Το ενεργειακό μίγμα της Ελλάδας μετά το 2030-2035: Από τη «γέφυρα» του φυσικού αερίου στην αντλησιοταμίευση μεγάλης διάρκειας

Σύνοψη

Με την απόσυρση του λιγνίτη να επισπεύδεται, το ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα βρίσκεται μπροστά σε ένα κρίσιμο ερώτημα: ποιες τεχνολογίες θα αναλάβουν τον ρόλο των «μονάδων βάσης» και της εγγυημένης ευελιξίας που μέχρι σήμερα παρείχαν οι λιγνιτικές μονάδες. Το προηγούμενο ερώτημα έχει ήδη απαντηθεί είναι οι μονάδες φυσικού αερίου που έχουν αναλάβει αυτό τον ρόλο. Αλλά για να διαβούμε το διάστημα από 55% μέχρι 100% διείσδυσης ΑΠΕ στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρισμού χρειάζεται μια «νέα» λύση που έχει χαρακτηριστικά μονάδας βάσης αλλά και επιπλέον λειτουργίες. Η αντλησιοταμίευση μεγάλης διάρκειας, ουσιαστικά συνιστά δύο μονάδες σε μία: «μονάδα βάσης» τις ώρες χαμηλής παραγωγής ΑΠΕ και «ελεγχόμενο φορτίο απορρόφησης» τις ώρες πλεονάσματος φωτοβολταϊκών παρέχοντας και άλλες υπηρεσίες, όπως εξισορρόπηση, επανεκκίνηση του συστήματος, κλπ. Παρακάτω παρουσιάζονται οι στόχοι διείσδυσης ΑΠΕ του ΕΣΕΚ του Δεκεμβρίου 2024  ^[1], η εμπειρία από άλλες χώρες και παρατίθενται τα βασικά επιχειρήματα υπέρ και κατά της συνεχιζόμενης επέκτασης του φυσικού αερίου, καθώς και τη συμπληρωματική προοπτική μονάδων αντλησιοταμίευσης πολύ μεγάλης διάρκειας αποθήκευσης, με βάση τον τελικό κυρωμένο ΕΣΕΚ ^[1] και τη λοιπή βιβλιογραφία που παρατίθεται. Τέλος παρουσιάζονται οι άμεσες προτεραιότητες πολιτικής που προκύπτουν.

1. Εισαγωγή

Το ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα διανύει μια μεταβατική περίοδο πρωτοφανούς έντασης. Οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ) καλύπτουν πλέον σημαντικό μέρος της ζήτησης σε πολλές περιόδους του έτους, με τη χώρα να έχει καταστεί καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας από το 2024 ^[2]. Παράλληλα, η οριστική απόσυρση του λιγνίτη, θεσμικά έως 31.12.2028 βάσει του Εθνικού Κλιματικού Νόμου ^[3], με τη ΔΕΗ να έχει ανακοινώσει πρόωρο κλείσιμο έως το τέλος του 2026, δύο έτη νωρίτερα από το αρχικό χρονοδιάγραμμα ^[4], αφαιρεί από το σύστημα τις μονάδες βάσης πάνω στις οποίες στηριζόταν επί δεκαετίες η ευστάθειά του.

Στο κενό αυτό έχει προσωρινά εγκατασταθεί το φυσικό αέριο (Φ.Α.), το οποίο σήμερα αποτελεί την κύρια πηγή εκπομπών του τομέα ηλεκτροπαραγωγής ^[5]. Ταυτόχρονα κατασκευάζονται νέες μεγάλες μονάδες αερίου, όπως η «Λάρισα Θερμοηλεκτρική» ^[6] και η μονάδα της ΔΕΗ/ΔΕΠΑ Εμπορίας στην Αλεξανδρούπολη ^[7], ενώ παράλληλα προχωρά και το πρώτο μεγάλο έργο αντλησιοταμίευσης στην Αμφιλοχία ^[8]  μετά από τις δυο υφιστάμενες μονάδες της ΔΕΗ στη Σφηκιά (1985, 315 MW) και Θησαυρού (1997, 381 MW). Το ερώτημα που τίθεται δεν είναι απλώς τεχνικό και οικονομικό αλλά και στρατηγικό, και όπως θα φανεί στην ανάλυση που ακολουθεί δεν έχει τη μορφή αποκλειστικού διλήμματος. Πρόκειται μάλλον για το πώς και σε ποιον βαθμό θα μετατοπιστεί σταδιακά το κέντρο βάρους του μίγματος από το φυσικό αέριο, που σήμερα λειτουργεί ως μεταβατική «γέφυρα» ασφάλειας εφοδιασμού, προς μονάδες αντλησιοταμίευσης πολύ μεγάλης διάρκειας αποθήκευσης (π.χ.> 40 ώρες), οι οποίες θα μπορούσαν μακροπρόθεσμα να προσφέρουν αντίστοιχη στήριξη χωρίς εκπομπές λειτουργίας αλλά και άλλες υπηρεσίες.

2. Το πλαίσιο των εθνικών και ευρωπαϊκών στόχων

2.1 Το αναθεωρημένο ΕΣΕΚ (τελικό κείμενο, Δεκέμβριος 2024)

Το αναθεωρημένο ΕΣΕΚ κυρώθηκε με την υπ' αριθμ. 3/18.12.2024 Απόφαση του Κυβερνητικού Συμβουλίου Οικονομικής Πολιτικής (ΦΕΚ Β΄ 4893/19.12.2024) ^[1] και αποτελεί το επίσημο στρατηγικό πλαίσιο της χώρας έως το 2030, με προεκτάσεις έως το 2050. Στο τελικό κυρωμένο κείμενο, ο στόχος συμμετοχής των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας διαμορφώθηκε στο 43% έως το 2030 (έναντι ευρωπαϊκού στόχου 42,5%), ενώ ειδικά στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρισμού ο στόχος οριστικοποιήθηκε στο 75,7% ^[1] για το 2030, σημαντικά χαμηλότερος από τα προγενέστερα σχέδια διαβούλευσης, τα οποία είχαν αναφέρει 80% τον Οκτώβριο του 2023 ^[9] και 82% τον Αύγουστο του 2024 ^[10]. Ενώ ο στόχος συμμετοχής των ΑΠΕ στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώθηκε στο 96,2% για το 2035 και πλέον του 100% από το 2040 και μετά, όπως αυτό εμφανίζεται στο ΕΣΕΚ ^[1].

Στο σκέλος της αποθήκευσης ενέργειας, Πίνακας 1, το ΕΣΕΚ προβλέπει εγκατεστημένη ισχύ 4,3 GW σε συστήματα μπαταριών και 1,9 GW σε αντλησιοταμίευση έως το 2030, με την αντλησιοταμίευση να φτάνει έως και τα 5,5 GW το 2050 ^[1]. 

Πίνακας 1, ΕΣΕΚ Δεκ. 2024 ^[1], Εξέλιξη αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας ανά τεχνολογία, ισχύς (ΜW) και χωρητικότητα (ΜWh).

Το σύνολο της αποθήκευσης στο ΕΣΕΚ του 2024 προβλέπεται να ανέλθει σε περίπου 17,5 GW έως το 2050 ^[1]. Παράλληλα, το ΕΣΕΚ εξακολουθεί να προβλέπει προσθήκη νέας ισχύος φυσικού αερίου από την εγκατεστημένη ισχύ των 6.300 MW το 2022 στα 7.900 MW έως το 2030, χωρίς να τεκμηριώνεται επαρκώς η αναγκαιότητά της, όπως επισημαίνει ο κοινός σχολιασμός της WWF Ελλάς και της Greenpeace ^[11].

2.2 Ο Εθνικός Κλιματικός Νόμος (Ν. 4936/2022)

Ο πρώτος ελληνικός κλιματικός νόμος ^[3] θέτει δεσμευτικούς ενδιάμεσους στόχους μείωσης των καθαρών εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου κατά τουλάχιστον 55% έως το 2030 και 80% έως το 2040, σε σχέση με το 1990, με τελικό ορίζοντα την κλιματική ουδετερότητα έως το 2050. Το άρθρο 11 του νόμου απαγορεύει την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από στερεά ορυκτά καύσιμα (λιγνίτη) από την 31η Δεκεμβρίου 2028 και μετά ^[3]. Ο νόμος θεσπίζει επίσης το σύστημα των τομεακών «προϋπολογισμών άνθρακα», βάσει των οποίων παρακολουθείται η πρόοδος κάθε κλάδου, περιλαμβανομένης της ηλεκτροπαραγωγής, ως προς την επίτευξη των στόχων ^[3].

