ιαχείριση εκποµπών CO2 από την Ηλεκτροπαραγωγή

Εθνικό Κέντρο Έρευνας και Τεχνολογικής Ανάπτυξης (ΕΚΕΤΑ) Ινστιτούτο Τεχνολογίας και Εφαρµογών Στερεών Καυσίµων (ΙΤΕΣΚ) ιαχείριση εκποµπών CO2 από την Ηλεκτροπαραγωγή Κοζάνη,, 16 Απριλίου 2008 Καθ. Εµµ. Κακαράς /ντής ΕΚΕΤΑ/ΙΤΕΣΚ

Περιεχόµενα Παρουσίασης ΕΙΣΑΓΩΓΗ ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ ΝΕΩΝ Ο ΗΓΙΩΝ ΤΗΣ Ε.Ε. ΣΧΕΤΙΚΕΣ ΜΕ ΕΜΠΟΡΙΑ ΕΚΠΟΜΠΩΝ ΚΑΙ ΕΣΜΕΥΣΗ ΚΑΙ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗ ΙΟΞΕΙ ΙΟΥ ΤΟΥ ΑΝΘΡΑΚΑ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΕΣ ΕΣΜΕΥΣΗΣ CO2 ΣΕ ΘΕΡΜΙΚΟΥΣ ΣΤΑΘΜΟΥΣ ΕΡΕΥΝΗΤΙΚΑ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑΤΑ ΣΕ ΣΤΑΘΜΟΥΣ ΜΗ ΕΝΙΚΩΝ ΕΚΠΟΜΠΩΝ CO2 ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΕΣ ΕΣΜΕΥΣΗΣ CO2 ΣΤΗΝ ΕΛΛΗΝΙΚΗ ΚΑΙ ΕΥΡΩΠΑΙΚΗ ΑΓΟΡΑ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ AΠΟΘΗΚΕΥΤΙΚΗ ΙΚΑΝΟΤΗΤΑ CO2 ΣΤΗΝ ΕΛΛΑ Α ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ 2

Εισαγωγή Στην 3 η έκθεση αξιολόγησης του ιακυβερνητικού Συµβουλίου Κλιµατικών Μεταβολών (IPCC) αναφέρεται ότι ο κύριος παράγοντας που συντελεί στην αύξηση της θερµοκρασίας της ατµόσφαιρας είναι η αύξηση της συγκέντρωσης των αερίων του θερµοκηπίου, στα οποία συµπεριλαµβάνεται και το CO 2. Η σταθεροποίηση της συγκέντρωσης του CO 2 στην ατµόσφαιρα απαιτεί τη µείωση των εκποµπών σε επίπεδο σηµαντικά χαµηλότερο από το σηµερινό, µε χρήση µιας δέσµης µέτρων που περιλαµβάνουν: Μείωση ζήτησης ενέργειας - αύξηση β.α. των ενεργειακών εγκαταστάσεων αύξηση της χρήσης του φυσικού αερίου αύξηση της χρήσης ΑΠΕ και της πυρηνικής ενέργειας χρήση τεχνολογιών δέσµευσης του CO 2 αναδάσωση. Σήµερα, τα ορυκτά καύσιµα αποτελούν παγκοσµίως την κυρίαρχη µορφή πρωτογενούς µορφής ενέργειας (πάνω από 85% συνεισφορά) και το πιθανότερο είναι να παραµείνουν µέχρι το τέλος του αιώνα, παρά τις µεγάλες προσπάθειες και επενδύσεις για την προώθηση των ΑΠΕ και της εξοικονόµησης ορυκτών καυσίµων. Η δέσµευση και ασφαλής αποθήκευση του CO 2 επιτρέπει τη χρήση των ορυκτών καυσίµων, ενώ παράλληλα συντελεί στη µείωση των εκποµπών CO 2 στην ατµόσφαιρα, αναστέλλοντας έτσι τη µεταβολή του κλίµατος. 3

