Στον «πάγο» παραμένει η ανάπτυξη των υπεράκτιων αιολικών στην Ελλάδα, με τις παρατεταμένες καθυστερήσεις να απειλούν πλέον όχι μόνο τα χρονοδιαγράμματα, αλλά και την ίδια τη δυναμική της αγοράς. Παρά τα επιμέρους βήματα που έχουν γίνει, οι διαδικασίες εξακολουθούν να προχωρούν με το σταγονόμετρο, ενώ παράγοντες του κλάδου που μιλούν στο energygame.gr εκφράζουν φόβους ότι το επενδυτικό ενδιαφέρον θα αρχίσει να εξανεμίζεται, προτού καν τα πρώτα έργα περάσουν στην πράξη. Μια αγορά που ξεκίνησε με μεγάλες προσδοκίες εμφανίζεται σήμερα λαβωμένη, με ορατό τον κίνδυνο το στοίχημα των υπεράκτιων αιολικών να μείνει όνειρο θερινής νυκτός.
Την ώρα, πάντως, που η αγορά παλεύει να βρει βηματισμό, στην ΕΔΕΥΕΠ επιχειρούν να αποδείξουν με αριθμούς γιατί η Ελλάδα δεν έχει την πολυτέλεια να αφήσει τα υπεράκτια αιολικά εκτός ενεργειακού σχεδιασμού. Και το επιχείρημά τους δεν περιορίζεται στην ανάγκη για περισσότερη πράσινη ενέργεια. Η μελέτη που εκπονήθηκε σε συνεργασία με την Exergia και παρουσιάστηκε στο 8th Renewable & Storage Forum αναδεικνύει τα οφέλη που θα μπορούσαν να προκύψουν για ένα ηλεκτρικό σύστημα το οποίο ήδη δοκιμάζεται από τις αυξανόμενες περικοπές ΑΠΕ, την υπερσυγκέντρωση φωτοβολταϊκής παραγωγής και την εξάρτηση από το φυσικό αέριο.
Σύμφωνα με τα ευρήματα, η ανάπτυξη 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών έως το 2035 θα μπορούσε να περιορίσει τις περικοπές πράσινης ενέργειας έως και τέσσερις φορές, να μειώσει περίπου στο μισό το ετήσιο λειτουργικό κόστος του ηλεκτρικού συστήματος και να ενισχύσει την αγοραία αξία της υπόλοιπης παραγωγής ΑΠΕ.
1. Τι αλλάζει με τα 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών
Το ερώτημα στο οποίο επιχειρεί να απαντήσει η μελέτη δεν είναι απλώς πόση επιπλέον πράσινη ενέργεια χρειάζεται η Ελλάδα, αλλά ποιος συνδυασμός τεχνολογιών μπορεί να καλύψει τις ανάγκες του ηλεκτρικού συστήματος με τον οικονομικότερο και αποδοτικότερο τρόπο. Για τον λόγο αυτό, οι μελετητές έβαλαν στο μικροσκόπιο το 2035, συγκρίνοντας την ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών με δύο εναλλακτικά σενάρια μεγαλύτερης διείσδυσης φωτοβολταϊκών και χερσαίων αιολικών.
Στο βασικό σενάριο, το οποίο ακολουθεί τις προβλέψεις του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ), το ελληνικό σύστημα διαθέτει 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών, 18,5 GW φωτοβολταϊκών και 9,5 GW χερσαίων αιολικών. Στα δύο εναλλακτικά σενάρια τα υπεράκτια απουσιάζουν, με την παραγωγή τους να αντικαθίσταται από πρόσθετη ισχύ άλλων ΑΠΕ.
Στην πρώτη περίπτωση, η κάλυψη της ίδιας ετήσιας ποσότητας ανανεώσιμης ενέργειας απαιτεί επιπλέον 6,8 GW φωτοβολταϊκών και 2,2 GW χερσαίων αιολικών. Στη δεύτερη, η ανάπτυξη στρέφεται ακόμη περισσότερο προς την ηλιακή ενέργεια, με την προσθήκη 9,2 GW φωτοβολταϊκών και μόλις 0,6 GW χερσαίων αιολικών.
