Δεν υπάρχει αμφιβολία πως στη χώρα μας τα τελευταία 3-4 χρόνια τα φωτοβολταϊκά σε όρους νέας εγκατεστημένης ισχύος έχουν λάβει μια εξαιρετικά ανοδική τροχιά, που όμοια της στο παρελθόν δεν έχει υπάρξει. Βασικά συστατικά της εξέλιξης αυτής προφανώς δεν συνιστούν μόνο η δημοφιλία και δημοκρατικότητα της τεχνολογίας, υπό την έννοια ότι σε όρους μεγέθους συστημάτων απευθύνονται σε όλα τα βαλάντια, κοινωνικά στρώματα και χρήσεις. Καίριο ρόλο έχουν διαδραματίσει η απλοποίηση των διαδικασιών, η υπεραδειοδότηση και βεβαίως η πτώση του κόστους της παραγόμενης από αυτά ηλεκτρικής ενέργειας σε επίπεδα χαμηλότερα από της συμβατικής και μάλιστα πολλαπλώς, ένεκα και της πρόσφατης κρίσης του φυσικού αερίου.
Όπως είναι γνωστό τα εν λειτουργία φωτοβολταϊκά μαζί και οι υπόλοιπες ΑΠΕ, επιδότησαν σε συντριπτικό βαθμό απευθείας το Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης και εν τέλει τους λογαριασμούς των καταναλωτών ώστε να μην πληγούν από τις αυξήσεις στο κόστος της συμβατικά παραγόμενης από φυσικό αέριο ηλεκτρικής ενέργειας. Σύμφωνα με μελέτη μας, στην απευθείας αυτή συμμετοχή των ΑΠΕ η συνεισφορά των φωτοβολταϊκών το κρίσιμο καλοκαίρι (περίοδος Ιούνιος – Σεπτέμβριος) του 2022 έφθασε στο 34.7% από 25.8% στο 9μηνο του ιδίου έτους.
Στα φωτοβολταϊκά εκδηλώθηκε παράλληλα σημαντική ζήτηση και σε συστήματα αυτοπαραγωγής μέσω ενεργειακού ή/και εικονικού ενεργειακού συμψηφισμού, ώστε οι καταναλωτές να θωρακιστούν απέναντι σε πιθανές και ίσως ασύμμετρες στο μέλλον αυξήσεις στους λογαριασμούς τους, ιδίως μάλιστα στην περίπτωση που τυχόν αποσυρθούν οι επιδοτήσεις για τις υψηλότερες καταναλώσεις. Τέτοιες τάσεις εκδηλώθηκαν και από επιχειρήσεις, ακόμη και τις πολύ μεγάλες, παρότι στο παρελθόν το δημόσια εκδηλωνόμενο ενδιαφέρον των καταναλωτών αυτών αφορούσε σχεδόν αποκλειστικά την επιδότηση του κόστους του ρεύματος τους και όχι επενδύσεις τους σε σχήματα αυτοπαραγωγής.
Σε αποτέλεσμα των ανωτέρω το 2022 προστέθηκε νέα ισχύς φωτοβολταικών 1,235 MW στην Επικράτεια σύμφωνα με το πρόσφατο δελτίο του ΔΑΠΕΕΠ, ενώ οι εκτιμήσεις για το 2023 αναφέρονται σε παρόμοια πρόσθετα μεγέθη. Σωρευτικά, στα τέλη του περασμένου έτους λειτουργούσαν στη χώρα μας 10,340 MW έργων ΑΠΕ με τα 5,270 MW από αυτά να αφορούν φωτοβολταϊκά. Την ίδια στιγμή οι διαχειριστές του συστήματος μεταφοράς και του δικτύου ΑΔΜΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ έχουν συνολικά, περιλαμβανομένων των εν λειτουργία έργων ΑΠΕ, εκδώσει 25 GW Όρων Σύνδεσης. Το μέγεθος αυτό είναι ιδιαίτερα κρίσιμο διότι συνεπάγεται έργα απολύτως ώριμα που δύνανται άμεσα να αρχίσουν να κατασκευάζονται. Αν επιπλέον σε αυτά συμπεριληφθούν και τα 3.5 GW των εν λειτουργία μεγάλων υδροηλεκτρικών της ΔΕΗ, τότε φθάνουμε στα 28.5 GW ανανεώσιμης ισχύος και πρακτικά καλύπτεται ο στόχος του συζητούμενου νέου ΕΣΕΚ περί 28 GW ανανεώσιμων το έτος 2030.
