Σε οριακό σημείο βρίσκεται η ελληνική αγορά Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), καθώς η ασθενής ζήτηση, οι διαφαινόμενες υψηλές περικοπές στην παραγωγή πράσινης ενέργειας, οι επερχόμενες αλλαγές στην προτεραιοποίηση της σύνδεσης στο δίκτυο, καθώς και η έλλειψη ενός σαφούς χρονοδιαγράμματος για τους όρους σύνδεσης, έχουν δημιουργήσει ένα εκρηκτικό σκηνικό με απρόβλεπτες συνέπειες.

Το μεγαλύτερο -δομικού χαρακτήρα- πρόβλημα αφορά στην ασθενή ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια, ενώ συνεχίζεται με ραγδαίο ρυθμό η προσθήκη νέων μονάδων καθαρής ενέργειας στο σύστημα, καθώς και τα κίνητρα αυτοπαραγωγής και εξοικονόμησης ενέργειας. Οι προβλέψεις του ΔΑΠΕΕΠ για την σύνδεση νέων ΑΠΕ στο Σύστημα και το Δίκτυο για το 2024 κάνουν λόγο για 2 GW, περίπου, ενώ πηγές της αγοράς σημειώνουν ότι μέσα στα δύο τελευταία τρίμηνα της φετινής χρονιάς, μόνο από τα ομαδικά έργα, αναμένεται να ενταχθούν περί τα 1,5 GW φωτοβολταϊκοί σταθμοί. Σε λειτουργία σήμερα είναι μονάδες ισχύος 12 GW, ενώ ενεργούς όρους σύνδεσης έχουν έργα ισχύος 15,2 GW περίπου.

Οι προβλέψεις προ τετραετίας ότι η ζήτηση θα ανερχόταν αυτή την περίοδο στις 56 γιγαβατώρες περίπου σε ετήσια βάση (ΕΣΕΚ), αποδείχθηκαν επιεικώς άστοχες, καθώς το 2023 η κατανάλωση διαμορφώθηκε στις 49,5 TWh, μειωμένη κατά 1 TWh έναντι του 2022. Γίνεται ασφαλώς αντιληπτό ότι η μείωση της ζήτησης σε σχέση με τις προβλέψεις δεν έγινε μέσα σε μια νύχτα, αλλά συντελείται τα τελευταία έτη. Προφανώς η πανδημία και η ρωσο-ουκρανική κρίση δεν θα ήταν δυνατόν να προβλεφθούν, αλλά ως αποτέλεσμα η μειωμένη ζήτηση τα προηγούμενα έτη θα έπρεπε ήδη από το 2022 να κρούσει τον κώδωνα του κινδύνου στους αρμόδιους.

Η ζήτηση εκτός του ευρύτερου οικονομικού κλίματος, έχει εποχική μεταβλητότητα και ωριαία μεταβολή, άρα εύλογα θα έπρεπε να αναρωτηθούν οι αρμόδιοι κατά την διάρκεια του σχεδιασμού αλλά και κατά την υλοποίηση του, πως είναι η καταναλωτική συμπεριφορά, πως θα παράγουν οι ΑΠΕ που θέλουν άμεσα να εγκατασταθούν, πως θα φτάσουμε να εξυπηρετούμε πραγματικά ή όσο το δυνατόν βέλτιστα το 50% της ζήτησης με ΑΠΕ, τι κίνητρα πρέπει να δοθούν στον καταναλωτή για να καταναλώνει τις ώρες που έχουμε υψηλή παραγωγή ΑΠΕ και με ιδιαίτερα χαμηλό κόστος και ποιος είναι ο λόγος διατήρησης του νυχτερινού τιμολογίου ενώ το παραγωγικό μοντέλο που σχεδιάστηκε και εφαρμόζεται είναι σε αντίθετη κατεύθυνση.

