Ανησυχία έχουν προκαλέσει στους επενδυτές που δραστηριοποιούνται στην αγορά των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) τα σενάρια που φέρουν το Yπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ) να προωθεί ρύθμιση για μεγάλες περικοπές στην ηλεκτρική ενέργεια που εγχέουν στα δίκτυα οι μονάδες ΑΠΕ, στο πλαίσιο του σχεδιασμού για την αύξηση του διαθέσιμου ηλεκτρικού χώρου και την ομαλή προσαρμογή του ενεργειακού συστήματος στην καθαρή ενέργεια.

Η ρύθμιση που επεξεργάζεται ο ΥΠΕΝ, Θεόδωρος Σκυλακάκης, θα προβλέπει οριζόντιες περικοπές έως 40%-45% στην ενέργεια που θα διαθέτουν τα νέα έργα ΑΠΕ, σε συνδυασμό με την υποχρεωτική εγκατάσταση μπαταρίας για την αποθήκευση της περίσσειας ενέργειας. Προς το παρόν δεν υπάρχει τελική απόφαση για το ύψος των περικοπών και ενδεχομένως τα μεγέθη που έχουν κυκλοφορήσει να έχουν τον χαρακτήρα «τροχιοδεικτικών βολών» για να μετρήσουν τις αντιδράσεις της αγοράς.

Από αυτήν την άποψη, το ΥΠΕΝ κατάφερε να «παγώσει» τους επενδυτές που δραστηριοποιούνται στον κλάδο, αν και όλοι αναμένουν τις επίσημες ανακοινώσεις, πριν βγάλουν οριστικά συμπεράσματα, με την ελπίδα ότι θα επικρατήσουν «ορθολογικές επιλογές». Πηγή της αγοράς που μίλησε στο powergame.gr έκανε λόγο για «δυσάρεστη έκπληξη» και «δυσμενή εξέλιξη», που αποτελεί μια ένδειξη παγίωσης των προβλημάτων σύνδεσης στο δίκτυο για τα έργα ΑΠΕ. Ο συνδυασμός των υψηλών περικοπών με τα τρέχοντα υψηλά επιτόκια τραπεζικού δανεισμού και τη συμφόρηση στα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας είναι ένα «πολύ μεγάλο πρόβλημα», που δημιουργεί τεράστια εμπόδια στα νέα έργα, σημείωσε.

Όπως έλεγε η ίδια πηγή, με την εσωτερική απόδοση (Internal Rate of Return – IRR) των επενδύσεων να κινείται στην περιοχή του 10% περίπου, η εφαρμογή αυτού του μέτρου θα οδηγήσει την απόδοση στην περιοχή του 7% με 8%. Συνυπολογίζοντας ένα κόστος δανεισμού στο 6% με 7% περίπου, καθίσταται σαφές ότι «κανείς δεν θα αποφασίσει να βάλει τα λεφτά του» στις ΑΠΕ.

Επιπλέον, συμπλήρωσε, με τον διαχωρισμό των έργων σε παλαιά και νέα (όσα ηλεκτρίστηκαν προ και μετά τον Ιούλιο του 2019), δημιουργούνται δύο κατηγορίες έργων και ευνοούνται υπέρμετρα τα παλαιότερα έργα, στα οποία σε μεγάλο βαθμό έχουν αποσβεστεί τα επενδυτικά κόστη.

Σημειώνεται ότι, σύμφωνα με όσα προβλέπει ο Ν.4951 του 2022 και η σχετική Υπουργική Απόφαση, στα νέα φωτοβολταϊκά πάρκα που λαμβάνουν όρους σύνδεσης από τον ΑΔΜΗΕ εφαρμόζεται οριζόντια μείωση 20% στην ισχύ τους (π.χ. για έργο με αιτούμενη ισχύ 2 GW εγκρίνεται ισχύς 1,6 GW), ενώ μπήκε «ταβάνι» στο 72% για την ισχύ που επιτρέπεται να εγχέουν στο δίκτυο και για την οποία έλαβαν όρους σύνδεσης (73% για τα έργα που συνδέονται στον ΔΕΔΔΗΕ).

