Παρά την εντυπωσιακή διείσδυση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) στο ενεργειακό μίγμα, οι καταναλωτές δεν βλέπουν ακόμη την αναμενόμενη μείωση στους λογαριασμούς ρεύματος. Αντίθετα, οι τιμές της ενέργειας παραμένουν «κολλημένες» ψηλά εξαιτίας ενός συνδυασμού παραγόντων, από τη δομή της αγοράς και τον τρόπο τιμολόγησης, έως τις ανύπαρκτες υποδομές αποθήκευσης, που «φρενάρουν» τη μεταφορά του οφέλους στη λιανική αγορά. Με τα ελληνικά νοικοκυριά και τη βιομηχανία να πιέζονται περισσότερο, η πολιτεία και οι προμηθευτές καλούνται να λύσουν αυτήν τη δύσκολη εξίσωση.
Η πράσινη ενέργεια δεν σημαίνει αυτόματα φθηνή ενέργεια
Μπορεί η διείσδυση των ΑΠΕ να μειώνει το κόστος παραγωγής ενέργειας, ωστόσο δε μειώνει εξ’ ορισμού το κόστος του συστήματος, καθώς για να συνδεθούν τα έργα ΑΠΕ σε ένα σύστημα, χρειάζονται επιπλέον επενδύσεις στα δίκτυα, σύμφωνα με όσα ανέφερε ο Δημήτρης Φούρλαρης, Αντιπρόεδρος του Κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ, στο περιθώριο του 7ου Renewable & Storage Forum.
Σύμφωνα με τον ίδιο, «είναι ένα γεγονός που δεν αφορά μόνο την Ελλάδα αλλά απασχολεί ολόκληρη την Ευρώπη καθώς πράγματι με μια πρώτη ανάγνωση η προσδοκία είναι απλή. Όσο αυξάνεται το μερίδιο των ΑΠΕ, τόσο θα έπρεπε να μειώνεται το κόστος ενέργειας, αφού μιλάμε για πηγές με σχεδόν μηδενικό μεταβλητό κόστος και καμία εξάρτηση από καύσιμα.
Ωστόσο, δεν πρέπει να ξεχνάμε ότι μιλάμε για έργα που έχουν και αυτά ένα κόστος επένδυσης το οποίο σε κάθε περίπτωση πρέπει να αποσβεστεί σε βάθος χρόνου μικρότερο των συμβατικών».
Όμως, όπως εξήγησε ο κ. Φούρλαρης, στην πράξη βλέπουμε κάτι διαφορετικό. «Βλέπουμε φαινόμενα όπου, την ίδια μέρα, μπορεί να έχουμε αρνητικές τιμές χονδρικής το μεσημέρι λόγω υπερπαραγωγής από φωτοβολταϊκά και λίγες ώρες μετά, το βράδυ, οι τιμές να εκτοξεύονται ξανά επειδή το σύστημα χρειάζεται να καλύψει τη ζήτηση με ακριβές μονάδες κατά βάση φυσικού αερίου.
Μέχρι το 2025, η ΕΕ παράγει πάνω από το 50% της ηλεκτρικής της ενέργειας από ΑΠΕ. Στην Ελλάδα, τα ποσοστά ξεπερνούν το 45%, με ορισμένες ημέρες η παραγωγή από ήλιο και άνεμο να καλύπτει το σύνολο της ζήτησης», ανέφερε χαρακτηριστικά.
Προϋποθέσεις για να μεταφερθεί το όφελος στον καταναλωτή
Σύμφωνα με τον κ. Φούρλαρη, για να μεταφερθεί το όφελος των ΑΠΕ στον τελικό καταναλωτή απαιτείται μια σειρά διαρθρωτικών αλλαγών.
Πρώτη και καθοριστική είναι η ανάπτυξη έργων αποθήκευσης ενέργειας, ώστε να είναι δυνατή η μεταφορά της παραγωγής από τις φθηνές ώρες στις ώρες αιχμής, και σύμφωνα με τον ίδιο, «όσο αυξάνεται η αποθήκευση ενέργειας τόσο θα μειώνεται η μεταβλητότητα των τιμών».
