You are currently browsing the category archive for the ‘electricity’ category.

Καθώς ο ΔΕΣΜΗΕ δημοσίευσε το δελτίο παραγωγής ΑΠΕ για το 2010 είναι ενδιαφέρον να ελέγξουμε το capacity factor των Αιολικών και Υδροηλεκτρικών και για το 2010 (όπως κάναμε για το 2009). Οι συνολικοί cf ανα έτος προκύπτουν περίπου:

  • 25% για τα αιολικά.
  • 45% για τα υδροηλεκτρικά.

Παρακάτω φαίνονται οι capacity factor για την παραγωγή αιολικής και υδροηλεκτρικής ενέργειας καθώς και για το συνδυασμό τους (λαμβάνοντας υπόψη την εγκατεστημένη ισχύ για κάθε κατηγορία). Τέλος φαίνεται και το cf για την περίπτωση συνδυασμένης εγκατάστασης (θεωρούμε δηλαδή ίση εγκατεστημένη ισχύ για υδροηλεκτρικά και αιολικά και υπολογίζουμε το cf του συνδυασμού τους):

Τα σχόλια ανα κατηγορία έχουν ώς εξής:

  • Αιολικά: Δύο μήνες το χρόνο (Μάϊο, Ιούνιο) το cf βρίσκεται στο 15% ενώ τους επόμενους 4 βρίσκεται περίπου στο 20%. Μόνο τους υπόλοιπους 6 μήνες αυξάνεται σε τιμές που κυμαίνονται στο 25 – 30%. Με άλλα λόγια η καλοκαιρινή παραγωγή των αιολικών βρίσκεται στο 50 – 65% της χειμερινής, μία ιδιαίτερα σημαντική μείωση με δεδομένους τους στόχους εγκατεστημένης ισχύος για τα επόμενα χρόνια.
  • Υδροηλεκτρικά:  Ο cf στις αρχές του χρόνου βρίσκεται σε εξαιρετικά επίπεδα (γύρω στο 60%) ενώ παρουσιάζει σημαντική μείωση τους καλοκαιρινούς μήνες στα επίπεδα του 20 – 30%. Στη συνέχεια το φθινόπωρο αρχίζει η σταδιακή συσσώρευση νερού στους ταμιευτήρες με ανάλογη αύξηση του cf.
  • Συνδυασμός: Στην περίπτωση μας λαμβάνουμε υπόψη μόνο τα στοιχεία του πληροφοριακού δελτίου (το οποίο δεν περιέχει τα μεγάλα υδροηλεκτρικά της ΔΕΗ) με συνέπεια η αναλογία εγκατεστημένης ισχύος αιολικών και Η/Υ να είναι πολλαπλάσια υπέρ των αιολικών. Με βάση αυτά τα στοιχεία λοιπόν προκύπτει cf 30 – 35% απο τον Νοέμβριο εώς τον Απρίλιο με πολύ σημαντική βύθιση του τους ενδιάμεσους μήνες στο 20%.
  • Combined: Μεταξύ Ιουνίου και Σεπτεμβρίου ο συνδυασμένος cf πέφτει στο 25% και χαμηλότερα. Τους υπόλοιπους μήνες (ιδιαίτερα τους πρώτους μήνες του χρόνου) παρουσιάζει πολύ καλύτερες τιμές απο το 30% εώς το 45%.

Τα συμπεράσματα είναι:

  • Τα αιολικά έχουν ελάχιστο cf κοντά στο 15%, ενώ ο συνδυασμός τους με υδροηλεκτρικά δε βελτιώνει ιδιαίτερα τις τιμές, με το combined cf να βρίσκεται περίπου στο 20%. Αυτά είναι τα νούμερα base load τα οποία μπορούν να παρέχουν οι τεχνολογίες αυτές, σχεδόν το 1/4 της  παραγωγής σε σχέση με αντίστοιχη εγκατεστημένη ισχύ λιγνιτικού εργοστασίου. Με άλλα λόγια, απαιτείται 4 φορές μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ για την αντικατάσταση λιγνιτικού εργοστασίου απο συνδυασμό αιολικών – Η/Υ
  • Ο συνδυασμός τους λειτουργεί αρκετά ικανοποιητικά τους χειμερινούς μήνες αλλά παρουσιάζει ιδιαίτερα μεγάλη δυσκολία κάλυψης των αναγκών τους καλοκαιρινούς μήνες (κατα τους οποίους υπάρχει αύξηση της ζήτησης λόγω κλιματισμού, τουρισμού κτλ). Ο σχεδιασμός του ενεργειακού μείγματος πρέπει να λάβει υπόψη του το γεγονός αυτό, προβλέποντας κατάλληλες μονάδες οι οποίες να έχουν τη δυνατότητα να καλύψουν τη ζήτηση αυτή (σταθμοί φυσικού αερίου, Φ/Β, ηλιοθερμικοί σταθμοί κτλ).
  • Η τελική παραγωγή ενέργειας  απο τα αιολικά, καθώς και η ετήσια καμπύλη παραγωγής της δείχνουν ότι σε αρκετά μεγάλο βαθμό η επένδυση στα αιολικά είναι αρκετά ακριβή σε σχέση με τις εγγυήσεις κάλυψης της ζήτησης που μπορεί να προσφέρει.

Με αφορμή τα Φ/Β στις στέγες και την τιμολόγηση της παραγόμενης ενέργειας τους (0,55€/KWh) θα ήθελα να αναφερθώ στο κόστος της ενέργειας τους και σε ορισμένες παρανοήσεις επ’ αυτού. Συνήθως, ο περισσότερος κόσμος απλώς συγκρίνει την σταθερή τιμή αγοράς (feed-in tariff) των ΑΠΕ με το ύψος της οικιακής KWh (ή ακόμα χειρότερα με την Οριακή Τιμή Συστήματος – ΟΤΣ) και εύλογα καταλήγει στο συμπέρασμα ότι χρηματοδοτεί ο ίδιος (μέσω του τέλους ΑΠΕ στους λογαριασμούς ρεύματος) την αυξημένη τιμή αγοράς. Η πλέον συνηθισμένη αντίδραση είναι βέβαια να ζητείται οι ΑΠΕ να ενσωματωθούν στο ενεργειακό μείγμα μόνο όταν είναι αρκετά ώριμες ώστε να ανταγωνιστούν σε κόστος παραγωγής τις συμβατικές πηγές.

Ο αντίλογος στα παραπάνω είναι ότι δε λαμβάνονται υπόψη τα ιδιαίτερα και διαφορετικά χαρακτηριστικά των ΑΠΕ σε σχέση με τις συμβατικές πηγές καθώς επίσης και ο τρόπος με τον οποίο διαμορφώνεται η ΟΤΣ και επομένως η επιβάρυνση των καταναλωτών.

Η μεγάλη διαφορά των ΑΠΕ είναι ότι το marginal cost (το κόστος παραγωγής πλέον της απόσβεσης της επένδυσης – το κόστος καυσίμου στις συμβατικές πηγές) είναι ουσιαστικά μηδεν. Εφόσον ο άνεμος είναι διαθέσιμος δεν κοστίζει περισσότερο η επιπλέον παραγωγή απο αιολικά (και αντιστοίχως απο Φ/Β) εαν η εγκατάσταση υπάρχει ήδη. Αντιθέτως, το κόστος επιπλέον παραγωγής σε συμβατικούς σταθμούς είναι αρκετά υψηλό και μπορεί να φτάσει τα 3 λεπτά/KWh στους σταθμούς φυσικού αερίου όπως είδαμε παλαιότερα (λαμβάνοντας υπόψη κόστος καυσίμου και δικαιωμάτων ρύπων). Παράλληλα, ο σταθμός ΑΠΕ ουσιαστικά δεν έχει την επιλογή να μην παράγει ενέργεια καθώς η καμπύλη παραγωγής του εξαρτάται απο εξωτερικούς παράγοντες (αν φυσάει, αν έχει ηλιοφάνεια κτλ) ενώ παράλληλα, όλο το κόστος του είναι κόστος εγκατάστασης (και όχι λειτουργίας – καυσίμου). Με άλλα λόγια αν δε λειτουργήσει για μεγάλο χρονικό διάστημα (επειδή δε θα είναι συμφέρουσα η τιμή αγοράς της ενέργειας που παράγει) το πιθανότερο σενάριο θα είναι να μην έχει τη δυνατότητα αποπληρωμής του κόστους εγκατάστασης (εφόσον αυτό έχει προέλθει απο δανεισμό) με συνέπεια τελικά να μη θεωρείται επενδυτική ευκαιρία. Αν αφήσουμε την αγορά να αποφασίσει η ίδια για το ενεργειακό μείγμα αυτό θα περιλαμβάνει κυρίως μονάδες ορυκτών καυσίμων (στις οποίες το κόστος προέρχεται κυρίως απο το κόστος καυσίμου και μπορούν να αποφασίσουν να μην λειτουργήσουν εαν η τιμή αγοράς δεν είναι αποδοτική) αντί για μονάδες ΑΠΕ (που απαιτούν μεγάλη αρχική επένδυση και εγγυημένη αγορά όλης της παραγωγής τους σε συγκεκριμένη τιμή).

