Ναταλία Κοντώση 

Από τη στιγμή που η ενεργειακή κρίση του 2021–2022 σάρωσε τις διεθνείς αγορές παρατηρείται μια διαρθρωτική και ευρεία αλλαγή στον τρόπο με τον οποίο χρηματοδοτείται και τιμολογείται το ηλεκτρικό ρεύμα. Η ηλεκτρική ενέργεια —ένα αγαθό που για δεκαετίες στηριζόταν σε βραχυπρόθεσμες συναλλαγές και σχετικά προβλέψιμες τιμές— μετατρέπεται σήμερα σε έναν σύνθετο οικονομικό χώρο, όπου η αστάθεια δεν αντιμετωπίζεται πλέον ως εξαίρεση, αλλά ως μόνιμη μεταβλητή. Στο πλαίσιο αυτό τα μακροχρόνια συμβόλαια, τα περίφημα CfDs, τα PPAs και οι μηχανισμοί ισχύος (CRMs), επιστρέφουν ως το νέο σημείο ισορροπίας.

Πρόκειται για μια δομική αναδιαμόρφωση που αγγίζει τα θεμέλια της αγοράς. Οι αριθμοί μιλούν από μόνοι τους: οι spot τιμές στην Ευρώπη έχουν αυξηθεί περισσότερο από 400% από το 2019, ενώ η μεταβλητότητα έχει πολλαπλασιαστεί έως και εννέα φορές σε βασικούς κόμβους.

Ο κόσμος της ενέργειας αναπροσαρμόζεται: όταν η αγορά δεν αρκεί

Ο Διεθνής Οργανισμός Ενέργειας ήταν ο πρώτος που το έθεσε καθαρά: οι αγορές από μόνες τους δεν μπορούν πια να στείλουν επαρκή τιμολογιακά σήματα για επενδύσεις μακρού ορίζοντα. Από τα παράγωγα έως τα μακροχρόνια συμβόλαια, η ρευστότητα πέφτει απότομα μετά τα δύο χρόνια. Αυτό σημαίνει ότι παραγωγοί, επενδυτές και μεγάλοι καταναλωτές λειτουργούν πλέον σε περιβάλλον υψηλότερης αβεβαιότητας και εντονότερου χρηματοοικονομικού κινδύνου.

Η εικόνα γίνεται ακόμη πιο σύνθετη όταν εξετάσει κανείς τα δεδομένα των επιμέρους αγορών. Στην Ευρώπη, η μέση τιμή spot εκτινάχθηκε από €39/MWh το 2019 σε πάνω από €160/MWh το 2022, με ακραίες τιμές που έφτασαν ακόμη και τα €700/MWh. Στην άλλη πλευρά του Ατλαντικού, το Τέξας είδε για μικρά χρονικά διαστήματα τιμές πάνω από τα $9.000/MWh. Κι όλα αυτά σε συνθήκες όπου η βραχυπρόθεσμη αγορά —η αγορά επόμενης ημέρας και η ενδοημερήσια— εξακολουθεί να λειτουργεί με τεχνική αξιοπιστία που αγγίζει το 99,9%.

Το πρόβλημα, φυσικά, δεν είναι η λειτουργικότητα· είναι η προβλεψιμότητα. Οι βραχυπρόθεσμες αγορές προσφέρουν μόνο το 20% περίπου των εσόδων που χρειάζεται ένα έργο για να αποσβεστεί σε βάθος 20ετίας. Ένα φωτοβολταϊκό πάρκο, μια μονάδα αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας ή μια υπεράκτια αιολική εγκατάσταση δεν μπορεί να χρηματοδοτηθεί στηριζόμενο αποκλειστικά στην τύχη των spot τιμών.

