Από τους μεγάλους σχεδιασμούς της προηγούμενης πενταετίας, η αγορά του υδρογόνου περνά πλέον στη δυσκολότερη φάση, εκείνη στην οποία τα έργα πρέπει να βρουν πελάτες, χρηματοδότηση και δίκτυα για να περάσουν από τον χάρτη στην πραγματική οικονομία. Η Ελλάδα βρίσκεται ακριβώς σε αυτό το μεταίχμιο. Έχει πλέον τα πρώτα παραγωγικά projects που επιχειρούν να περάσουν στην υλοποίηση και, ταυτόχρονα, έναν αναδυόμενο χάρτη υποδομών που περιλαμβάνει αγωγούς, ηλεκτρολύτες, τερματικούς σταθμούς και σχέδια αποθήκευσης από τη Δυτική Μακεδονία έως την Κρήτη.
Το νέο Ten-Year Network Development Plan 2026 της ENTSOG αποτυπώνει για πρώτη φορά με τέτοια καθαρότητα το μέγεθος αυτής της κινητικότητας, αλλά και την απόσταση που απομένει. Στην κατανομή της έκθεσης ανά χώρα, η Ελλάδα εμφανίζεται με 10 έργα υδρογόνου, όμως μόλις ένα έχει ενσωματωθεί σε εθνικό σχέδιο ανάπτυξης, ενώ τα υπόλοιπα εννέα παραμένουν εκτός. Σε ολόκληρη την Ευρώπη, αντίστοιχα, έχουν συγκεντρωθεί 244 έργα υδρογόνου, με συνολικές επενδυτικές ανάγκες περίπου 192 δισ. ευρώ. Πίσω όμως από αυτούς τους αριθμούς βρίσκεται μια αγορά πολύ λιγότερο ώριμη από όσο υποδηλώνει το μέγεθος του pipeline: μόλις 14 έργα έχουν φτάσει σε τελική επενδυτική απόφαση και περίπου δύο στα τρία εξακολουθούν να βρίσκονται στην κατηγορία των λιγότερο ώριμων projects.
Η ελληνική αγορά βρίσκεται, επομένως, σε μια κρίσιμη ενδιάμεση φάση. Το πρώτο θεσμικό πλαίσιο έχει πλέον δημιουργηθεί, οι διαδικασίες αδειοδότησης και πιστοποίησης έχουν αρχίσει να αποκτούν συγκεκριμένη μορφή και ευρωπαϊκές χρηματοδοτήσεις έχουν κινητοποιηθεί. Παράλληλα, η μονάδα ηλεκτρόλυσης ισχύος 50 MW της Motor Oil στην Κόρινθο αποτελεί μία από τις πιο προχωρημένες εγχώριες επενδύσεις, ενώ στη Δυτική Μακεδονία αναπτύσσονται νέα σχέδια παραγωγής που συνδέουν το πράσινο υδρογόνο με τη μεταλιγνιτική μετάβαση και τη δημιουργία νέας βιομηχανικής δραστηριότητας.
Το κρίσιμο σύμφωνα με ανθρώπους της αγοράς δεν είναι πώς θα παραχθεί πράσινο υδρογόνο στην Ελλάδα, αλλά ποιος θα το αγοράζει, σε ποια τιμή και με ποιον τρόπο θα μεταφέρεται εκεί όπου υπάρχει ζήτηση. Πηγές της αγοράς περιγράφουν μια σαφώς πιο προσγειωμένη εικόνα σε σχέση με τις αρχικές προσδοκίες. Τα μεγάλα projects παραγωγής πολλών γιγαβάτ, που κυριάρχησαν στον δημόσιο διάλογο τα πρώτα χρόνια, δίνουν σταδιακά τη θέση τους σε πιο στοχευμένες επενδύσεις που χτίζονται γύρω από συγκεκριμένους καταναλωτές και σαφέστερα επιχειρηματικά μοντέλα. Χωρίς μακροχρόνιες συμφωνίες απορρόφησης της παραγωγής, ο επενδυτικός κίνδυνος παραμένει υψηλός και η πρόσβαση στη χρηματοδότηση δυσκολεύει.
