Του Αντώνη Δημητρίου
Ο παλιός πόρος και το πραγματικό του όριο.
Για δεκαετίες η Δυτική Μακεδονία πρόσφερε καύσιμο, γη, υποδομές και εργασία στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα. Ο λιγνίτης δημιούργησε μισθούς, επιχειρήσεις και δημόσια έσοδα, αλλά και εκτεταμένες μεταβολές του τοπίου, περιβαλλοντικό βάρος και μια οικονομία με ισχυρή εξάρτηση από έναν εργοδότη. Η απολιγνιτοποίηση δεν ακυρώνει αυτή την ιστορία. Αλλάζει, όμως, το ερώτημα της ανταποδοτικότητας, όταν η παραγωγή μετατοπίζεται σε φωτοβολταϊκά, αποθήκευση και ψηφιακές υποδομές, ποιος μηχανισμός εγγυάται ότι η περιοχή θα συμμετέχει στα οφέλη;
Η νομοθετική αφετηρία του λιγνιτικού Τοπικού Πόρου Ανάπτυξης βρίσκεται στο άρθρο 20 του ν. 2446/1996. Με το άρθρο 40 παρ. 2 του ν. 4062/2012 (ΦΕΚ Α΄ 70/30.3.2012) ο συντελεστής ορίστηκε σε 0,5% επί του ετήσιου κύκλου εργασιών της ΔΕΗ. Η κρίσιμη τομή, όμως, ήρθε με τον νόμο της αποεπένδυσης του λιγνιτικού δυναμικού της ΔΕΗ, ν. 4533/2018 (ΦΕΚ Α΄ 75/27.4.2018). Το άρθρο 7 εισήγαγε, με εφαρμογή από την 1η Ιανουαρίου 2019, ειδικό τέλος δικαιωμάτων έρευνας και εκμετάλλευσης λιγνίτη ύψους 1,40 ευρώ για κάθε MWh ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από λιγνίτη, αντί της προηγούμενης σύνδεσης με τον κύκλο εργασιών. Η διάταξη αντικαταστάθηκε αναδρομικά, από τότε που ίσχυσε, με το άρθρο 104 παρ. 2 του ν. 4685/2020 (ΦΕΚ Α΄ 92/7.5.2020). Η υπουργική απόφαση ΥΠΕΝ/ΔΗΕ/74784/1070/2021 (ΦΕΚ Β΄ 3730/12.8.2021) εξειδίκευσε τον υπολογισμό, την κατανομή και την απόδοση, καθώς και τη διαδικασία για οφειλές από το 2019. Η μεταβολή δεν ήταν τυπική κατάργηση του πόρου, αλλά μεταφορά της βάσης του σε μια παραγωγή που μειωνόταν λόγω απολιγνιτοποίησης. Έτσι, όσο περιορίζονταν οι λιγνιτικές MWh, τόσο συρρικνωνόταν και η δυνητική χρηματοδότηση. Ενδεικτικά, κάθε μείωση κατά 1 TWh λιγνιτικής παραγωγής αντιστοιχεί αριθμητικά σε 1,4 εκατ. ευρώ μικρότερο συνολικό τέλος, εφόσον εφαρμόζεται ο ίδιος συντελεστής, δεν πρόκειται για πιστοποιημένη απώλεια αποκλειστικά της Δυτικής Μακεδονίας. Αυτό ακριβώς αναδεικνύει το σημερινό θεσμικό κενό, η νέα ενεργειακή οικονομία μπορεί να αξιοποιεί τις ίδιες εκτάσεις και υποδομές χωρίς να αναπληρώνει αυτομάτως τον παλαιό λιγνιτικό πόρο.
Τον Απρίλιο του 2025 η ΔΕΗ παρουσίασε οδικό χάρτη 5,75 δισ. ευρώ για τη Δυτική Μακεδονία. Η εταιρική παρουσίαση περιλάμβανε φωτοβολταϊκά 2.130 MW με προϋπολογισμό περίπου 1,2 δισ. ευρώ, αποθήκευση και αντλησιοταμίευση 860 MW με 940 εκατ. ευρώ, παρεμβάσεις στην Πτολεμαΐδα 5, τηλεθέρμανση, αποκαταστάσεις και ένα data center 300 MW. Οι αριθμοί είναι στοιχεία σχεδιασμού της επιχείρησης, όχι πιστοποιημένη συνολική δαπάνη ούτε απόδειξη ότι όλα τα έργα έχουν αδειοδοτηθεί, χρηματοδοτηθεί και κατασκευαστεί.
