Με τις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας να έχουν εκτοξευθεί πριν από την εισβολή της Ρωσίας στην Ουκρανία, λόγω της αύξησης των δικαιωμάτων εκπομπής ρύπων, καθώς και της αύξησης των ενεργειακών αναγκών, η απολιγνιτοποίηση έχει καταστεί επιτακτική ανάγκη για την επίτευξη βιώσιμα καλύτερων τιμών ενέργειας έως το 2030, σε επίπεδα έως και 40% χαμηλότερα από τα τρέχοντα.
Η ενεργειακή κρίση των τελευταίων ετών, σε συνδυασμό με τις δεσμεύσεις της Ε.Ε. για κλιματική ουδετερότητα, ανέδειξαν με εμφατικό τρόπο την αναγκαιότητα για ένα νέο ενεργειακό μοντέλο – λιγότερο εξαρτημένο από τα ορυκτά καύσιμα και περισσότερο προσανατολισμένο στην καθαρή, φθηνή και αποκεντρωμένη παραγωγή ενέργειας. Στην καρδιά αυτής της μετάβασης βρίσκονται δύο αλληλένδετες στρατηγικές: η απολιγνιτοποίηση και ο εξηλεκτρισμός της οικονομίας.
Καθώς η Ελλάδα επιταχύνει την ενεργειακή της μετάβαση, η ενίσχυση της παρουσίας των ΑΠΕ αποκαλύπτει τις δομικές αδυναμίες του υφιστάμενου δικτύου. Το φαινόμενο των περικοπών (curtailment), δηλαδή της αναγκαστικής διακοπής ή μείωσης παραγωγής από ΑΠΕ, έχει λάβει διαστάσεις που απειλούν την αποδοτικότητα των επενδύσεων και την επίτευξη των κλιματικών στόχων.
Το curtailment αποτελεί το σύμπτωμα μιας μετάβασης που προχωρά γρηγορότερα από την αναβάθμιση των υποδομών. Η ΔΕΗ, αναγνωρίζοντας τον συστημικό της ρόλο, επενδύει σε ένα ολιστικό πλέγμα λύσεων που αντιμετωπίζει τα αίτια του προβλήματος. Η επιτυχία του εγχειρήματος θα κριθεί στην πράξη, αλλά τα δομικά χαρακτηριστικά του σχεδιασμού –τεχνολογική ωριμότητα, περιφερειακή στόχευση, οικονομοτεχνική βιωσιμότητα– προσδίδουν αξιοπιστία και προοπτική. Εάν οι στόχοι επιτευχθούν, η Ελλάδα θα εισέλθει στη δεκαετία του 2030 με ανταγωνιστικό κόστος ενέργειας, ανθεκτικό σύστημα και αναβαθμισμένο γεωοικονομικό αποτύπωμα.
Οικονομικό αδιέξοδο του λιγνίτη
Η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από λιγνίτη έχει πάψει να είναι οικονομικά βιώσιμη. Η επιβάρυνση από το κόστος των δικαιωμάτων εκπομπών CO₂ μέσω του Συστήματος Εμπορίας Εκπομπών της Ε.Ε. (EU ETS) καθιστά τον λιγνίτη ανταγωνιστικά ασύμφορο.
Την τελευταία τριετία, η τιμή του CO₂ αυξήθηκε ραγδαία, αγγίζοντας σε περιόδους τα 100 €/τόνο, επιβαρύνοντας το συνολικό κόστος παραγωγής από λιγνίτη σε επίπεδα άνω των 150 €/MWh – υπερδιπλάσιο σε σχέση με τις ΑΠΕ και υψηλότερο ακόμη και από τις μονάδες φυσικού αερίου.
Η ΔΕΗ, ως βασικός πάροχος ηλεκτρικής ενέργειας, δεν μπορεί να στηρίξει την ανταγωνιστικότητά της επενδύοντας σε ένα καύσιμο με προβλέψιμη και διαρκή αύξηση κόστους. Επιπλέον, οι ρυθμιστικές δεσμεύσεις της χώρας για σταδιακή απανθρακοποίηση έως το 2030 καθιστούν την απολιγνιτοποίηση αναπόφευκτη.
