Η Δυτική Μακεδονία παραμένει μία από τις ευρωπαϊκές περιοχές που επλήγησαν περισσότερο από την επιταχυνόμενη απολιγνιτοποίηση. Η τοπική οικονομία, δομημένη επί δεκαετίες γύρω από ένα ενιαίο ενεργειακό σύμπλεγμα, βρέθηκε ξαφνικά χωρίς σταθερή παραγωγή, χωρίς αποθήκευση και χωρίς θέσεις εργασίας αντίστοιχες της παλαιάς λιγνιτικής κλίμακας
Η μετάβαση σε φωτοβολταϊκά και αιολικά, που λειτουργούν μόνο όταν οι συνθήκες είναι ιδανικές και χωρίς συναφείς βιομηχανίες, άφησε ένα κενό που δεν καλύφθηκε από νέες παραγωγικές δραστηριότητες. Σε αυτό το κενό εμφανίζεται η προοπτική των SMR, όχι ως τεχνολογικό τέχνασμα αλλά ως πιθανό εργαλείο επαναβιομηχάνισης και σταθεροποίησης της τοπικής οικονομίας.
Η ιδέα ενός SMR στηρίζεται σε τρεις πραγματικότητες. Η περιοχή διαθέτει βαριά ηλεκτρική υποδομή με γραμμές υψηλής τάσης, υποσταθμούς και βιομηχανικές εκτάσεις που επιτρέπουν άμεση σύνδεση. Διαθέτει επίσης εργατικό δυναμικό εκπαιδευμένο επί δεκαετίες στη λειτουργία θερμικών μονάδων, ικανό να μεταβεί σε πυρηνικά επαγγέλματα. Τέλος, βρίσκεται στο επίκεντρο της ευρωπαϊκής δίκαιης μετάβασης, με προνομιακή πρόσβαση σε χρηματοδοτήσεις για λιγνιτικές περιοχές. Έτσι, το SMR δεν είναι βεβαιότητα αλλά εύλογο ερώτημα για το αν η περιοχή μπορεί να ξαναγίνει ελεγχόμενος ενεργειακός πόλος, συμπληρωματικός προς τις ΑΠΕ που έχουν κορεστεί.
Η ελληνική πραγματικότητα όμως επιβάλλει μια δεύτερη ανάγνωση, διότι η ωρίμανση ενός SMR απαιτεί 12 έως 15 χρόνια. Αυτό δημιουργεί τον κίνδυνο να λειτουργήσει ως όχημα απορρόφησης ευρωπαϊκών πόρων αντί ως άμεσο εργαλείο ενεργειακής ασφάλειας. Αυτό δεν σημαίνει απόρριψη της πυρηνικής επιλογής, αλλά αναγνώριση ότι η υλοποίησή της στην Ελλάδα είναι αργή, θεσμικά βαριά και πολιτικά ευάλωτη. Σε αυτό το πλαίσιο, η συζήτηση δεν μπορεί να αγνοήσει μια παράλληλη επιλογή που είναι πιο ώριμη και χρονικά συμβατή: την ανάπτυξη εγχώριων υδρογονανθράκων ως μεσοπρόθεσμη πηγή ελεγχόμενης ισχύος, καθώς και την επιτάχυνση υδροηλεκτρικών έργων που ενισχύουν τη σταθερότητα και την αποθήκευση του συστήματος. Η σύγκριση με διεθνή παραδείγματα επιβεβαιώνει ότι ο χρονικός και οικονομικός ορίζοντας της ελληνικής περίπτωσης δεν αποτελεί εξαίρεση αλλά εντάσσεται πλήρως στα παγκόσμια πρότυπα ανάπτυξης υποθαλάσσιων κοιτασμάτων.
