Στα 132 ευρώ/MWh η χονδρεμπορική στην Ελλάδα

Η πίεση αποτυπώνεται ήδη στις τιμές της ελληνικής αγοράς.

Κατά τις πρώτες επτά ημέρες του Αυγούστου, η μέση τιμή στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα διαμορφώθηκε στα 132 ευρώ ανά MWh, καταγράφοντας αύξηση περίπου 20% σε σχέση με τα 110 ευρώ/MWh της πρώτης εβδομάδας του Ιουλίου.

Η άνοδος δεν οφείλεται αποκλειστικά στην αυξημένη ζήτηση. Το πρόβλημα είναι περισσότερο σύνθετο, καθώς η ζήτηση αυξάνεται ακριβώς τη στιγμή που ένα μέρος της διαθέσιμης παραγωγικής δυναμικότητας περιορίζεται εξαιτίας των ακραίων καιρικών συνθηκών.

Η κατάσταση αυτή καθιστά ακόμη πιο κρίσιμη τη συμβολή των ΑΠΕ, οι οποίες κατά τις ώρες υψηλής ηλιοφάνειας λειτουργούν ως βασικό «μαξιλάρι» για το σύστημα.

Η Ρουμανία βρίσκεται στο επίκεντρο της πίεσης

Η μεγαλύτερη δοκιμασία καταγράφεται στη Ρουμανία.

Ένας από τους δύο αντιδραστήρες του πυρηνικού σταθμού της Cernavodă έχει τεθεί εκτός λειτουργίας, καθώς η ιστορικά χαμηλή στάθμη του Δούναβη δυσκολεύει την εξασφάλιση των απαραίτητων ποσοτήτων νερού για την ψύξη των εγκαταστάσεων.

Η κατάσταση είναι τόσο οριακή ώστε οι ρουμανικές αρχές προχώρησαν σε έκτακτες παρεμβάσεις στον ποταμό, μεταξύ άλλων με ελεγχόμενη έκρηξη για την απομάκρυνση βράχου και με τη βύθιση φορτηγίδων φορτωμένων με πέτρες, προκειμένου να κατευθυνθεί μεγαλύτερη ποσότητα νερού προς τον πυρηνικό σταθμό.

Στόχος είναι να διατηρηθεί σε λειτουργία ο δεύτερος αντιδραστήρας.

Παράλληλα, η κυβέρνηση προετοιμάζει ακόμη και υποχρεωτικούς περιορισμούς στην κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας από μεγάλες βιομηχανίες κατά τις ώρες αιχμής. Οι περιορισμοί θα μπορούν να ενεργοποιούνται με προειδοποίηση 24 ωρών, εφόσον οι εθελοντικές μειώσεις κατανάλωσης δεν επαρκούν.

Τα νοικοκυριά, τα νοσοκομεία και οι κρίσιμες υποδομές εξαιρούνται από το μέτρο.

Προβλήματα από τη μειωμένη διαθεσιμότητα πυρηνικών και υδροηλεκτρικών μονάδων αντιμετωπίζουν παράλληλα η Ουγγαρία και η Σλοβενία, γεγονός που επιβαρύνει περαιτέρω τις περιφερειακές ισορροπίες.

Τα φωτοβολταϊκά συγκρατούν τις τιμές στην Ελλάδα

Μέσα σε αυτό το ιδιαίτερα δύσκολο περιβάλλον, η υψηλή παραγωγή των φωτοβολταϊκών αποδεικνύεται κρίσιμη.

Η αυξημένη ηλιακή παραγωγή λειτουργεί ως αντίβαρο στην άνοδο της ζήτησης, ιδιαίτερα κατά τις μεσημεριανές ώρες, όταν η παραγωγή των φωτοβολταϊκών βρίσκεται κοντά στα υψηλότερα επίπεδά της.

Στη Νοτιοανατολική Ευρώπη, η προβλεπόμενη ηλιακή παραγωγή αυξήθηκε μέσα σε μόλις μία ημέρα κατά 1.492 MW, φθάνοντας τα 8.333 MW.

Η Ελλάδα βρίσκεται στην πρώτη γραμμή αυτής της εξέλιξης.

