Home Ηλεκτρισμός Η αλήθεια για το μέλλον της αγοράς ηλ. ρεύματος
Η αλήθεια για το μέλλον της αγοράς ηλ. ρεύματος

Η αλήθεια για το μέλλον της αγοράς ηλ. ρεύματος

0
0

Αίσθηση προκάλεσε το άρθρο του προέδρου της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας, Νίκου Βασιλάκου, το οποίο δημοσιεύθηκε στην εφημερίδα Το Βήμα, την Κυριακή 6 Απριλίου, στο οποίο μιλάει για τα οφέλη που θα προκύψουν για τον Έλληνα καταναλωτή από τον εξορθολογισμό και την απελευθέρωση της ενέργειας, γι΄ αυτό και το αναδημοσιεύουμε.


ÂΟπως τόσα άλλα πράγματα στη χώρα μας, έτσι και η «απελευθέρωση» της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού βασίστηκε σε μια πραγματικά παγκόσμια πρωτοτυπία, μια καθαρά ελληνική πατέντα (Ν. 2773/1999):


– Δόθηκε μεν, στα χαρτιά, η «δυνατότητα» συμμετοχής τρίτων στην αγορά, χωρίς όμως να θεσμοθετηθεί (ή, έστω, να δρομολογηθεί) οποιοσδήποτε από εκείνους τους όρους και προϋποθέσεις που σε όλα τα μήκη και τα πλάτη της Γης είναι απολύτως αναγκαίο να υπάρξουν για να λειτουργήσει, στοιχειωδώς ισότιμα, ο ανταγωνισμός. Το πρώην μονοπώλιο (ΔΕΗ) συνέχισε να έχει:
-την αποκλειστική πρόσβαση και εκμετάλλευση των φθηνών εγχώριων ενεργειακών πόρων (λιγνίτες – νερά),
-την ιδιοκτησία όλων των συναφών υποδομών (ορυχείων, σταθμών παραγωγής, δικτύων μεταφοράς και διανομής), πολλές από τις οποίες, ιδιαίτερα οι λιγνιτικοί και πετρελαϊκοί σταθμοί, είχαν ήδη αποσβεστεί
-την αποκλειστικότητα της διαχείρισης του δικτύου διανομής και των συναφών με αυτό δραστηριοτήτων υποστήριξης της απελευθέρωσης της λιανικής αγοράς, όπως π.χ. τον έλεγχο των δεδομένων καθώς και της διαδικασίας αλλαγής προμηθευτή/μεταφοράς πελατών στους ανταγωνιστές της.


Από την άλλη πλευρά, στους τυχόν ενδιαφερόμενους να συμμετάσχουν στην «απελευθερωμένη» αυτή αγορά επετράπη η πρόσβαση σε ένα και μόνο συμβατικό καύσιμο για ηλεκτροπαραγωγή, το ακριβό (σε σχέση με τα εγχώρια καύσιμα) και εισαγόμενο φυσικό αέριο, η προμήθεια του οποίου από τον εγχώριο προμηθευτή (ΔΕΠΑ) γινόταν με ακόμα πιο δυσμενείς τιμολογιακά όρους (λεόντειες ρήτρες take-or-pay, υψηλή φορολογία, περιθώρια κέρδους, κ.ά.), αφού οι σχετικές συμβάσεις με τους χρήστες απλώς ενσωμάτωναν/μετακύλιαν, ελλείψει ανταγωνισμού, το σύνολο των αντίστοιχων μονοπωλιακών όρων των μακροπρόθεσμων συμβολαίων που είχε υπογράψει η ΔΕΠΑ με τους δικούς της διεθνείς προμηθευτές (Ρώσους – Αλγερινούς). Οσο για τις δυνατότητες εισαγωγών/εξαγωγών ηλεκτρικής ενέργειας, αυτές ήταν εκ των πραγμάτων περιορισμένες, λόγω των σημαντικών τεχνικών και άλλων περιορισμών (χωρητικότητα, αξιοπιστία κ.ά.) στις διεθνείς ηλεκτρικές διασυνδέσεις της χώρας.


Σαν να μην έφθαναν όλα αυτά, υιοθετήθηκε για την οργάνωση και λειτουργία της «απελευθερωμένης» χονδρεμπορικής αγοράς το μοντέλο του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ), ένα ιδιαίτερα πολύπλοκο και δυσχερές στην εφαρμογή του μοντέλο, ακόμα και για ώριμες, μεγάλης κλίμακας και πραγματικά απελευθερωμένες αγορές. Στο μοντέλο αυτό, ο προσδιορισμός της τιμής (Οριακή Τιμή Συστήματος ή ΟΤΣ) είναι αποτέλεσμα μιας σύνθετης αλγοριθμικής επίλυσης, κατά την οποία βελτιστοποιείται μια μαθηματική συνάρτηση, η οποία αποτυπώνει το κοινωνικό πλεόνασμα. Ο αλγόριθμος του ΗΕΠ χαρακτηρίζεται από μεγάλη πολυπλοκότητα, τεχνικής και υπολογιστικής φύσης.


