Του Γιάννη Μπασιά*
Το 2022 ήταν έτος που το συνδυαστικό μοντέλο εισαγωγής φθηνού ρωσικού φυσικού αέριου στην Ευρώπη και εξαγωγής των ανανεώσιμων πηγών στην Ευρώπη κατέρρευσε σαν χάρτινος πύργος. Αυτό το μοντέλο ακούμπησε για 20 χρόνια στο κυνήγι των μαγισσών, δηλαδή εναντίον του άνθρακα, του πετρελαίου, της πυρηνικής ενέργειας αλλά και της απαγόρευσης επενδύσεων για την έρευνα και εκμετάλλευση εγχώριων πηγών υδρογονανθράκων και ευρωπαϊκών υποδομών διανομής φυσικού αερίου. Βέβαια σήμερα, με εκθαμβωτική απλότητα, δίνονται ευλογίες, και αυτό σε κάθε χώρα της ΕΕ, για την χρήση αυτών των πρώην ενοχλητικών πηγών ενέργειας.
Όμως οι σταθμοί φυσικού αερίου για την παραγωγή ηλεκτρικού ρεύματος συνεχίζουν να καθορίζουν ακόμη το μέσο όρο τιμής του ευρωπαϊκού τιμολογίου εφόσον η τιμή του εισαγόμενου φυσικού αερίου παραμένει διπλάσια έως πενταπλάσια σε σχέση με αυτήν του 2021. Υπό αυτές τις συνθήκες, η μετάβαση από ορυκτά καύσιμα σε πηγές διαλείπουσας και χαμηλότερης ενεργειακής απόδοσης, ασκεί περαιτέρω πίεση χρήσης σε άλλες βασικότερες πηγές ενέργειας παγκοσμίως, όπως το ξύλο και ο άνθρακας.
Επόμενο ήταν, όπως σε κάθε άλλη χώρα της ΕΕ, να επανεκκίνησουν δειλά-δειλά και στην Ελλάδα οι έρευνες για υδρογονάνθρακες, για φυσικό αέριο αρχικά και πετρέλαιο. Οι γεωλογικές-γεωμετρικές δομές του υπεδάφους της Ελλάδας, εγκλείουν αναμφισβήτητα φυσικό αέριο και πετρέλαιο οικονομικά βιώσιμο. Όπως έχει παρουσιασθεί επανειλημμένα από το 2018 από την ΕΔΕΥ, με τα συντηρητικότερα κριτήρια εκμεταλλευσιμότητας, υπάρχουν περίπου 600 Bcm (25% των καταγεγραμμένων δυνητικών 2450 Bcm στο ελληνικό υπέδαφος).
Εκμεταλλεύσιμα κοιτάσματα 600 Bcm για μια χώρα όπως η Ελλάδα με ετήσια κατανάλωση μόνο 6 με 6,5 Bcm, έναντι 550 Bcm της Ευρώπης, στις καλές εποχές, συνιστούν ένα ανταγωνιστικό και διαπραγματευτικό πλεονέκτημα προς οποιονδήποτε και θα απέφερε εθνικά κέρδη τα οποία συγκρινόμενα με τα 20 Bcm ετήσιας διαμετακόμισης αεριοποιημένου φυσικού αερίου προς τρίτους είναι πολύ ισχυρότερα, και για να χρησιμοποιήσουμε ένα όρο των καιρών, πολύ πιο βιώσιμα. Ας μην μπερδεύουμε το δυναμικό παραγωγής, αυτάρκειας και εξαγωγής εθνικού προϊόντος την διαμετακόμιση εισαγόμενου προϊόντος.