Εξίσου σημαντική είναι η έξυπνη διαχείριση της ζήτησης μέσω δυναμικών τιμολογίων και ευρείας εγκατάστασης «έξυπνων μετρητών», που θα επιτρέψουν στους καταναλωτές να μετακινούν την κατανάλωσή τους σε φθηνότερες ώρες και «θα περιορίσουν τις ακραίες τιμές και διακυμάνσεις».
Παράλληλα, η ενίσχυση των δικτύων και των ευρωπαϊκών διασυνδέσεων είναι κρίσιμη, ώστε να μην πετιέται πολύτιμη πράσινη ενέργεια λόγω κορεσμού.
Τέλος, όπως τόνισε ο κ. Φούρλαρης, απαιτείται αναθεώρηση του ευρωπαϊκού μοντέλου αγοράς, ώστε οι ΑΠΕ και οι μονάδες αποθήκευσης να συμμετέχουν ενεργά στις αγορές εξισορρόπησης, χωρίς να οδηγούνται σε στρεβλές υπερτιμολογήσεις.
Ο ρόλος των PPAs και των προμηθευτών
Ο Γενικός Διευθυντής του Ελληνικού Συνδέσμου Προμηθευτών Ενέργειας (ΕΣΠΕΝ), Μίλτος Ασλάνογλου, επεσήμανε ότι δεν υπάρχουν εργαλεία ώστε η φθηνή ενέργεια που παράγεται από ΑΠΕ να περάσει στην τσέπη του καταναλωτή, καθώς η αγορά προμήθειας ενσωματώνει εμπορικά ρίσκα, κόστη και διαδικασίες που ανεβάζουν το τελικό κόστος, ενώ σημαντικό ρόλο σύμφωνα με τον ίδιο διαδραματίζει η χονδρεμπορική αγορά.
Σύμφωνα με τον κ. Ασλάνογλου, οι τελικοί προμηθευτές αντιμετωπίζουν αβεβαιότητα λόγω των ρυθμιστικών τελών και έτσι πρέπει να τιμολογήσουν προτού γνωρίζουν το πραγματικό κόστος της ενέργειας, γεγονός που προσθέτει ρίσκο και αυξάνει έμμεσα το κόστος για τον καταναλωτή.
Με βάση όσα ανέφερε η λύση μπορεί να έρθει μέσα από τα μακροχρόνια συμβόλαια αγοράς ενέργειας, γνωστά ως PPAs (Power Purchase Agreements), τα οποία εξασφαλίζουν σταθερές τιμές για τους προμηθευτές και μειώνουν το ρίσκο.
Ωστόσο, για να έχουν πραγματικό αποτέλεσμα, τα PPAs θα πρέπει να καλύπτουν το 70-80% του χαρτοφυλακίου των προμηθευτών, όταν στην Ελλάδα σήμερα αντιστοιχούν μόλις στο 5% της συνολικής παραγωγής.
«Πρέπει να περάσει η φθηνή ενέργεια στον τελικό καταναλωτή. Αυτό θα γίνει σε μπορεί να μη γίνει. Μην καθυστερούμε άλλο», κατέληξε.
Η λύση για το ενεργειακό κόστος της βιομηχανίας
Σημαντικές στρεβλώσεις στη λειτουργία της αγοράς εξισορρόπησης, που εκτοξεύουν το ενεργειακό κόστος των ελληνικών βιομηχανιών, ανέφερε ο πρόεδρος της Ένωσης Βιομηχανικών Καταναλωτών Ενέργειας (ΕΒΙΚΕΝ), Αντώνης Κοντολέων.
Όπως ανέφερε, η αγορά παρουσιάζει σοβαρές «αρρυθμίες» που οδηγούν σε αδιαφάνεια, επιβαρύνοντας τελικά τον τελικό καταναλωτή και υπονομεύοντας την ανταγωνιστικότητα των επιχειρήσεων.
«Ποια είναι η διαφορά ανάμεσα σε ένα σούπερ μάρκετ και μια ενεργοβόρο βιομηχανία μέσης τάσης; Καμία. Πληρώνουν ακριβώς τα ίδια σε ΕΤΜΕΑΡ, ΥΚΩ και χρεώσεις δικτύου. Αντιθέτως, από το 2019, οι μη επιλέξιμες επιχειρήσεις επιδοτούνται παρανόμως με μειωμένο ΕΤΜΕΑΡ και ευθύνονται για το έλλειμμα του ΕΛΑΠΕ», δήλωσε χαρακτηριστικά.