Ουσιαστικά ένα σταθμός ΑΠΕ απαιτεί την αγορά του συνόλου της παραγωγής του σε τιμή τέτοια που να επιτρέπει την σταδιακή απόσβεση του κόστους εγκατάστασης του αλλά κατα τα άλλα προσφέρει σταθερή τιμή αγοράς για την πρώτη και την τελευταία KWh παραγωγής του. Το άλλο (και σημαντικότερο) χαρακτηριστικό είναι ότι οι ανταγωνιστές των ΑΠΕ είναι αυτοί που καθορίζουν το ύψος της ΟΤΣ. Η ΟΤΣ διαμορφώνεται στο ύψος της ταρίφας αγοράς του ποσού ενέργειας που απαιτείται για την πλήρη κάλυψη της ζήτησης ανά πάσα στιγμή (η οποία ταρίφα είναι και η υψηλότερη που δέχεται το σύστημα). Καθώς οι ΑΠΕ, τα υδροηλεκτρικά και οι σταθμοί βάσης (λιγνιτικές μονάδες) μπαίνουν πρώτοι στο σύστημα, αυτές οι οποίες καθορίζουν το τελικό κόστος της ενέργειας (για όλους) είναι οι μονάδες φυσικού αερίου και πετρελαίου που καλύπτουν τις αιχμές της ζήτησης. Εφόσον το κόστος καυσίμου είναι υψηλό (λόγω πχ υψηλών διεθνών τιμών πετρελαίου) η ΟΤΣ διαμορφώνεται σε αυτά τα επίπεδα, αν απο την άλλη είναι χαμηλό η ΟΤΣ πέφτει σημαντικά λειτουργώντας ανασχετικά στη συμμετοχή των ΑΠΕ (σε σενάριο μη σταθερής feed-in tariff). Ουσιαστικά δηλαδή οι ακριβότεροι παραγωγοί είναι αυτοί που καθορίζουν το κόστος της ενέργειας και όχι οι ΑΠΕ. Αντίθετα, ειδικά οι Φ/Β μονάδες (οι οποίες λειτουργούν με την ηλιοφάνεια) απο τη φύση τους ακολουθούν την καμπύλη ζήτησης (η οποία κορυφώνεται προς το μεσημέρι) μειώνοντας την ανάγκη για κάλυψη της ζήτησης αιχμής απο ακριβές συμβατικές μονάδες.

Μάλιστα, καθώς οι ακριβές μονάδες τελικά θα απαιτηθούν για την κάλυψη της ζήτησης αιχμής (διαφορετικά προφανώς δε θα είχε γίνει η επένδυση εγκατάστασης τους) αυτές λειτουργούν σε win-win scenario. Αν παραμείνουν κλειστές (επειδή η ΟΤΣ είναι μικρότερη απο την τιμή στην οποία θέλουν να πουλήσουν) η ζήτηση δε θα καλυφθεί (τουλάχιστον στις ώρες αιχμής) και θα επιτύχουν να πωλήσουν την ενέργεια τους ακριβά όταν η ζήτηση αυξηθεί. Επιπλέον, καθώς αυτό το αυξημένο κόστος διαχέεται μέσω της ΟΤΣ σε όλη την παραγωγή, τυχόν αυξημένη συμμετοχή των ΑΠΕ στο μείγμα (που θα είχε ώς συνέπεια να μη χρειαστεί η συμμετοχή των ακριβών αυτών παραγωγών) έχει πολλαπλάσιο θετικό αποτέλεσμα σε σχέση με τη διαφορά του feed-in tariff με την ΟΤΣ.

Παράδειγμα:

Η ωριαία ζήτηση στη χώρα αυξάνεται απο 6000 MWh σε 6200 MWh. Η τρέχουσα ΟΤΣ είναι 40 €/MWh αλλά η προσθήκη των επιπλέον 200 MWh στο σύστημα απαιτεί ταρίφα 45€/MWh. Αυτό θα έχει ώς συνέπεια η ΟΤΣ να διαμορφωθεί σε αυτά τα επίπεδα και να προκύψει επιπλέον επιβάρυνση του συστήματος ενέργειας ίση με 5€ * 6200 MWh = 31000€ μόνο για την εξυπηρέτηση επιπλέον ζήτησης 200 MWh. Ουσιαστικά, η τιμή ευκαιρίας για τις επιπλέον 200 MWh είναι 155€/MWh. Αν αυτή η ζήτηση καλυπτόταν απο αιολική παραγωγή (οπότε δεν απαιτούνταν η προσθήκη της μονάδας με αυξημένο κόστος ενέργειας) θα πληρωνόταν μόνο περίπου 90€/MWh. Βλέπουμε λοιπόν ότι παρότι η feed-in tariff φαίνεται υψηλή, αυτή (επειδή η παραγόμενη ενέργεια εισέρχεται πρώτη στο μείγμα παραγωγής) εξομαλύνει το συνολικό κόστος παραγωγής σε χαμηλότερα επίπεδα. Αν τώρα λάβουμε υπόψη μας περιόδους υψηλών τιμών καυσίμων (όπως το 2008) στις οποίες η ΟΤΣ κυμαινόταν άνω των 100€/MWh και η ωριαία διαφοροποίηση στο σύστημα ήταν της τάξης των 10€/MWh βλέπουμε ότι η τιμή ευκαιρίας μπορεί να προσεγγίσει ακόμα και τις 300€/MWh (ενώ η feed-in tariff για τα αιολικά ήταν ήδη μικρότερη της ΟΤΣ).

Τέλος, η χρήση συμβατικών μονάδων παραγωγής ρεύματος, ιδιαίτερα σταθμών φυσικού αερίου και πετρελαίου έχει ώς συνέπεια τη σύνδεση της ΟΤΣ με τις διεθνείς τιμές πετρελαίου. Κατα μία έννοια ο διαχειριστής του συστήματος και οι καταναλωτές είναι απροστάτευτοι απο τις μεταβολές αυτές. Αντιθέτως, η feed-in tariff των ΑΠΕ καθορίζεται σε μακροχρόνια βάση, σε σταθερές τιμές και μάλιστα χωρίς προστασία πληθωρισμού (συνήθως οι τιμές αυξάνονται μόνο κατά το 25% του ΔΤΚ) καθώς ο εγκαταστάτης απλώς απαιτεί την κάλυψη του κόστους εγκατάστασης και ένα λογικό σταθερό (σε σχέση με την προβλεπόμενη παραγωγή) κέρδος. Αν προσθέσουμε και την παραγωγή απο υδροηλεκτρικά (που έχουν τα χαρακτηριστικά των ΑΠΕ) και των λιγνιτικών μονάδων (που έχουν σταθερό κόστος λειτουργίας και καυσίμου) ουσιαστικά ο διαχειριστής έχει τη δυνατότητα να κάνει ‘hedging’ στο κόστος πολύ μεγάλου μέρους της παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος μειώνοντας την επίδραση εξωγενών παραγόντων σε μικρό τμήμα του ενεργειακού μείγματος.

Σημείωση: Το παρόν προέρχεται σε μεγάλο βαθμό απο αντίστοιχο άρθρο στο Oil Drum.

Καθώς ο ΔΕΣΜΗΕ παρέχει μηνιαία δελτία παραγωγής απο ΑΠΕ είναι ενδιαφέρον να χρησιμοποιηθούν τα στοιχεία αυτά για την εξαγωγή συμπερασμάτων σε ότι αφορά το capacity factor των διαφόρων ειδών ΑΠΕ.

Ο έλεγχος έγινε για τα αιολικά, μικρά υδροηλεκτρικά και βιομάζα με βάση το δελτίο Δεκεμβρίου 2009. Στο τέλος του 2009 η εγκατεστημένη ισχύς ήταν:

  • Αιολικά: 916 MW
  • Υδροηλεκτρικά: 183 MW
  • Βιομάζα: 40 MW

Προφανώς η εγκατεστημένη ισχύς της βιομάζας είναι μικρή για την εξαγωγή ασφαλών συμπερασμάτων ενώ και τα υδροηλεκτρικά θα παρουσιάζουν αυξομειώσεις στην παραγωγή τους ανά έτος, ανάλογα με τις ετήσιες βροχοπτώσεις. Σε κάθε περίπτωση ανά έτος τα συγκεντρωτικά στοιχεία για το capacity factor είναι:

  • Αιολικά: 25%
  • Υδροηλεκτρικά: 43%
  • Βιομάζα: 52%

Πολυ ενδιαφέρον επίσης είναι το διάγραμμα του capacity factor ανά μήνα για τις παραπάνω τεχνολογίες:

Αιολικά

Υδροηλεκτρικά

Βιομάζα

Όπως φαίνεται μόνο η βιομάζα παρουσιάζει υψηλό και σταθερό capacity factor (κοντά στο 50%).  Τόσο τα αιολικά, όσο και τα υδροηλεκτρικά παρουσιάζουν έντονη εποχικότητα και μεγάλες αποκλίσεις στις τιμές ανά μήνα. Τα υδροηλεκτρικά κυμαίνονται μεταξύ 20% εώς και 60% ενώ τα αιολικά απο 20% εώς οριακά πάνω απο το 30%. Σημαντικό στοιχείο είναι το γεγονός ότι φαίνεται η παραγωγή τους να συμπληρώνει η μία την άλλη σε κάποιο βαθμό όπως φαίνεται στο συνδυασμό hydro/wind:

Συνδυασμός Hydro – Wind

Είναι πάντως σαφές απο το παραπάνω διάγραμμα ότι συνολικά η συνδυασμένη παραγωγή αιολικών – υδροηλεκτρικών:

  • Έχει συνδυασμένο ετήσιο capacity factor περίπου 35% (σε σχέση με το 70% των συμβατικών λιγνιτικών μονάδων). Κατά συνέπεια απαιτείται τουλάχιστον η διπλάσια εγκατεστημένη ισχύ για την αντικατάσταση συμβατικής μονάδας.
  • Παρουσιάζει σημαντική πτώση της παραγωγής (απο 40% σε 25%) τους καλοκαιρινούς μήνες. Με άλλα λόγια αν η χώρα βασίσει μεγάλο μέρος της παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος σε αυτές τις πηγές αυξάνει τον κίνδυνο αδυναμίας κάλυψης της (ούτως ή άλλως υψηλότερης) καλοκαιρινής ζήτησης.

