Μπίσκας: Το «παζλ» επάρκειας ισχύος και ευελιξίας έως το 2035 – Ο ρόλος αποθήκευσης και φυσικού αερίου

Στις προκλήσεις που διαμορφώνονται για το ελληνικό σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας τα επόμενα χρόνια, με έμφαση στην επάρκεια ισχύος, τις ανάγκες ευελιξίας, τις περικοπές ΑΠΕ και τον ρόλο της αποθήκευσης στο ενεργειακό χαρτοφυλάκιο της χώρας, αναφέρθηκε ο κ. Παντελής Μπίσκας, Καθηγητής του Τμήματος Ηλεκτρολόγων Μηχανικών & Μηχανικών Υπολογιστών του ΑΠΘ. Μιλώντας την Μεγάλη Τρίτη στο 7ο Power & Gas Forum που διοργανώνει στις 6 και 7 Απριλίου το energypress.gr στην Αθήνα, παρουσίασε ανέλυσε το θέμα της επάρκειας ισχύος και ευελιξίας στο σύστημα μεταφοράς για το 2030 και το 2035, εστιάζοντας τόσο στην τρέχουσα εικόνα του συστήματος όσο και στα σενάρια για τα επόμενα χρόνια.

Σύμφωνα με τα στοιχεία που παρουσίασε ο κ. Μπίσκας, το ενεργειακό χαρτοφυλάκιο του 2025 χαρακτηρίζεται από σχεδόν σταθερό φορτίο σε σχέση με το 2024, χωρίς κάποια σημαντική αύξηση της ζήτησης, αλλά με σημαντική αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ, καθώς νέοι σταθμοί συνεχίζουν να εντάσσονται στο σύστημα με μεγάλη ταχύτητα. Την ίδια ώρα, καταγράφηκε σταθερότητα στις καταναλώσεις φυσικού αερίου και πτώση στη λιγνιτική παραγωγή, όπως ήταν αναμενόμενο καθώς οι λιγνιτικές μονάδες σταδιακά αποσύρονται. Κατά την ανάλυση, επισημάνθηκε ότι η κάλυψη των στόχων ΑΠΕ για το 2025 ανέρχεται στο 56%, αποτυπώνοντας την αυξημένη συμμετοχή των ανανεώσιμων πηγών στο ενεργειακό μείγμα.

Αναλύοντας περαιτέρω, ο κ. Μπίσκας εξήγησε ότι το φορτίο του 2025 σε σχέση με το 2024 παρουσίασε ελαφρά πτώση, κυρίως τους καλοκαιρινούς μήνες λόγω των κλιματικών συνθηκών, αλλά και το Νοέμβριο. Αυτό, όπως σημείωσε, δείχνει ότι η ζήτηση δεν εμφανίζει τάσεις σημαντικής αύξησης που θα μπορούσαν να λειτουργήσουν ως διέξοδος για τις περικοπές ΑΠΕ, οι οποίες συνιστούν ήδη μείζον ζήτημα για την επενδυτική κοινότητα. Παρά τη σταθερότητα του φορτίου, καταγράφεται όμως σημαντική αύξηση των εξαγωγών ηλεκτρικής ενέργειας. Ειδικά για τον Ιανουάριο του 2026, με βάση το ενεργειακό ισοζύγιο που παρουσιάστηκε, οι εξαγωγές ξεπέρασαν, όπως ανέφερε, την 1,5 τεραβατώρα μέσα σε έναν μόνο μήνα, μέγεθος που χαρακτήρισε εξαιρετικά υψηλό.