2.3 Το ευρωπαϊκό πλαίσιο

Σε επίπεδο Ευρωπαϊκής Ένωσης, ο στόχος μείωσης εκπομπών κατά τουλάχιστον 55% έως το 2030 («Fit for 55») παραμένει το άμεσο ορόσημο, ενώ τον Δεκέμβριο του 2025 το Συμβούλιο και το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο κατέληξαν σε προσωρινή συμφωνία για δεσμευτικό ενδιάμεσο στόχο μείωσης των καθαρών εκπομπών κατά 90% έως το 2040 σε σχέση με το 1990, με δυνατότητα κάλυψης έως 5% του στόχου μέσω διεθνών πιστώσεων άνθρακα “υψηλής ποιότητας” από το 2036 και έπειτα ^[12]. Παράλληλα, στο πλαίσιο του REPowerEU, το Συμβούλιο και το Κοινοβούλιο συμφώνησαν, επίσης τον Δεκέμβριο του 2025, κανόνες για τη σταδιακή πλήρη κατάργηση των εισαγωγών ρωσικού φυσικού αερίου, με οριζόντιο χρονοδιάγραμμα ολοκλήρωσης γύρω στο 2027-2028 ^[13].

Ως προς την πολιτική της ΕΕ για το ίδιο το φυσικό αέριο, η Ένωση δεν απαγορεύει στα κράτη-μέλη την εξόρυξη ή τη χρήση του, ωστόσο δεν ενθαρρύνει πλέον μεγάλης κλίμακας νέες επενδύσεις σε υποδομές που θα λειτουργούν επί δεκαετίες, αντιμετωπίζοντάς το ρητά ως «μεταβατικό καύσιμο» και όχι ως μακροπρόθεσμη λύση ^[14]. Νέες υποδομές αερίου θεωρούνται αποδεκτές μόνο εφόσον συμβάλλουν αποδεδειγμένα στην ασφάλεια εφοδιασμού ή στην υποκατάσταση πιο ρυπογόνων καυσίμων. Στο επίσημο κείμενο του REPowerEU Plan (COM/2022/230) αναφέρεται ρητά η ανάγκη ταχείας μείωσης της κατανάλωσης αερίου και στο συνοδευτικό σκεπτικό ξεκαθαρίζεται ότι η χρηματοδότηση πρέπει να περιοριστεί στο ελάχιστο δυνατό, ώστε να αποφευχθεί ο κίνδυνος εγκλωβισμού σε «περιουσιακά στοιχεία που θα λειτουργούν επί δεκαετίες» δημιουργώντας εγκλωβισμένα περιουσιακά στοιχεία. Στον αναθεωρημένο Κανονισμό (ΕΕ) 2022/869, η ΕΕ απέκλεισε ρητά τις νέες υποδομές που αφορούν αποκλειστικά το πετρέλαιο και το φυσικό αέριο από τη λίστα των Έργων Κοινού Ενδιαφέροντος (PCI). Με αυτόν τον τρόπο, αφαιρέθηκε η δυνατότητα των έργων αυτών να λαμβάνουν ευρωπαϊκή χρηματοδότηση ή fast-track αδειοδοτήσεις, αποθαρρύνοντας στην πράξη τη δημιουργία τους. Συμπληρωματικά, ο πρόσφατος Κανονισμός (ΕΕ) 2024/1787 για τη μείωση των εκπομπών μεθανίου στην ενέργεια ^[14] αυξάνει το ρυθμιστικό και οικονομικό κόστος της παρατεταμένης εξάρτησης από ορυκτά καύσιμα.

3. Ο ρόλος του φυσικού αερίου σήμερα στο ελληνικό σύστημα

Τα στοιχεία του πρώτου εξαμήνου του 2026, όπως τα επεξεργάζεται το Green Tank με βάση δεδομένα του ΑΔΜΗΕ ^[5], δείχνουν καθαρά τη σημερινή βαρύτητα του φυσικού αερίου. Το Φ.Α. ευθύνεται για το 58,6% των εκπομπών CO2 του τομέα ηλεκτροπαραγωγής (4,07 εκατ. τόνοι), έναντι 28,9% του λιγνίτη (2,01 εκατ. τόνοι) και 9,7% του πετρελαίου στα μη διασυνδεδεμένα νησιά (0,67 εκατ. τόνοι, μειωμένο κατά 46,4% λόγω της διασύνδεσης της Κρήτης) ^[5]. Παρά τα ιστορικά χαμηλά επίπεδα έντασης άνθρακα που καταγράφηκαν, 217,8 γρ. CO2/kWh κατά μέσο όρο στο 1o εξάμηνο 2026 και 183,1 γρ. CO2/kWh τον Ιούνιο 2026 ^[5], η χώρα είχε ήδη καταναλώσει το 77,6% του ετήσιου προϋπολογισμού άνθρακα του κλάδου μέχρι τα μέσα του έτους, γεγονός που, κατά το Green Tank, θέτει σε κίνδυνο την τήρηση της πορείας που προβλέπει το ΕΣΕΚ προς τους 4 εκατ. τόνους εκπομπών για το έτος 2030 ^[5].

Παράλληλα με τη λειτουργία του υφιστάμενου στόλου, βρίσκονται σε εξέλιξη δύο μεγάλες νέες επενδύσεις σε μονάδες συνδυασμένου κύκλου, η μονάδα «Λάρισα Θερμοηλεκτρική», ισχύος 794 MW, πρώτη στην Ευρώπη που θα αξιοποιήσει την τεχνολογία M701JAC της Mitsubishi Power, προϋπολογισμού περίπου 600 εκατ. ευρώ και σχεδιάζεται με προοπτική μελλοντικής χρήσης μιγμάτων υδρογόνου ^[6], και η μονάδα 840 MW της ΔΕΗ/ΔΕΠΑ Εμπορίας στην Αλεξανδρούπολη, προϋπολογισμού περίπου 400 εκατ. ευρώ, η οποία θα συνδέεται απευθείας με την μονάδα FSRU (Floating Storage Regasification Unit - Πλωτή Μονάδα Αποθήκευσης και Επαναεριοποίησης Φυσικού Αερίου) Αλεξανδρούπολης και τον αγωγό IGB ^[7]. Η μονάδα της ΔΕΗ/ΔΕΠΑ αναφέρεται ότι θα έχει τη δυνατότητα να καίει υδρογόνο σε μείγμα έως και 50%. Οι υποδομές εισαγωγής υγροποιημένου αερίου εντάσσονται σε μια ευρύτερη στρατηγική προβολής της Ελλάδας ως «ενεργειακού κόμβου» της νοτιοανατολικής Ευρώπης ^[15].

4. Επιχειρήματα υπέρ της συνέχισης/επέκτασης του φυσικού αερίου

Η επιμονή στη διατήρηση και μερική επέκταση της ισχύος φυσικού αερίου στηρίζεται σε μια δέσμη επιχειρημάτων που δεν πρέπει να παραγνωρίζονται σε μια ισορροπημένη αποτίμηση:

