Ελληνικός λιγνίτης: τελικά μας συμφέρει;

Οι επενδύσεις στην ηλεκτροπαραγωγή είναι υψηλής κεφαλαιακής έντασης και μεγάλου χρόνου ζωής και συνήθως πραγματοποιούνται εκείνες οι επενδύσεις που είναι σε θέση να ελαχιστοποιήσουν τον κίνδυνο η επένδυση να καταστεί μη βιώσιμη.

Η περίπτωση της Πτολεμαΐδας 5 αφορά επί της ουσίας στην αντικατάσταση παλαιών λιγνιτικών μονάδων με νέα, μικρότερης ισχύος, αποδοτικότερη και λιγότερο ρυπογόνο μονάδα και ως εκ τούτου μείωση της συνολικής ισχύος των λιγνιτικών μονάδων στο σύστημα.

μια τέτοια επιλογή φαίνεται βέλτιστη λαμβάνοντας υπόψη μόνο τα δεδομένα της σημερινής κατάστασης. Βέβαια μια ανάλυση βιωσιμότητας μιας τέτοιας επένδυσης βάσει των σημερινών συνθηκών μόνο από τύχη μπορεί να καταλήξει σε ένα σωστό συμπέρασμα. Η ανάλυση οφείλει λάβει υπόψη της μελλοντικές εξελίξεις σε όλη τη διάρκεια ζωής της επένδυσης. Η διαδικασία αυτή απαιτεί την ανάλυση διαφοροποιημένων εκδοχών εξέλιξης των συνθηκών της αγοράς ενέργειας (ή του τομέα αν ακούγεται καλύτερα….), να προσαρτηθούν – με υποκειμενικό τρόπο- πιθανότητες σε κάθε διαφορετικό σενάριο εξέλιξης και να πραγματοποιηθεί η αξιολόγηση των διαθέσιμων επιλογών.

Στην αξιολόγηση επενδύσεων ενώ φαινομενικά υπάρχουν δύο μόνο επιλογές (να γίνει ή να μη γίνει) στην πραγματικότητα κρύβεται και μία τρίτη: η αναβολή. Δεν πρόκειται για απόρριψη της επένδυσης αλλά αντίθετα η αναμονή ενδέχεται να κοστίζει λιγότερο από ό,τι θα κοστίσει πιθανή αποτυχία της επένδυσης.

Ειδικότερα για την περίπτωση της Πτολεμαΐδας 5 συζητάμε για μια επένδυση της οποίας η υλοποίηση θα ολοκληρωθεί σε 6 χρόνια από τώρα (στο πιο αισιόδοξο σενάριο) και που η κερδοφορία της θα κριθεί στην επόμενη τριακονταετία (2021-2051). Υπό αυτή την έννοια δεν αρκεί η μονάδα να είναι ανταγωνιστική σήμερα αλλά συνολικά για το σύνολο του χρόνου ζωής της.

Ποιες είναι οι μη ελεγχόμενες και άρα αβέβαιες παράμετροι που ενδέχεται να τροποποιηθούν μέσα στην επόμενη τριακονταετία και ποιες είναι οι προτεραιότητες που θέτει η ενεργειακή στρατηγική της χώρας; Η απάντηση στα δύο παραπάνω ερωτήματα θα κρίνει σημαντικά την απόφαση για την υλοποίηση της επένδυσης. μάλιστα αξίζει να σημειωθεί ότι η συζήτηση για την πραγματοποίηση της επένδυσης γίνεται σε ένα περιβάλλον υπερεπάρκειας θερμικής ισχύος, άρα απουσιάζει η έννοια του επείγοντος. Είναι ενδεικτικό ότι αυτό το περιβάλλον δημιουργήθηκε πρωτίστως από σημαντικές αποκλίσεις της εξέλιξης της συνολικής ζήτησης που καλούνται να καλύψουν οι θερμικές μονάδες σε σχέση με τις κατά καιρούς σχετικές προβλέψεις γεγονός που σχετίζεται με την επίδραση στη ζήτηση του ηλεκτρισμού λόγω της οικονομικής κατάστασης της χώρας και την πτώση κυρίως της βιομηχανικής παραγωγής με τη διείσδυση των ΑΠΕ κυρίως το διάστημα 2011-2013 τις ανεξάρτητες στρατηγικές που ακολούθησαν οι ιδιωτικές εταιρείες ηλεκτροπαραγωγής ως προς την υλοποίηση των σταθμών συνδυασμένου κύκλου φυσικού αερίου.

