Το 2024 ήταν μια χρονιά που ολοκληρώθηκε η αδειοδότηση πολύ μεγάλων μονάδων παραγωγής ενέργειας από ΑΠΕ -κυρίως Φ/Β- , η κατασκευή των οποίων ξεκίνησε εντός της χρονιάς αυτής και αναμένεται να ολοκληρωθεί εντός της διετίας 2025-26. Η υλοποίηση όλων αυτών των έργων ΑΠΕ θα έχει αναμφίβολα εξαιρετικά θετικές συνέπειες τόσο στη συγκράτηση των τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας, όσο και στην ενεργειακή ανεξαρτησία της χώρας αλλά και στην επίτευξη των κλιματικών στόχων. Ταυτόχρονα, θα αυξηθεί η ποσότητα των περικοπών ηλεκτρικής ενέργειας, καθορίζοντας ένα νέο τοπίο στην αγορά.
Μια αγορά που πλέον αρχίζει να συνηθίζει ότι δεν μπορεί να στηρίζεται στις μακροχρόνιες σταθερές τιμές πώλησης της ενέργειας αλλά στις χονδρεμπορικές τιμές όπως αυτές διαμορφώνονται σε ωριαία βάση. Παράγοντες που επηρεάζουν τις τιμές αυτές είναι: το μίγμα της στιγμιαίας προσφοράς και ζήτησης, οι γεωπολιτικές συνθήκες, οι ηλεκτρικές διασυνδέσεις και το προφίλ κατανάλωσης των πολιτών. Οι περικοπές το πρώτο δεκάμηνο του 2024 άγγιξαν τα 3,7% της παραγόμενης ενέργειας από Φ/Β και αιολικά πάρκα, συνδεδεμένα κυρίως στο δίκτυο του ΑΔΜΗΕ και θεωρείται βέβαιο ότι θα υπάρξει αυξητική τάση -με την είσοδο νέων έργων στο σύστημα. Οι περικοπές που θα επιβληθούν στα έργα <400KWp στο δίκτυο του ΔΕΔΔΗΕ, θα κατανείμουν μεν τις περικοπές σε περισσότερα έργα, αλλά τα επενδυτικά ρίσκα κυρίως για τους «νέους» παραγωγούς θα παραμείνουν σημαντικά.
Στο νέο τοπίο που διαμορφώνεται, το σταθερής απόδοσης επενδυτικό μοντέλο που είχε παγιωθεί προ πενταετίας, έχει πλέον μετατραπεί σε πολυπαραμετρικό και έχει αυξημένο ρίσκο που αποθαρρύνει τους «μικρούς» επενδυτές, αλλά εξακολουθεί να είναι ελκυστικό για τους μεγαλύτερους «παίκτες».
Για το λόγο αυτό, εξέχουσα θέση στο νέο επενδυτικό τοπίο έχουν αρχίσει να έχουν τα εγχώρια και ξένα επενδυτικά σχήματα (funds), τα οποία είναι εξοικειωμένα με την έννοια του επενδυτικού ρίσκου και που, ταυτόχρονα, έχουν την απαιτούμενη τεχνογνωσία και τους οικονομικούς πόρους να ανταποκριθούν στο νέο μοντέλο της αγοράς. Οι εν λόγω επενδυτές, επιχειρούν να επενδύσουν σε λειτουργούντα αλλά και σε υπό ανάπτυξη έργα, δημιουργώντας με αυτόν το τρόπο μια δευτερογενή αγορά που θα ωφελήσει τελικά όλους.
Η αρχή του 2025 μας βρίσκει με περίπου 3,1 GW αιολικών και 10,5 GW φωτοβολταϊκών (η συντριπτική πλειοψηφία στον ΑΔΜΗΕ) να έχουν λάβει όρους σύνδεσης. Σε αυτά θα πρέπει να προστεθούν περίπου 2,5 GW που αφορούν τα έργα του Πίνακα 2Α της ΥΑ της 27ης Αυγούστου 2024 για τα Βιομηχανικά PPA. Συνεπώς, τα επόμενα τουλάχιστον 2 χρόνια η κατασκευή έργων ΑΠΕ αναμένεται να παραμείνει σε εξαιρετικά υψηλά επίπεδα όπως ήταν και το 2024, διασφαλίζοντας έτσι χιλιάδες θέσεις εργασίας στη χώρα μας.
