Η Ελλάδα θέλει να γίνει ενεργειακός κόμβος και να παίξει ρόλο στις ενεργειακές εξελίξεις της Ευρώπης, αλλά για να γίνει αυτό θα πρέπει να προηγηθεί κατάθεση απόψεων και διάλογος. Μέσα από τις σελίδες του Ecotec κάναμε την αρχή για αυτόν το διάλογο μιλώντας με έναν άνθρωπο εξαιρετικά έμπειρο σε θέματα ενέργειας: τον πρόεδρο του Συνδέσμου Παραγωγών Ενέργειας με Φωτοβολταϊκά δρ. Στέλιο Λουμάκη.
Συνέντευξη στον Μιχάλη Σταθακόπουλο:
– Ποιες είναι οι απόψεις για την υφιστάμενη κατάσταση στα φωτοβολταϊκά; Βαδίζουμε σταθερά προς την απολιγνιτοποίηση;
Για να βάλουμε τα πράγματα στη σωστή τους βάση, θα προτιμούσα καταρχήν να μιλάμε για απανθρακοποίηση, δηλαδή απαλλαγή του ηλεκτρικού μας συστήματος και από το φυσικό αέριο κάποια στιγμή στο μέλλον, αφού το εν λόγω καύσιμο –πέρα από ρυπογόνο– είναι εισαγόμενο και μάλιστα στη βάση όχι ώριμων χρηματιστηριακά αγορών.
Σε κάθε περίπτωση, η πορεία προς την απεξάρτηση από τον άνθρακα δεν μπορεί να συντελεστεί με συνθήματα ή γηπεδικούς όρους του πόσα GW σκοράρισε η κάθε χώρα σε ΑΠΕ ανά έτος. Τέτοιες ρητορικές δεν εξυπηρετούν την πράσινη μετάβαση και τη βιωσιμότητα των επενδύσεων. Για την απανθρακοποίηση λοιπόν, πέραν της ισόρροπης ανάπτυξης των ανανεώσιμων τεχνολογιών απαιτείται ανάπτυξη υποδομών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας σε ευρεία κλίμακα, την οποία ωστόσο η αντλησιοταμίευση και οι μπαταρίες δεν φαίνεται πως μπορούν –επί του παρόντος τουλάχιστον– να καλύψουν.
Γι’ αυτό και διεθνώς έχει ανοίξει η συζήτηση για την παραγωγή πράσινου υδρογόνου και εν συνεχεία συνθετικών από αυτό καυσίμων, ούτως ώστε να επιλυθούν ταυτόχρονα μια σειρά από προβλήματα όπως είναι η αποθήκευση του ηλεκτρισμού από ανανεώσιμες πηγές και ο μαζικός εξηλεκτρισμός των μεταφορών, χωρίς να απαιτηθεί η βίαιη αλλαγή της τεχνολογίας των οχημάτων, χωρίς γιγαντιαίες επενδύσεις στο ηλεκτρικό δίκτυο τις οποίες απαιτούν οι σημερινοί φορτιστές και χωρίς να διασαλευθεί εν γένει η αυτονομία και αυτάρκεια των μεταφορών.
Σε κάθε περίπτωση, η ενεργειακή ασφάλεια των καταναλωτών και της οικονομίας και το βιώσιμο και στιβαρό επενδυτικό περιβάλλον για τους επενδυτές – παραγωγούς αποτελούν ικανές και αναγκαίες συνθήκες για να πάμε παρακάτω.
-Ποια προβλήματα υπάρχουν σήμερα που επιζητούν λύση;
Όπως φαντάζομαι θα έχετε αντιληφθεί, έχουμε ήδη εισέλθει στη ζώνη των προκλήσεων. Κινούμενοι τα τελευταία χρόνια στην ανάπτυξη ΑΠΕ σε ρυθμούς πέρα απ’ όσο μας επιτρέπει το ισοζύγιο ισχύος στο σύστημα, και χωρίς η υλοποίηση μονάδων αποθήκευσης να ακολουθεί στον απαιτούμενο βαθμό, ήδη βιώνουμε περικοπές παραγωγής σε επιλέξιμες ανανεώσιμες μονάδες σύμφωνα με το άρθρο 9 του ν. 3468.
