«Νet-metering» και Ιδιοκατανάλωση AΠE στο Ηλεκτρικό Δίκτυο , του κ. Γ. Χατζηβασιλειάδη*

Ημ/νία δημοσίευσης: Παρασκευή, 17 Ιανουαρίου 2014

Το κόστος ηλεκτροπαραγωγής από την ηλιακή και αιολική ενέργεια, όπως και των άλλων ΑΠΕ, χάρις στις νέες τεχνολογίες και την ανάπτυξη της αγοράς μειώνεται και τείνει να καταστεί ανταγωνιστικό σε σύγκριση με το αντίστοιχο κόστος ορυκτών καυσίμων και πυρηνικής ενέργειας, καταργουμένων κάθε μορφής δημόσιων επιδοτήσεων. Γενικότερα, το κόστος τελικής ενέργειας των ΑΠΕ βασίζεται κυρίως στο κόστος των τεχνολογιών, ενώ το αντίστοιχο κόστος μονάδων ορυκτών καυσίμων βασίζεται κυρίως στο κόστος των ορυκτών καυσίμων και καθώς αυξάνονται οι εφαρμογές στις ΑΠΕ το κόστος μειώνεται, ενώ το αντίθετο συμβαίνει με τα ορυκτά καύσιμα.

Στα επόμενα χρόνια αναμένεται να διευρύνεται αυτή η διαφορά υπέρ των ΑΠΕ με την υψηλή αξιοπιστία των τεχνολογιών, αφού και οι δαπάνες λειτουργίας και συντήρησης είναι χαμηλές έως πρακτικά μηδενικές σε σύγκριση με τις μονάδες ορυκτών καυσίμων και με τις αυξητικές τάσεις τιμών. Αυτό επιτυγχάνεται ανεξάρτητα από τις όποιες επιβαρύνσεις λόγω εκπομπών CO2 προκύπτουν από το ETS (Emission Trading Scheme) ή το CCS (Carbon Capture and Sequestration).

Σε μερικές χώρες οι ΑΠΕ ξεπέρασαν το στόχο του “grid parity”, ιδιαίτερα τελευταία στα φωτοβολταϊκά με την μεγάλη μείωση τιμών εξοπλισμού, δηλαδή επιτυγχάνεται κόστος παραγωγής χαμηλότερο από την τιμή που παρέχεται η ηλεκτρική ενέργεια από το δίκτυο.

Βεβαίως, εκτός από το κόστος παραγωγής και τις επικουρικές υπηρεσίες οι καταναλωτές επιβαρύνονται επιπλέον με τις δαπάνες ηλεκτρικών δικτύων μεταφοράς και διανομής, τους φόρους καθώς και άλλης φύσεως κρατήσεις και εισφορές.

Όπως εξελίσσεται η ηλεκτροπαραγωγή των ΑΠΕ εγκαταλείπονται τα “feed-in tariff” ή άλλοι μηχανισμοί υποστήριξης και αναμένεται, ιδιαίτερα οι μεσαίου και μεγάλου μεγέθους εφαρμογές (utility scale), με αυξανόμενη διείσδυση να εισέρχονται σε μια ανταγωνιστική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας μετά τις αναγκαίες μεταρρυθμίσεις,. Όσο αυξάνεται η διείσδυση των ΑΠΕ επηρεάζεται η λειτουργία και απόδοση των συμβατικών μονάδων ορυκτών καυσίμων και καθίσταται προβληματικό το μέλλον τους και η οικονομική βιωσιμότητα, αφού εμφανίζονται και μεγάλες διακυμάνσεις τιμών στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας λόγω του μηχανισμού προσφοράς και ζήτησης (από άνεμο και ήλιο το καλοκαίρι), οπότε χρειάζεται πολύ προσεκτικός προγραμματισμός και σχεδιασμός νέων συμβατικών μονάδων παραγωγής.