Η υποχρεωτική εγκατάσταση μπαταρίας είναι ένας ακόμη παράγοντας που ανησυχεί την αγορά, καθώς αυξάνει γεωμετρικά το κόστος της επένδυσης. Όπως έλεγε στο powergame.gr στέλεχος του κλάδου, η υποχρέωση για τοποθέτηση μπαταρίας «δημιουργεί εκ των προτέρων κόστη που μπορεί να οδηγήσουν σε λανθασμένες αποφάσεις».

Η εγκατάσταση μπαταρίας είναι επιχειρηματική απόφαση και δεν θα πρέπει να επιβάλλεται με ρυθμιστικό τρόπο, προσέθετε η ίδια πηγή, δηλαδή με άλλα λόγια η μπαταρία πρέπει να είναι τμήμα της λειτουργίας του έργου και όχι τμήμα της αδειοδοτικής διαδικασίας. Σημειώνεται επίσης ότι μέχρι σήμερα δεν υπάρχει νομικό πλαίσιο για την αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας, δηλαδή στους κώδικες της αγοράς δεν υπάρχουν προβλέψεις για τη λειτουργία αυτών των μονάδων.

Πολλοί επενδυτές που έχουν έργα με προσφορές σύνδεσης και εγκεκριμένους περιβαλλοντικούς όρους (ΑΕΠΟ) κινδυνεύουν να μείνουν με χαρτιά χωρίς αξία. Αυτοί που θα ευνοηθούν περισσότερο είναι οι μεγάλοι «παίκτες» της αγοράς. Ορισμένοι επενδυτές, βλέποντας τις τάσεις που τείνουν να κυριαρχήσουν τα επόμενα χρόνια, επέλεξαν να ρευστοποιήσουν τις θέσεις τους, ενώ άλλοι προχωρούν σε εξαγορές στο εξωτερικό, καθώς και σε συμμαχίες και συγχωνεύσεις, ώστε να δημιουργήσουν οικονομίες κλίμακας και να επιτύχουν καλύτερους όρους δανεισμού,

Επιβολή τέλους στα μικρότερα έργα ΑΠΕ

Ένα από τα σενάρια που εξετάζει το ΥΠΕΝ προβλέπει την επιβολή τέλους σε όλα τα νέα πάρκα που συνδέονται στη Μέση Τάση, τα οποία θα κληθούν να πληρώνουν ένα ποσό σε ευρώ ανά μεγαβατώρα. Στη Μέση Τάση είναι σήμερα συνδεδεμένα έργα ΑΠΕ ισχύος 6,5 GW, στα οποία για τεχνικούς λόγους δεν μπορεί να εφαρμοστεί οριζόντια περικοπή στην ενέργεια που εγχέουν στο δίκτυο.

Όπως επισημαίνει στο powergame.gr πηγή της αγοράς, αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι ο ΔΕΔΔΗΕ (που διαχειρίζεται τα δίκτυα της Μέσης όπως και της Χαμηλής Τάσης), σε αντίθεση με τον ΑΔΜΗΕ (που διαχειρίζεται την Υψηλή Τάση), δεν έχει δημιουργήσει σύστημα τηλεποπτείας των σταθμών που είναι συνδεδεμένοι. Έτσι, λοιπόν, από αυτές τις μονάδες θα καταβάλλεται αποζημίωση για την περικοπτόμενη ενέργεια που δεν αποδόθηκε στο σύστημα και τα σχετικά ποσά θα πηγαίνουν στον ΑΔΜΗΕ.

Σύμφωνα με την ίδια πηγή, μια πιθανή εξέλιξη είναι οι Φορείς Σωρευτικής Εκπροσώπησης των σταθμών ΑΠΕ (ΦοΣΕ ΑΠΕ) να αναλάβουν έναν νέο ρόλο. Οι ΦοΣΕ, οι οποίοι εκπροσωπούν χαρτοφυλάκια ΑΠΕ στις αγορές ενέργειας, θα κληθούν να διασυνδεθούν με τα εν λόγω πάρκα και να έχουν τον ρόλο του διαχειριστή, ώστε όταν λαμβάνουν σχετικές εντολές από τον ΔΕΔΔΗΕ να προχωρούν σε περικοπές στην παραγωγή. Επιπλέον, εξετάζεται το ενδεχόμενο όσοι παραγωγοί ΑΠΕ συνδεθούν με τους ΦοΣΕ να απαλλαγούν από το ειδικό τέλος.

