Aξιολόγηση των Εναλλακτικών Σχεδίων Απόληψης και Διανομής των Αποθεμάτων Φυσικού Αερίου της Κύπρου

Είναι Πράγματι οι Γερμανοί Φτωχότεροι από τους Έλληνες, τους Ισπανούς και τους Ιταλούς; in DEEP ANALYSIS Ενέργεια Aξιολόγηση των Εναλλακτικών Σχεδίων Απόληψης και Διανομής των Αποθεμάτων Φυσικού Αερίου της Κύπρου Κύρια Σημεία του Ιωάννη Γατσίδα και της Θεοδώρας Νικολετοπούλου in DEEP ANALYSIS Η κατανομή του πλούτου μεταξύ των διαφόρων νοικοκυριών στη Γερμανία φαίνεται να είναι πολύ πιο άνιση σε σύγκριση με τις υπόλοιπες χώρες της Ευρωζώνης. Το παρόν αποτελεί μέρος μιας ευρύτερης εργασίας, η οποία εξελίσσεται σε έξι μέρη που δημοσιεύονται σε αντίστοιχα τεύχη. Τεύχος 6, 2013. Η κατανάλωση φυσικού αερίου στην Ευρωπαϊκή Ένωση αναμένεται να αυξηθεί περίπου 45% μέχρι το 2020, ενώ η παραγωγή του στην περιοχή θα συρρικνωθεί κατά 1/3. Αυτό σημαίνει πως η Ευρωπαϊκή Ένωση έχει ανάγκη από νέες πηγές προσφοράς φυσικού αερίου. Η εξέταση της ΚΠΑ δύο εναλλακτικών επενδυτικών σχεδίων, δηλαδή της κατασκευής υποθαλάσσιου αγωγού και της μονάδας υγροποίησης φυσικού αερίου, συνηγορεί υπέρ της ανάληψης του δεύτερου. Ε ν έ ρ γ ε ι α www.indeepanalysis.gr - info@ indeepanalysis.gr τεύχος 6 2013 σελ. 3

Ενέργεια Aξιολόγηση των Εναλλακτικών Σχεδίων Απόληψης και Διανομής Oι υπάρχοντες αγωγοί θα λειτουργήσουν είτε ανταγωνιστικά στον υπό ανάλυση αγωγό, είτε συμπληρωματικά αυξάνοντας την οικονομική του αξία. σελ. 2 Στην παρούσα μελέτη επιχειρούμε μια αξιολόγηση των εναλλακτικών σχεδίων εκμετάλλευσης των κοιτασμάτων φυσικού αερίου της Κύπρου με βάση το κριτήριο της Καθαρής Παρούσας Αξίας (ΚΠΑ). Αρχικά αναφερόμαστε στο μέγεθος της αγοράς και στις ζητούμενες ποσότητες που μπορεί να προκύψουν. Ιδιαίτερη έμφαση δίνεται στις επικρατούσες συνθήκες δανεισμού της εταιρίας που έχει αναλάβει το έργο και στον καθορισμό των διεθνών τιμών για το φυσικό αέριο. Στη συνέχεια παρατηρούμε πως τα αποτελέσματά μας διαφοροποιούνται κάτω από αλλαγές στις μεταβλητές που έχουμε χρησιμοποιήσει. Ξεχωριστή περίπτωση αποτελεί η απόπειρα να μετρήσουμε το όφελος του Ευρωπαίου καταναλωτή και να το εντάξουμε στην ανάλυση. Παρατηρείται ριζική αλλαγή του αποτελέσματος και προκύπτει ουσιαστικό όφελος από την αξιοποίηση των κοιτασμάτων. Αξίζει να σημειωθεί ότι ακολουθούνται συντηρητικοί υπολογισμοί και υποθέσεις και δεν λογίζονται οι συνέργειες με άλλες πηγές προσφοράς φυσικού αερίου ούτε και η ενδεχόμενη ανακάλυψη κοιτασμάτων νότια της Κρήτης. Με βάση τα παραπάνω προκύπτει ανοιχτό πεδίο για ενασχόληση της ΕΕ με τις συνθήκες, τους όρους εκμετάλλευσης και την διασφάλιση της εμπέδωσης και αξιοποίησης των δυνητικών ωφελειών. Η Ευρωπαϊκή Ζήτηση για Φυσικό Αέριο και τα Κοιτάσματα της Κύπρου Πριν αναφερθούμε στην ανάλυση των παραγόντων που διαμορφώνουν το κόστος και το όφελος στην υπό εξέταση επένδυση, είναι σκόπιμο να αναφερθούμε στους ήδη υπάρχοντες αγωγούς φυσικού αερίου που τροφοδοτούν τις σχετικές ανάγκες των χωρών της Ευρωπαϊκής Ένωσης, αλλά και στα σημεία υποδοχής