Αντί αυτών, το ΥΠΕΝ συζητά να αυξήσει το ποσοστό των περικοπών στην παραγωγή πράσινης ενέργειας από 28% σήμερα στα επίπεδα του 40 – 45% και στην πράξη να υποχρεώσει τους επενδυτές να βάλουν μπαταρίες. Το καθεστώς που θα ορίζει τις περικοπές έγχυσης σε μόνιμη βάση, όπως επίσης και την κατηγοριοποίηση των έργων θα προκύψουν μετά την παράδοση του σχετικού πορίσματος της Ομάδας Διοίκησης Έργου που έχει συσταθεί και αποτελείται από στελέχη μέλη του ΥΠΕΝ, του ΑΔΜΗΕ, του ΔΕΔΔΗΕ, του ΔΑΠΕΕΠ, και του Χρηματιστηρίου Ενέργειας. Το πόρισμα θα είναι έτοιμο ως τον ερχόμενο Σεπτέμβριο και είναι πιθανό στο πόρισμα να προβλέπεται μηχανισμός αποζημιώσεων για τις περικοπές που θα γίνουν στο μεταβατικό διάστημα.

Τελικά το πόσες ΑΠΕ ή το πόσες μπαταρίες θα χρειαστούν, δεν είναι μονοδιάστατο ερώτημα που αφορά μόνο την περίσσεια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, κατά συνέπεια και τις περικοπές, αλλά και τι καταναλώσεις θέλουμε να εξυπηρετήσουμε. Είναι άξιο απορίας γιατί ακόμα δεν μπαίνει στον δημόσιο διάλογο το πως θα επιτευχθεί η προσαρμογή της ζήτησης όχι σε επίπεδο demand response αλλά ως καταναλωτική συμπεριφορά. Μην ξεχνάμε ότι η πολιτική κατεύθυνση, στην οποία όλοι συμφωνούν, είναι η μεγιστοποίηση του ποσοστού ενέργειας που θα παράγεται από ΑΠΕ, άρα στη βάση αυτού του στόχου ο τρόπος κατανάλωσης έχει μεγάλη σημασία.

Εκτός απροόπτου, το πρόβλημα των περικοπών αναμένεται να ενταθεί σημαντικά τα έτη 2024 – 2025. Το 2023 απορρίφθηκαν από το σύστημα 228 γιγαβατώρες (GWh) με περικοπές και 23,5 GWh σε επίπεδο προημερήσιας αγοράς, ενώ στο πρώτο φετινό χειμερινό δίμηνο έγιναν περικοπές 14 ωρών, ενώ εκτός προημερήσιας αγοράς βγήκαν περίπου 19 GWh.

Από τον Απρίλιο και μέχρι τις αρχές του καλοκαιριού περίπου, οι περικοπές θα αυξηθούν κατακόρυφα, καθώς και με τις κανονικές για την εποχή καιρικές συνθήκες και ώρες ηλιοφάνειας, θα αυξηθεί η παραγωγή των φωτοβολταϊκών, ενώ η μέση ωριαία ζήτηση αναμένεται να υποχωρήσει κοντά στις 5,5 GWh την ημέρα, από τουλάχιστον 6,5 GWh αυτή την περίοδο του χρόνου. Ένας συνδυασμός παραγόντων μπορεί να οδηγήσει μέσα στο δίμηνο Απριλίου – Μαΐου σε συχνές περικοπές 1 – 2 TWh περίπου σε ωριαία βάση τις μεσημεριανές ώρες, οδηγώντας σε εκτροχιασμό τον επιχειρησιακό σχεδιασμό των παραγωγών ΑΠΕ.

Όπως επισημαίνουν πηγές της αγοράς, ο σχεδιασμός για την προσαρμογή/μεταφορά της ζήτησης προς τις ώρες της ημέρας με υψηλή παραγωγή ενέργειας από ΑΠΕ (11:00 – 15:00) πρέπει έπρεπε ήδη να έχει αποτελέσει απόλυτη προτεραιότητα, ώστε να επωφεληθούν από τις χαμηλές τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας που υπάρχουν εκείνες τις χώρες οι καταναλωτές και ταυτόχρονα να περιοριστούν οι περικοπές στην παραγωγή των ΑΠΕ και να ενισχυθεί η αποδοτικότητα/οικονομικότητα του εγχώριου συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας.