Η πολυπλοκότητα του αλγορίθμου δημιουργεί αναγκαστικά ένα ιδιαίτερα σύνθετο πλαίσιο αγοράς. Ενώ βασικός στόχος του είναι η διαφάνεια στην ένταξη των μονάδων και η εμπιστοσύνη των συμμετεχόντων στα αποτελέσματα της αγοράς, τα κόστη που τελικά προκύπτουν δεν αποτυπώνονται πλήρως στην ΟΤΣ αλλά, αντιθέτως, την υπερβαίνουν σημαντικά. Για την κατανόηση της απόκλισης της ΟΤΣ από το πραγματικό κόστος ενέργειας, μια κρίσιμη παράμετρος είναι ότι η δεσπόζουσα εταιρεία διατηρεί τη θεωρητική δυνατότητα να συμπιέζει τα επίπεδα της τιμής (πχ. μέσω υπερδηλώσεων της λιγνιτικής παραγωγής ή των υποχρεωτικών υδροηλεκτρικών εγχύσεων ή, εναλλακτικά, μέσω υποδηλώσεων του φορτίου της επόμενης ημέρας), επικαλούμενη τεχνικούς λόγους, οι οποίοι δεν είναι εύκολο ούτε να επαληθευτούν ούτε να αμφισβητηθούν. Παράλληλα, η πολυπλοκότητα του ΗΕΠ καθιστά την επίλυσή του ευάλωτη σε καταχρηστικές συμπεριφορές των συμμετεχόντων, καθώς μέσω της καθημερινής αλληλεπίδρασής τους με τον αλγόριθμο γίνεται φανερό ότι συγκεκριμένες, συντονισμένες ή μη, συμπεριφορές μπορούν να στρεβλώσουν την κατανομή που προκύπτει και να επαυξήσουν τις πιστώσεις κάποιων συμμετεχόντων.


Αποτέλεσμα των παραπάνω στρεβλώσεων, ασυμμετριών και δομικών εμποδίων είναι και η αδυναμία ενός τρίτου, εκτός ΔΕΗ, παραγωγού να διαμορφώσει ανταγωνιστικές προσφορές στην ημερήσια αγορά (πόσω μάλλον να ανακτήσει το πλήρες κόστος του), αφού το μεταβλητό κόστος μιας μονάδας ηλεκτροπαραγωγής συνδυασμένου κύκλου με φυσικό αέριο (CCGT) ανέρχεται σε 65-80 ευρώ/MWh, δηλαδή είναι υπερδιπλάσιο του αντίστοιχου κόστους ενός λιγνιτικού σταθμού, ο οποίος, έτσι και αλλιώς, δεν ανταγωνίζεται άλλους λιγνιτικούς σταθμούς, αφού όλοι οι λιγνιτικοί σταθμοί ανήκουν στην ίδια επιχείρηση (ΔΕΗ). Χαρακτηριστικό της στρεβλής αυτής κατάστασης είναι και το γεγονός ότι, στατιστικά, από την έναρξη της «απελευθέρωσης» ως σήμερα οι σταθμοί ηλεκτροπαραγωγής της ΔΕΗ καθορίζουν την ex-ante Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ) για περίπου 8.400 ώρες τον χρόνο (σε σύνολο 8.760 ωρών).


«Ανάπηρη» απελευθέρωση
Για να στηριχθεί μια τέτοια, εξαρχής ανάπηρη και υπονομευμένη «απελευθέρωση» της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού, στην οποία βέβαια κανείς δεν ενδιαφέρθηκε να συμμετάσχει, εφευρέθηκαν στη συνέχεια διάφοροι μηχανισμοί αντιστάθμισης, με βασικό σκοπό να καταστήσουν βιώσιμη, μέσω της διασφάλισης ενός ελαχίστου εσόδου λειτουργίας, μια νέα επένδυση σε σταθμό CCGT. Οι μηχανισμοί αυτοί (ανάκτηση μεταβλητού κόστους, αποδεικτικά διαθεσιμότητας ισχύος) επέτρεψαν μεν τη χρηματοδότηση και κατασκευή ιδιωτικών σταθμών CCGT, σημαντικής συνολικής ισχύος (πάνω από 2.500 MW) και επενδυτικού κόστους (πάνω από 1,5 δισ. ευρώ), δεν αντιμετώπισαν όμως, ούτε κατ’ ελάχιστον, το κρίσιμο δομικό πρόβλημα που είναι η πολύ μεγάλη ασυμμετρία, και συνεπώς η αδυναμία διαμόρφωσης ανταγωνιστικού portfolio και προσφορών, μεταξύ αφενός ενός ιδιώτη παραγωγού που είναι αποκλεισμένος από οποιοδήποτε άλλο συμβατικό καύσιμο ηλεκτροπαραγωγής, εκτός του ακριβού εισαγόμενου φυσικού αερίου, και αφετέρου της ΔΕΗ που το portfolio της περιέχει το σύνολο των φθηνών εγχώριων ενεργειακών πόρων (λιγνίτες – νερά).