υγροποιημένου φυσικού αερίου (LNG) εντός των συνόρων της Ένωσης. Η σκοπιμότητα πηγάζει από το γεγονός ότι οι υπάρχοντες αγωγοί θα λειτουργήσουν είτε ανταγωνιστικά στον υπό ανάλυση αγωγό, είτε συμπληρωματικά αυξάνοντας την οικονομική του αξία μέσα από συνέργειες. Σε ότι αφορά τα σημεία υποδοχής LNG αυτά είναι απαραίτητα για την εξαγωγή, από την πλευρά της Κύπρου και προς την Ευρωπαϊκή Ένωση, φυσικού αερίου και η δυναμικότητά τους επιδρά ανάλογα στην ποσότητα εξαγωγής. Δεδομένου ότι η συντριπτική πλειονότητα των εισαγωγών φυσικού αερίου της Ευρωπαϊκής Ένωσης είναι από τη Ρωσία, τη Νορβηγία και την Αλγερία (Εurogas, 2010) οι αγωγοί φυσικού αερίου έχουν σαν σημείο εκκίνησης τις παραπάνω χώρες οι οποίες έχουν σαν κοινό χαρακτηριστικό την εγγύτητά τους με την Ένωση. Οι αγωγοί αυτοί με βάση στοιχεία της Eurogas (2010)

είναι οι εξής: 1. Ο αγωγός Medgaz από τη Λιβύη προς την Ισπανία, ο οποίος έχει συνολική δυναμικότητα μεταφοράς 8 δις κυβικά μέτρα ετησίως. Με τον αγωγό Galsi επίσης με αρχικό προορισμό τη Λιβύη και τελικό την Ιταλία μέσω Σαρδηνίας, με συνολική δυναμική 8 δις κυβικά μέτρα ανά έτος. 2. Ο Trans Mediterranean Pipeline από την Αλγερία προς την Ιταλία μέσω Τυνησίας και Σικελίας, με δυνατότητες μεταφοράς 6,5 δις κυβικά μέτρα φυσικού αερίου ετησίως. 3. Ο Ρωσικός Nord stream που μέσω Βαλτικής μπορεί να μεταφέρει έως και 27,5 δις κυβικά μέτρα φυσικού αερίου ετησίως προς τις Eυρωπαϊκές αγορές.. 4. Ο Ρωσικός South Stream που διέρχεται μέσω Μαύρης θάλασσας προς τη Βουλγαρία και από εκεί μέσω Ελλάδας και Ιταλίας στην Κεντρική Ευρώπη με δυνατότητες προσφοράς 63 δις κυβικών μέτρων. 5. Ο υπό κατασκευή Nabucco ο οποίος μέσω Κασπίας θάλασσας και Μέσης Ανατολής θα μπορεί να τροφοδοτεί την Τουρκία και τις Βουλγαρία, Ρουμανία, Ουγγαρία και Αυστρία με 25 δις κυβικά μέτρα φυσικού αερίου ανά έτος. Παρατηρείται λοιπόν πως η μέγιστη ποσότητα που οι αγωγοί αυτοί μπορούν να προμηθεύσουν ετησίως την Ευρωπαϊκή Ένωση είναι της τάξεως των 165,5 δις κυβικά μέτρα. Αν δούμε τώρα την αντίστοιχη δυναμικότητα των σταθμών υποδοχής υγροποιημένου φυσικού αερίου καταλήγουμε στο ότι τα 347,5 δις κυβικά μέτρα είναι η συνολική ποσότητα που οι χώρες της Ευρωπαϊκής Ένωσης μπορούν να εισάγουν χωρίς επιπλέον επενδύσεις από τις ίδιες ή τους προμηθευτές τους σε φυσικό αέριο. Συγκεκριμένα εντός των συνόρων της Ένωσης λειτουργούν 21 σταθμοί υποδοχής LNG με δυνατότητα υποδοχής 182 δις κυβικών μέτρων φυσικού αερίου. Αν σε αυτούς προστεθούν και τέσσερα υπό κατασκευή τερματικά σε Ισπανία, Ιταλία και Πολωνία η συνολική δυναμική είναι 197 δις κυβικών μέτρων φυσικού αερίου. Τελικά στο άμεσο μέλλον η δυνατότητα εισαγωγών φυσικού αερίου δεν ξεπερνά τα 362,5 δις κυβικών μέτρων. Η παραγωγή φυσικού αερίου για την Ευρωπαϊκή Ένωση και τη Νορβηγία ήταν συνολικά 250,9 δις κυβικά μέτρα (101.4 δις κυβικά μέτρα από τη Νορβηγία, 64.2 δις κυβικά μέτρα την Ολλανδία, 45.2 δις κυβικά μέτρα από το Ηνωμένο Βασίλειο και την υπόλοιπη παραγωγή να μοιράζεται μεταξύ Ρουμανίας, Γερμανίας, Ιταλίας, Δανίας και Πολωνίας κατά αύξουσα σειρά με βάση τον όγκο παραγωγής) (BP, 2012). Στο άμεσο μέλλον η δυνατότητα εισαγωγών φυσικού αερίου δεν ξεπερνά τα 362,5 δις κυβικών μέτρων. σελ. 3

