Řecko: Energetika a těžba energetických surovin

Základními primárními zdroji energie jsou lignit (z domácích zdrojů), nafta, zemní plyn a obnovitelné zdroje. Řecko je plně závislé na dovozu ropy, která představuje zhruba 80 % dovozu primárních energií, a zemního plynu a jeho energetická závislost se pohybuje okolo 75 %. Jádro není využito a v dlouhodobé perspektivě se s jeho využitím nepočítá.

Energetická bilance za r. 2009* (v

Zdroje: Ministerstvo životního prostředí, energetiky a klimatických změn, Eurostat
Pozn.: *poslední disponibilní údaj

Elektrická energie:

Celkový instalovaný výkon řeckých elektráren činil v r. 2010 16,6 GW, z toho 12,7 GW vlastní a spravuje veřejná Power Public Corporation (DEI), 2,2 GW produkují soukromé tepelné elektrárny a 1,74 GW představují OZE, z nichž 1,3 GW jako větrné generátory, 44 MW biomasa, 196 MW malé vodní elektrárny, 200 MW fotovoltaika (jejíž instalovaný výkon se meziročně zvýšil téměř 4krát). Řecko nemá jadernou elektrárnu.

Průměrná roční spotřeba na obyvatele činí zhruba 5 tis. kWh a celková roční poptávka po elektrické energii okolo 55 tis. GWh.

Rozvojová studie Správce řeckého rozvodného systému elektřiny (DESMIE) z r. 2007 předpokládala, že v letech 2008-2012 se bude roční tempo růstu poptávky po elektřině pohybovat od 2,5 % (příznivá varianta) do 3,5 % (krajní varianta). Pokles průmyslové výroby a tedy i výrobní spotřeby elektřiny způsobený hospodářskou krizí však vedl k přehodnocení těchto prognóz a poptávka po elektrické energii, a tedy i její produkce, má klesající tendenci. V období 2005-2012 (červenec) klesla produkce elektrické energie o téměř 23 %.

Vývoj produkce elektrické energie (meziroční změna v %, základ rok 2005 = 100 %)

Zdroj: Řecký statistický úřad (EL.STAT.)
* Index vychází ze srovnání s úrovní v roce 2005 (=100%).

Za stávajících podmínek se instalovaný výkon jeví jako dostačující a případné změny se budou v příštích letech orientovat zejména na modernizaci výrobních jednotek, změnu podílu jednotlivých paliv ve směru k ústupu lignitu (či k zavedení nových technologií na jeho "čisté" využití) a naopak posílení zemního plynu a především obnovitelných zdrojů.

Případné dočasné výkyvy v letní špičce řeší Řecko dovozem ze sousedních zemí (z Bulharska, Itálie podmořským vysokonapěťovým kabelem, Albánie, MK/FYROM a Turecka).

Výrobci elektřiny:

Liberalizace trhu elektřiny se rozjíždí velmi pomalu. Dominantním výrobcem zůstává veřejná akciová společnost Power Public Corporation S.A. (DEI) vlastněná z 51,12 % státem (34,12 % přímo v rukou státu, 17 % bylo převedeno do privatizačního Fondu pro využití majetku státu /Hellenic Republic Asset Development Fund S.A./ k dalšímu využití). Její instalovaný výkon činí okolo 12,7 GW, tj. zhruba 76 % instalovaného výkonu Řecka. Většina elektráren je soustředěna okolo velkých nalezišť lignitu v severním Řecku a na Peloponésu. EK tlačí na radikální liberalizaci včetně privatizace několika lignitových elektráren DEI.

• ELPEDISON S.A. - 50 % řecká ELPE + 50 % italská Edison S.p.A., které v r.2008 uzavřely smlouvu o strategickém partnerství v oblasti energetiky (OZE, dovoz a zpracování zemního plynu, výroba a prodej elektřiny) v Řecku i na Balkáně.
• ENDESA HELLAS S.A. - původně 50,01 % Endesa Europa + 49,99 % řecký Mytilineos Holding, v červenci 2010 Endesa Europa odprodala celý svůj podíl koncernu Mytilineos, který se tak stal výhradním akcionářem společnosti.
• ENELCO S.A. - 75 % italská ENEL Investment Holding + 25 % řecký energetický koncern Prometheus Gas .
• GEK TERNA Group - koncern s širokým spektrem aktivit, jehož dceřinky TERNA ENERGY S.A., QENERGY a HERON jsou provozovateli paroplynových a větrných elektráren. V červnu 2009 TERNA podepsala smlouvu o spolupráci s GDF SUEZ.
• Rozvodný systém elektrické energie zahrnuje vysokonapěťové rozvody o délce 12 tis. km a distribuční sítě středního a nízkého napětí o délce 214 tis. km. K nejvýznamnějším plánovaným projektům patří další propojení řecké rozvodné sítě se zahraničními sítěmi, vybudování 4. vysokonapěťové trasy (400 KV) Sever - Jih, napojení Peloponésu na vysokonapěťovou síť 400 KV (doposud jen 150 KV), podmořské propojení Rio - Antirio a Patras - Acheloos, propojení Kykladských ostrovů s vnitrozemní distribuční sítí, výstavba několika vysokonapěťových transformačních stanic apod.

