Αρχική Επιτάχυνση της ανάπτυξης των Ανανεώσιμων Πηγών ΕνέργειαςΆρθρο 2 Άδεια παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από Α.Π.Ε. ή Σ.Η.Θ.Υ.Α.Σχόλιο του χρήστη Kων/νος Γ. Περράκης | 15 Ιανουαρίου 2010, 13:37
  • Σχόλιο του χρήστη 'Kων/νος Γ. Περράκης' | 15 Ιανουαρίου 2010, 13:37

    Χωρητικότητα δικτύου Μεταφοράς και κορεσμός ηλ. χώρου Στο σχέδιο νόμου (σ-ν) δεν αποσαφηνίζεται τι διαδικασίες ακολουθούνται προκειμένου για περιοχές που εμφανίζουν κορεσμό του Συστήματος Μεταφοράς ή έχουν ήδη χαρακτηριστεί με Απόφαση της ΡΑΕ ως κορεσμένες. Συγκεκριμένα, δεν καθορίζεται τι γίνεται όταν σε τέτοιες περιοχές εμφανίζεται περαιτέρω περιθώριο απορρόφησης ισχύος από ΑΠΕ. Αυτό μπορεί να γίνει με 2 τουλάχιστον τρόπους: - μέσω ήδη προγραμματισμένων στη ΜΑΣΜ έργων (π.χ. δίκτυο 400 kV στην Πελοπόνησσο, έργο Θράκης) και - μέσω μη-προγραμματισμένων στη ΜΑΣΜ έργων (π.χ. διασύνδεση ΜΔΝ ή κορεσμένης περιοχής του ΕΔΣΜ σε σημείο του Συστήματος όπου υπάρχει διαθέσιμος ηλ. χώρος) Διακρίνονται ήδη 2 περιπτώσεις: Α. Περιοχές που προσεγγίζουν τον κορεσμό. Στην περίπτωση αυτή λογικό είναι να τηρείται σειρά προτεραιότητας και στη συνέχεια, αν περισσεύει ηλ. χώρος βάσει του νέου έργου, να ακολουθεί πρόσκληση υποβολής προτάσεων (συγκριτική αξιολόγηση ή διαγωνιστική διαδικασία με βάση την τιμή). Β. Περιοχές που έχουν ήδη χαρακτηριστεί ως κορεσμένες. Στην περίπτωση αυτή, και εφόσον οι συγκεκριμένες περιοχές (ΜΔΝ ή περιοχή του ΕΔΣΜ) έχουν χαρακτηρισθεί ως κορεσμένες, δεν γίνονται δεκτές αιτήσεις χορήγησης Αδειας Παραγωγής (θεωρούνται ‘απαράδεκτες’), και επομένως δεν τηρείται κάποια σειρά αναμονής. Οι περιοχές αποχαρακτηρίζονται (δηλ. θεωρούνται μη-κορεσμένες) με διαδικασία παρόμοια με αυτή βάσει της οποίας χαρακτηρίζονται ως κορεσμένες, π.χ. με απόφαση ΡΑΕ. Εφόσον δεν υπάρχει κατάλογος αιτήσεων σε αναμονή, πρέπει να ακολουθήσει πρόσκληση υποβολής αιτήσεων για χορήγηση Αδειας Παραγωγής. Εδώ μπορούν να διακριθούν 2 υπο-περιπτώσεις: • Β1. Είναι γνωστή η επιπλέον διατιθέμενη ισχύς στο Σύστημα. (π.χ. περιοχή για την οποία υπάρχει προγραμματισμένο έργο στη ΜΑΣΜ). Χαρακτηριστικό παράδειγμα εδώ θα ήταν έργο ΜΑΣΜ για διασύνδεση ΜΔΝ. • Β2. Δεν είναι γνωστή η επιπλέον διατιθέμενη ισχύς στο Σύστημα. (π.χ. περίπτωση διασύνδεσης ενός ή περισσοτέρων ΜΔΝ χωρίς να υπάρχει προγραμματισμένο έργο στη ΜΑΣΜ). Προφανώς η περίπτωση αυτή παρουσιάζει μεγαλύτερη πολυπλοκότητα, καθώς ζητούμενο εδώ πρέπει να είναι, μεταξύ άλλων, και ο καθορισμός κοινωνικά και τεχνοοικονομικά βέλτιστου μεγέθους (σε MW) της διασύνδεσης. Στην περίπτωση Β1 το επόμενο βήμα θα ήταν να γίνει πρόσκληση υποβολής αιτήσεων για χορήγηση Αδειας Παραγωγής (και ακολουθεί συγκριτική αξιολόγηση ή διαγωνιστική διαδικασία με βάση την τιμή). Στην περίπτωση Β2 θα πρέπει να ακολουθηθεί μία διαδικασία τουλάχιστον 2 σταδίων (αντίστοιχη με την OPEN SEASON σε ΗΠΑ , Μ. Βρεταννία, κλπ) ώστε: 1. να υποβληθεί το κατ΄αρχάς ενδιαφέρον των επενδυτών (σε MW εγκ/νης ισχύος ΑΠΕ, π.χ. Α/Π) 2. να σχεδιάσει ο ΔΕΣΜΗΕ ένα ΄βέλτιστο΄ σχήμα διασύνδεσης για το/τα ΜΔΝ και να γνωστοποιήσει στη συνέχεια το κόστος διασύνδεσης (Euro/MW). 