Ο ραγδαίος ρυθμός επαύξησης της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ αλλά και η επίτευξη μεριδίων ρεκόρ στη συμμετοχή τους στην ηλεκτροπαραγωγή έχουν, αναμφίβολα, ιδιαίτερα θετικές συνέπειες στην απεξάρτηση της ελληνικής οικονομίας τόσο από την καύση άνθρακα –τουλάχιστον όσον αφορά στις ενεργειακές ανάγκες που καλύπτονται μέσω του ηλεκτρισμού–, και τις ακόλουθες εκπομπές Αερίων του Θερμοκηπίου (ΑτΘ), όσο και από τις εισαγωγές ενεργειακών αγαθών από το εξωτερικό.
Συνεπάγονται, όμως, και μια σειρά νέων τεχνικών προκλήσεων, που θα πρέπει να αντιμετωπιστούν αποτελεσματικά και εγκαίρως προκειμένου να μην αποτελέσουν ανασταλτικούς παράγοντες στην περαιτέρω διείσδυση των ΑΠΕ ή και εστίες σημαντικών προβλημάτων.
Αυτό αναφέρει η νέα ανάλυση της διαΝΕΟσις, που δημοσιεύτηκε σήμερα, για τις σημαντικές προκλήσεις και προοπτικές της διείσδυσης των ΑΠΕ στην εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή, που υπογράφουν η Φαίη Μακαντάση, Διευθύντρια Ερευνών της διαΝΕΟσις και ο Ηλίας Βαλεντής, Senior Research Analyst του οργανισμού.
Όπως αναφέρει η μελέτη, η πρώτη πρόκληση αφορά στα φαινόμενα υπερπροσφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, που έχουν αρχίσει ήδη να παρουσιάζονται στο ελληνικό σύστημα και οδηγούν αναγκαστικά στις λεγόμενες «περικοπές» ή «περικοπές ΑΠΕ». Για να αναλυθούν τα αίτια αυτών των φαινομένων, θα πρέπει να εξηγηθεί μια πολύ βασική ιδιότητα της πλειονότητας των σύγχρονων ΑΠΕ. Εξαιρουμένων των υδροηλεκτρικών, οι κυριότερες τεχνολογίες ΑΠΕ, δηλαδή τα φωτοβολταϊκά πάνελ και οι ανεμογεννήτριες, έχουν μια παραγωγική εκροή που εμφανίζει πολύ έντονα στοιχεία εξωγενούς περιοδικότητας και στοχαστικότητας.
Από τη μία πλευρά, η παραγωγική ικανότητα των φωτοβολταϊκών (Φ/Β) έχει πολύ μεγάλη –αν και αναμενόμενη– ανισοκατανομή εντός του 24ώρου, ανάλογα με τη θέση του ηλίου, και διατηρεί επίσης στοχαστικότητα λόγω των καιρικών συνθηκών (ηλιοφάνεια, ιδίως κατά τις μεσημβρινές ώρες).
Από την άλλη πλευρά, η παραγωγική ικανότητα των ανεμογεννητριών δεν έχει μεν την ημερήσια ανισοκατανομή των Φ/Β, όμως ενσωματώνει μια λιγότερο προβλέψιμη μεταβλητότητα εξαιτίας των καιρικών συνθηκών (ένταση ανέμων).
Ως αποτέλεσμα, η παραγωγική ισχύς της ηλεκτρικής ενέργειας από τις ΑΠΕ εξ. Υ/Η δεν μπορεί να ελεγχθεί κατά βούληση, όπως συμβαίνει με τις συμβατικές πηγές ηλεκτροπαραγωγής. Αντίθετα, καθορίζεται, πρωτίστως, εξωγενώς και παρουσιάζει μεγάλη αναμενόμενη ή αναπάντεχη μεταβλητότητα.
Ενδεικτικά της αναμενόμενης ημερήσιας μεταβλητότητας, απεικονίζεται στο Γράφημα 2 το μέσο ημερήσιο προφίλ της παραγωγής από ΑΠΕ εξ. Υ/Η, στο σύνολο του 2024.