Το νέο ενεργειακό μίγμα: Από τον άνθρακα στην καθαρή ενέργεια
Η στρατηγική της ΔΕΗ επικεντρώνεται στην ταχεία ενσωμάτωση Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), τη σταδιακή απόσυρση των λιγνιτικών μονάδων και τη συμπληρωματική χρήση φυσικού αερίου ως μεταβατικού καυσίμου. Το νέο ενεργειακό μίγμα χαρακτηρίζεται από:
- Μείωση της λιγνιτικής συμμετοχής από ~10% (2023) σε <1% έως το 2030
- Αύξηση των ΑΠΕ από ~45% σήμερα σε >80% του μίγματος έως το 2030
- Επενδύσεις σε αποθήκευση ενέργειας, έξυπνα δίκτυα και υδροηλεκτρικά έργα
- Ανάπτυξη χαρτοφυλακίου >3 GW σε φωτοβολταϊκά και αιολικά έργα
Η στροφή αυτή, πέραν των περιβαλλοντικών ωφελειών, μειώνει δραστικά την έκθεση της επιχείρησης και της χώρας στις διακυμάνσεις των διεθνών τιμών καυσίμων και στους μηχανισμούς τιμολόγησης εκπομπών CO₂.
Εξηλεκτρισμός: Ο πολλαπλασιαστής της ενεργειακής εξοικονόμησης
Η μετάβαση σε ηλεκτρικές τεχνολογίες σε κρίσιμους τομείς της οικονομίας (θέρμανση, μεταφορές, βιομηχανία) λειτουργεί ως πολλαπλασιαστής μείωσης του ενεργειακού κόστους.
- Οι αντλίες θερμότητας αντικαθιστούν συστήματα πετρελαίου με έως και 300% αποδοτικότητα
- Η ηλεκτροκίνηση μειώνει την κατανάλωση καυσίμων, το κόστος συντήρησης και τη ρύπανση
- Η ηλεκτροποίηση της βιομηχανίας προσφέρει σταθερότητα τιμών και ανεξαρτησία από τα ορυκτά καύσιμα
Η αυξημένη ζήτηση για καθαρή ηλεκτρική ενέργεια ενισχύει την οικονομία κλίμακας στις ΑΠΕ, αυξάνοντας την απόδοση των επενδύσεων και διευκολύνοντας την αποκλιμάκωση των τιμών χονδρικής.
Το πρόβλημα του curtailment
Το 2024, οι περικοπές παραγωγής από ΑΠΕ στην Ελλάδα ανήλθαν στις 900 GWh, καταγράφοντας αύξηση 294% σε σχέση με το προηγούμενο έτος. Το πρόβλημα αυτό δεν προκύπτει μόνο από τεχνικούς περιορισμούς του δικτύου αλλά και από την αδυναμία συμμετοχής των φορέων στις αγορές επόμενης ημέρας και ενδοημερήσιας, γεγονός που περιορίζει την απορροφητικότητα του συστήματος. Περίπου το 50% των περικοπών το 2024 αποδίδεται σε παραβιάσεις των Προγραμμάτων Αγοράς από Φορείς Σωρευτικής Εκπροσώπησης (ΦΟΣΕ), δηλαδή σε ποσότητες ενέργειας που δεν είχαν διατεθεί μέσω των αγορών επόμενης ημέρας (DAM) και ενδοημερήσιας (IDM).
