Κωστής Σταμπoλής (ΙΕΝΕ)-Παντελής Μπίσκας: Πως θα λυθεί ο γόρδιος δεσμός των υψηλών τιμών ενέργειας- Πολιτική απόφαση η καθυστέρηση της αποθήκευσης

Η ανάπτυξη της αποθήκευσης ενέργειας στην Ελλάδα αποτελεί, σε μεγάλο βαθμό, πολιτική απόφαση, καθώς από την ταχύτητα με την οποία θα αδειοδοτηθούν και θα συνδεθούν στο δίκτυο τα έργα μπαταριών θα εξαρτηθεί όχι μόνο η αξιοποίηση της αυξανόμενης παραγωγής από ΑΠΕ, αλλά και η δυνατότητα ουσιαστικής μείωσης του ενεργειακού κόστους.

Αυτό επισήμανε ο καθηγητής Παντελής Μπίσκας, παρουσιάζοντας μαζί με τον πρόεδρο του ΙΕΝΕ, Κώστα Σταμπολή, τις μεγάλες προκλήσεις που αντιμετωπίζει η ελληνική αγορά ενέργειας. Στο επίκεντρο βρέθηκαν η καθυστέρηση της αποθήκευσης, οι περικοπές πράσινης ενέργειας, το υψηλό κόστος της αγοράς εξισορρόπησης, οι τιμές του φυσικού αερίου και οι δυσκολίες που δημιουργεί η προσπάθεια πλήρους απεξάρτησης της Ευρώπης από το ρωσικό αέριο.

Σύμφωνα με τον κ. Μπίσκα, σε μια ώριμη αγορά ο αριθμός των έργων αποθήκευσης θα έπρεπε να προσδιορίζεται κυρίως από το επενδυτικό ενδιαφέρον, τη διαθεσιμότητα ηλεκτρικού χώρου και τις εκτιμήσεις των ίδιων των επενδυτών για τη βιωσιμότητά τους. Στην Ελλάδα, όμως, ο ρυθμός διείσδυσης των μπαταριών εξακολουθεί να καθορίζεται σε μεγάλο βαθμό από πολιτικές αποφάσεις και διοικητικές διαδικασίες.

Οι αιτήσεις για έργα αποθήκευσης έχουν αρχίσει να υποβάλλονται από το 2021, ωστόσο πολλοί επενδυτές εξακολουθούν να περιμένουν τους όρους σύνδεσης που απαιτούνται για να προχωρήσουν στην κατασκευή και στη σύνδεση των μονάδων τους. Η αποθήκευση, όπως υπογράμμισε, δεν μπορεί να εισέλθει «μαγικά» στο ηλεκτρικό σύστημα εάν προηγουμένως δεν αρθεί αυτό το διοικητικό εμπόδιο.

Πώς οι μπαταρίες μειώνουν το κόστος

Η συμβολή των μπαταριών στη μείωση των τιμών αναπτύσσεται σε δύο επίπεδα. Το πρώτο αφορά το ενεργειακό arbitrage: την αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας τις ώρες κατά τις οποίες υπάρχει υψηλή παραγωγή από φωτοβολταϊκά και χαμηλές ή ακόμη και μηδενικές τιμές και την επανέγχυσή της στο σύστημα κατά τις βραδινές ώρες, όταν η παραγωγή των ΑΠΕ υποχωρεί και αυξάνεται η συμμετοχή των ακριβότερων θερμικών μονάδων.

Με αυτόν τον τρόπο, μέρος της φθηνής ενέργειας που σήμερα περικόπτεται θα μπορούσε να μεταφέρεται στις ώρες υψηλής ζήτησης. Η λειτουργία αυτή θα περιόριζε την ανάγκη ενεργοποίησης ακριβότερων μονάδων φυσικού αερίου, θα συγκρατούσε τις τιμές στη χονδρεμπορική αγορά και θα βελτίωνε τη συνολική αξιοποίηση των επενδύσεων σε Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας.

Το δεύτερο και εξίσου σημαντικό όφελος αφορά τη συμμετοχή των μπαταριών στην αγορά εξισορρόπησης, μέσω της οποίας ο ΑΔΜΗΕ διατηρεί σε πραγματικό χρόνο την ισορροπία ανάμεσα στην παραγωγή και στην κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας.