Εν συντομία, σύμφωνα με το εν λόγω άρθρο και σε συνάφεια με τη σχετική ευρωπαϊκή οδηγία 943/2019, προτεραιότητα έγχυσης έχουν οι μονάδες που είχαν προτεραιότητα και λειτουργούσαν πριν τις 5 Ιουλίου 2019, που είναι η ημερομηνία έκδοσης της σχετικής ευρωπαϊκής οδηγίας, καθώς και οι μονάδες ΑΠΕ εγκατεστημένης ισχύος μέχρι 400 kW που συνδέθηκαν από την ημερομηνία αυτή και μετά.
Με τον τρόπο αυτό, σωστά η ΕΕ έχει αποκλείσει αναδρομικότητες, ενώ έχει απλώσει ένα δίχτυ προστασίας και για τα μετά τις 5 Ιουλίου 2019 μικρά έργα ΑΠΕ ισχύος έως 400 kW, ώστε να προστατευτεί ο πλουραλισμός στις ανανεώσιμες πηγές.
Επιπλέον, σύμφωνα με το άρθρο 5 παράγραφος 10 του νόμου 4414/2016, σταθμοί με σύμβαση ενίσχυσης διαφορικής προσαύξησης (αφορά έργα ΑΠΕ εγκατεστημένης ισχύος άνω των 400 kW) συμπεριλαμβάνονται στη ρύθμιση για μηδενική συνολική αποζημίωσή τους ανά εγχεόμενη MWh, για τις περιπτώσεις που η τιμή εκκαθάρισης της χονδρεμπορικής αγοράς είναι μηδενική διαδοχικά για πάνω από 2 ώρες.
Η ρύθμιση αυτή είναι ανεξάρτητη από τις περιπτώσεις περικοπών που περιγράψαμε παραπάνω, εμφανίζεται εν γένει όταν υπάρχει περίσσεια ενέργειας στο σύστημα, και πρακτικά ισοδυναμεί με περικοπή έγχυσης. Σημειώνεται πως στο ελληνικό –και πολύ περισσότερο στο ευρωπαϊκό– σύστημα εμφανίζονται συστηματικά τα Σαββατοκύριακα τέτοιες καταστάσεις.
–Θα μπορούσαν να αποτελέσουν οι εξαγωγές λύση για την περίσσεια ενέργειας;
Σε ό,τι αφορά τις εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας, τις οποίες θα μπορούσε να προβάλει κάποιος ως λύση, ώστε να διοχετεύει η χώρα μας την ανανεώσιμη ενέργεια σε φάσεις του πραγματικού χρόνου υπερπαραγωγής της, οι τιμές στις οποίες θα γίνονταν οι εξαγωγές με τα υπάρχοντα ιστορικά δεδομένα εκτιμώνται στο πλείστο των περιπτώσεων ιδιαιτέρως χαμηλές, ίσως και πέριξ του μηδενός. Κι αυτό διότι όταν υπάρχει σε εμάς υπερπαραγωγή, συνήθως υπάρχει και στις γειτονικές χώρες που επενδύουν εξίσου στις ΑΠΕ.
Οπότε, σε περιπτώσεις πολύ χαμηλών αλλά πάντως μη μηδενικών θετικών τιμών, και επειδή οι εξαγωγές δεν πληρώνουν Ειδικό Τέλος Μείωσης Εκπομπών Αερίων Ρύπων (ΕΤΜΕΑΡ), τίθεται αυτομάτως το ζήτημα της αποζημίωσης των παραγωγών (τουλάχιστον όσων απολαμβάνουν τιμών αναφοράς) για την παραχθείσα αυτή ενέργεια από τους εθνικούς πόρους του ειδικού λογαριασμού για τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΕΛΑΠΕ).
Έτσι όμως δημιουργείται η στρέβλωση ότι οι Έλληνες καταναλωτές να χρειάζεται να πληρώνουν μέρος του κόστους του εξαγόμενου ρεύματος που θα καταναλώνουν οι γειτονικές μας χώρες. Απαιτείται λοιπόν εδώ κάποια τροποποίηση του ρυθμιστικού πλαισίου σε ευρωπαϊκό επίπεδο, ώστε στις όποιες εξαγωγές γίνονται να εισπράττεται τουλάχιστον το πλήρες κόστος του ρεύματος και όχι μόνο το οριακό.
