Ο κορεσμός της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας νομοτελειακά θα ξαναγράψει το αφήγημα της περαιτέρω ανάπτυξης των ΑΠΕ

Ο κορεσμός της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας με ΑΠΕ που εκδηλώνεται όλο και συχνότερα στον πραγματικό χρόνο μέσω μηδενικών ή και αρνητικών τιμών (ΤΕΑ) στη χονδρεμπορική αγορά και φυσικά περικοπών ισχύος, συνιστά μια αμείλικτη πραγματικότητα που κανείς δεν μπορεί για πολύ να αγνοήσει.  Πρόκειται για ένα φαινόμενο που όχι μόνο ήρθε για να μείνει αλλά και να επικρατήσει, εκτός και αν οι υπέρθερμοι επενδυτές ανακρούσουν πρύμναν στα επεκτατικά περαιτέρω σχέδια τους και για νέα έργα ΑΠΕ υπεράνω της ζήτησης.  Οι μηδενικές ή αρνητικές ΤΕΑ, όπως ισχύει από το 2016 βάσει του ν. 4414 που καθιέρωσε το νέο και εγκεκριμένο από την Ε.Ε. σύστημα αποζημίωσης των ΑΠΕ με Feed-in Premium στη χώρα μας, αναστέλλουν την καταβολή λειτουργικής ενίσχυσης από τον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ (ΕΛΑΠΕ) στα έργα με συμβάσεις διαφορικής προσαύξησης (ΣΕΔΠ), τα οποία αλυσιτελώς είτε δεν πληρώνονται καθόλου τις ώρες εκείνες για την εγχυθείσα ενέργεια, είτε πληρώνουν κιόλας στο Χρηματιστήριο Ενέργειας (ΕΧΕ) το αντίτιμο για την ενέργεια αυτή στην περίπτωση αρνητικών τιμών.  

Μα καλά θα πει κάποιος, υπάρχει κανείς που να θέλει πουλώντας ενέργεια να πληρώνει αντί να εισπράττει γι’ αυτήν;  Αν όχι, που είναι και το επιφανειακά μιλώντας φυσιολογικό, τότε πως προκύπτουν οι αρνητικές τιμές στο Χρηματιστήριο;  Καταρχήν ας υπογραμμίσουμε εδώ πως όταν ένα προϊόν δεν υπάρχει ζήτηση για να πωληθεί, μετατρέπεται οικονομικά σε «σκουπίδι» και ως τέτοιο πρέπει να πληρώσεις για να στο απομακρύνει κάποιος.  Αυτό ως ένα πρώτο απλοϊκό παράδειγμα για την αντιστροφή των όρων που συμβαίνει σε συνθήκες ανισορροπίας στην πραγματική ζωή.  

Στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, τώρα, το φαινόμενο τροφοδοτείται από δύο βασικές συνιστώσες.  Αφενός την προτεραιότητα εκτέλεσης των εντολών πώλησης ρεύματος στο Χρηματιστήριο από ΑΠΕ υπό σχήματα λειτουργικής ενίσχυσης που δεν είναι όπως παλαιότερα μη τιμολογούμενες, αλλά στο Target Model φέρουν υποχρεωτικά αρνητικό πρόσημο τιμής, ώστε ως οικονομικά συμφερότερες να εκτελούνται πρώτες σε σχέση με όσες έχουν λειτουργικό κόστος καυσίμου, οπότε επί της αρχής δεν μπορούν να πέσουν κάτω από το κόστος τους αυτό.  Αφετέρου, στην παρουσία καθετοποιημένων παικτών στην αγορά, που οι αρνητικές χονδρεμπορικές τιμές τους είναι εν γένει οικονομικά αδιάφορες ή στην περίπτωση που η παρουσία τους στην Προμήθεια (Λιανική) είναι μεγαλύτερη από την συμμετοχή τους στην παραγωγή, τους ευνοούν κιόλας και έτσι δεν έχουν λόγο να μην κάνουν bid για την ανανεώσιμη και εκτός σχημάτων λειτουργικής ενίσχυσης ή προτεραιότητας παραγωγή τους στο Χρηματιστήριο σε τιμές κάτω του κόστους ή ακόμη και σε αρνητικές προκειμένου να την κρατήσουν εντός της κατανομής, αφού μέσω της Προμήθειας θα πληρωθούν αντί να πληρώσουν για την ενέργεια που τράβηξαν, οπότε όχι μόνο θα υπερκαλύψουν τη ζημιά του σκέλους παραγωγής λόγω των αρνητικών τιμών αλλά θα τους μείνει και κέρδος.

