Ο στόχος net-zero και ο ρόλος των Υβριδικών Μονάδων στην Ασφαλή Λειτουργία του Συστήματος και τη μείωση του Ενεργειακού Κόστους

Η παραγωγή Ανανεώσιμης Ηλεκτρικής Ενέργειας στη χώρα μας, το 2024 έφθασε το 55% (48,3% ΑΠΕ και 6,7% ΥΗΣ) με προοπτική το 2025 να υπερβεί το 60%. Ιστορικά, οι μεγάλες συμβατικές γεννήτριες, με τις βαριές περιστρεφόμενες μάζες, παρείχαν ζωτικές υπηρεσίες στο δίκτυο, όπως σταθερότητα τάσης και συχνότητας. Σήμερα, καθώς οι μεγάλες σύγχρονες γεννήτριες ορυκτών καυσίμων (synchronous generators) σταδιακά αποσύρονται και αντικαθίστανται από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας που βασίζονται σε μετατροπείς (inverter-based generators) και ιδιαίτερα σε Grid Following Inverters (GFLs), τα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας λειτουργούν σε οριακές συνθήκες. Η μείωση της αδράνειας και της στάθμης βραχυκύκλωσης, η ανάγκη αναβάθμισης του ελέγχου της τάσης, της συχνότητας και γενικά της ποιότητας ισχύος, η αντιμετώπιση των αρμονικών που δημιουργούνται από τον πολλαπλασιασμό των ηλεκτρονικών μη-γραμμικών φορτίων, η δυσκολία πρόβλεψης ζήτησης των νέων ηλεκτρικών φορτίων όπως της ηλεκτροκίνησης (e-mobility) και των κέντρων δεδομένων (data centers), η ανάγκη αναβάθμισης δικτύων και διασυνδέσεων καθώς και η διεσπαρμένη ανάπτυξη υποδομών παραγωγής και αποθήκευσης δημιουργούν ένα σύμπλεγμα προκλήσεων που η αντιμετώπισή τους είναι βασική προϋπόθεση για την ολοκλήρωση της ενεργειακής μετάβασης στην “net-zero” εποχή.

Tο 2023 εμφανίστηκε το φαινόμενο των “Περικοπών Παραγωγής ΑΠΕ”, έκτοτε σε συνεχή επιδείνωση. Ήταν αναμενόμενο, εφόσον σε Σύστημα και Δίκτυο αναπτύχθηκε σημαντική ισχύς Φωτοβολταϊκών και Αιολικών, σήμερα πλέον των 15GW, ελλείψει Συστημάτων Αποθήκευσης, με αποτέλεσμα σε συνθήκες υπερπαραγωγής ΑΠΕ να τίθεται σε κίνδυνο το ισοζύγιο Ζήτησης – Παραγωγής, και φυσικά ο ΑΔΜΗΕ (Διαχειριστής του Συστήματος Μεταφοράς) να εκδίδει προς εγκαταστάσεις ΑΠΕ συστήματος και προς ΔΕΔΔΗΕ (Διαχειριστή Δικτύου Διανομής) Εντολές Περικοπής της τρέχουσας παραγωγής ΑΠΕ συστήματος και δικτύου.  “Εντολή Περικοπής”, ένας νέος όρος στο λεξιλόγιο του Εθνικού Κέντρου Κατανομής Ενέργειας, εφόσον κατά την διάρκεια της λειτουργίας του από τα μέσα της δεκαετίας του 1960 έως και σήμερα ο αντίστοιχος όρος για τον έλεγχο της παραγωγής συμβατικής μονάδας ήταν και είναι “Εντολή Κατανομής“. Προφανώς η διαφοροποίηση οφείλεται στο ότι η “Εντολή Περικοπής” αφορά έλεγχο στοχαστικής παραγωγής ενώ η “Εντολή Κατανομής“ έλεγχο κατανεμόμενης  παραγωγής. Και αυτή η πρόκληση, δηλαδή το πως θα αντιμετωπισθεί η απώλεια φθηνής και καθαρής ενέργειας με σοβαρότατες επιπτώσεις στο ενεργειακό κόστος και στην βιωσιμότητα των επενδύσεων προστίθεται στο προαναφερθέν σύμπλεγμα προκλήσεων. Πολιτεία, Ρυθμιστική Αρχή, Διαχειριστές, Χρηματιστήριο Ενέργειας, ΔΑΠΕΕΠ και Συμμετέχοντες στην Αγορά - Επενδυτές πρέπει να διαχειριστούν την πλέον σύνθετη και απαιτητική κατάσταση του τομέα ηλεκτρισμού μέχρι σήμερα.      

