Υπεράκτια αιολικά: Εξοικονόμηση έως 420 εκατ. ευρώ ετησίως και λιγότερες ανάγκες για μπαταρίες
Εξοικονόμηση 340 έως 420 εκατ. ευρώ ετησίως στο λειτουργικό κόστος του ηλεκτρικού συστήματος, μείωση της χρήσης φυσικού αερίου έως 31% και περιορισμό των περικοπών πράσινης ενέργειας έως και τέσσερις φορές προβλέπει η ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών πάρκων στην Ελλάδα, σύμφωνα με μελέτη των ΕΔΕΥΕΠ και EXERGIA για τον ορίζοντα του 2035.
Η ανάλυση εξετάζει την επίδραση της εγκατάστασης 3,9 GW υπεράκτιας αιολικής ισχύος, σύμφωνα με τον στόχο του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα, και συγκρίνει το συγκεκριμένο σενάριο με εναλλακτικές που βασίζονται αποκλειστικά σε φωτοβολταϊκά και χερσαία αιολικά. Τα αποτελέσματα δείχνουν ότι η θαλάσσια αιολική ενέργεια μπορεί να περιορίσει τις λειτουργικές δαπάνες, να βελτιώσει την αξιοποίηση των υφιστάμενων ΑΠΕ και να μειώσει την έκθεση της χώρας στις διακυμάνσεις των διεθνών τιμών φυσικού αερίου.
Εξοικονόμηση από τη μικρότερη χρήση φυσικού αερίου
Με βάση τη μελέτη, το ετήσιο λειτουργικό κόστος του ηλεκτρικού συστήματος μπορεί να μειωθεί κατά 340 έως 420 εκατ. ευρώ, φτάνοντας περίπου στα 320 εκατ. ευρώ το 2035. Η εξοικονόμηση αφορά τις δαπάνες για καύσιμα, δικαιώματα εκπομπών διοξειδίου του άνθρακα και καθαρές εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας, όχι το κόστος κατασκευής των ίδιων των υπεράκτιων πάρκων.
Κεντρικός παράγοντας είναι ο περιορισμός της ηλεκτροπαραγωγής από φυσικό αέριο κατά 29% έως 31%. Η παραγωγή από τις συγκεκριμένες μονάδες υπολογίζεται σε 4,36 TWh, έναντι 6,12 έως 6,36 TWh στα εναλλακτικά σενάρια χωρίς υπεράκτια αιολικά. Με αυτόν τον τρόπο περιορίζονται οι δαπάνες για εισαγόμενα καύσιμα και η έκθεση του συστήματος στις διεθνείς ανατιμήσεις.
Έως τέσσερις φορές λιγότερες περικοπές ΑΠΕ
Ένα από τα βασικά ευρήματα αφορά την καλύτερη κατανομή της παραγωγής από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Τα υπεράκτια αιολικά παράγουν ηλεκτρική ενέργεια σε διαφορετικές ώρες και εποχές από τα φωτοβολταϊκά, συμπληρώνοντας το υφιστάμενο μείγμα ΑΠΕ και περιορίζοντας την υπερσυγκέντρωση παραγωγής τις μεσημεριανές ώρες.
Στο σενάριο με υπεράκτια αιολικά, οι ετήσιες περικοπές πράσινης ενέργειας εκτιμώνται σε 0,72 TWh το 2035. Χωρίς τη συμμετοχή τους, αυξάνονται σε 2,55 έως 3,04 TWh, ανάλογα με τη σύνθεση του μείγματος μεταξύ φωτοβολταϊκών και χερσαίων αιολικών.
Η διαφορά έχει σημασία και για τις υφιστάμενες επενδύσεις ΑΠΕ. Η μελέτη εκτιμά ότι η μέση αγοραία αξία της παραγωγής των φωτοβολταϊκών και των χερσαίων αιολικών μπορεί να φτάσει τα 77 ευρώ/MWh, έναντι 65 έως 68 ευρώ/MWh στα εναλλακτικά σενάρια. Αυτό αντιστοιχεί σε περίπου 500 εκατ. ευρώ πρόσθετα ετήσια έσοδα από την αγορά για την εγκατεστημένη ισχύ που προβλέπει το ΕΣΕΚ.
Παράλληλα, οι ώρες με μηδενική οριακή τιμή περιορίζονται σε 323 ετησίως, έναντι 704 στο σενάριο υψηλής διείσδυσης φωτοβολταϊκών, ενώ η μεταβλητότητα των ωριαίων τιμών μειώνεται κατά περίπου 20%.
