Περίληψη: Μετά την πρόσφατη (ΟΚΤ 2019) εξαγγελία για την παύση λειτουργίας όλων των λιγνιτικών Ατμοηλεκτρικών Σταθμών (ΑΗΣ) της ΔΕΗ ΑΕ το 2028, κι εφόσον τούτο οριστικοποιηθεί, θα προκύψει δραστική μείωση του ΑΕΠ στον άξονα Κοζάνης – Φλώρινας με δυσμενείς οικονομικές και κοινωνικές επιπτώσεις ευρύτερα για την περιοχή της Δ. Μακεδονίας. Συγχρόνως, η χώρα θα στερηθεί εγχώριο καύσιμο, μόνο από τα λειτουργούντα σήμερα λιγνιτωρυχεία της περιοχής, με ισοδύναμο θερμικό περιεχόμενο που υπερβαίνει σημαντικά τα 300 εκατ. βαρέλια πετρελαίου. Το κενό που θα προκύψει στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας (Η.Ε.) θα καλυφθεί κυρίως από αντίστοιχες μονάδες με καύσιμο εισαγόμενο φυσικό αέριο (φ.α) και με εισαγωγές Η.Ε. Ενόψει της τελικής πρότασης της χώρας για το νέο σχέδιο για την ενέργεια και την κλιματική αλλαγή, γνωστό από το ΔΕΚ 2018 ως ΕΣΕΚ, είναι απαραίτητο, κατά τη γνώμη μας, να παραμείνουν οι λιγνίτες στο ηλεκτρικό ισοζύγιο και πέραν του 2028, τόσο για λόγους ασφάλειας του ενεργειακού εφοδιασμού και μη περαιτέρω αύξησης της ενεργειακής εξάρτησης της χώρας, όσο και για να δοθεί με συγκεκριμένες δράσεις ο απαραίτητος χρόνος για την ομαλή μετάβαση των περιοχών των λιγνιτικών εκμ/σεων, αλλά και της ευρύτερης περιοχής της Δ. Μακεδονίας σε καθεστώς βιώσιμης μεσομακροπρόθεσμα ανάπτυξης.
Ας εξετάσουμε, λοιπόν, το πλαίσιο των ενεργειακών δεδομένων στην Ε.Ε.-28 και τις διαφαινόμενες προοπτικές, που αφορούν και επηρεάζουν τα ενεργειακά, οικονομικά και τα γενικότερα συμφέροντα της χώρας μας.
1. Ε.Ε.-28 (2016): ΕΞΑΡΤΗΣΗ ΑΠΟ ΕΙΣΑΓΩΓΕΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΩΝ ΠΟΡΩΝ
1.1. Από την περυσινή (2018) έκδοση EU energy in figures:
- παρατηρείται σημαντική αύξηση (+24,3%) του βαθμού ενεργειακής εξάρτησης της Ε.Ε.-28 στο συνολικό ενεργειακό ισοζύγιο από εισαγόμενους ενεργειακούς πόρους, συγκεκριμένα δε από 43,1% (1995) αυξήθηκε σε 53,6% (2016). Ειδικότερα, υπάρχει ομάδα χωρών με πολύ μεγάλη ενεργειακή εξάρτηση, όπως, το Βέλγιο 76%, η Ελλάδα 73,7%, η Κύπρος 96,2%, η Μάλτα 100%, η Ισπανία 71,9%, η Ιταλία 77,5% , η Ιρλανδία 69,1%, και η Πορτογαλία 73,5%. Παρεμπιπτόντως, η χώρα μας και κάποιες ακόμη ανάμεσά τους είχαν κατά τα τελευταία χρόνια σοβαρά οικονομικά προβλήματα (μνημόνια κλπ.). Αντίστοιχα, υπάρχουν χώρες με μικρή ενεργειακή εξάρτηση όπως, π.χ. Εσθονία 6,8%, Ρουμανία 22,3%, Πολωνία 30,3%, Σουηδία 32% , Τσεχία 32,7% και U.K. 35%,3%. Η τελευταία, αποφάσισε με δημοψήφισμα να εγκαταλείψει την Ε.Ε.-28.
Σε ό,τι αφορά το ηλεκτρικό ισοζύγιο, αναφέρονται χαρακτηριστικά παραδείγματα χωρών της Ε.Ε.:
- η Γαλλία με συμμετοχή των εγχώριων πόρων σε ποσοστό μεγαλύτερο του 90% (πυρηνική ενέργεια 72,5%, ΑΠΕ και νερά 18,4%) και κατά συνέπεια με πολύ χαμηλές (ελάχιστες) εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου.
- η Πολωνία με πολύ υψηλό, επίσης, ποσοστό (>92%) των εγχώριων πόρων ( στερεά καύσιμα 78,2%, ΑΠΕ και νερά 14%), αλλά συγχρόνως με υψηλό δείκτη εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου και
- η Γερμανία, η ισχυρότερη οικονομία της Ε.Ε. -28, με κατανομή των πηγών παραγωγής Η.Ε. κατά το 2016: στερεά καύσιμα 40,33%, πετρέλαιο και προϊόντα του 0,90%, φ.α. 14,44%, πυρηνική ενέργεια 13,04%, ΑΠΕ και νερά 29,88% και λοιπές πηγές 1,14%, αλλά με χαμηλότερη συμμετοχή των εγχώριων πόρων (~64%).
