Στ. Παπαθανασίου: Να μην βιαστούμε να εγκαταστήσουμε έργα αποθήκευσης μεγαλύτερου όγκου που θα τα πληρώσουμε πανάκριβα.
Την ορθολογική αντιμετώπιση των αναγκών του συστήματος σε σταθμούς αποθήκευσης προτείνει, μιλώντας στο energypress, ο καθηγητής του ΕΜΠ και επικεφαλής της Επιτροπής του ΥΠΕΝ για την αποθήκευση ενέργειας, Σταύρος Παπαθανασίου.
Όπως εξηγεί, για τη διείσδυση ΑΠΕ σε επίπεδα του 80% το 2030, χρειάζονται περισσότερα έργα αντλησιοταμίευσης, ενώ για την ισχύ των μπαταριών που θα εγκαταστήσουμε, μετά τα 900 – 1000 Μεγαβάτ που θα «βγούν» σύντομα σε διαγωνισμό, μπορούμε να αποφασίσουμε κάπως αργότερα, όταν και οι τιμές της τεχνολογίας αυτής θα έχουν μειωθεί σημαντικά.
Αναλύει επίσης γιατί πρέπει να θεσπιστούν και εφαρμοστούν μέθοδοι περικοπής στην απορρόφηση της παραγωγής, τόσο για τους σταθμούς ΑΠΕ (υφιστάμενους και νέους) όσο και για τους σταθμούς αποθήκευσης, αλλά και πως πρέπει να αμείβονται οι επενδύσεις αποθήκευσης όταν παρέχουν στο σύστημα υπηρεσίες αποσυμφόρησης.
Ο κ. Παπαθανασίου αναφέρεται στους όρους του αναμενόμενου πρώτου διαγωνισμού για σταθμούς αποθήκευσης, και παρουσιάζει τις -μικρές προς το παρόν- δυνατότητες που θα έχουν οι επενδυτές εάν δεν «περάσουν» έργα τους στο διαγωνισμό. Ταυτόχρονα εξηγεί γιατί είναι απολύτως κρίσιμος ο ρόλος των σταθμών αποθήκευσης σε συνδυασμό με σταθμούς ΑΠΕ (behind the meter) και γιατί πρέπει να δοθούν κίνητρα ακόμα και σε υφιστάμενους σταθμούς φωτοβολταϊκών ή αιολικών για να εγκαταστήσουν μπαταρίες στην επένδυσή τους.
Τέλος ο καθηγητής θεωρεί απαραίτητη τη μεταρρύθμιση του υφιστάμενου συστήματος net metering έτσι ώστε να ευνοείται η ταυτοχρονισμένη παραγωγή και κατανάλωση ενέργειας και όχι η έγχυσή της στο δίκτυο σε ώρες συμφόρησης.
Διαβάστε παρακάτω αναλυτικά τη συνέντευξη:
Κύριε καθηγητά, από τη μελέτη που είχατε πραγματοποιήσει το 2020 για λογαριασμό της ΡΑΕ, είχε προκύψει ότι για διείσδυση ΑΠΕ της τάξης του 60% της τελικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας, χρειάζεται ο συνδυασμός των δύο βασικών τεχνολογιών αποθήκευσης, αντλησιοταμίευσης και μπαταριών. Αν μιλήσουμε για διείσδυση των ΑΠΕ στα επίπεδα του 80%, αυτός ο συνδυασμός παραμένει η βέλτιστη λύση;
Όσο είμαστε σε μικρή διείσδυση, αυτό που κυρίως χρειαζόμαστε είναι πόρους εξισορρόπησης, εντάσεως ισχύος και λιγότερο ενέργειας, δηλαδή σχετικά μικρής διάρκειας. Ο λόγος είναι πως κυριαρχούν οι ανάγκες ευελιξίας του συστήματος και εξισορρόπησης και λιγότερο οι ανάγκες μετάθεσης ενέργειας στον ημερήσιο κύκλο. Αυτό θα το σχηματοποιούσα σε διεισδύσεις της τάξης των 50-60%. Σε αυτά τα επίπεδα, το σύστημα πραγματικά χρειάζεται μπαταρίες μικρής διάρκειας, συνολικής ισχύος της τάξης των 1.000 MW, οι οποίες θα «δώσουν ανάσα» στη διαχείριση του συστήματος – ιδίως όταν επικουρούνται και από ένα αντλησιοταμιευτικό έργο όπως η Αμφιλοχία των 700 MW, όπως και από τους υφιστάμενους αντλητικούς σταθμούς, που έχουν πολύ μεγαλύτερη διάρκεια.
Όταν οι διεισδύσεις πλησιάσουν το 80%, εκεί αρχίζει να γίνεται πιο σημαντική η ανάγκη μετάθεσης παραγωγής από το μεσημέρι στο βράδυ, αλλά και σε υπερημερήσιο ορίζοντα. Οι ανάγκες εξισορρόπησης σε μεγάλο βαθμό θα έχουν καλυφθεί, επομένως δεν θα βοηθηθεί ιδιαίτερα το σύστημα προσθέτοντας assets εντάσεως ισχύος και όχι ενέργειας. Απεναντίας, θα δημιουργηθεί υπερπροσφορά πόρων και θα εκμηδενιστούν τα έσοδα από την αγορά Εξισορρόπησης, χωρίς να λυθεί το κεντρικό πρόβλημα της μετάθεσης ενέργειας.
Σε αυτές τις διεισδύσεις, θα πρέπει να στραφούμε σε τεχνολογίες αποθήκευσης μεγαλύτερης ενεργειακής χωρητικότητας. Σχηματικά, για διεισδύσεις 80%, χρειάζεσαι συστήματα διάρκειας άνω των 6 ωρών, για αποτελεσματική μετάθεση ενέργειας. Με τα σημερινά τεχνολογικά και κοστολογικά δεδομένα, αυτή τη λύση τη δίνει η αντλησιοταμίευση.
Αν λάβουμε ως υπόθεση εργασίας ότι το μερίδιο των ΑΠΕ στο μείγμα θα αγγίζει το 80% το 2030, σε ποια επίπεδα συνολικής ισχύος εκτιμάτε ότι θα πρέπει να κινούνται οι standalone μπαταρίες που θα αναπτυχθούν έως τότε;
Είναι εξαιρετικά σύνθετο το ερώτημα του πόσα GW θα χρειαστούν. Εξαρτάται από πολλούς παράγοντες, όπως το μείγμα ΑΠΕ, οι διασυνδέσεις και το προφίλ τιμών της αγοράς και συνεπώς είναι δύσκολο να έχει μονοσήμαντη απάντηση. Να επισημάνω δύο σημεία:
Κατ’ αρχάς, είναι άλλο πράγμα να αξιολογείς το βέλτιστο μείγμα και άλλο το μείγμα που απλώς παράγει καθαρό όφελος. Όφελος μπορεί να προκύπτει π.χ. από συνολική ισχύ 5 GW, αλλά το βέλτιστο, δηλαδή το μέγιστο όφελος, να εντοπίζεται στα 3 GW (τα νούμερα είναι ενδεικτικά). Σε ένα τέτοιο παράδειγμα, η προσθήκη ισχύος πέραν του βελτίστου παράγει αρνητικό οριακό όφελος, ασχέτως αν το συνολικό χαρτοφυλάκιο παραμένει θετικό σε όρους κόστους-οφέλους.