Η σύγκριση έχει ιδιαίτερη σημασία, καθώς αναδεικνύει ένα πρόβλημα που γίνεται ολοένα πιο αισθητό στην ελληνική αγορά: η εγκατάσταση περισσότερων ΑΠΕ δεν συνεπάγεται αυτομάτως και καλύτερη αξιοποίηση της παραγωγής τους. Όταν ολοένα περισσότερα φωτοβολταϊκά διοχετεύουν ενέργεια στο δίκτυο τις ίδιες ώρες, το σύστημα δυσκολεύεται να την απορροφήσει, οι περικοπές αυξάνονται και οι τιμές υποχωρούν. Άλλωστε, τα στοιχεία που παρουσίασε η ΕΔΕΥΕΠ είναι ενδεικτικά της επιδείνωσης. Το ποσοστό της παραγωγής φωτοβολταϊκών και χερσαίων αιολικών που περικόπηκε αυξήθηκε από 1,2% το 2023 σε 4% το 2024 και 6,6% το 2025, ενώ μόνο το πρώτο εξάμηνο του 2026 έφτασε στο 9,6%.
2. Έως τέσσερις φορές λιγότερες περικοπές – Πόσες μπαταρίες γλιτώνει το σύστημα
Ένα από τα πλέον εντυπωσιακά ευρήματα της μελέτης αφορά την ενέργεια που χάνεται εξαιτίας των περικοπών. Σύμφωνα με τη μοντελοποίηση, η ανάπτυξη 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών περιορίζει την περικοπτόμενη παραγωγή ΑΠΕ στις 0,72 TWh ετησίως το 2035, όταν στα δύο εναλλακτικά σενάρια χωρίς υπεράκτια οι αντίστοιχες ποσότητες εκτοξεύονται στις 2,55 και 3,04 TWh.
Η διαφορά είναι μεγάλη. Με τα υπεράκτια αιολικά, οι περικοπές εμφανίζονται περίπου 3,5 έως 4 φορές χαμηλότερες, γεγονός που μεταφράζεται σε 1,83 έως 2,32 TWh περισσότερης πράσινης ενέργειας που μπορεί να αξιοποιηθεί κάθε χρόνο, αντί να απορρίπτεται.
Το πλεονέκτημα αποδίδεται στο διαφορετικό προφίλ παραγωγής των υπεράκτιων αιολικών, τα οποία μπορούν να παρέχουν ενέργεια και εκτός των μεσημεριανών ωρών, όταν η παραγωγή των φωτοβολταϊκών βρίσκεται στο αποκορύφωμά της. Έτσι, αντί να συσσωρεύεται ακόμη μεγαλύτερη ισχύς στις ίδιες ώρες, η παραγωγή κατανέμεται καλύτερα στη διάρκεια της ημέρας.
Ακόμη μεγαλύτερο ενδιαφέρον παρουσιάζουν οι υπολογισμοί για την αποθήκευση. Οι μελετητές εξέτασαν πόσες επιπλέον μπαταρίες θα χρειάζονταν ώστε ένα σύστημα χωρίς υπεράκτια αιολικά να πετύχει αντίστοιχη συγκράτηση των περικοπών.
Το αποτέλεσμα δείχνει ότι θα απαιτούνταν τριπλάσια εγκατεστημένη ισχύς μπαταριών από εκείνη που προβλέπει το ΕΣΕΚ, δηλαδή περίπου 14 GW πρόσθετης αποθήκευσης. Ακόμη και τότε, το ετήσιο λειτουργικό κόστος του συστήματος χωρίς υπεράκτια παραμένει, σύμφωνα με την ανάλυση, κατά 34% υψηλότερο.
3. Έως 420 εκατ. ευρώ χαμηλότερο λειτουργικό κόστος κάθε χρόνο
Ισχυρό οικονομικό αποτύπωμα προκύπτει και από τη σύγκριση του ετήσιου λειτουργικού κόστους του ηλεκτρικού συστήματος. Στο σενάριο με υπεράκτια αιολικά, το κόστος αυτό υπολογίζεται στα 320 εκατ. ευρώ το 2035, έναντι 660 εκατ. ευρώ στην πρώτη εναλλακτική περίπτωση και 740 εκατ. ευρώ στη δεύτερη. Η διαφορά κυμαίνεται, επομένως, από 340 έως 420 εκατ. ευρώ ετησίως, με τη μελέτη να καταγράφει μείωση περίπου κατά το ήμισυ.