Η συνολική ηλεκτροπαραγωγή ανήλθε στα 8.971 MW, έναντι κατανάλωσης 7.499 MW, δημιουργώντας πλεόνασμα περίπου 1.472 MW, το οποίο διοχετεύθηκε στις γειτονικές αγορές.

Τα φωτοβολταϊκά αντιστοιχούσαν στο 31% της συνολικής παραγωγής, ενώ τα αιολικά κάλυπταν ακόμη ένα 21%.

Με άλλα λόγια, πάνω από το μισό της ελληνικής ηλεκτροπαραγωγής προερχόταν από ΑΠΕ.

Η υψηλή παραγωγή από ηλιακά και αιολικά πάρκα περιόρισε την ανάγκη λειτουργίας ακριβότερων συμβατικών μονάδων και επέτρεψε στην Ελλάδα να διατηρήσει ισχυρή εξαγωγική θέση προς τη Βουλγαρία, την Ιταλία, τη Βόρεια Μακεδονία, την Αλβανία και την Τουρκία.

Η Βουλγαρία λειτουργεί ως περιφερειακός «τροφοδότης»

Ισχυρή εξαγωγική θέση διατηρεί και η Βουλγαρία, η οποία τροφοδοτεί με ηλεκτρική ενέργεια τη Ρουμανία, τη Σερβία και τη Βόρεια Μακεδονία.

Η εικόνα αυτή δείχνει πόσο σημαντικές έχουν γίνει πλέον οι διασυνδέσεις μεταξύ των αγορών της περιοχής.

Η παραγωγή δεν αρκεί να υπάρχει. Πρέπει να μπορεί να μεταφερθεί εκεί όπου υπάρχει ανάγκη και, κυρίως, την ώρα που υπάρχει ανάγκη.

Και ακριβώς εδώ βρίσκεται μία από τις μεγαλύτερες προκλήσεις του νέου ευρωπαϊκού ενεργειακού μοντέλου.

Το πρόβλημα αρχίζει όταν δύει ο ήλιος

Η υψηλή παραγωγή ΑΠΕ προσφέρει σημαντική ανακούφιση κατά τη διάρκεια της ημέρας, όμως δεν μπορεί να λύσει από μόνη της το πρόβλημα της επάρκειας.

Μετά τη δύση του ήλιου, η φωτοβολταϊκή παραγωγή μειώνεται απότομα, ενώ η ζήτηση παραμένει υψηλή.

Το φαινόμενο είναι ιδιαίτερα έντονο στη Σερβία.

Η μέση κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στη Νοτιοανατολική Ευρώπη υπολογίστηκε σε 35.033 MW, έναντι παραγωγής 32.008 MW, αφήνοντας ένα έλλειμμα περίπου 3.025 MW.

Οι εισαγωγές κάλυψαν το 8,6% της συνολικής ζήτησης, έναντι 6,6% μία ημέρα νωρίτερα.

Η Σερβία βρέθηκε σε ακόμη δυσκολότερη θέση. Η παραγωγή της έφθασε τα 3.487 MW, ενώ η κατανάλωση διαμορφώθηκε στα 4.105 MW.

Οι εισαγωγές κάλυπταν περίπου το 15% της ζήτησης, φθάνοντας έως τα 976 MW κατά τις ώρες αιχμής.

Το αποτέλεσμα ήταν να εκτοξευθεί η τιμή επόμενης ημέρας στη Σερβία στα 179,51 ευρώ/MWh, περίπου 23 ευρώ υψηλότερα από τη Βουλγαρία και μόλις 4,72 ευρώ χαμηλότερα από την Ιταλία.

Ακόμη πιο χαρακτηριστική είναι η ενδοημερήσια εικόνα: μετά τη δύση του ήλιου, η ωριαία τιμή στη Σερβία εκτινάχθηκε έως τα 290 ευρώ/MWh.

Το μεγάλο ενεργειακό παράδοξο

Τα στοιχεία αποκαλύπτουν ένα νέο παράδοξο για την ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.

Όσο αυξάνονται οι ΑΠΕ, τόσο μεγαλύτερη γίνεται η δυνατότητα παραγωγής φθηνής ηλεκτρικής ενέργειας κατά τις ώρες υψηλής ηλιοφάνειας.

