Page 79 - επιχειρείν - Νοέμβριος 2023

παρουσίαση
E

Στο σημείο αυτό ο κ. Λουμάκης υπενθύμισε πως οι εξαγωγές ενέργειας Εν κατακλείδι ο κ. Λουμάκης συνόψισε πως:
ΑΠΕ δεν πληρώνουν ΕΤΜΕΑΡ, το οποίο εντούτοις αποτελεί κόστος ρεύ- • Οι εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας συνιστούν μεν πολιτική εθνικής και
ματος. Το ΕΤΜΕΑΡ σήμερα επί της ετήσιας εγχώριας κατανάλωσης που ενεργειακής ανεξαρτησίας, οι οικονομικοί όροι, ωστόσο, με τους οποίους
το καταβάλλει, ανέρχεται μεσοσταθμικά στα 12 ευρώ/MWh, ενώ επί του διεξάγονται διαδραματίζουν κρίσιμο ρόλο στη μεσομακροπρόθεσμη βιω-
συνόλου της παραγωγής των ΑΠΕ ετησίως μεσοσταθμικά αντιστοιχεί σε σιμότητα και ωφέλεια των πολιτικών αυτών καθώς και των επενδύσεων.
~30 ευρώ ανά ανανεώσιμη MWh. • Οι καταγραφείσες καθαρές εξαγωγές της περιόδου Ιαν – Οκτ 2023
Εν συνεχεία ο Πρόεδρος του ΣΠΕΦ παρουσίασε τυπικά στοιχεία στο ΔΣ με μεσοσταθμικό έσοδο στα 98.4 ευρώ/MWh δεν προκύπτει να
κόστους ηλεκτροπαραγωγής για το Ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα ώστε καλύπτουν τα θεμελιώδη κόστη της ηλεκτροπαραγωγής της περιόδου
να συγκριθούν με τα μεσοσταθμικά 98.4 ευρώ/MWh των εξαγωγών της στο διασυνδεδεμένο, θερμικής (>150 ευρώ/MWh) αλλά και ΑΠΕ (~122
περιόδου. Ως προς τις συμβατικές πηγές, από τον μαθηματικό τύπο της ευρώ/MWh).
Υπουργικής Απόφασης ΥΠΕΝ/ • Σε ότι αφορά ειδικότερα τις κυρίαρχες στο μίγμα μορφές ΑΠΕ, μόνο
ΔΗΕ/70248/2434/2022 και για τιμές το τρέχον μεσοσταθμικό κόστος των αιολικών (~91 ευρώ/MWh) βρίσκεται
φυσικού αερίου στα ~42 ευρώ/ χαμηλότερα της καταγραφείσας μεσοσταθμικής τιμής εξαγωγών της εξε-
θερμική MWh καθώς και τιμών ταζόμενης περιόδου, ωστόσο επειδή δεν λειτουργούν ποτέ μόνα τους και
κόστους δικαιωμάτων εκπομπών ιδίως τις ώρες των εξαγωγών σύμφωνα με το σχετικό Διάγραμμα 2, δεν
ρύπων στα ~90 ευρώ/tn CO που τεκμηριώνεται οικονομικό περιθώριο στην καταγραφείσα μεσοσταθμική
2
κατά μέσο όρο εμφανίστηκαν τιμή εξαγωγών.
στο εξεταζόμενο διάστημα, οι • Το Merit-Order-Effect με την μηδενική λογιστική τιμολόγηση των ΑΠΕ
οροφές τιμών αποζημίωσης για που λειτουργούν υπό σχήματα FIT, FIP αλλά και CfD προσεχώς καθώς και
τους αντίστοιχους παραγωγούς η ανάκτηση υπολειπόμενου κόστους παραγωγής από συμβατικές πηγές
στα πλαίσια του προσωρινού μη- σε ώρες εκτός κορύφωσης της προσφοράς ενέργειας και συνεπώς εκτός
χανισμού επιστροφής εσόδων περιόδου εξαγωγών,
χονδρεμπρορικής αγοράς των ως μπορούν να δικαιο-
άνω τεχνολογιών, προκύπτουν λογήσουν σε μεγάλο
για τις λιγνιτικές μονάδες στα βαθμό το φαινόμενο
Δρ. Στέλιος Λουμάκης 216 ευρώ/MWh, για τις μονάδες των χαμηλότερων του
Πρόεδρος του ΣΠΕΦ φυσικού αερίου συνδυασμένου αναγκαίου τιμών των
κύκλου στα 148 ευρώ/MWh, για τις εξαγωγών. Η τυχόν
μονάδες φυσικού αερίου ανοικτού υιοθέτηση μάλιστα μη-
κύκλου στα 203 ευρώ/MWh, ενώ χανισμών ισχύος για
