του Παράσχου Μανιάτη*
Εκτελεστική περίληψη
Η αντιπαράθεση «αγωγός ή LNG» δεν είναι απλώς τεχνολογικής φύσης, αλλά πρωτίστως επιλογή αλυσίδας εφοδιασμού με εντελώς διαφορετικό προφίλ κόστους, κινδύνου και γεωπολιτικής ελευθερίας. Το LNG «αγοράζει» ευελιξία μέσω της παγκόσμιας ναυτιλίας, όμως συνοδεύεται από ενεργειακό και ανθρακικό «καπέλο», καθώς το στάδιο της υγροποίησης καταναλώνει το 8%-10% της ενέργειας του ίδιου του αερίου. Αντίθετα, οι αγωγοί προσφέρουν απλούστερη εφοδιαστική διαχείριση, αλλά «κλειδώνουν» τον αγοραστή σε συγκεκριμένες διαδρομές, αυξάνοντας την έκθεση σε γεωπολιτικές τριβές.
Στην Ελλάδα του 2025, η αγορά μεγαλώνει και η χώρα καθίσταται ραγδαία ένα περιφερειακό διαμετακομιστικό «πέρασμα». Οι φετινές εισαγωγές μοιράστηκαν κυρίως ανάμεσα στην πύλη του Σιδηροκάστρου (44,6%) και το LNG της Ρεβυθούσας (38%), ενώ είναι αξιοσημείωτο πως οι εξαγωγές τριπλασιάστηκαν, φτάνοντας τις 8,59 TWh. Σε περίπτωση μιας εμπορικής ανακάλυψης φυσικού αερίου νότια της Κρήτης, η Ελλάδα θα επιδιώξει αναγκαστικά τόσο την εγχώρια χρήση όσο και τις εξαγωγές, καθώς ένα υπερβαθύ κοίτασμα απαιτεί μεγάλη κλίμακα για να είναι βιώσιμο. Ωστόσο, η πλήρης υποκατάσταση του LNG είναι απίθανη: H χώρα το χρειάζεται για λόγους ευελιξίας, αλλά και για την τροφοδοσία των νέων μακροχρόνιων εξαγωγικών συμβολαίων της προς την Κεντροανατολική Ευρώπη.
Τεχνικές και εφοδιαστικές διαφορές
Αν και πρόκειται για το ίδιο καύσιμο, η «εφοδιαστική μορφή» διαφέρει ριζικά. Οι αγωγοί απαιτούν διαρκή συμπίεση και διαχείριση πιέσεων μέσα σε ένα σταθερό δίκτυο, το οποίο εξαρτάται από συγκεκριμένα σημεία εισόδου (π.χ. στην Ελλάδα το εθνικό δίκτυο διασυνδέεται με Βουλγαρία, Τουρκία, TAP και τερματικούς σταθμούς).
Στον αντίποδα, η αλυσίδα του LNG ενσωματώνει τρία πολύπλοκα βήματα: Tην υγροποίηση (στους -162°C), τη μεταφορά με πλοία (LNG carriers) και την επαναεριοποίηση σε χερσαίο τερματικό σταθμό ή πλωτή μονάδα (FSRU). Η ραγδαία αύξηση των «ευέλικτων» φορτίων LNG μετά το 2016 αποδείχθηκε σωτήρια για την εκτροπή καυσίμου προς την Ευρώπη κατά την κρίση του 2022. Όμως, η εμπορική ευελιξία πληρώνεται με υψηλότερες τεχνικές απαιτήσεις, ανάγκη για ειδικές λιμενικές υποδομές, βραχυχρόνια αποθήκευση και διαχείριση των απωλειών αερίου (boil-off gas).
Οικονομικός κίνδυνος: Τιμές και συμβάσεις
Στη σημερινή Ευρώπη, η τιμή του αερίου συγχρονίζεται πλέον μέσω των χρηματιστηριακών κόμβων (hub pricing), καθιστώντας παρωχημένο το δίπολο «φθηνό ρωσικό αέριο αγωγού έναντι ακριβού LNG». Παράλληλα, το μερίδιο των spot αγορών στο LNG αυξήθηκε θεαματικά έναντι των παλαιών συμβολαίων (oil-indexing).