Επίσης, δεν έχει νόημα να μιλάμε μόνο για GW, όταν αυτό που κυρίως χρειάζεται το σύστημα σε υψηλά επίπεδα διείσδυσης ΑΠΕ είναι οι GWh, η ενέργεια δηλαδή. Επιπλέον, μιλώντας για μπαταρίες, το κόστος της αποθήκευσης προσδιορίζεται από τις MWh. Συνεπώς η αναφορά σε ανάγκες αποθήκευσης που προσδιορίζονται μόνο σε όρους ισχύος, π.χ. 5.000 MW, είναι εσφαλμένη και θα συνιστούσε λάθος πολιτική να προσπαθήσουμε να καλύψουμε τις πλήρεις ανάγκες ενεργειακής χωρητικότητας με συστήματα μικρής διάρκειας, π.χ. μπαταρίες 2 ωρών, οδηγούμενοι σε μεγάλα επίπεδα ισχύος, χωρίς η ισχύς καθ’ εαυτή να είναι το ζητούμενο. Όπως είπα προηγουμένως, για την κάλυψη αναγκών σε υψηλά επίπεδα διείσδυσης, χρειάζεται ένας συνδυασμός από συστήματα μικρής και μεγαλύτερης διάρκειας.
Εργαζόμαστε προκειμένου να προσεγγίσουμε το θέμα, για τα νέα και πολύ πιο αυξημένα επίπεδα διείσδυσης ΑΠΕ.
Πέρα από τις τεχνικές προδιαγραφές κάθε τεχνολογίας, στη συζήτηση υπεισέρχεται και το κόστος τους;
Ασφαλώς. Μιλώντας για τις κυρίαρχες σήμερα τεχνολογίες αποθήκευσης, το κόστος ενέργειας στις μπαταρίες λιθίου είναι περίπου 10 προς 1 σε σχέση με την αντλησιοταμίευση, ενώ αντίθετα στο κόστος ισχύος υπερέχουν σημαντικά οι μπαταρίες. Στον βαθμό που καλύπτουμε ανάγκες εξισορρόπησης, εντάσεως ισχύος, οι μπαταρίες είναι το ενδεδειγμένο asset, με μεγάλη αξία για την αγορά Εξισορρόπησης. Για τον όγκο της μετάθεσης ενέργειας στον ημερήσιο κύκλο, και πολύ περισσότερο σε υπερημερήσιο ορίζοντα, οι λύσεις θα πρέπει να αναζητηθούν σε τεχνολογίες όπως η αντλησιοταμίευση. Χωρίς βέβαια να αμελούμε το γεγονός ότι και τα μικρής διάρκειας συστήματα με υψηλή απόδοση κύκλου, όπως οι μπαταρίες, προσφέρουν σημαντικά και στη μετάθεση ενέργειας.
Αυτή τη στιγμή, έχουμε να υλοποιήσουμε το σχήμα στήριξης που έχει εγκριθεί, με το οποίο θα αναπτυχθούν έργα 900 MW, ας πούμε περίπου 1.000 MW. Αυτό το χαρτοφυλάκιο θα καλύψει τις ανάγκες του συστήματος τα επόμενα λίγα χρόνια μέσα στη δεκαετία που διανύουμε. Όσον αφορά το πώς θα προχωρήσουμε από εκεί και πέρα, χρειάζεται φειδώ και σύνεση. Το ζητούμενο είναι η οικονομική αποτελεσματικότητα, λαμβάνοντας σοβαρά υπόψη το timing των αναγκών, δηλαδή την αμεσότητα των προβλημάτων που πάμε να λύσουμε. Σε επενδύσεις αυτού του μεγέθους πρέπει επίσης να λάβουμε υπόψη και άλλους οικονομικούς παράγοντες, όπως η εγχώρια προστιθέμενη αξία και οι θέσεις εργασίας.
Επομένως, δεν έχει νόημα να πλειοδοτήσουμε αυτή τη στιγμή, δηλαδή να πάμε πιο δυναμικά από ό,τι προβλέπεται σε αυτή τη φάση, με την υλοποίηση μονάδων 1.000 MW περίπου με την αξιοποίηση κονδυλίων από το Ταμείο Ανάκαμψης;
Έχει μεγάλη σημασία το timing. Είμαστε στο 2022 και συζητάμε για το 2030, δηλαδή για 8 χρόνια μετά. Αν συζητούσαμε για αντλησιοταμίευση, το χρονικό αυτό διάστημα θα ήταν μικρό, λαμβάνοντας υπόψη τους χρόνους ανάπτυξης των έργων–τώρα πρέπει να κουβεντιάσουμε για έργα ίσως του 2035. Αν μιλάμε για μπαταρίες, ο χρόνος υλοποίησης είναι περί τα δύο έτη. Άρα, ενώ είναι δεδομένο ότι θα χρειαστούμε μεγαλύτερο όγκο αποθηκών για τη διείσδυση του 2030, δεν είναι αναγκαίο να προχωρήσουμε σήμερα περισσότερο από όσο είναι απαραίτητο για τις βραχυπρόθεσμες ανάγκες μας. Ειδικά αν συνεκτιμήσουμε την τωρινή συγκυρία, όπου το κόστος των μπαταριών είναι σχεδόν διπλάσιο από ό,τι πριν από ένα έτος.
Νομίζω ότι έχουμε στη διάθεσή μας ένα περιθώριο για να λάβουμε αποφάσεις για ανάγκες που θα πρέπει να καλυφθούν μετά το 2026-2027. Μέσα στο διάστημα αυτό όλοι ελπίζουν ότι θα αποκλιμακωθούν οι τιμές. Με την υπόθεση αυτή, ίσως είναι πιο σωστό να περιμένουμε λίγο για την υλοποίηση μεγαλύτερου όγκου έργων, ώστε να μην πληρώσουμε ακριβά λύσεις που θα υλοποιήσουμε νωρίτερα από ό,τι τις χρειαζόμαστε. Να θυμίσω το κόστος που αναλάβαμε με την υλοποίηση μεγάλου όγκου Φ/Β όσο τα κόστη τους ήταν ακόμη πολύ υψηλά και τις επακόλουθες πιέσεις στον ΕΛΑΠΕ.
ΠΕΡΙΚΟΠΕΣ ΣΤΗΝ ΑΠΟΡΡΟΦΗΣΗ ΠΑΡΑΓΩΓΗΣ ΤΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΕ ΚΑΙ ΤΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ
Για να πραγματοποιηθούν οι διαγωνισμοί, για αυτό το πρώτο «κύμα» standalone μπαταριών, ένα από τα βήματα που μεσολαβούν είναι να θεσπισθούν οι στατικοί και δυναμικοί περιορισμοί που θα διέπουν τη λειτουργία των έργων. Κατʼ αρχάς πώς θα συνδέονται με τους περιορισμούς που θα επιβληθούν στις νέες μονάδες ΑΠΕ;
Υπάρχουν διαφόρων ειδών προβλήματα, όταν πηγαίνουμε σε μεγάλες διεισδύσεις ΑΠΕ. Ένα πρώτο πρόβλημα εκδηλώνεται ως κορεσμός σε επίπεδο συστήματος συνολικά: το μέγεθος της ζήτησης είναι μικρό, επομένως κάποια στιγμή θα πρέπει να περικόπτουμε διαθέσιμη παραγωγή ΑΠΕ που δεν μπορούμε να αποθηκεύσουμε ή να εξάγουμε. Αυτό εκδηλώνεται ως κορεσμός σε επίπεδο αγοράς.
Ακόμα κι αν λυθεί αυτό το πρόβλημα, μετά τίθεται το θέμα των εσωτερικών δικτύων μέσα στο ελληνικό σύστημα, όπου συνδέονται οι μονάδες παραγωγής και τα σημεία κατανάλωσης -ένα δίκτυο που αναπτύχθηκε με γνώμονα τους πόρους παραγωγής και τα κέντρα κατανάλωσης που υπήρχαν ιστορικά στο εθνικό μας σύστημα. Αυτά τα δίκτυα λοιπόν, τα οποία χτίστηκαν με αυτόν τον τρόπο και πολύ δύσκολα επεκτείνονται, καλούνται να εξυπηρετήσουν ένα τελείως διαφορετικό μοντέλο αποκεντρωμένης παραγωγής, με διαφορετική γεωγραφική ανάπτυξη και διαφορετικά μεγέθη ισχύος. Το αποτέλεσμα είναι τα δίκτυά μας, σε διάφορες περιοχές, να μην επαρκούν για την άμεση εξυπηρέτηση της ζητούμενης πρόσβασης ή να εμφανίζονται φαινόμενα συμφόρησης.