Από τη Δυτική Μακεδονία έως την Κρήτη
Ακριβώς αυτή την επόμενη φάση επιχειρεί να αποτυπώσει ο χάρτης της ENTSOG. Ο ελληνικός σχεδιασμός δεν αφορά πλέον μόνο μεμονωμένες μονάδες παραγωγής, αλλά διαφορετικά σημεία μιας μελλοντικής αλυσίδας αξίας: παραγωγή, μεταφορά, εισαγωγές, αποθήκευση και δυνητικές εξαγωγές.
Στη Δυτική Μακεδονία καταγράφεται ο Αγωγός Υδρογόνου Δυτικής Μακεδονίας, ο οποίος συνδέεται με τον νέο αγωγό υψηλής πίεσης του ΔΕΣΦΑ, μήκους 157 χιλιομέτρων και επένδυσης 188 εκατ. ευρώ. Πρόκειται για την πρώτη υποδομή του είδους στην Ελλάδα που έχει σχεδιαστεί εξαρχής ώστε να μπορεί μελλοντικά να μεταφέρει έως και 100% υδρογόνο, ενώ προβλέπεται, εφόσον ωριμάσει η σχετική αγορά, η σύνδεσή της με τον σχεδιαζόμενο ελληνικό διάδρομο υδρογόνου (H2 backbone), εντάσσοντας τη Δυτική Μακεδονία στον ευρύτερο σχεδιασμό για τη δημιουργία εθνικού δικτύου μεταφοράς υδρογόνου.
Επίσης, ο Αγωγός Υδρογόνου Κομνηνά–Φλωροβούνι. Το δεύτερο έργο βρίσκεται σε πρώιμο στάδιο, αλλά έχει αποκτήσει μεγαλύτερη ευρωπαϊκή βαρύτητα, καθώς περιλαμβάνεται στα Έργα Κοινού Ενδιαφέροντος της ΕΕ. Στον ίδιο κατάλογο εμφανίζεται και ένας ακόμη αποκλειστικός αγωγός μεταφοράς υδρογόνου, ο οποίος χαρακτηρίζεται επίσης Less-Advanced.
Η εικόνα συμπληρώνεται από τις υποδομές υποδοχής και εισαγωγής. Ο χάρτης των έργων του ENTSOG καταγράφει ένα ακόμα σχέδιο, τον Τερματικό Σταθμό Ενέργειας του Ιονίου, όπου η αμμωνία προβλέπεται ως φορέας μεταφοράς του υδρογόνου, καθώς και τον Ελληνικό Τερματικό Σταθμό Υδρογόνου, που συνδέεται με υγροποιημένο υδρογόνο. Στον σχεδιασμό βρίσκεται επίσης η Εγκατάσταση Υποδοχής Ανανεώσιμου Υδρογόνου της Νοτιοανατολικής Μεσογείου.
Ξεχωριστό cluster διαμορφώνεται στην Κρήτη. Στον ευρωπαϊκό χάρτη εμφανίζονται μονάδα ηλεκτρόλυσης για την παραγωγή πράσινου υδρογόνου, έργο αποθήκευσης και τερματικός σταθμός εξαγωγής ανανεώσιμου υδρογόνου, με την αμμωνία να χρησιμοποιείται ως φορέας για τη θαλάσσια μεταφορά. Στην κατηγορία των ηλεκτρολυτών εμφανίζεται επίσης το έργο «Θαλής 1». Όλα παραμένουν ακόμη σε λιγότερο ώριμο στάδιο, στοιχείο που επιβεβαιώνει ότι ο ελληνικός χάρτης είναι προς το παρόν περισσότερο ένας χάρτης δυνατοτήτων και υπό ανάπτυξη επενδύσεων παρά ένα έτοιμο σύστημα υδρογόνου.
Στον αναλυτικό κατάλογο καταγράφεται ακόμη η σύνδεση του συστήματος μεταφοράς του ΔΕΣΦΑ με τον EastMed για υδρογόνο, η οποία, σε αντίθεση με τα περισσότερα έργα που συνδέονται με την Ελλάδα, εμφανίζεται σε πιο προχωρημένη βαθμίδα ωριμότητας, χωρίς πάντως να διαθέτει καθεστώς PCI.