Σημειώνεται ότι στη Γερμανία κατά την περίοδο 1999-2012 κατασκευάστηκαν επτά (7) λιγνιτικές μονάδες συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 6546 MW, στην Πολωνία, αντίστοιχα, την περίοδο 2000-2010 εννέα (9) λιγνιτικές μονάδες συνολικής ισχύος 3269 MW και στην Τσεχία σε μικρότερη έκταση. Οι υπόψη μονάδες παραγωγής Η.Ε. χρησιμοποιούν νέα τεχνολογία καύσης, με υψηλό καθαρό βαθμό απόδοσης (>40%), επιτυγχάνουν μικρότερο κατά 30% περίπου κόστος καυσίμου και διοξειδίου του άνθρακα ανά παραγόμενη κιλοβατώρα ως προς τις παλαιότερης τεχνολογίας καύσης λιγνιτικές μονάδες και είναι ιδιαίτερα φιλικές προς το περιβάλλον, καθώς, επίσης διαθέτουν και δυνατότητα υποδοχής ειδικού εξοπλισμού δέσμευσης διοξειδίου του άνθρακα (CCR) ενόψει τυχόν ανάπτυξης στο εγγύς μέλλον βιομηχανικών εφαρμογών για την αποθήκευση ή/και την αξιοποίησή του, όπως γίνεται ήδη σε άλλες χώρες σε περιορισμένη, όμως, κλίμακα.
Γνωρίζουμε, επίσης, ότι αναμένεται να παύσει η λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων στη Γερμανία, όχι πριν το 2038, δεδομένου ότι τότε συμπληρώνονται κατά μ. ο. 33 χρόνια λειτουργίας των νέων λιγνιτικών μονάδων. Στην Πολωνία, δεν έχει ακόμη ληφθεί ανάλογη απόφαση – δέσμευση, με δεδομένη την κυρίαρχη συμμετοχή των εγχώριων στερεών καυσίμων στο ηλεκτρικό της ισοζύγιο. Το ίδιο ισχύει για τη γειτονική μας Βουλγαρία, παρότι εκτός του λιγνίτη διαθέτει και πυρηνικές μονάδες παραγωγής Η.Ε.
1.2. Προσεκτική εξέταση της σύνθεσης του ενεργειακού και ηλεκτρικού, αντίστοιχα, ισοζυγίου των διαφόρων χωρών της Ε.Ε επεξηγεί αναμφίβολα τη στάση των σε ό,τι αφορά τα ενεργειακά δρώμενα (πολιτική για την κλιματική αλλαγή, κόστος εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου κλπ). Με απλά λόγια, ισχυρές βιομηχανικές χώρες, που δεν διαθέτουν ίδια σημαντικά κοιτάσματα στερεών καυσίμων, δημιουργούν ένα μη ανταγωνιστικό περιβάλλον για τις συμβατικές μονάδες με στερεά καύσιμα. Τούτο, εξυπηρετεί συγκεκριμένες πολιτικές και τεχνολογίες – πηγές ενέργειας, τόσο στην ηλεκτροπαραγωγή (π.χ. ΑΠΕ, φυσικό αέριο) όσο και στη βιομηχανία (μεταλλουργία, χημική βιομηχανία, μηχανοκατασκευές κλπ), κι όχι κατ’ ανάγκη τους καταναλωτές. Έτσι, η Γερμανία και η Δανία είχαν το 2016 μακράν την ακριβότερη ηλεκτρική κιλοβατώρα για τον οικιακό καταναλωτή στην Ε.Ε.-28, καθόσον οι τιμές Η.Ε. αυξήθηκαν 51% στη Γερμανία κατά την περίοδο 2009-16 με την τεράστια ανάπτυξη στις ΑΠΕ (αιολική και ηλιακή ενέργεια) και πάνω από 100% στη Δανία μεταξύ 1995- 2016 λόγω της μεγάλης ανάπτυξης των αιολικών.
2. ΕΛΛΑΔΑ (2016): ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟ ΚΑΙ ΗΛΕΚΤΡΙΚΟ ΙΣΟΖΥΓΙΟ -ΠΡΟΟΠΤΙΚΕΣ
2.1. Ομοίως, από την ίδια έκδοση EU energy in figures στη χώρα μας το 2016:
- Η κατανάλωση ενέργειας (συνολικό ενεργειακό ισοζύγιο) ως προς τις πηγές προέλευσης κατανέμεται: πετρέλαιο και προϊόντα του 53,1%, στερεά καύσιμα 18,1%, φ.α. 14,5%, ΑΠΕ και νερά 10,9% και λοιπές πηγές 3,4%. Σημειώνεται ότι η κατανάλωση ενέργειας , λόγω της οικονομικής κρίσης ήταν στα επίπεδα του 1995.
- Η εγκατεστημένη ηλεκτρική ισχύς για την παραγωγή Η.Ε. ανέρχονταν κατά το 2016 σε 19,17 GW με κατανομή: ορυκτά καύσιμα 56,3%, υδροηλεκτρικά 17,7%, ΑΠΕ 26% (αιολικά 12,4%, φωτοβολταϊκά 13,6%).
- Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας (Η.Ε.) κατά το 2016 ανήλθε σε 51,41 ΤWh, κατανέμεται δε κατά πηγή προέλευσης (σε παρένθεση τα αντίστοιχα ποσοστά του 1995): στερεά καύσιμα 33,16% (69,1), πετρέλαιο και προϊόντα του 10,83% (21,3), φυσικό αέριο 26,6% (0,2), ΑΠΕ και νερά 29,02% (9,2) και λοιπές πηγές 0,41% (0,24). Παρατηρούμε ότι το ποσοστό παραγωγής Η.Ε. με εγχώριους ενεργειακούς πόρους (λιγνίτες, ΑΠΕ και νερά) από 78,3% κατά το 1995 μειώθηκε σε 62,2 % το 2016, ωστόσο λόγω και των εισαγωγών Η.Ε. από γειτονικές χώρες κατά το 2016, η παραγωγή Η.Ε. με εγχώριους πόρους ανέρχονταν σε 50,6% στο ηλεκτρικό ισοζύγιο. Τονίζεται ότι στην 20ετία 1987-2006 η Ελλάδα είχε κατά κανόνα τη φθηνότερη οικιακή κιλοβατώρα μεταξύ των δεκαπέντε (15), τότε, χωρών της Ε.Ε., ενώ το 2017 ήταν 15η μεταξύ των είκοσι οκτώ (28).
