Πρώην Πρόεδρος και
Διευθύνων Σύµβουλος της Ελληνικής Διαχειριστικής
Εταιρείας Υδρογονανθράκων
Τα φιλόδοξα ενεργειακά έργα έχουν µια ακαταµάχητη γοητεία, προσελκύουν κυβερνήσεις, µηχανικούς και βιοµηχανίες καλώντας για ριζική διαµόρφωση της µεταφοράς ενέργειας και της δραστικής µείωσης της ρύπανσης. Ωστόσο, ο στόχος της µείωσης των τιµολογίων έχει σταδιακά χαθεί, καθώς τέτοια έργα συνοδεύονται από υψηλά κόστη, καθυστερήσεις και αυξανόµενη εξάρτηση από κρατικές επιδοτήσεις.
Τι σηµαίνει αυτό για τις µεγάλες ηλεκτρικές διασυνδέσεις; Πόσο κοστίζει ένα υποθαλάσσιο καλώδιο που θα ξεκινά από το Ισραήλ και θα φτάνει στην Ελλάδα µέσω Κύπρου ή ένα άλλο που θα συνδέει την Αίγυπτο µε την Ελλάδα; Ή ακόµα, πόσο θα κοστίσει συνολικά η αποθήκευση ενός τόνου διοξειδίου του άνθρακα; Ο µυηµένος γνωρίζει ότι χωρίς επιδοτήσεις κανένα από αυτά τα έργα δεν µπορεί να καταστεί οικονοµικά βιώσιµο. Ο αδαής όµως συνεχίζει να θέτει το κρίσιµο ερώτηµα: Πόσο κοστίζουν αυτά τα έργα χωρίς κρατική υποστήριξη και ποιες ανάγκες πραγµατικά θα καλύψουν;
Η πρόσφατη εµπειρία δείχνει πως η παραγωγή και χρήση ηλεκτρικής ενέργειας κοντά στον τόπο δηµιουργίας της, όπως και η αποθήκευση αερίων κοντά στην περιοχή έκλυσης τους, αποτελούν ακρογωνιαίο λίθο για τη µείωση του κόστους και την επιτυχία τέτοιων επενδύσεων. Οι επιδοτήσεις δίνουν την αρχική ώθηση, αλλά η εξασφάλιση της οικονοµικής βιωσιµότητας χωρίς επιδοτήσεις θα καθορίσει αν οι επενδύσεις θα επιφέρουν όντως τα υποσχόµενα οφέλη ή αν θα µετατραπούν σε µια ακόµα ακριβή ενεργειακή δέσµευση.
Υποστήριξη στην ηλεκτρική διασυνδεσιµότητα
Οι ανάγκες ηλεκτροδότησης σε πα-γκόσµιο επίπεδο αυξήθηκαν κατά 4.3% το 2024 φτάνοντας σε 29 χιλιάδες τεραβατώρες, σχεδόν 1100 τεραβατώρες περισσότερη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας από το 2023. Οι µεγάλες ηλεκτρικές διασυνδέσεις µεταξύ χωρών και ηπείρων δεν αντιπροσωπεύουν παρά 5 έως 10% της συνολικής ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται και καταναλώνεται. Στην ΕΕ, το 45,4% της ηλεκτρικής ενέργειας παράγεται και χρησιµοποιείται επιτόπου, και περίπου 11-12% της ηλεκτρικής ενέργειας εξάγεται µεταξύ των χωρών-µελών. Οι µεγαλύτεροι εξαγωγείς ηλεκτρικής ενέργειας είναι η Γερµανία, η Γαλλία, η Ισπανία και η Σουηδία. Στην ΕΕ, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας το 2023 προέρχονταν κατά 39,1% από αιολικά, 29,9% από υδροηλεκτρικά, 22,8% από πυρηνικά, 22,4% από ηλιακά, 17% από φυσικό αέριο και 11,7% από άνθρακα.
Με στόχο την µεγάλη διασυνδεσιµότητα, η ΕΕ αυξάνει την οικονοµική υποστήριξη µεγάλων έργων µέχρι το 1/3 ή και 2/3 του συνολικού κόστους. Εκτός από τις χερσαίες διασυνδέσεις, υπάρχουν και σηµαντικά έργα θαλάσσιων καλωδιακών διασυνδέσεων όπως:
1) Adriatic Link υψηλής τάσης 1 GW που συνδέει την Ιταλία µέσω της Αδριατικής Θάλασσας, µε κόστος περίπου 630 εκατοµµύρια ευρώ,
2) EuroAsia Interconnector (GSI) υψηλής τάσης 2 GW, µε εκτιµώµενο κόστος 1,9 δισεκατοµµύρια ευρώ,
3) GREGY υψηλής τάσης 3 GW Ελλάδας-Αίγυπτου µε εκτιµώµενο κόστος 4 δισεκατοµµύρια ευρώ,
4) Medusa Africa & Canalink-Morocco για την διασύνδεσης της Ευρώπης µε την Αφρική,
5) BlueMed East µεταξύ Ευρώπης και Μέσης Ανατολής µε προκαταρκτική χρηµατοδότηση 14,1 εκατοµµυρίων ευρώ από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή στο πλαίσιο του προγράµµατος Connecting Europe Facility, για την ανάπτυξη της ανατολικής διασύνδεσης κατά µήκος του οικονοµικού διαδρόµου Ινδίας-Μέσης Ανατολής-Ευρώπης.
