«Ο επερχόμενος χειμώνας θα δοκιμάσει το κατά πόσο ο νέος ρόλος της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου συνοδεύεται από την απαραίτητη ετοιμότητα για τη διατήρησή του. Οι υποδομές είναι έτοιμες· το επόμενο βήμα είναι η διαμόρφωση του κατάλληλου πλαισίου συμβάσεων, κανόνων και πρακτικών διαχείρισης κινδύνου γύρω από αυτές» καταλήγει η ανάλυση της συμβουλευτικής
Η σταδιακή μετατροπή της Ελλάδας από έναν απλό περιφερειακό καταναλωτή φυσικού αερίου, σε πύλη εισόδου φυσικού αερίου αποτελεί στρατηγικό πλεονέκτημα για τη χώρα και για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, αναφέρει ανάλυση (“Greece's Gas Market at an Inflection Point: Regional Export Hub in a Tight European Winter”) η Grant Thornton Ελλάδας.
Παράλληλα, η ανάλυση εντοπίζει ότι η ελληνική αγορά έχει ένα πιο συγκεντρωμένο προφίλ κινδύνου σε σχέση με την Ευρώπη, το οποίο περιλαμβάνει την έλλειψη αποθήκευσης, την υψηλή έκθεση στις τιμές spot του LNG, έναν τομέα ηλεκτροπαραγωγής που απορροφά τα 2/3 της εγχώριας ζήτησης και μια μεγάλη ροή αερίου μέσω αγωγών που πρέπει να αντικατασταθεί έως τον Νοέμβριο του 2027. Και για τον λόγο αυτό προτείνει 4 σημαντικά μέτρα δράσης στην αγορά του φυσικού αερίου:
-Την εξασφάλιση LNG μέσω μεσοπρόθεσμων ή μακροπρόθεσμων συμβολαίων αντί τιμών spot, με διεύρυνση της βάσης των προμηθευτών.
-Τη συντονισμένη διενέργεια stress test από τους διαχειριστές των υποδομών αερίου του Κάθετου Διαδρόμου με στόχο την καλύτερη κατανομή της δυναμικότητας και τροφοδοσίας αερίου σε καταστάσεις έκτακτης ανάγκης πριν από το πρώτο κύμα ψύχους.
-Την προετοιμασία για την υποκατάσταση των ρωσικού φυσικού αερίου με LNG.
-Τη διαχείριση της μετακύλισης των τιμών φυσικού αερίου στο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας.
«Ο επερχόμενος χειμώνας θα δοκιμάσει το κατά πόσο ο νέος ρόλος της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου συνοδεύεται από την απαραίτητη ετοιμότητα για τη διατήρησή του. Οι υποδομές είναι έτοιμες· το επόμενο βήμα είναι η διαμόρφωση του κατάλληλου πλαισίου συμβάσεων, κανόνων και πρακτικών διαχείρισης κινδύνου γύρω από αυτές» καταλήγει η ανάλυση.
Aναλυτικά η έκθεση της Grant Thornton
Η κρίση στη Μέση Ανατολή αναδιαμορφώνει τις ισορροπίες στην ευρωπαϊκή αγορά φυσικού αερίου, εντείνοντας τον ανταγωνισμό για φορτία LNG και αυξάνοντας την έκθεση των εισαγωγικών χωρών στις διεθνείς τιμές. Για την Ελλάδα, η οποία εξελίσσεται σε βασική πύλη τροφοδοσίας της Νοτιοανατολικής Ευρώπης, η συγκυρία δημιουργεί μια σύνθετη εξίσωση: οι εξαγωγές αερίου ενισχύονται, αλλά το κόστος προμήθειας παραμένει στενά συνδεδεμένο με τις διεθνείς αγορές, ενώ η απουσία αποθηκευτικών υποδομών περιορίζει τα περιθώρια προστασίας από νέες αναταράξεις.
Η διακοπή της ναυσιπλοΐας στα Στενά του Ορμούζ στις 28 Φεβρουαρίου 2026 περιόρισε την πρόσβαση της αγοράς σε περισσότερα από 280 εκατ. κυβικά μέτρα LNG ημερησίως, ποσότητα που αντιστοιχεί περίπου στο ένα πέμπτο της παγκόσμιας προσφοράς και προέρχεται κυρίως από το συγκρότημα Ras Laffan του Κατάρ. Η QatarEnergy κήρυξε κατάσταση ανωτέρας βίας στις 4 Μαρτίου, ενώ η αβεβαιότητα γύρω από τη λειτουργία της θαλάσσιας οδού εξακολουθεί να επηρεάζει την παγκόσμια αγορά.
Παρότι το Κατάρ κάλυψε μόλις περίπου το 8% των εισαγωγών LNG της Ευρωπαϊκής Ένωσης το 2025, οι ευρωπαϊκές χώρες ανταγωνίζονται πλέον τους Ασιάτες αγοραστές για τα διαθέσιμα ευέλικτα φορτία από τις ΗΠΑ. Πρόκειται για φορτία που μπορούν να κατευθυνθούν στην αγορά η οποία προσφέρει την υψηλότερη τιμή, μεταφέροντας τις επιπτώσεις της κρίσης σε ολόκληρη την αλυσίδα εφοδιασμού.
Η Ευρώπη μπαίνει στον χειμώνα με μικρότερα αποθέματα
Το ενεργειακό σοκ εκδηλώθηκε σε μια περίοδο κατά την οποία οι ευρωπαϊκές αποθήκες φυσικού αερίου είχαν ήδη υποχωρήσει σε χαμηλά επίπεδα, έπειτα από τον ψυχρό χειμώνα 2025-2026. Την 1η Απριλίου 2026, η πληρότητα των αποθηκών της ΕΕ βρισκόταν στο 28%, έναντι 56% την αντίστοιχη ημερομηνία του 2023 και 34% το 2025.
Η προσπάθεια αναπλήρωσης των αποθεμάτων κατά τη θερινή περίοδο αποδείχθηκε επίσης δυσκολότερη. Την 1η Οκτωβρίου 2026, η ΕΕ διέθετε περίπου 811 TWh φυσικού αερίου, που αντιστοιχούν στο 72% της συνολικής αποθηκευτικής δυναμικότητας, έναντι 940 TWh ή 83% ένα χρόνο νωρίτερα. Το έλλειμμα των περίπου 130 TWh ισοδυναμεί με σχεδόν μιάμιση φορά την ποσότητα αερίου που διέρχεται από το ελληνικό σύστημα μεταφοράς σε ένα πλήρες έτος.
Η σύγκριση με τον πρώτο χειμώνα μετά τη ρωσική εισβολή στην Ουκρανία είναι ενδεικτική. Και τότε, η απώλεια μιας μεγάλης πηγής τροφοδοσίας οδήγησε την Ευρώπη σε εντατική αναζήτηση φορτίων LNG. Ωστόσο, ενώ οι τιμές απέχουν σημαντικά από την κορύφωση του 2022, όταν το συμβόλαιο αναφοράς TTF έφτασε σχεδόν τα 340 ευρώ/MWh τον Αύγουστο, το διαθέσιμο απόθεμα ασφαλείας είναι πλέον μικρότερο. Την 1η Νοεμβρίου 2022, οι αποθήκες είχαν φτάσει περίπου στο 95%, δηλαδή σε επίπεδο 1.060 TWh, κατά περίπου 250 TWh υψηλότερο από το σημερινό.