Αυτό σημαίνει ότι πρέπει να υπάρξει άμεσα ένα πλέγμα από κίνητρα και σημαντικού εύρους προωθητική καμπάνια, ώστε να επιτευχθεί η σταδιακή προσαρμογή του καταναλωτικού μοντέλου στο μοντέλο παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Ουσιαστικά, να υπάρχουν χαμηλότερες τιμές τη συγκεκριμένη περίοδο της ημέρας έναντι των υπόλοιπων ωρών, ώστε οι καταναλωτές να έχουν συμφέρον να μεταφέρουν τμήμα της κατανάλωσής τους. Είναι αυταπόδεικτο ότι σε συνθήκες υψηλής διείσδυσης ΑΠΕ, που είναι το ζητούμενο και επιθυμητό από όλους, πρέπει παράλληλα να εκτελείται η κάθε δυνατή προσπάθεια για βελτιστοποίηση και προσαρμογή της ζήτησης στον τρόπο που παράγεται ενέργεια.

Σημειώνεται ότι το πρόβλημα της ασθενούς ζήτησης θα επιδεινωθεί με την «αφαίρεση» καταναλώσεων που θα εξυπηρετούνται από τα περίπου 2 GW σταθμών ΑΠΕ, που αφορά από το πρόγραμμα «Απόλλων» και τις διμερείς συμβάσεις προμήθειας PPAs για τους αγρότες και τη βιομηχανία, ενώ θα πρέπει να συνυπολογιστούν οι επιπτώσεις από την αύξηση της αυτοπαραγωγής (net metering) και τα προγράμματα εξοικονόμησης ενέργειας.

Από την άλλη πλευρά, η λειτουργία των συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σε μπαταρίες και του αντλησιοταμιευτικού έργου της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή στην Αμφιλοχία, θα προσθέσει μέσα στη διετία 2026 – 2027 εγκατεστημένη ισχύ περί τα 1,7 GW, επίπεδο στο οποίο θα συμβάλουν εν μέρει στην αντιμετώπιση του ζητήματος των υψηλών περικοπών, αλλά θα είναι μικρό σε σχέση με την αντίστοιχη αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος νέων ΑΠΕ. Τα νέα μεγάλα έργα ηλεκτρικών διασυνδέσεων χρειάζονται αρκετά χρόνια για να κατασκευαστούν και θα πρέπει η ανταγωνιστικότητα στο κόστος της ενέργειας να καταστήσει σε μεγάλο βαθμό εξαγωγική την κατεύθυνση της ενέργειας. Σε ό,τι αφορά δε την παραγωγή «πράσινου» υδρογόνου, που απορροφά μεγάλες ποσότητες ηλεκτρικής ενέργειας, έχει επίσης μακρύ δρόμο μέχρι τουλάχιστον να ανέλθει σε επίπεδα που θα μπορεί να συμβάλει στην κάλυψη του μεγάλου χάσματος που υπάρχει στην προσφορά και τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα μας.

Προτεραιότητες, όροι σύνδεσης και PPAs

Ζητούμενο από την πλευρά των επενδυτών είναι να υπάρχει ορατότητα σχετικά με την πορεία της ζήτησης, προτεραιοποίηση στις περικοπές, να μην υπάρξουν διακρίσεις στα έργα της Υψηλής και της Μέσης Τάσης, καθώς και η άμεση ενεργοποίηση όλων των Διαχειριστών στην κατεύθυνση των μέτρων που ήδη έχει λάβει ο ΑΔΜΗΕ. Αυτά όμως δεν είναι το μόνο ζήτημα που απασχολεί την αγορά.