Στην πράξη, το ενδεικτικό κόστος πρώτης παραγωγής στο Ιόνιο, από την ερευνητική γεώτρηση έως την αρχική ανάπτυξη κοιτάσματος, ανέρχεται σε περίπου 1,5 δισ. ευρώ, με ορίζοντα πρώτης παραγωγής τα 5–7 χρόνια, δηλαδή τον μισό χρόνο από έναν πρώτο πυρηνικό αντιδραστήρα. Τα μεγέθη αυτά είναι απολύτως συμβατά με διεθνή παραδείγματα: στη Νορβηγία τα περισσότερα νέα υποθαλάσσια κοιτάσματα απαιτούν 1–3 δισ. ευρώ και 6–7 χρόνια, στο Ισραήλ τα Ταμάρ και Λεβιάθαν αναπτύχθηκαν με 3–3,5 δισ. δολάρια σε 5–6 χρόνια, στην Κύπρο το Αφροδίτη εκτιμάται στα 3–4 δισ. δολάρια με 6–7 χρόνια, ενώ στην Κροατία και την Ιταλία, στους νέους κόμβους της Αδριατικής, κυμαίνονται στα 1–2 δισ. ευρώ με 5–6 χρόνια. Ακόμη και στις ΗΠΑ, τα μέσου μεγέθους υποθαλάσσια κοιτάσματα του Κόλπου του Μεξικού απαιτούν 1–2 δισ. δολάρια και 5–7 χρόνια. Το οικονομικό αποτύπωμα του Ιονίου είναι συνεπώς πλήρως ευθυγραμμισμένο με τα διεθνή πρότυπα και συγκρίσιμο με τα μεγάλα ενεργειακά έργα της χώρας.
Η σύγκριση με τα έργα αντλησιοταμίευσης είναι αποκαλυπτική. Έργα όπως η Αμφιλοχία και τα Χανδριά απαιτούν 1 έως 1,5 δισ. ευρώ και 8 έως 10 χρόνια, αλλά δεν μπορούν να καλύψουν συνεχές φορτίο. Είναι χρήσιμα αλλά όχι επαρκή για τη σταθεροποίηση ενός συστήματος με τόσο υψηλή διείσδυση ΑΠΕ. Η χώρα καταναλώνει 6,5 bcm φυσικού αερίου και 55 έως 60 TWh ηλεκτρικής ενέργειας ετησίως, δηλαδή μέση ισχύ 6 έως 7 GW. Δεν χρειάζεται δεκάδες γιγαβάτ ελεγχόμενης ισχύος, αλλά λίγα και σταθερά. Η δυνατότητα κάλυψης μέρους της κατανάλωσης από εγχώρια παραγωγή μειώνει την εξάρτηση και σταθεροποιεί το σύστημα. Έτσι, το SMR μπορεί να αποτελέσει τον μακροπρόθεσμο πυλώνα, οι υδρογονάνθρακες τον μεσοπρόθεσμο και οι ΑΠΕ τον ταχέως αναπτυσσόμενο.
Πρέπει να σημειωθεί ότι Ελλάδα λειτουργεί πλέον ως ενιαίος ηπειρωτικός κορμός χάρη στη δεκαετή προσπάθεια διασύνδεσης των νησιών από τον ΑΔΜΗΕ και το ENTSO‑E, με έργα σε Κυκλάδες, Κρήτη και Ιόνιο. Αυτό μειώνει τη χρησιμότητα πλωτών ή νησιωτικών SMR, που απευθύνονται σε κατακερματισμένα συστήματα τα οποία η Ελλάδα πλέον δεν διαθέτει. Αντίθετα, ένα χερσαίο SMR στη Δυτική Μακεδονία εντάσσεται στον κεντρικό άξονα του δικτύου, σταθεροποιεί την παραγωγή ΑΠΕ του βορρά, προσελκύει ηλεκτροβόρες βιομηχανίες και ανασυγκροτεί έναν ενεργειακό πόλο εκεί όπου η γρήγορη απόσυρση του λιγνίτη άφησε κενό.
Όλα αυτά οδηγούν στο κεντρικό ερώτημα του ενεργειακού σχεδιασμού: τον χρόνο και το είδος της ισχύος βάσης που χρειάζεται η χώρα. Το κρίσιμο ερώτημα είναι αν η Ελλάδα μπορεί να περιμένει 10 έως 15 χρόνια, δηλαδή μετά το 2035. Η απάντηση οδηγεί σε μια διπλή στρατηγική: το SMR ως μακροπρόθεσμη επιλογή ελεγχόμενης ισχύος και οι υδρογονάνθρακες ως ρεαλιστική γέφυρα με πρώτη παραγωγή σε 7 χρόνια. Η διεθνής εμπειρία δείχνει ότι η πρώτη μονάδα SMR απαιτεί 12 έως 15 χρόνια και 3 έως 6 δισ. ευρώ. Η Ελλάδα χρειάζεται ισχύ βάσης πριν από το 2035, βιομηχανική επανεκκίνηση πριν χαθεί μια ακόμη γενιά και μείωση εισαγωγών φυσικού αερίου πριν παγιωθεί η εξάρτηση. Σε αυτό το πλαίσιο, οι υδρογονάνθρακες δεν είναι αντίπαλος του SMR αλλά ο μόνος ρεαλιστικός ενδιάμεσος πυλώνας που μπορεί να λειτουργήσει εντός δεκαετίας.
