Περικοπές στην παραγωγή ΑΠΕ στην Ελλάδα λόγω υψηλής παραγωγής: Σύγκριση με την Ευρώπη

Περικοπές στην παραγωγή ΑΠΕ στην Ελλάδα λόγω υψηλής παραγωγής: Σύγκριση με την Ευρώπη

Η ταχύτατη άνοδος των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) στην Ελλάδα, ειδικά μετά την εφαρμογή του συστήματος Net Billing, έχει επιφέρει ένα ασυνήθιστο παράδοξο: ενώ η εγκατεστημένη ισχύς φωτοβολταϊκών και αιολικών αυξάνεται διαρκώς, μεγάλο μέρος της παραγωγής «περικόπτεται» κατά περιόδους μεγάλης ηλιοφάνειας ή ισχυρού ανέμου, λόγω περιορισμών του δικτύου. Το φαινόμενο αυτό, γνωστό και ως curtailment, δεν αφορά μόνο τη χώρα μας, αλλά παρατηρείται και στην Ευρώπη, η οποία επίσης αντιμετωπίζει προκλήσεις από τις αυξανόμενες εγκαταστάσεις ΑΠΕ.

Στο άρθρο αυτό, θα αναλύσουμε σε βάθος:

• Τι σημαίνει curtailment και πώς προκύπτει σε ένα ηλεκτρικό δίκτυο
• Τα βασικά στοιχεία για τις περικοπές ΑΠΕ στην Ελλάδα (2024–2025)
• Τις συνθήκες αιχμής παραγωγής και τα κύρια αίτια
• Τις οικονομικές, τεχνικές και περιβαλλοντικές επιπτώσεις
• Σύγκριση της κατάστασης στην Ελλάδα με την Ευρώπη
• Προτεινόμενα μέτρα για αποφυγή ή μείωση περικοπών (BESS, αναβάθμιση δικτύου, ενεργειακές κοινότητες)
• Μελλοντικές προοπτικές και στρατηγικές (Net Billing 2.0, Ενεργειακές Κοινότητες, επενδύσεις σε BESS)
• Συμπεράσματα και προτάσεις πολιτικής

1. Τι είναι το Curtailment (περικοπή παραγωγής) και πώς προκύπτει

Η περικοπή παραγωγής (curtailment) των ΑΠΕ ορίζεται ως η αναγκαστική μείωση ή διακοπή της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές, όταν το δίκτυο δεν έχει επαρκή χωρητικότητα να απορροφήσει όλη την παραγόμενη ποσότητα. Παρά το ότι ένα φωτοβολταϊκό ή ένα αιολικό πάρκο μπορεί να παράγει αρκετή ενέργεια σε ώρες αιχμής, ο Διαχειριστής Μεταφοράς (ΑΔΜΗΕ) υποχρεούται να περικόψει τμήματα της παραγωγής, για να αποφευχθεί υπερφόρτωση ή αστάθεια συχνότητας.

Τα αίτια αυτής της αναγκαστικής περικοπής είναι:

• Ελλιπής χωρητικότητα μεταφοράς: Οι γραμμές υψηλής τάσης (150 kV / 400 kV) δεν αναβαθμίζονται παράλληλα με την ενσωμάτωση νέων μονάδων ΑΠΕ.
• Έλλειψη αποθηκευτικών συστημάτων: Δεδομένων των καθυστερήσεων, τα Battery Energy Storage Systems (BESS) δεν έχουν φτάσει ακόμη στο επίπεδο που απαιτείται για να αποθηκεύουν πλεονάζουσα ενέργεια και να μειώνουν το φορτίο στο δίκτυο.
• Αντιστάσεις δικτύου: Σε νησιά και ορεινές περιοχές, η τοπική ζήτηση μπορεί να είναι μικρότερη από την παραγωγή, προτού η ενέργεια μεταφερθεί στον ηπειρωτικό κορμό.