Αναφορικά με τις υποδομές παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που είναι και το αντικείμενο του παρόντος άρθρου, διαφαίνεται ότι η Πολιτεία λαμβάνοντας υπόψη την απροθυμία των παραγωγών ΑΠΕ να τοποθετήσουν Μπαταρίες κατάντη του μετρητή (“behind the meter”), στις αυτόνομες ΑΠΕ που ήδη λειτουργούν, προκρίνει τη μαζική εγκατάσταση αυτόνομων (standalone) Μπαταριών για να αντιμετωπισθούν τα προβλήματα των περικοπών και των υψηλών τιμών χονδρεμπορικής αγοράς μετά το ηλιοβασίλεμα. 

Η μελέτη “Επάρκεια ισχύος και ευελιξίας στο Ελληνικό ΣΗΕ για το 2030 και το 2035” του Αριστοτελείου Πανεπιστήμιου Θεσσαλονίκης με την Grant Thornton για λογαριασμό του ΑΔΜΗΕ, κατέδειξε, σύμφωνα με ανακοίνωση του καθηγητή κ. Παντελή Μπίσκα στο 6^ο Power & Gas Forum, ότι από το 2030, θα προκύψουν προβλήματα οικονομικής βιωσιμότητας για τις παλιές μονάδες φυσικού αερίου και για να αποφευχθεί η απόσυρσή τους, με σκοπό την αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος, θα απαιτηθεί η θέσπιση μόνιμου μηχανισμού αποζημίωσης ισχύος & ευελιξίας. Επίσης προβλήματα οικονομικής βιωσιμότητας θα αντιμετωπίσουν και οι υδραντλητικές μονάδες, και ενδεχομένως σε πολύ μεγάλη κλίμακα διείσδυσης και οι “standalone” μπαταρίες οπότε θα μπορούσαν και αυτές να ενταχθούν σε μηχανισμό αποζημίωσης ευελιξίας στο μέλλον.

Βάσει των ανωτέρω θα μπορούσε κάποιος να συμπεράνει ότι με μεγάλη διείσδυση αυτόνομων (standalone) μπαταριών, οι μπαταρίες αυτές θα αντιμετωπίσουν προβλήματα βιωσιμότητας ενώ με μικρότερη διείσδυση το πρόβλημα βιωσιμότητας θα απασχολήσει αυτόνομες ΑΠΕ που θα υπόκεινται σε περικοπές, ενώ σε κάθε περίπτωση οι μηχανισμοί αποζημίωσης χωρίς αμφιβολία θα επιβαρύνουν το κόστος ηλεκτρισμού για τον καταναλωτή. Αυτό το συμπέρασμα συνάδει με πολυάριθμες μελέτες που η ECCO Int. έχει πραγματοποιήσει διεθνώς σε πολλές αγορές ενέργειας. 

Προφανώς η αντιμετώπιση αυτής της κατάστασης δεν αφορά αποκλειστικά το Ελληνικό Σύστημα Ηλεκτρισμού αλλά το σύνολο των Συστημάτων με υψηλή διείσδυση ΑΠΕ, για το καθένα εξ’ αυτών βεβαίως θα πρέπει ληφθούν υπόψη η ιδιαιτερότητές του. 

