Η γεωπολιτική ένταση στη Μέση Ανατολή και οι έντονες διακυμάνσεις στις διεθνείς τιμές ενέργειας έχουν επαναφέρει στο προσκήνιο τη συζήτηση για το πόσο ανθεκτικό είναι το ενεργειακό σύστημα της Ελλάδας σε περίπτωση κλιμάκωσης της ενεργειακής κρίσης. Η συζήτηση αυτή επαναφέρει συχνά και το ερώτημα κατά πόσο η ταχεία απολιγνιτοποίηση της χώρας έχει περιορίσει τα περιθώρια ελιγμών σε περιόδους έντονων διεθνών αναταράξεων.
Ωστόσο, σύμφωνα με πηγές του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας, η επιστροφή στον λιγνίτη δεν αποτελεί επιλογή, ακόμη και σε δυσμενή σενάρια για την αγορά ενέργειας. Όπως επισημαίνουν, ο λιγνίτης δεν επανέρχεται στο επίκεντρο του σχεδιασμού καθώς δεν θεωρείται ούτε καθαρό ούτε «φθηνό» καύσιμο (πλέον).Υπό αυτό το πρίσμα, η στρατηγική της χώρας παραμένει σταθερά προσανατολισμένη στην απολιγνιτοποίηση, όπως έχει ήδη αποφασιστεί τα προηγούμενα χρόνια.
Η κρίση του 2022 και η στροφή στο λιγνίτη
Ένα από τα επιχειρήματα που επανέρχονται συχνά στο ενεργειακό debate είναι ότι ο λιγνίτης αποτελεί το βασικό εγχώριο καύσιμο της χώρας και θα μπορούσε, σε περιόδους κρίσης, να λειτουργήσει ως «δίχτυ ασφαλείας» για την ενεργειακή επάρκεια. Παράγοντες της αγοράς ενέργειας αλλά και μέρος της αντιπολίτευσης υποστηρίζουν ότι η διατήρηση μεγαλύτερης λιγνιτικής παραγωγής μπορεί να περιορίσει την εξάρτηση από εισαγόμενα καύσιμα, ιδίως όταν οι διεθνείς τιμές ενέργειας παρουσιάζουν έντονες διακυμάνσεις.
Η συζήτηση αυτή ενισχύθηκε ιδιαίτερα κατά την ενεργειακή κρίση του 2022. Την περίοδο εκείνη οι τιμές φυσικού αερίου στο ευρωπαϊκό χρηματιστήριο TTF ξεπέρασαν ακόμη και τα 300 ευρώ ανά μεγαβατώρα, εκτοξεύοντας το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από μονάδες φυσικού αερίου σε επίπεδα άνω των 400 ευρώ ανά μεγαβατώρα. Σε αυτό το περιβάλλον η ηλεκτροπαραγωγή από λιγνίτη, παρά το υψηλό κόστος των δικαιωμάτων εκπομπών CO₂, εμφανιζόταν συγκριτικά φθηνότερη, με το κόστος παραγωγής να κινείται περίπου μεταξύ 180 και 220 ευρώ ανά μεγαβατώρα. Για τον λόγο αυτό η χώρα αύξησε προσωρινά τη χρήση λιγνιτικών μονάδων, προκειμένου να περιορίσει την εξάρτηση από το ακριβό φυσικό αέριο.
Ωστόσο, το οικονομικό πλεονέκτημα του λιγνίτη δεν είναι απόλυτο. Μια λιγνιτική μονάδα εκπέμπει περίπου 1 έως 1,1 τόνο CO₂ ανά παραγόμενη μεγαβατώρα ηλεκτρικής ενέργειας. Με τιμές δικαιωμάτων εκπομπών γύρω στα 80 ευρώ ανά τόνο, το κόστος μόνο για τους ρύπους μπορεί να φτάσει περίπου τα 80–90 ευρώ ανά μεγαβατώρα. Αντίθετα, το καθαρό κόστος καυσίμου του λιγνίτη παραμένει σχετικά χαμηλό – συχνά κάτω από 25–30 ευρώ ανά MWh θερμικής ενέργειας. Αυτό εξηγεί γιατί, όταν οι τιμές του φυσικού αερίου εκτοξεύονται, ο λιγνίτης επανέρχεται στη συζήτηση ως εναλλακτική για την ασφάλεια εφοδιασμού, παρότι επιβαρύνεται σημαντικά από το κόστος των ρύπων.