Η παραγωγή απο Φ/Β σίγουρα μπορεί να βοηθήσει στη εξομάλυνση της κατάστασης τους καλοκαιρινούς μήνες, τουλάχιστον τις ώρες της ηλιοφάνειας (η χρησιμότητα των ηλιοθερμικών μονάδω που παρέχουν αποθήκευση και παραγωγή ενέργειας και το βράδυ αρχίζει και γίνεται σημαντική).

Όπως φαίνεται πάντως οι αιολικές εγκαταστάσεις έχουν εγγυημένο capacity factor περίπου 20%, ενώ οι λιγνιτικές μονάδες λειτουργούν με c.f. κοντά στο 70%. Με άλλα λόγια 1 MW εγκατεστημένης λιγνιτικής ισχύος ισοδυναμεί με 3,5MW εγκατεστημένης αιολικής ισχύος. Κατα συνέπεια τα πλαφόν που έχουν τεθεί στις αιολικές εγκαταστάσεις για το 2014 και 2020 (4000MW και 7500MW) ισοδυναμούν με περίπου 1140MW και 2140MW λιγνιτικών μονάδων. Λαμβάνοντας υπόψη και την αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας μέχρι το 2020, οι αιολικές εγκαταστάσεις μπορούν να αντικαταστήσουν μόνο μικρό μέρος της εγκατεστημένης λιγνιτικής ισχύος.

Ο ΔΕΣΜΗΕ ανέρτησε το μηνιαίο δελτίο παραγωγής απο ΑΠΕ για τον μήνα Αύγουστο. Είναι αρκετά διαφωτιστικό σε σχέση με την εξέλιξη της παραγωγής στην Ελλάδα και τις προοπτικές της, ιδιαίτερα σε συνδυασμό με το πρόσφατο πλαφόν που ορίστηκε απο το αρμόδιο Υπουργείο. Τα στοιχεία έχουν ώς εξής:

Είδος Εγκατάστασης Αύγουστος 2010 (MW) Αύγουστος 2010 παραγωγή (GWh) Capacity Factor Μέγιστο Capacity Factor Στόχος 2014 (MW)
Μικρά Υδροηλεκτρικά (<15 MW) 185,12 32,57 24,50% 70% 250
Φ/Β 99,25 1500
Αιολικά 963,39 148,82 22% 35% 4000
Βιομάζα 40,8 16,52 56,20% 200

* Δεν αναφέρω την παραγωγή απο Φ/Β καθώς η εκκαθάριση (και επομένως τα πραγματική νούμερα παραγωγής) γίνεται συγκεκριμένους μήνες του χρόνου.

Oρισμένα πρόχειρα συμπεράσματα:

  • Το capacity factor της παραγωγής, με την εξαίρεση της βιομάζας κυμαίνεται σε πολύ χαμηλά επίπεδα μέχρι το 25% ενώ με βάση παλαιότερη παραγωγή το μέγιστο είναι κοντά στο 35%. Αυτό δείχνει την εποχικότητα της παραγωγής απο ΑΠΕ όπως υδροηλεκτρικά και αιολικά καθώς και το χαμηλό capacity factor που επιτυγχάνουν.
  • Η ισχύς των υδροηλεκτρικών φαίνεται ότι βρίσκεται αρκετά κοντά στο πλαφόν του 2014.
  • Το ίδιο δε συμβαίνει με τα αιολικά και τα Φ/Β. Η κάλυψη των προβλεπόμενων ορίων του 2014 απαιτεί την εγκατάσταση πολλαπλάσιας ισχύος σε πολύ μικρό χρονικό διάστημα. Για παράδειγμα στα αιολικά απαιτείται η εγκατάσταση 1.000 MW κάθε χρόνο, τη στιγμή που η συνολική εγκατεστημένη ισχύς μετα βίας προσεγγίζει αυτό το νούμερο.

Είδος Εγκατάστασης

Αύγουστος 2010 (MW)

Αύγουστος 2010 παραγωγή (GWh)

Capacity Factor

Μέγιστο Capacity Factor

Στόχος 2014 (MW)

Μικρά Υδροηλεκτρικά (<15 MW)

185,12

32,57

24,50%

35,00%

250

Φ/Β

99,25

1500

Αιολικά

963,39

148,82

22%

70%

4000

Βιομάζα

40,8

16,52

56,20%

70,00%

200

Το Υπουργείο Περιβάλλοντος επέβαλε πλαφόν στη συνολική ισχύ απο ΑΠΕ για τα έτη 2014 και 2020 (με την εξαίρεση των έργων fast-track, ενώ τα όρια θα εξετάζονται ανά διετία). Συγκεκριμένα τα νούμερα έχουν ώς εξής:

Είδος Εγκατάστασης 2014 (MW) 2020 (MW) Capacity Factor Ετήσια Παραγωγή (GWh)
Μικρά Υδροηλεκτρικά (<15 MW) 250 350 40% 1226
Μεγάλα Υδροηλεκτρικά (>15 MW) 3400 4300 25% 9417
Γεωθερμία 20 120 90% 946
Φ/Β 1500 2200 15% 2890
Εγκαταστάσεις αγροτών 500 750
Εγκατάστάσεις στις στέγες 200 350
Λοιπά Φ/Β 800 1100
Ηλιοθερμικά 120 250 ?? 438 (με 20% capacity factor)
Αιολικά 4000 7500 27% 17740
Βιομάζα 200 350 ?? 1840 (με 60% capacity factor)
Σύνολο 10990 17270 23% 34.500
Λιγνίτης (2005 για σύγκριση) 5228 70% 32.000

Σχόλια:

  • Είναι προφανές ότι παρότι η εγκατεστημένη ισχύς είναι αρκετά μεγάλη, η τελική παραγωγή ενέργειας λόγω χαμηλού cαpacity factor των τεχνολογιών θα είναι χαμηλή και λίγο μεγαλύτερη απο ότι η παραγωγή απο λιγνίτη. Αν μάλιστα λάβουμε υπόψη μας ότι οι περισσότερες λιγνιτικές μονάδες είναι χαμηλής απόδοσης (33%) και ότι αν αντικατασταθούν απο μονάδες συνδυασμένου κύκλου η απόδοση τους θα αυξηθεί στο 40-45% με ταυτόχρονη μείωση των εκπομπών CO2 στο μισό καθίσταται σαφές ότι είναι δυνατόν η παραγωγή απο λιγνίτη να φτάσει σε πολύ μεγαλύτερα νούμερα, κοντά στα 40.000  GWh.
  • Η συνολική ισχύς των αιολικών φαίνεται αισιόδοξη, ιδιαίτερα με δεδομένο ότι το συνολικό τεχνικά εκμεταλεύσιμο αιολικό δυναμικό είναι της τάξεως των 11.000 – 14.000 MW ενώ στην ισχύ που έχει αποδωθεί περιέχονται και υπεράκτια αιολικά πάρκα. Παράλληλα, η εγκατεστημένη ισχύς αυτή τη στιγμή (κοντά στα 1.000 MW) υπολείπεται σε πολύ μεγάλο βαθμό του στόχου για το 2014 και απαιτούνται πολύ μεγάλα και γρήγορα βήματα για να καλυφθεί.
  • Η διαθέσιμη ισχύς για βιομάζα, ηλιοθερμικά και υδροηλεκτρικά είναι αρκετά μεγάλη και θα ήταν ευχής έργο αν αξιοποιηθεί.
  • Η ισχύς για Φ/Β είναι αρκετά υψηλή, ιδιαίτερα η διαθέσιμη προς χρήση απο τους αγρότες, η οποία πιθανώς να προωθεί την μετατροπή των αγροτών σε ‘ενεργειακούς εισοδηματίες’. Με δεδομένο ότι τα Φ/Β στις στέγες σε πολύ λίγες περιπτώσεις φτάνουν το μέγιστο των 10 KW (καθώς απαιτείται χώρος 100 – 150 τμ) η συνολική ισχύς των 350 MW επαρκεί για την εγκατάσταση τουλάχιστον 70.000 Φ/Β ισχύος 5 KW το καθένα με συνολικό κόστος 1 – 1,4 δις €.
  • Το συνολικό κόστος εγκατάστασης όλης της ισχύος των Φ/Β φτάνει τα 6,5 – 9 δις € (ενώ το κόστος της διαφοράς ισχύος 2014 με 2020 είναι 2 – 3 δις €). Ποσά που μπορούν να δικαιολογήσουν τη δημιουργία βιομηχανίας στην Ελλάδα.
  • Αν θεωρήσουμε κόστος αναβάθμισης 1 εκ €/MW το παραπάνω ποσό είναι κάτι παραπάνω απο αρκετό για την αναβάθμιση του συνόλου των λιγνιτικών μονάδων της χώρας σε συνδυασμένου κύκλου με χαμηλές εκπομπές CO2 (συνολικό κόστος λίγο παραπάνω απο 5 δις €). Το αποτέλεσμα θα ήταν η αύξηση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στις 40.000 GWh (χωρίς αύξηση της απαιτούμενης ποσότητας λιγνίτη) και μείωση του παραγώμενου CO2/KWh:
Κόστς ανά KWh σε € GWh Συνολικό Κόστος (εκ. €) Διαφορά
0,034 32000 1090
0,022 32000 700 390
0,022 40000 880 200