Έχοντας το πλεονέκτημα της υψηλής διείσδυσης έχουμε και την υποχρέωση να μελετήσουμε, να αποφασίσουμε και να σχεδιάσουμε το συντομότερο δυνατό τα βήματα προς την ολοκλήρωση της ενεργειακής μετάβασης, με ασφάλεια και το ελάχιστο κόστος, ανεξάρτητα από την απαιτούμενη διάρκεια ενός τέτοιου μεγέθους εγχειρήματος. Στα πλαίσια βέβαια της βέλτιστης μεθοδολογίας θα πρέπει να προσδιοριστεί ο στόχος, επειδή πάντα είναι χρήσιμο “να ξέρουμε τον προορισμό”, δηλαδή ποιες υποδομές παραγωγής θα εξυπηρετούν τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας με «μηδενικό αποτύπωμα άνθρακα» (net-zero status) και στη συνέχεια να σχεδιαστεί το ρυθμιστικό πλαίσιο και οι μηχανισμοί της αγοράς βάσει των οποίων θα εξελιχθεί η απόσυρση παλαιών και η ένταξη νέων υποδομών παραγωγής για την επίτευξη του στόχου, εξασφαλίζοντας διαρκώς ασφάλεια εφοδιασμού και βέλτιστο κόστος. 

Με αντίστοιχη προσέγγιση έγινε το 2018 η μελέτη “Comparison of Dispatchable Renewable Electricity Options – Technologies for an orderly transition” από εξειδικευμένους φορείς (ITP Energised Group, Institute for Sustainable Futures (ISF) established by the University of Technology Sydney and ITK Consulting) για την ARENA (Australian Renewable Energy Agency) της Αυστραλιανής Κυβέρνησης. Η μελέτη εξέτασε κυρίως τον συνδυασμό τεχνολογιών αποθήκευσης και ανανεώσιμης παραγωγής ως προς τις επιπτώσεις του στο ενεργειακό κόστος καθώς και τον ρόλο αυτών των υβριδικών υποδομών σε ένα “net-zero Energy System”. Στις ΑΠΕ (Φωτοβολταϊκά και Αιολικά) με διακοπτόμενη και στοχαστική παραγωγή απέδωσε τον όρο Μεταβαλλόμενες ΑΠΕ (Variable Renewables, VRE), ενώ στις Υβριδικές (ΑΠΕ & ΣΑΗΕ) που η παραγωγή τους ορίζεται από Εντολή Κατανομής (System Operator Command) τον όρο Κατανεμόμενες ΑΠΕ (Dispatchable Renewables, DRE), όροι που καθιερώθηκαν διεθνώς. Αυτός ο διαχωρισμός των ΑΠΕ θα επιδράσει καταλυτικά και στην ανίχνευση του δικού μας δρόμου προς την “net-zero” εποχή (our way to the net-zero), του οποίου η πιο πιθανή εκδοχή σήμερα αποδίδεται στο Σχήμα1:
 

Παρελθόν: Στο δεύτερο ήμισυ του προηγούμενου αιώνα, από την ίδρυση της ΔΕΗ (1950) μέχρι την εμφάνιση των πρώτων ΑΠΕ το 1994 (οι οποίες μέχρι το 2002 είχαν συμβάσεις με την ΔΕΗ), η εξυπηρέτηση της ζήτησης γινόταν έχοντας, στη Βάση: τις Λιγνιτικές Μονάδες με εγχώριο και φθηνό καύσιμο, στις Αιχμές: Τις Πετρελαϊκές Μονάδες με εισαγόμενο και ακριβό καύσιμο, και για Ρύθμιση: Στην αρχή τις ευέλικτες και γρήγορες Υδροηλεκτρικές (ΥΗΣ), και αργότερα τις Πετρελαϊκές και Λιγνιτικές με τους αντίστοιχους ρυθμούς ανόδου και καθόδου. 