Η αξιολόγηση του ENTSOG για τον χειμώνα αποτυπώνει τα περιορισμένα περιθώρια ασφαλείας. Με κανονικές θερμοκρασίες και επαρκή διαθεσιμότητα LNG, η Ευρώπη θα μπορούσε να ολοκληρώσει τη χειμερινή περίοδο με αποθήκες στο 29%. Εάν η προσφορά LNG αποδειχθεί περιορισμένη, η πληρότητα θα μπορούσε να υποχωρήσει στο 13%.
Σε περίπτωση ψυχρού χειμώνα, η ζήτηση θα πρέπει να μειωθεί κατά 7% έως 12%, ακόμη και αν τα αποθέματα υποχωρήσουν μέχρι το επίπεδο του 11%, το οποίο το μοντέλο του ENTSOG αντιμετωπίζει ως στρατηγικό απόθεμα που δεν χρησιμοποιείται στο βασικό σενάριο. Η αποδέσμευση αυτών των περίπου 125 TWh θα μπορούσε να περιορίσει τις πιέσεις, χωρίς όμως να εξαλείψει την ανάγκη περιορισμού της ζήτησης κατά 237-437 TWh στα σενάρια ψυχρού χειμώνα.
Η πρόκληση θα συνεχιστεί και μετά το τέλος της περιόδου θέρμανσης. Ο ευρωπαϊκός στόχος προβλέπει πληρότητα αποθηκών 90% μεταξύ 1ης Οκτωβρίου και 1ης Δεκεμβρίου, με δυνατότητα απόκλισης έως 10 ποσοστιαίων μονάδων για τα κράτη-μέλη υπό δύσκολες συνθήκες αγοράς και επιπλέον 5 μονάδων με απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Από το σημερινό επίπεδο του 72%, ο ENTSOG εκτιμά ότι η Ευρώπη θα μπορούσε να φτάσει στο 90% έως το τέλος Σεπτεμβρίου 2027, εφόσον υπάρχει επαρκής προσφορά LNG. Εάν η αγορά παραμείνει περιορισμένη, η πληρότητα ενδέχεται να διαμορφωθεί μόλις στο 65%.
TTF: Η αγορά προεξοφλεί έναν ακριβό χειμώνα
Οι τιμές του φυσικού αερίου αντέδρασαν στο σοκ του Ορμούζ σε δύο διακριτές φάσεις. Στις αρχές του 2026, πριν από την κρίση, το TTF κινούνταν μεταξύ 28 και 40 ευρώ/MWh. Το κλείσιμο των Στενών προκάλεσε άνοδο άνω του 60% τον Μάρτιο, τη μεγαλύτερη μηνιαία αύξηση από τον Σεπτέμβριο του 2021, ενώ η μεταβλητότητα στα συμβόλαια επόμενου μήνα έφτασε το 160%.
Η εκεχειρία μεταξύ Ιράν και ΗΠΑ τον Απρίλιο οδήγησε τις τιμές στο χαμηλότερο επίπεδο από την έναρξη της σύγκρουσης, με το TTF να διαμορφώνεται κοντά στα 49 ευρώ/MWh στις αρχές Ιουνίου. Το δεύτερο κύμα ανατιμήσεων ξεκίνησε στα τέλη Αυγούστου, καθώς η αναπλήρωση των αποθεμάτων υστερούσε έναντι του προγραμματισμού.
Τον Σεπτέμβριο, η μέση τιμή του TTF διαμορφώθηκε στα 76,48 ευρώ/MWh, ξεπερνώντας για πρώτη φορά από το 2023 τα 80 ευρώ/MWh. Στις 13 Οκτωβρίου έφτασε τα 86 ευρώ/MWh, στο υψηλότερο επίπεδο από τον Δεκέμβριο του 2022.
Η προθεσμιακή καμπύλη δείχνει ότι η αγορά αναμένει μεγαλύτερες πιέσεις τους προσεχείς μήνες. Στις 30 Σεπτεμβρίου, το συμβόλαιο για τον χειμώνα 2026-2027 διαπραγματευόταν στα 72,35 ευρώ/MWh, έναντι 53,41 ευρώ/MWh για το καλοκαίρι του 2027. Η διαφορά σχεδόν 19 ευρώ/MWh υποδηλώνει έντονη προτίμηση για την εξασφάλιση αερίου κατά τη χειμερινή περίοδο.
Ένα χρόνο νωρίτερα, η καμπύλη ήταν σχεδόν επίπεδη: το συμβόλαιο για τον χειμώνα 2025-2026 βρισκόταν στα 31,72 ευρώ/MWh και εκείνο για το καλοκαίρι του 2026 στα 30,46 ευρώ/MWh. Με βάση τη σύγκριση αυτή, το χειμερινό συμβόλαιο έχει αυξηθεί κατά περίπου 128% σε ετήσια βάση.
Στη συνέχεια, οι τιμές άμεσης παράδοσης ξεπέρασαν το επίπεδο του χειμερινού συμβολαίου, ένδειξη ότι οι αγοραστές πληρώνουν πλέον υψηλότερο τίμημα για το αέριο που χρειάζονται άμεσα, παρά το γεγονός ότι η καμπύλη εξακολουθεί να προεξοφλεί χαμηλότερες τιμές από το καλοκαίρι του 2027.
Για την Ελλάδα, όπου οι προμήθειες LNG τιμολογούνται με αναφορά στο TTF και δεν υπάρχουν αποθέματα φυσικού αερίου που θα μπορούσαν να εξομαλύνουν τις διακυμάνσεις, οι αυξήσεις μεταφέρονται με μεγάλη ένταση στο κόστος προμήθειας.
Η ελληνική ζήτηση αυξάνεται λόγω των εξαγωγών
Τα στοιχεία για τις κατανομές φυσικού αερίου στα σημεία εξόδου του ελληνικού συστήματος μεταφοράς δείχνουν αύξηση της συνολικής διακίνησης κατά 13% στο πρώτο εννεάμηνο του 2026, από περίπου 56,4 TWh σε 63,5 TWh. Η άνοδος, ωστόσο, δεν οφείλεται στην εγχώρια κατανάλωση, η οποία υποχώρησε κατά 3%, από 51,3 TWh σε 49,9 TWh.
Αντίθετα, οι εξαγωγές σχεδόν τριπλασιάστηκαν, σημειώνοντας αύξηση 169%, από περίπου 5,1 TWh σε 13,6 TWh. Χωρίς την πρόσθετη ποσότητα των 8,5 TWh που διοχετεύθηκε στο εξωτερικό, η συνολική διακίνηση φυσικού αερίου στην Ελλάδα θα είχε μειωθεί.
Στην εγχώρια αγορά, η κατανάλωση μέσω των δικτύων διανομής αυξήθηκε κατά 6%, φτάνοντας περίπου τις 10 TWh. Αντίθετα, η χρήση φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή μειώθηκε κατά 3%, στις 33,2 TWh, ενώ η βιομηχανική κατανάλωση υποχώρησε κατά 10%, στις 6,8 TWh. Η ηλεκτροπαραγωγή παραμένει, πάντως, ο βασικός πυλώνας της εγχώριας αγοράς, αντιπροσωπεύοντας περίπου τα δύο τρίτα της κατανάλωσης.