Αποτέλεσμα των ανωτέρω είναι η τομή των καμπυλών προσφοράς και ζήτησης στην Προημερήσια αγορά ανά ώρα στο Χρηματιστήριο να λαμβάνει χώρα όλο και συχνότερα σε μηδενικό ή και αρνητικό έδαφος τιμών. Αυτό αποτελεί  το φυσικό φρένο της αγοράς ώστε να μην υπερθερμαίνεται η παραγωγική της βάση μακριά από τα μεγέθη της ζήτησης, δηλαδή να αποφεύγονται οι φούσκες.  Καταληκτικά, για όποιους επέλεξαν να «κολυμπήσουν» εκτός της Ευρωπαϊκής περίφραξης ασφαλείας επιδιώκοντας μεγαλύτερη ισχύ και καλύτερες οικονομίες κλίμακας στις μονάδες τους, δηλαδή τα έργα τους φέρουν συμβάσεις διαφορικής προσαύξησης (ΣΕΔΠ) ή δεν έχουν προτεραιότητα κατανομής ή επέλεξαν να συμμετέχουν απευθείας στην αγορά και δεν έχουν καθετοποίηση δηλαδή απευθείας πρόσβαση στην ακριβότερη λιανική, το φαινόμενο θα καταλήξει νομοτελειακά σε εξαγορές και συγχωνεύσεις τους από καθετοποιημένες επιχειρήσεις.  Τα έργα αυτά καταλαμβάνουν την μερίδα του λέοντος στις «νέες» ΑΠΕ, αφού από 6.5 GW έργων που έχουν προστεθεί στο σύστημα και το δίκτυο τα τελευταία 5 χρόνια, τα 6 GW είναι έργα με ΣΕΔΠ.  Τα έργα αυτά έχουν κατά κανόνα ηλεκτριστεί μετά τις 4/7/19, είναι εγκατεστημένης ισχύος άνω των 400 kW οπότε και δεν έχουν προτεραιότητα κατανομής σύμφωνα με το αρ. 9, του ν. 3468 και τον Ευρωπαϊκό Κανονισμό 943/2019. 

Την εμφάνιση του στην εγχώρια αγορά, όπως προαναφέρθηκε, έκανε και το φαινόμενο των περικοπών της ανανεώσιμης παραγωγής σε ώρες που η ζήτηση δεν επαρκεί για να την απορροφήσει.  Περικοπές οι οποίες για τα έργα με ΣΕΔΠ καθίστανται οικονομικά αδιάφορες όταν η ΤΕΑ είναι μηδενική οπότε δεν θα πληρωθούν ούτως ή άλλως (αυτό είναι το φυσικό φρένο της αγοράς που αναλύθηκε νωρίτερα), ενώ θα μπορούσαν να είναι και ευεργετικές στην περίπτωση αρνητικών χονδρεμπορικών τιμών αφού τους γλυτώνουν από το να πληρώσουν κιόλας για την παραγωγή τους!  Δέον στο σημείο αυτό να υπογραμμιστεί πως κάποιες πρόσφατες εξαιρέσεις βιομηχανικών διμερών συμβάσεων με παραγωγούς (PPAs) από τους περιορισμούς έγχυσης του ν. 4951 με σκοπό να λάβουν κατά προτεραιότητα Όρους Σύνδεσης, δεν πρέπει να συγχέονται με την προτεραιότητα κατανομής, που δεν δύναται να μεταβληθεί αφού αφορά υπερκείμενο Ενωσιακό Δίκαιο.  Για να το πούμε πιο απλά, ότι μοντέλο πώλησης ρεύματος και να φέρει μια μονάδα ΑΠΕ, η προτεραιότητα ή μη στην κατανομή της δεν επηρεάζεται αφού αυτή άπτεται αποκλειστικά της εγκατεστημένης ισχύος της καθώς και του χρόνου ηλέκτρισης της.