Lignit:

Řecko má rozsáhlá naleziště lignitu. Jeho roční těžba činí zhruba 63 mil. tun. Přestože dlouhodobě vzrůstá význam zemního plynu, lignit zůstává důležitým primárním zdrojem energie. Dlouhodobá energetická strategie Řecka nevylučuje rozvoj nových "čistých" lignitových technologií, které budou eliminovat emise CO₂ a umožní Řecku po roce 2020 znovu zvážit širší využití tohoto paliva.

Až donedávna měla monopol na těžbu a využití domácích lignitových ložisek výhradně DEI. V srpnu 2009 vydala EK rozhodnutí, kterým se tento monopol definitivně ruší. DEI bude mít v budoucnu právo disponovat pouze 60 % domácích zdrojů lignitu a nebude moci těžit z nových ložisek (např. Veis, Vegora, Elassona, Drama). DEI proti tomuto rozhodnutí protestuje na všech odpovědných úrovních.

Ropa a zemní plyn:

Řecká spotřeba ropy je vysoká a v posledních deseti letech neustále vzrůstá (zhruba30 mil. tun ročně, podíl na dovážených primárních energiích 80 %). Do roku 2011 byly ropa a její deriváty dováženy z Ruska (46 %), Íránu (16 %), Saúdské Arábie (10 %), Kazachstánu (10 %), Libye (7 %) a Iráku. V důsledku nedostatku hotovosti bylo Řecko nuceno postupně se zaměřit na dodavatele, kteří jsou ochotni dodávat mu ropu za výhodných podmínek (např. Írán, odkud až do dubna 2012, kdy Írán dovozy v důsledku embarga zastavil, dováželo zhruba 35 %).

Spotřeba zemního plynu má rovněž vzestupnou tendenci. Pohybuje se okolo 4,2 mld. m³, z toho 72 % (2,9 mld. m³) se využívá na výrobu elektřiny, 13 % činí spotřeba domácností a 16 % výrobní spotřeba. Své potřeby kryje Řecko dovozem plynu z kaspické oblasti přes Turecko (0,45 mld. m³ až 0,75 mld. m³ je až do roku 2022 nakontrahováno od turecké Botas), z Alžíru (0,7 mld. m³ až 0,9 mld. m³ ve formě LNG zajištěno do roku 2021 od alžírské Sonatrac) a samozřejmě z Ruska (2,8 mld. m³, tj. cca 70 %), odkud má garantovány dodávky do r. 2016.

Řecko má terminál na uskladnění a zpracování zkapalněného zemního plynu (LNG) o kapacitě 4,2 mld. m³/ročně (krátkodobě až 7 mil. m³ denně) nedaleko od Athén v oblasti Revythusa. S ohledem na doposud nejistou budoucnost velkých energetických koridorů (viz níže) patří další rozvoj LNG infrastruktury k energetickým prioritám Řecka. Připravuje se rozšíření stávajícího terminálu Revythusa (do r. 2014), výstavba LNG a CNG terminálu na Krétě a LNG terminálu v severním Řecku (povrchový nebo podzemní v některém z vyčerpaných ložisek). Terminály LNG hodlají vybudovat i některé soukromé společnosti.

Od r. 1981 se těží menší naleziště ropy ("Prinos Field") a zemního plynu ("South Kavala Field") v Egejském moři. V březnu 2009 společnost Aegean Energy S.A. s využitím špičkových moderních technologií, které umožňují za jakýchkoli povětrnostních podmínek čerpat v hloubce nad4 km, zvýšila denní produkci ropy na 3000 barelů s perspektivou jejího dalšího zvyšování.

Ministerstvo životního prostředí, energetiky a klimatických změn zahajuje rozsáhlý průzkum dalších možných nalezišť v řeckých výsostných vodách i na pevnině. V září 2012 získala norská společnost Petroleum Geo-Services kontrakt od řecké vlády na provedení seismického průzkumu podmořských ložisek fosilních paliv v oblasti Jónského moře a kolem ostrova Kréta. V Jónském moři se jedná o tři oblasti, a to Paterský záliv, Ioanninu a západní Katakolo, ze kterých by dle předběžných odhadů mělo být vytěženo v průběhu 15-20 let asi283 mil. barelů ropy. Ještě větší naděje se vkládají do předpokládaných ložisek u ostrova Kréta, která by dle některých odhadů měla činit až 34 mld. barelů ropy a zemního plynu.