Παρόν: Σήμερα, παρότι οι Μεταβαλλόμενες ΑΠΕ (Φ/Β & Αιολικά), VRE πληθήναν και φθηνύναν, με εγχώριο “καύσιμο”, δεν εντάσσονται στη Βάση. Και αυτό συμβαίνει διότι προϋπόθεση για την ασφαλή και ευσταθή λειτουργία συστήματος και δικτύου είναι η κατ’ ελάχιστον ένταξη στη Βάση συμβατικών, ακριβών μονάδων φυσικού αερίου και λιγνίτη για την εξασφάλιση όλων των προαναφερθέντων στην εισαγωγή χαρακτηριστικών του συστήματος, όπως αδράνεια, εφεδρείες, ρύθμιση, “black start” κ.α. ενώ τις Αιχμές και τη Ρύθμιση καλύπτουν οι υδροηλεκτρικές (ΥΗΣ), φυσικού αερίου και λιγνιτικές μονάδες με τους αντίστοιχους ρυθμούς ανόδου και καθόδου. Απόδειξη ότι οι VRE δεν είναι στη βάση είναι ότι όταν η υπερπαραγωγή τους τείνει να παραβιάσει την καμπύλη της ζήτησης, περικόπτεται, ενώ παραμένει άθικτη η παραγωγή που αφορά “εφεδρείες aFRR & mFRR down” και τα ελάχιστα των μονάδων φ/α και λιγνίτη.  

Μέλλον: Για την Ελλάδα του ήλιου, των ανέμων, των όποιων υδάτινων αποθεμάτων και της θάλασσας, θεωρούμε ότι το πιθανότερο ενεργειακό μείγμα στον ηλεκτρισμό της net-zero εποχής θα είναι: Φ/Β, Αιολικά, ΥΗΣ-υδραντλητικές μονάδες και αιχμιακές μονάδες  ανανεώσιμων αερίων (Υδρογόνου, Βιομεθάνιου κ.α). 

Για να γίνει πραγματικότητα η ολοκλήρωση της ενεργειακής μετάβασης πρέπει να αντιμετωπίζεται βήμα προς βήμα το σύμπλεγμα των προκλήσεων που αναφέρθηκαν στην εισαγωγή. 

Το ενθαρρυντικό γεγονός είναι ότι υπάρχουν σημαντικές εξελίξεις στα Ηλεκτρονικά Ισχύος, και τα σχετικά Λογισμικά & Αλγορίθμους. Οι εξελίξεις στην βιομηχανία των ημιαγωγών ισχύος με την εισαγωγή νέων τεχνολογιών όπως του καρβιδίου του πυριτίου (SiC), παρέχουν νέα χαρακτηριστικά στα Ηλεκτρονικά Ισχύος πολλαπλασιάζοντας την ταχύτητα επεξεργασίας τους, την αξιοπιστία τους και μειώνοντας εντυπωσιακά τον όγκο τους. Εξαρτήματα μετατροπέων (inverters) διαμέτρου κούπας καφέ ελέγχουν GW ισχύος σε microseconds! Νέος εξοπλισμός με ηλεκτρονικά ισχύος, πέρα από τη ρύθμιση τάσης συμβάλει σήμερα και στην υποστήριξη της αδράνειας, της στάθμης βραχυκύκλωσης στην ρύθμιση συχνότητας και γενικότερα στην ποιότητα ισχύος. Με τη σταδιακή απόσυρση των μεγάλων συμβατικών θερμικών μονάδων η σταδιακή ένταξη στα δίκτυα κατάλληλου εξοπλισμού Ηλεκτρονικών Ισχύος με τα αντίστοιχα Λογισμικά Ελέγχου θα διατηρεί και θα αναβαθμίζει την αξιόπιστη και ομαλή λειτουργία των δικτύων μεταφοράς και διανομής ενώ η ένταξή τους στις υποδομές παραγωγής, αποθήκευσης και κατανάλωσης θα τις κάνει πιο ανθεκτικές σε τυχόν διαταραχές των δικτύων. Ειδικά για τις υποδομές παραγωγής (ΑΠΕ) νέου τύπου inverters όπως oι Grid Forming Inverters (GFIs) έχουν διαφορετικές καταστάσεις (modes) λειτουργίας όπως “droop control”, “virtual synchronous machine”, ή “hierarchical control”, ανάλογα με τις συνθήκες δικτύου, παρέχοντας σε αυτό επικουρικές υπηρεσίες όπως  “synthetic inertia”, “voltage regulation”, “frequency response” και “black start”, ενώ δύναται να διατηρήσουν την μονάδα παραγωγής σε λειτουργία και σε συνθήκες νησιδοποίησης, δυνατότητα που δεν διαθέτουν οι Grid Following Inverters (GFLs)  .