Έτσι λοιπόν ανακύπτει το ερώτημα: αυτό τον πόρο, τα δίκτυα που χρειάστηκε περισσότερο από μισός αιώνας για να τα αναπτύξουμε, πώς θα μπορούσαμε να τον αξιοποιήσουμε στον μέγιστο δυνατό βαθμό; Καθώς το επιδιωκόμενο αποτέλεσμα είναι η διακίνηση ενέργειας ΑΠΕ, το «κλειδί» βρίσκεται στο γεγονός ότι πολύ λίγες φορές ταυτοχρονίζεται η παραγωγή όλων των μονάδων ΑΠΕ σε μία περιοχή και δημιουργείται πρόβλημα συμφόρησης. Επομένως, αντί να αποτρέπεις τη σύνδεση ισχύος ΑΠΕ, ώστε να προλάβεις την εμφάνιση της συμφόρησης, είναι πιο αποδοτικό να επιτρέψεις την εγκατάσταση μεγαλύτερης ισχύος, όπως ήδη γίνεται στα νησιά μας, κάνοντας περικοπές στις λίγες φορές που θα ταυτοχρονιστούν σε υψηλό βαθμό όλοι οι σταθμοί ΑΠΕ. Οι περικοπές αυτές μπορούν να παραμένουν λελογισμένες, π.χ. μέχρι 5% της διαθέσιμης ενέργειας σε ετήσια βάση, αν θέλουμε να δώσουμε ένα εύλογο επίπεδο. Αυτό σου δίνει τη δυνατότητα να «στριμώξεις» σημαντικά μεγαλύτερη εγκατεστημένη ισχύ έργων ΑΠΕ σε δίκτυα με περιορισμένη ικανότητα και έτσι να διακινήσεις περισσότερη ενέργεια ΑΠΕ μέσω των ίδιων δικτυακών υποδομών.
Τα αντίστοιχα «ψαλίδια» στις standalone μπαταρίες, με ποιον τρόπο θα επιτρέψουν στην αποθήκευση να συμβάλει στην αντιμετώπιση του κορεσμού των δικτύων και τη συγκράτηση των περικοπών «πράσινης» ηλεκτροπαραγωγής;
Συνεχίζοντας στο προηγούμενο παράδειγμα, ας υποθέσουμε πως ένας επενδυτής προτίθεται να εγκαταστήσει μία αποθηκευτική μονάδα 50 MW στο ίδιο δίκτυο. Αν η μπαταρία είχε τη δυνατότητα να εγχέει ενέργεια στο σύστημα ταυτόχρονα με τις ΑΠΕ, τότε θα καταλάμβανε ηλεκτρικό «χώρο» 50 MW –τη στιγμή μάλιστα που θα έχουν επιβληθεί περικοπές στα αιολικά και στα φωτοβολταϊκά της περιοχής, για να «στριμωχτούν» περισσότερα έργα στο δεδομένο δίκτυο. Αντιλαμβανόμαστε ότι αυτό δεν είναι σωστό. Ιδίως αν σκεφτούμε ότι ο ρόλος της αποθήκευσης είναι να απελευθερώνει ηλεκτρικό «χώρο», όχι να τον καταλαμβάνει.
Σε πρώτη φάση και πριν φτάσουμε στο σημείο η αποθήκευση να αυξάνει το περιθώριο, επιδιώκουμε η σύνδεσή της να μην επιδεινώνει το πρόβλημα του περιορισμένου διαθέσιμου «χώρου» υποδοχής ΑΠΕ. Επομένως, την ώρα που ταυτοχρονίζεται η παραγωγή των ΑΠΕ και δημιουργείται κορεσμός στο τοπικό δίκτυο, η μονάδα αποθήκευσης θα πρέπει να απαγορεύεται να εγχέει ενέργεια στο σύστημα.
Αυτός είναι ένας πρώτος και βασικός λειτουργικός περιορισμός που γενικά δεν θα έχει καμία σημαντική επίπτωση στη λειτουργία και στα έσοδα των έργων. Επί της αρχής, όταν παράγουν οι ΑΠΕ, οι τιμές της αγοράς είναι χαμηλές και επομένως η μονάδα αποθήκευσης ενδείκνυται να απορροφά ενέργεια και σίγουρα όχι να παράγει. Ωστόσο, όταν δίνονται όροι σύνδεσης δεν αρκεί να βασιστεί κανείς στην εύλογα αναμενόμενη συμπεριφορά ενός συμμετέχοντα, αλλά πρέπει να επιβάλει την αναγκαία λειτουργικότητα.
Ποιο θα ήταν το επόμενο βήμα, ώστε το grid storage όχι απλώς να μην επιδεινώνει το πρόβλημα, αλλά πλέον να το αμβλύνει;
Συνεχίζοντας στο παραπάνω παράδειγμα, αν η μονάδα αποθήκευσης δεν παραμένει αδρανής τις ώρες συμφόρησης, αλλά απορροφά π.χ. την πλήρη ισχύ της, τότε δίνεται η δυνατότητα στα έργα ΑΠΕ της περιοχής να παράξουν πρόσθετη ισχύ 50 MW, ίση με το ισοδύναμο φορτίο που δημιουργεί η μπαταρία. Αυτό συνιστά υπηρεσία αποσυμφόρησης. Αν πρόκειται για επιβεβλημένη υποχρέωση στον σταθμό, οπωσδήποτε θα τον δεσμεύσει σε ένα μοτίβο λειτουργίας, ανεξάρτητα από το κατά πόσο αυτό είναι συμφέρον ή όχι για τον ίδιο με όρους αγοράς. Στο παράδειγμά μας, θα αναγκαζόταν να χρησιμοποιεί την ισχύ του σταθμού για arbitrage, ενώ θα μπορούσε να την αξιοποιήσει και για υπηρεσίες εξισορρόπησης.
Γι’ αυτό υπηρεσίες αποσυμφόρησης κανονικά πρέπει να παρέχονται έναντι αμοιβής. Επομένως, αν μιλούσαμε για μη επιδοτούμενες μονάδες, των οποίων η βιωσιμότητα βασίζεται στα έσοδα αγορών, αναμφίβολα θα έπρεπε να βρεθεί τρόπος να αποζημιωθούν. Ένα τέτοιος τρόπος αποζημίωσης είναι οι διαγωνισμοί: στην Αγγλία και σε άλλες χώρες, διεξάγονται μειοδοτικές διαδικασίες για την επιλογή των παρόχων τέτοιων υπηρεσιών αποσυμφόρησης, με προσφορές ανά MW, ανά MWh ή άλλα μεικτά μοντέλα πληρωμής.
Στη χώρα μας, υπάρχει η ιδιαιτερότητα ότι τα πρώτα 1000 MW standalone μπαταριών θα είναι έργα επιδοτούμενα, και μάλιστα όχι απλώς με κάποια αρχική επιδότηση κεφαλαίου και μετά δραστηριοποίηση με σημαντική έκθεση σε ρίσκα αγοράς, αλλά με πλήρως εγγυημένες τις επενδύσεις. Με αυτό το δεδομένο, θα πρέπει τα έργα να λάβουν πρόσθετη αποζημίωση; Προφανώς όχι, υπό την προϋπόθεση ότι θα λαμβάνεται υπόψη ότι τα έσοδά τους από τις αγορές θα μειώνονται όταν παρέχουν τέτοιες υπηρεσίες, χωρίς ευθύνη του επενδυτή.