Projekty ropovodů a plynovodů na řeckém území:

S ohledem na vysokou energetickou závislost na straně jedné a na strategicky výhodnou polohu na straně druhé, Řecko dlouhodobě usiluje o participaci na významných energetických koridorech. K jeho hlavním záměrům patřily ropovod Burgas-Alexandroupolis, který měl do Řecka přepravovat ruskou ropu, Turecko-řecko-italský plynovod a plynovod South Stream. V roce 2011 se však naděje na realizaci těchto projektů vzdálila. Aktuálně se jako nejzralejší jeví projekt plynovodu Trans Adriatic Pipeline.

Trans Adriatic Pipeline (TAP):

Plynovod TAP, jehož investory jsou švýcarská EGL (42,5 %), norský Statoil (42,5 %) a německá E.ON Ruhrgas (15 %), povede přes severní Řecko do Albánie a odtud přes Jaderské moře do jižní Itálie. Schvalovací proces je téměř ukončen a projekt je na krok od zahájení jeho realizace. Pro Řecko by se jednalo o významnou zahraniční investici a potenciální zdroj tranzitních poplatků.

Projekt ropovodu Burgas-Alexandroupolis(PBA):

Záměr se zrodil v r. 1993. Cílem bylo obejít přetíženou Bosporskou úžinu a přepravovat ropu tankery z ruského přístavu Novorosijsk do Burgasu a odtud ropovodem o délce288 km (161 km v BG,127 km v Řecku) do řeckého přístavu Alexandroupolis. K realizaci projektu bylo zřízeno mezinárodní konsorcium Transbalkan Pipeline Co. se sídlem v Rotterdamu (51 % Rusko, po 24,5 % Řecko a Bulharsko). Stavba měla být zahájena v průběhu roku2009 a dokončena do dvou let. Přes deklarovaný zájem Ruska a Řecka na jeho realizaci záměr ztroskotal v r. 2011 na odmítavém postoji BG (s odvoláním na negativní dopady na životní prostředí).

Plynovod Turecko-Řecko-Itálie (ITGI):

V listopadu 2007 byl zahájen provoz řecko-tureckého plynovodu (ITG), který je dlouhý 210 km (17 km vede pod Bosporskou úžinou v hloubce až 70 m pod hladinou moře, řecký úsek měří 87 km). Rusko-ukrajinská plynová krize v r. 2009 však v praxi odhalila slabiny tohoto plynovodu, když Turecko přestalo plynovod zásobovat, aby pokrylo vlastní potřeby. Situace se opakovala v únoru 2012. Přestože byly zahájeny práce na 212 km dlouhém podmořském úseku spojujícím Řecko s Itálií (IGI "Poseidon"), jehož plánovaná kapacita činí 11,6 mld. m³, přibývají obavy o účelnost tohoto projektu.

Obousměrný plynovod Řecko (Komotini) - Bulharsko (Haskovo) (IGB):

Myšlenka se zrodila v roce 2009 v reflexi na rusko-ukrajinskou plynovou krizi, která přiměla Bulharsko k diferenciaci jeho zdrojů. IGB bude dlouhý 120-125 km, realizační náklady se odhadují na120 mil. EUR, projekt byl zařazen mezi energetické priority EU. V Komotini se IGB napojí na ITGI, jehož prostřednictvím by měl být do Bulharska dodáván plyn z Ázerbájdžánu. Jedná se rovněž o dodávkách LNG. V prosinci 2010 byla založena realizační společnost IGB, v níž jsou zastoupeny řecký Státní plynárenský podnik (DEPA), italská Edison a Bulgarian Energy Holding. I zde zůstává otázkou zásobování tohoto plynovodu.

Plynovod South Stream (ISS):

V dubnu 2008 byla podepsána rusko-řecká mezivládní dohoda o společném projektu jižní větve ISS vedoucí přes Bulharsko a Řecko do Itálie. Realizátory a provozovateli měly být Gazprom a Hellenic Gas Transmission System Operator S.A. (DESFA). Ani tento
projekt zřejmě nebude v nejbližší době realizován.

Rozvoj obnovitelných zdrojů energie:

V červnu 2010 prezentovala expertní komise ministerstva životního prostředí, energetiky a klimatických změn Akční plán pro dosažení cílů 20-20-20, který vnáší zásadní obrat do stávajícího energetického mixu Řecka, z něhož by OZE do roku 2020 měly částečně vytlačit doposud dominující lignit. Plán předpokládá, že celkový instalovaný výkon v roce 2020 bude činit 26 885 MW, přičemž instalovaný výkon OZE stoupne na 15 000 MW (z 4500 MW v r. 2010) a 40 % elektrické energie bude produkováno z OZE. Předpokládaný vývoj výroby elektřiny a podíl jednotlivých energetických zdrojů je zachycen v následující tabulce:

Zdroj: Ministerstvo životního prostředí, energetiky a klimatických změn Helénské republiky, www.businessinfo.cz