Τα στοιχεία του Σεπτεμβρίου ενισχύουν την εκτίμηση ότι η αύξηση των εξαγωγών δεν αποτελεί απλώς εποχικό φαινόμενο. Ενώ η εγχώρια κατανάλωση μειώθηκε κατά 22% σε μηνιαία βάση, από περίπου 5,6 TWh σε 4,4 TWh, οι εξαγωγές αυξήθηκαν κατά 4%, φτάνοντας τις 1,74 TWh. Αντιστοιχούσαν έτσι στο 28% του συνολικού αερίου που εξήλθε από το σύστημα, υπό την επίδραση της ιδιαίτερα ισχυρής εξωτερικής ζήτησης.
Η Ελλάδα έχει πλέον μετακινηθεί από τη θέση του απλού καταναλωτή προς εκείνη μιας περιφερειακής πύλης εισόδου και επαναεξαγωγής LNG, με ιδιαίτερη σημασία για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, την περιοχή που εμφανίζεται περισσότερο εκτεθειμένη σε ενδεχόμενη έλλειψη φυσικού αερίου κατά τη χειμερινή περίοδο.
Το LNG καλύπτει σχεδόν το μισό της ελληνικής προσφοράς
Στην πλευρά της προσφοράς, οι συνολικές εισαγωγές φυσικού αερίου στην Ελλάδα αυξήθηκαν κατά περίπου 13% στο εννεάμηνο, με το LNG να καλύπτει ολόκληρη την καθαρή αύξηση. Οι εισαγωγές μέσω αγωγών παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες, στις 33,4 TWh, με μείωση περίπου 1%.
Οι ροές μέσω του Σιδηροκάστρου, σημείου εισόδου που συνδέεται με το ρωσικό αέριο, διατηρήθηκαν στις 25,4 TWh, ενώ οι εισαγωγές μέσω του TAP στη Νέα Μεσημβρία μειώθηκαν κατά 3%, στις 8 TWh.
Αντίθετα, οι εισαγωγές LNG αυξήθηκαν κατά 32%, φτάνοντας τις 30,2 TWh. Ο τερματικός σταθμός της Ρεβυθούσας πρόσθεσε περίπου 2,6 TWh, ανεβάζοντας τη συνολική ποσότητα στις 24,3 TWh, ενώ η πλωτή μονάδα αποθήκευσης και επαναεριοποίησης της Αλεξανδρούπολης συνεισέφερε επιπλέον 4,8 TWh, φτάνοντας τις 5,8 TWh.
Το LNG καλύπτει πλέον σχεδόν το ήμισυ της ελληνικής προσφοράς φυσικού αερίου, συνδέοντας στενά το κόστος της εγχώριας αγοράς με τις διεθνείς εξελίξεις. Παράλληλα, η Αλεξανδρούπολη έχει αποκτήσει ουσιαστικό ρόλο στο σύστημα, παρέχοντας σημαντικό μέρος της δυναμικότητας επαναεριοποίησης που στηρίζει την αύξηση των εξαγωγών.
Τα στοιχεία του ΔΕΣΦΑ για τη Ρεβυθούσα, η οποία διαχειρίστηκε περίπου το 80% των ελληνικών εισαγωγών LNG, αποκαλύπτουν δύο ακόμη χαρακτηριστικά της αγοράς. Κατά τους πρώτους εννέα μήνες του 2026 εκφορτώθηκαν 32 φορτία, συνολικής ενέργειας 24,25 TWh, έναντι 36 φορτίων και 22,41 TWh την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Η εξέλιξη αυτή υποδηλώνει στροφή προς μεγαλύτερα φορτία, περίπου 1 TWh το καθένα, αντί μικρότερων παραδόσεων της τάξης των 0,5 TWh.
Τα μεγαλύτερα φορτία περιορίζουν το μοναδιαίο κόστος προμήθειας, ωστόσο η απουσία αποθήκευσης καθιστά το σύστημα πιο ευάλωτο σε καθυστερήσεις ή εκτροπές πλοίων.
Σε ό,τι αφορά την προέλευση, οι ΗΠΑ προμήθευσαν 17,88 TWh, περίπου το 74% των συνολικών ποσοτήτων που εκφορτώθηκαν στη Ρεβυθούσα. Ακολούθησε η Νιγηρία με 4,16 TWh, ποσοστό περίπου 17%, ενώ το υπόλοιπο προήλθε από το Κονγκό, την Αίγυπτο, την Αλγερία και τη Μαυριτανία. Η υψηλή συγκέντρωση των εισαγωγών σε έναν προμηθευτή αναδεικνύει τη δυνατότητα περαιτέρω διαφοροποίησης του χαρτοφυλακίου προμήθειας.
Κανένα από τα φορτία που εκφορτώθηκαν στη Ρεβυθούσα δεν προήλθε από το Κατάρ ή άλλη χώρα του Περσικού Κόλπου. Επομένως, η Ελλάδα δεν εμφανίζεται άμεσα εκτεθειμένη στη διαταραχή του Ορμούζ ως προς τις φυσικές ποσότητες που εισάγει. Η έκθεσή της είναι κυρίως οικονομική, καθώς τα φορτία από τις ΗΠΑ και τη Δυτική Αφρική διαπραγματεύονται στην ίδια αγορά του Ατλαντικού όπου ανταγωνίζονται πλέον οι ευρωπαϊκοί και οι ασιατικοί αγοραστές.
Ο Σεπτέμβριος ανέδειξε επίσης τον ρόλο του LNG ως ευέλικτης πηγής τροφοδοσίας. Οι συνολικές εισαγωγές μειώθηκαν κατά 17% σε μηνιαία βάση, στις 6,1 TWh, ενώ το LNG υποχώρησε κατά 24%, στις 2,3 TWh. Ως αποτέλεσμα, το μερίδιο του αερίου μέσω αγωγών αυξήθηκε στο 63% της συνολικής προσφοράς. Μέρος της μεταβολής εξηγείται από την πτώση της ζήτησης, καθώς η κατανάλωση για ηλεκτροπαραγωγή μειώθηκε κατά 31%, ενώ το υπόλοιπο αποτυπώνει τη λειτουργία του LNG ως πηγής που προσαρμόζεται στις συνθήκες της αγοράς.
Στις ροές μέσω αγωγών τον Σεπτέμβριο, το Σιδηρόκαστρο κάλυψε το 76% και ο TAP το 24%. Σε ολόκληρο το εννεάμηνο, το Σιδηρόκαστρο αντιπροσώπευσε περίπου το 40% των ελληνικών εισαγωγών. Οι ποσότητες αυτές θα πρέπει να αντικατασταθούν έως τον Νοέμβριο του 2027, στο πλαίσιο της σταδιακής κατάργησης του ρωσικού αερίου από την ΕΕ.
Η Ελλάδα και η ευρύτερη περιοχή της Νοτιοανατολικής Ευρώπης θα εξαρτώνται, συνεπώς, περισσότερο από το LNG και από τις διεθνείς τιμές αναφοράς. Για να περιοριστεί ο κίνδυνος επανάληψης των σημερινών πιέσεων τον χειμώνα 2027-2028, θα μπορούσαν να εξεταστούν κίνητρα για μεσοπρόθεσμα και μακροπρόθεσμα συμβόλαια LNG, μέσω κοινών προμηθειών από την πλατφόρμα AggregateEU ή κρατικών εγγυήσεων για τη χρηματοδότηση αγοραστών. Παράλληλα, η αναπλήρωση των αποθεμάτων για το 2027 θα μπορούσε να ξεκινήσει όσο το δυνατόν νωρίτερα και να εξελιχθεί ομαλά, αξιοποιώντας την ευελιξία που προβλέπει η ευρωπαϊκή νομοθεσία για την αποθήκευση.
