του Γιάννη Παπαδόπουλου 

Είναι εμφανές ότι η νέα ηγεσία του ΥΠΕΝ έχει, καλώς ή κακώς, εστιάσει στο φυσικό αέριο, με αποτέλεσμα ο κλάδος των ΑΠΕ να δείχνει να περνά σε δεύτερη μοίρα.

Καλώς, γιατί η δημιουργία του κάθετου ενεργειακού διαδρόμου για το αμερικανικό LNG και η συμφωνία με την ExxonMobil μπορούν να αποφέρουν, πέρα από οικονομικά, και σημαντικά γεωπολιτικά οφέλη.

Κακώς, γιατί η μειωμένη εστίαση στα θέματα των ΑΠΕ έχει ως αποτέλεσμα τη διαιώνιση εντοπισμένων προβλημάτων του κλάδου.

Το υπό διαβούλευση νομοσχέδιο του ΥΠΕΝ περιλαμβάνει διατάξεις που επηρεάζουν άμεσα την αποθήκευση, την αυτοπαραγωγή και τις ενεργειακές κοινότητες.

Ωστόσο, ενώ προβλέπει ειδικές ρυθμίσεις που επιλύουν συγκεκριμένα ζητήματα – όπως παρατάσεις για έργα αποθήκευσης με άδειες σε αναστολή ή δυνατότητα μεταφοράς αδειών αποθήκευσης από τους διαγωνισμούς της ΡΑΕ – απουσιάζουν ρυθμίσεις που θα έδιναν λύσεις σε ευρύτερα εντοπισμένα και διαχρονικά προβλήματα του κλάδου. 

Επιπρόσθετα, ορισμένες διατάξεις και διατυπώσεις του νομοσχεδίου ενδέχεται να οδηγήσουν σε νέα προβλήματα.

1. Άρθρο 56 – Αποθήκευση: προτεραιότητες και μονοδιάστατη κατανομή

Το αναθεωρημένο ΕΣΕΚ προβλέπει 4,3 GW αποθήκευσης με συσσωρευτές το 2030 και 6,85 GW το 2035, συνολικά – δηλαδή τόσο για utility-scale Front-of-the-Meter (FTM) σταθμούς όσο και για Behind-the-Meter (BTM) συστήματα αυτοκαταναλωτών, είτε πρόκειται για stand-alone αποθήκευση είτε για co-located ΑΠΕ με σύστημα αποθήκευσης.

Σε μια αγορά που αναπτύσσεται ελεύθερα και ομαλά, το αναμενόμενο είναι να υπάρχουν και οι τέσσερις υποκατηγορίες (FTM/BTM και stand-alone/co-located) σε μια εύλογη αναλογία. Με τα σημερινά δεδομένα, η αναλογία FTM/BTM συστημάτων σε ευρωπαϊκό επίπεδο είναι περίπου 40/60%. Συνεπώς, ακόμα και αν η αναλογία αντιστραφεί υπέρ των FTM, θα ανέμενε κανείς περίπου 2,5–3 GW το 2030 και 4–5 GW το 2035 για FTM (stand-alone ή co-located συστήματα), ενώ αντίστοιχα για BTM συστήματα αυτοκαταναλωτών περίπου 1–1,5 GW το 2030 και 2–2,8 GW το 2035.

Ωστόσο, η Ελλάδα έχει ήδη δρομολογήσει περίπου 5,7 GW μόνο για stand-alone FTM BESS (1 GW από διαγωνισμούς ΡΑΕ και 4,7 GW από ΥΑ stand-alone), υπερκαλύπτοντας την αναμενόμενη στόχευση συνολικά για FTM αποθήκευση για τα επόμενα δέκα έτη αποκλειστικά με stand-alone έργα. Αν σε αυτά προστεθεί μια, άνευ περιορισμών και κατ’ απόλυτη προτεραιότητα, προώθηση νέων co-located FTM έργα σε επίπεδο ΕΣΜΗΕ (όπου υπάρχει ήδη σχεδόν 1GW co-located PV+BESS με όρους σύνδεσης και αρκετά, ισως και πάνω απο 10GW, φωτοβολταϊκών με όρους σύνδεσης που μπορούν δυνητικά να τροποποιηθούν σε co-located PV+BESS) προκύπτει εύλογος προβληματισμός, καθώς υπάρχει ο ορατός κίνδυνος υπέρβασης των στόχων του ΕΣΕΚ, χωρίς καν να ληφθούν υπόψη τα BTM συστήματα αυτοκαταναλωτών.

