Τεχνολογίες Αποθήκευσης Ενέργειας - Προκλήσεις και Προοπτικές

Σχήμα 2: Αρχή λειτουργίας της αντλησιοταμίευσης

Text reader Ready. 

Η εκτεταμένη αξιοποίηση των Ανανεώσιμων  Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) αποτελεί βασικό συστατικό στοιχείο της ευρωπαϊκής ενεργειακής και κλιματικής πολιτικής στην πορεία προς την κλιματική ουδετερότητα. Ωστόσο, όσο αυξάνεται το μερίδιο των ΑΠΕ και δεδομένου του στοχαστικού χαρακτήρα των πιο ώριμων τεχνολογιών αξιοποίησης της αιολικής και της ηλιακής ενέργειας, αυξάνεται και η ανάγκη για αποθήκευση, ώστε να υπάρχει εξισορρόπηση μεταξύ της προσφοράς και της ζήτησης της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ.  Για τον λόγο αυτό οι τεχνολογίες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας έχουν αποκτήσει κεντρική θέση τόσο στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα με ορίζοντα το 2030 όσο και στη Μακροχρόνια Στρατηγική της Ελλάδας για το 2050.

Στην έκθεση αυτή παρουσιάζονται τα βασικά χαρακτηριστικά και τα σχετικά πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα των κυριότερων τεχνολογιών αποθήκευσης ενέργειας. Έμφαση δίνεται στις δύο κυρίαρχες σήμερα τεχνολογίες αποθήκευσης, της αντλησιοταμίευσης και των συσσωρευτών (μπαταριών) αλλά και σε δύο αναδυόμενες τεχνολογίες, αυτή της θερμικής αποθήκευσης μέσω μετατροπής μονάδων καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα, καθώς και των τεχνολογιών υδρογόνου, οι οποίες αναμένεται να αποκτήσουν μεγαλύτερo μερίδιo στο μέλλον. Τέλος, γίνεται μια επισκόπηση των δυνατοτήτων χρηματοδότησης υποδομών αποθήκευσης ενέργειας από το νέο Πολυετές Δημοσιονομικό Πλαίσιο (ΠΔΠ) 2021-2027.  

Η αντλησιοταμίευση αποτελεί σήμερα την -με διαφορά- κυρίαρχη τεχνολογία αποθήκευσης παγκοσμίως. Τα κυριότερα πλεονεκτήματά της είναι τεχνολογική ωριμότητα, η ταχεία απόκριση στις μεταβολές του φορτίου και οι συγκριτικά υψηλοί βαθμοί απόδοσης που φτάνουν ως και το 80%. Ωστόσο, είναι δύσκολη και χρονοβόρος η εύρεση και η κατασκευή των δύο ταμιευτήρων που απαιτούνται σε συστήματα αντλησιοταμίευσης, ενώ παράλληλα συνοδεύεται από σημαντικές περιβαλλοντικές επιπτώσεις, όπως παρεμβάσεις σε ενδιαιτήματα ειδών – ειδικά υδάτινων οικοσυστημάτων, η αποψίλωση δασών και η αφαίρεση μεγάλης ποσότητας βλάστησης πριν την πλήρωση των ταμιευτήρων.

Η Τρέχουσα κατάσταση
• Κεντρικός Στόχος ΕΕ: Επίτευξη κλιματικής ουδετερότητας έως το 2050.
• Ρόλος ΑΠΕ: Κρίσιμος ρόλος των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) στον επίτευξη του στόχου.
• Τεχνολογίες ΑΠΕ: Αύξηση χρήσης αιολικών και ηλιακών τεχνολογιών.
• Ανάγκη Αποθήκευσης: Αυξανόμενη ανάγκη αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας για εξισορρόπηση προσφοράς/ζήτησης.
• Ρόλος Τεχνολογιών Αποθήκευσης: Ζωτικός ρόλος στην επίτευξη πλήρους απεξάρτησης από τον άνθρακα και υποστήριξη διάφορων τομέων.
• Συμβολή στην Πράσινη Συμφωνία: Συμβολή των τεχνολογιών αποθήκευσης στους στόχους της Ευρωπαϊκής Ένωσης για τη βιώσιμη ανάπτυξη.

Europe's largest energy storage facility begins operations in Belgium

Παγκόσμια αποθήκευση:
• 1363 έργα με συνολική δυναμικότητα 173,7 GW 1
• Η αποθήκευση ενέργειας με αντλησιοταμίευση κυριαρχεί με ποσοστό 97%, ακολουθούμενη από τη θερμική αποθήκευση και τις ηλεκτροχημικές τεχνολογίες
Ο οδικός χάρτης της χώρας για την ενεργειακή μετάβαση έως το 2030 περιλαμβάνει υψηλότερη διείσδυση ΑΠΕ και αποθήκευσης ενέργειας, αλλά και επέκταση των μηχανισμών στήριξης των επενδύσεων. 

Ειδικότερα, στο αναθεωρημένο ΕΣΕΚ προβλέπεται έως το τέλος της τρέχουσας δεκαετίας διείσδυση ΑΠΕ κατά:
• 44% στην τελική κατανάλωση ενέργειας (από 35% στο ισχύον ΕΣΕΚ του 2019)
• 79% στην ηλεκτροπαραγωγή (από 61%) και περίπου 95 % από το 2035 και μετά.
• 46% στους τομείς θέρμανσης – ψύξης (από 43%)
• 29% στις μεταφορές (από 19%)
• 5,3 GW μονάδων αποθήκευσης ενέργειας εκ των οποίων 3,1 GW μπαταρίες και 2,2 GW2


Η ανάγκη για ενεργειακή αποθήκευση
• Αποθήκευση Ενέργειας: Κρίσιμη για αποτελεσματική χρήση ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές.
• Σταθερότητα Δικτύου: Παρέχει σταθερότητα στο ενεργειακό δίκτυο.
• Υποστήριξη Ανανεώσιμων Πηγών: Στηρίζει την ένταξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας.
• Εφεδρική Ισχύ: Παρέχει εφεδρική ισχύ κατά τις διακοπές ρεύματος.
• Μείωση Εκπομπών Θερμοκηπίου: Συνεισφέρει στη μείωση εκπομπών θερμοκηπίου.
• Βιώσιμο Ενεργειακό Σύστημα: Συμβάλλει στην επίτευξη ενός βιώσιμου ενεργειακού συστήματος.
• Ομαλή Ενσωμάτωση Ανανεώσιμων Πηγών: Η αποθήκευση ενέργειας διευκολύνει την ομαλή ενσωμάτωση των ανανεώσιμων πηγών στο ηλεκτρικό δίκτυο.
• Μείωση Διακυμάνσεων: Μελέτες NREL και IEA 3 υπογραμμίζουν τον κρίσιμο ρόλο στη μείωση των διακυμάνσεων στην παραγωγή και κατανάλωση ενέργειας.
• Αύξηση Ενεργειακής Ασφάλειας: Συνεισφέρει στην αύξηση της ενεργειακής ασφάλειας.
• Εφεδρική Ισχύ κατά Διακοπές Ρεύματος: Παρέχει εφεδρική ισχύ κατά τις διακοπές ρεύματος.
• Κρίσιμο Στοιχείο για Βιώσιμα Ενεργειακά Συστήματα: Αναδεικνύεται ως κρίσιμο στοιχείο για τη δημιουργία βιώσιμων ενεργειακών συστημάτων.

Στα αυτόνομα συστήματα, όπως σε πολλά ελληνικά νησιά, η αιολική και η ηλιακή ενέργεια είναι οι πιο ελπιδοφόρες μέθοδοι για την ηλεκτροπαραγωγή, αλλά υπόκεινται σε διακυμάνσεις λόγω μη προβλέψιμων μετεωρολογικών δεδομένων. Η ενεργειακή αποθήκευση είναι κρίσιμη για την αντιμετώπιση ελλείψεων και την ενίσχυση της απόδοσης. Στα διασυνδεδεμένα στο δίκτυο συστήματα, η αποθήκευση αξιοποιείται για την αντιμετώπιση αιχμών ισχύος, ενισχύοντας τη συσχέτιση προσφοράς και ζήτησης.

Η τρέχουσα κατάσταση της Αποθήκευσης Ενέργειας στην Ελλάδα
• Σταθμοί Αντλησιοταμίευσης στην Ελλάδα: Δύο σταθμοί αντλησιοταμίευσης λειτουργούν στην ηπειρωτική Ελλάδα με συνολική δυναμικότητα 700MW.
• Μη Διασυνδεδεμένα Συστήματα σε Τήλο και Ικαρία: Στο μη διασυνδεδεμένο δίκτυο, υπάρχουν μικρότερα συστήματα στην Τήλο και την Ικαρία.
• Υβριδικό Σύστημα στην Τήλο (2018): Η Τήλος φιλοξενεί το πρώτο υβριδικό σύστημα ΑΠΕ στη Μεσόγειο από το 2018, συνδυάζοντας ανεμογεννήτρια 800KW, φωτοβολταϊκό σύστημα 160KW, και δύο μπαταρίες NaNiCl με αποθήκευση 2,8MWh.
• Υβριδικό Σύστημα στην Ικαρία (2019): Το 2019, εγκαταστάθηκε το υβριδικό σύστημα "Naeras" της ΔΕΗ Ανανεώσιμες στην Ικαρία, με τρεις ανεμογεννήτριες (2,55MW), δύο υδροηλεκτρικά συστήματα (1,05MW και 3,1MW) και αντλητική ικανότητα 3MW. 4
• Μελέτη ΕΜΠ (Μάιος 2020): Επικεφαλής ο καθηγητής Σ. Παπαθανασίου από το Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο (ΕΜΠ).

o Εκπονήθηκε για ΡΑΕ: Διερεύνησε βέλτιστες αναλογίες αποθηκευτικής ικανότητας για αποθήκευση ενέργειας με PHES και μπαταρίες μέσης-υψηλής χωρητικότητας, κατ' εντολή της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ).

o Στόχος 60% Διείσδυσης ΑΠΕ έως το 2030:

• Απαιτούμενη Αποθηκευτική Ικανότητα: 1,5-1,75GW
• Κατανομή Αποθήκευσης: 1-1,25GW σε PHES και 0,5GW σε μπαταρίες. 5

Διατάξεις Μεθόδων Ενεργειακής Αποθήκευσης
Έχουν αναπτυχθεί πολλές τεχνικές ενεργειακής αποθήκευσης, με βάση διάφορες μορφές ενέργειας. Η ηλεκτρική ενέργεια μπορεί να αποθηκευτεί στις εξής μορφές:
• Χημική μορφή (Μπαταρίες): Αποθήκευση ενέργειας μέσω χημικών διεργασιών.
• Μηχανική μορφή (Κινητική ενέργεια σε σφόνδυλο): Αποθήκευση ενέργειας ως κινητική ενέργεια σε περιστρεφόμενα αντικείμενα.
• Ηλεκτροστατικό πεδίο (Υπερπυκνωτές): Αποθήκευση ενέργειας μέσω διαφορετικών ηλεκτρικών φορτίων.
• Μαγνητικό πεδίο (Υπεραγώγιμο μαγνητικό σύστημα): Αποθήκευση ενέργειας μέσω μαγνητικού πεδίου.
• Πεπιεσμένος αέρας (Συστήματα αποθήκευσης ενέργειας συμπιεσμένου αέρα): Αποθήκευση ενέργειας με συμπίεση αέρα.
• Υδραυλική μορφή (Συστήματα αντλησιοταμίευσης): Αποθήκευση ενέργειας με υδραυλικές διεργασίες.
• Υδρογόνο (Κυψέλες καυσίμου):Αποθήκευση ενέργειας υδρογόνου.
• Θερμότητα: Αποθήκευση ενέργειας ως θερμότητα.

Οι τεχνολογίες αυτές διαφέρουν σημαντικά σε επίπεδο ανάπτυξης, αντικειμενικών κριτηρίων και οικονομικής αποδοτικότητας, καθιστώντας τη συγκριτική ανάλυσή τους προκλητική.

Διατάξεις Μεθόδων Ενεργειακής Αποθήκευσης 

Βραχυπρόθεσμη Αποθήκευση:
• Απορροφά ή προσφέρει ενέργεια για εξαιρετικά μικρό χρονικό διάστημα (μερικά λεπτά ή δευτερόλεπτα).
• Εφαρμογές περιλαμβάνουν τη συνεχή παροχή ευστάθειας λειτουργίας και ισχύος για τα Συστήματα Ηλεκτρικής Ενέργειας (Σ.Η.Ε.).

Μεσοπρόθεσμη Αποθήκευση:
• Χρησιμοποιείται για χρονικές περιόδους από λίγα λεπτά έως μερικές ώρες.
• Εφαρμογές περιλαμβάνουν τη διαχείριση ισχύος στους καταναλωτές, την αύξηση της παροχής εφεδρείας και τη διαχείριση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας.

Μακροπρόθεσμη Αποθήκευση:
• Χρησιμοποιείται για χρονικές περιόδους από αρκετές ώρες έως μήνες και εβδομάδες.
• Κυρίως αξιοποιείται για την ικανοποίηση της ζήτησης αιχμής ή την ομαλοποίηση της ζήτησης μεταξύ ωρών μη αιχμής και αιχμής. 6

Νίκος Μάντζαρης, Aναλυτής πολιτικής και συνιδρυτής, The Green Tank: Αναδυόμενες τεχνολογίες αποθή...

Κριτήρια επιλογής μεθόδων Αποθήκευσης Ενέργειας
• Κυρίαρχη Τεχνολογία: Η αντλησιοταμιευτική υδροηλεκτρική ενέργεια αποτελεί το μεγαλύτερο κομμάτι της εγκατεστημένης δυναμικότητας αποθήκευσης ενέργειας.
• Εξέλιξη σε Μπαταρίες Ιόντων Λιθίου: Οι πρόσφατες εγκαταστάσεις επικεντρώνονται κυρίως σε μπαταρίες, κυρίως ιόντων λιθίου.
• Ευρύ Φάσμα Εφαρμογών: Οι μπαταρίες έχουν ευρύ φάσμα εφαρμογών, όπως φαίνεται στο σχήμα 5.
• Εφαρμογές Ισχύος: Συστήματα αποθήκευσης στο κάτω μέρος του σχήματος χρησιμοποιούνται κυρίως για εφαρμογές ισχύος με ταχεία απόκριση και μικρή διάρκεια εκφόρτισης.
• Εφαρμογές Ενέργειας: Συστήματα στο ανώτερο τμήμα προτιμώνται για εφαρμογές ενέργειας, με δυνατότητα μεταφοράς μεγάλων ποσοτήτων ενέργειας σε διάφορα χρονικά διαστήματα. Σχήμα 6: Σύνοψη παραδοσιακών εφαρµογών που σχετίζονται µε το δίκτυο (χωρίς τις επιλογές των καταναλωτών) και τα συστήµατα αποθήκευσης που µπορούν να εξυπηρετήσουν αυτές τις εφαρµογές

Τα συστήματα αποθήκευσης με μπαταρίες έχουν ταχύτατες αποκρίσεις της τάξης των μερικών δεκάδων δευτερολέπτων και σημαντικά μεγαλύτερους βαθμούς απόδοσης από τις τεχνολογίες αντλησιοταμίευσης που φτάνουν έως και το 96% στην περίπτωση ορισμένων νεότερων μπαταριών ιόντων λιθίου. Οι μπαταρίες είναι σε θέση να προσφέρουν πληθώρα ενεργειακών υπηρεσιών, όπως η δυνατότητα επανεκκίνησης από ολική διακοπή  (black-start capability), η εξομάλυνση αιχμών (peak shaving), η ρύθμιση συχνότητας (frequency regulation), η αποθήκευση ενέργειας σε ώρες χαμηλής  ζήτησης και η απόδοση της σε ώρες υψηλής ζήτησης (load leveling), και η γρήγορη προσαρμογή της παροχής ενέργειας ανάλογα με τις αυξομειώσεις της ζήτησης. Η πρόοδος των σχετικών τεχνολογιών και η αυξημένη ζήτηση έχουν οδηγήσει σε εντυπωσιακή μείωση του κόστους τους της τάξης του 87% τη δεκαετία 2010-2019 με προοπτικές περαιτέρω μείωσης στα 61 $/KWh ως το 2030. Ένα άλλο σημαντικό συγκριτικό τους πλεονέκτημα είναι οι μικροί χρόνοι κατασκευής, όπως φαίνεται από το εμβληματικό παράδειγμα του συστήματος της Tesla στην Αυστραλία που κατασκευάστηκε σε λιγότερο από 100 μέρες. 

Introducing AirBattery energy storage

Ωστόσο μειονεκτήματα των μπαταριών αποτελούν ο μικρός χρόνος ζωής τους συγκριτικά με άλλες τεχνολογίες αποθήκευσης, η πεπερασμένη διαθεσιμότητα πρώτων υλών για την κατασκευή ορισμένων τύπων μπαταριών, όπως του λιθίου, αλλά και οι περιβαλλοντικές επιπτώσεις της απόρριψής τους μετά το πέρας του κύκλου ζωής τους, οι οποίες καθιστούν αναγκαία την ανάπτυξη συστημάτων για την ανακύκλωση και επανάχρησή τους. Επίσης οι μπαταρίες ιόντων λιθίου είναι γενικά ευαίσθητες και φθείρονται συγκριτικά πιο εύκολα κατά τη χρήση, ενώ αντιμετωπίζουν και προβλήματα ασφάλειας.

 

Το μεγάλο πλεονέκτημα μετατροπών μονάδων καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα σε μονάδες θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ είναι ότι αξιοποιούν τις υπό απόσυρση μονάδες καύσης και τις εκτεταμένες συνοδευτικές υποδομές τους διατηρώντας έτσι θέσεις εργασίας στη λιγνιτική βιομηχανία. Επίσης το μέσο θερμικής αποθήκευσης, τα άλατα ή οι ηφαιστειακές πέτρες είναι χαμηλού κόστους. Ειδικά τα τηγμένα άλατα είναι πολύ ανθεκτικά και μπορούν να χρησιμοποιηθούν για 35 συνεχή χρόνια φορτίσεων και αποφορτίσεων, ενώ μια εναλλακτική τους χρήση είναι ως συστατικά λιπασμάτων. Ένα επιπλέον σημαντικό πλεονέκτημα είναι η μικρή διάρκεια εγκατάστασης της τάξης των 18 μηνών, σε αντίθεση με τα συστήματα αντλησιοταμίευσης που απαιτούν πολύ μεγαλύτερους χρόνους εγκατάστασης, ειδικά όταν απαιτείται η κατασκευή νέων ταμιευτήρων.   

 

Από την άλλη μεριά, ο συνδυασμός των τεχνολογιών θερμικής αποθήκευσης με μονάδες καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα είναι καινούργιος, γεγονός που προφανώς συνοδεύεται από διάφορες τεχνικές προκλήσεις, οι οποίες σχετίζονται, κυρίως, με τη μεγάλη κλίμακα ισχύος των υφιστάμενων μονάδων καύσης. Επίσης ο συνολικός βαθμός απόδοσης τέτοιων συστημάτων είναι της τάξης του 40%-45%, σαφώς χαμηλότερος του βαθμού απόδοσης των δύο πιο διαδεδομένων τεχνολογιών αποθήκευσης, δηλαδή της αντλησιοταμίευσης και των συσσωρευτών. 

Τέλος, παρά τις μεγάλες προοπτικές που έχει το πράσινο υδρογόνο να συμβάλλει στην απανθρακοποίηση πολλών τομέων της οικονομίας, σήμερα μόλις το 1% του παραγόμενου υδρογόνου προέρχεται από ΑΠΕ, κυρίως λόγω του υψηλού κόστους παραγωγής του. H παραγωγή της υπόλοιπης ποσότητας βασίζεται σε ορυκτό αέριο και λιθάνθρακα ή λιγνίτη και επομένως συνοδεύεται από σημαντικές εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα. Επιπλέον, η χρήση του υδρογόνου στις μεταφορές, τα κτίρια και την ηλεκτροπαραγωγή είναι εξαιρετικά περιορισμένη σήμερα. Ο κύριος χρήστης υδρογόνου είναι η βιομηχανία (διυλιστήρια, παραγωγή θερμότητας υψηλής θερμοκρασίας, παραγωγή αμμωνίας & μεθανόλης και διεργασία παραγωγής χάλυβα), χωρίς ωστόσο να μειώνεται σημαντικά το ανθρακικό αποτύπωμα των διεργασιών αυτών, καθώς το χρησιμοποιούμενο υδρογόνο παράγεται από ορυκτά καύσιμα. 

Για να αποκτήσει το υδρογόνο τον καθοριστικό ρόλο που του προσδίδεται στην απανθρακοποίηση της ευρωπαϊκής οικονομίας απαιτούνται μακροπρόθεσμες πολιτικές οι οποίες θα τονώσουν τη ζήτηση σε πολλαπλές εφαρμογές ταυτόχρονα, ενώ παράλληλα θα στηρίξουν την έρευνα & ανάπτυξη (R&D) έτσι ώστε η παραγωγή «πράσινου» υδρογόνου να καταστεί οικονομικά ανταγωνιστική.

Εισαγωγή
Η επίτευξη της κλιματικής ουδετερότητας ως το 2050 αποτελεί κεντρικό στόχο της Ευρωπαϊκής Ένωσης, ο οποίος αποτυπώνεται στον νέο ευρωπαϊκό κλιματικό νόμο και θα υλοποιηθεί μέσα από την Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία. 

 

Η εκτεταμένη αξιοποίηση των Ανανεώσιμων  Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) αποτελεί βασικό συστατικό στοιχείο της ευρωπαϊκής ενεργειακής και κλιματικής πολιτικής στην πορεία προς την κλιματική ουδετερότητα. Ωστόσο, όσο αυξάνεται το  μερίδιο των ΑΠΕ και δεδομένου του στοχαστικού χαρακτήρα των πιο ώριμων τεχνολογιών αξιοποίησης της αιολικής και της ηλιακής ενέργειας, αυξάνεται και η ανάγκη για αποθήκευση, ώστε να υπάρχει εξισορρόπηση μεταξύ της προσφοράς και της ζήτησης της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ.  Παρέχοντας αυτές τις αναγκαίες υπηρεσίες για χρονικά διαστήματα που κυμαίνονται από λίγες ώρες έως μήνες ή και ολόκληρες εποχές, οι τεχνολογίες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας μπορούν να στηρίξουν την πλήρη απανθρακοποίηση του ηλεκτρισμού αλλά και άλλων τομέων της οικονομίας. 

Σχήμα 1: Παγκόσμια αποθηκευτική ισχύς ανά τεχνολογία

Σύμφωνα με τα πλέον πρόσφατα στοιχεία της βάσης δεδομένων του Υπουργείου Ενέργειας των ΗΠΑ¹, υπάρχουν παγκοσμίως 1363 έργα αποθήκευσης ενέργειας σε λειτουργία με συνολική ισχύ 173,7 GW. Η αντλησιοταμίευση αποτελεί με διαφορά την πιο διαδεδομένη τεχνολογία αποθήκευσης, καθώς κατέχει μερίδιο 97% της συνολικής, παγκόσμιας αποθηκευτικής ισχύος με 167,8 GW. Οι τεχνολογίες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με τη μορφή θερμότητας (θερμική αποθήκευση) βρίσκονται στη δεύτερη θέση με μερίδιο μόλις 1,4% ή 2,4 GW, ενώ στην τρίτη θέση βρίσκονται οι διάφορες τεχνολογίες ηλεκτροχημικής αποθήκευσης σε συσσωρευτές (μπαταρίες) με μερίδιο 1% και 1,79GW. Επίσης υπάρχουν 1,66 GW συστημάτων ηλεκτρομηχανικής αποθήκευσης συμπεριλαμβανομένων των συστημάτων πεπιεσμένου αέρα, που αντιστοιχούν σε μερίδιο 0,95% της παγκόσμιας αποθηκευτικής ισχύος, ενώ πρόσφατα ξεκίνησαν να λειτουργούν και τα πρώτα 9 έργα αποθήκευσης ενέργειας με τεχνολογίες υδρογόνου (Σχήμα 1)¹. 

 

Στο ηπειρωτικό δίκτυο της Ελλάδας υπάρχουν σήμερα μόνο δύο αντλησιοταμιευτικοί σταθμοί, στον Θησαυρό (Δράμα) και τη Σφηκιά (Ημαθία) συνολικής ισχύος 699 MW. Στο μη διασυνδεδεμένο δίκτυο υπάρχουν δύο πολύ μικρότερα συστήματα αποθήκευσης. Συγκεκριμένα, το 2018 τέθηκε σε λειτουργία στο νησί της Τήλου το πρώτο υβριδικό σύστημα ΑΠΕ στη Μεσόγειο αποτελούμενο από μία μικρή ανεμογεννήτρια ισχύος 800 KW, ένα μικρό φωτοβολταϊκό ισχύος 160 KW και δύο πρότυπους συσσωρευτές NaNiCl2 με αποθηκευτική ικανότητα 2,8 MWh, ενώ στην Ικαρία το 2019 τέθηκε σε λειτουργία το υβριδικό σύστημα της ΔΕΗ Ανανεώσιμες «Ναέρας» που αποτελείται από 3 ανεμογεννήτριες συνολικής ισχύος 2,7 MW, δύο μικρά υδροηλεκτρικά συστήματα 1,05 MW και 3,1 MW και συνολική αντλητική ισχύ 3 MW. 

 

Το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) που κατατέθηκε στην Ευρωπαϊκή Επιτροπή τον Δεκέμβριο του 2019 προβλέπει την κατασκευή νέων αντλησιοταμιευτικών συστημάτων συνολικής ισχύος περίπου 700 MW ως το 2025, για την υποστήριξη της διείσδυσης των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ηλεκτρισμού σε ποσοστό 61% ως το 2030. Η ενέργεια που προβλέπεται από το ΕΣΕΚ ότι θα διακινείται συνολικά σε συστήματα αποθήκευσης το έτος 2030, συμπεριλαμβανομένων και μικρών αποκεντρωμένων συστημάτων συσσωρευτών, υπολογίζεται ότι μπορεί να ανέλθει μέχρι και σε 2,2 TWh. 

 

Τον Μάιο του 2020, το εργαστήριο του καθηγητή ΕΜΠ Σ. Παπαθανασίου ολοκλήρωσε μελέτη για λογαριασμό της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ), η οποία υπολόγισε την αναλογία αποθηκευτικής ισχύος αντλησιοταμίευσης και συσσωρευτών μέσης και μεγάλης ισχύος που θα είναι σε θέση να επιτύχει τους στόχους του ΕΣΕΚ και παράλληλα να οδηγήσει στα μέγιστα δυνατά οικονομικά οφέλη για το σύστημα. Κεντρικό εύρημα της μελέτης είναι ότι για την επίτευξη διείσδυσης ΑΠΕ κατά 60% ως το 2030 απαιτείται νέα αποθηκευτική ισχύς της τάξης των 1,5-1,75 GW, ενώ η μεγιστοποίηση του οφέλους για το σύστημα επιτυγχάνεται με την αναλογία 1-1,25 GW αντλησιοταμιευτικών και 0,5 GW μπαταριών. 