Η κατανάλωση φυσικού αερίου στην Ευρωπαϊκή Ένωση αναμένεται να αυξηθεί περίπου 45% μέχρι το 2020, ενώ η παραγωγή του στην περιοχή θα συρρικνωθεί κατά 1/3. Από τα παραπάνω παρατηρείται πώς, διατηρώντας όλους του άλλους παράγοντες σταθερούς, η μέγιστη ποσότητα φυσικού αερίου που η Ευρωπαϊκή Ένωση μπορεί να καταναλώσει είναι 613,4 δις κυβικά μέτρα. Με βάση στοιχεία από τη Eurostat, η κατανάλωση για το 2011 ήταν 491,5, ενώ την ίδια στιγμή εκτιμήσεις της Eurogas κάνουν λόγο για αύξηση της ποσότητας αυτής κατά 225 δις κυβικά μέτρα ή ποσοστιαία αύξηση κοντά στο 45 τοις εκατό μέχρι το 2020. Αντίστοιχα, η εσωτερική παραγωγή αναμένεται να μειωθεί κατά 1/3 την ίδια περίοδο ενώ εκτιμάται και μια πτώση της παραγόμενης ποσότητας στο εσωτερικό της Ευρωπαϊκής Ένωσης κατά 1/4 επιπλέον έως το 2030. Με σημείο αναφοράς λοιπόν το έτος 2020 η ζήτηση για ενέργεια θα αγγίξει τα 716,5 δις κυβικά μέτρα ενώ η παραγωγή συνεπικουρούμενη από τις εισαγωγές θα καλύπτει μόνο 563,57 δις από τα υπολογιζόμενα 716,5 δις κυβικά μέτρα φυσικού αερίου. Προκύπτει επομένως ένα κενό προσφοράς ίσο με 152,93 δις κυβικά μέτρα. Το κενό αυτό θα επαναλάβουμε πως αφορά το έτος 2020 ενώ αναμένεται να αυξηθεί τα επόμενα χρόνια μετά το 2020. Αντίθετα, η ετήσια παραγωγή των χωρών της Ευρωπαϊκής Ένωσης αναμένεται να μειωθεί κατά 1/4 περιοριζόμενη στα 112,125 δις κυβικά μέτρα. Με άλλα λόγια η Ευρωπαϊκή Ένωση θα χρειαστεί μία νέα πηγή προσφοράς φυσικού αερίου με δυνατότητα να της παρέχει τουλάχιστον 152,93 δις κυβικά μέτρα ετησίως από το 2020 και μετά ενώ και για την περίοδο μέχρι το 2020 θα χρειαστεί μικρότερες ποσότητες επιπλέον προσφοράς. Αφήνοντας κατά μέρος τις υπαρκτές γεωπολιτικές επιπλοκές αλλά και την μονοπωλιακή δύναμη της Ρωσικής Gazprom που μπορεί να οδηγήσουν σε πλεονάζουσα προσφορά, οι ενεργειακές ανάγκες των χωρών που προμηθεύουν την Ευρώπη και η πίεση από ανταγωνιστικές αγορές για προμήθεια φυσικού αερίου από τους ίδιους προμηθευτές μπορεί να επιδράσουν αρνητικά στην προσφορά. Από μόνος του άλλωστε ο βαθμός της ενεργειακής εξάρτησης της Ευρωπαϊκής Ένωσης αποτελεί λόγο να καθίσταται ελκυστική η πιθανότητα διαφοροποίησης ως προς την προμήθεια φυσικού αερίου. Η ενεργειακή εξάρτηση δείχνει το βαθμό κατά τον οποίο μία οικονομία βασίζεται σε εισαγωγές προκειμένου να καλύψει τις ενεργειακές της ανάγκες και υπολογίζονται ως οι καθαρές εισαγωγές διαιρεμένες με το σύνολο της εγχώριας κατανάλωσης ενέργειας. Αναλυτικά στοιχεία για την Ευρωπαϊκή Ένωση παρουσιάζονται στον Πίνακα 1. σελ. 4 Η Ευρωπαϊκή Ένωση θα χρειαστεί μία νέα πηγή προσφοράς φυσικού αερίου με δυνατότητα να της παρέχει τουλάχιστον 152,93 δις κυβικά μέτρα ετησίως από το 2020 και μετά ενώ και για την περίοδο μέχρι το 2020 θα χρειαστεί μικρότερες ποσότητες επιπλέον προσφοράς.