Αυτές οι ιδιότητες των ΑΠΕ εξ. Υ/Η συνεπάγονται έναν ιδιαίτερα σημαντικό φόρτο προγραμματισμού και εξισορρόπησης για τον διαχειριστή του ηλεκτρικού συστήματος, ο οποίος καλείται να μεταβάλλει την παραγωγή όλων των υπόλοιπων μονάδων κατάλληλα και ανάλογα με τις δυνατότητες, ώστε η καθαρή παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο να ισοσκελίζει επακριβώς την επίσης στοχαστική ζήτηση, καθώς αμφότερες οι περιπτώσεις ανεπαρκούς παροχής ενέργειας ή υπερβολικής παροχής ενέργειας θα οδηγήσουν σε “black out”.
Η διεργασία αυτή δεν εξαντλείται μόνο στην εύρεση επαρκών συμβατικών πηγών ενέργειας που θα καλύψουν το κενό μεταξύ των αναμενόμενων ημερήσιων προφίλ της ζήτησης και της καθαρής παραγωγής από ΑΠΕ εξ. Υ/Η, για κάθε ώρα της επόμενης ημέρας (το κενό μεταξύ των δύο καμπυλών στο Γράφημα 2).
Απαιτείται επιπλέον μια εκ των προτέρων εκτίμηση των ενδεχόμενων έκτακτων αποκλίσεων, ώστε να διατηρούνται οι κατάλληλες εφεδρείες, όπως επίσης και η συνεχής παρακολούθηση του συστήματος για τη διαρκή εξισορρόπησή του, με όλα τα κατάλληλα μέσα.
Οι θερμοηλεκτρικές μονάδες (Θ/Η) κλήθηκαν να καλύψουν το μεγαλύτερο κομμάτι του κενού μεταξύ ζήτησης και παραγωγής ΑΠΕ εξ. Υ/Η, με τα Υ/Η να παίζουν έναν συμπληρωματικό ρόλο και την τελική αντιστάθμιση να επιτυγχάνεται κυρίως μέσω διεθνών μεταφορών ηλεκτρικής ενέργειας.
Όπως αναφέρεται, είναι εύκολο να καταλάβει κανείς πως η «καμπάνα» που παρουσιάζει η παραγωγή ΑΠΕ εξ. Υ/Η τις ώρες της ηλιοφάνειας, η οποία οφείλεται στην ημερήσια παραγωγή των Φ/Β, είναι αρκετά μεγαλύτερη κατά τους καλοκαιρινούς μήνες.
Οι καιρικές συνθήκες επίσης μπορούν να μεταβάλλουν σημαντικά και την τρέχουσα παραγωγική ικανότητα των ΑΠΕ εξ. Υ/Η και την τρέχουσα ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια. Έτσι, στους μήνες της καλοκαιρίας (λόγω της αυξημένης απόδοσης των Φ/Β) δεν είναι πλέον σπάνιο φαινόμενο οι ΑΠΕ εξ. Υ/Η να επαρκούν για κάποιες ώρες της ημέρας να υπερκαλύψουν από μόνες τους το σύνολο της ζήτησης.
Ενώ, ακόμα και όταν αυτό δεν συμβαίνει, αν στο ιδιαίτερα μεγάλο ποσοστό των αναγκών που καλύπτουν οι ΑΠΕ εξ. Υ/Η προσθέσουμε κάποιες αναπάντεχες διακυμάνσεις, είναι εύκολο η συνολική προσφορά ενέργειας (μαζί με τις συμβατικές μονάδες) να ξεπερνάει τη ζήτηση. Στον βαθμό που αυτή η υπερπροσφορά δεν μπορεί να απορροφηθεί από γειτονικά συστήματα, με τα οποία η χώρα μας έχει διασύνδεση, ή από αντλησιοταμίευση, και δεν μπορεί να αντιμετωπιστεί με εκμηδενισμό ή αρνητικό πεδίο των τιμών, και προκειμένου να αποφευχθεί η υπερφόρτωση του συστήματος, ο διαχειριστής αναγκάζεται να αποκόψει κάποιες μονάδες παραγωγής (κατά κανόνα ΑΠΕ) από το σύστημα.
Περικοπές
Όπως αναφέρει, σύμφωνα με την καταγραφή του The Green Tank, βάσει των στοιχείων ενοποιημένου προγραμματισμού του ΑΔΜΗΕ, στο σύνολο του 2024 περικόπηκαν 860 GWh πράσινης ενέργειας, μια ποσότητα που αντιστοιχεί στο 3,3% της συνολικής παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ κατά το ίδιο διάστημα.
