(Μέρος 1)
Εδώ και χρόνια, η δημόσια συζήτηση στην Κύπρο επικεντρώνεται σχεδόν αποκλειστικά στη διεθνή τιμή του υγροποιημένου φυσικού αερίου (LNG). Κάθε συζήτηση για την εισαγωγή φυσικού αερίου καταλήγει αναπόφευκτα στο ίδιο ερώτημα: Πόσο θα κοστίζει το LNG;
Είναι ένα απολύτως λογικό ερώτημα. Όλο και περισσότερο όμως αποδεικνύεται ότι είναι το λάθος ερώτημα.
Η τιμή που πληρώνει η Κύπρος για την αγορά του LNG αποτελεί μόνο μία συνιστώσα του συνολικού κόστους προμήθειας φυσικού αερίου στους ηλεκτροπαραγωγούς σταθμούς. Όταν προστεθούν το κόστος χρηματοδότησης των υποδομών εισαγωγής, το κόστος της διαιτησίας, η λειτουργία του τερματικού, η ανάκτηση της επένδυσης, η μεταφορά και η επαναεριοποίηση του LNG, τότε τα οικονομικά δεδομένα αλλάζουν ριζικά.
Επομένως, πέρα από το πότε θα φτάσει το φυσικό αέριο στην Κύπρο, το πραγματικό ερώτημα δεν είναι αν το LNG κοστίζει $8/MMBtu αλλά πόσο θα κοστίζει το φυσικό αέριο όταν τελικά φτάνει στις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής της ΑΗΚ και της PEC.
Μετά την επανεκτίμηση του έργου εισαγωγής LNG στο Βασιλικό που παρουσίασα στο προηγούμενο άρθρο, το ερώτημα αυτό αξίζει ιδιαίτερα προσεκτικής εξέτασης.
Το LNG είναι μόνο η αφετηρία
Ένα φορτίο LNG που φτάνει στην Κύπρο δεν οδηγείται απευθείας σε έναν ηλεκτροπαραγωγό σταθμό. Περνά μέσα από μια ολόκληρη αλυσίδα αξίας.
Το LNG πρέπει πρώτα να αγοραστεί στη διεθνή αγορά και να μεταφερθεί στην Κύπρο. Στη συνέχεια εκφορτώνεται στην πλωτή μονάδα αποθήκευσης και επαναεριοποίησης (FSRU) «Προμηθέας», αποθηκεύεται, επαναεριοποιείται, μεταφέρεται μέσω αγωγών υψηλής πίεσης στις χερσαίες εγκαταστάσεις, μετράται, συμπιέζεται όπου απαιτείται και τελικά παραδίδεται στις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής.
Κάθε στάδιο αυτής της διαδικασίας προσθέτει κόστος. Η διεθνής τιμή του LNG αποτελεί επομένως μόνο την αφετηρία.
Πρόβλημα χαμηλής αξιοποίησης
Ο τερματικός σταθμός στο Βασιλικό σχεδιάστηκε γύρω από μια FSRU με δυνατότητα επαναεριοποίησης περίπου 5 δισεκατομμυρίων κυβικών μέτρων (bcm) φυσικού αερίου ετησίως. Η Κύπρος όμως αναμένεται να καταναλώνει μόνο περίπου 0,7 bcm/yr για ηλεκτροπαραγωγή στο ορατό μέλλον. Αυτό σημαίνει ότι ο τερματικός σταθμός θα λειτουργεί μόλις στο 15% της τεχνικής του δυναμικότητας.
Από τεχνικής άποψης, αυτό δεν δημιουργεί ιδιαίτερο πρόβλημα. Από οικονομικής άποψης, όμως, αποτελεί ίσως το σημαντικότερο πρόβλημα του έργου.
Είτε ο τερματικός σταθμός επεξεργάζεται 0,7 είτε 5 bcm φυσικού αερίου τον χρόνο, εξακολουθεί να χρειάζεται προσωπικό λειτουργίας, συντήρηση, επιθεωρήσεις, συστήματα ασφαλείας, ασφάλιση, διοίκηση και χρηματοδότηση.
Όλα αυτά αποτελούν σε μεγάλο βαθμό σταθερά κόστη. Δεν μειώνονται επειδή περνά μικρότερη ποσότητα φυσικού αερίου από τις εγκαταστάσεις.
Ως αποτέλεσμα, κάθε MMBtu φυσικού αερίου (περίπου 1.000 κυβικά πόδια) που παραδίδεται στους καταναλωτές επιβαρύνεται με δυσανάλογα μεγάλο μερίδιο του επενδυτικού και λειτουργικού κόστους του έργου.
Αυτός είναι ο σημαντικότερος παράγοντας που επηρεάζει την οικονομική βιωσιμότητα του εισαγόμενου LNG.