Οι επιπτώσεις είναι πολλαπλές. Οι περικοπές δημιουργούν αβεβαιότητα στους επενδυτές και τις τράπεζες, επηρεάζοντας αρνητικά τη χρηματοδότηση νέων έργων ΑΠΕ. Παράλληλα, πενδυτές αναθεωρούν έργα λόγω αστάθειας απόδοσης, παραγόμενη καθαρή ενέργεια απορρίπτεται, ενώ διατηρείται εξάρτηση από μονάδες συμβατικής παραγωγής για λόγους σταθερότητας. Δεν μπορούν να παραβεφθεί και ο αντίκτυπος στο περιβάλλον, καθώς μη αξιοποίηση της παραγόμενης “πράσινης” ενέργειας αντιβαίνει στους στόχους για μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου και αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ στο ενεργειακό μείγμα, ενώ διατηρείται η πίεση στο δίκτυο και η ανάγκη διατήρησης μονάδων συμβατικής παραγωγής.
Η αντιμετώπιση του προβλήματος των περικοπών απαιτεί συντονισμένες δράσεις σε επίπεδο πολιτικής, τεχνολογίας και επενδύσεων, ώστε να διασφαλιστεί η βιώσιμη ανάπτυξη των ΑΠΕ και η επίτευξη των ενεργειακών και περιβαλλοντικών στόχων της χώρας.
Αντιμετώπιση
Η αντιμετώπιση του σύνθετου προβλήματος του curtailment απαιτεί ένα πλέγμα πολυεπίπέδων παρεμβάσεων, πολλές από τις οποίες έχου αρχίσει να υλοποιούνται, αν και υπάρχει σημαντική αβεβαιότητα για την έγκαιρη επίτευξη των στόχων.
Ειδικότερα, σε κυβερνητικό επίπεδο το υπουργείο Ενέργειας προωθεί νομοθετικό πλαίσιο για τη δίκαιη κατανομή των περικοπών και την αποζημίωση των παραγωγών ΑΠΕ, με στόχο την εφαρμογή νέων μέτρων εντός του 2025, το οποίο όμως έχει ήδη καθυστερήσει…
Πιο αργά προχωρά η επέκταση και ο εκσυγχρονισμός δικτύου, με την αναβάθμιση τη αύξηση της χωρητικότητάς τους είναι απαραίτητες για την απορρόφηση μεγαλύτερης ποσότητας ενέργειας από ΑΠΕ και την εξυπηρέτηση της βιομηχανίας και των επεκτεινόμενων πόλεων.
Το στοίχημα της ΔΕΗ
Ειδικότερα, η ΔΕΗ επενδύει σε συνδυασμένες τεχνολογικές λύσεις για να απαντήσει στο πρόβλημα. Δύο μεγάλα έργα αντλησιοταμίευσης στη Δυτική Μακεδονία, στην Καρδιά και στο Νότιο Πεδίο, ισχύος 320 και 240 MW αντίστοιχα, θα προσφέρουν δυνατότητα αποθήκευσης διάρκειας 8 και 12 ωρών, συνολικού προϋπολογισμού 740 εκατ. ευρώ. Παράλληλα, αναπτύσσονται έργα αποθήκευσης με μπαταρίες συνολικής ισχύος 300 MW σε Φλώρινα, Πτολεμαΐδα και Αμύνταιο, με στόχο την εξισορρόπηση φορτίου και την ευθυγράμμιση της παραγωγής με τη ζήτηση.
Η Πτολεμαΐδα 5 μετατρέπεται από λιγνιτική σε μονάδα φυσικού αερίου ισχύος 350 MW (με δυνατότητα αναβάθμισης στα 500 MW). Επιπλέον, κατασκευάζεται νέα μονάδα αερίου 100 MW στον Άγιο Δημήτριο, ενώ η μονάδα ΣΗΘΥΑ Καρδιάς αναλαμβάνει να καλύψει τις ανάγκες τηλεθέρμανσης. Η συμπληρωματική μονάδα Waste2Energy 38 MW αξιοποιεί απορρίμματα για παραγωγή θερμικής και ηλεκτρικής ενέργειας, προσθέτοντας καινοτομία και κυκλικότητα στο νέο ενεργειακό μοντέλο.