2. Δεδομένα περικοπών στην Ελλάδα (2024–2025)

2.1 Εξελίξεις 2024

Σύμφωνα με τις ανακοινώσεις του ΑΔΜΗΕ, οι περικοπές ΑΠΕ για το 2024 ανήλθαν συνολικά σε 860 GWh, ισοδυναμώντας με 3,3% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ . Οι μηνιαίες κατανομές ήταν:

• Ιανουάριος 2024: 0,6 GWh (0,07%) – περιορισμένη παραγωγή λόγω χειμερινών συνθηκών.
• Φεβρουάριος 2024: 1,0 GWh (0,11%)
• Μάρτιος 2024: 200 GWh (19,6%) – κορύφωση παραγωγής Φ/Β μετά από ηλιόλουστο Φεβρουάριο.
• Απρίλιος 2024: 259 GWh (23,5%) – μεγαλύτερες μηνιαίες περικοπές, λόγω ταυτόχρονης κορύφωσης σε Φ/Β και αιολικά.
• Μάιος 2024: 140 GWh (12,2%)
• Ιούνιος 2024: 80 GWh (6,2%)
• Ιούλιος 2024: 60 GWh (4,3%)
• Αύγουστος 2024: 50 GWh (3,7%)
• Σεπτέμβριος 2024: 30 GWh (2,5%)
• Οκτώβριος 2024: 141 GWh (13,4%)
• Νοέμβριος 2024: 35 GWh (3,6%)
• Δεκέμβριος 2024: 5 GWh (0,5%)

Τα στοιχεία αυτά δείχνουν διακριτές αιχμές περικοπών κατά τους μήνες με υψηλή παραγωγή ΑΠΕ (Μάρτιος, Απρίλιος, Οκτώβριος).

2.2 Πρώτο τρίμηνο 2025

Τον Ιανουάριο 2025, η περικοπή ήταν 0,6 GWh (λόγω περιορισμένης παραγωγής στις χειμερινές συνθήκες) . Ωστόσο εκτιμάται ότι από Απρίλιο 2025, με την άνοδο της θερμοκρασίας, οι περικοπές θα αυξηθούν και θα φτάσουν 8–10% της παραγωγής .

3. Αίτια υψηλής παραγωγής και συνθήκες κορύφωσης

3.1 Ετήσια δυναμικότητα Φ/Β και αιολικών

Η Ελλάδα, λόγω γεωγραφικής θέσης, απολαμβάνει υψηλό ηλιακό δυναμικό (280–300 ημέρες ετησίως) και ισχυρή αιολικότητα στα νησιά και τα ορεινά. Τα κύρια χαρακτηριστικά:

• Φωτοβολταϊκά (Φ/Β):
  • Σημαντικές εγκαταστάσεις >50 MW στις περιοχές Θεσσαλίας, Στερεάς Ελλάδας και Πελοποννήσου.
  • Οικιακά Φ/Β (έως 10 kW) με συνολική ισχύ >2,5 GW (2024).
• Αιολικά πάρκα:
  • Μεγάλα αιολικά στην Κεφαλονιά, Κρήτη και στον άξονα Ε65 (Καρδίτσα, Καρπενήσι) – συνολικά ~1,8 GW.
  • Οι νησιωτικές περιοχές έχουν πολύ δυνατούς ανέμους (≥7 m/s), ιδανικούς για αιολικά.

Η ταυτόχρονη κορύφωση παραγωγής σε Φ/Β και αιολικά κατά την άνοιξη (Μάρτιος–Μάιος) δημιουργεί ιδιαίτερα σφιχτά περιθώρια για το δίκτυο. Ειδικά στα μικρά νησιά, η απουσία υποθαλάσσιων καλωδίων μεγάλης χωρητικότητας (π.χ. Κρήτη–Αθήνα) έχει ως αποτέλεσμα να «κολλάνε» τεράστιες ποσότητες ενέργειας, αναγκάζοντας σε περικοπές.

3.2 Περιορισμένη χωρητικότητα δικτύου

Τα τεχνικά χαρακτηριστικά του ελληνικού δικτύου (ΑΔΜΗΕ) το 2024:

• Γραμμές 400 kV: ~1.800 km ενεργές, ενώ νέες 600 km είναι σε φάση κατασκευής, με καθυστερήσεις 12–18 μηνών.
• Γραμμές 150 kV: Κύριες γραμμές διανομής ΑΠΕ προς μεγάλα αστικά κέντρα (Αθήνα, Θεσσαλονίκη), με φορτία που συχνά ξεπερνούν τα 500 MW π.χ. κατά την άνοιξη 2024.
• Υποθαλάσσια καλώδια: Κρήτη–Πελοπόννησος (200 MW) ολοκληρώθηκαν 2023, αλλά δεν επαρκούν για τα νέα αιολικά/Φ/Β στην Κρήτη.

