Το φυσικό αέριο παραμένει ακριβό στην Ευρώπη

Μετά την ενεργειακή κρίση, η Ευρώπη διαφοροποίησε σημαντικά τις πηγές προμήθειας φυσικού αερίου, αυξάνοντας τις εισαγωγές LNG και τις προμήθειες από χώρες όπως οι ΗΠΑ, η Αυστραλία, το Κατάρ και τα Ηνωμένα Αραβικά Εμιράτα, ενώ σημαντικές παραμένουν οι ροές αγωγών από τη Νορβηγία.

Το πρόβλημα, επομένως, δεν είναι πλέον μόνο η επάρκεια αλλά κυρίως η τιμή του φυσικού αερίου. Το ευρωπαϊκό TTF κινείται περίπου στα 80-82 ευρώ/MWh, όταν το Henry Hub στις ΗΠΑ βρίσκεται κοντά στα 2,5 δολάρια ανά εκατομμύριο Btu.

Η τεράστια αυτή διαφορά αποτελεί σημαντικό μειονέκτημα για την ευρωπαϊκή βιομηχανία, καθώς το ενεργειακό κόστος μετατρέπεται σε παράγοντα που επηρεάζει άμεσα την ανταγωνιστικότητα της παραγωγής.

Παράλληλα, η συζήτηση για την πλήρη απαγόρευση του ρωσικού αερίου παραμένει σύνθετη. Οι εναπομείνασες ποσότητες προς τη Νοτιοανατολική και Κεντρική Ευρώπη μεταφέρονται κυρίως μέσω TurkStream, ενώ η Τουρκία διαθέτει πολλαπλές πηγές προμήθειας, μεταξύ των οποίων η Ρωσία, το Αζερμπαϊτζάν, η εγχώρια παραγωγή στη Μαύρη Θάλασσα και το LNG. Αυτό δημιουργεί πρόσθετες δυσκολίες στην πιστοποίηση της πραγματικής προέλευσης του αερίου που διοχετεύεται στην ευρωπαϊκή αγορά.

Η εικόνα της Ελλάδας

Σύμφωνα με τη μελέτη «Ενεργειακές Τάσεις στην Ελλάδα – Α΄ Οκτάμηνο 2026» του ΙΕΝΕ, οι συνολικές εισαγωγές φυσικού αερίου στην Ελλάδα ανήλθαν στις 58,5 TWh, αυξημένες κατά 25,3% σε ετήσια βάση.

Αντίθετα, οι ποσότητες που κατευθύνθηκαν στην εγχώρια κατανάλωση διαμορφώθηκαν στις 45,6 TWh, μειωμένες κατά 1,7%.

Τα στοιχεία δείχνουν ότι, παρά την αυξανόμενη συζήτηση για τον ρόλο της Ελλάδας ως κόμβου φυσικού αερίου για τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, οι πραγματικές εξαγωγικές ροές παραμένουν ακόμη σχετικά περιορισμένες.

Η Ελλάδα γίνεται καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας

Πιο εντυπωσιακή είναι η αλλαγή στην αγορά ηλεκτρισμού.

Στο πρώτο οκτάμηνο του 2026, η εγχώρια ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας μειώθηκε κατά 1,85%, ενώ οι εισαγωγές υποχώρησαν κατά 34,4%. Την ίδια στιγμή, οι εξαγωγές αυξήθηκαν κατά 75,3%.

Η Ελλάδα κατέστη έτσι για πρώτη φορά καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας στην περιοχή, εξέλιξη που αποτυπώνει την ταχεία αύξηση της εγχώριας παραγωγικής δυναμικότητας και ιδιαίτερα των ΑΠΕ.

Η εικόνα αυτή, ωστόσο, έχει και την άλλη πλευρά της.

Οι περικοπές ΑΠΕ εξελίσσονται σε δομικό πρόβλημα

Η γρήγορη ανάπτυξη των φωτοβολταϊκών και των αιολικών πάρκων δεν συνοδεύτηκε από αντίστοιχη ταχύτητα στην ανάπτυξη υποδομών αποθήκευσης.

Το αποτέλεσμα είναι οι αυξανόμενες περικοπές παραγωγής ΑΠΕ.

Το 2025 εκτιμάται ότι απορρίφθηκαν περίπου 1.867 GWh πράσινης ενέργειας. Ήδη όμως στο πρώτο επτάμηνο του 2026 οι περικοπές έφτασαν τις 1.746 GWh.