Κατά συνέπεια, τα πρώτα έργα 1.000 MW θα έχουν υποχρέωση να παρέχουν υπηρεσίες αποσυμφόρησης;
Με βάση όσα είπαμε, είναι λογικό να μπορεί η πολιτεία να ζητήσει από τα έργα αυτά να παρέχουν τέτοιες υπηρεσίες, με μια λειτουργικότητα που μπορεί να είναι διαφορετική σήμερα ή μελλοντικά, υπό άλλες συνθήκες διείσδυσης ΑΠΕ. Κατά τη γνώμη μου, θα πρέπει να δοθεί η δυνατότητα στον Διαχειριστή να επιβάλει ανάλογες υποχρεώσεις, όταν κρίνει ότι αυτό απαιτείται. Προφανώς, δεν είναι λογικό να επιβληθεί γενικευμένη παροχή υπηρεσιών αποσυμφόρησης από την πρώτη στιγμή, αφού δεν θα υπάρχουν εξαρχής ανάλογες ανάγκες. Ωστόσο, η πολιτεία θα πρέπει να διατηρήσει αυτό το δικαίωμα, το οποίο θα ενεργοποιήσει όταν εκτιμήσει πως είναι αναγκαίο.
Ο ΔΙΑΓΩΝΙΣΜΟΣ ΚΑΙ Η ΕΓΚΑΤΑΣΤΑΣΗ ΤΩΝ ΠΡΩΤΩΝ 1000 ΜΕΓΑΒΑΤ ΜΠΑΤΑΡΙΩΝ
Όπως και για τις ΑΠΕ, οι λειτουργικοί περιορισμοί για τις μονάδες αποθήκευσης θα εγκριθούν με Υπουργική Απόφαση. Με τη δημοσίευση της Απόφασης, σε συνδυασμό με το πλαίσιο ανάπτυξης των μονάδων που έχει ήδη θεσμοθετηθεί, θεωρείτε ότι οι επενδυτές θα έχουν πλέον την απαραίτητη «ορατότητα» για να καταστρώσουν τα business plan των έργων τους και να διαμορφώσουν έτσι τη στρατηγική που θα ακολουθήσουν για την υποβολή προσφορών στους διαγωνισμούς που θα ακολουθήσουν;
Νομίζω πως ναι. Το σχήμα στήριξης είναι εξαιρετικά «καθαρό» και φιλοεπενδυτικό. Με τον συνδυασμό επενδυτικής και λειτουργικής ενίσχυσης, εξασφαλίζεται ότι οι προσφορές στους διαγωνισμούς θα διαμορφωθούν από τις εκτιμήσεις για τα κόστη των έργων και όχι τις αβεβαιότητες των αγορών. Δημιουργείται ένα περιβάλλον επενδυτικής ασφάλειας για να κάνουμε kick-start τον κλάδο αυτό.
Για την επιτυχία του σχήματος, είναι αναγκαίο να υπάρχει μία επαρκής «δεξαμενή» έργων που θα λειτουργούν ανταγωνιστικά στις αγορές, ώστε να διαμορφωθεί ένα benchmark για την εύλογη προσδοκία εσόδων τους. Το benchmark χρειάζεται ώστε να αποκλειστεί το ενδεχόμενο να επαναπαυθεί ένας επενδυτής στην ενίσχυση που θα «κλειδώσει», και, αντίθετα, να υπάρχει κίνητρο ώστε να είναι αποδοτικά δραστηριοποιημένος στις αγορές.
Ποιο θα είναι αυτό το κίνητρο; Το απλούστερο, και κάτι παρόμοιο προβλέπεται στο εγκεκριμένο σχήμα, είναι μια ΕΤΑ μπαταριών. Το πλαίσιο που ενέκρινε η Κομισιόν ορίζει ότι η ενίσχυση του κάθε έργου θα υπολογίζεται με βάση τον μέσο όρο των εσόδων των αποθηκευτικών έργων από τις αγορές. Όποιος βγάζει πάνω από τον μέσο όρο, κρατάει τα πρόσθετα έσοδα, όποιος βγάζει λιγότερα, θα χάνει τη διαφορά. Λίγο-πολύ όπως για τις ΑΠΕ υπό καθεστώς FiP. Και για να αποτραπούν ολιγοπωλιακές πρακτικές, όπως αναφέρει η απόφαση της Κομισιόν, θα υπάρχει και ένα benchmark ρυθμιστικά οριζόμενο από τη ΡΑΕ. Επομένως, υπάρχουν δικλείδες που εγγυώνται ότι τα έργα που θα επιδοτηθούν θα αφήνουν όφελος στην αγορά.
Σε ποιο βαθμό ωριμότητας θεωρείτε ότι θα πρέπει να έχουν φτάσει τα έργα, για να συμμετάσχουν στους διαγωνισμούς;
Το ερώτημα αυτό δεν είναι απαντημένο. Το ιδανικό θα ήταν να συμμετάσχουν έργα με πλήρη ωριμότητα. Όμως, όσο ανεβάζεις τον πήχη, κινδυνεύεις να μην έχεις ικανοποιητικά επίπεδα ανταγωνισμού και η βασική μας προτεραιότητα πρέπει να είναι το υψηλό επίπεδο ανταγωνισμού στους διαγωνισμούς. Ακόμη κι αν αυτό επιβάλει τη συμμετοχή λιγότερο ώριμων έργων, αλλά με υψηλές εγγυήσεις συμμετοχής, ώστε να αποφευχθούν στρεβλώσεις και χειραγώγηση των διαγωνισμών.
Τι θα σημαίνει για το σύστημα να γίνουν αυτά τα 1.000 ΜW, μαζί με την Αμφιλοχία και με τα υφιστάμενα έργα της ΔΕΗ που έχει στο Θησαυρό και στη Σφηκιά;
Θα έχουμε ένα χαρτοφυλάκιο αποθήκευσης της τάξης των 2.500 MW, κάτι που θα σημαίνει κατʼ αρχάς πως θα υπάρχουν σημαντικοί πόροι για την αγορά Εξισορρόπησης. Δεν θα χρειάζεται π.χ. να λειτουργούν συμβατικές μονάδες για εφεδρείες, επομένως θα μειωθεί το κόστος εξισορρόπησης και θα χαλαρώσουν περιορισμοί που οδηγούν στις εμφάνιση των πρώτων περικοπών. Η διαχείριση των οποίων επίσης θα διευκολυνθεί σημαντικά, με πρόσθετη δυνατότητα απορρόφησης άνω των 2000 MW. Σημαντικό όφελος θα υπάρξει επίσης και στην εξομάλυνση των τιμών της αγοράς ενέργειας. Ισχύς αποθήκευσης 2500 ΜW στο μικρό σύστημα της χώρας μας, σε διεισδύσεις ΑΠΕ της τάξης του 50% ή 60%, είναι πολύ σημαντική και εκτιμώ ότι θα κάνει μεγάλη και άμεση διαφορά.
ΟΙ ΔΥΝΑΤΟΤΗΤΕΣ ΤΩΝ ΕΠΕΝΔΥΤΩΝ ΑΝ ΔΕΝ «ΠΕΡΑΣΟΥΝ» ΕΡΓΑ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ ΣΤΟ ΔΙΑΓΩΝΙΣΜΟ
Οι μπαταρίες 1.000 MW περίπου, που θα προκριθούν από τις διαγωνισμούς, αποτελούν ένα μικρό ποσοστό στη «δεξαμενή» των υποψήφιων επενδύσεων σε standalone μονάδες – τουλάχιστον με βάση όσα δείχνουν οι αιτήσεις για άδειες αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Υπάρχει δυνατότητα για έργα που θα μείνουν εκτός στήριξης να υλοποιηθούν και να είναι βιώσιμα αποκλειστικά με όρους αγοράς;
Σαφώς υπάρχει αυτό το σενάριο και δεν υπάρχει κανένας λόγος να αποκλειστεί η υλοποίηση έργων που δεν ενισχύονται. Ωστόσο, για να γίνει αυτό πραγματικότητα χρειάζονται εταιρείες που θα είναι πρόθυμες να προχωρήσουν σε επενδύσεις πολλών εκατομμυρίων, αναλαμβάνοντας το ρίσκο της διακύμανσης του κόστους και την απόλυτη αβεβαιότητα των εσόδων από την αγορά. Νομίζω ότι πολύ δύσκολα θα βρεθούν επενδυτές που θα αποφασίσουν να προχωρήσουν σε ένα έργο το οποίο δεν γνωρίζουν πόσο θα τους κοστίσει τελικά, όταν θα υλοποιηθεί μετά από δύο χρόνια, χωρίς επίσης να έχουν καμία απολύτως εικόνα για τα έσοδά του από τις αγορές άμεσα και σε βάθος χρόνου.
