Yπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας

Υποθέσεις και περιορισμοί
1. Υποθέσεις για τη οικονομική ανάπτυξη
Η ανάλυση της πορείας του ενεργειακού συστήματος που έχει μελετηθεί συνδέεται άμεσα με σενάρια εξέλιξης της οικο-νομίας. Για την εξέλιξη της οικονομίας έχει ληφθεί υπόψη ένα σενάριο ανάπτυξης του ΑΕΠ για την περίοδο 2020-2030 , ενώ για την περίοδο 2030-2050 λαμβάνεται υπόψη ο προ-βλεπόμενος μέσος ρυθμός ανάπτυξης σε επίπεδο ΕΕ.
Η εξέλιξη του πληθυσμού της χώρας θεωρείται σύμφωνα με τις προβλέψεις της Eurostat (Eurostat «Long term population projections at national level» 2006, Baseline scenario).

Σχήμα 1 Προβλεπόμενοι μέσοι ετήσιοι ρυθμοί μεταβολής του ΑΕΠ (Πηγή: Εθνικό Σχέδιο Δράσης για ΑΠΕ) και του πληθυσμού της Ελλάδας (Πηγή: Eurostat) ανά πενταετία

2. Υποθέσεις για τις διεθνείς τιμές πετρε-λαίου και αερίου καθώς και για την τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών CO2.
Οι διεθνείς τιμές των καυσίμων έως το 2035 προέρχονται από το σενάριο των τρεχουσών πολιτικών του “World Energy Outlook, 2010 Edition” (IEA, World Energy Outlook 2010) που δημοσιεύτηκε από το Διεθνή Οργανισμό Ενέργειας (IEA) το Νοέμβριο του 2010. Στο ακόλουθο Σχήμα 2 παρουσιάζεται η εξέλιξη των τιμών του πετρελαίου και του φυσικού αερίου έως το 2050. Από το 2040 έως το 2050 οι τιμές που προκύπτουν είναι εκτίμηση, θεωρώντας σταθερή επιβράδυνση της αύξησης των τιμών.
Σχήμα 2 Εξέλιξη τιμών πετρελαίου και φυσικού αερίου

Η τιμή των εκπομπών CO2 για την περίοδο 2020-2050, λαμβάνεται θεωρώντας αρχικά για το 2020 τιμή ίση με 20€/τν CO2 (σύμφωνα και με το Εθνικό Σχέδιο Δράσης για τις Α.Π.Ε.). H εξέλιξη της τιμής των εκπομπών CO2 ακολουθεί την τάση που εκτιμάται στο σενάριο αναφοράς του Ευρωπαϊκού οδικού χάρτη για τη μείωση των εκπομπών των Αερίων του Θερμοκηπίου μέχρι το 2050 (COM(2011) 112 Final), όπου θεωρείται ότι παράλληλα με την εξέλιξη των τεχνολογιών και τη μείωση του κόστους τους, θα ισχύουν οι τρέχουσες τάσεις και πολιτικές.
3. Υποθέσεις για τις υποχρεώσεις στο πλαίσιο της ΕΕ για το 2020 αλλά και μακροχρόνια
Για τον καθορισμό των βασικών παραμέτρων για την εξέλιξη του εθνικού ενεργειακού συστήματος λαμβάνονται υπόψη οι τάσεις και οι θέσεις της Ευρωπαϊκής Ενεργειακής πολιτικής καθώς και οι δεσμεύσεις της Ελλάδας σε αυτό τον τομέα.

