Αγορά ενέργειας: Ποιες παγίδες ναρκοθετούν τις επενδύσεις – Ποιος θα τις πληρώσει

Κινούμενη άμμο για τις μεγάλες επενδύσεις στην ενέργεια, που απαιτούνται για την ενεργειακή μετάβαση, δημιουργούν οι ασαφείς  πολιτικές που κυριαρχούν για το φυσικό αέριο, τις ΑΠΕ και τις διασυνδέσεις.

Ασάφειες  που οφείλονται στα μεγάλα κόστη των επενδύσεων και στη ρευστότητα της ενεργειακής αγοράς που αλλάζει δημιουργώντας τον κίνδυνο οι επενδύσεις να μην είναι αποδοτικές, αυξάνοντας τα κόστη για το ηλεκτρικό σύστημα και τελικά για τον καταναλωτή.

Στο

ρευστό αυτό περιβάλλον, η μεγαλύτερη πρόκληση για το Υπουργείο Ενέργειας είναι να προχωρήσει σε ένα ρεαλιστικό σχεδιασμό της αγοράς ενέργειας της επόμενης δεκαετίας, προωθώντας τον εξηλεκτρισμό, αλλά και αποδοτικές επενδύσεις, των οποίων δεν θα κινδυνεύει η βιωσιμότητα. Γιατί αν κινδυνεύει θα πρέπει να τις στηρίζει …. και τελικά θα αυξάνεται  το ενεργειακό κόστος για τον καταναλωτή.

Έτσι, τη στιγμή που προγραμματίζονται και υλοποιούνται επενδύσεις εκατοντάδων εκατομμυρίων σε ΑΠΕ, μονάδες φυσικού αερίου, FSRU, δίκτυα αερίου και ηλεκτρικές διασυνδέσεις, το πλαίσιο είναι αβέβαιο και ασαφές δημιουργώντας καθυστερήσεις,  επιχειρηματικό κίνδυνο και ενδεχόμενα επιπλέον κόστη. Κι αυτό γιατί η ενεργειακή αγορά αλλάζει αλλά οι αλλαγές κοστίζουν ακριβά, με αποτέλεσμα να καθυστερούν και τελικά να κοστίζουν ακριβότερα.

Το κόστος του ΕΣΕΚ,  ανέρχεται στα 190 δισ. έως το 2030, ενώ περί τα 2 τρισ. θα χρειαστούν μόνο σε νέα δίκτυα έως το 2040. Οι επενδύσεις αυτές όμως αν δεν είναι αποδοτικές, θα καθυστερούν ή θα ματαιώνονται ή τελικά θα χρειάζονται στήριξη. Από την άλλη οι μεγάλες επενδύσεις στα δίκτυα στο τέλος επιβαρύνουν τα τέλη χρήσης δικτύου και κάνουν το ρεύμα ακριβότερο. Στα παραπάνω νούμερα, πρέπει να προστεθούν επενδύσεις ενεργειακής εξοικονόμησης κτιρίων καθώς και ανθρακικής ουδετερότητας της τάξεως των 50 δισ. ευρώ μέχρι το 2040, για να πετύχει τους στόχους που τίθενται από τις ευρωπαϊκές οδηγίες. Τα κτίρια που κατατάσσονται σήμερα σε ΣΤ και Ζ κλάση θα πρέπει υποχρεωτικά να αναβαθμιστούν ενεργειακά μέχρι το 2035 και πρόκειται για 1.300.000 κτήρια, κάτι που σημαίνει σημαντικά κόστη σε νέα προγράμματα εξοικονόμησης.

Στο ρευστό αυτό πλαίσιο η Ελλάδα έχει  φιλόδοξους στόχους να μετατραπεί σε κόμβο από την μία φυσικού αερίου και από την άλλη «πράσινης» ενέργειας και να υλοποιήσει τεράστιες επενδύσεις σε διασυνδέσεις, υπεράκτια πάρκα και ΑΠΕ. Και το ερώτημα είναι αν όλες αυτές οι επενδύσεις τελικά θα γίνουν αλλά και αν μπορούν να γίνουν ταυτόχρονα και έγκαιρα…

Ανισορροπία προσφοράς-ζήτησης και κόστος περικοπών κινούμενη άμμος για τις ΑΠΕ

Αν και οι επενδύσεις στις ΑΠΕ, αποτελούν κεντρικό ευρωπαϊκό και πολιτικό στόχο, σήμερα, λόγω έλλειψης σχεδιασμού κινούνται σε άγνωστο έδαφος.