Στην ελληνική πραγματικότητα, αυτό μεταφράζεται σε ένα σύνθετο μείγμα: από τη μία υπάρχουν οι βραχυπρόθεσμες εισαγωγές LNG, όπου ο «κίνδυνος τιμής» αφορά τον αγοραστή, και από την άλλη οι συμβάσεις αγωγού με ρήτρες take-or-pay, όπου ο «κίνδυνος όγκου» μπορεί να ζημιώσει τις εταιρείες αν μειωθεί η ζήτηση. Χαρακτηριστικό είναι το παράδειγμα το καλοκαίρι του 2025, όταν η ΔΕΠΑ Εμπορίας κατέληξε σε εξωδικαστικό συμβιβασμό με την Gazprom Export για διαφορές που προέκυψαν από τη σύμβαση 2 bcm/έτος (τιμολόγηση 80% στο ευρωπαϊκό TTF και 20% στο πετρέλαιο).
Επιπρόσθετα, ο ρόλος της χώρας στο περιφερειακό εμπόριο LNG επιβεβαιώνεται από τη νέα 20ετή σύμβαση της ATLANTIC-SEE LNG TRADE με τη Venture Global, η οποία εξασφαλίζει ελάχιστη ποσότητα 0,5 MTPA από το 2030 (με προοπτική για ~1,5 MTPA), με στόχο την πώληση αερίου στην Κεντροανατολική Ευρώπη.
Η ελληνική εικόνα σήμερα: Υποδομές και εισαγωγές
Το Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς (ΔΕΣΦΑ) περιλαμβάνει 512 χλμ. κύριου κορμού, 954,5 χλμ. κλάδων και πέντε βασικά σημεία εισόδου (Σιδηρόκαστρο, Κήποι, Νέα Μεσημβρία, Αγία Τριάδα, Αμφιτρίτη). Το 2025 οι εισαγωγές άγγιξαν τις 78,88 TWh και προήλθαν κατά 44,6% από το Σιδηρόκαστρο, 38,0% από τη Ρεβυθούσα, 14,1% από τον TAP και 3,4% από το νέο FSRU Αλεξανδρούπολης (το 2024 τα αντίστοιχα μερίδια ήταν 51% για το Σιδηρόκαστρο και 27% για το LNG).
Πλέον, το εγχώριο LNG βασίζεται σε δύο ισχυρούς πυλώνες: Η Ρεβυθούσα (υπό πλαίσιο Seveso/ISO) διαθέτει αποθήκευση 225.000 m³ και δυναμικότητα επαναεριοποίησης 1.400 m³/h. Το FSRU Αλεξανδρούπολης, που μπήκε σε εμπορική λειτουργία την 1/10/2024, παρέχει μέγιστη δυναμικότητα 5,5 bcm/έτος (με τη δυναμικότητά του σχεδόν δεσμευμένη έως το 2030).
Στο μέτωπο των αγωγών, ο TAP λειτουργεί στα 10 bcm/έτος (με δυνατότητα επέκτασης στα 20 bcm), ενώ ο διασυνδετήριος IGB προς τη Βουλγαρία στα 3 bcm/έτος (επέκταση στα 5 bcm/έτος). Το μεγάλο διαχρονικό μειονέκτημα του συστήματος είναι η έλλειψη εγχώριας αποθήκευσης, με την Υπόγεια Αποθήκη (UGS) Νότιας Καβάλας (εκτ. επένδυση ~€400 εκατ., 530 εκατ. Nm³ working gas) να ωριμάζει ως έργο από την HEREMA (ΕΔΕΥΕΠ).
Βάσει του ΕΣΕΚ (2024), το αέριο χρησιμοποιείται κυρίως για ηλεκτροπαραγωγή (70,28% της εγχώριας κατανάλωσης το 2025). Για την υποστήριξη αυτής της αγοράς προβλέπεται επιπλέον η ανάπτυξη small-scale LNG (με νέες προβλήτες bunkering να αναμένονται στο β’ εξάμηνο του 2025).