Από το 2010, η ΡΑΕ, διαβλέποντας το πλήρες αδιέξοδο στο οποίο οδηγούνταν η κατ’ επίφαση «απελευθερωμένη» αγορά ηλεκτρισμού, σε συνδυασμό με τις αρνητικότατες συνέπειες και συνέργειες που δημιουργούσαν πλέον η συνεχώς εντεινόμενη οικονομική ύφεση και η ασφυξία ρευστότητας, υπέβαλε στο αρμόδιο υπουργείο ΠΕΚΑ (Ιούλιος 2010) αναλυτικές προτάσεις για την αναμόρφωση και τον επανασχεδιασμό των βασικών νομοθετικών μέτρων και κανόνων που καθόριζαν τη λειτουργία της χονδρεμπορικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Στις προτάσεις εκείνες, οι οποίες αγνοήθηκαν πλήρως από το υπουργείο η Ρυθμιστική Αρχή επεσήμαινε ότι ο αναγκαίος επανασχεδιασμός της εγχώριας αγοράς «…πρέπει να λάβει υπόψη του τη συμβατότητα με το προτεινόμενο μοντέλο των υπόλοιπων αγορών ηλεκτρικής ενέργειας της Ευρώπης, καθώς η δημιουργία ενός ενιαίου μοντέλου αγοράς στην Ευρώπη(Target Model), μέσω σύζευξης των εθνικών αγορών, προχωρεί με ταχύτατους ρυθμούς».


Η απάντηση της ΡΑΕ
Επειδή η απραξία συνεχιζόταν και τα προβλήματα οξύνονταν στην εγχώρια αγορά, η ΡΑΕ προχώρησε στην εκπόνηση και δημοσιοποίηση, τον Δεκέμβριο του 2011, ενός αναλυτικού Οδικού Χάρτη και Σχεδίου Δράσης για τη συνολική αναδιοργάνωση της εγχώριας χονδρεμπορικής αγοράς ηλεκτρισμού, στο πλαίσιο της διαδικασίας ολοκλήρωσης της ενοποιημένης ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Οι εξεταζόμενες στον Οδικό Χάρτη της ΡΑΕ αλλαγές στη διάρθρωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας χωρίστηκαν σε τρεις βασικές κατηγορίες:


Α. Στοιχεία του υφιστάμενου σχεδιασμού της αγοράς που πρέπει υποχρεωτικά να αναδιαρθρωθούν:
1. Τροποποίηση του αλγορίθμου επίλυσης αγοράς/μορφής προσφορών.
2. Διαχωρισμός αγοράς ενέργειας και επικουρικών υπηρεσιών.
3. Μετατροπή των δημοπρασιών βραχυχρόνιων δικαιωμάτων διασυνδέσεων σε έμμεσες.
4. Δημιουργία ενδο-ημερήσιας αγοράς.
5. Αντικατάσταση ή κατάργηση του Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους (ΜΑΜΚ).
6. Προσαρμογή των χρονοδιαγραμμάτων της αγοράς σε αυτά του European Price Coupling (EPC).
7. Ανάθεση φορέα κάλυψης και φορέα εκκαθάρισης.
8. Τροποποίηση της διοικητικά οριζόμενης μέγιστης/ελάχιστης τιμής προσφοράς.


Β. Στοιχεία που κρίνεται σκόπιμο να επανεξεταστούν:
1. Συμμετοχή στην αγορά / Διμερή συμβόλαια φυσικής παράδοσης.
2. Εκκαθάριση εξισορροπούμενης ενέργειας.
3. Μηχανισμός Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος (ΜΔΕΙ).


