Energy Dialogues | 02

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Βασικοί άξονες και προκλήσεις ΜΑΡΤΙΟΣ 2016

02

HELLENIC ENERGY REGULATION INSTITUTE

ΧΟΡΗΓΙΑ ΕΚΔΟΣΗΣ

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Βασικοί άξονες και προκλήσεις

ΔΕΚΕΜΒΡΙΟΣ 2015

ΠΡΟΛΟΓΙΚΟ ΣΗΜΕΙΩΜΑ

Οι «Ενεργειακοί Διάλογοι» («Energy Dialogues») αποτελούν, ως γνωστόν, πρωτοβουλία του Ελληνικού Ινστιτούτου Ενεργειακής Ρύθμισης και του Energypress με στόχο την εμβάθυνση και ενίσχυση της επιστημονικής τεκμηρίωσης της εγχώριας δημόσιας συζήτησης πάνω στα επίκαιρα ζητήματα που απασχολούν την ελληνική ενεργειακή αγορά σε όλες τις επιμέρους της διαστάσεις και κλάδους. Απώτερη στόχευση είναι η καλλιέργεια μιας κουλτούρας τεχνοκρατικά και επιστημονικά στοιχειοθετημένης ανταλλαγής απόψεων και επιστημονικών τοποθετήσεων αποσκοπούσας στη βέλτιστη προσέγγιση των τιθέμενων προβλημάτων και νομικορυθμιστικών διακυβευμάτων. Αυτή την ειδική ποιοτική προσέγγιση διαλόγου που αφίσταται από τη συνήθη επίπεδη αντιδικία και συνθηματολογία φαίνεται ότι έχει αγκαλιάσει η ελληνική ενεργειακή αγορά αλλά και οι πολιτικοί ιθύνοντες που την εποπτεύουν, οι οποίοι ανελλιπώς συμμετέχουν ενεργά στις εργασίες των «Διαλόγων». Η βασική μεθοδολογία συγκρότησης των «Διαλόγων» συνίσταται στη διοργάνωση, σε τακτά διαστήματα, στοχευμένων εκδηλώσεων συγκροτημένου δημόσιου διαλόγου και ανταλλαγής επιστημονικών και τεχνοκρατικών απόψεων για θέματα της ελληνικής ενεργειακής επικαιρότητας. Στο πλαίσιο των εκδηλώσεων αυτών διατυπώνονται οι τεκμηριωμένες απαντήσεις ειδικών επιστημόνων και θεσμικών φορέων του χώρου σε προκαθορισμένα, επί τη βάσει επιστημονικής μεθοδολογίας συνταχθέντα, ερωτηματολόγια. Επιδιωκόμενη στόχευση είναι η ανάλυση των ουσιωδών στοιχείων επιστημονικού και πρακτικού ενδιαφέροντος της εκάστοτε αναλυόμενης κομβικής θεματικής ενότητας. Οι εισηγήσεις των συμμετεχόντων επιστημόνων και θεσμικών παραγόντων της ενεργειακής αγοράς αποτυπώνονται στη συνέχεια εγγράφως σε ευσύνοπτες έντυπες δημοσιεύσεις, με σκοπό, αφενός μεν τη δημιουργία μιας «βιβλιοθήκης» στοιχειοθετημένου προβληματισμού και επιστημονικού διαλόγου επί του γνωστικού αντικειμένου της ενεργειακής ρύθμισης, αλλά και, αφετέρου, για να έχουν πρόσβαση στην επιστημονική ενημέρωση οι επαγγελματίες και επιστήμονες του χώρου, καθώς και ένας ολοένα αυξανόμενος αριθμός νέων επιστημόνων με ενδιαφέρον για το εν λόγω γνωστικό αντικείμενο. Το αρχειακό αυτό υλικό, που καταδεικνύει και την ιστορικότητα των σχετικών προσεγγίσεων στα επί μέρους αναλυόμενα θέματα, είναι προσβάσιμο μέσω ειδικής ενότητας στην ιστοσελίδα του Εnergypress. Η συγκεκριμένη πρωτοβουλία προσδοκά να συνεισφέρει στην έρευνα και στοιχειοθέτηση των επιστημονικών δεδομένων που συγκαθορίζουν την επίλυση των προβλημάτων που θέτει στο επίκεντρό της η ενεργειακή ρύθμιση (energy regulation), περαιτέρω δε να συμβάλει στο δημιουργικό εμπλουτισμό του σχετικού δημόσιου διαλόγου στη χώρα μας μέσα και από την αξιολόγηση διεθνών ερεθισμάτων, προτύπων και επιστημονικών αναλύσεων. Προξενεί σε μένα ιδιαίτερη χαρά η διαπίστωση ότι η επιστημονική αυτή προσπάθεια αντιμετωπίζεται με θέρμη ιδιαίτερα από νέους επιστήμονες που φοιτούν στο Πανεπιστήμιό μας αλλά και σε άλλα ακαδημαϊκά ιδρύματα της χώρας, οι οποίοι εκδηλώνουν αυξανόμενο ενδιαφέρον για το γνωστικό αντικείμενο της ενεργειακής ρύθμισης. Από τη θέση του επιστημονικού υπευθύνου των «Διαλόγων» θα ήθελα δε να ευχαριστήσω θερμά όλους τους συνεργάτες μου στο Ινστιτούτο και στο Πανεπιστήμιο που συνέδραμαν και συνδράμουν στο εγχείρημα και την προοπτική του, τους διακεκριμένους εισηγητές αλλά και το Energypress, το οποίο πλέον έχει καθιερωθεί όχι μόνον ως ιστότοπος αξιόπιστης δημοσιογραφικής ενημέρωσης για τα θέματα της ενεργειακής επικαιρότητας αλλά και ως μέσο έμπρακτης στήριξης πρωτοβουλιών ακαδημαϊκής στόχευσης στο χώρο της ενέργειας. Δρ. Αντώνης Μεταξάς Πανεπιστήμιο Αθηνών, επ. Καθηγητής Δικαίου Ενέργειας ΔΙΠΑΕ

Εισαγωγικές επισημάνσεις

Η δεύτερη εκδήλωση των «Ενεργειακών Διαλόγων» πραγματοποιήθηκε στις 14 Δεκεμβρίου 2015 στο συνεδριακό χώρο του Εμπορικού και Βιομηχανικού Επιμελητηρίου Αθηνών (Ε.Β.Ε.Α.), θέτοντας στο επίκεντρο του επιστημονικού της ενδιαφέροντος τις εξής κομβικές, επίκαιρες θεματικές ενότητες: 1. Τη διαδικασία συνολικής δομικής αναδιάρθρωσης της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας υπό το πρίσμα των πρόσφατων μνημονιακών προβλέψεων καθώς και τις προϋποθέσεις και το πλαίσιο για τη συγκρότηση μιας ανταγωνιστικής λιανικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας.

2. Τη διαμόρφωση του νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ στη χώρα μας. Η επιλογή των εν λόγω θεματικών αξόνων σκοπεί στην ανάδειξη τόσο των κρίσιμων εκείνων ζητημάτων που ανακύπτουν στο πλαίσιο της υλοποίησης των νομικορυθμιστικών δεσμεύσεων της χώρας μας στο πλαίσιο των μνημονιακών συμφωνιών όσο και της ανάγκης διεπιστημονικής προσέγγισής τους. Προς τούτο, στους «Ενεργειακούς Διαλόγους» κλήθηκαν να συμμετάσχουν ειδικοί επιστήμονες καθώς και εκπρόσωποι κύριων θεσμικών παραγόντων της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, διατυπώνοντας τεκμηριωμένες απαντήσεις σε προκαθορισμένο, επί τη βάσει επιστημονικής μεθοδολογίας συνταχθέν, ερωτηματολόγιο, το οποίο παρατίθεται αναλυτικά κατωτέρω, υπό Ι. Του ερωτηματολογίου έπονται οι τοποθετήσεις των εισηγητών, στους οποίους συμπεριλαμβάνονται, πέραν του Υπουργού Περιβάλλοντος & Ενέργειας, κ. Πάνου Σκουρλέτη, ο οποίος απηύθυνε και την εναρκτήρια ομιλία της εκδήλωσης, ο κ. Παναγιώτης Ασλάνης, Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας του ΑΔΜΗΕ, ο κ. Γεώργιος Στάμτσης, Γενικός Διευθυντής του ΕΣΑΗ, ο κ. Κωνσταντίνος Αθανασιάδης, Πρόεδρος της ΕΣΕΠΗΕ, ο κ. Αντώνης Κοντολέων, μέλος του Προεδρείου της ΕΒΙΚΕΝ, ο κ. Διονύσιος Παπαχρήστου, εκπρόσωπος της ΡΑΕ, ο κ. Μιχάλης Φιλίππου, Επιχειρησιακός Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας του ΛΑΓΗΕ, ο κ. Ulrich Laumanns, Project Manager της εταιρείας GIZ GmbH, ο κ. Σάββας Σεϊμανίδης, Πρόεδρος της EREF (European Renewable Energies Federation), ο κ. Παναγιώτης Παπασταματίου, μέλος Δ.Σ. της ΕΛΕΤΑΕΝ, ο κ. Στέλιος Λουμάκης, Πρόεδρος του ΣΠΕΦ, ο κ. Σωτήρης Καπέλλος, Πρόεδρος του ΣΕΦ και ο κ. Κώστας Βασιλικός, Πρόεδρος του ΕΣΜΥΕ. Στους εισηγητές συμπεριλαμβάνετο και ο Πρόεδρος και Διευθύνων Σύμβουλος του ΛΑΓΗΕ κ. Αν. Γκαρής.

ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ι. ΕΡΩΤΗΜΑΤΟΛΟΓΙΟ

| 10

ΙΙ. ΧΑΙΡΕΤΙΣΜΟΣ Υπουργείο Περιβάλλοντος & Ενέργειας Πάνος Σκουρλέτης | Υπουργός

| 18

ΙΙΙ. ΤΟΠΟΘΕΤΗΣΕΙΣ ΕΙΣΗΓΗΤΩΝ Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΑΔΜΗΕ) Παναγιώτης Ασλάνης | Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας

| 25

Ελληνικός Σύνδεσμος Ανεξάρτητων Εταιριών Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΑΗ) Γεώργιος Στάμτσης | Γενικός Διευθυντής

| 28

Ελληνικός Σύνδεσμος Εμπόρων & Προμηθευτών Ηλεκτρικής Ενέργειας(ΕΣΕΠΗΕ) Κωνσταντίνος Αθανασιάδης | Πρόεδρος Δ.Σ.

| 33

Ένωση Βιομηχανικών Καταναλωτών Ενέργειας (ΕΒΙΚΕΝ) Αντώνης Κοντολέων | Μέλος Προεδρείου

| 38

Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (ΡΑΕ) Διονύσιος Παπαχρήστου | Επικεφαλής Γραφείου Τύπου & Δημοσίων Σχέσεων

| 42

Λειτουργός της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΛΑΓΗΕ) Μιχάλης Φιλίππου | Επιχειρησιακός Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας

| 44

GIZ GmbH Ulrich Laumanns | Project Manager

| 47

European Renewable Energies Federation (EREF) Σάββας Σεϊμανίδης | Πρόεδρος Δ.Σ.

| 48

Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας (ΕΛΕΤΑΕΝ) Παναγιώτης Παπασταματίου | Μέλος Δ.Σ.

| 56

Σύνδεσμος Παραγωγών Ενέργειας με Φωτοβολταϊκά (ΣΠΕΦ) Στέλιος Λουμάκης | Πρόεδρος Δ.Σ.

| 59

Σύνδεσμος Εταιριών Φωτοβολταϊκών (ΣΕΦ) Σωτήρης Καπέλλος | Πρόεδρος Δ.Σ.

| 69

Ελληνικός Σύνδεσμος Μικρών Υδροηλεκτρικών Έργων (ΕΣΜΥΕ) Κωνσταντίνος Βασιλικός | Πρόεδρος Δ.Σ.

| 72

9

Ι. ΕΡΩΤΗΜΑΤΟΛΟΓΙΟ

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Α’ ΘΕΜΑΤΙΚΗ ΕΝΟΤΗΤΑ Δομική αναδιάρθρωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας υπό το πρίσμα των πρόσφατων μνημονιακών προβλέψεων: Οι προϋποθέσεις και το πλαίσιο για τη συγκρότηση μιας ανταγωνιστικής λιανικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

ΕΡΩΤΗΜΑ 1ο Σχεδιασμός του συστήματος δημοπρασιών τύπου ΝΟΜΕ ως μηχανισμού ανοίγματος της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας και μείωσης των μεριδίων της ΔΕΗ στην αγορά προμήθειας Δυνάμει της κατ’ αποκλειστικότητα πρόσβασής της σε ηλεκτροπαραγωγικές πηγές χαμηλού κόστους και της ιδιοκτησίας λιγνιτικών και υδροηλεκτρικών μονάδων, η ΔΕΗ διαθέτει ένα ισχυρό πλεονέκτημα έναντι των ανταγωνιστών της προμηθευτών. Βάσει των ρυθμίσεων του νέου Μνημονίου και με απώτερο στόχο τη σταδιακή μείωση του μεριδίου της ΔΕΗ τόσο στη λιανική όσο και στη χονδρεμπορική αγορά έως το 2020 κάτω από το 50%, οι ελληνικές αρχές έχουν δεσμευθεί να σχεδιάσουν ένα νέο σύστημα δημοπρασιών ΝΟΜΕ. Η ύπαρξη επενδυτικού ενδιαφέροντος πιθανολογείται ότι θα διαπιστωθεί επί τη βάσει μιας «πιλοτικής» δημοπρασίας, μέσω της οποίας θα δίδεται η δυνατότητα σε προμηθευτές να αποκτήσουν πρόσβαση σε συγκεκριμένη ποσότητα ενέργειας από λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή. Αναμένεται, επίσης, ότι οι συμμετέχοντες στις δημοπρασίες θα υποχρεούνται να διοχετεύουν την ισχύ που θα αγοράζουν στο πλαίσιο αυτών σε όλη την γκάμα των τιμολογίων. α. Θα πρέπει το υπό εκπόνηση σχέδιο να επιτρέπει την πρόσβαση στις δημοπρασίες ΝΟΜΕ μόνο στους προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας ή και σε μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές; Θα πρέπει να έχουν σε περίπτωση συμμετοχής τους οι τελευταίοι και δικαίωμα μεταπώλησης της τυχόν πλεονάζουσας ενέργειας και, αν ναι, με ποιο τρόπο θα δομηθεί η δυνατότητα εξάσκησης του εν λόγω δικαιώματος; β. Δεδομένης της πρόσφατης μείωσης της τιμής του φυσικού αερίου, ποια μεθοδολογία θεωρείτε ότι θα πρέπει να εφαρμοστεί αναφορικά με τη διαμόρφωση της τιμής εκκίνησης των δημοπρασιών ΝΟΜΕ προκειμένου να προσελκύουν το ενδιαφέρον της αγοράς; Θεωρείτε ότι οι ρύποι θα πρέπει να αποτελούν παράμετρο διαμόρφωσης της τιμής εκκίνησης;

11

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ΕΡΩΤΗΜΑ 2ο Ιδιοκτησιακός διαχωρισμός του ΑΔΜΗΕ από τη ΔΕΗ και τα διάφορα εναλλακτικά μοντέλα Σύμφωνα με τις μνημονιακές διατάξεις, οι ελληνικές αρχές υποχρεούνται να εκκινήσουν τη διαδικασία ιδιωτικοποίησης του ΑΔΜΗΕ. Άλλως, δύνανται να αναπτύξουν ένα σχέδιο, το οποίο θα επιφέρει ισοδύναμα αποτελέσματα όσον αφορά τον ανταγωνισμό και τις προοπτικές επενδύσεων και θα επιτυγχάνει τον πλήρη ιδιοκτησιακό διαχωρισμό του ΑΔΜΗΕ από τη ΔΕΗ. Ως εναλλακτικό σχέδιο έχει διατυπωθεί η προοπτική να μεταφερθούν τα πάγια του ΑΔΜΗΕ σε μια τρίτη εταιρεία, στην οποία το Δημόσιο θα αποκτήσει πλειοψηφικό πακέτο μετοχών (51%) και η οποία δεν θα εποπτεύεται από το κατ’ αρχήν αρμόδιο για την εποπτεία του κλάδου Υπουργείο Περιβάλλοντος & Ενέργειας αλλά από ένα τρίτο Υπουργείο για την διασφάλιση ισότιμης μεταχείρισης όλων των συμμετεχόντων στην αγορά. Για την υλοποίηση του ως άνω σχεδίου, θα πρέπει να προσδιορισθεί ο τρόπος αποπληρωμής της ΔΕΗ για τη μεταφορά των παγίων του ΑΔΜΗΕ από τον όμιλό της στη νέα εταιρεία. α. Πώς θεωρείτε ότι θα πρέπει να υλοποιηθεί ο αποτελεσματικός ιδιοκτησιακός και λειτουργικός διαχωρισμός του ΑΔΜΗΕ από τη ΔΕΗ; β. Πως θεωρείτε ότι πρέπει να χρηματοδοτηθεί η μεταβίβαση από την ΔΕΗ στη νέα εταιρεία των παγίων του ΑΔΜΗΕ; γ. Βάσει της ευρωπαϊκής εμπειρίας, o διαχωρισμός του ιδιοκτήτη του δικτύου από τον Διαχειριστή του Συστήματος ενδέχεται να δημιουργήσει προβλήματα αναφορικά τόσο με την υλοποίηση των επενδύσεων όσο και με τη συντήρηση και λειτουργία του δικτύου, γεγονός που ώθησε πολλές ευρωπαϊκές χώρες να μεταβούν από το μοντέλο ISO, στο μοντέλο ΟU. Ποια είναι η τοποθέτησή σας;

12

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

ΕΡΩΤΗΜΑ 3ο Σχεδιασμός του μόνιμου Μηχανισμού Διασφάλισης Επάρκειας Ισχύος: Ευρωπαϊκά πρότυπα και ιδιαιτερότητες ελληνικής ενεργειακής αγοράς Στο πλαίσιο επανασχεδιασμού του Μηχανισμού Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος (ΜΔΕΙ), η ΡΑΕ έθεσε σε δημόσια διαβούλευση τον Ιούλιο του 2014 ένα αρχικό σχέδιο αναδιοργάνωσης του ΜΔΕΙ στο Διασυνδεδεμένο Ηλεκτρικό Σύστημα. Κατόπιν επεξεργασίας των απαντήσεων που δόθηκαν στο πλαίσιο της πρώτης αυτής διαβούλευσης καθώς και της Μελέτης Επάρκειας Ισχύος για το Διασυνδεδεμένο Σύστημα κατά την περίοδο 2015-2024, η ΡΑΕ διενήργησε μια δεύτερη διαβούλευση τον Ιανουάριο του 2015 αναφορικά με την τελική της πρόταση για την αναμόρφωση του ΜΔΕΙ. Η εν λόγω πρόταση περιλαμβάνει: α) τη συγκρότηση ενός μόνιμου μηχανισμού (Μηχανισμός Αποζημίωσης Ευελιξίας - ΜΑΕ) που θα βασίζεται στη διενέργεια δημοπρασιών για την αγορά των υπηρεσιών ευελιξίας, ήτοι υπηρεσιών του Συστήματος, οι οποίες κρίνονται αναγκαίες λόγω της σημαντικής διείσδυσης των ΑΠΕ και οι οποίες, υπό το ισχύον καθεστώς, παρέχονται από τους παραγωγούς και β) την ανάπτυξη ενός μεταβατικού μηχανισμού με διοικητικό καθορισμό των αμοιβών καθώς απαιτείται ένα εύλογο μεταβατικό διάστημα προκειμένου να καθορισθούν οι πολυσύνθετες τεχνικές, νομικές και διαδικαστικές λεπτομέρειες των δημοπρασιών. α. Πώς κρίνετε ότι θα πρέπει να διαμορφωθεί ο μόνιμος ΜΔΕΙ προκειμένου να συμβαδίζει με τις κατευθυντήριες γραμμές της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας; β. Πώς θεωρείτε ότι θα πρέπει να διαμορφωθεί ο ΜΑΕ; Ποιοι θα πρέπει να οριστούν ως δικαιούχοι και με βάση ποια κριτήρια;

13

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ΕΡΩΤΗΜΑ 4ο Σχεδιασμός νέου Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους Στις 23.10.2015, η ΡΑΕ έθεσε σε δημόσια διαβούλευση την πρότασή της για την τροποποίηση του Άρθρου 159 του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας με σκοπό την εισαγωγή ενός μηχανισμού μεταβατικού χαρακτήρα για την ανάκτηση του μεταβλητού κόστους των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας (νέος ΜΑΜΚ), σύμφωνα και με τις διατάξεις του τρίτου Μνημονίου. Υπενθυμίζεται ότι ο παλαιός ΜΑΜΚ σε συνδυασμό με τον «κανόνα του 30%» είχε κατηγορηθεί ότι αποτελούσε μια μορφής στρέβλωση και έμμεση επιδότηση των ηλεκτρο-παραγωγικών μονάδων φυσικού αερίου. Τα σχετικά ποσά συμπεριλαμβάνονταν στο κόστος προμήθειας και εν συνεχεία μετακυλίονταν σε όλους τους καταναλωτές. Τον προβληματισμό τους σε σχέση με την προσπάθεια επαναφοράς του έχουν εκφράσει οι μεγάλοι βιομηχανικοί καταναλωτές καθώς και οι παραγωγοί ενέργειας από ΑΠΕ κάνοντας λόγο για στρέβλωση της αγοράς, η οποία προκαλεί αύξηση των τιμών1. Ερ. Θεωρείτε πως ο νέος αυτός μηχανισμός θα είναι σε θέση να διορθώσει τις (φερόμενες ως) στρεβλώσεις του προγενέστερου και να αποδειχθεί αποτελεσματικός;

1

ι εν λόγω προβληματισμοί αποτυπώνονται εδώ στο πλαίσιο θέσης της θεματικής και δεν αξιολογούνται επί της ουσίας Ο τους από τους ερωτώντες.