Λιγότερες ανάγκες για αποθήκευση και ενίσχυση των εξαγωγών
Η διαφορετική κατανομή της παραγωγής περιορίζει και τις πρόσθετες ανάγκες αποθήκευσης. Σύμφωνα με τη μοντελοποίηση, χωρίς υπεράκτια αιολικά θα απαιτούνταν περίπου 14 GW επιπλέον ισχύος μπαταριών για να επιτευχθεί αντίστοιχος περιορισμός των περικοπών ΑΠΕ. Η ισχύς αυτή είναι σχεδόν τριπλάσια από τον στόχο αποθήκευσης του ΕΣΕΚ για το 2035.
Η μελέτη καταγράφει επίσης βελτίωση στο ισοζύγιο ηλεκτρικής ενέργειας με τις γειτονικές χώρες. Οι καθαρές εξαγωγές εκτιμάται ότι μπορούν να φτάσουν τις 1,34 TWh το 2035, έναντι 0,76 και 0,40 TWh στα δύο εναλλακτικά σενάρια. Το αντίστοιχο εμπορικό πλεόνασμα από τις διασυνοριακές συναλλαγές υπολογίζεται σε 207 εκατ. ευρώ.
Οι εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας προβλέπεται να μειωθούν κατά 10% έως 13%, κυρίως τις βραδινές ώρες, ενώ οι ώρες υψηλής φόρτισης στις κύριες γραμμές μεταφοράς 400 kV περιορίζονται κατά 25%. Η αξιοποίηση αυτού του δυναμικού, πάντως, προϋποθέτει επαρκείς διασυνοριακές διασυνδέσεις και κατάλληλο σχεδιασμό των σημείων σύνδεσης των έργων.
Η στήριξη μέσω CfD και το κόστος για τους καταναλωτές
Η μελέτη εξετάζει και τον τρόπο με τον οποίο οι συμβάσεις επί διαφοράς (Contracts for Difference, CfD) μπορούν να στηρίξουν τις επενδύσεις. Με αυτόν τον μηχανισμό ορίζεται μια τιμή αναφοράς για την παραγόμενη ενέργεια: όταν η τιμή της αγοράς είναι χαμηλότερη, καταβάλλεται στον παραγωγό η διαφορά, ενώ όταν είναι υψηλότερη, ο παραγωγός επιστρέφει την υπερβάλλουσα διαφορά.
Η αρχική τιμή ισοσκέλισης υπολογίζεται σε 98,8 ευρώ/MWh και αυξάνεται στα 123 ευρώ/MWh όταν συνυπολογίζεται η χαμηλότερη αγοραία αξία της ηλιακής παραγωγής. Εφόσον ληφθεί υπόψη και το όφελος από την προστασία έναντι ενεργειακών κρίσεων, με την παραδοχή μίας κρίσης ανά πενταετία, η αντίστοιχη τιμή διαμορφώνεται στα 160,1 ευρώ/MWh.
Σύμφωνα με την ανάλυση, σε αυτό το εύρος τιμών η συνολική στήριξη μέσω CfD μπορεί να είναι οικονομικά ισοδύναμη με εκείνη εναλλακτικών συνδυασμών φωτοβολταϊκών και χερσαίων αιολικών. Η εξοικονόμηση από τη λειτουργία του συστήματος και η μικρότερη έκθεση σε ενεργειακές κρίσεις αντισταθμίζουν, σύμφωνα με τη μελέτη, το κόστος στήριξης, χωρίς πρόσθετη επιβάρυνση των καταναλωτών.
Το συμπέρασμα αφορά, ωστόσο, τη λειτουργική οικονομία του συστήματος και τα σενάρια που εξετάστηκαν. Η μελέτη δεν αποτιμά τις κεφαλαιουχικές δαπάνες κατασκευής των υπεράκτιων αιολικών πάρκων, οι οποίες είναι υψηλότερες από εκείνες των χερσαίων τεχνολογιών.
Συνολικά, η ανάλυση των ΕΔΕΥΕΠ και EXERGIA αναδεικνύει ότι η ανάπτυξη υπεράκτιων αιολικών μπορεί να επηρεάσει όχι μόνο το μείγμα ηλεκτροπαραγωγής, αλλά και το κόστος λειτουργίας, τις ανάγκες αποθήκευσης, την αξιοποίηση των υφιστάμενων ΑΠΕ και τις εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας. Η επίτευξη των προβλεπόμενων οφελών συνδέεται με την υλοποίηση του στόχου ισχύος έως το 2035 και τον κατάλληλο σχεδιασμό των δικτύων και των υποδομών σύνδεσης.