Το 2023, οι περικοπές ΑΠΕ έφταναν στις 228 GWh ή το 1,06% της συνολικής παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ. Συνεπώς, παρατηρήθηκε μια ετήσια αύξηση περικοπών ΑΠΕ κατά 277,2%. Στη θεωρητική υπόθεση τι θα γινόταν αν θα μπορούσαμε να αξιοποιήσουμε αυτήν την ποσότητα χαμένης πράσινης ενέργειας, τότε το μερίδιο των ΑΠΕ στην κάλυψη της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα θα επαυξάνονταν κατά 1,7 ποσοστιαίες μονάδες (από 55,3% σε 57%) και η χώρα μας θα είχε καθαρές εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας άνω των 1,1 TWh.
Σύμφωνα με ένα σοφό ρητό, «η φθηνότερη ενέργεια είναι αυτή που δεν καταναλώνουμε». Αν το παραφράσουμε λίγο, χωρίς να αλλοιώσουμε καθόλου το νόημά του, η ακριβότερη ενέργεια είναι αυτή που καταναλώνουμε ενώ θα μπορούσαμε να το αποφύγουμε και, ακόμα περισσότερο, αυτή που παράγουμε και τελικά δεν χρησιμοποιούμε. Οι περικοπές ΑΠΕ αποτελούν, λοιπόν, ένα είδος σπατάλης. Η δυσκολία αντιμετώπισής τους, όμως, θα αυξάνεται εκθετικά όσο το μερίδιο συμμετοχής των ΑΠΕ εξ. Υ/Η στην ηλεκτροπαραγωγή θα προσεγγίζει τη μονάδα, όπως και φιλοδοξούμε, κάτι που θέτει υπό αμφισβήτηση αν θα είναι οικονομικά σκόπιμο να επιδιωχθεί ένας στόχος εκμηδενισμού τους στο προσεχές μέλλον. Ωστόσο, είναι προφανής η σκοπιμότητα να βρεθούν τρόποι και λύσεις ώστε τουλάχιστον να περιοριστεί αυτή η ενεργειακή σπατάλη στον μέγιστο οικονομικά συμφέροντα βαθμό.
Η αποθήκευση
Η πρώτη απάντηση σε αυτό το πρόβλημα δεν μπορεί να είναι άλλη από την ανάπτυξη των δυνατοτήτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας στο ελληνικό σύστημα. Παρόλα αυτά, το κόστος της αποθήκευσης και ο χρόνος που απαιτείται για αυτό επιβάλλουν, αφενός, την εύρεση και ενδιάμεσων λύσεων και, αφετέρου, τη βελτιστοποίηση του σχεδιασμού και της διαχείρισης του συστήματος, ώστε να μεγιστοποιούνται τα συγκριτικά πλεονεκτήματα και να αντισταθμίζονται οι εγγενείς αδυναμίες καθεμίας από τις τεχνολογίες ΑΠΕ που ενσωματώνονται.
Τεχνικές απώλειες και περιορισμοί χωρητικότητας του δικτύου
Μία άλλη πρόκληση που, αν και δεν είναι ευρέως γνωστό, σχετίζεται με τη ραγδαία διείσδυση των ΑΠΕ στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα, αφορά, στον βαθμό που θα μπορούσαν να αποφευχθούν, στις λεγόμενες «τεχνικές απώλειες του δικτύου», οι οποίες επίσης συνιστούν ένα είδος σπατάλης παραγόμενης ενέργειας. Καθώς διέρχεται η ηλεκτρική ενέργεια στο δίκτυο μεταφοράς και διανομής ηλεκτρισμού, ένα μέρος της χάνεται αναπόφευκτα σε θερμότητα στους αγωγούς και σε ηλεκτρομαγνητικό πεδίο στους μετασχηματιστές του δικτύου. Οι απώλειες αυτές, που σχετίζονται με τα εγγενή χαρακτηριστικά των ηλεκτρικών δικτύων, ονομάζονται «τεχνικές», προκειμένου να διαχωρίζονται από τις «μη τεχνικές απώλειες» που αφορούν είτε σε κατανάλωση ενέργειας για την ίδια τη λειτουργία του εξοπλισμού του δικτύου, εφόσον δεν μετριέται, είτε σε ρευματοκλοπή είτε σε άλλα σφάλματα μέτρησης.