Ωστόσο, υπάρχουν αρκετές τεχνικές προκλήσεις στο εν λόγω εγχείρημα, καθώς σήμερα δεν υφίστανται συμβάσεις για διαχείριση πάρκων από τους ΦΟΣΕ, η σχετική διαδικασία θα είναι αρκετά χρονοβόρα και οι παραγωγοί θα πρέπει να πληρώσουν το κόστος της υπηρεσίας. Ερώτημα αποτελεί το σε πόσο χρονικό διάστημα θα συνδεθούν τα εν λόγω πάρκα, τα οποία σημειώνεται ότι έχουν διαφορετικό εξοπλισμό, ενώ επισημαίνεται ότι οι περικοπές απαιτούν την τοποθέτηση ειδικού εξοπλισμού (controller με κόστος 1.000-1.500 ευρώ), κάτι που δεν έχει κάνει σχεδόν κανένας παραγωγός.

Συμφόρηση στο σύστημα

Η εγκατεστημένη ισχύς των μονάδων ΑΠΕ στη χώρα ανέρχεται σε 11,5 γιγαβάτ (GW) περίπου, ενώ η ισχύς των έργων που έχουν λάβει Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης (ΟΠΣ) διαμορφώνεται στα 15,5 GW, με τη μεγάλη πλειονότητα εξ αυτών να έχει γίνει τα τρία τελευταία χρόνια. Την ίδια ώρα, τα αιτήματα που έχουν υποβληθεί μόνο τον ΑΔΜΗΕ για τη σύνδεση νέων έργων ξεπερνούν τα 40 GW, ενώ έχουν εκδοθεί βεβαιώσεις παραγωγού για έργα άνω των 120 GW. Τα υφιστάμενα μαζί με τα έργα που έχουν λάβει ΟΠΣ καλύπτουν τον στόχο που θέτει το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) έως το 2030, ενώ θα πρέπει να συνυπολογιστεί και ισχύς 2 GW που θα προέλθει από τα υπεράκτια αιολικά πάρκα.

Η οριζόντια περικοπή έως 45% της παραγωγής «πράσινης» ενέργειας είναι ένα από τα πλέον δραστικά μέτρα που θα έχει λάβει το ΥΠΕΝ, στην προσπάθεια να αποδεσμεύσει ηλεκτρικό χώρο και να αποτρέψει μια απότομη και ανεξέλεγκτη έκρηξη της «φούσκας» που έχει δημιουργηθεί στην αγορά. Οι περικοπές στην παραγωγή ενέργειας από ΑΠΕ δεν είναι μόνο ένα εθνικό φαινόμενο. Ο Διεθνής Οργανισμός Ενέργειας (ΙΕΑ) στην τελευταία έκθεσή του (Renewables 2023), αναφερόμενος στην ευρωπαϊκή αγορά, τονίζει ότι αν και οι ηλεκτρικές διασυνδέσεις στην Ευρωπαϊκή Ένωση βοηθούν στην ενσωμάτωση των φωτοβολταϊκών συστημάτων και των αιολικών πάρκων, η συμφόρηση στα δίκτυα θα θέσει αξιοσημείωτες προκλήσεις και θα οδηγήσει σε αυξημένες περικοπές σε πολλές χώρες, καθώς η επέκταση των δικτύων δεν εναρμονίζεται με την επιταχυνόμενη εγκατάσταση νέων μονάδων ΑΠΕ.

Η είσοδος νέων έργων σταδιακά στην αγορά θα οξύνει το πρόβλημα της συμφόρησης. Όπως αναφέρει πηγή της αγοράς στο powergame.gr, μία από τις λύσεις θα μπορούσε να περιλαμβάνει την τοποθέτηση μπαταριών πίσω από τον μετρητή σε υφιστάμενα έργα ΑΠΕ, αλλά είναι μια διαδικασία που απαιτεί τουλάχιστον 8 μήνες και δεν αρκεί από μόνη της. Πρώτον, θα μπορούσαν να βάλουν μπαταρία όσα έργα είναι στη λίστα των περικοπών ενέργειας.