-Είναι έτοιμη η ελληνική αγορά να υποστηρίξει τους επενδυτές να προχωρήσουν τα νέα έργα και ποιες είναι οι προτάσεις του ΣΠΕΦ για να βελτιωθεί η υφιστάμενη κατάσταση;
Το στοίχημα του μετριασμού των περικοπών της παραγόμενης από τα νέα και επιλέξιμα προς τούτο έργα ΑΠΕ επαφίεται πρωτίστως στην ανάπτυξη της αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και μάλιστα όχι μόνο σε όρους ισχύος απορρόφησης αλλά και σε όρους χωρητικότητας.
Ας σημειωθεί εδώ πως τα προγράμματα εξοικονόμησης, ενεργειακής απόδοσης αλλά και αυτοπαραγωγής έχουν αρχίσει να συρρικνώνουν σε σημαντικά διψήφια ποσοστά την εναπομένουσα κατανάλωση, και μόνο η ηλεκτροκίνηση είναι αυτή που αναμένεται, επί του παρόντος τουλάχιστον, να τονώσει τη ζήτηση.
Σύμφωνα με το νέο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) που μιλά για 28 GW εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ το 2030, ως αναγκαία για την σταθερότητα του συστήματος προδιαγράφονται περίπου 8 GW υποδομών αποθήκευσης (5,6 GW μέσω μπαταριών και 2,5 GW μέσω αντλησιοταμίευσης), ούτως ώστε οι περικοπές ενέργειας στις επιλέξιμες προς τούτο μονάδες ΑΠΕ να παραμείνουν –όπως εικάζουμε– κάτω του 5% σε ετήσια βάση.
Αν και σε επίπεδο αδειοδότησης μονάδων αποθήκευσης από τη ΡΑΕ βρισκόμαστε ήδη στα 25 GW, εκ των οποίων τα 20 GW αφορούν συσσωρευτές με μέση χωρητικότητα 2 ωρών, γενικός μηχανισμός λειτουργικής ή άλλης ενίσχυσης των έργων αυτών ώστε να καταστούν υλοποιήσιμα δεν υφίσταται, παρά μόνο τρεις μειοδοτικοί διαγωνισμοί για συνολικά μόλις 1.000 MW συσσωρευτών. Και χρονικός ορίζοντας να λειτουργήσουν τα έργα αυτά είναι το τέλος του 2025, αθροιζόμενα με έργα αντλησιοταμίευσης 1,4 GW, αφενός της ΔΕΗ που λειτουργούν ήδη (0,7 GW σε Σφηκιά και Θησαυρό) και αφετέρου της ΤΕΡΝΑ που τελούν υπό κατασκευή (0,7 GW στην Αμφιλοχία).
– Δεν είναι πάντως αρκετά αυτά τα έργα…
Τα έργα αποθήκευσης αυτά είναι δυστυχώς ελάχιστα ως προς το τι θα ήταν επαρκές για τους ρυθμούς ανάπτυξης ΑΠΕ με τους οποίους ήδη τρέχουμε. Εν συντομία, για ζήτηση ηλεκτρικής ισχύος στον πραγματικό χρόνο που δεν υπερβαίνει τα 6 – 9 GW στην ηπειρωτική χώρα και στα διασυνδεδεμένα με αυτή νησιά, η παραγωγική δυναμικότητα έχει ως εξής:
– 11 GW από εν λειτουργία έργα ΑΠΕ.
– 3,5 GW από μεγάλους υδροηλεκτρικούς σταθμούς.
– 14 GW από ώριμα και προς άμεση υλοποίηση έργα, βάσει των οριστικών προσφορών σύνδεσης που έχουν εκδοθεί.
– 15 GW βάσει όσων προσφορών σύνδεσης αναμένεται να εκδοθούν από τον ΑΔΜΗΕ δυνάμει της ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/7063/374.
Η παραπάνω παραγωγική δυναμικότητα οδηγεί την προσφορά ισχύος σε μεγέθη άνω των 35GW.
