Τα 600.000€/MW θεωρεί ο ΕΣΑΗ ως το ελάχιστο εύλογο κόστος κεφαλαίου για τις νέες μονάδες συνδυασμένου κύκλου παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο (Gas CCGTs), δηλώνοντας ότι η ΡΑΕ στις σχετικές προτάσεις της υποεκτιμά όλα τα κόστη της δημιουργίας νέων μονάδων τόσο συνδυασμένου κύκλου όσο και ανοιχτού (Gas OCGTs).
Η σχετική τοποθέτηση του Ελληνικού Συνδέσμου Ανεξάρτητων Εταιριών Ηλεκτρικής Ενέργειας γίνεται στο πλαίσιο της δημόσιας διαβούλευσης που κάνει η ΡΑΕ επί του πίνακα για τα κόστη των νέων μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (Cost of New Entry) ενόψει της κοινοποίησης στην Ευρωπαική Επιτροπή των μηχανισμών ισχύος και της δημιουργίας αγοράς διαθέσιμης ισχύος.
Ο ΕΣΑΗ τοποθετείται αναλυτικά για κάθε μια από τις τεχνολογίες και στην επιστολή αναφέρει συγκεκριμένα:
Για την κατηγορία Α1 (Gas CCGTs)
Η παραδοχή για capital cost στα 400.000 €/MW είναι ιδιαίτερα χαμηλή και σίγουρα δεν ανταποκρίνεται σε greenfield project. Αυτό προκύπτει τόσο από τις τρέχουσες συνθήκες της αγοράς εξοπλισμού όσο και από τη σχετική βιβλιογραφία. Ενδεικτικά αναφέρεται ότι στην αντίστοιχη άσκηση του Βελγίου που παραθέτει η Αρχή, τα όρια του CAPEX για τα greenfield CCGTs λήφθηκαν μεταξύ 800.000-1.100.000€/MW.
Οι εκτιμήσεις του Κοινού Ερευνητικού Κέντρου (JRC) της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για έργα greenfield είναι επίσης υψηλότερες των προτεινόμενων στα επίπεδα των 600.000€/MW
Με βάση αυτά τα δεδομένα ο Σύνδεσμος προτείνει να υιοθετήσει η ΡΑΕ ως παραδοχή κατ’ ελάχιστον τα 600.000€/MW.
Όσον αφορά το προτεινόμενο annual fixed cost (7k€/MW/a), ο Σύνδεσμος μιλά για υποεκτίμηση των πραγματικά δεδομένων και δηλώνει ότι η τιμή του συγκεκριμένου μεγέθους θα πρέπει να είναι αυτή που περιλαμβάνεται στην απόφαση έγκρισης του το TFRM από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή το 2018. Συγκεκριμένα, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή έχει εγκρίνει για μονάδες συνδυασμένου κύκλου στην Ελλάδα τα 21k€/MW.
Παράλληλα ο ΕΣΑΗ σημειώνει ότι εάν ο μηχανισμός που θα κοινοποιηθεί από τις ελληνικές αρχές προβλέπει οποιαδήποτε μορφή ευέλικτης λειτουργίας τότε για τον υπολογισμό του CONE (Cost of New Entry) ,θα πρέπει ληφθεί υπόψη και το επιπλέον έξοδο των 16,3 k€/MW/a στο οποίο υποβάλλονται οι μονάδες συνδυασμένου κύκλου για να παρέχουν ευέλικτη, κυκλική λειτουργία.
Επιπλέον εκτιμά ότι το Variable Operating Cost δεν μπορεί να πάρει μια αυθαίρετη τιμή δίχως να λαμβάνει υπόψη το κόστος φυσικού αερίου (φ.α.) και δικαιωμάτων εκπομπής CO2.
Μάλιστα θεωρεί ότι το προτεινόμενο νούμερο αποτελεί υποεκτίμηση λόγω της επεξεργασίας ιστορικών στοιχείων τα οποία αδυνατούν να συμπεριλάβουν τις πρόσφατες αλλαγές οι οποίες πλέον αντικατοπτρίζουν τα επίπεδα τιμών στα οποία κατ’ ελάχιστον στοχεύει η Ευρωπαϊκή Επιτροπή, ως παράγοντα που θα επισπεύσει τη μετάβαση στην πράσινη οικονομία χαμηλών εκπομπών.
Ο ΕΣΑΗ συμφωνεί με τον ορισμό του WACC και τις παραδοχές για το constructing period καθώς και για το derating factor, ενώ σημειώνει ότι η ΡΑΕ θα πρέπει να λάβει ως παραδοχή τα 20 έτη για χρόνο οικονομικής ζωής μιας νέας μονάδας συνδυασμένου κύκλου με καύσιμο φυσικό αέριο και όχι τα 30 χρόνια που ίσως προέρχονται από την λογιστική αντιμετώπιση του κόστους επένδυσης.