Ταυτόχρονα όμως, χωρίς επαρκή αποθήκευση και ευέλικτη παραγωγή, διευρύνεται η απόσταση ανάμεσα στις τιμές της ημέρας και στις τιμές των βραδινών ωρών.

Το πρόβλημα δεν είναι πλέον μόνο πόση ηλεκτρική ενέργεια μπορεί να παραχθεί.

Είναι πότε μπορεί να παραχθεί και πότε μπορεί να καταναλωθεί.

Η υψηλή συμμετοχή των φωτοβολταϊκών μπορεί να περιορίζει σημαντικά το κόστος ηλεκτρισμού το μεσημέρι, αλλά όταν η παραγωγή αυτή εξαφανίζεται μέσα σε λίγες ώρες, το σύστημα χρειάζεται άμεσα εναλλακτικές πηγές ισχύος.

Η επόμενη μεγάλη επένδυση: αποθήκευση και ευελιξία

Η εικόνα αυτή ενισχύει την ανάγκη για επιτάχυνση των επενδύσεων σε μπαταρίες, αντλησιοταμίευση, ευέλικτες μονάδες παραγωγής και διασυνδέσεις.

Οι μπαταρίες μπορούν να απορροφούν μέρος της πλεονάζουσας παραγωγής κατά τις ώρες υψηλής ηλιοφάνειας και να την επιστρέφουν στο δίκτυο το απόγευμα και το βράδυ.

Οι ισχυρότερες διασυνδέσεις μπορούν να επιτρέπουν την άμεση μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας από τις αγορές με πλεόνασμα προς εκείνες που αντιμετωπίζουν έλλειμμα.

Παράλληλα, η κατανάλωση μπορεί να μετατοπίζεται χρονικά, ώστε μέρος της ζήτησης να πραγματοποιείται τις ώρες κατά τις οποίες η παραγωγή από ΑΠΕ είναι υψηλή.

Αυτό σημαίνει ότι το ενεργειακό σύστημα της επόμενης δεκαετίας δεν θα βασίζεται μόνο σε περισσότερα φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα.

Θα χρειάζεται περισσότερη αποθήκευση, περισσότερες διασυνδέσεις και μεγαλύτερη ευελιξία.

Η Ελλάδα έχει πλεονέκτημα, αλλά και νέα πρόκληση

Για την Ελλάδα, η σημερινή συγκυρία αναδεικνύει ένα σημαντικό πλεονέκτημα.

Η χώρα διαθέτει υψηλό ηλιακό δυναμικό και έχει αναπτύξει ταχύτατα την εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ, γεγονός που της επιτρέπει να παράγει σημαντικές ποσότητες ηλεκτρικής ενέργειας και να εξάγει στις γειτονικές αγορές όταν οι συνθήκες το επιτρέπουν.

Ωστόσο, η ίδια ανάπτυξη δημιουργεί και μία νέα ανάγκη.

Όσο μεγαλύτερο γίνεται το μερίδιο των φωτοβολταϊκών, τόσο σημαντικότερη γίνεται η δυνατότητα αποθήκευσης της μεσημεριανής παραγωγής και αξιοποίησής της όταν η ζήτηση κορυφώνεται.

Η ενεργειακή μετάβαση, επομένως, περνά πλέον από το δεύτερο στάδιο.

Δεν αρκεί να εγκαθιστούμε περισσότερα ΑΠΕ. Χρειάζεται να δημιουργήσουμε τις υποδομές που θα επιτρέπουν στο σύστημα να αξιοποιεί την παραγωγή τους όταν πραγματικά τη χρειάζεται.

Ο καύσωνας της Νοτιοανατολικής Ευρώπης λειτουργεί έτσι ως ένα πραγματικό stress test για το νέο ενεργειακό μοντέλο. Οι ΑΠΕ αποδεικνύουν ότι μπορούν να συγκρατήσουν σημαντικά το κόστος και να στηρίξουν τις εξαγωγές, όμως οι ακραίες διακυμάνσεις μεταξύ μεσημεριού και βραδιού δείχνουν ξεκάθαρα πού βρίσκεται η επόμενη μεγάλη επενδυτική ευκαιρία: στην αποθήκευση, στην ευελιξία και στις διασυνδέσεις του ηλεκτρικού συστήματος.