Όπως φαίνεται μάλιστα η αύξηση της παραγωγής θα ήταν κατά ένα μεγάλο βαθμό αυτοχρηματοδοτούμενη καθώς σε βάθος 20ετίας θα προέκυπτε όφελος ύψους περίπου 4 δις € απο τη διαφορά στα δικαιώματα ρύπων. Αν μάλιστα λάβουμε υπόψη μας το υψηλό άκρο της πρόβλεψης κόστους Φ/Β (9 δις €) τότε το υπολειπόμενο ποσό (9 δις € -  5 δις € κόστος εκσυγχρονισμού λιγνιτικών μονάδων = 4 δις €) επαρκεί και για την εγκατάσταση λιγνιτικής μονάδος τουλάχιστον 1700 MW στη Δράμα για την αξιοποίηση των αντίστοιχων κοιτασμάτων και την παραγωγή επιπλέον 10.000 GWh με επιπλέον κόστος λόγω ρύπων περίπου 220 εκ € (ουσιαστικά διατηρώντας το συνολικό κόστος ρύπων σταθερό με πολύ μεγαλύτερη όμως παραγωγή).

Συνολικά δηλαδή αντί της εγκατάστασης 2200 MW Φ/Β για την παραγωγή περίπου 3.000 GWh, είναι δυνατόν  να αναβαθμιστεί η παραγωγή ρεύματος απο λιγνίτη, να αξιοποιηθούν τα κοιτάσματα της Δράμας, να προστεθούν δηλαδή περίπου 18.000 – 20.000 GWh παραγωγής (καλύπτοντας πολύ μεγάλο μέρος των επιπλέον αναγκών σε ηλεκτρική ενέργεια) χωρίς καμία μεταβολή στο συνολικό κόστος CO2.

  • Αν προσθέσουμε την παραγωγή απο γεωθερμία, Φ/Β, ηλιοθερμικά και αιολικά μιλάμε για 22.000 GWh. Με το τρέχον κόστος των δικαιωμάτων ρύπων στην παραγωγή απο λιγνίτη (περίπου 0,034€/KWh) εξοικονομούνται περίπου 750 εκ € το χρόνο.

Μία νέα μελέτη για την κορύφωση της παραγωγής του άνθρακα (κάρβουνου) καταλήγει στο συμπέρασμα ότι η παγκόσμια κορυφή σε ότι αφορά την ενεργειακή πυκνότητα (και όχι την ποσότητα σε τόνους) είναι άμεση και θα συμβεί το 2011. Η ενεργειακή πυκνότητα είναι αυτή που τελικά ενδιαφέρει καθώς αυτή προσδιορίζει και τη δυνατότητα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας απο τον άνθρακα (καθώς υπάρχουν πολλές κλάσεις άνθρακα απο τον ανθρακίτη εώς τον – ελληνικό – λιγνίτη).

Η μελέτη δε βασίζεται στους υπάρχοντες υπολογισμούς των αξιοποιήσιμων αποθεμάτων άνθρακα αλλά μόνο στα πραγματικά δεδομένα παραγωγής. Σε πολλές περιπτώσεις, παρότι τα αξιοποιήσιμα αποθέματα συνεχίζουν και είναι υψηλά, η παραγωγή παρουσιάζει μακροχρόνια μείωση. Παράλληλα, δε λαμβάνονται υπόψη αποθέματα τα οποία δε βρίσκονται σε παραγωγή, με κυριότερα παραδείγματα τα αποθέματα της Αλάσκας και του Ανατολικού άκρου της Ρωσίας. Κατά συνέπεια, τα αποτελέσματα της μελέτης έχουν περιθώριο σφάλματος αλλά σε κάθε περίπτωση υποδηλώνουν ότι εκτός και αν αυξηθεί η παραγωγή απο νέα (και απομακρυσμένα) αποθέματα η κορύφωση της παραγωγής σε ενεργειακό επίπεδο θα είναι κατα πάσα πιθανότητα άμεση.

Σε επίπεδο χωρών η κορύφωση της παραγωγής υπολογίζεται ώς εξής:

  • Κίνα: 2011
  • ΗΠΑ: 2015
  • Αυστραλία: 2042
  • πρωην ΕΣΣΔ: 1990
  • Νότια Αφρική: 2007
  • Ινδονησία: 2012

Η πρόβλεψη για την Κίνα υποστηρίζεται απο το γεγονός ότι ήδη η χώρα αυτή έχει καταστεί εισαγωγέας άνθρακα (παρότι κατέχει πολύ μεγάλα αποθέματα). Παράλληλα, με την εξαίρεση της Αυστραλίας και της αξιοποίησης της Αλάσκας απο τις ΗΠΑ φαίνεται ότι η διαθέσιμη προς εξαγωγή παραγωγή σύντομα θα μπεί σε καθοδική τροχιά. Ο συνδυασμός των παραπάνω γεγονότων θα δημιουργήσει σοβαρό πρόβλημα στην οικονομική ανάπτυξη της Κίνας, η οποία βασίζεται σε μεγάλο βαθμό στην αξιοποίηση της φτηνής ηλεκτρικής ενέργειας απο άνθρακα.

Πρόσφατα προέκυψε η είδηση ότι οι κάτοικοι της Ελασσόνας και της Δράμας στις οποίες βρίσκονται αξιοποιήσιμα κοιτάσματα 169 και 900 εκ τόνων λιγνίτη είναι αντίθετοι στη λειτουργία ορυχείων και σταθμών παραγωγής ρεύματος. Στα πλαίσια αυτά λοιπόν θεώρησα σκόπιμο να αναλυθούν οι τυχόν εναλλακτικές λύσεις για το μείγμα της εγχώριας ενεργειακής παραγωγής.

Λιγνίτης

Ο λιγνίτης είναι ένας εγχώριος πόρος ο οποίος χρησιμοποιείται για την παραγωγή ρεύματος το οποίο παρέχει το base load, δηλαδή την κάλυψη της βασικής και συνεχούς ζήτησης ρεύματος. Η κάλυψη της ζήτησης αυτής (σε αντίθεση με την ζήτηση αιχμής) πρέπει να καλύπτει ορισμένες προδιαγραφές όπως:

  • Η παραγωγή να είναι συνεχής και σταθερή όλο το 24ωρο με υψηλό συντελεστή χρήσης της ονομαστικής ισχύος (capacity factor: Το ποσοστό του χρόνου στον οποίο η εγκατάσταση λειτουργεί στην ονομαστική της ισχύ).
  • Το κόστος της παραγωγής να είναι κατα το δυνατόν σταθερό και χαμηλό προκειμένου η ζήτηση να καλύπτεται με φτηνό τρόπο.

Τα εργοστάσια λιγνίτη έχουν εγκατεστημένη ισχύ ύψους 5228 MW ενώ το 2005 παρήγαγαν 32000 GWh ενέργειας. Έχουν δηλαδή capacity factor περίπου 70% ενώ παρέχουν σταθερή και συνεχή παραγωγή ρεύματος.

Επίσης πρέπει να έχουμε υπόψη μας ότι τα αποθεματα της Μεγαλόπολης επαρκούν για 20 χρόνια, επομένως στο μέλλον θα χρειαστεί η αντικατάσταση του σταθμού ισχύος 850 MW (με 70% capacity factor απαιτείται η αντικατάσταση περίπου 5000 GWh base load παραγωγής).

(πηγές: [1] και [2]).

Με δεδομένο ότι για τη λειτουργία μονάδων ισχύος 600 MW απαιτούνται περίπου 8 εκ τόνοι λιγνίτη και ότι τυχόν νέες μονάδες θα πρέπει να έχουν χρόνο ζωής 30 – 40 χρόνια προκύπτει ότι οι νέες μονάδες θα είναι μεγέθους:

  • Δράμα: 900 εκ τόνοι λιγνίτης , 1700 – 2300 MW, 10400 – 14000 GWh ετήσιας παραγωγής
  • Ελασσόνα: 170 εκ τόνοι λιγνίτης, 300 – 400 MW, 1800 – 2400 GWh ετήσιας παραγωγής

(Σημείωση: Οι παραπάνω υπολογισμοί είναι πολύ πρόχειροι καθώς η δυνατότητα παραγωγής εξαρτάται απο την αποδοτικότητα της μονάδας και την ενεργειακή πυκνότητα του λιγνίτη. Στην περίπτωση της Ελασσόνας θεωρείται ότι είναι δυνατόν να εγκατασταθεί μονάδα μέχρι 600 MW ενώ στη Δράμα μέχρι 1800MW).