Το μέγεθος αυτό είναι κατά πολύ μεγαλύτερο και πολύ νωρίτερα από τον στόχο του υπό αναθεώρηση ΕΣΕΚ για το 2030 περί 28 GW ΑΠΕ, και μάλιστα με μηδαμινές –όπως προαναφέρθηκε– υποδομές αποθήκευσης, αφού το 2026 αναμένεται να έχουμε εν λειτουργία μόλις 2,4 GW μονάδων με βάση τους εξαγγελθέντες σήμερα διαγωνισμούς.
Στα ανωτέρω πρέπει να προστεθούν και τα επιπλέον 2 GW του οικιακού προγράμματος για φωτοβολταϊκά στη στέγη, που προσθέτουν παραγωγή στο δίκτυο ή κατοπτρικά αφαιρούν ζήτηση.
Ας σημειωθεί, τέλος, πως ακόμη και υπό συνθήκες τέλειας αποθήκευσης, αναμένεται να υπάρξει πρόβλημα και σε επίπεδο ενέργειας, αφού έργα ΑΠΕ 35 GW μπορούν να παράγουν ετησίως 65-70 TWh ηλεκτρικής ενέργειας, όταν η ζήτηση στη χώρα μας είναι μόλις 52 TWh και τα τελευταία 15 χρόνια δεν αυξάνεται.
Συνεπώς, στην παρούσα φάση, και αν δεν είναι ήδη αργά, νομίζω δεν υφίσταται άλλη λύση από το να σταματήσει και ο ΑΔΜΗΕ να δέχεται νέες αιτήσεις όρων σύνδεσης αποσυνδεδεμένα από την τελική ζήτηση ηλεκτρικής ισχύος στο σύστημα.
Σύμφωνα με την ευρωπαϊκή Οδηγία 943/2019, μάλιστα, ο διαχειριστής του συστήματος μεταφοράς οφείλει να λαμβάνει τα κατάλληλα μέτρα σχετικά με το δίκτυο και την αγορά, προκειμένου να ελαχιστοποιούνται οι περικοπές ενέργειας που παράγεται από ΑΠΕ. Το στοιχείο αυτό, ωστόσο, δεν φαίνεται να συνάδει με τη μονοδιάστατη πολιτική του να εκδίδονται όροι σύνδεσης συνολικά πολλαπλάσιοι από την ενεργό ζήτηση ισχύος και στη βάση μόνο του επενδυτικού ενδιαφέροντος, τη στιγμή μάλιστα που το άρθρο 5, παρ. 20, του ν. 4951/2022 προσφέρει δυνατότητα αναστολής νέων αιτήσεων.
– Τι γίνεται με τις ενεργειακές κοινότητες, την αυτοπαραγωγή, το virtual net metering και τα φωτοβολταϊκά για τις στέγες επιχειρήσεων και βιομηχανιών;
To net-metering είναι ένα χρήσιμο εργαλείο μείωσης του κόστους της ενέργειας για τους καταναλωτές, αλλά έχει σαφή όρια για το σύστημα. Οπωσδήποτε δεν ταυτίζεται με την αυτοπαραγωγή κάποιου που παράγει στον πραγματικό χρόνο όσο χρειάζεται και το ιδιοκαταναλώνει.
Στο net-metering ο παραγωγός ιδιοκαταναλώνει συνήθως το 30% της παραγωγής στον πραγματικό χρόνο, και το υπόλοιπο 70% εγχέεται ως πλεόνασμα στο δίκτυο, για να το απορροφήσει κάποια άλλη στιγμή που δεν έχει παραγωγή και ενδεχομένως και σε διαφορετική τοποθεσία –αν μιλάμε για virtual net-metering μέσω ενεργειακής κοινότητας.
Αν λοιπόν εγκαθιστούσαν όλοι από ένα σύστημα net-metering, αφενός δεν θα υπήρχε η ανάλογη ζήτηση για να απορροφηθεί στον πραγματικό χρόνο τα μεσημέρια το πλεόνασμά τους και αφετέρου η διαφορά τιμής στη χονδρική μεταξύ μεσημεριανού ρεύματος και βραδινού θα γινόταν τόσο μεγάλη, που κανείς προμηθευτής δεν θα ήταν διατεθειμένος να συνάψει μαζί τους σύμβαση προμήθειας, αφού ο οικονομικός συμψηφισμός θα κατέληγε απείρως ζημιογόνος γι’ αυτούς.