Πώς, όμως, μπορούν οι αναπόφευκτες τεχνικές απώλειες του δικτύου να σχετίζονται θετικά με την αύξηση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και το μερίδιό τους; Η απάντηση βρίσκεται στις τελείως διαφορετικές ανάγκες που καλούνταν να αντιμετωπίσει ο σχεδιαστής του υφιστάμενου ηλεκτρικού δικτύου και στα τελείως διαφορετικά δεδομένα που συνεπάγονταν οι συμβατικές πηγές για την ηλεκτρική ενέργεια.
Πριν από την εμπέδωση της ανθρωπογενούς κλιματικής αλλαγής και της ακόλουθης σκοπιμότητας για την απεξάρτηση από τα ανθρακικά καύσιμα, και πολύ πριν από την αποκόμιση σημαντικών μεριδίων ηλεκτροπαραγωγής από τις ΑΠΕ εξ. Υ/Η, ο σχεδιασμός του δικτύου στόχευε στη βελτιστοποίηση της μεταφοράς και του διαμοιρασμού ενέργειας που παραγόταν εν πολλοίς κεντρικά, σε έναν περιορισμένο αριθμό Θ/Η ή Υ/Η μονάδων, ως αποτέλεσμα της ύπαρξης –κυρίως– σημαντικότατων οικονομιών κλίμακας11 και –σε μικρότερο βαθμό– γεωγραφικών περιορισμών (χωροθέτηση Υ/Η και αποστασιοποίηση της ρύπανσης από μεγάλα αστικά κέντρα). Οι νεότερες τεχνολογίες ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ, όμως, δεν χαρακτηρίζονται από ιδιαίτερες οικονομίες κλίμακας, ενώ και οι γεωγραφικοί περιορισμοί είναι κατά πολύ ασθενέστεροι.
Στη μεν παραγωγή μέσω ανεμογεννητριών διατηρείται ένας ήπιος βαθμός οικονομιών κλίμακας, δεδομένου ότι οι ψηλότερες ανεμογεννήτριες ή/και εκείνες που έχουν μακρύτερες πτέρυγες είναι οικονομικά αποδοτικότερες, ενώ υπάρχει και μια σκοπιμότητα γεωγραφικής συγκέντρωσης στις περιοχές με το υψηλότερο δυνατό αιολικό δυναμικό. Στη δε ηλεκτροπαραγωγή από Φ/Β πάνελ παρατηρείται ακόμα μικρότερος βαθμός οικονομιών κλίμακας,13,14 ενώ δεν υπάρχει κανένας ουσιαστικός γεωγραφικός περιορισμός.
Η έλευση, λοιπόν, των νεότερων τεχνολογιών ΑΠΕ έχει απελευθερώσει σε πολύ μεγάλο βαθμό όχι μόνο την αγορά της ηλεκτροπαραγωγής, διαταράσσοντας ένα κλασικό φυσικό μονοπώλιο, αλλά και τη χωροταξία της. Μάλιστα, η γεωγραφική διασπορά των μονάδων ΑΠΕ δεν είναι μόνο πιο εφικτή πλέον, αλλά είναι και ευκταία, καθώς με αυτόν τον τρόπο επιτυγχάνεται η μεγαλύτερη δυνατή διαφοροποίηση των τρεχουσών τοπικών καιρικών συνθηκών και, συνεπώς, η ελαχιστοποίηση της συνολικής μεταβλητότητάς τους.15 Ως αποτέλεσμα των παραπάνω αλλά και των βασικών ιδιοτήτων των ΑΠΕ εξ. Υ/Η, που έχουν περιγραφεί νωρίτερα, το ηλεκτρικό δίκτυο καλείται σήμερα να μεταφέρει και να διαμοιράσει ενέργεια που παράγεται με πολύ μεγάλη γεωγραφική διασπορά και με μεγάλη μεταβλητότητα, κάτι που έχει μεταβάλει δραστικά το πρόβλημα βελτιστοποίησής του.
Αναβαθμίσεις δικτύου
Η βελτιστοποίηση του ηλεκτρικού δικτύου με τα σημερινά δεδομένα απαιτεί σημαντικό αριθμό αναβαθμίσεων και προσθηκών σε αγωγούς, σταθμούς και υποσταθμούς. Και η γρήγορη υλοποίηση αυτών των έργων υποδομής αποτελεί από μόνη της μια αρκετά μεγάλη πρόκληση για την ελληνική γραφειοκρατία (απαλλοτριώσεις, περιβαλλοντικές αδειοδοτήσεις, κατασκευαστικοί διαγωνισμοί, επίλυση προσφυγών κτλ.), με την πρότερη εμπειρία να μην επιτρέπει μεγάλα περιθώρια αισιοδοξίας.