Σενάρια έως το 2035 και η σχέση φυσικού αερίου – αποθήκευσης

Στο πλαίσιο μελέτης που εκπονήθηκε τους τελευταίους 12-15 μήνες για λογαριασμό του ΑΔΜΗΕ σε συνεργασία με τη Grant Thornton, εξετάστηκαν σενάρια για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη με ορίζοντα το 2028, το 2030 και το 2035, προκειμένου να αποτιμηθούν η επάρκεια ισχύος, η αξιοπιστία και η ευελιξία του συστήματος. Όπως εξήγησε ο κ. Μπίσκας, η μεθοδολογία βασίστηκε στην αποτίμηση δεικτών αξιοπιστίας και ευελιξίας του συστήματος, λαμβάνοντας υπόψη όχι μόνο τις spot αγορές αλλά και την αγορά εξισορρόπησης, καθώς και την οικονομική βιωσιμότητα των μονάδων. Στο πλαίσιο αυτό εξετάστηκε ποια συμβατικά μέσα παραμένουν οικονομικά βιώσιμα και πώς επηρεάζονται οι δείκτες αξιοπιστίας, όπως το loss of load expectation και το expected unserved energy, μαζί με τις απαιτήσεις εφεδρειών.

Από τα αποτελέσματα των σεναρίων, όπως υπογράμμισε, προκύπτει έντονη ανταγωνιστική δραστηριότητα μεταξύ μονάδων φυσικού αερίου και σταθμών αποθήκευσης. Για το 2030, στο σενάριο ERAA & NECP προβλέπονται 7 μονάδες φυσικού αερίου με αποθήκευση 4,3 έως 5,6 GW (BESS), ενώ στο σενάριο BE προβλέπονται 3 μονάδες φυσικού αερίου με 0,9 GW αποθήκευσης. Για το 2035, στο σενάριο ERAA & NECP προβλέπονται 8 έως 9 μονάδες φυσικού αερίου με αποθήκευση 6,8 έως 7,7 GW, ενώ στο σενάριο BE δεν προβλέπεται καμία μονάδα φυσικού αερίου, με 0,9 GW BESS. Όπως επισημάνθηκε, στα σενάρια με μεγαλύτερη διείσδυση αποθήκευσης, οι μονάδες φυσικού αερίου αρχίζουν να αντιμετωπίζουν ζητήματα οικονομικής βιωσιμότητας, ενώ αντίθετα στα σενάρια με μικρότερη ισχύ αποθήκευσης, όπως εκείνα που περιορίζονται ουσιαστικά στις μονάδες των διαγωνισμών, η οικονομική βιωσιμότητά τους παραμένει διασφαλισμένη. Ο ίδιος διευκρίνισε μάλιστα ότι, όταν μιλά για αποθήκευση, δεν αναφέρεται μόνο στις μπαταρίες αλλά συνολικά στις μορφές αποθήκευσης, περιλαμβανομένης και της αντλησιοταμίευσης.

Τα κενά ευελιξίας και η πίεση στο σύστημα

Η ανάλυση ανέδειξε επίσης τις ανάγκες ευελιξίας του συστήματος, οι οποίες, όπως είπε ο κ. Μπίσκας, είναι μεγαλύτερες κυρίως κατά τις μεσημεριανές ώρες. Στα σχετικά σενάρια αποτυπώνονται τόσο η ανοδική όσο και η καθοδική κατεύθυνση των αναγκών αυτών, οι οποίες στις περισσότερες περιπτώσεις καλύπτονται από τα διαθέσιμα flexibility resources του συστήματος, δηλαδή από μονάδες παραγωγής, σταθμούς αποθήκευσης και πόρους demand response. Ωστόσο, σε ορισμένα συγκεκριμένα σενάρια προέκυψαν flexibility gaps, δηλαδή κενά ευελιξίας που δεν μπορούν να καλυφθούν από τα διαθέσιμα μέσα του συστήματος και άρα απαιτούν παρεμβάσεις πολιτικής και αγοράς. Όπως διευκρινίστηκε, τέτοια κενά προκύπτουν και για το 2030 και για το 2035, με κυρίαρχη ή μεγαλύτερη παρουσία προς την καθοδική κατεύθυνση.