• Ταχύτητα υλοποίησης. Μια σύγχρονη μονάδα συνδυασμένου κύκλου κατασκευάζεται σε περίπου 2-3 έτη (η μονάδα της Λάρισας αναμένεται να χρειαστεί περίπου 38 μήνες από την τελική επενδυτική απόφαση ^[6]), έναντι 7-10 ετών που απαιτούν συνήθως τα μεγάλα έργα αντλησιοταμίευσης λόγω πολύπλοκων αδειοδοτήσεων. Με δεδομένη την επιτάχυνση της απόσυρσης του λιγνίτη, το αέριο μαζί με τις μονάδες αποθήκευσης σε μπαταρίες είναι οι μόνες τεχνολογίες που μπορούν να καλύψουν άμεσα το προκύπτον έλλειμμα ισχύος με τις μπαταρίες να έχουν θέμα όσον αφορά την διάρκεια παροχής της ισχύος ή ενέργειας.
• Εγγυημένη διαθεσιμότητα. Σε αντίθεση με τις ΑΠΕ, μπαταρίες και με την αντλησιοταμίευση μικρής/μέσης διάρκειας (6 με 12 ώρες), μια μονάδα αερίου μπορεί να παράγει επ' αόριστον όσο τροφοδοτείται με καύσιμο, χωρίς να εξαρτάται από καιρικές συνθήκες ή την ενεργειακή χωρητικότητα, σημαντικό για παρατεταμένα φαινόμενα χαμηλής παραγωγής ΑΠΕ επί πολλές συναπτές ημέρες.
• Ρόλος «γέφυρας» προς το μέλλον. Νέες μονάδες, όπως αυτές της Λάρισας, και Αλεξανδρούπολης σχεδιάζονται ήδη με πρόβλεψη μελλοντικής καύσης μιγμάτων πράσινου υδρογόνου ^[6,7], ώστε να μπορούν σταδιακά να μετατραπούν σε χαμηλότερων εκπομπών πηγές χωρίς πλήρη αντικατάσταση των υποδομών.
• Χαμηλότερο αρχικό κόστος επένδυσης. Το κεφαλαιακό κόστος ανά μονάδα ισχύος μιας μονάδας αερίου παραμένει, σύμφωνα με τη διεθνή εμπειρία ^[16], χαμηλότερο και προβλεψιμότερο από αυτό ενός νέου έργου αντλησιοταμίευσης χωρίς προϋπάρχουσα υποδομή ταμιευτήρων. Αλλά η χώρα μας διαθέτει το γεωγραφικό ανάγλυφο που επιτρέπει την εύρεση φυσικών κοιλοτήτων που μειώνουν το αρχικό κόστος επένδυσης (π,χ, ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή/Αμφιλοχία ^[8]) ενώ υπάρχουν αρκετές τεχνητές λίμνες που μπορούν να χρησιμοποιηθούν σαν κάτω ταμιευτήρες .
• Γεωπολιτική και οικονομική διάσταση. Στο πλαίσιο της απεξάρτησης της Ευρώπης από το ρωσικό αέριο ^[13], η ανάπτυξη ελληνικών υποδομών εισαγωγής και διαμετακόμισης LNG προβάλλεται ως συμβολή στη διαφοροποίηση εφοδιασμού της νοτιοανατολικής και κεντρικής Ευρώπης.
• Ευελιξία εν αναμονή ωρίμανσης της αποθήκευσης. Έως ότου η αντλησιοταμίευση μεγάλης διάρκειας και οι μπαταρίες αναπτυχθούν επαρκώς, οι μονάδες αερίου προσφέρουν την ευελιξία που απαιτείται για να αντισταθμίζουν τη μεταβλητότητα των ΑΠΕ.

5. Επιχειρήματα κατά της συνέχισης/επέκτασης του φυσικού αερίου

Απέναντι στα παραπάνω επιχειρήματα, ο σχολιασμός της WWF Ελλάς και της Greenpeace επί του ΕΣΕΚ ^[11], καθώς και αναλύσεις του Green Tank ^[5] και της Greenpeace ^[15], θέτουν σειρά σοβαρών αντιρρήσεων:

• Ασυμβατότητα με τον εθνικό προϋπολογισμό άνθρακα. Με το 77,6% του ετήσιου ορίου εκπομπών του κλάδου ηλεκτροπαραγωγής να έχει ήδη καταναλωθεί μέχρι τα μέσα του 2026 ^[5], η συνεχιζόμενη μεγάλη συμμετοχή του αερίου απειλεί ευθέως την πορεία προς τον στόχο των 4 εκατ. τόνων CO2 το 2030 που υπολογίζει το Green Tank με βάση το ΕΣΕΚ ^[5].
• Οικονομικός κίνδυνος από τη μεταβλητότητα των τιμών. Οι διεθνείς χονδρεμπορικές τιμές αερίου έχουν αποδειχθεί ιδιαίτερα ασταθείς τα τελευταία χρόνια, με διακυμάνσεις που μετακυλίονται άμεσα στο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας, ένας κίνδυνος στον οποίο η χώρα παραμένει εκτεθειμένη όσο μεγάλο μέρος της παραγωγής βασίζεται σε εισαγόμενο καύσιμο.
• Κίνδυνος «εγκλωβισμένων περιουσιακών στοιχείων». Ο κοινός σχολιασμός WWF Ελλάς–Greenpeace επισημαίνει ότι, μετά το 2035, οι μονάδες αερίου αναμένεται να λειτουργούν με ασύμφορη οικονομική βιωσιμότητα υπό τους όρους της αγοράς ^[11], καθιστώντας πιθανή την ανάγκη στήριξής τους μέσω κρατικού Μηχανισμού Επάρκειας Ισχύος (CRM), το κόστος του οποίου τελικά καλούνται να πληρώσουν οι καταναλωτές, μια συζήτηση ήδη σε εξέλιξη στην ελληνική κυβέρνηση ^[17].
• Περιβαλλοντικές επιπτώσεις των υποδομών ΑΣΦΑ/LNG (Ανεξάρτητο Σύστημα Φυσικού Αερίου Αλεξανδρούπολης). Η Greenpeace καταγράφει βλάβη στο θαλάσσιο περιβάλλον από τη μαζική άντληση και απόρριψη θαλασσινού νερού, τοπική ατμοσφαιρική ρύπανση και εγγύτητα με κατοικημένες περιοχές ^[15], ενώ αντίστοιχα σχέδια εξετάζονται για την Κόρινθο και τη Θεσσαλονίκη.
• Το μεθάνιο ως ισχυρό αέριο του θερμοκηπίου. Το φυσικό αέριο αποτελείται κυρίως από μεθάνιο, το οποίο είναι 28 έως 30 φορές πιο ισχυρό από το διοξείδιο του άνθρακα (CO2) στην παγίδευση θερμότητας σε ορίζοντα 100 ετών, και περίπου 81 έως 83 φορές πιο ισχυρό σε ορίζοντα 20 ετών, λόγω της διαφορά του ρυθμού διάσπασης των δύο θερμοκηπιακών αερίων. Το υγροποιημένο φυσικό αέριο (LNG) φέρει υψηλότερο συνολικό αποτύπωμα εκπομπών σε σχέση με το φυσικό αέριο διακινούμενο μέσω αγωγών, λόγω των διεργασιών υγροποίησης, μεταφοράς και επαναεριοποίησης, κάτι που ενισχύει τη σημασία του πρόσφατου ενωσιακού Κανονισμού για τον περιορισμό των εκπομπών μεθανίου ^[14].
• Αμφισβήτηση του αφηγήματος του «ενεργειακού κόμβου». Κατά την Greenpeace, τα οφέλη των μεγάλων υποδομών αερίου συγκεντρώνονται σε λίγες μεγάλες επιχειρήσεις, ενώ η οργάνωση επικαλείται μελέτη ^[18] (FACET3S, Δ. Λάλας et al. Νοεμ. 2024) που χαρακτηρίζει επισφαλείς τις επενδύσεις σε νέα ΑΣΦΑ υπό τους σημερινούς όρους της αγοράς. Οι μεγάλες επενδύσεις σε φυσικό αέριο σημειώνεται ότι έρχονται σε αντίφαση με τον ίδιο τον στόχο του ΕΣΕΚ για μερίδιο ΑΠΕ 96,2% στην ηλεκτροπαραγωγή το 2035 ^[1].
• Άμεσες και έμμεσες επιδοτήσεις ορυκτών καυσίμων. Το ΕΣΕΚ αποτιμά το δημοσιονομικό κόστος στήριξης των ορυκτών καυσίμων σε 6,24 δισ. ευρώ το 2022 ^[1] (περίπου 3% του ΑΕΠ), εκτίμηση που η WWF Ελλάς και η Greenpeace θεωρούν υποτιμημένη, αναφέροντας πρόσθετα παραδείγματα όπως η επιχορήγηση της ΑΣΦΑ Αλεξανδρούπολης και η ανάληψη από το Δημόσιο δαπανών συντήρησης της Υπόγειας Αποθήκης «Νότια Καβάλα» ^[11].
• Περιορισμένη πλέον ευρωπαϊκή χρηματοδοτική στήριξη. Το αναπτυξιακό πρόγραμμα του ΔΕΣΦΑ 2024-2033 (72 έργα, 1,37 δισ. ευρώ) δεν είναι πλέον επιλέξιμο για χρηματοδότηση από την ΕΕ ^[11], γεγονός που ενέχει τον κίνδυνο μετακύλισης μεγαλύτερου κόστους στους τελικούς καταναλωτές.

