάδες ΑΠΕ, κάλυψη αιχμών φορτίου, συνεισφορά σε εφεδρείες, κτλ. και όχι αποκλειστικά βάσει οικονομικών κριτηρίων (μεγιστοποίηση ιδίων εσόδων μέσω υποβολής κατάλληλα διαμορφωμένων προσφορών για παραγωγή/άντληση στη χονδρική αγορά), η συνολική ετήσια υδροηλεκτρική παραγωγή και το ετήσιο φορτίο άντλησης είναι σημαντικά αυξημένα, καθώς γίνεται εντατικότερη χρήση των ΥΑΣ για την αντιστάθμιση της μεταβλητότητας παραγωγής των μονάδων ΑΠΕ και την εξομάλυνση της λειτουργίας του Συστήματος σε πραγματικό χρόνο. Η μεγάλη χρησιμότητα των ΥΑΣ αποδεικνύεται σε συνθήκες πολύ υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ, όπου παρατηρούνται αφενός αυξημένες εξαγωγικές ροές και αφετέρου μεγιστοποίηση της χρήσης των ΥΑΣ σε λειτουργία άντλησης, προκειμένου να απορροφηθεί η πλεονάζουσα ενέργεια ΑΠΕ, χωρίς παρ’ όλα αυτά να αποφεύγεται η περικοπή σημαντικών ποσοτήτων ενέργειας ΑΠΕ, λόγω ενεργοποίησης εγγενών περιορισμών των μονάδων παραγωγής και του Συστήματος (π.χ. διατήρηση συμβατικών μονάδων σε χαμηλά επίπεδα παραγωγής για την παροχή εφεδρειών). Τα οικονομικά αποτελέσματα των ΥΑΣ δείχνουν ότι η λειτουργία τους χωρίς οικονομικά κριτήρια οδηγεί σε σημαντικά χαμηλότερα μεικτά κέρδη (ακόμη και σε πιθανές καθαρές ζημίες) σε σχέση με τα υπόλοιπα σενάρια, παρά το υψηλότερο φορτίο άντλησης που απορροφούν, καθώς η λειτουργία τους, εν γένει, δεν αποσκοπεί στη μεγιστοποίηση των συνολικών κερδών τους αλλά στην κάλυψη των αναγκών εξισορρόπησης του Συστήματος. Αυτό σημαίνει ότι εφόσον οι ΥΑΣ λειτουργούν από τον Διαχειριστή του Συστήματος ακόμη και αντιοικονομικά για τις ανάγκες εξισορρόπησης του Συστήματος, τότε πρέπει να προβλεφθούν από το ρυθμιστικό πλαίσιο περαιτέρω έσοδα για τους σταθμούς αυτούς, είτε με τη μορφή αποζημίωσης για την παροχή επικουρικών υπηρεσιών είτε και με τη μορφή εσόδων από το Μόνιμο Μηχανισμό Αποζημίωσης Επάρκειας Ισχύος (ΜΜΑΕΙ). Με την παρούσα κατάσταση είναι απαξιωμένα και ανενεργά τα αντλησιοταμιευτικά της ΔΕΗ (Σφηκιά,1986,315MW και Θησαυρός,1999,364MW- Σ;700 MW), διότι δεν υφίσταται διαφοροποίηση τιμών ημέρας-νύχτας. Αναφορικά με την εξέλιξη των τιμών εκκαθάρισης της χονδρικής αγοράς (ΑΕΗ και ΑΕΠΧ) η λειτουργία των ΥΑΣ χωρίς οικονομικά κριτήρια έχει ως αποτέλεσμα την αύξηση της μέσης τιμής εκκαθάρισης της ΑΕΗ σε όλα τα έτη της περιόδου μελέτης σε σχέση με τα υπόλοιπα σενάρια, καθώς η αύξηση της τιμής που προκαλείται από την αυξημένη αντλητική δραστηριότητα στις ώρες μειωμένου καθαρού φορτίου είναι μεγαλύτερη από τη μείωση της τιμής εκκαθάρισης που επιτυγχάνεται στις περιόδους έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας από τους ΥΑΣ. Συγκεκριμένα, η μη αξιοποίηση κανενός ΥΑΣ θα οδηγούσε σε υπερβολικά υψηλές τιμές αποκλίσεων, καθώς το Σύστημα θα αναγκαζόταν να καταφύγει σε ιδιαίτερα δαπανηρές λύσεις (π.