Κάτι που δεν λέγεται, ίσως εσκεμμένα, είναι ότι το φυσικό αέριο κάτω από εκατοντάδες ή χιλιάδες μέτρα του βυθού της Νοτιοανατολικής Μεσογείου δεν είναι η μόνη έκφραση της παρουσίας φυσικού αερίου στην περιοχή και ιδιαίτερα στην σημερινή Ελληνική θαλάσσια επικράτεια. Οι άλλες δύο εκφράσεις, τα ηφαίστεια λάσπης και οι υδρίτες παρουσιάζονται στην επιφάνεια του βυθού, είτε λόγω της απελευθέρωσης μεθανίου στην επιφάνεια του βυθού, ή λόγω της κατακράτησης μεθανίου μέσα σε πάγο στα ρηχότερα (επιφανειακά) στρώματα του βυθού.
Και οι τρεις εκφράσεις παρουσίας μεθανίου ενδιαφέρουν τη διεθνή βιομηχανία, δεδομένου ότι το φυσικό αέριο θα συνεχίσει να γεφυρώνει και να συντηρεί τις σημερινές ανανεώσιμες μορφές ενέργειας για τουλάχιστον δύο δεκαετίες. Παρόλο ότι η τεχνολογία του σήμερα επιτρέπει να εξορυχθεί το φυσικό αέριο μόνο από τα βαθιά πετρώματα και όχι τα επιφανειακά στρώματα του βυθού, η γεωπολιτική σημασία αυτών των τριών μορφών φυσικής αποθήκευσης του φυσικού αερίου δεν πρέπει να υποτιμηθεί, ούτε να μπει στο ράφι για την Ελλάδα.
Όμως στο σημερινό ενεργειακό τοπίο στην Ανατολική Μεσόγειο πρέπει να συμπεριλάβουμε την Αίγυπτο η οποία το 2022 παρουσίασε μείωση παραγωγής φυσικού αερίου όχι μόνο σε παλαιά κοιτάσματα αλλά και σε νεότερα. Αυτό εξηγεί ότι όλες οι εταιρείες που δραστηριοποιούνται στη χώρα αυτή εκπονούν νέα προγράμματα και η χώρα ανακοινώνει καινούργιους διαγωνισμούς περιοχών έρευνας και εκμετάλλευσης ακόμα και στα όρια της κυπριακής ΑΟΖ. Η παρατηρούμενη μείωση της παραγωγής, σε μια χώρα που μαζί με την Αλγερία υγροποιούν φυσικό αέριο προς εξαγωγή, επιδρά στις αποφάσεις της βιομηχανίας για την κατασκευή νέων αγωγών, διότι υπάρχει διαθέσιμη χωρητικότητα στους υπάρχοντες αγωγούς της ΝΑ Μεσογείου.
Για τους ενεργειακούς «παίκτες» το ερώτημα: «θα φτιάξουμε νέους αγωγούς ή θα περιμένουμε να γεμίσουν οι υπάρχοντες, πριν το στείλουμε στην Ευρώπη;» είναι πρωταρχικό. Υπο αυτό το πρίσμα και η υλοποίηση του EastMed τείνει να καθυστερήσει μολονότι, οικονομικά, οι συγκυρίες είναι ευμενείς. Το ζήτημα της δυνατότητας πλήρωσης του EastMed τονίσθηκε επανειλημμένα από το 2017 από την ΕΔΕΥ, υποστηρίζοντας ότι αποφασιστικός παράγοντας υλοποίησής του είναι η έρευνα και η συμβολή των υδρογονανθράκων της Ελλάδας.
Ένας άλλος παράγοντας που συνέδραμε το 2022 στην αναγκαιότητα κατασκευής καινούργιων υποδομών είναι ότι με την σημαντική μείωση, έως φαινομενική εξαφάνιση, του ρωσικού φυσικού αερίου μέσω αγωγών και της αντικατάστασης μέρους του ελλείματος από το ακριβό LNG, ο αριθμός των σταθμών αεριοποίησης, όπως και των φυσικών αποθηκών, δεν αρκούσε. Μέχρι το 2021 οι σταθμοί αεριοποίησης (FSRU) της Ευρώπης αρκούσαν για τις ανάγκες όσο οι αγωγοί από Νορβηγία, Αλγερία, Τουρκία και Ρωσία παρείχαν συμπληρωματικά φυσικό αέριο. Το 2022 η Γερμανία ξεκίνησε την κατασκευή τεσσάρων με έξι σταθμών αεριοποίησης ενώ η Ολλανδία διατηρεί την στρατηγική θέση έδρας του δείκτη ΤΤF της χρηματαγοράς ενέργειας.