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 1/6 Προτάσεις οδηγιών του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Ευρωπαϊκού Συµβουλίου για την Μετά-Κιότο εποχή αναθεώρησης της Οδηγίας 2003/87/EΚ για την βελτίωση και επέκταση του συστήµατος εµπορίας εκποµπών αερίων θερµοκηπίου (Βρυξέλλες, 23.1.2008 COM(2008) 16 τελικό 2008/0013 (COD)) σχετικά µε την αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα σε γεωλογικούς σχηµατισµούς. (Βρυξέλλες, 23.1.2008, COM(2008) 18 τελικό/ 2008/0015 (COD)) 4

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 2/6 Πρόταση οδηγίας του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Ευρωπαϊκού Συµβουλίου αναθεώρησης της Οδηγίας 2003/87/EΚ για την βελτίωση και επέκταση του συστήµατος εµπορίας εκποµπών αερίων θερµοκηπίου (Βρυξέλλες, 23.1.2008COM(2008) 16 τελικό 2008/0013 (COD)) έσµευση µείωσης των συνολικών εκποµπών ΑΤΘ κατ ελάχιστο 20% το 2020, ως προς τα επίπεδα του 1990 και κατά 30% υπό την προϋπόθεση της συµµετοχής των υπολοίπων αναπτυγµένων χωρών. Ο στόχος για το 2050 αφορά µείωση κατ ελάχιστο 50%. Αναπτύσσεται συνολικό Ευρωπαϊκό Σχέδιο Κατανοµής ικαιωµάτων εκποµπών ΑΤΘ. Ο ενεργειακός τοµέας δεν θα περιλαµβάνεται στην δωρεάν χορήγηση δικαιωµάτων εκποµπής ΑΤΘ από το 2013, ενώ για τους υπόλοιπους τοµείς θα υπάρξει σταδιακή µείωση των δωρεάν δικαιωµάτων έως το 2020. Αναπροσαρµόζεται το σύστηµα παρακολούθησης και επαλήθευσης των εκποµπών ΑΤΘ. 5

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 3/6 Πρόταση οδηγίας του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Ευρωπαϊκού Συµβουλίου σχετικά µε την αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα σε γεωλογικούς σχηµατισµούς. (Βρυξέλλες, 23.1.2008, COM(2008) 18 τελικό/ 2008/0015 (COD)) Η πρόταση θα οδηγήσει σε τροποποίηση των οδηγιών 85/337/ΕΟΚ και 96/61/ΕΚ του Συµβουλίου, των οδηγιών 2000/60/ΕΚ, 2001/80/ΕΚ, 2004/35/ΕΚ, 2006/12/ΕΚ και του κανονισµού (ΕΚ) αριθ. 1013/2006 Σύµφωνα µε την Ε. Επιτροπή για την επίτευξη του κοινοτικού στόχου περιορισµού της αύξησης της θερµοκρασίας σε 2 C απαιτείται µείωση εκποµπών κατά ποσοστό 30% στις ανεπτυγµένες χώρες έως το 2020, ποσοστό που θα αυξηθεί σε 60-80 % έως το 2050, µε τεχνικώς εφικτά µέσα και οφέλη που θα αντισταθµίζουν κατά πολύ τις δαπάνες, επιστρατεύοντας όλες οι επιλογές, στις οποίες συγκαταλέγεται η δέσµευση και αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα (CCS). 6

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 4/6 Εφαρµογή σε γεωλογικούς σχηµατισµούς εντός της επικράτειας των Κ.Μ., των οικονοµικών ζωνών τους και την ηπειρωτική υφαλοκρηπίδα τους. εν αφορά ερευνητικά έργα αλλά δύναται να εφαρµοσθεί σε έργα επίδειξης µε συνολική στοχευόµενη αποθήκευση 100 χιλ. τόνων και άνω. Τα Κ.Μ. διατηρούν το δικαίωµα προσδιορισµού των περιοχών της επικρατείας τους για τους τόπους αποθήκευσης. Η επιλογή των τόπων αποθήκευσης θα διασφαλίζει ότι το αποθηκευόµενο CO2 θα αποµονώνεται πλήρως στο αέναο µέλλον, δεν υφίσταται σηµαντικός κίνδυνος διαρροής και δεν υπάρχει πιθανότητα να σηµειωθούν σηµαντικές περιβαλλοντικές επιπτώσεις ή επιπτώσεις στην υγεία στην αντίθετη περίπτωση. 7