χ. ενεργοποίηση αεριοστροβιλικών μονάδων με πολύ υψηλό μεταβλητό κόστος) προκειμένου να διασφαλίσει ότι διαθέτει τους απαραίτητους πόρους ισχύος και ευελιξίας για να καλύψει πλήρως τις ανισορροπίες του Συστήματος με την ενεργοποίηση (ανοδικής/καθοδικής) ενέργειας εξισορρόπησης στον πραγματικό χρόνο. Παρόμοιες πολύ υψηλές τιμές αποκλίσεων στα επίπεδα των 200 €/MWh παρατηρούνται στο διάστημα 2020-2023 στην περίπτωση μη αξιοποίησης των υφιστάμενων ΥΑΣ της ΔΕΗ (Σφηκιά, Θησαυρός). Σημειώνεται ότι η τιμή αποκλίσεων αναμένεται να διαδραματίσει πολύ σημαντικό ρόλο στη λειτουργία των νέων αγορών, καθώς είναι η τιμή στην οποία θα χρεώνονται/πιστώνονται όλες οι αποκλίσεις (θετικές/αρνητικές) των συμβαλλόμενων μερών με ευθύνη εξισορρόπησης, στις οποίες πλέον περιλαμβάνονται πλέον και τα νέα χαρτοφυλάκια μη κατανεμόμενων μονάδων ΑΠΕ. Στο πλαίσιο διερεύνησης των επιπτώσεων που θα έχει η εμπροσθοβαρής απολιγνιτοποίηση της χώρας στην ικανότητα του Συστήματος παραγωγής να καλύπτει πλήρως τόσο την ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας όσο και τις απαιτήσεις ευελιξίας που αυξάνονται συνεχώς λόγω της μεταβολής του ενεργειακού μείγματος με ενίσχυση του μεριδίου έγχυσης από ευμετάβλητες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ), ο υπολογισμός των σχετικών δεικτών επάρκειας ισχύος και ευελιξίας αποδεικνύει ότι η περίπτωση εντατικής χρήσης των ΥΑΣ χωρίς αυστηρά οικονομικά κριτήρια αποτελεί τη βέλτιστη επιλογή, καθώς όλοι οι δείκτες αξιοπιστίας παρουσιάζουν τη χαμηλότερη τιμή ανά έτος σε σύγκριση με τα υπόλοιπα σενάρια προσομοίωσης. Αυτό επιβεβαιώνει ότι η συμβολή της αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας στην επάρκεια ισχύος αλλά και ευελιξίας είναι ιδιαίτερα σημαντική, ειδικότερα όταν συνδυάζεται με υψηλή διείσδυση στοχαστικών εγχύσεων από μονάδες ΑΠΕ. Αναφορικά με το δείκτη LossofLoadExpectation (LOLE) που αποτελεί μέτρο της επάρκειας ισχύος του Συστήματος, παρατηρείται ότι σε όλα τα έτη και όλα τα σενάρια προσομοίωσης οι τιμές του δείκτη βρίσκονται πολύ χαμηλότερα από το υιοθετούμενο κριτήριο αξιοπιστίας (3 ώρες/έτος). Η πρόωρη οριστική απόσυρση του μεγαλύτερου αριθμού των λιγνιτικών μονάδων στο τέλος του έτους 2022, προκαλεί μικρή αύξηση της τιμής του δείκτη στο έτος 2023, χωρίς όμως να είναι ανησυχητική για την επάρκεια του ΣΗΕ. Κατά το χρονικό διάστημα 2024-2027 η ένταξη της νέας αντλητικής ισχύος, της νέας συμβατικής ισχύος από μονάδες ΦΑ συνδυασμένου κύκλου και η διαρκής αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος των ΑΠΕ έχουν ως αποτέλεσμα οι τιμές του δείκτη LOLE να παραμένουν σε πολύ χαμηλά (σχεδόν μηδενικά) επίπεδα. Αναφορικά με τους δείκτες επάρκειας ευελιξίας Insufficient Ramping Resource Expectation (IRRE) και Expected Unserved Ramping Energy (EURE), παρατηρείται ότι η σταδιακή απολιγνιτοποίηση τα χρόνια 2020-2022 προκαλεί σημαντική αύξηση αυτών των δεικτών, το οποίο ερμηνεύεται ως συμβολή των υφιστάμενων λιγνιτικών μονάδων στην επάρκεια ευελιξίας του Συστήματος, σε μικρότερο όμως βαθμό σε σχέση με τις μονάδες ΦΑ, λόγω των υποδεέστερων εγγενών τεχνικών χαρακτηριστικών που παρουσιάζουν οι λιγνιτικές μονάδες (μικρότερος ρυθμός ανόδου ισχύος, μεγαλύτερη διάρκεια εκκίνησης). Εν γένει, η ισχυρή διείσδυση των τεχνολογιών ΑΠΕ έντονης μεταβλητότητας κατά τη διάρκεια της ημέρας αποδεικνύεται σημαντικό πρόβλημα για τον Διαχειριστή του Συστήματος, καθότι οδηγεί σε (α) σημαντική περίσσεια ενέργειας κατά τη διάρκεια της ημέρας, (β) σημαντικά προβλήματα κάλυψης των αιχμών φορτίου και των απαιτήσεων εφεδρειών κατά τη διάρκεια που οι τεχνολογίες αυτές ΑΠΕ δεν παράγουν ηλεκτρική ενέργεια και ειδικότερα κατά τις ώρες της βραδινής αιχμής, και (γ) σημαντικές περικοπές ΑΠΕ κατά τη διάρκεια της ημέρας ακόμη και με την παρουσία των υδραντλητικών μονάδων (υπάρχουσες ΔΕΗ και νέες μονάδες ιδιωτών). Η λειτουργία μπαταριών σημαντικής ονομαστικής ισχύος με ορίζοντα το έτος 2030 μπορεί να συμβάλλει στην άμβλυνση των ανωτέρω προβλημάτων, αλλά απαιτούνται μηχανισμοί εκτός αγοράς για την κάλυψη του κόστους επένδυσης των μπαταριών αυτών. Για το μηδενισμό των ανωτέρω προβλημάτων στη διαχείριση του συστήματος και των περικοπών ΑΠΕ απαιτούνται (εκτός των δύο υπαρχόντων υδραντλητικών σταθμών της ΔΕΗ και των τριών νέων υδραντλητικών σταθμών που αναμένεται να κατασκευαστούν) τουλάχιστον 1.650 MW μπαταριών με δυνατότητα αποθήκευσης τετραπλάσιας ενέργειας (συνεχούς αποθήκευσης για 4 ώρες), συνολικού κόστους άνω των 1,15 δις. ευρώ. Λαμβάνοντας υπόψη τα εν περιλήψει προαναφερθέντα στοιχεία, αξίζει να εξεταστεί από όλα τα εμπλεκόμενα μέρη το Σενάριο 10 της μελέτης που χρησιμοποιεί ως δεδομένα τα εξής: • Συνέχιση της λειτουργίας του ΑΗΣ «Πτολεμαΐδα 5» , δηλ. χωρίς χρονικό περιορισμό μετά το 2028, με αναβάθμιση μέσω της εγκατάστασης συστήματος μείωσης ή και δέσμευσης εκπομπών ρύπων CO2 ήδη από την αρχή της εμπορικής λειτουργίας της. Τεχνολογίες CCUS ήδη ερευνώνται παγκοσμίως και εκτιμάται ότι το 2028 θα είναι ιδιαίτερα ανεπτυγμένες ώστε να χρησιμοποιούνται για παραγωγή και χρήση μεθανόλης, υδρογόνου κλπ. • Κατασκευή και λειτουργία, μίας σύγχρονης μονάδας