Κομβικό ρόλο έχει το λεγόμενο “target model”, το οποίο καθορίζει ότι η τελική τιμή ηλεκτρικού ρεύματος βασίζεται στην πιο ακριβή μονάδα παραγωγής που απαιτείται για να καλυφθεί η ζήτηση. Αν και το σύστημα αυτό θεσπίστηκε για να ενθαρρύνει επενδύσεις σε ΑΠΕ, στην πράξη οδηγεί στο φαινόμενο οι αυξήσεις στις τιμές καυσίμων –ιδίως του φυσικού αερίου– να μεταφέρονται σε ολόκληρη την αγορά. Έτσι, ακόμη κι όταν οι ΑΠΕ παράγουν φθηνότερα, οι καταναλωτές δεν βλέπουν ανάλογη μείωση στους λογαριασμούς τους.

Ένας σημαντικός παράγοντας που επιβαρύνει το κόστος είναι η αγορά εξισορρόπησης, η οποία ενεργοποιεί εφεδρικές θερμικές μονάδες για να καλύπτουν διαφορές ανάμεσα στην προβλεπόμενη και την πραγματική παραγωγή ή κατανάλωση. Το κόστος αυτής της διαδικασίας μετακυλίεται στους προμηθευτές και τελικά στους καταναλωτές, ενώ η συνεχής αύξησή του έχει καταστεί καθοριστική για την ακρίβεια του ρεύματος, ιδιαίτερα για τις επιχειρήσεις.

Η έλλειψη έργων αποθήκευσης επιδεινώνει το πρόβλημα. Αν υπήρχαν επαρκείς υποδομές, θα ήταν δυνατή η αξιοποίηση της φθηνής ενέργειας από ΑΠΕ σε περιόδους υψηλής ζήτησης. Σήμερα, όμως, το κενό αυτό καλύπτεται με ακριβές μονάδες φυσικού αερίου, αυξάνοντας περαιτέρω το τελικό κόστος.

Ο Δημήτρης Φούρλαρης από τη ΡΑΑΕΥ εντόπισε τέσσερις κύριους λόγους για τις υψηλές τιμές: τη συνεχιζόμενη χρήση του φυσικού αερίου ως καυσίμου οριακής τιμής, την εξάρτηση από εισαγωγές LNG, το αυξημένο κόστος κεφαλαίου λόγω υψηλών επιτοκίων και τις ελλείψεις στα δίκτυα και τις υποδομές αποθήκευσης. Όπως τόνισε, η αντιμετώπιση του προβλήματος απαιτεί επενδύσεις στην αποθήκευση ενέργειας, ευφυή διαχείριση της ζήτησης και ενίσχυση των διασυνδέσεων.

Από την πλευρά του, ο Αντώνης Κοντολέων της ΕΒΙΚΕΝ σημείωσε ότι το κόστος εξισορρόπησης έχει αυξηθεί θεαματικά, καθώς το ποσοστό του στα έσοδα των συμβατικών μονάδων έχει εκτιναχθεί από 18% το 2023 σε 28% το 2025. Όπως ανέφερε, το σύστημα επιβαρύνει τους καταναλωτές έως και 7 ευρώ ανά MWh, καθώς αποζημιώνει λιγνιτικές μονάδες εκτός αγοράς με μηχανισμό pay-as-bid. Πρότεινε την αναθεώρηση του μηχανισμού και τη μεταφορά του κόστους στις χρεώσεις χρήσης συστήματος ή τη μείωσή του μέσω των εσόδων του ΑΔΜΗΕ, ακολουθώντας το παράδειγμα της Ιταλίας.

Η Κατερίνα Καραλή από τον ΕΣΑΗ επεσήμανε ότι η αυξανόμενη συμμετοχή των ΑΠΕ μεταφέρει το βάρος του κόστους από την Αγορά Επόμενης Ημέρας στην αγορά εξισορρόπησης, λόγω της μεταβλητότητας της παραγωγής. Υπογράμμισε ότι το υφιστάμενο μοντέλο του ΔΑΠΕΕΠ μοιάζει με συμβόλαιο διαφορών (CfD), αλλά η άνοδος του κόστους εξισορρόπησης περιορίζει την αποτελεσματικότητά του. Πρότεινε ο ΛΠ-3 να ενταχθεί στις ρυθμιζόμενες χρεώσεις, ώστε να διασφαλιστεί διαφάνεια και έλεγχος.

Ο Μίλτος Ασλάνογλου από τον ΕΣΠΕΝ τόνισε τη σημασία των μακροχρόνιων συμβολαίων ενέργειας (PPAs), τα οποία προσφέρουν σταθερές τιμές και μειώνουν τη μεταβλητότητα. Ωστόσο, στην Ελλάδα μόλις το 5% της παραγωγής καλύπτεται από PPAs, ενώ απαιτείται ποσοστό άνω του 70% για να υπάρξει ουσιαστική αποκλιμάκωση τιμών. Όπως ανέφερε, το πρόβλημα δεν είναι οι ΑΠΕ ή το target model, αλλά η αδυναμία της αγοράς να περάσει τη χαμηλότερη τιμή παραγωγής στον τελικό καταναλωτή. Ένα σταθερότερο ρυθμιστικό πλαίσιο και η ενίσχυση των PPAs θα μπορούσαν να επιτρέψουν η πτώση του κόστους παραγωγής να αντικατοπτριστεί επιτέλους στους λογαριασμούς των πολιτών.