Η εξήγηση βρίσκεται κυρίως στη μικρότερη ανάγκη λειτουργίας μονάδων φυσικού αερίου, καθώς και στον περιορισμό των σχετικών δαπανών για καύσιμα και εκπομπές διοξειδίου του άνθρακα. Το διαφορετικό μείγμα ηλεκτροπαραγωγής επιτρέπει στο σύστημα να καλύπτει τις ανάγκες του με λιγότερη θερμική παραγωγή, αποφεύγοντας μέρος του κόστους που θα προέκυπτε από την αυξημένη χρήση εισαγόμενου καυσίμου. Τα ποσά αφορούν το λειτουργικό κόστος και όχι τη συνολική δαπάνη ανάπτυξης και λειτουργίας των έργων, καθώς δεν περιλαμβάνονται οι επενδύσεις που απαιτούνται για την κατασκευή τους. Επομένως, η διαφορά δεν σημαίνει ότι το ηλεκτρικό ρεύμα θα κοστίζει στους καταναλωτές 50% λιγότερο.
4. Μισό δισ. ευρώ περισσότερη αξία για φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά
Ιδιαίτερο ενδιαφέρον για τους παραγωγούς ΑΠΕ παρουσιάζει μια ακόμη διαπίστωση της μελέτης: τα υπεράκτια αιολικά δεν έρχονται απλώς να διεκδικήσουν μερίδιο από την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά μπορούν να βελτιώσουν και την οικονομική απόδοση των υπόλοιπων ανανεώσιμων τεχνολογιών.
Σύμφωνα με τους υπολογισμούς, η μέση αγοραία αξία της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγουν τα φωτοβολταϊκά και τα χερσαία αιολικά διαμορφώνεται στα 77 ευρώ/MWh όταν στο σύστημα συμμετέχουν υπεράκτια αιολικά. Χωρίς αυτά, περιορίζεται στα 68 ευρώ/MWh στο πρώτο εναλλακτικό σενάριο και στα 65 ευρώ/MWh στο δεύτερο.
Η διαφορά των 77 έναντι 68 ευρώ/MWh αντιστοιχεί σε αύξηση περίπου 14%, η οποία, σύμφωνα με την ΕΔΕΥΕΠ, μεταφράζεται σε περίπου 500 εκατ. ευρώ μεγαλύτερη ετήσια αγοραία αξία για τη φωτοβολταϊκή και χερσαία αιολική παραγωγή που προβλέπει το ΕΣΕΚ.
Στην πράξη, αυτό σημαίνει ότι η παρουσία των υπεράκτιων μπορεί να περιορίσει το φαινόμενο του κανιβαλισμού των τιμών, που πλήττει ήδη τους παραγωγούς φωτοβολταϊκών. Όσο μεγαλύτερη είναι η συγκέντρωση της παραγωγής τις μεσημεριανές ώρες, τόσο εντονότερη γίνεται η πίεση στη χονδρεμπορική αγορά και τόσο μικρότερη η αξία της παραγόμενης μεγαβατώρας.
Η μελέτη αποτυπώνει αυτή τη διαφορά και στις ώρες μηδενικών τιμών. Στο σενάριο με υπεράκτια αιολικά, οι ώρες αυτές περιορίζονται στις 323 ετησίως, έναντι 704 στο εναλλακτικό σενάριο με περισσότερα φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά. Πρόκειται για μείωση κατά 381 ώρες, δηλαδή περίπου 54%.
Παράλληλα, η μεταβλητότητα των ωριαίων τιμών εμφανίζεται περίπου 20% χαμηλότερη, με την τυπική απόκλιση να υποχωρεί από τα 36 στα 29 ευρώ/MWh.
Το μέσο οριακό κόστος παραμένει, πάντως, σχεδόν αμετάβλητο, κοντά στα 94 ευρώ/MWh, στη σύγκριση του βασικού σεναρίου με το πρώτο εναλλακτικό. Η εικόνα διαφοροποιείται όταν η υπεράκτια αιολική ισχύς αυξάνεται κατά 50% πάνω από τον στόχο του ΕΣΕΚ, φτάνοντας περίπου τα 5,85 GW. Σε αυτή την υποθετική περίπτωση, το μέσο οριακό κόστος υποχωρεί στα 85 ευρώ/MWh, καταγράφοντας μείωση 9 ευρώ/MWh.
5. Περισσότερες εξαγωγές και λιγότερη πίεση στα δίκτυα
Μια διαφορετική πτυχή των οφελών αφορά τη θέση της Ελλάδας στο διασυνοριακό εμπόριο ηλεκτρικής ενέργειας. Η μελέτη δείχνει ότι τα υπεράκτια αιολικά μπορούν να ενισχύσουν τις καθαρές εξαγωγές, όχι μόνο ως προς την ποσότητα, αλλά και ως προς την οικονομική τους αξία. Με την ανάπτυξη των 3,9 GW υπεράκτιων, οι καθαρές εξαγωγές υπολογίζονται σε 1,34 TWh ετησίως, έναντι 0,76 TWh στο πρώτο εναλλακτικό σενάριο και μόλις 0,40 TWh στο δεύτερο.