 

Οι στόχοι αυτοί για την αποθήκευση ενέργειας θα πρέπει να αναθεωρηθούν προς τα πάνω όπως και ολόκληρο το ΕΣΕΚ, καθώς αυτό στηρίζεται στον προηγούμενο κλιματικό στόχο της ΕΕ για μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου κατά 40% το 2030 σε σχέση με τα επίπεδα του 1990.  Ωστόσο η Ευρωπαϊκή Ένωση θέτει πλέον ένα νέο, πιο φιλόδοξο στόχο μείωσης εκπομπών κατά τουλάχιστον 55% το 2030. Η επίτευξή του θα απαιτήσει πολύ μεγαλύτερη συμμετοχή των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή, πράγμα που με τη σειρά του θα αυξήσει και τις ανάγκες αποθήκευσης ενέργειας. Η εφαρμογή των σεναρίων που καταστρώθηκαν και αναλύθηκαν στη σχετική μελέτη επιπτώσεων (impact assessment) στην περίπτωση της Ελλάδας, έδειξε ότι για να καταστεί η χώρα συμβατή με τον πανευρωπαϊκό κλιματικό στόχο μείωσης εκπομπών κατά 55% το 2030, το αντίστοιχο μερίδιο των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας θα πρέπει να κυμανθεί μεταξύ 83% και 88%, δηλαδή 22 με 27 ποσοστιαίες μονάδες περισσότερο από τον υφιστάμενο στόχο του 61% στο υφιστάμενο ΕΣΕΚ. Αυτού του επιπέδου οι διεισδύσεις ΑΠΕ θα απαιτήσουν και σημαντική αύξηση της αποθηκευτικής ισχύος ως το 2030 που εκτιμάται ότι πρέπει να ξεπεράσει τα 3 GW συνδυάζοντας μάλιστα διαφορετικές τεχνολογίες αποθήκευσης, συμπεριλαμβανομένων και τεχνολογιών πράσινου υδρογόνου.    

 

Οι τεχνολογίες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας έχουν επίσης κεντρική θέση και στη Μακροχρόνια Στρατηγική της Ελλάδας για το 2050. Στα δύο σενάρια που προσεγγίζουν την κλιματική ουδετερότητα στα μέσα του αιώνα (95% μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου το 2050 σε σχέση με το 1990) η αποθηκευτική ισχύς το 2050 κυμαίνεται μεταξύ 8,5 και 28,1 GW, ενώ η αντίστοιχη ποσότητα αποθηκευμένης ηλεκτρικής ενέργειας κυμαίνεται μεταξύ 22,4 TWh και 42,4 TWh ετησίως. 

 

Από τα παραπάνω γίνεται φανερό ότι οι τεχνολογίες αποθήκευσης ενέργειας θα αποκτήσουν έναν ρόλο αυξημένης σημασίας στο ενεργειακό σύστημα της Ευρώπης αλλά και της Ελλάδας ειδικότερα, στον δρόμο για την επίτευξη του κεντρικού στόχου της κλιματικής ουδετερότητας. Κατά συνέπεια η κατανόηση των κύριων τεχνολογιών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και των σχετικών τους πλεονεκτημάτων και μειονεκτημάτων αποκτά ιδιαίτερη σημασία. 

 

Στη συνέχεια θα παρουσιάσουμε τα βασικά χαρακτηριστικά των δύο κυρίαρχων σήμερα τεχνολογιών αποθήκευσης, της αντλησιοταμίευσης και των συσσωρευτών (μπαταριών) αλλά και δύο αναδυόμενων τεχνολογιών, της θερμικής αποθήκευσης και των τεχνολογιών υδρογόνου οι οποίες αναμένεται να αποκτήσουν μεγαλύτερα μερίδια στο μέλλον. Τέλος, γίνεται μια επισκόπηση των δυνατοτήτων χρηματοδότησης υποδομών αποθήκευσης ενέργειας από το επόμενο Εθνικό Στρατηγικό Πλαίσιο Αναφοράς (ΕΣΠΑ) 2021-2027.

The Huge, Weird Batteries of the Future

Αντλησιοταμίευση Βασικά χαρακτηριστικά και μεγέθη

Η τεχνολογία της αντλησιοταμίευσης πρωτοεμφανίσθηκε στη δεκαετία του 1890 στην Ιταλία και την Ελβετία, ενώ το 1930 ακολούθησε η ανάπτυξη των πρώτων αναστρέψιμων υδροστροβίλων, οι οποίοι μπορούν να λειτουργούν τόσο ως στρόβιλοι παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας όσο και ως αντλίες για την αποθήκευσή της. Οι αναστρέψιμοι υδροστρόβιλοι συνέβαλαν καθοριστικά στην περαιτέρω εξάπλωση της τεχνολογίας που έλαβε χώρα κυρίως στις ΗΠΑ και την Ιαπωνία, λόγω της αυξημένης ανάγκης για διαχείριση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από πυρηνικούς σταθμούς. Στην Ελλάδα, οι δύο υφιστάμενοι αντλησιοταμιευτικοί σταθμοί του Θησαυρού και της Σφηκιάς κατασκευάστηκαν κυρίως για να αποθηκεύουν ηλεκτρική ενέργεια που παραγόταν από τις λιγνιτικές μονάδες, όταν ο λιγνίτης είχε κυρίαρχο μερίδιο στην κάλυψη της ζήτησης σε ηλεκτρική ενέργεια στο διασυνδεδεμένο δίκτυο.   

 

H αντλησιοταμίευση αποτελεί την πιο ώριμη τεχνολογία αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας καθώς υπάρχουν 325 τέτοια συστήματα σε λειτουργία παγκοσμίως με συνολική ισχύ 167,8 GW που αποτελούν το 97% των 173,7 GW της συνολικής αποθηκευτικής ισχύος. Περισσότερο από τα τρία τέταρτα της παγκόσμιας αντλησιοταμιευτικής ισχύος είναι εγκατεστημένα σε δέκα χώρες, με μόνο τρεις – Κίνα (31,4 GW), Ιαπωνία (27,4 GW), ΗΠΑ (22,6 GW)- να κατέχουν σχεδόν τη μισή (48,5%) από αυτήν την ισχύ. Η Ισπανία είναι το Κράτος-Μέλος με τη μεγαλύτερη  αντλησιοταμιευτική ισχύ στην ΕΕ-27 και 4^η στον κόσμο (8 GW) ακολουθούμενη από την Ιταλία (7,1GW) και τη Γερμανία (6,5GW) (βλ. Πίνακα 1). 

 

Πίνακας 1: Οι 10 χώρες με τη μεγαλύτερη αντλησιοταμιευτική ισχύ

Χώρα	Iσχύς (GW)
Κίνα	31,40
Ιαπωνία	27,42
ΗΠΑ	22,56
Ισπανία	8,00
Ιταλία	7,07
Ινδία	6,77
Γερμανία	6,53
Ελβετία	6,43
Γαλλία	5,81
Κορέα	4,70

 

Το μεγαλύτερο σύστημα αντλησιοταμίευσης στον κόσμο βρίσκεται στο Bath County των ΗΠΑ και έχει αντλητική ισχύ μεγαλύτερη από 3 GW, ενώ έχει ανακοινωθεί στον Καναδά η κατασκευή ενός ακόμα μεγαλύτερου, ισχύος 4 GW. Στη δεύτερη και τρίτη θέση βρίσκονται δύο συστήματα στην Κίνα με ισχύ 2,45 GW και 2,4 GW αντίστοιχα, ενώ  το μεγαλύτερο σύστημα αντλησιοταμίευσης στην ΕΕ-27 βρίσκεται στην Ισπανία και έχει ισχύ 2 GW (βλ. Πίνακα 2).  

 

Πίνακας 2: Τα 10 μεγαλύτερα αντλησιοταμιευτικά συστήματα στον κόσμο

Έργο	Χώρα	Ισχύς (GW)
Bath County	ΗΠΑ	3,003
Huizhou	Κίνα	2,448
Guangzhou	Κίνα	2,400
Dniester	Ουκρανία	2,268
La Muela	Ισπανία	2,000
Okutataragi	Ιαπωνία	1,932
Kannagawa	Ιαπωνία	1,880
Ludington	ΗΠΑ	1,872
Tianhuangping	Κίνα	1,836
Grand Maison Dam	Γαλλία	1,820

 

Η αρχή λειτουργίας της αντλησιοταμίευσης (βλ. Σχήμα 2) βασίζεται στη μετατροπή της ηλεκτρικής ενέργειας σε δυναμική κατά το στάδιο της αποθήκευσης ενέργειας ή «φόρτισης» και στη μετατροπή της πάλι σε ηλεκτρική κατά το στάδιο της παραγωγής ή «αποφόρτισης». Η αποθήκευση ενέργειας πραγματοποιείται μέσω άντλησης νερού και η παραγωγή μέσω κατάθλιψής του σε μονάδες υδροστροβίλων. Το σύστημα αποτελείται από δύο ταμιευτήρες με ικανή υψομετρική διαφορά, τον άνω και τoν κάτω, καθώς και κατάλληλο κύκλωμα αγωγών για την κυκλοφορία του νερού. Σε διάφορες εκδοχές του συστήματος είναι δυνατή η χρήση ενός και μόνο αγωγού σε συνδυασμό με χρήση αναστρέψιμου υδροστροβίλου καθώς και βοηθητικού αντλιοστασίου με δεύτερο αγωγό, ενώ έχει δοκιμαστεί και η αξιοποίηση της θάλασσας ως κάτω ταμιευτήρα, όπως συμβαίνει στην περίπτωση του αντλησιοταμιευτικού σταθμού του Rance Tidal στη Γαλλία, που είναι και ο πρώτος του είδους

 

Χαρακτηριστικά μεγέθη ενός αντλησιοταμιευτικού συστήματος είναι ο διαθέσιμος όγκος αποταμίευσης που σε συνδυασμό με την εκμεταλλεύσιμη υψομετρική διαφορά καθορίζουν την αποθηκευτική ικανότητα. Ο συνολικός βαθμός απόδοσης αντλησιοταμιευτικών συστημάτων φτάνει έως και 80% καθώς σε ένα πλήρη κύκλο λειτουργίας προκύπτουν απώλειες ενέργειας τόσο κατά την άντληση όσο και κατά τη φάση της παραγωγής (υδροστρόβιλοι-γεννήτριες), ενώ για μεγάλης διάρκειας περίοδο αποθήκευσης αποκτούν σημασία και οι απώλειες εξάτμισης του νερού από τον ταμιευτήρα. 


Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα
Σημαντικό πλεονέκτημα των μονάδων αντλησιοταμίευσης είναι η ταχεία απόκριση και η σχεδόν άμεση προσαρμογή στις μεταβολές του φορτίου. Χαρακτηριστικά αναφέρεται πως ο σταθμός αντλησιοταμίευσης του Dinorwig στη βόρεια Ουαλία έχει τη δυνατότητα ανάληψης φορτίου ~1.7GW σε λιγότερο από 16 δευτερόλεπτα, σε αντίθεση με τα χαμηλά επίπεδα ευελιξίας που έχουν να επιδείξουν οι συμβατικοί θερμικοί σταθμοί και ιδιαίτερα αυτοί πυρηνικής και λιγνιτικής βάσης, οπότε οι αντίστοιχοι χρόνοι αυξάνουν σημαντικά (40 ώρες για πυρηνικούς και 6-10 ώρες και λιγνιτικούς σταθμούς για θερμή και ψυχρή εφεδρεία αντίστοιχα).  

 

Ένα βασικό μειονέκτημα της αντλησιοταμίευσης είναι η δυσκολία εύρεσης περιοχών για την κατασκευή των δύο ταμιευτήρων και του ενός ή δύο φραγμάτων που απαιτούνται. Επιπλέον, τόσο η εύρεση όσο και η κατασκευή των ταμιευτήρων αυτών είναι ιδιαίτερα χρονοβόρος διαδικασία που συχνά φτάνει τα 10 χρόνια, έχει υψηλό κόστος και συνήθως συνοδεύεται από σημαντικές περιβαλλοντικές επιπτώσεις όπως παρεμβάσεις σε ενδιαιτήματα ειδών – ειδικά υδάτινων οικοσυστημάτων, η αποψίλωση δασών και η αφαίρεση μεγάλης ποσότητας βλάστησης πριν την πλήρωση των ταμιευτήρων. 

 

Πολλά από αυτά τα μειονεκτήματα αμβλύνονται όταν τα αντλησιοταμιευτικά συστήματα αξιοποιούν ταμιευτήρες υφιστάμενων υδροηλεκτρικών φραγμάτων. Τέτοιου είδους μετατροπές ζευγών υδροηλεκτρικών φραγμάτων σε συστήματα αποθήκευσης ενέργειας με αντλησιοταμίευση συνίστανται σε έργα διαμόρφωσης αγωγών άντλησης και εγκατάστασης των απαιτούμενων αντλητικών συστημάτων. Επομένως έχουν χαμηλότερο κόστος, κατασκευάζονται γρηγορότερα και έχουν σαφώς ηπιότερες, πρόσθετες επιπτώσεις στο περιβάλλον.

 

Στην περίπτωση της Ελλάδας και σύμφωνα με τα αποτελέσματα μελέτης για τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας, προσδιορίστηκαν επτά τέτοια ζεύγη υφιστάμενων υδροηλεκτρικών σταθμών της ΔΕΗ που με μικρές παρεμβάσεις μπορούν να μετατραπούν σε σταθμούς αντλησιοταμίευσης. Το μοναδιαίο κόστος εγκατάστασης για συνολική επιπλέον αντλητική ισχύ της τάξης των 400ΜW έχει εκτιμηθεί στα επίπεδα των 520€/kW. Μάλιστα τα αποτελέσματα της μελέτης αυτής αξιοποιήθηκαν σε έκθεση του WWF Ελλάς που διερεύνησε εναλλακτικές λύσεις στην κατασκευή της νέας λιγνιτικής μονάδας «Πτολεμαΐδα 5». Συγκεκριμένα, η έκθεση έδειξε ότι υπάρχουν υβριδικοί συνδυασμοί αιολικών, φωτοβολταϊκών και τμήματος αυτής της επιπλέον αντλητικής ισχύος που θα προκύψει από μετατροπή των υφιστάμενων ζευγών υδροηλεκτρικών, οι οποίοι είναι σε θέση να καλύψουν το φορτίο βάσης της νέας λιγνιτικής μονάδας κάθε ώρα του χρόνου και μάλιστα με σημαντικά χαμηλότερο σταθμισμένο κόστος ενέργειας (LCOE). 

Συσσωρευτές Βασικά χαρακτηριστικά και μεγέθη
Ο πρώτος συσσωρευτής (μπαταρία) στον κόσμο ήταν το δοχείο Leyden (Leyden jar) που αποθηκεύει ηλεκτρικό φορτίο υψηλής τάσης από μια εξωτερική πηγή μεταξύ ηλεκτρικών αγωγών στο εσωτερικό και το εξωτερικό ενός γυάλινου δοχείου. Η ανακάλυψη έγινε ανεξάρτητα από τον Γερμανό κληρικό Ewald Georg von Kleist στις 11 Οκτωβρίου 1745 και από τον Ολλανδό φυσικό Pieter van Musschenbroek του Πανεπιστημίου του Leiden (Leyden) μεταξύ 1745 και 1746. Η ανακάλυψη πήρε το όνομα της πόλης. Την πρώτη ηλεκτροχημική μπαταρία κατασκεύασε o Ιταλός φυσικός Αλεσάντρο Βόλτα το 1800. Αυτή ήταν μια στοίβα από δίσκους χαλκού και ψευδαργύρου που χωρίζονταν από δίσκους χαρτιού εμποτισμένους σε άλμη, και μπορούσαν να παράγουν ένα σταθερό ρεύμα για σημαντικό χρονικό διάστημα. Ωστόσο η πρώτη μπαταρία ευρείας χρήσης ήταν το κελί Daniell που ανακαλύφθηκε το 1836 από τον Βρετανό χημικό John Frederic Daniell. Έκτοτε η τεχνολογία των μπαταριών γνώρισε μεγάλη πρόοδο και ευρύτατη χρήση σε πολλές εφαρμογές. 

 

Η αρχή λειτουργίας της μπαταρίας συνίσταται στη δημιουργία διαφοράς δυναμικού (τάσης) ανάμεσα σε δύο διαφορετικά στοιχεία (ηλεκτρόδια) όταν αυτά βρίσκονται σε ένα διάλυμα ηλεκτρολύτη. Μία μπαταρία αποτελείται από ένα ή περισσότερα ηλεκτροχημικά στοιχεία τα οποία μετατρέπουν τη χημική ενέργεια που περιέχεται στα υλικά της μπαταρίας σε ηλεκτρική ενέργεια μέσω οξειδο-αναγωγικών αντιδράσεων. 

 

Τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά των διαφορετικών κατηγοριών μπαταριών είναι η ενεργειακή τους πυκνότητα (energy density), η τάση εξόδου (cell voltage), η μέγιστη ένταση ρεύματος που μπορεί να αποδώσει μια μπαταρία (peak current), ο ρυθμός αυτό-αποφόρτισης (self discharge), o χρόνος που απαιτείται για τη φόρτιση (charging time), o αριθμός των κύκλων φόρτισης-εκφόρτισης προτού η μπαταρία χάσει ένα σημαντικό τμήμα της ονομαστικής της ισχύος, και το εύρος θερμοκρασιών μέσα στο οποίο μπορεί να λειτουργεί η μπαταρία με ασφάλεια. 

 

Ένα σχηματικό διάγραμμα της λειτουργίας ενός συστήματος αποθήκευσης ενέργειας με μπαταρίες απεικονίζεται στο Σχήμα 3. Ένα κελί μπαταρίας αποτελείται από δύο αντίθετα φορτισμένα ηλεκτρόδια – την άνοδο και την κάθοδο. Αυτά τα ηλεκτρόδια βυθίζονται σε έναν ηλεκτρολύτη, ο οποίος μπορεί να είναι σε υγρή, στερεή ή ιξώδη κατάσταση. Κατά τη διάρκεια της φάσης εκφόρτισης (discharging), λαμβάνει χώρα ηλεκτροχημική αντίδραση και το μέταλλο στην άνοδο διαλύεται στον ηλεκτρολύτη με τη μορφή ανιόντων, αφήνοντας πίσω ηλεκτρόνια στην άνοδο. Αυτά τα ηλεκτρόνια ταξιδεύουν από την άνοδο προς την κάθοδο μέσω του εξωτερικού κυκλώματος. Το ρεύμα παράγεται λόγω της ροής ηλεκτρονίων. Κατά τη διάρκεια της φάσης φόρτισης (charging), τα ηλεκτρόνια κινούνται στην αντίθετη κατεύθυνση, δηλαδή, από την κάθοδο προς την άνοδο. Η τάση που παράγεται από ένα μόνο κελί δεν είναι αρκετή για να ικανοποιήσει τις απαιτήσεις των περισσότερων εφαρμογών. Για αυτόν τον λόγο, πολλά κελιά συνδέονται σε σειρά για να παράγουν την επιθυμητή τάση εξόδου.

Σχήμα 3: Αρχή λειτουργίας συστήματος αποθήκευσης ενέργειας μπαταρίας

Σύμφωνα με τη βάση δεδομένων του Υπουργείου Ενέργειας των Η.Π.Α, σήμερα υπάρχουν 768 συστήματα συσσωρευτών μεγάλης κλίμακας σε λειτουργία παγκοσμίως με συνολική αποθηκευτική ισχύ 1,79 GW, κατατάσσοντας τις τεχνολογίες αυτές στην τρίτη θέση μεταξύ των τεχνολογιών αποθήκευσης μετά την αντλησιοταμίευση (168 GW) και τη θερμική αποθήκευση (2,44 GW). Τη μερίδα του λέοντος ανάμεσα στις επιμέρους τεχνολογίες συσσωρευτών που διαφέρουν μεταξύ τους ως προς τη χημεία, έχουν οι μπαταρίες ιόντων λιθίου (Lithium ion) με ποσοστό 74%, ενώ στη δεύτερη θέση και σε μεγάλη απόσταση βρίσκονται οι μπαταρίες με βάση το νάτριο (sodium based) με 8,5%¹. 

 

Από το 2017, το μεγαλύτερο σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με μπαταρίες στον κόσμο είναι ο σταθμός  Hornsdale Power Reserve στην Αυστραλία που κατασκευάστηκε σε λιγότερο από 100 ημέρες από την Tesla²¹ και βρίσκεται δίπλα στο ομώνυμο αιολικό πάρκο. Η συνολική ισχύς του είναι 100 MW με αποθηκευτική ικανότητα 129 MWh και συμβάλλει στην αποφυγή διακοπών ρεύματος λόγω υπερφόρτωσης του δικτύου (load-shedding blackouts), ενώ παρέχει ευστάθεια στο δίκτυο σε περίπτωση απότομης πτώσης της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από το αιολικό πάρκο ή άλλα προβλήματα δικτύου. 

 

Παρά τη συγκριτικά μικρή σημερινή τους ισχύ, οι προοπτικές αύξησης της διείσδυσης των τεχνολογιών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σε μπαταρίες είναι πολύ μεγάλες, λόγω της προόδου της τεχνολογίας και της  αλματώδους μείωσης του κόστους. Σύμφωνα με το Bloomberg New Energy Foundation (BNEF) το κόστος των μπαταριών έπεσε κατά 86,8% την τελευταία δεκαετία, από 1183$/KWh το 2010 σε 156 $/KWh το 2019 (βλ. Σχήμα 4). Η εντυπωσιακή αυτή μείωση οφείλεται στην αύξηση του μεγέθους των μπαταριών που παράγονται, τη μεγάλη αύξηση των πωλήσεων ηλεκτρικών αυτοκινήτων (Battery Electric Vehicles – BEV) και την αυξανόμενη διείσδυση των καθόδων υψηλής ενεργειακής πυκνότητας. 

 

Η ίδια εταιρία ερευνών προβλέπει ότι το 2024, και καθώς η ζήτηση θα ξεπεράσει τις 2 TWh, το κόστος των μπαταριών θα πέσει κάτω από 100 $/KWh, ενώ το 2030 θα φτάσει στα 61$/KWh. Το δε μέγεθος της αγοράς των μπαταριών προβλέπεται να πενταπλασιαστεί μεταξύ 2019 και 2030 φτάνοντας τα $116 δις ετησίως με αποτέλεσμα η συνολική εγκατεστημένη ισχύς μπαταριών παγκοσμίως μαζί με αυτή των ηλεκτρικών οχημάτων να προβλέπεται να εκτοξευτεί από τα 9 GWτο 2018 στα 1095 GW to 2040. Καθοριστικοί παράγοντες για τη συνέχιση της πτωτικής πορείας του κόστους και της αυξητικής τάσης στη διείσδυση των μπαταριών, είναι η αύξηση της ενεργειακής πυκνότητας που επιτρέπει την πιο αποδοτική χρήση υλικών, οι νέες τεχνολογίες πυριτίου και λιθίου για την κατασκευή ανόδων και τα νέα υλικά για καθόδους.

Σχήμα 4: Κόστος μπαταριών την περίοδο 2010-2019 και προβλέψεις για το 2024 και το 203022.

Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα
Από τα πιο σημαντικά πλεονεκτήματα των συστημάτων αποθήκευσης με μπαταρίες είναι ότι έχουν ταχύτατες αποκρίσεις της τάξης των μερικών δεκάδων δευτερολέπτων καθώς δεν έχουν μηχανικά μέρη. Επίσης μπορεί να έχουν σημαντικά μεγαλύτερους βαθμούς απόδοσης από τις τεχνολογίες αντλησιοταμίευσης που φτάνουν έως και το 96% στην περίπτωση ορισμένων νεότερων μπαταριών ιόντων λιθίου. Ένα άλλο σημαντικό συγκριτικό τους πλεονέκτημα είναι οι μικροί χρόνοι κατασκευής, όπως άλλωστε φαίνεται από το εμβληματικό παράδειγμα του συστήματος της Tesla στην Αυστραλία. Επιπλέον οι μπαταρίες είναι σε θέση να προσφέρουν πληθώρα υπηρεσιών, όπως η δυνατότητα επανεκκίνησης από ολική διακοπή (black-start capability), η εξομάλυνση αιχμών (peak shaving), η ρύθμιση συχνότητας (frequency regulation), η αποθήκευση ενέργειας σε ώρες χαμηλής  ζήτησης και η απόδοση της σε ώρες υψηλής ζήτησης (load leveling), και η γρήγορη προσαρμογή της παροχής ενέργειας ανάλογα με τις αυξομειώσεις της ζήτησης (load following). Ειδικά οι μπαταρίες ιόντων λιθίου που κυριαρχούν σήμερα στην αγορά, έχουν υψηλή ενεργειακή πυκνότητα, πολύ χαμηλότερο ρυθμό αυτο-αποφόρτισης (selfdischarge) συγκριτικά με μπαταρίες άλλων τεχνολογιών, και χαμηλό κόστος συντήρησης.    

 

Ωστόσο μειονέκτημα των μπαταριών είναι ο μικρός χρόνος ζωής συγκριτικά με άλλες τεχνολογίες αποθήκευσης, καθώς χάνουν σημαντικό τμήμα της ονομαστικής τους ισχύος μετά από σχετικά μικρό αριθμό κύκλων φορτίσεων-αποφορτίσεων. Επιπλέον, τόσο η πεπερασμένη διαθεσιμότητα πρώτων υλών για την κατασκευή ορισμένων τύπων μπαταριών όπως του λιθίου αλλά και οι περιβαλλοντικές επιπτώσεις της απόρριψής τους μετά το πέρας του κύκλου ζωής τους καθιστούν αναγκαία την ανάπτυξη της ανακύκλωσης και της επανάχρησής τους. Αναλυτές της βιομηχανίας εκτιμούν ότι ως το 2030 θα υπάρχουν 2 εκατομμύρια μετρικοί τόνοι μπαταριών λιθίου στο τέλος της ζωής τους. Την ίδια στιγμή εκτιμάται ότι σήμερα μόλις το 23% των μπαταριών λιθίου ανακυκλώνεται στη Αυστραλία και λιγότερο από 5% στην Ευρώπη και τις ΗΠΑ. Η πρόοδος της ανακύκλωσης από την οποία συναρτάται η συνολική πρόοδος στην αύξηση της χρήσης τους απαιτεί την υπέρβαση τεχνικών περιορισμών, οικονομικών εμποδίων αλλά και κανονιστικών κενών. Επιπλέον οι μπαταρίες ιόντων λιθίου είναι γενικά ευαίσθητες και φθείρονται πιο εύκολα κατά τη χρήση συγκριτικά με άλλες μπαταρίες. Επίσης, αντιμετωπίζουν προβλήματα ασφάλειας, πράγμα που αναγκάζει τους κατασκευαστές να εγκαθιστούν κύκλωμα προστασίας το οποίο περιορίζει τη μέγιστη τάση κάθε κυψέλης κατά τη διάρκεια της φόρτισης και αποτρέπει την πτώση της τάσης κατά την εκφόρτιση. Επιπλέον, η θερμοκρασία τους παρακολουθείται για να αποφευχθούν οι ακραίες θερμοκρασίες.  

