Τα πρώτα απτά σημάδια ότι η ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρισμού αρχίζει να περιορίζει την έκθεσή της στις αναταράξεις του φυσικού αερίου καταγράφει η Eurelectric, αποδίδοντας τη μεταβολή στη γρήγορη διείσδυση των ΑΠΕ και, όλο και περισσότερο, στην ανάπτυξη της αποθήκευσης και της ευελιξίας. Ο «γόρδιος δεσμός» δεν έχει κοπεί – το αέριο εξακολουθεί να επηρεάζει έντονα τις τιμές όταν το σύστημα «σφίγγει» και η πράσινη παραγωγή υποχωρεί. Ωστόσο, τα στοιχεία του Power Barometer 2026 δείχνουν ότι τα σοκ στις διεθνείς αγορές καυσίμων δεν περνούν πλέον με την ίδια ένταση στην ηλεκτρική ενέργεια όπως στην κρίση του 2022.

Αυτό είναι και ένα από τα βασικά μηνύματα της φετινής έκθεσης. Η Eurelectric σημειώνει ότι, παρά τη νέα άνοδο των τιμών πετρελαίου και φυσικού αερίου λόγω των γεωπολιτικών αναταράξεων, οι ευρωπαϊκές τιμές ηλεκτρισμού αποδείχθηκαν περισσότερο ανθεκτικές. Το Power Barometer αποδίδει μέρος αυτής της αλλαγής στην αύξηση της καθαρής παραγωγής και της ευελιξίας, οι οποίες περιορίζουν τις ώρες κατά τις οποίες τα εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα καθορίζουν το κόστος του ηλεκτρικού συστήματος.

Η τάση δεν σημαίνει ότι η Ευρώπη έχει απαλλαγεί από το φυσικό αέριο. Σημαίνει όμως ότι το αέριο αρχίζει σε αρκετές αγορές να μετακινείται από τον ρόλο της μονάδας που λειτουργεί συστηματικά και διαμορφώνει την τιμή προς έναν περισσότερο συμπληρωματικό ρόλο, για τις ώρες κατά τις οποίες η παραγωγή ΑΠΕ δεν επαρκεί. Και αυτή η μεταβολή αλλάζει σταδιακά τόσο τον τρόπο λειτουργίας της αγοράς όσο και το επενδυτικό μοντέλο γύρω από τις ανανεώσιμες πηγές.

Οι ΑΠΕ κερδίζουν χώρο και το αέριο χάνει ώρες ως price setter

Η αλλαγή του ευρωπαϊκού μίγματος είναι πλέον αρκετά μεγάλη ώστε να αφήνει αποτύπωμα στην αγορά. Το 2025, αιολικά και φωτοβολταϊκά κάλυψαν για πρώτη φορά το 30% της ηλεκτροπαραγωγής της ΕΕ, έχοντας περίπου διπλασιάσει το μερίδιό τους μέσα σε έξι χρόνια, ενώ η ηλεκτροπαραγωγή από ορυκτά καύσιμα υποχώρησε κάτω από το 30%. Παράλληλα, η ένταση εκπομπών του ευρωπαϊκού ηλεκτρικού συστήματος έπεσε σε ιστορικό χαμηλό, στις 182 γραμμές CO₂ ανά kWh, με τις συνολικές εκπομπές του κλάδου να βρίσκονται 64% χαμηλότερα σε σχέση με το 2008.

Η τάση συνεχίστηκε το 2026. Μεταξύ Ιανουαρίου και Αυγούστου, η ηλιακή παραγωγή αυξήθηκε κατά 36,4 TWh, η χερσαία αιολική κατά 17,4 TWh και η υπεράκτια αιολική κατά 6,1 TWh σε σχέση με το αντίστοιχο διάστημα του 2025. Το φυσικό αέριο αυξήθηκε επίσης κατά 16,3 TWh, κυρίως καθώς η υδροηλεκτρική και η πυρηνική παραγωγή υποχώρησαν κατά 12,1 και 11,8 TWh αντίστοιχα.