14

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

ΕΡΩΤΗΜΑ 5ο Αναβάθμιση του ΛΑΓΗΕ σε ΝΕΜΟ και εναρμόνιση με τα Ευρωπαϊκά ενεργειακά πρότυπα Στο πλαίσιο της συνολικής αναδιάρθρωσης της ελληνικής ενεργειακής αγοράς σύμφωνα με τις μνημονιακές επιταγές, εντείνεται η προετοιμασία για την ολοκλήρωση της ενιαίας αγοράς ηλεκτρισμού και ειδικότερα την αναβάθμιση του ΛΑΓΗΕ σε ΝΕΜΟ (Nominated Electricity Market Operator). Ο ΛΑΓΗΕ καλείται να πιστοποιηθεί, σύμφωνα με τον Κανονισμό (ΕΕ) 2015/1222 της Επιτροπής σχετικά με τον καθορισμό κατευθυντήριων γραμμών για την κατανομή της δυναμικότητας και τη διαχείριση της συμφόρησης, που προβλέπει τα καθήκοντα των ΝΕΜΟ σε πανευρωπαϊκό επίπεδο. Μεταξύ άλλων, ο ΝΕΜΟ θα δρα ως λειτουργός της αγοράς σε εθνικό ή περιφερειακό επίπεδο ως κεντρικός αντισυμβαλλόμενος για την εκκαθάριση και τον διακανονισμό των συναλλαγών ενέργειας, που προκύπτουν τόσο από τη λειτουργία της ημερήσιας αγοράς όσο και στο πλαίσιο της σύζευξης. α. Θεωρείτε την ελληνική ενεργειακή αγορά ώριμη για την ως άνω αναπροσαρμογή; Πού εντοπίζετε τα τυχόν προβλήματα/δυσλειτουργίες που πιθανόν θα παρουσιαστούν;

15

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ΕΡΩΤΗΜΑ 6ο Τιμολογιακή πολιτική της ΔΕΗ και άνοιγμα της λιανικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας - Η κρίσιμη για την οικονομική ανάκαμψη της χώρας περίπτωση της τιμολόγησης των βιομηχανικών καταναλωτώ Οι μνημονιακές διατάξεις προβλέπουν τον εξορθολογισμό των τιμολογίων της ΔΕΗ βάσει του κόστους, μεταξύ άλλων αντικαθιστώντας την παροχή «έκπτωσης» για τους χρήστες υψηλής τάσης με τιμολόγια βάσει του οριακού κόστους παραγωγής, λαμβάνοντας υπόψη τα καταναλωτικά χαρακτηριστικά των πελατών που επηρεάζουν το κόστος. Η προσαρμογή εκάστου μοντέλου και μεθοδολογίας τιμολόγησης στα εξατομικευμένα χαρακτηριστικά των βιομηχανικών καταναλωτών/πελατών της ΔΕΗ, είναι και το νομικά ορθό ζητούμενο για την προσαρμογή της τιμολογιακής πολιτικής του κυρίαρχου προμηθευτή στις απαιτήσεις του ενωσιακού δικαίου ανταγωνισμού. α. Πώς επηρεάζεται η τιμολογιακή μεταχείριση των βιομηχανικών καταναλωτών από την απελευθέρωση της λιανικής αγοράς με την είσοδο νέων Προμηθευτών στη Μέση και Υψηλή τάση; β. Αναγνωρίζοντας την ανάγκη άμεσης, λόγω και της τρέχουσας δυσμενούς οικονομικής συγκυρίας, διευθέτησης του ζητήματος της διαχείρισης των ληξιπρόθεσμων οφειλών των εν γένει καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας από τα τιμολόγια λιανικής, η ΡΑΕ έθεσε στις 21.10.2015 σε δημόσια διαβούλευση μια σειρά προτάσεων αναφορικά με την τροποποίηση του υφιστάμενου νομικορυθμιστικού πλαισίου. Θεωρείτε ότι οι περιορισμοί που εισάγονται είναι δικαιολογημένοι στα πλαίσια της ρητής αρχής της απελευθέρωσης της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας; γ. Μετά τη θέση σε ισχύ του Κώδικα Διαχείρισης Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών καθίσταται πλέον δυνατό το άνοιγμα της αγοράς προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο των ΜΔΝ, καθώς τα άρθρα 47 και 48 του εν λόγω Κώδικα προβλέπουν συγκεκριμένη διαδικασία για τη συμμετοχή νέων Εκπροσώπων Φορτίου (Προμηθευτών) στην σχετική αγορά. Με βάση το άνοιγμα της αγοράς στα ΜΔΝ, αξιολογήστε τις ουσιαστικές δυνατότητες ανάπτυξης συνθηκών ανταγωνισμού με την είσοδο νέων Προμηθευτών στις Μη Διασυνδεδεμένες Νήσους.

16

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Β’ ΘΕΜΑΤΙΚΗ ΕΝΟΤΗΤΑ Συγκρότηση νέου πλαισίου στήριξης των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) Σύμφωνα με το Μνημόνιο, οι ελληνικές αρχές υποχρεούνται να συγκροτήσουν, έως τον Δεκέμβριο του 2015, ένα νέο πλαίσιο για τη στήριξη των ΑΠΕ, το οποίο θα εξασφαλίζει την οικονομική βιωσιμότητά τους, τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης και την αξιοποίηση σε βέλτιστο βαθμό της ευρωπαϊκής, διεθνούς και ιδιωτικής χρηματοδότησης. Το εν λόγω σχέδιο θα πρέπει να είναι συμβατό με τις Κατευθυντήριες Γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας που εξέδωσε τον Απρίλιο του 2014 η Ευρωπαϊκή Επιτροπή, ενώ βασικό άξονά του θα αποτελέσει η θέσπιση ευλόγων αποζημιώσεων, οι οποίες θα προσελκύσουν το επενδυτικό ενδιαφέρον και θα διασφαλίσουν την μακροπρόθεσμη οικονομική βιωσιμότητα των ΑΠΕ. Το υπό συζήτηση πλαίσιο για τις ΑΠΕ πρόκειται να στηριχτεί στο σύστημα των εγγυημένων διαφορικών τιμών (Feed-in-Premium). Το ύψος του premium θα πρέπει να καθορίζεται μέσω διαγωνισμών, εκτός εάν το κράτος μέλος τεκμηριώσει ότι συντρέχουν τα κριτήρια που θέτουν Κατευθυντήριες Γραμμές για εξαίρεσή του. Τέλος, υπό προϋποθέσεις, οι Κατευθυντήριες Γραμμές θεωρούν ως συμβατό και ένα σύστημα πράσινων πιστοποιητικών. α. Ποιες θεωρείτε ότι πρέπει να είναι οι βασικές παράμεροι σχεδιασμού και εφαρμογής του νέου συστήματος στήριξης των ΑΠΕ; β. Πώς θα πρέπει να ενταχθεί το νέο σύστημα αποζημίωσης των ΑΠΕ στην υπό διαμόρφωση νέα αγορά ηλεκτρισμού στο πλαίσιο της εναρμόνισης με το Target Model; Υπάρχουν ιδιαιτερότητες ή προβλήματα εκ τους γεγονότος ότι αυτή η νέα αγορά δεν είναι ακόμα έτοιμη και, εάν ναι, πώς πρέπει να αντιμετωπιστούν; γ. Πώς και υπό ποιες προϋποθέσεις θεωρείτε ότι πρέπει να υλοποιηθούν οι πρόνοιες των Κατευθυντήριων Γραμμών για απευθείας πώληση της ενέργειας ΑΠΕ στην αγορά και για την ανάληψη εκ μέρους των ΑΠΕ υποχρεώσεων αγοράς; δ. Πώς θα προστατεύουν οι υφιστάμενες και οι ώριμες επενδύσεις; ε. Πώς θεωρείτε ότι πρέπει να χειριστεί η Ελλάδα το θέμα των προβλεπόμενων στις Κατευθυντήριες Γραμμές διαγωνισμών για τον καθορισμό του premium; Αν τελικά επιλεγεί το σύστημα των διαγωνισμών, ποια τα κριτήρια σχεδιασμού και διεξαγωγής τους; στ. Έχει δρομολογηθεί και αναμένεται η θέσπιση του μέτρου της διακοψιμότητας. Το εν λόγω μέτρο θα χρηματοδοτείται από εισφορές επί του τζίρου των υφισταμένων σταθμών ΑΠΕ ως μηχανισμού για τη μείωση του ενεργειακού κόστους των βιομηχανικών καταναλωτών. Πώς τοποθετείστε από νομικορυθμιστική σκοπιά έναντι αυτού του μέτρου και του επιλεγέντος τρόπου χρηματοδότησης;