Ακόμη μεγαλύτερη είναι η διαφορά στο καθαρό εμπορικό ισοζύγιο, το οποίο αποτιμάται σε 207 εκατ. ευρώ, έναντι 72 εκατ. ευρώ και 25 εκατ. ευρώ αντίστοιχα. Το οικονομικό όφελος συνδέεται με το γεγονός ότι η παραγωγή των υπεράκτιων επιτρέπει περισσότερες εξαγωγές σε ώρες υψηλότερων τιμών, ενώ ταυτόχρονα περιορίζει την ανάγκη εισαγωγών κατά τις βραδινές και νυχτερινές ώρες.
Οι τελευταίες εμφανίζονται μειωμένες κατά περίπου 10% έως 13%, ενισχύοντας την εμπορική θέση του ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος. Παράλληλα, η μοντελοποίηση καταγράφει περιορισμό κατά περίπου 25% στις ώρες κατά τις οποίες οι γραμμές μεταφοράς 400 kV λειτουργούν με φόρτιση άνω του 90% της ονομαστικής τους ικανότητας.
Βεβαίως, η συγκεκριμένη επίδοση δεν μπορεί να θεωρηθεί δεδομένη ανεξαρτήτως του τρόπου ανάπτυξης των έργων. Όπως επισημαίνεται στην παρουσίαση, η αξιοποίηση των εξαγωγικών δυνατοτήτων εξαρτάται σε σημαντικό βαθμό από την υλοποίηση των ηλεκτρικών διασυνδέσεων, ενώ οι επιπτώσεις στο δίκτυο θα καθοριστούν και από τη χωροθέτηση των πάρκων και τα σημεία σύνδεσής τους.
6. Τι θα συμβεί σε μια νέα ενεργειακή κρίση
Η ΕΔΕΥΕΠ επιχειρεί να προσδώσει στα υπεράκτια αιολικά και έναν πρόσθετο ρόλο, αυτόν της προστασίας του ηλεκτρικού συστήματος από μελλοντικές ενεργειακές αναταράξεις.
Για τον σκοπό αυτό, η Exergia εξέτασε ένα σενάριο νέας κρίσης τιμών φυσικού αερίου και εισαγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας, αντίστοιχης εκείνης που έπληξε τις ευρωπαϊκές αγορές το 2022.
Τα αποτελέσματα δείχνουν ότι, με υπεράκτια αιολικά, η πρόσθετη επιβάρυνση του ετήσιου λειτουργικού κόστους εξαιτίας της κρίσης θα έφτανε τα 850 εκατ. ευρώ. Χωρίς την παρουσία τους, η αντίστοιχη αύξηση υπολογίζεται στα 1,84 δισ. ευρώ.
Η διαφορά πλησιάζει το 1 δισ. ευρώ, με το κόστος του ενεργειακού σοκ να εμφανίζεται μειωμένο κατά περισσότερο από 50%. Πρόκειται για υπολογιζόμενη επιβάρυνση λόγω της κρίσης, όχι για το συνολικό λειτουργικό κόστος του συστήματος.
Η δεύτερη δοκιμασία αφορά ένα σενάριο υψηλότερης ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας κατά 15%, λόγω του εξηλεκτρισμού της οικονομίας και της εμφάνισης νέων μεγάλων καταναλωτών. Και εδώ η παρουσία των υπεράκτιων εμφανίζεται να περιορίζει τις ανάγκες για φυσικό αέριο. Η ηλεκτροπαραγωγή από το συγκεκριμένο καύσιμο διαμορφώνεται στις 8,5 TWh, έναντι 10,7 TWh χωρίς υπεράκτια, ενώ το λειτουργικό κόστος υπολογίζεται περίπου 20% χαμηλότερο. Αντίστοιχα, οι περικοπές πράσινης ενέργειας περιορίζονται περίπου στο ένα πέμπτο εκείνων του εναλλακτικού σεναρίου.
Παρότι και στις δύο περιπτώσεις το σύστημα μετατρέπεται σε καθαρό εισαγωγέα ηλεκτρικής ενέργειας εξαιτίας της αυξημένης ζήτησης, η παρουσία υπεράκτιων περιορίζει τις απαιτούμενες εισαγωγές.
Διαβάστε περισσότερα στο energygame.gr