Σε ένα δίκτυο που δεν έχει σχεδιαστεί για την παρούσα διάρθρωση της ηλεκτροπαραγωγής και δεν έχει προλάβει ακόμα να προσαρμοστεί σε ικανοποιητικό βαθμό, είναι αναμενόμενο οι οδεύσεις της ηλεκτρικής ενέργειας να μην είναι οι βέλτιστες. Έτσι, η ηλεκτρική ενέργεια που παράγεται από μια νέα μονάδα ΑΠΕ, η οποία, παραδείγματος χάριν, βρίσκεται σε ένα λιγότερο βολικό σημείο για το δίκτυο και παράγει με μεγάλη ανισοκατανομή μέσα στην ημέρα, μπορεί κάποιες ώρες της ημέρας είτε να εξαντλεί τις δυνατότητες απορρόφησης από το τοπικό δίκτυο είτε να χρειάζεται να διέλθει από παρακαμπτήριες οδεύσεις μεγαλύτερου μήκους και από περισσότερους σταθμούς και υποσταθμούς. Αυτό συνεπάγεται την επαύξηση των τεχνικών απωλειών, καθαρά για δύο λόγους: την ταχεία ανάπτυξη των ΑΠΕ εξ. Υ/Η και τη μη ισοδύναμη με αυτήν αναπροσαρμογή του ηλεκτρικού δικτύου.
Αν θέλουμε να έχουμε μια ποσοτική εκτίμηση του προβλήματος, είναι ιδιαίτερα ενδεικτικές οι αναθεωρημένες εκτιμήσεις του ΔΕΔΔΗΕ, όπως κατατέθηκαν στη Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑAΕΥ) τον περασμένο Νοέμβριο. Σύμφωνα με αυτές, οι συνολικές απώλειες του δικτύου (τεχνικές και μη-τεχνικές) άγγιξαν το 2023 το 11,4% του συνόλου της ενέργειας που διακινείται στο δίκτυο, ενώ όλες οι προβλέψεις για τα επόμενα έτη αναθεωρήθηκαν προς τα πάνω, με την επεξήγησή τους να βασίζεται κατά κύριο λόγο στην αυξημένη δυσκολία αντιμετώπισης των τεχνικών απωλειών λόγω μεγάλης διείσδυσης των ΑΠΕ.18
Σε κάθε περίπτωση, θα πρέπει να γίνει σαφές ότι η βελτιστοποίηση του ηλεκτρικού δικτύου αποτελεί έναν διαρκή και δυναμικό στόχο. Καθώς εισέρχονται στο σύστημα ολοένα και περισσότερες μονάδες παραγωγής από ΑΠΕ, προκύπτει μια διαρκής αναθεώρηση των δεδομένων και των ζητούμενων αυτού του προβλήματος. Και, στον βαθμό που δεν επιτυγχάνεται μια διαρκής επαναβελτιστοποίηση του ηλεκτρικού δικτύου σε ρυθμό ισοδύναμο με τον ρυθμό που μεταβάλλονται οι συνθήκες, θα συνεχίσουν να προκύπτουν προβλήματα που ξεπερνούν την απλή επαύξηση των τεχνικών απωλειών.
Φαινόμενα κορεσμού δικτύου
Ήδη παρατηρούνται έντονα φαινόμενα κορεσμού του δικτύου σε πολλές περιοχές της Ελλάδας, τα οποία εκμηδενίζουν τον «ηλεκτρικό χώρο» και καθυστερούν σημαντικά την παροχή όρων σύνδεσης σε νέα έργα ΑΠΕ. Ενδεικτικά, στον χρόνο συγγραφής του παρόντος, καταγράφονται προβλήματα κορεσμού σχεδόν στο 1/4 των μετασχηματιστών υψηλής προς μέσης τάσης του ΔΕΔΔΗΕ, χωρίς να λαμβάνονται υπ’ όψιν περαιτέρω περιορισμοί από τη λειτουργία του συστήματος μεταφοράς.