17

ΙΙ. ΧΑΙΡΕΤΙΣΜΟΣ

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Υπουργείο Περιβάλλοντος & Ενέργειας Πάνος Σκουρλέτης, Υπουργός Σας ευχαριστώ καταρχάς για την πρόσκληση. Νομίζω ότι έχει πολύ μεγάλη σημασία να βρίσκονται εδώ εκπρόσωποι όλων αυτών των φορέων. Να συζητάμε και, κυρίως, να «φωτίζουμε» πλευρές των προβλημάτων, να ανταλλάσσουμε απόψεις, να μη συμφωνούμε κατ’ ανάγκη πάντοτε και να προηγούμαστε των αποφάσεων που πρέπει να πάρουμε. Με αυτήν την έννοια θεωρώ ότι είναι εξαιρετικής σημασίας η σημερινή συζήτηση. Νομίζω ότι το Energypress έχει επαξίως καταχωρηθεί σε εκείνα τα Μέσα που είναι πιο αξιόπιστα από αυτά που έχουν μια παρουσία στην αγορά ενέργειας και μακάρι τέτοια δείγματα γραφής να υιοθετούνται και από άλλες αντίστοιχες προσπάθειες ενημέρωσης στο χώρο της ενέργειας. Το λέω αυτό, γιατί δε θέλω να κρύβω τα λόγια μου. Πολλές φορές η δημοσιογραφική δεοντολογία, η αξιόπιστη ενημέρωση, η αντικειμενική παρουσίαση των διαφόρων ζητημάτων, δεν είναι αυτή που χαρακτηρίζει διάφορα Μέσα του χώρου. Θα ήταν παράδοξο, ξεκινώντας αυτή τη σύντομη παρέμβασή μου, να μην αναφερθώ στο θέμα των τελευταίων ημερών, που αφορά στη διαπραγμάτευση και την κατάληξή της για τον ΑΔΜΗΕ. Μία συζήτηση η οποία είχε ξεκινήσει, με λιγότερο έντονους ρυθμούς, αμέσως μετά τη συμφωνία που υπογράψαμε τον προηγούμενο Αύγουστο και που, όπως γνωρίζαμε, κάπου εδώ, σ’ αυτήν την ημερομηνία θα καταλήγαμε. Έχουν γραφεί πολλά, νομίζω ότι κάποια αποτυπώνουν την πραγματικότητα, αλλά πάρα πολλά - μάλλον ίσως να οφείλεται και σε έλλειψη ενημέρωσης - δημιουργούν παρεξηγήσεις γύρω από το θέμα. Πρώτα απ’ όλα, να πούμε ότι συμφωνήσαμε - κάτι που αποτελεί και μια γενικότερη κατεύθυνση στον ευρωπαϊκό χώρο - τον πλήρη ιδιοκτησιακό διαχωρισμό του ΑΔΜΗΕ από την ΔΕΗ καθώς, ως γνωστόν, μέχρι τώρα ήταν θυγατρική της. Γιατί αυτό; Φαντάζομαι είναι κατανοητό για όλους εσάς που είσαστε άνθρωποι της αγοράς ενέργειας, ότι από τη στιγμή που μιλάμε για ένα πλαίσιο της αγοράς, ο διαχειριστής των δικτύων θα πρέπει να παίζει αντικειμενικά τον ρόλο του. Θα πρέπει να είναι ένας ανεξάρτητος και αντικειμενικός παράγοντας απέναντι στην αγορά ενέργειας. Και με αυτή την έννοια η λύση που προκρίναμε, εξασφαλίζει κατ’ αρχάς τον ιδιοκτησιακό διαχωρισμό. Το δεύτερο και πιο βασικό σημείο της συμφωνίας είναι ότι το δίκτυο, αυτό το φυσικό μονοπώλιο - γιατί δεν μιλάμε για ένα κομμάτι της αγοράς όπου θα υπάρχει ανταγωνισμός - θα ελέγχεται από το Δημόσιο. Ήταν κάτι το οποίο αποτελούσε για εμάς μία θέση αρχής, μία «κόκκινη γραμμή», ακριβώς για να μπορεί να παίξει ο δημόσιος διαχειριστής το ρόλο του, ως αντικειμενικός παίχτης στην αγορά ενέργειας και να μπορεί να διατηρηθεί στην ιδιοκτησία του Ελληνικού Δημοσίου. Θεωρώ ότι οποιαδήποτε άλλη πρόταση που θα προέβλεπε να περάσει ο νέος ΑΔΜΗΕ κάτω από τον έλεγχο και την ιδιοκτησία κάποιων ιδιωτών, δε θα συνέβαλλε με τον καλύτερο τρόπο σ’ αυτό που οι ίδιοι οι υπερασπιστές των αλλαγών που συμβαίνουν αυτή τη στιγμή πρεσβεύουν. Δηλαδή, το να παίξει ο ΑΔΜΗΕ αυτόν τον αντικειμενικό ρόλο στην αγορά. Το Δημόσιο λοιπόν θα καταλήξει τελικά, με βάση το χρονοδιάγραμμα, να διατηρήσει το 51%, αφού σε μία αρχική φάση θα έχει το 100% του νέου ΑΔΜΗΕ, και θα κινηθεί με μία λογική πώλησης του 20% σε έναν στρατηγικό επενδυτή -συνήθως ο στρατηγικός επενδυτής έχει και το μάνατζμεντ, άρα δεν είναι ο πιο κατάλληλος όρος αυτός - εν πάση περιπτώσει σε ένα επενδυτή, 19

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ο οποίος θα έχει εμπειρία γύρω από τα ζητήματα της διαχείρισης των δικτύων. Μιλάμε για έναν διεθνή TSO και όχι ευρωπαϊκό. Ήταν μια αλλαγή που, - παρόλο ότι θεωρώ πιο πιθανό ο υποψήφιος αγοραστής για το 20% να είναι ευρωπαϊκός TSO - όπως αντιλαμβάνονται όλοι όσοι έχουν να κάνουν με τη νομοθεσία που διέπει τους διεθνείς διαγωνισμούς, έπρεπε να γίνει. Αυτός θα πάρει το 20% και το υπόλοιπο 29% θα πωληθεί μέσα από το χρηματιστήριο Αθηνών. Εδώ το μεγάλο πρόβλημα, σ’ αυτό το αντικειμενικό θέμα, σ’ αυτή την υπόθεση, είναι η αποζημίωση της ΔΕΗ, η οποία θα γίνει με βάση την ελληνική νομοθεσία και στο 100%. Δεν υπάρχει περίπτωση να ρισκάρουμε τη βιωσιμότητα της ΔΕΗ μέσα από αυτή τη λύση που έχουμε επιλέξει και συμφωνήσει με τους δανειστές μας. Πώς θα γίνει αυτή η αποζημίωση; Θα γίνει και με το τίμημα το οποίο θα προέλθει από την αγορά του 20% και του 29%. Η υπόλοιπη αξία θα είναι ένα ποσοστό από τον EBIDTA του νέου ΑΔΜΗΕ σε βάθος χρόνου. Αυτό το ποσό δε θα ξεπερνά το 10% του EBIDTA, έτσι ώστε να μη δημιουργήσει προβλήματα στις νέες επενδύσεις που πρέπει να κάνει ο νέος ΑΔΜΗΕ και θα πάει σε βάθος χρόνου, έτσι ώστε να αποζημιωθεί πλήρως η ΔΕΗ, η οποία θα εγγράψει μετά από την πώληση στο Δημόσιο του νέου ΑΔΜΗΕ, αυτή την απαίτηση. Αντιλαμβάνεστε ότι είναι ένα πολύπλοκο σχέδιο, είναι μια πρόταση η οποία έχει πάρα πολλές πλευρές, άρα υπάρχει ανάγκη να επιστρατευτεί ένας διεθνής εκτιμητής, ο οποίος θα μας διαφωτίσει με την εμπειρία του. Πώς δηλαδή πρέπει να το κάνουμε, έτσι ώστε να είμαστε σύννομοι, να εξασφαλίσουμε τη ΔΕΗ, ενώ ταυτόχρονα να μην επιβαρύνουμε το νέο ΑΔΜΗΕ, για να μπορεί να ακολουθήσει το επενδυτικό του πρόγραμμα που αφορά στην υλοποίηση των διαφόρων διασυνδέσεων είτε εντός του ελληνικού χώρου, είτε σε σχέση με τις γειτονικές μας χώρες. Το μάνατζμεντ για το οποίο έγινε πάρα πολύ συζήτηση - και αυτό είναι πια ένα μόνιμο παράπονο που έχει η κυβέρνηση για τον τρόπο που τελικά διαμορφώνεται η ενημέρωση - ειπώθηκε θα παραδοθεί, ότι εν πάση περιπτώσει έχουμε προσυμφωνήσει. Το μάνατζμεντ παραμένει στο ελληνικό δημόσιο. Για την ακρίβεια δεν εκχωρείται στους ιδιώτες. Η σύνθεση του νέου Διοικητικού Συμβουλίου θα είναι σαφής, θα υπάρχει πλειοψηφία του Ελληνικού Δημοσίου και, όπως είθισται στα επιχειρηματικά ήθη, ο Διευθύνων Σύμβουλος που δεν θα είναι μέλος του Διοικητικού Συμβουλίου, θα είναι πρόσωπο κοινής αποδοχής. Νομίζω ότι με βάση αυτές τις γενικές κατευθύνσεις πετύχαμε μία λύση που είναι η καλύτερη δυνατή. Εξασφαλίζοντας ότι μπορούμε να παρακολουθήσουμε τις αλλαγές που γίνονται στον ευρωπαϊκό χώρο, αλλά ταυτόχρονα να πάμε με έναν ομαλό δρόμο σ’ αυτές τις αλλαγές, δίχως να διακινδυνεύει η ίδια η ΔΕΗ και κατ’ επέκταση η εγχώρια αγορά ενέργειας. Να αναφέρουμε εδώ ότι η αντίστοιχη ευρωπαϊκή πρακτική στη συντριπτική πλειοψηφία των ευρωπαϊκών χωρών, δεν προβλέπει την κατοχή, εκ μέρους ιδιωτών, του διαχειριστή των δικτύων υψηλής τάσης. Και ήταν από τα βασικά επιχειρήματά μας στη διαπραγμάτευση απέναντι στους δανειστές, οι οποίοι κάποια στιγμή το θέσανε. Και το ερώτημά μας ήταν: Που αλλού αυτό συμβαίνει; Θέσαμε και το άλλο ζήτημα, που το θέτουμε κάθε φορά στις συζητήσεις με τους εκπροσώπους των θεσμών. Το γεγονός δηλαδή ότι η χώρα μας είναι κάτω από ένα πρόγραμμα δημοσιονομικής εξυγίανσης, δε σημαίνει ότι έχει απολέσει τα δικαιώματά της, τα δικαιώματά της ως πλήρους μέλους της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Διότι ειλικρινά θέλω να σας πω ότι πολλές φορές ιδιαίτερα σ’ αυτό το επίπεδο των συζητήσεων, των στελεχών που απαρτίζουν τα κλιμάκια, τα τεχνικά κλιμάκια, ξεχνιέται αυτό. Ξεχνιέται και αντιμετωπίζουμε συμπεριφορές, οι οποίες θα μπορούσε να πει κανείς ότι είναι προσβλητικές. Προσβλητικές για οποιαδήποτε χώρα, όχι μόνο για την Ελλάδα. Αντίθετα, οι συζητήσεις αυτές είναι πιο εύκολες στο κεντρικό πολιτικό επίπεδο. Όταν βρέθηκα πριν από περίπου δεκαπέντε ημέρες στις Βρυξέλλες, στο περιθώριο της Συνόδου των Υπουρ20