Απάντηση στους παραπάνω προβληματισμούς έρχεται ενδεχομένως να δώσει η ανακάλυψη κοιτασμάτων ανοιχτά της Κύπρου και του Ισραήλ που μαζί με τα κοιτάσματα στα εφαπτόμενα χωρικά ύδατα της Αιγύπτου υπολογίζονται στα 13,8 τρις κυβικά μέτρα (Γεωλογικό Ινστιτούτο Ηνωμένων Πολιτειών). Παραμερίζοντας τις ενεργειακές ανάγκες του Ισραήλ και της Αιγύπτου τα αποθέματα αυτά μπορούν να συντηρήσουν το ενεργειακό έλλειμμα της Ευρωπαϊκής Ένωσης για δεκαετίες! Προϋπόθεση για την ανάληψη ή μη της επένδυσης που θα δώσει μια ενεργειακή ανάσα στην Ευρώπη είναι η αξιολόγηση των ωφελειών και κόστους των εναλλακτικών σχεδίων αξιοποίησης και η σύγκριση μεταξύ τους. Αξιολόγηση Εναλλακτικών Σχεδίων Εκμετάλλευσης των Κοιτασμάτων Φυσικού Αερίου της Κύπρου Στην παρούσα ανάλυση επικεντρωνόμαστε στην αξιολόγηση της επένδυσης στην κατασκευή και διαχείριση υποθαλάσσιου αγωγού προς την Ελλάδα και στην εναλλακτική πρόταση για κατασκευή μονάδας υγροποίησης φυσικού αερίου στην περιοχή του Βασιλικού, στην Κύπρο. Αξίζει να σημειωθεί ότι η Κυπριακή κυβέρνηση έχει ήδη δηλώσει την προτίμηση της προς την δεύτερη εναλλακτική, παρόλα αυτά αν και αμοιβαία αποκλειόμενες επενδύσεις, εξετάζονται και οι δύο. Οι άλλες εναλλακτικές όπως αυτή της εκφόρτωσης του αερίου κατευθείαν από το σημείο εξόρυξης και της δημιουργίας αγωγού προς την Τουρκία είναι προβληματικές. Η μεν πρώτη ως αναποτελεσματική αφού με τον τρόπο αυτό η ενεργειακή μάζα ανά μονάδα είναι μόνο το 42% του LNG (Oxford institute for energy studies 2012), η δεύτερη λόγω των ανυπέρβλητων διαφωνιών μεταξύ Κύπρου και Τουρκίας αλλά και των τεταμένων σχέσεων μεταξύ της δεύτερης με το Ισραήλ μετά και το επεισόδιο στο Μαρμαρά το 2010. Χαρακτηριστικό στοιχείο αποτελεί η ικανότητα και των δύο εναλλακτικών να καλύψουν τις ενεργειακές ανάγκες όχι μόνο συγκεκριμένων Ευρωπαϊκών κρατών αλλά ολόκληρης της Ευρωπαϊκής Ένωσης με κόστος όχι μεγαλύτερο από αυτό που προκύπτει από τα σημερινά κανάλια προσφοράς. Το γεγονός αυτό έχει τις ρίζες του στην προϋπάρχουσα υποδομή. Έτσι για την περίπτωση του αγωγού μπορεί να συνδεθεί βόρεια μέσω Ελλάδας με τον South Stream και δυτικά μέσω Ιταλίας Προϋπόθεση για την ανάληψη ή μη της επένδυσης που θα δώσει μια ενεργειακή ανάσα στην Ευρώπη είναι η αξιολόγηση των ωφελειών και κόστους των εναλλακτικών σχεδίων αξιοποίησης και η σύγκριση μεταξύ τους. σελ. 5

να δημιουργηθεί δεύτερος σύνδεσμος που θα τροφοδοτεί την κεντρική Ευρώπη. Από την άλλη και για την περίπτωση της ανάληψης της επένδυσης με κατασκευή εργοστάσιου υγροποίησης φυσικού αερίου τα 21 τερματικά εγγυώνται την διάχυση του προϊόντος στην Ευρωπαϊκή ενδοχώρα. Εδώ πρέπει να σημειωθεί ότι, όπως ήδη έχουμε τονίσει, η δημιουργία τερματικού LNG μπορεί εκτός από την κάλυψη των αναγκών σε Ευρωπαϊκό επίπεδο να προμηθεύσει αέριο και σε μία σειρά από 26 χώρες που σήμερα εισάγουν LNG. Στις χώρες αυτές σύντομα θα προστεθούν και το Ισραήλ, η Μαλαισία, η Ινδονησία, η Σιγκαπούρη και το Πακιστάν (International Energy Agency 2013). Από τις σημαντικές οικονομίες κλίμακας μπορεί όμως να επωφεληθεί και ο αγωγός αφού μέσω της γραμμής προς το Ισραήλ θα είναι εφικτό να διοχετεύσει αέριο σε περιοχές της Μέσης Ανατολής και στη Βόρεια Αφρική. Στην παρούσα ανάλυση επικεντρωνόμαστε στην αγορά της Ευρώπης είτε πρόκειται για την εναλλακτική του αγωγού, είτε για αυτή της υγροποίησης και ως προς αυτή μελετάται η βιωσιμότητα του σχεδίου. Αξίζει να διευκρινίσουμε ότι με βάση τη διεθνή εμπειρία και έχοντας