Η Νότια Ευρώπη στον αντίποδα, έχει ακόμη σήμερα τους περισσότερους σταθμούς υγροποίησης (Ισπανία, Μάλτα, Ιταλία, Γαλλία, Κροατία και σύντομα Ελλάδα, ακόμα και Τουρκία) και διέλευσης αγωγών και σταθμών υγροποίησης από την Βόρεια Αφρική (Αίγυπτος και Αλγερία) με κόστος πολύ μικρότερο αυτού του υπερατλαντικού LNG το οποίο πρέπει να διασχίσει τον Ατλαντικό (περίπου 6 χιλιάδες ναυτικά μίλα) μέχρι να φτάσει στη Ευρώπη. Η γεωγραφική αυτή κατανομή θα επέτρεπε στις χώρες του Νότου της Ευρώπης να υποστηρίξουν ένα ενεργειακό δείκτη αντίστοιχο του ΤΤF ο οποίος ανήκει στον οργανισμό Intercontinental Exchange και ίσως μετακομίσει εκτός ΕΕ.
Το 2022 καθόρισε λίγο-πολύ τον ορίζοντα 2030-2040 που σκιαγραφείται ήδη από ένα ισχυρό ανταγωνισμό μεταξύ έγκλειστου αέριου (tight gas) και σχιστολιθικού αερίου (shale gas), και συνθετικών καυσίμων. Και τα τρία είναι μη-συμβατά καύσιμα (unconventional) και απαιτούν τεχνητή ρωγμάτωση για να απελευθερωθεί το μεθάνιο. Οι ανταγωνιζόμενες τεχνολογίες θα στοχεύουν από την μια πλευρά την υγροποίηση του φυσικού αερίου και από την άλλη την υγροποίηση του άνθρακα. Η τεχνητή ρωγμάτωση απαγορεύεται στην Ευρώπη αλλά δεν απαγορεύεται η εισαγωγή του αερίου εφόσον η προέλευση και αγορά του δεν εντάσσεται στις ευρωπαϊκές περιβαλλοντικές ευαισθησίες και κατ‘ επέκταση νομοθεσίες.
Ενώ τα δύο τρίτα του πετρελαίου καταναλώνεται εκτός συνόρων των χωρών παραγωγής, το φυσικό αέριο είναι κατεξοχήν τοπικό προϊόν και καταναλώνεται ιδιαίτερα στο εσωτερικό των χωρών παραγωγής ή στις γείτονες χώρες μέσω αγωγών. Το πετρέλαιο είναι διεθνές προϊόν, μεταφέρεται εύκολα σε υγρή φυσική μορφή και έχει εξ αρχής μεγάλη θερμική απόδοση. Το φυσικό αέριο δεν μεταφέρεται εύκολα και για αυτό το κόστος μεταφοράς είναι μεγάλο. Ιδιαίτερα η αλυσίδα κόστους του σχιστολιθικού είναι ακριβή και θα παραμείνει.