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

γών Ενέργειας, είχα τη δυνατότητα να μιλήσω για αυτό το θέμα και θέλω να σας πω ότι δεν υπήρξε ούτε ένας που να μου είπε ότι θα πρέπει να ιδιωτικοποιήσετε τα δίκτυα. Θεωρούσαν όλοι αυτονόητο ότι αυτό θα πρέπει να είναι ένα μονοπώλιο, το οποίο θα πρέπει να το ελέγχει το Δημόσιο. Έτσι λοιπόν νομίζω ότι αυτή η μάχη κερδήθηκε. Βεβαίως αυτά τα οποία έχουμε να συζητήσουμε με τους δανειστές μας, είναι πολλά. Πριν κλείσω το θέμα του ΑΔΜΗΕ, να σας πω ότι το χρονοδιάγραμμα υλοποίησης αυτής της συμφωνίας είναι πολύ σφικτό. Πρέπει να βρεθεί τις αμέσως επόμενες ημέρες ο εκτιμητής, ο διεθνής εκτιμητής, για να μπορέσουμε να προσδιορίσουμε επακριβώς τα βήματα αμέσως μετά τις γιορτές των Χριστουγέννων και να έχει υλοποιηθεί εντός του 2016 όλος ο σχεδιασμός. Όπως σας είπα όμως, δεν σταματάνε οι συζητήσεις με τους θεσμούς μόνο στα θέματα του ΑΔΜΗΕ. Αμέσως μετά, το θέμα που θα συζητηθεί είναι τα ζητήματα των ΝΟΜΕ. Έχουμε καταθέσει κάποια πρόταση σε γενικές γραμμές, δεν έχουμε μπει επί της ουσίας σε συζήτηση μαζί τους αλλά, όπως έλεγα και σε κάποιες δημόσιες δηλώσεις μου τις προηγούμενες ημέρες, η πρόταση που ενδεχομένως έχουν στο πίσω μέρος του μυαλού τους θα είναι η επαναφορά της «μικρής ΔΕΗ», στη λογική μάλιστα ότι τα ΝΟΜΕ δεν μπορούν να λειτουργήσουν, άρα θα πρέπει να τα βάλουμε στην άκρη και να πάμε στο σχέδιο της «μικρής ΔΕΗ». Πάντοτε με σκοπό, από μεριάς τους, να πετύχουμε αυτά τα οποία υπάρχουν μέσα στη συμφωνία και αφορούν τα ποσοστά που πρέπει να έχει η ΔΕΗ μέχρι το 2020. Δεν είναι στη δική μας πρόθεση, στο δικό μας σχεδιασμό, να συζητήσουμε αυτό το ενδεχόμενο, της δημιουργίας της «μικρής ΔΕΗ». Γνωρίζετε ότι ο νόμος αυτός είναι ψηφισμένος, απλώς είναι ανενεργός. Δεν σκοπεύουμε να τον ενεργοποιήσουμε. Ούτε θεωρούμε ότι θα πρέπει η μετάβαση σε ένα νέο μοντέλο να γίνει με έναν τέτοιο βίαιο τρόπο και εις βάρος της ΔΕΗ. Όχι γιατί μας διακατέχει κάποια αντίληψη, ας την πούμε, «ΔΕΗκεντρική», αλλά κυρίως διότι δεν μπορούμε να ακολουθήσουμε μια ληστρική πολιτική, η οποία ουσιαστικά θα είναι σε βάρος της δημόσιας περιουσίας. Υπάρχουν ορισμένα δεδομένα τα οποία τα ξέρουμε και είναι η συμφωνία, κυρίως όμως υπάρχει μια στρατηγική εντός της Ευρωπαϊκής Ένωσης με σκοπό την εξασφάλιση της ενεργειακής ασφάλειας. Μέσα σε αυτό το πλαίσιο θα κινηθούμε, γνωρίζοντας ότι το τοπίο αλλάζει με ραγδαίο τρόπο στο χώρο της ενέργειας. Οι αλλαγές είναι σημαντικές. Ουσιαστικά, στο νέο μοντέλο, ο ρόλος της ΡΑΕ και του νέου ΑΔΜΗΕ θα ισοδυναμούν με την ραχοκοκαλιά και την καρδιά του Συστήματος και προφανώς ο άλλος σημαντικός πυλώνας θα είναι ο λειτουργός του Συστήματος, ο ΛΑΓΗΕ. Αυτά είναι τα δεδομένα, αλλά, επαναλαμβάνω ότι πρέπει να κινηθούμε με βάση τις ιδιομορφίες της εγχώριας αγοράς, μ’ έναν τρόπο που θα μεταφράζεται σε πολύ ώριμα και συνετά βήματα έτσι ώστε να μην έχουμε οποιουδήποτε είδους «ατυχήματα». Υπήρξανε κάποιοι που γ’ αυτή τη συμφωνία, όπως διαπιστώνω τις τελευταίες ημέρες, έχουν ενστάσεις. Θεωρώ ότι είναι αυτοί που δεν αντιλαμβάνονται ότι τα πράγματα αλλάζουν και είναι κολλημένοι σε μία λογική που μπορεί να ίσχυε τις προηγούμενες δεκαετίες. Δεύτερον, είναι αυτοί που για λόγους ιδεοληπτικούς είναι υπέρ της κάθε είδους ιδιωτικοποίησης και, τρίτον είναι αυτοί που τους βόλευε η προηγούμενη κατάσταση και ενώ, υποτίθεται, εκφράζουν μέρος του ιδιωτικού τομέα, έχουν συνηθίσει να λειτουργούν μέσα σε ένα πλαίσιο όπου ουσιαστικά η δική τους παρουσία εξασφαλίζεται από το Δημόσιο, δηλαδή είναι κρατικοδίαιτοι παίκτες στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Αυτοί οι τρεις - και νομίζω ότι θα το δούμε - τις επόμενες ημέρες, εντός εισαγωγικών συνασπίζονται και ασκούν κριτική σε μία απόφαση που θεωρώ ότι είναι 21

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

η καλύτερη δυνατή που μπορούσαμε να πετύχουμε. Αυτή που σας ανέπτυξα πριν, σε γενικές γραμμές, για τον ΑΔΜΗΕ. Από εκεί και πέρα, το μοντέλο αγοράς στο οποίο κινούμαστε αυτή τη στιγμή, που ισχύει για όλες τις ευρωπαϊκές χώρες, είναι το Target Model, που για να προχωρήσει με έναν ομαλό τρόπο στην χώρα μας, θα πρέπει να μελετηθούν σοβαρά οι αβεβαιότητες, οι ασάφειες, οι ελλείψεις, για να δούμε τι ακριβώς πρέπει να κάνουμε έτσι ώστε να αντιμετωπίσουμε τις νέες καταστάσεις, βλέποντας πως έχουν εξελιχθεί μέχρι τώρα τα πράγματα. Πάντως, σε καμία περίπτωση δεν νοείται μια συζήτηση για την ομαλή λειτουργία της αγοράς ενέργειας χωρίς διόρθωση της ανεξέλεγκτης χρήσης των - έστω- μεταβατικών μηχανισμών που στο πρόσφατο παρελθόν εμπόδιζαν την ανάπτυξη του υγειούς ανταγωνισμού. Η επαναφορά τους, για τη διασφάλιση του κόστους ενέργειας των μονάδων παραγωγής στο σύνολό τους στις νέες συνθήκες της αγοράς, θα πρέπει να αποκλείσει την καταχρηστική χρήση τους για την ανάκτηση του μεταβλητού κόστους και τη διασφάλιση επάρκειας ισχύος, που στο πρόσφατο παρελθόν - και σε συνδυασμό με τον αυθαίρετο μηχανισμό υποβολής των προσφορών έκχυσης ενέργειας στο Σύστημα - συνέθεταν μια απαράδεκτη στρέβλωση της αγοράς στο όνομα, δήθεν, του υγειούς ανταγωνισμού. Η στρέβλωση αυτή προκαλούσε υπερβολική και αδικαιολόγητη διόγκωση των δαπανών της χονδρικής αγοράς και είχε σαν συνέπεια την υπέρμετρη επιβάρυνση των προμηθευτών ηλεκτρικής ενέργειας. Αντιθέτως, η ΔΕΗ, ως προμηθευτής τελευταίας καταφυγής, αντιμετώπιζε σημαντικό πρόβλημα ρευστότητας και ραγδαία κλιμακούμενη δυσχέρεια στην εκπλήρωση των υποχρεώσεών της προς τρίτους με αποτέλεσμα η αγορά, πολλές φορές, να οδηγηθεί σε κατάρρευση. Για την εναρμόνιση της λειτουργίας της ελληνικής αγοράς με το Ενιαίο Μοντέλο Ευρωπαϊκής Αγοράς Ενέργειας, το Target Model, απαιτούνται σημαντικές διαρθρωτικές μεταρρυθμίσεις της εγχώριας αγοράς. Στις προθέσεις μας είναι η υπεράσπιση των δημόσιων επιχειρήσεων και η ρύθμιση της εγχώριας αγοράς με έναν τέτοιοι τρόπο ώστε να λειτουργεί με όρους ισότιμης πρόσβασης όλων των παραγωγών, με διαφάνεια, υγιή ανταγωνισμό και ασφάλεια. Σκοπεύουμε στην αλλαγή του θεσμικού πλαισίου της ΡΑΕ έτσι ώστε με έναν ακόμη πιο αξιόπιστο τρόπο, να λειτουργήσει ως πραγματικά ανεξάρτητη Διοικητική Αρχή. Απερίσπαστα να λειτουργεί, από οποιεσδήποτε κυβερνητικές ή επιχειρηματικές επιρροές. Επίσης, πιστεύουμε ότι η εναρμόνιση του ελληνικού συστήματος στο ευρωπαϊκό μοντέλο, προκειμένου το 2017 η χώρα μας να προωθήσει την ένταξή της στην Ενιαία Ευρωπαϊκή Αγορά, πρέπει να γίνει με την εξάλειψη της αυθαιρεσίας και των επιχειρούμενων κάθε φορά διαστρεβλώσεων, αξιοποιώντας τις επιλογές της ΕΕ που θεσμοποιεί συστηματικό έλεγχο και εποπτεία των αγορών σύμφωνα με το ευρωπαϊκό πλαίσιο κανόνων. Η ομαλοποίηση και ορθολογικοποίηση των όρων εισαγωγής των ΑΠΕ στο Εθνικό Ενεργειακό Σύστημα, που είναι και η δεύτερη ενότητα της συζήτησής μας - και είναι θετικό ότι αυτή η συζήτηση σήμερα γίνεται πριν το υπουργείο ολοκληρώσει τις προτάσεις της χώρας - είναι κάτι το οποίο θα πρέπει να γίνει απαραίτητα λαμβάνοντας υπόψη όλες τις παραμέτρους του ζητήματος. Γνωρίζουμε πολύ καλά ότι ο τρόπος που αναπτύχθηκαν οι ΑΠΕ ήταν, θα έλεγε κανείς, ιδιαίτερα ιδιόμορφος, βαλκανικός, με αποτέλεσμα σήμερα να είμαστε αντιμέτωποι με καταστάσεις οι οποίες δεν διευκολύνουν. Από την άλλη, υπάρχει το γεγονός της αφερεγγυότητας της Πολιτείας 22