Οι βραχυχρόνιες αγορές

Οι βραχυχρόνιες αγορές (day-ahead, intraday) συνεχίζουν να εξασφαλίζουν διαθεσιμότητα ηλεκτρικής ενέργειας άνω του 99,9%. Στην Ευρώπη, η αγορά επόμενης ημέρας επεξεργάζεται πάνω από 400.000 εντολές ανά ώρα μεταξύ χιλιάδων συμμετεχόντων. Ωστόσο, σύμφωνα με εκτιμήσεις του IEA, αυτές οι αγορές αντιστοιχούν μόλις στο ~20% των εσόδων σε έναν χρονικό ορίζοντα 20 ετών για ένα έργο.

Στη Γερμανία, οι ώρες με αρνητικές τιμές τριπλασιάστηκαν μεταξύ 2019 και 2023, φτάνοντας τις 300 ώρες ετησίως. Οι ενδοημερήσιες διακυμάνσεις τιμών ξεπερνούν πλέον τα €200/MWh σε ορισμένους τοπικούς κόμβους. Αυτά τα σήματα αναδεικνύουν την αξία της βραχυχρόνιας ευελιξίας, αλλά καθιστούν απρόβλεπτες τις ροές εσόδων για μη συμβασιοποιημένα περιουσιακά στοιχεία.

Έλλειψη βάθους πέραν των 24 μηνών

Στα περισσότερα ευρωπαϊκά και αμερικανικά hubs, λιγότερο από 5% του όγκου συναλλαγών αφορά συμβόλαια με διάρκεια άνω των δύο ετών. Ωστόσο, έργα όπως η υπεράκτια αιολική ενέργεια, η πυρηνική και η αποθήκευση μεγάλης διάρκειας απαιτούν ορατότητα 15 έως 30 ετών. Η αναντιστοιχία μεταξύ LCOE και μη συζευγμένων forward τιμών καθιστά αυτά τα έργα δύσκολα χρηματοδοτήσιμα χωρίς εξωτερική υποστήριξη.

Αν υπάρχει ένας παράγοντας που έκανε την κατάσταση ακόμη πιο δύσκολη, αυτός είναι ο δείκτης WACC —το σταθμισμένο μέσο κόστος κεφαλαίου. Από το 2021, το WACC για έργα ΑΠΕ σε αρκετές χώρες του ΟΟΣΑ έχει σχεδόν διπλασιαστεί: από 3,5% ανέβηκε περίπου στο 7%. Η επίπτωση είναι άμεση και μετρήσιμη. Για ένα έργο 100 MW με κεφαλαιουχική δαπάνη €100 εκατομμυρίων, η αύξηση των επιτοκίων φέρνει πρόσθετες χρηματοοικονομικές επιβαρύνσεις ύψους €35 εκατομμυρίων σε βάθος 20 ετών.

Όταν το χρηματοπιστωτικό κόστος ανεβαίνει τόσο γρήγορα όσο οι τιμές της ενέργειας, η ανάγκη για σταθερά έσοδα γίνεται επιτακτική. Κι εκεί ακριβώς αρχίζει να διαμορφώνεται το νέο τοπίο.

Συμβόλαια σε ορίζοντα 15–20 ετών

Τα συμβόλαια επί της διαφοράς (CfDs) πλέον αντιπροσωπεύουν πάνω από το 80% της ισχύος που κατακυρώνεται σε διαγωνισμούς στην Ισπανία, την Ολλανδία και το Ηνωμένο Βασίλειο. Ένα 15ετές CfD συνήθως εξασφαλίζει μια μέση σταθερή τιμή περίπου €60/MWh, έναντι μέσης spot τιμής €120/MWh την περίοδο 2022–2023. Τα εταιρικά συμβόλαια αγοράς ενέργειας (Corporate PPAs) στην ΕΕ έφτασαν τα 16 GW το 2024, με μέση διάρκεια 12 έτη και μέση τιμή περίπου €55/MWh.