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 5/6 Οι άδειες αποθήκευσης υποβάλλονται µε τη µορφή σχεδίου στην Επιτροπή, η οποία γνωµοδοτεί στις εθνικές αρχές για έγκριση. Η ποιότητα της σύνθεσης του ρεύµατος CO2 θα ανταποκρίνεται σε περιορισµούς και θα πρέπει να εξακριβώνεται πριν από την έγχυση και την αποθήκευσή του. Τα Κ.Μ. θα διασφαλίζουν ότι στη διάρκεια της επιχειρησιακής φάσης, ο φορέας εκµετάλλευσης θα παρακολουθεί το συγκρότηµα έγχυσης - αποθήκευσης µε βάση εγκεκριµένο από την αρµόδια αρχή σχέδιο παρακολούθησης.ο φορέας εκµετάλλευσης θα υποβάλει στην αρµόδια αρχή ετήσια έκθεση που θα περιλαµβάνει τα αποτελέσµατα της παρακολούθησης, τουλάχιστον άπαξ του έτους και θα υπόκειται σε επιθεώρηση. Ο φορέας εκµετάλλευσης παραµένει υπεύθυνος για τη συντήρηση, την παρακολούθηση και τον έλεγχο, την υποβολή εκθέσεων και τη λήψη διορθωτικών µέτρων µετά το κλείσιµο της εγκατάστασης αποθήκευσης έως ότου η ευθύνη για τον τόπο αποθήκευσης µεταβιβαστεί στην αρµόδια αρχή. Η πρόσβαση σα δίκτυα µεταφοράς CO2 και τους τόπους αποθήκευσης θα µπορούσε να καταστεί προϋπόθεση για την είσοδο ή την ανταγωνιστική εκµετάλλευση στο πλαίσιο της εσωτερικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και θερµότητας, ανάλογα µε τις σχετικές τιµές εκποµπής διοξειδίου του άνθρακα και CCS. 8

Προτάσεις Οδηγιών της Ε.Ε. 6/6 Άρθρο 32 Τροποποίηση της οδηγίας 2001/80/EΚ Στην οδηγία 2001/80/EΚ, παρεµβάλλεται το ακόλουθο άρθρο 9α: «Άρθρο 9α» Τα κράτη µέλη διασφαλίζουν ότι όλες οι εγκαταστάσεις καύσης ισχύος 300 MW και άνω, για τις οποίες χορηγείται η αρχική άδεια κατασκευής ή, απουσία τέτοιας διαδικασίας, η αρχική άδεια εκµετάλλευσης, µετά την έναρξη ισχύος της οδηγίας XX/XX/EΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συµβουλίου (*), διαθέτουν κατάλληλο χώρο στον τόπο εγκατάστασης για εξοπλισµό που είναι αναγκαίος για τη δέσµευση και συµπίεση CO2 και ότι έχουν αξιολογηθεί ο βαθµός διάθεσης κατάλληλων τόπων αποθήκευσης και κατάλληλου εξοπλισµού µεταφοράς και το τεχνικώς εφικτό της εκ των υστέρων µετασκευής για τη δέσµευση CO2. 9

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµικούς σταθµούς 1/5 Οι κυριότερες εµπορικές ή υπό ανάπτυξη τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµοηλεκτρικούς σταθµούς µπορούν να ταξινοµηθούν σε τρεις κατηγορίες: διαχωρισµός CO 2 από το καυσαέριο (δέσµευση µετά την καύση), καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου (oxyfuel) και παραγωγή καυσίµου που δεν περιέχει άνθρακα (δέσµευση προ της καύσης). 10

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµικούς σταθµούς 2/5 2006 2015 2020 Conceptual investigations Laboratory Test Pilot Plant Demo- Plant Commercial Plant Theoretical Research Research Basic principles Combustion characteristics Demonstration of the process chain Interaction of components Validation of basic principles and scale-up criteria Long term characteristics Noncommercial Verification and optimization of the component choice, the process and reduction of risks Commercially viable incl. subsidies Competitive in the market at that time No subsidies Χρονικός ορίζοντας τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 European Technology Platform, Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP), Working Group 1, Power Plant and Carbon Dioxide Capture 11