Όταν, για παράδειγμα, η παραγωγή Φ/Β στο Λασίθι (Κρήτη) φτάνει τα 600 MWh/ημέρα τον Απρίλιο, αλλά το υποθαλάσσιο καλώδιο έχει όριο μεταφοράς μόνο 400 MWh, οι υπόλοιπες 200 MWh περικόπτονται. Παράλληλα, η απομόνωση του νησιού καθιστά αδύνατη την άμεση μεταφορά στον ηπειρωτικό κορμό.

3.3 Έλλειψη συστημάτων αποθήκευσης (BESS)

Μέχρι τον Μάρτιο 2025, οι εγκατεστημένες BESS στην Ελλάδα δεν ξεπερνούσαν τα 100 MWh, ενώ το σύστημα εκτιμάται ότι χρειάζεται τουλάχιστον 2–3 GWh αποθήκευσης ετησίως για να αποφευχθούν οι μεγάλες περικοπές . Αυτό σημαίνει πρακτικά:

• Καμία δυνατότητα φόρτισης του πλεονάσματος στις ώρες αιχμής (π.χ. 12:00–15:00 τον Απρίλη).
• Μηδενική απόδοση cost arbitrage (αγορά φθηνής χονδρικής και πώληση ακριβής λιανικής), αφού δεν υπάρχει επιπλέον χωρητικότητα για αποθήκευση.
• Περιορισμένη εφεδρεία σε νησιωτικές περιοχές, όπου η ανεμογεννήτρια μπορεί να λειτουργεί χωρίς δίκτυο, αλλά δεν υπάρχει αποθήκευση για αυξημένη ζήτηση νύχτα.

Κατά συνέπεια, μεγάλο μέρος του πλεονάσματος που το 2023 περιοριζόταν στο 2–3% της παραγωγής, αναμένεται να φτάσει το 8–10% το 2025, αν δεν υπάρξουν επείγουσες επενδύσεις .

4. Οικονομικές, τεχνικές και περιβαλλοντικές επιπτώσεις

4.1 Οικονομικές επιπτώσεις

Οι **απώλειες εσόδων** λόγω περικοπών στην Ελλάδα αποτυπώνονται ως εξής (υποθετικό παράδειγμα με βάση πραγματικά δεδομένα):

• Μονάδα Φ/Β 30 MW: Παραγωγή 40 GWh/έτος.
  Χωρίς περικοπές: Πλεόνασμα 10 GWh × ΟΤΣ 0,065 €/kWh = 650.000 € έσοδα.
  Με περικοπές 10%: Αποκοπή 4 GWh × ΟΤΣ 0,065 €/kWh = 260.000 € απώλεια.
  Ισοδυναμεί με καθυστέρηση στην απόσβεση επένδυσης κατά περίπου 1 έτος (επένδυση ~ 18 εκατ. €).
• Συνδυασμένο οικιακό Φ/Β + BESS (5 kW + 5 kWh):
  Ετήσια παραγωγή Φ/Β: 6.000 kWh.
  Χωρίς BESS (αυτοκατανάλωση 30%): Έσοδα 4.200 kWh × 0,065 €/kWh = 273 €.
  Με BESS (αυτοκατανάλωση 50%): Έσοδα 3.000 kWh × 0,25 €/kWh = 750 € + 3.000 kWh × 0,065 €/kWh = 195 € → συνολικά 945 €.
  Αν η περικοπή φτάσει 10% (600 kWh): απώλεια 600 kWh × 0,065 €/kWh = 39 €.
  Αυτό αυξάνει τον χρόνο απόσβεσης από 6–7 έτη σε 7–8 έτη (επένδυση ~ 8.000 €).

Συμπερασματικά, ακόμα και μικρές περικοπές (5–10%) αποφέρουν απώλειες που οδηγούν σε μείωση κερδοφορίας και καθυστερήσεις στην απόσβεση επενδύσεων σε οικιακά και επαγγελματικά συστήματα ΑΠΕ.