Θερμική αποθήκευση

Οι τεχνολογίες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας με τη μορφή θερμότητας (θερμική αποθήκευση) κατέχουν σήμερα τη δεύτερη θέση ανάμεσα σε όλες τις τεχνολογίες αποθήκευσης, μετά την αντλησιοταμίευση. Τα υφιστάμενα συστήματα θερμικής αποθήκευσης έχουν συνολική ισχύ 2,4 GW παγκοσμίως με την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων (molten salts) να κατέχει το μεγαλύτερο μερίδιο αυτής της ισχύος με 81,5%.¹

 

Oι τεχνολογίες αυτές χρησιμοποιούνται εδώ και χρόνια, σε συνδυασμό με ηλιοθερμικά συστήματα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, παρέχοντάς τους ευελιξία ώστε να είναι σε θέση καλύπτουν ζήτηση εκτός των ωρών με υψηλή ηλιοφάνεια. Το Solana που βρίσκεται στην Αριζόνα των ΗΠΑ είναι το μεγαλύτερο ηλιοθερμικό σύστημα στον κόσμο το οποίο χρησιμοποιεί την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων για να αποθηκεύει ηλεκτρική ενέργεια. Το ηλιοθερμικό αυτό σύστημα, που βρίσκεται σε λειτουργία από το 2013, έχει συνολική ισχύ 280 MW κι έχει σχεδιαστεί να αποθηκεύει ενέργεια για 6 ώρες. Ο συνδυασμός του με το σύστημα αποθήκευσης τηγμένων αλάτων του επιτρέπει να παρέχει στο δίκτυο το 38% της ονομαστικής του ισχύος κατά τη διάρκεια του χρόνου, ένας συντελεστής χρήσης σημαντικά υψηλότερος από τον αντίστοιχο ηλιοθερμικών συστήματων χωρίς θερμική αποθήκευση ή μεγάλης κλίμακας φωτοβολταϊκών (20-25%). 

Μετατροπή μονάδων καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα
Ιδιαίτερη μνεία πρέπει να γίνει για τις πρόσφατες προσπάθειες μετατροπής υφιστάμενων μονάδων καύσης με λιγνίτη ή λιθάνθρακα σε συστήματα θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από ανανεώσιμες πηγές (ΑΠΕ).  Εκτός από την ευρύτερη ανάγκη για ανάπτυξη τεχνολογιών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σε ένα ενεργειακό σύστημα με αυξημένο μερίδιο ΑΠΕ, η κινητήριος δύναμη πίσω από τη διερεύνηση αυτού του είδους των μετατροπών είναι η ραγδαία πτώση του μεριδίου του λιγνίτη και του λιθάνθρακα στο ευρωπαϊκό μίγμα ηλεκτροπαραγωγής και οι δεσμεύσεις πολλών Κρατών Μελών της ΕΕ για πλήρη απεξάρτηση από τα στερεά ορυκτά καύσιμα μέσα στην επόμενη δεκαετία. Mε βάση την ανάλυση της βρετανικής δεξαμενής σκέψης για το κλίμα Ember, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από λιγνίτη και λιθάνθρακα στην ΕΕ-27 έπεσε κατά 32% το πρώτο εξάμηνο του 2020 σε σχέση με την ίδια περίοδο το 2019. Επιπλέον, από τα 136,5 GW μικτής ονομαστικής ισχύος σταθμών ηλεκτροπαραγωγής από λιγνίτη και λιθάνθρακα που βρίσκονται σήμερα σε λειτουργία στην ΕΕ, έχει ήδη ανακοινωθεί η απόσυρση 71,2 GW²⁹. Σύμφωνα με ανάλυση που πραγματοποίησε το CAN Europe και το Εmber για τις δεσμεύσεις που έχουν  αναλάβει τα Κράτη Μέλη της ΕΕ στα Εθνικά Σχέδια για την Ενέργεια και το Κλίμα, το 2030 θα βρίσκονται σε λειτουργία μόνο 52,2 GW καθαρής ισχύος τέτοιων μονάδων καύσης, ενώ δεν είναι λίγοι αυτοί που προβλέπουν ότι ο ρυθμός απόσυρσης μονάδων καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα, θα είναι πολύ μεγαλύτερος. Συνεπώς, είναι πλέον βέβαιο ότι ένα πολύ μεγάλο τμήμα καλά δικτυωμένων ενεργειακών υποδομών θα τεθεί σε αχρηστία εκτός αν βρεθεί βιώσιμος τρόπος αξιοποίησής τους. Σε αυτή την κατεύθυνση κινούνται μεγάλες εταιρίες ηλεκτροπαραγωγής στην Ευρώπη με στόχο τη μετατροπή των μονάδων αυτών σε μονάδες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από ΑΠΕ με τη μορφή θερμότητας. 

 

Η λειτουργία ενός τέτοιου συστήματος περιλαμβάνει τρία στάδια (βλ. Σχήμα 5). Στο πρώτο στάδιο, η ηλεκτρική ενέργεια που έχει παραχθεί από συστήματα ΑΠΕ μετατρέπεται σε θερμότητα με τη χρήση αντίστασης. Στο δεύτερο στάδιο η θερμότητα αυτή αποθηκεύεται αυξάνοντας τη θερμοκρασία ενός υλικού υψηλής θερμοχωρητικότητας. Στο τρίτο στάδιο η αποθηκευμένη θερμότητα χρησιμοποιείται για την παραγωγή ατμού από νερό, ο οποίος με τη σειρά του κινεί τον υφιστάμενο στρόβιλο της μονάδας, παράγοντας έτσι ηλεκτρική ενέργεια. Δεδομένου ότι η αρχική πηγή ηλεκτρικής ενέργειας ήταν ανανεώσιμη, το ίδιο ισχύει και για την ηλεκτρική ενέργεια που εισέρχεται στο δίκτυο κατά το τρίτο στάδιο της «αποφόρτισης». Με αυτόν τον τρόπο είναι εφικτό οι μέχρι πρότινος ρυπογόνες μονάδες καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα να συμβάλλουν σε ένα καθαρό ενεργειακό σύστημα απαλλαγμένο από εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου. 

Σχήμα 5: Αρχή λειτουργίας συστήματος θερμικής αποθήκευσης σε συνδυασμό με μονάδα καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα.

Ηφαιστειακές πέτρες

Ένα τέτοιο σύστημα θερμικής αποθήκευσης όπου το μέσο αποθήκευσης είναι ηφαιστειακές πέτρες  χαμηλού κόστους, αναπτύσσει η Siemens-Gamesa από το 2011, με την επωνυμία “Electric Thermal Energy Storage” (ETES). 

 

Το πρώτο πιλοτικό τέτοιο σύστημα είχε αποθηκευτική ικανότητα μόλις 5 MWh, συνδυαζόταν με ένα μικρό ατμοστρόβιλο ισχύος 700 KW και τέθηκε σε λειτουργία το 2014. Η επιτυχία του πρώτου εγχειρήματος οδήγησε στην ανάπτυξη ενός μεγαλύτερου στο Αμβούργο, η κατασκευή του οποίου ξεκίνησε τον Νοέμβριο του 2017. Το σύστημα τέθηκε σε λειτουργία τον Ιούνιο του 2019 και είναι σε θέση να αποθηκεύσει με τη μορφή θερμότητας έως 130 MWh ηλεκτρικής ενέργειας που αντλεί από το δίκτυο για χρονικό διάστημα μίας εβδομάδας. Η θερμική αυτή ενέργεια μετατρέπεται πάλι σε ηλεκτρική ενέργεια με τη χρήση ενός ατμοστροβίλου 1,4 ΜW o οποίος μπορεί να λειτουργεί συνεχώς για 24 ώρες. Το σύστημα χρησιμοποιεί 1000 τόνους ηφαιστειακών πετρών όπου αποθηκεύεται ηλεκτρική ενέργεια με τη μορφή θερμότητας σε θερμοκρασίες μεταξύ 750°C  και 800°C, η οποία παράγεται μέσω ηλεκτρικής αντίστασης και μεταφέρεται στις ηφαιστειακές πέτρες μέσω ειδικών φυσητήρων. Εκτός από ηλεκτρική ενέργεια, η μονάδα μπορεί να «φορτιστεί» και απευθείας με θερμότητα

 

Το πρώτο στάδιο της μετατροπής της ηλεκτρικής ενέργειας σε θερμότητα, πραγματοποιείται με ελάχιστες απώλειες (βαθμός απόδοσης 99%). Ωστόσο ο βαθμός απόδοσης του σταδίου παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από την αποθηκευμένη θερμότητα δεν αναμένεται να ξεπεράσει το 45%. Επιπλέον, σύμφωνα με την εταιρία, το κόστος εγκατάστασης είναι 10 φορές μικρότερο από το αντίστοιχο μπαταριών μεγάλης κλίμακας

 

Ως το 2022 η εταιρία αναμένει ότι το ETES θα μπορέσει να είναι διαθέσιμο για εμπορική λειτουργία καθώς η κλίμακα της αποθήκευσης θα προσεγγίσει το επίπεδο μερικών GWh, οπότε θα μπορεί να συνδυάζεται με ισχύ «αποφόρτισης» μεγαλύτερης των 100 ΜW, φτάνοντας έτσι στην κατάλληλη τάξη μεγέθους για σύζευξη με υφιστάμενες μονάδες καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα  

Τηγμένα άλατα

Μια πιο ώριμη τεχνολογία θερμικής αποθήκευσης είναι αυτή των τηγμένων αλάτων καθώς χρησιμοποιείται ήδη σε συνδυασμό με ηλιοθερμικά συστήματα. Τα άλατα που συνήθως χρησιμοποιούνται σε τέτοιες εφαρμογές αποθήκευσης είναι το νιτρικό νάτριο και το νιτρικό κάλιο, τα οποία έχουν υψηλή θερμοχωρητικότητα, ενώ μια εναλλακτική, συνηθισμένη τους χρήση είναι ως συστατικά πολλών λιπασμάτων.   

 

Στο Σχήμα 6 απεικονίζεται ο τρόπος με τον οποίο ένα σύστημα αποθήκευσης με τηγμένα άλατα μπορεί να συνδυαστεί με μια υφιστάμενη μονάδα καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα. Αρχικά υποκαθίσταται ο λέβητας της μονάδας καύσης με έναν κατάλληλο εναλλάκτη θερμότητας, ο οποίος να μπορεί να λειτουργήσει σε συνδυασμό με τις δύο δεξαμενές αλάτων (χαμηλής και υψηλής θερμοκρασίας). Όπως φαίνεται στα αριστερά του σχήματος, ηλεκτρική ενέργεια από αιολικά ή/και φωτοβολταϊκά συστήματα μετατρέπεται μέσω ηλεκτρικής αντίστασης σε θερμότητα, η οποία χρησιμοποιείται για την αύξηση της θερμοκρασίας των αλάτων στους 600^oC, όπου υφίστανται σε υγρή μορφή. Το ρεύμα των αλάτων υψηλής θερμοκρασίας περνά μέσα από τον εναλλάκτη θερμότητας οδηγώντας στην παραγωγή ατμού από το ρεύμα νερού, καθώς τα άλατα ψύχονται και καταλήγουν στη δεξαμενή αλάτων χαμηλής θερμοκρασίας. Το υπόλοιπα στάδια της διεργασίας ηλεκτροπαραγωγής παραμένουν τα ίδια όπως και στην μονάδα καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα, καθώς ο παραγόμενος ατμός τροφοδοτεί τον στρόβιλο της μονάδας παράγοντας ηλεκτρική ενέργεια. Η διαφορά έγκειται στον τρόπο με τον οποίο παράγεται ο ατμός. Στην περίπτωση της αρχικής μονάδας καύσης, ο ατμός παραγόταν από την καύση λιγνίτη ή λιθάνθρακα, ενώ στην περίπτωση του συνδυασμού της μονάδας καύσης με το σύστημα αποθήκευσης τηγμένων αλάτων, ο ατμός παράγεται από τη θερμότητα των τηγμένων αλάτων, η οποία με τη σειρά της προέρχεται από αποθηκευμένη αιολική ή ηλιακή ενέργεια. 

Σχήμα 6: Αρχή λειτουργίας συστήματος αποθήκευσης τηγμένων αλάτων σε συνδυασμό με υφιστάμενες μονάδες καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα.

Σε ό,τι αφορά εφαρμογές αυτής της τεχνολογίας, βρίσκεται σε εξέλιξη το έργο “Store2Power” το οποίο έχει ως στόχο να μετατρέψει τις λιγνιτικές μονάδες της RWE στη Βόρεια ΡηνανίαΒεστφαλία της Γερμανίας σε μονάδες αποθήκευσης ενέργειας με την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων με συνολικό βαθμό απόδοσης της τάξης του 40%. Πρόκειται για μια συνεργασία μεταξύ της RWE, της μεγαλύτερης ευρωπαϊκής εταιρίας ηλεκτροπαραγωγής, με το Γερμανικό Αεροδιαστημικό Κέντρο (DLR) και το Πανεπιστήμιο του Aachen³⁵. 

 

Το έργο αυτό έχει πλήρη πολιτική στήριξη από τα μεγαλύτερα πολιτικά κόμματα της Γερμανίας καθώς η ιδέα της μετατροπής υφιστάμενων λιγνιτικών μονάδων σε μονάδες αποθήκευσης ενέργειας περιλαμβάνεται από το 2018 στη συμφωνία των κομμάτων που μετέχουν στη Γερμανική κυβέρνηση συνεργασίας. Επιπλέον, το έργο συμπεριλήφθηκε ανάμεσα στις προτάσεις της Γερμανικής Επιτροπής που σχεδίασε την απεξάρτηση από τον λιγνίτη και τον λιθάνθρακα στη Γερμανία (Coal Commission) και επιλέχθηκε από το Γερμανικό Υπουργείο Οικονομικών Υποθέσεων και Ενέργειας το 2019 ως ένα από τα βασικά έργα του προγράμματος “Reallabore für die Energiewende” για την ενεργειακή μετάβαση στη Γερμανία. Το έργο συμπεριλήφθηκε επίσης στον κατάλογο των έργων που συνοδεύει τον πρόσφατο Γερμανικό νόμο για την απεξάρτηση από τον λιγνίτη και τον λιθάνθρακα ως το 2038, με βάση τον οποίο θα διοχετευθούν 40 δις ευρώ για την ενίσχυση της οικονομίας των λιγνιτικών περιοχών υπό μετάβαση.  

 

Παρόμοια έργα μετατροπής λιγνιτικών μονάδων με την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων διερευνώνται αυτή την περίοδο και σε άλλες χώρες του κόσμου όπως τη Χιλή σε μια συνεργασία μεταξύ του Γερμανικού Υπουργείου Περιβάλλοντος, του Γερμανικού Αεροδιαστημικού Κέντρου (DLR), της GIZ GmbH και του Υπουργείου Ενέργειας της Χιλής στο πλαίσιο του προγράμματος απανθρακοποίησης του ενεργειακού τομέα της Χιλής.

Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα
Το μεγάλο πλεονέκτημα τέτοιων μετατροπών λιγνιτικών μονάδων σε μονάδες θερμικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από ΑΠΕ είναι ότι αξιοποιούν τις υπό απόσυρση μονάδες καύσης λιγνίτη και λιθάνθρακα και των εκτεταμένων συνοδευτικών υποδομών τους. Η εφαρμογή αυτής της ιδέας απαλλάσσει  από εκπομπές εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου τις πιο ρυπογόνες υποδομές ηλεκτροπαραγωγής, προσφέροντάς τους ένα δεύτερο κύκλο ζωής. Αντί για την οριστική απόσυρση, οι μονάδες καύσης από λιγνίτη και λιθάνθρακα προσφέρουν έτσι υπηρεσίες αποθήκευσης, οι οποίες είναι απολύτως απαραίτητες σε ένα σύστημα ηλεκτροπαραγωγής που κυριαρχείται από τις ώριμες τεχνολογίες ΑΠΕ. 

 

Η εφαρμογή τέτοιου είδους μετατροπών που συνδυάζει τμήμα της μονάδας καύσης με το σύστημα θερμικής αποθήκευσης συμβάλλει στη διατήρηση θέσεων εργασίας στη λιγνιτική βιομηχανία, πράγμα ιδιαίτερα σημαντικό για τις λιγνιτικές περιφέρειες που τελούν υπό μετάβαση. Εκτός από την εγκατάσταση των δεξαμενών των τηγμένων αλάτων και της αντίστασης που χρησιμοποιείται για τη μετατροπή ηλεκτρισμού σε θερμότητα, απαιτείται ουσιαστικά μόνο η αντικατάσταση του παλαιού λέβητα με έναν κατάλληλο εναλλάκτη θερμότητας, ενώ κατά τα λοιπά η λειτουργία και η συντήρηση της λιγνιτικής μονάδας παραμένει η ίδια.

 

Επίσης το μέσο αποθήκευσης, τα άλατα ή οι ηφαιστειακές πέτρες είναι χαμηλού κόστους. Τα τηγμένα άλατα είναι πολύ ανθεκτικά και μπορούν να χρησιμοποιηθούν για 35 συνεχή χρόνια φορτίσεων και αποφορτίσεων, ενώ μια εναλλακτική τους χρήση είναι ως συστατικά λιπασμάτων.

 

Ένα επιπλέον σημαντικό πλεονέκτημα είναι η μικρή διάρκεια εγκατάστασης. Σύμφωνα με τους ειδικούς της DLR απαιτούνται περίπου 18 μήνες για τη μετατροπή μιας λιγνιτικής μονάδας 300 ΜW σε μονάδα αποθήκευσης ενέργειας με την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων. Σε αντιδιαστολή, τα συστήματα αντλησιοταμίευσης απαιτούν πολύ μεγαλύτερους χρόνους εγκατάστασης ειδικά όταν απαιτείται η κατασκευή νέων ταμιευτήρων.   

 

Από την άλλη μεριά, ο συνδυασμός των τεχνολογιών θερμικής αποθήκευσης με μονάδες καύσης λιγνίτη ή λιθάνθρακα είναι καινούργιος, γεγονός που προφανώς συνοδεύεται από διάφορες τεχνικές προκλήσεις οι οποίες σχετίζονται κυρίως με τη μεγάλη κλίμακα ισχύος των υφιστάμενων μονάδων καύσης. Επίσης ο συνολικός βαθμός απόδοσης τέτοιων συστημάτων είναι της τάξης του 40%-45%, σαφώς χαμηλότερος του βαθμού απόδοσης των δύο πιο διαδεδομένων τεχνολογιών αποθήκευσης, δηλαδή της αντλησιοταμίευσης και των συσσωρευτών. 

 

Mια άλλη διάσταση που απαιτεί λεπτομερή διερεύνηση είναι το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας που θα προσφέρει ένα τέτοιο σύστημα στο δίκτυο. Οι ειδικοί της DLR, εκτιμούν, ειδικά για την Ελλάδα, ότι αν το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας από φωτοβολταϊκά πέσει στα 20€/MWh τότε για συνολικό βαθμό απόδοσης 40% το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας που θα αποδίδεται στο δίκτυο, θα κυμαίνεται μεταξύ 60 και 70 €/MWh.  

 

Δεδομένου ότι μία από τις πρωτοπόρους στις τεχνολογίες θερμικής αποθήκευσης είναι η RWE και η εταιρία αυτή ήδη συνεργάζεται με τη ΔΕΗ για τα φωτοβολταϊκά συνολικής ισχύος 2 GW στη Δυτική Μακεδονία⁴¹, παρουσιάζεται η ευκαιρία να επεκταθεί αυτή η συνεργασία ώστε να συμπεριλάβει και τις τεχνολογίες των τηγμένων αλάτων. Σχετική πρόταση για μετατροπή λιγνιτικών μονάδων σε υποδομές αποθήκευσης ενέργειας με την τεχνολογία των τηγμένων αλάτων περιλαμβάνει και ο οδικός χάρτης μετάβασης για την Περιφέρεια της Δυτικής Μακεδονίας που εκπόνησε η ομάδα των εμπειρογνωμόνων της Παγκόσμιας Τράπεζας, ο οποίος συνόδευε την κατάθεση του Σχεδίου Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης για τις λιγνιτικές περιοχές της χώρας.

Τεχνολογίες Υδρογόνου: Ο δρόμος προς την από-ανθρακοποίηση

Υδρογόνο

Το υδρογόνο (H₂) είναι ένας φορέας ενέργειας με μεγάλη ενεργειακή πυκνότητα που μπορεί να λειτουργήσει ως μέσο αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας παραγόμενης από ανανεώσιμες πηγές (ΑΠΕ) και μάλιστα για μεγάλες χρονικές περιόδους. Οι τεχνολογίες υδρογόνου αποτελούν τις μόνες τεχνολογίες αποθήκευσης που έχουν τη δυνατότητα διοχέτευσης της αποθηκευμένης ηλεκτρικής ενέργειας σε άλλους τομείς τελικής κατανάλωσης, όπως οι μεταφορές, τα κτίρια, η παραγωγή θερμότητας στη βιομηχανία, η παραγωγή χημικών προϊόντων αλλά και η ηλεκτροπαραγωγή. Εξαιτίας αυτής ακριβώς της δυνατότητας, το υδρογόνο θεωρείται κομβικής σημασίας στην απανθρακοποίηση ολόκληρης της ευρωπαϊκής οικονομίας και την επίτευξη του κεντρικού πανευρωπαϊκού στόχου της κλιματικής ουδετερότητας ως το 2050.       

 

Σύμφωνα με τα τελευταία διαθέσιμα στοιχεία (2019), σε παγκόσμια κλίμακα παράγονται περίπου 117 εκ. τόνοι (Μt) H₂ ετησίως, 69 Mt σε καθαρή μορφή και 48 Mt ως παραπροϊόν διεργασιών με τη μορφή συνθετικού αερίου (syngas), είτε ως καύσιμο είτε ως πρώτη ύλη για παραγωγή άλλων προϊόντων. Το παραγόμενο υδρογόνο αξιοποιείται κυρίως στα διυλιστήρια πετρελαίου (38 Mt), στην παραγωγή αμμωνίας (31 Mt), θερμότητας (26 Mt), μεθανόλης (12 Mt), και χάλυβα (4 Mt), ενώ λιγότερο από 0,01 Mt H₂ χρησιμοποιoύνται ως καύσιμο για οχήματα με κυψέλες υδρογόνου (FCEV). 

Στο μεγαλύτερο έργο παραγωγής και αποθήκευσης καθαρής ενέργειας της χώρας ο Πρωθυπουργός

Σχεδόν το σύνολο του υδρογόνου σε καθαρή μορφή (69 Mt) παράγεται σήμερα από ορυκτά καύσιμα. Συγκεκριμένα το 76% προέρχεται από 205 δις κυβικά μέτρα (bcm) ορυκτού αερίου (το 6% της παγκόσμιας τελικής χρήσης ορυκτού αερίου), ενώ το 23% από 107 Mt λιθάνθρακα και λιγνίτη (το 2% της παγκόσμιας παραγωγής). Λιγότερο από το 1% του παραγόμενου καθαρού υδρογόνου παγκοσμίως προέρχεται από ΑΠΕ μέσω ηλεκτρόλυσης. Σαν αποτέλεσμα, η παραγωγή υδρογόνου σήμερα οδηγεί στην έκλυση 830 Mt CO₂ ετησίως (70-100 Mt CO₂ από την ΕΕ), δηλαδή παραπάνω από 9 φορές τις συνολικές ετήσιες εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου της Ελλάδας.    

 

Αν το υδρογόνο συνεχίσει να παράγεται κυρίως από ορυκτά καύσιμα, όπως γίνεται σήμερα, είναι αδύνατον να συνεισφέρει καθοριστικά στον στόχο της κλιματικής ουδετερότητας. Είναι προφανές ότι πρέπει να αυξηθεί η παραγωγή πράσινου υδρογόνου, δηλαδή υδρογόνου που προέρχεται από ΑΠΕ. Για τον σκοπό αυτό η Ευρωπαϊκή Επιτροπή πρότεινε μια νέα στρατηγική υδρογόνου που θέτει ως στόχο την εγκατάσταση τουλάχιστον 40 GW συστημάτων ηλεκτρόλυσης για παραγωγή τουλάχιστον 10 Mt πράσινου υδρογόνου ως το 2030. Στο όραμά της για μια κλιματική ουδέτερη Ευρώπη το 2050 η Επιτροπή εκτιμά ότι το μερίδιο του υδρογόνου στο ενεργειακό μίγμα της ΕΕ θα αυξηθεί από 2% που είναι σήμερα (325 TWh) σε περίπου 13-14% το 2050, ενώ σε άλλα σενάρια το μερίδιο αυτό μπορεί να φτάσει ως και το

24%.  

 

"Πράσινη Συμφωνία" στην Ε.Ε. Επενδύσεις σε νέες τεχνολογίες και τεχνολογίες αποθήκευσης ενέργειας.

Ο ρόλος του υδρογόνου θα είναι επίσης πολύ σημαντικός και στην Ελλάδα σύμφωνα με τη Μακροχρόνια Ενεργειακή Στρατηγική για το 2050. Με βάση τα δύο σενάρια που οδηγούν τη χώρα σχεδόν στην κλιματική ουδετερότητα ως το 2050 (μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου το 2050 κατά 95% σε σχέση με το 1990), θα αποθηκεύονται  σε μορφή υδρογόνου 15,7-33,1 TWh ηλεκτρικής ενέργειας, με αντίστοιχο μερίδιο 70%-78% της συνολικά αποθηκευμένης ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας, ενώ η ισχύς των συστημάτων ηλεκτρόλυσης για παραγωγή υδρογόνου θα κυμανθεί, στα δύο πιο φιλόδοξα σενάρια, από 4,3 GW έως 23,5 GW, καταλαμβάνοντας μερίδια 51%-84% της συνολικής αποθηκευτικής ισχύος της χώρας,

αντίστοιχα.          

Τρόποι παραγωγής
Το υδρογόνο μπορεί να παραχθεί από ποικιλία πρώτων υλών και διεργασιών που έχουν πολύ διαφορετικό κλιματικό αποτύπωμα μεταξύ τους. Σύμφωνα με την τρέχουσα ορολογία, όταν το υδρογόνο παράγεται από την αεριοποίηση λιθάνθρακα ή λιγνίτη  ονομάζεται “μαύρο” ή “καφέ”, “γκρι” όταν η παραγωγή του γίνεται με αναμόρφωση μεθανίου με ατμό (Steam Methane Reformation) με βάση το ορυκτό αέριο, “μπλε” όταν η αναμόρφωση μεθανίου συνδυάζεται με δέσμευση και αποθήκευση του εκλυόμενου διοξειδίου του άνθρακα (CO₂), ή “τυρκουάζ” όταν το μεθάνιο του ορυκτού αερίου μετατρέπεται σε υδρογόνο και στερεό άνθρακα με τη διεργασία της πυρόλυσης. Καμία όμως από τις παραπάνω διεργασίες δεν είναι κλιματικά ουδέτερη. Αυτό συμβαίνει μόνο με την παραγωγή καθαρού  υδρογόνου μέσω της διεργασίας της ηλεκτρόλυσης του νερού χρησιμοποιώντας ηλεκτρική ενέργεια που προέρχεται από ΑΠΕ. Σε αυτή την περίπτωση το υδρογόνο χαρακτηρίζεται ως “πράσινο”.   

