1. Ο μέσος χρόνος από την πρωτοκόλληση ενός οριστικοποιημένου αιτήματος για όρους σύνδεσης στα γραφεία του διαχειριστή έως την έκδοση οριστικής προσφοράς σύνδεσης από 3.5 μήνες το 2019, ανήλθε στους 8.5 μήνες το 2020 και στους 11.7 μήνες το 2021.
2. Στο υποσύνολο των έργων που έχουν ηλεκτριστεί, ο μέσος χρόνος από την πρωτοκόλληση ενός οριστικοποιημένου αιτήματος για όρους σύνδεσης στα γραφεία του διαχειριστή έως την έκδοση οριστικής προσφοράς σύνδεσης από 1 μήνα το 2019, ανήλθε στους 3.4 μήνες το 2020 και στους 8.9 μήνες το 2021.
3. Ο μέσος χρόνος από την υπογραφή της σύμβασης σύνδεσης με τον ΔΕΔΔΗΕ έως την ηλέκτριση μιας μονάδας από 6.7 μήνες το 2019, αυξήθηκε στους 7.4 μήνες το 2020 και στους 8.8 μήνες το 2021, μολονότι ο χρόνος συνολικά από την οριστική προσφορά σύνδεσης έως την ηλέκτριση εμφάνισε μάλλον σταθεροποιητικές αν όχι πτωτικές τάσεις από 13.1 μήνες το 2019 σε 12 και 12.7 μήνες το 2020 και 2021 αντίστοιχα, οι οποίες φαίνεται -εκ της λογικής τουλάχιστον- να προκύπτουν από την ταχύτερη υλοποίηση των έργων και των ενεργειών των επενδυτών/αγοράς.
4. Το κόστος κατασκευής ενός τυπικού φωτοβολταϊκού των 400 kW έχει αυξηθεί κατά 45-50,000 ήτοι 15% σε σχέση με μόλις πέρυσι, την ώρα που οι Τιμές Αναφοράς παραδόξως μειώνονται για τα εκτός διαγωνισμών έργα στα 63 από 65.74 ευρώ/MWh. Αξίζει να σημειωθεί, πως ακόμη και στην περίπτωση που το Υπουργείο Ενέργειας παρατείνει την ΤΑ των 65.74 ευρώ/MWh μέχρι τέλος του 2022, όπως έχει αυτονόητα ζητήσει η αγορά και πάλι δεν αποσβένεται στην 20ετία πλήρως η αύξηση κόστους των 45 με 50 χιλιάδων ευρώ που προαναφέρθηκε. Αναλυτικότερα, για ετήσια παραγωγή 600 MWh ανά τυπικό πάρκο των 400 kW, το 20ετές μη αποπληθωρισμένο πρόσθετο έσοδο θα φθάσει σε ονομαστικές τιμές μόλις τις 20 x 600 x (65.74 – 63) = 32,880 ευρώ, ήτοι στα 2/3 της αύξησης κόστους, η οποία αύξηση κόστους επιβαρύνει τους παραγωγούς στο χρόνο μηδέν δηλαδή σε όρους Net Present Value. Όλα αυτά την ώρα που οι μονάδες φυσικού αερίου ανακτούν ποσά της τάξης των 200+ ευρώ/MWh από την αγορά και που οι καθετοποιημένοι και στην προμήθεια (λιανική) παραγωγοί έχουν την δυνατότητα να ανακτούν τέτοιες τιμές και για την ανανεώσιμη παραγωγή τους.
5. Το 2021 οι απορριπτικές απαντήσεις (αδυναμίες σύνδεσης) του διαχειριστή έφθαναν στο 80% των αιτημάτων όρων σύνδεσης όταν τα έτη 2018-2020 δεν ξεπερνούσαν το 40%.
6. Σε ότι αφορά τον αριθμό των νέων αιτήσεων που κατατίθενται στα γραφεία του ΔΕΔΔΗΕ, γνώρισε κάθετη πτώση το 2021, προφανώς για όλους τους ανωτέρω λόγους. Σημειώνεται πως από το σύνολο των αιτήσεων για έργα ΑΠΕ που κατατέθηκαν στον ΔΕΔΔΗΕ του διασυνδεδεμένου συστήματος τα έτη 2018 έως και το 2021, το 98% αφορά φωτοβολταϊκά. Εντός της τεχνολογίας αυτής σωρευτικά το 78,2% αφορά έργα με εγκατεστημένη ισχύ έως 500 kW και το 98.5% έργα ισχύος έως 1 MW.
7. Υπό το φως των ανωτέρω το αίτημα των επενδυτών για παράταση της Τιμής Αναφοράς στα εκτός διαγωνισμού Φ/Β έργα των 65.74 ευρώ/MWh για σύνδεση/δήλωση ετοιμότητας καθ’ όλο το 2022 προκύπτει απολύτως εύλογο και δικαιολογημένο καθώς και αυτό της διατήρησης τουλάχιστον των 63 ευρώ/MWh για το 2023.
8. Ο ΔΕΔΔΗΕ υπό την συνεχή επίβλεψη του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας οφείλει να προχωρήσει σε επιτάχυνση των μελετών δικτύων αλλά και της επαύξησης των υποσταθμών όπου αυτό είναι εφικτό, για αύξηση της «παραγωγής» όρων σύνδεσης έως το τέλος του 2022, αφού υπό το υφιστάμενο νομικό πλαίσιο από 1/1/23 δεν θα συνάπτονται πλέον συμβάσεις ΣΕΣΤ με ΔΑΠΕΕΠ σε ΤΑ εκτός διαγωνισμών, οπότε η προσπάθεια της Πολιτείας με το άρθρο 98, του ν. 4821/2021 να στηρίξει την εν λόγω κατηγορία επενδυτών θα πέσει στο κενό.Συνημμένα θα βρείτε το πλήρες κείμενο, τα διαγράμματα και τα ευρήματα της μελέτης του ΣΠΕΦ.
Κάντε κλίκ εδώ για να δείτε την μελέτη