4.2 Τεχνικές δυσκολίες και ρίσκα αστάθειας

• Απώλειες αδράνειας: Όταν σβήνουν παρτίδες ΑΠΕ ταχύτατα, το σύστημα χάνει μέρος της αδρανείας του, υποχρεώνοντας σε άμεση εισαγωγή συμβατικών μονάδων (π.χ. αεριοστρόβιλοι).
• Unserved Energy Risk: Σε περιπτώσεις κορύφωσης ζήτησης (καύσωνας Αυγούστου 2024), απαιτούνται εφεδρικές μονάδες που φέρουν υψηλό κόστος.
• Forecast Error: Δεδομένου ότι στατιστικά οι προβλέψεις παραγωγής ΑΠΕ έχουν ±10% σφάλμα, τα διαστήματα με μεγάλα σφάλματα οδηγούν σε έκτακτες περικοπές για εξισορρόπηση ζήτησης–προσφοράς.

4.3 Περιβαλλοντικές επιπτώσεις

Παρά τη μηδενική εκπομπή αερίων θερμοκηπίου από Φ/Β/Αιολικά, οι περικοπές οδηγούν σε:

• Μείωση αντικατάστασης ρυπογόνων μονάδων (λιγνίτη, LNG), άρα λιγότερους τόνους CO₂ που θα είχαν αποφευχθεί.
• Σπατάλη καθαρής ενέργειας: Κάθε 1 kWh Φ/Β που περικόπτεται ισοδυναμεί με ~0,6 kg CO₂ (εάν αντικαθιστούσε λιγνιτική μονάδα).
• Αυξάνονται τα ποσοστά εκπομπών ανά μονάδα συνολικής παραγωγής, δυσχεραίνοντας την εκπλήρωση των ευρωπαϊκών στόχων (Fit-for-55, Green Deal).

Μια μελέτη του Green Tank υπολόγισε ότι στις πεδινές περιοχές της Θεσσαλίας, οι περικοπές ΑΠΕ το 2024 οδήγησαν σε απώλεια αποφυγής 400.000 τόνων CO₂.

5. Η κατάσταση στην Ευρωπαϊκή Ένωση: Σύγκριση Ελλάδας–Ευρώπης

Στην Ευρώπη, οι περικοπές ΑΠΕ αποτελούν κοινή πρόκληση, ειδικά σε χώρες με υψηλή διείσδυση Φ/Β και αιολικών. Ας δούμε μερικά παραδείγματα:

5.1 Γερμανία

• Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ (2024): 130 GW (Φ/Β + Αιολικά + Υδροηλεκτρικά + Βιομάζα).
• Pertailment 2024: 1.389 GWh (αύξηση 97% από 2023).
• Pertailment % παραγωγής: 2,0% (παρά το μεγάλο μερίδιο ΑΠΕ).
• Κύρια μέτρα αντιμετώπισης:
  • Επενδύσεις 1.600 km νέων γραμμών 380 kV (2020–2024).
  • Ενίσχυση BESS: >2 GWh εγκατεστημένη χωρητικότητα.
  • Προγράμματα demand response με ειδικές χρεώσεις.

5.2 Ισπανία

• Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ (2024): 60 GW (ηλιακά CSP + CSP, αιολικά).
• Pertailment 2024: 2.100 GWh (3,5% παραγωγής).
• Περιοχές με υψηλές περικοπές: Ανδαλουσία, Εξτρεμαδούρα (υψηλή ηλιακή παραγωγή).
• Μέτρα αντιμετώπισης:
  • Επέκταση 500 kV DC (south-north).
  • 100 MWh BESS projects (Murcia, Valencia).
  • Συνδυασμένα hybrid projects (Φ/Β + αιολικά + BESS).

5.3 Γαλλία

• Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ (2024): 100 GW (υδροηλεκτρικά ~25 GW, αιολικά ~20 GW, Φ/Β ~25 GW, βιομάζα).
• Pertailment 2024: 800 GWh (2,2% παραγωγής).
• Λύσεις:
  • Υδροηλεκτρικά pumped hydro storage για αποθήκευση πλεονάσματος.
  • Ειδικό pricing signal σε νησιά (Κορσική, Νήσοι Channel).