Σε μεγαλύτερο βάθος χρόνου, η μεταβολή είναι ακόμη πιο καθαρή. Η παραγωγή από αιολικά και φωτοβολταϊκά ανέβηκε από 470 TWh το 2019 σε 824 TWh το 2025, με μέσο ετήσιο ρυθμό αύξησης περίπου 11%. Ήδη από το 2024 οι δύο τεχνολογίες κάλυψαν περίπου το 28% της ηλεκτροπαραγωγής της ΕΕ, ξεπερνώντας για πρώτη φορά τη συνολική παραγωγή όλων των ορυκτών καυσίμων. Τον Ιούλιο του 2026 μόνο η ηλιακή παραγωγή ξεπέρασε τις 55 TWh, αυξημένη κατά 65% σε σύγκριση με δύο χρόνια νωρίτερα, ενώ οι μεταβλητές ΑΠΕ πλησίασαν το 40% της συνολικής παραγωγής.

Αυτή η αλλαγή μεταφράζεται σε λιγότερες ώρες κατά τις οποίες το φυσικό αέριο βρίσκεται στο περιθώριο και καθορίζει την τιμή. Σύμφωνα με την Eurelectric, στην Ισπανία το ποσοστό αυτό μειώθηκε από 54% των ωρών το 2021 σε 26% το 2025, στη Γαλλία από 41% σε 17%, στην Ιρλανδία από 54% σε 32% και στην Ελλάδα από 49% σε 38%. Αντίθετη πορεία καταγράφεται σε αγορές όπως η Ιταλία, όπου το ποσοστό αυξήθηκε από 63% σε 73%, αλλά και στη Γερμανία και την Πολωνία.

Το ελληνικό στοιχείο έχει ιδιαίτερο ενδιαφέρον: η συμμετοχή του αερίου στη διαμόρφωση της οριακής τιμής έχει περιοριστεί αισθητά σε σχέση με το 2021, αλλά παραμένει υψηλή. Η Ελλάδα επομένως βρίσκεται μέσα στην ευρωπαϊκή τάση απομάκρυνσης από το αέριο, χωρίς ακόμη να έχει αποκτήσει την «ασπίδα» που εμφανίζουν αγορές με πολύ υψηλότερο ποσοστό καθαρής και ευέλικτης παραγωγής.

Το τεστ Ισπανίας και Ιταλίας

Η Eurelectric χρησιμοποιεί την Ισπανία και την Ιταλία ως χαρακτηριστικό παράδειγμα του πόσο διαφορετικά μπορεί να αντιδράσουν δύο αγορές στο ίδιο εξωτερικό σοκ. Κατά την αναταραχή του Μαρτίου 2026, η Ισπανία διατήρησε αισθητά χαμηλότερες τιμές ηλεκτρισμού μετά την αρχική αντίδραση της αγοράς. Το report αποδίδει την εξέλιξη στο υψηλό ποσοστό μεταβλητών ΑΠΕ και στον συνδυασμό τους με άλλες πηγές καθαρής παραγωγής και ευελιξίας. Στην Ιταλία, όπου η ηλεκτροπαραγωγή από αέριο έχει μεγαλύτερο βάρος, οι τιμές παρέμειναν σε υψηλότερα επίπεδα για μεγαλύτερο διάστημα. Η εικόνα, κατά την Eurelectric, δείχνει ότι η απανθρακοποίηση δεν λειτουργεί μόνο ως κλιματική πολιτική αλλά και ως εργαλείο ενεργειακής ασφάλειας.

Ακόμη πιο εντυπωσιακή είναι η συσχέτιση που καταγράφεται στη Γερμανία. Το 2025, όταν οι ΑΠΕ κάλυπταν πάνω από 73% της ζήτησης, κάτι που συνέβη περίπου στο ένα τέταρτο των ωρών του έτους, η μέση χονδρεμπορική τιμή περιοριζόταν περίπου στα 28 ευρώ/MWh. Όταν το μερίδιό τους έπεφτε κάτω από 35%, η αντίστοιχη τιμή ανέβαινε περίπου στα 135 ευρώ/MWh. Στις ώρες με διείσδυση ΑΠΕ άνω του 75%, το μέσο επίπεδο τιμών ήταν περίπου 83% χαμηλότερο σε σχέση με τις ώρες πολύ χαμηλής πράσινης παραγωγής.