Το κόστος για την Ελλάδα και η πρόκληση του χειμώνα
Η έκθεση της ελληνικής αγοράς στις τιμές του φυσικού αερίου έχει άμεσες επιπτώσεις στο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας. Τον Σεπτέμβριο, η ηλεκτροπαραγωγή αντιπροσώπευε το 50% του συνόλου του αερίου που εξήλθε από το σύστημα, με αποτέλεσμα οι διακυμάνσεις του TTF να μεταφέρονται με μεγάλη ένταση στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρισμού.
Με βάση την ετησιοποίηση της εγχώριας κατανάλωσης, κάθε αύξηση κατά 10 ευρώ/MWh στο TTF συνεπάγεται επιβάρυνση περίπου 670 εκατ. ευρώ ετησίως για το αέριο που καταναλώνεται στην Ελλάδα. Εάν διατηρούνταν η διαφορά μεταξύ των περίπου 31 ευρώ/MWh του Φεβρουαρίου και των 86 ευρώ/MWh στις 13 Οκτωβρίου, το πρόσθετο κόστος θα μπορούσε να προσεγγίσει τα 3,7 δισ. ευρώ σε ετήσια βάση.
Πρόκειται για ενδεικτικούς υπολογισμούς, καθώς θεωρούν ότι όλες οι ποσότητες τιμολογούνται με βάση το TTF. Οι αντισταθμίσεις κινδύνου και τα μακροπρόθεσμα συμβόλαια με σταθερή τιμή ή διαφορετικό δείκτη αναφοράς μπορούν να περιορίσουν σημαντικά την πραγματική επιβάρυνση.
Η αύξηση των εξαγωγών δημιουργεί, παράλληλα, μια επιχειρησιακή πρόκληση. Σε μια περίοδο έντονου ψύχους, η ζήτηση στις βόρειες χώρες που εισάγουν ελληνικό αέριο θα κορυφωνόταν ταυτόχρονα με την εγχώρια ζήτηση για θέρμανση και ηλεκτροπαραγωγή. Έτσι, οι ίδιες υποδομές επαναεριοποίησης και μεταφοράς θα καλούνταν να εξυπηρετήσουν ταυτόχρονα τις ανάγκες της Ελλάδας και των γειτονικών αγορών.
Υπάρχουν εθνικοί και ευρωπαϊκοί κανόνες για την κατανομή δυναμικότητας και την αντιμετώπιση έκτακτων καταστάσεων, ωστόσο δεν έχουν δοκιμαστεί σε ένα περιφερειακό επεισόδιο ψύχους κατά το οποίο η εγχώρια και η εξωτερική ζήτηση θα κορυφώνονταν ταυτόχρονα. Χωρίς κατάλληλη προετοιμασία, ο ρόλος της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου θα μπορούσε να δημιουργήσει πρόσθετες πιέσεις στην εγχώρια επάρκεια.
Τέσσερις προτεραιότητες για την ενεργειακή ασφάλεια
Η Ελλάδα έχει πλέον μετατραπεί από περιφερειακό καταναλωτή φυσικού αερίου σε ενεργό κόμβο τροφοδοσίας για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Η εξέλιξη αυτή αποτελεί στρατηγικό πλεονέκτημα, καθώς στηρίζεται σε υποδομές που ήδη λειτουργούν. Ταυτόχρονα, όμως, η ελληνική αγορά εμφανίζει πιο συγκεντρωμένους κινδύνους από την ευρωπαϊκή αγορά συνολικά: δεν διαθέτει αποθήκες φυσικού αερίου, εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από το LNG και τις διεθνείς τιμές, έχει ηλεκτροπαραγωγικό τομέα που απορροφά περίπου τα δύο τρίτα της εγχώριας κατανάλωσης και καλείται να αντικαταστήσει σημαντικές ποσότητες ρωσικού αερίου έως τον Νοέμβριο του 2027.
Πρώτη προτεραιότητα είναι η έγκαιρη εξασφάλιση προμηθειών. Οι προμηθευτές και οι μεγάλοι καταναλωτές θα μπορούσαν να καλύψουν μέρος των αναγκών τους για τον χειμώνα και το 2027 με μεσοπρόθεσμα ή μακροπρόθεσμα συμβόλαια LNG, περιορίζοντας την εξάρτηση από αγορές μικρότερης διάρκειας. Παράλληλα, η διαφοροποίηση των προμηθευτών μπορεί να περιορίσει τον κίνδυνο που δημιουργεί η υψηλή συγκέντρωση των εισαγωγών στις ΗΠΑ. Σε βάθος χρόνου, η απουσία υπόγειας αποθήκευσης παραμένει ένα από τα σημαντικότερα δομικά κενά του ελληνικού συστήματος και θα μπορούσε να αντιμετωπιστεί ως ζήτημα ασφάλειας εφοδιασμού.
Δεύτερη προτεραιότητα είναι η οργανωμένη διαχείριση του ρόλου της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου. Οι κανόνες κατανομής δυναμικότητας και έκτακτης τροφοδοσίας θα μπορούσαν να δοκιμαστούν σε σενάρια ταυτόχρονης κορύφωσης της εγχώριας και της εξωτερικής ζήτησης, σε συντονισμό με τους διαχειριστές των γειτονικών δικτύων μεταφοράς. Η αξιολόγηση του ENTSOG καθιστά σαφές ότι η προετοιμασία αυτή αφορά τόσο την Ελλάδα όσο και ολόκληρη τη Νοτιοανατολική Ευρώπη.
Τρίτη προτεραιότητα είναι η έγκαιρη αντικατάσταση των ρωσικών ποσοτήτων. Οι ροές μέσω του Σιδηροκάστρου θα μπορούσαν να υποκατασταθούν από πρόσθετες εισαγωγές LNG στη Ρεβυθούσα και την Αλεξανδρούπολη, καθώς και από αυξημένη αξιοποίηση του TAP. Η επιτυχία αυτής της μετάβασης θα εξαρτηθεί από τη διαθεσιμότητα φορτίων, τις τιμές και τη δυναμικότητα των υποδομών.
Τέταρτη προτεραιότητα είναι ο περιορισμός της μετακύλισης του κόστους φυσικού αερίου στην ηλεκτρική ενέργεια. Οι προμηθευτές και οι βιομηχανικοί καταναλωτές μπορούν να αξιοποιούν συστηματικές στρατηγικές αντιστάθμισης κινδύνου, με σταδιακές προθεσμιακές αγορές σε ορίζοντα 12 έως 24 μηνών, καθώς και συμβόλαια ανταλλαγής ή ανώτατα όρια τιμών. Οι παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο μπορούν να αντισταθμίζουν ταυτόχρονα τις τιμές αερίου και ηλεκτρισμού, ενώ οι μεγάλοι βιομηχανικοί χρήστες μπορούν να εξασφαλίζουν σταθερές τιμές μέσω συμβάσεων προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, μεταξύ άλλων από ανανεώσιμες πηγές. Η ενίσχυση της αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και της ευέλικτης διαχείρισης της ζήτησης μπορεί επίσης να μειώσει τις ώρες κατά τις οποίες οι μονάδες φυσικού αερίου καθορίζουν την τιμή στην αγορά.