Ακόμη, το 2018 το ποσοστό συμμετοχής των εγχώριων ηλεκτρενεργειακών πόρων ανήλθε σε 50,3% και στο πρώτο 6μηνο 2019 σε 44,4% λόγω και της περιορισμένης συμμετοχής των υδατοπτώσεων (μόλις 5,4%). Ειδικότερα, με την εκτόξευση της τιμής των εκπομπών (CO2) κατά το β΄ 6μηνο 2018 και ιδιαίτερα το α΄ 6μηνο 2019 σε τιμές και πάνω από 25€/τον. η συμμετοχή του λιγνίτη μειώθηκε, αντίστοιχα, στο 24% και 19%, η καθαρή ενέργεια (ΑΠΕ και νερά αθροιστικά) σε 26,3% και 25,4%, το φ.α. σε 24,2% και 26,5% , το πετρέλαιο σε 7,4% και 7,0% (μη διασυνδεδεμένα νησιά) και οι εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας από γειτονικές μας χώρες μέσω των ηλεκτρικών διασυνδέσεων σε 18% και 22,1%. Σημειώνεται ότι με σημαντική χρονική υστέρηση ως προς την αρχική απόφαση του ΔΣ της ΔΕΗ ΑΕ (ΝΟΕ 2007), πρόκειται να τεθεί εντός 2ετίας σε λειτουργία η πρώτη και μόνη νέας τεχνολογίας καύσης λιγνιτική μονάδα Πτολ/δα 5 με παραπλήσια χαρακτηριστικά με τις αντίστοιχες στη Γερμανία και Πολωνία. Σημειώνεται ότι υπάρχουν , ακόμη και σήμερα, εκμεταλλεύσιμα κοιτάσματα στα λειτουργούντα, ήδη, ανοικτά λιγνιτωρυχεία για την ανέγερση τριών ακόμη μονάδων νέας τεχνολογίας καύσης σε υποκατάσταση των παλαιών, κατά το πρότυπο της Γερμανίας και Πολωνίας. Σχετική πρότασή μας είχε διατυπωθεί για πρώτη φορά πριν από μια 10ετία (ΣΕΠ 2009).
2.2. Εξετάζοντας κι άλλους δείκτες προκύπτει ότι η χώρα μας υστερούσε ως προς το μ.ο. των 28 χωρών της Ε.Ε. κατά το 2016, όπως κατά κεφαλή ΑΕΠ 55%, κατανάλωση ενέργειας ανά άτομο 69,6%, τελική κατανάλωση Η.Ε. ανά άτομο 90,8%, ενεργειακή εξάρτηση 137,5%, ενεργειακή ένταση (toe/M€2010) 110%, ένταση άνθρακα (kg CO2/toe) 133,3%, τέλος δε θετικό πρόσημο είχαν οι δείκτες ΑΠΕ ως προς την ολική τελική ενέργεια 128,2%.
Παρατηρείται σημαντική αύξηση της χρήσης του εισαγόμενου φ.α. στην ηλεκτροπαραγωγή, το οποίο, σήμερα, έχει αναδειχθεί στο κυριότερο καύσιμο. Επισημαίνεται, ωστόσο, ότι κατά τη μεταφορά (παραγωγή ενέργειας για την διατήρηση της πίεσης στους αγωγούς μεταφοράς, καθώς κι από την κατανάλωση καυσίμων στις θαλάσσιες μεταφορές υγροποιημένου φ.α., LNG), αλλά κυρίως με την τελική χρήση (καύση) του φ.α. παράγεται διοξείδιο του άνθρακα, βεβαίως σε σημαντικά μικρότερο όγκο ανά παραγόμενη κιλοβατώρα ως προς τον εγχώριο λιγνίτη.. Ακόμη, ας μην ξεχνούμε ότι οι αυξημένες εισαγωγές Η.Ε. από τις γειτονικές μας χώρες προέρχονται σε σημαντικό ποσοστό από ορυκτά καύσιμα, που εκλύουν προφανώς διοξείδιο του άνθρακα κατά την καύση τους, είναι όμως ανταγωνιστικές δεδομένου ότι οι γειτονικές χώρες –μέλη και μη μέλη της Ε.Ε. δεν επιβαρύνονται , έως και το 2020, με αγορά δικαιωμάτων εκπομπών (CO2).
Σε ό,τι αφορά στην έρευνα για αναζήτηση υδρογονανθράκων στη χώρα μας, η παρατήρηση του γράφοντος είναι ότι εάν και εφόσον υπάρχουν, ανακαλυφθούν και αποδειχθεί η οικονομικότητα της εκμετάλλευσής των, θα παρέλθει ικανό χρονικό διάστημα, ίσως και 15ετία για την ανάπτυξη της εκμετάλλευσής των, με ορατό σαφώς τον κίνδυνο καθυστερήσεων για άλλους λόγους (γεωστρατηγικοί ανταγωνισμοί και πολιτική αστάθεια στην ανατολική μεσόγειο). Κατά συνέπεια, δεν επηρεάζεται ο ενεργειακός σχεδιασμός έως το 2030.
