«Παράθυρο» για ταχύτερη απολιγνιτοποίηση του ενεργειακού μείγματος της χώρας πριν το 2028 ανοίγει το αναθεωρημένο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) το οποίο απεστάλη την περασμένη Παρασκευή προς έγκριση στην Κομισιόν. Ειδικότερα, το χρονοδιάγραμμα απόσυρσης λιγνιτικών μονάδων δεν λαμβάνει υπόψη το σχέδιο διπλασιασμού της ηλεκτροπαραγωγής από λιγνίτη που είχε εξαγγελθεί από την κυβέρνηση το 2022 για λόγους ενεργειακής ασφάλειας.
Έτσι προβλέπει πρόωρο «λουκέτο» στις τέσσερις λιγνιτικές μονάδες του Αγίου Δημητρίου (Ι, ΙΙ, ΙΙΙ και IV) στο τέλος του 2023, ήτοι σε δύο μήνες. Είναι αξιοσημείωτο ότι με υπουργικές αποφάσεις του 2021 και του 2022 είχε δοθεί και στις τέσσερις μονάδες κατ΄ εξαίρεση παράταση των ωρών λειτουργίας τους έως το τέλος του 2025. Μάλιστα, οι δύο μονάδες ΙΙΙ και IV του Αγίου Δημητρίου τροφοδοτούν και την τηλεθέρμανση της Κοζάνης.
Παράλληλα, το νέο ΕΣΕΚ προβλέπει ότι μετά την 31η Δεκεμβρίου 2028 θα σταματήσει η ηλεκτροπαραγωγή με καύσιμο λιγνίτη και της νέας μονάδας της ΔΕΗ «Πτολεμαΐδα V». Ωστόσο, επισημαίνεται ότι «το χρονοδιάγραμμα αυτό δεν είναι οριστικό και με βάση τα σχόλια των φορέων αξιολογείται η επιτάχυνση της πλήρους απολιγνιτοποίησης του ενεργειακού συστήματος αρκετά προ του 2028».
Μείωση στην κατανάλωση αερίου
Παράλληλα, προβλέπεται σημαντική αύξηση της ισχύος των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής με αέριο καύσιμο στα 7,7 GW (γιγαβάτ) το 2030, συγκριτικά με τα 6,9 GW που προέβλεπε το προηγούμενο ΕΣΕΚ του 2019. Ωστόσο, είναι ενδιαφέρον ότι, παρότι στο αναθεωρημένο ΕΣΕΚ η ισχύς των μονάδων είναι μεγαλύτερη (ώστε να χωρέσει και η τρίτη μονάδα φυσικού αερίου που κατασκευάζεται), περιορίζεται η ηλεκτροπαραγωγή από αέριο στις 11,7 TWh (τεραβατώρες), από 19 TWh που προβλεπόταν το 2019 με την ισχύ των μονάδων στα 6,9 GW.
Έτσι, δεν είναι τυχαία η αναφορά των μελετητών ότι «ενδέχεται να τεθεί σε κίνδυνο η οικονομική βιωσιμότητα των μονάδων φυσικού αερίου, ιδίως των παλαιότερων», γεγονός που το αποδίδουν και στη ραγδαία διείσδυση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), αλλά και άλλων τεχνολογιών (συστήματα αποθήκευσης και απόκριση ζήτησης). Γι΄ αυτό όπως αναφέρουν χαρακτηριστικά «για τη διασφάλιση της λειτουργίας των απαραίτητων παραγωγικών πόρων που εξασφαλίζουν την επάρκεια ισχύος του συστήματος, μπορεί να απαιτηθεί η υιοθέτηση κατάλληλων μηχανισμών ενίσχυσης».
Το χρονοδιάγραμμα για το κλείσιμο των λιγνιτικών μονάδων
Σε κάθε περίπτωση, η προσθήκη νέων μονάδων αερίου στο ηλεκτρικό σύστημα, σύμφωνα με το ΕΣΕΚ είναι απαραίτητη προκειμένου να διασφαλιστεί η επάρκεια ισχύος του ηλεκτρικού συστήματος «ώστε να ικανοποιείται ένας ελάχιστος βαθμός αξιοπιστίας για την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα, λαμβάνοντας υπόψη τον ριζικό μετασχηματισμό του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής κατά την επόμενη περίοδο».