Συνοψίζοντας, σημαντικές παράμετροι που θα πρέπει να ληφθούν υπόψη στην ανάλυση είναι:

1. Η εξέλιξη της οικονομίας γενικότερα και της ηλεκτρικής ζήτησης ειδικότερα λαμβάνοντας υπόψη ιδιαίτερα τον εξηλεκτρισμό στη θέρμανση και τις μεταφορές

2. Η εξέλιξη της διείσδυσης των ΑΠΕ στο Σύστημα ανά τεχνολογία

3. Η εξέλιξη των διεθνών τιμών καυσίμων

4. Η εξέλιξη της τιμής των δικαιωμάτων εκπομπών CO2

5. Η εξέλιξη των τιμών προσφοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε γειτονικούς κόμβους αλλά και μια εκτίμηση του μέγιστου ποσοστού εισαγωγών στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα

6. Η εξέλιξη του κόστους τεχνολογιών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (κυρίως μπαταρίες)

Ο συνδυασμός όλων των παραπάνω θα κρίνουν σε μεγάλο βαθμό τη βιωσιμότητα της επένδυσης της Πτολεμαΐδας 5. Τα πλέον κρίσιμα είναι κυρίως το 1 και 4 και δευτερευόντως το 2.

Το σημείο 1 θα καθορίσει ειδικά μετά το 2030 τη μορφή του υπολειπόμενου θερμικού φορτίου, δηλαδή του φορτίου που περισσεύει μετά και την κατά προτεραιότητα απορρόφηση του ηλεκτρισμού από ΑΠΕ. Αυτό που δεν πρέπει να αγνοηθεί είναι ότι οι λιγνιτικές μονάδες κρίνονται ανταγωνιστικές μόνον εφόσον παράγουν ενέργεια πάνω από ένα επίπεδο ωρών ετησίως (Capacity Factor) και γι’ αυτό ονομάζονται μονάδες βάσης. Η αυξανόμενη παραγωγή από στοχαστικές ΑΠΕ (π.χ. αιολικά) σε βάθος χρόνου αποτελεί μια τεχνική πρόκληση για τις μονάδες βάσης και είναι αμφίβολο αν θα καταφέρουν να προσαρμοστούν στις αυξημένες μεταβολές του υπολειπόμενου θερμικού φορτίου. Πέραν αυτού οι διαχειριστές του συστήματος θα κληθούν να δημιουργήσουν κανόνες για το αν και το πότε η παραγωγή από ΑΠΕ δε θα απορροφάται προκειμένου να μην κλείσουν λιγνιτικές μονάδες. Εξυπακούεται ότι στο πλαίσιο ενός έξυπνου ενεργειακού σχεδιασμού τέτοιου είδους σπατάλες θα ελαχιστοποιηθούν. Ωστόσο αν προσπαθήσουμε να προσδιορίσουμε την τάση, οι λεγόμενες μονάδες βάσης είτε θα προσαρμοστούν τεχνολογικά και θα γίνουν πιο ευέλικτες, είτε σταδιακά θα περιοριστεί ο ρόλος τους στη σύνθεση των μελλοντικών συστημάτων ηλεκτροπαραγωγής.

