Η ανάπτυξη των υπεράκτιων αιολικών στην Ελλάδα παραμένει αργή. Παρά τα επιμέρους βήματα, τα έργα δεν έχουν περάσει ακόμη στο στάδιο της υλοποίησης, ενώ οι καθυστερήσεις τροφοδοτούν την ανησυχία ότι το επενδυτικό ενδιαφέρον μπορεί να περιοριστεί πριν αποκτήσει η αγορά σταθερό πλαίσιο και σαφή προοπτική.
Παρά τη σκιά που σκεπάζει την αγορά η νέα μελέτη της Ελληνικής Διαχειριστικής Εταιρείας Υδρογονανθράκων και Ενεργειακών Πόρων (ΕΔΕΥΕΠ) και της Exergia εξετάζει τι θα σήμαινε για το ηλεκτρικό σύστημα η ανάπτυξη των 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών που προβλέπει το ΕΣΕΚ.
Σύμφωνα με τα μοντέλα της ανάλυσης, η ένταξή τους μπορεί να περιορίσει τις περικοπές ΑΠΕ, την κατανάλωση φυσικού αερίου και το συνολικό κόστος λειτουργίας του συστήματος, ενώ ενισχύει την ανθεκτικότητά του σε περιόδους ενεργειακής κρίσης.
Η μελέτη που εκπονήθηκε από τον Βασίλη Γιώτα, σύμβουλο της ΕΔΕΥΕΠ, και τον Γιώργο Βουρλιωτάκη, επικεφαλής της μονάδας Ενεργειακής Πολιτικής και Σχεδιασμού της Exergia. Η ανάλυση δεν συγκρίνει τις τεχνολογίες με βάση το βασικό σενάριο του ΕΣΕΚ. Εξετάζει, αντίθετα, το κόστος κάλυψης της προβλεπόμενης παραγωγής των θαλάσσιων αιολικών από πρόσθετα φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά πάρκα.
Το όφελος για το κόστος του ρεύματος προκύπτει από τον συνδυασμό περισσότερων παραγόντων. Η παραγωγή των υπεράκτιων αιολικών συμπληρώνει εκείνη των φωτοβολταϊκών, περιορίζοντας τις ώρες κατά τις οποίες υπάρχει περίσσεια πράσινης ενέργειας και τις περικοπές ΑΠΕ.
Παράλληλα, μειώνεται η ανάγκη για ηλεκτροπαραγωγή από φυσικό αέριο και για πρόσθετες μπαταρίες, ενώ αυξάνεται η αξία της ήδη εγκατεστημένης παραγωγής από φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά. Σύμφωνα με τη μελέτη, οι επιδράσεις αυτές μπορούν να περιορίσουν κατά περίπου 30% το συνολικό κόστος λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος, με εκτιμώμενη ετήσια εξοικονόμηση 340 εκατ. ευρώ.
Τα δύο σενάρια
Στο πρώτο σενάριο, το οποίο περιλαμβάνει μεγαλύτερη συμμετοχή χερσαίων αιολικών, τα 3,9 GW υπεράκτιας ισχύος υποκαθίστανται από 6,8 GW φωτοβολταϊκών και 2,2 GW χερσαίων αιολικών. Η αναλογία είναι 66,7% φωτοβολταϊκά και 33,3% αιολικά.
Το δεύτερο σενάριο βασίζεται κυρίως στην ηλιακή ενέργεια: προβλέπει 9,2 GW φωτοβολταϊκών και 0,6 GW χερσαίων αιολικών, με αναλογία 90% προς 10%. Η επιλογή αυτή θεωρείται πιο ρεαλιστική από τους συντάκτες της μελέτης, καθώς η ανάπτυξη χερσαίων αιολικών στην Ελλάδα συναντά αντιδράσεις που δυσκολεύουν την προσθήκη νέας ισχύος.
Το βασικό συμπέρασμα είναι ότι το κόστος ανάπτυξης του συστήματος χωρίς υπεράκτια αιολικά μπορεί να είναι αντίστοιχο με εκείνο ενός συστήματος που περιλαμβάνει τα 3,9 GW, εφόσον η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας από τα θαλάσσια πάρκα διαμορφωθεί μεταξύ 123 και 160 ευρώ/MWh. Σε αυτόν τον υπολογισμό λαμβάνεται υπόψη και η επίδραση που θα είχε η μεγάλη πρόσθετη παραγωγή από φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά στην αγοραία αξία της ενέργειας, το φαινόμενο του «κανιβαλισμού», το οποίο η μελέτη αποτιμά σε 24,5 ευρώ/MWh.
Με βάση τα συγκεκριμένα σενάρια, η μελέτη εκτιμά ότι τα υπεράκτια αιολικά μπορούν να ενταχθούν στο σύστημα χωρίς να απαιτηθεί πρόσθετη δημοσιονομική επιβάρυνση, εφόσον η τιμή τους κινηθεί στο εξεταζόμενο εύρος.
Τα 7 οφέλη των θαλάσσιων αιολικών για το ηλεκτρικό σύστημα
Η μελέτη αποδίδει το χαμηλότερο κόστος στη διαφορετική κατανομή της παραγωγής μέσα στην ημέρα. Τα υπεράκτια αιολικά συμπληρώνουν τα φωτοβολταϊκά, περιορίζουν την ενέργεια που περικόπτεται και μειώνουν την ανάγκη για φυσικό αέριο και εισαγωγές. Τα ευρήματα αφορούν τη λειτουργία του συστήματος το 2035· δεν αποτελούν πρόβλεψη για συγκεκριμένη μείωση στους λογαριασμούς των καταναλωτών.