Στη συνέχεια θα παρουσιαστούν οι τρεις βασικότερες μέθοδοι παραγωγής υδρογόνου: η αεριοποίηση λιθάνθρακα ή λιγνίτη, η αναμόρφωση μεθανίου από ορυκτό αέριο με ατμό και η ηλεκτρόλυση.  Άλλες μέθοδοι παραγωγής υδρογόνου όπως η θερμοχημική διάσπαση του νερού (solar thermochemical water splitting) ή η τεχνητή φωτοσύνθεση (artificial photosynthesis) με απευθείας χρήση της ηλιακής ενέργειας, βρίσκονται σε πιο πρώιμα στάδια έρευνας και ανάπτυξης.   

Αεριοποίηση λιθάνθρακα ή λιγνίτη
Η αεριοποίηση λιγνίτη ή λιθάνθρακα για την παραγωγή υδρογόνου είναι μια ώριμη τεχνολογία που χρησιμοποιείται εδώ και δεκαετίες, ειδικά στην Κίνα, στη χημική βιομηχανία και τη βιομηχανία λιπασμάτων για την παραγωγή αμμωνίας. Σε πρώτη φάση το υδρογόνο παράγεται αντιδρώντας με τον λιγνίτη ή τον λιθάνθρακα, οξυγόνο και ατμό σε συνθήκες υψηλής θερμοκρασίας και πίεσης για να σχηματίσει συνθετικό αέριο αποτελούμενο κυρίως από μονοξείδιο του άνθρακα (CO) και υδρογόνο, σύμφωνα με την αντίδραση:

 

CH_0.8 + O₂ + H₂O → CO + CO₂ + H₂ + άλλα προϊόντα

 

Μετά την απομάκρυνση των υποπροϊόντων από το συνθετικό αέριο, το μονοξείδιο του άνθρακα αντιδρά με τον ατμό μέσω της αντίδρασης “μετατόπισης υδραερίου” (water-shift reaction) παράγοντας επιπλέον υδρογόνο και διοξείδιο του άνθρακα, σύμφωνα με την αντίδραση:

 

CO + H₂O ⇌ CO₂ + H₂

  

Παγκοσμίως υπάρχουν σε λειτουργία 130 μονάδες αεριοποίησης λιγνίτη και λιθάνθρακα, το 80% εκ των οποίων βρίσκεται στην Κίνα. Το κόστος παραγωγής είναι χαμηλό και κυμαίνεται μεταξύ $1,2-$2,2 ανά κιλό υδρογόνου, τιμές χαμηλότερες ακόμα και από τις αντίστοιχες της αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό σε ορισμένες περιοχές του κόσμου. Ωστόσο αυτή η μέθοδος παραγωγής εκπέμπει 19 κιλά  CO₂ ανά κιλό παραγόμενου υδρογόνου, δηλαδή παραπάνω από διπλάσιο συγκριτικά με τη διεργασία της αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό με βάση το ορυκτό αέριο. 

Αναμόρφωση μεθανίου με ατμό
Οι μεγαλύτερες ποσότητες υδρογόνου παράγονται σήμερα από το ορυκτό αέριο μέσω της διεργασίας αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό (Steam Methane Reformation – SMR). Ατμός υψηλής θερμοκρασίας (700°C–1000°C) αντιδρά με το μεθάνιο (CH₄) που περιέχεται στο ορυκτό αέριο παρουσία καταλύτη και με παροχή ενέργειας, οδηγώντας στην παραγωγή συνθετικού αερίου (syngas), δηλαδή υδρογόνου, μονοξειδίου του άνθρακα αλλά και μικρής ποσότητας διοξειδίου του άνθρακα, σύμφωνα με την παρακάτω χημική αντίδραση:  

 

CH₄ + H₂O ⇌ CO + 3 H₂

 

Σε ένα δεύτερο στάδιο, το μονοξείδιο του άνθρακα και ο ατμός αντιδρούν για να δώσουν επιπλέον ποσότητα υδρογόνου και διοξείδιο του άνθρακα, σύμφωνα με την αντίδραση “μετατόπισης υδραερίου” που χρησιμοποιείται και στη διεργασία παραγωγής υδρογόνου από αεριοποίηση λιγνίτη ή λιθάνθρακα. Σε ένα τελικό στάδιο, το διοξείδιο του άνθρακα και περιττές ουσίες απομακρύνονται αφήνοντας καθαρό υδρογόνο. 

 

Η διεργασία της αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό έχει το χαμηλότερο κόστος παραγωγής σε σχέση με όλες τις υπόλοιπες σήμερα. Το κόστος καυσίμου έχει τη μεγαλύτερη συνεισφορά στο συνολικό κόστος (45%-75%). Κατά συνέπεια, σε χώρες όπου το κόστος καυσίμου είναι χαμηλό (Μέση Ανατολή, ΗΠΑ, Ρωσία) το συνολικό κόστος παραγωγής κινείται γύρω στο 1$/Κg H₂, ενώ στην Ευρώπη και την Κίνα, που εισάγουν ορυκτό αέριο, το συνολικό κόστος παραγωγής διαμορφώνεται σε επίπεδα της τάξης των 1,75 $/Κg H₂. Εκτιμάται ότι ο συνδυασμός της διεργασίας αναμόρφωσης μεθανίου με τεχνολογίες δέσμευσης και αποθήκευσης CO₂ (Carbon Capture and Storage – CCS) θα αυξήσει το κόστος εγκατάστασης κατά 50%, το κόστος καυσίμου κατά 10%, ενώ θα διπλασιάσει το λειτουργικό κόστος λόγω της ανάγκης μεταφοράς και αποθήκευσης του παραγόμενου CO₂. 

 

Παρά το συγκριτικά χαμηλό κόστος, για κάθε τόνο υδρογόνου που παράγεται μέσω της διεργασίας αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό, παράγονται επίσης 9 τόνοι CO₂, πράγμα που πρακτικά εκμηδενίζει τον ρόλο που μπορεί να παίξει στο μέλλον το “γκρι” υδρογόνο στην επίτευξη του στόχου της κλιματικής ουδετερότητας. 

 

Η ποσότητα του εκλυόμενου CO₂ μειώνεται αν η διεργασία της αναμόρφωσης του μεθανίου συνδυαστεί με δέσμευση και αποθήκευση του παραγόμενου διοξειδίου του άνθρακα (carbon capture storage CCS).  Ωστόσο σημειώνεται ότι μέχρι σήμερα και παρά την ωριμότητα της τεχνολογίας SMR, δεν έχει κατασκευαστεί κανένα μεγάλης κλίμακας σύστημα SMR-CCS που να μπορεί να επιτύχει μείωση των εκπομπών CO₂ σε υψηλά επίπεδα της τάξης του 90%, ενώ οι εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου που σχετίζονται με την εξόρυξη και μεταφορά του ορυκτού αερίου που απαιτείται για την παραγωγή του υδρογόνου με αυτή τη διεργασία, επιβαρύνουν επιπλέον το ανθρακικό αποτύπωμα αυτής της μεθόδου παραγωγής. Συνεπώς οι προοπτικές που έχει το “μπλε” υδρογόνο να παίξει σημαντικό ρόλο στον δρόμο προς την κλιματική ουδετερότητα, είναι περιορισμένες.  

Ηλεκτρόλυση
Η απευθείας ηλεκτρόλυση νερού μέχρι και τη δεκαετία του '50 είχε ευρεία χρήση στην παραγωγή υδρογόνου. Σήμερα όμως  μόνο ένα μικρό ποσοστό υδρογόνου παράγεται με αυτόν τον τρόπο σε εφαρμογές όπου χρειάζεται μικρός όγκος καθαρού υδρογόνου, κυρίως διότι το κόστος παραγωγής υδρογόνου με άλλες μεθόδους είναι πολύ χαμηλότερο. Ωστόσο λόγω της μεγάλης πτώσης του κόστους των ΑΠΕ και των μοναδικών δυνατοτήτων του πράσινου υδρογόνου να συμβάλλει στην απανθρακοποίηση πολλών τομέων της οικονομίας παρατηρείται έντονο ενδιαφέρον για την κατασκευή ολοκληρωμένων συστημάτων ηλεκτρολυτών σε συνδυασμό με εκμετάλλευση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας. Έρευνα της Διεθνούς Υπηρεσίας Ενέργειας (IEA) με δεδομένα του 2018 εκτιμά ότι το κόστος παραγωγής του πράσινου υδρογόνου κυμαίνεται μεταξύ $3 tκαι $7,5 το κιλό, ενώ το κόστος παραγωγής υδρογόνου από τη διεργασία αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό κυμαίνεται μεταξύ $0,9 και $3,2 το κιλό⁴³ Νεότερες έρευνες δείχνουν ότι το πράσινο υδρογόνο είναι ήδη ανταγωνιστικό με το γκρι στο Τέξας και τη Γερμανία σε τεχνολογίες αιχμής, αλλά όχι σε βιομηχανική κλίμακα. Αυτό όμως προβλέπεται να αντιστραφεί εντός της δεκαετίας, όπου το κόστος παραγωγής του πράσινου υδρογόνου εκτιμάται ότι θα πέσει στα $2,5 το κιλό. 

 

Η ηλεκτρόλυση είναι η διεργασία διάσπασης του νερού στα συστατικά του, δηλαδή αέριο υδρογόνο και οξυγόνο, λόγω της διέλευσης ηλεκτρικού ρεύματος μέσα από αυτό, σύμφωνα με την αντίδραση:

 

2 H₂O(l) → 2 H₂(g) + O₂(g)

 

Όταν η ηλεκτρική ενέργεια που χρησιμοποιείται για την ηλεκτρόλυση προέρχεται από ΑΠΕ, τότε το παραγόμενο υδρογόνο αποκαλείται “πράσινο” καθώς τα αέρια του θερμοκηπίου που εκπέμπονται κατά την παρασκευή του υδρογόνου είναι μηδενικά. Τα συστήματα ηλεκτρόλυσης αποτελούνται από μία άνοδο και μία κάθοδο και έναν ηλεκτρολύτη ανάμεσά τους, μια χημική ουσία δηλαδή που έχει την ιδιότητα να διασπάται σε θετικά και αρνητικά ιόντα όταν διαλυθεί σε κάποιον διαλύτη, όπως το νερό. Το είδος του ηλεκτρολύτη επηρεάζει τον τρόπο με τον οποίο συντελείται η διεργασία της ηλεκτρόλυσης. Έτσι τα συστήματα ηλεκτρόλυσης διακρίνονται σε τρεις κατηγορίες

Σχήμα 7: Η αρχή λειτουργίας των 3 βασικών τεχνολογιών ηλεκτρόλυσης για παραγωγή υδρογόνου

Αλκαλική ηλεκτρόλυση (alkaline electrolyzers): H αλκαλική ηλεκτρόλυση αποτελεί την πιο ώριμη τεχνολογία ηλεκτρόλυσης, καθώς χρησιμοποιείται από τη δεκαετία του 1920 για παραγωγή υδρογόνου που αξιοποιείται στη βιομηχανία λιπασμάτων. Το κόστος εγκατάστασης είναι συγκριτικά χαμηλό λόγω της αποφυγής χρήσης πολύτιμων υλικών. Ο ηλεκτρολύτης σε αυτά τα συστήματα είναι συνήθως κάποιο υγρό διάλυμα καυστικού νατρίου (NaOH) ή καυστικού καλίου (KOH). Τα παραγόμενα ανιόντα υδροξυλίου (ΟΗ^-) κινούνται από την κάθοδο προς την άνοδο, ενώ το υδρογόνο σχηματίζεται στην κάθοδο. 

 

Πολυμερείς ηλεκτρολυτικές μεμβράνες (Polymer Electrolyte Membranes – PEM): Τέτοια συστήματα αναπτύχθηκαν στη δεκαετία του 1960 με σκοπό να ξεπεράσουν κάποια από τα προβλήματα που παρουσίαζαν τα συστήματα αλκαλικής ηλεκτρόλυσης. Σε αντίθεση με τα τελευταία, τα συστήματα PEM χρησιμοποιούν καθαρό νερό αντί για διάλυμα ηλεκτρολύτη κι έτσι αποφεύγεται η ανάγκη ανάκτησης και ανακύκλωσης του υδροξειδίου του νατρίου ή καλίου που είναι απαραίτητη σε συστήματα αλκαλικής ηλεκτρόλυσης. Επίσης τα συστήματα PEM είναι μικρότερα σε όγκο κι έτσι καταλληλότερα για εγκατάσταση σε πυκνοκατοικημένες περιοχές. Από την άλλη μεριά, έχουν μικρότερο χρόνο ζωής και είναι σαφώς ακριβότερα από τα συστήματα αλκαλικής ηλεκτρόλυσης, κυρίως λόγω των ακριβών καταλυτών στα ηλεκτρόδια (παλλάδιο, ιρίδιο) και των μεμβρανών. Η βασική διαφορά τους είναι ότι ο ηλεκτρολύτης στα συστήματα τύπου PEM δεν είναι κάποιο υγρό διάλυμα αλλά ένα ειδικό πλαστικό φύλλο πολυμερούς. Το νερό αντιδρά στην άνοδο σχηματίζοντας οξυγόνο, θετικά φορτισμένα ιόντα υδρογόνου (πρωτόνια) και ηλεκτρόνια. Τα ηλεκτρόνια ρέουν μέσω ενός εξωτερικού κυκλώματος, ενώ τα ιόντα υδρογόνου διαπερνούν επιλεκτικά την ηλεκτρολυτική μεμβράνη καταλήγοντας στην κάθοδο, όπου συνδυάζονται με ηλεκτρόνια από το εξωτερικό κύκλωμα για να σχηματίσουν αέριο H₂.

 

Ηλεκτρόλυση στερεών ηλεκτρολυτών (Solid Oxide Electrolysis - SOEC): Είναι η λιγότερο ώριμη τεχνολογία και δεν έχει ακόμα κυκλοφορήσει εμπορικά. Σε αυτά τα συστήματα ο ηλεκτρολύτης είναι κάποιο στερεό κεραμικό υλικό, το οποίο σε υψηλές θερμοκρασίες (700°– 800°C) μεταφέρει επιλεκτικά αρνητικά φορτισμένα ιόντα οξυγόνου (Ο^-2). Το νερό στην κάθοδο συνδυάζεται με ηλεκτρόνια από ένα εξωτερικό κύκλωμα και παράγει αέριο υδρογόνο και αρνητικά φορτισμένα ιόντα οξυγόνου. Τα τελευταία περνούν μέσα από στερεή κεραμική μεμβράνη και καταλήγουν στην άνοδο, όπου μετατρέπονται σε αέριο οξυγόνο και ηλεκτρόνια για το εξωτερικό κύκλωμα. Τα συστήματα τύπου SOEC μπορούν να χρησιμοποιηθούν για συνηλεκτρόλυση οδηγώντας στην παραγωγή συνθετικού αερίου όταν τροφοδοτούνται με νερό και διοξείδιο του άνθρακα. Το μεγάλο όμως συγκριτικό τους πλεονέκτημα είναι ότι μπορούν να λειτουργήσουν και αντίστροφα, δηλαδή ως κυψέλη καυσίμου (fuel cell) παράγοντας ηλεκτρισμό από υδρογόνο. Με τον τρόπο αυτό αυξάνεται ο βαθμός απόδοσης του συστήματος το οποίο μπορεί να λειτουργήσει όχι μόνο ως μονάδα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας αλλά και ως εξισορροπητής του δικτύου. Από την άλλη μεριά, η μεγαλύτερη πρόκληση για την εξέλιξη των συστημάτων τύπου SOEC είναι ο υψηλός ρυθμός φθοράς των υλικών που οδηγεί σε χαμηλή διάρκεια ζωής, λόγω των πολύ υψηλών θερμοκρασιών που απαιτούνται για τη συγκεκριμένη διεργασία. 

 

Οι περισσότεροι ειδικοί θεωρούν ότι στη δεκαετία που διανύουμε τα συστήματα PEM θα επικρατήσουν των αλκαλικών συστημάτων στην αγορά, ενώ υψηλή αβεβαιότητα χαρακτηρίζει την εξέλιξη των συστημάτων SOEC. Εκτός από την ανάπτυξη της έρευνας γύρω από τις διάφορες τεχνολογίες ηλεκτρόλυσης, καθοριστικός παράγοντας για τη μείωση του κόστους τους είναι η μεγέθυνση της αγοράς του υδρογόνου. 

Χρήσεις

Η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ σε συνδυασμό με τεχνολογίες αποθήκευσης ενέργειας προβλέπεται να οδηγήσει στην απανθρακοποίηση του τομέα της ηλεκτροπαραγωγής. Ωστόσο η πλήρης απανθρακοποίηση άλλων τομέων παρουσιάζει μεγαλύτερες προκλήσεις λόγω των δυσκολιών πλήρους εξηλεκτρισμού τους. Οι τεχνολογίες πράσινου υδρογόνου έχουν τη δυνατότητα να υπερκεράσουν αυτές τις δυσκολίες συνεισφέροντας καθοριστικά στην απανθρακοποίηση άλλων τομέων της οικονομίας, όπως οι μεταφορές, τα κτίρια και η βιομηχανία. Επιπλέον, οι τεχνολογίες με βάση το υδρογόνο μπορούν να έχουν σημαντικό ρόλο και στην ηλεκτροπαραγωγή, αποθηκεύοντας ηλεκτρική ενέργεια από ΑΠΕ όταν υπάρχει περίσσεια και αποδίδοντάς την στο δίκτυο όταν υπάρχει έλλειμμα. 

Μεταφορές

Ο τομέας των μεταφορών είναι υπεύθυνος για το 22% των συνολικών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου και για σχεδόν το 30% των εκπομπών CO₂ της ΕΕ-27 σύμφωνα με τα τελευταία διαθέσιμα δεδομένα (2018).

 

Οδικές μεταφορές: Η ανάπτυξη της ηλεκτροκίνησης συνοδευόμενη από ταχεία διείσδυση των ΑΠΕ αποτελεί το βασικό εργαλείο για την απανθρακοποίηση των οδικών μεταφορών. Ωστόσο η αύξηση της διείσδυσης ηλεκτρικών οχημάτων με μπαταρίες (BEVs) παρουσιάζει μια σειρά από προκλήσεις, όπως το υψηλό κόστος αγοράς, η περιορισμένη αυτονομία ή οι μεγάλοι χρόνοι φόρτισης. Οι δυσκολίες αυτές μπορεί να καθυστερήσουν σημαντικά την απανθρακοποίηση των οδικών μεταφορών. Ταχύτερα και καλύτερα αποτελέσματα μπορούν να επιτευχθούν συνδυάζοντας την ανάπτυξη της ηλεκτροκίνησης  με μπαταρίες, με αυτή των οχημάτων με κυψέλες υδρογόνου (FCEVs). Όπως και τα ΒEVs, τα FCEVs κινούνται με ηλεκτρισμό και δεν εκλύουν αέρια του θερμοκηπίου κατά τη λειτουργία τους, παρά μόνο υδρατμούς. Η διαφορά μεταξύ τους έγκειται στο ότι η ηλεκτρική ενέργεια στα FCEVs παράγεται από την αντίδραση μεταξύ οξυγόνου και συμπιεσμένου υδρογόνου μέσα στην κυψέλη υδρογόνου, ενώ στα ΒEVs η ηλεκτρική ενέργεια προέρχεται αποκλειστικά από μια επαναφορτιζόμενη μπαταρία.  

 

Σε σχέση με τα ηλεκτρικά οχήματα με μπαταρία, τα οχήματα με κυψέλες υδρογόνου παρουσιάζουν συγκεκριμένα πλεονεκτήματα:

•      Μεγαλύτερη αυτονομία, διανύοντας ως και 800 χλμ χωρίς την ανάγκη επανατροφοδοσίας. Ωστόσο η πρόοδος στην τεχνολογία των μπαταριών προβλέπεται να αμβλύνει αυτό το μειονέκτημα των ηλεκτρικών οχημάτων με μπαταρία. Ήδη σήμερα υπάρχει μοντέλο BEV με αυτονομία που αγγίζει τα 650 χλμ.  

•      Ταχύτερη φόρτιση. Φορτίζονται 10-15 φορές πιο γρήγορα από τα ηλεκτρικά οχήματα σε χρόνους που είναι συγκρίσιμοι με τους αντίστοιχους συμβατικών οχημάτων. Συνεπώς οι σταθμοί επανατροφοδοσίας οχημάτων με υδρογόνο απαιτούν 10-15 φορές μικρότερο χώρο από τους αντίστοιχους σταθμούς ηλεκτρικής φόρτισης για την εξυπηρέτηση του ίδιου αριθμού οχημάτων, πράγμα το οποίο αποτελεί πλεονέκτημα ειδικά σε πυκνοκατοικημένες περιοχές αλλά και σε μεγάλους αυτοκινητόδρομους. 

•      Μικρότερο όγκο και βάρος. Με σημερινές τεχνολογίες μια μπαταρία κατάλληλη για ένα φορτηγό 40 τόνων, ζυγίζει γύρω στους 3 τόνους, μειώνοντας αντίστοιχα το ωφέλιμο φορτίο. Τέτοιο πρόβλημα όμως δεν υπάρχει με τις κυψέλες υδρογόνου, οι οποίες, λόγω της μεγαλύτερης ενεργειακής πυκνότητας του υδρογόνου, είναι ελαφρύτερες από τις μπαταρίες και άρα καταλληλότερες για μεγάλα οχήματα, λεωφορεία και φορτηγά.

•      Εξισορρόπηση της ζήτησης. Προσφέρουν εμμέσως υπηρεσίες εξισορρόπησης καθώς η αυξημένη χρήση τους θα μειώνει τις αιχμές ζήτησης που θα δημιουργούνται από την ανάγκη ταυτόχρονης φόρτισης μεγάλου αριθμού BEV συγκεκριμένες ώρες της ημέρας, ειδικά στις μεγάλες πόλεις.  

 

Ωστόσο τα FCEVs χαρακτηρίζονται από σημαντικά μειονεκτήματα: 

•      Yψηλότερο κόστος αγοράς. Παρά τη μείωση των τιμών τα τελευταία χρόνια, από τα διαθέσιμα σήμερα μοντέλα FCEV στην αγορά της Καλιφόρνια των ΗΠΑ, το φθηνότερο κοστίζει $57,500 ενώ τα BEV ξεκινούν από τα $30,700 μη συμπεριλαμβανομένων εκπτώσεων και ειδικών κινήτρων.

•      Χαμηλότερο βαθμό απόδοσης. Λόγω της ανάγκης πολλών μετατροπών ενέργειας από την πηγή παραγωγής ως το όχημα, τα FCEV απαιτούν περισσότερη ενέργεια για να διανύσουν την ίδια απόσταση σε σχέση με τα BEV. Επιστήμονες υπολογίζουν πώς για τη διοχέτευση της ίδιας ποσότητας ενέργειας 60 KWh στους τροχούς ενός οχήματος, ένα BEV θα απαιτήσει 79 KWh πρωτογενούς ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από ανανεώσιμες πηγές (βαθμός απόδοσης 76%), ενώ ένα FCEV, 202 KWh (βαθμός απόδοσης 30%).

Σημειώνεται όμως πως τα FCEV έχουν υψηλότερο βαθμό απόδοσης από τα συμβατικά οχήματα που αξιοποιούν μόλις το 12%-30% της ενέργειας που περιέχεται στο καύσιμο για την κίνηση του οχήματος. 

•      Υψηλότερο κόστος καυσίμου, πράγμα που είναι συνδυασμός του σημερινού υψηλού κόστους παραγωγής υδρογόνου και του χαμηλότερου βαθμού απόδοσης από την πηγή στους τροχούς (well to wheel) των FCEVs σε σχέση με αυτόν των BEVs. 

•      Διπλάσιο κόστος εγκατάστασης σταθμών ανεφοδιασμού. Σήμερα η κατασκευή ενός σταθμού ανεφοδιασμού υδρογόνου κοστίζει γύρω στα €4000/όχημα, ενώ το αντίστοιχο κόστος για σταθμούς ταχείας φόρτισης BEVs κυμαίνεται στα €2000/όχημα. Η πύκνωση του δικτύου των σταθμών ανεφοδιασμού αναμένεται να μειώσει το κόστος κατασκευής, ενώ παράλληλα το κόστος σταθμών φόρτισης BEVs αναμένεται να αυξηθεί λόγω κορεσμού των τοπικών δικτύων. Εκτιμάται ότι σε βάθος χρόνου το κόστος κατασκευής τόσο των νέων σταθμών ανεφοδιασμού υδρογόνου όσο και των σταθμών φόρτισης BEVs θα ισορροπήσει στα €2500/όχημα.

Σχήμα 8: Διαδρομή «από την πηγή στους τροχούς» για ηλεκτρικά οχήματα με μπαταρία (BEV) και ηλεκτρικά οχήματα με κυψέλες υδρογόνου (FCEV)58

Αυτή τη στιγμή κυκλοφορούν πέντε (5) μοντέλα επιβατικών FCEVs, ενώ λεωφορεία με κυψέλες υδρογόνου ήδη κυκλοφορούν σε 14 ευρωπαϊκές πόλεις όπως το Αμπερντήν, η Αντβέρπ, η Κολωνία, το Λονδίνο, το Όσλο, η Ρίγα κλπ. Επιπλέον, ταξί με κυψέλες υδρογόνου κυκλοφορούν στο Λονδίνο, το Παρίσι, τις Βρυξέλλες και το Αμβούργο. Σε ό,τι αφορά το μέλλον, 25 επιπλέον μοντέλα επιβατικών FCEVs έχουν ανακοινωθεί για την επόμενη πενταετία, ενώ τρεις (3) εταιρίες (οι δύο (2) στην Ευρώπη) έχουν ανακοινώσει την παραγωγή φορτηγών με κυψέλες υδρογόνου. Επίσης η κοινοπραξία έξι (6) εταιριών με δραστηριότητες στην αλυσίδα του υδρογόνου “H2 Bus Europe” θα χρηματοδοτήσει την αγορά 600 νέων λεωφορείων με κυψέλες υδρογόνου ως το 2023 σε Ηνωμένο Βασίλειο, Δανία και Λετονία αξιοποιώντας τους ευρωπαϊκούς πόρους του Connecting Europe Facility.

