Στον δημόσιο διάλογο για την ανταγωνιστική αγορά ηλεκτρισμού επανέρχεται συχνά το επιχείρημα ότι, επειδή η χονδρεμπορική τιμή (Market Clearing Price – MCP) καθορίζεται από την ακριβότερη μονάδα που απαιτείται για την κάλυψη της ζήτησης, τα φωτοβολταϊκά και γενικότερα οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας «πληρώνονται ακριβά». Η προσέγγιση αυτή είναι ελλιπής, γιατί εστιάζει αποκλειστικά στην τιμή και παραβλέπει τον πιο καθοριστικό παράγοντα των εσόδων: τον όγκο ενέργειας που τελικά εκκαθαρίζεται και αμείβεται.
Σε μια ανταγωνιστική αγορά ηλεκτρισμού, το έσοδο ενός παραγωγού δεν ισούται με την τιμή της αγοράς, αλλά με το γινόμενο τιμή × αμειβόμενη ενέργεια (MWh). Συνεπώς, το γεγονός ότι σε ορισμένες ώρες εμφανίζονται υψηλές MCP δεν σημαίνει ότι τα φωτοβολταϊκά πώλησαν τον κύριο όγκο της παραγωγής τους σε αυτές τις τιμές. Το κρίσιμο ερώτημα είναι πόση ενέργεια φωτοβολταϊκών πράγματι εισήλθε στην αγορά και σε ποιες τιμές αυτή εκκαθαρίστηκε.
Για τον λόγο αυτό, από αναλυτική σκοπιά αγοράς, η ορθή μετρική δεν είναι ο απλός χρονικός μέσος όρος των τιμών, αλλά η σταθμισμένη μέση τιμή με βάση την παραγωγή (production-weighted average), γνωστή και ως capture price. Οι τιμές της αγοράς δεν έχουν όλες το ίδιο βάρος: μια ώρα με υψηλή MCP αλλά πολύ μικρό όγκο φωτοβολταϊκής παραγωγής επηρεάζει ελάχιστα τα συνολικά έσοδα, ενώ μια ώρα με χαμηλή MCP και υψηλή παραγωγή έχει δυσανάλογα μεγάλη επίδραση. Ουσιαστικά, κάθε τιμή «ζυγίζεται» με τις MWh που πράγματι παρήγαγε και εκκαθάρισε το φωτοβολταϊκό σύστημα εκείνη την ώρα.
Αυτό είναι ιδιαίτερα κρίσιμο για τα φωτοβολταϊκά, διότι η παραγωγή τους συγκεντρώνεται χρονικά στις ώρες της ημέρας όπου η υψηλή ηλιακή διείσδυση συμπιέζει τις τιμές μέσω του merit-order effect και του φαινομένου cannibalisation. Έτσι, οι χαμηλές τιμές δεν αποτελούν εξαίρεση αλλά δομικό χαρακτηριστικό των ωρών μέγιστης Φ/Β παραγωγής, και επειδή συμπίπτουν με τον μεγαλύτερο όγκο MWh, καθορίζουν σε μεγάλο βαθμό τη σταθμισμένη μέση τιμή που τελικά «πιάνει» η τεχνολογία.
Τα στοιχεία της περιόδου Οκτωβρίου 2025 έως Ιανουαρίου 2026 το αποτυπώνουν καθαρά στη πιο πάνω ανάλυση. Η μεσοσταθμική MCP στις ώρες παραγωγής φωτοβολταϊκών, υπολογισμένη με βάρη την πραγματική παραγωγή ανά 30λεπτο, ανέρχεται σε 124,8 €/MWh, με μηνιαίες τιμές περίπου 111,5 €/MWh τον Οκτώβριο, 111,6 €/MWh τον Νοέμβριο, 127,4 €/MWh τον Δεκέμβριο και 147,1 €/MWh τον Ιανουάριο. Οι τιμές αυτές διαφέρουν αισθητά από τους απλούς χρονικούς μέσους όρους MCP που συχνά προβάλλονται στον δημόσιο λόγο, ακριβώς επειδή αποτυπώνουν τις τιμές στις οποίες αντιστοιχεί ο πραγματικός όγκος παραγωγής των φωτοβολταϊκών.
Πέραν όμως της τιμής, καθοριστικό ρόλο στην οικονομική εικόνα των φωτοβολταϊκών διαδραματίζουν οι περικοπές. Όταν μέρος της δυνητικής παραγωγής περικόπτεται για λόγους περιορισμών του συστήματος και δεν οδηγείται σε εκκαθάριση ή αμοιβή, οι αντίστοιχες MWh απλώς δεν συμμετέχουν ούτε στα έσοδα ούτε στον υπολογισμό της σταθμισμένης τιμής. Έτσι, το έργο δεν υφίσταται μόνο χαμηλότερη τιμή, αλλά μικρότερο αμειβόμενο όγκο ενέργειας. Υπό αυτές τις συνθήκες, ακόμη και υψηλές τιμές σε €/MWh σε μεμονωμένες ώρες δεν είναι βέβαιο ότι επαρκούν για να αντισταθμίσουν την απώλεια εσόδων που προκύπτει από τη μείωση του αμειβόμενου όγκου ενέργειας.