Συγκεκριμένα λαμβάνονται υπόψη:
1. Η Οδηγία 2009/29/ΕΚ για τον περιορισμό εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου την περίοδο 2013-2020
2. Η Οδηγία 2009/28/ΕΚ για την προώθηση των Ανανεώ-σιμων Πηγών Ενέργειας
3. Οι στόχοι της Οδηγίας 2006/32/ΕΚ για την ενεργειακή αποδοτικότητα στην τελική χρήση και τις ενεργειακές υπηρεσίες
4. Το επικαιροποιημένο Ευρωπαϊκό Σχέδιο Δράσης για την Ενεργειακή Αποδοτικότητα (COM(2011) 109 τελικό)
5. Η Οδηγία 2010/31/ΕΚ για την ενεργειακή απόδοση των κτιρίων
6. Η Οδηγία 2004/8/ΕΚ για την Συ¬μπαραγωγή Υψηλής Αποδοτικότητας
7. Η λευκή βίβλος για τις μεταφορές (COM(2011) 144 final)
8. Ο Ευρωπαϊκός οδικός χάρτης για τη μείωση των ΕΑΘ μέχρι το 2050 (COM(2011) 112 Final)
4. Υποθέσεις σχετικά με τις επιλογές ενεργεια-κών πηγών στην ηλεκτροπαραγωγή
Όπως είναι γνωστό από την δεκαετία του 1950 δόθηκε προτεραιότητα στη αξιοποίηση των εγχώριων ενεργειακών πηγών (λιγνίτης, υδατοπτώσεις), με ιδιαίτερα θετικά αποτε-λέσματα. Είναι όμως δεδομένο ότι τα εκμεταλλεύσιμα λιγνι¬τικά αποθέματα είτε έχουν ήδη εξαντληθεί (Αλιβέρι) είτε ανα¬μένεται να εξαντληθούν σε μερικές δεκαετίες, ενώ η δημιουρ¬γία ορισμένων νέων λιγνιτωρυχείων (Δράμας, Ελασσόνας, Βεγόρας) παρουσιάζει προβλήματα και δεν είναι δεδομένη. Επιπλέον, με την προβλεπόμενη μετά το 2013 σημαντική οι-κονομική επιβάρυνση λόγω του συστήματος εμπορίας ρύ¬πων, το κόστος της λιγνιτικής παραγωγής έναντι άλλων εισα¬γόμενων πηγών θα αυξηθεί. Συνεπώς, με δεδομένο ότι τα υφιστάμενα αποθέματα του λιγνίτη εξαντλούνται μετά από μερικές δεκαετίες, ο κύριος εγχώριος ενεργειακός πόρος μα¬κροπρόθεσμα θα είναι οι ΑΠΕ.
Επισημαίνεται ότι το μέγιστο επιτρεπόμενο όριο διείσδυ-σης των ΑΠΕ συναρτάται με τη σύνθεση του μείγματος των ελεγχόμενων μονάδων, τις τεχνολογικές δυνατότητες αξιοποί-ησης του δυναμικού, τις δυνατότητες αποθήκευσης και μελ-λοντικά των ευφυών μεθόδων διαχείρισης των φορτίων και των διανεμημένων πηγών. Το ήδη τεθέν για το 2020 ποσοστό διείσδυσης 40% μπορεί να θεωρηθεί και ως μέγιστο επιτρε-πόμενο όριο με τα σημερινά δεδομένα, λαμβάνοντας υπόψη τις υφιστάμενες τεχνολογίες, τις δικτυακές υποδομές, καθώς και το κόστος επένδυσης για αυτές τις τεχνολογίες. Όπως αναλυτικότερα εκτίθεται στις επόμενες παραγράφους, η αύξηση της επιτρεπόμενης διείσδυσης ΑΠΕ θα είναι ανάλογη του ρυθμού υλοποίησης των απαραίτητων μέτρων, του κό¬στους των σχετικών τεχνολογιών σε σχέση με αυτό των συμβατικών πηγών αλλά και του κόστους των ρύπων.
Βασική παραδοχή για τη διαμόρφωση όλων των σεναρίων εξέλιξης του ενεργειακού συστήματος αποτελεί η αντιμετώπιση του ηλεκτρικού συστήματος ως αυτόνομου. Συγκεκριμένα, λαμβάνεται η παραδοχή ότι το ισοζύγιο εισαγωγών-εξαγωγών ηλεκτρισμού από και προς τις γειτονικές χώρες ισούται με μηδέν, με σκοπό να διερευνηθεί υπό ποιες προϋποθέσεις και με ποιο κόστος μπορεί να διασφαλιστεί η κάλυψη της ζήτησης από εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή. Εναλλακτικά, το Σενάριο ΜΕΑΠ-α παρουσιάζει και τις επιπτώσεις στην εγκατεστημένη ισχύ για ηλεκτροπαραγωγή, σταθμούς αποθήκευσης και κόστος επένδυσης για Η/Π, θεωρώντας ότι στο ισοζύγιο εισαγωγών-εξαγωγών του συστήματος λαμβάνονται υπόψη καθαρές εισαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας της τάξης των 5TWh (περίπου 5% των αναγκών για ηλεκτρική ενέργεια).
Με βάση τα παραπάνω οι προοπτικές για την ανάπτυξη της παραγωγής ανά περίοδο διαμορφώνονται ως εξής:
Περίοδος 2010-2020.
Κατά την περίοδο αυτή θα τεθούν σε λειτουργία στο Εθνικό Διασυνδεδεμένο Σύστημα Μεταφοράς – ΕΔΣΜ, οι υπό κατασκευή μονάδες παραγωγής ΦΑ (συνολικής ισχύος 2912MW), οι λιγνιτικές (Πτολεμαϊδα V και Μελίτη ΙΙ, ισχύος 1.050MW), οι μεγάλες υδροηλεκτρικές (342MW) και οι αντλη-τικές μονάδες (880MW). Επιπλέον, θα ενταχθούν μονάδες ΑΠΕ συνολικής ισχύος 9.200MW περίπου (συμπεριλαμβανομένων των μεγάλων και μικρών Υ/Η σταθμών). Προβλέπεται δηλαδή αφενός μια σημαντική διείσδυση των ΑΠΕ, ώστε να επιτευχθεί ο στόχος διείσδυσης 40% και αφετέρου αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος των μονάδων ΦΑ κατά 3.856MW και μείωση των πετρελαϊκών κατά 768MW καθώς και των λιγνιτικών μονάδων κατά 1.464MW λόγω των αποσύρσεων. Αξίζει να σημειωθεί ότι ένα σημαντικό μέρος της αύξησης της ισχύος σταθμών φυσικού αερίου αντιστοιχεί σε έναν αριθμό αεριοστροβίλων για την κάλυψη φορτίων αιχμής (περίπου 750MW). Επίσης, ένα μέρος των αποσύρσεων σταθμών πε-τρελαϊκών προϊόντων αναφέρεται στα μη διασυνδεδεμένα νησιά, τα οποία προβλέπεται να ενταχθούν στο εθνικό δια-συνδεδεμένο σύστημα μεταφοράς μέσω των προγραμματι-σμένων έργων διασύνδεσης. Κατά τη συγκεκριμένη περίοδο και σύμφωνα με την πρόσφατη «Μελέτη Ανάπτυξης του Ηλεκτρικού Συστήματος της Κρήτης» πρόκειται να υλοποιηθούν τα έργα διασύνδεσης της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα. Με αυτό το δεδομένο, δεν λαμβάνεται ως παραδοχή καμία νέα επένδυση σε συμβατικούς σταθμούς Η/Π στην Κρήτη (με φυσικό αέριο), αλλά αντιθέτως θεωρείται ότι παραμένουν σε λειτουργία οι υπάρχοντες πετρελαϊκοί σταθμοί έως τη διασύνδεση της Κρήτης. Κρίνεται επίσης ότι είναι πολύ πιθανόν να απαιτηθούν ορισμένες αλλαγές στην σύνθεση του μείγματος της παραγωγής οι οποίες θα καταστούν αναγκαίες προ¬κει¬μένου να επιτραπεί σε μεσοπρόθεσμο ορίζοντα η αναφερόμενη διείσδυση των ΑΠΕ (π.χ. εγκατάσταση πρόσθετων αεριοστροβίλων με ΦΑ ή και δημιουργία και άλλων αντλησιοταμιευτήρων). Ειδικότερα, όσον αφορά στη σύνδεση του μίγματος των ΑΠΕ μπορεί επίσης να υπάρχουν σημαντικές διαφοροποιήσεις από τις προβλεπόμενες στον Σχεδιασμό 2012-2021.
Περίοδος 2020-2030
Κατά την περίοδο αυτή, δεν προβλέπεται να εγκατασταθεί καμία νέα λιγνιτική μονάδα, ενώ λόγω των αποσύρσεων πα-λαιών μονάδων η εγκατεστημένη λιγνιτική ισχύς θα μειωθεί κατά 22%, ενώ του ΦΑ θα παραμείνει σχεδόν σταθερή, με οποιαδήποτε αύξηση να αντιστοιχεί σε εντάξεις αυτοπαρα-γωγών καθώς και αεριοστροβίλων για την κάλυψη του φορτίου αιχμής έως το 2025.
Δηλαδή κατά την περίοδο αυτή προβλέπεται μια σημαντική μείωση του λιγνίτη, η οποία αντισταθμίζεται τόσο από το ΦΑ, όσο και σταθμών ΑΠΕ, η συμβολή των οποίων αυξάνει περαιτέρω, ώστε να φθάσει τα επιτρεπόμενα όρια διείσδυσης με την υφιστάμενη τεχνολογία των Συστημάτων Ηλεκτρικής Ενέργειας. Επιπλέον για την περίοδο αυτή κρίνεται ότι, ανάλογα με τις συνθήκες που θα διαμορφωθούν και με το ποσοστό διείσδυσης των ΑΠΕ, θα αναπτυχθούν ευρέως σταθμοί αντλησιοταμίευσης (προτιμητέα λύση) ή/και Αεριοστροβίλων με ΦΑ. Επιπλέον προϋπόθεση για τον σκοπό αυτό είναι η ανάπτυξη των κατάλληλων συστημάτων ελέγχου σε όλα τα επίπεδα, όπως π.χ. είναι τα Συστήματα Διαχείρισης Φορτίου και Διανεμημένης παραγωγής στο επίπεδο των δικτύων Δια-νομής, του κατάλληλου εξοπλισμού των Κεντρικών Συστημάτων Ελέγχου ώστε να ανταποκρίνονται στις ανάγκες διαχείρισης των συστημάτων Αποθήκευσης (π.χ. αντλιοταμίευσης) και να παρέχεται η αναγκαία ευελιξία λόγω της λειτουργίας της μη ελεγχόμενης παραγωγής.
Κατά την περίοδο αυτή εκτιμάται επίσης ότι θα ολοκλη-ρωθούν οι διασυνδέσεις των νησιών με το Σύστημα, περι-λαμβανομένων και των Δωδεκανήσων. Με τον τρόπο αυτό παύει ολοκληρωτικά η χρήση πετρελαίου στην ηλεκτροπαραγωγή και καθίσταται δυνατή η πλήρης εκμετάλλευση του άριστου αιολικού δυναμικού του Αιγαίου, η οποία μπορεί να συμβάλει αποφασιστικά στην αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ.
Η επίτευξη της ως άνω αυξημένης διείσδυσης των ΑΠΕ απαιτεί μια ριζική αλλαγή των μέχρι σήμερα ακολουθούμενων διαδικασιών σε όλα τα επίπεδα και θα εξαρτηθεί από την γενικότερη πορεία των οικονομικών και τεχνολογικών συνθηκών, Ειδικότερα προκειμένου να επιτευχθούν μεγάλες διεισδύσεις ΑΠΕ θα πρέπει να προσαρμοστούν κατάλληλα οι υφιστάμενες συνθήκες της Αγοράς και να αναπτυχθεί η κα-τάλληλη Αγορά Επικουρικών Υπηρεσιών, χωρίς να οδηγεί σε υπερβολική αύξηση του συνολικού κόστους παραγωγής.
Περίοδος 2030-2050
Κατά την περίοδο αυτή οδηγός, σε κάθε σενάριο, θα είναι η αξιοποίηση του εγχώριου δυναμικού των ΑΠΕ (σε συνδυασμό με την ανάπτυξη των τεχνολογιών «έξυπνης διαχείρισης»), στον μέγιστο δυνατό βαθμό, ενώ παράλληλα θα επιδιώκεται η ελαχιστοποίηση του κόστους παραγωγής. Η επίτευξη του στόχου της μέγιστης αξιοποίησης των ΑΠΕ, εκτός από τα επιτρεπόμενα όρια διείσδυσης στο ηλεκτρικό Σύστημα, συναρτάται και με τις υφιστάμενες δυνατότητες ανάπτυξης των διαφόρων τεχνολογιών ΑΠΕ, λαμβάνοντας υπόψη το δυναμικό αλλά και την εξέλιξη των εν λόγω τεχνολογιών και του κόστους αυτών.
Η επίτευξη του συγκεκριμένου στόχου προϋποθέτει ταχύ-τατη ανάπτυξη και διείσδυση στην ελληνική αγορά όλων των τεχνολογιών ΑΠΕ για ηλεκτροπαραγωγή και σημαντικές ε-πενδύσεις σε υποδομές αλλά και στη διείσδυση συστημάτων αποθήκευσης (π.χ. αντλησιοταμιευτικοί σταθμοί) τα οποία θα ελαχιστοποιούν την απορριπτόμενη ενέργεια. Προβλέπει, επίσης μειωμένη χρήση του φυσικού αερίου στους εναπομεί-ναντες σταθμούς για ηλεκτροπαραγωγή, και των εναπομει-νάντων λιγνιτικών μόνο για σκοπούς εφεδρείας.
Η ανάπτυξη του συστήματος, ήδη από το 2020, θα επη-ρεαστεί σημαντικά και από την προσφορά ενέργειας από τις γειτονικές χώρες μέσω των διακρατικών διασυνδέσεων, θέμα το οποίο προωθεί ιδιαίτερα η ΕΕ μέσω και της καθιέρωσης κοινών κανόνων στην λειτουργία της χονδρεμπορικής Αγοράς.