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµικούς σταθµούς 3/5 Παραγωγή καυσίµου χωρίς άνθρακα Air Air ASU N 2 Power island O 2 Steam Coal Gasifier Gas cooling/ dedusting Raw gas Acid gas removal Sour gas Sulphur recovery European Technology Platform, Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP), Working Group 1, Power Plant and Carbon Dioxide Capture 12

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµικούς σταθµούς 4/5 Καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου (oxy-fuel) Vattenfall 13

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 σε θερµικούς σταθµούς 5/5 ιαχωρισµός CO 2 από το καυσαέριο µε χρήση διαλύµατος αµινών European Technology Platform, Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP), Working Group 1, Power Plant and Carbon Dioxide Capture 14

Ερευνητικά προγράµµατα σε σταθµούς µηδενικών εκποµπών CO 2 1/2 Οι τεχνολογίες δέσµευσης του CO 2 από θερµικούς σταθµούς αναµένεται να συνεισφέρουν σηµαντικά στη µείωση του φαινοµένου του θερµοκηπίου παγκοσµίως (περίπου το 1/3 των συνολικών εκποµπών CO 2 στην ατµόσφαιρα). Έτσι δικαιολογείται η έντονη ερευνητική δραστηριότητα, µε στόχο την µεσοπρόθεσµη επίτευξη βιώσιµων τεχνολογικών λύσεων. Στα πλαίσια του 6ου Ευρωπαϊκού Προγράµµατος Πλαισίου, το Πρόγραµµα FENCO στοχεύει στην ανάπτυξη της κρίσιµης υποδοµής στην Ε.Ε. σε θέµατα στερεών καυσίµων για την διασφάλιση της ανταγωνιστικότητας της Ευρωπαϊκής τεχνολογίας στην διεθνή αγορά. Σηµαντικά ευρωπαϊκά ερευνητικά προγράµµατα που αφορούν την ανάπτυξη των τεχνολογιών δέσµευσης µε ελληνική συµµετοχή (ΕΜΠ - ΕΗ) είναι: ENCAP ( έσµευση CO 2 προ καύσης - καύση µε Ο 2 για στερεά καύσιµα) CASTOR ( έσµευση CO 2 µετά την καύση) CACHET ( έσµευση CO 2 προ της καύσης για αέρια καύσιµα) ISSC (Παραγωγή αερίου καυσίµου από άνθρακα µε χρήση CaO και παράλληλη δέσµευση CO 2 πριν την καύση) C2H (Παραγωγή αερίου καυσίµου υψηλής περιεκτικότητας σε υδρογόνο από άνθρακα µε χρήση CaO) 15

Προγράµµατα εφαρµογής CCS (πιλοτικά, επιδεικτικά και βιοµηχανικά) 2/2 16

Μετασκευή ελληνικών µονάδων για δέσµευση CO 2 Για την αξιολόγηση των τεχνολογιών δέσµευσης CO 2, µοντελοποιήθηκε τυπικός ελληνικός λιγνιτικός ΑΗΣ ισχύος 330 MWel, και εξετάσθηκε η µετασκευή του για δέσµευση CΟ 2 µε τις τεχνολογίες απορρόφησης µε διάλυµα αµίνης και oxyfuel. Η Μονάδα έχει λέβητα υπερκρισίµων χαρακτηριστικών, ατµοστρόβιλο τριών βαθµίδων και 8 αναγεννητικές προθερµάνσεις του τροφοδοτικού νερού. Conventional OxyFuel PP Amine Fuel Thermal Input MWth 830.0 Thermal Consumption for Solvent Regeneration MWth - - 256.5 ASU Consumption MW el - 58.1 - CO 2 Compression Consumption MW el - 22.4 20.5 Cooling Pumps Consumption MW el - 1.5 0.7 Power Consumption from Amine Scrubbing MW el - - 8.7 Unit Net Power Output MW el 293.7 211.0 200.5 Efficiency % 35.74 25.42 24.16 17