Η κατάσταση είναι ακόμα πιο σύνθετη, λόγω της ιδιαιτερότητας της ελληνικής αγοράς, όπου ένα σημαντικό ποσοστό των εν λειτουργία – όχι νέων – σταθμών ανεξάρτητης παραγωγής βρίσκεται στο δίκτυο διανομής. Αυτά τα έργα θα μπορούσαν να προσθέσουν άμεσα BESS, αξιοποιώντας τις υφιστάμενες επενδύσεις σε έργα διασύνδεσης και ηλεκτρικό χώρο, περιορίζοντας τις περικοπές που υφίστανται. Παρ’ όλα αυτά, το υπό διαβούλευση νομοσχέδιο τα τοποθετεί πίσω από τα αιτήματα για τα 900 MW stand-alone FTM BESS.

Σε αυτό το πλαίσιο, η διατύπωση στην τροποποίηση του άρθρου 56, με στόχο την προώθηση της προσθήκης συστημάτων αποθήκευσης σε υφιστάμενους σταθμούς αλλά και σε νέους, με όρους σύνδεσης, σταθμούς, αποκτά ιδιαίτερη σημασία.

Η τρέχουσα διατύπωση, με την κατάργηση του ορίου των 300 MW σε συνδυασμό με την κατ’ απόλυτη προτεραιότητα εξέτασης των αιτημάτων προσθήκης μπαταριών σε έργα με όρους σύνδεσης, ενισχύει τη μονοδιάστατη ανάπτυξη των συστημάτων αποθήκευσης σε FTM έργα στον ΕΣΜΗΕ.

Στον αντίποδα, η κατάργηση της πρόβλεψης για 300 MW co-located PV+BESS σε επίπεδο ΕΔΔΗΕ, σε συνδυασμό με την εξέταση των σχετικών αιτημάτων μετά την εξέταση των 900 MW stand-alone BESS, κινδυνεύει να έχει ως αποτέλεσμα να αποκλειστούν από την προσθήκη συστημάτων αποθήκευσης, λόγω εξάντλησης του περιορισμένου ηλεκτρικού χώρου, οι υφιστάμενοι σταθμοί στο δίκτυο διανομής.

Επιπλέον, η ένταξη αναφορών στα BTM συστήματα αυτοκαταναλωτών στο εν λόγω άρθρο δημιουργεί περαιτέρω σύγχυση, αφού αναμειγνύει τις BTM εγκαταστάσεις αυτοκατανάλωσης σε ένα άρθρο που αφορούσε εμπορικά FTM έργα, θολώνοντας τα κριτήρια προτεραιοποίησης εξέτασης αιτημάτων από τον ΔΕΔΔΗΕ, ακόμη και για αιτήματα οικιακών ή μικρών επαγγελματικών co-located εγκαταστάσεων.

Η εύλογη ιεράρχηση αιτημάτων στο δίκτυο διανομής θα έπρεπε να είναι:

Κατ’ απόλυτη προτεραιότητα εξέταση αιτημάτων αποθήκευσης αυτοκαταναλωτών – με ή χωρίς ΑΠΕ.
Προτεραιοποίηση – ενδεχομένως έως κάποιο συγκεκριμένο capacity – για αιτήματα προσθήκης μπαταριών σε υφιστάμενους σταθμούς και σταθμούς υπό υλοποίηση με όρους σύνδεσης,
Κατόπιν, εξέταση των 900 MW για stand-alone BESS, τα οποία απαιτούν νέα έργα διασύνδεσης και έχουν μεγαλύτερο χρόνο υλοποίησης.
Επιπρόσθετα, η προτεινόμενη τροποποίηση δεν επιλύει τα προβλήματα υπερρύθμισης που είχαν ως αποτέλεσμα να μην αξιοποιηθεί από την αγορά η δυνατότητα προσθήκης μπαταριών από τους υφιστάμενους σταθμούς με λειτουργική ενίσχυση.