 

Η δυναμική ανάπτυξης υποδομών ανεφοδιασμού υδρογόνου είναι σήμερα χαμηλή. Υπάρχουν μόλις 120 σταθμοί ανεφοδιασμού υδρογόνου σε ολόκληρη την Ευρώπη μέσα ή γύρω από αστικά κέντρα (84 στη Γερμανία), ενώ διάφορες ευρωπαϊκές χώρες έχουν δηλώσει την πρόθεσή τους να κατασκευάσουν 750 ακόμα συνολικά μέσα στην επόμενη πενταετία. Η σύγκριση σε υποδομές είναι συντριπτική υπέρ των BEVs καθώς στην Ευρώπη υπάρχουν σήμερα ήδη περισσότεροι από 175.000 σταθμοί φόρτισης ηλεκτρικών οχημάτων κάτω των 22 ΚW και 19,500 ταχείας φόρτισης (άνω των 22KW), εμφανίζοντας εκθετικό ρυθμό ανάπτυξης τα τελευταία χρόνια.  

 

Σιδηροδρομικές μεταφορές: Ο εξηλεκτρισμός είναι η προτιμητέα οδός για νέες σιδηροδρομικές γραμμές αλλά για υφιστάμενες, οι κυψέλες υδρογόνου αποτελούν μια υποσχόμενη τεχνολογία για την αντικατάσταση του ντήζελ ως βασικού καυσίμου των τρένων συμβάλλοντας έτσι στην απανθρακοποίηση των σιδηροδρομικών μεταφορών. Οι σχετικές υποδομές τροφοδοσίας με υδρογόνο μπορούν να αναπτυχθούν σχετικά εύκολα και γρήγορα στο υφιστάμενο σιδηροδρομικό δίκτυο. Το πρώτο πιλοτικό έργο αντικατάστασης ντηζελοκίνητου με υδρογονοκίνητο τρένο με κυψέλες υδρογόνου βρίσκεται ήδη σε δοκιμαστική λειτουργία στη Γερμανία από τον Σεπτέμβριο του 2018, ενώ επιπλέον έργα έχουν ανακοινωθεί στη Γαλλία, την Αυστρία και το Ηνωμένο Βασίλειο.   

 

Θαλάσσιες μεταφορές: Ο ρόλος που μπορεί να παίξει το υδρογόνο στην απανθρακοποίηση των θαλάσσιων μεταφορών είναι ιδιαίτερα σημαντικός αν αναλογιστεί κανείς ότι το 90% όλων των εμπορευμάτων μεταφέρονται μέσω θαλάσσης και ότι αυτές οι μεταφορές ευθύνονται για το 3% των παγκοσμίων εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου, παρουσιάζοντας μάλιστα έντονα αυξητικές τάσεις. Ως αποτέλεσμα, τον Απρίλιο του 2018, η ναυτιλιακή βιομηχανία δεσμεύτηκε για μείωση των εκπομπών κατά τουλάχιστον 50% ως το 2050. Η επίτευξη αυτού του στόχου που για πολλούς είναι χαμηλής φιλοδοξίας, θα απαιτήσει νέα πλοία, νέες μηχανές και προπάντων νέα καύσιμα. 

 

Οι κυψέλες υδρογόνου μπορούν να χρησιμοποιηθούν και στις θαλάσσιες και τις ποτάμιες μεταφορές μειώνοντας τις εκπομπές CO₂, και άλλων αέριων ρύπων, όπως η σκόνη, τα οξείδια του αζώτου και οξείδια του θείου που εκπέμπονται από τα συμβατικά πλοία. To πρώτο επιβατικό πλοίο με κυψέλες υδρογόνου είναι το Energy Observer που πλέει με τη Γαλλική σημαία. Είναι σε θέση να παράγει το υδρογόνο που καταναλώνει για να κινείται μέσω ηλεκτρόλυσης του θαλασσινού νερού και συνδυασμένης χρήσης αιολικής, ηλιακής και υδροηλεκτρικής ενέργειας, ενώ παράλληλα είναι εξοπλισμένο και με μπαταρία ιόντων λιθίου για μικρής διάρκειας αποθήκευση της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας. Επιπλέον, βρίσκονται σε εξέλιξη δύο πιλοτικά έργα που αφορούν υδρογονοκίνητα πλοία. Το έργο MARANDA που ξεκίνησε το 2017 έχει στόχο την κατασκευή ενός  συστήματος μετάδοσης κίνησης με κυψέλες υδρογόνου ισχύος 165 KW για την τροφοδοσία των ηλεκτρικών εξαρτημάτων ενός ερευνητικού πλοίου που διεξάγει έρευνα στην παγωμένη Αρκτική. Το έργο FLAGSHIPS αφορά τη χρήση κυψελών υδρογόνου ισχύος 1 ΜW σε ένα ποταμόπλοιο και σε ένα πλοίο που μεταφέρει επιβάτες και οχήματα. Η προοπτική κατασκευής μεγάλων πλοίων με κυψέλες υδρογόνου παρουσιάζει σημαντική δυναμική. Τον Σεπτέμβριο του 2017 η Νορβηγική Viking Cruises ανακοίνωσε ότι θα κατασκευάσει το πρώτο κρουαζιερόπλοιο με κυψέλες υδρογόνου και χρήση υγροποιημένου υδρογόνου μήκους 230 μέτρων με δυνατότητα να φιλοξενεί 900 επιβάτες και πλήρωμα 500 ατόμων. Τέλος, τον Απρίλιο του 2020 η ABB υπέγραψε μνημόνιο συνεργασίας με την Hydrogène de France (HDF) με στόχο την ανάπτυξη κυψελών υδρογόνου της τάξης πλέον των MW για εμπορικά πλοία, όπως πλοία μεταφοράς εμπορευματοκιβωτίων (container) και δεξαμενόπλοιων.

 

Αεροπορικές μεταφορές: O κλάδος των αεροπορικών μεταφορών είναι υπεύθυνος για περίπου το 3% των συνολικών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου της ΕΕ και το 2% παγκοσμίως. Όπως συμβαίνει και με τη ναυτιλία, οι εκπομπές από αερομεταφορές παρουσιάζουν έντονα αυξητικές τάσεις. Το 2017 οι ετήσιες εκπομπές ήταν 60% υψηλότερες από αυτές του 2005, ενώ προβλέπεται ότι χωρίς τη λήψη μέτρων, οι εκπομπές από τη διεθνή αεροπλοΐα το 2050 θα τριπλασιαστούν σε σχέση με το 2015. Για την επίτευξη της κλιματικής ουδετερότητας, η Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία έχει θέσει ως στόχο τη μείωση των εκπομπών από τις μεταφορές κατά 90% σε σχέση με τα επίπεδα του 1990 και οι αεροπορικές μεταφορές πρέπει να συνεισφέρουν σε αυτόν τον στόχο. Ωστόσο, η απανθρακοποίηση του κλάδου παρουσιάζει μεγάλες προκλήσεις. Η απευθείας χρήση του υδρογόνου ως καυσίμου βρίσκεται σε πρώιμο διερευνητικό στάδιο σε μικρά πιλοτικά αεροσκάφη, όπως το Γερμανικό τετραθέσιο HY4. Παρά το γεγονός ότι τον Σεπτέμβριο του 2020 η Airbus ανακοίνωσε την πρόθεσή της να θέσει σε εμπορική λειτουργία το πρώτο επιβατικό αεροπλάνο που θα κινείται εξολοκλήρου από υδρογόνο, η εκτενέστερη χρήση καθαρού υδρογόνου θα απαιτήσει πολλή περισσότερη έρευνα και πιθανότατα μεγάλες αλλαγές στον σχεδιασμό των αεροσκαφών και των υποδομών τροφοδοσίας και αποθήκευσης καυσίμων στα αεροδρόμια. Περισσότερες έρευνες πραγματοποιούνται σήμερα στην κατεύθυνση του εξηλεκτρισμού των αεροπορικών μεταφορών αλλά και εκεί υπάρχουν σοβαροί περιορισμοί που σχετίζονται με το βάρος της μπαταρίας και το κόστος. Η χρήση συνθετικών καυσίμων που περιέχουν πράσινο υδρογόνο και CO₂ συμπληρωματικά με βιοκαύσιμα εμφανίζει περισσότερες προοπτικές καθώς σε αντίθεση με το καθαρό υδρογόνο, δεν απαιτεί δραστικές αλλαγές στον σχεδιασμό των αεροσκαφών και τις υποδομές τροφοδοσίας και αποθήκευσης καυσίμων. Ωστόσο, τα καύσιμα αυτά δεν εκμηδενίζουν τις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου και το κόστος τους είναι σήμερα 4-6 φορές υψηλότερο σε σχέση με αυτό της κηροζίνης. Ακόμα και σε βάθος χρόνου προβλέπεται ότι το κόστος των συνθετικών καυσίμων που βασίζονται στο υδρογόνο δεν θα πέσει κάτω από 1,5 φορά το κόστος των συμβατικών καυσίμων. Επομένως θεωρείται βέβαιο ότι η εκτεταμένη χρήση τους θα οδηγήσει σε σημαντική αύξηση της τιμής των εισιτηρίων⁴³.    

Κτίρια
Λόγω της εκτεταμένης χρήσης ορυκτών καυσίμων, οι ενεργειακές χρήσεις των κτιρίων είναι υπεύθυνες για το 28% των παγκοσμίων εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου που σχετίζονται με την ενέργεια. Ο εξηλεκτρισμός της θέρμανσης και η εκτεταμένη χρήση αντλιών θερμότητας σε συνδυασμό με αυξημένη διείσδυση των ΑΠΕ στο μίγμα ηλεκτροπαραγωγής, αποτελεί το βασικό εργαλείο για την απανθρακοποίηση του κτιριακού τομέα. Ωστόσο η εγκατάσταση αντλιών θερμότητας, ειδικά σε παλιά κτίρια, συνοδεύεται συχνά από σημαντικές δυσκολίες, ενώ ο πλήρης εξηλεκτρισμός της θέρμανσης του κτιριακού τομέα θα οδηγήσει σε μεγάλες διακυμάνσεις στη ζήτηση σε ηλεκτρική ενέργεια. Κατά συνέπεια, ο συνδυασμός εξηλεκτρισμού και χρήσης υδρογόνου για θέρμανση κτιρίων μπορεί να αποδειχθεί ιδανικός για την κάλυψη των αναγκών θέρμανσης στον δρόμο προς την κλιματική ουδετερότητα. Το υδρογόνο μπορεί να συμβάλλει σε αυτή την κατεύθυνση με τέσσερις τρόπους. Ειδικότερα:

 

Ανάμιξη υδρογόνου με ορυκτό αέριο (blending): Πρόκειται για την προσέγγιση με το χαμηλότερο κόστος καθώς δεν απαιτεί αλλαγές στo δίκτυο μεταφοράς, στα εξαρτήματα ή στις συσκευές τελικής χρήσης. Σήμερα υπάρχουν διάφορα πιλοτικά έργα που εξετάζουν διαφορετικά ποσοστά ανάμιξης υδρογόνου σε δίκτυα ορυκτού αερίου. 

 

Καθώς όμως το μερίδιο υδρογόνου στο σύνολο του μεταφερόμενου αερίου που είναι εφικτό με υπάρχουσες υποδομές χωρίς προβλήματα απωλειών και διαφυγής, αναφλέξεων, ευστάθειας φλόγας κλπ, κυμαίνεται μεταξύ 5% και 20%, η προσέγγιση αυτή έχει περιορισμένες δυνατότητες συμβολής στην επίτευξη του στόχου της κλιματικής ουδετερότητας. Επιπλέον, ακόμα και σε αυτά τα χαμηλά ποσοστά, η ανάμιξη υδρογόνου σε δίκτυα ορυκτού αερίου συνοδεύεται από σημαντικά μειονεκτήματα ή τεχνολογικές προκλήσεις. Πιο συγκεκριμένα, επειδή η ογκομετρική ενεργειακή πυκνότητα του υδρογόνου είναι το ένα τρίτο αυτής του ορυκτού αερίου, η ανάμιξη με υδρογόνο μειώνει το τελικό ενεργειακό περιεχόμενο που μεταφέρεται στον αγωγό και επομένως οι τελικοί καταναλωτές θα πρέπει να χρησιμοποιούν μεγαλύτερες ποσότητες αερίου για να καλύψουν τις ίδιες ανάγκες. Υπολογίζεται ότι για ένα ποσοστό ανάμιξης 3%, μειώνεται κατά 2% η ενέργεια που μεταφέρεται στον αγωγό. Επίσης, το υδρογόνο καίγεται πιο γρήγορα από το μεθάνιο, βασικό συστατικό του ορυκτού αερίου, αυξάνοντας τον κίνδυνο διασποράς της φλόγας. Το μέγιστο ποσοστό ανάμιξης υδρογόνου σε ένα δίκτυο καθορίζεται από τους τεχνικούς περιορισμούς των εξαρτημάτων που είναι συνδεδεμένα σε αυτό, επομένως αναγκαστικά προσδιορίζεται ανά περίπτωση, ενώ η μεταβολή στα κλάσματα όγκου του υδρογόνου που αναμιγνύονται με το ορυκτό αερίου δεν αποτελεί επιλογή, καθώς θα καταστρέψει τις συσκευές και τα εξαρτήματα που είναι συνδεδεμένα με το δίκτυο. 

 

Παρά τα παραπάνω προβλήματα, η ανάμιξη υδρογόνου σε υφιστάμενα δίκτυα ορυκτού αερίου μπορεί, σε ένα αρχικό στάδιο, να συμβάλλει στην ωρίμανση τεχνολογιών υδρογόνου. Για παράδειγμα, ένα κατ’ όγκο μερίδιο 3% υδρογόνου στη παγκόσμια ζήτηση ορυκτού αερίου (περίπου 3900 δισεκατομμύρια κυβικά μέτρα το 2018) υπολογίζεται ότι θα απαιτούσε σχεδόν 12 εκ. τόνους υδρογόνου. Αν αυτή η ποσότητα προερχόταν από ηλεκτρόλυση, θα απαιτούσε γύρω στα 100 GW ισχύος ηλεκτρολυτικών συστημάτων με 50% συντελεστή χρήσης, πράγμα που εκτιμάται ότι θα οδηγούσε σε μια μείωση του κόστους  εγκατάστασης των συστημάτων ηλεκτρόλυσης της τάξης του 50%⁴³, συμβάλλοντας έτσι στη μείωση του συνολικού κόστους παραγωγής του πράσινου υδρογόνου. 

 

Παραγωγή συνθετικού μεθανίου (Synthetic Natural Gas - SNG): Το συνθετικό μεθάνιο μπορεί να παραχθεί από πράσινο υδρογόνο και διοξείδιο του άνθρακα μέσω τεχνολογιών δέσμευσης,  αποθήκευσης ή και χρήσης CO₂ (CCS/CCU) και μπορεί να αναμιχθεί επίσης στο υφιστάμενο δίκτυο με ορυκτό αέριο, ή και να το αντικαταστήσει πλήρως, και στη συνέχεια να αξιοποιηθεί για την κάλυψη των ενεργειακών αναγκών των κτιρίων για διεργασία παραγωγής SNG). Το θετικό αυτής της προσέγγισης είναι η συμβατότητα με το υφιστάμενο δίκτυο, τα εξαρτήματα και τις συσκευές τελικής χρήσης αλλά και η αποφυγή των προαναφερθέντων μειονεκτημάτων της ανάμιξης υδρογόνου με ορυκτό αέριο λόγω της χημικής συγγένειας του συνθετικού μεθανίου με το ορυκτό αέριο. Ωστόσο, παρά τις προσπάθειες δεκαετιών οι τεχνολογίες CCS/CCU δεν έχουν ωριμάσει επαρκώς, ενώ ο βαθμός απόδοσης της  διεργασίας παραγωγής συνθετικού μεθανίου παραμένει χαμηλός, ανεβάζοντας έτσι το κόστος παραγωγής. Το έργο επίδειξης STORE&GO διάρκειας 4 ετών (2016-2020) με τη συμμετοχή 27 εταίρων, είχε ως στόχο να αντιμετωπίσει κάποιες από αυτές τις προκλήσεις διερευνώντας την αποτελεσματικότητα τριών διαφορετικών διεργασιών παραγωγής συνθετικού μεθανίου δυναμικότητας 200KW-1MW, με το παραγόμενο μεθάνιο να διοχετεύεται στη συνέχεια στο υφιστάμενο δίκτυο ορυκτού αερίου. Παρά τα πλεονεκτήματα του συνθετικού μεθανίου έναντι του καθαρού υδρογόνου, η Διεθνής Υπηρεσία Ενέργειας εκτιμά ότι η ανάμιξη συνθετικού μεθανίου με ορυκτό  αέριο θα παραμείνει ακριβότερη. 

Σχήμα 9: Διάγραμμα ροής για παραγωγή συνθετικού μεθανίου από πράσινο υδρογόνο και CO2 με χρήση τεχνολογιών CCS/CCU

Χρήση 100% υδρογόνου: Τα προβλήματα της ανάμιξης υδρογόνου με ορυκτό αέριο μπορούν να ξεπεραστούν αν, για την κάλυψη των αναγκών των κτιρίων, χρησιμοποιηθεί καθαρό υδρογόνο 100% αντί για μίγματα υδρογόνου και ορυκτού αερίου. Ωστόσο κάτι τέτοιο θα απαιτήσει την αναβάθμιση ή και την πλήρη αντικατάσταση του χάλυβα των υφιστάμενων αγωγών μεταφοράς, από υλικά που δεν διαβρώνονται και δεν επιτρέπουν τη διαφυγή υδρογόνου, όπως το πολυαιθυλένιο και τα ενισχυμένα πολυμερή. Επίσης θα πρέπει να αντικατασταθούν οι περισσότερες από τις συσκευές τελικής χρήσης (λέβητες, δεξαμενές ζεστού νερού, φούρνοι) που δεν είναι σχεδιασμένες να λειτουργούν με καθαρό υδρογόνο⁴⁶. Το έργο Η21 Leeds City Gate σχεδιάζει να μετατρέψει το Leeds  στο Ηνωμένο Βασίλειο  σε μια πόλη που χρησιμοποιεί 100% υδρογόνο αξιοποιώντας το υφιστάμενο δίκτυο, το οποίο επιβεβαιώθηκε το 2016 ότι μπορεί να χρησιμοποιηθεί για τη μεταφορά υδρογόνου. Για να το πετύχει τον στόχο του 100% υδρογόνου το έργο στοχεύει στην παραγωγή 180 KtH₂/χρόνο ως το 2025 και 2000 KtH₂/χρόνο ως το 2035. Το υδρογόνο όμως δεν θα είναι πράσινο αλλά θα παράγεται μέσω της διεργασίας αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό (SMR) με πρώτη ύλη το ορυκτό αέριο.   

 

Κυψέλες υδρογόνου για κτίρια: Το υδρογόνο μπορεί επίσης να χρησιμοποιηθεί για την κάλυψη των ενεργειακών αναγκών των κτιρίων μέσω ολοκληρωμένων συστημάτων συμπαραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας με κυψέλες υδρογόνου, οδηγώντας έτσι στην πλήρη απεξάρτηση των κτιρίων από καυστήρες και λέβητες. Σήμερα υπάρχουν εγκατεστημένα γύρω στα 3,000 τέτοια συστήματα σε όλη την Ευρώπη, ενώ μέσω διαφόρων χρηματοδοτικών προγραμμάτων, σχεδιάζεται η εγκατάσταση 25,000 συστημάτων σε 11 χώρες ως το 2021. Επιπλέον, χώρες παρέχουν ειδικά κίνητρα για την εγκατάσταση συστημάτων συμπαραγωγής με κυψέλες υδρογόνου σε κτίρια μέσω κρατικών επιδοτήσεων (Γερμανία) ή εγγυημένων τιμών (Ηνωμένο Βασίλειο)⁴⁶. Μεγαλύτερη δυναμική όμως της συγκεκριμένης τεχνολογίας εμφανίζεται στην Ιαπωνία μέσω του προγράμματος μεγάλης κλίμακας ENE-FARM, που εγκατέστησε το πρώτο τέτοιο σύστημα το 2009, ενώ ως το 2017 είχαν εγκατασταθεί 250,000 τέτοια συστήματα στη χώρα. Ο στόχος είναι ως το 2050 να εγκατασταθούν 5,3 εκατομμύρια (το 10% των κατοικιών) τέτοια συστήματα. Χάρη σε αυτό το πρόγραμμα, το κόστος εγκατάστασης μιας τέτοιας μονάδας έπεσε κατά 70% σε λιγότερο από 10 χρόνια, και πιο συγκεκριμένα από περίπου $30,000 το 2009 σε περίπου 9,000 το 2018.  

Βιομηχανία
Υπάρχει ένα πολύ σημαντικό εύρος υφιστάμενων ή δυνητικών χρήσεων του υδρογόνου στη βιομηχανία που περιλαμβάνει τη χρήση του για παραγωγή θερμότητας υψηλών θερμοκρασιών σε διάφορα στάδια συγκεκριμένων βιομηχανικών διεργασιών, για απομάκρυνση διαφόρων ουσιών και κυρίως θείου αλλά και για αναβάθμιση διαφόρων βαρέων κλασμάτων πετρελαίου στα διυλιστήρια, για παραγωγή ευρύτατα χρησιμοποιούμενων χημικών ουσιών, όπως η αμμωνία και η μεθανόλη, αλλά και ως αναγωγικό μέσο αντί του άνθρακα στη διεργασία παραγωγής χάλυβα. Αν το υδρογόνο που χρησιμοποιείται σε αυτές τις πολυποίκιλες διεργασίες παράγεται από ηλεκτρόλυση με χρήση ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, τότε μπορεί να συμβάλλει καθοριστικά στην απανθρακοποίηση των αντίστοιχων βιομηχανικών κλάδων. Ειδικότερα:

 

Παροχή θερμότητας υψηλής θερμοκρασίας (high-grade heat): Ένα σημαντικό τμήμα των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου της βιομηχανίας προέρχεται από την καύση ορυκτών καυσίμων για την παροχή θερμότητας σε διάφορες κατηγορίες διεργασιών, όπως η τήξη, η αεριοποίηση, η ξήρανση αλλά και σε ενθόθερμες χημικές αντιδράσεις που απαιτούν ενέργεια για να πραγματοποιηθούν. Η θερμότητα μπορεί να χρησιμοποιείται είτε άμεσα, όπως για παράδειγμα σε έναν φούρνο ή έμμεσα για την παραγωγή ατμού και τη μεταφορά του εκεί που απαιτείται θερμότητα⁴³. Σε διεργασίες που απαιτούν θερμότητα χαμηλών και μέσων θερμοκρασιών (low- και medium-grade heat), όπως συμβαίνει στη βιομηχανία τροφίμων και χαρτιού, ο εξηλεκτρισμός είναι η ενδεδειγμένη μέθοδος για την απεξάρτηση από τα ορυκτά καύσιμα. Ωστόσο για την παραγωγή θερμότητας υψηλής θερμοκρασίας, μεγαλύτερης από 400500^οC (high grade heat) που απαιτείται σε διάφορα στάδια της παραγωγικής διαδικασίας στις βιομηχανίες τσιμέντου και χάλυβα, οι ηλεκτρικοί θερμαντήρες έχουν μειωμένη απόδοση. 

 

Οι διεργασίες που απαιτούν θερμότητα υψηλών θερμοκρασιών είναι υπεύθυνες για το 30% των συνολικών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου στη βιομηχανία τσιμέντου και το 45% στη βιομηχανία σιδήρου και χάλυβα⁴⁶, καθώς σήμερα η θερμότητα αυτή προέρχεται από την καύση λιθάνθρακα και λιγνίτη κατά 65%, ορυκτού αερίου κατά 20%, πετρελαίου κατά 10%, αλλά και σε μικρά ποσοστά βιομάζας και απορριμμάτων. Σε αυτού του είδους τις διεργασίες, η καύση υδρογόνου σε ειδικά διαμορφωμένους καυστήρες, μπορεί να υποκαταστήσει τη χρήση ρυπογόνων ορυκτών καυσίμων, πράγμα που γίνεται σήμερα αλλά σε ιδιαίτερα περιορισμένη κλίμακα σε διεργασίες που παράγεται υδρογόνο ως παραπροϊόν. Πέρα από τη συμβολή στην απανθρακοποίηση της βιομηχανίας στην περίπτωση χρήσης πράσινου υδρογόνου, το βασικό πλεονέκτημα της χρήσης υδρογόνου για παραγωγή θερμότητας υψηλών θερμοκρασιών είναι ότι δεν απαιτεί αλλαγή των υφιστάμενων υποδομών σε αντίθεση με τις αλλαγές που απαιτεί ο εξηλεκτρισμός. Το υδρογόνο σήμερα πρακτικά δεν χρησιμοποιείται στη βιομηχανία για παραγωγή θερμότητας υψηλών θερμοκρασιών λόγω του υψηλού του κόστους σε σχέση με το αντίστοιχο των συμβατικών καυσίμων. Μια λογική τιμή για το κόστος του υδρογόνου που θα πυροδοτήσει την επιθυμητή αλλαγή καυσίμου σε βιομηχανίες με διεργασίες που απαιτούν θερμότητα υψηλών θερμοκρασιών, είναι το άθροισμα της τιμής του ορυκτού αερίου και του κόστους του δικαιώματος εκπομπών CO₂ στο Ευρωπαϊκό Σύστημα Εμπορίας Δικαιωμάτων Εκπομπών (ΕΣΕΔΕ).     

 

Διυλιστήρια: Παραπάνω από το 50% του καθαρού υδρογόνου που παράγεται σήμερα (38 Μt από τους συνολικά 69 Μt ετησίως) αξιοποιείται στα διυλιστήρια, όπου το ακατέργαστο πετρέλαιο μετατρέπεται σε διάφορα προϊόντα κατάλληλα για τελική χρήση, όπως καύσιμα κίνησης ή πρώτες ύλες για την παραγωγή πετροχημικών προϊόντων (αλκένια, αρωματικοί υδρογονάνθρακες κλπ). Επειδή όμως το υδρογόνο που χρησιμοποιείται στα διυλιστήρια δεν παράγεται από ΑΠΕ αλλά από ορυκτά καύσιμα, οδηγεί στην έκλυση 230 Μt CO₂ ετησίως⁴³, γεγονός που σημαίνει ότι έχει ιδιαίτερο νόημα η προσπάθεια βελτίωσης των διεργασιών παραγωγής πράσινου υδρογόνου με στόχο την αντικατάσταση των ορυκτών καυσίμων σαν πρώτη ύλη για την παραγωγή υδρογόνου. Δύο είναι οι κυριότερες χρήσεις του υδρογόνου στα διυλιστήρια: Η υδρογονοκατεργασία (hydrotreatment) και η υδρογονοπυρόλυση

(hydrocracking).