Γ. Αναγκαίες δομικές αλλαγές για τη βελτίωση των συνθηκών ανταγωνισμού και τη διασφάλιση της επάρκειας και αξιοπιστίας του Συστήματος:
1. Πρόσβαση τρίτων σε ενεργειακούς πόρους που σήμερα διαχειρίζεται αποκλειστικά η ΔΕΗ.
2. Απόσυρση παλαιών, μη αποδοτικών, μονάδων της ΔΕΗ.
3. Σύναψη Συμβάσεων Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΣΔΙ) μεταξύ ΔΕΗ και λοιπών συμμετεχόντων ή θέσπιση μηχανισμών ανταλλαγής ή δημοπράτησης ενεργειακών προθεσμιακών προϊόντων.
4. Επανεξέταση του τρόπου συμμετοχής των ΑΠΕ στην εγχώρια αγορά ηλεκτρισμού.
Στη βάση του Οδικού Χάρτη και Σχεδίου Δράσης του Δεκεμβρίου 2011, η ΡΑΕ προχώρησε το 2012 στην επεξεργασία και εξειδίκευση των προτάσεών της για συνολική αναδιάρθρωση της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού. Υστερα από εκτεταμένες διαδοχικές διαβουλεύσεις με το σύνολο των φορέων της ενεργειακής αγοράς υπέβαλε τις τελικές προτάσεις της στο ΥΠΕΚΑ, τον Νοέμβριο του 2012. Οι αναλυτικές αυτές προτάσεις και μέτρα, τα οποία εγκρίθηκαν τόσο από το αρμόδιο υπουργείο όσο και από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή (Φεβρουάριος και Ιούλιος 2013), στηρίζονται σε δύο πυλώνες:


Α. Στην πρόσβαση τρίτων (παραγωγών/προμηθευτών) σε μέρος της λιγνιτικής και υδροηλεκτρικής παραγωγής της ΔΕΗ, με πώλησή της με προθεσμιακά συμβόλαια (forward contracts), μέσω δημοπρασιών τύπου ΝΟΜΕ (Γαλλία). Ο βασικός σχεδιασμός των δημοπρασιών αυτών (τύπος, χρονοδιαγράμματα, είδη προθεσμιακών προϊόντων, όροι και προϋποθέσεις της διαδικασίας δημοπράτησης) είναι ήδη έτοιμος, στο πλαίσιο της κοινής Ομάδας Εργασίας ΡΑΕ – ΛΑΓΗΕ – ΑΔΜΗΕ που λειτούργησε για τον σκοπό αυτόν, έχει δε εγκριθεί από το αρμόδιο υπουργείο ΠΕΚΑ, και πρόκειται να βγει σε δημόσια διαβούλευση μέσα στις αμέσως επόμενες ημέρες. Στη συνέχεια, θα θεσμοθετηθούν τα αναγκαία νομοθετικά και ρυθμιστικά μέτρα, ώστε η έναρξη και πλήρης λειτουργία του μηχανισμού αυτού (ΝΟΜΕ) να γίνει το τελευταίο τρίμηνο του 2014.


Β. Στη σταδιακή κατάργηση, ως τα μέσα του 2014, των μεταβατικών μηχανισμών και μέτρων που είχαν εφαρμοστεί τα προηγούμενα χρόνια για την ανάπτυξη ανταγωνισμού στην εγχώρια χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρισμού και στην εξισορρόπηση της δεσπόζουσας θέσης και της δύναμης αγοράς (market power) που διέθετε η ΔΕΗ. Η πλήρης κατάργηση των εν λόγω μηχανισμών απαιτεί ειδικά ρυθμιστικά μέτρα, μεταβατικού χαρακτήρα και περιορισμένης χρονικής διάρκειας, που έχουν ως σκοπό:
– τη διατήρηση των εύθραυστων ισορροπιών στην εγχώρια αγορά, σε ένα ιδιαιτέρως δυσμενές εσωτερικό και διεθνές οικονομικό περιβάλλον, και συνεπώς την υποστήριξη της τεχνικής και οικονομικής δυνατότητας των υφιστάμενων υποδομών ηλεκτροπαραγωγής να διασφαλίσουν τον απρόσκοπτο εφοδιασμό της χώρας με ηλεκτρική ενέργεια, και
– τη δημιουργία, σταδιακά, των κατάλληλων όρων και προϋποθέσεων στην εγχώρια αγορά, ώστε να είναι δυνατή η ανάπτυξη βιώσιμων συνθηκών ανταγωνισμού. Οι συνθήκες αυτές θα πρέπει να επιτρέπουν την ανάκτηση του κόστους λειτουργίας και συντήρησης των υφιστάμενων υποδομών, θα το επιτυγχάνουν δε με τον πιο αποτελεσματικό και αποδοτικό τρόπο, επ’ ωφελεία του τελικού καταναλωτή και της ανταγωνιστικότητας της οικονομίας.