– Θα μας δώσετε ένα παράδειγμα;
Έστω ότι υπάρχει ένας καταναλωτής ή μια βιομηχανία που έχει ζήτηση φορτίου 1 MW κάθε ώρα του 24ώρου και θέλει να το καλύψει με σύστημα net-metering. Για να συμβεί αυτό, θα χρειαστεί ένα φωτοβολταϊκό σύστημα εγκατεστημένης ισχύος 6 MW.
Αυτό γιατί θα πρέπει να καλύπτει μεσοσταθμικά την κατανάλωση όλου του 24ώρου της μέρας, με ένα φωτοβολταϊκό που θα παράγει όμως μόνο τις ώρες που υπάρχει ηλιοφάνεια. Οπότε αυτομάτως τίθεται το ζήτημα για το ποιος θα καταναλώνει τα υπερβάλλοντα μεσοσταθμικά έως και 5 MW της παραγωγής του φωτοβολταϊκού που θα εγχέεται στο δίκτυο τα μεσημέρια, αφού στον πραγματικό χρόνο το φορτίο του εργοστασίου του παραδείγματός μας είναι 1 ΜW.
Αν η έγχυση αυτή καταστεί ανέφικτη, τότε ο καταναλωτής του παραδείγματός μας θα τη χάνει. Έτσι, με το να μη δημιουργεί πιστωτικό υπόλοιπο στο δίκτυο, θα χρεώνεται εντέλει την κατανάλωσή του κανονικά. Δηλαδή δεν θα ωφελείται τα 5/6 –δηλαδή το 83%– της δυναμικότητας του συστήματος net metering που εγκατέστησε, γεγονός το οποίο εντέλει θα καταστήσει αντιοικονομικό το φωτοβολταϊκό και θα είναι ανέφικτο να αποσβεστεί.
Οπότε, σε ό,τι αφορά τη βιομηχανία, είναι σαφώς καταλληλότερο το πρόγραμμα zero feed-in (μηδενικής έγχυσης στο δίκτυο) που προωθείται από το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας εν γένει για τις επιχειρήσεις. Αυτό διότι θα επιδοτείται το κόστος εγκατάστασης και του φωτοβολταϊκού συστήματος και της μπαταρίας που τυχόν θα το συνοδεύει, ώστε μια επιχείρηση που δεν θα εγχέει τίποτα από το πλεόνασμά της στο δίκτυο να μπορεί μέσω αποθήκευσης σε μπαταρία να το εκμεταλλεύεται το βράδυ που δεν υπάρχει ηλιοφάνεια.
Βεβαίως το κόστος των μπαταριών παραμένει αρκετά υψηλό, οπότε κατά την εκτίμησή μας το πρόγραμμα θα προχωρήσει σε επιχειρήσεις που μπορούν να ταυτοχρονίζουν τις καταναλώσεις τους με το φωτοβολταϊκό τους. Για να δώσουμε στους αναγνώστες ένα γρήγορο κανόνα για το κόστος, μια αποθηκευτική ικανότητα 2 ωρών στο όριο της ονομαστικής ισχύος του φωτοβολταϊκού, περίπου διπλασιάζει το κόστος του συνολικού συστήματος.
– Τι θα γίνει τότε με τη ζήτηση;
Σε κάθε περίπτωση θα πρέπει να έχουμε όλοι υπόψη μας πως τέτοιες λύσεις αφαιρούν ζήτηση από το σύστημα. Αυτό σημαίνει ότι οι συνθήκες υπερδυναμικότητας και υπερπαραγωγής –που ήδη διαφαίνονται σε συγκεκριμένες ζώνες του πραγματικού χρόνου– θα επιταθούν, και το φαινόμενο των περικοπών μονάδων ΑΠΕ θα μεγεθύνεται, τουλάχιστον έως το σημείο που ο μαζικός εξηλεκτρισμός των μεταφορών –μέσω και της παραγωγής πράσινου υδρογόνου ή/και συνθετικών καυσίμων– προσθέσει νέες ηλεκτρικές καταναλώσεις στο σύστημα.