Περιβάλλον και κοινωνικές επιπτώσεις
Το περιβαλλοντικό αποτύπωμα δεν είναι «άσπρο-μαύρο». Ο ΔΟΕ εκτιμά ότι το στάδιο της υγροποίησης του LNG (8-10% ενεργειακό κόστος) είναι εξαιρετικά ρυπογόνο, αν και η ηλεκτροδότηση των σταθμών μπορεί να ρίξει την κατανάλωση στο ~6%, εφόσον γίνουν τεράστιες επενδύσεις. Από την άλλη, οι μεγάλοι αγωγοί ενέχουν σοβαρούς κινδύνους διαρροών μεθανίου και προκαλούν εντονότερη χωρική και κοινωνική όχληση (απαλλοτριώσεις). Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή προωθεί αυστηρά μέτρα μείωσης των εκπομπών μεθανίου, με προοπτική ελέγχων και στις εισαγωγές. Τέλος, τα μεγάλα έργα (FSRU ή υπεράκτιες εξορύξεις) έρχονται συχνά αντιμέτωπα με τοπικές αντιδράσεις που αφορούν τη βιομηχανοποίηση παραλιών και τους κινδύνους για την τουριστική βιομηχανία.
Γεωπολιτική και σενάρια
Με το LNG να έχει διπλασιάσει σχεδόν το μερίδιό του στην ΕΕ (από 23% το 2020 στο ~40% το 2024, σύμφωνα με την ACER), η Ελλάδα κινείται ανάμεσα σε τρία ρεαλιστικά σενάρια:
- Κόμβος LNG και εξαγωγών, βασισμένος στην επαναπώληση φορτίων (trading).
- Ισχυρότερος διάδρομος αγωγών (TAP/IGB) και ανάπτυξη αποθήκευσης στη Ν. Καβάλα.
- Σταδιακή μείωση της ζήτησης, με το φυσικό αέριο να χρησιμεύει αποκλειστικά ως καύσιμο εξισορρόπησης των ΑΠΕ.
Το δίλημμα της Κρήτης: Δικό μας αέριο ή LNG;
Ο τομέας του upstream «τρέχει» με γρήγορους ρυθμούς. Τον Φεβρουάριο του 2026 ανακοινώθηκε η υπογραφή συμβάσεων μίσθωσης για τέσσερις περιοχές σε υπερβαθέα ύδατα (>1.500 μ.) νότια της Κρήτης και της Πελοποννήσου, με την κοινοπραξία Chevron (70%) – HELLENiQ ENERGY (30%).
Το ενδεικτικό χρονοδιάγραμμα ανάπτυξης προβλέπει:
- 2026: Σεισμικές έρευνες
- 2028: Αξιολόγηση κοιτάσματος (appraisal)
- 2030: Τελική Επενδυτική Απόφαση (FID)
- 2033: Πρώτο αέριο με σύνδεση στο δίκτυο
- 2036: Πιθανές εξαγωγές LNG (σενάριο υψηλού ρίσκου)
Αν προκύψει μεγάλη εμπορική ανακάλυψη, ανακύπτουν τρία ερωτήματα:
Πρώτον, θα υπάρχει επαρκής εγχώρια ζήτηση; Με βάση το ΕΣΕΚ, ο όγκος μπορεί να μην επαρκεί για να βιώσει αποκλειστικά ένα κοστοβόρο deepwater project, άρα οι εξαγωγές είναι μονόδρομος.
Δεύτερον, πώς θα φτάσει στην αγορά; Η βέλτιστη οδός είναι η υποθαλάσσια σύνδεση με το εθνικό δίκτυο (tie-in). Η κατασκευή υποδομών υγροποίησης (FLNG ή χερσαία) στην Κρήτη θεωρείται πανάκριβη και χρονικά επισφαλής επιλογή εν μέσω αυστηρότερων ευρωπαϊκών κανονισμών.