Το άρθρο διατηρεί περιττούς χρονικούς περιορισμούς ως προς το ποιοι σταθμοί μπορούν να καταθέσουν αίτημα για προσθήκη συστήματος αποθήκευσης και έως πότε. Επιπλέον, συνεχίζει να εστιάζει σε συστήματα κατηγορίας 11Α – χωρίς φόρτιση από το δίκτυο – καθιστώντας ασύμφορη την προσθήκη μπαταριών από σταθμούς σε καθεστώς ενίσχυσης. Με την πρόβλεψη διακριτού μετρητή, ο οποίος επιτρέπει την αποτίμηση της ενέργειας που διέρχεται από το σύστημα αποθήκευσης βάσει των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας, δεν υπάρχει ουσιαστικός λόγος για την ύπαρξη των ανωτέρω περιορισμών. Θα ήταν, συνεπώς, σκόπιμο να επιτραπεί ελεύθερα η προσθήκη μπαταριών σε όλους ανεξαιρέτως τους σταθμούς, είτε έχουν σύμβαση ενίσχυσης (λειτουργικής ή FiT) είτε όχι, μετατρέποντας τους σε σταθμούς κατηγορίας 11Α ή και 11Β.

Τέλος, η διάταξη της παραγράφου 4 περί τροποποίησης «Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης» αφήνει περιθώρια πολλαπλών ερμηνειών. Σε αντίθεση με τα αιτήματα στον ΑΔΜΗΕ, όπου μπορεί να μεσολαβήσουν αρκετοί μήνες από την έκδοση της προσφοράς μέχρι τη συμβασιοποίηση, στο δίκτυο διανομής η ΟΠΣ παύει να υφίσταται μερικούς μήνες μετά την έκδοσή της, με την υπογραφή της Σύμβασης Σύνδεσης. Είναι, συνεπώς, σκόπιμο να αποσαφηνιστεί, και στις δύο περιπτώσεις, αν η αναφορά καλύπτει μόνο τροποποιήσεις Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης – προ της συμβασιοποίησης – ή και τις τροποποιήσεις των Όρων και της Σύμβασης Σύνδεσης.

2. Άρθρο 59 - Ενεργειακές Κοινότητες: αναδρομικότητα και πρακτικά αδιέξοδα

Η προσέγγιση του νομοσχεδίου στο ζήτημα των Ενεργειακών Κοινοτήτων, όπως αποτυπώνεται στο άρθρο 59, δεν επιλύει κάποιο ουσιαστικό πρόβλημα.

Η διάταξη επιχειρεί να αντιμετωπίσει στρεβλώσεις που πράγματι υπάρχουν, οι οποίες δημιουργήθηκαν από την ίδια την Πολιτεία, όταν προκρίθηκε η πριμοδότηση έργων που υλοποιούνται υπό τη νομική μορφή Ενεργειακών Κοινοτήτων, με, μεταξύ άλλων:

Υψηλότερες τιμές λειτουργικής ενίσχυσης,
Μεγαλύτερο επιτρεπόμενο μέγεθος (1 MW αντί 500 kW),
Χρονική προτεραιότητα στην εξέταση αιτημάτων.
Φυσικά, η νομική μορφή με την οποία υλοποιήθηκαν οι επενδύσεις εξαρχής δεν θα έπρεπε να αποτελεί ουσιαστικό κριτήριο, καθότι στη συντριπτική τους πλειοψηφία οι επενδύσεις σε σταθμούς με λειτουργική ενίσχυση δεν αφορούσαν μη κερδοσκοπικές Ενεργειακές Κοινότητες.

Αν στόχος της Πολιτείας είναι να διορθώσει στρεβλώσεις στη λειτουργία του θεσμού, που η ίδια δημιούργησε, αυτό πρέπει να γίνεται προοπτικά, λαμβάνοντας υπόψη κυρίως τις νέου τύπου – εξ ορισμού μη κερδοσκοπικές – μορφές Ενεργειακών Κοινοτήτων και νέα έργα, με σαφή κριτήρια, όχι με οριζόντιες αναδρομικές ρυθμίσεις.

Η όποια προσπάθεια δεν μπορεί να γίνεται αναδρομικά πάνω σε Ενεργειακές Κοινότητες που έχουν δημιουργηθεί με το παλιό πλαίσιο και πάνω σε έργα που λειτουργούν ήδη, με συμβάσεις λειτουργικής ενίσχυσης και δανειακές υποχρεώσεις.