Σήμερα έχουν εξηλεκτριστεί 12 GW από ΑΠΕ ενώ έχουν δοθεί όροι σύνδεσης σε 16 GW, και σε αναμονή βρίσκονται τουλάχιστον ακόμα 80 GW που θέλουν να συνδεθούν στο σύστημα, σε μια αγορά ωστόσο όπου η κατανάλωση δεν ξεπερνάει τα 10 GW το καλοκαίρι, ενώ στόχος αποτελεί η περαιτέρω μείωση της κατανάλωσης με εξοικονόμηση ενέργειας αλλά την ίδια στιγμή στοχεύουμε σε αύξηση της ζήτησης με επέκταση το εξηλεκτρισμού.
Σε αυτά προστίθενται οι σχεδιασμοί για τα υπεράκτια αιολικά με στόχο μέχρι το 2030 να έχουν τεθεί σε λειτουργία 1,95 GW, προσελκύοντας επενδύσεις άνω των 6 δισ. ευρώ, οι οποίες όμως πρέπει να είναι βιώσιμες. Στόχος είναι το 2040 η δυναμικότητά τους να έχει φτάσει τα 12 GW και τα 17 GW έως το 2050 καθώς η Ελλάδα μπορεί να αξιοποιήσει με τον καλύτερο τρόπο το τεράστιο αιολικό δυναμικό του Αιγαίου.

Σύμφωνα με το ΕΣΕΚ η διείσδυση των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή θα ενισχυθεί στο 87% το 2030. Για την επίτευξη αυτού του ποσοστού, θα πρέπει έως το τέλος της 10ετίας να βρίσκονται σε λειτουργία έργα ΑΠΕ συνολικής ισχύος 27 GW, από τα οποία 13 GWθα είναι φωτοβολταϊκά, 9 GW χερσαία αιολικά, 1,95 GW υπεράκτια αιολικά και 3,1 GW υδροηλεκτρικά.

Το στοίχημα όμως είναι όλη αυτή η πράσινη ενέργεια που θα παράγεται να μπορεί και να πωλείται. Δηλαδή να λυθεί το πρόβλημα μειωμένης ζήτησης που σήμερα θέτει σε κίνδυνο τις επενδύσεις στις ΑΠΕ.

Οι περικοπές είναι αναγκαίο «κακό» λόγω της πληθώρας των μονάδων ΑΠΕ που λειτουργούν σήμερα και αποτελούν βασικό όπλο διατήρησης της ευστάθειάς του δικτύου από τους Διαχειριστές του συστήματος μεταφοράς ρεύματος και του δικτύου διανομής ηλεκτρισμού (ΑΔΜΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ) με το μεγαλύτερο βάρος να πέφτει στα μεγάλα έργα που είναι συνδεδεμένα με το σύστημα του ΑΔΜΗΕ. Εξίσου σημαντικό πρόβλημα είναι και οι μηδενικές τιμές που απειλούν τις μισές ΑΠΕ του ελληνικού συστήματος , καθώς τα 6,5 GW από τα 12,5 που είναι εγκατεστημένα στο ελληνικό σύστημα αμοίβονται με συμβάσεις από τον ΕΛΑΠΕ, ο οποίος όμως για τις ώρες που οι τιμές είναι κοντά στο μηδέν εισπράττει ελάχιστα. Ο ΕΛΑΠΕ για να ανταπεξελθει στις πληρωμές αυτές, θα χρειαστεί αυξήσεις του ΕΤΜΕΑΡ, ήδη ζήτησε την πρώτη και επομένως ο καταναλωτής θα πληρώσει ακριβά τις μηδενικές τιμές.

Και το πρόβλημα αυτό θα αυξάνεται όσο παραμένει μεγάλο χάσμα ανάμεσα στην προσφορά και τη ζήτηση η οποία το χειμώνα είναι κοντά στα 5 GW και το καλοκαίρι μέχρι 10 GW.  Το αποτέλεσμα είναι να παράγεται περισσότερη ενέργεια από αυτή που μπορεί να απορροφηθεί με αποτέλεσμα μηδενικές τιμές σε πολλές ώρες της ημέρας. Σε αυτή τη δύσκολη ισορροπία προστίθενται και οι πολλές εισαγωγές, ειδικά σε περιόδους που οι τιμές έξω είναι φθηνότερες με αποτέλεσμα να έχουμε μαζικές περικοπές ΑΠΕ. Το πρόβλημα θα οξύνεται όσο αυξάνεται η παραγωγή ενέργειας από ΑΠΕ χωρίς ανάλογη αύξηση της ζήτησης.