Και για τις Τεχνολογίες Συστημάτων Αποθήκευσης Η.Ε. (ΣΑΗΕ) οι εξελίξεις είναι επίσης εντυπωσιακές. Το project “Long Duration Storage Shot™”, του Υπουργείου Ενέργειας των ΗΠΑ (Department Of Energy) στοχεύει στη μείωση του κόστους αποθήκευσης κατά 90% για ΣΑΗΕ που παρέχουν διάρκεια αποθήκευσης περισσότερο από 10 ώρες, μέσα στη δεκαετία! Επίσης διαφορετικές τεχνολογίες στην εξελικτική τους πορεία ωρίμανσης παρέχουν σε διαφορετικό βαθμό διαφορετικά χαρακτηριστικά αποθήκευσης, όπως για παράδειγμα οι  Μπαταρίες (BESS) παρέχουν ικανοποιητική πυκνότητα ενέργειας (energy density), ενώ οι Υπερπυκνωτές (Super/Ultra Capacitors) προσφέρουν ικανοποιητική πυκνότητα ισχύος (power density), δυνατότητα μεγάλου αριθμού κύκλων (charge-discharge cycles), με μεγάλη συχνότητα και ταχύτητα φόρτισης / εκφόρτισης, με διάρκεια ζωής 15-20 χρόνια, χαρακτηριστικά απαραίτητα για εφαρμογές σταθεροποίησης δικτύου, θεμελιώδους σημασίας για την εξέλιξη τού ελληνικού δικτύου μεταφοράς και διανομής. Ο συνδυασμός διαφορετικών τεχνολογιών αποθήκευσης, Μικτά ΣΑΗΕ, και η εγκατάστασή τους σε δίκτυα διεθνώς, έχει ήδη επιφέρει εξαιρετικά αποτελέσματα. 

Όπως προαναφέρθηκε η κατηγοριοποίηση των ΑΠΕ στη μελέτη για λογαριασμό της ARENA σε: α) Μεταβαλλόμενες ΑΠΕ (Variable Renewables, VRE) και β) Κατανεμόμενες ΑΠΕ (Dispatchable Renewables, DRE) είναι θεμελιώδης για την διαχείριση των ΑΠΕ στην “net-zero” εποχή. Με βάση αυτόν τον διαχωρισμό και την υπόθεση ότι η λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της χώρας θα συνεχίσει έστω και στο πρώτο στάδιο να βασίζεται στην αρχή του Κεντρικού Ελέγχου και Κατανομής ανά Μονάδα (Central Dispatch Model / Unit Based), οι ΑΠΕ που θα ανήκουν στις δύο προαναφερθείσες κατηγορίες θα ομαδοποιούνται περαιτέρω σε ομάδες (Groups), χαρτοφυλάκια, που ουσιαστικά τόσο για την εκπροσώπησή τους μέσω των ΦΟΣΕ/ΔΑΠΕΕΠ στην Αγορά όσο και για τον κεντρικό έλεγχό τους από τον ΑΔΜΗΕ θα αντιστοιχούν σε Εικονικές Μονάδες: “VRE Virtual Units” και “DRE Virtual Units”. 