Για τις μικρές διεσπαρμένες μονάδες AΠE αναπτύσσονται εργαλεία, όπως αυτό του “virtual utility” χάρις στις ICT (Information and Communication Technologies), για να επιτυγχάνεται λειτουργία και διαχείριση παρόμοια με αυτή μεγάλης μονάδας ηλεκτροπαραγωγής ώστε να συμμετέχουν στην αγορά. Άλλα μοντέλα επιχειρηματικής δράσης που ήδη είναι στην αγορά διεθνώς, κυρίως από το 2012 χάρις στο “grid parity, είναι της ιδιοκατανάλωσης και αυτό που γενικά αποκαλείται “net metering”, δημιουργώντας μια νέα κατηγορία παραγωγών- καταναλωτών, τους “prosumers” (producers who are also consumers of electricity), τα οποία διερευνώνται παρακάτω.

Οι εφαρμογές ΑΠΕ με σκοπό την ιδιοκατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας απ’ ευθείας όταν αυτή παράγεται, διευρύνεται τελευταία στη βιομηχανία και στον αγροτικό και τριτογενή τομέα, ενώ στον οικιακό τομέα προστίθενται και συστήματα αποθήκευσης επιμηκύνοντας το χρόνο χρήσης. Βεβαίως, οι επιπλέον ανάγκες καλύπτονται από το δίκτυο επιτυγχάνοντας μικρότερο λογαριασμό, ενώ οι τάσεις σε μερικές χώρες δείχνουν προς την προοδευτικά απεξάρτηση από το δίκτυο.

Το μοντέλο “net metering” αγνοεί τον πραγματικό χρόνο κατανάλωσης-παραγωγής και αναφέρεται σε συμψηφισμό (αλγεβρικό άθροισμα) σε μηνιαία ή και ετήσια βάση όπου η διαφορά πληρώνεται με την τιμή του δικτύου, ενώ η πώληση της πλεονάζουσας παραγωγής συνήθως με κάποια τιμή που καθορίζεται. Αυτό το μοντέλο εφαρμόζεται σε αρκετές χώρες με στόχο τη μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ, κυρίως φωτοβολταϊκών, με τις εφαρμογές να παρουσιάζουν αυξητικές τάσεις στον οικιακό και κτηριακό τομέα αλλά και σε βιομηχανικές μονάδες και επιχειρήσεις για να καλύπτουν πιο οικονομικά μέρος των αναγκών τους σε ηλεκτρική ενέργεια από τις φθηνές ΑΠΕ. Τελευταία εισέρχονται στο “net metering” (σε Πολιτείες των ΗΠΑ) και οι διεσπαρμένες μονάδες συμπαραγωγής (CHP) ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας, συμβάλλοντας στην προώθηση των εφαρμογών.

Η βασική διαφορά ιδιοκατανάλωσης και net metering έγκειται στο γεγονός ότι με την ιδιοκατανάλωση χρησιμοποιείται η υποδομή του ηλεκτρικού συστήματος σαν εφεδρεία για να καλύπτονται οι επιπλέον ανάγκες όποτε χρειασθεί με τιμές που ισχύουν για όλους τους καταναλωτές, ενώ με τον μηχανισμό “net metering” χρησιμοποιείται το ηλεκτρικό σύστημα για να διαχειρίζεται (ή να αποθηκεύει) την πλεονάζουσα παραγωγή στην οποία έχει πρόσβαση ο παραγωγός-καταναλωτής όποτε χρειασθεί μέσα στον οριζόμενο χρόνο χωρίς πρόσθετο κόστος. Είναι προφανές ότι και τα δύο μοντέλα έχουν επιπτώσεις σε παραγωγούς και διαχειριστές δικτύων αλλά και οφέλη.