 

Yδογονοκατεργασία είναι μια καταλυτική διεργασία στην οποία χρησιμοποιείται υδρογόνο σε υψηλή πίεση για να αφαιρούνται από τα υγρά κλάσματα του πετρελαίου ακαθαρσίες και προσμίξεις, όπως το άζωτο, το οξυγόνο, διάφορα μέταλλα και κυρίως το θείο. Για αυτό και συχνά η υδρογονοκατεργασία αναφέρεται και ως αποθείωση. Σήμερα τα διυλιστήρια αφαιρούν το 70% του θείου από το πετρέλαιο. Λόγω όμως της ατμοσφαιρικής ρύπανσης αναμένεται αυστηροποίηση της σχετικής νομοθεσίας ώστε να επιτευχθούν υψηλότερα επίπεδα αποθείωσης. H Διεθνής Υπηρεσία Ενέργειας εκτιμά, ότι εκπομπές θείου από τα προϊόντα των διυλιστηρίων το 2020 θα είναι 40% χαμηλότερες από τις αντίστοιχες του 2005, εκτίμηση που βασίζεται κυρίως στα νέα όρια 0,0015% για την περιεκτικότητα σε θείο των καυσίμων στα βενζινοκίνητα και πετρελαιοκίνητα οχήματα στην Κίνα και το αντίστοιχο όριο του 0,5% που έθεσε πρόσφατα ο Διεθνής Οργανισμός Ναυτιλίας (IMO), από το 2020. Η αυστηροποίηση όμως αυτή θα οδηγήσει και σε αυξημένες ανάγκες των διυλιστηρίων για υδρογόνο, γεγονός που καθιστά τα διυλιστήρια μια αγορά ικανή να προωθήσει την παραγωγή πράσινου υδρογόνου βοηθώντας στην ωρίμανση των αντίστοιχων τεχνολογιών παραγωγής. Υδογονοπυρόλυση είναι η καταλυτική διεργασία μέσω της οποίας τα βαρύτερα κλάσματα του πετρελαίου μετατρέπονται σε προϊόντα υψηλότερης αξίας (ελαφρά και μεσαία κλάσματα). Τέλος, εκτός από την υδρογονατεργασία και την υδρογονοπυρόλυση, κάποιες ποσότητες υδρογόνου που δεν ανακτώνται, καίγονται για παραγωγή ενέργειας μαζί με άλλα αέρια υποπροϊόντα. 

 

Αμμωνία: Η αμμωνία (NH₃) είναι μια χημική ουσία που χρησιμοποιείται κατά 80% περίπου για την παρασκευή λιπασμάτων, όπως η ουρία και το νιτρικό αμμώνιο, ενώ το υπόλοιπο χρησιμοποιείται στις βιομηχανίες εκρηκτικών, συνθετικών ινών, πλαστικών, νιτρικού οξέος και άλλων υλικών ειδικών χρήσεων, η ζήτηση των οποίων βαίνει αυξανόμενη. Παρασκευάζεται από υδρογόνο και ατμοσφαιρικό άζωτο σύμφωνα με την καταλυτική διεργασία Haber-Bosch: 

 

3H₂ + N₂ → 2NH₃  

 

Περισσότεροι από 31 Mt καθαρού υδρογόνου τον χρόνο χρησιμοποιούνται για την παρασκευή αμμωνίας, το 65% των οποίων παράγεται μέσω αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό και το 30% από αεριοποίηση λιθάνθρακα και λιγνίτη με αποτέλεσμα η μέση ένταση άνθρακα της παραγωγής υδρογόνου για αμμωνία να είναι 2,4 t CO₂/t NH₃. Η ζήτηση της αμμωνίας προβλέπεται να αυξάνεται κατά 1,7% κάθε χρόνο μεταξύ 2018 και 2030 με αποτέλεσμα να φτάσει τους 39 Mt το 2030⁴³. Η ζήτηση για λιπάσματα ειδικότερα αναμένεται να σταματήσει να αυξάνεται ή και να αρχίσει να μειώνεται σε ορισμένες περιοχές μετά το 2030, αλλά δεν θα συμβεί το ίδιο και με τη ζήτηση της αμμωνίας για άλλα χημικά ειδικών χρήσεων, η οποία θα εξακολουθήσει να παρουσιάζει αυξητικές τάσεις. 

 

Σήμερα το κόστος παραγωγής πράσινης αμμωνίας παραμένει σημαντικά υψηλότερο από αυτό της παρασκευής αμμωνίας μέσω της διεργασίας αναμόρφωσης μεθανίου με ατμό για την παραγωγή υδρογόνου ακόμα κι αν αυτή συνδυαστεί με τεχνολογίες δέσμευσης, αποθήκευσης και αξιοποίησης CO₂ (CCS/CCU). Προσφάτως ανακοινώθηκε ένα πιλοτικό έργο στην Ολλανδία χρηματοδοτούμενο από τη Δανέζικη Υπηρεσία Ενέργειας όπου η διεργασία Haber-Bosch για την παρασκευή αμμωνίας θα τροφοδοτείται από πράσινο υδρογόνο παραγόμενο από ένα σύστημα ηλεκτρόλυσης στερεού ηλεκτρολύτη (SOEC) και καθαρή ενέργεια. Η μονάδα παραγωγής «πράσινης αμμωνίας» αναμένεται να τεθεί σε λειτουργία το 2025. Εκτιμάται⁴³ ότι η ηλεκτρόλυση με ΑΠΕ για παραγωγή αμμωνίας θα γίνει οικονομικά ανταγωνιστική με την αναμόρφωση μεθανίου με ατμό σε συνδυασμό με CCS-CCU για τιμές ηλεκτρικής ενέργειας 1550$/ΜWh, υπό τις παραδοχές ότι το κόστος εγκατάστασης των συστημάτων ηλεκτρόλυσης μειώνεται κατά 50%, ο βαθμός απόδοσής της αυξάνεται κατά 15%, ενώ το κόστος του ορυκτού αερίου κυμαίνεται στο εύρος 3-10$/ΜBtu. Λόγω του πλήθους και της περιπλοκότητας των αλληλεπιδράσεων μεταξύ των παραμέτρων που επηρεάζουν τέτοιου είδους συγκρίσεις, οι παραπάνω εκτιμήσεις, καθώς και άλλες αντίστοιχες χαρακτηρίζονται από υψηλά επίπεδα αβεβαιότητας και μεγάλο εύρος τιμών στις κρίσιμες παραμέτρους (κόστος ηλεκτρικής ενέργειας, ορυκτού αερίου κλπ). 

  

Μεθανόλη: Η μεθανόλη (CH₃OH) είναι μια υγρή χημική ουσία που αποτελεί βασικό συστατικό εκατοντάδων χημικών προϊόντων τα οποία χρησιμοποιούμε στην καθημερινή μας ζωή αλλά και άλλων πολύ διαφορετικών χρήσεων. Ήδη από τον 19^ο αιώνα, αποτελεί ένα από τα πιο ευρέως χρησιμοποιούμενα χημικά προϊόντα της ανθρωπότητας. H μεγαλύτερης κλίμακας εφαρμογή της, που ευθύνεται για το ένα τρίτο της παγκόσμιας παραγωγής, είναι η χρήση της στην παρασκευή φορμαλδεΰδης η οποία στη συνέχεια χρησιμοποιείται ευρύτατα ως πρώτη ύλη για την παρασκευή ρητινών, κολλών και διαφόρων πλαστικών. Επίσης η μεθανόλη χρησιμοποιείται ευρέως στην παρασκευή οξικού οξέος, το οποίο με τη σειρά του αξιοποιείται για την παραγωγή πολυεστερικών υλικών και πλαστικών PET. Μία από τις νεώτερες και ταχύτερα αναπτυσσόμενες αγορές για τη μεθανόλη είναι η χρήση της για την παρασκευή ολεφινών (αιθυλένιο και προπυλένιο) που αποτελούν τη βάση της βιομηχανίας πλαστικών και οι οποίες ως τώρα παρασκευάζονταν κυρίως με πυρόλυση υδρογονανθράκων όπως το αιθάνιο και η νάφθα. Επιπλέον, σε πρώιμο στάδιο βρίσκεται η χρήση μεθανόλης για παραγωγή αρωματικών υδρογονανθράκων (βενζένιο, τολουένιο, ξυλένιο κλπ).

 

Εκτός από πρώτη ύλη για την παρασκευή χημικών ουσιών, η μεθανόλη χρησιμoποιείται στη διεργασία της βιολογικής απονίτρωσης των λυμάτων (wastewater treatment) λειτουργώντας ως τροφή για τα αναερόβια βακτήρια. Επίσης, χρησιμοποιείται και ως καύσιμο σε μηχανές εσωτερικής καύσης επιβατικών οχημάτων, φορτηγών και λεωφορείων. Στην Κίνα μάλιστα η μεθανόλη έχει μερίδιο 7% ανάμεσα στα καύσιμα που χρησιμοποιούνται στις οδικές μεταφορές. Επίσης, διερευνάται η χρήση της μεθανόλης ως καύσιμο για τη ναυτιλία λόγω της πρόσφατης αυστηροποίησης της νομοθεσίας σχετικά με την περιεκτικότητα των καυσίμων σε θείο και του γεγονότος ότι η μεθανόλη δεν περιέχει θείο. Επιπλέον, η μεθανόλη χρησιμοποιείται στην παρασκευή βιοντήζελ αλλά και διμεθυλαιθέρα (DME) που αποτελούν υποκατάστατα του ντήζελ κίνησης. Επίσης, χρησιμοποιείται πλέον και σε ειδικές κυψέλες μεθανόλης (Direct Methanol Fuel Cells -DMFCs) παράγοντας ηλεκτρική ενέργεια αφού προηγουμένως απελευθερωθεί το υδρογόνο που περιέχει η μεθανόλη στην άνοδο της κυψέλης. Τέλος, στην Κίνα ιδιαίτερα, η μεθανόλη χρησιμοποιείται ως καύσιμο που καίγεται απευθείας σε βιομηχανικούς λέβητες και οικιακούς φούρνους. 

 

Υπάρχουν 90 μονάδες παγκοσμίως σήμερα που παράγουν μεθανόλη με δυναμικότητα παραγωγής 110 εκ. τόνων ή 128 εκ. κυβικών μέτρων ετησίως. Η μεθανόλη παρασκευάζεται από το συνθετικό αέριο (syngas) υπό πίεση 50-100 atm και θερμοκρασία 250^oC χρησιμοποιώντας μίγμα χαλκού και οξειδίων του ψευδαργύρου ως καταλύτη, σύμφωνα με τη χημική αντίδραση:

 

CO + 2 H₂ → CH₃OH  

 

Σήμερα, η παγκόσμια ζήτηση υδρογόνου για την παραγωγή μεθανόλης είναι 12 Mt. Δεδομένου όμως ότι η ζήτησή της παρουσιάζει αυξητικές τάσεις της τάξης του 3,6% ετησίως, αναμένεται ότι ως το 2030 η παγκόσμια ζήτηση υδρογόνου για την παρασκευή μεθανόλης θα φτάσει τους

19 Mt⁴³.

 

Όπως και στην περίπτωση της αμμωνίας, το συντριπτικά μεγαλύτερο ποσοστό του υδρογόνου που χρησιμοποιείται για την παρασκευή της μεθανόλης παράγεται με πρώτη ύλη τα ορυκτά καύσιμα. Εκτιμάται⁴³ ότι η ηλεκτρόλυση με ΑΠΕ στη διαδικασία παραγωγής μεθανόλης θα γίνει οικονομικά ανταγωνιστική με την αναμόρφωση μεθανίου με ατμό σε συνδυασμό με CCS-CCU για τιμές ηλεκτρικής ενέργειας 10-65$/ΜWh, και υπό τις ίδιες παραδοχές όπως στην περίπτωση της αμμωνίας. 

 

Χάλυβας: Οι χαλυβουργίες σήμερα στην Ευρώπη είναι υπεύθυνες για το 4% των συνολικών εκπομπών CO₂ της ΕΕ και το 22% των εκπομπών CO₂ όλων των κλάδων της βιομηχανίας. Υπάρχουν δύο βασικές διεργασίες για την παραγωγή του χάλυβα . Η πρώτη χρησιμοποιεί σιδηρομετάλλευμα το οποίο μετατρέπεται με τη βοήθεια οπτάνθρακα (coke) σε χυτοσίδηρο μέσα σε υψικάμινους (blast furnaces - BF). Ο χυτοσίδηρος στη συνέχεια μετατρέπεται σε χάλυβα με την έμφυση οξυγόνου σε βασικές καμίνους οξυγόνου (basic oxygen furnaces - BOF). Η διεργασία αυτή έχει το μεγαλύτερο μερίδιο αγοράς στην παραγωγή του χάλυβα της ΕΕ σήμερα και εκπέμπει 1,72 τόνους CO₂ για κάθε τόνο παραγόμενου χάλυβα λόγω της εκτεταμένης χρήσης άνθρακα στη διεργασία παραγωγής χάλυβα. 

 

Η δεύτερη διεργασία ανακυκλώνει παλιοσίδερα (scrap) αντί για σιδηρομετάλλευμα, το οποίο μετατρέπεται σε χάλυβα μέσα σε καμίνους ηλεκτρικού τόξου (electric arc furnaces - EAF), έχει το δεύτερο μεγαλύτερο μερίδιο αγοράς και πολύ χαμηλότερες μοναδιαίες εκπομπές 0,3 τόνων CO₂ για κάθε τόνο παραγόμενου χάλυβα. Οι εκπομπές εξαρτώνται από το μίγμα ηλεκτρισμού που χρησιμοποιείται για την ηλεκτροκάμινο. Θεωρητικά η διεργασία αυτή θα μπορούσε να καταστήσει την παραγωγή χάλυβα κλιματικά ουδέτερη αλλά κάτι τέτοιο δεν είναι εφικτό τόσο λόγω της χαμηλής διαθεσιμότητας παλιοσίδερων που δεν μπορεί να καλύψει όλες τις ανάγκες σε χάλυβα, όσο και λόγω της αδυναμίας παραγωγής χάλυβα υψηλής ποιότητας με αυτή τη μέθοδο.

 

Σχήμα 10: Οι δύο βασικές διεργασίες παραγωγής χάλυβα. Η διεργασία BF-BOF μετατροπής σιδηρομεταλλεύματος σε χυτοσίδηρο μέσα σε υψικαμίνους BF και στη συνέχεια η μετατροπή του χυτοσιδήρου σε χάλυβα σε βασικές καμίνους έμφυσης οξυγόνου BOF (αριστερά), και η διεργασία μετατροπής παλιοσίδερων σε χάλυβα μέσα σε ηλεκτροκαμίνους EAF (δεξιά).

Ένας τρόπος για να μειωθούν οι εκπομπές CO₂ από την πρώτη διεργασία παραγωγής χάλυβα BF-BOF είναι η μετατροπή βιομάζας σε οπτάνθρακα για αντικατάσταση του λιθάνθρακα. Πρόκειται για μια τεχνική που βρίσκεται στη φάση της έρευνας, η οποία σε κάθε περίπτωση θα απαιτήσει σημαντικές επενδύσεις για την αλλαγή του σχεδιασμού των υψικαμίνων. Ένας επιπλέον τρόπος για μείωση των εκπομπών χρησιμοποιεί τεχνολογίες αποδέσμευσης και αποθήκευσης άνθρακα (CCS) για να δεσμεύσει το CO₂ που εκπέμπεται από τη διεργασία BFBOF. Οι τεχνολογίες CCS όμως δεν έχουν ακόμα αποδείξει την αποτελεσματικότητά τους, εξαρτώνται από τη διαθεσιμότητα χώρων αποθήκευσης CO₂, ενώ απαιτούν σημαντικές ποσότητες ενέργειας, και άρα έχουν επιπλέον κόστος.

 

Τέλος, υπάρχει η διεργασία του σιδήρου άμεσης αναγωγής (Direct Reduced Iron – DRI) που έχει τις πιο μεγάλες προοπτικές για την επίτευξη της απανθρακοποίησης στη χαλυβουργία παρά το γεγονός ότι αυτή τη στιγμή έχει ένα πολύ μικρό μερίδιο αγοράς στην παραγωγή του χάλυβα με χρήση, για την αναγωγή σιδηρομεταλλευμάτων, μόνο 4 MtH₂/χρόνο τόσο σε καθαρή μορφή όσο και σε μορφή προσμίξεων. Σε αυτήν, το σιδηρομετάλλευμα, είτε σε μορφή σβώλων είτε σε μορφή λεπτής σκόνης ανάγεται απευθείας σε σίδηρο DRI με τη χρήση υδρογόνου αντί οπτάνθρακα, αντιστοίχως, είτε μέσα σε φρεατοκάμινο (shaft furnace) είτε μέσα σε ρευστοποιημένη κλίνη (fluidized bed). Στη συνέχεια, ο σίδηρος DRI τροφοδοτείται στην ηλεκτροκάμινο (EAF) μαζί με παλιοσίδερα και μετατρέπονται σε χάλυβα. Το μεγάλο πλεονέκτημα της τεχνικής DRI –EAF είναι η δυνατότητα μηδενισμού των εκπομπών CO₂, υπό την προϋπόθεση βέβαια ότι το υδρογόνο που χρησιμοποιείται στη διεργασία παράγεται μέσω ηλεκτρόλυσης και ότι η απαιτούμενη για την όλη διεργασία ηλεκτρική ενέργεια προέρχεται από ΑΠΕ. Ένα επιπλέον πλεονέκτημα είναι η ευελιξία της απευθείας τροφοδοσίας του DRI μέσα στην ηλεκτροκάμινο, γεγονός που σημαίνει ότι τμήμα των υφιστάμενων υποδομών της χαλυβουργίας μπορούν να αξιοποιηθούν κατά την εφαρμογή της τεχνικής DRI-EAF. Προφανώς το μεγαλύτερο μειονέκτημα της διεργασίας DRI-EAF σήμερα είναι το υψηλό κόστος παραγωγής πράσινου υδρογόνου. Σύμφωνα με εκτιμήσεις για να καταστεί οικονομικά ανταγωνιστική αυτή η τεχνική, το κόστος του υδρογόνου πρέπει να πέσει κάτω από 2€/κιλό. Για να ξεπεραστούν ορισμένες από τις τεχνολογικές προκλήσεις που σχετίζονται με την υποκατάσταση του οπτάνθρακα με υδρογόνο στη διεργασία DRI-EAF, υπάρχουν σήμερα διάφορα πιλοτικά έργα στη Σουηδία, τη Φινλανδία, την Αυστρία και τη Γερμανία⁴⁶.   

Ηλεκτροπαραγωγή
Τo υδρογόνο σήμερα έχει ένα αμελητέο ποσοστό στην ηλεκτροπαραγωγή (0,2%) που σχετίζεται με την κάλυψη μικρού τμήματος των αναγκών σε ηλεκτρική ενέργεια στα διυλιστήρια, τις χαλυβουργίες και τα πετροχημικά εργοστάσια. Αυτό όμως είναι πιθανόν να αλλάξει στο μέλλον λόγω της δυνατότητας του υδρογόνου να παράγει ηλεκτρική ενέργεια αδιάλειπτα χωρίς να επιβαρύνει το κλίμα. Το υδρογόνο μπορεί να χρησιμοποιηθεί στην ηλεκτροπαραγωγή με δύο τρόπους. 

 

Πρώτον μέσω της «καύσης» του σε κλασσικούς αεριοστροβίλους ή στροβίλους συνδυασμένου κύκλου (CCGT) που χρησιμοποιούν ορυκτό αέριο ως καύσιμο. Ωστόσο οι υφιστάμενοι στρόβιλοι μπορούν να διαχειριστούν μόνο μικρά μερίδια υδρογόνου της τάξης του 3-5%, ενώ λίγοι είναι αυτοί οι στρόβιλοι που μπορούν να λειτουργήσουν με μερίδια έως και 30%⁴³. Εξαίρεση στον κανόνα αποτελεί ο σταθμός της Fusina στην Ιταλία, ο οποίος από το 2009 είναι ο μόνος σταθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που λειτουργεί 100% με υδρογόνο.  Ο σταθμός, συνολικής ισχύος 16 MW και ιδιοκτησίας Enel, παράγει περίπου 60 GWh τον χρόνο από υδρογόνο που παράγεται στη γειτονική πετροχημική βιομηχανία της Porto Marghera και τα γειτονικά διυλιστήρια της Polimeri Europa, ενώ ο ειδικός στρόβιλος, ο οποίος είναι σε θέση να χρησιμοποιεί 100% υδρογόνο, κατασκευάστηκε σε συνεργασία με την General Electric. Ωστόσο ο πρώην διευθυντής της Enel Fulvio Conti ανέφερε το 2010 ότι το κόστος ηλεκτροπαραγωγής από υδρογόνο ήταν 5-6 φορές μεγαλύτερο σε σχέση με το κόστος από συμβατικές μονάδες. 

 

Παρά τις τεχνικές δυσκολίες που υπάρχουν σήμερα, η βιομηχανία εμφανίζεται αισιόδοξη ότι θα είναι σε θέση να μετατρέπει υφιστάμενους στροβίλους ορυκτού αερίου ώστε να λειτουργούν με 100% υδρογόνο ως το 2030. Προς αυτή την κατεύθυνση κινείται άλλωστε και το τετραετούς διάρκειας έργο Horizon 2020 με την ονομασία HYFLEXPOWER. Το έργο έχει ως στόχο τη μετατροπή μιας μονάδας συμπαραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας, ισχύος 12 MWe η οποία σήμερα λειτουργεί με καύσιμο το ορυκτό αέριο, ώστε να χρησιμοποιεί μίγματα υδρογόνουορυκτού αερίου με μερίδια υδρογόνου από τουλάχιστον 80% έως και 100%. Η μονάδα ανήκει στην Engie, o δε στρόβιλος θα τροποποιηθεί από τη Siemens που ηγείται του έργου, ενώ μετέχουν άλλοι έξι εταίροι, μεταξύ των οποίων και το ΕΜΠ, το οποίο θα πραγματοποιήσει οικονομικές, κοινωνικές και περιβαλλοντικές αξιολογήσεις του έργου. 

 

O δεύτερος τρόπος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από υδρογόνο είναι μέσω κυψελών, οι οποίες μπορούν να επιτύχουν υψηλούς βαθμούς απόδοσης της τάξης του 60% με μηδενικές άμεσες εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα από τη διεργασία. Η λειτουργία των κυψελών υδρογόνου μπορεί να θεωρηθεί ως η αντίστροφη της διεργασίας της ηλεκτρόλυσης, καθώς το υδρογόνο μετατρέπεται μέσα στην κυψέλη, σε νερό, ηλεκτρισμό και θερμότητα. Ωστόσο, τα συστήματα κυψελών υδρογόνου που υπάρχουν σήμερα είναι πολύ μικρότερα σε μέγεθος από τα συστήματα στροβίλων με καύσιμο το υδρογόνο. Υπάρχουν μόλις 70 MW συστημάτων κυψελών υδρογόνου παγκοσμίως αποτελώντας ένα μικρό μόνο κλάσμα των συστημάτων κυψελών καυσίμων γενικά (fuel cells) που αγγίζουν τα 1,6 GW παγκοσμίως και χρησιμοποιούν ως καύσιμο το ορυκτό αέριο⁴³. Επιπλέον οι κυψέλες υδρογόνου έχουν πολύ μικρότερη διάρκεια ζωής από τους στροβίλους (10.000-40.000 ώρες λειτουργίας) και είναι ακριβότερες. Με αισιόδοξες παραδοχές το κόστος εγκατάστασης κυψελών υδρογόνου αναμένεται να πέσει στα 425 $/KW ως το 2030, περίπου 4 φορές χαμηλότερο από το σημερινό κόστος των 1600 $/KW.

 

Εκτός από την έρευνα και τα διάφορα πιλοτικά έργα, ελπίδα για τη μείωση του κόστους ηλεκτροπαραγωγής από υδρογόνο αποτελούν οι φιλόδοξοι στόχοι που έχουν θέσει η Κορέα και η Ιαπωνία για συμμετοχή του υδρογόνου στην ηλεκτροπαραγωγή. Πιο συγκεκριμένα, η Ιαπωνία έχει θέσει ως στόχο να φτάσει το 1 GW ισχύος σε συστήματα ηλεκτροπαραγωγής με βάση το υδρογόνο ως το 2030, και τα 15-30 GW σε βάθος χρόνου. H δε Κορέα είναι ακόμα πιο φιλόδοξη βάζοντας στόχο το 1,5 GW ισχύος κυψελών υδρογόνου στην ηλεκτροπαραγωγή ως το 2022 και τα 15 GW ως το 2040. 

Πλεονεκτήματα και μειονεκτήματα
Παρά τις μεγάλες προοπτικές που έχει το πράσινο υδρογόνο να συμβάλλει στην απανθρακοποίηση πολλών τομέων της οικονομίας, σήμερα μόλις το 1% του παραγόμενου υδρογόνου προέρχεται από ΑΠΕ, κυρίως λόγω του υψηλού κόστους παραγωγής του. H παραγωγή της υπόλοιπης ποσότητας βασίζεται σε ορυκτό αέριο και λιθάνθρακα ή λιγνίτη και επομένως συνοδεύεται από σημαντικές εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα. 

 

Επιπλέον, η χρήση του υδρογόνου στις μεταφορές, τα κτίρια και την ηλεκτροπαραγωγή είναι εξαιρετικά περιορισμένη σήμερα. Ο κύριος χρήστης υδρογόνου είναι η βιομηχανία (διυλιστήρια, παραγωγή θερμότητας υψηλής θερμοκρασίας, παραγωγή αμμωνίας & μεθανόλης και διεργασία παραγωγής χάλυβα), χωρίς ωστόσο να συμβάλλει στη μείωση του ανθρακικού αποτυπώματος των βιομηχανικών διεργασιών, δεδομένου ότι το υδρογόνο που χρησιμοποιείται σε αυτές παράγεται από ορυκτά καύσιμα. 

 

Για να αποκτήσει το υδρογόνο τον καθοριστικό ρόλο που του προσδίδεται στην απανθρακοποίηση της ευρωπαϊκής οικονομίας απαιτούνται, μακροπρόθεσμες πολιτικές οι οποίες θα τονώσουν τη ζήτηση σε πολλαπλές εφαρμογές ταυτόχρονα, ενώ παράλληλα θα στηρίξουν την έρευνα & ανάπτυξη (R&D), έτσι ώστε η παραγωγή πράσινου υδρογόνου να καταστεί οικονομικά ανταγωνιστική.

Δυνατότητες χρηματοδότησης από τον ευρωπαϊκό προϋπολογισμό 2021-2027

Το Πολυετές Δημοσιονομικό Πλαίσιο (ΠΔΠ) είναι ο μακροπρόθεσμος προϋπολογισμός της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Για την επόμενη προγραμματική περίοδο αφορά το διάστημα από 1 Ιανουαρίου 2021 έως 31 Δεκεμβρίου 2027. Βασίζεται σε σχετική πρόταση που παρουσίασε η Ευρωπαϊκή Επιτροπή το 2018 και συνοδεύεται από ένα πακέτο προτάσεων που αφορούν κανονισμούς και προϋπολογισμούς των διαφόρων χρηματοδοτικών οργάνων καθώς και των ευρωπαϊκών ιδίων πόρων. Ο αρχικός προγραμματισμός προέβλεπε την ολοκλήρωση των διαπραγματεύσεων για το ΠΔΠ πριν από τις Ευρωεκλογές του 2019, αυτό όμως δεν κατέστη δυνατό. Πρόσθετες καθυστερήσεις, πολιτικές εμπλοκές καθώς και σημαντικές αλλαγές, κυρίως λόγω της ανακοίνωσης της Ευρωπαϊκής Πράσινης Συμφωνίας⁹⁵ καθώς και της ανάγκης ανταπόκρισης στις επιπτώσεις της πανδημίας COVID-19, οδήγησαν τις διαπραγματεύσεις να συνεχίζονται έως και τον Δεκέμβριο του 2020, οπότε και επιτεύχθηκε πολιτική συμφωνία σε όλα τα επίπεδα και έγκριση του ΠΔΠ ύψους €1,074 τρις από το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο.  