υπόψη τους γεωγραφικούς περιορισμούς της ροής του προϊόντος δια μέσου αγωγού, σημαντικές οικονομίες κλίμακας επιτυγχάνονται διά μέσου της επένδυσης σε μονάδα υγροποίησης του φυσικού αερίου. Ο αγωγός απαιτεί βέβαια σε κάθε περίπτωση μεγάλες ποσότητες αερίου για να είναι δικαιολογημένη η επιλογή του, ειδικά όταν είναι μεγάλου μήκους. Τα παραπάνω δεδομένα υπεισέρχονται στους υπολογισμούς μας. Σε πρώτη φάση όμως κρίνεται απαραίτητο να διευκρινίσουμε τα χαρακτηριστικά της επένδυσης στην κατασκευή αγωγού ή μονάδας LNG. Ξεκινώντας από τον αγωγό, το κόστους του είναι απολύτως ανάλογο του μήκους του. Για την εκμετάλλευση των κοιτασμάτων της Κύπρου και την διοχέτευσή τους σε Ευρωπαϊκό έδαφος θα χρειαστούν 1880 χιλιάδες μέτρα αγωγού πολλά από τα οποία θα πρέπει να διέρχονται υποθαλάσσια και σε βάθη 800 με 2000 μέτρα.(samaras, 2012). Επομένως για έναν αγωγό δυναμικότητας 28 δις κυβικά μέτρα ετησίως με το μήκος που αναφέραμε απαιτείται αρχική επένδυση ύψους $47 δις με βάση κόστος κατασκευής ίσο με $25 εκατομμύρια ανά χιλιόμετρο. Το κόστος αυτό αφορά 330 χιλιόμετρα εντός των ορίων της Κύπρου από το οικόπεδο δώδεκα προς το Βασιλικό και από εκεί 1250 χιλιόμετρα εντός των ελληνικών ορίων, μέχρι την Κρήτη και από εκεί στην Πελοπόννησο και την ηπειρωτική Ελλάδα για να συνδεθεί με τον South stream και την Ιταλία. 80 χιλιόμετρα θα βρίσκονται εντός της Ιταλικής ΑΟΖ και τέλος 220 Για έναν αγωγό δυναμικότητας 28 δις κυβικών μέτρων ετησίως μήκους 1880 χιλ. μέτρων απαιτείται αρχική επένδυση ύψους $47 δις. σελ. 6

χιλιόμετρα που θα συνδέουν το Ισραήλ με το οικόπεδο δώδεκα. Είναι σαφές ότι ένα τέτοιο επενδυτικό πλάνο βασίζεται σε μεγάλα αρχικά κόστη ενώ δεν έχει τα ίδια λειτουργικά έξοδα ετησίως με αυτά μιας μονάδας υγροποίησης, η οποία απαιτεί επεξεργασία του προϊόντος αλλά και επεξεργασία στο σημείο υποδοχής, στοιχείο που θα εξετάσουμε στη συνέχεια. Προχωρώντας στις κεφαλαιακές ανάγκες μιας μονάδας υγροποίησης, με βάση τις ανακοινώσεις της Κυπριακής Κυβέρνησης αλλά και του ERPIC (European Rim Policy and Investment Council), την κατασκευή μονάδας δυναμικής επεξεργασίας 21 δις κυβικών μέτρων υγροποιημένου αερίου αν αξιοποιηθούν οι ευκαιρίες επέκτασης της αρχικής μονάδας και γίνει η μετατροπή των υπαρχόντων εγκαταστάσεων ώστε να καταστούν συμβατές με την τεχνολογία υγροποίησης. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι το κόστος κατασκευής είναι δύσκολο να προσδιοριστεί αλλά εξαρτάται από πολλούς παράγοντες μεταξύ των οποίων και η τιμή του ατσαλιού που χρησιμοποιείται έντονα στην κατασκευή μιας τέτοιας μονάδας. Στην παρούσα μελέτη έχουμε υποθέσει ένα κόστος ίσο με $1000 ανά 28.32 κυβικά μέτρα δυναμικότητας με βάση τις υψηλές τιμές των μετάλλων την τελευταία περίοδο. Είναι σαφές ότι το κόστος αυτό μπορεί να αλλάξει. Δεδομένου δε ότι είναι σε ιστορικά υψηλά επίπεδα αναμένεται πτώση του κόστους και άρα ευνοϊκότερες αποδόσεις στην επένδυση υπό εξέταση. Διασφαλίζοντας αποδόσεις με βάση το χείριστο σενάριο εγγυόμαστε την λήψη της ελάχιστης απαιτούμενης απόδοσης σε κάθε περίπτωση. Έτσι καταλήγουμε σε ένα συνολικό κόστος επένδυσης ίσο με $15 δις. Για την περίπτωση της μονάδας υγροποίησης θα υποθέσουμε και ένα ετήσιο κόστος επεξεργασίας ίσο με $4/28.32 κυβικά μέτρα προϊόντος (Oxford Institute of Energy Studies 2012). Καταλήγουμε λοιπόν σε ετήσιο κόστος ίσο με $60 εκατομμύρια. Θα παραβλέψουμε τα ετήσια κόστη συντήρησης, λειτουργίας και αποσβέσεις, όπως και φόρους δεδομένου