Θύμα της… επιτυχίας της κινδυνεύει να πέσει η Ελλάδα στις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ) με τα εμπόδια που αναδύονται διαρκώς να θέτουν τον κλάδο ενώπιον μίας νέας πολύπλοκης πραγματικότητας που απαιτεί πειστικές λύσεις και απαντήσεις.
Η Ελλάδα έχει πραγματοποιήσει σημαντικά βήματα στην ενεργειακή μετάβαση, με τις ΑΠΕ να καλύπτουν το 2025 πάνω από το 50% της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας και την εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ να ξεπερνά τα 18 GW. Την ίδια ώρα, ο αναθεωρημένος Εθνικός Σχεδιασμός για την Ενέργεια και το Κλίμα θέτει ακόμη υψηλότερα τον πήχη, με στόχο τα 28 GW και συμμετοχή των ΑΠΕ περίπου 80% έως το 2030.
Πίσω, ωστόσο, από την εντυπωσιακή ανάπτυξη αναδύονται σημαντικές διαρθρωτικές προκλήσεις, οι οποίες επηρεάζουν πλέον όχι μόνο την απόδοση των επενδύσεων αλλά και τη δυνατότητα χρηματοδότησης νέων έργων.
Κυριότερη είναι η εκθετική αύξηση των περικοπών παραγωγής ΑΠΕ (curtailments), από 228 GWh το 2023 σε 1.867 GWh το 2025, ή 6,6% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ. Το 2026 εκτιμάται ότι θα ξεπεράσουν το 10%, μετατρέποντας τις περικοπές ΑΠΕ, από τεχνικό ζήτημα, σε ουσιαστικό κίνδυνο για την τραπεζική χρηματοδότηση έργων.
Σύμφωνα με τον Βασίλη Καραμούζη, Γενικό Διευθυντή Εταιρικής και Επενδυτικής Τραπεζικής της Εθνικής Τράπεζας που μίλησε πρόσφατα στο 10ο Ενεργειακό Φόρουμ ΝΑ Ευρώπης στη Θεσσαλονίκη, η αποθήκευση ενέργειας αποτελεί κρίσιμο παράγοντα για την αντιμετώπιση αυτής της πρόκλησης. Οι μπαταρίες και οι λοιπές τεχνολογίες αποθήκευσης μπορούν να απορροφούν την πλεονάζουσα παραγωγή ΑΠΕ, να τη διαθέτουν στο σύστημα όταν υπάρχει αυξημένη ζήτηση και να περιορίζουν τόσο τις περικοπές όσο και τις ώρες μηδενικών ή αρνητικών τιμών.
Παρά τις δημοπρασίες για 900 MW μπαταριών την περίοδο 2023-2025, η εγκατεστημένη ισχύς αναμένεται να φτάσει μόλις τα 700 MW έως το τέλος του 2026, έναντι στόχου 4,3 GW το 2030.
Πιέζεται το δίκτυο
Ένα ακόμη σημαντικό ζήτημα είναι ότι το δίκτυο υφίσταται έντονη πίεση, με τα αιτήματα σύνδεσης για έργα ΑΠΕ που εκκρεμούν να είναι ισχύος άνω των 30 GW. Ο ρυθμός επέκτασης του δικτύου εξακολουθεί να υστερεί, παρά το γεγονός ότι ο ΑΔΜΗΕ έχει διευρύνει το δεκαετές πλάνο του στα 7,8 δισ. ευρώ, ενώ ο ΔΕΔΔΗΕ υλοποιεί πρόγραμμα ύψους 3 δισ. ευρώ.
Επιπλέον, το περιβάλλον των τιμών χονδρικής έχει επιδεινωθεί. Αν και η μέση τιμή της αγοράς επόμενης ημέρας (day-ahead) κυμάνθηκε στα επίπεδα των 100–105 ευρώ/MWh κατά την περίοδο 2024–2025, παρατηρείται έντονη ενδοημερήσια μεταβλητότητα.
Μόνο κατά το πρώτο τρίμηνο του 2026 καταγράφηκαν 240 ώρες με μηδενικές ή αρνητικές τιμές, έναντι μόλις 13 ωρών το αντίστοιχο τρίμηνο του 2025. Επιπλέον, η αγορά των Διμερών Συμβάσεων Πώλησης Ηλεκτρικής Ενέργειας (PPA) παραμένει περιορισμένη, ενώ μόλις το 35%–40% της εγκατεστημένης ισχύος λειτουργεί βάσει συμβάσεων σταθερής τιμής, με το υπόλοιπο τμήμα να είναι εκτεθειμένο στις διακυμάνσεις της αγοράς.
Όλες αυτές οι διαρθρωτικές προκλήσεις, σημείωσε ο κ. Καραμούζης, δημιουργούν επιπλέον ρίσκο και ενδέχεται τελικά να δημιουργήσουν δυσκολίες τόσο για τους επενδυτές όσο και για τις τράπεζες όσον αφορά τις υφιστάμενες επενδύσεις.
Παράλληλα, θα μπορούσαν να περιορίσουν το πεδίο των επενδύσεων που κρίνονται τραπεζικά χρηματοδοτήσιμες καθώς και το επενδυτικό ενδιαφέρον για νέα έργα, εφόσον τα ζητήματα αυτά δεν αντιμετωπιστούν κατάλληλα βραχυπρόθεσμα.