Τα ρυθμιστικά μέτρα που έλαβε η ΡΑΕ τον Ιούλιο 2013 (Αποφάσεις 338 & 339/2013), έπειτα από την έγκρισή τους από το ΥΠΕΚΑ και την Ευρωπαϊκή Επιτροπή, έχουν ως κεντρικό στόχο τη μείωση του σταθμισμένου κόστους παραγωγής του Συστήματος, μέσω της υποκατάστασης σημαντικού τμήματος της παραγωγής από σταθμούς αερίου με λιγνιτική παραγωγή. Τα μέτρα αυτά έλαβαν υπόψη τους και τα επιχειρήματα της ΔΕΗ και άλλων φορέων ότι αιτία της συμπίεσης της λιγνιτικής παραγωγής αποτελούσε το τότε ισχύον θεσμικό πλαίσιο, που ωθούσε τους ιδιώτες ηλεκτροπαραγωγούς από φυσικό αέριο να μεγιστοποιούν την παραγωγή τους, και ότι αν αυτό τροποποιούνταν, τότε η μείωση παραγωγής των ιδιωτών θα μεταφραζόταν σε αύξηση παραγωγής από λιγνιτικούς σταθμούς.


Τα ως άνω ρυθμιστικά μέτρα δεν αίρουν άμεσα τις υφιστάμενες στρεβλώσεις της αγοράς, μετριάζουν όμως σημαντικά τον όποιο αρνητικό αντίκτυπό τους. Ταυτόχρονα παρέχουν τον αναγκαίο χρόνο για την ανάπτυξη και εφαρμογή νέων μηχανισμών και μέτρων, τα οποία σταδιακά θα επιτρέψουν τη διαμόρφωση συνθηκών υγιούς και ισότιμου ανταγωνισμού. Τα μέτρα της ΡΑΕ περιλαμβάνουν:
1. Την κατάργηση, από την 1η Ιουλίου 2013, του περιθωρίου επί του μεταβλητού κόστους, δηλαδή από 10% σε 0%, στον Μηχανισμό Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους (ΜΑΜΚ). Ο ίδιος ο Μηχανισμός θα καταργηθεί πλήρως από την 30ή Ιουνίου 2014.
2. Την κατάργηση, από την 1η Ιανουαρίου 2014, του κανόνα του 30%, αναφορικά με τη δυνατότητα υποβολής προσφορών κάτω του κόστους από μονάδες ηλεκτροπαραγωγής, για το 30% της ισχύος τους.
3. Την προσωρινή αναδιάρθρωση του Μεταβατικού Μηχανισμού Διασφάλισης Ισχύος, από την 1η Ιουλίου 2013 ως την 30ή Σεπτεμβρίου 2014, οπότε και ο Μηχανισμός αυτός θα καταργηθεί πλήρως. Η προσωρινή αυτή αναδιάρθρωση περιλαμβάνει τα εξής:
– Την απένταξη από τον κατάλογο των μονάδων που λαμβάνουν πληρωμές ΑΔΙ, παλαιών μονάδων της ΔΕΗ, οι οποίες είναι πρακτικά εκτός λειτουργίας, συνολικής ισχύος 1.249 MW.
– Την έκδοση από τις μονάδες φυσικού αερίου, τόσο της ΔΕΗ όσο και των ιδιωτών παραγωγών, συνολικής ισχύος 3.998 ΜW, δεύτερου ΑΔΙ για τη διαθέσιμη ισχύ τους.
– Την υποχρέωση των προμηθευτών να συμμετέχουν στον Μεταβατικό Μηχανισμό Διασφάλισης Ισχύος (ΑΔΙ) με ποσό ίσο με 56.000 ευρώ/MW κατ’ έτος (έναντι των 45.000 ευρώ/MW που ίσχυε προηγουμένως), βάσει της πραγματικής κατανάλωσης των πελατών τους.


Τα ως άνω μέτρα, αφορούν μικρή, μεταβατική περίοδο, συνολικά ενός έτους, ώσπου οι νέοι μηχανισμοί και μέτρα που έχουν προταθεί από τη ΡΑΕ, και αφορούν ιδίως την πρόσβαση τρίτων στη λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή να τα υποκαταστήσουν. Στοχεύουν αφενός στη διατήρηση μιας σχετικής οικονομικής ισορροπίας μεταξύ των συμμετεχόντων στην εγχώρια αγορά και αφετέρου στο να επιτρέψουν τη βιωσιμότητα των υφιστάμενων υποδομών ηλεκτροπαραγωγής, ώστε αυτές να είναι εν τοις πράγμασι διαθέσιμες στις νέες συνθήκες που θα διαμορφωθούν.