Αντλησιοταμίευση: Δύο μεγάλα έργα έχουν δρομολογηθεί στη Δυτική Μακεδονία:
- Καρδιά: 320 MW για 8 ώρες (430 εκατ. €)
- Νότιο Πεδίο: 240 MW για 12 ώρες (310 εκατ. €)
Μπαταρίες – BESS:
- 300 MW συνολική ισχύς αποθήκευσης
- 98 MW/196 MWh (“Φοίβη”, Μελίτη)
- 50 MW/200 MWh (Αμύνταιο)
- 150 MW (Πτολεμαϊδα)
Τα έργα αποθήκευσης επιτρέπουν την εξομάλυνση της καμπύλης παραγωγής από ΑΠΕ και τη μετάθεση ενέργειας από τοπικά peaks σε ώρες αιχμής κατανάλωσης.
Νέες μονάδες ευέλικτης παραγωγής: Για την υποστήριξη της μετάβασης:
- Πτολεμαϊδα 5: Μετατροπή από λιγνίτη σε μονάδα φυσικού αερίου OCGT 350 MW (με δυνατότητα CCGT 500 MW)
- Νέα μονάδα φυσικού αερίου 100 MW στον Άγιο Δημήτριο
- ΣΗΘΥΑ Καρδιάς: Μονάδα για την κάλυψη τηλεθέρμανσης και συμπαραγωγή ρεύματος
- Waste2Energy: Μονάδα 38 MW με σύγχρονη αντιρρυπαντική τεχνολογία
Επέκταση και εκσυγχρονισμός των δικτύων
- ΔΕΔΔΗΕ: Προγραμματίζει επενδύσεις ώς 2,2 δισ. ευρώ έως το 2026
- ΑΔΜΗΕ: Διευρυνσιακή ενίσχυση δικτύων υψηλής και τάσης
- Πυκνωτές υπερυψηλής τάσης στον ΑΗΣ Καρδιάς
Εφόσον υλοποιηθεί πλήρως το νέο ενεργειακό μοντέλο, με βασικούς πυλώνες την αποθήκευση, τη δικτυακή ενίσχυση και τη ριζική αναδιάρθρωση του μίγματος προς ΑΠΕ, η μέση τιμή χονδρεμπορικής ενέργειας προβλέπεται να υποχωρήσει από τα 140–160 €/MWh σε περίπου 85–100 €/MWh. Η μείωση της εξάρτησης από φυσικό αέριο και δικαιώματα CO₂, σε συνδυασμό με τις οικονομίες κλίμακας και τον ανταγωνισμό μέσω διαγωνιστικών μηχανισμών, αναμένεται να συμπιέσουν το τελικό κόστος για καταναλωτές και επιχειρήσεις.
Η αναδιάρθρωση του ενεργειακού μείγματος με στόχο τη συμμετοχή >80% από ΑΠΕ, σε συνδυασμό με την ωρίμανση του μηχανισμού αποθήκευσης, θα οδηγήσει σε σταδιακή αποκλιμάκωση των τιμών.
Σύμφωνα με αναλύσεις, η μέση τιμή χονδρεμπορικής ηλεκτρικής ενέργειας (DAM) εκτιμάται ότι μπορεί να υποχωρήσει έως και κατά 30-40% έως το 2030, από 140–160 €/MWh σήμερα, σε 85–100 €/MWh, υπό την προϋπόθεση:
-
- Πλήρους λειτουργίας των έργων αποθήκευσης και αντλησιοταμίευσης
- Υψηλής διείσδυσης των ΑΠΕ
- Εκσυγχρονισμού των δικτύων
Η μείωση της εξάρτησης από το φυσικό αέριο και τα δικαιώματα CO2 προβλέπεται να λειτουργήσει ως βασικός αποπληθωριστικός παράγοντας στις τιμές. ενώ, η εφαρμογή μηχανισμών «δύναμης αγοράς» μέσω διαγωνισμών για τα BESS και τα νέα PPA θα ενισχύσουν τον ανταγωνισμό, συμπιέζοντας το τελικό κόστος