Σήμερα στην ελληνική αγορά εξισορρόπησης δραστηριοποιείται περιορισμένος αριθμός μεγάλων παραγωγών. Η μικρή συμμετοχή περιορίζει την ένταση του ανταγωνισμού και συμβάλλει στη διατήρηση του κόστους των εφεδρειών και της ενέργειας εξισορρόπησης σε υψηλά επίπεδα, κόστος το οποίο τελικά μετακυλίεται στους προμηθευτές και στους καταναλωτές.

Σύμφωνα με τα στοιχεία που επικαλέστηκε ο κ. Μπίσκας, το κόστος εξισορρόπησης στην Ελλάδα διαμορφώνεται περίπου στα 20-25 ευρώ ανά MWh, όταν σε πολλές ευρωπαϊκές αγορές κυμαίνεται μεταξύ 5 και 7 ευρώ ανά MWh και ακόμη και στις ακριβότερες περιπτώσεις πλησιάζει τα 10 ευρώ.

Οι μπαταρίες μπορούν να απορροφούν ή να παρέχουν ηλεκτρική ενέργεια με πολύ μεγάλη ταχύτητα και, ως εκ τούτου, αποτελούν ιδανικούς παρόχους υπηρεσιών εξισορρόπησης. Η είσοδός τους στην αγορά θα αύξανε τον αριθμό των συμμετεχόντων, θα ενίσχυε τον ανταγωνισμό και θα μπορούσε να περιορίσει σημαντικά το σχετικό κόστος.

Κατά τον κ. Μπίσκα, το υψηλό κόστος της αγοράς εξισορρόπησης οφείλεται στον συνδυασμό του ρυθμιστικού πλαισίου και του μικρού αριθμού συμμετεχόντων. Οι δύο παράγοντες λειτουργούν συμπληρωματικά, όμως καθοριστικό στοιχείο παραμένει ο ανταγωνισμός. Όποια ρύθμιση και αν εφαρμοστεί, όταν στην αγορά δραστηριοποιούνται μόνο τέσσερις ή πέντε βασικοί παίκτες, η δυνατότητα συμπίεσης του κόστους παραμένει περιορισμένη.

Οι περικοπές των ΑΠΕ γίνονται δομικό πρόβλημα

Η ανάγκη επιτάχυνσης της αποθήκευσης γίνεται εντονότερη καθώς οι περικοπές παραγωγής από ΑΠΕ έχουν πλέον παγιωθεί ως δομικό χαρακτηριστικό της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας.

Σύμφωνα με τη μελέτη του ΙΕΝΕ «Ενεργειακές Τάσεις στην Ελλάδα – Α΄ Οκτάμηνο 2026», σε ολόκληρο το 2025 εκτιμάται ότι απορρίφθηκαν 1.867 GWh πράσινης ηλεκτρικής ενέργειας. Ήδη κατά το πρώτο επτάμηνο του 2026 οι περικοπές έφτασαν τις 1.746 GWh, πλησιάζοντας μέσα σε επτά μήνες το σύνολο της προηγούμενης χρονιάς.

Η εξέλιξη αποκαλύπτει την αυξανόμενη αναντιστοιχία ανάμεσα στην εγκατεστημένη ισχύ των ΑΠΕ και στη δυνατότητα του συστήματος να απορροφήσει την παραγωγή τους, κυρίως τις μεσημεριανές ώρες. Χωρίς επαρκή αποθήκευση, ενίσχυση των δικτύων, μεγαλύτερη ευελιξία της ζήτησης και ανάπτυξη των διασυνδέσεων, ολοένα μεγαλύτερες ποσότητες χαμηλού κόστους πράσινης ενέργειας θα απορρίπτονται.

Παράλληλα, δημιουργείται ένα οικονομικό παράδοξο: ενώ το σύστημα διαθέτει για ορισμένες ώρες πλεόνασμα φθηνής παραγωγής, λίγες ώρες αργότερα χρειάζεται να επιστρατεύσει ακριβότερες μονάδες για να καλύψει τη ζήτηση. Η αποθήκευση μπορεί να λειτουργήσει ως γέφυρα μεταξύ αυτών των χρονικών περιόδων, περιορίζοντας τόσο τις περικοπές όσο και την εξάρτηση της οριακής τιμής από το φυσικό αέριο.