Το στοιχείο αυτό δεν σημαίνει ότι περισσότερες ΑΠΕ οδηγούν αυτομάτως και σε χαμηλότερους τελικούς λογαριασμούς. Δείχνει όμως πόσο διαφορετικό γίνεται το χονδρεμπορικό σκέλος όταν οι μονάδες υψηλού οριακού κόστους εκτοπίζονται από το merit order.

Η Βουλγαρία δείχνει τι μπορεί να κάνει η αποθήκευση

Εάν η Ισπανία δείχνει τι συμβαίνει όταν αυξάνεται η καθαρή παραγωγή, η Βουλγαρία χρησιμοποιήθηκε στην παρουσίαση της Eurelectric ως παράδειγμα για το επόμενο βήμα: την αποθήκευση.

Το 2024, με ουσιαστικά μηδενική ευελιξία από μπαταρίες, η μέση χονδρεμπορική τιμή στη Βουλγαρία ήταν 91 ευρώ/MWh, έναντι 75 ευρώ/MWh στην ΕΕ, δηλαδή περίπου 21,2% υψηλότερη. Μέχρι το 2026 είχαν εγκατασταθεί 5,4 GW μπαταριών, ισχύς που αντιστοιχεί περίπου στο 22,8% της συνολικής παραγωγικής ισχύος της χώρας. Η διαφορά έναντι του ευρωπαϊκού μέσου όρου περιορίστηκε στο 8,3%, με την Eurelectric να αποδίδει στην αυξημένη ευελιξία μέρος της εξομάλυνσης του βραδινού peak.

Η λογική είναι απλή: η μπαταρία απορροφά ενέργεια τις ώρες υψηλής ηλιακής παραγωγής και χαμηλής τιμής και την επιστρέφει στο σύστημα όταν πέφτει ο ήλιος και η ζήτηση παραμένει υψηλή. Με αυτόν τον τρόπο μειώνεται τόσο η ανάγκη για ακριβότερες θερμικές μονάδες στις ώρες αιχμής όσο και η πίεση των πολύ χαμηλών ή αρνητικών τιμών το μεσημέρι.

Το ίδιο επιβεβαιώνεται και από τα ευρωπαϊκά στοιχεία. Η αντλησιοταμίευση μπορεί ήδη να απορροφά έως 13 GW περίσσειας ηλεκτρικής ενέργειας στις χαμηλές ώρες και να την επιστρέφει μετά τη δύση του ηλίου, καλύπτοντας περίπου 4,6% της ευρωπαϊκής παραγωγής στις βραδινές ώρες αιχμής.

Το νέο επενδυτικό κύμα περνά από τις μπαταρίες

Η αποθήκευση είναι το σημείο στο οποίο η Eurelectric βλέπει να μετατοπίζεται πλέον και το επενδυτικό ενδιαφέρον. Στην παρουσίαση της Κομισιόν επισημάνθηκε ότι η Ευρώπη διαθέτει περίπου 64 GW utility-scale αποθήκευσης όλων των τεχνολογιών. Άλλα 78 GW αναμένονται με βάση το ώριμο pipeline, αλλά ακόμη και τότε θα απομένει κενό περίπου 58 GW έως τον στόχο των 200 GW για το 2030. Σημαντική διευκρίνιση είναι ότι τα 64 GW δεν αφορούν αποκλειστικά μπαταρίες· περιλαμβάνουν και αντλησιοταμίευση και άλλες μορφές μεγάλης κλίμακας αποθήκευσης.

Στις ίδιες τις μπαταρίες, η ανάπτυξη είναι ήδη πολύ γρήγορη. Η εγκατεστημένη grid-scale ισχύς στην ΕΕ υπερδιπλασιάστηκε, από 5,4 GW σε 11,2 GW, ενώ μόνο μεταξύ 2024 και 2025 προστέθηκαν περισσότερα από 5 GW. Εάν υλοποιηθούν τα έργα που έχουν ανακοινωθεί, το pipeline μπορεί να ξεπεράσει τα 80 GW και τις 230 GWh.

Η μετατόπιση αποτυπώνεται και στις συναλλαγές. Το 2025, ο όγκος των μακροχρόνιων PPAs μειώθηκε κατά 14%, καθώς η πτώση των capture prices και το λεγόμενο price cannibalisation των ΑΠΕ πίεσαν το merchant μοντέλο. Αντίθετα, τα BESS offtake agreements και οι συμφωνίες αγοράς ευελιξίας αυξήθηκαν έντονα, με την Eurelectric να περιγράφει ουσιαστικά μια μετατόπιση κεφαλαίων από τη νέα παραγωγή προς τα flexible assets.