5. Υποθέσεις για το δυναμικό ΑΠΕ για Ηλεκτροπαραγωγή
Αιολική Ενέργεια
H διερεύνηση του δυναμικού ανάπτυξης της Αιολικής Ε-νέργειας έχει ιδιαίτερη σημασία καθώς το μεγαλύτερο μερίδιο του εθνικού στόχου για την συνεισφορά των ΑΠΕ στην ηλεκ-τροπαραγωγή θα καλυφθεί με την εγκατάσταση και λειτουργία νέων Αιολικών Πάρκων.
Το δυναμικό της Αιολικής Ενέργειας έχει υπολογιστεί κατά το παρελθόν από το ΚΑΠΕ με τη βοήθεια του Αιολικού χάρτη φυσικού δυναμικού, σε συνδυασμό και με άλλες πληροφορίες που σχετίζονται με την μορφολογία του εδάφους, τη χρήση της γης και την οικονομικότητα των αναμενόμενων επενδύσεων.
Λαμβάνοντας υπόψη τα δεδομένα του Αιολικού χάρτη, τα οποία περιγράφουν το φυσικό Αιολικό δυναμικό για το σύνολο της επικράτειας, καθώς και τεχνικές και περιβαλλο¬ντικές παραμέτρους όπως αυτές καταγράφονται με βάση ισχύοντες περιορισμούς αλλά και εμπειρικά, έχει υπολογιστεί ήδη το «εν δυνάμει» δυναμικό για την ανάπτυξη της Αιολικής ενέρ¬γειας κατανεμημένο χωρικά στις διάφορες περιφέρειες της χώρας.
Σχήμα 3 Εκτίμηση «εν δυνάμει» δυναμικού ανά δήμο (Πηγή: Μελέτη για την προετοιμασία του εθνικού χωροταξικού σχεδίου για τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας , ΚΑΠΕ)