Η ανάγκη για σταθερή ισχύ γίνεται ακόμη πιο έντονη λόγω των τεχνολογιών που θεωρητικά υποστηρίζουν τις πολιτικές μηδενικού ισοζυγίου, όπως η παραγωγή υδρογόνου και τα μεγάλης κλίμακας συστήματα ηλεκτρόλυσης, αλλά στην πράξη απαιτούν υψηλή και συνεχόμενη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας, συχνά μεγαλύτερη από την τοπικά διαθέσιμη παραγωγή ΑΠΕ.
Σε αυτό το σημείο αναδεικνύονται οι προϋποθέσεις για πραγματική πυρηνική ανάπτυξη στην Ελλάδα. Το πρώτο κενό είναι η απουσία ρυθμιστικού πλαισίου. Η Ελληνική Επιτροπή Ατομικής Ενέργειας λειτουργεί σύμφωνα με EURATOM και IAEA, αλλά είναι στελεχωμένη για τις τρέχουσες λειτουργίες της και όχι για την αδειοδότηση πυρηνικής εγκατάστασης παραγωγής ενέργειας. Η δημιουργία πλήρους πλαισίου, συμπεριλαμβανομένης της μεθοδολογίας επιλογής τοποθεσίας κατά IAEA SSG‑35, της διαδικασίας αδειοδότησης σχεδιασμού, της περιβαλλοντικής αδειοδότησης και της δημόσιας διαβούλευσης, απαιτεί 5 έως 7 χρόνια ακόμη και υπό ευνοϊκές συνθήκες.
Το δεύτερο κενό είναι η απουσία εθνικής στρατηγικής για καύσιμο, απόβλητα και αποδόμηση. Ορισμένα SMR χρησιμοποιούν καύσιμο υψηλού εμπλουτισμού ή TRISO, που παράγει μικρότερο όγκο αλλά υψηλότερη ραδιενέργεια και θερμική παραγωγή ανά μονάδα όγκου, απαιτώντας μεγαλύτερη ψύξη και ειδικό σχεδιασμό τελικής διάθεσης. Η αποδόμηση απαιτεί δεσμευμένα κεφάλαια, όπως στο γαλλικό μοντέλο, κάτι που δεν υπάρχει στην Ελλάδα. Χωρίς αυτά, η συζήτηση για SMR παραμένει στο επίπεδο της πρόθεσης.
Το τρίτο κενό είναι πολιτικό. Η χώρα δεν έχει ορίσει φορέα υλοποίησης πυρηνικού προγράμματος. Η ΔΕΗ, ο ΑΔΜΗΕ, το υπουργείο Ενέργειας και το ΕΚΕΦΕ Δημόκριτος έχουν επαφή με το θέμα, αλλά κανένας δεν έχει εντολή ή στελέχωση για να λειτουργήσει ως φορέας ανάπτυξης. Αυτό εξηγεί γιατί η πολιτική δήλωση στο Παρίσι το 2025 και οι Συμφωνίες των Αθηνών το 2026 δεν έχουν μεταφραστεί σε εκτελεστό πρόγραμμα. Η επόμενη κίνηση πρέπει να είναι ο ορισμός φορέα με εντολή, προϋπολογισμό και χρονοδιάγραμμα, ώστε η πυρηνική επιλογή να αποκτήσει πραγματική υπόσταση. Αν η Ελλάδα επιλέξει αυτόν τον δρόμο, τότε η Δυτική Μακεδονία θα μπορούσε να γίνει και πάλι ενεργειακός κόμβος, ικανός να πει: δεν φιλοξενούμε μόνο ΑΠΕ, φιλοξενούμε ξανά τη βιομηχανία βασικού φορτίου.
Γιάννης Μπασιάς, Σύμβουλος Ενέργειας, πρώην Πρόεδρος και Διευθύνων Σύμβουλος της Ελληνικής Διαχειριστικής Εταιρείας Υδρογονανθράκων,
Γιώργος Παπαχρήστος, Υποψήφιος MSc στο Δίκαιο, Επιχειρήσεις, Ρύθμιση και Πολιτική Ενέργειας, Διεθνές Πανεπιστήμιο Ελλάδος
Πηγή: energia.gr