Η κρίση εκείνης της περιόδου είχε σημαντικές επιπτώσεις και για τους καταναλωτές. Προκειμένου να περιοριστεί η μεταφορά των αυξήσεων στους λογαριασμούς ηλεκτρικού ρεύματος και φυσικού αερίου, η ελληνική κυβέρνηση διέθεσε περίπου 10 δισ. ευρώ το 2022 για επιδοτήσεις. Συνολικά την περίοδο 2021-2023 τα μέτρα στήριξης ξεπέρασαν τα 13 δισ. ευρώ, αναδεικνύοντας πόσο ευάλωτο μπορεί να γίνει το ενεργειακό σύστημα σε περιόδους έντονων διεθνών αναταράξεων.
Από τον λιγνίτη στις ΑΠΕ και το φυσικό αέριο: Η νέα δομή της ηλεκτροπαραγωγής
Η κατεύθυνση της απολιγνιτοποίησης καθορίστηκε το 2019, όταν ο πρωθυπουργός Κυριάκος Μητσοτάκης ανακοίνωσε από το βήμα της Συνόδου του ΟΗΕ για το Κλίμα ότι η Ελλάδα θα κλείσει όλες τις λιγνιτικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής έως το 2028 το αργότερο.
Η απόφαση αυτή ενσωματώθηκε στον Εθνικό Σχεδιασμό για την Ενέργεια και το Κλίμα και συνοδεύτηκε από ένα πρόγραμμα σταδιακής απόσυρσης των παλαιότερων λιγνιτικών μονάδων της ΔΕΗ. Στο πλαίσιο αυτό έχουν ήδη αποσυρθεί αρκετές παλαιές μονάδες, μεταξύ των οποίων οι μονάδες του ΑΗΣ Καρδιάς, του ΑΗΣ Αμυνταίου και παλαιότερες μονάδες της Πτολεμαΐδας.
Η μείωση του λιγνίτη συνδέεται τόσο με την πολιτική απολιγνιτοποίησης όσο και με το αυξημένο κόστος λειτουργίας των μονάδων. Η ηλεκτροπαραγωγή από λιγνίτη επιβαρύνεται σημαντικά από το κόστος των δικαιωμάτων εκπομπών CO₂ στο ευρωπαϊκό σύστημα εμπορίας ρύπων, γεγονός που αυξάνει το κόστος παραγωγής σε σχέση με άλλες μορφές ηλεκτροπαραγωγής.
Παράλληλα, το ενεργειακό σύστημα της χώρας έχει στραφεί περισσότερο προς τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και το φυσικό αέριο. Το 2023 αποτέλεσε μάλιστα χρονιά-ορόσημο, καθώς οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας μαζί με τα υδροηλεκτρικά κάλυψαν περίπου 57% της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, το υψηλότερο ποσοστό που έχει καταγραφεί στην Ελλάδα.
Αλλά και σήμερα, σύμφωνα με τα πιο πρόσφατα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ για την πορεία της ηλεκτροπαραγωγής, οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας αποτελούν πλέον τη μεγαλύτερη πηγή παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα, καλύπτοντας περίπου 46-47% του ενεργειακού μείγματος. Το φυσικό αέριο ακολουθεί με ποσοστό περίπου 41%, ενώ ο λιγνίτης έχει περιοριστεί σε ιστορικά χαμηλά επίπεδα, περίπου 4-5% της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, όταν πριν από μία δεκαετία ξεπερνούσε το 40%.
Ποιες λιγνιτικές μονάδες λειτουργούν σήμερα
Σήμερα οι λιγνιτικές μονάδες που εξακολουθούν να λειτουργούν στο χαρτοφυλάκιο της ΔΕΗ είναι κυρίως ο ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου στη Δυτική Μακεδονία, με πέντε μονάδες και συνολική ισχύ περίπου 1,6 GW, καθώς και η μονάδα Μελίτη στη Φλώρινα.
Παράλληλα λειτουργεί η νέα μονάδα Πτολεμαΐδα 5, η οποία διαθέτει εγκατεστημένη ισχύ περίπου 660 MW. Η μονάδα αυτή αποτελεί τη νεότερη λιγνιτική εγκατάσταση της χώρας και λειτουργεί μεταβατικά με λιγνίτη, ωστόσο ο σχεδιασμός προβλέπει ότι μέσα στα επόμενα χρόνια θα μετατραπεί σε μονάδα φυσικού αερίου.