Η εκ των υστέρων επιβολή υποχρεωτικών αλλαγών στη μετοχική/εταιρική δομή υφιστάμενων φορέων, μέσα σε περιορισμένες προθεσμίες, δεν λύνει κάποιο υπαρκτό πρόβλημα της αγοράς και δημιουργεί εύλογους προβληματισμούς για τη σκοπιμότητα της και τις προθέσεις της Πολιτείας. Αντίθετα, ενισχύει το αίσθημα αβεβαιότητας για το επενδυτικό περιβάλλον στον κλάδο των ΑΠΕ.

Η τρέχουσα διατύπωση ως προς τη συμμετοχή νομικών προσώπων, με την απαγόρευση «έμμεσων συνδέσεων» μεταξύ νομικών προσώπων που συμμετέχουν σε κοινότητες, δημιουργεί επίσης περιθώρια πολλαπλών ερμηνειών. Στην πράξη, η διάταξη φαίνεται να επιτρέπει σε ένα νομικό πρόσωπο να συμμετέχει σε πολλές κοινότητες, ενώ αποκλείει περιπτώσεις διαφορετικών νομικών προσώπων, ακόμα αν υπάρχει μικρή εταιρική ή προσωπική διασύνδεση, π.χ. σε επίπεδο μέλους Δ.Σ. Το αποτέλεσμα είναι ένα νέο πλέγμα νομικής αβεβαιότητας, που δύσκολα μπορεί να ελεγχθεί από το ΓΕΜΗ, χωρίς να δυσχεραίνει ακόμα και δραστηριότητες μη κερδοσκοπικών κοινοτήτων που δεν έχουν καμία σχέση με συμβάσεις λειτουργικής ενίσχυσης.

Επιπρόσθετα, είναι αμφίβολης σκοπιμότητας η σύνδεση της λειτουργικής ενίσχυσης με μέτρα όπως η αναστολή καταχωρήσεων στο ΓΕΜΗ, τα οποία μπορούν να επηρεάσουν και άλλες δραστηριότητες της κοινότητας. Αν συντρέχει λόγος επιβολής κυρώσεων, αυτές θα πρέπει να είναι αναλογικές – π.χ. αναστολή της σύμβασης λειτουργικής ενίσχυσης ή, ορθότερα, μετάπτωση της σε επίπεδα ενίσχυσης συμβατικών νομικών μορφών – και όχι να τίθεται σε ομηρία ολόκληρη η νομική οντότητα.

3. Τι λείπει από το νομοσχέδιο – και δεν θα έπρεπε

Πέρα από τα παραπάνω, το σχέδιο νόμου είναι μια ευκαιρία να διορθωθούν χρόνια προβλήματα του κλάδου που απαιτούν νομοθετική ρύθμιση και σχετίζονται άμεσα με την αποθήκευση, την αυτοκατανάλωση και τον εκσυγχρονισμό των υφιστάμενων σταθμών.

Πρώτον, η αυτοκατανάλωση.
Δεν αποκαθίσταται η ασυμβατότητα μεταξύ της Υπουργικής Απόφασης για την αυτοκατανάλωση και του νομοθετικού πλαισίου. Παρότι η ΥΑ αντλεί εξουσιοδότηση από το άρθρο 14Α παρ. 7 του ν. 3468/2006 (το άρθρο 14 ενσωματώνει την ευρωπαϊκή οδηγία και, ως έχει, δεν παρέχει τη σχετική εξουσιοδότηση), παραμένει η παρερμηνεία ότι τα έργα αυτοκατανάλωσης δεν είναι εγκαταστάσεις του 14Α, με αποτέλεσμα να αντιμετωπίζονται από τους Διαχειριστές ως έργα ανεξάρτητης παραγωγής, με εγγυητικές, τέλη, άδειες παραγωγής και επιπλέον διαδικασίες.

Απαιτείται, λοιπόν, νομοθετική ρύθμιση ώστε να είναι πέραν οποιασδήποτε παρερμηνείας ότι όλα τα έργα αυτοπαραγωγής–αυτοκατανάλωσης (ενεργειακού ή ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού, εικονικά ή μη, με ή χωρίς έγχυση) ανήκουν στο άρθρο 14Α, καθώς μόνο από εκεί παρέχεται η σχετική εξουσιοδότηση και τυγχάνουν των ίδιων προνομίων και αντιμετώπισης.