Τρίτον, θα καταργηθεί το LNG; Σε καμία περίπτωση. Η Ελλάδα δεν θα «κλείσει την πόρτα» στις εισαγωγές LNG, διότι α) το σύστημα (χωρίς ακόμα πλήρη αποθήκη) χρειάζεται την ευελιξία του, β) οι εξαγωγές προς Βορρά είναι πλέον τεράστιες, και γ) οι νέες μακροχρόνιες συμβάσεις έχουν συναφθεί ακριβώς για περιφερειακή μεταπώληση στα Βαλκάνια.
Συμπέρασμα
Η ανάλυση καταδεικνύει ότι το δίλημμα «αγωγοί ή LNG» είναι στην πραγματικότητα ένα ψευδοδίλημμα για την Ελλάδα. Οι δύο επιλογές δεν είναι ανταγωνιστικές αλλά συμπληρωματικές, καθώς εξυπηρετούν διαφορετικές λειτουργίες μέσα σε ένα ολοένα πιο σύνθετο ενεργειακό και γεωπολιτικό περιβάλλον.
Η πιθανή ανακάλυψη εκμεταλλεύσιμων κοιτασμάτων νότια της Κρήτης θα μπορούσε να ενισχύσει σημαντικά την ενεργειακή ασφάλεια της χώρας και να βελτιώσει το εμπορικό της ισοζύγιο. Ωστόσο, λόγω του υψηλού κόστους ανάπτυξης υπερβαθέων κοιτασμάτων, η βιωσιμότητα τέτοιων έργων προϋποθέτει εξαγωγικό προσανατολισμό και ένταξη σε ευρύτερες αγορές. Σε αυτό το πλαίσιο, η διασύνδεση με το εθνικό και ευρωπαϊκό δίκτυο αγωγών αποτελεί την πιο ρεαλιστική και οικονομικά αποδοτική πρώτη επιλογή.
Παράλληλα, το LNG διατηρεί στρατηγικό ρόλο, όχι μόνο ως εναλλακτική πηγή εφοδιασμού αλλά και ως βασικό εργαλείο ευελιξίας, διαφοροποίησης και εμπορικής δραστηριότητας. Η Ελλάδα, αξιοποιώντας τις υπάρχουσες και νέες υποδομές (Ρεβυθούσα, FSRU Αλεξανδρούπολης), εξελίσσεται ήδη σε περιφερειακό κόμβο διαμετακόμισης και εμπορίας φυσικού αερίου, ρόλος που ενισχύει τη γεωπολιτική της σημασία.
Συνεπώς, η βέλτιστη εθνική στρατηγική δεν είναι η επιλογή μεταξύ «εγχώριου αερίου» και «εισαγόμενου LNG», αλλά η διαμόρφωση ενός υβριδικού μοντέλου που:
- Μεγιστοποιεί την αξιοποίηση πιθανών εγχώριων πόρων,
- διατηρεί υψηλό επίπεδο ευελιξίας μέσω LNG,
- ενισχύει τη θέση της χώρας ως ενεργειακού κόμβου στην Νοτιοανατολική Ευρώπη, και
- προσαρμόζεται σταδιακά στη μακροπρόθεσμη ενεργειακή μετάβαση και τη μείωση των εκπομπών.
*Ο Παράσχος Μανιάτης είναι καθηγητής του Οικονομικού Πανεπιστημίου Αθηνών, κάτοχος 5 διδακτορικών διπλωμάτων από Σουηδικά και Αμερικανικά Πανεπιστήμια στους κλάδους: Logistics για Μηχανικούς, Μάνατζμεντ για Μηχανικούς, Οικονομικά & Χρηματοοικονομικά, Πολιτικές Επιστήμες & Δημόσιες Σχέσεις και Μαέστρος Μουσικής. Δίδαξε 41 χρόνια σε 9 δημόσια Πανεπιστήμια και 3 ιδιωτικά Πανεπιστήμια ανά τον κόσμο.