Σε επίπεδο παραγωγής, ακόμη και αν λειτουργεί πλήρως, μια μονάδα ισχύος 660 MW μπορεί να παράγει περίπου 4-5 TWh ηλεκτρικής ενέργειας ετησίως σε θεωρητικό επίπεδο. Αυτό δείχνει ότι σήμερα ακόμη και η μεγαλύτερη νέα λιγνιτική μονάδα δεν θα μπορούσε να επαναφέρει τον λιγνίτη στα επίπεδα παραγωγής που είχε πριν από μία δεκαετία.
Τι σημαίνει για τους λογαριασμούς ρεύματος
Η αλλαγή του ενεργειακού μείγματος έχει άμεσες συνέπειες και για τους λογαριασμούς ηλεκτρικού ρεύματος. Για δεκαετίες ο λιγνίτης αποτελούσε τη βασική εγχώρια πηγή ηλεκτροπαραγωγής της χώρας και θεωρούνταν σχετικά φθηνή λύση, καθώς το κόστος καυσίμου ήταν χαμηλό και τα δικαιώματα εκπομπών CO₂ πρακτικά ανύπαρκτα. Πριν από περίπου 15-20 χρόνια το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από λιγνίτη μπορούσε να βρίσκεται ακόμη και κάτω από τα 50 ευρώ ανά μεγαβατώρα.
Σήμερα όμως η εικόνα του ενεργειακού συστήματος έχει αλλάξει. Οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας καλύπτουν πλέον περίπου το 46-47% της ηλεκτροπαραγωγής, ενώ περίπου το 40% βασίζεται σε μονάδες φυσικού αερίου.
Αυτό σημαίνει ότι οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας επηρεάζονται σε μεγάλο βαθμό από τις διεθνείς διακυμάνσεις του φυσικού αερίου, καθώς οι μονάδες αερίου είναι συχνά εκείνες που καθορίζουν την τελική τιμή στη χονδρική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.
Την ίδια στιγμή, η αυξημένη συμμετοχή των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας λειτουργεί ως παράγοντας συγκράτησης των τιμών, καθώς μετά την εγκατάστασή τους έχουν πρακτικά μηδενικό κόστος καυσίμου. Με άλλα λόγια, το νέο ενεργειακό μείγμα δημιουργεί μια διαφορετική ισορροπία: από τη μία πλευρά οι τιμές επηρεάζονται από το κόστος του φυσικού αερίου στις διεθνείς αγορές, από την άλλη όμως η αυξανόμενη συμμετοχή των ΑΠΕ συμβάλλει στη μείωση της μέσης χονδρικής τιμής ηλεκτρικής ενέργειας.
Η ευρωπαϊκή ενεργειακή εξίσωση: Διαφορετικοί δρόμοι στην έξοδο από τον άνθρακα
Η Ελλάδα δεν είναι η μόνη χώρα που μειώνει τη χρήση λιγνίτη και άνθρακα, αν και η ταχύτητα της μετάβασης διαφέρει σημαντικά στην Ευρώπη. Η Γερμανία, ο μεγαλύτερος παραγωγός λιγνίτη στην Ευρωπαϊκή Ένωση, έχει αποφασίσει την πλήρη έξοδο από τον άνθρακα έως το 2038, με πιθανότητα επιτάχυνσης προς το 2030 σε ορισμένες περιοχές.
Την ίδια στιγμή χώρες της Κεντρικής και Ανατολικής Ευρώπης, όπως η Πολωνία, η Τσεχία και η Βουλγαρία, εξακολουθούν να βασίζονται σε μεγάλο βαθμό στον άνθρακα για την ηλεκτροπαραγωγή τους και αναμένεται να διατηρήσουν σημαντική παραγωγή και μετά το 2030.
Η διαφορετική αυτή ταχύτητα μετάβασης αποτελεί συχνά αντικείμενο συζήτησης στην ευρωπαϊκή ενεργειακή πολιτική, καθώς ορισμένες χώρες θεωρούν ότι η ταχεία έξοδος από τον άνθρακα μπορεί να δημιουργήσει πιέσεις στην ασφάλεια εφοδιασμού ή στο κόστος ενέργειας.