Το σημείο 4, το κόστος δικαιωμάτων εκπομπών του CO2, είναι επίσης καθοριστικό. Εφόσον η τιμή παραμένει στα σημερινά επίπεδα οι σύγχρονες λιγνιτικές μονάδες δεν χάνουν το ανταγωνιστικό τους πλεονέκτημα. Ωστόσο αν η τιμή ανεβεί πάνω από 40-45€/tnCO2 τότε το πλεονέκτημα δεν είναι ορατό. Αξίζει να σημειωθεί ότι στα σενάρια της Ευρωπαϊκής Επιτροπής έχουν χρησιμοποιηθεί τιμές κατά πολύ υψηλότερες ειδικά για μετά το 2030. Σε κάθε περίπτωση τότε η μόνη επιλογή για την Πτολεμαΐδα 5 θα είναι η ενδεχόμενη μετατροπή της σε CCS (carbon capture & storage) ή η μη λειτουργία.

Τα σημεία 2 και 6 θα παίξουν σημαντικό ρόλο στη διαμόρφωση του μελλοντικού χρονικού προφίλ ηλεκτρικής ζήτησης μαζί με όλες τις τεχνικές και τεχνολογίες διαχείρισης φορτίου. Ο μερικός εξηλεκτρισμός άλλων ενεργειακών καταναλώσεων αυξάνει μεν το συνολικό φορτίο αλλά δεν είναι απαραίτητο ότι εξισορροπεί και τις μεταβολές ειδικά δε αν δεν συνοδευτεί από τεχνικές διαχείρισης της ζήτησης αλλά και από ανταγωνιστικές τεχνολογίες αποθήκευσης.

με βάση την παραπάνω ανάλυση, θεωρούμε ότι αξίζει να διερευνηθεί η λύση της αναβολής της επένδυσης 3-5 χρόνια με κατάλληλη καθυστέρηση/τροποποίηση στο χρονοδιάγραμμα υλοποίησης του προγράμματος αποσύρσεων των λιγνιτικών μονάδων. Το πρόβλημα με αυτές τις μονάδες είναι ότι είναι οι πλέον ρυπογόνες πανευρωπαϊκά και ότι σε περίπτωση μεγάλης αύξησης της τιμής των δικαιωμάτων εκπομπών CO2 θα προκύψει επιπλέον κόστος συγκριτικά με την Πτολεμαΐδα 5. Ωστόσο χρειάζεται να μελετηθεί σοβαρά η ανάληψη ενός τέτοιου κινδύνου διότι υπάρχει η δυνατότητα στο μεσοδιάστημα να προκύψουν τεχνολογικές λύσεις πιο ευέλικτων λιγνιτικών μονάδων (IGCC με ή χωρίς CCS) που μπορεί να παρουσιάζουν το μειονέκτημα της πιο ακριβής κιλοβατώρας συγκριτικά με τις συμβατικές τεχνολογίες (Πτολεμαΐδα 5) αλλά ταυτόχρονα δίνουν τη δυνατότητα καλύτερης συνεργασίας με τις τεχνολογίες ΑΠΕ, διασφαλίζοντας με τον τρόπο αυτό τη βέλτιστη αξιοποίηση των λιγνιτικών πεδίων στη Δ. Μακεδονία και άρα την προσαρμογή τους με σύγχρονους όρους στις νέες συνθήκες των μελλοντικών συστημάτων ηλεκτρισμού. Αν μη τι άλλο η Ελλάδα και ειδικότερα η ΔΕΗ θα έπρεπε ήδη να έχει παίξει πρωταγωνιστικό ρόλο στη διεκδίκηση ευρωπαϊκών χρηματοδοτήσεων και σχετικών πιλοτικών προγραμμάτων ώστε να διασφαλίσει στρατηγικό πλεονέκτημα στην αξιοποίηση των συγκεκριμένων τεχνολογιών με ορίζοντα τη δυνατότητα διάχυσης τους στην ευρύτερη περιοχή.

Χ.Ν.

ειδικός συνεργάτης

ΣΧΕΤΙΚΑ ΑΡΘΡΑ