Το πρόβλημα γίνεται ιδιαίτερα εμφανές στα φωτοβολταϊκά. Όσο περισσότερα έργα παράγουν ταυτόχρονα τις μεσημεριανές ώρες, τόσο περισσότερο συμπιέζεται η τιμή που τελικά «πιάνουν». Οι αρνητικές τιμές δεν αποτελούν πλέον σπάνιο φαινόμενο: στο σύνολο της ΕΕ αντιστοιχούσαν κατά μέσο όρο στο 3,9% των ωρών τόσο το 2025 όσο και μέχρι στιγμής το 2026, ενώ στην αγορά με τη μεγαλύτερη συχνότητα το ποσοστό έφθασε στο 13,9% το 2026.

Αυτός είναι και ο λόγος που η Eurelectric θεωρεί ότι τα co-located batteries θα γίνουν κομβικό κομμάτι του επιχειρηματικού μοντέλου των φωτοβολταϊκών: η αξία δεν βρίσκεται πλέον μόνο στην παραγωγή μιας φθηνής MWh, αλλά στη δυνατότητα να μεταφερθεί χρονικά εκεί όπου το σύστημα και η αγορά την έχουν μεγαλύτερη ανάγκη.

Η άλλη όψη των ΑΠΕ είναι οι περικοπές και τα δίκτυα

Η μεγάλη διείσδυση της πράσινης παραγωγής φέρνει όμως στην επιφάνεια το επόμενο bottleneck, τα δίκτυα. Οι περικοπές ΑΠΕ αυξάνονται σε αρκετές ευρωπαϊκές αγορές, είτε εξαιτίας φυσικών περιορισμών του δικτύου είτε επειδή οι πολύ χαμηλές και αρνητικές τιμές καθιστούν ασύμφορη την παραγωγή σε συγκεκριμένες ώρες. Η Ελλάδα βρίσκεται μεταξύ των χωρών όπου το πρόβλημα επιδεινώθηκε περισσότερο. Σύμφωνα με τα στοιχεία της έκθεσης, οι περικοπές έφθασαν περίπου τις 1,9 TWh το 2025, ή 6,6% της παραγωγής ΑΠΕ, από περίπου 0,9 TWh και 3,4% έναν χρόνο νωρίτερα. Η Eurelectric κατατάσσει την Ελλάδα μαζί με την Ισπανία και την Ιρλανδία στις αγορές με τη μεγαλύτερη αύξηση των περικοπών.

Παράλληλα, η επενδυτική πίεση για νέες συνδέσεις παραμένει τεράστια. Για την Ελλάδα η έκθεση εμφανίζει περίπου 47 GW αιτημάτων σύνδεσης ΑΠΕ και περίπου 27 GW αποθήκευσης. Οι αριθμοί αυτοί αφορούν αιτήματα και όχι έργα που θα κατασκευαστούν στο σύνολό τους η ίδια η Eurelectric σημειώνει ότι μόνο μέρος των ουρών θα φτάσει τελικά σε λειτουργία. Δείχνουν, ωστόσο, το μέγεθος της πίεσης που μεταφέρεται στα δίκτυα.

Σε ευρωπαϊκό επίπεδο, οι επενδύσεις των Διαχειριστών Δικτύων Διανομής αυξάνονται κατά περίπου 12,5% ετησίως, από 24 δισ. ευρώ το 2021 σε 36 δισ. ευρώ το 2024, με την έκθεση να προβλέπει ότι μπορούν να φθάσουν περίπου τα 48 δισ. ευρώ το 2027. Παρ’ όλα αυτά, οι καθυστερήσεις στις αδειοδοτήσεις, η αργή ανάκτηση κόστους, η ρυθμιστική αβεβαιότητα και οι ελλείψεις εξοπλισμού και προσωπικού παραμένουν εμπόδια.