Μείωση 53% της παραγωγής ιδιωτών
Τα απολογιστικά στοιχεία λειτουργίας της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού, για το πρώτο εξάμηνο πλήρους εφαρμογής των μεταβατικών μέτρων της ΡΑΕ (Σεπτέμβριος 2013-Φεβρουάριος 2014), δείχνουν με τον πιο σαφή και ποσοτικά μετρήσιμο τρόπο ότι ο στόχος της Αρχής που αφορούσε τη μείωση της παραγωγής των σταθμών φυσικού αερίου υπέρ της λιγνιτικής παραγωγής έχει επιτευχθεί, καθώς επίσης ο στόχος της συνολικής μείωσης του σταθμισμένου κόστους παραγωγής του Συστήματος.


Στο πρώτο τετράμηνο από την κατάργηση του περιθωρίου κέρδους του ΜΑΜΚ (Σεπτέμβριος-Δεκέμβριος 2013), η παραγωγή από τους πέντε ανταγωνιστικούς σταθμούς φυσικού αερίου που λειτουργούν οι ιδιώτες παραγωγοί ήταν χαμηλότερη κατά 53% σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2012 (συνολικά κατά 1.750.000 ΜWh λιγότερες). Αυτό μεταφράζεται σε μείωση εξόδων της ΔΕΗ για αγορές ηλεκτρικής ενέργειας από τρίτους κατά 150 εκατ. ευρώ.


Υπό κανονικές συνθήκες, θα αναμενόταν η μείωση αυτή της παραγωγής των ιδιωτικών σταθμών (IPPs) να αξιοποιηθεί από τη ΔΕΗ για την αύξηση της παραγωγής των λιγνιτικών της σταθμών, πράγμα το οποίο, αν συνέβαινε, για τις ως άνω 1.750.000 ΜWh, θα μεταφραζόταν σε εξοικονόμηση περίπου 65 εκατ. ευρώ για το Σύστημα, μέσα σε ένα και μόνο τετράμηνο. Αντ’ αυτού, η μείωση της ηλεκτροπαραγωγής των IPPs μεταφράστηκε αφενός σε αύξηση της παραγωγής των λιγότερο οικονομικών μονάδων φυσικού αερίου της ΔΕΗ (π.χ. Κομοτηνή), οι οποίες παρήγαγαν κατά την περίοδο αυτή περίπου 1.350.000 MWh περισσότερες σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2012 (αύξηση 170%), και αφετέρου σε αύξηση των εισαγωγών ηλεκτρικής ενέργειας. Η συμπεριφορά αυτή, παρ’ όλη τη φαινομενικά καλή διαθεσιμότητα των λιγνιτικών μονάδων και την «απελευθέρωση» ηλεκτρικού χώρου από τους ιδιώτες, είχε ως αποτέλεσμα να μειωθεί η παραγωγή των λιγνιτικών σταθμών το τετράμηνο Σεπτέμβριος-Δεκέμβριος 2013 κατά 8,3%, σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2012. Πρόκειται για συμπεριφορά που δημιουργεί εύλογα ερωτήματα, ιδιαίτερα αφού για το 2013 η ΔΕΠΑ ήταν, γνωστό ότι θα καλύψει τις υποχρεωτικές παραλαβές αερίου από τους προμηθευτές της, οπότε δεν συνέτρεχε κίνδυνος ενεργοποίησης της ρήτρας take-or-pay, ούτε για τη ΔΕΗ ούτε και για το σύνολο των πελατών της ΔΕΠΑ.


Στη συνέχεια, την 1η Ιανουαρίου 2014, καταργήθηκε από τη ΡΑΕ και ο κανόνας του 30%, με αποτέλεσμα εάν το μεταβλητό κόστος και η προσφορά μιας μονάδας δεν είναι ευθέως ανταγωνιστικά, να μην κατέχει πλέον οποιοδήποτε εργαλείο που θα της επέτρεπε να παράξει ή/και να συμπιέσει την παραγωγή ανταγωνιστικότερων μονάδων.


Τα απολογιστικά στοιχεία λειτουργίας της αγοράς, το πρώτο δίμηνο από την κατάργηση του κανόνα του 30% (Ιανουάριος-Φεβρουάριος 2014), δείχνουν ότι η παραγωγή από τους πέντε ανταγωνιστικούς σταθμούς αερίου που λειτουργούν οι ιδιώτες παραγωγοί ήταν χαμηλότερη κατά 55,5% σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2013 (συνολικά, κατά 915.000 ΜWh λιγότερη). Αυτό μεταφράζεται σε μείωση εξόδων της ΔΕΗ για αγορές ηλεκτρικής ενέργειας από τρίτους κατά περίπου 90 εκατ. ευρώ.