5.4 Ιταλία

• Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ (2024): 55 GW (αιολικά ~15 GW, Φ/Β ~25 GW, υδροηλεκτρικά ~10 GW).
• Pertailment 2024: 900 GWh (3,8% παραγωγής).
• Ειδικές συνθήκες:
  • Ανατολική Σικελία: περιορισμοί γραμμών 150 kV προς Καλαβρία.
  • Νότια Σαρδηνία: περιορισμοί υποθαλάσσιων καλωδίων.

5.5 Ολλανδία

• Εγκατεστημένη ισχύς ΑΠΕ (2024): 25 GW (κυρίως υπεράκτια αιολικά).
• Pertailment 2024: 350 GWh (1,6% παραγωγής).
• Ιδιαιτερότητες:
  • Offshore αιολικά με περιορισμούς σε υποθαλάσσιες ζεύξεις προς Βέλγιο–Ην. Βασίλειο.
  • Επενδύσεις 600 MWh BESS για frequency control.

5.6 Συμπέρασματα σύγκρισης

• Curailment %:
  
  • Ελλάδα: 3,3% (860 GWh / 26.000 GWh παραγωγής ΑΠΕ 2024).
  • Ευρωπαϊκός μέσος όρος: ~2,5% (βάσει Γερμανίας, Ισπανίας, Γαλλίας).
• Διαχείριση δικτύου:
  
  • Χώρες με ισχυρό δίκτυο 380 kV (Γερμανία, Ολλανδία) διαχειρίζονται καλύτερα τις αιχμές.
• BESS ανά εγκατεστημένο GW ΑΠΕ:
  
  • Ελλάδα: <100 MWh (0,008 MWh/GW).
  • Γερμανία: >2.000 MWh (0,015 MWh/GW).
  • Ισπανία: >500 MWh (0,008 MWh/GW).
• Νομοθετικό πλαίσιο:
  
  • Ελλάδα: Ν. 5064/2023 (Net Billing), χρειάζεται βελτίωση για Net Billing 2.0.
• Περιφερειακές ιδιαιτερότητες:
  
  • Νησιά: περιορισμένες υποθαλάσσιες συνδέσεις, ανάγκη microgrids.
  • Ορεινές πεδιάδες: όρια γραμμών 150 kV, ανάγκη νέων 400 kV.

6. Μέτρα αποφυγής και διαχείρισης περικοπών

6.1 Επενδύσεις σε BESS

Η κύρια λύση για περιορισμό του curtailment είναι η ανάπτυξη συστημάτων αποθήκευσης. Στην Ελλάδα, τα βασικά βήματα είναι:

1. Δίκτυο Σταθμών Φόρτισης BESS: Εγκατάσταση >100 MWh συνολικής χωρητικότητας BESS ανά υποσταθμό 150 kV, ώστε να απορροφώνται προσωρινά τα πλεονάσματα από Φ/Β–Αιολικά.
2. Επιδοτήσεις/Φοροαπαλλαγές: Για BESS <10 MWh (<500 kW), επιδότηση 30–40% από ΕΣΠΑ & Recovery Fund. Φορολογικές εκπτώσεις 25% επί του κόστους εγκατάστασης BESS για νοικοκυριά.
3. Energy Communities: Υποστήριξη ενεργειακών κοινοτήτων (Ν. 4951/2022), ώστε κοινοτικές εγκαταστάσεις Φ/Β + κεντρικά BESS (≥50 kWh) να μειώνουν το πλεόνασμα στο δίκτυο. Έκπτωση 15% σε ΔΕΔΔΗΕ για κοινότητες με BESS.
4. Integration Hybrid Systems: Συνδυασμός Φ/Β + αιολικά + BESS σε hybrid inverters, παραμετροποίηση για ελληνικό Net Billing 2.0.