Αν λάβουμε υπόψη μας το μικρότερο νούμερο προκύπτουν νέες μονάδες συνολικού μεγέθους 2000 MW με ετήσια παραγωγή 12200 GWh. Υπολογίζεται ότι μέχρι το 2020 θα απαιτηθούν περίπου 20000 GWh επιπλέον παραγωγής (60.000 GWh σε 80.000 GWh) οπότε η επιπλέον παραγωγή θα καλύψει περίπου το 60% της απαίτησης.

Με δεδομένο ότι νέα μονάδα 600 MW έχει κόστος 1,3 δις € θα απαιτηθούν περίπου 4,5 δις € για την κατασκευή των μονάδων. Μαζί με τα ορυχεία είναι δεδομένο ότι η επένδυση θα φτάσει τα 5 δις €. Παράλληλα, στις νέες μονάδες το CO2 που παράγεται είναι περίπου το 50-60% σε σχέση με τις παλαιές μονάδες. Εφόσον θεωρήσουμε σταθερό ένα κόστος δικαιωμάτων ρύπων ίσο με 0,02€/KWh τότε το ετήσιο κόστος ανά μονάδα θα είναι:

  • Δράμα: 200 εκ. €, Σε 40 έτη: 8 δις €
  • Ελασσόνα: 40 εκ €, Σε 40 έτη: 1,6 δις €.

Παρότι λοιπόν το αρχικό κόστος εγκατάστασης θα είναι σχετικά λογικό, το συνολικό κόστος διάρκειας ζωής θα είναι αρκετά υψηλό. Αν προσθέσουμε το κόστος εξόρυξης του λιγνίτη, λειτουργίας της μονάδας και δικαιωμάτων ρύπων (θεωρώντας ότι η τιμή τους θα μειώνεται σταδιακά) είναι βέβαιο ότι το συνολικό κόστος θα φτάσει τουλάχιστον τα 15 δις € αν και θα παρουσιάζει το πλεονέκτημα ότι δε θα πληρωθεί κατά την εγκατάσταση αλλά σταδιακά στη διάρκεια ζωής της επένδυσης.

Ας δούμε λοιπόν αν υπάρχουν άλλες διαθέσιμες πηγές ενέργειας που μπορούν να αντικαταστήσουν τις μονάδες λιγνίτη (ας έχουμε υπόψη μας ότι συνεχίζει και υπάρχει η απαίτηση για επιπλέον παραγωγή 8.000 GWh πλήν της νέας παραγωγής απο λιγνίτη).

Φυσικό Αεριο

Καθώς η χώρα δε διαθέτει εγχώρια αποθέματα φυσικού αερίου δε λαμβάνεται υπόψη καθώς δεν είναι δυνατόν να θεωρείται δεδομένη η χαμηλή τιμή και διαθεσιμότητα του στις επόμενες δεκαετίες ενώ δεσμεύει στρατηγικά τη χώρα μας με τις χώρες παραγωγής σε ότι αφορά την παραγωγή ρεύματος (η ζήτηση του οποίου θεωρείται αρκετά ανελαστική).

Γεωθερμία

Τα βασικά γεωθερμικά πεδία βρίσκονται στην Μήλο και την Νίσυρο και έχουν συνολικό δυναμικό 250 MW. To capacity factor της γεωθερμίας είναι πολύ υψηλό, περίπου 80 – 90%. Επομένως η αντίστοιχη κατασκευή θα ισοδυναμούσε με λιγνιτικό κέντρο 300 – 320 MW, δηλαδή μπορεί να αντικαταστήσει το κέντρο στην Ελασσόνα.

(πηγή)

Υδροηλεκτρικά

Με βάση παλαιότερες μελέτες δεν γίνεται εκμετάλευση του συνόλου του υδροηλεκτρικού δυναμικού της χώρας και υπάρχει η δυνατότητα άυξησης της παραγωγής απο περίπου 5000 GWh στις 15.000 GWh ουσιαστικά αντικαθιστώντας το σύνολο της νέας παραγωγής απο λιγνίτη. Δεν είναι σαφές το κόστος (εγκατάστασης και εξωτερικό) των εγκαταστάσεων που θα απαιτηθούν καθώς και της περιβαλλοντικής επιβάρυνσης απο τη δημιουργία των αντίστοιχων φραγμάτων.

Δεδομένο είναι πάντως ότι το capacity factor των μεγάλων υδροηλεκτρικών είναι χαμηλό (περίπου 25%) ενώ πολύ καλύτερα μεγέθη παρουσιάζουν τα μικρά υδροηλεκτρικά (κοντά στο 40%). Κατά συνέπεια ακόμα και αν αυξηθεί η εγκατεστημένη ισχύς των υδροηλεκτρικών μονάδων θα πρέπει να συνοδευτεί απο εφεδρική ισχύ απο άλλες πηγές. Παράλληλα, η αύξηση αυτή συνεπάγεται ότι η εγκατεστημένη ισχύς των 3000 MW θα πρέπει να αυξηθεί στα 8000 – 9000 MW, ένα ιδιαίτερα δύσκολο εγχείρημα.

Αιολικά

Σύμφωνα με μελέτη της Εθνικής Τράπεζας:

“Με τη χώρα μας να διαθέτει τεχνικά εκμεταλλεύσιμο αιολικό δυναμικό της τάξης των 11.000-14.000 MW, η ηλεκτροπαραγωγή από ανεμογεννήτριες εκτιμάται ότι θα προσεγγίσει τις 12.000 GWh το 2020 (περίπου 5.000 MW εγκατεστημένης ισχύος) από περίπου 2.000 GWh το 2007″

Επομένως υπάρχει η δυνατότητα επιπλέον παραγωγής 10.000 GWh με capacity factor (που προκύπτει απο τα παραπάνω στοιχεία) περίπου 27%. Τόσο χαμηλή τιμή δημιουργεί την ανάγκη για την ύπαρξη εφεδρικής ισχύος για την κάλυψη περιοδων χαμηλής παραγωγικότητας κάτι που σημαίνει ότι σημαντικό ποσοστό της ισχύος θα πρέπει να καλύπτεται απο άλλες μεθόδους παραγωγής ενέργειας. Παράλληλα, συνεπάγεται ότι απαιτείται η εγκατάσταση πολύ μεγαλύτερης συνολικής ισχύος για την ίδια παραγωγή, με το ανάλογο συνολικό αρχικό κόστος.

Η αιολική ενέργεια έχει κόστος εγκατάστασης που κυμαίνεται με την τοποθεσία, τα έργα μηχανικού και διασύνδεσης που απαιτούνται, τα μεγέθη των γεννητριών κτλ. Έτσι κυμαίνεται στα  700 – 1500 € /KW, επομένως το κόστος των επιπλέον 4.000 MW είναι τουλάχιστον 3 – 6 δις €. Αν λάβουμε υπόψη μας την τιμή αγοράς ενέργειας απο αιολικές εγκαταστάσεις (0,087€/KWh) και τη συγκρίνουμε με το συνδυασμό του κόστους της τρέχουσας παραγωγής απο λιγνίτη (0,04 – 0,05€/ KWh) και των δικαιωμάτων ρύπων (0,034€/KWh εφόσον το κόστος είναι 25€/τόννο CO2) γίνεται σαφές ότι ουσιαστικά δεν απαιτείται  επιδότηση της παραγόμενης ενέργειας.

Βιομάζα – Καύση απορριμάτων

Δε θεωρώ ότι το δυναμικό των παραπάνω λύσεων είναι ικανό να προσφέρει σημαντικές λύσεις. Η κλιμάκωση του σε ότι αφορά τη βιομάζα απαιτεί τη χρήση μεγάλου μέρους της καλλιεργήσιμης γής για ενεργειακές καλλιέργειες μαζί με τη δημιουργία της αντίστοιχης υποδομής μεταφοράς της βιομάζας και καύσης της με πολύ μεγαλύτερες απαιτήσεις σε ανθρώπινο δυναμικό σε σχέση με άλλες λύσεις. Πιθανότατα συνδυασμός μικρών σταθμών παραγωγής να έχει τη δυνατότητα παραγωγής ίσης με τον σταθμό λιγνίτη της Ελασσόνας. Το θετικό των μεθόδων αυτών είναι ότι η παραγωγή τους είναι σχετικά σταθερή (αν και η παραγωγή μέσω βιομάζας είναι εποχιακή).

Παράδειγμα σταθμού συμπαραγωγής απο βιοαέριο στο σταθμό απορριμάτων των Άνω Λιοσίων. Αυτή τη στιγμή η εγκατεστημένη ισχύς βιομάζας είναι πολύ χαμηλή και δύσκολα προβλέπεται να φτάσει στα επίπεδα των 100 MW (πηγή).

Ηλιακή Ενέργεια

Η μεγαλύτερη πηγή ενέργειας συνεχίζει και είναι ο ήλιος, ο οποίος παρέχει 1150 – 1500 KWh/KW στην Ελλάδα. Η ηλεκτροπαραγωγή μπορεί να λάβει την μορφή φωτοβολταϊκών ή ηλιοθερμικών (solar thermal) εγκαταστάσεων.