6. Η προοπτική της αντλησιοταμίευσης μεγάλης διάρκειας (π.χ. > 40 ώρες)

6.1 Η τεχνική αναγκαιότητα και τι είναι επίσημα τεκμηριωμένο

Σύμφωνα με τεχνική άποψη του Στάθη Τσελεπή ^[19], η επίτευξη διείσδυσης ΑΠΕ άνω του 80% της κατανάλωσης απαιτεί μια νέα κατηγορία «αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας», με μονάδες μεγάλης ισχύος (άνω του 1 GW) με χωρητικότητα αποθήκευσης άνω των 40 ωρών στην ονομαστική ισχύ. Με την προοπτική ότι αυτές οι μονάδες μεγάλης διάρκειας θα είναι κυρίως μονάδες βάσης και «ελεγχόμενο φορτίο απορρόφησης», ενώ γίνεται μια εκτίμηση για 3-4 τέτοια έργα, συνολικής ισχύος 5-6 GW και χωρητικότητας περίπου 500 GWh, έως το 2050.

Οι μεγάλες αυτές μονάδες, συνδεδεμένες στα 400 kV, θα διέφεραν λειτουργικά από τις μπαταρίες και τις μικρότερης κλίμακας ισχύος και ενέργειας αντλησιοταμιεύσεις που συνδέονται στα 150 kV και χαμηλότερα και εξυπηρετούν κυρίως τοπικές ανάγκες συμφόρησης δικτύου ^[19]. Ο ρόλος των πρώτων θα ήταν πανελλαδικός για εξισορρόπηση της χρονικής μετατόπισης παραγωγής-κατανάλωσης σε ημερήσια, εβδομαδιαία και ενδεχομένως εποχιακή βάση.

6.1.β Διεθνή παραδείγματα: πώς λειτουργούν στην πράξη συστήματα με πολύ υψηλή διείσδυση ΑΠΕ

Η ανάγκη για αποθήκευση μεγάλης διάρκειας δεν στηρίζεται μόνο στην άποψη της προηγούμενης παραγράφου, αλλά βρίσκει επιβεβαίωση σε πραγματικά συστήματα με πολύ υψηλή ετήσια διείσδυση ΑΠΕ (> 70%) και στη σχετική διεθνή βιβλιογραφία.

Η Πορτογαλία αποτελεί το πλησιέστερο παράδειγμα προς το ελληνικό ερώτημα. Το 2024 οι ΑΠΕ κάλυψαν το 71% της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας (έναντι 61% το 2023), υδροηλεκτρικά 28%, αιολικά 27%, φωτοβολταϊκά 10%, βιομάζα 6%, με το φυσικό αέριο να καλύπτει το υπόλοιπο ~10%, το χαμηλότερο ποσοστό των τελευταίων 20 ετών ^[20]. Η χώρα διαθέτει ήδη πάνω από 3,6 GW αντλησιοταμίευσης και έχει θεσπίσει Εθνική Στρατηγική Αποθήκευσης Ενέργειας που ονομάζει ρητά την αντλησιοταμίευση κύρια τεχνολογία αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας της χώρας, με στόχο 3,9 GW έως το 2030 και άνω των 5 GW έως το 2040 ^[21]. Το συγκρότημα Tâmega αποτελείται από την μονάδα αντλησιοταμίευσης Gouvães 880 MW/40GWh και σε συνδυασμό με δύο ακόμη μονάδες κατά τον ρου του ποταμού, έχουν συνολική ισχύ 1.158 MW. Η χρήσιμη ενεργειακή χωρητικότητα αποθήκευσης της μονάδας αντήσιοταμίευσης Gouvães είναι περίπου 40 GWh, και σε σχέση με την ονομαστική της ισχύ, παρέχει 45 ώρες διάρκειας ^[22]. Το τελευταίο είναι ένα πραγματικό, λειτουργικό παράδειγμα που πλησιάζει την κατηγορία μεγάλης διάρκειας που περιγράφεται στην ανάλυση Τσελεπή^[19].

Η Ισπανία δεν έχει ακόμη ξεπεράσει το 70% (56,8% το 2024, από 51,2% το 2023), αλλά προσφέρει το πιο ώριμο παράδειγμα παράλληλης λειτουργίας αντλησιοταμίευσης και αερίου σε μεγάλη κλίμακα: περίπου 5,8 GW αντλησιοταμίευσης (η La Muela, με 1,8 GW παραγωγή/1,3 GW άντληση, είναι η μεγαλύτερη της Ευρώπης), εθνικός στόχος 22,5 GW συνολικής αποθήκευσης έως το 2030, και σημαντικός στόλος μονάδων αερίου που παραμένει ως εφεδρεία ^[23]. Το μπλακ-άουτ της Ιβηρικής χερσονήσου τον Απρίλιο του 2025 είναι άμεσα συναφές με το επιχείρημα περί αδράνειας συστήματος της επόμενης υποενότητας. Οι έρευνες για το μπλακ-άουτ απέδωσαν σημαντικό ρόλο στην απώλεια αδράνειας και ελέγχου τάσης τη στιγμή που η ηλιακή ενέργεια κάλυπτε πάνω από το μισό του μίγματος, ενώ οι μονάδες αντλησιοταμίευσης ήταν το βασικό εργαλείο επανεκκίνησης (black start) και αποκατάστασης του συστήματος ^[24].

Η Ουρουγουάη (περίπου 98% ΑΠΕ: υδροηλεκτρικά 45%, αιολικά 35%, βιομάζα 15%, ηλιακή 2-3%) έχει το υψηλότερο ποσοστό απ' όλα τα παραδείγματα, με μόλις 1-3% από ευέλικτες μονάδες αερίου που ενεργοποιούνται μόνο όταν η υδροηλεκτρική παραγωγή δεν επαρκεί ^[25]. Πρέπει ωστόσο να σημειωθεί μια σημαντική διαφορά, η χώρα στηρίζεται σε υφιστάμενους συμβατικούς υδροηλεκτρικούς ταμιευτήρες και όχι σε αντλησιοταμίευση, κάτι που δεν αντιστοιχεί άμεσα στην ελληνική περίπτωση, καθώς τέτοιο υδροηλεκτρικό δυναμικό δεν είναι διαθέσιμο στην κλίμακα που απαιτείται στην χώρα μας.

Η διεθνής βιβλιογραφία, ωστόσο, στηρίζει σαφώς τη γενική κατεύθυνση του επιχειρήματος, δηλαδή η ανάλυση της McKinsey για λογαριασμό του LDES Council (Large Duration Energy Storage Counclil) αναγνωρίζει ότι ένα «καθοριστικό ορόσημο» για την αναγκαιότητα αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας επέρχεται όταν το μερίδιο ΑΠΕ φτάσει το 60-70% της αγοράς ^[26] , ποσοστό που η Ελλάδα, σύμφωνα με το ΕΣΕΚ, θα ξεπεράσει ήδη από το 2030 (75,7%) ^[1] και θα υπερβεί σημαντικά έως το 2035 (96,2%, βλ. ενότητα 2.1) ^[1]. Το LDES Council προωθεί στόχο 1 TW παγκόσμιας αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας έως το 2030 και 8 TW έως το 2040, ορίζοντας ως «μεγάλης διάρκειας» κάθε τεχνολογία με αυτονομία άνω των 8 ωρών, συμπεριλαμβανομένων ρητά κατηγοριών πολλών ημερών και εποχιακής αποθήκευσης ^[27]. 

Το πρόγραμμα στήριξης αποθήκευσης μακράς διάρκειας του Ηνωμένου Βασιλείου είχε ήδη 28,7 GW επιλέξιμων έργων αντλιοταμίευσης και άλλες μακροπρόθεσμες τεχνολογίες υπό ανάπτυξη, τα οποία στη συνέχεια περιορίστηκαν από την Ofgem σε έναν προσωρινό κατάλογο 16 έργων συνολικής ισχύος 7,6 GW (7.645 MW) τον Ιούνιο του 2026. Οι τελικές αποφάσεις ανάθεσης για την πρώτη φάση αναμένονται το φθινόπωρο του 2026 ^[26].

Μελέτη για την Πολιτεία της Νέας Υόρκης εντόπισε την αποθήκευση πολλών ημερών ως μέρος της βέλτιστης, χαμηλότερου κόστους λύσης απανθρακοποίησης έως το 2040 ^[28].