Δεύτερον, το repowering.
Η Οδηγία (ΕΕ) 2023/2413 είναι σαφής ως προς την επιτάχυνση του repowering: όπου δεν απαιτείται νέος ηλεκτρικός χώρος, οι παρεμβάσεις repowering πρέπει να εγκρίνονται γρήγορα και χωρίς καταχρηστικές διαδικασίες, ακόμη και αν υπάρχει μικρή αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος. 

Αντιθέτως, η διατύπωση για την ενσωμάτωση της Οδηγίας στην Ελλάδα είχε ως αποτέλεσμα η αναβάθμιση εξοπλισμού συχνά να αντιμετωπίζεται από τους Διαχειριστές σαν νέο αίτημα όρων σύνδεσης, με κίνδυνο απώλειας της λειτουργικής ενίσχυσης και της προτεραιότητας στην κατανομή – γεγονός που αποθαρρύνει τον εκσυγχρονισμό υφιστάμενων σταθμών.

Τρίτον, η επικαιροποίηση ορισμών.
Το ισχύον πλαίσιο εξακολουθεί σε αρκετά σημεία να αντιμετωπίζει τη DC εγκατεστημένη ισχύ ως κρίσιμο μέγεθος στις φωτοβολταϊκές εγκαταστάσεις (π.χ. για όρια εξαίρεσης από άδεια παραγωγής ή απαλλαγή από ΕΠΟ), σε αντίθεση με τον τρόπο που εξετάζουν τα έργα οι Διαχειριστές, για τους οποίους η AC ισχύς των μετατροπέων είναι αυτή που μετρά τόσο ως προς τα όρια ισχύος όσο και ως προς τα περιθώρια βραχυκυκλώματος. Το πρόβλημα οξύνεται σε έργα co-located και behind-the-meter PV+BESS, και σε AC ή DC coupled διατάξεις, όπου δεν είναι απολύτως ξεκάθαρο τι θεωρείται νομοθετικά «ισχύς σταθμού», τι «εγκατεστημένη ισχύς», τι «μέγιστη» και τι «μέγιστη εγχεόμενη» για τις ανάγκες των αδειοδοτήσεων και των ελέγχων. Χρειάζεται καθαρή, εναρμονισμένη διατύπωση, με βάση κυρίως την AC ισχύ, ώστε να αποφεύγονται περιττοί αποκλεισμοί ή υποεκμετάλλευση των διαθέσιμων περιθωρίων ηλεκτρικού χώρου.

Τέταρτον, η ισότιμη αντιμετώπιση των καθυστερήσεων.
Το άρθρο 62 του νομοσχεδίου προβλέπει, ορθά, τέλος διατήρησης ηλεκτρικού χώρου για τους παραγωγούς που καθυστερούν την υλοποίηση. Δεν προβλέπεται, όμως, κάτι αντίστοιχο για τους Διαχειριστές όταν καθυστερούν έργα διασύνδεσης, παρότι δεν είναι λίγες οι περιπτώσεις έργων που έχουν ολοκληρωθεί, πληρώνουν τόκους ή δεσμεύουν κεφάλαια, αλλά δεν μπορούν να συνδεθούν λόγω καθυστερήσεων σε έργα δικτύου. Ενδεχομένως είναι σκόπιμο να υπάρξει αντίστοιχη πρόβλεψη για ρήτρες καθυστέρησης ή καταβολή τέλους από τον Διαχειριστή όταν η ευθύνη καθυστέρησης σύνδεσης δεν ανήκει στον επενδυτή.

Συνοψίζοντας 
Υπάρχουν, φυσικά, και μια σειρά άλλων θεμάτων που χρήζουν νομοθετικής ρύθμισης, όπως η πλήρης ενσωμάτωση της Οδηγίας 2024/1711, το θέμα της ανακύκλωσης των φωτοβολταϊκών πλαισίων κ.λπ.

Τα περισσότερα από τα ζητήματα αυτά είναι γνωστά, καθώς έχουν ήδη επισημανθεί από φορείς της αγοράς, γεγονός που καθιστά το υπό διαβούλευση νομοσχέδιο μια ουσιαστική ευκαιρία για το Υπουργείο να προχωρήσει σε μια σειρά ουσιαστικών και στοχευμένων νομοθετικών παρεμβάσεων. 

Είναι σημαντικό το τελικό κείμενο να αξιοποιήσει αυτή την ευκαιρία και να αποτελέσει πραγματικό βήμα προόδου για την αγορά ενέργειας.

Πηγή: https://energypress.gr/