Τα πρώτα παρουσιάζουν το μειονέκτημα ότι δεν παρέχουν σταθερή παραγωγή. Αυτή είναι μηδενική τη νύχτα και εξαρτάται απο την εποχή του χρόνου και την ηλιοφάνεια ανά πάσα στιγμή. Με βάση την ηλιακή ενέργεια που είναι διαθέσιμη στην Ελλάδα το capacity factor είναι περίπου 13 – 17% ανά MW το οποίο δεν είναι δυνατό να αυξηθεί καθώς εξαρτάται απο φυσικούς περιορισμούς (την προσπίπτουσα ακτινοβολία στην επιφάνεια της γής). Η μόνη ουσιαστική διαφοροποίηση είναι στην απαιτούμενη επιφάνεια ανά KW για την παραγωγή της ανάλογα με την τεχνολογία των Φ/Β πάνελ.

Κατά συνέπεια, ακόμα και αν δε λαμβάναμε υπόψη μας την αδυναμία ικανοποίησης των προδιαγραφών του base load, η αντικατάσταση 2000 MW απο Φ/Β απαιτεί την εγκατάσταση τουλάχιστον 7000 – 8000 MW. Με δεδομένο ότι το κόστος κυμαίνεται περίπου στα 3 – 4 εκ €/MW, το συνολικό κόστος εγκατάστασης θα ήταν 20 – 30 δις €, εντελώς απαγορευτικό.

Οι ηλιοθερμικές εγκαταστάσεις βασίζονται στη συγκέντρωση της ηλιακής ακτινοβολίας μέσω κατόπτρων για την δημιουργία ατμού και τη λειτουργία τουρμπίνας. Η ενέργεια μπορεί να αποθηκεύεται βραχυπρόθεσμα σε άλατα τα οποία δίνουν τη δυνατότητα λειτουργίας όλο το 24ωρο παρέχοντας base load λειτουργία. Παράλληλα, η ύπαρξη τουρμπίνας επιτρέπει τη χρήση φυσικού αερίου ώς εφεδρεία για την δημιουργία του ατμού (μέσω καύσης του). Η αποδοτική λειτουργία τους πάντως απαιτεί την εγκατάσταση τους σε περιοχές με ερημικό κλίμα και ιδιαίτερα υψηλή ηλιακή ακτινοβολία.

Παράδειγμα είναι το Andasol solar power station. Έχει ισχύ 50 MW και παράγει 180 GWh το χρόνο (capacity factor 40%) με κόστος εγκατάστασης 300 εκ € σε σημείο με ακτινοβολία 2200 KWh/m². Στην Ελλάδα η μέση ετήσια ακτινοβολία δεν ξεπερνάει τα 1650 KWh/m² ενώ η μέση τιμή βρίσκεται στα επίπεδα των 1500 KWh/m² (πηγή). Κατά συνέπεια η παραγώμενη ενέργεια στην περίπτωση της Ελλάδας θα προσέγγιζε τα 120 GWh με capacity factor περίπου 28%. Απαιτείται δηλαδή η εγκατάσταση 5000 MW με κόστος 30 δις €. Στην περίπτωση του solar thermal είναι αρκετά πιθανή η σταδιακή μείωση του κόστους εγκατάστασης οπότε μπορούμε να θεωρήσουμε ότι στο μέλλον το κόστος θα είναι μικρότερο. Θα συνεχίσει βέβαια να υπάρχει η απαίτηση σύνδεσης με το δίκτυο διανομής με τα αντίστοιχα έργα υποδομής (κάτι που δεν απαιτείται τόσο στις περιπτώσεις των Φ/Β λόγω της μικρής ισχύος των περισσότερων εγκατστάσεων). οπότε είναι λογικό να υποθέσουμε ότι το συνολικό κόστος θα κυμαίνεται στα επίπεδα των 15 – 20 δις € τουλάχιστον.

Συνολικά Στοιχεία – Συμπεράσματα

Συγκεντρωτικά τα παραπάνω στοιχεία αποτυπώνονται στον παρακάτω πίνακα (νέες εγκαταστάσεις):

Τεχνολογία Συνολική Ισχύς (MW) Συνολική Παραγωγή (GWh/έτος) Κόστος Εγκατάστασης (δις €)
Λιγνίτης (Ελασσόνα) 300 1.800 1
Λιγνίτης (Δράμα) 1.700 10.200 4
Γεωθερμία 250 2.000
Υδροηλεκτρικά 6000 10.000
Αιολικά 4.000 10.000 3 – 6
Φ/Β 8.000 12.000 24 – 32
Solar Thermal 5.000 12.000 15 – 20 (30?)

Απο τα παραπάνω είναι σαφές ότι:

  • Οι ηλιακές τεχνολογίες απαιτούν πολύ μεγάλες αρχικές επενδύσεις και είναι πολύ δύσκολο να καλύψουν τις ανάγκες της σταθερής ζήτησης αλλά μπορούν να αξιοποιηθούν για την κάλυψη της ζήτησης αιχμής σε μικρές εγκαταστάσεις σε τοπικό επίπεδο.
  • Τα αιολικά παρουσιάζουν καλές προοπτικές και χαμηλό αρχικό κόστος. Καθώς όμως η παραγωγή τους είναι στοχαστική θα πρέπει να συνδυαστούν με άλλες πηγές παραγωγής. Το πιθανότερο σενάριο λοιπόν είναι να διαθέτουν υδροηλεκτρικά ώς εφεδρική παραγωγή (έτσι τα φράγματα μπορούν να αξιοποιηθούν και στην αγροτική παραγωγή όταν η ηλεκτρική τους παραγωγή δεν αξιοποιείται). Συνολικά το κόστος εγκατάστασης τους βέβαια θα είναι αρκετά μεγαλύτερο (ίσως και διπλάσιο) μίας αντίστοιχης μονάδας λιγνίτη αν και στη συνέχεια το κόστος λειτουργίας τους είναι ιδιαίτερα χαμηλό (χαμηλές απαιτήσεις σε προσωπικό, δωρεάν καύσιμο κτλ).
  • Το γεωθερμικό δυναμικό (ίσως σε συνδυασμό με μικρές μονάδες βιομάζας και καύσης απορριμάτων) μπορεί να αξιοποιηθεί αντί του λιγνίτη της Ελασσόνας, εφόσον όμως υλοποιηθεί η ηλεκτρική διασύνδεση των νησιών του Αιγαίου (με το ανάλογο κόστος) με το λιγνίτη να παραμένει ώς στρατηγικό απόθεμα.
  • Καθώς τα αιολικά θα συνδυαστούν πιθανότατα με υδροηλεκτρικές μονάδες, ο συνδυασμός της παραγωγής τους θα είναι πολύ μικρότερος του συνολικού τους αθροίσματος (20.000 GWh) και αφαιρώντας ζήτηση αιχμής 5.000 GWh (που μπορεί να καλυφθεί απο άλλες πηγές, μάλλον μονάδες φυσικού αερίου) και περίπου 2.000 GWh που θα προέλθουν απο γεωθερμία και βιομάζα κατα πάσα πιθανότητα καλύπτονται οι επιπλέον ανάγκες παραγωγής μέχρι το 2020 (με πολύ μεγαλύτερο αρχικό κόστος επένδυσης).

Το συνολικό κόστος εγκατάστασης του συνδυασμού υδροηλεκτρικών και αιολικών εγκαταστάσεων για την κάλυψη της επιπλέον ζήτησης λογικά θα κυμανθεί στα επίπεδα των 10 δις €. Καθώς το κόστος λειτουργίας στη συνέχεια θα είναι ιδιαίτερα χαμηλό και δε θα πληρώνονται δικαιώματα ρύπων, η συνολική επένδυση διάρκειας ζωής θα είναι μάλλον μικρότερη των αντίστοιχων μονάδων λιγνίτη (εφόσον η τιμή των δικαιωμάτων ρύπων είναι υψηλή).

Σε πολιτικό επίπεδο πάντως είναι αρκετά πιθανό να υπάρξουν αντιδράσεις στην εγκατάσταση υδροηλεκτρικών ή αιολικών μονάδων σε διάφορα σημεία της χώρας ενώ η εγκατάσταση μονάδας λιγνίτη έχει να αντιμετωπίσει μόνο τις συγκεκριμένες τοπικές αντιδράσεις. Όποιος δρόμος και αν ακολουθηθεί θα πρέπει να προχωρήσει μέχρι τέλους προκειμένου να εξασφαλιστεί η ενεργειακή ασφάλεια της χώρας.

Αν λάβουμε υπόψη μας ότι:

  • Μέσα στα επόμενα 20 χρόνια θα απαιτηθεί να αντικατασταθεί ο λιγνιτικός σταθμός της Μεγαλόπολης και η ετήσια παραγωγή των 5.000 GWh.
  • Η ανάπτυξη της αιολικής και υδροηλεκτρικής ενέργειας που περιγράφεται παραπάνω θα εξαντλήσει το διαθέσιμο δυναμικό και δε θα είναι δυνατή η επιπλέον αύξηση της παραγωγής.
  • Μακροπρόθεσμα η διαθεσιμότητα και η τιμή του φυσικού αερίου δεν είναι καθόλου δεδομένη.
  • Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας θα συνεχίσει να αυξάνεται (εκτός και αν βελτιωθεί σε σημαντικό βαθμό η ενεργειακή απόδοση της οικονομίας).