Το συμπέρασμα είναι ότι τα διεθνή παραδείγματα επιβεβαιώνουν ότι συστήματα με πολύ υψηλή διείσδυση ΑΠΕ χρειάζονται συνδυασμό αντλησιοταμίευσης, αερίου (ή άλλης εφεδρείας) και διασυνδέσεων, και όχι μόνο μία τεχνολογία, και ότι η διεθνής πολιτική τείνει ήδη προς κατηγορίες αποθήκευσης πολλών ωρών έως ημερών, ενώ μακροπρόθεσμα το κέντρο βάρους του μίγματος θα μετατοπιστεί σταδιακά από το φυσικό αέριο, που σήμερα λειτουργεί ως μεταβατική «γέφυρα» ασφάλειας εφοδιασμού, προς μονάδες αντλησιοταμίευσης πολύ μεγάλης διάρκειας αποθήκευσης (π.χ.> 40 ώρες), οι οποίες θα μπορούσαν μακροπρόθεσμα να προσφέρουν αντίστοιχη στήριξη χωρίς εκπομπές λειτουργίας αλλά και άλλες υπηρεσίες ευελιξίας.

6.2 Οι προκλήσεις ευστάθειας μετά την απολιγνιτοποίηση

Η πλήρης απόσυρση του λιγνίτη αφαιρεί από το σύστημα τη σύγχρονη αδράνεια (system inertia) που παρείχαν οι μεγάλες περιστρεφόμενες μάζες των θερμικών γεννητριών ^[9], απορροφώντας φυσικά τις απότομες διακυμάνσεις συχνότητας, ιδιότητα που οι ΑΠΕ, συνδεδεμένες μέσω ηλεκτρονικών ισχύος, δεν διαθέτουν εγγενώς, τουλάχιστον στα συστήματα που έχουν εγκατασταθεί τα προηγούμενα χρόνια. Παράλληλα, η αυξανόμενη διείσδυση φωτοβολταϊκών δημιουργεί το γνωστό φαινόμενο της «καμπύλης πάπιας», δηλαδή την απότομη πτώση της καθαρής ζήτησης από το πρωί και την απότομη άνοδο το αργά το απόγευμα. Οι περικοπές παραγωγής ΑΠΕ είναι ήδη σημαντικές, 1.601 GWh το πρώτο εξάμηνο του 2026, ή 9,6% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ ^[5], απώλεια που, αν αξιοποιούνταν μέσω αποθήκευσης, θα μείωνε την ένταση άνθρακα του συστήματος κατά επιπλέον 11,5% ^[5].

6.3 Πλεονεκτήματα της αντλησιοταμίευσης μεγάλης διάρκειας

• Πραγματική σύγχρονη αδράνεια. Οι μεγάλες υδροστρόβιλοι προσφέρουν στο δίκτυο φυσική αδράνεια και επικουρικές υπηρεσίες αντίστοιχες με αυτές των λιγνιτικών μονάδων ^[9], χωρίς εκπομπές CO2 κατά τη λειτουργία.
• Κάλυψη παρατεταμένων περιόδων χαμηλής παραγωγής ΑΠΕ. Μια μονάδα αποθήκευσης πολλών ωρών θα μπορούσε να στηρίξει το σύστημα για μέρες συνεχούς συννεφιάς και άπνοιας, κάτι που οι σημερινές μπαταρίες λιθίου (τυπικής διάρκειας 2-4 ωρών) αδυνατούν να προσφέρουν.
• Μείωση περικοπών ΑΠΕ. Η άντληση νερού κατά τις ώρες πλεονάσματος ΑΠΕ, όταν οι τιμές στο χρηματιστήριο ενέργειας είναι πολύ χαμηλές ή αρνητικές, αυξάνει την ουσιαστική διείσδυση ΑΠΕ χωρίς σπατάλη ενέργειας ^[9], ενώ οι ιδιοκτήτες των σταθμών ΑΠΕ θα αμείβονται με ικανοποιητικές τιμές.
• Μεγάλος τεχνικός κύκλος ζωής. Τα έργα αντλησιοταμίευσης έχουν διάρκεια ζωής άνω των 60 ετών, έναντι 10-15 ετών για τις μπαταρίες ^[16], γεγονός που βελτιώνει σημαντικά την οικονομική τους απόδοση σε βάθος χρόνου.
• Σχεδόν μηδενικό και προβλέψιμο λειτουργικό κόστος. Το «καύσιμο» είναι το ίδιο το νερό, το οποίο ανακυκλώνεται μόνιμα μεταξύ των δύο ταμιευτήρων, Το λειτουργικό κόστος δεν εκτίθεται στη διεθνή αστάθεια των τιμών αερίου.
• Πολύ ταχύτερη εκκίνηση και απόκριση σε σχέση με το φυσικό αέριο. Οι μονάδες αντλησιοταμίευσης, όπως όλες οι υδροηλεκτρικές μονάδες, έχουν τον ταχύτερο χρόνο εκκίνησης απ' όλες τις τεχνολογίες ηλεκτροπαραγωγής. Από πλήρη στάση σε πλήρη ισχύ σε λιγότερο από 10 λεπτά, ή ακόμη και σε λιγότερο από 1 λεπτό στις πιο ευέλικτες μονάδες, σύμφωνα με στοιχεία του αμερικανικού Energy Information Administration και του Υπουργείου Ενέργειας των ΗΠΑ. Αντίθετα, μια τυπική μονάδα συνδυασμένου κύκλου φυσικού αερίου χρειάζεται συνήθως 1 έως 12 ώρες για πλήρη λειτουργία, με τις λεγόμενες μονάδες «ταχείας εκκίνησης» να χρειάζονται γύρω στα 30 λεπτά μόνο για μερική ισχύ. Το πλεονέκτημα αυτό είναι κρίσιμο για απότομα ελλείμματα ή επανεκκίνηση του συστήματος μετά από διακοπή (black start), όπως φάνηκε και στο μπλακ-άουτ της Ιβηρικής  χερσονήσου που ήδη αναφέρθηκε στην ενότητα 6.1.β.
• Απαλλαγή από το κόστος δικαιωμάτων εκπομπών (ΣΕΔΕ/EU ETS). Κάθε MWh από μονάδα φυσικού αερίου επιβαρύνεται με το κόστος αγοράς δικαιωμάτων CO2, το οποίο τον Απρίλιο του 2026 κυμαινόταν γύρω στα €72/τόνο (εύρος €60-95 τη διετία 2025-2026). Δεδομένου ότι μια τυπική μονάδα συνδυασμένου κύκλου εκπέμπει περίπου 0,35-0,40 τόνους CO2/MWh, το ενσωματωμένο κόστος δικαιωμάτων προσεγγίζει τα €25-30/MWh, κόστος που αυξάνεται διαρθρωτικά καθώς μειώνονται οι δωρεάν κατανομές δικαιωμάτων στο πλαίσιο του Fit for 55. Η αντλησιοταμίευση, με μηδενικές εκπομπές λειτουργίας, δεν επιβαρύνεται καθόλου. Αυτό είναι ένα οικονομικό πλεονέκτημα που διευρύνεται με την πάροδο του χρόνου, ανεξάρτητα από την τιμή του ίδιου του φυσικού αερίου.

6.3.β Λειτουργικά πλεοκτήματα της αντλησιοταμίευσης μεγάλης διάρκειας

• Διπλός ρόλος ισχύος (παραγωγή + απορρόφηση). Μια μονάδα φυσικού αερίου είναι μιας κατεύθυνσης (παραγωγή), δηλαδή μπορεί μόνο να εγχέει ισχύ στο δίκτυο, και δεν έχει την δυνατότητα να απορροφήσει. Όταν το μεσημέρι τα φωτοβολταϊκά παράγουν πλεόνασμα, οι μονάδες αερίου αναγκάζονται να μειώσουν ισχύ ή να σβήσουν εντελώς και δεν έχουν την δυνατότητα να συνεισφέρουν σε αυτή τη φάση, και συχνά η μείωση αυτή είναι αντιοικονομική λόγω τεχνικών ελάχιστων λειτουργίας. Η αντλησιοταμίευση και η αποθήκευση εν γένει, είναι αμφίδρομη  ενεργειακή πηγή (παραγωγή + απορρόφηση)  και συνεπώς το εύρος λειτουργίας της ισχύος της είναι περίπου διπλάσιο από το ονομαστικό. Την ίδια ώρα που το αέριο βγαίνει εκτός, η αντλησιοταμίευση μπαίνει σε λειτουργία άντλησης και ενεργά απορροφά το πλεόνασμα, το μετατρέπει σε αποθηκευμένη ενέργεια αντί να χαθεί ως περικοπή. Πρόκειται ουσιαστικά για δύο μονάδες σε μία: «μονάδα βάσης» τις ώρες χαμηλής παραγωγής ΑΠΕ και «ελεγχόμενο φορτίο απορρόφησης» τις ώρες πλεονάσματος φωτοβολταϊκών και γενικά ΑΠΕ.