Φθηνότερη παραγωγή δεν σημαίνει φθηνότερο σύστημα

Εδώ βρίσκεται ίσως η πιο ουσιαστική προειδοποίηση της Eurelectric. Στο Q&A που ακολούθησε την παρουσίαση, τα στελέχη της απέφυγαν να δώσουν συγκεκριμένη πρόβλεψη για τις μελλοντικές τιμές ρεύματος, επισημαίνοντας ότι το Power Barometer αποτυπώνει κυρίως ιστορικές τάσεις.

Παραδέχθηκαν, ωστόσο, ότι η μετάβαση σε ένα περισσότερο αποκεντρωμένο και σύνθετο ηλεκτρικό σύστημα συνεπάγεται υψηλότερο system cost. Τα ισχυρότερα δίκτυα, η αποθήκευση, οι υπηρεσίες εξισορρόπησης και η διαχείριση πιο σύνθετων ροών έχουν κόστος. Από την άλλη πλευρά, αυτό αντισταθμίζεται από χαμηλότερο κόστος παραγωγής και μικρότερη εξάρτηση από εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα. Με άλλα λόγια, αλλάζει όχι μόνο το ύψος αλλά και η δομή του κόστους του ηλεκτρικού συστήματος.

Ήδη το συνολικό κόστος εξισορρόπησης στην Ευρώπη, αφού κορυφώθηκε στα 13,3 δισ. ευρώ στη διάρκεια της ενεργειακής κρίσης, έχει υποχωρήσει στα 8,9 δισ. ευρώ, χωρίς όμως να έχουν εξαφανιστεί οι δομικές αιτίες που το τροφοδοτούν.

Το τελευταίο κομμάτι είναι η ζήτηση

Για τη Eurelectric, πάντως, ακόμη και τα περισσότερα δίκτυα και οι περισσότερες μπαταρίες δεν αρκούν εάν η Ευρώπη δεν αυξήσει την κατανάλωση ηλεκτρισμού σε τομείς που σήμερα εξακολουθούν να βασίζονται στα ορυκτά καύσιμα.

Η βιομηχανία αποτελεί το πιο δύσκολο μέτωπο. Το 2024 κατανάλωσε 9% λιγότερο ηλεκτρισμό από ό,τι πριν από την ενεργειακή κρίση, με τον χάλυβα και τα χημικά να μην έχουν επιστρέψει στα επίπεδα παραγωγής του 2021.

Η στρέβλωση επιτείνεται από τη φορολογία. Για τους μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές της ΕΕ, φόροι και επιβαρύνσεις στον ηλεκτρισμό ξεπερνούν κατά μέσο όρο τα 4 λεπτά/kWh, περίπου 35% πάνω από την προ φόρων τιμή, ενώ στο φυσικό αέριο οι αντίστοιχες επιβαρύνσεις κινούνταν μόλις μεταξύ 1,4 και 1,8 λεπτών/kWh την περίοδο 2022-2025. Η Eurelectric προειδοποιεί ότι αυτή η διαφορά λειτουργεί ως αντικίνητρο για τη μετάβαση βιομηχανικών διεργασιών από το αέριο στον ηλεκτρισμό.

Η εξίσωση που περιγράφει το Power Barometer είναι επομένως πιο σύνθετη από το «περισσότερες ΑΠΕ ίσον φθηνότερο ρεύμα». Οι ΑΠΕ έχουν αρχίσει να μειώνουν τις ώρες κατά τις οποίες το φυσικό αέριο καθορίζει την τιμή και να προστατεύουν περισσότερο την ηλεκτρική αγορά από διεθνή ενεργειακά σοκ. Όσο όμως προχωρά αυτή η διαδικασία, τόσο μεγαλύτερη γίνεται η ανάγκη για αποθήκευση, δίκτυα και ευέλικτη κατανάλωση.

Το νέο στοίχημα της ευρωπαϊκής αγοράς δεν είναι πλέον μόνο πόση καθαρή ενέργεια μπορεί να παράγει, αλλά πόση από αυτή μπορεί να αποθηκεύσει, να μεταφέρει και τελικά να καταναλώσει τη σωστή ώρα. Και από την απάντηση σε αυτό το ερώτημα θα κριθεί εάν η σημερινή χαλάρωση του δεσμού μεταξύ αερίου και ηλεκτρισμού θα μετατραπεί σε πιο μόνιμο χαρακτηριστικό της ευρωπαϊκής αγοράς.

Διαβάστε ακόμη