Ζήτηση, κόστος και δίκτυα τα τρία «κλειδιά»
Σε αυτό ακριβώς το σημείο βρίσκεται σήμερα και η πραγματική ελληνική αγορά. Το πρώτο και μεγαλύτερο ζητούμενο είναι η ζήτηση. Η παραγωγή υδρογόνου δεν μπορεί να στηριχθεί μόνο σε προσδοκίες για μελλοντική κατανάλωση. Για να φτάσει ένα έργο σε τελική επενδυτική απόφαση χρειάζεται να γνωρίζει ποιος θα αγοράσει τις ποσότητες που θα παράγει και να εξασφαλίσει όσο το δυνατόν μεγαλύτερη ορατότητα για τα μελλοντικά του έσοδα. Οι τομείς στους οποίους το πράσινο υδρογόνο αναμένεται να έχει ισχυρότερη θέση είναι κυρίως οι ενεργοβόρες βιομηχανίες και οι χρήσεις όπου ο άμεσος εξηλεκτρισμός είτε δεν είναι τεχνικά εύκολος είτε δεν είναι οικονομικά αποδοτικός.
Το δεύτερο πρόβλημα είναι το κόστος. Η ηλεκτρική ενέργεια αποτελεί καθοριστικό μέρος του κόστους παραγωγής πράσινου υδρογόνου και οι χρεώσεις δικτύου και συστήματος μπορούν να επιβαρύνουν περαιτέρω την οικονομία μιας μονάδας ηλεκτρόλυσης. Στην εξίσωση προστίθενται το υψηλότερο κόστος κεφαλαίου μιας νέας αγοράς, η ανάγκη για δημόσια στήριξη στα πρώτα έργα και οι αυστηροί ευρωπαϊκοί κανόνες για τα ανανεώσιμα καύσιμα μη βιολογικής προέλευσης, οι οποίοι καθορίζουν πότε ένα μόριο υδρογόνου μπορεί πράγματι να πιστοποιηθεί ως «πράσινο».
Το τρίτο είναι οι υποδομές. Η ελληνική αγορά από μόνη της δύσκολα μπορεί στα πρώτα της χρόνια να στηρίξει παραγωγή πολύ μεγάλης κλίμακας. Για αυτό αποκτούν ιδιαίτερη σημασία ο Νοτιοανατολικός Διάδρομος Υδρογόνου, οι νέοι hydrogen-ready αγωγοί και η δυνατότητα σύνδεσης της Ελλάδας με την Ιταλία και, μέσω των Βαλκανίων, με τις αγορές της Κεντρικής Ευρώπης. Η προοπτική ενός εξαγωγικού και διαμετακομιστικού ρόλου μπορεί να διευρύνει σημαντικά την αγορά στην οποία θα απευθύνονται οι ελληνικές επενδύσεις.
Υδρογόνο: Η Ευρώπη σχεδιάζει πολλά έργα, αλλά κατασκευάζει λίγα
Το ελληνικό πρόβλημα, ωστόσο, δεν είναι ελληνικό. Το TYNDP δείχνει ότι ολόκληρη η Ευρώπη περνά την ίδια μετάβαση από τις πολιτικές φιλοδοξίες στην εμπορική πραγματικότητα.
Από τις 347 επενδύσεις που περιλαμβάνονται στο TYNDP 2026, οι 244 αφορούν το υδρογόνο, έναντι 202 στον προηγούμενο κύκλο. Τα έργα μεταφοράς αποτελούν με διαφορά τη μεγαλύτερη κατηγορία, με 140 αγωγούς, ενώ ακολουθούν 44 έργα αποθήκευσης, 34 ηλεκτρολύτες και 26 εγκαταστάσεις υποδοχής. Το υδρογόνο αντιπροσωπεύει πλέον περίπου το 70% του συνολικού αριθμού έργων που συγκέντρωσε η ENTSOG.
Ιδιαίτερα αποκαλυπτικό είναι ότι η ευρωπαϊκή υποδομή δεν θα δημιουργηθεί απλώς με τη μετατροπή των υφιστάμενων αγωγών φυσικού αερίου. Από τα 140 έργα μεταφοράς, τα 89 αφορούν αποκλειστικά νέα υποδομή, 40 συνδυάζουν νέα και επαναχρησιμοποιούμενα τμήματα και μόλις 11 βασίζονται αποκλειστικά σε μετασκευή σημερινών αγωγών.