Πρέπει να λάβουμε υπόψη ότι με την είσοδο σημαντικών πόρων ευελιξίας, όπως τα έργα αποθήκευσης που θα υλοποιηθούν από τα σχήματα στήριξης, τα έσοδα από την αγορά Εξισορρόπησης μπορεί να πέσουν πολύ πιο χαμηλά από ό,τι με τα σημερινά δεδομένα, ενώ ακόμη δεν θα έχουμε φτάσει στο 80% διείσδυσης ΑΠΕ, ώστε να δημιουργούνται προϋποθέσεις βιωσιμότητας για χιλιάδες MW μέσω arbitrage στην ημερήσια αγορά.
Επιπλέον, στην Ελλάδα δεν υπάρχουν σήμερα άλλες αμειβόμενες υπηρεσίες για αποθηκευτικούς σταθμούς, όπως π.χ. συμβαίνει στην Αγγλία (αποσυμφόρηση, ταχεία απόκριση και άλλες επικουρικές τεχνικές υπηρεσίες), ούτε κάποιος μηχανισμός ισχύος που να παρέχει βεβαιότητα για μελλοντικά έσοδα.
Για όλους αυτούς τους λόγους, θεωρώ ότι σήμερα δεν υπάρχει προοπτική να γίνει οποιοδήποτε έργο αγοράς εκτός πλαισίου στήριξης. Δεν φαίνεται να υπάρχουν επαρκείς πηγές εσόδων και καμία επενδυτική ασφάλεια. Δεν αρκεί το μεγάλο spread στη DAM σήμερα για να κάνεις ένα τέτοιο έργο, ενώ και η προοπτική των PPA δεν φαίνεται να κινητοποιεί εύκολα μεγάλες επενδύσεις σε αποθήκευση.
Για το επόμενο «κύμα» έργων grid storage, μετά τα 1.000 MW, εκτιμάτε ότι θα μπορούσαν να δημιουργηθούν αμειβόμενες υπηρεσίες, ανάλογες με αυτές που προαναφέρατε ότι υπάρχουν στην Αγγλία; Με αυτό τον τρόπο, θα μπορούσαν να υπάρξουν νέες πηγές εσόδων για αυτές τις επενδύσεις, ώστε ενδεχομένως να καταστούν βιώσιμες ικανοποιώντας ανάγκες του συστήματος.
Δεν αποκλείω να υπάρξουν στην πορεία ανάλογες υπηρεσίες που θα παρέχονται από συμμετέχοντες στην αγορά και αναμφίβολα θα υπάρξουν ανάγκες στο πλαίσιο του μετασχηματισμού του ηλεκτρικού μας συστήματος. Ωστόσο, πρέπει να γίνει προσδιορισμός των αναγκών, να σχεδιαστούν ρυθμιστικά, να ποσοτικοποιηθεί το επίπεδο αμοιβής και να καθιερωθούν υποχρεώσεις και έλεγχος της απόδοσή τους. Πράγματα που ακόμη απέχουν.
Σίγουρα, πάντως, οι ανάγκες της χώρας δεν θα τελειώσουν στο χαρτοφυλάκιο των 1.000 MW μπαταριών που έχουμε μπροστά μας, αλλά δεν μπορώ να σας πω με βεβαιότητα ποιες θα είναι οι επιπλέον ανάγκες, ούτε με ποιον τρόπο αυτές θα καλυφθούν. Σε κάθε περίπτωση, νομίζω πως το μήνυμα προς την αγορά πρέπει να είναι: «να είστε παρόντες, γιατί σύντομα, σε 3 με 5 χρόνια, θα προκύψουν νέες ανάγκες και ευκαιρίες».
ΚΡΙΣΙΜΟΣ Ο ΡΟΛΟΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ BEHIND THE METER, ΠΡΩΤΑ ΣΤΗΝ ΠΑΡΑΓΩΓΗ ΚΑΙ ΜΕΤΑ ΣΤΗΝ ΚΑΤΑΝΑΛΩΣΗ
Αναφέρατε ότι προς το 2030 θα «πορευτούμε» και με τις δύο τεχνολογίες αποθήκευσης, προσδίδοντας σταδιακά πιο ενισχυμένο ρόλο στα συστήματα μεγαλύτερης διάρκειας. Κατʼ αναλογία θα πρέπει να υπάρχει επαρκής διαφοροποίηση και στις εφαρμογές αποθήκευσης με μπαταρίες. Δηλαδή μία ισορροπημένη ανάπτυξη των standalone μονάδων, των εφαρμογών behind the meter σε συστήματα ΑΠΕ, αλλά και ο συνδυασμός των συσσωρευτών με τα φωτοβολταϊκά στην κατανάλωση;
Μας έχει βασανίσει αυτή η ερώτηση. Κι εμείς οι ίδιοι πριν από δύο-τρία χρόνια θεωρούσαμε ότι οι σταθμοί κεντρικής αποθήκευσης μπορούν να τα κάνουν ταυτόχρονα όλα -και balancing και μετάθεση ενέργειας- και άρα είναι ο πιο αποδοτικός τρόπος ανάπτυξης της αποθήκευσης.
Όσο περνά ο καιρός και ωριμάζει το πράγμα, βλέπουμε ότι χρειάζονται πεπερασμένες ποσότητες αποθήκευσης για τις ανάγκες εξισορρόπησης του συστήματος -πόσους πόρους θέλει το σύστημα, 1.000, 2.000 MW; Μετά μένουν οι ανάγκες μετάθεσης ενέργειας, τις οποίες μπορούν εξίσου αποτελεσματικά να καλύψουν και άλλες τυπολογίες ανάπτυξης της αποθήκευσης, όπως η οικιακή μπαταρία, ίσως αύριο μέσω και του ηλεκτρικού αυτοκινήτου, και το behind the meter σύστημα σε ένα φωτοβολταϊκό.
Μάλιστα, οι εφαρμογές αυτές προσφέρουν τη δυνατότητα για μετάθεση ενέργειας, χωρίς να «περνάνε» από τις πολυπλοκότητες της αγοράς και της συνεργασίας ανεξάρτητων οντοτήτων. Πρόκειται για μία ενδογενή διαδικασία του χρήστη του συστήματος ή του συμμετέχοντα στην αγορά και άρα εξαιρετικά απλή. Με οπτική συστήματος είναι σαν να φτιάχνεις ένα φωτοβολταϊκό το οποίο δεν θα εγχέει το μεσημέρι, και έτσι δεν θα συμβάλει στη διαμόρφωση μηδενικών ή και αρνητικών τιμών στην DAM, τις οποίες θα πρέπει μετά να αγωνιστείς για να αντιμετωπίσεις μέσω της κεντρικής αποθήκευσης και άλλων μέσων.
Προφανώς, είναι προτιμότερο να αποφύγεις να δημιουργήσεις ένα πρόβλημα που, σε αντίθετη περίπτωση, θα χρειαστεί να λύσεις εκ των υστέρων. Και δεν πρέπει να ξεχνάμε ότι και η ευελιξία πίσω από τον μετρητή μπορεί κι αυτή να συμβάλει στην εξισορρόπηση του συστήματος, έστω και με κάπως πιο σύνθετο τρόπο.