Για να αυξηθεί όμως ουσιαστικά η ζήτηση πρέπει να προχωρήσει γρήγορα ο εξηλεκτρισμός των μεταφορών και της θέρμανσης, κάτι που απαιτεί χρόνο και μεγάλες επενδύσεις.

Αντιφατική πολιτική για το Φυσικό αέριο-κίνδυνος για τις επενδύσεις ή έξτρα κόστη

Το φυσικό αέριο, το καύσιμο γέφυρα της ενεργειακής μετάβασης, αντιμετωπίζει ταυτόχρονα το ενδεχόμενο να βρίσκεται μπροστά στο τέλος μιας εποχής και από την άλλη μπροστά στην πιθανότητα να παίζει κεντρικό ρόλο για τις επόμενες δύο δεκαετίες.

Στο πλαίσιο αυτό δεν είναι ξεκάθαρο αν η Πολιτεία θα πρέπει να επιλέξει… να επιδοτεί επενδύσεις  όπως τα FSRU ή οι αποθήκες Καβάλας….Έτσι ενώ αποφάσισε να επιδοτήσει με 150 εκ. ευρώ το FSRU της Gastrade δεν είναι καθόλου βέβαιο ότι θα επιδοτήσει τα επόμενα FSRU που σχεδιάζονται (της Elpedison στη Θεσσαλονίκη και της Motor oil στην Κόρινθο) και βέβαια δεν είναι καθόλου βέβαιο ότι τα FSRU αυτά θα υλοποιηθούν.

Ούτε βέβαια για τις αποθήκες Καβάλας υπάρχει καμιά ξεκάθαρη απόφαση, για το αν θα εγκαταληφθούν ή θα αξιοποιηθούν…

Το νέο ΕΣΕΚ που σύντομα θα κατατεθεί στις Βρυξέλλες, περιλαμβάνει σχεδιασμούς για συνεχή αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ στο ενεργειακό μείγμα και για μείωση της συμμετοχής του φυσικού  αερίου.

Ωστόσο, οι θερμικές μονάδες προσφέρουν την απαραίτητη ευελιξία που χρειάζεται το ηλεκτρικό σύστημα, καθώς το εξισορροπούν τις ώρες που η παραγωγή των ΑΠΕ δεν επαρκεί. Το ρόλο αυτό όμως διεκδικεί και η αποθήκευση και η αντλησιοταμίευση και στο βαθμό που θα αυξάνεται ο αριθμός των μπαταριών στο σύστημα από το 2026 μέχρι το 2030 θα χρειάζονται λιγότερο οι θερμικές μονάδες. Αυτές όμως που έχουμε θα είναι βιώσιμες;

Με βάση τα δεδομένα του ΕΣΕΚ 2030 οι μονάδες φυσικού αερίου θα αθροίζουν συνολική ισχύ 8  GW. Ωστόσο, η «επέλαση» των ΑΠΕ αναπόφευκτα θα περιορίσει τη συμμετοχή τους. Έτσι, το μερίδιο του αερίου στην ηλεκτροπαραγωγή πρόκειται να μειωθεί κατά 72% σε σχέση με το 2022, υποχωρώντας στις 5,4 Τεραβατώρες το 2030, από τις 19 Τεραβατώρες που ήταν πριν από μία διετία.

Αν μοιράσουμε τις 5,4 Τεραβατώρων στο σύνολο των μονάδων αερίου των 8  GW που θα λειτουργούν στο τέλος της 10ετίας , προκύπτει πως το load factor για κάθε σταθμό δεν ξεπερνά το 8-10% κατά μέσο όρο.

Σε αυτά τα επίπεδα συντελεστών στο σύνολό τους οι μονάδες δεν θα είναι βιώσιμες οικονομικά αλλά θα είναι απαραίτητες για την ασφάλεια εφοδιασμού, καλύπτοντας τη ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια τα χρονικά διαστήματα κατά τα οποία δεν θα επαρκεί η (στοχαστική) παραγωγή των ΑΠΕ.