ΦΑ-ΣΗΘΥΑ 660 MW στη θέση των προς απόσυρση λιγνιτικών μονάδων Αμύνταιο 1 και 2 καθώς και μίας όμοιας νέα μονάδας ΦΑ-ΣΗΘΥΑ 660 MW στη θέση μίας εκ των προς απόσυρση λιγνιτικών μονάδων του σταθμού Αγ. Δημητρίου. Οι δύο μονάδες αυτές θα μπορούσαν να κατασκευαστούν από τη ΔΕΗ ή από Ιδιώτες ή από με σύμπραξη αυτών σε πλαίσιο προσέλκυσης νέων επενδύσεων στη ΔΜ. • Λειτουργία 2 υπαρχόντων μονάδων ΥΗΣ της ΔΕΗ ως ΥΑΣ, κατασκευή και λειτουργία 3 νέων μονάδων ΥΑΣ Ιδιωτών. Β. ΠΡΟΣΘΕΤΑ ΟΦΕΛΗ ΑΠΟ ΤΗΝ ΚΑΤΑΣΚΕΥΗ ΔΥΟ ΜΟΝΑΔΩΝ ΦΑ-ΣΗΘΥΑ ΣΤΗ ΔΜ (ΣΕ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΕΙΣ ΤΩΝ ΑΗΣ ΑΜΥΝΤΑΙΟΥ ΚΑΙ ΑΓΙΟΥ ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ Ή ΤΩΝ ΑΗΣ ΚΑΡΔΙΑΣ ΚΑΙ ΑΓΙΟΥ ΔΗΜΗΤΡΙΟΥ): Οι μονάδες αυτές όπως αναφέρθηκε μπορούν να γίνουν και με συμπράξεις τύπου ΣΔΙΤ (ΔΕΗ - Ιδιώτες) ή με διάθεση υφιστάμενων υποδομών, μετά από κατάλληλες συμφωνίες, κοινά αποδεκτές όλων των εμπλεκόμενων πλευρών κλπ) Η πρόταση αυτή παρουσιάζει τα εξής πλεονεκτήματα: • Πληροί το κριτήριο ν-1, στην παραγωγή η.ε. και την παροχή ΤΘ με Φ.Α., • Δημιουργεί στη ΔΜ (800) νέες θέσεις εργασίας στην κατασκευή και περισσότερες των 100 στη λειτουργία, • Θα έχει ιδιαίτερα ανταγωνιστικό κόστος κατασκευής των νέων μονάδων, εφόσον χρησιμοποιηθούν οι ήδη υφιστάμενες υποδομές λιγνιτικών σταθμών των οποίων παύεται η λειτουργία, εξισορροπώντας έτσι και τυχόν έλλειψη επιδότησης μέσω κοινοτικών πόρων. • Μπορεί να έχει και ανταγωνιστικό κόστος λειτουργίας αφενός με την προνομιακή τιμή παραγωγής των νέων μονάδων παραγωγής, ως ΣΗΘΥΑ και την πρόταξή τους για τη ρύθμιση των προβλημάτων υψηλής διείσδυσης των ΑΠΕ και αφετέρου με την παροχή ελαφρύνσεων (ασφαλιστικές εισφορές εργαζομένων και φορολογικές διευκολύνσεις) • Καλύπτει πλήρως τις ανάγκες τηλεθέρμανσης (ΤΘ) των τριών πόλεων, Κοζάνης, Εορδαίας και Αμυνταίου με αυτονομία Κοζάνης και Εορδαίας - Αμυνταίου που μπορεί να επεκταθεί. • Αξιοποιεί τα υπάρχοντα δίκτυα τηλεθέρμανσης • Δίνει τη δυνατότητα παροχής ΤΘ, για προσέλκυση και ανάπτυξη βιομηχανικών και βιοτεχνικών επενδύσεων στην περιοχή. Η δυνατότητα αυτή μπορεί να λειτουργήσει ως επιπλέον κίνητρο ανάπτυξης βιομηχανικών – βιοτεχνικών- αποθηκευτικών, εγκαταστάσεων στις υπάρχουσες οριοθετημένες και αδειοδοτημένες περιοχές των λιγνιτικών σταθμών που αποσύρονται συνδυαστικά και με άλλα μέτρα παροχής κινήτρων πχ αναπτυξιακός νόμος και φοροαπαλλαγές. Η ανάπτυξη βιομηχανικών - βιοτεχνικών ζωνών σύμφωνα με τα προηγούμενα, θα αποτελέσει μοναδική εγγύηση για τη βιωσιμότητα και την ευρεία ανάπτυξη τεχνολογικών ερευνητικών πάρκων που εξαγγέλθηκαν και αναφέρονται στην επόμενη ενότητα του ΣΔΑΜ (ΚΕΝΕΤ/ΠΕΝΕΤ). Θα διευκολύνει την ανάπτυξη μουσείων (γεωλογικών, φυσικών, ιστορικών κ.