Το πρόβλημα δεν περιορίζεται στο κόστος παραγωγής, αλλά συνδέεται πλέον με τις αδυναμίες των δικτύων, την περιορισμένη αποθήκευση και αξιοποίησης της διαθέσιμης πράσινης ενέργειας τις ώρες που υπάρχει μεγαλύτερη ζήτηση.
Τη διάσταση του προβλήματος ανέδειξε ο Ανδρέας Πετροπουλέας, Διευθυντής Διαχείρισης Ενέργειας της ENERWAVE και πρόεδρος της Επιτροπής Ηλεκτρισμού του Ινστιτούτου Ενέργειας Νοτιοανατολικής Ευρώπης (ΙΕΝΕ), παρουσιάζοντας στοιχεία για την πορεία του ενεργειακού κόστους και τις προκλήσεις που αντιμετωπίζει η αγορά.
Το 2025, οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας κάλυψαν το 49,9% της ακαθάριστης κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Ωστόσο, η υψηλή συμμετοχή τους στο ενεργειακό μείγμα δεν έχει περιορίσει την απόσταση από τις ανταγωνιστικές οικονομίες. Η μέση τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για την ενεργοβόρο βιομηχανία στην Ευρώπη έφτασε τα 94,7 ευρώ/MWh, όταν στην Κίνα ήταν 60,2 ευρώ/MWh και στο Τέξας μόλις 44,2 ευρώ/MWh.
Η εικόνα δεν διαφοροποιείται στην Ελλάδα. Οι μεγάλοι βιομηχανικοί καταναλωτές επιβαρύνθηκαν με μέση τιμή 113 ευρώ/MWh κατά το πρώτο εξάμηνο του 2026, ελαφρώς υψηλότερη από τον ευρωπαϊκό μέσο όρο των 112,8 ευρώ/MWh.
Στην εξίσωση του κόστους παραμένει και η εξάρτηση από τις διεθνείς αγορές φυσικού αερίου. Η μείωση των εισαγωγών ρωσικού αερίου από 152 δισ. κυβικά μέτρα το 2021 σε 36 δισ. το 2025 συνοδεύτηκε από αύξηση των εισαγωγών LNG, οι οποίες έφτασαν στο ιστορικό υψηλό των 146 δισ. κυβικών μέτρων. Από αυτές, το 58% προήλθε από τις ΗΠΑ. Όπως σημείωσε ο κ. Πετροπουλέας, η διαφοροποίηση των προμηθευτών ενισχύει την ασφάλεια εφοδιασμού, δεν προστατεύει όμως την ευρωπαϊκή αγορά από τις διεθνείς διακυμάνσεις των τιμών του υγροποιημένου φυσικού αερίου.
Τα δίκτυα δεν προλαβαίνουν την ανάπτυξη των ΑΠΕ
Πέρα από τις διεθνείς τιμές των καυσίμων, ένας από τους σημαντικότερους παράγοντες που δυσκολεύουν την αξιοποίηση της πράσινης ενέργειας είναι η χρονική απόσταση μεταξύ της ανάπτυξης νέων μονάδων ΑΠΕ και της επέκτασης των ηλεκτρικών δικτύων. Ενώ ένας σταθμός μπορεί να κατασκευαστεί μέσα σε ένα με πέντε χρόνια, η ολοκλήρωση νέων δικτυακών υποδομών μπορεί να απαιτήσει από πέντε έως 15 χρόνια.
Η αναντιστοιχία έχει άμεσες συνέπειες στην αγορά. Η παραγωγή από φωτοβολταϊκά συγκεντρώνεται κυρίως στις μεσημεριανές ώρες, ενώ η ζήτηση δεν ακολουθεί απαραίτητα την ίδια χρονική καμπύλη. Έτσι, ακόμη και όταν η συνολική ημερήσια παραγωγή ενός σταθμού αντιστοιχεί στην κατανάλωση μιας βιομηχανικής εγκατάστασης, αυτό δεν σημαίνει ότι η δεύτερη μπορεί να καλύψει τις ανάγκες της αποκλειστικά από την ηλιακή ενέργεια. Ενδεικτικό είναι το παράδειγμα που παρουσίασε ο κ. Πετροπουλέας: φωτοβολταϊκό πάρκο ισχύος 100 MW παράγει ημερησίως 600 MWh, ποσότητα αντίστοιχη με την ημερήσια κατανάλωση μιας εγκατάστασης σταθερού φορτίου 25 MW. Όμως, η απευθείας κάλυψη της ζήτησης από την ηλιακή παραγωγή περιορίζεται στο 42,5%, καθώς η παραγωγή και η κατανάλωση δεν συμπίπτουν χρονικά και δεν υπάρχουν επαρκείς μονάδες αποθήκευσης για να καλύψουν τη διαφορά.