για τα μεγάλα υδροηλεκτρικά η Υ.Α. επιφύλαξε πλαφόν 112 ευρώ/MWh. την ενίσχυση των συμ-
Σε ότι αφορά τις ΑΠΕ και εν προκειμένω το κυρίαρχο μίγμα αιολικών και βατικών πηγών εκτός
επαγγελματικών φωτοβολταϊκών που καταγράφεται στη χώρα, η μεσοσταθ- της Προημερήσιας
μική τιμή της πλήρους αποζημίωσης τους με επεξεργασία στοιχείων από αγοράς αναμένεται να
το πλέον πρόσφατο αναλυτικό δελτίο ΕΛΑΠΕ του ΔΑΠΕΕΠ, ανήλθε για το επιτείνει το πρόβλημα.
διάστημα Ιαν-Ιουν-23 στα ~122 ευρώ/MWh. Όπως φαίνεται μάλιστα στο Και στις δύο ως άνω
κάτωθι Διάγραμμα 3, για διαφορετικά σενάρια αποζημίωσης (ΤΑ) που διε- περιπτώσεις το υπολει-
ξήχθησαν -εν είδη άσκησης ελαστικότητας και για αυξημένες ΤΑ των νέων πόμενο κόστος της ηλεκτροπαραγωγής που εξήχθη επιβαρύνει εν τέλει
στο εξής έργων ΑΠΕ με κάποια αποθήκευση πίσω από τον μετρητή που την εσωτερική αγορά και δεν ανακτάται από το εξωτερικό.
πλέον καθίσταται απαραίτητη και με αύξηση της διείσδυσης τους σύμφωνα • Η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ με κατεύθυνση το 2030
με τους στόχους του νέου ΕΣΕΚ έως το 2030 (στα 9.5 GW αιολικά και 13.4 αναμένεται να μειώσει περαιτέρω τα κόστη ηλεκτροπαραγωγής σύμφωνα
GW φωτοβολταϊκά συνολικά), το μεσοσταθμικό τους κόστος αναμένεται μεν και με το Διάγραμμα 3, οπότε και να δώσει ώθηση σε οικονομικά επωφελέ-
να μειωθεί κάτω από τα 100/MWh ευρώ σε 3-4 χρόνια, ωστόσο παραμένουν στερες εξαγωγές, υπό την επιφύλαξη ωστόσο ότι οι χονδρεμπορικές τιμές
σημαντικές αβεβαιότητες ως προς το τελικό κόστος της αποθήκευσης αλλά δεν θα υποχωρήσουν ακόμη επιθετικότερα, υποχρεώνοντας τις εξαγωγές
και των περικοπών που θα καταγραφούν. να λαμβάνουν χώρα και πάλι σε χαμηλότερες του αναγκαίου τιμές.
Διάγραμμα 3 • Η αναντιστοιχία πραγματικού κόστους ηλεκτροπαραγωγής και τιμών
στις χονδρεμπορικές αγορές και ιδίως στις ΑΠΕ συνιστά Ευρωπαϊκή ρυθ-
μιστική πρόκληση και όχι μόνο ελληνική και που οφείλει να διευθετηθεί
(λ.χ. το ΕΤΜΕΑΡ να αποτυπώνεται-ενσωματώνεται με κάποιο τρόπο στη
χονδρική άρα και στις εξαγωγές, οπότε και να ανακτάται το πλήρες κόστος
της ενέργειας που εξάγεται).
• Σε κάθε περίπτωση η αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ οφείλει να
μην προπορεύεται της αναγκαίας αποθήκευσης, κάτι που δεν φαίνεται να
συμβαίνει στον αναγκαίο βαθμό στο ΕΣΕΚ για το 2030, όπου 23 GW αιολικών
και φωτοβολταϊκών σχεδιάζεται «επιθετικά» να λειτουργούν με μόλις 5.3
GW αποθήκευσης και για ζήτηση ισχύος που κατά την εκτίμηση μας ίσως
να μην ξεπερνά σε συστηματική βάση τα 10-12 GW.
• Ακόμη δυσμενέστερα τα εν λειτουργία σήμερα έργα ΑΠΕ (~12 GW)
μαζί με τους εκδοθέντες όρους σύνδεσης υπερβαίνουν τα 27 GW και αν
κανείς προσθέσει και τα 2 GW οικιακών Φ/Β συστημάτων που έχουν εξαγ-
γελθεί αλλά και όσων ακόμη βρίσκονται σε «ουρά» αναμονής στο ΑΔΜΗΕ,
φαίνεται πως θα ξεπεράσουμε τα 28 GW ίσως και τα 30 GW.

επιχειρείν 2023 79