Από την Ιωάννα Κωσταδήμα
Παρά τα πλεονεκτήματα των μεγάλων καθετοποιημένων ομίλων και οι μικροί παραγωγοί μπορούν να μείνουν στο προσκήνιο της ελληνικής αγοράς πράσινης ενέργειας, αν εντάξουν στο στρατηγικό τους πλάνο την αποθήκευση, ανέφερε ο Πρόεδρος του ΣΠΕΦ, Δρ. Στέλιος Λουμάκης μιλώντας στο powergame.gr. Ωστόσο, ως αντίβαρο φαίνεται πως λειτουργεί το γεγονός ότι το υψηλό της κόστος την καθιστά υπό προϋποθέσεις «απαγορευτική». Στο τέλος της ημέρας, όπως τονίζει εδώ και καιρό ο κ. Λουμάκης, η ανάπτυξη της αγοράς ΑΠΕ συνδέεται με τη ζήτηση στην εγχώρια αγορά και τις δυνατότητες κερδοφόρων εξαγωγών ρεύματος.
Όπως σημειώνει, η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ οφείλει εν γένει να μην προπορεύεται της αποθήκευσης, κάτι που δεν περιλαμβάνεται στον απαιτούμενο βαθμό στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) για το 2030. Η διείσδυση αυτή αναμένεται μεν να δώσει ώθηση σε οικονομικά επωφελέστερες εξαγωγές, υπό την επιφύλαξη δε ότι οι χονδρεμπορικές τιμές δεν θα υποχωρήσουν ακόμη επιθετικότερα, υποχρεώνοντας τις εξαγωγές να λαμβάνουν χώρα και πάλι σε χαμηλότερες του αναγκαίου τιμές.
Η χαμηλή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας και οι εξαγωγές
Ειδικότερα, αν λάβουμε ως δεδομένο το γεγονός ότι το μεγάλο πρόβλημα των ελληνικών ΑΠΕ είναι η χαμηλή ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας και οι εξαγωγές εμφανίζονται ως «από μηχανής θεός» ο Δρ. Στέλιος Λουμάκης σημειώνει πως «οι εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας συνιστούν αναμφισβήτητα εξωστρεφή και φιλόδοξη πολιτική εθνικής και ενεργειακής ανεξαρτησίας». Ωστόσο, αυτό που επισημαίνει είναι πως οι οικονομικοί όροι υπό τους οποίους διεξάγονται, διαδραματίζουν κρίσιμο ρόλο στη μεσομακροπρόθεσμη βιωσιμότητα και ωφέλεια των πολιτικών αυτών καθώς και των επενδύσεων που τις υποστηρίζουν.
Για να κατανοήσουμε τις προκλήσεις βαθύτερα ο κ. Λουμάκης μας παραθέτει ένα παράδειγμα σχετικά με το τι συνέβη το 2023. Σύμφωνα με δημοσιευμένη προ 2μήνου μελέτη μας οι καταγραφείσες καθαρές εξαγωγές της περιόδου Ιαν – Οκτ 2023 από το διασυνδεδεμένο σύστημα απέφεραν μεσοσταθμικό έσοδο στα 98.4 ευρώ/MWh, το οποίο και δεν κάλυψε τα θεμελιώδη κόστη της ηλεκτροπαραγωγής της περιόδου εκείνης, αφού το κόστος της θερμικής παραγωγής ήταν άνω των 150 ευρώ/MWh και των ΑΠΕ στα 122 ευρώ/MWh. «Το ότι το ΕΤΜΕΑΡ παρότι αποτελεί κόστος ρεύματος, σύμφωνα και με νομολογία του ΣτΕ, εντούτοις δεν τυγχάνει ενσωματωμένο στη χονδρική οπότε και δεν το πληρώνουν οι εξαγωγές, το Merit-Order-Effect δηλαδή ο κανιβαλισμός των χονδρεμπορικών τιμών του ρεύματος μέσω της μηδενικής λογιστικής τιμολόγησης των ΑΠΕ που λειτουργούν υπό σχήματα FIT (Feed-in Tariff), FIP (Feed-in Premium) αλλά και CfDs (Contracts for Difference) προσεχώς, καθώς και η ανάκτηση υπολειπόμενου κόστους παραγωγής από συμβατικές πηγές σε ώρες εκτός κορύφωσης της προσφοράς ενέργειας και συνεπώς εκτός περιόδου εξαγωγών, ερμηνεύουν σε μεγάλο βαθμό το φαινόμενο των χαμηλότερων του αναγκαίου εσόδων των εξαγωγών», αναφέρει. Και συμπληρώνει πως η τυχόν υιοθέτηση μηχανισμών ισχύος για την ενίσχυση των συμβατικών πηγών εκτός της προημερήσιας αγοράς αναμένεται να επιτείνει το πρόβλημα. Σε κάθε περίπτωση το υπολειπόμενο κόστος της ηλεκτροπαραγωγής που εξήχθη και δεν ανακτήθηκε, γεγονός που επιβαρύνει την εσωτερική αγορά. «Δηλαδή επιδοτούμε τις γειτονικές χώρες που κάνουμε τις εξαγωγές αυτές», σημειώνει.