Η διεσπαρμένη παραγωγή με μικρές μονάδες και με διείσδυση μέχρις ενός σημείου προσφέρει οφέλη στο δίκτυο, όπως μείωση των απωλειών μεταφοράς και διανομής αφού σχεδόν όλη η παραγόμενη ενέργεια καταναλώνεται επί τόπου, αποφυγή ή μετάθεση επενδύσεων χρονικά για ενίσχυση δικτύου και υποσταθμών καθώς και συμβολή στις καλοκαιρινές αιχμές ζήτησης όπως πχ με τα Φ/Β σε Ελλάδα και άλλες χώρες της Νότιας Ευρώπης όπου συμπίπτει η μέγιστη παραγωγή με την μέγιστη ζήτηση. Καθώς αυτά «κουρεύουν» τις αιχμές του συστήματος με οφέλη στο σύστημα υποκαθιστώντας συμβατικές μονάδες και μάλλον μειώνοντας την αξία ενεργητικού του δικτύου, οι αυξανόμενες εφαρμογές πρέπει να λαμβάνονται υπόψη στις προβλέψεις και στον προγραμματισμό νέων συμβατικών μονάδων για να μην δημιουργηθεί πλεονάζουσα εφεδρεία με ό,τι αυτό συνεπάγεται στις επενδύσεις.

Πέρα από τα οφέλη στο δίκτυο, οι μονάδες ΑΠΕ στο αστικό περιβάλλον προσφέρουν οικονομικά οφέλη τοπικά και αύξηση απασχόλησης και για αυτό υποστηρίζονται και από τους Δήμους. Ίσως όμως σημαντικότερο είναι οι επιπτώσεις σε πολιτική και σε θεσμικό επίπεδο, καθώς εκατομμύρια παραγωγοί-καταναλωτές μετασχηματίζουν τη μορφή των εταιρειών ηλεκτρισμού του περασμένου αιώνα καθιστάμενοι αυτάρκεις από τον ήλιο και γενικά τις ΑΠΕ.

Η εξέλιξη αυτή του ηλεκτρικού τομέα έχει επιπτώσεις και στους διαχειριστές των δικτύων με την αυξανόμενη διείσδυση, αφού περιορίζει τον όγκο της αγοράς και τα έσοδα. Αυτό έχει σαν αποτέλεσμα την αδυναμία των διαχειριστών να ανταποκριθούν στις δαπάνες για τη συντήρηση και διαχείριση των δικτύων, όταν δεν συμβάλουν οι παραγωγοί-καταναλωτές με τα μοντέλα του “net metering” και της ιδιοκατανάλωσης, ενώ όλες τις δαπάνες και τις πιθανές αυξήσεις επωμίζονται οι λοιποί καταναλωτές. Σε μερικές χώρες άρχισαν ήδη συζητήσεις για επιβολή κάποιων τελών δικτύου πριν ακόμη εξαπλωθούν οι εφαρμογές. Σύμφωνα με πρόσφατη μελέτη ήδη 19 χώρες (μαζί και η Ελλάδα) ξεπέρασαν το “grid parity”, ενώ αναμένεται αυτό το χρόνο και για άλλες χώρες, με ευοίωνες προβλέψεις για τις εφαρμογές.

Αυτές οι τάσεις με την αυξανόμενη διείσδυση επιβάλλουν ενδεχομένως την αναθεώρηση του παραδοσιακού μοντέλου επιχειρηματικής δραστηριότητας των εταιρειών της παραγωγής και της διαχείρισης δικτύων και προσαρμογή στην διαμορφούμενη κατάσταση με τις νέες προκλήσεις. Επομένως, ο όρος “grid parity” πρέπει να χρησιμοποιείται με προσοχή λαμβάνοντας υπόψη τις αναγκαίες παραμέτρους για την ανταγωνιστικότητα, καθώς υπάρχουν οι δαπάνες δικτύου και άλλες επιβαρύνσεις ιδιαίτερα στην Ελλάδα, οπότε υπεισέρχεται το “cost parity”.