Οι Μεταβαλλόμενες ΑΠΕ χωρίς αμφιβολία θα παράγουν με διαφορά την φθηνότερη MWh και συνεπώς θα είναι στη Βάση. Τα χαρτοφυλάκια των Μεταβαλλόμενων ΑΠΕ (VRE Virtual Units) θα συμμετέχουν στις αγορές εκπροσωπούμενα από τους “aggregators” και αυτά θα πρέπει να περιλαμβάνουν τις ΑΠΕ με προτεραιότητα κατανομής. Αυτές οι ΑΠΕ θα πρέπει να συνεχίσουν να είναι υπό κεντρικό έλεγχο όπως και σήμερα από το Εθνικό Κέντρο Κατανομής του ΑΔΜΗΕ και τα Κέντρα Ελέγχου του ΔΕΔΔΗΕ για να υπάρχει η δυνατότητα περικοπής της παραγωγή τους. Οι πιθανότητες βέβαια περικοπής θα έχουν δραστικά μειωθεί, αφενός γιατί η εγκατεστημένη τους ισχύ θα έχει συρρικνωθεί εφόσον μεγάλης ισχύος ΑΠΕ χωρίς προτεραιότητα θα έχουν ενταχθεί στην κατηγορία DRE  και αφετέρου ικανή εγκατεστημένη ισχύ αυτόνομων (standalone) ΣΑΗΕ θα εξασφαλίζει την αποφυγή περικοπών.

Στο Σχήμα 1, Μέλλον: net-zero εποχή (ΑΠΕ&ΥΗΣ=100%),  Αιχμές και Ρύθμιση θα καλύπτονται με υδροηλεκτρικές (ΥΗΣ), Κεντρικά Κατανεμόμενες ΑΠΕ και αιχμιακές μονάδες ανανεώσιμων αερίων. Σε αυτό το “μίγμα” παραγωγής είναι προφανής ο κρίσιμος και βασικός ρόλος των Κεντρικά Κατανεμόμενων ΑΠΕ (DRE) εφόσον θα είναι η ραχοκοκαλιά της παραγωγής. Για αυτό το ρόλο τα χαρακτηριστικά των DRE θα πρέπει να είναι, η ανθεκτικότητα, η στιβαρότητα, η αξιοπιστία, η ευελιξία, και η διασυνδεσιμότητα - διαλειτουργικότητα με τις εφαρμογές κατανομής του Εθνικού Κέντρου  Κατανομής του ΑΔΜΗΕ: την Αγορά Εξισορρόπησης Πραγματικού Χρόνου (RTBM / mFRR) και την Αυτόματη Ρύθμιση Παραγωγής (AGC / aFRR), δηλαδή να είναι πραγματικά κατανεμόμενες. Μόνον υπό αυτές τις προϋποθέσεις οι DRE θα ανταποκριθούν στην στοχαστική διακύμανση της παραγωγής των VRE, στη μεταβλητότητα της ζήτησης και στις διαταραχές δικτύων για να εξασφαλίσουν ένα στιβαρό, ελαστικό και αξιόπιστο σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας.

Σε αυτές τις προδιαγραφές ανταποκρίνονται αποκλειστικά οι Υβριδικές Μονάδες οι οποίες στα κατάντη του μετρητή τους συνδυάζουν εγκαταστάσεις Ανανεώσιμης Παραγωγής (Φωτοβολταϊκα ή/και Αιολικά), Αποθήκευσης με κατάλληλα χαρακτηριστικά (Μικτά ΣΑΗΕ) και σύγχρονο εξοπλισμό (HW & SW) ηλεκτρονικών ισχύος. Διεθνώς, μελέτες έχουν καταδείξει ότι Υβριδικές Μονάδες με αυτόν τον συνδυασμό λειτουργικών χαρακτηριστικών μπορούν να προσφέρουν όλες τις υπηρεσίες μονάδων φυσικού αερίου με κόστος <60% ! 