Το αποτέλεσμα είναι να αυξάνονται οι περικοπές πράσινης παραγωγής, την ώρα που η αξία της ηλιακής ενέργειας υποχωρεί. Για το διάστημα Ιανουαρίου - Αυγούστου 2026, οι εκτιμώμενες περικοπές από ΑΠΕ ανήλθαν σε 1.905 GWh. Παράλληλα, η αξία της ηλιακής μεγαβατώρας, σε σχέση με τη μέση τιμή της αγοράς, μειώθηκε από 71,9% κατά το πρώτο εξάμηνο του 2024 σε μόλις 44% το αντίστοιχο διάστημα του 2026.
Χαρακτηριστική είναι και η αύξηση των ωρών με σχεδόν μηδενικές τιμές. Κατά το πρώτο εξάμηνο του 2026 καταγράφηκαν 788 ώρες με τιμές χαμηλότερες από 0,05 ευρώ/MWh, έναντι 168 ωρών την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Η αποθήκευση αρχίζει να λειτουργεί ως αντίβαρο στις περικοπές, ωστόσο η εγκατεστημένη ισχύς των συνδεδεμένων μπαταριών παραμένει περιορισμένη, στα περίπου 0,8 GW, έναντι περίπου 12 GW φωτοβολταϊκών.
Από τα 106 στα 409 ευρώ/MWh μέσα στην ίδια ημέρα
Οι συνέπειες της χρονικής αναντιστοιχίας μεταξύ παραγωγής και ζήτησης γίνονται ιδιαίτερα εμφανείς στις τιμές της χονδρεμπορικής αγοράς. Τα στοιχεία της 29ης Οκτωβρίου 2026 δείχνουν το μέγεθος της διακύμανσης: κατά το διάστημα 9 π.μ. με 3 μ.μ. η μέση τιμή στην ελληνική αγορά επόμενης ημέρας διαμορφώθηκε περίπου στα 106 ευρώ/MWh. Αντίθετα, από τις 5 μ.μ. έως τις 10 μ.μ. εκτοξεύθηκε στα 409 ευρώ/MWh κατά μέσο όρο, με την υψηλότερη τιμή να φτάνει τα 450 ευρώ/MWh στις 6 μ.μ.
Η μεγάλη απόσταση ανάμεσα στις μεσημεριανές και τις βραδινές τιμές αποτυπώνει το κόστος της αδυναμίας μεταφοράς της πλεονάζουσας ηλιακής παραγωγής στις ώρες αυξημένης κατανάλωσης. Πρόκειται για ένα πρόβλημα που, χωρίς επαρκή αποθήκευση και ευελιξία στο σύστημα, περιορίζει το όφελος που θα μπορούσε να έχει η αυξημένη διείσδυση των ΑΠΕ για τις επιχειρήσεις.
Στο πλαίσιο αυτό, ο κ. Πετροπουλέας έθεσε ως προτεραιότητα ένα συνδυασμό άμεσων και μακροπρόθεσμων παρεμβάσεων. Στις πρώτες περιλαμβάνονται η μείωση των επιβαρύνσεων για τους καταναλωτές μέσης και υψηλής τάσης, η στοχευμένη στήριξη των επιλέξιμων βιομηχανικών κλάδων και η ανάπτυξη συμβάσεων προμήθειας που θα λαμβάνουν υπόψη τις πραγματικές ανάγκες, το προφίλ κατανάλωσης και το ωράριο λειτουργίας κάθε επιχείρησης.
Σε βάθος χρόνου, κρίσιμη θεωρείται η επιτάχυνση των επενδύσεων στα ηλεκτρικά δίκτυα και στις διασυνδέσεις, η ενίσχυση της αποθήκευσης και η αξιοποίηση της ευέλικτης ζήτησης. Στόχος είναι η μεγαλύτερη δυνατή απορρόφηση της πράσινης παραγωγής και η μετατροπή της σε πραγματικό οικονομικό όφελος για τη βιομηχανία.