Οι μηχανισμοί αποζημίωσης ισχύος (CRMs) ανέρχονται σε σχεδόν €10 δισ. σε ετήσιες πληρωμές σε όλη την Ευρώπη, ιδίως σε κεντρικοποιημένες αγορές ισχύος στη Γαλλία, το Ηνωμένο Βασίλειο και την Ιταλία. Στις ΗΠΑ, το PJM αποδίδει περίπου $9 δισ. ετησίως σε δεσμεύσεις ισχύος με ορίζοντα τριών ετών. Αυτό το δίχτυ ασφαλείας εξασφαλίζει σταθερά έσοδα για θερμικούς σταθμούς, μπαταρίες και παρόχους απόκρισης ζήτησης (demand response).

Διασταυρούμενοι κίνδυνοι υπεραποζημίωσης και αδιαφάνειας

Η ταυτόχρονη χρήση CfDs, PPAs, CRMs και spot αγορών δημιουργεί κινδύνους διπλής αποζημίωσης και ασύμβατων κινήτρων. Σε ορισμένες περιπτώσεις, ένα έργο με CfD μπορεί επίσης να λαμβάνει πληρωμές ισχύος ή να πραγματοποιεί arbitrage μεταξύ PPA και spot αγοράς ανάλογα με τους συμβατικούς όρους. Ο IEA εκτιμά ότι αυτή η μη συντονισμένη επικάλυψη μπορεί να οδηγεί σε ασυμφωνία έως και 20% στα επενδυτικά σήματα σε ορισμένες δικαιοδοσίες.

Οι ρυθμιστικές αρχές αντιμετωπίζουν ολοένα αυξανόμενη πολυπλοκότητα: παρακολούθηση ταμειακών ροών, επαλήθευση ρητρών και διαχείριση ενδεχόμενων υπερεσόδων. Η ορατότητα για ξένους επενδυτές μειώνεται καθώς εντείνεται η περιφερειακή απόκλιση στα μοντέλα αγοράς ηλεκτρισμού.

Στρατηγική αναδιάρθρωση για όλους τους συμμετέχοντες στην αγορά

Οι παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας πρέπει πλέον να διαμορφώνουν τα χαρτοφυλάκιά τους μεταξύ συμβασιοποιημένων και εμπορικών (merchant) εσόδων. Ένας ανεξάρτητος παραγωγός ενέργειας (IPP) με 1 GW εγκατεστημένης ισχύος μπορεί να κατανείμει τα έσοδά του ενδεικτικά ως εξής: 33% CfD, 33% PPA, 33% spot. Οι βιομηχανικοί καταναλωτές εσωτερικεύουν πλέον δεξιότητες διαχείρισης ενεργειακού κινδύνου για να χειριστούν μακροχρόνια συμβόλαια και εγγυήσεις πληρωμής.

Εξειδικευμένα ταμεία υποδομών απαιτούν πλέον καθεστώτα ρυθμιζόμενων ή σταθερών εσόδων για να διατηρήσουν στόχους απόδοσης 6%–8%. Οι traders λειτουργούν ολοένα περισσότερο ως μεσολαβητές κινδύνου, μετατρέποντας τα σήματα της spot αγοράς σε δομημένα προϊόντα. Οι developers πρέπει πλέον να αντιμετωπίζουν τις ρήτρες των CfDs και τη δομή των PPAs ως εξίσου στρατηγικά σημαντικές με τους τεχνικούς δείκτες απόδοσης ή τους συντελεστές χωρητικότητας.

Η γεωγραφική απόκλιση μεγαλώνει — και αυτό ανησυχεί τους επενδυτές

Οι διεθνείς επενδυτές παρακολουθούν ένα μωσαϊκό ρυθμιστικών επιλογών. Άλλες χώρες δίνουν βάρος στα CfDs, άλλες στα PPAs, άλλες στους CRMs. Το αποτέλεσμα είναι ένα περιβάλλον με έντονη περιφερειακή διαφοροποίηση, όπου η ασφάλεια για τα κεφάλαια δεν είναι παντού ίδια. Κι αυτό σε μια εποχή όπου τα ταμεία υποδομών αναζητούν σταθερές αποδόσεις της τάξης του 6%–8% για να δικαιολογήσουν τις επενδύσεις τους.

Πηγή: https://energypress.gr/