ότι δεν υπάρχουν σχετικά και αξιόπιστα στοιχεία αλλά και γιατί θεωρείται ότι είναι κοινά μεταξύ των δύο επενδύσεων και άρα δεν επιδρούν σημαντικά στο τελικό αποτέλεσμα. Η Μεθοδολογία Η μεθοδολογία που ακολουθείται είναι η αξιολόγηση επενδύσεων με βάση το κοινώς αποδεκτό κριτήριο της Καθαρής Παρούσας Αξίας (ΚΠΑ) αλλά και το εναλλακτικό κριτήριο του Εσωτερικού Συντελεστή Απόδοσης (ΕΣΑ). Τα αποτελέσματα εξετάζονται ως προς την ισχύ τους με βάση αλλαγές σε ορισμένους παράγοντες του αποτελέσματος. Αυτοί είναι, το κόστος δανεισμού, το ποσοστό της απαιτούμενης απόδοσης και η τιμή του προϊόντος στις Ευρωπαϊκές αγορές. Στη συνέχεια καταλήγουμε σε συμπεράσματα σχετικά με την ανάληψη ή μη της επένδυσης και την επιλογή μεταξύ της βέλτιστης, πιο αποδοτικής λύσης. Τέλος παρατηρούμε πως τα συνολικά αποτελέσματα διαφοροποιούνται αν Θα πρέπει να σημειωθεί ότι το κόστος κατασκευής δεν είναι ξεκάθαρο αλλά εξαρτάται από πολλούς παράγοντες μεταξύ των οποίων και η τιμή του ατσαλιού που χρησιμοποιείται έντονα στην κατασκευή μιας τέτοιας μονάδας. Στην παρούσα μελέτη έχουμε υποθέσει ένα κόστος ίσο με $1000 ανά 28.32 κυβικά μέτρα δυναμικότητας. σελ. 7

Τα συνολικά αποτελέσματα διαφοροποιούνται αν συνυπολογίσουμε στις ωφέλειες το πλεόνασμα καταναλωτή που προκύπτει από την μείωση των τιμών. συνυπολογίσουμε στις ωφέλειες το πλεόνασμα καταναλωτή που προκύπτει από την μείωση των τιμών. Η ύπαρξη πλεονάσματος θα δικαιολογούσε και την εμπλοκή της Ευρωπαϊκής Ένωσης στην επένδυση. Πριν δούμε την αξιολόγηση αυτή στεκόμαστε στην επιλογή δύο σημαντικών παραγόντων: Του επιτοκίου προεξόφλησης ή αλλιώς απαιτούμενης απόδοσης και του κόστους δανεισμού κατά την περίοδο αξιολόγησης της επένδυσης, αλλά και των αναμενόμενων τιμών και του επενδυτικού ορίζοντα. Α) Το επιτόκιο προεξόφλησης Η επένδυση θα αξιολογηθεί με βάση το ακίνδυνο επιτόκιο της αγοράς. Για διεθνείς επενδύσεις όπως η επένδυση σε ενέργεια θεωρούμε σαν ακίνδυνο επιτόκιο την σταθμισμένη απόδοση μεταξύ των αποδόσεων των 10ετών ομολόγων της Γερμανίας, των Η.Π.Α. και της Ιαπωνίας. Η στάθμιση είναι ίση με 1/3 σε κάθε περίπτωση. Οι τιμές και οι σταθμίσεις που εφαρμόζουμε δίνονται στον Πίνακα 2. Οδηγούμαστε λοιπόν σε ένα επιτόκιο ίσο με 1,2041%. Αν σε αυτό προσθέσουμε ένα περιθώριο ρίσκου ίσο με 6% καταλήγουμε σε απαιτούμενη απόδοση ίση με 7,2041%. Β) Το κόστος δανεισμού σελ. 8 Με βάση το γεγονός ότι η εταιρία που έχει αναλάβει το έργο, όπως και όλες οι εταιρίες του κλάδου της εξόρυξης και διανομής ενεργειακών πρώτων υλών είναι μεγάλες σε μέγεθος και διαθέτουν τα πιο σύγχρονα χρηματοοικονομικά εργαλεία όπως και πρόσβαση στις χρηματαγορές, θεωρούμε ότι είναι σε θέση να δανειστούν με τους πιο ευνοϊκούς όρους. Έτσι για να χρηματοδοτήσουν το αρχικό κόστος υπολογίζουμε ομολογιακό δάνειο ύψους ίσο με το 70 τοις εκατό του αρχικού κόστους της επένδυσης για την κάθε μία από τις εναλλακτικές που εξετάζουμε με ονομαστικό επιτόκιο ίσο με το σταθμισμένο κόστος δανεισμού της Noble Energy Inc. To υπόλοιπο 30 τοις εκατό του αρχικού κόστους θα προέλθει από μετοχικό κεφάλαιο. Το κόστος του μετοχικού κεφαλαίου είναι ίσο με την απαιτούμενη απόδοση. Σύμφωνα με τις καταστάσεις της εταιρίας εξάγεται ο Πίνακας 3. Καταλήγουμε τελικά σε ετήσιο κόστος του ομολογιακού δανείου ίσου με 5,87%. Επομένως οι εκροές κατά έτος για την εξυπηρέτηση του δανείου είναι για την περίπτωση του αγωγού: $1.931 δις. Αντίστοιχα για την περίπτωση της μονάδας LNG είναι $616,35 εκατομμύρια.