Στα 28.5 GW έργων ΑΠΕ με Όρους Σύνδεσης περιλαμβανομένων και των εν λειτουργία μονάδων οφείλουν να προστεθούν και τα 2 GW των οικιακών φωτοβολταϊκών συστημάτων που έχουν εξαγγελθεί από την Κυβέρνηση, τους διατέθηκε διακριτός ηλεκτρικός χώρος 10 MW στους υποσταθμούς του ΕΔΔΗΕ και που άρχισαν ήδη σταδιακά να υλοποιούνται με κρατικές ενισχύσεις επιδότησης του κόστους εγκατάστασης. Επίσης χρήζει να προστεθούν και όσα MW Όρων Σύνδεσης υπολείπεται ακόμη να εκδοθούν τουλάχιστον για την Α’ Ομάδα προτεραιοτήτων της Υπουργικής Απόφασης ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/7063/374 από 20/1/23. Συνολικά λοιπόν πρόκειται για δέσμευση ηλεκτρικού χώρου μαζί με τα εν λειτουργία έργα ΑΠΕ αθροιστικά της τάξης των 33 GW, τα οποία σε δυνατότητα ηλεκτροπαραγωγής υπό συνθήκες τέλειας αποθήκευσης όχι μόνο ξεπερνούν το 80% της ζήτησης σε ηλεκτρική ενέργεια που είναι ο στόχος για το 2030 αλλά φθάνουν ίσως ακόμη και στο 100% της ετήσιας κατανάλωσης στην χώρας μας. Σε επίπεδο ισχύος οι προκλήσεις θα είναι ακόμη μεγαλύτερες αφού τα 33 GW αυτά υπερβαίνουν την μέση αιχμιακή ζήτηση των ~6-7 GW της χώρας μας κατά 4-5 φορές. Στην περίπτωση δηλαδή που έχουμε ταυτοχρόνως ήλιο και άνεμο με συνεπακόλουθη παραγωγή ΑΠΕ λ.χ. στα 20 GW, θα χρειάζεται για τα 20-7=13 GW να υπάρχει η δυνατότητα να αποθηκεύονται για Χ αριθμό ωρών που διαρκεί μια τέτοια φόρτιση.
Οπότε το στοίχημα του μετριασμού των περικοπών της παραγόμενης από τα νέα και επιλέξιμα σε αυτές έργα ΑΠΕ επαφίεται πρωτίστως στην ανάπτυξη της αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και μάλιστα όχι μόνο σε όρους ισχύος απορρόφησης αλλά και χωρητικότητας. Ας σημειωθεί εδώ πως τα προγράμματα εξοικονόμησης, ενεργειακής απόδοσης αλλά και αυτοπαραγωγής έχουν αρχίσει να συρρικνώνουν σε σημαντικά διψήφια ποσοστά την «ελεύθερη» κατανάλωση και μόνο η ηλεκτροκίνηση είναι αυτή που αναμένεται, επί του παρόντος τουλάχιστον, να τονώσει τη ζήτηση. Σύμφωνα με το νέο ΕΣΕΚ περί 28 GW εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ το 2030 προδιαγράφονται ως αναγκαία για την σταθερότητα του συστήματος περί τα 8 GW υποδομών αποθήκευσης (5.6 GW μπαταρίες και 2.5 GW αντλησιοταμίευση), ούτως ώστε οι περικοπές ενέργειας στις επιλέξιμες προς τούτο μονάδες ΑΠΕ να παραμείνουν εικάζουμε κάτω του 5% σε ετήσια βάση. Αν και σε επίπεδο αδειοδότησης μονάδων αποθήκευσης από την ΡΑΕ βρισκόμαστε ήδη στα 24 GW εκ των οποίων τα 18.7 GW αφορούν συσσωρευτές με μέση χωρητικότητα 2 ωρών, γενικός μηχανισμός λειτουργικής ή άλλης ενίσχυσης των έργων αυτών δεν υφίσταται, παρά μόνο τρεις επικείμενοι μειοδοτικοί διαγωνισμοί για συνολικά μόλις 1,000 MW συσσωρευτών και με ορίζοντα τα έργα αυτά να λειτουργήσουν έως το τέλος του 2025, αθροιζόμενα με έργα αντλησιοταμίευσης 1.4 GW, αφενός της ΔΕΗ που λειτουργούν ήδη (0.7 GW Σφηκιά και Θησαυρός) και 0.7 GW της ΤΕΡΝΑ στην Αμφιλοχία που τελεί υπό κατασκευή.