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

απέναντι σε όσους επένδυσαν σε ένα πλαίσιο το οποίο πολύ γρήγορα είδαν να αλλάζει, όχι με δική τους ευθύνη. Όλα αυτά πρέπει να τα συνυπολογίσουμε για να μπορέσουμε με τον καλύτερο τρόπο να οδηγηθούμε σε ομαλότερες και πιο διαφανείς καταστάσεις. Η προστασία των Ελλήνων καταναλωτών από τις συνεχείς αυξήσεις τιμολογίων και η ειδική μέριμνα για τις ευάλωτες κοινωνικές κατηγορίες σε συνδυασμό με τις γεωγραφικές και μορφολογικές ιδιαιτερότητες της χώρας (νησιωτικές και παραμεθόριες περιοχές) πρέπει να είναι μία μόνιμη έγνοια μας. Όλα αυτά που κάνουμε πρέπει να οδηγούν σε πιο αξιόπιστες και σε πιο φθηνές υπηρεσίες για τους καταναλωτές. Προχωρούμε επίσης στις απαραίτητες ριζικές αλλαγές της εγχώριας αγοράς για την άρση των στρεβλώσεων στους εφαρμοζόμενους, έστω και προσωρινώς, μηχανισμούς της ευελιξίας, επάρκειας ισχύος και ανάκτησης μεταβλητού κόστους, προκειμένου όλες, χωρίς εξαίρεση, οι μονάδες παραγωγής ΔΕΗ και ιδιωτών να καλύπτουν το κόστος λειτουργίας τους με τη δημιουργία του θεσμού των δημοπρασιών ΝΟΜΕ. Είναι η συζήτηση που θα κάνουμε αμέσως μετά όπως σας είπα. Καταλήγοντας, θεωρώ ότι υπάρχουν αλλαγές που δεν αφορούν μόνο τον χώρο της ηλεκτρικής ενέργειας. Βλέπετε ότι μεταβάλλεται συνολικά το τοπίο σ’ αυτή την περιοχή της Ευρώπης, στην ΝΑ Ευρώπη, στα Βαλκάνια. Αλλάζουν ραγδαία τα δεδομένα. Μόνο τους δύο τελευταίους μήνες, το υπουργείο κατόρθωσε ήδη και επανεκκίνησε σχέδια τα οποία είχαν για αρκετό καιρό βαλτώσει και αναφέρομαι στο έργο του TAP και στον ελληνοβουλγαρικό αγωγό, τον IGB. Είχα τη δυνατότητα να κουβεντιάσω με τους ομολόγους μου στην Βουλγαρία, υπάρχει ο σχεδιασμός, η προοπτική, της δημιουργίας του πλωτού σταθμού LNG στην Αλεξανδρούπολη. Αντιλαμβάνεστε ότι όλα αυτά δημιουργούν νέα δεδομένα. Είχαμε πολύ ενδιαφέρουσες συζητήσεις την προηγούμενη εβδομάδα, ως κυβέρνηση, με τον Αιγύπτιο Πρόεδρο στο πλαίσιο της τριμερούς συνάντησης Αιγύπτου – Κύπρου – Ελλάδας. Ανοίγονται νέα πεδία δράσης και, αν τα δει κανείς σε συνδυασμό με την γενικότερη κατάσταση της Οικονομίας, νομίζω ότι πρέπει να είμαστε αισιόδοξοι ότι από τους πρώτους μήνες τους επόμενου έτους θα έχουμε πραγματικά ένα διαφορετικό άνεμο συνολικά στην οικονομία. Το γεγονός ότι μπορέσαμε νωρίτερα να απαντήσουμε με θετικό τρόπο, και ελπίζω οριστικό, στο θέμα της ανακεφαλαιοποίησης των τραπεζών – που αποτελούσε την «Αχίλλειο Πτέρνα» της ελληνικής Οικονομίας – είναι κάτι το οποίο πολύ σύντομα θα δούμε ότι δημιουργεί πλέον ένα διαφορετικό κλίμα. Και αυτό το κάναμε με όρους, όσο το δυνατόν περισσότερο, κοινωνικής ευαισθησίας. Νομίζω, αγαπητές φίλες και φίλοι, ότι αν και κανείς δεν μπορεί να πει ότι τα πράγματα είναι εύκολα, τα πιο δύσκολα τα έχουμε αφήσει πίσω. Οι προοπτικές είναι θετικές, αρκεί να βρούμε μεταξύ μας τον τρόπο της συνεννόησης και να κάνουμε τις άριστες επιλογές για να μπορέσουμε τελικά να πούμε ότι οι προσπάθειες, οι θυσίες, οι κόποι δεν πήγαν χαμένοι, διαψεύδοντας τις «Κασσάνδρες» και αποδεικνύοντας ότι μπορούν να υπάρχουν πολιτικές ηγεσίες, κυβερνήσεις, οι οποίες λειτουργούν με διαφορετικές αξίες, διαφορετικές προτεραιότητες και να μην βρισκόμαστε συνεχώς ως χώρα, σε έναν φαύλο κύκλο ύφεσης, αναξιοπιστίας και τελικά, να γεννιέται μεταξύ μας μια κατάσταση διαρκούς μιζέριας, γκρίνιας κι απογοήτευσης. Αυτά ήθελα να πω, σας ευχαριστώ, εύχομαι και πάλι καλή επιτυχία στις εργασίες σας, ειλικρινά θεωρώ ότι είναι μια από τις πιο σημαντικές πρωτοβουλίες που γίνονται στις ημέρες μας.

23

ΙΙΙ. ΤΟΠΟΘΕΤΗΣΕΙΣ ΕΙΣΗΓΗΤΩΝ

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ανεξάρτητος Διαχειριστής Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας Παναγιώτης Ασλάνης, Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας A.3.α. Ο μόνιμος Μηχανισμός Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος (ΜΔΕΙ), όπως αυτός θα διαμορφωθεί, θα πρέπει: • Να εξασφαλίζει την μακροχρόνια επάρκεια ισχύος και την ασφάλεια εφοδιασμού της χώρας.

• Να παρέχει κίνητρα για την κατασκευή νέων μονάδων παραγωγής συγκεκριμένης τεχνολογίας ανάλογα με τις ανάγκες του Συστήματος.

• Να μην επιτρέπει την αποκόμιση απροσδόκητα υψηλών κερδών (windfall profits) από τους παραγωγούς.

• Να είναι σύμφωνος με τις Κατευθυντήριες Γραμμές της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για τις κρατικές ενισχύσεις. Ο νέος ΜΔΕΙ θα πρέπει να αποτελέσει μέρος ενός συνολικού ανασχεδιασμού της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας βάσει του Μοντέλου Στόχου (Target Model). Ο νέος μηχανισμός δεν θα πρέπει να στηρίζεται σε ρυθμιζόμενες πληρωμές ισχύος, όπως στο παρελθόν, ώστε να αποφευχθούν τυχόν στρεβλώσεις στην αγορά. Για το σκοπό αυτό, οι ανάγκες του Συστήματος σε διαθέσιμη ισχύ, που θα καθορίζονται από τη Μελέτη Επάρκειας Ισχύος του Διαχειριστή του Συστήματος, σύμφωνα με τα πρότυπα που έχουν τεθεί από τον ENTSO-E, θα ικανοποιούνται μέσω δημοπρασιών ισχύος, στις οποίες θα συμμετέχουν οι κατανεμόμενες μονάδες παραγωγής αλλά και το φορτίο και, σε επόμενο στάδιο, οι διασυνδέσεις, όπως προβλέπεται από τις κατευθυντήριες γραμμές της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Για τον σχεδιασμό του νέου μηχανισμού υπάρχει ήδη στενή συνεργασία μεταξύ των αρμόδιων φορέων (ΡΑΕ και ΑΔΜΗΕ), ενώ έχει δημιουργηθεί ομάδα εργασίας, η οποία προετοιμάζει προσχέδιό του. Έχουν εξεταστεί οι πιθανές μορφές που μπορεί να πάρει ο μηχανισμός (reliability options, capacity obligation κ.λπ.), όπως αυτές έχουν παρουσιαστεί στις σχετικές διαβουλεύσεις της ΡΑΕ, και εξετάζεται το ενδεχόμενο υιοθέτησης μηχανισμού παρόμοιου με αυτόν που έχει προταθεί στην ΕΕ από την Ιταλία (reliability options). Πιο συγκεκριμένα, η υιοθέτηση ενός μηχανισμού του τύπου reliability options έχει επίσης το πλεονέκτημα ότι προστατεύει τους καταναλωτές από απότομες αυξήσεις των τιμών χονδρικής, κάτι που θα είναι αναγκαίο μετά την υλοποίηση του Μοντέλου Στόχου, στο οποίο πιθανόν θα προβλέπεται η κατάργηση (ή η μεγάλη αύξηση του ισχύοντος) ανώτατου ορίου τιμών (price cap). Στις δημοπρασίες του μόνιμου ΜΔΕΙ θα έχουν δικαίωμα συμμετοχής τόσον οι υφιστάμενες όσο και νέες μονάδες βάσει των αναγκών σε ισχύ που θα προκύπτουν από τη μελέτη Επάρκειας Ισχύος του Διαχειριστή. Η ανάκτηση του κόστους που θα προκύψει ως αποτέλεσμα των δημοπρασιών προβλέπεται να γίνεται με τρόπο παρόμοιο με τον υφιστάμενο, δηλαδή υπολογίζοντας την υποχρέωση του κάθε καταναλωτή βάση της συμπεριφοράς του σε ορισμένες κρίσιμες ώρες. Υπάρχει η σκέψη οι ώρες αυτές να καθορίζονται εκ των προτέρων, ώστε να δίνεται η δυνατότητα στο φορτίο να συμμετέχει ενεργά στον μηχανισμό.