 

Καθώς οι κανονισμοί τόσο για το σύνολο του ΠΔΠ όσο και για τους επιμέρους κανονισμούς ήταν ακόμα υπό διαπραγμάτευση ενώ πραγματοποιούσαμε την ανάλυση μας σχετικά με τις δυνατότητες χρηματοδότησης για την αποθήκευση ενέργειας από το ΠΔΠ 2021-2027, βασιστήκαμε στις προβλέψεις των σχεδίων κανονισμών ανά ταμείο, όπως είχαν παρουσιαστεί από την Επιτροπή το 2018. Ειδικότερα, εξετάστηκαν όλα τα σχέδια κανονισμών ως προς τις εν δυνάμει χρηματοδοτικές ευκαιρίες σε όλες τις θεματικές προτεραιότητες του προϋπολογισμού και τα χρηματοδοτικά ταμεία. Ακόμα, διερευνήθηκαν οι χρηματοδοτικές ευκαιρίες που περιέχονται στο Ταμείο Δίκαιης Μετάβασης, το οποίο είναι ένα νέο ταμείο που παρουσιάστηκε στις αρχές του 2020. Εκτιμήθηκαν επίσης και οι αναθεωρήσεις που προέκυψαν από το Ευρωπαϊκό Σχέδιο Ανάκαμψης, το οποίο, αν και αποτελεί ένα έκτακτο πρόσθετο πακέτο ενίσχυσης (NextGenerationEU) €750 δις, εντούτοις αποσκοπεί στην ανοικοδόμηση της ευρωπαϊκής οικονομίας και στην πράσινη μετάβασή της. Το χρηματοδοτικό ταμείο REACT-EU δεν αναλύθηκε, καθώς, ενώ παρέχει πρόσθετους πόρους με προτεραιότητα σε δράσεις που συμβάλλουν στη μετάβαση σε μια πράσινη οικονομία, στην πραγματικότητα χρηματοδοτεί τις δυνατότητες που παρέχει η τρέχουσα προγραμματική περίοδος 2014-2020. Τέλος, σε περίπτωση που στο μεσοδιάστημα αποσύρθηκε μία πρόταση της Επιτροπής, αναλύσαμε μόνο την πιο πρόσφατα εκδοχή του σχεδίου Κανονισμού για το συγκεκριμένο ταμείο. 

 

Για κάθε χρηματοδοτικό ταμείο στο οποίο εντοπίστηκαν δυνατότητες χρηματοδότησης για την αποθήκευση ενέργειας παραθέτουμε μία σύντομη περιγραφή. Στην ανάλυση μας συμπεριλάβαμε και τις προβλέψεις εκείνες που σχετίζονται με την αποθήκευση ενέργειας στον τομέα των μεταφορών, όπως οι σταθμοί φόρτισης.

 

Η ανάλυση καταλήγει στο συμπέρασμα ότι ποικίλες χρηματοδοτικές ευκαιρίες για την αποθήκευση ενέργειας είναι διαθέσιμες, παρόλο που αυτές δεν αποτυπώνονται πάντα διακριτά ή ρητά. 

 

Σημαντική παράμετρος που πρέπει να σημειωθεί είναι ότι το νέο ΠΔΠ 2021-2027 περιλαμβάνει μία ισχυρή κλιματική διάσταση που διατρέχει οριζόντια όλα τα ευρωπαϊκά προγράμματα. Συγκεκριμένα αφορά στην υποχρεωτική δέσμευση 30% των πόρων του ΠΔΠ για δράσεις για το κλίμα. Μάλιστα το ποσοστό αυτό είναι μεγαλύτερο από το αρχικό 25% που είχε προτείνει η Ευρωπαϊκή Επιτροπή και προέκυψε κατά τη συμφωνία στο Ευρωπαϊκό Συμβούλιο του Ιουλίου του 2020, αποδεικνύοντας με αυτό τον τρόπο την ισχυρή δέσμευση των Κρατών Μελών στην Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία. Η δέσμευση αυτή δεν εφαρμόζεται ισάξια σε όλα τα χρηματοδοτικά όργανα, καθώς το ποσοστό δέσμευσης ανά ταμείο διαφέρει. 

 

Επιπλέον πόροι αναμένεται να μοχλευτούν προς την ίδια κλιματική και περιβαλλοντική κατεύθυνση και από άλλες πηγές, πέραν του ευρωπαϊκού προϋπολογισμού, όπως προβλέπεται στο Επενδυτικό Σχέδιο «Βιώσιμη Ευρώπη» και το Επενδυτικό Σχέδιο της Ευρωπαϊκής Πράσινης Συμφωνίας, που ανακοινώθηκε τον Ιανουάριο του 2020. Η Επιτροπή εκτιμά κινητοποίηση επενδύσεων ύψους €1 τρις. στις κατευθύνσεις της Ευρωπαϊκής Πράσινης Συμφωνίας. Η παρούσα ανάλυση εστιάζει όμως μόνο στους πόρους του ΠΔΠ και του Πακέτου Ανάκαμψης. 

 

Στον Πίνακα 3 παρουσιάζονται τα χρηματοδοτικά ταμεία ή προγράμματα του νέου ΠΔΠ, τα οποία δυνητικά μπορούν να παράσχουν πόρους για την ενίσχυση της αποθήκευσης ενέργειας, καθώς και το συνολικό ύψος των πόρων ανά ταμείο, όπως τελικά εγκρίθηκε από το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο στις 16 Δεκεμβρίου του 2020. Μία σύντομη περιγραφή για το καθένα από αυτά ακολουθεί στις επόμενες υποενότητες. 

 

 

Πίνακας 3: Δυνατότητες χρηματοδότησης αποθήκευσης ενέργειας από το ΠΔΠ 2021-2027 και το Next

Generation EU (με πλάγια οι προσθήκες που πραγματοποιήθηκαν το 2020)

Θεματική Προτεραιότητα και ομάδα πολιτικής	Χρηματοδοτικό Ταμείο / Πρόγραμμα	Σύνολο  (δις ευρώ)
I. Ενιαία Αγορά, Καινοτομία και Ψηφιακή Οικονομία		143,4
1. Έρευνα και Καινοτομία	Ορίζων Ευρώπη	84,9
2.        Ευρωπαϊκές         Στρατηγικές  Επενδύσεις	Ταμείο InvestEU Διευκόλυνση «Συνδέοντας την Ευρώπη»	9,4 18,4
II. Συνοχή και Αξίες		1 009,7
5.     Περιφερειακή     Ανάπτυξη      & Συνοχή	Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης Ταμείο Συνοχής	200,4   46,6
6. Ανάκαμψη και Ανθεκτικότητα	Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας	672.5
III. Φυσικοί πόροι και Περιβάλλον		373,9
9. Περιβάλλον & Δράση για το Κλίμα	Πρόγραμμα για το Περιβαλλοντική και Δράση για το Κλίμα (LIFE) Ταμείο Δίκαιης Μετάβασης	4,8   17,5
VI. Γειτονικές χώρες και ο υπόλοιπος κόσμος		22,7
15. Εξωτερική Δράση	Μηχανισμός γειτονίας, ανάπτυξης και διεθνούς συνεργασίας (συμπεριλαμβανομένων των εξωτερικών πτυχών της μετανάστευσης)  Υπερπόντιες            χώρες            και              εδάφη (συμπεριλαμβανομένης της Γροιλανδίας)	71,8
16. Προενταξιακή βοήθεια	Προενταξιακή βοήθεια	12,6

 

1.     Ορίζων Ευρώπη: Το πρόγραμμα Ορίζων Ευρώπη αποτελεί το εμβληματικό πρόγραμμα της ΕΕ για τη στήριξη της έρευνας και της καινοτομίας και περιλαμβάνεται στην ομάδα πολιτικής Έρευνα και Καινοτομία της θεματικής προτεραιότητας Ι: Ενιαία Αγορά, Καινοτομία και Ψηφιακή Οικονομία του ΠΔΠ. Στοχεύει στην ενδυνάμωση της ευρωπαϊκής επιστημονικής έρευνας και τεχνολογίας, ώστε να αντιμετωπιστούν οι σημαντικές παγκόσμιες προκλήσεις της εποχής και να επιτευχθούν οι Στόχοι Βιώσιμης Ανάπτυξης (ΣΒΑ - SDGs) 

 

Το πρόγραμμα Ορίζων Ευρώπη διαρθρώνεται σε τρεις πυλώνες. Ο Πυλώνας ΙΙ, που στοχεύει στην αντιμετώπιση των παγκόσμιων προκλήσεων, εξειδικεύεται σε πέντε συνιστώσες, μεταξύ των οποίων και η ομάδα προγραμμάτων «για το κλίμα, την ενέργεια και την κινητικότητα». Η αποθήκευση ενέργειας κατατάσσεται ως τομέας παρέμβασης στο πλαίσιο της συγκεκριμένης ομάδας. Αυτό επιβεβαιώνεται και από την περαιτέρω πρόταση του ειδικού προγράμματος υλοποίησης του Ορίζοντα Ευρώπη, όπου η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί τόσο αυτοτελή τομέα παρέμβασης (4.2.9) όσο και μέρος άλλων τομέων παρέμβασης, και ειδικά περιλαμβάνεται στους ακόλουθους: «Ενεργειακά Συστήματα και Δίκτυα» (4.2.3), «Κτίρια και βιομηχανικές εγκαταστάσεις στην ενεργειακή μετάβαση» (4.2.4), «Βιομηχανική ανταγωνιστικότητα στις μεταφορές» (4.2.6), «Καθαρές μεταφορές και κινητικότητα» (4.2.7)

 

Επίσης η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί έναν από τους τομείς στους οποίους θα συνεισφέρει και το ευρωπαϊκό Κοινό Κέντρο Έρευνας (JRC) (6.2.2.4). 

 

2.     Πρόγραμμα InvestEU: Το πρόγραμμα InvestEU αποτελεί ένα νέο επενδυτικό εργαλείο υπό την ομάδα πολιτικής Ευρωπαϊκών Στρατηγικών Επενδύσεων της θεματικής προτεραιότητας Ι: Ενιαία Αγορά, Καινοτομία και Ψηφιακή Οικονομία του ΠΔΠ. Το πρόγραμμα InvestEU στοχεύει στην κινητοποίηση δημόσιων και ιδιωτικών επενδύσεων που θα υποστηρίξουν τις ευρωπαϊκές πολιτικές προτεραιότητες και τις στρατηγικές επενδύσεις. 

 

Λόγω της εξάπλωσης της πανδημίας COVID-19 και της ανακοίνωσης του ευρωπαϊκού Σχεδίου Ανάκαμψης, η πρόταση του κανονισμού για το πρόγραμμα ΙnvestEU αναθεωρήθηκε πλήρως. Το InvestEU αναμένεται μεταξύ άλλων να ενισχύσει δράσεις που αφορούν στην ανάπτυξη και απασχόληση στην ευρωπαϊκή οικονομία, στη βιωσιμότητά της ευρωπαϊκής οικονομίας και στην περιβαλλοντική και κλιματική της διάσταση που συμβάλλουν στην επίτευξη των ΣΒΑ και των στόχων της συμφωνίας του Παρισιού για την κλιματική αλλαγή. Σε αυτό το πλαίσιο στοχεύει στη στήριξη βιώσιμων υποδομών και επενδύσεων που χαρακτηρίζονται ως στρατηγικής σημασίας για την Ένωση. 

 

Ενώ στην πρόταση Κανονισμού του 2018 δεν υπήρχε συγκεκριμένη αναφορά στην αποθήκευση ενέργειας, στη νέα πρόταση για το πρόγραμμα InvestEU του 2020, η αποθήκευση ενέργειας αναφέρεται ρητά, τόσο στο σκέλος πολιτικής των βιώσιμων υποδομών (αρθ. 7(1)α), όσο και των στρατηγικών επενδύσεων (αρθ. 7(1)ε(iv)β). Η αποθήκευση ενέργειας, επίσης, περιλαμβάνεται στις δράσεις που είναι επιλέξιμες για χρηματοδοτική εγγύηση της ΕΕ, ακόμα κι αν δεν είναι στρατηγικές, καθώς και σε εκείνες που μπορούν να συμπεριληφθούν στα σημαντικά έργα κοινού ευρωπαϊκού ενδιαφέροντος.

 

Τo InvestEU στοχεύει να συνεισφέρει στην οριζόντια κλιματική δέσμευση που έχει τεθεί. Συγκεκριμένα, θέτει ως στόχο τουλάχιστον 60% των επενδύσεων που αφορούν στο σκέλος των βιώσιμων υποδομών να κατευθυνθούν για την επίτευξη των στόχων για το κλίμα και το περιβάλλον, ποσοστό που θα παρακολουθείται από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 

 

3.     Διευκόλυνση «Συνδέοντας την Ευρώπη»: Το εργαλείο – διευκόλυνση «Συνδέοντας την Ευρώπη» χρηματοδοτεί συγκεκριμένα διασυνοριακά έργα υπό την ομάδα των Ευρωπαϊκών Στρατηγικών Επενδύσεων της θεματικής προτεραιότητας Ενιαία Αγορά, Καινοτομία και Ψηφιακός Τομέας του ΠΔΠ. Το εργαλείο αυτό αποσκοπεί στη στήριξη επενδύσεων και της συνεργασίας στους τομείς των μεταφορών, της ενέργειας και των ψηφιακών τεχνολογιών, συνδέοντας την Ευρώπη και τις περιφέρειες της. 

 

Με στόχο την απανθρακοποίηση του τομέα των μεταφορών, το εργαλείο «Συνδέοντας την Ευρώπη» μπορεί να χρηματοδοτήσει δράσεις για τη δημιουργία αποτελεσματικών και διασυνδεδεμένων δικτύων, μεταξύ των οποίων και η ανάπτυξη σταθμών φόρτισης (αρθ. 9(2)α(ii & iii)) καθώς και δράσεις για έξυπνη, βιώσιμη, ασφαλή, προστατευμένη και χωρίς αποκλεισμούς κινητικότητα (άρθ. 9(2)β(i, iii, iv)). 

 

Η αποθήκευση ενέργειας αναφέρεται ρητά στις καινοτόμες ενεργειακές υποδομές που μπορούν να ενισχυθούν από το συγκεκριμένο εργαλείο. 

 

Ο αριθμός των δράσεων του «Συνδέοντας την Ευρώπη», που συμβάλλουν στη μετάβαση σε έξυπνα και ψηφιοποιημένα δίκτυα και αυξάνουν τη χωρητικότητα αποθήκευσης ενέργειας, αποτελεί έναν από τους δείκτες που θα χρησιμοποιηθεί για την εκτίμηση της συμβολή του εργαλείου αυτού στον στόχο της ασφάλειας ενεργειακού εφοδιασμού. 

 

Το εργαλείο- διευκόλυνση «Συνδέοντας την Ευρώπη» αναμένεται να έχει σημαντική συμβολή στην οριζόντια δέσμευση πόρων για το κλίμα, καθώς το 60% του συνολικού προϋπολογισμού προβλέπεται να κατευθυνθεί σε κλιματικούς στόχους. 

 

4. Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης και Ταμείο Συνοχής: Το Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης (ΕΤΠΑ) και το Ταμείο Συνοχής (ΤΣ) είναι δύο από τα πιο σημαντικά χρηματοδοτικά μέσα της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Αποτελούν μέρος της θεματικής προτεραιότητας του ΠΔΠ για τη Συνοχή και τις Αξίες και ειδικά της ομάδας περιφερειακής ανάπτυξης και συνοχής. Συμβάλλοντας στη μείωση των περιφερειακών ανισοτήτων, επιβεβαιώνουν και εκφράζουν την αρχή της αλληλεγγύης ανάμεσα στα Κράτη Μέλη αλλά και τις περιφέρειες της Ευρωπαϊκής Ένωσης σε συμμόρφωση με την πολιτική συνοχής. Ειδικότερα το ΕΤΠΑ συμβάλει στη διαρθρωτική προσαρμογή και την οικονομική μετάβαση τους, ενώ το ΤΣ ενισχύει επενδύσεις σε περιβαλλοντικές υποδομές καθώς και σε εκείνες των μεταφορών. 

 

Το ΕΤΠΑ και το ΤΣ προβλέπεται να επικεντρώσουν τη ροή των πόρων σε πέντε ειδικούς στόχους πολιτικής, από τους οποίους οι τρεις συνδέονται με την αποθήκευση ενέργειας: μία εξυπνότερη Ευρώπη (ΣΠ 1), μια πιο πράσινη Ευρώπη (ΣΠ 2) και μια πιο διασυνδεδεμένη Ευρώπη (ΣΠ 3). Το ΤΣ θα στηρίξει τους στόχους ΣΠ 2 και τα στοιχεία του ΣΠ 3, τα οποία συνδέονται και με την αποθήκευση ενέργειας. 

 

H αποθήκευση ενέργειας εντάσσεται στις παρεμβάσεις που μπορούν να χρηματοδοτηθούν και από τα δύο ταμεία, και συμβάλλουν στον ευρύτερο στόχο «Επενδύσεις στην απασχόληση και την ανάπτυξη». 

 

Έργα αποθήκευσης ενέργειας μπορούν να χρηματοδοτηθούν και από τους τρεις στόχους πολιτικής. Η αποθήκευση ενέργειας αναφέρεται ρητά ως δυνητικό πεδίο παρέμβασης προς επίτευξη του στόχου πολιτικής για μία πιο πράσινη Ευρώπη (ΣΠ 2), όπως εξειδικεύεται περισσότερο στα πεδία παρέμβασης που παρουσιάζονται στον Κανονισμό Κοινών Διατάξεων, με κωδικό (033) «Έξυπνα συστήματα διανομής της ενέργειας σε μεσαία και χαμηλά επίπεδα τάσης (συμπεριλαμβανομένων των έξυπνων ενεργειακών δικτύων και των συστημάτων ΤΠΕ) και σχετικά συστήματα αποθήκευσης». Άλλα πεδία παρέμβασης που δυνητικά θα μπορούσαν να χρηματοδοτήσουν συστήματα αποθήκευσης ενέργειας περιλαμβάνουν τα ακόλουθα: στήριξη επιχειρήσεων ειδικευμένων στην παροχή υπηρεσιών που συμβάλλουν στην οικονομία χαμηλών εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα και στην ανθεκτικότητα στην κλιματική αλλαγή (027), Υποδομή για καθαρές αστικές μεταφορές (073), Υποδομές εναλλακτικών καυσίμων (077), Πολυτροπικές μεταφορές (ΔΕΔ-Μ, ΤEN-T) (078), Πολυτροπικές μεταφορές (μη αστικές) (079), Θαλάσσιοι λιμένες (ΔΕΔ-Μ) (080), Άλλοι θαλάσσιοι λιμένες (081), Εσωτερικές πλωτές οδοί και λιμένες εσωτερικής ναυσιπλοΐας (ΔΕΔ-Μ) (082), Εσωτερικές πλωτές οδοί και λιμένες εσωτερικής ναυσιπλοΐας (σε περιφερειακό και τοπικό επίπεδο) (083).

 

Από τους 95 δείκτες εκροών, τους 94 δείκτες αποτελέσματος και τους 42 δείκτες επιδόσεων για το ΕΤΠΑ και το ΤΑ κανένας δεν συνδέεται ειδικά με την αποθήκευση ενέργειας, με εξαίρεση ενός δείκτη εκροής, υπό τον ΣΠ 2 για μία πιο πράσινη Ευρώπη που αφορά σε αριθμό Υποδομών εναλλακτικών καυσίμων (σημεία ανεφοδιασμού/ επαναφόρτισης) που υποστηρίζονται (RCO59). 

 

Το ΕΤΠΑ και το ΤΣ αναμένεται να συνεισφέρουν στην οριζόντια κλιματική δέσμευση πόρων του ΠΔΠ για το κλίμα, καθώς τουλάχιστον 30% των πόρων του ΕΤΠΑ και 37% των πόρων του ΤΑ αναμένεται να συνεισφέρουν σε κλιματικούς στόχους.

 

5.     LIFE – Πρόγραμμα για το Περιβάλλον και τη Δράση για το Κλίμα: Το πρόγραμμα LIFE για το Περιβάλλον και τη Δράση για το Κλίμα, παρόλο που έχει έναν μικρό προϋπολογισμό σε σύγκριση με τα άλλα ταμεία που περιλαμβάνονται στη θεματική προτεραιότητα Φυσικοί πόροι και περιβάλλον του ΠΔΠ, αποτελεί το μόνο χρηματοδοτικό εργαλείο που παρέχει πόρους δεσμευμένους μόνο για περιβαλλοντικές και κλιματικές δράσεις. Το LIFE αποσκοπεί να συμβάλει στη στροφή προς μια καθαρή, κυκλική και ανθεκτική στην κλιματική αλλαγή οικονομία με υψηλή ενεργειακή απόδοση και χαμηλές εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα, μεταξύ άλλων μέσω της μετάβασης σε καθαρές μορφές ενέργειας, στην προστασία και τη βελτίωση της ποιότητας του περιβάλλοντος και στην ανάσχεση και αντιστροφή της απώλειας βιοποικιλότητας, προκειμένου να συνεισφέρει στη βιώσιμη ανάπτυξη. 

 

Το χρηματοδοτικό εργαλείο LIFE στοχεύει στην ενίσχυση επιδεικτικών προσεγγίσεων και τεχνικών καθώς και καλών πρακτικών, που μπορούν να αναπαραχθούν και να εφαρμοστούν σε μεγαλύτερη κλίμακα από μεγαλύτερα έργα Σε αυτό το πλαίσιο, η αποθήκευση ενέργειας θα μπορούσε να είναι επιλέξιμη για χρηματοδότηση από το υποπρόγραμμα για τη μετάβαση σε καθαρές μορφές ενέργειας. 

 

To ακριβές ποσοστό της συμβολής του προϋπολογισμού του LIFE προς τη δέσμευση των πόρων του ΠΔΠ σε κλιματικούς στόχους δεν προβλέπεται ακριβώς από τον Κανονισμό, καθώς αναμένεται ότι θα παρακολουθείται ετησίως μέσω ενός συστήματος κλιματικών δεικτών που θα αναπτύξει η Ευρωπαϊκή Επιτροπή σε κατάλληλο επίπεδο ανάλυσης. Ωστόσο, εκτιμάται ότι περισσότερο από το 60% του προϋπολογισμού του LIFE θα κατευθυνθεί σε κλιματικούς στόχους. 

 

6.     Ταμείο Δίκαιης Μετάβασης: Το Ταμείο Δίκαιης Μετάβασης (ΤΔΜ) είναι ένα νέο χρηματοδοτικό εργαλείο, το οποίο στοχεύει στην ενίσχυση των περιφερειών που αντιμετωπίζουν οικονομικές και κοινωνικές προκλήσεις ως αποτέλεσμα της μετάβασης σε μία κλιματικά ουδέτερη οικονομία μέχρι το 2050. Γίνεται κατανοητό ότι εστιάζει ιδιαίτερα στις λιγνιτικές περιφέρειες της Ευρώπης. Αν και πόροι του ΤΔΜ είναι διαθέσιμοι για όλα τα κράτη μέλη, κριτήρια καθορίζουν την κατανομή των πόρων του ΤΔΜ μεταξύ των Κρατών Μελών και των περιφερειών. 

 

Αν και το ΤΔΜ αποτελεί μέρος της Πολιτικής Συνοχής, συμπεριλαμβάνεται ως μέρος της θεματικής προτεραιότητας για το Περιβάλλον και το Κλίμα στο ΠΔΠ. Το ΤΔΜ αποτελεί τον κεντρικό πυλώνα του Μηχανισμού Ταμείου Δίκαιης Μετάβασης, που επιδιώκει την κινητοποίηση επιπλέον πόρων μέσω του προγράμματος InvestEU και μέσω μίας δανειακής διευκόλυνσης του δημόσιου τομέα από τον όμιλο της Ευρωπαϊκής Τράπεζας Επενδύσεων. 

 

Υποστηρίζοντας τη μετάβαση των οικονομιών μακριά από δραστηριότητες που εξαρτώνται από τα ορυκτά καύσιμα, το ΤΔΜ δίνει προτεραιότητα σε επενδύσεις σε κλίμα και ενέργεια . Αν και η αποθήκευση ενέργειας δεν αναφέρεται ρητά στο σχέδιο του Κανονισμού, εκτιμάται ότι περιλαμβάνεται στις επενδύσεις για την ανάπτυξη τεχνολογίας και υποδομών για οικονομικά προσιτή καθαρή ενέργεια. 

 

7.     Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας: Το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας είναι ένα νέο χρηματοδοτικό μέσο που αναπτύχθηκε ανταποκρινόμενο στην κρίση που έχει δημιουργήσει η πανδημία COVID-19. Πρόκειται να εφαρμοστεί κατά την περίοδο 20212024. Το Ταμείο δεν θα βοηθήσει μόνο στην αντιμετώπιση των άμεσων οικονομικών και κοινωνικών προκλήσεων, αλλά θα ενισχύσει και τα Κράτη Μέλη στη μακροπρόθεσμη πράσινη και ψηφιακή μετάβαση, ώστε να γίνουν πιο ανθεκτικά και καλύτερα προετοιμασμένα στο μέλλον. Το Ταμείο αντικαθιστά το Πρόγραμμα Στήριξης Μεταρρυθμίσεων που είχε προταθεί το 2018. 

 

Η ενίσχυση των Κρατών Μελών προς μία καθαρή ενεργειακή μετάβαση αποτελεί έναν από τους κεντρικούς στόχους του Ταμείου Ανάπτυξης και Ανθεκτικότητας. Τα σχέδια ανάκαμψης και ανθεκτικότητας των Κρατών Μελών πρόκειται να αξιολογηθούν σχετικά με τον βαθμό της συμβολής τους στην πράσινη μετάβαση και τη συνολική στόχευση της ΕΕ για κλιματική ουδετερότητα μέχρι το 2050 και την αντιμετώπιση των προκλήσεων που προκύπτουν από αυτή. Στο πλαίσιο αυτό τα σχέδια πρέπει να είναι συμβατά με τα Εθνικά Σχέδια για την Ενέργεια και το Κλίμα και τα Εδαφικά Σχέδια Δίκαιης Μετάβασης. 

