Βραχυχρόνιες συμφωνίες προμήθειας πράσινου ρεύματος, της τάξης των δύο ετών  και όχι των 10 ετών, όπως είναι τα κλασικά PPAs, αλλά και κίνητρα για τη σύναψή τους επιδιώκει πλέον η βιομηχανία, καθώς τα δεδομένα της αγοράς έχουν αλλάξει ριζικά και η λύση των μακροχρόνιων πράσινων ΡΡΑ εμπεριέχει μεγάλο επιχειρηματικό ρίσκο,

Oι καθυστερήσεις στους όρους σύνδεσης των φωτοβολταϊκών της κατηγορίας Β, που αν είχαν προχωρήσει εγκαίρως θα είχαν δώσει μία λύση στα βιομηχανικά PPAs, έχουν καταστήσει πλέον ασύμφορες τις μακροχρόνιες συμβάσεις με τα έργα αυτά, υποστηρίζει πλέον η βιομηχανία. Το επιχειρηματικό ρίσκο στα συμβόλαια δεκαετούς διάρκειας φαίνεται ότι είναι πολύ υψηλό για τους αντισυμβαλλόμενους, σε βαθμό που να υπερκαλύπτει τους κινδύνους από την αστάθεια της αγοράς.

Υπενθυμίζεται ότι τα φωτοβολταϊκά της κατηγορίας Β, ήταν εκείνα για τα οποία έπρεπε οι παραγωγοί  έργων ΑΠΕ δυναμικότητας 4.000MW να δεσμευτούν ότι θα συνάψουν ΡΡΑ με μη οικιακούς καταναλωτές. Η χορήγηση όρων σύνδεσης όμως πάγωσε, με αποτέλεσμα τα έργα  αυτά να μην προχωρήσουν εγκαίρως. Τελευταία έχει ανοίξει μία συζήτηση στο υπουργείο Περιβάλλοντος-Ενέργειας προκειμένου να δοθούν όροι σύνδεσης, όμως η βιομηχανία υποστηρίζει ότι τώρα πια είναι πολύ αργά.

Όπως προκύπτει και από την πρόσφατη επιστολή της ΕΒΙΚΕΝ, του φορέα που εκπροσωπεί τις βιομηχανίες έντασης ενέργειας, προς τον υπουργό Περιβάλλοντος- Ενέργειας Θόδωρο Σκυλακάκη, “Το momentum έχει χαθεί¨.

Παράγων της βιομηχανίας ανέφερε ότι  “όταν ξεκίνησε η συζήτηση για τα φωτοβολταϊκά της κατηγορίας Β, στόχος ήταν τα έργα να λειτουργούν την 1/1/205  ώστε τα ΡΡΑ με σταθερή τιμή που θα υπογράφονταν να προλάβουν να δώσουν κέρδη τουλάχιστον τα πρώτα χρόνια  Τώρα, ακόμα και αν δοθούν όροι σύνδεσης και προχωρήσουν τα έργα ,  πάμε αναγκαστικά για έναρξη το 2027, αλλά οι τιμές που προσφέρονται πλέον για δεκαετή ΡΡΑ σταθερής τιμής είναι πολύ υψηλές” Η αποκλιμάκωση της τιμής του φυσικού αερίου έχει φέρει χαμηλότερες τιμές στη χονδρική αγορά ηλεκτρισμού, ενώ οι τιμές για ΡΡΑ που συζητούνται την περίοδο αυτή στην αγορά παραμένουν μεταξύ 55-65 ευρώ/MWh, που μπορεί τελικά να καταλήξουν και υψηλότερες για τον αγοραστή, αν λάβουμε υπόψη το κόστος προσαρμογής στην καμπύλη παραγωγής.   

Aς σημειωθεί ότι η Ευρωπαϊκή Επιτροπή απέρριψε κατ’ αρχήν το αίτημα  της Ελλάδας, που αφορούσε στην  έγκριση μηχανισμού επιδότησης της βιομηχανίας για  μέρος του κόστους,  που προκύπτει από την προσαρμογή της  καμπύλης παραγωγής ενός Φ/Β στην καμπύλη λειτουργίας μιας βιομηχανίας. Πρόκειται για το μηχανισμό  Green Pool, χωρίς τον οποίο η βιομηχανία εκτιμά  ότι η λύση των μακροχρόνιων πράσινων ΡΡΑ με Φ/Β εμπεριέχει μεγάλο επιχειρηματικό ρίσκο.

Στην περίπτωση που οι Βρυξέλλες απορρίψουν οριστικά  το Green Pool ή έστω κάποια παραλλαγή του, τότε οι  βιομηχανίες εξετάζουν το ενδεχόμενο  σύναψης ΡΡΑ με την κατηγορία εκείνων των παραγωγών ΑΠΕ, που  ενώ έχουν συμβάσεις λειτουργικής ενίσχυσης με τον ΔΑΠΕΕΠ, δύνανται να συμμετέχουν στην αγορά  χωρίς να λαμβάνουν λειτουργική ενίσχυση για χρονικό διάστημα που άρχεται με  τη λήψη της άδειας λειτουργίας και δεν υπερβαίνει τα δύο έτη. Πρόκειται για μία δυνατότητα που παρέχεται βάσει του Ν 5037/28-3-2023  (άρθρο 112, Παρ 3Α). Οι διετείς συμβάσεις  μειώνουν το ρίσκο που έχουν οι δεκαετείς συμβάσεις, όμως η δυνατότητα αυτή,  δεν έχει ακόμη ενεργοποιηθεί.

Εξίσου σημαντική θεωρεί η βιομηχανία τη θεσμοθέτηση μίας υποχρέωσης των παραγωγών ΑΠΕ να συνάπτουν ΡΡΑ με βιομηχανικούς πελάτες για ένα τμήμα της παραγωγής τους , διαφορετικά οι  βιομηχανίες δεν θα μπορούν να ανταγωνιστούν με ίσους όρους τους μεγάλους καθετοποιημένους παίκτες.

Από την άλλη πλευρά έντονος είναι ο προβληματισμός της ΕΒΙΚΕΝ και για τις μεγάλες αυξομειώσεις τιμών στην αγορά. Είναι χαρακτηριστικό ότι στην επιστολή της προς τον υπουργό επισημαίνει τον κίνδυνο “κανιβαλισμού των τιμών”,  λόγω της αθρόας διείσδυσης των Φ/Β, χωρίς αυτή να συνοδεύεται από την αντίστοιχη αύξηση φορτίου στο σύστημα.

Οπως αναφέρει η ΕΒΙΚΕΝ στην επιστολή,   το 2023 το έσοδο ενός ΦΒ ήταν κατά 25 ευρώ/MWH (shaping cost) μικρότερο ως προς τη μέση τιμή της αγοράς και  αντίστοιχα το έσοδο ενός αιολικού ήταν κατά 8 ευρώ/MWH μικρότερο.

“ Συμπερασματικά θεωρούμε, ότι σε κάθε περίπτωση το υπό αναθεώρηση κανονιστικό πλαίσιο λήψης όρων σύνδεσης, συμπεριλαμβανομένων και των διαγωνισμών ΑΠΕ για λήψη σταθερής τιμής θα πρέπει παράλληλα να θεσμοθετεί την υποχρέωση των παραγωγών ΑΠΕ να συνάψουν για ένα μέρος της δυναμικότητας τους π.χ 50%, ΡΡΑ με επιλέξιμες βιομηχανίες, όπως άλλωστε προβλέπει και ο νέος ευρωπαϊκός κανονισμός λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, καταλήγει η επιστολή της ΕΒΙΚΕΝ