25

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Α.3.β. Όσον αφορά το Μηχανισμό Ανάκτησης Ευελιξίας (ΜΑΕ), σημειώνονται τα εξής: η ευελιξία είναι ένας όρος, ο οποίος συζητείται πολύ στην Ευρώπη τελευταία, κυρίως λόγω των δυσκολιών στην εξισορρόπηση ενέργειας εξαιτίας της μεγάλης διείσδυσης μονάδων ΑΠΕ. Είναι ενδεικτικό ότι για πρώτη φορά γίνεται αναφορά από τον ENTSO-E για πιθανή έλλειψη ευέλικτης παραγωγής σε πανευρωπαϊκό επίπεδο στο Scenario Outlook & Adequacy Forecast (SO&AF) για το έτος 2015, με βάση μια εκτίμηση του υπολειπόμενου φορτίου (residual load). Το υπολειπόμενο φορτίο ορίζεται ως το πραγματικό φορτίο μείον την παραγωγή από ΑΠΕ μείον την υποχρεωτική παραγωγή (must-run generation). Στην Ευρώπη αυτή τη στιγμή δεν υπάρχουν μηχανισμοί που να αποζημιώνουν την ευελιξία. Ο όρος ευελιξία αλλά και οι δείκτες μέτρησης της ευελιξίας δεν έχουν ακόμα καθοριστεί από τον ENTSO-E. Υπάρχουν κάποιες μελέτες οι οποίες αναφέρουν τον όρο ευελιξία, όπως για παράδειγμα το Policy Paper Market Design for Demand Side Response που εκδόθηκε από τον ENTSO-E το Νοέμβριο του 2015. Στις 16.06.2014, ο ENTSO-E απάντησε στην έκθεση του ACER με τίτλο “European Energy Regulation – A Bridge to 2025“. Στο παραπάνω κείμενο, ο ENTSO-E προτείνει ως μέτρα για την αντιμετώπιση της διαφαινόμενης έλλειψης ευελιξίας κυρίως την ενσωμάτωση των ΑΠΕ στην αγορά, την ενσωμάτωση της απόκρισης του φορτίου στην αγορά, και τη δημιουργία αγορών εξισορρόπησης ενέργειας, οι οποίες να αντανακλούν το πραγματικό κόστος. Η δημιουργία αγορών ευελιξίας προτείνεται μόνο στην περίπτωση που τα παραπάνω μέτρα δεν αποδώσουν. Ο ENTSO-E αναφέρει ακόμα ότι πρέπει να αποφευχθούν μέτρα, το οποία προάγουν συγκεκριμένες τεχνολογίες μέσω επιδοτήσεων. και ότι οποιαδήποτε μέτρα ληφθούν, είτε αυτά αφορούν στην παραγωγή είτε στο φορτίο, πρέπει να είναι στο πλαίσιο οργανωμένων ανταγωνιστικών αγορών, οι οποίες θα παρέχουν αποτελεσματικά κίνητρα για επενδύσεις σε ευέλικτη ισχύ. Στο πλαίσιο αυτό, ο μόνος Μηχανισμός Αποζημίωσης Ευελιξίας που έχει προταθεί να ισχύσει – αποκλειστικά για το πρώτο δεκάμηνο του 2016 – στην Ελλάδα, είναι αυτός που προτάθηκε από τη ΡΑΕ στη Δημόσια Διαβούλευση του 2014 και τελεί υπό την έγκριση της ΕΕ. Από το 2017 είναι πιθανόν να τεθεί σε ισχύ ο μόνιμος ΜΔΕΙ, όπως αναφέρθηκε νωρίτερα. Α.4. Η εισαγωγή του Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους (ΜΑΜΚ) έγινε τον Μάιο του 2008 με προσαύξηση 5% επί του μεταβλητού κόστους, ποσοστό που αυξήθηκε σε 10% το 2010. Τον Ιούλιο του 2013, η ΡΑΕ με σχετική απόφασή της κατήργησε το ποσοστό προσαύξησης 10% επί του μεταβλητού κόστους, ενώ τον Ιανουάριο του 2014 καταργήθηκε και ο κανόνας που επέτρεπε στις μονάδες παραγωγής να κάνουν προσφορές έγχυσης κάτω από το μεταβλητό τους κόστος για το 30% της ισχύος τους. Τέλος, τον Ιούνιο του 2014, καταργήθηκε ο ανωτέρω μηχανισμός και υιοθετήθηκε ξανά τροποποιημένος τον Νοέμβριο του 2015. Το μέγιστο μηνιαίο κόστος του παλαιού μηχανισμού ανήλθε σε 79,5 εκ. € τον Ιούνιο του 2013, ενώ το μέγιστο ετήσιο κόστος ανήλθε σε 558,5 εκ. € για το έτος 2013. Από τα παραπάνω καθίσταται σαφές ότι, στο παρελθόν, οι παραγωγοί εκμεταλλεύτηκαν τον κανόνα του 30% για τις προσφορές έγχυσης καθώς και την προσαύξηση επί του μεταβλητού κόστους των μονάδων τους, προκειμένου να επιτύχουν την ένταξή τους στο πρόγραμμα ΗΕΠ και στην πραγματική λειτουργία, χωρίς ωστόσο να λαμβάνεται υπόψη το πραγματικό κόστος που δημιουργούσαν στην αγορά, με αποτέλεσμα αυτή να μην λειτουργεί με οικονομικό τρόπο. Η ολοσχερής κατάργηση του ΜΑΜΚ οδήγησε σε εντελώς αντίθετα αποτελέσματα. Ορισμένες μονάδες παραγωγής, λόγω του υφιστάμενου μοντέλου υποχρεωτικής κοινοπραξίας 26

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

(mandatory pool), στο οποίο βασίζεται η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας της Ελλάδας, με ταυτόχρονη συμβελτιστοποίηση της ενέργειας και των επικουρικών υπηρεσιών υποχρεώθηκαν να λειτουργούν αρκετές φορές με ζημία. Για το λόγο αυτό, η ΡΑΕ θέσπισε τον Νοέμβριο του 2015 έναν τροποποιημένο Μηχανισμό με μεταβατικό χαρακτήρα, μέχρι να ολοκληρωθεί η μετάβαση στο Μοντέλο Στόχου, όπου η λειτουργία μιας ξεχωριστής αγοράς εξισορρόπησης θα άρει εν πολλοίς τις συγκεκριμένες στρεβλώσεις. Αν και προβλέπεται ότι ο νέος μηχανισμός θα οδηγήσει μετά βεβαιότητας σε μικρότερο κόστος για τον καταναλωτή, ωστόσο η επάρκειά του όσον αφορά στην αποζημίωση του συνόλου των παραγωγών που λειτουργούν χωρίς να καλύπτουν το μεταβλητό τους κόστος αμφισβητήθηκε από τους Συμμετέχοντες στη σχετική δημόσια διαβούλευση που διενήργησε η ΡΑΕ. Είναι γεγονός ότι ο νέος μεταβατικός μηχανισμός θα καλύψει μόνον εν μέρει το φαινόμενο της λειτουργίας κάποιων μονάδων παραγωγής χωρίς ανάκτηση του κόστους τους από την αγορά. Απαιτείται βέβαια σε κάθε περίπτωση η παρακολούθηση από τη ΡΑΕ της λειτουργίας του νέου μηχανισμού καθώς επίσης και των δηλώσεων των τεχνοοικονομικών στοιχείων των μονάδων παραγωγής, ώστε να αρθούν τυχόν στρεβλώσεις από τη λειτουργία του. Η δημιουργία, σύμφωνα με το Μοντέλο Στόχο, ενός καθαρά οικονομικού ΗΕΠ αλλά και της ενδο-ημερήσιας αγοράς, της αγοράς επικουρικών υπηρεσιών και της αγοράς εξισορρόπησης αναμένεται να δώσει στους παραγωγούς τα απαραίτητα «εργαλεία» ώστε να προβούν στη βέλτιστη διαχείριση των μονάδων τους και να ανακτούν το μεταβλητό τους κόστος.

B.α. Στους γενικούς στόχους του υπό κατάρτιση Κώδικα Εξισορρόπησης Ενέργειας (Network Code for Balancing Energy) του ENTSO-E συγκαταλέγεται η διευκόλυνση της συμμετοχής των ΑΠΕ στις αγορές. Επίσης, στον ορισμό των Παρόχων Ενέργειας Εξισορρόπησης (Balancing Service Providers) έχουν περιληφθεί και οι μονάδες ΑΠΕ, ενώ υπάρχει απαίτηση τα προϊόντα εξισορρόπησης ενέργειας (Standard Products for Balancing Energy) που θα σχεδιαστούν να διευκολύνουν την συμμετοχή των μονάδων ΑΠΕ. Η μεθοδολογία και οι επιπτώσεις της ένταξης των μονάδων ΑΠΕ στις αγορές ηλεκτρικής ενέργειας είναι ένα θέμα επί του οποίου έχουν γίνει αρκετές μελέτες και συνεχίζει να απασχολεί τόσο την επιστημονική κοινότητα όσο και τους Ρυθμιστές και τους Διαχειριστές. Μάλιστα, τον Απρίλιο του 2014 εγκαινιάστηκε το πρόγραμμα MARKET4RES, το οποίο χρηματοδοτείται από την ΕΕ (Intelligent Energy Europe Programme), στο οποίο συμμετέχουν κορυφαία ευρωπαϊκά ερευνητικά ιδρύματα καθώς και Διαχειριστές και εταιρείες που σχετίζονται με τις ΑΠΕ. Το παραπάνω πρόγραμμα προβλέπεται να ολοκληρώσει τις εργασίες του τον Σεπτέμβριο του 2016 και έχει σκοπό να διεξάγει δημόσιο και διαφανή διάλογο αναφορικά με την συμμετοχή των ΑΠΕ στο Μοντέλο Στόχο, να κάνει προτάσεις όσον αφορά το νομικό και ρυθμιστικό πλαίσιο, και να προδιαγράψει ένα λεπτομερές σχέδιο μετάβασης στο νέο πλαίσιο λειτουργίας των ΑΠΕ. Στη μελέτη με τίτλο «Βασικές Αρχές Σχεδιασμού και Χρονοδιάγραμμα Ενεργειών για την Προσαρμογή της Εγχώριας Αγοράς Ηλεκτρισμού στις Απαιτήσεις του Ευρωπαϊκού Μοντέλου Στόχου (EU Target Model)», η οποία διενεργήθηκε για λογαριασμό της ΡΑΕ, του ΑΔΜΗΕ και του ΛΑΓΗΕ προκειμένου για την αναδιοργάνωση της αγοράς ηλεκτρισμού στην Ελλάδα και τέθηκε σε δημόσια διαβούλευση από τη ΡΑΕ στις 30/9/2014, προβλέπεται η συμμετοχή των ΑΠΕ με ισχύ μεγαλύτερη των 10MW στην αγορά μετά την πάροδο ενός ικανού χρονικού διαστήματος, απαραίτητου για την προετοιμασία των παραγωγών από ΑΠΕ.