Η πιο χαρακτηριστική μεταβολή αφορά το data center στον Άγιο Δημήτριο. Το 2025 η ΔΕΗ συνέδεε την έναρξη κατασκευής με συμφωνία με μεγάλους πελάτες υπολογιστικού νέφους. Στην ανακοίνωση στρατηγικού σχεδίου της 23ης Απριλίου 2026 μιλούσε για αναμενόμενη έναρξη εντός του 2026, λειτουργία της πρώτης φάσης έως το τέλος του 2028 και κεφαλαιουχική δαπάνη της ίδιας περίπου 1,2 δισ. ευρώ. Αυτό δεν ταυτίζεται με το συνολικό κόστος του συγκροτήματος, που στις προηγούμενες παρουσιάσεις προσέγγιζε τα 2,3 δισ. ευρώ. Η διαφορά ανάμεσα σε συνολικό προϋπολογισμό, ίδια συμμετοχή και δεσμευμένη επένδυση είναι κρίσιμη.
Η ΔΕΗ είχε συνδέσει το ευρύτερο πρόγραμμα με έως 20.000 θέσεις κατά την κατασκευή και έως 2.000 στη λειτουργία σε σενάριο μεγάλης ανάπτυξης. Οι θέσεις κατασκευής δεν είναι διαρκείς, οι προβλέψεις δεν αποτελούν πραγματοποιημένες προσλήψεις και δεν υπάρχει αυτόματη εγγύηση ότι θα καλυφθούν από κατοίκους της περιοχής. Η δημόσια συζήτηση χρειάζεται καταγραφή ανά έργο, συμβασιοποιημένες θέσεις, πραγματική τοπική απασχόληση, διάρκεια, αμοιβές και ποσοστό τοπικών προμηθειών.
Τα έργα αντλησιοταμίευσης έχουν διαφορετική οικονομική και περιβαλλοντική φυσιογνωμία από τα φωτοβολταϊκά. Χρειάζονται τεχνικές παρεμβάσεις, δεξαμενές και υδρολογικό σχεδιασμό, ενώ η λειτουργία τους εξαρτάται από την αξία της ευελιξίας στο σύστημα ηλεκτρισμού. Για κάθε έργο πρέπει να δημοσιοποιούνται υδατικό ισοζύγιο, αδειοδοτήσεις, όροι αποκατάστασης και τελικές συμβάσεις. Αντίστοιχα, για ένα data center η ονομαστική ισχύς των 300 MW δεν είναι ισοδύναμη με πραγματική συνεχή κατανάλωση 300 MW, η ενεργειακή χρήση καθορίζεται από το φορτίο, τον βαθμό αξιοποίησης και την αποδοτικότητα. Απαιτούνται επίσης επαληθευμένα στοιχεία για ψύξη, νερό και εφεδρικές εγκαταστάσεις.
Η αξιοποίηση παλαιών δικτύων και βιομηχανικών χώρων μπορεί να μειώσει το επενδυτικό κόστος και να περιορίσει νέες χωροθετήσεις. Άλλο η ιδιωτική ιδιοκτησία, άλλο η παραχώρηση δημόσιας έκτασης, άλλο η χρήση υδάτων και άλλο η υποχρέωση περιβαλλοντικής αποκατάστασης.
