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.