Ιδιαίτερη σημασία έχει και η παραδοχή που έγινε για τη συμμετοχή του demand response στην ανοδική ευελιξία μέσω μείωσης κατανάλωσης. Όπως τόνισε, εφόσον αυτή η συμμετοχή δεν επιβεβαιωθεί στην πράξη, είτε λόγω ανεπαρκών οικονομικών κινήτρων είτε λόγω περιορισμένης συμμετοχής των σχετικών πόρων, τα κενά ευελιξίας των επόμενων ετών αναμένεται να γίνουν ακόμη μεγαλύτερα.

Το βέλτιστο χαρτοφυλάκιο και το όριο της αποθήκευσης

Ιδιαίτερη έμφαση δόθηκε και στο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (LCOE) των τεχνολογιών. Όπως ανέφερε, το LCOE αποτελεί το βασικό εργαλείο σύγκρισης του κόστους μεταξύ διαφορετικών τεχνολογιών παραγωγής και δείχνει ότι οι φωτοβολταϊκοί και οι αιολικοί σταθμοί, αλλά και τα φωτοβολταϊκά σε συνδυασμό με αποθήκευση, εμφανίζουν το χαμηλότερο κόστος. Αυτό, όπως σημείωσε, εξηγεί γιατί ο ενεργειακός σχεδιασμός της χώρας έχει στηριχθεί στην ανάπτυξη αυτών των τεχνολογιών και γιατί τα επενδυτικά κίνητρα παραμένουν στραμμένα σε αυτές. Ταυτόχρονα, υπογράμμισε ότι ειδικά η φωτοβολταϊκή παραγωγή δεν μπορεί να σταθεί χωρίς αποθήκευση, ενώ το LCOE του συνδυασμού φωτοβολταϊκών με αποθήκευση είναι συγκρίσιμο με εκείνο της αιολικής ενέργειας και σε ορισμένες περιπτώσεις, σε χώρες με μεγάλη ηλιοφάνεια όπως η Ελλάδα, ακόμη και ελαφρώς χαμηλότερο. Συνεπώς, ο συνδυασμός φωτοβολταϊκών με αποθήκευση και αιολικών σταθμών είναι αυτός που οδηγεί στο χαμηλότερο δυνατό κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στο συνολικό χαρτοφυλάκιο.

Στο ερώτημα αν ένα σύστημα μπορεί να βασιστεί μόνο σε φωτοβολταϊκά και αποθήκευση για να καλύψει όλο το φορτίο, η απάντηση που έδωσε ήταν αρνητική. Όπως εξήγησε, το φωτοβολταϊκό παραμένει σήμερα η φθηνότερη πηγή, με LCOE κάτω από 40 ευρώ/MWh και συγκεκριμένα περίπου 35 ευρώ/MWh στη σχετική διαφάνεια, αν και σημείωσε ότι με τα σημερινά δεδομένα το κόστος είναι ακόμη χαμηλότερο. Ωστόσο, από μόνο του μπορεί να καλύψει περίπου 20% με 30% της κατανάλωσης. Η διείσδυση αποθήκευσης σε επίπεδο x2 αυξάνει το κόστος σε επίπεδα συγκρίσιμα με τα αιολικά, αλλά βελτιώνει σημαντικά την κάλυψη του φορτίου, ενώ η περαιτέρω αύξηση της αποθήκευσης σε επίπεδο x3 οδηγεί σε υψηλή κάλυψη της κατανάλωσης με κόστη συγκρίσιμα με εκείνα μονάδων φυσικού αερίου. Πολύ υψηλή διείσδυση αποθήκευσης, της τάξης του x5, οδηγεί σε σχεδόν καθολική κάλυψη του φορτίου, αλλά με μη βιώσιμο κόστος. Στη γραπτή παρουσίαση το βέλτιστο σημείο προσδιορίζεται λίγο πάνω από το x2, ενώ κατά την τοποθέτησή του ο κ. Μπίσκας ανέφερε ότι, κατά την εκτίμησή του, η οικονομικά αποδοτική περιοχή βρίσκεται μεταξύ της δεύτερης και της τρίτης βαθμίδας, δηλαδή κάπου ανάμεσα σε διπλάσια και τριπλάσια αποθηκευτική ικανότητα σε σχέση με την ισχύ των φωτοβολταϊκών.