2.3. Ο τομέας των υπηρεσιών στη χώρα μας αντιπροσωπεύει πολύ μεγάλο μέρος του ΑΕΠ. Ο κλάδος της βιομηχανίας είναι <15%, ενώ πολύ χαμηλό είναι το ποσοστό συμβολής του πρωτογενούς τομέα. Τελικά, η συμμετοχή του πρωτογενούς και δευτερογενούς τομέα στο ΑΕΠ δεν ξεπερνά κατά κανόνα το 22%, ήδη από το 2010, σε αντίθεση με τις πλέον ανεπτυγμένες χώρες που η συμμετοχή των κινείται σε διπλάσια σχεδόν επίπεδα. Η ιδιότυπη και στρεβλή αυτή οικονομική διάρθρωση και δραστηριότητα επηρεάζει καταλυτικά την κατανομή της ζήτησης Η.Ε. και προκαλεί πολύ μεγάλη μεταβλητότητα τόσο σε 24ωρη, όσο και σε εποχική κλίμακα. Τούτο, σε συνδυασμό με την προτεραιότητα ένταξης στο δίκτυο των ΑΠΕ, των υδροηλεκτρικών, της θεωρούμενης «καθαρής» Η.Ε. (συμπαραγωγή Η.Ε και θερμότητας με καύση φ.α., ΣΗΘΥΑ) καθώς και τη στοχαστικότητα των ΑΠΕ, αναδεικνύει την ανάγκη για ευελιξία φορτίου των θερμικών μονάδων (φ.α., λιγνίτης), που πρέπει να ¨παρακολουθούν¨ και να καλύπτουν τα προκύπτοντα κενά της ζήτησης Η.Ε. Έτσι, σε συνάρτηση με τις αυξημένες τιμές για την αγορά δικαιωμάτων εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (CO2) στο β΄6μηνο 2018 και το 2019, τις ρυθμίσεις της αγοράς (ΑΔΙ κ.α.) σε βάρος του λιγνίτη, τις τρέχουσες τιμές του φ.α. και τις εισαγωγές Η.Ε., αναδεικνύονται τα προβλήματα ένταξης στο δίκτυο Η.Ε. των λιγνιτικών ΑΗΣ.
Ως προς τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ) αναμένεται να υπάρξει επίτευξη του κεντρικού στόχου της συμμετοχής των στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας για το 2020, που έχει τεθεί στο 18%. Το 2018 οι αιολικοί σταθμοί εμφανίζουν μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ μεταξύ των τεχνολογιών ΑΠΕ, δηλ. 2750 MW κι ακολουθούν οι φωτοβολταϊκοί στα 2650 MW. Να σημειωθεί η στοχαστικότητα και μεταβλητότητα της ηλεκτρικής τροφοδοσίας από αιολικά ως προς τα φωτοβολταϊκά, ιδιαίτερα για τη χώρας μας με τη σημαντική ηλιοφάνεια.
Η ηλεκτρική ενέργεια μειώθηκε σε απόλυτα μεγέθη, όμως, ως ποσοστό στη συνολική κατανάλωση ενέργειας ενισχύθηκε, προφανώς, ως απόρροια της οικονομικής κρίσης.
Παρατηρείται αύξηση του δείκτη ενεργειακής εξάρτησης της χώρας στο συνολικό ενεργειακό ισοζύγιο (2013-62,2%, 2014-66,2%, 2016-73,6%). Τούτο αντανακλά την οικονομική ύφεση κατά τα πρώτα χρόνια, αλλά και τη μεγάλη μείωση της συμμετοχής του εγχώριου λιγνίτη στο ενεργειακό ισοζύγιο στη συνέχεια, με τη μείωση της τιμής του πετρελαίου-φυσικού αερίου και την υποχρεωτική εφαρμογή και στη χώρα μας μετά το 2013 του συστήματος (ETS) των αγορών δικαιωμάτων εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (CO2).
Υπήρξε σημαντική μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου στον ενεργειακό τομέα (-38% για το 2016 ως προς το 2005), η υψηλότερη από όλους τους τομείς (βιομηχανία, μεταφορές κλπ).
Τέλος, είναι φανερό ότι για την επίτευξη των διάφορων μεσοπρόθεσμων και μακροπρόθεσμων ενεργειακών στόχων της χώρας, η χρήση του εγχώριου λιγνίτη θα ήταν δυνατό να συνεισφέρει στους ακόλουθους τομείς:
- ενίσχυση της ενεργειακής επάρκειας και της ασφάλειας του ενεργειακού εφοδιασμού.
- διαφοροποίηση των ενεργειακών πηγών.
- διαμόρφωση και λειτουργία μιας ανταγωνιστικής εγχώριας αγοράς ενέργειας.
- αύξηση της εγχώριας προστιθέμενης αξίας στον ενεργειακό τομέα και τη δημιουργία νέων θέσεων εργασίας.
- μείωση της εξάρτησης από εισαγωγές ενεργειακών πόρων, βελτίωση του εμπορικού ισοζυγίου.
- περιβαλλοντική ανταγωνιστικότητα του λιγνίτη έναντι των άλλων ορυκτών καυσίμων (πετρέλαιο, φ.α.).
Από σχετική μελέτη του ΙΟΒΕ για το 2016 η λιγνιτική δραστηριότητα εισέφερε 1,6 δις. ΕΥΡΩ (1% ΤΟΥ ΑΕΠ), 400 εκ. ΕΥΡΩ ως ευρύτερη επίδραση στα έσοδα του δημοσίου, 2,6 δις. ΕΥΡΩ στην ετήσια ακαθάριστη αξία παραγωγής της ελληνικής οικονομίας (26,5% της αξίας πωλήσεων του συνόλου των ορυκτών πρώτων υλών).