3. να κληθούν οι ενδιαφερόμενοι να υποβάλλουν συγκεκριμένα αιτήματα χορήγησης Αδειών Παραγωγής 4. Αν τα αιτήματα του προηγουμένου βήματος 3 απέχουν σημαντικά από την προβλεφθείσα ισχύ να γίνει επανασχεδίαση ή συγκριτική αξιολόγηση (με ή χωρίς διαγωνιστική διαδικασία). Στη περίπτωση Β2 ενυπάρχει και η αβεβαιότητα σχετικά με το αν τα αιτηθέντα στο βήμα 3 τελικά θα αποκτήσουν ΕΠΟ κλπ. Που συναρτάται με την λήψη απόφασης σχετικά με την τελική ισχύ (σε MW) της διασύνδεσης. Για το λόγο αυτό ενδεχόμενα να πρέπει να μεσολαβήσει συγκεκριμένο διάστημα μετά το βήμα 4 και πρίν την οριστικοποίηση της διασύνδεσης. Πρέπει να σημειωθεί εδώ ότι η ανωτέρω στο Β1 περιγραφείσα αβεβαιότητα (λήψης ΕΠΟ) που επηρεάζει τελικά και το κατά πόσο θα υλοποιηθεί μία διασύνδεση ΜΔΝ ή όχι, προφανώς δεν επιλύεται ούτε με την μέθοδο χορήγησης ΄πακέτου΄ Αδειας Παραγωγής σε συνδυασμό με διασύνδεση απο τον ίδιο ενδιαφερόμενο. Αντίθετα, η διαδικασία ‘πακέττου’, ενδεχόμενα εισάγει διακριτική μεταχείριση σε βάρος τρίτων που θα επιθυμούσαν πρόσβαση στη συγκεκριμένη διασύνδεση. Υπάρχει βέβαια δυνατότητα βελτίωσης στο σημείο αυτό, με την χρήση της έννοιας ‘anchor customer’ ( βλ. σύνδεσμο - κείμενο στο τέλος του σχολίου). Απαιτείται και εδώ βέβαια αναλυτική μελέτη και προηγούμενη περιγραφή και θεσμοθέτηση του όλου πλαισίου, ώστε να μην υπάρχει θέμα ‘αιφνιδιασμού’ των εκάστοτε ενδιαφερομένων χρηστών. Παράλληλα, η Β1 επιτρέπει την κατασκευή-εκμετάλλευση της διασύνδεσης από ξεχωριστό επιχειρηματικό σχήμα, σε περίπτωση που είναι επιθυμητή η εισαγωγή της έννοιας merchant line και στην χώρα μας. Πραφανώς τα οργανωτικά – διαδικαστικά σχήματα που περιγράφηκαν ανωτέρω ενδέχεται να χρήζουν λεπτομερέστερης επεξεργασίας. Χρήσιμη θα ήταν και η εκπόνηση μελέτης από ειδικευμένο σύμβουλο με διεθνή εμπειρία, ώστε να προσδιοριστούν περισσότερο και να αναλυθούν τα κατάλληλα ‘σχήματα’ για την ελληνική πραγματικότητα. ΤΕΛΟΣ ΣΧΟΛΙΟΥ http://www.martindale.com/energy-law/article_Leonard-Street-Deinard-Professional_639198.htm FERC Issues Landmark Order on Negotiated Rates for Merchant Transmission Projects March 12, 2009 Previously published on February 25, 2009 On February 19, 2009, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) approved negotiated rates for two transmission projects that will deliver wind-generated electricity from Montana and Wyoming to customers in the southwestern United States. Chinook Power Transmission, LLC, and Zephyr Power Transmission, LLC, 126 FERC ¶ 61,134 (2009). In the words of Acting Chairman Jon Wellinghoff, FERC's order "is one of the most significant steps this Commission has taken" toward unlocking the potential of our country's location-constrained renewable energy resources and accelerating the integration of clean, reliable, domestic energy sources into our national energy portfolio. FERC's order is significant for two reasons. First, FERC replaced its ten-criteria test for evaluating negotiated rate authority for merchant transmission projects with a less rigid four-factor analysis. Second, by approving the use of an "anchor customer," FERC adopted a more flexible approach that will assist merchant transmission developers in overcoming challenges to securing financing. Background. Chinook Power Transmission, LLC (Chinook), and Zephyr Power Transmission, LLC (Zephyr), filed in Docket Nos. ER09 432 000 and ER09 433 000, respectively, applications for authorization to charge negotiated rates for transmission rights on a proposed merchant transmission project. Chinook and Zephyr are each wholly owned subsidiaries of TransCanada Corporation. Chinook plans to build a 1,000-mile, 500 kilovolt (kV) high-voltage direct current (DC) transmission line originating near