Μάλιστα, σύμφωνα με τα στοιχεία που παρουσίασε ο κ. Κοντολέων, το κόστος ανακατανομής έχει αυξηθεί δραματικά, φτάνοντας το 28% των συνολικών εσόδων των συμβατικών παραγωγών το 2025, από 23% το 2024 και 18% το 2023.
Σύμφωνα με τον Πρόεδρο της ΕΒΙΚΕΝ, η εκτόξευση αυτή οφείλεται κυρίως σε πρακτικές του ΑΔΜΗΕ, όπως η ένταξη σε 24ωρη λειτουργία υπό απόσυρση λιγνιτικών μονάδων του Αγίου Δημητρίου, οι οποίες αποζημιώνονται με το σύστημα pay-as-bid, χωρίς διαφάνεια ως προς τη διαδικασία ή τη συχνότητα ενεργοποίησής τους με αποτέλεσμα στρεβλώσεις αλλά και την επιβάρυνση των καταναλωτών κατά περίπου 7 ευρώ/MWh.
Παράλληλα, σε περιόδους χαμηλής ζήτησης ( Μάρτιο έως Ιούνιο και Αύγουστο έως Σεπτέμβριο) παρατηρείται εκτίναξη του ΛΠ3 (κόστους ανακατανομής) στις μεσημεριανές ώρες, παρότι η αγορά επόμενης ημέρας (ΛΠ1) κινείται σχεδόν στο μηδέν. Οι θερμικές μονάδες εντάσσονται και αποζημιώνονται για ανοδική ενέργεια με προσφορές έως και 300 ευρώ/MWh, ένδειξη, όπως σημειώνει ο πρόεδρος της ΕΒΙΚΕΝ, «στρατηγικής τιμολόγησης».
Έτσι, προκειμένου να περιοριστεί το ενεργειακό βάρος για τις επιχειρήσεις, η ΕΒΙΚΕΝ προτείνει δύο βασικές παρεμβάσεις. Πρώτον τη μεταφορά του κόστους ανακατανομής (ΛΠ3) στη Χρέωση Χρήσης Συστήματος (ΧΧΣ), όπως εφαρμόζεται ήδη σε χώρες της Κεντρικής Ευρώπης και δεύτερον την αξιοποίηση των εσόδων του ΑΔΜΗΕ από διασυνδέσεις (109,4 εκατ. ευρώ το 2024) και χρεώσεις μη συμμόρφωσης για τη μείωση του ΛΠ3, κατά το ιταλικό πρότυπο.
Σύμφωνα με τον κ. Κοντολέων, οι χρηματοροές του ΑΔΜΗΕ θα μπορούσαν να χρησιμοποιηθούν για την άμεση αποκλιμάκωση του κόστους εξισορρόπησης.
Πέρα από την αγορά εξισορρόπησης, ο πρόεδρος της ΕΒΙΚΕΝ αναφέρθηκε και στο χρόνιο ζήτημα του ΕΤΜΕΑΡ, τονίζοντας ότι οι επιλέξιμες βιομηχανίες εξακολουθούν να επιβαρύνονται με αυξημένες χρεώσεις, ενώ παραμένει σε εκκρεμότητα η εκκαθάριση των ετών 2022-2025 και η έγκριση του νέου σχήματος από την Κομισιόν.
Μάλιστα, όπως ανέφερε, ο συνολικός λογαριασμός υπέρ της βιομηχανίας φτάνει περίπου τα 60 εκατ. ευρώ, με 17 εκατ. ευρώ ανά έτος από το 2022, ενώ η διαδικασία κοινοποίησης παραμένει παγωμένη από το 2023.
Αντίστοιχα, η αντιστάθμιση του κόστους διοξειδίου του άνθρακα παρέχεται στην Ελλάδα «κουτσουρεμένη σε σχέση με τα ευρωπαϊκά δεδομένα, με καθυστερήσεις και εμπόδια».
Ο κ. Κοντολέων έκλεισε την ομιλία του ζητώντας την ενίσχυση της ΡΑΕΕΥ, η οποία σύμφωνα με τον ίδιο «δεν έχει προσωπικό, ότι προλαβαίνει κάνει. Ενισχύστε τον Ρυθμιστή διαφορετικά δεν θα λειτουργήσει η αγορά».
Ακολουθήστε το Business Daily στο Google news
