Με αφορμή τα Φ/Β στις στέγες και την τιμολόγηση της παραγόμενης ενέργειας τους (0,55€/KWh) θα ήθελα να αναφερθώ στο κόστος της ενέργειας τους και σε ορισμένες παρανοήσεις επ’ αυτού. Συνήθως, ο περισσότερος κόσμος απλώς συγκρίνει την σταθερή τιμή αγοράς (feed-in tariff) των ΑΠΕ με το ύψος της οικιακής KWh (ή ακόμα χειρότερα με την Οριακή Τιμή Συστήματος – ΟΤΣ) και εύλογα καταλήγει στο συμπέρασμα ότι χρηματοδοτεί ο ίδιος (μέσω του τέλους ΑΠΕ στους λογαριασμούς ρεύματος) την αυξημένη τιμή αγοράς. Η πλέον συνηθισμένη αντίδραση είναι βέβαια να ζητείται οι ΑΠΕ να ενσωματωθούν στο ενεργειακό μείγμα μόνο όταν είναι αρκετά ώριμες ώστε να ανταγωνιστούν σε κόστος παραγωγής τις συμβατικές πηγές.

Ο αντίλογος στα παραπάνω είναι ότι δε λαμβάνονται υπόψη τα ιδιαίτερα και διαφορετικά χαρακτηριστικά των ΑΠΕ σε σχέση με τις συμβατικές πηγές καθώς επίσης και ο τρόπος με τον οποίο διαμορφώνεται η ΟΤΣ και επομένως η επιβάρυνση των καταναλωτών.

Η μεγάλη διαφορά των ΑΠΕ είναι ότι το marginal cost (το κόστος παραγωγής πλέον της απόσβεσης της επένδυσης – το κόστος καυσίμου στις συμβατικές πηγές) είναι ουσιαστικά μηδεν. Εφόσον ο άνεμος είναι διαθέσιμος δεν κοστίζει περισσότερο η επιπλέον παραγωγή απο αιολικά (και αντιστοίχως απο Φ/Β) εαν η εγκατάσταση υπάρχει ήδη. Αντιθέτως, το κόστος επιπλέον παραγωγής σε συμβατικούς σταθμούς είναι αρκετά υψηλό και μπορεί να φτάσει τα 3 λεπτά/KWh στους σταθμούς φυσικού αερίου όπως είδαμε παλαιότερα (λαμβάνοντας υπόψη κόστος καυσίμου και δικαιωμάτων ρύπων). Παράλληλα, ο σταθμός ΑΠΕ ουσιαστικά δεν έχει την επιλογή να μην παράγει ενέργεια καθώς η καμπύλη παραγωγής του εξαρτάται απο εξωτερικούς παράγοντες (αν φυσάει, αν έχει ηλιοφάνεια κτλ) ενώ παράλληλα, όλο το κόστος του είναι κόστος εγκατάστασης (και όχι λειτουργίας – καυσίμου). Με άλλα λόγια αν δε λειτουργήσει για μεγάλο χρονικό διάστημα (επειδή δε θα είναι συμφέρουσα η τιμή αγοράς της ενέργειας που παράγει) το πιθανότερο σενάριο θα είναι να μην έχει τη δυνατότητα αποπληρωμής του κόστους εγκατάστασης (εφόσον αυτό έχει προέλθει απο δανεισμό) με συνέπεια τελικά να μη θεωρείται επενδυτική ευκαιρία. Αν αφήσουμε την αγορά να αποφασίσει η ίδια για το ενεργειακό μείγμα αυτό θα περιλαμβάνει κυρίως μονάδες ορυκτών καυσίμων (στις οποίες το κόστος προέρχεται κυρίως απο το κόστος καυσίμου και μπορούν να αποφασίσουν να μην λειτουργήσουν εαν η τιμή αγοράς δεν είναι αποδοτική) αντί για μονάδες ΑΠΕ (που απαιτούν μεγάλη αρχική επένδυση και εγγυημένη αγορά όλης της παραγωγής τους σε συγκεκριμένη τιμή).

Ουσιαστικά ένα σταθμός ΑΠΕ απαιτεί την αγορά του συνόλου της παραγωγής του σε τιμή τέτοια που να επιτρέπει την σταδιακή απόσβεση του κόστους εγκατάστασης του αλλά κατα τα άλλα προσφέρει σταθερή τιμή αγοράς για την πρώτη και την τελευταία KWh παραγωγής του. Το άλλο (και σημαντικότερο) χαρακτηριστικό είναι ότι οι ανταγωνιστές των ΑΠΕ είναι αυτοί που καθορίζουν το ύψος της ΟΤΣ. Η ΟΤΣ διαμορφώνεται στο ύψος της ταρίφας αγοράς του ποσού ενέργειας που απαιτείται για την πλήρη κάλυψη της ζήτησης ανά πάσα στιγμή (η οποία ταρίφα είναι και η υψηλότερη που δέχεται το σύστημα). Καθώς οι ΑΠΕ, τα υδροηλεκτρικά και οι σταθμοί βάσης (λιγνιτικές μονάδες) μπαίνουν πρώτοι στο σύστημα, αυτές οι οποίες καθορίζουν το τελικό κόστος της ενέργειας (για όλους) είναι οι μονάδες φυσικού αερίου και πετρελαίου που καλύπτουν τις αιχμές της ζήτησης. Εφόσον το κόστος καυσίμου είναι υψηλό (λόγω πχ υψηλών διεθνών τιμών πετρελαίου) η ΟΤΣ διαμορφώνεται σε αυτά τα επίπεδα, αν απο την άλλη είναι χαμηλό η ΟΤΣ πέφτει σημαντικά λειτουργώντας ανασχετικά στη συμμετοχή των ΑΠΕ (σε σενάριο μη σταθερής feed-in tariff). Ουσιαστικά δηλαδή οι ακριβότεροι παραγωγοί είναι αυτοί που καθορίζουν το κόστος της ενέργειας και όχι οι ΑΠΕ. Αντίθετα, ειδικά οι Φ/Β μονάδες (οι οποίες λειτουργούν με την ηλιοφάνεια) απο τη φύση τους ακολουθούν την καμπύλη ζήτησης (η οποία κορυφώνεται προς το μεσημέρι) μειώνοντας την ανάγκη για κάλυψη της ζήτησης αιχμής απο ακριβές συμβατικές μονάδες.