2.4. Στο ΕΣΕΚ-ΔΕΚ. 2018 αναφέρονταν ως στόχος μείωσης των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου κατά 63% το 2030 ως προς το 2005 στο σύστημα εμπορίας εκπομπών (ETS), ενώ ο εναρμονιζόμενος με τον κεντρικό ευρωπαϊκό στόχο ανέρχονταν σε 43%. Γιατί, λοιπόν, η πλειοδοσία αυτή των είκοσι (20) ποσοστιαίων μονάδων;
Επίσης, σύμφωνα με το προηγούμενο σχέδιο (ΕΣΕΚ), προβλέπονταν οι ακόλουθοι δείκτες ενεργειακής εξάρτησης της χώρας έως το 2030: 2016:74%, 2020:75%, 2025:74%, 2030:68%, δηλ. θα προκύψει αύξηση του δείκτη το 2020 και γενικά διατήρηση υψηλού βαθμού εξάρτησης κατά την 7ετή περίοδο 2018-2025, ενώ προβλέπονταν σχετική μείωση κατά το 2030. Πρόκειται για σαφή αδυναμία να ληφθούν άμεσα μέτρα μείωσης της ενεργειακής εξάρτησης, με ό,τι τούτο συνεπάγεται μεσομακροπρόθεσμα για την ελληνική οικονομία. Ας σημειωθεί, επιπλέον, η αβεβαιότητα που χαρακτηρίζει την πλέον μακρινή, μετά το 2025 χρονική περίοδο. Μήπως η προφανής απάντηση-λύση είναι η διατήρηση του καθοριστικού ρυθμιστικού ρόλου του εγχώριου λιγνίτη για τη χρονική περίοδο έως το 2030 αλλά και πέραν αυτού;
Εκτός από τα πιο πάνω η πολύ μεγάλη προβλεπόμενη διείσδυση των ΑΠΕ μέχρι το 2030 θα απαιτήσει, λόγω στοχαστικότητας ιδιαίτερα των αιολικών, τη μόνιμη διάθεση συμβατικής ισχύος σε εφεδρεία για λόγους ασφάλειας τροφοδοσίας (ή εναλλακτικά μεγάλη ισχύ αποθήκευσης Η.Ε., πράγμα που δεν προβλέπονταν στο ΕΣΕΚ). Επομένως, με την οριστική απόσυρση των λιγνιτικών μονάδων το 2028 το ηλεκτρικό ισοζύγιο της χώρας καθίσταται έωλο και ανασφαλές. Ακόμη παραπέρα, εάν δεν επιτευχθεί ο υπερφιλόδοξος στόχος διείσδυσης των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή το οποιοδήποτε έλλειμμα θα καλυφθεί από μονάδες φ.α. και από εισαγωγές Η.Ε., δηλ. από διεύρυνση της ενεργειακής εξάρτησης της χώρας.
(3) ΑΓΟΡΑ ΗΛΕΚΤΡΙΚΗΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ (Η.Ε.) ΣΤΗΝ Ν.Α. ΕΥΡΩΠΗ-ΒΑΛΚΑΝΙΚΗ ΧΕΡΣΟΝΗΣΟ
Είναι δεδομένο ότι η αγορά Η.Ε. της Ελλάδας επηρεάζεται σημαντικά από την αντίστοιχη αγορά της Ν.Α. Ευρώπης – Βαλκανικής μέσω των ηλεκτρικών διασυνδέσεων με Αλβανία, Β. Μακεδονία, Βουλγαρία, Τουρκία, καθώς και με την Ιταλία, μικρής συγκριτικά ισχύος σήμερα, στο μέλλον όμως ακόμη περισσότερο με την ολοκλήρωση και ενοποίηση των αγορών και την επέκταση – ανάπτυξη των δικτύων μεταφοράς Η.Ε. στην ευρύτερη περιοχή. Επομένως, επιβάλλεται η εξέταση των χαρακτηριστικών των ηλεκτρικών ισοζυγίων των χωρών της περιοχής για τη διαμόρφωση της ηλεκτρενεργειακής στρατηγικής της χώρας, δεδομένου ότι αυτή η αγορά Η.Ε. επηρεάζει άμεσα τη χώρα μας, κι όχι η αντίστοιχη των μεγάλων χωρών της κεντροδυτικής και της βόρειας Ευρώπης. Διαπιστώνεται, λοιπόν, ότι τα στερεά καύσιμα κατέχουν σημαντικό μερίδιο στο ηλεκτρικό ισοζύγιο όλων σχεδόν των Βαλκανικών χωρών και πάντως των μεγαλύτερων. Έτσι, για το 2016 κατείχαν μερίδιο του ηλεκτρικού ισοζυγίου 42,8% στη Βουλγαρία, 24,4% στη Ρουμανία, 65% στη Σερβία, 27% στην Τουρκία, μακράν τη μεγαλύτερη αγορά Η.Ε. της περιοχής. Ας έχουμε, λοιπόν, υπόψη μας ότι η παραγωγή λιγνίτη στις γειτονικές χώρες είναι ιδιαίτερα σημαντική, π.χ. για το 2017(σε εκατ. τον): Τουρκία 70, Ελλάδα 38, Βουλγαρία 34, Σερβία 39, Ρουμανία 26, Βοσνία 14, Κόσσοβο 8.
Στην Ελλάδα, εάν αποσυρθούν οριστικά οι λιγνιτικοί ΑΗΣ έως το 2028, θα μείνουν ανεκμετάλλευτα περίπου 400 εκ. τον. εκμεταλλεύσιμων αποθεμάτων στα λειτουργούντα σήμερα λιγνιτωρυχεία της Δ. Μακεδονίας. Τούτο δεν προβλέπεται να συμβεί σε καμία από τις προαναφερθείσες χώρες, διότι ακόμη και σήμερα κατασκευάζονται με χρηματοδότηση εκτός Ε.Ε.(κινεζικές τράπεζες κ.α.) σύγχρονες λιγνιτικές μονάδες, κι έχουν αναβαθμιστεί περιβαλλοντικά πολλές από τις παλαιότερες. Ακόμη, μερικές χώρες της περιοχής διαθέτουν και πυρηνικές μονάδες παραγωγής Η.Ε.(Βουλγαρία, Ρουμανία), που τις καθιστούν ακόμη ανταγωνιστικότερες.