ειναι λογικό να υποθέσουμε ότι στα επόμενα χρόνια θα χρειαστεί να εξεταστεί η σκοπιμότητα της αξιοποίησης των κοιτασμάτων της Δράμας, εκτός και αν υπάρξει σημαντική ανακάλυψη αποθεμάτων φυσικού αερίου στην Ελλάδα ή αποφασιστεί η αξιοποίηση της πυρηνικής ενέργειας (και των αντίστοιχων κοιτασμάτων).

Είναι δεδομένο πάντως ότι το αρχικό κόστος εγκατάστασης των εναλλακτικών λύσεων είναι πολύ μεγαλύτερο των μονάδων λιγνίτη, αν και θα πρέπει να ληφθεί υπόψη και το κόστος λειτουργίας τους (το οποίο είναι πολύ μικρό) καθώς και των δικαιωμάτων ρύπων για την καύση λιγνίτη (όπως επίσης και των περιβαλλοντικών επιπτώσεων στις περιοχές των εργοστασίων).

Αναβάθμιση υπάρχοντων εργοστασίων λιγνίτη

Μία ακόμα δυνατότητα που είναι διαθέσιμη (και θα έπρεπε να εξεταστεί ούτως ή άλλως) είναι η αναβάθμιση των υπάρχοντων μονάδων λιγνίτη σε νέες αποδοτικού τύπου. Η απόδοση τους (λόγω παλαιότητας) βρίσκεται κοντά στο 33% ενώ νεότερες μονάδες μπορούν να επιτύχουν αποδόσεις στο 40% και ίσως μέχρι 50% με παράλληλη μείωση του εκπεμπόμενου CO2 ανά KWh τουλάχιστον κατά το ποσοστό αύξησης της απόδοσης. Κατά συνέπεια η διαθέσιμη ισχύς θα αυξηθεί κατά 30% (δε λαμβάνεται υπόψη η ισχύς του σταθμού της Μεγαλόπολης καθώς η μικρή διάρκεια ζωής των αποθεμάτων μάλλον δεν επιτρέπει οικονομοτεχνικά την αναβάθμιση του, εκτός και αν αυτή γίνει μόνο για την επέκταση – μέσω της μείωσης της κατανάλωσης λιγνίτη – του χρόνου ζωής του) στα 5.700 MW χωρίς αύξηση της κατανάλωσης λιγνίτη και η παραγώμενη ενέργεια στις 35.000  GWh + 5.000 Gwh απο την Μεγαλόπολη (σε σχέση με τις τρέχουσες 32.000 GWh). Δηλαδή αύξηση κατά 8.000 GWh περίπου (όσο σχεδόν η παραγωγή απο τις αιολικές μονάδες ή η αξιοποίηση των κοιτασμάτων της Δράμας). Παράλληλα, το κόστος δικαιωμάτω ρύπων θα πέσει από περίπου 0,034€/Kwh σε 0,022€/KWh. Έτσι το συνολικό κόστος απο 1,1 δις € θα είναι 0,95 δις € (λαμβάνοντας υπόψη και την παραγωγή της Μεγαλόπολης) παρόλη την αύξηση της παραγώμενης ενέργειας ενώ και οι λοιποί ρύποι θα μειωθούν δραματικά.

Αν θεωρήσουμε ότι το κόστος αναβάθμισης θα είναι 1 εκ €/MW (αρκετά υψηλό) η συνολική επένδυση θα προσεγγίσει τα 4,5 δις €, όσα και η εγκατάσταση νέων μονάδων λιγνίτη. Παράλληλα, σε βάθος 20ετίαςη μείωση των εκπομπών CO2 (και του συνεπαγόμενου κόστους δικαιωμάτων) είναι ίσο με πολύ μεγάλο ποσοστό του κόστους της αναβάθμισης. Φαίνεται λοιπόν ότι η σταδιακή αναβάθμιση των μονάδων μπορεί να αποδώσει με οικονομικό τρόπο πολύ μεγάλη αύξηση της παραγωγής με ταυτόχρονη μείωση του κόστους των δικαιωμάτων ρύπων χωρίς αύξηση της κατανάλωσης λιγνίτη, διατηρώντας κατ’ αυτόν τον τρόπο τα αναξιοποίητα κοιτάσματα ώς εφεδρεία.

Με αφορμή μία συζήτηση θεώρησα ενδιαφέρον να γίνουν ορισμένοι πολύ απλοϊκοί υπολογισμοί για το κόστος ρεύματος στην Ελλάδα, ιδιαίτερα με δεδομένο ότι απο το 2013 η ΔΕΗ θα πρέπει να πληρώνει για όλους τους ρύπους που παράγει.

Κατ’ αρχήν ας θεωρήσουμε ότι η τιμή του δικαιώματος ρύπων είναι ίση με 25€/τόνο Co2. Η απόδοση θα λάβει δύο τιμές (διαφορετικά σενάρια), 40% (για απλές μονάδες) και 55% (για μονάδες συνδυασμένου κύκλου). Παράλληλα, δε λαμβάνεται υπόψη τίποτα άλλο πέραν του κόστους καυσίμου και δικαιωμάτων ρύπων (όπως αποσβέσεις, συντήρηση, κόστος προσωπικού, λειτουργίας κτλ). Στη συνέχεια θα επικεντρωθούμε στο κόστος παραγωγής ρεύματος απο φυσικό αέριο και πετρέλαιο (τα οποία έχουν μεγάλη συμμετοχή στην εθνική παραγωγή ενώ δεν υπάρχουν διαθέσιμα σημαντικά εγχώρια αποθέματα).

Φυσικό Αέριο

Η τιμή του spot φυσικού αερίου κυμαίνεται περίπου στα 4$/1000 cubic feet (περίπου 3,2€). Η καύση τους παράγει περίπου 55,6kg CO2 και απελευθερώνει 300 KWh. Με 40% απόδοση, προκύπτουν 120 KWh. Δηλαδή:

  • Κόστος καυσίμου: 0,027€/Kwh και
  • Κόστος ρύπων: 0,012€/Kwh

Με 55% απόδοση, προκύπτουν περίπου 170 ΚWh. Δηλαδή:

  • Κόστος καυσίμου: 0,019€/Kwh και
  • Κόστος ρύπων: 0,008€/Kwh

Σύνολο περίπου 0,04€/Kwh (για 40% απόδοση) ή περίπου 0,03€/Kwh (για 55% απόδοση), τα οποία εξάγωνται στο εξωτερικό είτε για την αγορά του Φ/Α, είτε για την αγορά των δικαιωμάτων ρύπων.

Πετρέλαιο

Θεωρώ ότι η τιμή του πετρελαίου που καίγεται είναι περίπου 0,3€/lt (ώς τιμή εισαγωγής). Ανα λίτρο παράγωνται περίπου 2,65 kg CO2 kαι 10 KWh. Με 40% απόδοση προκύπτουν 4 KWh και:

  • Κόστος καυσίμου: 0,075€/Kwh και
  • Κόστος ρύπων: 0,017€/Kwh

Με 55% απόδοση προκύπτουν 5,5 KWh και

  • Κόστος καυσίμου: 0,055€/Kwh και
  • Κόστος ρύπων: 0,012€/KWh

Σύνολο 0,092€/Kwh με 40% απόδοση ή περίπου 0,067€/Kwh. Με άλλα λόγια το βασικό κόστος παραγωγής ρεύματος απο πετρέλαιο προσεγγίζει ήδη το κόστος της οικιακής κιλοβατώρας (0,11€/Kwh) σε περίπτωση απόδοσης 40%.

Λιγνίτης

Με βάση στατιστικά της ίδιας της ΔΕΗ (τα οποία επιβεβαιώνουν και τα υπόλοιπα νούμερα) ο λιγνίτης παράγει περίπου 1,35 kg/Kwh. Επομένως το κόστος ρύπων είναι 0,034€/Kwh.

Συμπεράσματα

Η εισαγωγή των δικαιωμάτων ρύπων θα αυξήσει σε πολύ μεγάλο βαθμό το κόστος παραγωγής ενέργειας στην Ελλάδα (+0,034€/Kwh για την παραγωγή ενέργειας απο λιγνίτη η οποία αντιστοιχεί σε ποσοστό τουλάχιστον 40% (εώς και 50%) της συνολική ηλεκτρικής παραγωγής). Η παραγωγή ενέργειας απο πετρέλαιο είναι δεδομένο ότι είναι ζημιογόνα με τις τρέχουσες τιμές πώλησης στα νοικοκυριά (ειδικά για γεννήτριες χαμηλών αποδόσεων) ενώ η (πολύ πιθανή) αύξηση των τιμών στο πετρέλαιο και Φ/Α στο μέλλον απλά θα αυξήσει περισσότερο το κόστος ρεύματος.