Οι Υβριδικές Μονάδες έχουν διεθνώς κυριαρχήσει στις νέες επενδύσεις (π.χ. στην Καλιφόρνια το 95% των νέων επενδύσεων είναι Υβριδικές Μονάδες) γιατί έχουν συγκεκριμένα πλεονεκτήματα έναντι των αυτόνομων υποδομών παραγωγής και αποθήκευσης, και συγκεκριμένα: 

• Οι Υβριδικές Μονάδες έχουν σημαντικά χαμηλότερο συνολικό κόστος επένδυσης, εξοικονομώντας σημαντικό και ακριβό εξοπλισμό, εφόσον στην περίπτωση των υβριδικών υπάρχει κοινόχρηστος εξοπλισμός ηλεκτρονικών ισχύος  (inverter, PCS κ.α.) παραγωγής και αποθήκευσης ενώ με την παροχή υπηρεσιών ανακούφισης δικτύου (grid relief services) μειώνουν σημαντικά τον απαιτούμενο «ηλεκτρικό χώρο» και τα κόστη ανάπτυξης νέων υποδομών δικτύου. Παρουσιάζουν σε σχέση με τα αυτόνομα συστήματα σημαντικά μεγαλύτερα οικονομικά μεγέθη όπως «Net Present Value, NPV», «Internal Rate of Return, IRR» και «Return on Investment, ROI» εξασφαλίζοντας βιωσιμότητα καθώς και φτηνότερη και ευκολότερη χρηματοδότηση (bankability).
• Οι Υβριδικές Μονάδες έχουν χαμηλότερο λειτουργικό κόστος εφόσον για την φόρτιση των ΣΑΗΕ δεν απαιτείται η συμμετοχή και ο προγραμματισμός των ΣΑΗΕ στις αγορές ως φορτίο, η διαθεσιμότητα του δικτύου ενώ αποφεύγονται οι απώλειες δικτύου. 
• Ειδικά οι Υβριδικές Μονάδες συνδεσμολογίας “DC Coupling” με την ανάκτηση:  α) των απωλειών αποκοπής (Clipping Losses) και β) της ενέργειας σε συνθήκες χαμηλής τάσης (Low voltage Harvesting) παρουσιάζουν περαιτέρω καλύτερη ενεργειακή απόδοση.
• Οι Υβριδικές Μονάδες διαθέτουν μεγαλύτερη λειτουργική διαθεσιμότητα, αξιοπιστία και ευελιξία με αποτέλεσμα να προκρίνονται για διασυνδεσιμότητα με τις εφαρμογές του Εθνικού Κέντρου Κατανομής (ΑΔΜΗΕ), να θέτουν τις παρεχόμενες από αυτές Επικουρικές Υπηρεσίες υπό κεντρικό έλεγχο, έχοντας εγγενώς τη δυνατότητα αποφυγής περικοπών της παραγωγής τους.
• Οι Υβριδικές Μονάδες παρουσιάζουν μεγαλύτερη διαθεσιμότητα, αξιοπιστία και ευελιξία, καθώς και απόδοση για τον επενδυτή με τη συμμετοχή τους, στις χονδρεμπορικές αγορές. Έχουν σημαντικές αποδόσεις στις αγορές ισχύος (Capacity Markets), όπου υπάρχουν, (ενδείκνυται να υλοποιηθεί τέτοια αγορά και στη χώρα μας), ενώ ενισχύουν σημαντικά τη συνολική αξία επάρκειας της Εγκατάστασης (Resource Adequacy Value). Μία Υβριδική Μονάδα (Hybrid Unit) και πόσο μάλλον ομάδα Υβριδικών Μονάδων (Hybrid Pool) έχουν τη δυνατότητα παροχής σύνθετων υπηρεσιών (πακέτων) όπως πώλησης ενέργειας, αγοράς ενέργειας για αποθήκευση (hedging & arbitrage) επικουρικών υπηρεσιών, ρύθμισης τάσης και υπηρεσιών ανακούφισης δικτύου (grid relief services), με αποτέλεσμα να έχουν ισχυρό πλεονέκτημα και ευελιξία στη σύναψη διμερών συμβολαίων (PPAs), με φυσική παράδοση και εκκαθάριση με συμβόλαια διαφορών (financial Contracts for Differences, CfDs), με ενδιαφερόμενους. Οι Υβριδικές Μονάδες συμβάλλουν σε βέλτιστες επιλύσεις των αλγορίθμων της αγοράς εφόσον μειώνουν σημαντικά τις “non-convex” μεταβλητές/περιορισμούς.  
• Τέλος οι Υβριδικές Μονάδες συνδυάζουν πολλαπλούς πόρους παραγωγής και αποθήκευσης σε μία τοποθεσία μειώνοντας την απαιτούμενη έκταση γης σε σχέση με αυτήν που απαιτείται για αυτόνομα έργα ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και αποθήκευσης.