Η οικονομική κλίμακα είναι αντίστοιχα μεγάλη. Το συνολικό CAPEX των έργων υδρογόνου εκτιμάται σε περίπου 192 δισ. ευρώ, με το 60% να αφορά τα έργα μεταφοράς. Από τις επενδύσεις στους αγωγούς, το μεγαλύτερο μερίδιο κατευθύνεται σε εντελώς νέες υποδομές. Περισσότερο από το μισό συνολικό κόστος —περίπου 58% προγραμματίζεται έως το 2034, ενώ η μεγαλύτερη επενδυτική αιχμή εμφανίζεται το 2032.
Η μεγάλη μετατόπιση προς τη δεκαετία του 2030
Οι αριθμοί της ωριμότητας, ωστόσο, προσγειώνουν τις προσδοκίες. Από τα 244 έργα μόλις 14, δηλαδή 6%, έχουν φτάσει σε τελική επενδυτική απόφαση, 69 βρίσκονται στην κατηγορία Advanced και 161, ή 66%, χαρακτηρίζονται Less-Advanced. Ακόμη περισσότερο, το 70% των 192 δισ. ευρώ επενδυτικού κόστους βρίσκεται ακριβώς σε αυτή την τελευταία κατηγορία.
Η αλλαγή στα χρονοδιαγράμματα είναι ίσως το πιο χαρακτηριστικό στοιχείο του νέου TYNDP. Στον προηγούμενο κύκλο του 2024, 150 από τα 202 έργα, δηλαδή περίπου το 74%, αναμένονταν μέχρι το 2029. Σήμερα, μόλις 56 από τα 244, ή 23%, προβλέπεται να έχουν τεθεί σε λειτουργία έως τότε. Το κύριο κύμα ανάπτυξης μεταφέρεται πλέον καθαρά προς τη δεκαετία του 2030, με το 86% των projects να αναμένεται, βάσει των δηλώσεων των ίδιων των promoters, έως το 2035.
Το ίδιο μήνυμα εκπέμπουν και οι επαναπρογραμματισμοί. Από 170 έργα που έδωσαν στοιχεία για την εξέλιξη των χρονοδιαγραμμάτων τους, 48 έχουν καθυστερήσει, 77 έχουν επαναπρογραμματιστεί και μόλις 44 παραμένουν εντός αρχικού προγράμματος. Η σημαντικότερη αιτία δεν είναι κάποια τεχνική αστοχία, αλλά η αβεβαιότητα για την ωριμότητα της αγοράς, τη ζήτηση και τις δεσμεύσεις των μελλοντικών αγοραστών, η οποία αναφέρεται σε 29 projects. Ακολουθούν οι καθυστερήσεις σε αδειοδοτήσεις, περιβαλλοντικές διαδικασίες και χρήσεις γης σε 27 έργα, η ρυθμιστική αβεβαιότητα σε 22, η ανάγκη συντονισμού με άλλα δίκτυα σε 20 και οι εξαρτήσεις από χρηματοδότηση και επιδοτήσεις σε 18. Η ίδια η ENTSOG καταλήγει ότι οι κύριοι παράγοντες που κρατούν πίσω την ανάπτυξη του υδρογόνου είναι συστημικοί και όχι τεχνικοί.
Το πρόβλημα δεν είναι πλέον να σχεδιαστούν περισσότερα έργα. Η Ευρώπη έχει ήδη 244 και μια επενδυτική δεξαμενή που αγγίζει τα 192 δισ. ευρώ. Το δύσκολο είναι να δημιουργηθεί η αγορά που θα τα καταστήσει βιώσιμα. Και για την Ελλάδα, που έχει πλέον τα πρώτα κομμάτια του δικού της pipeline, η επόμενη φάση θα κριθεί από την ίδια εξίσωση, ανταγωνιστικό κόστος, πραγματικοί αγοραστές και δίκτυα που θα ενώσουν την ελληνική παραγωγή με τη μεγαλύτερη ευρωπαϊκή αγορά.
