«Φτερά» έκαναν μέσα στον Αύγουστο οι μηδενικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας. Κατά ένα παράδοξο τρόπο, καταμεσήμερο που η παραγωγή των φωτοβολταϊκών βρίσκεται στο αποκορύφωμά της, οι τιμές στη χονδρεμπορική αγορά αντί να μηδενίζουν ή και να περνάνε σε αρνητικό έδαφος, φτάνουν έως και τα 100 ευρώ/μεγαβατώρα. Το ασυνήθιστο φαινόμενο προβληματίζει τη βιομηχανία, η οποία εγείρει σοβαρά ερωτήματα περί πιθανής χειραγώγησης της αγοράς και έχει κινητοποιήσει τις αρμόδιες αρχές καθώς εκδηλώνεται σε μια περίοδο που η αγορά ηλεκτρισμού δέχεται ισχυρές πιέσεις εξαιτίας των γεωπολιτικών εξελίξεων και της ανόδου των τιμών.

Όπως σημειώνει ρεπορτάζ της Καθημερινής, η εξαφάνιση μηδενικών τιμών ανέτρεψε και τις διασυνοριακές ροές του ελληνικού συστήματος με την Ελλάδα να χάνει μέσα στον Αύγουστο το ισχυρό εξαγωγικό πλεονέκτημα που της έχει προσδώσει η υψηλή παραγωγή των ΑΠΕ.

Από τις 17-18 Αυγούστου, οι εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες προηγουμένως είχαν φτάσει έως και τις 55.000 MWh, άρχισαν σταδιακά να υποχωρούν. Στις 22 Αυγούστου περιορίστηκαν σε πολύ χαμηλά επίπεδα, ενώ στις 23 του μήνα το ελληνικό σύστημα έγινε προσωρινά εισαγωγικό. Στις 26 Αυγούστου το ισοζύγιο εισαγωγών – εξαγωγών ήταν σχεδόν μηδενικό, εικόνα που επαναλήφθηκε και στις 28 Αυγούστου. Η κατεύθυνση των ροών ακολούθησε τη βασική λογική της ενιαίας ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρισμού, από τη φθηνότερη προς την ακριβότερη αγορά.

Η διαχείριση των ΑΠΕ

Πίσω από αυτή την εξέλιξη, σύμφωνα με παράγοντες της αγοράς, βρίσκεται ο τρόπος διαχείρισης της παραγωγής των ΑΠΕ. Η εικόνα που μεταφέρεται είναι ότι παραγωγοί φωτοβολταϊκών περιορίζουν αυτοβούλως την παραγωγή τους, πέραν των περικοπών που ζητεί ο ΑΔΜΗΕ για λόγους ευστάθειας του συστήματος, όταν διαβλέπουν ότι επίκειται διαμόρφωση αρνητικών τιμών στη χονδρεμπορική αγορά, με αποτέλεσμα οι τιμές και το μεσημέρι να διαμορφώνονται σε επίπεδα πολύ μακριά από το μηδέν – έως και τα 100 ευρώ/μεγαβατώρα.

Το οικονομικό κίνητρο για τους παραγωγούς είναι ισχυρό. Εάν η τιμή στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (Day-Ahead Market – DAM) περάσει σε αρνητικό έδαφος, οι παραγωγοί καλούνται ουσιαστικά να πληρώσουν για τις μεγαβατώρες που εγχέουν στο σύστημα. Επιπλέον, εάν οι αρνητικές τιμές διαρκέσουν περισσότερο από δύο συνεχόμενες ώρες, χάνουν για το συγκεκριμένο διάστημα και την εγγυημένη τιμή αποζημίωσης. Μέχρι και τον περασμένο Ιούνιο, το θεσμικό πλαίσιο προέβλεπε απώλεια της εγγυημένης τιμής ακόμη και όταν οι τιμές απλώς μηδενίζονταν για περισσότερες από δύο συνεχόμενες ώρες. Η διάταξη αυτή άλλαξε με νομοθετική ρύθμιση, έπειτα από πιέσεις του κλάδου των ΑΠΕ.