6.2 Αναβάθμιση δικτύου μεταφοράς

Οι κρίσιμες υποδομές που πρέπει να ενισχυθούν:

1. Επέκταση δικτύου 400 kV: Ολοκλήρωση άξονα Θεσσαλονίκη–Αθήνα (500 kV DC) έως 12/2025. Κατασκευή 600 km νέων γραμμών 400 kV σε Πελοπόννησο, Θεσσαλία, Μακεδονία (2024–2026).
2. Upgrades σε υπάρχουσες γραμμές 150 kV: Αντικατάσταση παλιών υλικών με σύγχρονα, αύξηση φορτίου κατά 20%. Εγκατάσταση Phasor Measurement Units (PMUs) για real-time monitoring.
3. Έργα HVDC για Νησιά: Επιτάχυνση ολοκλήρωσης υποθαλάσσιων έργων Κρήτη–Πελοπόννησος και Κυκλάδες–Αθήνα (500 MW). Νέες μελέτες για HVDC ±500 kV Κρήτη–Πελοπόννησος (1 GW).

6.3 Ενεργειακές κοινότητες & microgrids

Τα microgrids μπορούν να λειτουργήσουν ως «αντιβύσματα» στις τοπικές περικοπές:

1. Smart Islands: Δημιουργία microgrids με κεντρικά BESS (200–500 kWh) σε νησιά όπως Κάρπαθος, Σύρος, Μήλος. Συνδυασμός Φ/Β (≤500 kW) + BESS + βασικά φορτία (φωτισμός, αντλίες νερού).
2. Energy Communities: Νομοθέτημα 4951/2022: Κοινοτικές εγκαταστάσεις ΑΠΕ + BESS πωλούν ενέργεια στο δίκτυο με ειδικό τιμολόγιο (0,10 €/kWh), μειώνοντας περικοπές. Έως 100 κοινότητες (>5 MW) αναμένονται έως 2025.
3. Demand Response Προγράμματα: Συνεργασία με μεγάλα βιομηχανικά φορτία (π.χ. γαλακτοπαραγωγοί, τυροκομεία), ώστε να αυξάνουν κατανάλωση σε ώρες πλεονάσματος ΑΠΕ. Επιδοτήσεις 5–10 €/MWh για μετατόπιση φορτίου.

6.4 Τεχνολογικές βελτιώσεις

1. Forecast Accuracy: Εφαρμογή Machine Learning αλγορίθμων που μειώνουν το σφάλμα προβλέψεων παραγωγής ΑΠΕ από ±10% σε ±5%. Συνεργασία με ερευνητικά κέντρα (ΕΜΠ, ΑΠΘ) για ανοιχτό λογισμικό.
2. Virtual Power Plants (VPPs): Συνδυασμός διασπαρμένων Φ/Β + BESS + DER σε ένα εικονικό εργοστάσιο, λειτουργεί ως ενιαία μονάδα στο διασυνδεδεμένο σύστημα. Απαιτεί ισχυρό SCADA σύστημα, επένδυση >200.000 € για VPP 250 kW–500 kWh.
3. Dynamic Line Rating (DLR): Εφαρμογή για αύξηση χωρητικότητας γραμμών 150 kV κατά 15% όταν η θερμοκρασία αέρα είναι χαμηλή.
4. FACTS (Flexible AC Transmission Systems): Χρήση σε κρίσιμους κόμβους για βελτίωση VAr flows και μείωση περιορισμών φόρτου.

7. Μελλοντικές προοπτικές: Net Billing 2.0, Ενεργειακές Κοινότητες, Επενδύσεις σε BESS

7.1 Net Billing 2.0

Το «Net Billing 2.0» στηρίζεται σε διάκριση τιμής εξαγωγής, αναλόγως ώρας παραγωγής:

• Ψηλή αιχμή (10:00–14:00): 0,08 €/kWh
• Μεσαία ζώνη (14:00–21:00): 0,06 €/kWh
• Νυκτερινή ζώνη (21:00–06:00): 0,05 €/kWh

Επιπλέον, μηχανισμός FlexMarkets προσφέρει μπόνους 0,01–0,02 €/kWh εάν κάποιος παραγωγός συνδέει BESS με δυνατότητα φόρτισης >2 kW και διατηρεί «reserve» 500 kWh για 3 μήνες/έτος – ώθηση στην αποθήκευση.