Ας μην ξεχνούμε ότι το κόστος ηλεκτροπαραγωγής από στερεά καύσιμα είναι ελεγχόμενο, οι όποιες δε προσαυξήσεις-πρόστιμα λόγω εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου και άλλες επιλεκτικές επιβαρύνσεις δεν θα είναι πάντοτε δυσβάστακτες και σε κάθε περίπτωση οι αντιδράσεις των θιγομένων χωρών, η αναιμική οικονομική ανάπτυξη και οι πολιτικές εξελίξεις (brexit κλπ) είναι μη προβλέψιμες με ισχυρή πιθανότητα ακόμη και μείωσης του κόστους των δικαιωμάτων εκπομπών. Αντίθετα, η τιμή του φ.α. είναι ευμετάβλητη και καθορίζεται από απρόβλεπτες οικονομικές και πολιτικές εξελίξεις που σχετίζονται άμεσα με τις μεγάλες-παγκόσμιας εμβέλειας ενεργειακές δραστηριότητες (πετρέλαιο κλπ). Κατά συνέπεια, για τη χώρα μας, η λιγνιτική ηλεκτροπαραγωγή αποτελεί σταθερή οικονομική βάση και ασφαλές όριο σε ό,τι αφορά την οικονομικότητα της παραγωγής Η.Ε.
(4) ΘΕΜΑΤΑ ΑΠΟΚΑΤΑΣΤΑΣΗΣ ΤΩΝ ΠΕΡΙΟΧΩΝ ΕΚΜ/ΣΗΣ ΣΤΑ ΛΙΓΝΙΤΩΡΥΧΕΙΑ ΤΗΣ ΔΕΗ ΑΕ ΣΤΗ Δ. ΜΑΚΕΔΟΝΙΑ
Επίσης, με την πρόσφατη εξαγγελία για την οριστική παύση λειτουργίας όλων των λιγνιτικών μονάδων παραγωγής Η.Ε. το 2028, αναφύονται πρωθύστερα σημαντικότατα προβλήματα στη δραστηριότητα των λιγνιτικών εκμεταλλεύσεων της ΔΕΗ ΑΕ στην περιοχή Πτολ/δας – Αμυνταίου, οφειλόμενα στη διακοπή και μη εξόφληση των λειτουργούντων, σήμερα, λιγνιτωρυχείων. Η εξέλιξη αυτή θα επηρεάσει δυσμενώς το κόστος της λιγνιτικής ηλεκτροπαραγωγής, καθόσον περιορίζεται δραστικά το χρονικό διάστημα για την ολοκλήρωση του τεράστιου έργου της αποκατάστασης των περιοχών εκμετάλλευσης συγκριτικά με τον υφιστάμενο σχεδιασμό. Σε κάθε περίπτωση μερικά από τα βασικά θέματα για άμεση διερεύνηση και λήψη τελικών αποφάσεων, εντελώς συνοπτικά –τηλεγραφικά είναι τα ακόλουθα:
- Προβλήματα επιφανειακών και υπόγειων νερών στην περιοχή των λιγνιτωρυχείων του ΛΚΔΜ: Βροχοπτώσεις – εξάτμιση –απορροή επιφανειακών νερών, μακροπρόθεσμη σταθερότητα των μελλοντικών λιμνών των ορυχείων, ρυθμός καθίζησης και χρόνος σταθεροποίησης των αποθέσεων αγόνων υλικών που θα επηρεάσουν καθοριστικά το κόστος μελλοντικών δραστηριοτήτων όπως, π.χ. εγκατάσταση φωτοβολταïκών, έργων υποδομών κ.α., υδρολογεωλογία – υδρολογικό ισοζύγιο στην περιοχή Πτολ/δας – Αμυνταίου κλπ.
- Μακροπρόθεσμη ευστάθεια τελικών πρανών εκσκαφής και απόθεσης αγόνων υλικών: Γεωλογικές και γεωμηχανικές διερευνήσεις, υπολογισμοί και παρακολούθηση ευστάθειας πρανών, κλίσεις πρανών εκσκαφής και απόθεσης στους τελικούς κενούς χώρους, παραδοχές για το ύψος των αποθέσεων κ.α.
- Τελική κατάσταση πρανών εκσκαφής –προστασία από αυταναφλέξεις λιγνιτικών στρωμάτων: Τούτο είναι τεράστιας σημασίας ζήτημα που θα προκύψει στο μέλλον, εφόσον εγκαταλειφθούν πρόωρα οι λιγνιτικές εκμεταλλεύσεις της περιοχής, χωρίς δηλ. να εξοφληθούν τα λειτουργούντα σήμερα λιγνιτωρυχεία, σύμφωνα με τις υφιστάμενες – εγκεκριμένες από την πολιτεία αντίστοιχες μεταλλευτικές μελέτες. Πρόκειται για μια διαδικασία οξείδωσης, αυτοθέρμανσης και τελικά αυτανάφλεξης των λιγνιτικών στρωμάτων που θα είναι εκτεθειμένα στην ατμόσφαιρα. Σημειώνεται ιδιαίτερα ότι το αθροιστικό μήκος των επιμέρους εκτεθειμένων στρωμάτων λιγνίτη είναι δυνατό να ανέλθει σε πολλές δεκάδες χιλιομέτρων, ανάλογα με τον αριθμό και τις διαστάσεις των μη εξοφλημένων τελικά λιγνιτικών μετώπων. Η έγκαιρη αντιμετώπιση του προαναφερθέντος κινδύνου απαιτεί την ταχύτατη εκτέλεση σημαντικών χωματουργικών έργων, σε κάθε δε περίπτωση με επαυξημένο κόστος. Το ερώτημα που τίθεται είναι εάν υπάρχει με ορόσημο το 2028 το χρονικό περιθώριο για την επίσπευση παρόμοιων εργασιών, ώστε να μην προκληθούν ανυπολόγιστες δυσμενείς περιβαλλοντικές επιπτώσεις στην ατμόσφαιρα, κι όχι μόνο, της περιοχής. Τούτο, με βάση και τη διεθνή εμπειρία από εκμεταλλεύσεις που εκτείνονται σε περιοχές ~150.000 στρεμμάτων θεωρείται επιεικώς ανέφικτο και σε κάθε περίπτωση εξαιρετικά δαπανηρό.