Η πρακτική του «κατεβάζω» τον διακόπτη του φωτοβολταϊκού αυτοβούλως προβληματίζει την αρμόδια ρυθμιστική αρχή ενέργειας (ΡΑΑΕΥ) και τον διαχειριστή μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας (ΑΔΜΗΕ), όχι μόνο ως προς την επίδρασή της στις τιμές αλλά και των συνεπειών που μπορεί να έχει στην ασφαλή λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος. Οι μη προγραμματισμένες περικοπές στερούν από τον Διαχειριστή την πλήρη εικόνα της διαθέσιμης παραγωγής.

«Το είδαμε να συμβαίνει και το διερευνούμε σε συνεργασία με τον ΑΔΜΗΕ» δηλώνουν στην «Κ» κύκλοι της ΡΑΑΕΥ. Οι ίδιοι, δεν κρύβουν τον προβληματισμό τους και ως προς το ενδεχόμενο πιθανής χειραγώγησης της αγοράς. Επισημαίνουν, ωστόσο, ότι ένα τέτοιο ενδεχόμενο είναι δύσκολο να τεκμηριωθεί όταν η συγκεκριμένη συμπεριφορά εμφανίζεται περιστασιακά και όχι με συστηματικό τρόπο.

Στο μικροσκόπιο της ΡΑΑΕΥ βρίσκεται το διάστημα 17-23 Αυγούστου για το οποίο αναμένεται να ζητήσει με επιστολή της προς τον ΑΔΜΗΕ πλήρη αναφορά, με αναλυτικά στοιχεία για τη διαμόρφωση των τιμών, την παραγωγή, τη ζήτηση, τις αποκλίσεις και τις προσφορές των παραγωγών. Η ανεπίσημη επί του παρόντος διερεύνηση του ζητήματος από τη ΡΑΑΕΥ ξεκινάει έπειτα από συγκεκριμένο αίτημα της ενεργοβόρου βιομηχανίας (ΕΒΙΚΕΝ) για το συγκεκριμένο διάστημα. Στη σχετική επιστολή της η ΕΒΙΚΕΝ θέτει ευθέως το ερώτημα εάν μέρος της διαθέσιμης παραγωγής από ΑΠΕ παρακρατείται και δεν εγχέεται στο σύστημα. Ζητεί παράλληλα να διερευνηθεί κατά πόσον μια τέτοια πρακτική επηρεάζει τις τιμές στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρισμού και το κόστος για την εξισορρόπηση του συστήματος.

Δεν είναι η πρώτη φορά που τίθεται ζήτημα πιθανής χειραγώγησης της αγοράς ηλεκτρισμού με εργαλείο την παρακράτηση ισχύος. Το καλοκαίρι του 2024 η Νοτιοανατολική Ευρώπη βρέθηκε αντιμέτωπη με ένα πρωτοφανές κύμα εκτίναξης των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας. Στην Ελλάδα, μετά τη δύση του ηλίου, οι τιμές στη χονδρεμπορική αγορά εκτοξεύονταν στα 400, 500, ακόμη και στα 900 ευρώ/MWh. Παρόμοια φαινόμενα παρατηρήθηκαν στη Βουλγαρία, τη Ρουμανία και την Ουγγαρία. Η βασική εξήγηση που δόθηκε τότε ήταν οι ανεπαρκείς διασυνδέσεις της Νοτιοανατολικής Ευρώπης με την Κεντρική Ευρώπη και η αδυναμία μεταφοράς αρκετής φθηνότερης ενέργειας προς την περιοχή.