Κάτι τέτοιο, ωστόσο, δεν διαφαίνεται πριν το τέλος της δεκαετίας. Και μέχρι τότε θα αντιμετωπίσει προκλήσεις μια μερίδα επιλέξιμων προς περικοπές επενδύσεων ΑΠΕ που χτίζονται ολοταχώς σήμερα.
– Ποιες είναι οι απαιτήσεις των παραγωγών από την αγορά, σχετικά με τις επενδύσεις στα φωτοβολταϊκά, τη συντήρηση, την αποθήκευση κτλ., αλλά και από την ίδια την πολιτεία;
Αισθάνομαι πως η περιρρέουσα ρητορική προς τους υποψήφιους επενδυτές είναι εν γένει επιφανειακή, παρωχημένη και κάποιες φορές επικίνδυνη. Είναι καταρχήν θεμιτό τα διάφορα κέντρα της αγοράς, δηλαδή οι developer, οι σύμβουλοι, οι εγκαταστάτες, οι εισαγωγείς εξοπλισμού κ.ά. να εστιάζουν στα ιδιαίτερα συμφέροντά τους· ωστόσο, θα τους συμπαρασύρει ο αυριανός κλονισμός των σημερινών επενδύσεων.
Δεν μπορώ, για παράδειγμα, να ξεχάσω κάτι που άκουσα πρόσφατα σε επιφανές συνέδριο του κλάδου ως δήθεν απάντηση στρατηγικής στο πρόβλημα των περικοπών παραγωγής τα μεσημέρια.
Εκπρόσωπος, λοιπόν, των εγκαταστατών φωτοβολταϊκών πρότεινε ως λύση στο πρόβλημα να τοποθετούν οι επενδυτές τα πάνελ του φωτοβολταϊκού πάρκου τους με προσανατολισμό στην Ανατολή ή στη Δύση, αντί στο Νότο, επειδή τις ώρες εκείνες, λόγω χαμηλής παραγωγής, δεν παρατηρείται κορεσμός της ζήτησης, και είπε πως έτσι θα αποφεύγουν το πρόβλημα που κορυφώνεται τα μεσημέρια.
Αυτό που παρέλειψε βεβαίως να αναφέρει είναι πως μια τέτοια «στρατηγική» θα καταδίκαζε ένα φωτοβολταϊκό πάρκο σε de facto μόνιμα μειωμένη παραγωγή της τάξης του 15-20% ετησίως, στοιχείο που δεν μπορεί οικονομικά να αντέξει κανείς με τις σημερινές πολύ χαμηλές ταρίφες. Εκτός και αν μιλάμε για καθετοποιημένους παίκτες, οι οποίοι θα αναπληρώσουν την όποια οικονομική ζημιά μιας τέτοιας «στρατηγικής» από τη λιανική και τους καταναλωτές.
– Τι θα πρέπει να κάνει για αυτό η πολιτεία;
Σε ό,τι αφορά την πολιτεία, θα πρέπει να δει το πρόβλημα της υπεραδειοδότησης επενδύσεων που δημιουργήθηκε μετά το ν. 4685, ιδίως σε φωτοβολταϊκά. Αυτή τη στιγμή, πάνω από 100 GW αδειοδοτημένων από τη ΡΑΕ έργων ΑΠΕ που τρέχουν ήδη την περιβαλλοντική τους αδειοδότηση, θα καταλήξουν στον ΑΔΜΗΕ για όρους σύνδεσης.
Ο ΑΔΜΗΕ, όπως φαίνεται, εκδίδει όρους σύνδεσης αποσυνδεδεμένα από τη ζήτηση ισχύος και ενέργειας, αλλά στη βάση της προσφοράς. Με απλούστερα λόγια, σχεδιάζονται και θα κατασκευάζονται δίκτυα ώστε να χωράει η σχεδιαζόμενη παραγωγή, που ωστόσο ελλείψει ζήτησης δεν θα παραχθεί ποτέ. Κάτι τέτοιο απειλεί να εγκλωβίσει σε ζημιογόνες επενδύσεις μεγάλο τμήμα της οικονομίας της ενέργειας.