Γ) Περίοδος επενδυτικού ορίζοντα Υπολογίζεται ότι ένα εργοστάσιο υγροποίησης φυσικού αερίου χρειάζεται σχεδόν μια δεκαετία για να κατασκευαστεί (Oxford Institute for energy studies 2012), ενώ εξαιρετικά απαιτητική είναι και η βύθιση και κατασκευή του αγωγού. Συνυπολογίζοντας και το γεγονός ότι καμία συγκεκριμένη απόφαση δεν έχει οριστικοποιηθεί θα πρέπει να θεωρήσουμε ότι η κατασκευή θα ξεκινήσει κοντά στο 2014 ενώ η επένδυση θα έχει ορίζοντα έως το 2050. Έτσι οι χρηματικές ροές της επένδυσης θα ξεκινήσουν το 2024 και θα επεκταθούν σε βάθος 26 ετών. Για το ομολογιακό δάνειο υποθέτουμε ορίζοντα 25 ετών με έναρξη των καταβολών από το 2014 και αποπληρωμή του κεφαλαίου στο 2039. Δ) Οι τιμές φυσικού αερίου Έχοντας σταθεί στους παράγοντες που θα καθορίσουν το αποτέλεσμα της ανάλυσης μένει να εκτιμήσουμε τις τιμές του φυσικού αερίου που θα επικρατήσουν στην Ευρωπαϊκή Ένωση την περίοδο μετά το 2024, έτος ότου θα ξεκινήσει η παραγωγή, μέχρι το 2050. Με βάση την ανάλυση ευαισθησίας των τιμών θα υπολογίσουμε την τιμή του αερίου μέσω αγωγού για την Ευρωζώνη να ακολουθεί τον μέσο ετήσιο πληθωρισμό που έχει προβλεφθεί από την Παγκόσμια Τράπεζα μέχρι και το 2018 και από εκεί υποθέτουμε έναν μέσο ετήσιο ρυθμό μεταβολής ίσο με 1,5%. Έτσι με βάση τιμή, μείον το κόστος μεταφοράς, ίση $9.4/28.32 κυβικά μέτρα για τις αγορές της Γαλλίας και της Ισπανίας σε ότι αφορά το LNG (Oxford institute of energy studies 2012) το 2018 η τιμή αυτή θα είναι ίση με $10.191 και $16.41/28.32 κυβικά μέτρα το 2050. Με βάση τον αμερικάνικο δείκτη Henry Hub η τιμή για εισαγωγή αερίου μέσο αγωγού μπορεί να είναι $3.755 ανά 28.32 κυβικά μέτρα για το 2018 και 6.0468 για το 2050. Παρατηρούμε δηλαδή μία διαφορά μεταξύ των τιμών της τάξεως του 60% σχεδόν. Αυτή η διαφορά αν μετρηθεί ως πλεόνασμα καταναλωτή μπορεί να αποτελέσει λόγω αλλαγής των αποτελεσμάτων και εναρμόνισης της Ευρωπαϊκής πολιτικής ώστε ν α πραγματοποιηθεί το έργο τροφοδοσίας της με φυσικό αέριο εντός των ορίων της και να είναι η ίδια κατά μεγάλο ποσοστό ο μεγαλύτερος αγοραστής. Αρχικά υπολογίζουμε την καθαρή παρούσα αξία (ΚΠΑ) για την επένδυση σε LNG υποθέτοντας με βάση τα όσα έχουμε αναφέρει ότι η ζήτηση μετά το 2024 ξεπερνά την δυναμική της μονάδας και άρα τα 21 δις κυβικά μέτρα απορροφούνται από την αγορά κάθε ένα από τα χρόνια σελ. 9

Λαμβάνοντας υπόψη την εξάρτηση της Ευρώπης σε σχέση με την ενέργεια και τη μείωση της παραγωγής της δεν μπορεί να αποκλειστεί η επικράτηση υψηλότερων τιμών μελλοντικά. σελ. 10 λειτουργίας της μονάδας. Στη συνέχεια βρίσκουμε τις χρηματικές ροές ως το γινόμενο της τιμής επί την ποσότητα μείον τους τόκους του ομολογιακού δανείου και τα έξοδα λειτουργίας, για το έτος 2039 αφαιρούμε και το ύψος του δανείου. Η παραπάνω ανάλυση και με βάση τα όσα έχουμε αναφέρει σχετικά με το κόστος κεφαλαίου μας δίνει μια καθαρά παρούσα αξία στο έτος 2014 που είναι το έτος ανάληψης ή μη της επένδυσης ίση με $46 δις. Παρατηρούμε λοιπόν μία θετική και εξαιρετικά μεγάλη παρούσα αξία. Παρά το μεγάλο κόστος επένδυσης και το γεγονός ότι οι εισροές ξεκινούν δέκα χρόνια μετά η επένδυση είναι συμφέρουσα. Λαμβάνοντας υπόψη και τη χρονική αξία του χρήματος οδηγούμαστε σε θετική αξιολόγηση. Αν τώρα με βάση την ανάλυση ευαισθησίας που έχουμε κάνει δοκιμάσουμε να υπολογίσουμε την ΚΠΑ σε περιβάλλον όπου οι τιμές είναι κατά 11 τοις εκατό χαμηλότερες και δεν επηρεάζονται από τον πληθωρισμό η ΚΠΑ γίνεται τώρα ίση με $30.250 δις. Στην πρώτη περίπτωση ο εσωτερικός συντελεστής απόδοσης είναι ίσος με 20 τοις εκατό ενώ στην δεύτερη ίσος με 18 τοις εκατό. Είναι λοιπόν μια επένδυση που με βάση τις υποθέσεις αποδίδει τα μέγιστα. Έχουμε αγνοήσει πολλά στοιχεία του κόστους αλλά ακόμα και