Τι έκανε και τι δεν έκανε η ΔΕΗ
Υπό κανονικές συνθήκες θα αναμενόταν, και πάλι, η μείωση αυτή της παραγωγής των IPPs να αξιοποιηθεί από τη ΔΕΗ κατά κύριο λόγο για αύξηση της παραγωγής των λιγνιτικών της σταθμών, πράγμα το οποίο, αν συνέβαινε, για τις ως άνω 915.000 ΜWh, θα μεταφραζόταν σε εξοικονόμηση περίπου 45 εκατ. ευρώ για το Σύστημα, μέσα σε ένα και μόνο δίμηνο. Αντ’ αυτού, η μείωση της ηλεκτροπαραγωγής των ιδιωτικών σταθμών φυσικού αερίου μεταφράστηκε κατά τα 2/3 σε αύξηση της παραγωγής των μονάδων αερίου της ΔΕΗ, οι οποίες παρήγαγαν κατά την περίοδο αυτή 600.000 MWh περισσότερες σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2013 (αύξηση 200%, λόγω και της ένταξης της μονάδας Αλιβέρι 5), και μόνο κατά το 1/3 σε αύξηση της παραγωγής των λιγνιτικών μονάδων της ΔΕΗ, οι οποίες παρήγαγαν κατά την περίοδο αυτή περίπου 340.000 MWh περισσότερες σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο του 2013 (αύξηση μόνο 8,5%). Δημιουργούνται, επομένως, καίρια ερωτήματα αναφορικά με τις πραγματικές ανάγκες του Συστήματος σε ισχύ, σε σχέση με τις πραγματικές δυνατότητες των υφιστάμενων (λιγνιτικών κυρίως) μονάδων να καλύψουν τις εν λόγω ανάγκες.


Από την παραπάνω ανάλυση προκύπτει σαφώς ότι τα ληφθέντα από τη ΡΑΕ μεταβατικά μέτρα αναδιοργάνωσης της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού υπήρξαν όντως αποτελεσματικά, παρά το γεγονός ότι οι τεχνικοί περιορισμοί λειτουργίας των λιγνιτικών σταθμών δεν επέτρεψαν την απόλυτη μεγιστοποίηση του οικονομικού οφέλους για το Σύστημα. Ακόμη και υπό αυτές τις συνθήκες, η μεταβολή του μείγματος παραγωγής των θερμικών μονάδων και η κατάργηση τόσο του περιθωρίου 10% όσο και του κανόνα του 30% οδήγησαν σε εξοικονόμηση μεταβλητού κόστους για το Σύστημα 30 εκατ. ευρώ σε ένα μόνο δίμηνο. Ακόμη και με τον συνυπολογισμό της επιρροής της αύξησης των ΑΔΙ από 1.8.2013, προκύπτει καθαρό διαφορικό όφελος περίπου 16 εκατ. ευρώ κατά το δίμηνο αυτό, πράγμα που αντιστοιχεί σε ετήσια εξοικονόμηση περίπου 100 εκατ. ευρώ.


Ο ρόλος των θερμικών μονάδων
Για να εκτιμηθεί σωστά το αποτέλεσμα των μέτρων αναδιοργάνωσης της αγοράς της ΡΑΕ, χωρίς να επηρεάζεται από άλλες αλλαγές που επήλθαν σε σχέση με το 2013 (μείωση τιμής φυσικού αερίου, αύξηση τιμών δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων), η ανάλυση επικεντρώθηκε στις θερμικές μονάδες (που συνολικά παρέμειναν στο ίδιο επίπεδο παραγωγής). Αξίζει, επίσης, να σημειωθεί ότι εάν καταργούνταν ο ΕΦΚ στο φυσικό αέριο που χρησιμοποιείται στην ηλεκτροπαραγωγή, θα υπήρχε επιπλέον εξοικονόμηση περίπου 20 εκατ. ευρώ κατά το εν λόγω δίμηνο.


Στο πλαίσιο ολοκλήρωσης του σχεδιασμού και εφαρμογής του πλήρους πακέτου μεταβατικών μέτρων της ΡΑΕ για την αναδιοργάνωση της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού (κατάργηση περιθωρίου 10%, κατάργηση κανόνα 30%, κατάργηση ΜΑΜΚ, υλοποίηση ΝΟΜΕ), η Αρχή θα δημοσιοποιήσει και θα θέσει σε δημόσια διαβούλευση, στις αρχές Απριλίου, την πρότασή της για τη συνολική αναμόρφωση και ένταξη σε κανόνες αγοράς του μηχανισμού διασφάλισης επαρκούς ισχύος (Capacity Adequacy Mechanism – CAM), στη βάση των γενικών αρχών και κατευθύνσεων που διατυπώθηκαν πρόσφατα (Νοέμβριος 2013) από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή.