Η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ με κατεύθυνση το 2030 αναμένεται να μειώσει περαιτέρω τα κόστη ηλεκτροπαραγωγής, οπότε και να δώσει ώθηση σε οικονομικά επωφελέστερες εξαγωγές, υπό την επιφύλαξη, ωστόσο, ότι οι χονδρεμπορικές τιμές δεν θα υποχωρήσουν ακόμη επιθετικότερα, υποχρεώνοντας τις εξαγωγές να λαμβάνουν χώρα και πάλι σε χαμηλότερες του αναγκαίου τιμές. Η αναντιστοιχία πραγματικού κόστους ηλεκτροπαραγωγής και τιμών στις χονδρεμπορικές αγορές και ιδίως στις ΑΠΕ συνιστά Ευρωπαϊκή ρυθμιστική πρόκληση και όχι μόνο ελληνική και που οφείλει να διευθετηθεί. Επίσης μη ξεχνάμε πως ΑΠΕ δεν αναπτύσσουμε μόνο εμείς αλλά και οι γείτονες μας.
Πόσες ΑΠΕ χωράει η Ελλάδα
Σε δεύτερο επίπεδο θέτει μία σημαντική παράμετρο που πρέπει να βαδίζει παράλληλα με την διείσδυση των ΑΠΕ. «Η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ οφείλει εν γένει να μην προπορεύεται της αναγκαίας αποθήκευσης, κάτι που δεν φαίνεται να συμβαίνει στον απαιτούμενο βαθμό στο ΕΣΕΚ για το 2030, όπου 23 GW αιολικών και φωτοβολταϊκών σχεδιάζεται «επιθετικά» να λειτουργούν με μόλις 5.3 GW αποθήκευσης και για ζήτηση ισχύος που κατά την εκτίμηση μας ίσως να μην ξεπερνά σε συστηματική βάση στον πραγματικό χρόνο τα 10-12 GW. Ενδεικτικά σήμερα κινείται στα 6-9 GW και είναι χαμηλότερη από πριν 15 χρόνια, λόγω των προγραμμάτων εξοικονόμησης αλλά και αυτοπαραγωγής που στο μεταξύ έτρεξαν», αναφέρει ο κ. Λουμάκης.
Περαιτέρω, τα εν λειτουργία σήμερα έργα ΑΠΕ (~12 GW) μαζί με τους εκδοθέντες όρους σύνδεσης (~15 GW) υπερβαίνουν τα 27 GW και αν κανείς προσθέσει τα 2 GW οικιακών Φ/Β συστημάτων που έχουν εξαγγελθεί, τα 2 GW υπεράκτιων αιολικών, τα 3.8 GW μεγάλων υδροηλεκτρικών αλλά και όσων ακόμη έργων (~42 GW) βρίσκονται σε «ουρά» αναμονής στους διαχειριστές για όρους σύνδεσης, φαίνεται πως θα ξεπεράσουμε ίσως και τα 35 GW, όταν ο στόχος του ΕΣΕΚ για όλα αυτά μαζί είναι 27.3 GW. Η εξέλιξη αυτή υπερβαίνει κατά πολύ την εγχώρια ζήτηση για ηλεκτρισμό και σε όρους ενέργειας, αφού δύναται να παράγει περί τις 70 TWh όταν σήμερα καταναλώνουμε 52 TWh και το μέγεθος αυτό δεν έχει αυξηθεί τα τελευταία 15 χρόνια. Με βάση αυτά τα δεδομένα θα μπορούσαμε να είχαμε το 2030 όπως δηλώνει πλήρη και τέλεια αποθήκευση οπότε και να ξεπερνάμε τον σκόπελο του ανισοζυγίου ισχύος. Ωστόσο, και σε αυτή την περίπτωση παραμένει ανοιχτό το πώς θα μπορούσαμε να διαθέσουμε την ενέργεια αυτή. Οπότε δεν θα απομένει άλλη λύση από τις περικοπές στα επιλέξιμα προς τούτο έργα σύμφωνα με την Ευρωπαϊκή (άρθρο 12 του Κανονισμού 943/2019) και την εναρμονισμένη Ελληνική (άρθρο 9, ν. 3468) νομοθεσία που από το 2019 ισχύει και θα πρέπει οι επενδυτές να λαμβάνουν υπόψη στους σχεδιασμούς τους.