Εν τέλει στο “net-zero” μίγμα, οι μεν Κατανεμόμενες ΑΠΕ (Dispatchable Renewables, DRE) θα συμβάλλουν κυρίως στην ασφάλεια λειτουργίας και οι Μεταβαλλόμενες ΑΠΕ (Variable Renewables, VRE) κυρίως στην μείωση του κόστους ηλεκτρισμού. Το ισοζύγιό τους θα είναι μία κρίσιμη παράμετρος αλλά σε κάθε περίπτωση η αναμενόμενη μείωση του ενεργειακού κόστους θα είναι γεγονός. 

Συμπερασματικά, το Black-Out στην Ιβηρική και τα προβλήματα που αντιμετωπίζουμε σήμερα, περικοπές και κόστος ηλεκτρισμού, δεν πρέπει να φέρουν οπισθοδρόμηση, αλλά φυγή προς τα εμπρός, το μέλλον, την net-zero εποχή.  Ο τρόπος της ολοκλήρωσης της μετάβασης πρέπει να συγκεκριμενοποιηθεί, αποφεύγοντας πισωγυρίσματα και επιδείνωση της υπάρχουσας πολυπλοκότητας. Η εθνική ενεργειακή μετάβαση δεν μπορεί να αφεθεί αποκλειστικά στις δυνάμεις της αγοράς. Βιώσιμες επενδύσεις ΑΠΕ θα είναι αυτές που με τον ένα ή άλλο τρόπο θα «χωρέσουν» κάτω από την καμπύλη ζήτησης. Όσο περισσότερη ανανεώσιμη ενέργεια «χωρέσει», τόσο περισσότερο θα συμπιέζεται και το ενεργειακό κόστος με την προϋπόθεση λήψης μέτρων για την ασφαλή λειτουργία του συστήματος.  Οι υπόλοιπες νέες επενδύσεις ΑΠΕ, δεν είναι και λίγες σύμφωνα με το ΕΣΕΚ αλλά και το επενδυτικό ενδιαφέρον, θα πρέπει να συνδυασθούν με επενδύσεις σε νέα φορτία. Φορτία όπως εγκαταστάσεις επεξεργασίας νερού (αφαλάτωσης), παραγωγής ανανεώσιμων αερίων (πράσινο ή μπλε H₂, βιομεθάνιο), εξηλεκτρισμού λιμένων (cold ironing), “Data Centers”  κ.α. είναι απαραίτητες όχι μόνο για το ηλεκτρικό σύστημα αλλά και για την εθνική οικονομία. Τέλος για τις μονάδες φυσικού αερίου και λιγνίτη, στις οποίες οφείλεται σήμερα και θα οφείλεται κατά την διάρκεια ολοκλήρωσης της μετάβασης και κατά το μέρος που θα τους αναλογεί, η αξιόπιστη λειτουργία του συστήματος, δύο επισημάνσεις, για μεν το φυσικό αέριο ότι για κάθε νέα επένδυση θα πρέπει να έχει τεκμηριωθεί η αναγκαιότητά της και για το λιγνίτη, ως εγχώριο καύσιμο ότι θα πρέπει να παραμείνει καθ’ όλη την διάρκεια της μετάβασης έστω και μία, η τελευταία μονάδα, σε ψυχρή εφεδρεία.     

---------------------------------------

Ο κ. Μιχάλης Φιλίππου είναι Power Consultant of RESINVEST, 

O Dr. Άλεξ Παπαλεξόπουλος είναι President & CEO of ECCO International, CEO and Chairman of the Board, ZOME Energy Networks based in San Francisco, California USA.