Νέες µονάδες µε δέσµευση CO 2 Καύση σε συνθήκες καθαρού οξυγόνου (oxy-fuel) G19 G20 G21 G22 G23 TEG I4 I3 I2 G18 I1 G17 G16 G15 Wet ESP G13 FGC G12 G11 Air leakage G10 ESP G9 G8 G7 G6 G5 Air leakage Feedwater heating LPH1 to LPH3 Separation of noncondensables Feedwater heating LPH1 to LPH3 A7 G14 A10 A9 G4 A8 Ash S7 S1 S8 S9 A12 S5 S4 N2 to molecular shieves A11 G3 G2 G1 S2 S6 S3 S18 S19 S20 S21 I8 S22 I2 I4 I5 I1 I3 F3 ASU Raw lignite F1 F2 D15 D11 D4 D5 D6 D7 D8 D9 D10 A1 A2 A3 A4 A5 DCAC A6 D12 D2 D1 D3 F3 F3 I7 S14 S23 I6 S24 S25 S10 S11 S17 S16 S15 S12 S13 Oxygen Flow D14 Lignite Dryer Waste water Νέα Λιγνιτική Μονάδα 360 MWel µε Λέβητα Ανακυκλοφορίας Οξυγόνου (Oxyfuel) (τυπικός ελληνικός λιγνίτης) 18 Dried lignite D13

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ελληνική αγορά ενέργειας 1/4 Γίνεται εκτίµηση του κόστους ηλεκτροπαραγωγής για τις τεχνολογίες: συµβατικός λιγνιτικός σταθµός συµβατικός λιγνιτικός σταθµός µε δέσµευση CO 2 µε αµίνες συµβατικός λιγνιτικός σταθµός µε δέσµευση CO 2 µε καύση µε O 2 σταθµός µε καθαρές τεχνολογίες άνθρακα (υπερκριτικός) συνδυασµένος κύκλος φυσικού αερίου συνδυασµένος κύκλος αεριοποίησης λιγνίτη. 19

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ελληνική αγορά ενέργειας 2/4 Οι γενικές παραδοχές που έγιναν για την εκτίµηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας για τους διάφορους τύπους µονάδων είναι οι ακόλουθες: Επιτόκιο αναγωγής: 8%, Πληθωρισµός: 3% Κόστος λιγνίτη: 1.8 / GJ, κόστος φυσικού αερίου: 5.5 /GJ Απόσβεση µονάδας στερεού καυσίµου: 25 έτη Απόσβεση µονάδας φυσικού αερίου και αεριοποιηµένου λιγνίτη: 15 έτη Κόστος συντήρησης και λειτουργίας: 3% του κόστους επένδυσης ετησίως, µεταβλητό κόστος 0.01 /kwh για µονάδα λιγνίτη, 0.005 /kwh για Φ.Α. Ώρες λειτουργίας µονάδας ετησίως: 7500 h, Λειτουργία σε πλήρες φορτίο Κόστος εκπεµπόµενου CO 2 (καθορίζεται από την αγορά CO 2 ): 18 /tn Οι ειδικές παραδοχές που έγιναν για την εκτίµηση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας για τους διάφορους τύπους µονάδων είναι οι ακόλουθες: Συµβατική Συµβατική Συµβατική Καθαρές Συνδυασµένος Συνδ. κύκλος λιγνιτική λιγνιτική µε αµίνη λιγνιτική oxyfuel τεχνολογίες κύκλος Φ.Α. αεριοποίησης Καθαρή ηλ. ισχύς MWel 294 201 211 300 380 766 Βαθµός απόδοσης % 35.7 24.2 25.4 44.0 56.5 43.0 Κόστος επένδυσης /kw 1100 1900 1570 1150 600 1370 Ειδικές εκποµπές CO 2 kg/kwh 1.075 0.17 0.34 0.865 0.37 0.76 20