Με άλλα λόγια, σε μόλις επτά μήνες έχει χαθεί σχεδόν ολόκληρη η ποσότητα πράσινης ενέργειας που περικόπηκε σε ολόκληρο το 2025.

Το πρόβλημα δεν είναι πλέον περιστασιακό. Αποτελεί δομική συνέπεια της ταχείας διείσδυσης των ΑΠΕ σε ένα σύστημα που δεν διαθέτει ακόμη επαρκή αποθήκευση και ευελιξία.

Η αποθήκευση γίνεται κρίσιμος παράγοντας

Η επιτάχυνση των επενδύσεων σε μπαταρίες αποτελεί πλέον μία από τις σημαντικότερες προτεραιότητες για την ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.

Οι αιτήσεις για έργα αποθήκευσης έχουν ξεκινήσει από το 2021, όμως σημαντικός αριθμός επενδυτών εξακολουθεί να αναμένει όρους σύνδεσης.

Η ανάπτυξη της αποθήκευσης θα μπορούσε να αντιμετωπίσει ταυτόχρονα τρία προβλήματα:

να περιορίσει τις περικοπές παραγωγής ΑΠΕ,

να μεταφέρει τη φθηνή μεσημεριανή ηλεκτρική ενέργεια στις ώρες υψηλής ζήτησης,

να ενισχύσει την ευστάθεια και την ασφάλεια του ηλεκτρικού συστήματος.

Παράλληλα, οι μπαταρίες μπορούν να αυξήσουν τον ανταγωνισμό στην αγορά εξισορρόπησης, όπου σήμερα συμμετέχει περιορισμένος αριθμός μεγάλων παραγωγών.

Το κόστος της αγοράς εξισορρόπησης στην Ελλάδα υπολογίζεται σε 20-25 ευρώ/MWh, όταν σε αρκετές ευρωπαϊκές αγορές βρίσκεται στα 5-7 ευρώ/MWh και ακόμη και στις ακριβότερες περιπτώσεις περίπου στα 10 ευρώ/MWh.

Η διαφορά αυτή αποτελεί ένδειξη ότι υπάρχουν σημαντικά περιθώρια βελτίωσης της λειτουργίας της αγοράς.

Το υψηλό κόστος καυσίμων παραμένει πρόβλημα

Παρά την αύξηση της συμμετοχής των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή, η Ελλάδα εξακολουθεί να αντιμετωπίζει υψηλό κόστος στα υγρά καύσιμα.

Στο πρώτο οκτάμηνο του 2026, η μέση τιμή του diesel κίνησης αυξήθηκε κατά 14,9% σε ετήσια βάση, ενώ η τιμή της αμόλυβδης βενζίνης 100 οκτανίων αυξήθηκε κατά 8%.

Έτσι, η ελληνική ενεργειακή αγορά βρίσκεται μπροστά σε μια αντίφαση: από τη μία πλευρά η χώρα έχει κάνει σημαντικά βήματα στην πράσινη παραγωγή και έχει μετατραπεί σε καθαρό εξαγωγέα ηλεκτρικής ενέργειας, από την άλλη όμως το συνολικό ενεργειακό κόστος παραμένει υψηλό.

Το μεγάλο επενδυτικό στοίχημα

Η πρόβλεψη για 711 δισ. ευρώ επενδύσεων στη Νοτιοανατολική Ευρώπη έως το 2035 δείχνει το μέγεθος της ενεργειακής μετάβασης που βρίσκεται σε εξέλιξη.

Για την Ελλάδα, το κρίσιμο ζήτημα δεν είναι πλέον μόνο να αυξήσει την παραγωγή ΑΠΕ. Είναι να δημιουργήσει τις υποδομές που θα επιτρέψουν στην πράσινη ενέργεια να αξιοποιείται όταν χρειάζεται, να ενισχύσει τις διασυνδέσεις και την αποθήκευση και να περιορίσει το κόστος φυσικού αερίου και ηλεκτρισμού.

Η επόμενη φάση της ενεργειακής μετάβασης, επομένως, δεν θα κριθεί μόνο από το πόσα νέα φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα θα κατασκευαστούν. Θα κριθεί από το πόσο αποτελεσματικά μπορεί το σύστημα να αποθηκεύει, να μεταφέρει και να αξιοποιεί την ενέργεια που ήδη παράγει.

Και αυτό είναι ένα επενδυτικό πεδίο εκατοντάδων δισεκατομμυρίων ευρώ για ολόκληρη τη Νοτιοανατολική Ευρώπη.