Η Ελλάδα καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρισμού

Τα στοιχεία του ΙΕΝΕ αποτυπώνουν ταυτόχρονα τη σημαντική αλλαγή που συντελείται στη θέση της Ελλάδας στην περιφερειακή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Κατά το πρώτο οκτάμηνο του 2026, η εγχώρια ζήτηση ηλεκτρισμού μειώθηκε κατά 1,85% σε ετήσια βάση.

Στο ίδιο διάστημα, οι εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας υποχώρησαν κατά 34,4%, ενώ οι εξαγωγές αυξήθηκαν κατά 75,3%. Ως αποτέλεσμα, η Ελλάδα κατέστη για πρώτη φορά καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρισμού στην περιοχή.

Η εξέλιξη συνδέεται με την αύξηση της παραγωγής από ΑΠΕ και τη διαφοροποίηση του ηλεκτροπαραγωγικού δυναμικού της χώρας. Την ίδια στιγμή, όμως, οι αυξανόμενες περικοπές δείχνουν ότι η περαιτέρω ανάπτυξη του κλάδου δεν μπορεί να στηριχθεί μόνο στην προσθήκη νέων έργων παραγωγής. Απαιτούνται ταυτόχρονα αποθήκευση, δίκτυα και μεγαλύτερη περιφερειακή διασύνδεση.

Στα 711 δισ. ευρώ οι επενδύσεις στη Νοτιοανατολική Ευρώπη

Το ΙΕΝΕ εκτιμά ότι οι ενεργειακές επενδύσεις στη Νοτιοανατολική Ευρώπη θα ανέλθουν σε 711 δισ. ευρώ έως το 2035, με το μεγαλύτερο μέρος τους να κατευθύνεται στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής.

Η σχετική μελέτη «South East Europe Energy Outlook 2025/2026» περιλαμβάνει πρωτογενή στοιχεία για την ενεργειακή ζήτηση σε ολόκληρη την περιοχή και για την αναμενόμενη εξέλιξή της έως το 2050. Το ύψος των προβλεπόμενων επενδύσεων αποτυπώνει το μέγεθος της μετάβασης που βρίσκεται σε εξέλιξη, αλλά και την ανάγκη συντονισμένης ανάπτυξης παραγωγής, δικτύων, διασυνδέσεων και αποθήκευσης.

Φυσικό αέριο: Το πρόβλημα είναι η τιμή

Στο φυσικό αέριο, ο πρόεδρος του ΙΕΝΕ Κώστας Σταμπολής σημείωσε ότι η Ευρώπη έχει διαφοροποιήσει σημαντικά τις πηγές εφοδιασμού της, αυξάνοντας τις εισαγωγές LNG και τις προμήθειες από εναλλακτικούς παραγωγούς.

Η αύξηση των διαθέσιμων ποσοτήτων από τις ΗΠΑ, την Αυστραλία, το Κατάρ και τα Ηνωμένα Αραβικά Εμιράτα, σε συνδυασμό με τις ροές αγωγών από χώρες όπως η Νορβηγία, έχει καλύψει σημαντικό μέρος του κενού που προκάλεσε ο περιορισμός των ρωσικών ροών. Η μεγαλύτερη προσφορά περιορίζει, σύμφωνα με τον ίδιο, τον κίνδυνο επιστροφής στα ακραία επίπεδα τιμών της ενεργειακής κρίσης.

Το βασικό πρόβλημα για την Ευρώπη, ωστόσο, δεν είναι πλέον μόνο η επάρκεια αλλά κυρίως η τιμή. Όπως ανέφερε, το φυσικό αέριο στην Ευρώπη έφτασε να κοστίζει περίπου 80-82 ευρώ ανά MWh, δηλαδή περίπου 22 δολάρια ανά εκατομμύριο Btu, όταν η τιμή στο αμερικανικό Henry Hub βρισκόταν κοντά στα 2,5 δολάρια. Η σχεδόν δεκαπλάσια διαφορά έχει σοβαρές συνέπειες για την ανταγωνιστικότητα της ευρωπαϊκής βιομηχανίας.