Το βλέμμα μας επιπλέον πρέπει να το έχουμε στραμμένο και στις γειτονικές μας χώρες, και ιδίως την Βουλγαρία με την οποία είμαστε συζευγμένοι και που η ΤΕΑ της μηδενίζει συστηματικά ή καθίσταται συχνά και αρνητική, οπότε το διασυνοριακό εμπόριο για τη χώρα μας που συμπαρασύρεται γυρίζει σε εισαγωγικό και έτσι επιτείνονται περεταίρω οι περικοπές της ανανεώσιμης παραγωγής λόγω ακόμα μικρότερης ελεύθερης ζήτησης.  Πρόκειται δηλαδή για έναν φαύλο κύκλο, ο οποίος καθιστά αδιέξοδη την στρατηγική του να καταστεί η χώρα εξαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας ΑΠΕ υπό το υπάρχον πανευρωπαϊκό μοντέλο του marginal pricing και του market coupling.  

Επειδή λέγεται συχνά στον δημόσιο διάλογο, ας επαναλάβουμε πως η προσθήκη αποθήκευσης δεν μπορεί να λύσει το πρόβλημα, εκτός και αν δεν γίνουν άλλα έργα ΑΠΕ.  Σε αριθμούς τα 13 GW εν λειτουργία ανανεώσιμων έργων μαζί με τα επιπλέον 15 GW που έχουν λάβει όρους σύνδεσης, δύνανται να παράγουν ετησίως περί τις 60 TWh όταν η εγχώρια κατανάλωση κινούμενη σταθερά πτωτικά τα τελευταία 16 χρόνια βρίσκεται μόλις στις 49.5 TWh.  Οπότε ακόμη και πλήρη και τέλεια αποθήκευση να είχαμε, δηλαδή παράγω τώρα, το αποθηκεύω και το καταναλώνω μετά από μήνες -κάτι που δεν γίνεται με μπαταρίες, και πάλι το πρόβλημα της περίσσειας παραγωγής δεν λύνεται.  Αν μάλιστα κάποιος προσθέσει εδώ και τα προγράμματα αυτοκατανάλωσης και εξοικονόμησης που τρέχουν παράλληλα και που αφαιρούν ζήτηση, το πρόβλημα της υπερδυναμικότητας των ανανεώσιμων αναμένεται να επιδεινωθεί περαιτέρω.  Σε ότι αφορά τώρα την πολλά υποσχόμενη στα δεκαετή πλάνα του ΑΔΜΗΕ αύξηση της ζήτησης μέσω της ανάπτυξης και του εξηλεκτρισμού της οικονομίας, έχουμε «κουραστεί» να την βλέπουμε να μην επιβεβαιώνεται και να μετατίθεται μονίμως χρονικά.