Τα φιλόδοξα σχέδια και οι καθετοποιημένοι παίκτες
Μέσα σε όλο αυτό το υπό διαμόρφωση ενεργειακό ελληνικό, εγχώριο τοπίο ρόλο έχουν και οι καθετοποιημένοι παίκτες. «Όμιλοι με καθετοποίηση, δηλαδή ισορροπημένη παρουσία στην παραγωγή αλλά και την λιανική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι παρασάγγας ασφαλέστεροι, αφού δύνανται να αντλούν κερδοφορία από τη λιανική ακόμη και όταν η παραγωγή καθίσταται ζημιογόνος λόγω περικοπών ή/και μηδενικών/αρνητικών (προσεχώς) τιμών. Αυτό δεν σημαίνει ωστόσο πως μια τέτοια κατάσταση θα είναι και επ’ ωφελεία της οικονομίας και των καταναλωτών», σχολιάζει ο κ. Λουμάκης.
Με άλλα λόγια το διακύβευμα δεν είναι να υλοποιήσουν οι όμιλοι αυτό καθ’ αυτό τα φιλόδοξα σχέδια, αλλά να το κάνουν μέχρι το σημείο που ωφελεί την οικονομία, αποφεύγοντας υπερβολές και σπατάλη οικονομικών πόρων που εν τέλει θα την πληρώσουν οι καταναλωτές. « Η πρόσφατη κρίση του φυσικού αερίου μας δίδαξε με τον γλαφυρότερο ίσως τρόπο, πως καθετοποιημένοι όμιλοι στην ενέργεια, ακόμη και όταν το κόστος παραγωγής τους εκτοξεύεται οπότε και αναμένεται φυσιολογικά περιορισμός της κερδοφορίας τους, εντούτοις παρήγαγαν αδόκητα υπερκέρδη, οπότε και η Πολιτεία αναγκάστηκε με έκτακτες εισφορές και πλαφόν να τα περικόψει, ώστε να προστατευθεί ο καταναλωτής που θα τα πλήρωνε», αναφέρει.
Οι μικροί παραγωγοί και ο ρόλος της αποθήκευσης
Η νέα διαχωριστική γραμμή για το ποιοι χωράνε και ποιοι όχι, έχει να κάνει με την ύπαρξη καθετοποίησης και όχι μονοδιάστατα μεγέθους, αναφέρει. Τα πρώτα «θύματα» των περικοπών παραγωγής ή/και των μηδενικών χονδρεμπορικών τιμών, που ήδη από πέρυσι σε ώρες αναντιστοιχίας παραγωγής-ζήτησης ξεκίνησαν, είναι όσοι παραγωγοί έχουν μονάδες ονομαστικής ισχύος άνω των 400 kW με ηλέκτριση μετά τις 4/7/19, οπότε και δεν έχουν προτεραιότητα έγχυσης. Όσο μεγαλύτερες από το όριο αυτό μονάδες διαθέτει κάποιος παίκτης χωρίς να συνδυάζει δική του λιανική, ώστε να δύναται να αντλήσει την ελλείπουσα κερδοφορία από εκεί, τόσο μεγαλύτερο κίνδυνο αναλαμβάνει.
Σε ότι αφορά τώρα τους μικρότερους παραγωγούς με πάρκα ονομαστικής ισχύος έως 400 kW θεωρεί πως θα συνεχίσουν απ’ ότι φαίνεται να υπάρχουν, τουλάχιστον μέχρι το πέρας των συμβάσεων τους, αφού η Ευρωπαϊκή νομοθεσία τους προστατεύει με προτεραιότητα έγχυσης και επιπλέον αυτοί μαζί και με όλα τα έργα ΑΠΕ με ηλέκτριση πριν τις 4/7/19 που ανεξαρτήτως μεγέθους έχουν επίσης προτεραιότητα, δεν αθροίζουν παραπάνω από 6.2 GW, οπότε «χωράνε» στη ζήτηση. Αυτό βέβαια δεν διασφαλίζει πως θα μπορέσουν και να επεκταθούν περαιτέρω.
«Μοναδικός ίσως τρόπος για τους μη καθετοποιημένους και μικρούς παίκτες ώστε να αναλάβουν ρόλο και να συνεχίσουν και στα νέα έργα ΑΠΕ, θα ήταν η προσθήκη αποθήκευσης. Το υψηλό της κόστος, ωστόσο, την καθιστά απαγορευτική για όσους δεν έχουν λιανική δική τους ώστε να καλύψουν το κόστος της», καταλήγει ο Δρ. Στέλιος Λουμάκης.
