Καραμούζης: Η ενεργειακή μετάβαση πρέπει να είναι και «bankable»

Στις διαρθρωτικές προκλήσεις που απειλούν τον μεγάλο στόχο της ενεργειακής μετάβασης, στα βήματα που πρέπει να γίνουν έτσι ώστε να αποφευχθεί ένας φαύλος κύκλος που μπορεί να δημιουργήσει κινδύνους στον κλάδο των ΑΠΕ, καθώς και στον ρόλο τον οποίο διαδραματίζουν σε αυτό το σκηνικό οι τράπεζες, αναφέρθηκε ο κ. Βασίλης Καραμούζης, Γενικός Διευθυντής Εταιρικής και Επενδυτικής Τραπεζικής της Εθνικής Τράπεζας, σε ομιλία του στο 10ο Ενεργειακό Φόρουμ Νοτιοανατολικής Ευρώπης, που διεξάγεται στη Θεσσαλονίκη.

Όπως τόνισε ο κ. Καραμούζης, η Ελλάδα έχει πραγματοποιήσει σημαντικά βήματα στην ενεργειακή μετάβαση, με τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας να καλύπτουν το 2025 πάνω από το 50% της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας και την εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ να ξεπερνά τα 18 GW. Την ίδια ώρα, ο αναθεωρημένος Εθνικός Σχεδιασμός για την Ενέργεια και το Κλίμα θέτει ακόμη υψηλότερα τον πήχη, με στόχο τα 28 GW και συμμετοχή των ΑΠΕ περίπου 80% έως το 2030.

Πίσω, ωστόσο, από την εντυπωσιακή ανάπτυξη αναδύονται σημαντικές διαρθρωτικές προκλήσεις, οι οποίες επηρεάζουν πλέον όχι μόνο την απόδοση των επενδύσεων αλλά και τη δυνατότητα χρηματοδότησης νέων έργων.

Κυριότερη είναι η εκθετική αύξηση των περικοπών παραγωγής ΑΠΕ (curtailments), από 228 GWh το 2023 σε 1.867 GWh το 2025, ή 6,6% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ. Το 2026 εκτιμάται ότι θα ξεπεράσουν το 10%, μετατρέποντας τις περικοπές ΑΠΕ, από τεχνικό ζήτημα, σε ουσιαστικό κίνδυνο για την τραπεζική χρηματοδότηση έργων.

Σύμφωνα με τον κ. Καραμούζη, η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί κρίσιμο παράγοντα για την αντιμετώπιση αυτής της πρόκλησης. Οι μπαταρίες και οι λοιπές τεχνολογίες αποθήκευσης μπορούν να απορροφούν την πλεονάζουσα παραγωγή ΑΠΕ, να τη διαθέτουν στο σύστημα όταν υπάρχει αυξημένη ζήτηση και να περιορίζουν τόσο τις περικοπές όσο και τις ώρες μηδενικών ή αρνητικών τιμών.

Παρά τις δημοπρασίες για 900 MW μπαταριών την περίοδο 2023-2025, η εγκατεστημένη ισχύς αναμένεται να φτάσει μόλις τα 700 MW έως το τέλος του 2026, έναντι στόχου 4,3 GW το 2030.

Ένα ακόμη σημαντικό ζήτημα είναι ότι το δίκτυο υφίσταται έντονη πίεση, με τα αιτήματα σύνδεσης για έργα ΑΠΕ που εκκρεμούν να είναι ισχύος άνω των 30 GW. Ο ρυθμός επέκτασης του δικτύου εξακολουθεί να υστερεί, παρά το γεγονός ότι ο ΑΔΜΗΕ έχει διευρύνει το δεκαετές πλάνο του στα 7,8 δισ. ευρώ, ενώ ο ΔΕΔΔΗΕ υλοποιεί πρόγραμμα ύψους 3 δισ. ευρώ.

Επιπλέον, το περιβάλλον των τιμών χονδρικής έχει επιδεινωθεί. Αν και η μέση τιμή της αγοράς επόμενης ημέρας (day-ahead) κυμάνθηκε στα επίπεδα των 100–105 ευρώ/MWh κατά την περίοδο 2024–2025, παρατηρείται έντονη ενδοημερήσια μεταβλητότητα.

Μόνο κατά το πρώτο τρίμηνο του 2026 καταγράφηκαν 240 ώρες με μηδενικές ή αρνητικές τιμές, έναντι μόλις 13 ωρών το αντίστοιχο τρίμηνο του 2025. Επιπλέον, η αγορά των Διμερών Συμβάσεων Πώλησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (PPA) παραμένει περιορισμένη, ενώ μόλις το 35%–40% της εγκατεστημένης ισχύος λειτουργεί βάσει συμβάσεων σταθερής τιμής, με το υπόλοιπο τμήμα να είναι εκτεθειμένο στις διακυμάνσεις της αγοράς.