Μία αύξηση 40% (με το κόστος ρύπων σταθερό) θα οδηγήσει το κόστος παραγωγής στα επίπεδα των 0,04-0,05€/Kwh για το φυσικό αέριο και 0,09-0,122€/Kwh για το πετρέλαιο, χωρίς να λαμβάνονται υπόψη όλοι οι υπόλοιποι παράγοντες κόστους. Με αυτά τα δεδομένα η αύξηση της οικιακής κιλοβατώρας στα επίπεδα των 0,15€/Kwh που έχει προαναγγελθεί δε φαίνεται παράλογη. Αν μάλιστα λάβουμε υπόψη μας το γεγονός ότι τα κόστη που αναφέρθηκαν είναι χρήματα που εξάγωνται στο εξωτερικό είναι σημαντικό να βρεθεί τρόπος να σταματήσει η εξάρτηση αυτή.

Με κόστος εγκατάστασης περίπου 4000€/KW για τα Φ/Β, ετήσια παραγωγή περίπου 1300Kwh και ένα λογικό χρόνο απόσβεσης 20 ετών προκύπτει τιμή 0,15€/Kwh, ίση με την μελλοντική τιμή της οικιακής ταρίφας. Δε φαίνεται παράλογο να προστεθεί ένα premium 0,05 – 0,1€/Kwh (για την αποφυγή της απώλειας συναλλάγματος) και να τεθεί feed in tarif 0,2-0,25€/KWh στα Φ/Β. Σε αυτά τα πλαίσια λοιπόν η τρέχουσα τιμής αγοράς 0,32€/KWh δε φαίνεται ιδιαίτερα μεγάλη, ιδιαίτερα με βάση το γεγονός ότι έχουν πάψει οι επιδοτήσεις στις εγκαταστάσεις Φ/Β. Αν μάλιστα η τιμή των Φ/Β πάνελ ακολουθήσει την καθοδική της πορεία τότε σε μία πενταετία θα κοστίζουν περίπου 3000€/KW και το κόστος απόσβεσης θα κυμαίνεται στα 0,12€/Kwh με την ταρίφα αγοράς να είναι δυνατό να πέσει κάτω των 0,2€/Kwh και ουσιαστικά να είναι ανταγωνιστική της συμβατικής παραγωγής (τουλάχιστον απο πετρέλαιο).

Πηγές:

Natural Gas CO2: http://cdiac.ornl.gov/pns/faq.html

Diesel CO2: http://www.epa.gov/oms/climate/420f05001.htm

Εδώ και κάποιο καιρό έχουν ανακοινωθεί τα Φ/Β στις στέγες. Ας δούμε αν τελικά αξίζουν τα λεφτά τους. Τα δεδομένα:

  • Τα Φ/Β πάνελ (λαμβάνοντας υπόψη σκιάσεις κτλ) απαιτούν 15 – 20 τετραγωνικά μέτρα ανά KW.
  • Κάθε ΚW παράγει 1200-1300 KWh ανά έτος (η ετήσια παραγωγή του πάνελ είναι κάτι παραπάνω απο 1350 KWh/KW αλλά υπάρχουν απώλειες 1-2% στα καλώδια και 4-5% στον Inverter).
  • Το κόστος είναι περίπου 3500 – 4000€/KW μαζί με κόστος μελέτης 500-1000€ (αν ζητηθεί και δεν ενσωματωθεί στο κόστος των πάνελ) και κόστος έργων σύνδεσης με τη ΔΕΗ 300-500€. Συνολικά για 3 KW η τιμή εγκατάστασης θα κυμανθεί γύρω στα 12000€.
  • Τα πάνελς έχουν εγγύηση απόδοσης στο 90% για τα πρώτα 10 χρόνια (μετά τον πρώτο χρόνο) και 80% για τα επόμενα 10 – 15 έτη αν και η εγγύηση αυτή δεν είναι γραμμική. Παράλληλα, έχουν ελάχιστο κόστος συντήρησης καθώς και μικρό κόστος ασφάλισης. Συνολικά κυμαίνεται περίπου στο 1% της αρχικής επένδυσης ανά έτος. Το ίδιο το υλικό έχει εγγύηση 5 ετών. Ο inverter έχει εγγύηση 5 ετών και είναι δεδομένο ότι μέσα στην 20-ετία θα χρειαστεί αντικατάσταση του (το κόστος είναι λιγότερο απο 1000€ και κυμαίνεται στα 700-800€).
  • Η τιμή αγοράς είναι 0,55€/KWh με σύμβαση διάρκειας 25 ετών. Η τιμή αυξάνει κατά το 25% του πληθωρισμού ανά έτος. Παράλληλα, δεν μπορεί να είναι μικρότερη απο το 140% της Οριακής Τιμής Συστήματος (ΟΤΣ). Αγοράζεται όλη η παραγωγή αλλά συμψηφίζεται με την κατανάλωση. Αν υπάρχει πιστωτικό υπόλοιπο κατατίθεται σε λογαριασμό.
  • Το 2013 θα τεθεί σε πλήρη λειτουργία το σύστημα τελών ρύπων που θα οδηγήσει στην αύξηση κατά 30% των τιμολογίων της ΔΕΗ.

Καθώς ο πληθωρισμός για τα επόμενα 25 χρόνια δεν μπορεί να είναι γνωστός πρέπει να κάνουμε σενάρια για διάφορες τιμές. Θεωρούμε ότι διαθέτουμε μία μονοκατοικία 100 μ2 και εγκαθιστούμε σύστημα 4KW.

Kόστος

  • 4 x 4000€ = 16.000€
  • 500€ κόστος εργασιών.
  • 1% συντήρηση x 25 χρόνια: 4000€
  • Αλλαγή inverter και μικροεπισκευές: 1000€

Σύνολο: 21.500€

Παραγωγή

  • 1200 KWh/έτος για τα πρώτα 10 έτη και 1000 KWh/έτος για τα επόμενα 15 έτη ανά KW.
  • Τιμή αγοράς: 0,55€/KWh

Συνολικό έσοδο: 6600€ στα πρώτα 10 έτη και 8250€ στα υπόλοιπα 15. Σύνολικά, 2640€/έτος και 2200€/έτος για τα 4 KW.

Λαμβάνουμε υπόψη την μέγιστη τιμή της ΟΤΣ (καλοκαίρι 2008) που ήταν περίπου 0,1€/KWh. Με βάση αυτή ελέγχουμε για ποιό μέγεθος πληθωρισμού το 140% της ΟΤΣ στο τέλος της 25-ετίας είναι μεγαλύτερο απο την αντίστοιχη τιμή αγοράς (αποπληθωρισμένη). Το μέγεθος προκύπτει περίπου 8%.

Αν αφαιρέσουμε το 25% του πληθωρισμού κατά το οποίο αυξάνει η τιμή αγοράς της παραγώμενης ενέργειας κάθε χρόνο, μπορούμε να θεωρήσουμε ότι έχουμε επιπλέον απώλεια εσόδων (λόγω πληθωρισμού) ίση με το 75% του πληθωρισμού κάθε χρόνο. Αν ο πληθωρισμός είναι Χ τότε η απώλεια εσόδων είναι το 0,75Χ/100. Άρα:

Συνολικό έσοδο: Σ[2640*[1- (0,75Χ/100)]*k] όπου k=0 εώς 9 (10 πρώτα έτη) και αντίστοιχα για τα επόμενα 15.

Πληθωρισμός – Έσοδο:

2% – 49.200€

3% – 44.100€

4% – 39.000€

5% – 33.900€

6% – 28.800€

7% – 23.700€

Όπως φαίνεται η επένδυση σε κάθε περίπτωση επιστρέφει τα λεφτά της. Αφαιρώντας το αρχικό κεφάλαιο μπορούμε να υπολογίσουμε το αντίστοιχο κουπόνι ομολόγου για την ίδια απόδοση:

Πληθωρισμός – Έσοδο  – Απόδοση – Αντίστοιχο κουπόνι 25-ετούς ομολόγου 22000€.

2% – 27.700€ – 5%

3% – 22.600€ -  4,1%

4% – 17.500€ – 3.2%

Με δεδομένη την πολιτική της ΕΚΤ για μακροπρόθεσμη σταθερότητα τιμών, είναι λογικό να αναμένεται χαμηλός μέσος πληθωρισμός σε περίοδο 25 ετών. Κατά συνέπεια τα σενάρια πληθωρισμού  2 – 4% είναι τα περισσότερο πιθανά. Σε αυτές τις περιπτώσεις η απόδοση της επένδυσης προσεγγίζει ή και υπερκαλύπτει τον τόκο που προσφέρει ένας μακροπρόθεσμος τίτλος αντίστοιχης διάρκειας, με πολύ μικρό ρίσκο.

Με άλλα λόγια, παρότι δεν μπορεί κάποιος να περιμένει ότι θα γίνει πλούσιος απο μία τέτοια επένδυση, η απόδοση της (σε συνδυασμό με το ενδεχόμενο ρίσκο) είναι αρκετά αξιόλογη και παράλληλα προφυλάσει απο τυχόν άνοδο των τιμών του ηλεκτρικού ρεύματος (λόγω τελών ρύπων ή/και αύξησης τιμής πετρελαίου/φυσικού αερίου). Σε κάθε περίπτωση η εγκατάσταση Φ/Β μπορεί να επιτρέψει στο σπίτι να ‘συντηρεί την εαυτό του’, υπό την έννοια ότι το έσοδο που θα δημιουργεί θα επαρκεί για την κάλυψη των εξόδων θέρμανσης, ηλεκτρικού, ύδρευσης κτλ μίας μέσης οικογένειας.

Follow

Get every new post delivered to your Inbox.

Join 150 other followers