 

Μαζί με το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας, προβλέπεται επίσης ένα μέσο τεχνικής υποστήριξης για να ενισχύει τα Κράτη Μέλη στις μεταρρυθμίσεις τους. Σε αυτό το πλαίσιο, μπορεί να αναζητηθεί τεχνική βοήθεια και για επενδύσεις στην αποθήκευση ενέργειας. 

 

Το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας αναμένεται να συνεισφέρει στην οριζόντια δέσμευση πόρων του ΠΔΠ για το κλίμα, με δέσμευση 37% (από 25% που είχαν αρχικά προταθεί) του προϋπολογισμού του Ταμείου για δράσεις που αφορούν σε κλιματικούς στόχους. 

 

8.     Μηχανισμός Γειτονίας, Ανάπτυξης και Διεθνούς Συνεργασίας: Ο Μηχανισμός Γειτονίας, Ανάπτυξης και Διεθνούς Συνεργασίας περιλαμβάνεται στην ομάδα προγραμμάτων για την Εξωτερική δράση υπό τη θεματική προτεραιότητα του ΠΔΠ Γειτονικές Χώρες και Υπόλοιπος Κόσμος. Στόχος του μηχανισμού είναι η προάσπιση και η προώθηση των αξιών και των συμφερόντων της Ένωσης σε παγκόσμιο επίπεδο, και παράλληλα η αντιμετώπιση παγκόσμιων προκλήσεων. Ο κανονισμός περιλαμβάνει κατάλογο με τα γεωγραφικά προγράμματα καθώς και με τις χώρες που περιλαμβάνονται στην περιοχή Γειτονίας.

 

Χρηματοδοτήσεις για ενεργειακές και κλιματικές δράσεις προβλέπονται σε όλες τις γεωγραφικές περιφέρειες και στους τομείς παρεμβάσεων για τον Πλανήτη και την Ευημερία που αφορούν στην αντιμετώπιση των παγκόσμιων προκλήσεων. Η αποθήκευση ενέργειας δεν αναφέρεται ρητά. Επενδύσεις σε τέτοιες υποδομές δύνανται να είναι επιλέξιμες για υποστήριξη και μέσω της ολοκληρωμένης χρηματοδοτικής δέσμης προμήθειας χρηματοδοτικής ικανότητας από το Ευρωπαϊκό Ταμείο για τη Βιώσιμη Ανάπτυξη (ΕΤΒΑ +) μέσω της εγγύησης εξωτερικής δράσης. 

 

9.     Υπερπόντιες Χώρες & Εδάφη (περιλαμβανομένης της Γροιλανδίας): Το μέσο που αφορά σε υπερπόντιες χώρες & εδάφη περιλαμβάνεται στην ομάδα προγραμμάτων για την Εξωτερική δράση υπό τη θεματική προτεραιότητα του ΠΔΠ Γειτονικές Χώρες και Υπόλοιπος Κόσμος. Οι χρηματοδοτήσεις εφαρμόζονται μόνο στις υπερπόντιες χώρες και τα εδάφη. 

 

Η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί έναν από τους τομείς συνεργασίας στο πλαίσιο σύνδεσης που μπορεί να αναπτυχθεί υπό τον τομέα συνεργασίας για περιβαλλοντικά θέματα, την κλιματική αλλαγή, τους ωκεανούς και τη μείωση των καταστροφών. 

 

10.  Προενταξιακή Βοήθεια (ΜΠΒ ΙΙΙ): Ο μηχανισμός Προενταξιακής Βοήθειας (ΜΠΒ ΙΙΙ) είναι το μόνο χρηματοδοτικό μέσο που παρέχει προ-ενταξιακή ενίσχυση υπό την θεματική προτεραιότητα Γειτονικές Χώρες και Υπόλοιπος Κόσμος. Ο μηχανισμός στοχεύει στην υποστήριξη υποψήφιων και δυνητικά υποψήφιων χωρών να συμμορφωθούν με τις αξίες της Ένωσης και να ευθυγραμμιστούν σταδιακά με το ευρωπαϊκό κεκτημένο. 

 

Αξίζει να σημειωθεί ότι το μέσο αυτό υποστηρίζει επίσης και την εμπλοκή της ΕΕ με όλες τις χώρες των Δυτικών Βαλκανίων, ενώ περιλαμβάνει και χρηματοδοτήσεις έργων που υλοποιούνται στην Τουρκία και την Ισλανδία.

 

Η αποθήκευση ενέργειας δεν αναφέρεται ρητά στον κανονισμό, ο οποίος όμως προβλέπει δράσεις για την αντιμετώπιση της κλιματικής αλλαγής και την επιτάχυνσης της στροφής σε μία οικονομία χαμηλού άνθρακα.

Bonus Video 1

Κείμενο: Νίκος Μάντζαρης, Αναλυτής πολιτικής, Τhe Green Tank
Iόλη Χριστοπούλου, Διευθύντρια πολιτικής, The Green Tank
Σχεδιασμός έκθεσης: Παύλος Παυλίδης
Για αναφορά: The Green Tank (2020) «Τεχνολογίες Αποθήκευσης Ενέργειας: Προκλήσεις και Προοπτικές»
Copyright © The Green Tank, 2020
Λεωφ. Βασ. Σοφίας 50, Αθήνα 11528
T. 210 7233384 https://thegreentank.gr
Email: info@thegreentank.gr

Bonus Video 2

Links Resourses

1. DOE OE Global Energy Storage Database, https://cutt.ly/ihENbfg https://tiloshorizon.eu/
2. ΔΕΗ Ανανεώσιμες (2019) «Ναέρας - Υβριδικό ενεργειακό έργο Ικαρίας», https://cutt.ly/OhQ40iv
3. ΥΠΕΝ (Δεκέμβριος 2019), Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα https://cutt.ly/ChWwkun
4. ΡΑΕ, Δελτίο Τύπου (15.5.2020) «Ημερίδα της ΡΑΕ για την αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας» https://cutt.ly/ohWrnuT
5. Παντελής Κάπρος, Ε3Modelling, Καθηγητής ΕΜΠ (30.9.2020) “PRIMES MODEL SCENARIOS FOR THE EU’S GREEN DEAL” https://cutt.ly/VhWhn7e
6. ΥΠΕΝ (2019) «Μακροχρόνια Στρατηγική για το 2050» https://cutt.ly/vhWkL4M
7. U.S. Department of Energy's Office of Energy Efficiency and Renewable Energy (EERE), https://cutt.ly/1hIukvq
8. International Hydropower Association, https://cutt.ly/khIyIne
9. La Rance Barrage, https://cutt.ly/phIt5W6
10. IRENA (2017). “Electricity storage and renewables: costs and markets to 2030” https://cutt.ly/QhpYlGW
11. European Association for Storage of Energy, https://cutt.ly/IhU4Zrh
12. Eurelectric. (2011). “Flexible Generation. Backing up Renewables”, https://cutt.ly/ghU4CqZ
13. Haisheng Chen, Yujie Xu, Chang Liu, Fengjuan He and ShanHu (2016) “Chapter 24 - Storing Energy in China—An Overview”, Storing Energy, pages 509-527 https://cutt.ly/FhRYqRK
14. Στεφανάκος, Ι. «Διερεύνηση των δυνατοτήτων κατασκευής νέων μονάδων αντλησιοταμίευσης στην Ελλάδα». ΕΜΠ: Ερευνητικό Έργο 62/2423 (Δυνατότητες κατασκευής έργων αποταμίευσης μέσω άντλησης σε περιοχές της Ηπειρωτικής Ελλάδας)
15. WWF Ελλάς (2015) “Καθαρές εναλλακτικές στην Πτολεμαΐδα V” https://cutt.ly/hhRUEUf
16. “Biography of Alessandro Volta, Inventor of the Battery” https://cutt.ly/LhOZy6I
17. Krivik, P. and Baca, P. (2013) Electrochemical Energy Storage, Energy Storage—Technologies and Applications, Ahmed Faheem Zobaa, IntechOpen. https://cutt.ly/ChOBfOM
18. Hossain, E. et al., Energies (2020) “A Comprehensive Review on Energy Storage Systems: Types, Comparison, Current Scenario, Applications, Barriers, and Potential Solutions, Policies, and Future Prospects”, https://cutt.ly/ghOBGzR
19. Luo, X.; Wang, J.; Dooner, M.; Clarke, J. Overview of current development in electrical energy storage technologies and the application potential in power system operation. Appl. Energy 2015, 137, 511–536 21 https://hornsdalepowerreserve.com.au/
20. Bloomberg NEF (Δεκέμβριος 2019) “Battery Pack Prices Fall As Market Ramps Up With Market Average At $156/kWh In 2019”, https://cutt.ly/JhOT9Ye
21. Bloomberg NEF (Ιούλιος 2019)“Energy Storage Investments Boom As Battery Costs Halve in the Next Decade”, https://cutt.ly/DhOCpwY
22. Zachary Shahan, CleanTechnica (2015). "Tesla Powerwall & Powerpacks Per-kWh Lifetime Prices vs Aquion Energy, Eos Energy, & Imergy", https://cutt.ly/qhO4iHR
23. Chemical and Engineering News (2019), “It’s time to get serious about recycling lithium-ion batteries”, https://cutt.ly/OhDsqLe
24. IRENA (2016) “The Power to Change: Solar and Wind Cost Reduction Potential to 2025”, Bonn, International Renewable Energy Agency, https://cutt.ly/GhpIuVb
25. Power (2014) “Top Plant: Solana Generating Station, Maricopa County, Arizona” https://cutt.ly/Ahdoth0
26. Ember, Ιούλιος 2020, «Renewables beat fossil fuels: A half-yearly analysis of Europe’s electricity transition», https://bit.ly/38uFNgH 29 https://beyond-coal.eu/
27. CAN Europe and Ember (2020) “Just transition or just talk?” https://cutt.ly/phdpmap
28. NS Energy (2019) “Electric Thermal Energy Storage (ETES) System, Hamburg” https://cutt.ly/mhdHHyg
29. Siemens-Gamesa (July 2018) “ETES-Energy storage to the next level”, Presentation in the Working Group meeting of the Coal Regions in Transition Platform. https://cutt.ly/chdJ83j
30. Siemens-Gamesa (2020) https://cutt.ly/7hdJTyT
31. Michael Geyer, German Aerospace Center (DLR) (2019) “From Coal Age to StorAge”, Webinar on Carnot Batteries 35 En:former – RWE's energy blog, (2019) “Coal-fired power plant to be converted into heat storage facility” https://cutt.ly/0hQd9eA
32. Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und SPD; (Φεβρουάριος 2018), https://cutt.ly/QhQfj6e (γραμμές 3321-22) 37 German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy, Δελτίο Τύπου (18 Ιουλίου, 2019), P.Altmaier: “Altmaier verkündet Gewinner im Ideenwettbewerb ‚Reallabore der Energiewende” https://cutt.ly/BhQf6Y1
33. Deutscher Bundestag: Bundestag beschließt das Kohleausstiegsgesetz; 3 Ιουλίου 2020; https://cutt.ly/dhQgfcY 39 DLR, “Repurposing of existing coal-fired power plants into Thermal Storage Plants for renewable power in Chile” https://cutt.ly/DhQgLUM
34. Michael Geyer (DLR), “From Coal Age to StorAge: Decarbonization and job securement by converting coal-fired power plants into storage plants for dispatch of renewable power”, Athens, October 2019 (World Bank workshop) 41 Καθημερινή (1.9.2020) “Στη Δ. Μακεδονία η γερμανική RWE για τη World Bank (2020) “A Road Map for a Managed Transition of Coal-Dependent Regions in Western Macedonia” https://cutt.ly/zhQbtpU και Δελτίο Τύπου ΥΠΕΝ (3.10.2020) “Σε δημόσια διαβούλευση το masterplan για την απολιγνιτοποίηση” https://cutt.ly/0hQbgAV
35. ΙΕΑ (2019). Report prepared for the G20, Japan. “The Future of Hydrogen: Seizing today’s opportunities”, https://cutt.ly/BdU7WnD
36. European Commission (8.7.2020). “A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe”, COM (2020) 301 https://cutt.ly/FdIjrHk
37. Ευρωπαϊκή Επιτροπή (2018). “Καθαρός πλανήτης για όλους Ένα ευρωπαϊκό, στρατηγικό, μακρόπνοο όραμα για μια ευημερούσα, σύγχρονη, ανταγωνιστική και κλιματικά ουδέτερη οικονομία”, COM (2018) 773. https://cutt.ly/gdIkB78
38. FCH JU (2019) “Hydrogen Roadmap Europe”. https://cutt.ly/pdSKYsn
39. ΥΠΕΝ (2019). “Μακροχρόνια Στρατηγική για το 2050”. https://cutt.ly/mdSCd9r
40. Wood Mckenzie (2019). “Green hydrogen production: Landscape, projects and costs”. https://cutt.ly/ydIpLX2 49 C. N. R. Rao and Sunita Dey (2017) “Solar thermochemical splitting of water togenerate hydrogen”, Proceedings of the National Academy of Sciences, 114(51), 13385-13393 https://cutt.ly/Ad1K9gk
41. University of Michigan (2018).“Harvesting clean hydrogen fuel through artificial photosynthesis”, phys.org. https://cutt.ly/qd1Lyd9
42. IEAGHG Technical Report2017-02February (2017). “Techno-Economic Evaluation of SMR Based S tandalone (Merchant) Hydrogen Plant with CCS”, https://cutt.ly/2dL4Xwp
43. Glenk, G. and Reichelstein, S. (2019) “Economics of converting renewable power to hydrogen”, Nature Energy, 4, 216-222. https://cutt.ly/fd1GnGh
44. Schmidt et al. (2017) “Future cost and performance of water electrolysis: An expert elicitation study”. International Journal of Hydrogen Energy, 42, 30470-30492. https://cutt.ly/ld1DTgY
45. EEA greenhouse gas - data viewer. https://cutt.ly/Kd13e2X
46. Τροχοί (16.6.2020) “Αυτονομία 647 χλμ. για το Tesla Model S” https://cutt.ly/Rd0BWcU
47. Community Environmental Council (2020), Fuel Cell Electric Vehicles. https://cutt.ly/Pd06CoT
48. Roland Berger, FCH (2017) “Development of Business Cases for Fuel Cells and Hydrogen Applications for Regions and Cities” https://cutt.ly/dd2qVT5
49. Eaves, S.; Eaves, J. (2004) “A cost comparison of fuel-cell and battery electric vehicles”. J. Power Sources, 130, 208– 212. https://cutt.ly/Hd0M84G
50. H2Bus, Press Release (3.6.2019). “Leading players enabling true zero-emission hydrogen solution for public transportation” https://cutt.ly/ld0uCeF
51. Hydrogen Mobility Europe (19.5.2020). “Insight into the expansion of the HRS network” https://cutt.ly/Kd01DEB
52. European Alternative Fuels Observatory. https://cutt.ly/od0yZFp
53. Railway Gazette International (19.5.2020) “Hydrogen fuel cell train trials completed” https://cutt.ly/Cd2wO5n
54. Railway Gazette International (10.12.2018) “SNCF to run fuel cell train in 2022” https://cutt.ly/2d2ulFD
55. Railway Gazette International (2.3.2020) “ÖBB to test hydrogen multiple-units” https://cutt.ly/Td2uGcE
56. BBC (27.2.2020). “Next stop, hydrogen-powered trains” https://cutt.ly/Xd2eymO 
57. https://www.energy-observer.org/
58. CH-JU. “Maritime Hydrogen: The next big wave” https://cutt.ly/ld2dSJx
59. Offshore Energy (29.9.2017) “Viking Cruises to Build World’s 1st Hydrogen-Powered Cruise Ship?” https://cutt.ly/Zd2gotJ
60. ABB Press Release (8.4.2020). “ABB brings fuel cell technology a step closer to powering large ships” https://cutt.ly/ud2fWSR
61. European Commission. “Reducing emissions from aviation”. https://cutt.ly/zd3UAgl
62. http://hy4.org/
63. Airbus, (21.9.2020) “Airbus reveals new zero-emission concept aircraft” https://cutt.ly/phpzUq0
64. Abergel et al. (2018) “Global Status Report - Towards a zero-emission, efficient and resilient buildings and construction sector” https://cutt.ly/xd86V9i (στοιχεία του 2017)
65. Engie, Press Release (8.11.2016). “The GRHYD demonstration project” https://cutt.ly/Cd4ryg5
66. https://hydeploy.co.uk/
67. Haeseldonckx, D. and W. D’haeseleer (2007), “The use of the natural-gas pipeline infrastructure for hydrogen transport in a changing market structure”, International Journal of Hydrogen Energy, Vol. 32, Issues 10-11, pp. 1381– 6. https://cutt.ly/Td4eve9
68. https://www.storeandgo.info/
69. Gorre, J et al. (2019) “Production costs for synthetic methane in 2030 and 2050 of an optimized Power-to-Gas plant with intermediate hydrogen storage”, Applied Energy 253 113594. https://cutt.ly/qd4uT2b
70. https://www.h21.green/
71. Nagashima (2018) “Japan’s Hydrogen Strategy and Its Economic and Geopolitical Implications” https://cutt.ly/Id4abmN
72. Ancheyta, J.et al (2016). “Hydrotreating of oil fractions” p 295-329. https://cutt.ly/6d4mj0s
73. IEA (2018), World Energy Outlook 2018. https://cutt.ly/Ed4bK7y
74. Bricker, M. (2014) “Hydrocracking in Petroleum Processing”, Handbook of Petroleum Processing. https://cutt.ly/ed4mnNa
75. Ammonia industry (28.3.2019). “Green ammonia: Haldor Topsoe’s solid oxide electrolyzer”. https://cutt.ly/Dd4Q3NK
76. Methanol Institute (2020) https://www.methanol.org
77. Roland Berger (2020). “Europe's steel industry at a crossroads”. https://cutt.ly/Id4O0CQ
78. Power, (2009) “Enel’s Fusina Hydrogen-Fueled Plant Goes Online”. https://cutt.ly/ihpwuM3
79. Reuters, (2010) “Enel to start major plant conversion to coal 2011”. https://cutt.ly/hhpeiqd
80. EUTurbines (2019), “The gas turbine industry commitments to drive Europe’s transition to a decarbonised energy mix” (press release), 23 January 2019, https://cutt.ly/hhpthAM.
81. Power (2020). “World’s First Integrated Hydrogen Power-to-Power Demonstration Launched”. https://cutt.ly/ShpibMy
82. Bruce, S. et al. (2018), “National Hydrogen Roadmap”, CSIRO, Australia
83. Ministry of Economy, Trade and Industry of Japan (2017), “The Basic Hydrogen Strategy”, https://cutt.ly/uhpk9A2.
84. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Ανακοίνωση της Επιτροπή Ένας σύγχρονος προϋπολογισμός για μια Ένωση που προστατεύει, ενδυναμώνει και υπερασπίζεται τους πολίτες της Πολυετές δημοσιονομικό πλαίσιο 2021-2027 (COM(2018) 321 final). https://cutt.ly/7hOXxDO.
85. Ευρωπαϊκή Επιτροπή 2020. Τροποποιημένη πρόταση για έναν Κανονισμό του Συμβουλίου για τον καθορισμό του πολυετούς δημοσιονομικού πλαισίου για την περίοδο 2021-2027. (COM(2020) 443 final). https://bit.ly/2WLKyLX 
86. 95 Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2019. Ανακοίνωση της Επιτροπής προς το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο, το Συμβούλιο, την Ευρωπαϊκή Οικονομική και Κοινωνική Επιτροπή και την Επιτροπή των Περιφερειών. Η Ευρωπαϊκή Πράσινη Συμφωνία. (COM/2019/640 final). https://cutt.ly/phWpMXt
87. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Ανακοίνωση της Επιτροπής προς το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο, το Ευρωπαϊκό Συμβούλιο, το Συμβούλιο, την Ευρωπαϊκή Οικονομική και Κοινωνική Επιτροπή και την Επιτροπή των Περιφερειών « ‘Ο προϋπολογισμός της ΕΕ τροφοδοτεί το σχέδιο ανάκαμψης για την Ευρώπη’ (COM(2020) 442 final). https://bit.ly/3h5mcWF
88. Συβούλιο της ΕΕ. 2020. Επόμενο πολυετές δημοσιονομικό πλαίσιο και δέσμη μέτρων για την ανάκαμψη: ΗΠροεδρία του Συμβουλίου καταλήγει σε πολιτική συμφωνία με το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο. Δελτίο τύπου 10.11.2020. https://bit.ly/3rd8nKq
89. Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο. 2020. Το Κοινοβούλιο εγκρίνει τον επταετή προϋπολογισμό της ΕΕ (2021-2027). Δελτίο τύπου 16.12.2020. https://bit.ly/37A0pTK
90. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Πρόταση για έναν Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για την τροποποίηση του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 1303/2013 όσον αφορά τους έκτακτους πρόσθετους πόρους και τις ρυθμίσεις εφαρμογής στο πλαίσιο του στόχου «Επενδύσεις στην ανάπτυξη και την απασχόληση» με σκοπό την παροχή βοήθειας για τη στήριξη της αποκατάστασης των συνεπειών της κρίσης λόγω της πανδημίας της COVID-19 και για την προετοιμασία μιας πράσινης, ψηφιακής και ανθεκτικής ανάκαμψης της οικονομίας (REACT-EU) (COM(2020) 451). https://bit.ly/345KJFS
91. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Ανακοίνωση της Επιτροπής προς το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο, το Συμβούλιο, την Ευρωπαϊκή Οικονομική και Κοινωνική Επιτροπή, και την Επιτροπή των Περιφερειών Επενδυτικό Σχέδιο «Βιώσιμη
92. Ευρώπη» - Επενδυτικό Σχέδιο της Ευρωπαϊκής Πράσινης Συμφωνίας. COM(2020) 21 final). https://bit.ly/38cGIAP
93. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη θέσπιση του προγράμματος-πλαισίου έρευνας και καινοτομίας «Ορίζων Ευρώπη» και των κανόνων συμμετοχής και διάδοσής του. (COM(2018) 435 final). https://bit.ly/3qPcpZh
94. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για την Απόφαση του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη θέσπιση του ειδικού προγράμματος υλοποίησης του προγράμματος Ορίζων Ευρώπη – Πρόγραμμα πλαίσιο έρευνας και καινοτομίας. (COM(2018) 436 final). https://bit.ly/3nI5NtW
95. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη θέσπιση του προγράμματος InvestEU (COM(2020) 403 final). https://bit.ly/3814saG
96. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη σύσταση της διευκόλυνσης «Συνδέοντας την Ευρώπη» και την κατάργηση των κανονισμών (ΕΕ) αριθ. 1316/2013 και (ΕΕ) αριθ. 283/2014 (COM(2018) 438 final). https://bit.ly/3mbUTeh
97. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για το Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης και το Ταμείο Συνοχής (COM(2018) 372 final). https://bit.ly/3gExlxi
98. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τον καθορισμό κοινών διατάξεων για το Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης, το Ευρωπαϊκό Κοινωνικό Ταμείο+, το Ταμείο Συνοχής και το Ευρωπαϊκό Ταμείο Θάλασσας και Αλιείας, και δημοσιονομικών κανόνων για τα εν λόγω Ταμεία και για το Ταμείο Ασύλου και Μετανάστευσης, το Ταμείο Εσωτερικής Ασφάλειας και το Μέσο για τη Διαχείριση των Συνόρων και των Θεωρήσεων (COM(2018) 375 final) https://bit.ly/3pc3zDm
99. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη θέσπιση Προγράμματος για το Περιβάλλον και τη Δράση για το Κλίμα (LIFE) και για την κατάργηση του κανονισμού (ΕΕ) αριθ. 1293/2013. https://bit.ly/2LvNHwU
100. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για για τη θέσπιση του Ταμείου Δίκαιης Μετάβασης (COM(2020) 22 final). https://bit.ly/3ndGTSA
101. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για τη θέσπιση Μηχανισμού Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας (COM(2020) 408 final). https://bit.ly/2LZad1z
102. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2020 Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για την θέσπιση Μέσου Τεχνικής Υποστήριξης (COM(2020) 409 final). https://bit.ly/37dq7gN
103. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για για τη θέσπιση Μηχανισμού Γειτονίας, Ανάπτυξης και Διεθνούς Συνεργασίας (COM(2018) 460 final). https://bit.ly/3qSldh9
104. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για την Απόφαση του Συμβουλίου για τη σύνδεση των Υπερπόντιων Χωρών και Εδαφών με την Ευρωπαϊκή Ένωση, συμπεριλαμβανομένων των σχέσεων μεταξύ της Ευρωπαϊκής 
105. Ένωσης, αφενός, και της Γροιλανδίας και του Βασιλείου της Δανίας, αφετέρου («απόφαση για τη σύνδεση ΥΧΕ-ΕΕ») (COM(2018) 461 final). https://bit.ly/37Ylkih
106. Ευρωπαϊκή Επιτροπή. 2018. Πρόταση για τον Κανονισμό του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου για θέσπιση του Μηχανισμού Προενταξιακής Βοήθειας (ΜΠΒ ΙΙΙ) (COM(2018) 465 final). https://bit.ly/381r6Qx
107. «Αποθήκευση υδρογόνου από υλικά με βάση το μαγνήσιο: Προκλήσεις και μελλοντικές προοπτικές» 
108. Τεχνολογίες Αποθήκευσης Ενέργειας https://eclass.hmu.gr/modules/document/file.php/MPS-ES107/Rest_storage_means.pdf
109. Τεχνολογίες Αποθήκευσης Ενέργειας https://eclass.teiwm.gr/modules.pdf
110. Στήριξη της ΕΕ για την αποθήκευση ενέργειας https://www.eca.europa.eu/lists/ecadocuments/brp_energy/brp_energy_el.pdf
111. «Αποθήκευση Ηλεκτρικής Ενέργειας: Τεχνολογίες και ρυθμιστικό πλαίσιο» https://ikee.lib.auth.gr/record/295451/files/GRI-2017-20766.pdf 
112. «ΑΝΑΛΥΣΗ ΣΥΣΤΗΜΑΤΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΑΠΟΡΡΙΠΤΟΜΕΝΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΑΠΟ ΑΙΟΛΙΚΕΣ ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΕΙΣ ΣΤΗΝ ΚΡΗΤΗ» https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/bitstream.pdf
113. «Αποθήκευση Ενέργειας σε Ευφυή Συστήματα Ηλεκτρικής Ενέργειας» https://core.ac.uk/download/pdf/157700647.pdf
114. Ο.Δ.Ε. Αποθήκευσης Ηλεκτρικής Ενέργειας της ΓΓΕΟΠΥ/ΥΠΕΝ Απόφ. ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/118233/4341/8.12.2021 - ΦΕΚ 5619, τ.Β, 21.12.2020 https://ypen.gov.gr/wp-content/uploads/2021/07/Eisigisi_ODE_Apothikeysis-xwris-FEK-kai-praktika.pdf
115. Εισαγωγή στην Αποθήκευση Ενέργειας https://eclass.unipi.gr/modules/document/file.pdf