• Μείωση των κύκλων εκκίνησης-παύσης (cycling) των εναπομεινασών μονάδων φυσικού αερίου. Επειδή η αντλησιοταμίευση απορροφά το μεσημεριανό πλεόνασμα, οι μονάδες αερίου ενδεχομένως να μην χρειάζεται να σβήνουν και να ξανανάβουν καθημερινά για να «χωρέσει» η ηλιακή παραγωγή. Αυτό έχει διπλό όφελος για τις μονάδες Φ.Α., λιγότερη μηχανική φθορά και συντήρηση (κάθε κύκλος εκκίνησης προκαλείται δυσανάλογη καταπόνηση σε στρόβιλο/λέβητα), και χαμηλότερες εκπομπές ανά MWh, καθώς μια «κρύα εκκίνηση» καταναλώνει δυσανάλογα περισσότερο καύσιμο και εκπέμπει δυσανάλογα περισσότερο CO2 σε σχέση με τη σταθερή λειτουργία.
• Η μονάδα αντλησιοταμίευσης σαν σύγχρονος αντισταθμιστής (synchronous condenser mode). Όταν η μονάδα δεν παράγει ούτε αντλεί, το συγκρότημα μπορεί να περιστρέφεται «εν κενώ» (χωρίς ροή νερού), τραβώντας μικρή ισχύ από το δίκτυο μόνο για να διατηρεί την περιστροφή, προσφέροντας αδράνεια και ρύθμιση αέργου ισχύος/τάσης χωρίς ουσιαστική κατανάλωση ισχύος. Αυτή η λειτουργία είναι ιδιαίτερα χρήσιμη ακριβώς στο πλαίσιο που περιγράφεται στην ενότητα 6.2 (απώλεια αδράνειας μετά την απολιγνιτοποίηση), αφού επιτρέπει στη μονάδα να στηρίζει το δίκτυο ακόμη και όταν δεν χρειάζεται ενεργειακή ροή.

6.4 Περιορισμοί και προκλήσεις

• Μεγάλος χρόνος ωρίμανσης. Η αδειοδότηση και κατασκευή μεγάλων έργων αντλησιοταμίευσης απαιτεί τυπικά 7 έως 10 έτη, πολύ περισσότερο από μια μονάδα αερίου, και ανεπαρκές για να καλύψει το άμεσο έλλειμμα ισχύος που δημιουργεί η επισπευσμένη απόσυρση του λιγνίτη.
• Γεωγραφικοί και υδρολογικοί περιορισμοί. Απαιτείται συγκεκριμένο ανάγλυφο και επαρκής πρόσβαση σε νερό, στοιχεία που περιορίζουν σοβαρά τον αριθμό των κατάλληλων τοποθεσιών στην ελληνική επικράτεια.
• Υψηλότερο κόστος/εξαρτάται από την τοποθεσία. Το κεφαλαιακό κόστος ανά kW είναι, σύμφωνα με διεθνή στοιχεία ^[16], σημαντικά υψηλότερο και πιο ευμετάβλητο απ' ό,τι για μια μονάδα αερίου, εξαρτώμενο έντονα από τη γεωλογία της κάθε τοποθεσίας. Αλλά η χώρα μας διαθέτει το γεωγραφικό ανάγλυφο που επιτρέπει την εύρεση φυσικών κοιλοτήτων που μειώνουν το αρχικό κόστος επένδυσης (π,χ, ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή/Αμφιλοχία ^[8]), ενώ η αντλησιοταμίυεση (αποθήκευση) είναι αμφίδρομη ενεργειακή πηγή (παραγωγή + απορρόφηση).
• Σοβαρές περιβαλλοντικές αντιρρήσεις. Ο κοινός σχολιασμός της WWF Ελλάς και της Greenpeace ^[11] είναι ιδιαίτερα επικριτικός απέναντι στα μεγάλα υδροηλεκτρικά/αντλησιοταμιευτικά έργα,  επισημαίνοντας καταστροφικές επιπτώσεις στο φυσικό περιβάλλον χωρίς πρόβλεψη αποκατάστασης, και ότι η κλιματική αλλαγή απειλεί ήδη τη διαθεσιμότητα νερού στη Μεσόγειο, με μειώσεις της ετήσιας απορροής ποταμών που, κατά την IPCC, που μπορεί να φτάσουν πιθανώς το 5-70% ^[29]. 
• Ανάγκη ειδικής ένταξης στην αγορά. Λόγω της μοναδικότητας κάθε έργου μεγάλης κλίμακας, απαιτείται ειδική ρυθμιστική μεταχείριση για την ομαλή ένταξή τους στο σύστημα και την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.

6.5 Αποτίμηση της λειτουργίας παλαιών ταμιευτήρων στην Ελλάδα

Η αποτίμηση της λειτουργίας τεχνητών λιμνών (ταμιευτήρων) είναι πολυδιάστατη και βασίζεται σε ανάλυση κόστους-οφέλους, ζυγίζοντας τα στρατηγικά πλεονεκτήματα για την οικονομία και την κοινωνία έναντι των περιβαλλοντικών, οικολογικών και κοινωνικών επιπτώσεων. 

Στην Ελλάδα έχουν πραγματοποιηθεί αρκετές αναλυτικές εκ των υστέρων αποτιμήσεις για τη μακροχρόνια λειτουργία μεγάλων παλαιών ταμιευτήρων. Οι μελέτες αυτές έχουν εκπονηθεί κυρίως από πανεπιστημιακά ιδρύματα (όπως το Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο ^[30]), τη ΔΕΗ, καθώς και στα πλαίσια των επίσημων Σχεδίων Διαχείρισης Λεκανών Απορροής Ποταμών (ΣΔΛΑΠ) του Υπουργείου Περιβάλλοντος ^[31]. 

Συνοψίζοντας τις ελληνικές επιστημονικές μελέτες για τους παλαιούς ταμιευτήρες (Τεχνητή Λίμνη Πλαστήρα/Ταυρωπού ^[32], Ταμιευτήρας Κρεμαστών/Αχελώος, ταμιευτήρας Πολυφύτου/Αλιάκμονας), προκύπτουν τα εξής κοινά πορίσματα: 

• Μακροπρόθεσμη βιωσιμότητα: Τα έργα απέδωσαν στο πολλαπλάσιο τα κεφάλαια κατασκευής τους, στηρίζοντας την εθνική οικονομία και τη σταθερότητα του ηλεκτρικού δικτύου. 
• Η ανάγκη για Οικολογική Παροχή: Στα παλαιότερα φράγματα (δεκαετίες '60-'70) δεν είχε προβλεφθεί να αφήνεται επαρκές νερό να κυλάει στο φυσικό ποτάμι (κατάντη). Οι σύγχρονες αποτιμήσεις ανάγκασαν τη ΔΕΗ και τους διαχειριστές να εφαρμόσουν την «οικολογική παροχή» για να μην ξεραίνονται τα ποτάμια.
• Μικροκλίμα: Επιβεβαιώθηκε ότι οι μεγάλες τεχνητές λίμνες αύξησαν ελαφρώς την τοπική υγρασία και εξομάλυναν τις ακραίες θερμοκρασίες στις γύρω περιοχές.

6.6 Έργα σε εξέλιξη και το ζήτημα της διάρκειας αποθήκευσης

Το μεγαλύτερο έργο αποθήκευσης που κατασκευάζεται σήμερα στη χώρα είναι η Αντλησιοταμίευση Αμφιλοχίας, της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή του όμιλου Masdar ^[8], συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 680 MW στην παραγωγή και 730 MW στην άντληση, με δύο άνω ταμιευτήρες («Άγιος Γεώργιος», περίπου 6,7 εκατ. m³, και «Πύργος», περίπου 2 εκατ. m³) και κάτω ταμιευτήρα την υφιστάμενη λίμνη Καστρακίου της ΔΕΗ ^[8]. Η συνολική επένδυση ανέρχεται σε περίπου 650 εκατ. Ευρώ και κόστος περίπου 955 χιλ. Ευρώ/MW παραγωγής. Η αναμενόμενη ετήσια παραγωγή είναι περί τις 800 GWh και η πλήρης λειτουργία αναμένεται εντός του 2027 ^[8]. Η συνολική εγγυημένη ενέργεια και για τους 2 άνω ταμιευτήρες είναι 5840 MWh είναι σύμφωνα με τις άδειες αποθήκευσης και οι ονομαστικές ώρες διάρκειας είναι 8.6. 