Το σύστημα μεταφοράς και το σύστημα διανομής αποτελούν φυσικά μονοπώλια σε αντίθεση με την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας η οποία εισέρχεται στην ανταγωνιστική αγορά. Ως εκ τούτου οι χρεώσεις χρήσης των δικτύων (ισχύς και ενέργεια) ορίζονται κάθε χρόνο με αποφάσεις του ρυθμιστού. Καθορίζονται οι χρεώσεις για τις δαπάνες λειτουργίας-συντήρησης, τις αποσβέσεις και την εύλογη απόδοση επενδεδυμένου κεφαλαίου (συνήθως μια ή δύο μονάδες πάνω από την απόδοση των κρατικών ομολόγων), καθώς και πόροι για τις νέες επενδύσεις. Αυτές οι χρεώσεις επιβαρύνουν τους καταναλωτές και επιμερίζονται κατά βάση στην καταναλισκόμενη ηλεκτρική ενέργεια που παρέχεται από τα δίκτυα.

Γενικά, οι τιμές καταναλωτού ηλεκτρικής ενέργειας συνίστανται από τρεις βασικές παραμέτρους:

* Κόστος προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας από την ανταγωνιστική αγορά πλέον περιθώρια κέρδους μεταπώλησης,

* Τέλη χρήσης δικτύων, συνδεόμενα με κατανάλωση ή και πάγια, σύμφωνα με ρυθμιστικές αποφάσεις,

* Φόροι και εισφορές

Στην Ελλάδα η αγορά δεν λειτουργεί ανταγωνιστικά, τα τέλη χρήσης δικτύων ρυθμίζονται υψηλά, ενώ διάφοροι φόροι έχουν επιβληθεί, όπως στον λιγνίτη, στο φυσικό αέριο, ΦΠΑ κλπ. Επιπλέον, επιβάλλονται σημαντικές επιβαρύνσεις για ΥΚΩ (Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας) λόγω ηλεκτροπαραγωγής με πετρέλαιο στα νησιά, ΕΤΜΕΑΡ (κυρίως λόγω ΑΠΕ) και άλλες. Έτσι, πρακτικά οι τιμές καταναλωτού στην Ελλάδα είναι 100% ρυθμιζόμενες με αποτέλεσμα τις πολύ συχνές αυξήσεις τιμολογίων ακόμη και μέσα στον ίδιο χρόνο με δυσμενείς επιπτώσεις στην οικονομία και την κοινωνία.

Γενικά, για έναν καταναλωτή στη χαμηλή τάση εκτιμάται ότι τα 2/3 της τιμής ηλεκτρικής ενέργειας αντιπροσωπεύουν επιβαρύνσεις με ρυθμιστικές αποφάσεις και

φόρους, γεγονός που υποδηλώνει τον βαρύνοντα ρόλο του κράτους και του ρυθμιστή στην τελική διαμόρφωση του τιμολογίου των καταναλωτών και ιδιαίτερα της βιομηχανίας.

Προφανώς, για τα μοντέλα “net metering” και ιδιοκατανάλωσης η παράμετρος κόστους προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας πρέπει να αντισταθμίζεται από την παραγωγή των ΑΠΕ, ενώ για τις άλλες δύο παραμέτρους χρειάζεται διερεύνηση για να εκτιμηθούν οι επιπτώσεις. Η πλεονάζουσα παραγωγή που εγχέεται στο δίκτυο συνιστάται να αποζημιώνεται κατ’ ελάχιστον με την τελική τιμή της αγοράς (με ή χωρίς απόδοση ΦΠΑ), ενώ η κατανάλωση από το δίκτυο με το αντίστοιχο τιμολόγιο κατά τα προβλεπόμενα.

Τα τέλη δικτύων κρίνονται απολύτως αναγκαία για την αξιόπιστη λειτουργία και συντήρηση των δικτύων αλλά και τις απαραίτητες επενδύσεις σε καινοτομίες κλπ, καθώς το ηλεκτρικό σύστημα οδεύει προς μετασχηματισμό. Για μια διείσδυση εφαρμογών μέχρι κάποιο ποσοστό της συνολικής ετήσιας κατανάλωσης (πχ 5%) εκτιμάται ότι τα αντίστοιχα τέλη δικτύων αντισταθμίζονται επαρκώς από τα προσφερόμενα οφέλη των εφαρμογών ΑΠΕ στα δίκτυα, οπότε σε αυτό το στάδιο θα μπορούσε να παραλειφθεί η επιβολή τελών χωρίς να επιβαρυνθούν οι λοιποί καταναλωτές με σχετική ρύθμιση της ρυθμιστικής αρχής.