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ελληνική αγορά ενέργειας 3/4 cent/ kwh 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Κόστος Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας Συµβατικός Καθαρές τεχνολογίες άνθρακα Συνδυασµένος κύκλος Φ.Α. Ρίσκο λόγω CO2 (ως προς Συνδ. Κύκλο Φ.Α.) Ρίσκο λόγω διακύµανσης Φ.Α. Μεταβλητό κόστος Σταθερό κόστος Κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας παρούσες τεχνολογίες cent/ kwh 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Αµίνη Κόστος Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας Καύση µε Ο2 Καθαρές τεχνολογίες άνθρακα Συνδυασµένος κύκλος Φ.Α. Συνδυασµένος κύκλος µε αεριοποίηση άνθρακα Ρίσκο λόγω CO2 (ως προς αµίνη - καύση µε Ο2) Ρίσκο λόγω διακύµανσης τιµής Φ.Α. Μεταβλητό κόστος Σταθερό κόστος Κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας µελλοντικές τεχνολογίες Στο σταθερό κόστος συµπεριλαµβάνονται η απόσβεση του κεφαλαίου κατασκευής και τα κόστη συντήρησης και λειτουργίας, ενώ στο µεταβλητό κόστος έχει συµπεριληφθεί το κόστος καυσίµου. Για την εκτίµηση της επίδρασης του εκπεµπόµενου CO 2 στην τιµή της παραγόµενης ενέργειας, οι µονάδες έχουν ταξινοµηθεί σε δύο κατηγορίες: αυτές που είναι εµπορικές σήµερα και αυτές που προβλέπεται να έχουν εφαρµογή στο µέλλον. Η διαφορά των ειδικών εκποµπών CO 2 από τις ειδικές εκποµπές της µονάδας αναφοράς (µονάδα Φ.Α. συνδυασµένου κύκλου για την πρώτη κατηγορία και λιγνιτικός σταθµός µε δέσµευση CO 2 µε καύση µε O 2 για τη δεύτερη) επί το κόστος εκποµπής CO 2 θεωρείται εκτίµηση της αβεβαιότητας λόγω εκπεµπόµενου CO 2. 21

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ελληνική αγορά ενέργειας 4/4 Η µονάδα συνδυασµένου κύκλου Φ.Α. παρουσιάζει το χαµηλότερο σταθερό κόστος, λόγω χαµηλού κόστους επένδυσης, ενώ αντίθετα, λόγω του υψηλού κόστους επένδυσης, συντήρησης και λειτουργίας των µονάδων µε δέσµευση CO 2 καθώς και της µονάδας συνδυασµένου κύκλου µε αεριοποίηση άνθρακα, το σταθερό κόστος επιβαρύνει σηµαντικά το κόστος της παραγόµενης kwh. Οι λιγνιτικές µονάδες, λόγω χαµηλού κόστους καυσίµου, παρουσιάζουν και χαµηλότερο µεταβλητό κόστος παραγόµενης kwh σε σχέση µε µονάδες Φ.Α. Λόγω του χαµηλού βαθµού απόδοσης των µονάδων µε δέσµευση CO 2, το µεταβλητό κόστος αυξάνει σηµαντικά. Η σηµαντική διακύµανση της τιµής του Φ.Α. λόγω εξάρτησης από την τιµή του πετρελαίου (µέχρι 40 % του συνολικού κόστους παραγόµενης kwh) συµβάλει στην αβεβαιότητα του υπολογισµού του κόστους ηλεκτροπαραγωγής από µονάδα συνδυασµένου κύκλου, αντίθετα, µε την εγχώρια αγορά λιγνίτη. Οι συµβατικές λιγνιτικές µονάδες, οι καθαρές τεχνολογίες άνθρακα και οι µονάδες συνδυασµένου κύκλου αεριοποίησης λιγνίτη δίνουν το χαµηλότερο κόστος kwh, ενώ οι µονάδες Φ.Α παρουσιάζουν το µεγαλύτερο κόστος παραγωγής λόγω υψηλής τιµής του καυσίµου και αβεβαιότητας της αγοράς. Η εφαρµογή τεχνολογιών δέσµευσης CO 2 επιβαρύνει σηµαντικά το κόστος επένδυσης και επηρεάζει αρνητικά το βαθµό απόδοσης της µονάδας και κατ επέκταση το κόστος της ηλεκτροπαραγωγής. 22