Επισημαίνεται, ωστόσο, ότι η τεχνολογική εξέλιξη στα υλικά των Α/Γ, στο ύψος τους καθώς και στα χαρακτηριστικά λειτουργίας τους αναμένεται τα επόμενα χρόνια να οδηγή¬σουν σε αύξηση του συντελεστή χρησιμοποίησης καθώς και της εγκατεστημένης ισχύς ανά χωροθετημένο αιολικό πάρκο, συνεισφέροντας στην ουσιαστική αύξηση του εκτιμώμενου μεγέθους εγκατεστημένης ισχύς αιολικών πάρκων για το υ-πάρχον αιολικό δυναμικό. Ο συνδυασμός αυτών των παρα-μέτρων εκτιμάται ότι μπορεί να οδηγήσει τελικά σε αύξηση της παραγόμενης ενέργειας κατά 20%-30% ανά περιοχή αιολικού ενδιαφέροντος .
Με βάση τις υπάρχουσες τεχνολογίες, εκτιμάται ένα ‘τε-χνικό εν δυνάμει δυναμικό’ της τάξεως των 30GW εγκατεστη-μένης ισχύος στην ηπειρωτική χώρα. Το δυναμικό αυτό περι-ορίζεται σημαντικά από τα όρια συνωστισμού ή ‘φέρουσας ικανότητας’ των περιοχών υψηλού δυναμικού, εφόσον δεν είναι δυνατή η υπερ-συγκέντρωση εγκαταστάσεων σε ένα τόπο πάνω από κάποιο αποδεκτό όριο . Λαμβάνοντας υπόψη αρκετά αυστηρές παραμέτρους για την επίπτωση του συνωστισμού, καθώς και μη εγκατάστασης σε περιοχές που βρίσκονται υπό περιβαλλοντική προστασία, εκτιμάται ότι η ισχύς Α/Π η οποία μπορεί να εγκατασταθεί στην ηπειρωτική χώρα είναι 10-12GW σε τάξη μεγέθους. Η ισχύς αυτή μπορεί να θεωρηθεί και ως στόχος για την μεσοπρόθεσμη ανάπτυξη της Αιολικής Ενέργειας στο ηπειρωτικό σύστημα.
Στο πλαίσιο βέβαια της σταδιακής απεξάρτησης στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής από τις συμβατικές πηγές ενέρ¬γειας με απώτερο χρονικό ορίζοντα το 2050, περιλαμβάνεται μεταξύ άλλων η διασύνδεση των – έως τώρα – μη διασυνδεδεμένων νησιών της χώρας με το ηπειρωτικό σύστημα.
Η διασύνδεση των νησιών σύμφωνα και με τις τελευταίες σχετικές μελέτες του ΔΕΣΜΗΕ αναμένεται να πραγματοποιηθεί ανά επιμέρους νησιωτικά συμπλέγματα από τα οποία η μεταφορά ισχύος των Α/Π θα πραγματοποιείται με υποβρύχιες και υπόγειες καλωδιακές γραμμές Υψηλής Τάσης και θα καταλήγει στα Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης (ΚΥΤ) του Δια-συνδεδεμένου Συστήματος. Οι διασυνδέσεις αυτές θα προ-σφέρουν ουσιαστικά τη δυνατότητα κάλυψης επενδυτικού ενδιαφέροντος για αιολικά πάρκα της τάξης των 4000MW, το οποίο έχει ήδη εκδηλωθεί λαμβάνοντας υπόψη τις αντίστοιχες αιτήσεις.
Αντίστοιχα για τα θαλάσσια αιολικά πάρκα υπάρχουν ήδη αιτήσεις αδειοδότησης που συνοδεύονται από προτάσεις σύνδεσης με το Διασυνδεδεμένο Σύστημα της τάξης των 3600 MW, ενώ οι αρχικές μελέτες διαπιστώνουν ένα τεχνικό δυνα-μικό της τάξης των 1800MW.
Σύμφωνα με την τελευταία επικαιροποιημένη Μελέτη Α-νάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς (ΜΑΣΜ), ένα μεγάλο ποσοστό από το «εν δυνάμει δυναμικό» που προαναφέρθηκε βρίσκεται ήδη σε προχωρημένο στάδιο επενδυτικού ενδι-αφέροντος έχοντας ήδη προσφορά σύνδεσης από τον ΔΕΣΜΗΕ. Με τα προβλεπόμενα στη ΜΑΣΜ έργα καλύπτονται πλήρως οι ανάγκες για αιολικά μέχρι 8,5GW με αποτέλεσμα την υπερκάλυψη των αναγκών έως το 2020, ενώ η εξέλιξη της τεχνολογίας και η ολοκλήρωση νέων έργων στα δικτύα μετα-φοράς, όπως προαναφέρθηκε, θα αυξήσει μεσο-μακροπρόθεσμα τις δυνατότητες εκμετάλλευσης του αιολικού δυναμικού οδηγώντας σε μεγαλύτερη παραγωγή ενέργειας από τα αιολικά πάρκα.
Θα πρέπει τέλος να επισημανθεί ότι υπάρχει ένας μεγάλος αριθμός εκκρεμούντων Αδειών Παραγωγής (και πολύ μεγαλύτερος Αιτήσεων) τόσο στο ηπειρωτικό όσο και στο Αιγαίο. Το γεγονός αυτό είναι ενδεικτικό του μεγάλου ενδια-φέροντος αλλά και των δυνατοτήτων ανάπτυξης των ΑΠΕ στη χώρα μας
Βιομάζα
Οι εγκαταστάσεις ηλεκτροπαραγωγής και συμπαραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας που χρησιμοποιούν ως καύσιμο προϊόντα βιομάζας μπορούν να αξιοποιήσουν ένα μεγάλο εύρος αγροτικών υπολειμμάτων καθώς και βιομηχανικών υποπροϊόντων που σχετίζονται με την επεξεργασία αγροτικών και δασικών προϊόντων.
Οι αναμενόμενες επενδύσεις βιομάζας αντιστοιχούν σε :
• Μονάδες παραγωγής ηλεκτρισμού με χρήση προϊόντων στερεής βιομάζας
• Μονάδες παραγωγής ηλεκτρισμού με χρήση υγρών οργανικών αποβλήτων
Και στις δύο περιπτώσεις η ταυτόχρονη παραγωγή και χρήση θερμότητας είναι η βέλτιστη επιλογή στο βαθμό που βελτιστοποιεί και το ενεργειακό αλλά και το οικονομικό απο-τέλεσμα των επενδύσεων.
Ο υπολογισμός του δυναμικού της βιομάζας είναι μία σύνθετη διαδικασία εφόσον περιλαμβάνει την συνεκτίμηση ενός μεγάλου αριθμού παραγόντων που σχετίζονται με την αγροτική οικονομία και το περιβάλλον. Για το λόγο αυτό επι-βάλλεται να είναι μία συνεχής διαδικασία που πρέπει να ενημερώνεται συνεχώς. Οι μέχρι τώρα εκτιμήσεις περιλαμ-βάνουν την καταμέτρηση των βιομηχανικών και αγροτικών υπολειμμάτων που μπορούν να χρησιμοποιηθούν για παρα-γωγή ενέργειας από μελλοντικές εγκαταστάσεις οι οποίες βρίσκονται είτε σε υπάρχουσες μονάδες μεταποίησης είτε σε περιοχές συγκέντρωσης δυναμικού από αγροτικές δραστηρι-ότητες.
Για τις ανάγκες της εκτίμησης το «εν δυνάμει» δυναμικό της βιοενέργειας για παραγωγή ηλεκτρισμού διαχωρίζεται:
• Στο δυναμικό των στερεών υπολειμμάτων που μπορούν να αξιοποιηθούν με τεχνολογίες καύ-σης και αεριοποίησης.
• Στο δυναμικό των υγρών οργανικών αποβλήτων που μπορούν να αξιοποιηθούν με τεχνολογίες αναερόβιας χώνευσης.
Στα στερεά υπολείμματα οι μέχρι τώρα υπολογισμοί (Σχήμα 4) καταλήγουν ότι με βάση τα υπάρχοντα δεδομένα διάθεσης και χρήσης στερεής βιομάζας καθώς και την υπάρχουσα βιομηχανική δραστηριότητα (βιομηχανία ξυλείας, ελαιολάδου, βαμβακιού και άλλων αγροτοβιομηχανικών δραστηριοτήτων) το εν δυνάμει δυναμικό μπορεί να υποστηρίξει την λειτουργία σταθμών παραγωγής 400-500MWe ως τάξη μεγέθους. Στους παραπάνω υπολογισμούς περιλαμβάνεται η αξιοποίηση μόνο του εγχώριου δυναμικού.
Όσον αφορά στα υγρά οργανικά υπολείμματα, σύμφωνα με συντηρητικές εκτιμήσεις, στην Ελλάδα παράγονται ετησίως 17.000.000 τόνοι οργανικών αποβλήτων (περιλαμβά¬νονται απόβλητα από εκτροφή βοοειδών, χοίρων, σφαγείων και τυροκομίας) που μπορούν με την διαδικασία της αναερόβιας χώνευσης να παράγουν βιοαέριο ικανό να τροφοδοτήσει μονάδες συμπαραγωγής συνολικής εγκατεστημένης ισχύος τουλάχιστον 300ΜWe. Επισημαίνεται ότι το δυναμικό αυτό μπορεί να αυξηθεί σημαντικά αν αναπτυχθούν οι κατάλληλες εφοδιαστικές αλυσίδες για συλλογή οργανικών αποβλήτων, καθώς και βιώσιμες οικονομικά τεχνολογίες αποκεντρωμένων μονάδων συμπαραγωγής/ηλεκτροπαραγωγής (κυψέλες καυ-σίμου) όπου και θα μπορούσε να υπάρξει εκμετάλλευση το-πικού δυναμικού.
Τέλος στις πιθανές εγκαταστάσεις βιομάζας περιλαμβά-νονται και ενεργειακές μονάδες που αξιοποιούν βιοαέριο από ΧΥΤΑ ή βιολογικούς καθαρισμούς. Σύμφωνα με τις μέχρι τώρα εκτιμήσεις το εν δυνάμει δυναμικό για αυτές τις εγκαταστάσεις είναι της τάξης των 100MWe εγκατεστημένης ισχύος.