Οι φόροι που προβλέπονται αφορούν τον ΦΠΑ στο σύνολο της παραγωγής ΑΠΕ και φόρο στα κέρδη (πλην οικιακών εφαρμογών <10kW), καθώς και ΦΠΑ στο σύνολο της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. Με τα μοντέλα “net metering” και ιδιοκατανάλωσης αμφότεροι οι φόροι στο σύνολό τους απαιτούν σχετική ρύθμιση για να μην αποφεύγονται και εναπόκειται στην Πολιτεία εάν θα τους επιβάλλει, λαμβάνοντας υπόψη βέβαια και τον κοινωνικό και αναπτυξιακό χαρακτήρα των εφαρμογών. Οι σχετικές ρυθμίσεις που έγιναν στις οικιακές εφαρμογές (<10kW) αναφορικά με τυχόν κέρδη αποτέλεσαν κίνητρο και θα μπορούσαν να εφαρμοσθούν στα μοντέλα “net metering” και ιδιοκατανάλωσης χωρίς επιβολή ΦΠΑ, αντί του μοντέλου “feed-in tariff” που ισχύει σήμερα και επιβαρύνει τον ηλεκτρικό τομέα.

Για τις εφαρμογές που υποστηρίζουν μικρές επιχειρήσεις εφαρμόζονται τα προβλεπόμενα για την φορολόγηση των κερδών και δεν χρειάζεται επιβολή ΦΠΑ σε παραγωγή-κατανάλωση από τις εφαρμογές ΑΠΕ των μοντέλων “net metering” και ιδιοκατανάλωσης, αντί του μοντέλου “feed-in tariff”. Επομένως, μαζί με τα κοινωνικά οφέλη τα έσοδα που αναμένει το δημόσιο από τη φορολόγηση θα προέλθουν από τη βελτίωση της οικονομίας λόγω του αναπτυξιακού χαρακτήρα των εφαρμογών, οι οποίες συμβάλλουν και στην ανταγωνιστικότητα του ηλεκτρικού τομέα.

Από τις λοιπές επιβαρύνσεις οι αντίστοιχες ΥΚΩ και ΕΤΜΕΑΡ αφορούν εδώ στην κατανάλωση από την παραγωγή των ΑΠΕ στα δύο μοντέλα. Ενδεχομένως, η επιβάρυνση των ΥΚΩ κρίνεται αναγκαία για να μην μεταφερθούν τα βάρη στους λοιπούς καταναλωτές. Για το ΕΤΜΕΑΡ συμβαίνει το ίδιο αλλά ίσως χρειάζεται συζήτηση για ενδεχόμενη αποφυγή μέρους ή όλης της επιβάρυνσης, δίδοντας ένα μήνυμα για προσιτή ενέργεια αφού πρόκειται για παραγωγή-κατανάλωση από ΑΠΕ χωρίς να επιβαρύνει τους καταναλωτές αντικαθιστώντας το μοντέλο “feed-in tariff.

Βεβαίως υπάρχουν και άλλες λεπτομέρειες για να γίνουν λειτουργικά τα μοντέλα της ιδιοκατανάλωσης και “net-metering” με καθορισμό χρόνου συμψηφισμού, περιοχές εφαρμογών κάθε μοντέλου με το εύρος εγκατεστημένης ισχύος και του είδους των εφαρμογών, όπως στον οικιακό τομέα (πχ μέχρι 10kW) και στις επιχειρηματικές δραστηριότητες (π.χ. μέχρι 500kW), οπότε και θα πρέπει αυτά να αντιμετωπισθούν με πρακτικό πνεύμα προς αμοιβαίο όφελος. Μια ακόμη εξέλιξη που οδηγεί στο μέλλον με οφέλη στη διαχείριση του δικτύου είναι ο συνδυασμός των εφαρμογών με κατάλληλα συστήματα αποθήκευσης αξιολογώντας τα αναμενόμενα οφέλη για το δίκτυο και παρέχοντας κάποιο κίνητρο.