Θεωρώ λοιπόν ότι οι ανάγκες αποθήκευσης του συστήματος δεν πρέπει να καλυφθούν μονοδιάστατα από αυτό το μοντέλο των standalone μονάδων. Θα υπάρχει και αυτό, αλλά νομοτελειακά θα συνοδευτεί από την εφαρμογή της αποθήκευσης behind the meter – πρώτα στην παραγωγή και μετά στην κατανάλωση, που είναι πιο σύνθετη ως εφαρμογή, αλλά παρέχει ταυτόχρονα πολλαπλά οφέλη.
Ποια θα ήταν τα πλεονεκτήματα από τον συνδυασμό μπαταριών behind the meter με συστήματα ΑΠΕ στην παραγωγή;
Κατʼ αρχάς πρόκειται για εύκολη και άμεσα υλοποιήσιμη λύση, όπως ήδη είπαμε. Μία ακόμη παράμετρος είναι πως μία επένδυση grid storage είναι πολύ δύσκολα χρηματοδοτήσιμη σήμερα, γιατί υπάρχει απόλυτη αβεβαιότητα ως προς το capex και τα έσοδα αγοράς, γι’ αυτό και έρχεται το κράτος να εγγυηθεί τη βιωσιμότητά της μέσω των διαφόρων σχημάτων κρατικών ενισχύσεων.
Αν όμως βάλεις μπαταρία σε έναν σταθμό ΑΠΕ, το «όχημα» για την οικονομική βιωσιμότητα της επένδυσης είναι πλέον το σύστημα ΑΠΕ και η ενέργεια που αυτό παράγει, ενώ η μονάδα αποθήκευσης είναι συνοδευτική. Έτσι αίρεται σε σημαντικό βαθμό η πολύ μεγάλη αβεβαιότητα της αποθήκευσης δικτύου. Επομένως, ο συνδυασμός ΑΠΕ με μπαταρία είναι πιο «καθαρός» ως προς το business case.
Ο συνδυασμός μονάδων ΑΠΕ και μπαταριών στον ίδιο μετρητή θα μπορούσε να συμβάλει και στην αποσυμφόρηση του δικτύου;
Αυτή τη στιγμή, συζητάμε για την ανάπτυξη μονάδων αποθήκευσης περίπου 1.000 MW μέσω των διαγωνισμών, που θα εγκατασταθούν σε όλες τις περιοχές του συστήματος, εκεί που υπάρχει αλλά και εκεί που δεν υπάρχει κορεσμός. Ας πούμε ότι τα 500 MW θα εγκατασταθούν σε κορεσμένα δίκτυα και πως σε αυτά θα επιβληθεί λειτουργικότητα απορρόφησης για αποσυμφόρηση. Θα απορροφούν την πλήρη ισχύ τους των 500 MW; Δεν υπάρχει περίπτωση. Αν έχουμε μπαταρίες διάρκειας 2 ωρών σε συνθήκες κορεσμού διάρκειας 4 ωρών, αυτές θα απορροφούν κατά μέσο όρο 200-250 MW από τα 500 MW. Άρα το επίπεδο αποσυμφόρησης που εύλογα μπορούμε να αναμένουμε είναι λίγες μόνο εκατοντάδες MW, την ώρα που το ελληνικό σύστημα χρειάζεται χιλιάδες MW. Άρα καλώς μεν θα υλοποιηθεί το χαρτοφυλάκιο των 1000 MW και ευπρόσδεκτη και αναγκαία η στοχευμένη συμβολή του στην αποσυμφόρηση, αλλά δεν θα είναι αυτό που θα δώσει τη λύση στον κορεσμό των δικτύων.
Ας δούμε αντίθετα τι θα σήμαινε να επιβληθεί ένας γενναίος περιορισμός έγχυσης στα φωτοβολταϊκά. Έστω π.χ. ότι περιορίζεται η παραγωγή στο 50% της εγκατεστημένης ισχύος του σταθμού. Αυτό σημαίνει πρακτικά εξοικονόμηση ισόποσου ηλεκτρικού χώρου ή ισοδύναμα διπλασιασμό του hosting capacity ενός συγκεκριμένου δικτύου. Προφανώς ο επενδυτής δεν θα «πετάξει» την υπόλοιπη παραγωγή του έργου, αλλά θα εγκαταστήσει μια μπαταρία πίσω από τον μετρητή. Η δυνατότητα αυτή θα εναπόκειται στη διακριτική του ευχέρεια, επιλέγοντας ο ίδιος σε ποιον βαθμό θα κάνει shift παραγωγή που υπερβαίνει το όριο έγχυσης. Σε κάθε περίπτωση, η πολιτεία θα πρέπει να διασφαλίσει ότι η επένδυση δεν θα γίνει μη βιώσιμη, λόγω του αυξημένου επενδυτικού κόστους ή των ενεργειακών απωλειών και απορρίψεων. Η λύση θα ήταν η διεξαγωγή διαγωνισμών, όπου θα συμμετέχουν έργα αυτού του τύπου, λαμβάνοντας τις αυξημένες τιμές που χρειάζονται για τη βιωσιμότητά τους.
Ωστόσο, προϋπόθεση για να συμβάλει αυτό το μοντέλο στην καλύτερη δυνατή αξιοποίηση του διαθέσιμου «χώρου», δεν είναι να εφαρμοσθεί μαζικά;
Έχετε δίκιο. Μόνο έτσι δεν μιλάμε για 200 MW μόνο, μιλάμε για τα χιλιάδες MW ηλεκτρικού χώρου που χρειαζόμαστε και τα οποία θα έδιναν πραγματικά «ανάσα» στο σύστημα. Κατά τη γνώμη μου, η προσθήκη μπαταριών behind the meter θα έπρεπε να αφορά υποχρεωτικά όλα τα καινούργια συστήματα ΑΠΕ. Και επιπλέον θα πρέπει να σκεφτούμε σοβαρά τι κίνητρο θα δώσουμε σε υφιστάμενα έργα, ώστε να εξορθολογίσουν κι αυτά το προφίλ της παραγωγής τους.
Αυτό θα ήταν πραγματική τομή. Ωστόσο πρέπει να αναγνωρίσουμε ότι στην παρούσα συγκυρία είναι ανασταλτικός παράγοντας το αυξημένο κόστος των μπαταριών. Το μέτρο θα μπορούσε να εφαρμοστεί περιμένοντας λίγο ώστε να αποκλιμακωθούν οι τιμές. Χρειάζεται όμως να αρχίσουμε να το κουβεντιάζουμε από τώρα, να το σχεδιάζουμε, ώστε στην πορεία να «κατασταλάξουν» οι παράμετροι εφαρμογής του και, στη συνέχεια, να ξεκινήσουν να σχεδιάζονται και να υλοποιούνται έργα.
Όπως αναφέρατε, θα μπορούν να συμπεριληφθούν σε αυτή τη λύση και υφιστάμενοι σταθμοί φωτοβολταϊκών, επιβάλλοντας περιορισμούς έγχυσης που θα δώσουν το «σήμα» για την προσθήκη μπαταριών;
Η προσωπική μου άποψη είναι ότι πρέπει να πάμε όσο πιο «πίσω» μπορούμε σε ώριμα ή ήδη υλοποιημένα έργα, υπό την προϋπόθεση βέβαια ότι έχουμε προσδιορίσει τις ανάγκες μας και δεν τις ξεπερνάμε. Και βέβαια, δίνοντας κίνητρα στους επενδυτές, όχι βλάπτοντας τα έργα.
