Σχεδόν 1 GW φωτοβολταϊκών ΔΕΗ-RWE σε δίκτυο που σπαταλά ρεύμα

Πάνω στις στάχτες του παλιού λιγνιτωρυχείου Αμυνταίου, η κοινοπραξία της ΔΕΗ με τη γερμανική RWE μόλις έβαλε σε πλήρη λειτουργία εννέα φωτοβολταϊκά πάρκα, συνολικής ισχύος 930 MWp, αρκετά για να καλύψουν πάνω από 400.000 νοικοκυριά (Protothema). Είναι μία από τις μεγαλύτερες πράσινες επενδύσεις που έχει δει η χώρα. Και όμως, μπαίνει σε ένα ελληνικό σύστημα που τους τελευταίους μήνες δυσκολεύεται όλο και περισσότερο να απορροφήσει το ρεύμα που ήδη παράγουν τα υπάρχοντα πάρκα.

Για να καταλάβουμε γιατί αυτό έχει σημασία, χρειάζεται μια λέξη που δεν ακούγεται στις ανακοινώσεις: περικοπές. Όταν τα φωτοβολταϊκά της χώρας παράγουν μαζί το μεσημέρι, αλλά η ζήτηση είναι χαμηλή και δεν υπάρχει πού να αποθηκευτεί η περίσσεια, ο διαχειριστής του δικτύου ζητά να «κοπεί» μέρος της παραγωγής. Το ρεύμα υπάρχει, αλλά πετιέται. Και τα νούμερα τρέχουν: οι περικοπές ΑΠΕ υπερδιπλασιάστηκαν μέσα σε έναν χρόνο, από 899 GWh το 2024 σε 1.867 GWh το 2025, δηλαδή το 6,6% όλης της πράσινης παραγωγής (The Green Tank).

Το 2026 η εικόνα χειροτέρεψε απότομα. Μόνο τον Απρίλιο 2026 κόπηκε το 18,4% της μηνιαίας παραγωγής ΑΠΕ. Στο πρώτο τετράμηνο, μάλιστα, οι περικοπές έφτασαν σχεδόν 2,5 φορές πάνω από το αντίστοιχο τετράμηνο του 2025 (The Green Tank). Η αιτία είναι η έλλειψη αποθήκευσης. Οι πρώτες επτά μεγάλες μπαταρίες που μπήκαν σε δοκιμαστική λειτουργία απέτρεψαν μόλις το 0,72% των περικοπών του Απριλίου, μέγεθος που δείχνει πόσο μικρή είναι ακόμη η υποδομή μπροστά στο πρόβλημα. Η πολιτεία στοχεύει σε 700 MW αποθήκευσης έως το τέλος Ιουνίου (ΥΠΕΝ), αλλά μέχρι να φτάσουμε εκεί, κάθε νέο γιγαβάτ πάνελ προστίθεται στη μεσημεριανή υπερπροσφορά.

Ας είμαστε ακριβείς: δεν υπάρχει δημόσιο στοιχείο ότι «μεγάλο μέρος» της παραγωγής του συγκεκριμένου πάρκου θα χάνεται. Αυτό που τεκμηριώνεται είναι ότι ένα τόσο μεγάλο νέο cluster μπαίνει στην ίδια ώρα αιχμής με όλα τα άλλα φωτοβολταϊκά, άρα εκτίθεται στον ίδιο συστημικό κίνδυνο.

Ο κακός χρονισμός υπονομεύει την επένδυση

Η κατεύθυνση έχει σιδερένια οικονομική λογική. Ο λιγνίτης πληρώνει πλέον ακριβά για κάθε τόνο CO2 μέσω της ευρωπαϊκής αγοράς δικαιωμάτων εκπομπών (το ETS πέρασε από τα 5 ευρώ/τόνο το 2017 σε περίπου 65 ευρώ το 2024) (EEA), ενώ το κόστος των φωτοβολταϊκών έχει πέσει περίπου 90% από το 2010 (Energy Tracker Asia). Παλιές λιγνιτικές εκτάσεις, ήδη κοντά σε δίκτυα υψηλής τάσης, είναι ιδανικός χώρος.

Όμως το κρίσιμο είναι η σειρά των βημάτων. Χωρίς μπαταρίες και δίκτυα, το φθηνό μεσημεριανό ηλιακό δεν μεταφράζεται σε φθηνό λογαριασμό, επειδή η τιμή κάθε ώρας καθορίζεται από την τελευταία, ακριβότερη μονάδα που μπαίνει στο σύστημα, συνήθως το εισαγόμενο αέριο (OECD). Η Ελλάδα πλήρωσε το 2024 κατά μέσο όρο 53 ευρώ/MWh για αμερικανικό LNG, πάνω από τον ευρωπαϊκό μέσο όρο των 34 ευρώ (IEEFA). Το ίδιο μοτίβο είδαμε με την Πτολεμαΐδα V: σωστή στρατηγική, αλλά υποδομές που δεν προλαβαίνουν.

Το εργασιακό χάσμα που κανείς δεν ισοσκελίζει

Εδώ βρίσκεται η πιο σκληρή ασυμμετρία. Τα μεγάλα φωτοβολταϊκά δημιουργούν κυρίως προσωρινές, κατασκευαστικές θέσεις και ελάχιστες μόνιμες. Για το ευρύτερο πακέτο των 2,13 GW της ΔΕΗ στην περιοχή αναφέρονται πάνω από 1.300 θέσεις στην κατασκευή και αόριστα «εκατοντάδες» στη λειτουργία (Naftemporiki). Στην απέναντι πλευρά, ο λιγνίτης απασχολούσε άμεσα 3.899 άτομα πλήρους απασχόλησης το 2018, ενώ το κλείσιμο των ορυχείων εκτιμάται από την Παγκόσμια Τράπεζα ότι θα επηρεάσει περίπου 16.000 θέσεις και άλλες 11.000 έμμεσα (European Social Fund Plus).

Και η Δίκαιη Μετάβαση; Τρία χρόνια μετά την έναρξη του προγράμματος, είχαν εκταμιευθεί λιγότερα από 130 εκατ. ευρώ, περίπου το 8% του προϋπολογισμού των 1,6 δισ. (στοιχεία Green Tank). Ακόμη και με τα κυβερνητικά νούμερα, η ανεργία στη Δυτική Μακεδονία υποχώρησε οριακά, από 16,5% το 2023 σε 15,3% το 2025, με την περιοχή να παραμένει πρώτη πανελλαδικά (Athens Times). Χίλιες τριακόσιες προσωρινές δουλειές κατασκευής δεν αντικαθιστούν δεκαέξι χιλιάδες μόνιμες. Ο ήλιος μπορεί να είναι δωρεάν. Η σταθερότητα που έχασε η περιοχή, όχι.