Σε κάθε περίπτωση, η προσθήκη νέων μονάδων αερίου στο ηλεκτρικό σύστημα, σύμφωνα με το ΕΣΕΚ είναι απαραίτητη προκειμένου να διασφαλιστεί η επάρκεια ισχύος του ηλεκτρικού συστήματος «ώστε να ικανοποιείται ένας ελάχιστος βαθμός αξιοπιστίας για την κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στο σύστημα, λαμβάνοντας υπόψη τον ριζικό μετασχηματισμό του συστήματος ηλεκτροπαραγωγής κατά την επόμενη περίοδο».
Επέκταση των επιδοτήσεων για ΑΠΕ και αποθήκευση
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%)
Η εγκατεστημένη ισχύς των χερσαίων αιολικών και φωτοβολταϊκών πάρκων προβλέπεται να αυξηθεί κατά 12 GW έως το 2030 (από 11,5 GW στα τέλη του 2023 σε 23,5 GW το 2030). Αυτό συνεπάγεται την αύξηση του στόχου κατά 8 GW σε σύγκριση με το στόχο που είχε τεθεί στο υφιστάμενο ΕΣΕΚ και ανερχόταν σε 15,5 GW. Από τα 23,5 GW ΑΠΕ, τα 9,5 GW θα είναι αιολικά πάρκα (εκ των οποίων 1,9 GW υπεράκτια αιολικά), τα 13,4 GW φωτοβολταϊκά και τα 0,6 GW άλλες ΑΠΕ.
Για την επίτευξη των στόχων διείσδυσης των ΑΠΕ θα πρέπει, όπως αναφέρει το υπό αναθεώρηση ΕΣΕΚ, να τηρηθεί το σχήμα λειτουργικής ενίσχυσης για σταθμούς ΑΠΕ έως το τέλος του 2025 που έχει εγκριθεί από την Κομισιόν και προβλέπει την ενίσχυση μέσω διαγωνισμών της εγκατάστασης:
- τουλάχιστον 3.250 MW χερσαίων αιολικών και φωτοβολταϊκών πάρκων
- 200 MW χερσαίων αιολικών και φωτοβολταϊκών πάρκων με αποθήκευση (συσσωρευτές)
- 500 MW χερσαίων αιολικών και φωτοβολταϊκών πάρκων στις περιοχές με κορεσμένα δίκτυα της Κρήτης, των Κυκλάδων και της Ευβοιας.
Ωστόσο, επισημαίνεται ότι απαιτείται επέκταση του υφιστάμενου εγκεκριμένου σχήματος στήριξης με επαύξηση της προβλεπόμενης ισχύος για τους σταθμούς ΑΠΕ τουλάχιστον έως το 2030.
Το ίδιο απαιτείται και για την επίτευξη του στόχου εγκατάστασης 5,3 GW μονάδων αποθήκευσης ενέργειας εκ των οποίων 3,1 GW μπαταρίες και 2,2 GW αντλησιοταμίευση. Όπως αναφέρουν οι μελετητές, δεν αρκεί μόνο η ολοκλήρωση της εφαρμογής του εγκεκριμένου σχήματος στήριξης για εγκατάσταση συστημάτων αποθήκευσης με συσσωρευτές συνολικής ισχύος 1.000 MW, μέσω των τριών διαγωνισμών που θα ολοκληρωθούν έως τα τέλη Μαρτίου 2024, αλλά χρειάζεται και η επέκτασή του.