Ο χειμώνας 2026-2027 θα αποτελέσει κρίσιμη δοκιμασία για την ευρωπαϊκή ενεργειακή ασφάλεια και τον νέο ρόλο της Ελλάδας. Οι υποδομές έχουν ήδη δημιουργήσει τις προϋποθέσεις για την ανάδειξη της χώρας σε περιφερειακή πύλη LNG. Το επόμενο βήμα είναι να ενισχυθούν οι συμβάσεις προμήθειας, οι μηχανισμοί διαχείρισης κινδύνου και οι κανόνες λειτουργίας, ώστε η αυξημένη διασυνοριακή δραστηριότητα να συμβαδίζει με την ασφάλεια εφοδιασμού και την ανθεκτικότητα της εγχώριας αγοράς.
www.worldenergynews.gr
Παράλληλα, η ανάλυση εντοπίζει ότι η ελληνική αγορά έχει ένα πιο συγκεντρωμένο προφίλ κινδύνου σε σχέση με την Ευρώπη, το οποίο περιλαμβάνει την έλλειψη αποθήκευσης, την υψηλή έκθεση στις τιμές spot του LNG, έναν τομέα ηλεκτροπαραγωγής που απορροφά τα 2/3 της εγχώριας ζήτησης και μια μεγάλη ροή αερίου μέσω αγωγών που πρέπει να αντικατασταθεί έως τον Νοέμβριο του 2027. Και για τον λόγο αυτό προτείνει 4 σημαντικά μέτρα δράσης στην αγορά του φυσικού αερίου:
-Την εξασφάλιση LNG μέσω μεσοπρόθεσμων ή μακροπρόθεσμων συμβολαίων αντί τιμών spot, με διεύρυνση της βάσης των προμηθευτών.
-Τη συντονισμένη διενέργεια stress test από τους διαχειριστές των υποδομών αερίου του Κάθετου Διαδρόμου με στόχο την καλύτερη κατανομή της δυναμικότητας και τροφοδοσίας αερίου σε καταστάσεις έκτακτης ανάγκης πριν από το πρώτο κύμα ψύχους.
-Την προετοιμασία για την υποκατάσταση των ρωσικού φυσικού αερίου με LNG.
-Τη διαχείριση της μετακύλισης των τιμών φυσικού αερίου στο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας.
«Ο επερχόμενος χειμώνας θα δοκιμάσει το κατά πόσο ο νέος ρόλος της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου συνοδεύεται από την απαραίτητη ετοιμότητα για τη διατήρησή του. Οι υποδομές είναι έτοιμες· το επόμενο βήμα είναι η διαμόρφωση του κατάλληλου πλαισίου συμβάσεων, κανόνων και πρακτικών διαχείρισης κινδύνου γύρω από αυτές» καταλήγει η ανάλυση.
Aναλυτικά η έκθεση της Grant Thornton
Η κρίση στη Μέση Ανατολή αναδιαμορφώνει τις ισορροπίες στην ευρωπαϊκή αγορά φυσικού αερίου, εντείνοντας τον ανταγωνισμό για φορτία LNG και αυξάνοντας την έκθεση των εισαγωγικών χωρών στις διεθνείς τιμές. Για την Ελλάδα, η οποία εξελίσσεται σε βασική πύλη τροφοδοσίας της Νοτιοανατολικής Ευρώπης, η συγκυρία δημιουργεί μια σύνθετη εξίσωση: οι εξαγωγές αερίου ενισχύονται, αλλά το κόστος προμήθειας παραμένει στενά συνδεδεμένο με τις διεθνείς αγορές, ενώ η απουσία αποθηκευτικών υποδομών περιορίζει τα περιθώρια προστασίας από νέες αναταράξεις.
Η διακοπή της ναυσιπλοΐας στα Στενά του Ορμούζ στις 28 Φεβρουαρίου 2026 περιόρισε την πρόσβαση της αγοράς σε περισσότερα από 280 εκατ. κυβικά μέτρα LNG ημερησίως, ποσότητα που αντιστοιχεί περίπου στο ένα πέμπτο της παγκόσμιας προσφοράς και προέρχεται κυρίως από το συγκρότημα Ras Laffan του Κατάρ. Η QatarEnergy κήρυξε κατάσταση ανωτέρας βίας στις 4 Μαρτίου, ενώ η αβεβαιότητα γύρω από τη λειτουργία της θαλάσσιας οδού εξακολουθεί να επηρεάζει την παγκόσμια αγορά.
Παρότι το Κατάρ κάλυψε μόλις περίπου το 8% των εισαγωγών LNG της Ευρωπαϊκής Ένωσης το 2025, οι ευρωπαϊκές χώρες ανταγωνίζονται πλέον τους Ασιάτες αγοραστές για τα διαθέσιμα ευέλικτα φορτία από τις ΗΠΑ. Πρόκειται για φορτία που μπορούν να κατευθυνθούν στην αγορά η οποία προσφέρει την υψηλότερη τιμή, μεταφέροντας τις επιπτώσεις της κρίσης σε ολόκληρη την αλυσίδα εφοδιασμού.
Η Ευρώπη μπαίνει στον χειμώνα με μικρότερα αποθέματα
Το ενεργειακό σοκ εκδηλώθηκε σε μια περίοδο κατά την οποία οι ευρωπαϊκές αποθήκες φυσικού αερίου είχαν ήδη υποχωρήσει σε χαμηλά επίπεδα, έπειτα από τον ψυχρό χειμώνα 2025-2026. Την 1η Απριλίου 2026, η πληρότητα των αποθηκών της ΕΕ βρισκόταν στο 28%, έναντι 56% την αντίστοιχη ημερομηνία του 2023 και 34% το 2025.
Η προσπάθεια αναπλήρωσης των αποθεμάτων κατά τη θερινή περίοδο αποδείχθηκε επίσης δυσκολότερη. Την 1η Οκτωβρίου 2026, η ΕΕ διέθετε περίπου 811 TWh φυσικού αερίου, που αντιστοιχούν στο 72% της συνολικής αποθηκευτικής δυναμικότητας, έναντι 940 TWh ή 83% ένα χρόνο νωρίτερα. Το έλλειμμα των περίπου 130 TWh ισοδυναμεί με σχεδόν μιάμιση φορά την ποσότητα αερίου που διέρχεται από το ελληνικό σύστημα μεταφοράς σε ένα πλήρες έτος.
Η σύγκριση με τον πρώτο χειμώνα μετά τη ρωσική εισβολή στην Ουκρανία είναι ενδεικτική. Και τότε, η απώλεια μιας μεγάλης πηγής τροφοδοσίας οδήγησε την Ευρώπη σε εντατική αναζήτηση φορτίων LNG. Ωστόσο, ενώ οι τιμές απέχουν σημαντικά από την κορύφωση του 2022, όταν το συμβόλαιο αναφοράς TTF έφτασε σχεδόν τα 340 ευρώ/MWh τον Αύγουστο, το διαθέσιμο απόθεμα ασφαλείας είναι πλέον μικρότερο. Την 1η Νοεμβρίου 2022, οι αποθήκες είχαν φτάσει περίπου στο 95%, δηλαδή σε επίπεδο 1.060 TWh, κατά περίπου 250 TWh υψηλότερο από το σημερινό.
Η αξιολόγηση του ENTSOG για τον χειμώνα αποτυπώνει τα περιορισμένα περιθώρια ασφαλείας. Με κανονικές θερμοκρασίες και επαρκή διαθεσιμότητα LNG, η Ευρώπη θα μπορούσε να ολοκληρώσει τη χειμερινή περίοδο με αποθήκες στο 29%. Εάν η προσφορά LNG αποδειχθεί περιορισμένη, η πληρότητα θα μπορούσε να υποχωρήσει στο 13%.