Η επικείμενη αλλαγή στην προτεραιότητα σύνδεσης των έργων ΑΠΕ στο δίκτυο, προκαλεί νευρικότητα και εντάσεις στην αγορά. Το ΥΠΕΝ σχεδιάζει με τροπολογία που θα κατατεθεί άμεσα στη Βουλή, να δώσει απόλυτη προτεραιότητα στα έργα ΑΠΕ από τα οποία θα προέρχεται η ηλεκτρική ενέργεια που θα περιλαμβάνεται στις διμερείς συμβάσεις προμήθειας (PPAs) για τους αγρότες και τη βιομηχανία, σε μία προσπάθεια να εξασφαλίσει την προσφορά ρεύματος σε προσιτές τιμές για μακροχρόνια διάρκεια.

Αν και από την πλευρά της βιομηχανίας, αλλά και των αγροτών, εκφράζονται επιφυλάξεις (έως και απόρριψη) για τους όρους αυτών των συμβάσεων, αντιδράσεις υπάρχουν και από τους επενδυτές που θεωρούν ότι ενδεχομένως θα θιγούν από το εν λόγω μέτρο. Όπως επισημαίνεται, πρέπει να υπάρχουν αντικειμενικά κριτήρια για την πρόσβαση στο δίκτυο, καθώς, σε διαφορετική περίπτωση, μπορεί να σχηματιστεί η άποψη ότι η Ελλάδα δεν είναι μια χώρα όπου διασφαλίζεται η ίση μεταχείριση όλων των επενδυτών.

Από την πλευρά των επενδυτών τίθεται επίσης επιτακτικά η ανάγκη να ξεκαθαριστεί από την κυβέρνηση και τους Διαχειριστές το «ασαφές τοπίο» σε ό,τι αφορά τους όρους σύνδεσης. Σύμφωνα με πηγές της αγοράς, η αβεβαιότητα που επικρατεί, καθώς δεν υπάρχει ένα σαφές χρονοδιάγραμμα για τους όρους σύνδεσης των έργων, έχει οδηγήσει σε στασιμότητα τις διαπραγματεύσεις (με τους ενδιαφερόμενους αγοραστές off – takers).

Είναι ενδεικτικό απ’ αυτή την άποψη, ότι υπάρχουν έργα και στις δύο πρώτες κατηγορίες (Α και Β) της Υπουργικής Απόφασης του Αυγούστου 2022, που είναι σε αναμονή για τους όρους σύνδεσης και οι συμφωνίες δεν μπορούν να προχωρήσουν μολονότι εκδηλώνεται ισχυρό ενδιαφέρον για PPAs. Αν και η πτώση της χονδρικής τιμής του ρεύματος δημιουργεί «δεύτερες σκέψεις» σε μερίδα, τουλάχιστον, των ενδιαφερόμενων αγοραστών, υπογραμμίζεται από τις ίδιες πηγές ότι δεν υπάρχει πρόβλημα σε ό,τι αφορά τις τιμές των εν λόγω διμερών συμβάσεων.

Το τελευταίο 12μηνο έχουν υπογραφεί συμβάσεις ισχύος 1 GW περίπου. Το ξεκαθάρισμα της εικόνας σε ό,τι αφορά τους όρους σύνδεσης εκτιμάται ότι θα δώσει σημαντική ώθηση στην ανάπτυξη της αγοράς PPAs, καθώς πέρα από τις συγκυριακές μεταβολές και διακυμάνσεις των τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας, αναγνωρίζεται ότι θα παίξουν κομβικό ρόλο στη διαχείριση του ενεργειακού κόστους σε μακροχρόνια βάση, προσφέροντας προβλεψιμότητα για μια σημαντική μεταβλητή που σε ορισμένες περιπτώσεις υπερβαίνει και το 20-25% του λειτουργικού κόστους των επιχειρήσεων σε ετήσια βάση.