Το δεύτερο μέτρο είναι εκ των πραγμάτων οι περικοπές στην παραγωγή ενέργειας, καθώς ειδικά τη θερινή περίοδο παρατηρούνται σοβαρά προβλήματα συμφόρησης, όπως για παράδειγμα στα δίκτυα Υψηλής Τάσης, όπου το ρεύμα δεν «βρίσκει» καταναλώσεις σε μεγάλο τμήμα της χώρας για να αδειάσουν οι γραμμές.

Η σύναψη ιδιωτικών συμφωνιών αγοραπωλησίας ενέργειας (PPA) είναι μια τρίτη επιλογή, με περιορισμένες δυνατότητες, καθώς δεν προβλέπεται μια μεγάλη αύξηση στη ζήτηση ρεύματος από τους μεγάλους ενεργοβόρους καταναλωτές, ενώ δεν είναι εύκολη υπόθεση η σύναψη σύμβαση με μια εταιρεία προμήθειας ρεύματος, καθώς, ειδικά αυτές που ανήκουν σε καθετοποιημένους ομίλους, έχουν δικά τους έργα ΑΠΕ σε αναμονή.

Η απευθείας συμμετοχή στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι μία ακόμα επιλογή, όσο τουλάχιστον οι εγχώριες τιμές παραμένουν από τις υψηλότερες στην Ευρώπη, κοντά στα επίπεδα των 100 ευρώ/μεγαβατώρα. Όμως καμία τράπεζα δεν πρόκειται να αναλάβει το ρίσκο και να δανειοδοτήσει ένα ανάλογο έργο, καθώς κανείς δεν γνωρίζει σε ποια επίπεδα θα είναι οι τιμές τα επόμενα χρόνια και υπάρχει ο κίνδυνος μεγάλης ζημίας. Οι τράπεζες επιλέγουν να χρηματοδοτούν κατά προτεραιότητα τα έργα με σταθερές μακροχρόνιες ροές εσόδων.

Οι κίνδυνοι για την αγορά

Ο εγχώριος κλάδος ΑΠΕ εισέρχεται σε μια νέα εποχή με διακριτικά χαρακτηριστικά την επιβράδυνση του ρυθμού ανάπτυξης, καθώς, όπως εκτιμά πηγή της αγοράς, «θα βλέπουμε να γίνονται νέα έργα, αλλά πιο δύσκολα». Τα συσσωρευμένα λάθη των περασμένων ετών και η καθυστερημένη αντίδραση των αρμόδιων Αρχών έχουν δημιουργήσει ένα εκρηκτικό τοπίο με πολλές αβεβαιότητες.

Η ελεγχόμενη αναδιάρθρωση και η ομαλή προσγείωση της αγοράς είναι ένας ευσεβής πόθος, αλλά όχι το μόνο πιθανό αποτέλεσμα. Αν η κρίση επεκταθεί στον ενεργειακό τομέα, τότε θα υπάρξουν αλυσιδωτές συνέπειες σε όλο το φάσμα της οικονομίας, με απρόβλεπτες και μακροχρόνιες συνέπειες. Οι επίσημες διαβεβαιώσεις δεν αρκούν: η οικονομική και επιχειρηματική ιστορία είναι γεμάτη με «θωρακισμένες« οικονομίες που πτώχευσαν και με εταιρείες «πολύ μεγάλες για να αποτύχουν» που κατέρρευσαν μέσα σε μία νύχτα.

Η εποχή της πολιτικής των σχεδόν μηδενικών επιτοκίων που ακολούθησαν οι μεγάλες κεντρικές τράπεζες στο παρελθόν δεν φαίνεται ότι θα επιστρέψει ξανά και η νέα κανονικότητα θα φέρει (στο καλό σενάριο) επιτόκια στην περιοχή του 2% με 4% (μαζί με το επιπλέον spread, το ύψος του οποίου ποικίλλει ανάλογα με την πιστοληπτική ικανότητα κάθε εταιρείας). Η σύναψη νέου δανεισμού ή η αναχρηματοδότηση των υφιστάμενων δανείων θα είναι μια δύσκολη υπόθεση και για λίγους.