Το κόστος αυτών των έργων παραµένει υψηλό, λόγω της υποθαλάσσιας καλωδιακής τεχνολογίας και της µεγάλης απόστασης µεταξύ των δικτύων. Για την Ελλάδα, η ΕΕ θα καλύψει το ένα τρίτο του εκτιµώµενου κόστους (647 εκατοµµύρια ευρώ) του έργου GSI, και υποστηρίζει τις µελέτες του έργου ηλεκτρικής διασύνδεσης GREGY. Το σταθµισµένο κόστος παραγωγής ενέργειας (LCOE) του GSI, εκτιµάται µεταξύ 80-120 ευρώ ανά µεγαβατώρα, ενώ για το GREGY µπορεί να κυµαίνεται µεταξύ 70-110 ευρώ ανά µεγαβατώρα. Ως εκ τούτου, η βιωσιµότητα αυτών των έργων θα απαιτήσει τουλάχιστον αρχικά υψηλότερες τιµές ανά µεγαβατώρα.
Σταθµισµένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και γεωπολιτική
Οι γεωπολιτικές δυσκολίες πόντισης του καλωδίου GSI στα ελληνικά ύδατα αποτελούν κρίσιµο ζήτηµα, ενώ η διαφορά στο πρόγραµµα αποπληρωµής µεταξύ Ελλάδας και Κύπρου προσθέτει νέες προκλήσεις. Το κόστος έχει υπερβεί τις αρχικές εκτιµήσεις, πλησιάζοντας τα 2 δισεκατοµµύρια ευρώ ενώ σύµφωνα µε τη διµερή συµφωνία το ένα τρίτο του κόστους επιβαρύνει τους Έλληνες καταναλωτές και τα δύο τρίτα καλύπτονται από τους Κύπριους καταναλωτές. Η ελληνική κυβέρνηση προετοιµάζει τους καταναλωτές για την αποπληρωµή, παρότι το έργο δεν έχει ξεκινήσει. Οι Έλληνες θα χρεωθούν επιπλέον στους λογαριασµούς ηλεκτρικού ρεύµατος από τον Ιούλιο του 2025 (203 εκατοµµύρια ευρώ µεταξύ Ιουλίου 2025 και Ιουνίου 2026). Αντίθετα, οι Κύπριοι θα ξεκινήσουν την αποπληρωµή το 2029, εφόσον το έργο τεθεί σε λειτουργία. Αξιοσηµείωτο είναι ότι Κύπρος και Ισραήλ έχουν ενεργειακές προτεραιότητες στρατηγικού ενδιαφέροντος ως µελλοντικοί συµπαραγωγοί φυσικού αερίου στο τέλος της δεκαετίας.
Υποστήριξη στη δέσµευση και αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα
Η ΕΕ παρέχει επιδοτήσεις σε εταιρείες πετρελαίου και φυσικού αερίου, βιοµηχανία τσιµέντου, χάλυβα και χηµικών που δραστηριοποιούνται στην τεχνολογία δέσµευσης και αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα. Για την Ελλάδα καλύπτει µεταξύ άλλων:
1) 90% χρηµατοδότησης 150 εκατοµµυρίων ευρώ στον Πρίνο στην Ανατολική Μακεδονία, για την µεταφορά και αποθήκευση ετησίως έως 1 εκατοµµυρίου τόνων CO2 από βιοµηχανικές εγκαταστάσεις,
2) κατά δύο τρίτα έργο ύψους 380 εκατοµµυρίων της τσιµεντοβιοµηχανίας Ηρακλής στο Μηλάκι Ευβοίας,
3) έργο δέσµευσης 1,9 εκατοµµυρίων τόνων διοξειδίου του άνθρακα της τσιµεντοβιοµηχανίας Τιτάνας στο Καµάρι Βοιωτίας,
4) 127 εκατοµµύρια ευρώ για τη δέσµευση διοξειδίου του άνθρακα από τη µονάδα παραγωγής υδρογόνου του διυλιστηρίου της Motor Oil,
5) εξέταση επιχορήγησης για την αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα σε εξαντληµένα κοιτάσµατα υδρογονανθράκων της Αιγύπτου σε συνεργασία µεταξύ Ελλάδας και Αιγύπτου.
Το κόστος κεφαλαίου για την αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα συχνά ξεπερνά τα 300 εκατοµµύρια ευρώ, ιδιαίτερα εάν περιλαµβάνει θαλάσσια µεταφορά, ενώ το ισοσταθµισµένο κόστος ενέργειας (LCOE) κυµαίνεται µεταξύ 80 και 150 ευρώ ανά τόνο. Αναµφισβήτητα, ο επενδυτικός τοµέας ελπίζει σε τιµές κοντά στα 200 ευρώ ανά τόνο άνθρακα για την οικονοµική βιωσιµότητα των επενδύσεων.
Η ισορροπία µεταξύ στήριξης και βιωσιµότητας
Η πραγµατική πρόκληση δεν είναι η τεχνολογική εφαρµογή, αλλά το οικονοµικό µοντέλο. Η επιτόπου παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα καθορίζουν τη βιωσιµότητα αυτών των έργων. Οι ενεργειακοί διάδροµοι που συνδέουν τους φυσικούς πόρους µε τις αγορές και τις υποδοµές οφείλουν να υποστηρίζουν τους ενεργειακούς µετασχηµατισµούς αντί να τους αντικαθιστούν καθώς η διαρκής επιδότηση επιβαρύνει τους δηµόσιους πόρους, οδηγώντας σε µη βιώσιµη οικονοµική διαχείριση. Οι κρατικές επιδοτήσεις παρέχουν στήριξη, αλλά η επιτυχία εξαρτάται από το αν τα έργα µπορούν να είναι αυτοσυντηρούµενα, χωρίς να επιβαρύνουν τους καταναλωτές µε δυσβάστακτες χρεώσεις.