Σε ότι αφορά τις εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας που θα μπορούσε να προβαίνει συστηματικά η χώρα μας ώστε να διοχετεύει την ανανεώσιμη σε φάσεις του πραγματικού χρόνου υπερπαραγωγή της, οι τιμές στις οποίες θα λάμβαναν αυτές χώρα με τα υπάρχοντα ιστορικά δεδομένα και χωρίς την κρίση του φυσικού αερίου εκτιμώνται στο πλείστο των περιπτώσεων ιδιαιτέρως χαμηλές, ίσως και πέριξ του μηδενός. Οπότε αυτομάτως και επειδή οι εξαγωγές δεν πληρώνουν ΕΤΜΕΑΡ τίθεται το ζήτημα της αποζημίωσης των παραγωγών (τουλάχιστον όσων απολαμβάνουν Τιμών Αναφοράς μέσω συμβάσεων CfDs) για την παραχθείσα αυτή ενέργεια από τους εθνικούς πόρους του ΕΛΑΠΕ, οδηγώντας όμως έτσι στη στρέβλωση οι Έλληνες καταναλωτές να χρειάζεται να πληρώνουν μέρος του κόστους του εξαγόμενου ρεύματος που θα καταναλώνουν οι γειτονικές μας χώρες.
Καταληκτικά και κατά την άποψη μας η μέγιστη πρόκληση που υπάρχει μπροστά δεν είναι ούτε να «σκοράρουμε» υπερβολικά νούμερα νέας εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ κάθε χρόνο ωσάν η ενέργεια να αποτελεί κάποιο αθλητικό γεγονός, ούτε να κατασκευάσουμε υπερδιαστασιολογημένα ως προς την τελική ζήτηση δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας και με μόνο γνώμονα να χωρά δυνητικά η υπερπαραγωγή μας. Για να το πούμε πιο απλά, στο μακρινό παρελθόν οι διαχειριστές σχεδίαζαν και κατασκεύαζαν τα δίκτυα ώστε να ανταποκρίνονται στην κατανάλωση-ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας. Σήμερα αυτή η πολιτική έχει ανατραπεί και μέσω των Όρων Σύνδεσης, που υπερβαίνουν όπως προαναφέρθηκε την ισχύ κατανάλωσης 4-5 φορές, τα δίκτυα τοις πράγμασι σχεδιάζονται πλέον με γνώμονα να μπορεί να διοχετευτεί η ανανεώσιμη παραγωγή, που όμως επειδή δεν θα υπάρχει η αντίστοιχη ζήτηση για να καταναλωθεί δεν θα παραχθεί καν, αφού θα επιληφθούν της ανισορροπίας οι αναγκαστικές περικοπές. Πρόκειται για έναν φαύλο κύκλο από τον οποίο μοναδικοί χαμένοι θα είναι οι επενδυτές-παραγωγοί που όχι μόνο πληρώνουν τις επενδύσεις στις ΑΠΕ αλλά και τα δίκτυα.
Σε κάθε περίπτωση το νομικό πλαίσιο περί των αναγκαστικών περικοπών στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και το ποιες μονάδες είναι κατά προτεραιότητα επιλέξιμες, είναι σαφές και ορισμένο στο άρθρο 9, του ν. 3468 και βρίσκεται σε συνάφεια με τον σχετικό Κανονισμό 2019/943 της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Με δεδομένη λοιπόν την αύξηση του κόστους των εγκαταστάσεων, του πληθωρισμού και των επιτοκίων που έχουν εξανεμίσει σημαντικό μέρος του οικονομικού περιθωρίου των ΑΠΕ θα προτείναμε οι επενδυτές να είναι ιδιαίτερα προσεκτικοί στις περαιτέρω αποφάσεις τους.
* Ο Δρ Στέλιος Λουμάκης είναι Πρόεδρος του ΣΠΕΦ
Το άρθρο περιλαμβάνεται στον υπό έκδοση τόμο GREEK ENERGY 2023 που εκπόνησε για δωδέκατη συνεχή χρονιά το energypress.