Νέα διάσταση στο θέμα έδωσε ωστόσο η ετήσια έκθεση της ACER Progress of EU Electricity Wholesale Market Integration 2025. Η ευρωπαϊκή ρυθμιστική αρχή ανέλυσε τις καμπύλες προσφορών της ελληνικής αγοράς στις ώρες ακραίων τιμών. Η ανάλυση έδειξε ότι όσο το σύστημα γινόταν πιο πιεσμένο, δεν υπήρχαν προσφορές μεταξύ περίπου 200 και 900 ευρώ/MWh, ενώ υπήρχε διαθέσιμη ισχύς θερμικών μονάδων υψηλότερη ακόμα και από 1.000 MW. Σύμφωνα με τους υπολογισμούς της ACER, σε ακραία σενάρια η προσθήκη μόλις 650 MW επιπλέον προσφερόμενης ενέργειας θα μπορούσε να μειώσει την τιμή έως και κατά 630 ευρώ/MWh στο ακραίο σενάριο.

Η παρατήρηση αυτή οδήγησε την ACER να ζητήσει από τις ελληνικές αρχές να εξετάσουν κατά πόσο υπήρξε άσκηση δύναμης αγοράς ή και οικονομική παρακράτηση ισχύος, που να οδηγεί σε κατάχρηση δεσπόζουσας θέσης. Ακολούθησαν αυτεπάγγελτες έρευνες κύρια από την Επιτροπή Ανταγωνισμού και τη ΡΑΑΕΥ στα τέλη του 2025, με επιτόπιους ελέγχους σε εταιρείες ηλεκτροπαραγωγής.

Ερευνες σε εξέλιξη

Οι έρευνες αυτές βρίσκονται ακόμη σε εξέλιξη και δεν έχουν καταλήξει σε τελικά συμπεράσματα. Την ίδια περίοδο δημοσιεύθηκε ερευνητική εργασία από ομάδα του Εθνικού Μετσόβιου Πολυτεχνείου, η οποία επιχείρησε να απαντήσει στο βασικό ερώτημα: μπορούν οι τιμές των 900 ευρώ/MWh να εξηγηθούν μόνο από την περιορισμένη διασύνδεση της Νοτιοανατολικής Ευρώπης με την Κεντρική Ευρώπη; Οι ερευνητές μοντελοποίησαν τις αγορές Ελλάδας και Βουλγαρίας και συνέκριναν δύο διαφορετικά σενάρια:

• Ενα μοντέλο πλήρους ανταγωνισμού.

• Και ένα μοντέλο ολιγοπωλιακής αγοράς όπου οι παραγωγοί διαθέτουν και ασκούν δύναμη αγοράς.

Το συμπέρασμα ήταν ότι το μοντέλο πλήρους ανταγωνισμού δεν μπορούσε να αναπαράγει τις ακραίες τιμές που πράγματι παρατηρήθηκαν. Αντίθετα, τα ολιγοπωλιακά μοντέλα προσέγγιζαν πολύ καλύτερα την πραγματική συμπεριφορά της αγοράς. Η μελέτη διαπίστωσε επίσης ότι κατά τις κρίσιμες ώρες εντοπίστηκε σημαντικά υψηλή διαθέσιμη λιγνιτική ισχύς η οποία δεν χρησιμοποιήθηκε, παρότι οι τιμές της αγοράς βρίσκονταν σε εξαιρετικά υψηλά επίπεδα.

Τον Ιούλιο του 2026 η περιοχή βρέθηκε ξανά υπό σημαντική πίεση. Η Ρουμανία εμφάνισε αυξημένες ανάγκες και οι ροές ηλεκτρικής ενέργειας στη Νοτιοανατολική Ευρώπη δοκιμάστηκαν ξανά. Αυτή τη φορά, όμως, Ελλάδα και Βουλγαρία δεν είδαν τις εκρήξεις τιμών του 2024. Τις ώρες μετά τη δύση του ηλίου, όταν εξαφανίζεται μεγάλο μέρος της φωτοβολταϊκής παραγωγής, η Βουλγαρία κατάφερε να εξάγει σημαντικές ποσότητες ηλεκτρικής ενέργειας προς τη Ρουμανία, που έφθασαν έως περίπου τα 2.000 MW, διατηρώντας χαμηλότερες τις τιμές από τη ρουμανική αγορά.

Διαβάστε ακόμη: