Η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης των φωτοβολταϊκών κατά +1,000 MW ετησίως ως προς το έτος αναφοράς, ασκεί σημαντική καθοδική πίεση στη μεσημεριανή μέση ωριαία ετησίως ΤΕΑ, η οποία πτώση φθάνει τα -10 ευρώ/MWh
Πληθώρα τεχνικών και όχι μόνο προκλήσεων στο νέο τοπίο της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας προσέγγισε με την ομιλία του ο Πρόεδρος του ΣΠΕΦ Δρ. Στέλιος Λουμάκης στο 7ο Renewable and Storage Forum που διεξήχθη στην Αθήνα σήμερα (22/10) και συγκεκριμένα στην συνεδρία με θεματική «Περιμένοντας την αποθήκευση – Ο τομέας των ΑΠΕ αντιμέτωπος με τη «σκληρή πραγματικότητα» των περικοπών, των αρνητικών τιμών, της αδυναμίας πρόσβασης στο δίκτυο – Η ώρα των αποφάσεων».
Συνοψίζοντας τα βασικά σημεία της ομιλίας του κ. Λουμάκη, με βάση αναλύσεις-προσομοιώσεις του με έτος αναφοράς την περίοδο Σεπτέμβριος 2024 – Σεπτέμβριος 2025 προκύπτει ότι η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης των φωτοβολταϊκών κατά +1,000 MW ετησίως ως προς το έτος αναφοράς, ασκεί σημαντική καθοδική πίεση στη μεσημεριανή μέση ωριαία ετησίως ΤΕΑ, η οποία πτώση φθάνει τα -10 ευρώ/MWh.
Ακόμη και με ισόποση σε MW προσθήκη δίωρης χωρητικότητας αποθήκευσης στο σύστημα/δίκτυο, η επίδραση των φωτοβολταϊκών αντισταθμίζεται μόνο κατά το ήμισυ, δηλαδή φθάνει στα -5 ευρώ/MWh.
Με την ταυτόχρονη αύξηση και της διείσδυσης των αιολικών κατά +500 MW ετησίως, η πτώση στη μεσημεριανή μέση ωριαία ετησίως ΤΕΑ επιστρέφει στα -7.5 ευρώ/MWh.
Τέλος, η αύξηση της ζήτησης κατά ~2% ετησίως επιδρά μεν εξισορροπητικά, χωρίς να αποσβένει ωστόσο το φαινόμενο αλλά περιορίζοντας την πτώση στα -5 ευρώ/MWh.
Συνεπώς σε ότι αφορά την αγωνία των ΦΒ παραγωγών με ΣΕΔΠ ή απευθείας συμμετοχή στην αγορά, χωρίς ενσωματωμένη επαρκή δική τους αποθήκευση που θα τους επιτρέψει να μετατραπούν υπό προϋποθέσεις σε κατανεμόμενους, η πρόβλεψη μάλλον δεν είναι ευοίωνη ως προς την αναστροφή της επώδυνης κατάστασης του τελευταίου 12μήνου στην απώλεια εισοδήματος.
Μεταβαίνοντας στην εποχή όπου οι περικοπές πλέον γίνονται από τους ΦοΣΕ με γνώμονα την τήρηση των προγραμμάτων αγοράς και την αποφυγή αρνητικών ΤΕΑ, η περαιτέρω πτώση τους είναι καθοριστική.
Ιδίως μάλιστα αν η προσθήκη νέων φωτοβολταϊκών περιλαμβανομένης της αυτοπαραγωγής ξεφύγει πέραν των +1,000 MW κατ’ έτος τα επόμενα χρόνια που προσομοιώθηκε στο παραπάνω σενάριο.
Πρόσθετη προστασία Φ/Β έργων που δεν έχουν προτεραιότητα κατανομής μπορεί να επιτευχθεί με προσθήκη δικής τους μονάδας αποθήκευσης behind the meter.
Για τις stand alone μπαταρίες
Αναφορικά με τους stand alone σταθμούς αποθήκευσης και την πορεία του κανιβαλισμού της αγοράς, το μέγιστο arbitrage στην προημερήσια αγορά μεταξύ noon – evening hours στο σενάριο με ετήσια ανάπτυξη +1,000 MW ΦΒ, +1,000 MW Αποθήκευσης, +500 MW Αιολικών και +2% αύξηση της ζήτησης μειώνεται από τα ~125 ευρώ/MW στα ~85-90 ευρώ/MW σε ορίζοντα 5ετίας.
Σημειώνεται πως το εκμεταλλεύσιμο στην πραγματικότητα arbitrage στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (ΑΕΗ) από έναν επενδυτή ΣΑΗΕ είναι ακόμη μικρότερο, επειδή κανείς δεν μπορεί να σκοπεύσει χρονικά την συμμετοχή του στο αποτέλεσμα μέσα στο οποίο προηγουμένως συμπεριλαμβάνεται και ο ίδιος (η ΑΕΗ είναι auction διαδικασία και όχι continuous και οι προσφορές υποβάλλονται πριν την εξαγωγή οιονδήποτε αποτελεσμάτων έστω και για προηγούμενη χρονομονάδα).
Η εισαγωγή 15λεπτων χρονομονάδων στην ΑΕΗ με έντονη μεταξύ τους διακύμανση επιτείνει την πολυπλοκότητα και την δυσκολία προβλέψεων ως προς την στόχευση του προγράμματος αγοράς του ΣΑΗΕ.
Οπότε η δραστηριοποίηση των ΣΑΗΕ και στην αγορά εξισορρόπησης είναι μονόδρομος και σωστά προς αυτή την κατεύθυνση κινείται και το νομικό πλαίσιο σύμφωνα και με την πρόσφατη δημόσια διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί της εισήγησης του ΑΔΜΗΕ.
Σε ότι αφορά merchant, ήτοι χωρίς Τιμή Αναφοράς, ΦΒ έργα με ενσωματωμένη μπαταρία και χωρίς άντληση από το δίκτυο, η κατάλληλη χωρητικότητα της στην ονομαστική ισχύ του Φ/Β με γνώμονα τη μεγιστοποίηση του Project IRR του έργου συνολικά, εμφανίζει μικρές διαφορές μεταξύ 2 ή 4 ωρών, αναλόγως και των επιμέρους κριτηρίων στην παραμετροποίηση του προβλήματος.
Ως γενικότερο σχόλιο, αν και η λύση της τετράωρης μπαταρίας είναι προφανώς πιο ακριβή σε CAPEX από της δίωρης, εντούτοις σε όρους Project IRR 20ετίας τα αποτελέσματα καθίστανται συγκρίσιμα, επειδή στην τετράωρη διασώζεται περισσότερο από το παραγόμενο από το Φ/Β ρεύμα το οποίο και πωλείται σε πολύ καλύτερες τιμές στις ώρες των υψηλών ΤΕΑ, που στην δίωρη αναγκαστικά θα πωληθεί, αν πωληθεί (εξυπακούεται πως πώληση για μη καθετοποιημένους δεν νοείται όταν η ΤΕΑ είναι αρνητική), σε χαμηλότερες τιμές κατά τις ώρες της παραγωγής του και επειδή δεν θα χωράει να αποθηκευτεί στην μπαταρία.
Υπό μια άλλη ανάγνωση, σε merchant ΦΒ έργα η μεγαλύτερη χωρητικότητα της μπαταρίας σε βάθος χρόνου (το Project IRR είναι σωρευτικός δείκτης βάθους χρόνου):
- παρέχει πρόσθετη ασφάλεια στην αβεβαιότητα της αγοράς, λ.χ. σε συνθήκες επιθετικότερης περαιτέρω ανάπτυξης των ΑΠΕ και των Φ/Β περιλαμβανομένης της αυτοπαραγωγής.
- κάνει πιο εύκολο-προβλέψιμο το πρόγραμμα αγοράς για τον επενδυτή και τον ΦοΣΕ που το διαχειρίζεται στην αγορά, οπότε αναμένεται να βοηθήσει στην αποκλιμάκωση των χρεώσεων διαχείρισης.
www.worldenergynews.gr
Συνοψίζοντας τα βασικά σημεία της ομιλίας του κ. Λουμάκη, με βάση αναλύσεις-προσομοιώσεις του με έτος αναφοράς την περίοδο Σεπτέμβριος 2024 – Σεπτέμβριος 2025 προκύπτει ότι η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης των φωτοβολταϊκών κατά +1,000 MW ετησίως ως προς το έτος αναφοράς, ασκεί σημαντική καθοδική πίεση στη μεσημεριανή μέση ωριαία ετησίως ΤΕΑ, η οποία πτώση φθάνει τα -10 ευρώ/MWh.
Ακόμη και με ισόποση σε MW προσθήκη δίωρης χωρητικότητας αποθήκευσης στο σύστημα/δίκτυο, η επίδραση των φωτοβολταϊκών αντισταθμίζεται μόνο κατά το ήμισυ, δηλαδή φθάνει στα -5 ευρώ/MWh.
Με την ταυτόχρονη αύξηση και της διείσδυσης των αιολικών κατά +500 MW ετησίως, η πτώση στη μεσημεριανή μέση ωριαία ετησίως ΤΕΑ επιστρέφει στα -7.5 ευρώ/MWh.
Τέλος, η αύξηση της ζήτησης κατά ~2% ετησίως επιδρά μεν εξισορροπητικά, χωρίς να αποσβένει ωστόσο το φαινόμενο αλλά περιορίζοντας την πτώση στα -5 ευρώ/MWh.
Συνεπώς σε ότι αφορά την αγωνία των ΦΒ παραγωγών με ΣΕΔΠ ή απευθείας συμμετοχή στην αγορά, χωρίς ενσωματωμένη επαρκή δική τους αποθήκευση που θα τους επιτρέψει να μετατραπούν υπό προϋποθέσεις σε κατανεμόμενους, η πρόβλεψη μάλλον δεν είναι ευοίωνη ως προς την αναστροφή της επώδυνης κατάστασης του τελευταίου 12μήνου στην απώλεια εισοδήματος.
Μεταβαίνοντας στην εποχή όπου οι περικοπές πλέον γίνονται από τους ΦοΣΕ με γνώμονα την τήρηση των προγραμμάτων αγοράς και την αποφυγή αρνητικών ΤΕΑ, η περαιτέρω πτώση τους είναι καθοριστική.
Ιδίως μάλιστα αν η προσθήκη νέων φωτοβολταϊκών περιλαμβανομένης της αυτοπαραγωγής ξεφύγει πέραν των +1,000 MW κατ’ έτος τα επόμενα χρόνια που προσομοιώθηκε στο παραπάνω σενάριο.
Πρόσθετη προστασία Φ/Β έργων που δεν έχουν προτεραιότητα κατανομής μπορεί να επιτευχθεί με προσθήκη δικής τους μονάδας αποθήκευσης behind the meter.
Για τις stand alone μπαταρίες
Αναφορικά με τους stand alone σταθμούς αποθήκευσης και την πορεία του κανιβαλισμού της αγοράς, το μέγιστο arbitrage στην προημερήσια αγορά μεταξύ noon – evening hours στο σενάριο με ετήσια ανάπτυξη +1,000 MW ΦΒ, +1,000 MW Αποθήκευσης, +500 MW Αιολικών και +2% αύξηση της ζήτησης μειώνεται από τα ~125 ευρώ/MW στα ~85-90 ευρώ/MW σε ορίζοντα 5ετίας.
Σημειώνεται πως το εκμεταλλεύσιμο στην πραγματικότητα arbitrage στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (ΑΕΗ) από έναν επενδυτή ΣΑΗΕ είναι ακόμη μικρότερο, επειδή κανείς δεν μπορεί να σκοπεύσει χρονικά την συμμετοχή του στο αποτέλεσμα μέσα στο οποίο προηγουμένως συμπεριλαμβάνεται και ο ίδιος (η ΑΕΗ είναι auction διαδικασία και όχι continuous και οι προσφορές υποβάλλονται πριν την εξαγωγή οιονδήποτε αποτελεσμάτων έστω και για προηγούμενη χρονομονάδα).
Η εισαγωγή 15λεπτων χρονομονάδων στην ΑΕΗ με έντονη μεταξύ τους διακύμανση επιτείνει την πολυπλοκότητα και την δυσκολία προβλέψεων ως προς την στόχευση του προγράμματος αγοράς του ΣΑΗΕ.
Οπότε η δραστηριοποίηση των ΣΑΗΕ και στην αγορά εξισορρόπησης είναι μονόδρομος και σωστά προς αυτή την κατεύθυνση κινείται και το νομικό πλαίσιο σύμφωνα και με την πρόσφατη δημόσια διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ επί της εισήγησης του ΑΔΜΗΕ.
Σε ότι αφορά merchant, ήτοι χωρίς Τιμή Αναφοράς, ΦΒ έργα με ενσωματωμένη μπαταρία και χωρίς άντληση από το δίκτυο, η κατάλληλη χωρητικότητα της στην ονομαστική ισχύ του Φ/Β με γνώμονα τη μεγιστοποίηση του Project IRR του έργου συνολικά, εμφανίζει μικρές διαφορές μεταξύ 2 ή 4 ωρών, αναλόγως και των επιμέρους κριτηρίων στην παραμετροποίηση του προβλήματος.
Ως γενικότερο σχόλιο, αν και η λύση της τετράωρης μπαταρίας είναι προφανώς πιο ακριβή σε CAPEX από της δίωρης, εντούτοις σε όρους Project IRR 20ετίας τα αποτελέσματα καθίστανται συγκρίσιμα, επειδή στην τετράωρη διασώζεται περισσότερο από το παραγόμενο από το Φ/Β ρεύμα το οποίο και πωλείται σε πολύ καλύτερες τιμές στις ώρες των υψηλών ΤΕΑ, που στην δίωρη αναγκαστικά θα πωληθεί, αν πωληθεί (εξυπακούεται πως πώληση για μη καθετοποιημένους δεν νοείται όταν η ΤΕΑ είναι αρνητική), σε χαμηλότερες τιμές κατά τις ώρες της παραγωγής του και επειδή δεν θα χωράει να αποθηκευτεί στην μπαταρία.
Υπό μια άλλη ανάγνωση, σε merchant ΦΒ έργα η μεγαλύτερη χωρητικότητα της μπαταρίας σε βάθος χρόνου (το Project IRR είναι σωρευτικός δείκτης βάθους χρόνου):
- παρέχει πρόσθετη ασφάλεια στην αβεβαιότητα της αγοράς, λ.χ. σε συνθήκες επιθετικότερης περαιτέρω ανάπτυξης των ΑΠΕ και των Φ/Β περιλαμβανομένης της αυτοπαραγωγής.
- κάνει πιο εύκολο-προβλέψιμο το πρόγραμμα αγοράς για τον επενδυτή και τον ΦοΣΕ που το διαχειρίζεται στην αγορά, οπότε αναμένεται να βοηθήσει στην αποκλιμάκωση των χρεώσεων διαχείρισης.
www.worldenergynews.gr
