Στα τρία χρόνια μειώνεται ο χρόνος ζωής της υπό κατασκευή μονάδας Πτολεμαΐδα 5, στη Δυτική Μακεδονία, ως λιγνιτικής, που έχει κοστίσει μέχρι σήμερα τουλάχιστον 1,4 δισ. καθώς η βασική επιλογή της κυβέρνησης Ν.Δ. για φυσικό αέριο παντού επεκτείνεται και στον μετασχηματισμό της νέας μονάδας και μάλιστα νωρίτερα, από το 2025.
Για περισσότερο από ενάμιση χρόνο από τις ανακοινώσεις της κυβέρνησης για πρόωρη και βεβιασμένη απολιγνιτοποίηση υπήρξε σιωπή για το μέλλον της μονάδας, που αναμένεται να ξεκινήσει τη λειτουργία της στο τέλος του 2022 και μόλις χθες μέσα στα οικονομικά αποτελέσματα 2020 της ΔΕΗ περιελήφθη μια μικρή αναφορά για λειτουργία της από το 2025 με -επίσης ορυκτό- φυσικό αέριο.
Ειδικότερα, όπως αναφέρεται, στα οικονομικά αποτελέσματα (προ φόρων) έχει συμπεριληφθεί θετική επίπτωση ύψους 125,3 εκατ. ευρώ, “λόγω της αντιστροφής της πρόβλεψης απομείωσης της επένδυσης της νέας μονάδας κατά 209,9 εκατ. καθώς η λειτουργία της με καύσιμο φυσικό αέριο προσδιορίζεται πλέον για το 2025 αντί για το 2028, βάσει του αρχικού πλάνου απολιγνιτοποίησης και πρόσφατων προβλέψεων κυρίως λόγω της παύσης λειτουργίας των σχετιζόμενων με την Πτολεμαΐδα 5 ορυχείων σε συντομότερο χρονικό διάστημα σε σχέση με το αρχικό πλάνο”.
Η απόφαση αυτή, εκτός από τη σύνδεσή της με τα κέρδη της ΔΕΗ, δεν συνοδεύεται από εκτίμηση για τον χρόνο και το κόστος της μετατροπής της σε μονάδα αερίου. Υπενθυμίζεται ότι αρχικώς (Δεκέμβριος 2019) προβλεπόταν λειτουργία της ως λιγνιτική για 6 χρόνια (έως το 2028) και εν συνεχεία λειτουργία της αφού θα είχε προηγηθεί μετατροπή της για αλλαγή καυσίμου.
Τέσσερις εναλλακτικές επιλογές από το το Green Tank
Χθες το πρωί πάντως το Green Tank, σε συνεργασία με την οργάνωση περιβαλλοντικών δικηγόρων ClientEarth και την εταιρεία συμβούλων Εnervis, παρουσίασε τέσσερις εναλλακτικές επιλογές τεχνολογιών για την μετατροπή της μονάδας, που αφορούν σε:
α. Χρήση τεχνολογίας δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (CCS) σε συνδυασμό με τη συνέχιση της λιγνιτικής λειτουργίας, με σταθμισμένο κόστος (σ.σ.: κόστος εγκατάστασης + κόστος λειτουργίας διαιρεμένο με την ενέργεια που προσφέρει στο σύστημα) παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας 122-158 ευρώ/Μwh και 980 θέσεις εργασίας.
β. Μετατροπή της σε μονάδα καύσης βιομάζας, με σταθμισμένο κόστος 100 ευρώ/ΜWh και 1.428 θέσεις εργασίας (όχι όλες τοπικές).
γ. Αντικατάστασή της από μονάδα συνδυασμένου κύκλου με καύσιμο το ορυκτό αέριο (CCGT), με σταθμισμένο κόστος, στη ρεαλιστικότερη εκδοχή, 120 ευρώ/ΜWh και μόλις 405 θέσεις εργασίας.
δ. Μετατροπή της σε μονάδα θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ, αξιοποιώντας την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων, με σταθμισμένο κόστος 91-106 ευρώ/ΜWh και 1.247 μόνιμες θέσεις εργασίας.
Το κόστος εγκατάστασης κλιμακώνεται από 230 εκατ. για βιομάζα, σε 264 εκατ. για αέριο, 739 εκατ. για αποθήκευση με ΑΠΕ και 1-2,8 δισ. με ποσοστό δέσμευσης CO2 30%-90%, αντίστοιχα, για συνέχιση της λιγνιτικής λειτουργίας.