αν αυτά συμπεριλαμβάνονταν είναι αμφίβολο αν θα μπορούσαν να αλλάξουν ένα τόσο θετικό αποτέλεσμα. Συνεχίζοντας εξετάζουμε το ενδεχόμενο ανάληψης της επένδυσης μέσω αγωγού. Εδώ υπάρχουν διαφοροποιήσεις ως προς το αρχικό κόστος και την τιμή που θα απολαμβάνει όποιος αναλάβει την εξόρυξη και διανομή σύμφωνα με τα όσα έχουμε αναφέρει. Τώρα η επένδυσή έχει ΚΠΑ ίση με $3.75 δις και είναι μικρότερη από την περίπτωση της μονάδας υγροποίησης. Ο δε εσωτερικός συντελεστής απόδοσης είναι 5%. Δεν προβαίνουμε σε κάποια αλλαγή σε σχέση με το κόστος κεφαλαίου και την απαιτούμενη απόδοση καθώς το μεν πρώτο βασίζεται σε έγκυρα στοιχεία και σε ότι αφορά το δεύτερο, ένα περιθώριο ρίσκου 6% για μία τόσο μακροπρόθεσμη επένδυση θεωρείται απολύτως συνετό. Θα πρέπει να σημειωθεί ότι η αρνητική αυτή αποτίμηση σε σχέση με το LNG δεν μπορεί να χαρακτηριστεί ως τελεσίδικη απόρριψη της επένδυσης σε αγωγό. Σημειωτέον ότι υπολογίστηκε ως τιμή προσφοράς ο αμερικάνικος δείκτης για τις εισαγωγές αερίου από τον Καναδά προς τις Η.Π.Α. Εντοπίζονται διαφορές στην απόσταση, στη μορφολογία του εδάφους σε σχέση με τον αγωγό που καλείται να τροφοδοτήσει την Ευρώπη. Λαμβάνοντας υπόψη την εξάρτηση της Ευρώπης σε σχέση με την ενέργεια και τη μείωση της παραγωγής της δεν μπορεί να αποκλειστεί η επικράτηση υψηλότερων τιμών μελλοντικά. Για το ενδεχόμενο όπου η τιμή κινηθεί σύμφωνα με την ιστορική διακύμανση του αερίου στο συν 11% πλην του αναμενόμενου πληθωρισμού θα καταλήξουμε σε ΚΠΑ ίση

με $6,5 δις. Ενώ, και το αναφέρουμε μόνο σαν υπόθεση εργασίας, μια σύγκλιση των τιμών του φυσικού αερίου σε υγροποιημένη μορφή θα οδηγούσε την ΚΠΑ στο ύψος των $50.78 δις, μεγαλύτερο δηλαδή από αυτό της εναλλακτικής αλλά με εσωτερικό συντελεστή απόδοσης μικρότερο από την επένδυση σε LNG και ίσο με 13%. Η προτιμότερη επένδυση είναι, με βάση τα δύο κριτήρια, αυτή της κατασκευής μονάδας υγροποίησης. Συμπεράσματα Με βάση τα μέχρι τώρα δεδομένα είδαμε ότι και οι δύο εναλλακτικές επενδύσεις αξιοποίησης των αποθεμάτων οδηγούν σε θετικές ΚΠΑ. Παρότι υιοθετήσαμε αρκετές απλοποιήσεις δεν αναμένεται ιδιαίτερη αλλαγή ως προς το αποτέλεσμα. Ακόμα και αν προστεθούν σημαντικά λειτουργικά κόστη η μονάδα υγροποίησης αερίου παραμένει προτιμότερη του αγωγού σε όρους ιδιωτικό-οικονομικής αξιολόγησης. Στην περίπτωση αυτή ενδεχομένως η αποτίμηση για τον αγωγό να είναι αρνητική και άρα η ανάληψη του να είναι απαγορευτική είτε σε σύγκριση με την εναλλακτική πρόταση του LNG είτε με βάση την εσωτερική του αξία και μόνο. Τα αποτελέσματά μας δεν αλλάζουν ιδιαίτερα όταν επιχειρήσουμε αλλαγές στις μεταβλητές μας ως προς την τιμή που αναμένεται να επικρατήσει ή το χρονικό ορίζοντα που χρησιμοποιείται. Ακόμα και αν προστεθούν σημαντικά λειτουργικά κόστη η μονάδα υγροποίησης αερίου παραμένει προτιμότερη του αγωγού σε όρους ιδιωτικόοικονομικής αξιολόγησης. in DEEP ANALYSIS σελ. 11

Aξιολόγηση των Εναλλακτικών Aξιολόγηση των Σχεδίων Εναλλακτικών Απόληψης Σχεδίων και Διανομής Απόληψης και Διανομής των Αποθεμάτων Φυσικού των Αποθεμάτων Αερίου της Φυσικού Κύπρου Αερίου της Κύπρου Βιβλιογραφία BP (2012) BP statistical review of world energy. Eurogas (2010) The role of natural gas in a sustainable energy market. International Energy Agency (2013) Developing a Natural Gas Trading Hub in Asia; Obstacles and Opportunities. Oxford Institute for Energy Studies (2012) The Offshore Discovery in the Republic of Cyprus - Monetization Prospects and Challenges, July. Samaras A. (2012) Southeastern Mediterranean Hydrocarbons: A new energy corridor for the EU? in DEEP ANALYSIS σελ. 12 Την ευθύνη του παρόντος φέρουν οι συγγραφείς. Το περιεχόμενο δεν εκφράζει απαραιτήτως τις απόψεις του In Deep Analysis.