Στο παράδειγμα που παρέθεσε, για να επιτευχθεί περίπου 97% κάλυψη του φορτίου απαιτείται αποθηκευτική ικανότητα τριπλάσια της ισχύος του φωτοβολταϊκού. Όπως εξήγησε, αν σε ένα παράδειγμα υπάρχουν 6 GW φωτοβολταϊκών, απαιτούνται περίπου 18 GWh αποθήκευσης, με αποτέλεσμα το LCOE να φθάνει τα 104 δολάρια/MWh, δηλαδή περίπου 95 ευρώ/MWh. Όπως σημείωσε, αυτό αντιστοιχεί περίπου στο κόστος παραγωγής από φυσικό αέριο σε περιβάλλον τιμών TTF κοντά στα 30 ευρώ/MWh, δηλαδή χωρίς ακραίες γεωπολιτικές αναταράξεις. Για ακόμη υψηλότερη κάλυψη του φορτίου, το κόστος ανεβαίνει στα 167 δολάρια/MWh, δηλαδή περίπου 150 ευρώ/MWh, επίπεδο που χαρακτήρισε οικονομικά μη αποδοτικό. Με αυτή τη λογική, ανέφερε ως ενδεικτικό παράδειγμα ότι αν η Ελλάδα διαθέτει περί τα 15 GW φωτοβολταϊκών το 2030, τότε με έναν συντελεστή περίπου 2,5 θα απαιτούνταν γύρω στις 37,5 GWh αποθηκευτικής ενέργειας στους σταθμούς αποθήκευσης, όχι μόνο σε μπαταρίες αλλά και σε υδροηλεκτρικά συστήματα.

Στο ίδιο πλαίσιο, παρουσίασε και παράδειγμα συνδυασμού φωτοβολταϊκού πίσω από τον μετρητή με αποθήκευση, για τη δημιουργία σταθερής φέτας φορτίου. Όπως αναφέρθηκε, ένα σύστημα με φωτοβολταϊκό 5 kW και αποθηκευτική ικανότητα 17 kWh μπορεί να δημιουργήσει σταθερό προφίλ παραγωγής στη διάρκεια του 24ώρου. Ο ίδιος διευκρίνισε ωστόσο ότι μια τέτοια λύση, αν εξεταστεί μεμονωμένα, δεν είναι η οικονομικά αποδοτικότερη, καθώς αυτό που προσφέρει την καλύτερη συνολική οικονομική επίδοση είναι ο σωστός συνδυασμός τεχνολογιών.

Οικιακή αποθήκευση, έξυπνοι μετρητές και μείωση των περικοπών

Σε ό,τι αφορά τις λύσεις για τη μείωση των περικοπών ΑΠΕ και τη βελτίωση της διαχείρισης του ενεργειακού χαρτοφυλακίου, ο κ. Μπίσκας έδωσε ιδιαίτερη βαρύτητα στη γρήγορη διείσδυση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Όπως τόνισε, τα ΣΑΗΕ έχουν τη δυνατότητα να μειώνουν το κόστος παραγωγής μέσω απορρόφησης της περίσσειας ενέργειας και έγχυσής της τις βραδινές ώρες, να προσφέρουν φυσικό hedging έναντι των διακυμάνσεων στις τιμές του φυσικού αερίου και των λοιπών καυσίμων, να μειώνουν την εξάρτηση από εισαγόμενη ενέργεια και καύσιμα και να συμβάλλουν στην επίτευξη των στόχων μείωσης των εκπομπών CO2. Παράλληλα, χαρακτήρισε πολύ σημαντική την παροχή κινήτρων για αύξηση της ευελιξίας των βιομηχανικών παροχών, σημειώνοντας ότι πρόκειται για μέτρο που έχει ήδη ξεκινήσει αλλά θα μπορούσε να ενισχυθεί περαιτέρω.