Σχήμα 4 Εκτίμηση της κατανομής των πιθανών εγκαταστάσεων για αξιοποίηση στερεής βιομάζας στην Ελλάδα. (Πηγή: Εκτίμηση του Εθνικού δυναμικού Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού & Θερμότητας στην Ελλάδα – ΚΑΠΕ 2007)

Φωτοβολταϊκά
Το κλίμα της χώρας μας κατατάσσει την ηλιακή ενέργεια σε πολύ σημαντικό εγχώριο πόρο ανανεώσιμης ενέργειας. Εγκαταστάσεις Φ/Β συστημάτων μπορούν να αναπτυχθούν στο σύνολο των ελληνικών περιφερειών ενώ οι τεχνικές παράμετροι της εγκατάστασης (κλίση και προσανατολισμός εδάφους, απόσταση από δίκτυα και άλλες υποδομές) επηρεάζουν σημαντικά μεν την αναλυτική διερεύνηση της σκοπιμότητας στο επίπεδο του κάθε έργου, αλλά δεν είναι σημαντικές για τη μακροσκοπική εκτίμηση του διαθέσιμου δυναμικού εφόσον κατάλληλες περιοχές προς εγκατάσταση υπάρχουν παντού.
Οι εγκαταστάσεις Φ/Β μπορούν να διακριθούν ανάλογα με το μέγεθος και το χώρο που εγκαθίστανται σε:
• Μικρές εγκαταστάσεις σε οικίες (στέγες – σκέπαστρα) μεγέθους < 10kWp
• Μικρές και μεσαίες εγκαταστάσεις ( • Μικρές η μεσαίες εγκαταστάσεις σε ζώνες αγροτικής χρήσης σε μεγέθη και κατηγορίες που οι διοικητικές αποφάσεις ορίζουν.
• Μεγάλα πάρκα (χωρίς όριο ισχύος) που εγκαθίστανται σε παντός είδους κατάλληλα γήπεδα.
Η εκτίμηση του δυναμικού για κάθε μία από αυτές τις κα-τηγορίες σχετίζεται ως επί το πλείστον με την εκτίμηση του χώρου που είναι διαθέσιμος για κάθε κατηγορία εγκαταστά-σεων. Για το λόγο αυτό οι σχετικές εκτιμήσεις θα πρέπει να ενημερώνονται συνεχώς τόσο γιατί εμπλουτίζονται τα διαθέ-σιμα πρωτογενή στοιχεία, όσο και διότι προσαρμόζονται συνεχώς οι πολιτικές που σχετίζονται με τη χωροθέτηση και προώθηση των σχετικών έργων.
Με βάση συντηρητικές παραμέτρους μπορεί να αναφερθεί ότι οι δυνατότητες εκμετάλλευσης ισχύος από μεγάλα έργα ηλεκτροπαραγωγής από Φ/Β θα πρέπει υπολογίζεται λαμβάνοντας υπόψη ότι 1 GWp εγκατεστημένων Φ/Β συστη-μάτων αντιστοιχεί σε περίπου 20.000 στρέμματα γης.
Γεωθερμία
Το δυναμικό για την ανάπτυξη έργων ηλεκτροπαραγωγής από Γεωθερμία βασίζεται στη διαθεσιμότητα των φυσικών πόρων σε κάθε περιοχή καθώς και στο επίπεδο της έρευνας που έχει ήδη πραγματοποιηθεί ή είναι αναγκαία να χρηματο-δοτηθεί στο μέλλον. Στο Σχήμα 5 που ακολουθεί, φαίνονται διαγραμματικά οι θέσεις των γεωθερμικών πεδίων που μπορεί να είναι εκμεταλλεύσιμες για παραγωγή ηλεκτρισμού. Ωστόσο, η σχετική έρευνα αναγνώρισης και εκμετάλλευσης του δυναμικού είναι σε διαφορετικό επίπεδο ωρίμανσης για κάθε μια από αυτές τις περιοχές.
Τα υπό εκμετάλλευση πεδία περιλαμβάνουν:
• Πεδία στα οποία η μέχρι τώρα έρευνα εγγυάται ότι οι επενδύσεις μπορούν να προωθηθούν άμεσα, όπου περιλαμβάνονται τα πεδία της Μήλου και της Νισύ¬ρου.
• Πεδία στα οποία η έρευνα μπορεί να ολοκληρωθεί έτσι ώστε οι αναμενόμενες επενδύσεις να προωθηθούν μέσα στην επόμενη δεκαετία όπου περιλαμβάνονται τα περισσότερα υποψήφια πεδία των νήσων του Αιγαίου και της Θράκης
• Πεδία στα οποία υπάρχει ανάγκη αυξημένης έρευνας η εισαγωγής νέων μεθόδων και τεχνολογιών (enhanced geothermal systems- EGS) τα οποία μπορούν να προγραμματιστούν σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα.