Μάλιστα, καθώς οι ακριβές μονάδες τελικά θα απαιτηθούν για την κάλυψη της ζήτησης αιχμής (διαφορετικά προφανώς δε θα είχε γίνει η επένδυση εγκατάστασης τους) αυτές λειτουργούν σε win-win scenario. Αν παραμείνουν κλειστές (επειδή η ΟΤΣ είναι μικρότερη απο την τιμή στην οποία θέλουν να πουλήσουν) η ζήτηση δε θα καλυφθεί (τουλάχιστον στις ώρες αιχμής) και θα επιτύχουν να πωλήσουν την ενέργεια τους ακριβά όταν η ζήτηση αυξηθεί. Επιπλέον, καθώς αυτό το αυξημένο κόστος διαχέεται μέσω της ΟΤΣ σε όλη την παραγωγή, τυχόν αυξημένη συμμετοχή των ΑΠΕ στο μείγμα (που θα είχε ώς συνέπεια να μη χρειαστεί η συμμετοχή των ακριβών αυτών παραγωγών) έχει πολλαπλάσιο θετικό αποτέλεσμα σε σχέση με τη διαφορά του feed-in tariff με την ΟΤΣ.

Παράδειγμα:

Η ωριαία ζήτηση στη χώρα αυξάνεται απο 6000 MWh σε 6200 MWh. Η τρέχουσα ΟΤΣ είναι 40 €/MWh αλλά η προσθήκη των επιπλέον 200 MWh στο σύστημα απαιτεί ταρίφα 45€/MWh. Αυτό θα έχει ώς συνέπεια η ΟΤΣ να διαμορφωθεί σε αυτά τα επίπεδα και να προκύψει επιπλέον επιβάρυνση του συστήματος ενέργειας ίση με 5€ * 6200 MWh = 31000€ μόνο για την εξυπηρέτηση επιπλέον ζήτησης 200 MWh. Ουσιαστικά, η τιμή ευκαιρίας για τις επιπλέον 200 MWh είναι 155€/MWh. Αν αυτή η ζήτηση καλυπτόταν απο αιολική παραγωγή (οπότε δεν απαιτούνταν η προσθήκη της μονάδας με αυξημένο κόστος ενέργειας) θα πληρωνόταν μόνο περίπου 90€/MWh. Βλέπουμε λοιπόν ότι παρότι η feed-in tariff φαίνεται υψηλή, αυτή (επειδή η παραγόμενη ενέργεια εισέρχεται πρώτη στο μείγμα παραγωγής) εξομαλύνει το συνολικό κόστος παραγωγής σε χαμηλότερα επίπεδα. Αν τώρα λάβουμε υπόψη μας περιόδους υψηλών τιμών καυσίμων (όπως το 2008) στις οποίες η ΟΤΣ κυμαινόταν άνω των 100€/MWh και η ωριαία διαφοροποίηση στο σύστημα ήταν της τάξης των 10€/MWh βλέπουμε ότι η τιμή ευκαιρίας μπορεί να προσεγγίσει ακόμα και τις 300€/MWh (ενώ η feed-in tariff για τα αιολικά ήταν ήδη μικρότερη της ΟΤΣ).

Τέλος, η χρήση συμβατικών μονάδων παραγωγής ρεύματος, ιδιαίτερα σταθμών φυσικού αερίου και πετρελαίου έχει ώς συνέπεια τη σύνδεση της ΟΤΣ με τις διεθνείς τιμές πετρελαίου. Κατα μία έννοια ο διαχειριστής του συστήματος και οι καταναλωτές είναι απροστάτευτοι απο τις μεταβολές αυτές. Αντιθέτως, η feed-in tariff των ΑΠΕ καθορίζεται σε μακροχρόνια βάση, σε σταθερές τιμές και μάλιστα χωρίς προστασία πληθωρισμού (συνήθως οι τιμές αυξάνονται μόνο κατά το 25% του ΔΤΚ) καθώς ο εγκαταστάτης απλώς απαιτεί την κάλυψη του κόστους εγκατάστασης και ένα λογικό σταθερό (σε σχέση με την προβλεπόμενη παραγωγή) κέρδος. Αν προσθέσουμε και την παραγωγή απο υδροηλεκτρικά (που έχουν τα χαρακτηριστικά των ΑΠΕ) και των λιγνιτικών μονάδων (που έχουν σταθερό κόστος λειτουργίας και καυσίμου) ουσιαστικά ο διαχειριστής έχει τη δυνατότητα να κάνει ‘hedging’ στο κόστος πολύ μεγάλου μέρους της παραγωγής ηλεκτρικού ρεύματος μειώνοντας την επίδραση εξωγενών παραγόντων σε μικρό τμήμα του ενεργειακού μείγματος.

Σημείωση: Το παρόν προέρχεται σε μεγάλο βαθμό απο αντίστοιχο άρθρο στο Oil Drum.

Advertisements