Οι δύο πρώτοι διαγωνισμοί
Το 2025 θα είναι μια χρονιά που τα πρώτα μεγάλα συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (ΣΑΗΕ) δύο ωρών θα εισέλθουν στο δίκτυο, προσδίδοντας μεγαλύτερη ενεργειακή ασφάλεια και μειώνοντας ως έναν βαθμό τις περικοπές. Η ισχύς των 700 MW αποθήκευσης που θα εισέλθουν και προέρχονται από τους δύο πρώτους διαγωνισμούς, προφανώς δεν είναι αρκετή και χρειάζονται γενναίες και γρήγορες αποφάσεις για να αυξηθεί το συντομότερο αυτή η ισχύς. Το 2025 αναμένουμε την λήψη όρων σύνδεσης έργων ΑΠΕ με ενσωματωμένη αποθήκευση καθώς και stand alone έργων αποθήκευσης -εκτός διαγωνισμών ΡΑΕ- ώστε να αρχίσει να παίρνει γρηγορότερα σάρκα και οστά το ΕΣΕΚ για το 2030. Ένα πλάνο που αξιολογείται από την αγορά ως συντηρητικό και το ΥΠΕΝ θα ήταν εξαιρετικά χρήσιμο να το επανακαθορίσει. Επιπλέον, το 2025 αναμένεται να διαμορφωθεί το πλαίσιο για τη συμμετοχή ΣΑΗΕ απευθείας στην Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, δίχως την προηγούμενη συμμετοχή τους σε διαγωνιστικές διαδικασίας.
Μέχρι τα τέλη του 2024 έχουν εκδοθεί από τη ΡΑΑΕΥ περίπου 50 GW άδειες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας για standalone ΣΑΗΕ. Προφανώς, δε θα μπορέσουν όλα να λάβουν όρους σύνδεσης αλλά, για να λειτουργήσουν τα έργα μπαταριών θα πρέπει να διασφαλιστεί ότι θα είναι βιώσιμα σε ένα πλαίσιο, πέραν των επιδοτήσεων που δίνονται στους πρώτους διαγωνισμούς. Θα πρέπει λοιπόν να διασφαλιστεί ότι θα είναι βιώσιμα ως merchant. Το arbitrage είναι ο πλέον συνηθισμένος τρόπος εξασφάλισης εσόδων από την αγορά σήμερα: αγοράζουμε (φορτίζουμε) με φθηνή ενέργεια και πουλάμε στο σύστημα (εκφορτίζουμε) όταν το κόστος της ενέργειας είναι αυξημένο. Σε ημερήσια βάση, όσο μεγαλύτερη είναι η διαφορά μεταξύ μέγιστης και ελάχιστης ωριαίας τιμής ενέργειας τόσο πιο ελκυστικό γίνεται το arbitrage.
Αυτό, όμως, δεν μπορεί να είναι μοντέλο μιας αγοράς 20ετίας καθώς, τις μπαταρίες τις θέλουμε ακριβώς για να μειώσουμε αυτό το χάντικαπ άρα και οι νυκτερινές τιμές στο μέλλον δε θα έχουν τόσο μεγάλη διαφορά με τις ημερήσιες. Για αυτό τον λόγο θα πρέπει να θεσμοθετηθούν τρόποι ώστε οι ΣΑΗΕ να έχουν έσοδα από την αγορά εξισορρόπησης και από τις λοιπές κρίσιμες υπηρεσίες που μπορούν να προσφέρουν στον Διαχειριστή του Συστήματος, όπως γίνεται και σε άλλα κράτη.
Χρηματοδοτικά εργαλεία
Ένας βασικός παράγοντας για την ανάπτυξη και την κατασκευή έργων είναι τα χρηματοδοτικά εργαλεία. Ήδη αρκετά μεγάλα έργα έχουν χρηματοδοτηθεί από το RRF με τη χρήσιμη συμβολή και υποστήριξη των μεγαλύτερων ελληνικών τραπεζών. Τα χρηματοπιστωτικά ιδρύματα χρειάζεται να επεξεργαστούν επενδυτικές προτάσεις που θα είναι βιώσιμες και να περιορίσουν το ρίσκο που αναλαμβάνουν. Τα ενεργειακά projects που θα πληρώνονται από την ελεύθερη αγορά (merchant) ήδη αποτελούν ακόμη μια πρόκληση καθώς, προστίθεται και η αβεβαιότητα της τιμής πώλησης της ενέργειας – πέραν των περικοπών. Το 2025 θα είναι μια χρονιά που οι τράπεζες θα αντιμετωπίσουν επενδυτικά προγράμματα με όλες αυτές τις αβεβαιότητες και θα δοκιμαστούν σε αυτές.
Ο κ. Νίκος Καββαδίας είναι Διευθυντής Βιομηχανικών Ελέγχων και Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας της TUV Austria Hellas