Σχήμα 5 Εκτίμηση του γεωθερμικού δυναμικού στην Ελλάδα (Πηγή: ΚΑΠΕ)

Το εκτιμώμενο τεχνικό δυναμικό, το οποίο δύναται να είναι αξιοποιήσιμο σε βραχυπρόθεσμο, μεσοπρόθεσμο και μακροπρόθεσμο ορίζοντα, είναι της τάξης των 2000MWe.
Υδροηλεκτρικά Έργα
H εκτίμηση του δυναμικού για μικρά υδροηλεκτρικά έργα, πραγματοποιείται σε επίπεδο υδρολογικής λεκάνης και υπο-λεκάνης. Η δυνατότητα επιτυχούς ολοκλήρωσης των σχετικών έργων, άρα και ο υπολογισμός του τεχνικού και οικονομικού δυναμικού επηρεάζεται από :
• Τα υδρολογικά και μορφολογικά χαρακτηριστικά κάθε λεκάνης
• Τα απαιτούμενα έργα υποδομών
• Την επιτυχή ικανοποίηση των κριτηρίων που σχετί-ζονται με το περιβάλλον κατά τον σχεδιασμό την κα-τασκευή και λειτουργία των έργων.
Η υδρολογική ανάλυση σε επίπεδο λεκάνης που έχει πραγματοποιηθεί μέχρι τώρα , σε συνδυασμό με τα στοιχεία που προκύπτουν από μετρήσεις δημοσίων οργανισμών αλλά και υποψήφιων επενδυτών δίνει μία σαφή εικόνα για το εν δυνάμει δυναμικό για μικρά υδροηλεκτρικά έργα στο σύνολο της χώρας. Το εκμεταλλεύσιμο δυναμικό βρίσκεται στις λεκάνες της βόρειας Πελοποννήσου, της ζώνης της Πίνδου καθώς και στα βόρεια σύνορα της χώρας.

Το Σχήμα 6 παρουσιάζει την αποτύπωση του υ-πάρχοντος επενδυτικού ενδιαφέροντος και δίνει μία πλήρη εικόνα για την γεωγραφική κατανομή του δυνα-μικού για μικρά υδροηλεκτρικά έργα λαμβάνοντας υπόψη βασικές τεχνικές παραμέτρους όπως υδατική παροχή, ύψος πτώσης κλπ. Με βάση τα παραπάνω εκτιμάται ότι η εκμετάλλευση του δυναμικού μπορεί να οδηγήσει μακροπρόθεσμα σε εγκατάσταση ισχύος της τάξης των 1000-1200MW.
Παράλληλα, με μελέτες που έχουν εκπονηθεί από τη ΔΕΗ Α.Ε. και από επενδυτές το αξιοποιήσιμο τεχνικοοι-κονομικό δυναμικό για ανάπτυξη μεγάλων Υ/Η έργων εκτιμάται ότι είναι της τάξης των 4,5-5GW.

Σχήμα 6 Κατανομή επενδυτικού ενδιαφέροντος για μικρά υδροηλεκτρικά έργα
(Πηγή: ΡΑΕ 2010)

6. Υποθέσεις σχετικά με το δυναμικό για συμπαραγωγή και δίκτυα τηλεθέρμανσης
Προηγούμενες μελέτες για την εκτίμηση του δυναμι-κού της συμπαραγωγής (“Assessment of the National Potential for Combined Heat and Power in Greece”, 2008 και «Εθνική έκθεση βάσει των Άρθρων 6, Παράγραφος 3 και 10, Παράγραφος 2 της Οδηγίας 2004/8/ΕΚ, σχετικά με την προώθηση της συμπαραγωγής ενέργειας βάσει της ζήτησης για χρήσιμη θερμότητα στην εσωτερική αγορά και για την τροποποίηση της Οδηγίας 92/42/ΕΚ», 2011), προβλέπουν σημαντική δυνατότητα διείσδυσης ΣΗΘ, λαμβάνοντας υπόψη τεχνικοοικονομικούς παράγοντες (κόστη, απόδοση, συντελεστής διαθεσιμότητας) της κάθε εφαρμογής, αλλά και τη ζήτηση ωφέλιμης ενέργειας ανά τομέα τελικής κατανάλωσης και χρήση. Συγκεκριμένα, για το έτος 2020 διαφαίνεται η δυνατότητα διείσδυσης σημαντικού αριθμού εγκατα¬στάσεων ΣΗΘΥΑ, αξιοποιώντας ένα σημαντικό μέρος του οικονομικού δυναμικού που έχει εντοπιστεί σε διάφορες χρήσεις και περιοχές. Εξ’ αυτών, περισσότερο από το 85% αφορούν στο βιομηχανικό τομέα, ενώ οι προβλεπόμενες εγκαταστάσεις στον οικιακό και τριτογενή τομέα αφορούν σχεδόν αποκλειστικά σε εγκατα¬στάσεις τηλεθέρμανσης. Οι προβλέψεις δυναμικού διείσδυσης, με βάση την προαναφερθείσα μελέτη, μπορούν να επεκταθούν και για την περίοδο έως το 2050, καθώς αφορούν εφαρμογές σε συγκεκριμένους κλάδους οικονομικής δραστηριότητας.