Το έργο στην Αμφιλοχία είναι εξαιρετικά σημαντικό αλλά είναι σχετικά μικρής διάρκειας, 8.6 ωρών, συμπληρωματικό των μονάδων αποθήκευσης ημερήσιου κύκλων φόρτισης-εκφόρτισης.

7. Συγκριτική αποτίμηση

Ο ακόλουθος πίνακας συνοψίζει, σε ενδεικτική και όχι εξαντλητική μορφή, τα βασικά χαρακτηριστικά των δύο τεχνολογιών όπως προκύπτουν από τις ενότητες 3 έως 6 ανωτέρω.

* Σύμφωνα με τις ανακοινώσεις των τελευταίων σταθμών Φ.Α. συνδυασμένου κύκλου στην Ελλάδα.

** Η σύγκριση όσον αφορά αρχικό κόστος ανά Ευρώ/kW μεταξύ Φ.Α. και αντλησιοτμίευσης είναι παραπλανητική καθώς η αντλησιοταμίυεση (αποθήκευση) είναι αμφίδρομη ενεργειακή πηγή (παραγωγή + απορρόφηση) και συνεπώς το εύρος λειτουργίας της ισχύος της είναι περίπου διπλάσιο από το ονομαστικό, άρα θα μπορούσαμε να πούμε ότι το αρχικό κόστος επένδυσης είναι 400-500 Ευρώ/kW. 

Η σύγκριση αυτή αποτυπώνει τεχνικά, λειτουργικά και οικονομικά χαρακτηριστικά. Οι δύο τεχνολογίες αναμένεται να συνυπάρξουν σε διαφορετικές χρονικές φάσεις της μετάβασης, με σταδιακά μεταβαλλόμενη σχετική βαρύτητα υπέρ της αποθήκευσης.

8. Συμπεράσματα και προτεινόμενη πορεία

Από την παραπάνω παράθεση προκύπτει ότι το ερώτημα δεν τίθεται ως δίλημμα «είτε φυσικό αέριο είτε αντλησιοταμίευση», αλλά ως ζήτημα χρονικής αλληλουχίας, κλίμακας και τεκμηριωμένου σχεδιασμού. Το συμπέρασμα είναι ότι τα διεθνή παραδείγματα (6.1.β) επιβεβαιώνουν ότι συστήματα με πολύ υψηλή διείσδυση ΑΠΕ χρειάζονται συνδυασμό αντλησιοταμίευσης, αερίου (ή άλλης εφεδρείας) και διασυνδέσεων,  και ότι η διεθνής πολιτική στην μεγάλη διείσδυση ΑΠΕ τείνει ήδη, εκτός των άλλων, και προς κατηγορίες αποθήκευσης πολλών ωρών έως ημερών. Επίσης, η αντλησιοταμίευση είναι αμφίδρομη ενεργειακή πηγή, παράγει και απορροφάει ισχύ και συνεπώς το εύρος λειτουργίας ισχύος είναι περίπου το διπλάσιο από το ονομαστικό. Ουσιαστικά, η αντλησιοταμίευση και γενικά η αποθήκευση συνιστά κυρίως δύο μονάδες, μία  «μονάδα βάσης» τις ώρες χαμηλής παραγωγής ΑΠΕ και «ελεγχόμενο φορτίο απορρόφησης» τις ώρες πλεονάσματος φωτοβολταϊκών και γενικά ΑΠΕ, ενώ υπάρχουν και οι υπηρεσίες εξισορρόπησης που είναι δυνατόν να παρέχονται.

• Βραχυπρόθεσμα (έως 2028-2030): το φυσικό αέριο παραμένει, στην πράξη, αναγκαία «γέφυρα ασφαλείας» για την κάλυψη του ελλείμματος ισχύος που δημιουργεί η επισπευσμένη απόσυρση του λιγνίτη ^[3],^[4]. Η κλίμακα των νέων επενδύσεων (περίπου 1,6 GW έως το 2030) θα πρέπει να τεκμηριώνεται αυστηρά, ώστε να μην οδηγήσει σε υπερεπένδυση και «εγκλωβισμένα περιουσιακά στοιχεία» ^[11].
• Μεσοπρόθεσμα (2030-2040): λόγω της μεγάλης διάρκειας υλοποίησης των έργων αντλησιοταμίευσης  χρειάζεται άμεσα να ξεκινήσει επίσημη, δημόσια τεκμηρίωση της ανάγκης για αποθήκευση γνήσια μεγάλης διάρκειας (π.χ. πάνω από 40 ώρες) από μελέτη που θα αναθέσει ο ΑΔΜΗΕ ή/και το ΥΠΕΝ, κάτι που δεν υπάρχει ακόμη και στη συνέχεια επιτάχυνση αδειοδότησης τέτοιων έργων, ξεχωριστά από τα μικρότερης διάρκειας έργα που βρίσκονται ήδη σε εξέλιξη ^[8], ώστε να αναλάβουν προοδευτικά τον ρόλο τους στο ηλεκτρικό του σύστημα. Η Ελλάδα πρέπει να ξεκινήσει άμεσα τον σχετικό σχεδιασμό, δεδομένου ότι, σύμφωνα με διεθνή βιβλιογραφία, το κατώφλι του 60-70% ΑΠΕ πέραν του οποίου η αποθήκευση μεγάλης διάρκειας καθίσταται αναγκαία ^[26] αναμένεται να ξεπεραστεί στην Ελλάδα ήδη από το 2030.
• Μακροπρόθεσμα (2040-2050): πλήρης εναρμόνιση με τους στόχους του ΕΣΕΚ (περίπου 96% ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή το 2035 ^[1]) και τον ευρωπαϊκό στόχο του 2040 (μείωση εκπομπών κατά 90% ^[12]), με πιθανή μετατροπή των εναπομεινασών μονάδων αερίου σε καύση χαμηλών εκπομπών, ενδεχομένως με μίγμα πράσινου υδρογόνου, αποκλειστικά για ακραίες ανάγκες εφεδρείας. Η διεθνής εμπειρία δείχνει ότι ο στόχος αυτός είναι εφικτός αλλά όχι αυτονόητος. Ακόμη και ώριμα συστήματα με συγκρίσιμη ή υψηλότερη διείσδυση ΑΠΕ, όπως η Νότια Αυστραλία (~70-75%), εξακολουθούν να καλύπτουν περίπου το ένα τέταρτο της παραγωγής τους από αέριο ^[33], γεγονός που υποδηλώνει ότι ο περιορισμός του αερίου σε καθαρά έκτακτη εφεδρεία μπορεί να απαιτήσει περισσότερο χρόνο ή μεγαλύτερη κλίμακα αποθήκευσης απ' όσο προϋποθέτει ο παρών σχεδιασμός.

Προτεραιότητες πολιτικής που προκύπτουν εύλογα: 

1. επίσημη μελέτη που θα ανατεθεί από τον ΑΔΜΗΕ ή/και το ΥΠΕΝ που να ποσοτικοποιεί  πόση  αποθήκευση μεγάλης διάρκειας (π.χ. > 40 ώρες) σε ισχύ και ενέργεια χρειάζεται η χώρα και ίσως η ευρύτερη περιοχή μέχρι το 2050, ώστε η  εκτίμηση ^[19] να μετατραπεί σε επίσημο στόχο, δεδομένου ότι με βάση και την διεθνή εμπειρία, ότι η αναγκαιότητα αυτή τυπικά αναδύεται στο 60-70% διείσδυσης ΑΠΕ ^[26] (ενότητα 6.1.β), όριο που η Ελλάδα πλησιάζει ήδη.
2. διαφανής και δημόσια τεκμηριωμένη μελέτη επάρκειας ισχύος πριν από κάθε νέα επένδυση σε αέριο ή CRM ^[17]. 
3. παράλληλη ενίσχυση της αποθήκευσης με μπαταρίες για τη βραχυπρόθεσμη ευελιξία ^[9] .
4. σταδιακή κατάργηση των επιδοτήσεων ορυκτών καυσίμων με σαφές χρονοδιάγραμμα ^[11].