Σε περίπτωση ψυχρού χειμώνα, η ζήτηση θα πρέπει να μειωθεί κατά 7% έως 12%, ακόμη και αν τα αποθέματα υποχωρήσουν μέχρι το επίπεδο του 11%, το οποίο το μοντέλο του ENTSOG αντιμετωπίζει ως στρατηγικό απόθεμα που δεν χρησιμοποιείται στο βασικό σενάριο. Η αποδέσμευση αυτών των περίπου 125 TWh θα μπορούσε να περιορίσει τις πιέσεις, χωρίς όμως να εξαλείψει την ανάγκη περιορισμού της ζήτησης κατά 237-437 TWh στα σενάρια ψυχρού χειμώνα.
Η πρόκληση θα συνεχιστεί και μετά το τέλος της περιόδου θέρμανσης. Ο ευρωπαϊκός στόχος προβλέπει πληρότητα αποθηκών 90% μεταξύ 1ης Οκτωβρίου και 1ης Δεκεμβρίου, με δυνατότητα απόκλισης έως 10 ποσοστιαίων μονάδων για τα κράτη-μέλη υπό δύσκολες συνθήκες αγοράς και επιπλέον 5 μονάδων με απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Από το σημερινό επίπεδο του 72%, ο ENTSOG εκτιμά ότι η Ευρώπη θα μπορούσε να φτάσει στο 90% έως το τέλος Σεπτεμβρίου 2027, εφόσον υπάρχει επαρκής προσφορά LNG. Εάν η αγορά παραμείνει περιορισμένη, η πληρότητα ενδέχεται να διαμορφωθεί μόλις στο 65%.
TTF: Η αγορά προεξοφλεί έναν ακριβό χειμώνα
Οι τιμές του φυσικού αερίου αντέδρασαν στο σοκ του Ορμούζ σε δύο διακριτές φάσεις. Στις αρχές του 2026, πριν από την κρίση, το TTF κινούνταν μεταξύ 28 και 40 ευρώ/MWh. Το κλείσιμο των Στενών προκάλεσε άνοδο άνω του 60% τον Μάρτιο, τη μεγαλύτερη μηνιαία αύξηση από τον Σεπτέμβριο του 2021, ενώ η μεταβλητότητα στα συμβόλαια επόμενου μήνα έφτασε το 160%.
Η εκεχειρία μεταξύ Ιράν και ΗΠΑ τον Απρίλιο οδήγησε τις τιμές στο χαμηλότερο επίπεδο από την έναρξη της σύγκρουσης, με το TTF να διαμορφώνεται κοντά στα 49 ευρώ/MWh στις αρχές Ιουνίου. Το δεύτερο κύμα ανατιμήσεων ξεκίνησε στα τέλη Αυγούστου, καθώς η αναπλήρωση των αποθεμάτων υστερούσε έναντι του προγραμματισμού.
Τον Σεπτέμβριο, η μέση τιμή του TTF διαμορφώθηκε στα 76,48 ευρώ/MWh, ξεπερνώντας για πρώτη φορά από το 2023 τα 80 ευρώ/MWh. Στις 13 Οκτωβρίου έφτασε τα 86 ευρώ/MWh, στο υψηλότερο επίπεδο από τον Δεκέμβριο του 2022.
Η προθεσμιακή καμπύλη δείχνει ότι η αγορά αναμένει μεγαλύτερες πιέσεις τους προσεχείς μήνες. Στις 30 Σεπτεμβρίου, το συμβόλαιο για τον χειμώνα 2026-2027 διαπραγματευόταν στα 72,35 ευρώ/MWh, έναντι 53,41 ευρώ/MWh για το καλοκαίρι του 2027. Η διαφορά σχεδόν 19 ευρώ/MWh υποδηλώνει έντονη προτίμηση για την εξασφάλιση αερίου κατά τη χειμερινή περίοδο.
Ένα χρόνο νωρίτερα, η καμπύλη ήταν σχεδόν επίπεδη: το συμβόλαιο για τον χειμώνα 2025-2026 βρισκόταν στα 31,72 ευρώ/MWh και εκείνο για το καλοκαίρι του 2026 στα 30,46 ευρώ/MWh. Με βάση τη σύγκριση αυτή, το χειμερινό συμβόλαιο έχει αυξηθεί κατά περίπου 128% σε ετήσια βάση.
Στη συνέχεια, οι τιμές άμεσης παράδοσης ξεπέρασαν το επίπεδο του χειμερινού συμβολαίου, ένδειξη ότι οι αγοραστές πληρώνουν πλέον υψηλότερο τίμημα για το αέριο που χρειάζονται άμεσα, παρά το γεγονός ότι η καμπύλη εξακολουθεί να προεξοφλεί χαμηλότερες τιμές από το καλοκαίρι του 2027.
Για την Ελλάδα, όπου οι προμήθειες LNG τιμολογούνται με αναφορά στο TTF και δεν υπάρχουν αποθέματα φυσικού αερίου που θα μπορούσαν να εξομαλύνουν τις διακυμάνσεις, οι αυξήσεις μεταφέρονται με μεγάλη ένταση στο κόστος προμήθειας.
Η ελληνική ζήτηση αυξάνεται λόγω των εξαγωγών
Τα στοιχεία για τις κατανομές φυσικού αερίου στα σημεία εξόδου του ελληνικού συστήματος μεταφοράς δείχνουν αύξηση της συνολικής διακίνησης κατά 13% στο πρώτο εννεάμηνο του 2026, από περίπου 56,4 TWh σε 63,5 TWh. Η άνοδος, ωστόσο, δεν οφείλεται στην εγχώρια κατανάλωση, η οποία υποχώρησε κατά 3%, από 51,3 TWh σε 49,9 TWh.
Αντίθετα, οι εξαγωγές σχεδόν τριπλασιάστηκαν, σημειώνοντας αύξηση 169%, από περίπου 5,1 TWh σε 13,6 TWh. Χωρίς την πρόσθετη ποσότητα των 8,5 TWh που διοχετεύθηκε στο εξωτερικό, η συνολική διακίνηση φυσικού αερίου στην Ελλάδα θα είχε μειωθεί.
Στην εγχώρια αγορά, η κατανάλωση μέσω των δικτύων διανομής αυξήθηκε κατά 6%, φτάνοντας περίπου τις 10 TWh. Αντίθετα, η χρήση φυσικού αερίου για ηλεκτροπαραγωγή μειώθηκε κατά 3%, στις 33,2 TWh, ενώ η βιομηχανική κατανάλωση υποχώρησε κατά 10%, στις 6,8 TWh. Η ηλεκτροπαραγωγή παραμένει, πάντως, ο βασικός πυλώνας της εγχώριας αγοράς, αντιπροσωπεύοντας περίπου τα δύο τρίτα της κατανάλωσης.
Τα στοιχεία του Σεπτεμβρίου ενισχύουν την εκτίμηση ότι η αύξηση των εξαγωγών δεν αποτελεί απλώς εποχικό φαινόμενο. Ενώ η εγχώρια κατανάλωση μειώθηκε κατά 22% σε μηνιαία βάση, από περίπου 5,6 TWh σε 4,4 TWh, οι εξαγωγές αυξήθηκαν κατά 4%, φτάνοντας τις 1,74 TWh. Αντιστοιχούσαν έτσι στο 28% του συνολικού αερίου που εξήλθε από το σύστημα, υπό την επίδραση της ιδιαίτερα ισχυρής εξωτερικής ζήτησης.