Ιδιαίτερη αναφορά έκανε επίσης στην ανάγκη εγκατάστασης «έξυπνων» μετρητών στους τελικούς καταναλωτές, ώστε να αλλάξει το προφίλ της ζήτησης μέσω κινήτρων για αύξηση της κατανάλωσης κατά τις μεσημεριανές ώρες. Κατά τον ίδιο, αυτό συνδέεται άμεσα και με τη δημιουργία κινήτρων για εγκατάσταση οικιακών μπαταριών μικρής ισχύος, οι οποίες μπορούν να μειώσουν ουσιαστικά το κόστος ηλεκτρικής ενέργειας για τα νοικοκυριά. Στη γραπτή παρουσίαση αναφέρεται ότι το κόστος ενός οικιακού συστήματος αποθήκευσης κυμαίνεται κάτω από 1.500 έως 2.500 ευρώ, με χρόνο απόσβεσης μικρότερο του 1,5 έτους, ενώ τονίζεται ότι αντίστοιχη μείωση του κόστους μπορεί να επιτευχθεί και μέσω των πορτοκαλί τιμολογίων.

Στην προφορική του τοποθέτηση παρέθεσε μάλιστα παράδειγμα μέσου οικιακού καταναλωτή με ετήσια κατανάλωση 5 MWh, δηλαδή περίπου 13,7 kWh ημερησίως κατά μέσο όρο και αιχμή περίπου 35 kWh σε μία χειμερινή ημέρα. Όπως εξήγησε, αν ένας τέτοιος καταναλωτής εγκαταστήσει στο σπίτι του μια τρίωρη μπαταρία περίπου 12 kWh και ενταχθεί σε πρόγραμμα προμηθευτή που δίνει τρεις ώρες δωρεάν ρεύμα το μεσημέρι, μπορεί να φορτίζει τη μπαταρία του στη διάρκεια αυτού του διαστήματος και να την αποφορτίζει κατά τις υπόλοιπες ώρες της ημέρας, επιτυγχάνοντας σχεδόν μηδενισμό του ανταγωνιστικού σκέλους του λογαριασμού. Ο ίδιος χαρακτήρισε το παράδειγμα αυτό τραβηγμένο, αλλά όχι μακριά από την πραγματικότητα, παραπέμποντας σε αντίστοιχες εφαρμογές που ήδη υπάρχουν σε χώρες όπως η Γερμανία. Σημείωσε επίσης ότι αντίστοιχα συμπεράσματα προκύπτουν και για οικιακές παροχές με φορτιστή ηλεκτρικού αυτοκινήτου. Κατά τον ίδιο, τέτοιες πρακτικές δεν θα μειώσουν μόνο το κόστος προμήθειας για τους τελικούς καταναλωτές, αλλά θα συμβάλουν και ουσιαστικά στον περιορισμό των περικοπών ΑΠΕ.

Συνολικά, η ανάλυση κατέδειξε ότι η αύξηση της συμμετοχής των ΑΠΕ σε συνδυασμό με τη γρήγορη διείσδυση συστημάτων αποθήκευσης μπορεί να οδηγήσει σε μείωση του κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, σε περιορισμό της εξάρτησης από εισαγόμενα καύσιμα και σε μείωση των εκπομπών CO₂, ενώ παράλληλα λειτουργεί ως μηχανισμός εξισορρόπησης έναντι των έντονων διακυμάνσεων στις τιμές των ενεργειακών καυσίμων. Την ίδια στιγμή, όμως, η ανάλυση του κ. Μπίσκα αναδεικνύει ότι η μετάβαση αυτή δεν είναι αυτόματη, καθώς προϋποθέτει προσεκτική ισορροπία ανάμεσα στην ανάπτυξη ΑΠΕ, την εγκατάσταση επαρκούς αποθήκευσης, τη διατήρηση της αναγκαίας ευελιξίας στο σύστημα και τη δημιουργία των σωστών κινήτρων στην πλευρά της ζήτησης.