Πηγές και αναφορές

[1] Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ), Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ), αναθεωρημένη έκδοση, κύρωση με Απόφαση 3/18.12.2024 (ΦΕΚ Β΄ 4893/19.12.2024). https://ypen.gov.gr/energeia/esek/

[2] The Green Tank, «Τάσεις στην ηλεκτροπαραγωγή, Δεκέμβριος 2024». https://thegreentank.gr/en/2025/01/30/admie-dec2024/

[3] Ν. 4936/2022, Εθνικός Κλιματικός Νόμος, Μετάβαση στην κλιματική ουδετερότητα και προσαρμογή στην κλιματική αλλαγή. https://ypen.gov.gr/perivallon/klimatiki-allagi/ethnikos-klimatikos-nom…

[4] Businessdaily.gr, «Η ΔΕΗ αποχαιρετά τον λιγνίτη το 2026...», Νοέμβριος 2025.

[5] The Green Tank, «Σε ιστορικό χαμηλό οι εκπομπές της ηλεκτροπαραγωγής φέτος λόγω της διασύνδεσης της Κρήτης», Αύγουστος 2026, https://energypress.gr/news/green-tank-se-istoriko-hamilo-oi-ekpompes-t….

[6] Όμιλος ΑΒΑΞ: Ανάληψη έργου κατασκευής σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας 800 ΜW στη Λάρισα (794 MW CCGT), Αύγουστος 2026, https://energypress.gr/news/omilos-abax-analipsi-ergoy-kataskeyis-stath… και https://www.energymag.gr/energeia/122660_larisa-thermoilektriki-bima-bi…

[7] «Αλεξανδρούπολη: Το χρονοδιάγραμμα λειτουργίας για τη νέα μονάδα αερίου των ΔΕΗ-ΔΕΠΑ Εμπορίας », Ιούλιος 2026. https://www.energymag.gr/energeia/123647_alexandroypoli-hronodiagramma-…

[8] TERNA ENERGEIAKH, Αντλησιοταμίευση Αμφιλοχίας, https://www.terna-energy.com/acivities/erga-antlisotamieysis/antlisotam…

[9] ΑΔΜΗΕ, Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς 2025-2034, Κύριο Τεύχος (δημόσια διαβούλευση, Ιανουάριος 2024), ενότητα 2.6 «Ενσωμάτωση Συστημάτων Αποθήκευσης». https://www.admie.gr/

[10] Imerisia.gr, «Σε διαβούλευση το ΕΣΕΚ: Στο 82% στην ηλεκτροπαραγωγή οι ΑΠΕ το 2030», Αύγουστος 2024.

[11] WWF Ελλάς & Greenpeace Ελλάς, «Κοινός σχολιασμός στο υπό διαβούλευση αναθεωρημένο ΕΣΕΚ», 2024, https://wwfeu.awsassets.panda.org/downloads/koina-sxolia_revised-necp-2…

[12] Council of the EU, «2040 climate target: Council and Parliament agree on a 90% emissions reduction», Δεκέμβριος 2025. https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2025/12/10/2040…

[13] Council of the EU, «Council and Parliament strike a deal on rules to phase out Russian gas imports», Δεκέμβριος 2025. https://www.consilium.europa.eu/en/press/press-releases/2025/12/03/

[14] European Commission, Energy, REPowerEU, και Κανονισμός (ΕΕ) 2024/1787 για τη μείωση εκπομπών μεθανίου στην ενέργεια. https://energy.ec.europa.eu/

[15] Greenpeace Ελλάς, Κ. Καλούδης, «Η (αυτ-)απάτη του αφηγήματος της Ελλάδας ως ενεργειακού κόμβου», Αύγουστος 2026, https://www.greenpeace.org/greece/issues/klima/61358/i-aytapati-tou-afi…

[16] NREL, Annual Technology Baseline – Pumped Storage Hydropower, 2023-2024, Thunder Said Energy, «Pumped Hydro Costs», στοιχεία διεθνούς κόστους αντλησιοταμίευσης.

[17] The Green Tank, «Μηχανισμοί Διασφάλισης Επάρκειας Ισχύος», 2025, https://thegreentank.gr/wp-content/uploads/2025/06/202506_The-Green-Tan…

[18] FACET3S, Α.Ε.: «Ανασκόπηση των Σχεδίων Επέκτασης  του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου»,  Νοεμ. 2024, https://facets.gr/wp-content/uploads/2025/04/Greek-NG-FSRU-needs-Report…

[19] Stathis Tselepis, «Operation of the Hellenic Electricity Power System with 100% RES penetration through, among others, high power and energy capacity storage plants», προσωπική ανάρτηση στο LinkedIn, Ιανουάριος 2023, https://www.linkedin.com/pulse/operation-hellenic-electricity-power-sys…

[20] Redes Energéticas Nacionais (REN) / Portugal Global, «Portugal's renewables meet 71% of power demand in 2024», Ιανουάριος 2025, https://www.portugalglobal.pt/en/news/2025/january/portugals-renewables….

[21] International Water Power, «Portugal targets 5GW pumped storage by 2040», 2026, https://www.hydropower.org/news/portugal-backing-5-gw-of-pumped-storage…

[22] International Water Power, «The Tâmega complex, Portugal's hydro powerhouse», 2026, https://www.waterpowermagazine.com/analysis/the-tamega-complex-portugals-hydro-powerhouse/ και Iberdrola, «Do you know what pumped storage hydropower are for?», https://www.iberdrola.com/about-us/power/energy-storage/pumped-storage-….

[23] Red Eléctrica de España, έκθεση συστήματος «Installed capacity», 2025, https://www.sistemaelectrico-ree.es/en/spanish-electricity-system/installed-capacity και Iberdrola España, «Energy mix in Spain»,   https://www.iberdrolaespana.com/sustainability/energy-transition/energy…

[24] Baker Institute, «The Iberian Peninsula Blackout, Causes, Consequences, and Challenges Ahead», 2025, PowerMag, «Understanding the April 2025 Iberian Peninsula Blackout», 2026, Hydropower.org, «Unlocking the value of Hydro Pumped Storage after the Iberian blackout».

[25] Forbes, «Uruguay's Renewable Charge: A Small Nation, A Big Lesson For The World», Οκτώβριος 2025, https://www.forbes.com/sites/kensilverstein/2025/10/19/uruguays-renewab…

[26] Ofgem selects 16 Long Duration Electricity Storage projects for cap and floor support, 4 Aug 2026, https://www.hilldickinson.com/our-view/articles/ofgem-selects-16-long-duration-electricity-storage-projects-for-cap-and-floor-support/, and https://www.gov.uk/government/publications/clean-flexibility-roadmap/cl…

[27] Long Duration Energy Storage (LDES), https://ldescouncil.com/

[28] Form Energy (μελέτη για λογαριασμό NYSERDA), «Modeling Multi-Day Energy Storage in New York», 2023-2025, https://formenergy.com/wp-content/uploads/2025/03/Modeling-Multi-Day-En…

[29] IPCC (2022): Climate Change 2022: Impacts, Adaptation and Vulnerability. Contribution of Working Group II to the Sixth Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Cross-Chapter Paper 4: Mediterranean Region. Cambridge University Press, Cambridge, UK and New York, NY, USA, pp. 2233–2272, doi: 10.1017/9781009325844.021

[30] Andreas Efstratiadis, NTUA, Dams and their environmental impacts in Greece: insights, problems and challenges, Adaptive Management of Barriers in European Rivers (AMBER) River conservation actions – Greece AMBER National Workshop, Ministry of Environment & Energy, 2019, https://www.itia.ntua.gr/en/getfile/1951/1/documents/AMBER_Efstratiadis…

[31] 1η ΑΝΑΘΕΩΡΗΣΗ ΣΧΕΔΙΟΥ ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΗΣ, Λεκανών Απορροής Ποταμών , Υδατικού Διαμερίσματος  Δυτικής Στερεάς Ελλάδας (EL04) 2017, https://wfdver.ypeka.gr/wp-content/uploads/2022/01/EL04_1REV_P08_TYS_IT…

[32] G.-F. Sargentis, K. Hadjibiros, and A. Christofides, Plastiras lake: the impact of water level on the aesthetic value of landscape, Proceedings of the 9th International Conference on Environmental Science and Technology (9CEST), Rhodes, B, 817–824, Department of Environmental Studies, University of the Aegean, 2005, Microsoft Word - 817-824_POSTER.doc

[33] Κυβέρνηση Νότιας Αυστραλίας, Department for Energy and Mining, «Our electricity supply and market» / «Leading the green economy», 2024-2026. https://www.energymining.sa.gov.au/industry/hydrogen-and-renewable-energy/leading-the-green-economy, https://www.energy.gov.au/publications/australian-energy-statistics-table-o-electricity-generation-fuel-type-2024-25-and-2025