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας 1/3 Μονάδα Μονάδα µε δέσµευση Μονάδα µε δέσµευση Άνθρακας αναφοράς προ της καύσης µετά την καύση Οxyfuel Ηλεκτρική ισχύς MW 556 737 460 470 Βαθµός απόδοσης % 46 36 36 36 έσµευση CO 2 % - 92 85 91 Κόστος επένδυσης EPC Euro/kW 918 1577 1446 1447 Μονάδα Μονάδα µε δέσµευση Μονάδα µε δέσµευση Λιγνίτης αναφοράς προ της καύσης µετά την καύση Οxyfuel Ηλεκτρική ισχύς MW 920 717 731 760 Βαθµός απόδοσης % 43 41 39 41 έσµευση CO 2 % - 85 85 90 Κόστος επένδυσης EPC Euro/kW 1065 1556 1683 1671 Μονάδα Μονάδα µε δέσµευση Μονάδα µε δέσµευση Φυσικό αέριο αναφοράς προ της καύσης µετά την καύση Οxyfuel Ηλεκτρική ισχύς MW 420 755 662 325 Βαθµός απόδοσης % 58 41 47 48 έσµευση CO 2 % - 93 85 100 Κόστος επένδυσης EPC Euro/kW 410 763 742 1124 Financial and other Boundary Conditions Natural Gas Hard coal plant Lignite plant Economic life time years 25 25 25 Depreatiation years 25 25 25 Fuel price EUR/GJ (LHV) 5,8 2,3 1,1 Fuel price escalation % per year 1,5% 1,5% 1,5% Operating hours per year hours per year 7500 7500 7500 Standard Emission factor t/mwh th 0,210 0,344 0,402 Common Inputs O&M cost escalation Debt /Equitiy ratio % Loan interest rate % Interest during construction % Return on Equity % Tax rate % 35% WACC 8% Discount rate % 9,0% European Technology Platform, Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP), Working Group 1, Power Plant and Carbon Dioxide Capture 23 2% 50% 6% 6% 12%

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας 2/3 Εκτιµώµενο κόστος ηλεκτροπαραγωγής από µεγάλες ανθρακικές, λιγνιτικές και µονάδες φυσικού αερίου το 2020, χωρίς και µε δέσµευση του CO 2 EUR/MWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Note: Power generation cost without CO2 transport and storage cost No capture Pre-combustion Post-combustion Oxyfuel EUR/t CO2 100 80 60 40 20 Note: CO 2 Avoidance cost without transport and storage cost Pre-combustion Post-combustion Oxyfuel Power plant and CCS technology improvement potential 0 Hard coal Lignite Natural Gas 0 Hard coal Lignite Natural Gas Εκτιµώµενο κόστος δέσµευση του CO 2 από µεγάλες µονάδες ηλεκτροπαραγωγής το 2020 (ανθρακικές, λιγνιτικές και µονάδες φυσικού αερίου) European Technology Platform, Zero Emission Fossil Fuel Power Plants (ZEP), Working Group 1, Power Plant and Carbon Dioxide Capture 24

Τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 στην ευρωπαϊκή αγορά ενέργειας 3/3 Κόστος παραγωγής µεγάλων µονάδων ηλεκτροπαραγωγής µε δέσµευση και χωρίς δέσµευση/µε πρόστιµο CO 2 το 2020 Κόστος παραγωγής (Ευρώ/MWh) 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % εκποµπών µε πρόστιµο 100 Ευρώ/tn CO2 Ανθρακική µονάδα Ανθρακική µονάδα µε δέσµευση Λιγνιτική µονάδα Λιγνιτική µονάδα µε δέσµευση Μονάδα φυσικού αερίου Μονάδα φυσικού αερίου µε δέσµευση Κόστος παραγωγής (Ευρώ/MWh) 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 % εκποµπών µε πρόστιµο 40 Ευρώ/tn CO2 Ανθρακική µονάδα Ανθρακική µονάδα µε δέσµευση Λιγνιτική µονάδα Λιγνιτική µονάδα µε δέσµευση Μονάδα φυσικού αερίου Μονάδα φυσικού αερίου µε δέσµευση εξιά του σηµείου τοµής των καµπυλών κόστους χωρίς δέσµευση και µε δέσµευση CO 2, η επένδυση σε τεχνολογίες δέσµευσης καθίσταται οικονοµική Σηµείο όπου η επένδυση σε τεχνολογίες CO2 καθίσταται οικονοµική (% εκποµπών) Πρόστιµο CO 2 (Euros/tn) Άνθρακας Λιγνίτης Φυσικό αέριο 100 23.5 14.2 56.9 40 58.8 35.6 >100 25