Επομένως, πρέπει έγκαιρα να κατατεθεί από την πολιτεία ο ενεργειακός σχεδιασμός, για να οριστικοποιηθεί η τελική μορφή των εκμεταλλεύσεων καθώς και η έγκριση, κατά κανόνα ιδιαίτερα χρονοβόρα, από τις αρμόδιες αρχές των σχετικών Περιβαλλοντικών Όρων, ώστε να δρομολογηθούν οι αναγκαίες ενέργειες από τη ΔΕΗ ΑΕ σε συνεννόηση και συνεργασία πάντοτε με την τοπική κοινωνία. Παράλληλα, ο σχεδιασμός των αποθέσεων αγόνων πρέπει να εξυπηρετεί και το στόχο της δημιουργίας των μέγιστων δυνατών οριζόντιων και παραοριζόντιων τελικών επιφανειών, όπου με την απόθεση κατάλληλων υλικών στην τελική επιφάνεια και την αντίστοιχη διαμόρφωσή των θα αναπτυχθούν μελλοντικά παραγωγικές δραστηριότητες του πρωτογενούς, κι όχι μόνο, τομέα στην περιοχή Πτολ/δας – Αμυνταίου. Ο στόχος αυτός δεν εξυπηρετείται με την πρόωρη διακοπή της λειτουργίας των λιγνιτωρυχείων, με δεδομένη τη σημερινή φάση ανάπτυξης των αποθέσεων αγόνων, σε σύγκριση με την πλήρη εξόφλησή των. Υπενθυμίζεται ότι σύμφωνα με την ισχύουσα έως το 2021 Μ.Π.Ε, η τελική αποκατάσταση των εδαφών στις περιοχές εκμ/σης προβλέπονταν για τα τέλη της δεκαετίας 2050.
ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑΤΑ – ΠΡΟΤΑΣΕΙΣ
Από τα προαναφερθέντα γίνεται φανερό, πως αν συνεχιστεί η πορεία της συρρίκνωσης της συμμετοχής συνολικά των εγχώριων ενεργειακών πόρων (λιγνίτες, ΑΠΕ και νερά) στο ηλεκτρικό και γενικότερα στο ενεργειακό ισοζύγιο της χώρας, με δεδομένο τον καθοριστικό ρόλο του κόστους της ενέργειας στο σύνολο της οικονομικής δραστηριότητας, τούτο δεν θα συνεισφέρει στην οικονομική ανάκαμψη, το αντίθετο μάλιστα. Κατά την άποψή μας πρέπει να υπάρξει μόνιμη στόχευση, μέσω της εκπόνησης εναλλακτικών σεναρίων, ώστε οι εγχώριοι ενεργειακοί πόροι (λιγνίτες, ΑΠΕ και νερά) να συμμετέχουν διαχρονικά σε μεγάλο ποσοστό (>70%) στο ηλεκτρικό ισοζύγιο μέχρι το 2030, με το λιγνίτη να διατηρεί μερίδιο 25-30%. Έτσι, θα μειωθεί η ενεργειακή εξάρτηση, που είναι βασική προϋπόθεση για την παραγωγική ανασυγκρότηση της χώρας. Εάν, ωστόσο, μετά το 2030 ανακαλυφθούν και αξιοποιηθούν σε ικανή ποσότητα και με σημαντικά οικονομικά οφέλη εγχώριοι υδρογονάνθρακες, τότε μπορεί να εξεταστεί τυχόν επίσπευση της απόσυρσης των λιγνιτικών ΑΗΣ.