Ο ευρωπαίος ρυθμιστής ενέργειας ENTSO-E, στην τελευταία μελέτη επάρκειας, εκτιμά ότι οι συμβατικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής ανά την Ευρώπη θα απειληθούν ήδη από το 2025, καθώς δεν θα είναι βιώσιμες οικονομικά. Προβλέπει ότι βραχυπρόθεσμα και μεσοπρόθεσμα (2025 και 2028) οι δείκτες οικονομικής βιωσιμότητας δείχνουν ότι σημαντική θερμική ισχύς θα απειληθεί με απόσυρση. Το γεγονός αυτό περιορίζει τα περιθώρια κινήσεων για τους εθνικούς διαχειριστές και οδηγεί σε κίνδυνο επάρκειας για ορισμένες χώρες, ιδίως αυτές της Κεντρικής και Βόρειας Ευρώπης.

Αν δεν ενεργοποιηθούν μηχανισμοί  ισχύος (αποζημιώσεις στις μονάδες)  για να στηριχθεί η βιωσιμότητα των μονάδων αερίου, ο ENTSO-E υπογραμμίζει ότι για το 2033 εντοπίζονται σημαντικές απειλές επάρκειας για πολλά κράτη, ιδίως για τις Ιταλία, Πολωνία, Ελλάδα, Βουλγαρία, Ισπανία, Τσεχία, Βοσνία-Ερζεγοβίνη, Σερβία και Ιρλανδία.

Μεγάλες επενδύσεις σε Διασυνδέσεις- Πρόκληση η υλοποίηση και κόστος στον καταναλωτή

Η εξαγωγική προοπτική της χώρας θα εξαρτηθεί από τις ηλεκτρικές διασυνδέσεις με το εξωτερικό που θα μεταφέρουν την πράσινη ενέργεια, εκτός Ελλάδος αυξάνοντας τις δυνατότητες διάθεσης της ενέργειας που θα παράγεται από τις ΑΠΕ της χώρας.

Επενδύσεις ύψους 5,5 δισ. ευρώ περιλαμβάνει το νέο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης (ΔΠΑ) του ΑΔΜΗΕ για την περίοδο 2025-2034. Το νέο δεκαετές περιλαμβάνει επίσης την κατασκευή τεσσάρων νέων Κέντρων Υπερυψηλής Τάσης που ενισχύουν την ασφάλεια λειτουργίας του συστήματος αλλά και τις δυνατότητες απορρόφησης ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές.

Το σχέδιο Green Aegean Interconnector, εντάσσεται στο δεκαετές πρόγραμμα του ΑΔΜΗΕ που σχεδιάζεται με αφετηρία την Ελλάδα και κατάληξη τη Γερμανία και την Αυστρία, μεταφέροντας ενέργεια από αιολικά και φωτοβολταικά. Με μήκος 1300χλμ, θα διέρχεται μέσω της ηπειρωτικής Ελλάδας για να καταλήξει στη Δυτική Ηπειρο και από εκεί μέσω Αδριατικής θα οδεύει προς Γερμανία και Αυστρία. Αρχικα, η δυναμικότητα του θα είναι 3 GW και αναβάθμιση σταδιακα θα δθάσει στα 6-9 GW.

Η διεθνής αυτή διασύνδεση θα έρθει να «κουμπώσει» αφενός με τη διασύνδεση Κύπρου-Κρήτης-Αττικής, (great sea interconnector) αφετέρου με την υπο μελέτη διασύνδεση Αττικής-Αιγύπτου (GREGY) για τη μεταφορά πράσινης ενέργειας που βρίσκεται στη φάση των μελετών.

Επίσης νέες διασυνδέσεις με Β. Μακεδονια και Βουλγαρία έχουν ήδη σχεδιαστεί.

Ωστόσο, το ύψος των επενδύσεων και οι συνθετότητα των έργων φέρνουν πιθανές καθυστερήσεις στις νέες διασυνδέσεις ενώ στο βαθμό που εξαρτώνται και από άλλα κράτη αυξάνεται ο βαθμός δυσκολίας στην υλοποίησή τους. Παράδειγμα αποτελεί το πρόβλημα στη συμφωνία μεταξύ ΑΔΜΗΕ και Κύπρου για τη Διασύνδεση Κρήτης-Κύπρου, που έχει κολλήσει στη διαφωνία με τη Ρυθμιστική Αρχή Κύπρου για τη μεθοδολογία εσόδου του ΑΔΜΗΕ για το έργο.

Στους άλλους κινδύνους, για την υλοποίησή τους, οι διεθνείς ανταγωνισμοί και η ανάγκη διακρατικών συμφωνιών,  τυχόν χρηματοδοτικά κενά, τις τεχνικές δυνατότητες, καθώς και τη διάσταση ότι οι επενδύσεις εν τέλει επιβαρύνουν τα τέλη χρήσης δικτύου, δηλαδή τον καταναλωτή.