α.) και λοιπών υποδομών (τουριστικών, αθλητικών, συνεδριακών κ.α.) πέριξ του δικτύου τθ και εντός των προς αποκατάσταση χώρων, για λειτουργία και τους χειμερινούς μήνες όπου οι θερμοκρασίες στην περιοχή είναι ιδιαίτερα χαμηλές. • Δίνει τη δυνατότητα παροχής Τθ, για ανάπτυξη πρότυπων αγροτικών καλλιεργειών -βιοκαλλιεργειών με θερμοκήπια και συστήματα προστασίας, πχ πάγου. • Αξιοποιεί τα υπάρχοντα δίκτυα τηλεθέρμανσης Κοζάνης, Αμυνταίου και Εορδαίας με σημαντική οικονομία κλίμακας για τους Δήμους κατά συνέπεια και τους δημότες. (Αποφεύγοντας σημαντικά κόστη κατασκευής και διαχείρισης νέων υποδομών και αύξηση απωλειών θερμότητας λόγω μεγαλύτερου μήκους δικτύου ΤΘ ως προς την εξαγγελθείσα μονάδα Φ.Α.-ΣΗΘΥΑ 60 MWth στην Καρδιά και τα αναγκαία συνοδά νέα δίκτυα ΤΘ.) • Καλύπτει αξιόπιστα και με μοναδικό τρόπο, τις απότομες διακύμανσης των ΑΠΕ που αναπτύσσονται σύμφωνα με το τρέχον ΕΣΕΚ για όλο το μεταβατικό στάδιο μελέτης, υλοποίησης και ανάπτυξης των αναγκαίων συστημάτων αποθήκευσης και διαχείρισης της παραγόμενης ενέργειας αυτών. Γ. Σύμφωνα με το τρέχον ΕΣΕΚ (ΦΕΚ Β 4893/19 σελ. 55697 και σελ. 55689) αναφέρεται ότι «θα ενισχυθούν καινοτόμες εφαρμογές …τεχνικές δέσμευσης ή και επαναχρησιμοποίησης CO2» κάτι που όμως απουσιάζει από το προς διαβούλευση παρόν Μaster Plan/ΣΔΑΜ. Είναι μοναδική ευκαιρία με τη Πτολεμαΐδα V, οι τεχνολογίες αυτές να συμπεριληφθούν στο ΣΔΑΜ και να αποτελέσουν έργο εφαρμογής στο Πεδίο Ενεργειακής Έρευνας και Τεχνολογίας (ΠΕΝΕΤ) με το Πανεπιστήμιο Δυτικής Μακεδονίας και άλλους εξειδικευμένους Φορείς. Η πρόταση της αρμόδιας Επιτροπής της Ε.Ε. για ένα πλαίσιο πολιτικής για το κλίμα και την ενέργεια του 2030 αναγνωρίζει το ρόλο της CCS και CCU στην επίτευξη του μακροπρόθεσμου στόχου μείωσης των εκπομπών της ΕΕ. Στον τομέα της ηλεκτρικής ενέργειας, η CCS θα μπορούσε να είναι βασική τεχνολογία για την παραγωγή με βάση τα ορυκτά καύσιμα.1 Ως εκ τούτου, το Ταμείο Καινοτομίας, (https://ec.europa.eu/clima/policies/innovation-fund_el) εστιάζει στα ακόλουθα: • Καινοτόμες τεχνολογίες και διεργασίες χαμηλών εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα σε βιομηχανίες ενέργειας, συμπεριλαμβανομένων προϊόντων που αντικαθιστούν αυτές που απαιτούν άνθρακα • Δέσμευση και χρήση άνθρακα (CCU) • Κατασκευή και λειτουργία μονάδων δέσμευσης και αποθήκευσης άνθρακα (CCS) • Καινοτόμος παραγωγή ανανεώσιμων πηγών ενέργειας • Αποθήκευση ενέργειας Μελέτη του «Oxford Institute for Energy Studies», εστιασμένη στη περίπτωση της Γερμανίας, υποστηρίζει ότι, παρόλο που η παραγωγή και η κατανάλωση πράσινου