Επομένως, τι θα σήμαινε αυτό για έναν παραγωγό με ένα φωτοβολταϊκό 1 MW, για παράδειγμα, που έχει «κλειδωμένη» ταρίφα;
Ότι θα αυξηθεί η ταρίφα του, για να αποδεχθεί τον περιορισμό έγχυσης, στον βαθμό που χρειάζεται για τη διαχείριση της περικοπτόμενης παραγωγής. Νωρίτερα, βέβαια, θα πρέπει να απαντηθεί το ερώτημα: ποιος ο ενδεδειγμένος περιορισμός, πόσο αυστηρός δηλαδή, ποιο το κόστος για τη διαχείρισή του και αν πρέπει να συμπεριληφθούν σε αυτή τη λύση όλα τα υφιστάμενα έργα. Προφανώς όχι, καθώς έτσι το κόστος μπορεί να ήταν πολύ μεγάλο, ξεπερνώντας το όφελος που παράγεται.
Εδώ λοιπόν απαιτείται μία ανάλυση κόστους-οφέλους, που πρέπει να προσδιορίσει κόστη και οφέλη και να καθορίσει τη βέλτιστη ισορροπία.
Κατά τη γνώμη σας, πριν απαντήσουμε στο παραπάνω ερώτημα, θα πρέπει σε πρώτη φάση να αυξηθεί το χαρτοφυλάκιο των συστημάτων ΑΠΕ με μπαταρίες το οποίο έχει ενταχθεί στο νέο σχήμα στήριξης; Αυτή τη στιγμή, προβλέπεται να «κλειδώσουν» ταρίφες έργα συνολικής ισχύος μόλις 200 MW.
Νομίζω πως πρέπει να αυξηθεί σημαντικά αυτό το χαρτοφυλάκιο, ώστε να επιτρέψει την υλοποίηση έργων που θα είναι σε θέση να διαχειριστούν αποτελεσματικά τους λειτουργικούς περιορισμούς που θα αρχίσουν να επιβάλλονται.
Για να απαντήσουμε όμως στο ερώτημα «πόσο πρέπει να αυξηθεί», θα πρέπει πρώτα να απαντήσουμε στο ερώτημα «πόσος ηλεκτρικός χώρος χρειάζεται να απελευθερωθεί» από έργα ΑΠΕ με αποθήκευση που θα μπορούν να δεχθούν αυστηρούς λειτουργικούς περιορισμούς. Και στο πολύ σχετικό ερώτημα της διαθεσιμότητας του «χώρου» που διαθέτουν τα δίκτυά μας, πόσος είναι ήδη δεσμευμένος και πόσος περισσεύει για νέα έργα, αφού ξεκαθαρίσει το τοπίο αναφορικά με τη δέσμευση χώρου από εκκρεμή έργα.
Αν για παράδειγμα ο διαθέσιμος «χώρος» βαίνει προς πλήρη εξάντληση (από τα ήδη εγκατεστημένα έργα και έργα με προσφορές σύνδεσης), τότε πρέπει πρώτα να σκεφτούμε την εγκατάσταση μπαταριών behind the meter σε υφιστάμενα έργα, αλλά και τον ρόλο που μπορούν να παίξουν οι standalone μπαταρίες σε αυτή την προσπάθεια, μέσω συνεγκατάστασης και συνεργασίας τους με σταθμούς ΑΠΕ, ως ανεξάρτητες οντότητες αγοράς, ώστε ο συνδυασμός να επιτρέπει την επιβολή γενναίων περιορισμών έγχυσης. Κάτι τέτοιο είναι ρυθμιστικά πιο δύσκολο από την ενσωμάτωση της αποθήκευσης στο εσωτερικό των σταθμών, αλλά οπωσδήποτε μπορεί να γίνει και αξίζει να επιδιωχθεί ούτως ή άλλως.
Αν από την άλλη έχουμε διαθέσιμα πολλά GW ηλεκτρικού χώρου, τότε μπορεί να μην χρειαστεί να βασανιστούμε τόσο με τα υφιστάμενα έργα και η έμφαση θα είναι στους περιορισμούς και την ενσωμάτωση αποθήκευσης στα νέα έργα (πράγμα που θα πρέπει να γίνει σε κάθε περίπτωση).
Το βασικό πάντως είναι πως πρέπει να ξεκαθαρίσει το τοπίο. Και γι’ αυτό πρέπει να καθοριστούν οι όροι και οι προϋποθέσεις για τη δέσμευση ηλεκτρικού χώρου από τα έργα και την απελευθέρωση του χώρου αυτού σε εύλογο χρόνο, όταν οι επενδύσεις δεν προωθούνται.
Από αυτό το ξεκαθάρισμα του τοπίου, για το οποίο μιλήσατε, θα εξαρτηθεί όχι μόνο αν θα χρειαστεί να προωθηθεί η αποθήκευση σε υφιστάμενες μονάδες ΑΠΕ (με την επιβολή περιορισμών έγχυσης), αλλά και ο τρόπος με τον οποίο θα προωθηθεί;
Θεωρώ ότι δεν χρειάζεται να επιβληθεί η λύση, αλλά να δοθεί ως δυνατότητα σε υφιστάμενα έργα. Δηλαδή ο επενδυτής να μπορεί να επιλέξει: είτε θα μείνει στο υφιστάμενο καθεστώς, είτε θα συναινέσει στον περιορισμό και θα αποζημιωθεί για αυτό. Μία τέτοια δυνατότητα επιλογής μόνο ευκαιρίες θα έδινε. Επίσης, πιθανότατα δεν χρειάζεται να εφαρμοσθεί καθολικά μια τέτοια λύση, αλλά μόνο εκεί που υπάρχει πρόβλημα, σε επιλεγμένες περιοχές. Αν η ιδέα ωριμάσει και ποσοτικοποιηθεί σωστά, όλα αυτά προσδιορίζονται – πώς θα υλοποιηθεί, ποιους θα αφορά, πού θα υλοποιηθεί κ.λπ.
Το πρώτο βήμα είναι να εντοπίσουμε την ανάγκη και το πόσος «χώρος» διατίθεται για νέα έργα ΑΠΕ.
ΧΡΕΙΑΖΟΝΤΑΙ ΑΛΛΑΓΕΣ ΣΤΟ ΜΟΝΤΕΛΟ ΤΟΥ NET METERING
Στην καλύτερη δυνατή αξιοποίηση του ηλεκτρικού «χώρου», πώς εμπλέκονται τα συστήματα ΑΠΕ στην κατανάλωση;
Έχουμε ένα πλαίσιο net-metering, το οποίο το φτιάξαμε πριν από λίγα χρόνια. Ένα βασικό του χαρακτηριστικό είναι ότι τα φωτοβολταϊκά μπορούν να εγχέουν στο δίκτυο το μεσημέρι και η παραγωγή αυτή να συμψηφίζεται με ενέργεια που καταναλώνουν ετεροχρονισμένα οι ιδιοκτήτες των συστημάτων, π.χ. το βράδυ, όταν επιστρέφουν στο σπίτι. Η ιδέα αυτή πάσχει και καθίσταται σταδιακά όλο και πιο ανεδαφική: ακολουθεί τη λογική ότι το δίκτυο είναι μία τεράστια μπαταρία όπου αποθηκεύεται η πλεονάζουσα μεσημβρινή παραγωγή, ενώ επιπλέον ο συμψηφισμός γίνεται ξεχνώντας τις διαφορές κόστους. Αν αυτό το μεγεθύνουμε σε επίπεδα της τάξης των GW, ούτε το δίκτυο έχει την ευχέρεια να αποθηκεύει τέτοιες ποσότητες, και σίγουρα όχι χωρίς κόστος, ούτε είναι απαντημένο το πώς μία MWh που εγχέεται όταν η χονδρεμπορική τιμή είναι 0 ευρώ ανακτάται δωρεάν σε ώρες όπου κοστίζει π.χ. 300 ευρώ.