Aποθηκευτική ικανότητα γεωλογικών σχηµατισµών στην Ελλάδα 1/4 Μεσοελληνική Αύλακα Λεκάνη Θεσσαλονίκης GESTCO, 2003, European Potential for the Geological Storage of CO2 26

Aποθηκευτική ικανότητα γεωλογικών σχηµατισµών στην Ελλάδα 2/4 Αλατούχοι Υδροφορείς Ορίζοντες Πρίνος υτ. Θεσσαλονίκη υτ. Θεσσαλονίκη Ψαµµίτες Αλεξάνδρια Μεσοελληνική Λεκάνη Σύνολο Τοποθεσία Παράκτια Ηπειρωτική Ηπειρωτική Ηπειρωτική Ηπειρωτική Αποθηκευτική Ικανότητα (Mt CO2) 1343 459 145 34 360 2345 GESTCO PROJECT 27

Aποθηκευτική ικανότητα γεωλογικών σχηµατισµών στην Ελλάδα 3/4 Μεσοελληνική Αύλακα Βασαλτικές κλαστικές σειρές Η τριτογενής λεκάνη αποτελείται από πυκνές σειρές κροκαλοπαγών πετρωµάτων και ψαµµιτών οι οποίες εκτιµάται ότι παρέχουν τον απαραίτητο χώρο και στεγανότητα για αποθήκευση σηµαντικών ποσοτήτων CO2. Σηµαντικό πλήθος των τουρβιδικών ψαµµιτών έχουν ~ 15% πορώδες, που σε µερικά δείγµατα ανέρχεται σε 25%. Ενδιάµεσα στρώµατα αργιλικών σχιστολίθων παρέχουν δυνατότητα στεγανότητας. Κύριο Θέµα : Η γειτνίαση στους λιγνιτικούς σταθµούς Κοζάνης Πτολεµαΐδας. Η τριτογενής λεκάνη της Θεσσαλονίκης αποτελείται από πυκνές σειρές ιζηµατογενών πετρωµάτων µε επαρκή όγκο για την αποθήκευση µεγάλων ποσοτήτων CO2 από τις γειτνιάζουσες πηγές CO2 ( ιυλιστήρια, εργοστάσια λιπασµάτων και τσιµέντου) 28

Aποθηκευτική ικανότητα γεωλογικών σχηµατισµών στην Ελλάδα 4/4 Γεωτρήσεις στη λεκάνη της Φλώρινας Λεκάνη Πρίνου 29

Συµπεράσµατα Οι τεχνολογίες δέσµευσης CO 2 µπορούν να συµβάλουν στη µείωση του εκπεµπόµενου CO 2 στην ατµόσφαιρα από τον τοµέα της ηλεκτροπαραγωγής. Ωστόσο, η επίδραση των τεχνολογιών αυτών στη µείωση του βαθµού απόδοσης είναι υψηλή µε αποτέλεσµα, σε συνδυασµό µε το υψηλό κόστος εγκατάστασης, να οδηγούν σε αυξηµένο κόστος ηλεκτροπαραγωγής. Επιπλέον, µε την αγορά δικαιωµάτων εκποµπής CO 2 από την διαµορφούµενη αγορά εµπορίας CΟ 2, αναµένεται να επιβαρυνθεί το κόστος παραγωγής ενέργειας. Από την συγκριτική εξέταση των τεχνολογικών λύσεων προέκυψε ότι οι µονάδες εγχωρίου λιγνίτη µπορούν µε τις συνθήκες αυτές να παρέχουν κόστος kwh ανταγωνιστικό σε σχέση µε τις µονάδες φυσικού αερίου, οι οποίες παρουσιάζουν µεγαλύτερο ρίσκο λόγω διακύµανσης τιµών του καυσίµου. 30