Η Ελλάδα έχει πλέον μετακινηθεί από τη θέση του απλού καταναλωτή προς εκείνη μιας περιφερειακής πύλης εισόδου και επαναεξαγωγής LNG, με ιδιαίτερη σημασία για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, την περιοχή που εμφανίζεται περισσότερο εκτεθειμένη σε ενδεχόμενη έλλειψη φυσικού αερίου κατά τη χειμερινή περίοδο.
Το LNG καλύπτει σχεδόν το μισό της ελληνικής προσφοράς
Στην πλευρά της προσφοράς, οι συνολικές εισαγωγές φυσικού αερίου στην Ελλάδα αυξήθηκαν κατά περίπου 13% στο εννεάμηνο, με το LNG να καλύπτει ολόκληρη την καθαρή αύξηση. Οι εισαγωγές μέσω αγωγών παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες, στις 33,4 TWh, με μείωση περίπου 1%.
Οι ροές μέσω του Σιδηροκάστρου, σημείου εισόδου που συνδέεται με το ρωσικό αέριο, διατηρήθηκαν στις 25,4 TWh, ενώ οι εισαγωγές μέσω του TAP στη Νέα Μεσημβρία μειώθηκαν κατά 3%, στις 8 TWh.
Αντίθετα, οι εισαγωγές LNG αυξήθηκαν κατά 32%, φτάνοντας τις 30,2 TWh. Ο τερματικός σταθμός της Ρεβυθούσας πρόσθεσε περίπου 2,6 TWh, ανεβάζοντας τη συνολική ποσότητα στις 24,3 TWh, ενώ η πλωτή μονάδα αποθήκευσης και επαναεριοποίησης της Αλεξανδρούπολης συνεισέφερε επιπλέον 4,8 TWh, φτάνοντας τις 5,8 TWh.
Το LNG καλύπτει πλέον σχεδόν το ήμισυ της ελληνικής προσφοράς φυσικού αερίου, συνδέοντας στενά το κόστος της εγχώριας αγοράς με τις διεθνείς εξελίξεις. Παράλληλα, η Αλεξανδρούπολη έχει αποκτήσει ουσιαστικό ρόλο στο σύστημα, παρέχοντας σημαντικό μέρος της δυναμικότητας επαναεριοποίησης που στηρίζει την αύξηση των εξαγωγών.
Τα στοιχεία του ΔΕΣΦΑ για τη Ρεβυθούσα, η οποία διαχειρίστηκε περίπου το 80% των ελληνικών εισαγωγών LNG, αποκαλύπτουν δύο ακόμη χαρακτηριστικά της αγοράς. Κατά τους πρώτους εννέα μήνες του 2026 εκφορτώθηκαν 32 φορτία, συνολικής ενέργειας 24,25 TWh, έναντι 36 φορτίων και 22,41 TWh την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Η εξέλιξη αυτή υποδηλώνει στροφή προς μεγαλύτερα φορτία, περίπου 1 TWh το καθένα, αντί μικρότερων παραδόσεων της τάξης των 0,5 TWh.
Τα μεγαλύτερα φορτία περιορίζουν το μοναδιαίο κόστος προμήθειας, ωστόσο η απουσία αποθήκευσης καθιστά το σύστημα πιο ευάλωτο σε καθυστερήσεις ή εκτροπές πλοίων.
Σε ό,τι αφορά την προέλευση, οι ΗΠΑ προμήθευσαν 17,88 TWh, περίπου το 74% των συνολικών ποσοτήτων που εκφορτώθηκαν στη Ρεβυθούσα. Ακολούθησε η Νιγηρία με 4,16 TWh, ποσοστό περίπου 17%, ενώ το υπόλοιπο προήλθε από το Κονγκό, την Αίγυπτο, την Αλγερία και τη Μαυριτανία. Η υψηλή συγκέντρωση των εισαγωγών σε έναν προμηθευτή αναδεικνύει τη δυνατότητα περαιτέρω διαφοροποίησης του χαρτοφυλακίου προμήθειας.
Κανένα από τα φορτία που εκφορτώθηκαν στη Ρεβυθούσα δεν προήλθε από το Κατάρ ή άλλη χώρα του Περσικού Κόλπου. Επομένως, η Ελλάδα δεν εμφανίζεται άμεσα εκτεθειμένη στη διαταραχή του Ορμούζ ως προς τις φυσικές ποσότητες που εισάγει. Η έκθεσή της είναι κυρίως οικονομική, καθώς τα φορτία από τις ΗΠΑ και τη Δυτική Αφρική διαπραγματεύονται στην ίδια αγορά του Ατλαντικού όπου ανταγωνίζονται πλέον οι ευρωπαϊκοί και οι ασιατικοί αγοραστές.
Ο Σεπτέμβριος ανέδειξε επίσης τον ρόλο του LNG ως ευέλικτης πηγής τροφοδοσίας. Οι συνολικές εισαγωγές μειώθηκαν κατά 17% σε μηνιαία βάση, στις 6,1 TWh, ενώ το LNG υποχώρησε κατά 24%, στις 2,3 TWh. Ως αποτέλεσμα, το μερίδιο του αερίου μέσω αγωγών αυξήθηκε στο 63% της συνολικής προσφοράς. Μέρος της μεταβολής εξηγείται από την πτώση της ζήτησης, καθώς η κατανάλωση για ηλεκτροπαραγωγή μειώθηκε κατά 31%, ενώ το υπόλοιπο αποτυπώνει τη λειτουργία του LNG ως πηγής που προσαρμόζεται στις συνθήκες της αγοράς.
Στις ροές μέσω αγωγών τον Σεπτέμβριο, το Σιδηρόκαστρο κάλυψε το 76% και ο TAP το 24%. Σε ολόκληρο το εννεάμηνο, το Σιδηρόκαστρο αντιπροσώπευσε περίπου το 40% των ελληνικών εισαγωγών. Οι ποσότητες αυτές θα πρέπει να αντικατασταθούν έως τον Νοέμβριο του 2027, στο πλαίσιο της σταδιακής κατάργησης του ρωσικού αερίου από την ΕΕ.
Η Ελλάδα και η ευρύτερη περιοχή της Νοτιοανατολικής Ευρώπης θα εξαρτώνται, συνεπώς, περισσότερο από το LNG και από τις διεθνείς τιμές αναφοράς. Για να περιοριστεί ο κίνδυνος επανάληψης των σημερινών πιέσεων τον χειμώνα 2027-2028, θα μπορούσαν να εξεταστούν κίνητρα για μεσοπρόθεσμα και μακροπρόθεσμα συμβόλαια LNG, μέσω κοινών προμηθειών από την πλατφόρμα AggregateEU ή κρατικών εγγυήσεων για τη χρηματοδότηση αγοραστών. Παράλληλα, η αναπλήρωση των αποθεμάτων για το 2027 θα μπορούσε να ξεκινήσει όσο το δυνατόν νωρίτερα και να εξελιχθεί ομαλά, αξιοποιώντας την ευελιξία που προβλέπει η ευρωπαϊκή νομοθεσία για την αποθήκευση.
Το κόστος για την Ελλάδα και η πρόκληση του χειμώνα
Η έκθεση της ελληνικής αγοράς στις τιμές του φυσικού αερίου έχει άμεσες επιπτώσεις στο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας. Τον Σεπτέμβριο, η ηλεκτροπαραγωγή αντιπροσώπευε το 50% του συνόλου του αερίου που εξήλθε από το σύστημα, με αποτέλεσμα οι διακυμάνσεις του TTF να μεταφέρονται με μεγάλη ένταση στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρισμού.