Σχετικά με την ηλεκτροπαραγωγή με ντίζελ στα νησιά, προτείνεται να παραμείνουν μονάδες ισχύος 0,7 GW έως το 2030, ενώ τα υδροηλεκτρικά έργα (ΥΗΕ) να αυξηθούν από 3,1 GW που είναι εγκατεστημένα σήμερα στα 3,8 GW το 2030. Για την επίτευξη του στόχου υπολογίζεται η λειτουργία του ΥΗΕ Μεσοχώρας, εγκατεστημένης ισχύος 160 MW και του ΥΗΕ Μετσοβίτικου εγκατεστημένης ισχύος 29 MW, αλλά και άλλων μεγάλων ΥΗΕ, που είτε ωριμάζουν αδειοδοτικά, όπως του ΥΗΕ Αυλακίου στον ποταμό Αχελώο (εγκατεστημένης ισχύος 83,6 – 100 MW), είτε έχουν καθυστερήσει λόγω ανάγκης ανασχεδιασμού, όπως του ΥΗΕ Αγίου Νικολάου στον ππταμό Άραχθο εγκατεστημένης ισχύος περίπου 140 MW καθώς και άλλων υδροηλεκτρικών σταθμών μικρότερης ισχύος.
Επενδύσεις 145,7 δισ. ευρώ πενταετία 2026-2030
Η πράσινη ενεργειακή μετάβαση απαιτεί αύξηση των επενδυτικών δαπανών συγκριτικά με το παρελθόν, με το μεγαλύτερο μέρος τους να αφορά στον τομέα των μεταφορών καθώς θα απαιτηθούν μεγαλύτερες επενδύσεις σε μέσα προηγμένης τεχνολογίας αναφορικά με την αποδοτικότητα και τη χρήση κλιματικά ουδέτερων καυσίμων, όπως ο ηλεκτρισμός και το υδρογόνο. Υψηλές θα είναι επίσης και οι επενδύσεις για την ενεργειακή αναβάθμιση των κατοικιών και των κτιρίων, για την παραγωγή και μεταφορά ενέργειας κλπ.
Ειδικότερα, όσον αφορά στις καθαρές επενδυτικές δαπάνες για την πενταετία 2026 – 2030 απαιτούνται σωρευτικά επενδύσεις 145,7 δισ. ευρώ, ήτοι 29,143 δισ. ευρώ κατ΄ έτος (14.2% του ΑΕΠ) προκειμένου να επιτευχθούν οι στόχοι της κλιματικής ουδετερότητας. Από αυτά, 15,618 δισ. ευρώ ετησίως θα απαιτηθούν για επενδύσεις στις μεταφορές (αγορά οχημάτων και μεταφορικών μέσων) και περίπου 10 δισ. ευρώ στα κτίρια, εκ των οποίων περίπου 7 δισ. ευρώ σε κατοικίες (για ενεργειακή αναβάθμιση και αγορά συσκευών) και 2,6 δισ. ευρώ σε κτίρια υπηρεσιών και γεωργία. Σε 3,7 δισ. ευρώ υπολογίζονται οι επενδύσεις στους τομείς της παραγωγής και διανομής ενέργειας.
Παράλληλα, οι μελετητές του νέου ΕΣΕΚ αποτιμούν στα 44 με 45 δισ. ευρώ κατ΄ έτος κατά την περίοδο 2025 – 2030 (δηλαδή 264 με 270 δισ. ευρώ σωρευτικά στην εξαετία) το κόστος της ενεργειακής μετάβασης για τους τελικούς καταναλωτές ( νοικοκυριά, κτίρια, γεωργία, βιομηχανία και μεταφορές) για την εξυπηρέτηση ενεργειακών υπηρεσιών, όπως είναι η θέρμανση, η ψύξη, οι βιομηχανικές διεργασίες και το μεταφορικό έργο. Με άλλα λόγια, το ετήσιο κόστος καταναλωτών για την ενέργεια, περιλαμβανομένων επενδύσεων σε ενεργειακή αποδοτικότητα, αγορά συσκευών και οχημάτων, καθώς και αγορά ενεργειακών προϊόντων υπολογίζεται περίπου στο 21,7% του ετήσιου ΑΕΠ την εξαετία 2025 – 2030.