υδρογόνου θα πρέπει σίγουρα να είναι μακροπρόθεσμος στόχος, πρέπει να υπάρχει ένας ρόλος για το «μπλε» υδρογόνο ως πρόδρομος μιας μελλοντικής οικονομίας υδρογόνου. Ralf Dickel, 2020, Blue hydrogen as an enabler of green hydrogen: the case of Germany, Oxford Institute for Energy Studies. DOI: https://doi.org/10.26889/9781784671594 Συμπερασματικά, η μετάβαση στο υδρογόνο θα πρέπει να γίνει σταδιακά από το στο μπλε (ορυκτά) στο πράσινο (απε). Χωρίς αυτό το ενδιάμεσο βήμα, οι προσδοκίες για υδρογόνο θα μπορούσαν να χαθούν λόγω μη ρεαλιστικών προσδοκιών που βασίζονται στην πολιτική, παρά στην εμπορική και τεχνική, πραγματικότητα. Επομένως η άμεση αναφορά έργων με βάση το πράσινο υδρογόνο στο σχέδιο (ΣΔΑΜ 234-244) χωρίς ενδιάμεσο στάδιο είναι ακόμη μη ώριμη σύμφωνα με τα προηγούμενα. Οι δύο μονάδες ΦΑ/ΣΗΘΥΑ σε συνδυασμό με την Πτολεμαΐδα V (μελέτη ΣΔΜ Ομίλου ΔΕΗ, σενάριο 10) μπορούν να αποτελέσουν σταθερή γέφυρα στην παραπάνω μετάβαση. Δ. Σε όλα τα παραπάνω όπως και σε κάθε παρόμοια προσέγγιση είναι απαραίτητο να λαμβάνονται υπόψη και τα εξής: - Προστιθέμενη εγχώρια αξία κάθε είδους επένδυσης - Σημαντική υστέρηση επενδύσεων στη Βιομηχανία και ειδικότερα στην παραγωγή εξοπλισμού του κλάδου ενέργειας (Αιολικά, ΦΒ, Μονάδες Αποθήκευσης κλπ) - Αξιοποίηση υπαρχουσών υποδομών εγκαταστάσεων ΔΕΗ, μέσης και βαρέας όχλησης των μονάδων που παύεται η λειτουργία τους. - Η θέση εγκατάστασης των ΑΠΕ λόγω του αιολικού και ηλιακού δυναμικού θα πρέπει να χαρακτηρίζονται ως σπάνιοι εθνικοί πόροι με ότι αυτό συνεπάγεται. - Η ανάπτυξη των ΑΠΕ να εξετάζεται με το περιβαλλοντικό ισοδύναμο αποτύπωμα έναντι των υπολοίπων μορφών παραγωγής ενέργειας (εγκαταστάσεις μπετόν, μη ανακυκλώσιμα υλικά, ανάγκες αποκατάστασης μετά το πέρας της λειτουργίας τους) - Ομοίως και για τις μονάδες ηλεκτροχημικής αποθήκευσης ηε. Ειδικότερα στη ΔΜ και τη Μεγαλόπολη θα πρέπει να αναπτυχθεί ολοκληρωμένο σχέδιο αποκατάστασης των περιβαλλοντικά πληγέντων επιφανειών και οι οποιεσδήποτε εγκαταστάσεις ΑΠΕ στις περιοχές αυτές να εξαντλήσουν πρωτίστως τη δυνατότητα ανάπτυξης εντός των επιφανειών αυτών και δευτερευόντως σε στις υπόλοιπες επιφάνειες που μπορούν να χρησιμοποιηθούν ως γόνιμη γη. Τέλος τα προγράμματα κατάρτισης θα πρέπει να συνδυαστούν και να ακολουθήσουν αντίστοιχες εμβληματικές και ουσιαστικές επενδύσεις που θα ενισχύσουν το ΑΕΠ ειδικά της ΔΜ και θα αποτρέψουν ένα νέο κύμα μετανάστευσης κυρίως του νεότερου πληθυσμού. ΓΡΗΓΟΡΗΣ Ν. ΜΠΑΡΜΠΑΓΙΑΝΝΗΣ Πρ. Πρόεδρος Συλλόγου Διπλωματούχων Μηχανικών Ομίλου ΔΕΗ (& ΑΔΜΗΕ) Επιμελητής ΕΕΕ ΗΓ ΜΗΧ ΤΕΕ Μέλος Επιτροπής Ομάδας Εργασίας ΠΔΜ για τη μετάβαση στη Μεταλιγνιτική Περίοδο