Αυτό το πλαίσιο πρέπει να αλλάξει, ώστε να ευνοεί την ταυτοχρονισμένη παραγωγή και κατανάλωση, δηλαδή να πριμοδοτεί την κατανάλωση της ενέργειας την ώρα που αυτή παράγεται, αντί της έγχυσής της στο δίκτυο, το οποίο την ίδια ώρα αντιμετωπίζει έντονη συμφόρηση. Η δε πλεονάζουσα παραγωγή, εάν και στον βαθμό που αυτή υπάρχει, οφείλει να διατίθεται στην πραγματική της αξία, όπως εξάλλου επιβάλλουν και οι ευρωπαϊκές οδηγίες.
Μια τέτοια παρέμβαση θα συνέβαλε επίσης στην αποφυγή της φόρτισης των δικτύων τις ώρες κορεσμού και στην ανάπτυξη της αυτοπαραγωγής από ΑΠΕ με τη μικρότερη δυνατή ανάλωση ηλεκτρικού χώρου και άρα στην εξοικονόμηση επενδύσεων. Για να καταστεί δυνατή είναι δεδομένο ότι πρέπει να συνοδευτεί από την ανάπτυξη συστημάτων αποθήκευσης «κατάντη του μετρητή», μέσα στις εγκαταστάσεις κατανάλωσης.
Πώς θα μπορούσε να εφαρμοσθεί μία τέτοια αναπροσαρμογή του πλαισίου του net-metering, στην κατεύθυνση που περιγράψατε;
Η αλήθεια είναι πως υπάρχουν αρκετές δυσκολίες στο να υλοποιηθεί ρυθμιστικά. Π.χ. αν η «πραγματική αξία» της εξαγόμενης παραγωγής ΑΠΕ είναι η τιμή της αγοράς, τότε χρειάζονται «έξυπνοι» μετρητές και δυναμικά τιμολόγια από τους προμηθευτές, που θα παρακολουθούν τις τιμές της χονδρεμπορικής αγοράς.
Μια προσέγγιση που θα μπορούσε να υλοποιηθεί πιο εύκολα είναι η οδός του zero feed-in, δηλαδή η αποτροπή της έγχυσης στο δίκτυο (ή η μη απόδοση οποιασδήποτε αξίας σε αυτή). Τότε όση ενέργεια παράγεται, ή θα ιδιοκαταναλώνεται άμεσα ή θα περικόπτεται. Επομένως, το «σήμα» προς τους καταναλωτές θα είναι να διαστασιολογήσουν σωστά το Φ/Β και να επιλέξουν μπαταρία ώστε να αξιοποιούν στο μέγιστο βαθμό την αυτοπαραγωγή τους για ιδιοκατανάλωση, με μηδενική έγχυση στο δίκτυο.
Κατά τη γνώμη σας, αυτή η «μέση οδός» του zero feed in θα πρέπει να εφαρμοσθεί στα 250.000 φωτοβολταϊκά, τα οποία θα επιδοτηθούν μέσα από το πρόγραμμα που έχει εξαγγελθεί;
Με το πρόγραμμα αυτό μπορεί να εγκατασταθούν συστήματα πολύ μεγάλης συνολικής ισχύος, πάνω από 1000 MW για τον αριθμό συστημάτων που έχει εξαγγελθεί. Τα συστήματα ορθώς θα επιδοτηθούν περισσότερο όταν συνδυάζονται με μπαταρίες, ωστόσο η διαχείρισή τους πρέπει να γίνεται με κατάλληλο τρόπο, δηλαδή να ακολουθεί κανόνες και περιορισμούς, ώστε το αυξημένο κόστος να αντισταθμίζεται από επαρκές αποδιδόμενο όφελος.
Με το υφιστάμενο πλαίσιο net-metering, χωρίς δηλαδή περιορισμούς έγχυσης στο δίκτυο και με δυνατότητα ετεροχρονισμένου συμψηφισμού, η μπαταρία νομοτελειακά θα μείνει αναξιοποίητη στη συνήθη καθημερινότητα. Επομένως, θα έχει χρηματοδοτηθεί μία οικιακή μπαταρία, η οποία δεν αποδίδει αξιόλογο όφελος.
Αντίθετα, με την επιβολή υποχρέωσης μη έγχυσης (zero feed-in) παρακάμπτεις το βασικό ζήτημα του σημερινού πλαισίου, και μειώνεις την επιβάρυνση του δικτύου τις ώρες που κατά τεκμήριο είναι φορτισμένο, όταν ο κορεσμός κυριαρχείται από τα Φ/Β.
ΑΠΑΙΤΕΙΤΑΙ ΠΛΟΥΡΑΛΙΣΜΟΣ ΚΑΙ ΠΟΛΥΜΟΡΦΙΑ ΓΙΑ ΤΗ ΒΕΛΤΙΣΤΗ ΑΞΙΟΠΟΙΗΣΗ ΤΗΣ ΑΠΟΘΗΚΕΥΣΗΣ
Κλείνοντας τη συνέντευξη, θα μπορούσαμε να πούμε ότι το «κλειδί» για τη βέλτιστη αξιοποίηση της αποθήκευσης είναι η ισορροπία ανάμεσα στις τεχνολογίες, αλλά και τις διάφορες εφαρμογές;
Είναι όπως το θέτετε. Απαιτείται πλουραλισμός και πολυμορφία, τόσο σε όρους τεχνολογιών, όσο και εφαρμογών -use cases.
Σε τεχνολογικό επίπεδο, παρ’ ότι οι κυρίαρχες τεχνολογίες είναι η αντλησιοταμίευση και οι μπαταρίες, δεν πρέπει να αποκλείεται η είσοδος και αξιοποίηση και άλλων λύσεων μικρότερης διάδοσης, όπως π.χ. η θερμική αποθήκευση, αλλά και τεχνολογιών μπαταριών πέραν της κυρίαρχης του λιθίου. Ιδίως στο σημερινό περιβάλλον αβεβαιότητας ως προς τη διαθεσιμότητα πρώτων υλών, κινδύνων από γεωπολιτικές εξαρτήσεις, αστάθειας των αγορών κλπ.
Σε σχέση με τις χρήσεις, είπαμε πολλά για την κεντρική αποθήκευση δικτύου και πράγματι με τα έργα αυτά αναμένεται να γίνει η πρώτη μεγάλη αναβάθμιση των αποθηκευτικών δυνατοτήτων του συστήματός μας. Όμως τα οφέλη και οι ευχέρειες που παρέχει η ανάπτυξη συστημάτων «πίσω από τον μετρητή» είναι πολύ μεγάλα. Τόσο στο εσωτερικό των σταθμών ΑΠΕ, σε συνδυασμό με λειτουργικούς περιορισμούς, όσο και στις εγκαταστάσεις κατανάλωσης, και εκεί με κατάλληλους περιορισμούς, όπως π.χ. η υποχρέωση zero feed-in ή άλλοι.
Σε ένα πιο οραματικό, αλλά καθόλου ουτοπικό επίπεδο, σκεφτείτε τι θα σήμαινε για το σύστημα αν πολλές χιλιάδες ηλεκτρικά αυτοκίνητα μπορούσαν να έχουν λειτουργικότητα κατανεμημένης αποθήκευσης. Η μπαταρία ενός οχήματος έχει χωρητικότητα 50-100 κιλοβατώρες, ενός οικιακού φωτοβολταϊκού μόλις 5-10 κιλοβατώρες. Επομένως, με μία ελάχιστη χρήση της μπαταρίας των αυτοκινήτων, θα είχαμε κατανεμημένη αποθήκευση, για χρήση του καταναλωτή ή για παροχή υπηρεσιών στις αγορές του συστήματος και στο τοπικό δίκτυο.
Σε κάθε περίπτωση, πρέπει να είναι πολλές οι τεχνολογικές λύσεις που θα εφαρμοστούν, όπως και τα μοντέλα ανάπτυξης και δραστηριοποίησης. Τόσο για λόγους συνεργειών μεταξύ τους, αλλά και για να επιβιώσουν οι καταλληλότερες. Δαρβινική είναι η εξέλιξη και στην τεχνολογία.
Πηγή: energypress.gr