Τέλος, η ΡΑΕ, σε στενή και αποδοτική συνεργασία με τους ΑΔΜΗΕ και ΛΑΓΗΕ, στο πλαίσιο της τριμερούς Ομάδας Εργασίας για το Target Model, θα προχωρήσει στις αρχές Απριλίου 2014 στην ανάθεση, από κοινού με τον Διαχειριστή του Συστήματος και τον Λειτουργό της Αγοράς, σε διεθνή σύμβουλο μελέτης με τίτλο «Βασικές Αρχές Σχεδιασμού και Χρονοδιάγραμμα Ενεργειών για την Προσαρμογή της Εγχώριας Αγοράς Ηλεκτρισμού στις Απαιτήσεις του Target Model». Η μελέτη αυτή, τρίμηνης διάρκειας, θα επικαιροποιήσει και θα εξειδικεύσει περαιτέρω τα αποτελέσματα προηγούμενης σχετικής μελέτης που ΡΑΕ και ΑΔΜΗΕ είχαν εκπονήσει και δημοσιοποιήσει τον Οκτώβριο του 2012, και θα παρουσιάσει, αναλυτικά και τεκμηριωμένα, ένα ολοκληρωμένο Πρόγραμμα Δράσης/Οδηγό, μέσω του οποίου οι τρεις φορείς θα λάβουν όλα τα απαραίτητα μέτρα, δράσεις και πρωτοβουλίες, ο καθένας στον τομέα ευθύνης του, αλλά και οι τρεις μαζί συνεργιστικά, για την ομαλή και αποδοτική προσαρμογή μέσα στη διετία 2014-2015, της εγχώριας αγοράς στις απαιτήσεις του Target Model. Tα βασικά σημεία της μελέτης είναι τα εξής:


Διερεύνηση και συγκριτική αξιολόγηση εναλλακτικών σεναρίων/επιλογών για τον νέο σχεδιασμό της αγοράς (high-level market design), ο οποίος θα οδηγήσει σε πλήρη συμμετοχή της Ελλάδας στην ενιαία ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.


Σχεδιασμός, ανάλυση και παρουσίαση των επί μέρους μηχανισμών και διακριτών αγορών που απαιτείται να αναπτυχθούν (day-ahead, intra-day, balancing & forward markets), στο πλαίσιο της προκρινόμενης εναλλακτικής.


Αναλυτικό χρονοδιάγραμμα υλοποίησης των απαιτούμενων μηχανισμών και πρόγραμμα ενεργειών για καθέναν από τους φορείς.


Αξίζει να τελειώσουμε με μια αισιόδοξη εκτίμηση: παρά τις σοβαρότατες θεσμικές και δομικές στρεβλώσεις που υπονόμευσαν εξαρχής την ουσιαστική απελευθέρωση της εγχώριας ενεργειακής αγοράς, παρά τις μονοπωλιακές εμμονές και τις συγκρούσεις μεταπρατικών και άλλων συμφερόντων, παρά τα συνεχή «μπρος-πίσω» και «είπα-ξείπα» της Πολιτείας, παρά τα πολυάριθμα εμπόδια που σκόπιμα και διαρκώς παρεμβάλλονται και τα χτυπήματα κάτω από τη μέση, ο εξορθολογισμός και η πραγματική, στην πράξη, απελευθέρωση της εγχώριας αγοράς ενέργειας, πρωτίστως προς όφελος του έλληνα καταναλωτή και της εθνικής οικονομίας, θα προχωρήσουν τελικά, κάτω από τη σαρωτική πίεση της ενοποιούμενης, με ταχύτατους ρυθμούς, ευρωπαϊκής αγοράς ενέργειας, μέσω της σύζευξης των εθνικών και περιφερειακών αγορών και τη θέσπιση ενιαίων υποχρεωτικών κανόνων οργάνωσης και λειτουργίας σε ευρωπαϊκό επίπεδο. Η ΡΑΕ, σε στενή συνεργασία με τις αρμόδιες εθνικές αρχές, όσο και με τις αντίστοιχες ευρωπαϊκές αρχές (Ευρωπαϊκή Επιτροπή/DG Energy & DG Competition, ACER, CEER, κ.ά.), θα συμβάλλει αποφασιστικά, στο πλαίσιο του θεσμικού της ρόλου , και με βασικό οδηγό πορείας το Target Model, στην αναδιοργάνωση, ομαλή μετάβαση και αποδοτική ένταξη της ενεργειακής αγοράς της χώρας μας στην ενιαία ευρωπαϊκή αγορά. Το ποτάμι δεν γυρίζει πίσω!