Διερεύνηση της δυνατότητας δημιουργίας δικτύου πράσινου υδρογόνου στην ελληνική επικράτεια: Η περίπτωση της περιφέρειας Ανατολικής Μακεδονίας &amp; Θράκης και των νήσων Λήμνου, Λέσβου και Χίου
Creators: name: Περιβολάρη, Ναταλία Στεφάνου
Publisher: name: Aristotle University of Thessaloniki
Year: 2024
Subjects: Πράσινο υδρογόνο
ΑΠΕ
Μοντέλο
Ηλεκτρολυτικές διατάξεις
Φυσικό αέριο
Green hydrogen
RES
Model
Electrolyzers
Natural gas

description: Η Ελλάδα, εξαιτίας της γεωγραφικής της θέσης που συνδέει την Ευρώπη με την Ασία και την Αφρική, μπορεί να αποτελέσει έναν αξιόλογο κόμβο παραγωγής και μεταφοράς Η2 στα πλαίσια της βιώσιμης ανάπτυξης. Είναι σημαντικό ότι τα τελευταία χρόνια έχει γίνει πληθώρα επενδύσεων στον τομέα των ΑΠΕ σε κάθε περιοχή της χώρας, ενώ δεν λείπουν και οι μεταξύ τους διασυνδέσεις. Οι ΑΠΕ, όμως, χαρακτηρίζονται από έντονες διακυμάνσεις, όπου η ισχυρή εξάρτησή τους από τα κλιματικά δεδομένα μπορεί να οδηγήσει σε χαμηλά ποσοστά διείσδυσής τους στο ενεργειακό μίγμα. Λύση σε αυτό μπορεί να αποτελέσει η αποθήκευση της πλεονάζουσας, από αυτές, ενέργειας, η οποία μελλοντικά θα αξιοποιείται σε περιόδους αιχμής, οδηγώντας με αυτόν τον τρόπο και σε υψηλότερο ποσοστό μεριδίου τους στο ενεργειακό μίγμα. Τις τελευταίες δεκαετίες το Η2 έχει αναδειχθεί στο πεδίο αποθήκευσης της ενέργειας, λόγω των μοναδικών χαρακτηριστικών του και του ότι μπορεί να χρησιμοποιηθεί κι ως καύσιμο υψηλής ενεργειακής πυκνότητας κατά μάζα, ενώ η έγχυσή του σε αγωγούς φυσικού αερίου μπορεί να βοηθήσει στον εξευγενισμό του τελευταίου και στην ομαλότερη μετάβαση προς ένα περισσότερο πράσινο ενεργειακό μέλλον. Δεδομένων των παραπάνω αναπτύχθηκε ένα μοντέλο υπολογισμού δυνητικά παραγόμενης μάζας και ενέργειας Η2, λαμβάνοντας υπόψη και περιβαλλοντικές (καταναλισκόμενη ποσότητα νερού και εκπομπές GHG – σύγκριση με συμβατικά καύσιμα) και οικονομικές παραμέτρους (κόστος Η2), για 4 περιοχές της Ελλάδας: την περιφέρεια Ανατολικής Μακεδονίας και Θράκης, τη Λήμνο, τη Λέσβο και τη Χίο. Από τα διαθέσιμα δεδομένα των ΔΕΔΔΗΕ και ΑΔΜΗΕ για παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας σε κάθε περιοχή, έγιναν 3 υποθέσεις για περίσσεια ανανεώσιμη ηλεκτρική ενέργεια σε ποσοστό 10%, 20% και 30%. Στη συνέχεια, αναλόγως την ποσότητα της πλεονάζουσας ενέργειας, υπολογίστηκε ο αριθμός των απαιτούμενων ηλεκτρολυτικών συστημάτων (από 31 εμπορικές διατάξεις ΡΕΜ) για πλήρη αξιοποίηση και μετατροπή της σε Η2, ενώ τελικά, βάσει όλων των αναλύσεων, προέκυψαν και τα σχετικά αποτελέσματα για συνολική κατανάλωση νερού &amp; ενέργειας (πληροφορίες από τις αντίστοιχες εταιρείες των υπό μελέτη ηλεκτρολυτικών συστημάτων), επιβάρυνση περιοχών (διαθέσιμα υδατικά αποθέματα), εκπομπές GHG (βάσει του κύκλου ζωής των ηλεκτρολυτικών συστημάτων, καθώς και των ΑΠΕ που τα τροφοδοτούν), σύγκριση εκπομπών με συμβατικά καύσιμα (κυρίως λιγνίτη &amp; φυσικό αέριο) και κόστος Η2 (σύμφωνα με το OPEX που υπολογίστηκε από τις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας και του νερού κάθε περιοχής) από το σύνολο των δυνητικά εγκατεστημένων ηλεκτρολυτικών διατάξεων στις εκάστοτε περιοχές. Επιπλέον, μελετήθηκε και η περίπτωση που η παραγόμενη ποσότητα Η2 (μετατροπή της μάζας σε όγκο) επαρκεί για εισαγωγή της στον IGB, με στόχο τον εξευγενισμό του φυσικού αερίου σε εθνικό και διακρατικό επίπεδο. Φυσικά, δεν υπάρχει ένα ηλεκτρολυτικό σύστημα που να πληροί όλες τις προϋποθέσεις (μικρότερη κατανάλωση ενέργειας και νερού, εκπομπές GHG &amp; κόστους Η2) για επιλογή κι εγκατάσταση στις υπό μελέτη περιοχές, αλλά προτείνονται διαφορετικά, αναλόγως με το ποιο υπερέχει έναντι άλλων κάθε φορά. Για τον λόγο αυτό οι υπεύθυνοι χάραξης πολιτικής θα πρέπει να επιλέξουν σε ποιο μέρος θα εστιάσουν, βάσει των αναγκών της τοπικής κοινωνίας και του φυσικού περιβάλλοντος, ώστε να ικανοποιήσουν όσο το δυνατόν περισσότερο τους πυλώνες της βιώσιμης ανάπτυξης (οικονομία, κοινωνία και περιβάλλον), χωρίς να θίγεται κάποιος εξ αυτών σε μεγάλο βαθμό.