Παράλληλα, ο τρόπος τιμολόγησης μεγάλου μέρους του ρωσικού αερίου άλλαξε τα προηγούμενα χρόνια. Τα παλαιότερα συμβόλαια που ήταν συνδεδεμένα με τις τιμές του πετρελαίου αντικαταστάθηκαν σε μεγάλο βαθμό από συμβόλαια συνδεδεμένα με τον δείκτη TTF. Σύμφωνα με τον κ. Σταμπολίδη, η αλλαγή αυτή, την οποία είχε ζητήσει και η ευρωπαϊκή πλευρά, είχε ως αποτέλεσμα το ρωσικό αέριο να γίνει ακριβότερο σε σχέση με τις τιμές των προηγούμενων συμβολαίων.

Η Gazprom χορηγεί κατά περίπτωση εκπτώσεις προκειμένου να διατηρεί μέρος της αγοράς της, όμως το ακριβές ύψος τους δεν είναι γνωστό, καθώς αποτελεί αντικείμενο ιδιωτικών εμπορικών συμφωνιών. Οι εκπτώσεις θα μπορούσαν να εκλείψουν εάν η Ευρώπη αντικαταστήσει πλήρως το ρωσικό αέριο με LNG, χωρίς όμως να θεωρείται δεδομένο ότι η εξέλιξη αυτή θα προκαλέσει αντίστοιχα μεγάλη αύξηση τιμών, καθώς η παγκόσμια αγορά LNG γίνεται περισσότερο ανταγωνιστική.

Το «γκρίζο» σημείο του TurkStream

Ιδιαίτερα σύνθετη παραμένει η εφαρμογή μιας πλήρους ευρωπαϊκής απαγόρευσης του ρωσικού φυσικού αερίου, σύμφωνα με τον κ. Σταμπολή. Οι ποσότητες που εξακολουθούν να κατευθύνονται προς τη Νοτιοανατολική και την Κεντρική Ευρώπη μεταφέρονται κυρίως μέσω του TurkStream, περνούν στην Τουρκία και στη συνέχεια στη Βουλγαρία, με προορισμούς μεταξύ άλλων την Ελλάδα, τη Σερβία, τη Βοσνία-Ερζεγοβίνη και τη Σλοβακία.

Η Τουρκία προμηθεύεται φυσικό αέριο από τη Ρωσία και το Αζερμπαϊτζάν, διαθέτει δική της παραγωγή στη Μαύρη Θάλασσα και εισάγει LNG. Μπορεί επομένως να αναμειγνύει τις διαφορετικές ποσότητες στο εθνικό της σύστημα και να εξάγει προς την Ευρώπη ένα «τουρκικό μείγμα», το λεγόμενο Turkish basket.

Υπό αυτές τις συνθήκες, είναι δύσκολο να προσδιοριστεί με φυσικό τρόπο ποιο μέρος του αερίου που περνά τα ευρωπαϊκά σύνορα είναι ρωσικής προέλευσης. Το κρίσιμο ζήτημα μιας μελλοντικής απαγόρευσης δεν θα είναι συνεπώς μόνο η πολιτική απόφαση, αλλά και η δημιουργία αξιόπιστου μηχανισμού πιστοποίησης της πραγματικής προέλευσης του καυσίμου.

Στην Ελλάδα, οι συνολικές εισαγωγές φυσικού αερίου ανήλθαν στο πρώτο οκτάμηνο του 2026 σε 58,5 TWh, αυξημένες κατά 25,3% σε σύγκριση με την αντίστοιχη περίοδο του 2025. Οι ποσότητες που εισήχθησαν για εγχώρια κατανάλωση διαμορφώθηκαν σε 45,6 TWh, καταγράφοντας μείωση 1,7%.

Σύμφωνα με το ΙΕΝΕ, τα στοιχεία δείχνουν ότι, παρά το αφήγημα περί μεγάλων εξαγωγών φυσικού αερίου από την Ελλάδα προς τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, τα πραγματικά μεγέθη παραμένουν σχετικά περιορισμένα.

Την ίδια στιγμή, οι τιμές των καυσίμων στην Ελλάδα εξακολουθούν να συγκαταλέγονται στις υψηλότερες της Ευρώπης. Κατά το πρώτο οκτάμηνο του 2026, η μέση τιμή του diesel κίνησης αυξήθηκε κατά 14,9% και της αμόλυβδης βενζίνης 100 οκτανίων κατά 8% σε σύγκριση με την αντίστοιχη περίοδο του 2025, επιβεβαιώνοντας ότι το κόστος της ενέργειας παραμένει μία από τις σημαντικότερες προκλήσεις για την οικονομία και τον καταναλωτή.