Ένα μικρό ποσοστό του εξαγόμενου φυσικού αερίου παγκοσμίως, περίπου 25 %, υγροποιείται και μεταφέρεται χιλιάδες ναυτικά μίλια μακριά μέσω θαλάσσης. Κάτι που αρχικά συνδέονταν με πρακτικούς λόγους της αγοράς, σήμερα υπηρετεί πρωτίστως γεωπολιτικούς λόγους επιρροής. Στην Ευρώπη λόγω των εκατέρωθεν κυρώσεων ΗΠΑ-Ευρώπης-Ρωσίας η μεγάλη εξάρτηση από το υγροποιημένο των ΗΠΑ, του Κατάρ και της Ρωσίας, αλλά και Νορβηγίας, Αιγύπτου, Αλγερίας, έχει δημιουργήσει την λάθος εντύπωση εξάρτησης του πλανήτη από το LNG και το σχιστολιθικό, κάτι που δεν είναι αλήθεια και που ο ευρωπαίος πολίτης το πληρώνει ακριβά. Το φυσικό αέριο αγοράστηκε τον Αύγουστο του 2022 από τις ευρωπαϊκές κυβερνήσεις, δηλαδή τους καταναλωτές, πανάκριβα, ενώ οι ανάγκες ήταν μικρότερες λόγω ύφεσης και μείωσης της κατανάλωσης.
Από την άλλη πλευρά, το κόστος των συνθετικών καυσίμων, με τιμές του φυσικού αερίου του 2022, κατά μέσο όρο στα 7 δολάρια τα 1000 κυβικά πόδια και του αργού πετρελαίου γύρω στα 100 δολάρια το βαρέλι, έγινε βιώσιμο. Ιδιαίτερα η Κίνα στοχεύει σε ετήσια παραγωγική δυνατότητα μεγαλύτερη από 200 δισεκατομμύρια κυβικών μέτρων συνθετικού φυσικού αερίου (200 Bcm) ετησίως και μέχρι 1 εκατομμύριο βαρέλια (1MMbo) ημερησίως συνθετικών καυσίμων καθιστώντας την ικανή να μειώσει κατά 10% τις ετήσιες εισαγωγές της σε αργό πετρέλαιο.
Υπο αυτές τις συνθήκες, σε παγκόσμιο επίπεδο, οι ανταγωνιζόμενες τεχνικές για την παραγωγή υδρογόνου βασιζόμενες είτε στο διαχωρισμό του μεθανίου σε άνθρακα και υδρογόνο μέσω θερμού ατμού ή την διάσπαση του μορίου του νερού σε οξυγόνο και υδρογόνο μέσω ηλεκτρόλυσης έχουν κάποια απήχηση στο 1,5 δισ. των 8 δις πληθυσμού του πλανήτη, ενώ τα 6,5 δις, δηλαδή το 82 % περίπου, θα συνεχίσει να καταναλώνει πρωτίστως ξύλο, άνθρακα και πετρέλαιο. Εν κατακλείδι, το πετρέλαιο μαζί με το φυσικό αέριο θα συνεχίσουν να χρησιμοποιούνται στο βαθμό που οι άνθρωποι μπορούν να αντέξουν οικονομικά να αγοράσουν προϊόντα διύλισης και παράγωγα υδρογονανθράκων στις τιμές που χρειάζονται οι παραγωγοί για να συνεχίσουν να τα παράγουν.
Αυτό πρακτικά σημαίνει ότι προϋπόθεση είναι η βιομηχανία υδρογονανθράκων να μπορεί να ανταπεξέρχεται στην δημιουργούμενη έλλειψη οικονομιών κλίμακας όπως παρατηρήθηκε, ιδιαίτερα από το 2020, στην ΕΕ με αρνητικές επιπτώσεις για το μέσο καταναλωτή, τόσο λόγω της αύξησης των τιμών ενέργειας, όσο και αυτής των τροφίμων που σε τελική ανάλυση είναι και αυτά φορείς ενέργειας για τον καταναλωτή.
*Ο Δρ. Ιωάννης Μπασιάς, Ενεργειακός Σύμβουλος, τέως Πρόεδρο και Διευθύνοντα Σύμβουλο της Ελληνικής Εταιρείας Διαχείρισης Υδρογονανθράκων.
Δημοσίευση σχολίου