description: Greece, due to its geographical position connecting Europe with Asia and Africa, can be a valuable H2 production and transportation hub in the context of sustainable development. It is important that in recent years there has been a plethora of investments in the RES sector in every region of the country, while there are also interconnections between them. RES, however, are characterized by strong fluctuations, where their strong dependence on climate data can lead to low penetration rates in the energy mix. A solution to this can be the storage of their excess energy, which in the future will be utilized in peak periods, thus leading to a higher percentage of their share in the energy mix. In recent decades, H2 has emerged in the field of energy storage, due to its unique characteristics and the fact that it can also be used as a fuel of high energy density by mass, while its injection into natural gas pipelines can help refine the latter and the smoother transition to a greener energy future. Based on the above, a model for calculating potentially produced H2 mass and energy was developed, taking into account both environmental (amount of water consumed and GHG emissions – comparison with conventional fuels) and economic parameters (H2 cost), for 4 regions of Greece: the region of Eastern Macedonia and Thrace, Lemnos, Lesvos and Chios. From the available data of HEDNO and ADMIE for electricity production in each area, 3 hypotheses were made for excess renewable electricity at a rate of 10%, 20% and 30%. Then, depending on the amount of surplus energy, the number of electrolytic systems required (from 31 commercial PEM devices) for its full utilization and conversion to H2 was calculated, while finally, based on all analyses, the relevant results for total water &amp; energy consumption (information from the respective companies of the electrolytic systems under study), burden of area (available water reserves), GHG emissions (based on the life cycle of electrolytic systems, as well as the RES that supply them), comparison of emissions with conventional fuels (mainly lignite &amp; natural gas) and H2 costs (according to OPEX calculated from the electricity and water prices of each region) were obtained from all potentially installed electrolyzers in the respective areas. In addition, the case where the amount of H2 produced (conversion of mass into volume) is sufficient for its injection into the IGB, with the aim of refining natural gas at national and transnational level, was studied. Of course, there is no electrolytic system that meets all the requirements (lower energy and water consumption, GHG emissions &amp; H¬2 costs) for selection and installation in the areas under study, but different electrolytic systems are proposed, depending on which one excels over others each time. For this reason, policymakers should choose where to focus, based on the needs of the local community and the natural environment, to satisfy as much as possible all pillars of sustainable development (economy, society and environment), without significantly affecting any of them.