7. Υποθέσεις σχετικά με τη ζήτηση ενέργειας στους τομείς τελικής κατανάλωσης
Για τη διαμόρφωση των σεναρίων που εξετάζονται στην παρούσα μελέτη, σημαντικός παράγοντας αποτελεί η εξέλιξη και η διαμόρφωση της ζήτησης ενέργειας σε όλους τους τελικούς τομείς χρήσης έως το 2050. Οι βασικές παραδοχές που λαμβάνονται είναι ότι η τελική κατανάλωση στο Σενάριο ΠΕΚ δεν πρόκειται να διαφο-ροποιείται σημαντικά σε σχέση με Σενάριο ΜΕΑΠ, καθώς η κύρια διαφορά των δύο σεναρίων έγκειται στο μίγμα των τεχνολογιών για ηλεκτροπαραγωγή. Επιπλέον, γίνεται η παραδοχή ότι στα δύο αυτά σενάρια υπάρχει ίδια εξέλιξη της ζήτησης ενέργειας στην τελική κατανάλωση, κοινή θεώρηση για τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης σε επιμέρους τομείς και τεχνολογίες, διαθεσιμότητα και διείσδυση τεχνολογιών με τον ίδιο ρυθμό, ενώ λαμβάνονται υπόψη και κοινές παραδοχές για τη συμπεριφορά των τελικών χρηστών που οδηγούν σε εξοικονόμηση ενέργειας.
Διαφορές στην τελική κατανάλωση ενέργειας για τα δύο σενάρια που μπορεί να προκύψουν από τη βελτι-στοποίηση του ενεργειακού συστήματος για το 2050 (όπως περιγράφεται και στην ενότητα III.1) θα αφορούν κυρίως στην επιλογή διαφορετικών τεχνολογιών. Συ-γκεκριμένα, η διαφορά μεταξύ των δύο σεναρίων ως προς την προέλευση της ηλεκτρικής ενέργειας δύναται να οδηγεί, λαμβάνοντας υπόψη οικονομικά και περι-βαλλοντικά κριτήρια, σε επιλογή διαφορετικών τεχνολο-γιών και ενδεχομένως διαφορετικών ποσοτήτων κατα-ναλισκόμενης ενέργειας για την ικανοποίηση της ζήτησης στους τελικούς τομείς.
Αντιθέτως, το Σενάριο ΥΦ, έχει σε γενικές γραμμές μικρότερο ρυθμό εξέλιξης αναφορικά με τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης, τη διείσδυση ενεργειακά απο-δοτικών τεχνολογιών και τη διαμόρφωσης της ζήτησης ενέργειας γενικότερα και αναμένεται να οδηγεί και σε μεγαλύτερες ανάγκες ενέργειας στους τελικούς τομείς.
Παρακάτω παρουσιάζονται οι βασικές παραδοχές που λήφθηκαν ανά τομέα τελικής κατανάλωσης.

Κτιριακός τομέας
Στον κτιριακό τομέα προβλέπεται ότι έως το 2050 ο μέσος ετήσιος ρυθμός κατασκευής νέων κτιρίων θα κυμαίνεται καθ’ όλη της διάρκεια της περίοδου 2020-2050 στο 1% του κτιριακού αποθέματος, ενώ παράλληλα εκτιμάται ότι 1 εκατομμύριο από τα κτίρια που έχουν κατασκευαστεί μέχρι το 1980 θα έχουν αποσυρθεί (κα-τεδαφιστεί).
Παράλληλα, εκτιμάται ότι τα νέα κτίρια θα έχουν σταδιακά μέση θερμική ενεργειακή κατανάλωση έως και 50% μικρότερη από την αντίστοιχη που έχουν τα κτίρια με περίοδο κατασκευής 1980-2010, κυρίως με την ε-φαρμογή κανονιστικών μέτρων αλλά και την υιοθέτηση του ενεργειακού πιστοποιητικού ως παραμέτρου υπο-λογισμού της εμπορικής αξίας των κτιρίων.
Αντίστοιχα προβλέπεται ότι ο μέσος ρυθμός ανακαί-νισης του υπάρχοντος παλαιού κτιριακού αποθέματος (αφορά κτίρια κατασκευής πριν το 1980) θα κυμαίνεται μεταξύ 1% και 2% ετησίως, ενώ τα ανακαινισμένα κτίρια θα έχουν βελτιωμένη ενεργειακή απόδοση κατά περίπου 50%, σε σχέση με τη μέση απόδοση των κτιρίων που έχουν κατασκευαστεί πριν το 1980.
Ταυτόχρονα εκτιμάται ότι η κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στον κτιριακό τομέα, ενώ θα έπρεπε να πα-ρουσιάσει σημαντική αύξηση λόγω του μεγαλύτερου κτιριακού αποθέματος και της αυξημένης χρήσης συ-στημάτων/ συσκευών (συμπεριλαμβάνει την αυξημένη χρήση αντλιών θερμότητας και γενικά μικρών συστημάτων ΑΠΕ), θα συγκρατηθεί λαμβάνοντας υπόψη τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης και την τεχνολογική εξέλιξη των συγκεκριμένων προϊόντων.
Η συνολική ενεργειακή κατανάλωση του κτιριακού τομέα δεν θα παρουσιάσει σημαντική μεταβολή παρά την αύξηση του κτιριακού αποθέματος και της χρήσης συστημάτων/ συσκευών, λόγω της βελτιωμένης ενεργει-ακής συμπεριφοράς των νέων και ανακαινισμένων κτι-ρίων, καθώς και του χρησιμοποιούμενου εξοπλισμού.
Μεταφορές
Στον τομέα των μεταφορών προβλέπεται ότι το με-ταφορικό έργο θα αυξηθεί κατά 25%, όπου όμως λόγω του εξηλεκτρισμού μέρους των οδικών και των σταθερών μέσων, την αύξηση του μεριδίου στο έργο των σταθερών μέσων και τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης των οδικών οχημάτων, η συνολική αύξηση στην τελική κατανάλωση ενέργειας σε σχέση με το 2020 θα κυμανθεί σε αρκετά χαμηλά επίπεδα.
Ειδικότερα προβλέπεται ότι ένα σημαντικό μερίδιο των οδικών μεταφορών θα εξηλεκτριστεί, θα υπάρξει βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης των λοιπών μη ηλεκτρικών οχημάτων, καθώς και αντικατάσταση μέ¬ρους των επιβατικών αλλά και εμπορευματικών οδικών μεταφορών από μέσα σταθερής τροχιάς. Στα μέσα στα-θερής τροχιάς προβλέπεται επίσης διείσδυση της ηλεκ-τροκίνησης κατά 100%, καθώς και αύξηση της συμμε-τοχής τους στη συνολική τελική κατανάλωση ενέργειας. Το συγκεκριμένο ποσοστό αφορά στο σύνολο εμπορευ-ματικών και επιβατικών μετακινήσεων.
Η συμμετοχή των θαλάσσιων και αεροπορικών με-ταφορών δεν προβλέπεται να σημειώσει σημαντικές αυξομειώσεις ως μερίδια στην συνολική κατανάλωση του τομέα. Προβλέπεται επίσης ότι στις αεροπορικές μεταφορές αναμένεται έναρξη χρήσης των βιοκαυσίμων (HVO και BGTL) μετά το 2030. Ωστόσο, καθώς τόσο οι αεροπορικές όσο και οι θαλάσσιες μεταφορές διέπονται από διεθνείς κανονισμούς, τα θέματα αυτά αναμένεται να ρυθμιστούν σε Ευρωπαϊκό ή διεθνές επίπεδο.
Λοιποί τομείς (Βιομηχανία, Αγροτικός)
Στη βιομηχανία προβλέπεται μικρή αύξηση της κα-τανάλωσης ενέργειας, χωρίς αύξηση του μεριδίου συμ-μετοχής της ηλεκτρικής ενέργειας, γεγονός που θα οδη-γήσει και σε αντίστοιχη οριακή αύξηση της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας.
Αντιθέτως στον αγροτικό τομέα προβλέπεται πο-σοστιαία μεγαλύτερη αύξηση της κατανάλωσης ενέργειας, λόγω αύξησης της παραγωγής και αντίστοιχη αύξηση της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας.