Το ζήτημα αυτό συνδέεται άμεσα με τον τρόπο που ερμηνεύεται το LCOE (Levelized Cost of Energy – Σταθμισμένο Κόστος Ενέργειας) των φωτοβολταϊκών. Το LCOE εκφράζει το μέσο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας σε όλη τη διάρκεια ζωής ενός έργου και υπολογίζεται ως ο λόγος του συνολικού προεξοφλημένου κόστους (κεφαλαιουχικές και λειτουργικές δαπάνες) προς τη συνολική προεξοφλημένη ενέργεια που αναμένεται να παραχθεί. Βασίζεται, όμως, στην παραδοχή ότι η προβλεπόμενη παραγωγή μπορεί να παραχθεί και να αξιοποιηθεί. Αν στην πράξη σημαντικό μέρος της δυνητικής παραγωγής δεν αμείβεται λόγω περικοπών, τότε το ίδιο κόστος πρέπει να ανακτηθεί από μικρότερο αριθμό αμειβόμενων MWh, αυξάνοντας το λεγόμενο effective ή realised LCOE.
Σε περιβάλλον επίμονων και υψηλών περικοπών χωρίς αντίστοιχη αποζημίωση, το effective LCOE μπορεί να αυξηθεί πολύ σημαντικά σε σχέση με την αρχική θεωρητική εκτίμηση, ακόμη και να προσεγγίσει τάξη μεγέθους διπλάσιο. Υπό αυτές τις συνθήκες, ακόμη και τιμές που εκ πρώτης όψεως φαίνονται «υψηλές» σε €/MWh ενδέχεται να μην επαρκούν για να στηρίξουν το επιχειρηματικό μοντέλο ενός φωτοβολταϊκού πάρκου.
Τέλος, πρέπει να ληφθεί υπόψη ότι η τιμή MCP αποτελεί χονδρεμπορική τιμή αναφοράς και δεν ταυτίζεται με το καθαρό έσοδο του παραγωγού. Η πλειονότητα των έργων ΑΠΕ συμμετέχει στην αγορά μέσω φορέων εκπροσώπησης (aggregators), οι οποίοι αναλαμβάνουν την πρόβλεψη παραγωγής, την εκπροσώπηση στην αγορά και τη διαχείριση αποκλίσεων. Οι χρεώσεις αυτές αποτυπώνονται συνήθως ως ποσοστό επί της MCP.
Ενδεικτικά, με βάση τα αποτελέσματα της ανάλυσης, η σταθμισμένη MCP στις ώρες παραγωγής φωτοβολταϊκών για την εξεταζόμενη περίοδο (βλέπετε εικόνα) ανέρχεται σε 124,8 €/MWh. Μια συνολική επιβάρυνση εκπροσώπησης και εξισορρόπησης της τάξης του 15%–20% αντιστοιχεί σε περίπου 18,7–25,0 €/MWh. Κατά συνέπεια, το καθαρό έσοδο του παραγωγού διαμορφώνεται περίπου μεταξύ 100 και 106 €/MWh, πριν ακόμη ληφθεί υπόψη οποιαδήποτε απώλεια ενέργειας λόγω περικοπών.
Με άλλα λόγια, ο παραγωγός δεν πληρώνεται τη σταθμισμένη MCP που «γράφει» η αγορά, αλλά ένα καθαρό ποσό, αφού αφαιρεθούν οι χρεώσεις συμμετοχής μέσω aggregator και αφού ληφθεί υπόψη ο πραγματικός όγκος ενέργειας που τελικά εκκαθαρίστηκε και αμείφθηκε.
Συνεπώς, η ουσία της συζήτησης δεν βρίσκεται στο αν η αγορά εμφανίζει κατά διαστήματα υψηλές τιμές, αλλά στο αν και πόση ενέργεια φωτοβολταϊκών πράγματι πληρώνεται σε αυτές τις τιμές. Χωρίς επαρκή όγκο αμειβόμενης ενέργειας και ιδίως σε περιβάλλον υψηλών περικοπών η τιμή σε €/MWh από μόνη της δεν αποτελεί επαρκή δείκτη για τη συνολική οικονομική εικόνα ενός φωτοβολταϊκού έργου, καθώς η βιωσιμότητα εξαρτάται από τα συνολικά έσοδα που προκύπτουν από την εκκαθαρισμένη ενέργεια.