Τελικά, μετά τα προαναφερθέντα θεωρούμε ότι για τον περιορισμό των δυσμενών επιπτώσεων στη χώρα αλλά και στη Δ. Μακεδονία ειδικότερα, πρέπει να ληφθούν άμεσα και αποτελεσματικά μέτρα στις κατευθύνσεις:
α) της χρονικής παράτασης με απομειούμενη σταδιακά συμμετοχή του λιγνίτη στο ηλεκτρικό ισοζύγιο της χώρας σύμφωνα με τον ισχύοντα προγραμματισμό εκμ/σης των λιγνιτωρυχείων (βέλτιστο σενάριο) ή, τουλάχιστον, μέχρι να δοθεί επαρκής χρόνος για τη σωστή, ασφαλή και οικονομική δημιουργία συνθηκών για τη βιώσιμη αξιοποίηση των αποκατεστημένων εκτάσεων στους χώρους των λιγνιτωρυχείων. Ειδικές μελέτες θα προσδιορίσουν ποιες και πόσες μονάδες και με ποιες προϋποθέσεις θα λειτουργήσουν για την αναγκαία χρονική περίοδο. Ευκταία, κατά την άποψή μας, θα ήταν η εξασφάλιση της δυνατότητας λειτουργίας του ΑΗΣ Πτολ/δας 5 έως ~ 2050 κατά το γερμανικό πρότυπο για τις νέες μονάδες, του ΑΗΣ Μελίτης 1 μέχρι ~2044, του ΑΗΣΑΔ 5 έως ~2038 και ΑΗΣΑΔ (3,4) έως τουλάχιστο το 2030. Σε κάθε περίπτωση επιβάλλεται η περιβαλλοντική αναβάθμιση των λιγνιτικών μονάδων που προβλέπεται από τη σχετική νομοθεσία. Ωστόσο, σήμερα, στο θέμα της λιγνιτικής ηλεκτροπαραγωγής σε επίπεδο Ε.Ε. υπάρχει δυσμενής μεταχείριση της χώρας μας σε βάρος των ανταγωνιστικών της δυνατοτήτων σε σύγκριση με άλλες χώρες, όπως Πολωνία, Τσεχία, Βουλγαρία, Ρουμανία , σε ό,τι αφορά τα δικαιώματα εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου έως και το 2020. Είναι κατά συνέπεια ιδιαίτερα επείγον για τη χώρα μας να εξασφαλίσει και για τους λιγνιτικούς ΑΗΣ αποδεικτικά διαθεσιμότητας ισχύος (ΑΔΙ), όπως τούτο ισχύει σε άλλες χώρες και για άλλες τεχνολογίες παραγωγής Η.Ε.
β) της μείωσης του κόστους ηλεκτρικής ενέργειας με στοχευμένες δράσεις, όπως π.χ:
- ανάπτυξη των ΑΠΕ, κυρίως από τη ΔΕΗ ΑΕ, με έμφαση στα φωτοβολταïκά, στη γεωθερμία και στη βιομάζα
- δράσεις για την εξοικονόμηση και αποθήκευση Η.Ε. με οικονομικούς όρους
- ηλεκτροκίνηση (μέσα σταθερής τροχιάς, αστικά λεωφορεία, οχήματα Ι.Χ κ.α.)
- επιτάχυνση των διασυνδέσεων των μη διασυνδεδεμένων νησιών με το ηπειρωτικό σύστημα μεταφοράς Η.Ε.
- άρση των στρεβλώσεων της αγοράς ηλεκ. ενέργειας (ΕΤΜΕΑΡ, ΑΔΙ, ΜΑΜΚ κλπ)
- εφαρμογή και στη χώρα μας του συστήματος Target Model για την αγορά Η.Ε.
γ) της άμεσης παραγωγικής ανασυγκρότησης της Δ. Μακεδονίας με σύγχρονους όρους στον πρωτογενή-αγροτοδιατροφικό τομέα, πρωτίστως με αξιοποίηση του πλούσιου υδάτινου δυναμικού (αρδευτικά έργα, δυναμικές καλλιέργειες, ζωοτροφές-κτηνοτροφία κλπ). Σημειώνεται ότι από την απομείωση της λιγνιτικής ηλεκτροπαραγωγής «αποδεσμεύονται» σταδιακά από τη χρήση στους λιγνιτικούς ΑΗΣ τεράστιες ποσότητες νερών, τμήμα, μόνο, των οποίων θα μπορούσε κάλλιστα να αξιοποιηθεί σε αρδευτικά έργα (λεκάνη Εορδαίας, βόρεια ζώνη Πολυφύτου, αρδευτικό Καμβουνίων από τη λίμνη Ιλαρίωνα κλπ).
δ) της ορθολογικής αξιοποίησης του ορυκτού πλούτου της περιοχής, , π.χ. των μαρμάρων Τρανοβάλτου, των χρωμιτών του Βούρινου, διάφορων βιομηχανικών ορυκτών και ιδιαίτερα των εξωηλεκτρικών χρήσεων του λιγνίτη (π.χ. ξηρός λιγνίτης κλπ) παράλληλα με τη χρήση του στην ηλεκτροπαραγωγή.
Για την έγκαιρη υλοποίηση των προαναφερθέντων απαιτείται η αμέριστη συνδρομή και συμπαράσταση της κεντρικής εξουσίας, σε επίπεδο δε Δ. Μακεδονίας τεράστια οργανωτική προσπάθεια, προγραμματισμός, έλεγχος, επιμονή, ανάληψη και συντονισμός πρωτοβουλιών από τους κατά περίπτωση αρμόδιους τοπικούς φορείς. Πρόκειται για εντελώς ασυνήθη για τα δεδομένα της δημόσιας διοίκησης και της τοπικής αυτοδιοίκησης νέα πραγματικότητα, ωστόσο το στοίχημα πρέπει να κερδηθεί όχι απλά για την επιβίωση αλλά για τη βιώσιμη ανάπτυξη της Δ. Μακεδονίας. Οι καιροί ου μενετοί!!! ΚΑΙ ΠΡΟΠΑΝΤΩΝ ΚΑΝΕΙΣ ΔΕΝ ΠΕΡΙΣΣΕΥΕΙ!!!
Τέλος, είναι προφανές πως παράλληλα με τα πιο πάνω, στο θέμα της μετάβασης της περιοχής στη μεταλιγνιτική εποχή υπάρχει τεράστιο πεδίο και για πολλές άλλες ποικίλες δράσεις μεγάλης ή/και μικρότερης κλίμακας, που εκφεύγουν σαφώς από το σκοπό της παρούσας παρέμβασης.
ΧΡ. Γ. ΠΑΠΑΓΕΩΡΓΙΟΥ
τ. Δ/ντης ΛΚΔΜ/ΔΕΗ ΑΕ και τ. μέλος ΔΣ ΔΕΗ ΑΕ