Συγκεκριμένα, από το σύνολο των 453 μετασχηματιστών, 29 έχουν εξαντλήσει το θερμικό τους περιθώριο, 82 έχουν εξαντλήσει το περιθώριο στάθμης βραχυκύκλωσης και επιπλέον 5 μετασχηματιστές έχουν εξαντλήσει ταυτόχρονα και τα δύο αυτά περιθώρια.19 Επιπρόσθετα, σύμφωνα με τα στοιχεία που παρουσίασε πρόσφατα ο Δρ. Σταύρος Παπαθανασίου, καθηγητής του Εθνικού Μετσόβιου Πολυτεχνείου (ΕΜΠ),20 σήμερα λειτουργούν ΑΠΕ συνολικής ισχύος περίπου 15 GW και έχουν λάβει «δεσμευτική προσφορά όρων σύνδεσης» ΑΠΕ ισχύος 17,7 GW, την ίδια ώρα που η δυνατότητα υποδοχής του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας, βάσει του ισχύοντος δεκαετούς προγραμματισμού, είναι μεταξύ 28 και 30 GW.
Επομένως, όπως ανέφερε η μελέτη, βρισκόμαστε ήδη σε μια κατάσταση κορεσμού του ελληνικού δικτύου. Η εύρεση επαρκούς ηλεκτρικού χώρου για όλες τις επερχόμενες μονάδες ΑΠΕ αποτελεί ένα ακόμα μεγάλο ζητούμενο προκειμένου να μην ανακοπεί η κεκτημένη ταχύτητα που έχει επιτευχθεί στην ανάπτυξη των ΑΠΕ στην Ελλάδα.
Η ανάγκη άμεσων αναβαθμίσεων και προσθηκών στο ηλεκτρικό μας δίκτυο γίνεται ακόμα πιο επιτακτική αν συνυπολογίσουμε ότι η επίτευξη των κλιματικών μας στόχων απαιτεί και τον εξηλεκτρισμό σημαντικού μέρους των αναγκών ενέργειας που καλύπτονται σήμερα από άλλα ενεργειακά αγαθά (π.χ. οι ενεργειακές ανάγκες μετακίνησης/μεταφοράς).
Κατευθύνσεις πολιτικής
Μείωση της διαχρονικής γραφειοκρατίας (απαλλοτριώσεις, περιβαλλοντικές αδειοδοτήσεις, κατασκευαστικοί διαγωνισμοί, επίλυση προσφυγών κτλ.) που σχετίζεται με την πραγματοποίηση απαραίτητων έργων υποδομής.
Εύρεση επαρκούς ηλεκτρικού χώρου για όλες τις επερχόμενες μονάδες ΑΠΕ, προκειμένου να μην ανακοπεί η ανάπτυξη των ΑΠΕ στην Ελλάδα.
Εξηλεκτρισμός σημαντικού μέρους των αναγκών ενέργειας που καλύπτονται σήμερα από άλλα ενεργειακά αγαθά (π.χ. οι ενεργειακές ανάγκες μετακίνησης/μεταφοράς).
Ανάπτυξη των δυνατοτήτων αποθήκευσης της ηλεκτρικής ενέργειας.
Αναβάθμιση των διεθνών διασυνδέσεων του ελληνικού ηλεκτρικού συστήματος με γειτονικές χώρες.
Οι ΑΠΕ στην Ελλάδα
€9,5 δισεκ. είναι το εκτιμώμενο ύψος των επενδύσεων τα τελευταία 5 έτη σε έργα δημιουργίας μονάδων ΑΠΕ, συνοδευτικά έργα και έργα υποδομών και δικτύων.
15 γιγαβατώρες (GW) συνολικής ισχύος είναι οι ΑΠΕ που λειτουργούν σήμερα, ενώ η δυνατότητα υποδοχής του υπάρχοντος συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας υπολογίζεται σε 28 έως 30 GW.
Από το 2019 έως το 2024, η αύξηση της παραγωγής ενέργειας από ΑΠΕ, πλην υδροηλεκτρικών, υποδηλώνει μέσο ετήσιο ρυθμό μεγέθυνσης 15,6%.
Το 2024, η πλειονότητα (55,3%) της ζητούμενης ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα της Ελλάδας καλύφθηκε από ΑΠΕ. Αυτό επιτεύχθηκε για πρώτη φορά το 2023 (51,4%), με το μερίδιο κάλυψης να αυξάνεται γρήγορα.
Η συνολική καθαρή παραγωγή ξεπέρασε το 2024 τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας κατά 307 MWh. Με απλά λόγια, η ανάγκη για εισαγωγές μηδενίστηκε πέρυσι και θεωρητικά η χώρα θα μπορούσε να εξάγει ένα οριακό πλεόνασμα, περίπου 0,6% της ζήτησης.