Το υφιστάμενο δίκαιο δεν δημιουργεί έναν ενιαίο νέο πόρο
Το άρθρο 25 του ν. 3468/2006 (ΦΕΚ Α΄ 129), όπως μεταγενέστερα τροποποιήθηκε, θεσπίζει ειδικό τέλος για ορισμένους παραγωγούς ΑΠΕ και υβριδικούς σταθμούς. Το βασικό ποσοστό 3% συνδέεται, αναλόγως του καθεστώτος αποζημίωσης, με έσοδα πώλησης ή με την τιμή αναφοράς της εγχεόμενης ενέργειας. Το κρίσιμο σημείο για τη Δυτική Μακεδονία είναι η εξαίρεση των φωτοβολταϊκών συστημάτων από το γενικό τέλος, με ειδικές νομοθετημένες εξαιρέσεις από την εξαίρεση για ορισμένους σταθμούς που συμμετείχαν σε κοινές ανταγωνιστικές διαδικασίες.
Επομένως, είναι ανακριβές να πολλαπλασιάσει κανείς αυθαίρετα τον κύκλο εργασιών όλων των νέων φωτοβολταϊκών της ΔΕΗ επί 3% και να τον παρουσιάσει ως βέβαιο τοπικό έσοδο.
Το ειδικό τέλος ΑΠΕ, όταν οφείλεται, διανέμεται μέσω ειδικών κανόνων προς οικιακούς καταναλωτές και αυτοδιοίκηση, όχι ως ελεύθερος περιφερειακός λογαριασμός. Το άρθρο 7 του ν. 3851/2010 (ΦΕΚ Α΄ 85) αποτελεί σημαντικό σταθμό των τροποποιήσεων. Η ακριβής κατανομή, οι εφαρμοστέες εξαιρέσεις και το καθεστώς κάθε συγκεκριμένου σταθμού απαιτούν έλεγχο της ισχύουσας ενοποιημένης διάταξης και της αδειοδότησής του.
Ένα νέο δημόσιο τέλος που θα κατονομάζει αποκλειστικά τη ΔΕΗ, χωρίς αντικειμενική αιτιολόγηση, θα είναι πιο ευάλωτο από έναν κανόνα που εφαρμόζεται με διαφανή κριτήρια σε συγκρίσιμες μεγάλες εγκαταστάσεις.
Τρία σενάρια και μία πρόταση με μετρήσιμο αποτέλεσμα.
Πρώτο σενάριο είναι μια πολυετής αναπτυξιακή συμφωνία ΔΕΗ, αυτοδιοίκησης και φορέα διαχείρισης, με ελάχιστη ετήσια εισφορά και πρόσθετη συμμετοχή όταν ενεργοποιούνται συγκεκριμένες επενδύσεις. Για παράδειγμα, υποθετική ελάχιστη καταβολή 5 εκατ. ευρώ τον χρόνο επί δέκα χρόνια θα δημιουργούσε ονομαστικό πλαίσιο 50 εκατ. ευρώ. Το ποσό είναι πρόταση διαπραγμάτευσης, όχι προσφορά της ΔΕΗ ούτε προβλεπόμενη υποχρέωση. Πλεονέκτημα είναι η δυνατότητα ταχύτερης σύμβασης, αδυναμία η εξάρτηση από εταιρική συναίνεση και η ανάγκη σαφών δεσμεύσεων και ελέγχου.
Δεύτερο σενάριο είναι νέο νομοθετημένο τέλος επί επαληθευμένων εσόδων επιλέξιμων μεγάλων ενεργειακών εγκαταστάσεων, με αποφυγή διπλής χρέωσης όπου εφαρμόζεται ήδη ειδικό τέλος ΑΠΕ. Εάν, αποκλειστικά για άσκηση ευαισθησίας, η επιλέξιμη ετήσια βάση ήταν 200 εκατ. ευρώ, συντελεστής 1% θα απέδιδε 2 εκατ. ευρώ και 2% θα απέδιδε 4 εκατ. ευρώ. Δεν υπάρχει εδώ πιστοποιημένη βάση 200 εκατ. ευρώ. Απαιτείται νέος νόμος, ακριβής ορισμός των εσόδων, έλεγχος ανταγωνισμού και διαχείριση των διαφορετικών τεχνολογιών.