Η περίπτωση του «Προμηθέα»
Η ίδια η FSRU «Προμηθέας» αποτελεί έναν ακόμη παράγοντα που επηρεάζει το λειτουργικό κόστος.
Παρότι είναι τεχνικά κατάλληλη για την Κύπρο, διαθέτει αποθηκευτική ικανότητα περίπου 137.000 κυβικών μέτρων LNG, μικρότερη από πολλά σύγχρονα πλοία μεταφοράς LNG, τα οποία μεταφέρουν πλέον 170.000–174.000 κυβικά μέτρα ή και περισσότερο.
Αυτό δεν εμποδίζει τη λειτουργία του έργου. Περιορίζει όμως την εμπορική του ευελιξία.
Η Κύπρος ενδέχεται να χρειάζεται μικρότερα φορτία ή μερικές εκφορτώσεις. Τέτοια φορτία έχουν συνήθως υψηλότερο κόστος μεταφοράς ανά μονάδα φυσικού αερίου σε σχέση με τα μεγάλα φορτία που εξυπηρετούν μεγάλους τερματικούς σταθμούς με συνεχή ζήτηση.
Επιπλέον, με ετήσια κατανάλωση μόλις 0,7 bcm, η Κύπρος θα εισάγει περίπου οκτώ έως δέκα φορτία LNG τον χρόνο, γεγονός που της προσφέρει σαφώς μικρότερη διαπραγματευτική ισχύ σε σχέση με πολύ μεγαλύτερους εισαγωγείς LNG.
Οι πρόσθετες αυτές επιβαρύνσεις είναι σχετικά περιορισμένες -της τάξης των $0,5–1/MMBtu- ενισχύουν όμως ακόμη περισσότερο τις αρνητικές συνέπειες της χαμηλής αξιοποίησης.
Το κρυφό κόστος του κεφαλαίου
Ίσως η μεγαλύτερη αλλαγή από την έγκριση του έργου μέχρι σήμερα αφορά το ύψος του κεφαλαίου που θα πρέπει τελικά να ανακτηθεί.
Η αρχική οικονομική μελέτη βασιζόταν σε επένδυση περίπου €300 εκατομμυρίων ευρώ.
Όπως αναλύθηκε στο προηγούμενο άρθρο, μια ρεαλιστική εκτίμηση που λαμβάνει υπόψη τους σημερινούς κινδύνους δείχνει ότι το συνολικό κόστος του έργου μπορεί να προσεγγίσει πλέον €1,0–1,2 δισεκατομμύριο ευρώ, αφού συνυπολογιστούν το κόστος ολοκλήρωσης, η διαιτησία, η χρηματοδότηση, η θέση σε λειτουργία και τα αναγκαία αποθεματικά για απρόβλεπτες δαπάνες.
Η αύξηση αυτή αλλάζει θεμελιωδώς τα οικονομικά του έργου.
Αντί να ανακτηθούν περίπου €300 εκατομμύρια ευρώ κατά τη διάρκεια της ζωής του έργου, οι καταναλωτές ενδέχεται τελικά να κληθούν να χρηματοδοτήσουν τριπλάσιο ή και τετραπλάσιο ποσό μέσω της τιμής του φυσικού αερίου.
Οι επιπτώσεις γίνονται ιδιαίτερα σοβαρές όταν η ετήσια κατανάλωση παραμένει κάτω από 1 bcm.
Γίνεται λοιπόν σαφές ότι, όσον αφορά την τελική τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας, αυτό που πραγματικά έχει σημασία δεν είναι η τιμή αγοράς του LNG αλλά η τιμή του φυσικού αερίου όταν αυτό παραδίδεται στην ΑΗΚ και την PEC.
Δεν γνωρίζω αν έχει γίνει ποτέ στην Κύπρο μια ολοκληρωμένη εκτίμηση αυτού του κόστους, βασισμένη σε ρεαλιστικές παραδοχές που λαμβάνουν υπόψη τους πραγματικούς κινδύνους του έργου.
Στο δεύτερο μέρος του άρθρου θα μετατρέψω το κόστος αυτό σε κόστος ηλεκτροπαραγωγής, θα το συγκρίνω με το κόστος παραγωγής από πετρελαϊκά καύσιμα με τιμή Brent $70/βαρέλι, θα εξετάσω τις επιπτώσεις για τους καταναλωτές και θα εξηγήσω γιατί η αρχική προσδοκία για σημαντικά φθηνότερο ηλεκτρισμό ενδέχεται πλέον να μην επαληθευθεί.
*Ανώτερος συνεργάτης στο Παγκόσμιο Κέντρο Ενέργειας του Ατλαντικού Συμβουλίου @CharlesEllinas