Ως προς τον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ του ΔΑΠΕΕΠ, οι μηδενικές ή αρνητικές ΤΕΑ οπωσδήποτε τον βλάπτουν.  Πολύ μεγαλύτερη ζημιά του προκαλούν ωστόσο χονδρεμπορικές τιμές κατά μερικά δεκαδικά υψηλότερες του μηδενός, αφού καλείται να καλύψει αποζημιώσεις στην Τιμή Αναφοράς των έργων με ΣΕΔΠ, ενώ αν η ΤΕΑ μηδένιζε δεν θα απαιτείτο, αφού οι πληρωμές τους θα αναστέλλονταν.  Σε ότι αφορά τις εξαγωγές ρεύματος αυτές σε κάθε περίπτωση δεν εισπράττουν ΕΤΜΕΑΡ από τη χώρα προορισμού τους, συνεπώς σε περιπτώσεις που γίνονται όταν η ΤΕΑ είναι κάτω του μεσοσταθμικού κόστους αποζημίωσης των μονάδων παραγωγής,  την διαφορά την πληρώνει ο ΕΛΑΠΕ και αλυσιτελώς ο Έλληνας καταναλωτής.  Δηλαδή σε τέτοιες περιπτώσεις εξαγωγών η χώρα εξαγωγέας επιδοτεί τους καταναλωτές της χώρας που τις εισάγει.  Από πανευρωπαϊκή οπτική αυτό δεν φαίνεται να προβληματίζει τους χαράσσοντες την πολιτική αφού μέσω της σύζευξης των αγορών αυξάνεται το πανευρωπαϊκό «πλεόνασμα καταναλωτή». Προωθώντας πάντως με τον τρόπο αυτό την φθηνότερα αποζημιούμενη ενέργεια στην χονδρική, δεν σημαίνει απαραίτητα πως οι λιανικές τιμές ή το πραγματικό μεσοσταθμικό κόστος παραγωγής στα επιμέρους κράτη ακολουθούν και πολύ χειρότερα δεν δίνονται λύσεις στο πως τα οικονομικά μιας χώρας που εξάγει με ζημία θα εξισορροπηθούν.   

Λύση στο πρόβλημα του ΕΛΑΠΕ, πέραν της αύξησης του ΕΤΜΕΑΡ και της ποσόστωσης από τα δικαιώματα ρύπων, θα μπορούσε να ήταν και η επαναφορά μίας νέας συνιστώσας εσόδων μέσα από ένα μοντέλο τύπου ΠΧΕΦΕΛ (του ν. 4414/2016), κατάλληλα προσαρμοσμένο ώστε οι εναπομένουσες οικονομικές ανάγκες του ΕΛΑΠΕ να καλύπτονται αναλογικά από τους Προμηθευτές με βάσει τα μερίδια τους στη λιανική, ένεκα των πρόσθετων κερδών που αποκομίζουν όταν οι χονδρεμπορικές τιμές καταρρέουν ακριβώς λόγω των ΑΠΕ.  Επειδή μάλιστα η κατάρρευση των χονδρεμπορικών τιμών λόγω των ΑΠΕ προσφέρει την δυνατότητα μείωσης του ανταγωνιστικού σκέλους των λογαριασμών ρεύματος, η επιβάρυνση των καταναλωτών από τη νέα συνιστώσα ή και την αύξηση του ΕΤΜΕΑΡ υπερ-εξουδετερώνεται.  

Ως προς τη αυτοπαραγωγή και το net-billing, η συγκυρία είναι αρνητική επειδή και αυτό θα αφαιρέσει πολύτιμες καταναλώσεις από το δίκτυο, οπότε τα προβλήματα υπερδυναμικότητας των ΑΠΕ θα ενταθούν. Σε κάθε περίπτωση δεν νοείται να δοθούν ταρίφες για την πλεονάζουσα ενέργεια των συστημάτων αυτών, αφού έτσι μέσω και της κατάργησης του κανόνα για ιδιοκατανάλωση του 80% που συντελέστηκε με τον ν. 5037/2023, θα έχουμε και νέο κύμα αιτήσεων φωτοβολταϊκών με διοικητικά οριζόμενη ταρίφα από την πίσω πόρτα.  Δηλαδή αιτήσεων δήθεν για αυτοπαραγωγή και που εν τέλει θα αποβούν σε αμειβόμενη ανεξάρτητη παραγωγή.  Οπότε το καλύτερο θα ήταν η έναρξη του προγράμματος να ανασταλεί για αργότερα και σε κάθε περίπτωση οι αποζημιώσεις της εγχεόμενης περίσσειας ενέργειας να προκύπτουν αυστηρά με την τιμή εκκαθάρισης της χονδρεμπορικής αγοράς τις ώρες των εγχύσεων αυτών.  

__________

Ο Στέλιος Λουμάκης είναι Πρόεδρος του ΣΠΕΦ

Το άρθρο περιλαμβάνεται στον υπό έκδοση τόμο GREEK ENERGY 2024 που κυκλοφορεί για 13^η χρονιά το energypress.