Με βάση την ετησιοποίηση της εγχώριας κατανάλωσης, κάθε αύξηση κατά 10 ευρώ/MWh στο TTF συνεπάγεται επιβάρυνση περίπου 670 εκατ. ευρώ ετησίως για το αέριο που καταναλώνεται στην Ελλάδα. Εάν διατηρούνταν η διαφορά μεταξύ των περίπου 31 ευρώ/MWh του Φεβρουαρίου και των 86 ευρώ/MWh στις 13 Οκτωβρίου, το πρόσθετο κόστος θα μπορούσε να προσεγγίσει τα 3,7 δισ. ευρώ σε ετήσια βάση.
Πρόκειται για ενδεικτικούς υπολογισμούς, καθώς θεωρούν ότι όλες οι ποσότητες τιμολογούνται με βάση το TTF. Οι αντισταθμίσεις κινδύνου και τα μακροπρόθεσμα συμβόλαια με σταθερή τιμή ή διαφορετικό δείκτη αναφοράς μπορούν να περιορίσουν σημαντικά την πραγματική επιβάρυνση.
Η αύξηση των εξαγωγών δημιουργεί, παράλληλα, μια επιχειρησιακή πρόκληση. Σε μια περίοδο έντονου ψύχους, η ζήτηση στις βόρειες χώρες που εισάγουν ελληνικό αέριο θα κορυφωνόταν ταυτόχρονα με την εγχώρια ζήτηση για θέρμανση και ηλεκτροπαραγωγή. Έτσι, οι ίδιες υποδομές επαναεριοποίησης και μεταφοράς θα καλούνταν να εξυπηρετήσουν ταυτόχρονα τις ανάγκες της Ελλάδας και των γειτονικών αγορών.
Υπάρχουν εθνικοί και ευρωπαϊκοί κανόνες για την κατανομή δυναμικότητας και την αντιμετώπιση έκτακτων καταστάσεων, ωστόσο δεν έχουν δοκιμαστεί σε ένα περιφερειακό επεισόδιο ψύχους κατά το οποίο η εγχώρια και η εξωτερική ζήτηση θα κορυφώνονταν ταυτόχρονα. Χωρίς κατάλληλη προετοιμασία, ο ρόλος της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου θα μπορούσε να δημιουργήσει πρόσθετες πιέσεις στην εγχώρια επάρκεια.
Τέσσερις προτεραιότητες για την ενεργειακή ασφάλεια
Η Ελλάδα έχει πλέον μετατραπεί από περιφερειακό καταναλωτή φυσικού αερίου σε ενεργό κόμβο τροφοδοσίας για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Η εξέλιξη αυτή αποτελεί στρατηγικό πλεονέκτημα, καθώς στηρίζεται σε υποδομές που ήδη λειτουργούν. Ταυτόχρονα, όμως, η ελληνική αγορά εμφανίζει πιο συγκεντρωμένους κινδύνους από την ευρωπαϊκή αγορά συνολικά: δεν διαθέτει αποθήκες φυσικού αερίου, εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από το LNG και τις διεθνείς τιμές, έχει ηλεκτροπαραγωγικό τομέα που απορροφά περίπου τα δύο τρίτα της εγχώριας κατανάλωσης και καλείται να αντικαταστήσει σημαντικές ποσότητες ρωσικού αερίου έως τον Νοέμβριο του 2027.
Πρώτη προτεραιότητα είναι η έγκαιρη εξασφάλιση προμηθειών. Οι προμηθευτές και οι μεγάλοι καταναλωτές θα μπορούσαν να καλύψουν μέρος των αναγκών τους για τον χειμώνα και το 2027 με μεσοπρόθεσμα ή μακροπρόθεσμα συμβόλαια LNG, περιορίζοντας την εξάρτηση από αγορές μικρότερης διάρκειας. Παράλληλα, η διαφοροποίηση των προμηθευτών μπορεί να περιορίσει τον κίνδυνο που δημιουργεί η υψηλή συγκέντρωση των εισαγωγών στις ΗΠΑ. Σε βάθος χρόνου, η απουσία υπόγειας αποθήκευσης παραμένει ένα από τα σημαντικότερα δομικά κενά του ελληνικού συστήματος και θα μπορούσε να αντιμετωπιστεί ως ζήτημα ασφάλειας εφοδιασμού.
Δεύτερη προτεραιότητα είναι η οργανωμένη διαχείριση του ρόλου της Ελλάδας ως περιφερειακού κόμβου. Οι κανόνες κατανομής δυναμικότητας και έκτακτης τροφοδοσίας θα μπορούσαν να δοκιμαστούν σε σενάρια ταυτόχρονης κορύφωσης της εγχώριας και της εξωτερικής ζήτησης, σε συντονισμό με τους διαχειριστές των γειτονικών δικτύων μεταφοράς. Η αξιολόγηση του ENTSOG καθιστά σαφές ότι η προετοιμασία αυτή αφορά τόσο την Ελλάδα όσο και ολόκληρη τη Νοτιοανατολική Ευρώπη.
Τρίτη προτεραιότητα είναι η έγκαιρη αντικατάσταση των ρωσικών ποσοτήτων. Οι ροές μέσω του Σιδηροκάστρου θα μπορούσαν να υποκατασταθούν από πρόσθετες εισαγωγές LNG στη Ρεβυθούσα και την Αλεξανδρούπολη, καθώς και από αυξημένη αξιοποίηση του TAP. Η επιτυχία αυτής της μετάβασης θα εξαρτηθεί από τη διαθεσιμότητα φορτίων, τις τιμές και τη δυναμικότητα των υποδομών.
Τέταρτη προτεραιότητα είναι ο περιορισμός της μετακύλισης του κόστους φυσικού αερίου στην ηλεκτρική ενέργεια. Οι προμηθευτές και οι βιομηχανικοί καταναλωτές μπορούν να αξιοποιούν συστηματικές στρατηγικές αντιστάθμισης κινδύνου, με σταδιακές προθεσμιακές αγορές σε ορίζοντα 12 έως 24 μηνών, καθώς και συμβόλαια ανταλλαγής ή ανώτατα όρια τιμών. Οι παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο μπορούν να αντισταθμίζουν ταυτόχρονα τις τιμές αερίου και ηλεκτρισμού, ενώ οι μεγάλοι βιομηχανικοί χρήστες μπορούν να εξασφαλίζουν σταθερές τιμές μέσω συμβάσεων προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, μεταξύ άλλων από ανανεώσιμες πηγές. Η ενίσχυση της αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και της ευέλικτης διαχείρισης της ζήτησης μπορεί επίσης να μειώσει τις ώρες κατά τις οποίες οι μονάδες φυσικού αερίου καθορίζουν την τιμή στην αγορά.
Ο χειμώνας 2026-2027 θα αποτελέσει κρίσιμη δοκιμασία για την ευρωπαϊκή ενεργειακή ασφάλεια και τον νέο ρόλο της Ελλάδας. Οι υποδομές έχουν ήδη δημιουργήσει τις προϋποθέσεις για την ανάδειξη της χώρας σε περιφερειακή πύλη LNG. Το επόμενο βήμα είναι να ενισχυθούν οι συμβάσεις προμήθειας, οι μηχανισμοί διαχείρισης κινδύνου και οι κανόνες λειτουργίας, ώστε η αυξημένη διασυνοριακή δραστηριότητα να συμβαδίζει με την ασφάλεια εφοδιασμού και την ανθεκτικότητα της εγχώριας αγοράς.
www.worldenergynews.gr
