μοντέλα στην αγορά φωτοβολταϊκών», στο πλαίσιο του συνεδρίου "Renewable & Storage Forum", που πραγματοποιήθηκε την προηγούμενη Πέμπτη, στην Αθήνα.
Η εποχή μετά την υιοθέτηση του "Μοντέλου Στόχου" (Target Model), ήτοι από το 2020, όταν και προβλέπεται να λήξει το υφιστάμενο σχέδιο ανταγωνιστικών διαδικασιών καθορίζει τρεις βασικές επιλογές για τους επενδυτές.
Σύμφωνα με τον κ. Ψωμά, μια επιλογή θα είναι η συμμετοχή τους σε διαγωνιστικές διαδικασίες, προεξαρχόντων κοινών διαγωνισμών, καθώς και ορισμένων εξειδικευμένων ανά τεχνολογία. Μια δεύτερη επιλογή θα είναι η συμμετοχή τους στις αγορές του Χρηματιστηρίου Ενέργειας, ενώ μια τελευταία, η σύναψη εταιρικών συμβάσεων αγοροπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας, δηλαδή, τα λεγόμενα Corporate PPAs. Σε κάθε περίπτωση, η ενσωμάτωση και εφαρμογή των νέων επιχειρηματικών μοντέλων απαιτούν στρατηγικές προσαρμογής από τους επενδυτές, προκειμένου να είναι σε θέση να σταθμίσουν το ρίσκο και τα προσδοκώμενα οφέλη.
Κάτι ανάλογο μπορεί να γίνει καλύτερα αντιληπτό, υπό την έννοια ότι οι μεγαλύτεροι παίκτες της αγοράς, δεν ενδιαφέρονται τόσο για τις διαγωνιστικές διαδικασίες, επειδή η συμμετοχή στην αγορά μοιάζει να παρέχει υψηλότερες αποδόσεις.
Εν τούτοις, θα πρέπει να επισημανθεί ότι τα μεγάλα χαρτοφυλάκια εξετάζουν επιλογές και πέραν του Χρηματιστηρίου, καθώς η επιλογή ενός σταθερού πελάτη, όπου για ένα εύλογο χρονικό διάσημα, μεταξύ 10-20 ετών, θα μπορούν να πωλούν την παραγόμενη ενέργεια, συνάπτοντας ένα διμερές συμβόλαιο τύπου PPA, μοιάζει απείρως πιο ελκυστική για αυτούς.
Συμβόλαια 15ετούς ή 20ετούς διάρκειας εμφανίζονται ολοένα και συχνότερα, όπως τόνισε ο κ., Ψωμάς «δηλαδή αρχίζει σιγά σιγά αυτό το μοντέλο να προσιδιάζει με το μοντέλο pool και τα feed in tariffs που είχαμε. Αντί να πουλάς στον ΔΑΠΕΕΠ για 20 χρόνια πουλάς σε έναν καλό πελάτη για 20 χρόνια», όπως είπε χαρακτηριστικά.
Σε ότι αφορά στην Ελλάδα, ο ενεργειακός σύμβουλος ανέφερε πως κυρίαρχο μοντέλο PPAs θα είναι το sleeved PPA (όπως συμβαίνει ήδη στην Ευρώπη), δηλαδή ένα «τριμερές σχήμα» που θα απαρτίζεται από τον παραγωγό, έναν ενδιάμεσο και τον τελικό καταναλωτή.
Σύμφωνα με το μοντέλο αυτό «ενδιάμεσος» του παραγωγού ΑΠΕ και του καταναλωτή μπαίνει ένας προμηθευτής ενέργειας ή ένας Φορέας Σωρευτικής Εκπροσώπησης (ΦΟΣΕ), ο οποίος εγγυάται ότι τις ώρες που το φωτοβολταϊκό δεν μπορεί να τροφοδοτεί τον πελάτη, αναλαμβάνει ο ίδιος την τροφοδότησή του (π.χ. αγορά ενέργειας από την χονδρεμπορική αγορά ή από άλλα assets του χαρτοφυλακίου του). Για την εν λόγω υπηρεσία διαθεσιμότητας, ο προμηθευτής θα λαμβάνει μια αμοιβή από τον τελικό καταναλωτή.
«Το μοντέλο αυτό προσφέρει κάποιο έσοδο το οποίο δεν είναι τεράστιο αλλά επειδή είναι σταθερό και μειώνει τα ρίσκα, είναι εξαιρετικό και για τους τρεις. Να σημειωθεί ότι μιλάμε καταρχάς για τους μεγάλους καταναλωτές» υπογράμμισε ο κ. Ψωμάς.
Προϊόντος του χρόνου και λόγω της ανωριμότητας που χαρακτηρίζει την εγχώρια αγορά, αλλά και την έλλειψη ανάλογου ρυθμιστικού πλαισίου, η εικόνα των επιχειρηματικών μοντέλων για την αγορά φωτοβολταϊκών θα διευρυνθεί, με την ενσωμάτωση και εφαρμογή των μοντέλων ιδιοκατανάλωσης και εικονικών σταθμών Ηλεκτροπαραγωγής. Στην περίπτωση της ιδιοκατανάλωσης υπάρχει ήδη το σχετικό νομοθετικό πλαίσιο, που προβλέπει την έγχυση της πλεονάζουσας ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο και την αποζημίωση που λαμβάνει ο παραγωγός.
Σύμφωνα με το άρθρο 13 του Ν. 3468/2006 ορίζεται ότι οι τιμές αποζημίωσης για την επερχόμενη στο δίκτυο ενέργεια, αφορούν στο «πλεόνασμα της ηλεκτρικής ενέργειας που διατίθεται στο Σύστημα ή το Δίκτυο, το οποίο μπορεί να ανέλθει μέχρι ποσοστό 20% της συνολικά παραγόμενης, από τους σταθμούς αυτούς, ηλεκτρικής ενέργειας, σε ετήσια βάση». Επιπρόσθετα, υπάρχει η πρόταση να ισχύσει, χωρίς τον περιορισμό του 20%, το μοντέλο αυτό σε οικιακές και μικρές εμπορικές εφαρμογές. Μετά το 2023 προβλέπεται σε επίπεδο Ευρώπης να είναι υποχρεωτικό για όλα τα νέα συστήματα στον οικιακό τομέα.
Ο συμψηφισμός θα γίνεται σε πραγματικό χρόνο και το όφελος θα αφορά τόσο τις ανταγωνιστικές όσο και τις ρυθμιζόμενες χρεώσεις (περιλαμβανομένων των ΥΚΩ). Η περίσσεια ενέργειας που δεν ιδιοκαταναλώνεται σε πραγματικό χρόνο είτε αποθηκεύεται σε συσσωρευτές για να ιδιοκαταναλωθεί αργότερα, είτε εγχέεται στο δίκτυο και αποζημιώνεται στο σύνολό της έναντι μιας σταθερής ρυθμιζόμενης τιμής ή μιας τιμής σχετιζόμενης με τη χονδρεμπορική τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας.
Σύμφωνα με τον κ. Ψωμά, το μοντέλο της ιδιοκατανάλωσης θα γίνεται ολοένα και πιο ελκυστικό, όσο θα μειώνεται το κόστος των φωτοβολταϊκών και των συστημάτων αποθήκευσης.
Σε ανάλογο επίπεδο κινείται και το μοντέλο των Εικονικών Σταθμών Ηλεκτροπαραγωγής (Virtual Power Plants) όπου επιτυγχάνεται, επί της ουσίας, ο συντονισμός και η συνένωση πολλών μικρών συστημάτων ΑΠΕ, εξασφαλίζοντας τόσο την ομαλή λειτουργία των συστημάτων αυτών, όσο και του συνολικού ηλεκτρικού συστήματος.
Μέσω των “Virtual Power Plants”, πολλά μικρά συστήματα ΑΠΕ και συσσωρευτών επικοινωνούν μεταξύ τους μέσω cloud και παρέχουν υπηρεσίες στο δίκτυο, ή συναλλάσσονται συλλογικά στις αγορές ενέργειας. Τέτοια συστήματα απαντώνται στις ΗΠΑ, Βρετανία, Γερμανία και Αυστραλία, όπου βάση για ανάλογες εφαρμογές είναι η αξιοποίηση των τεχνολογιών τεχνητής νοημοσύνης και blockchain.
Αν και τελούν, ακόμη, σε εμβρυακό στάδιο καθίσταται, εν τούτοις, σαφές ότι υπάρχουν τα εργαλεία που θα επιτρέψουν την περαιτέρω ουσιαστική διείσδυση και εδραίωση των ΑΠΕ στο ηλεκτρικό σύστημα, καθώς θα δημιουργηθούν συνθήκες για την οικονομική βιωσιμότητα και ανταγωνιστικότητα των έργων ΑΠΕ, με όρους αγοράς και θα διασφαλιστεί η ενεργειακή ασφάλεια του συστήματος.