8. Υποθέσεις σχετικά με την τεχνολογική πρόοδο
Η τεχνολογική πρόοδος επηρεάζει σημαντικά τόσο την παραγωγή ενέργειας όσο και την τελική κατανάλωση. Ο ρυθμός της προόδου συναρτάται άμεσα και με την τεχνολογική ανάπτυξη σε άλλους συγγενείς κλάδους και τους κανόνες οικονομικού ανταγωνισμού, ειδικότερα δε κατά πόσο γρήγορα μια νέα τεχνολογία διεισδύει στην αγορά.
Όπως παρουσιάζεται και στον ακόλουθο πίνακα το κόστος επένδυσης τεχνολογιών που αφορούν σε συμ-βατικούς σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής (Συνδυασμένος Κύκλος Φυσικού Αερίου, Αεριοστρόβιλος Φυσικού Αε-ρίου και Λιγνιτικός Σταθμός) θεωρείται ότι δεν πρόκειται μελλοντικά να σημειώσει σημαντική μεταβολή, καθώς οι συγκεκριμένες τεχνολογίες είναι πλέον ώριμες, κατέχουν εδώ και πολλά χρόνια μεγάλο μερίδιο στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής και συνεπώς δεν προβλέπεται ότι ο τομέας της έρευνας θα επενδύσει σημαντικά στη βελτί-ωση των συγκεκριμένων τεχνολογιών.
Αντίθετα, όσον αφορά στις ΑΠΕ, αναμένονται ση-μαντικές διαφοροποιήσεις στο κόστος επένδυσης των τεχνολογιών Η/Π, με μειώσεις που κυμαίνονται μεταξύ 30%-75% ανά τεχνολογία κυρίως λόγω προόδου της τεχνολογίας και διείσδυσης στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.
Στον πίνακα που ακολουθεί παρουσιάζεται η εξέλιξη του κόστους επένδυσης των τεχνολογιών. Τα κόστη που προβλέπονται για το 2050 προέρχονται από την έκθεση του IEA “Energy Technology Perspectives 2010 – Scenarios and Strategies to 2050” ενώ τα κόστη για τα ενδιάμεσα έτη από το 2020 έως το 2050 προκύπτουν με γραμμική παρεμβολή.

Πίνακας 1 Κόστος επένδυσης τεχνολογιών Η/Π
Θερμικοί σταθμοί
(€/KW) 2010 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Λιγνιτικός σταθμός 2100 2100
Συνδυασμένος κύκλος Φ.Α. 690 690 665 640 615 590 565 540
Αεριοστρόβιλος Φ.Α. 400 400 400 400 400 400 400 400
Πετρελαϊκός σταθμός 1100
Ολοκληρωμένος συνδυασμένος κύκλος με εξαερωτή (IGCC) 2220 2160 2100 2040 1980 1850
Λιγνιτικός σταθμός με τεχνολογία δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (μετά την καύση) 3340 3220 3100 2980 2860 2700
Λιγνιτικός σταθμός με τεχνολογία δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (καύση με οξειδωτικό αυξημένης περιεκτικότητας σε Ο2) 2930 2840 2750 2660 2570 2450
Σταθμός Φ.Α. με τεχνολογία δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (μετά την καύση) 1070 1080 1090 1100 1110 1100
Σταθμός Φ.Α. με τεχνολογία δέσμευσης και αποθήκευσης CO2 (καύση με οξειδωτικό αυξημένης περιεκτικότητας σε Ο2) 1410 1330 1250 1170 1090 970
ΑΠΕ
(€/KW) 2010 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Μεγάλα Υ/Η 2000 2000 1910 1820 1730 1640 1550 1430
Μικρά Υ/Η 2500 2500 2390 2280 2170 2060 1950 1790
Ανεμογεννήτριες
Διασυνδεδεμένο 1300 1300 1230 1160 1090 1020 950 860
Θαλάσσια πάρκα 2800 2590 2380 2170 1960 1750 1500
Φ/Β 2700 1450 1330 1210 1090 970 850 715
Γεωθερμία 2200 2200 2090 1980 1870 1760 1650 1540
Βιομάζα 3700 3700 3320 2940 2560 2180 1800 1400
Ηλιοθερμικοί σταθμοί 4760 4350 3860 3370 2880 2390 1900 1400

Το κόστος επένδυσης για την παραγωγή βιοκαυσίμων σύμφωνα με τον Διεθνή Οργανισμό Ενέργειας (IEA) θεωρείται ότι θα μειωθεί κατά 35%-45% (ανάλογα με την προέλευση και την παραγωγική διεργασία) έως το 2050.