Τρίτο σενάριο είναι ειδική εισφορά μεγάλων ψηφιακών εγκαταστάσεων, συνδεδεμένη όχι με μια υποθετική εμπορική αξία δεδομένων αλλά με αντικειμενικούς δείκτες, όπως η μετρημένη ετήσια κατανάλωση ηλεκτρισμού και η υδατική χρήση. Σε υποθετικό φορτίο 150 MW κατά μέσο όρο, η ετήσια κατανάλωση ισούται με 1.314.000 MWh. Μια προτεινόμενη επιβάρυνση 1 ευρώ ανά MWh θα έδινε 1,314 εκατ. ευρώ ετησίως. Ο υπολογισμός δεν προβλέπει πραγματικό φορτίο του σχεδιαζόμενου data center. Ενδέχεται επίσης να δημιουργήσει αντικίνητρο ενεργειακής αποδοτικότητας αν σχεδιαστεί λανθασμένα.
Θα χρειαστεί νέα νομοθετική ρύθμιση και ιδιαίτερη αξιολόγηση για να μη λειτουργεί ως ανεπίτρεπτη διακριτική επιβάρυνση.
Το προτιμότερο μοντέλο δεν είναι η άθροιση όλων των παραπάνω τελών. Είναι ένας Νέος Τοπικός Πόρος Δίκαιης Ενεργειακής Μετάβασης με δύο διακριτούς πυλώνες, συμβατική ελάχιστη χρηματοδότηση από τη ΔΕΗ ως άμεση γέφυρα και, μετά από πλήρη νομική και οικονομική μελέτη, τεχνολογικά ουδέτερο νομοθετικό μηχανισμό για μεγάλες εγκαταστάσεις με τεκμηριωμένο τοπικό αποτύπωμα. Οι υποχρεωτικές καταβολές του άρθρου 25 πρέπει να συνυπολογίζονται ώστε να αποφεύγεται η αδικαιολόγητη επικάλυψη.
Ο φορέας του πόρου πρέπει να έχει χωριστό προϋπολογισμό, δημόσια ετήσια έκθεση, ανεξάρτητο οικονομικό έλεγχο, ανοικτά δεδομένα ανά έργο και δημοσιευμένα κριτήρια επιλογής.
Οι δήμοι Κοζάνης, Εορδαίας, Αμυνταίου και Φλώρινας και η Περιφέρεια χρειάζονται ουσιαστική συμμετοχή, με την ακριβή γεωγραφική κατανομή να καθορίζεται βάσει επιπτώσεων και όχι μόνο πολιτικής διαπραγμάτευσης.
Η χρηματοδότηση πρέπει να προκρίνει νέες παραγωγικές επιχειρήσεις, τεχνικές δεξιότητες, πραγματικές μόνιμες θέσεις, αποκατάσταση γης, υποδομές νερού και ενεργειακή εξοικονόμηση. Αξιολόγηση δεν είναι ο αριθμός εγκαινίων αλλά η καθαρή μεταβολή απασχόλησης, ιδιωτικών επενδύσεων, αποκατεστημένων εκτάσεων και πληθυσμιακής συγκράτησης.
Η ευρωπαϊκή εμπειρία προσφέρει κατευθύνσεις. Σε διάφορα κράτη εφαρμόζονται δημοτικές συμμετοχές, τοπικά οφέλη από αιολικές εγκαταστάσεις και ειδικές ρυθμίσεις περιοχών εξόρυξης.
Η κυβέρνηση οφείλει να ξεκαθαρίσει τι μπορεί να θεσμοθετήσει, η ΔΕΗ τι είναι διατεθειμένη να εγγυηθεί και η αυτοδιοίκηση πώς θα λογοδοτεί για κάθε ευρώ. Το επενδυτικό κόστος, ο διεθνής ανταγωνισμός για data centers και η ανάγκη να μη χρεώνονται διπλά οι ίδιες δραστηριότητες είναι σοβαρά αντεπιχειρήματα.
Δεν δικαιολογούν, ωστόσο, την απουσία μετρήσιμου τοπικού μεριδίου. Εάν η Δυτική Μακεδονία διαθέτει ξανά τον χώρο, τα δίκτυα και τους φυσικούς της πόρους στη νέα ενεργειακή οικονομία, με ποιον μόνιμο, ελέγξιμο και θεσμοθετημένο τρόπο θα συμμετέχει στα οφέλη;