7.2 Ενεργειακές κοινότητες

• Μέχρι τέλος 2025, αναμένονται 100 ενεργειακές κοινότητες με >5 MW συνολικής ισχύος (>500 MW συνολικά).
• Επιδοτούνται με 25% του κόστους εγκατάστασης BESS και 10% του κόστους μελετών/αδειοδοτήσεων, καθώς και 5% έκπτωση σε ΔΕΔΔΗΕ (grid fees).
• Ρόλος: Δημιουργία κοινού BESS μεγάλης κλίμακας (100–200 kWh) για αυτοκατανάλωση Φ/Β, με αυτονομία μέχρι 70%–80%.

7.3 Επενδύσεις σε BESS & Grid-Scale Projects

• Το Recovery Fund δεσμεύει 100 εκατ. € για BESS Projects (2025–2028):
  • 50 εκατ. € για BESS >1 MWh (≥500 kW) σε επίπεδο δικτύου.
  • 30 εκατ. € για BESS 100–500 kWh σε ενεργειακές κοινότητες.
  • 20 εκατ. € για BESS 10–100 kWh σε οικιακές/επαγγελματικές εγκαταστάσεις.
• Τεχνολογίες αιχμής:
  • LFP (Lithium Iron Phosphate) με >6.000 κύκλους ζωής.
  • Flow Batteries για σταθμούς >10 MWh, με κόστος 600–700 €/kWh έως το 2027.

8. Συμπεράσματα και προτάσεις πολιτικής

Οι περικοπές παραγωγής ΑΠΕ στην Ελλάδα αποτελούν το κύριο εμπόδιο για την επίτευξη των στόχων Fit-for-55 και Green Deal. Η ταχύτητα αύξησης ΑΠΕ (Φ/Β + αιολικά) είναι εντυπωσιακή, όμως χωρίς να συνδυάζεται με επενδύσεις σε δίκτυο, αποθήκευση και έξυπνη διαχείριση, οι περικοπές θα παραμείνουν υψηλές.

8.1 Βασικές προτάσεις

1. Ενίσχυση BESS: Επιτάχυνση υλοποίησης του Recovery Fund για BESS >1 MWh, ώστε να φτάσουμε σε 1.000 MWh μέχρι 2028. Απλοποίηση αδειοδοτήσεων BESS <500 kWh (<2 μήνες).
2. Αναβάθμιση Δικτύου:
   • Ολοκλήρωση άξονα Θεσσαλονίκη–Αθήνα 500 kV DC έως 12/2025.
   • Κατασκευή 600 km γραμμών 400 kV σε Πελοπόννησο, Θεσσαλία, Μακεδονία (2024–2026).
3. Ενεργειακές Κοινότητες: Χρηματοδότηση 15% φόρου για κοινότητες, ενθάρρυνση συνεργασιών Δήμων–Κοινοτήτων–Ιδιωτών για microgrids σε νησιά.
4. Smart Grid Initiatives: Εγκατάσταση 150 PMUs σε υποσταθμούς 150 kV έως 12/2025, Dynamic Line Rating (DLR) κατά 15% σε χαμηλές θερμοκρασίες.
5. Μηχανισμοί Demand Response: Επιδοτήσεις 10 €/MWh για βιομηχανικά φορτία που μετατίθενται σε ώρες πλεονάσματος ΑΠΕ, δημιουργία «ευέλικτων ζωνών τιμολόγησης» για οικιακούς καταναλωτές.

8.2 Κλείνοντας

• Οι περικοπές ΑΠΕ δεν είναι αμελητέο κόστος – έχουν άμεσες οικονομικές και περιβαλλοντικές επιπτώσεις, αυξάνοντας το ενεργειακό κόστος.
• Η Ελλάδα μπορεί να εκμεταλλευτεί το υψηλό της δυναμικό – με σωστά μέτρα (Grid + BESS + Smart Management) μπορεί να περιορίσει περικοπές κάτω από 1–2%.
• Οι επενδυτές πρέπει να λάβουν υπόψη τους το curtailment στις μελέτες βιωσιμότητας, ενώ το κράτος να προσφέρει σαφή κίνητρα για BESS και έξυπνες λύσεις δικτύου.
• Η πράσινη ανάπτυξη (επενδύσεις σε ΑΠΕ) πρέπει να συνοδεύεται από επενδύσεις σε υποδομές (δίκτυο + BESS), ώστε η Ελλάδα να πρωταγωνιστήσει στην ενεργειακή μετάβαση.