1. Λιγότερη ενέργεια ΑΠΕ περικόπτεται. Με 3,9 GW υπεράκτιων αιολικών, οι περικοπές υπολογίζονται σε 0,72 TWh ετησίως το 2035, έναντι 2,55 και 3,04 TWh στα δύο εναλλακτικά σενάρια. Με άλλα λόγια, είναι 3,5 έως 4 φορές χαμηλότερες, αφήνοντας 1,83 έως 2,32 TWh επιπλέον πράσινης ενέργειας διαθέσιμης προς αξιοποίηση κάθε χρόνο.
2. Χρειάζονται λιγότερες μπαταρίες για τον περιορισμό των περικοπών. Το αιολικό προφίλ των θαλάσσιων πάρκων συμπληρώνει τη μεσημεριανή αιχμή των φωτοβολταϊκών και κατανέμει την παραγωγή σε περισσότερες ώρες. Χωρίς υπεράκτια αιολικά, για να συγκρατηθούν οι περικοπές σε αντίστοιχα επίπεδα, η συνολική ισχύς των μπαταριών θα έπρεπε να φτάσει περίπου τα 14 GW σχεδόν τριπλάσια από τον στόχο του ΕΣΕΚ. Τα 14 GW είναι η συνολική ισχύς του εναλλακτικού σεναρίου, όχι πρόσθετη ισχύς.
3. Περιορίζονται η χρήση φυσικού αερίου και οι εκπομπές. Η ηλεκτροπαραγωγή από φυσικό αέριο υπολογίζεται σε 4,36 TWh με υπεράκτια αιολικά, έναντι 6,12 και 6,36 TWh στα δύο σενάρια χωρίς αυτά. Η μείωση φτάνει περίπου το 29% έως 31%. Οι εκπομπές CO₂ περιορίζονται κατά 650.000 έως 750.000 τόνους ετησίως.
4. Το λειτουργικό κόστος του συστήματος μειώνεται έως 420 εκατ. ευρώ τον χρόνο. Στο σενάριο με υπεράκτια αιολικά, υπολογίζεται σε 320 εκατ. ευρώ το 2035, έναντι 660 εκατ. και 740 εκατ. ευρώ στις δύο εναλλακτικές περιπτώσεις. Η διαφορά φτάνει τα 340 έως 420 εκατ. ευρώ ετησίως, δηλαδή περίπου το μισό λειτουργικό κόστος. Στον υπολογισμό περιλαμβάνονται, μεταξύ άλλων, καύσιμα, εκπομπές και καθαρές εισαγωγές, όχι όμως οι επενδύσεις για την κατασκευή των έργων.
5. Ανεβαίνει η αγοραία αξία της φωτοβολταϊκής και χερσαίας αιολικής παραγωγής. Με υπεράκτια αιολικά, η μέση αξία της διαμορφώνεται στα 77 ευρώ/MWh, έναντι 68 ευρώ/MWh στο πρώτο εναλλακτικό σενάριο και 65 ευρώ/MWh στο δεύτερο. Η διαφορά αντιστοιχεί σε αύξηση περίπου 14% σε σχέση με το πρώτο σενάριο και σε περίπου 500 εκατ. ευρώ υψηλότερη ετήσια αγοραία αξία για την παραγωγή που προβλέπει το ΕΣΕΚ. Παράλληλα, οι ώρες μηδενικών τιμών περιορίζονται σε 323, από 704 στο σενάριο με μεγαλύτερη φωτοβολταϊκή διείσδυση, ενώ η μεταβλητότητα των ωριαίων τιμών μειώνεται κατά περίπου 20%. Το μέσο οριακό κόστος, πάντως, παραμένει κοντά στα 94 ευρώ/MWh στη βασική σύγκριση.
6. Ενισχύονται οι εξαγωγές και περιορίζεται η πίεση στο δίκτυο. Οι καθαρές εξαγωγές φτάνουν τις 1,34 TWh ετησίως, έναντι 0,76 και 0,40 TWh στα δύο εναλλακτικά σενάρια. Η διαφορετική χρονική κατανομή της παραγωγής επιτρέπει, επίσης, την εξαγωγή περισσότερης ενέργειας σε ώρες υψηλότερων τιμών. Οι εισαγωγές μειώνονται κατά περίπου 10% έως 13%, ενώ καταγράφονται περίπου 25% λιγότερες ώρες κατά τις οποίες οι εξεταζόμενες γραμμές μεταφοράς 400 kV λειτουργούν με φόρτιση άνω του 90%.
7. Το σύστημα είναι λιγότερο εκτεθειμένο σε μια νέα ενεργειακή κρίση. Σε σενάριο κρίσης αντίστοιχης με εκείνη του 2022, η πρόσθετη ετήσια επιβάρυνση υπολογίζεται σε 850 εκατ. ευρώ με υπεράκτια αιολικά, έναντι 1,84 δισ. ευρώ χωρίς αυτά. Η διαφορά ξεπερνά το 50% και αφορά το πρόσθετο κόστος που θα προκαλούσε η κρίση, όχι το συνολικό λειτουργικό κόστος του συστήματος.
Η μελέτη εκτιμά ότι τα υπεράκτια αιολικά επιτρέπουν στο ηλεκτρικό σύστημα να λειτουργεί με λιγότερες περικοπές, μικρότερη εξάρτηση από το φυσικό αέριο και χαμηλότερες λειτουργικές δαπάνες. Δεν υπολογίζει, ωστόσο, πόσο από αυτό το όφελος θα περάσει στην τιμή που πληρώνουν τελικά τα νοικοκυριά.