Harlowton, Montana, and terminating south of Las Vegas. Similarly, Zephyr plans to build a 1,100-mile, 500 kV high-voltage DC transmission line beginning near Medicine Bow, Wyoming, and terminating south of Las Vegas. Converter stations (which will change alternating-current (AC) electricity to direct current and back) will be located at the origination and termination points of each line, as well as in Idaho and Nevada. Each line will cost about $3 billion to construct and will be able to deliver approximately 3,000 megawatts (MW). The lines are expected to be operational in 2014. In requesting negotiated rate authorization, Chinook and Zephyr proposed to allocate half the capacity of each of their respective transmission lines (1,500 MW) to an "anchor customer," e.g., a wind-generation developer that would share a portion of the initial development costs of the transmission line. The remaining 1,500 MW of capacity on each line would be offered in an open season. Requirements for negotiated rate authorization. Unlike traditional public utilities, merchant transmission projects have no captive customers and, thereby, assume all of the market risk of a project. As a result, FERC typically authorizes merchant transmission projects to charge negotiated rates (as opposed to cost-based rates). In the past, when deciding whether to grant negotiated rate authorization, rather than apply a rigid and definitive test, FERC considered ten factors or guideposts, some of which would not be applicable to all situations. Finding that the ten-criteria test was not flexible enough, FERC announced that its analysis for granting merchant transmission owners negotiated rate authority would now focus on the following four considerations: (1) the justness and reasonableness of rates, (2) the potential for undue discrimination, (3) the potential for undue preference, including affiliate preference, and (4) regional reliability and operational efficiency requirements. Subject to certain conditions, FERC found that the Chinook and Zephyr applications would result in just and reasonable rates, would not lead to undue discrimination or undue preference or affiliate concerns, and would comply with regional reliability requirements. Presubscription of capacity to an anchor customer. Previously, FERC required that merchant transmission owners allocate all initial capacity through a preconstruction open season. An open season is a period in which all requests for service received within the defined timeframe are accorded the same transmission priority. In the February 19 order, FERC found that its "100 percent open season allocation requirement has become rigid and inflexible," acknowledging the "chicken-and-egg scenario that arises when generators, purchases, and transmission owners all wait for the other to commit money to a project before committing themselves." Accordingly, FERC determined that the anchor customer concept proposed by Chinook and Zephyr struck the right balance between ensuring that potential customers have access to new transmission capacity and enabling transmission developers to obtain financial commitments necessary for the critical mass needed to develop the projects. However, FERC will continue to evaluate any anchor customer proposals on a case-by-case basis to ensure that capacity is not allocated in an unduly discriminatory manner.