Για την κατηγορία Α2 (Gas OCGTs)
Σύμφωνα με τον ΕΣΑΗ η παραδοχή της ΡΑΕ για τα capital costs θα πρέπει να αυξηθεί τουλάχιστον στα 550.000 €/MW, ενώ σημειώνεται ότι το επίπεδο αυτό δεν θα πρέπει να αφορά μονάδες ανοικτού κύκλου με χαρακτηριστικά ευελιξίας και απόδοσης τελευταίας τεχνολογίας, για τις οποίες το κόστος επένδυσης είναι ακόμη μεγαλύτερο, αλλά σε παλαιότερου τύπου μονάδες.
Όσον αφορά το variable operating cost των σταθμών OCGT, θα πρέπει και αυτό να αντικατοπτρίζει τις τιμές φ.α. και δικαιωμάτων εκπομπής CO2, όπως επίσης η παραδοχή ως προς το χρόνο οικονομικής ζωής των μονάδων θα πρέπει να είναι τα 20 έτη.
Για την κατηγορία Α3 (CHP Biomass):
Το capital cost 2.500.000€/MW είναι σχετικά χαμηλό σε σχέση με τις προβλέψεις του JRC-EUTIMES.
Για τις κατηγορίες Α4 & Α5 (PV - Rooftop residential & Commercial):
Ο ΕΣΑΗ σημειώνει ότι οι τιμές για τo capital cost στις κατηγορίες PV - Rooftop residential αντικατοπτρίζουν τις τρέχουσες τιμές της αγοράς, πιθανότερα στο κατώτερο επίπεδό τους (lower end). Ωστόσο, η συγκεκριμένη αγορά επειδή έχει δυναμικό χαρακτήρα η μείωση του κόστους της τεχνολογίας PV είναι συνεχής.
Έτσι, οι παραδοχές θα πρέπει να λαμβάνουν υπόψιν τις μελλοντικές αλλαγές του capital cost της τεχνολογίας PVκαι να αναπροσαρμόζονται αντίστοιχα. Το χαμηλότερο WACC (5%) ορθά αντικατοπτρίζει την ευκολότερη/ελκυστικότερη χρηματοδότηση έργων PV.
Για τις κατηγορίες Α6 & Α7 (Wind onshore & offshore)
Σχετικά με το wind onshore το capital cost 1.000.000€/MW αντικατοπτρίζει τις πραγματικές τιμές της αγοράς στο κατώτερο επίπεδο. Η τιμή 3.100.000 €/MW της τεχνολογίας wind offshore προφανώς αναφέρεται σε σταθερές εγκαταστάσεις και χαμηλά βάθη. Για συστήματα ανεμογεννητριών που πλέουν σε μεγάλα βάθη (όπως θα είναι η περίπτωση του Αιγαίου) το capex εκτιμάται ότι είναι 2,5-3 φορές μεγαλύτερο.
Για τις κατηγορίες Β1 & Β2 (Residential & large scale battery):
Τα κόστη τεχνολογιών battery storage εξαρτώνται ευθέως από την εκάστοτε τεχνολογία και θα πρέπει να υπάρξει μια πιο αναλυτική αποτύπωσή τους.
Για την κατηγορία Β3 – Pumped hydro storage:
H παραδοχή για capital cost στο ύψος των €800/kW είναι σχετικά χαμηλή. Σύμφωνα με την IRENA το εύρος κεφαλαιουχικού κόστους για έργα αντλησιοταμίευσης είναι $617/kW (low-), $1.412(medium-), $2.465 (high-end). Το αντίστοιχο εύρος τιμών που δίνει ο EASE είναι €400- 1.500/kW10
Για την κατηγορία C – Demand response
Στην περίπτωση των συστημάτων απόκρισης ζήτησης, το μεταβλητό κόστος ισούται με την κατώτατη τιμή ενέργειας στην οποία είναι διατεθειμένος ο διαχειριστής ενός τέτοιου συστήματος να μειώσει την κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας. Η διάμεση τιμή δεν μπορεί να είναι πέριξ των 10 €/MWh, όπως προτείνεται στο κείμενο της διαβούλευσης. Αξίζει να σημειωθεί ότι η Ευρωπαϊκή Επιτροπή, έχει εγκρίνει ότι η τιμή ενεργοποίησης της απόκρισης ζήτησης στην Ιρλανδία είναι στα 500 €/MWh.
Σύμφωνα με τον ΕΣΑΗ το VoLL στην Ελλάδα δεν θα μπορεί να τεθεί σε τιμή μικρότερη των 16.500 €/MWh.
www.worldenergynews.gr