Για να ανοίξει η αγορά πρέπει να μειωθούν δραστικά τα “soft costs” και ο χρόνος που αφορούν στις διαδικασίες, καθώς και οι δαπάνες σύνδεσης στο δίκτυο. Οι διαδικασίες πρέπει να απλουστευθούν προς όφελος αμφοτέρων των πλευρών (επενδυτών και Διαχειριστού δικτύου) σε χρόνο και κόστος, περιορίζοντας τη γραφειοκρατία και λειτουργώντας με το διαδίκτυο. Σε αυτές τις εφαρμογές χαρακτηρίζεται απλή η διαδικασία όταν ολοκληρώνεται σε διάστημα ημερών και ο επενδυτής συναντά τον διαχειριστή μόνο μια φορά, όταν γίνεται η σύνδεση στο δίκτυο.

Για να είναι όμως εφικτή η επένδυση κρίνεται αναγκαία η παρέμβαση της Πολιτείας για τις δανειοδοτήσεις και λειτουργία της αγοράς.

Οι δαπάνες σύνδεσης των ΑΠΕ στο δίκτυο είναι πολύ υψηλές αφού χρόνια τώρα δεν υπάρχει έλεγχος από τον ρυθμιστή και πρέπει να μειωθούν. Είναι χρήσιμο να αναφερθεί ότι πρόσφατα δικαστήριο των Βρυξελλών ακύρωσε τα τέλη σύνδεσης Φωτοβολταϊκών, τα οποία καθόρισε το 2012 ο ρυθμιστής στα 62€ για τη Φλάνδρα και επέβαλε την επιστροφή των εισπραχθέντων τελών στους δικαιούχους, με την αιτιολογία ότι χρειάζεται μεθοδολογία υπολογισμού με διαφάνεια, νομικά αποδεκτή.

Οι εφαρμογές“net metering” και ιδιοκατανάλωσης είναι μια αναμενόμενη εξέλιξη των εφαρμογών ΑΠΕ αντικαθιστώντας το “feed-in tariff”, καθ’ όσον μειώνεται το κόστος του εξοπλισμού. Για την Ελλάδα όμως χρειάζεται πρωτίστως η μείωση του κόστους και χρόνου των επενδύσεων μαθαίνοντας από την διεθνή πρακτική (πχ. Γερμανία για soft costs, σύνδεση στο δίκτυο), ώστε να γίνουν εφικτές και οικονομικά βιώσιμες οι επενδύσεις. Αυτά τα μοντέλα αφήνουν πίσω το αντίστοιχο feed-ιn tariff, δεν επιβαρύνουν τον ηλεκτρικό τομέα και συμβάλλουν στην απασχόληση και στην οικονομία. Χρειάζεται όμως η πρωτοβουλία αυτή να μείνει μακριά από τις συνήθεις προχειρότητες νόμων και αποφάσεων που φέρουν αντίθετα αποτελέσματα και να αποτελέσουν μέρος μιας ολοκληρωμένης πολιτικής στις ΑΠΕ ώστε να οδηγήσουν σε έναν ανταγωνιστικό ηλεκτρικό τομέα με προσιτές τιμές και στο μέλλον, μεγιστοποιώντας τα οικονομικά και κοινωνικά οφέλη.

* Ο κ. Γιάννης Χατζηβασιλειάδης είναι Μηχανολόγος-Ηλεκτρολόγος Μηχανικός, Πρόεδρος του ΙΕΝΕ

(Τα άρθρα που δημοσιεύονται στη στήλη αυτή εκφράζουν προσωπικές απόψεις των μελών του ΙΕΝΕ και δεν απηχούν απαραιτήτως τις θέσεις του Ινστιτούτου)