Όλες αυτές οι διαρθρωτικές προκλήσεις, σημείωσε ο κ. Καραμούζης, δημιουργούν επιπλέον ρίσκο και ενδέχεται τελικά να δημιουργήσουν δυσκολίες τόσο για τους επενδυτές όσο και για τις τράπεζες όσον αφορά τις υφιστάμενες επενδύσεις. Παράλληλα, θα μπορούσαν να περιορίσουν το πεδίο των επενδύσεων που κρίνονται τραπεζικά χρηματοδοτήσιμες καθώς και το επενδυτικό ενδιαφέρον για νέα έργα, εφόσον τα ζητήματα αυτά δεν αντιμετωπιστούν κατάλληλα βραχυπρόθεσμα.

Ταυτόχρονα, κρίσιμη είναι η ανάπτυξη των διεθνών διασυνδέσεων, που μπορούν να αναβαθμίσουν την Ελλάδα σε περιφερειακό ενεργειακό κόμβο. Ο «Κάθετος Διάδρομος» που συνδέει τις υποδομές υποδοχής Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου (LNG) της Ελλάδας με τις υπόλοιπες ευρωπαϊκές χώρες, αποτελεί χαρακτηριστικό παράδειγμα.

Το ίδιο ισχύει και για τις διασυνδέσεις υψηλής τάσης με την Κύπρο και το Ισραήλ μέσω του έργου «Great Sea Interconnector», ενώ η διασύνδεση GREGY μεταξύ Ελλάδας και Αιγύπτου θα εντάξει τη χώρα σε ένα ευρύτερο διηπειρωτικό δίκτυο.

Συνολικά, τα έργα αυτά θα μετατρέψουν την Ελλάδα σε πυλώνα περιφερειακής ενεργειακής ασφάλειας, διαφοροποίησης του εφοδιασμού και οικονομικής ανάπτυξης.

Είναι εξίσου σημαντικό, πρόσθεσε ο κ. Καραμούζης, να συνεχίσουμε να επενδύουμε σε παραδοσιακές πηγές ενέργειας που συμπληρώνουν τις ανανεώσιμες πηγές κατά τη διάρκεια της μετάβασης. Το φυσικό αέριο εξακολουθεί να διαδραματίζει συμπληρωματικό ρόλο, παρέχοντας την απαιτούμενη ευελιξία στο σύστημα. Εμβληματικό έργο αποτελεί η νέα μονάδα συνδυασμένου κύκλου 840 MW στην Αλεξανδρούπολη, επένδυση €400 εκατ. που χρηματοδοτείται από την Εθνική Τράπεζα, σε συνδυασμό με το παρακείμενο FSRU.

Ο ρόλος των τραπεζών

Μέχρι το 2030 αναμένονται στην Ελλάδα επενδύσεις περίπου €20 δισ. σε ΑΠΕ και αποθήκευση, εκ των οποίων €7,5-10 δισ. εκτιμάται ότι θα χρηματοδοτηθούν από τις ελληνικές τράπεζες. Πρόκειται, όμως, για ένα εντελώς διαφορετικό περιβάλλον κινδύνου, καθώς η εποχή των πλήρως εξασφαλισμένων εσόδων μέσω σταθερών τιμών υποχωρεί και οι τράπεζες καλούνται να χρηματοδοτούν έργα με μεγαλύτερη έκθεση στις διακυμάνσεις της αγοράς.

Αυτό απαιτεί μεγαλύτερη εξειδίκευση σε νέες κατηγορίες επενδύσεων – από αποθήκευση, υπεράκτια αιολικά και data centers έως υποθαλάσσιες διασυνδέσεις – αλλά και πιο ενεργή συμμετοχή των τραπεζών ήδη από τα πρώτα στάδια σχεδιασμού των έργων.

Παράλληλα, απαιτούνται καινοτόμα εργαλεία διαχείρισης κινδύνου. Χαρακτηριστικό παράδειγμα αποτελεί το Energy Baseload Swap της Εθνικής Τράπεζας, το πρώτο του είδους του στην Ελλάδα, που περιορίζει την έκθεση στη μεταβλητότητα των τιμών και συμβάλλει στη σταθεροποίηση των ταμειακών ροών παραγωγών και καταναλωτών.

Η Εθνική Τράπεζα έχει ήδη αναλάβει κομβικό ρόλο σε εμβληματικές συναλλαγές. Το επόμενο μεγάλο στοίχημα είναι συνεπώς σαφές: η ενεργειακή μετάβαση πρέπει να είναι όχι μόνο πράσινη, αλλά και χρηματοδοτήσιμη (bankable). Και αυτό προϋποθέτει υποδομές, σωστή κατανομή κινδύνων, καινοτόμα χρηματοδοτικά εργαλεία και στενή συνεργασία τραπεζών, επενδυτών και Πολιτείας.