27

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Οι εν λόγω παραγωγοί θα πρέπει να είναι έτοιμοι να αναλάβουν τα ακόλουθα: • Πρόβλεψη παραγωγής.

• Συμμετοχή στην Forward και την OTC (Over the Counter) αγορά.

• Υποβολή προσφορών στην προ-ημερήσια αγορά.

• Συμμετοχή στην ενδο-ημερήσια αγορά με στόχο ελαχιστοποίησης των αποκλίσεων τους.

• Πιθανή συμμετοχή στην αγορά εξισορρόπησης.

B.στ. Με το Ν.4203/2013 τροποποιήθηκε ο Ν.4001/2011 και προστέθηκαν διατάξεις σχετικά με την Υπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου, το Μεταβατικό Τέλος Ασφάλειας Εφοδιασμού και τον Ειδικό Λογαριασμό Αποθεματικού Ασφάλειας Εφοδιασμού. Βάσει του παραπάνω νόμου, κατά τον υπολογισμό του Μεταβατικού Τέλους Ασφάλειας Εφοδιασμού λαμβάνεται υπόψη η επίδραση κάθε κατηγορίας Μονάδων Παραγωγής στην ασφάλεια εφοδιασμού. Ομοίως, στην έγκριση του μέτρου από την ΕΕ στις 16.10.2014 αναφέρονται δύο σενάρια που καταδεικνύουν την ανάγκη για την Υπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου, και τα οποία βασίζονται στην μη διαθεσιμότητα συμβατικών μονάδων παραγωγής και στην στοχαστική συνεισφορά των μονάδων ΑΠΕ στην κάλυψη του φορτίου. Θεωρώντας λοιπόν ότι οι ανάγκες που θα καλυφθούν από την Υπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου δημιουργούνται από τη ‘συμπεριφορά’ των μονάδων παραγωγής, οι Ελληνικές αρχές κρίνουν ότι η χρηματοδότηση του μέτρου από τις μονάδες παραγωγής είναι αιτιολογημένη. Το συγκεκριμένο μέτρο έχει περιορισμένο χρόνο ζωής καθώς, σύμφωνα με την απόφαση της ΕΕ, λήγει τον Οκτώβριο του 2017, ενώ στο μέλλον η Υπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου δεν θα είναι απαραίτητη με αυτή τη μορφή αφού η συνεισφορά του φορτίου θα ενσωματωθεί στην αγορά εξισορρόπησης ενέργειας που θα δημιουργηθεί στο πλαίσιο του Μοντέλου Στόχου, αλλά και στον σχεδιαζόμενο Μηχανισμό Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος.

Ελληνικός Σύνδεσμος Ανεξάρτητων Εταιριών Ηλεκτρικής Ενέργειας Γεώργιος Στάμτσης, Γενικός Διευθυντής Α.1.α. Η ελληνική αγορά ηλεκτρισμού πάσχει από σοβαρό έλλειμμα ανταγωνισμού τόσο στην παραγωγή όσο και στην προμήθεια ηλεκτρισμού, που δεν οφείλεται ούτε στην έλλειψη επενδύσεων, ούτε στην απουσία διάθεσης ανταγωνισμού. Είναι απόρροια του ότι η ΔΕΗ εξακολουθεί, 16 χρόνια μετά το νομικό άνοιγμα της αγοράς, να διατηρεί πρακτικά την αποκλειστική πρόσβαση και εκμετάλλευση σε λιγνίτες και υδροηλεκτρικά, γεγονός το οποίο οδηγεί στο να κατέχει το 94% της προμήθειας ηλεκτρισμού. Δεν πρέπει να ξεχνάμε πως οι δημοπρασίες ΝΟΜΕ προέκυψαν ως μέτρο ενίσχυσης του ανταγωνισμού στην προμήθεια (και όχι στην παραγωγή), μέσω της χορήγησης σε τρίτους προμηθευτές της δυνατότητας να αγοράζουν λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή. Και βέβαια δεν πρέπει να ξεχνάμε ότι οι δημοπρασίες ΝΟΜΕ δεν δίνουν λύση στην έλλειψη ανταγωνισμού σε 28

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

όλο το εύρος της ηλεκτροπαραγωγής, καθώς δεν επιτρέπουν τον έλεγχο του κόστους παραγωγής από τρίτους, αλλά απλά τους δίνουν πρόσβαση στην παραγόμενη ενέργεια, το κόστος της οποίας καθορίζεται από τυχόν ανεπάρκειες του ενός και μόνο παραγωγού. Σε κάθε περίπτωση, και παρότι θεωρούμε το ΝΟΜΕ μόνο ως ένα πρώτο βήμα για να αναπτυχθεί ανταγωνισμός στην αγορά ηλεκτρισμού, πιστεύουμε ότι πρόσβαση πρέπει να έχει οποιοσδήποτε διαθέτει άδεια προμήθειας και τηρεί τα εχέγγυα φερεγγυότητας και αξιοπιστίας για μακροχρόνια δραστηριοποίηση στην προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα. Από εκεί και πέρα είναι θέμα της ΡΑΕ να σχεδιάσει τις δημοπρασίες και εμείς θα μπορούμε να τοποθετηθούμε πιο συγκεκριμένα όταν υπάρχει ένας ξεκάθαρος σχεδιασμός, στο πλαίσιο σχετικής κι επίσημης δημόσιας διαβούλευσης. Α.1.β. Κατ’ αρχήν δεν θα πρέπει να συσχετίζεται η εκάστοτε τιμή του φυσικού αερίου με το σχεδιασμό δημοπρασιών ενέργειας που αφορούν σε πόρους με διαφορετικά κοστολογικά χαρακτηριστικά. Είναι προφανώς αρμοδιότητα της ΡΑΕ να διαμορφώσει την κατάλληλη μεθοδολογία. Σε κάθε περίπτωση, εάν ο στόχος είναι η αύξηση του ανταγωνισμού στη λιανική και η διεύρυνση του μεριδίου των εναλλακτικών προμηθευτών, θα πρέπει το δημοπρατούμενο προϊόν να είναι ελκυστικό, υπό την έννοια ότι θα πρέπει να δίνει την δυνατότητα στους προμηθευτές να προσφέρουν ανταγωνιστικές τιμές στους καταναλωτές κι έτσι να διεισδύσουν περαιτέρω στην αγορά της λιανικής. Οι εναλλακτικοί προμηθευτές έχουν καταδείξει στην πράξη ότι μεταφέρουν στον καταναλωτή το τελικό όφελος αρκούμενοι σε χαμηλά ποσοστά κέρδους. Α.2.α. Αυτό που πραγματικά ενδιαφέρει όλους τους συμμετέχοντες στην αγορά - άρα και τους καταναλωτές ηλεκτρισμού - είναι το να μπορεί ο Διαχειριστής, με την όποια μορφή θα έχει, να εγγυάται τον ανταγωνισμό και την ισότιμη αντιμετώπιση όλων των συμμετεχόντων. Ένας από τους δείκτες ισοβαρούς αντιμετώπισης είναι ο τρόπος υλοποίησης των πληρωμών/απαιτήσεων από το Διαχειριστή προς τους συμμετέχοντες στην αγορά, έτσι ώστε να μην καταλήγουν να βρίσκονται κάποιοι από τους συμμετέχοντες σε δυσμενέστερη οικονομική θέση από άλλους, με ό,τι αυτό συνεπάγεται για την ανταγωνιστική τους θέση στην αγορά. Τέλος, η οποιαδήποτε μέθοδος διαχωρισμού επιλεχθεί θα πρέπει να διασφαλίζει την απαραίτητη κεφαλαιακή επάρκεια του Διαχειριστή, προκειμένου να μπορεί να ανταποκριθεί στο απαιτητικό πρόγραμμα εκτέλεσης διασυνδέσεων με στόχο την βελτίωση της ασφάλειας εφοδιασμού, τη μείωση του κόστους προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας καθώς και την περαιτέρω διείσδυση των ΑΠΕ. Α.2.β. Το ζήτημα αυτό αφορά το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας, τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και τη ΔΕΗ. Σε κάθε περίπτωση βέβαια, πρέπει να επαναλάβουμε ότι η οποιαδήποτε λύση επιλεγεί δεν θα πρέπει να οδηγήσει στη δημιουργία νέων καθυστερήσεων ή και άλλων οικονομικών προβλημάτων στη λειτουργία του συνόλου της αγοράς ηλεκτρισμού. Α.2.γ. Όπως είπαμε και προηγουμένως, το μοντέλο που θα επιλεγεί για τον ΑΔΜΗΕ είναι βασικό θέμα ενεργειακής πολιτικής και αποτελεί αρμοδιότητα της κυβέρνησης. Σε κάθε περίπτωση, η Ευρωπαϊκή εμπειρία είναι δεδομένη την τελευταία δεκαετία και από αυτήν μπορούν να συναχθούν χρήσιμα κι επωφελή συμπεράσματα για να επιλεγεί και η βέλτιστη λύση στην περίπτωση της Ελλάδας.

29

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Είναι όμως πολύ σημαντικό να τονίσουμε ότι, ειδικά στην περίπτωση της χώρας μας, δεν αναζητούμε απλά μια λύση όσον αφορά το Διαχειριστή Συστήματος που θα ενισχύει τον ανταγωνισμό στην αγορά. Για την εθνική οικονομία είναι ιδιαίτερα κρίσιμο ο Διαχειριστής Συστήματος να είναι σε θέση να υλοποιήσει τα αμέσως προσεχή χρόνια ένα πολύ φιλόδοξο επενδυτικό πλάνο με νέες γραμμές και διασυνδέσεις (διεθνείς κι εσωτερικές) έτσι ώστε α) να πάψει η ηλεκτρική απομόνωση των νησιών μας και β) να ενσωματωθεί αποτελεσματικά η χώρα στην Ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρισμού, με απώτερο σκοπό να μειωθεί σημαντικά το κόστος ηλεκτρισμού για τους ελληνικά νοικοκυριά και τις επιχειρήσεις. Για παράδειγμα, το γεγονός ότι εδώ και δεκαετίες δεν προχωράει η ηλεκτρική διασύνδεση της Κρήτης, με αποτέλεσμα οι καταναλωτές να επιβαρύνονται με επιπλέον 400 εκατ. ευρώ το χρόνο προκειμένου να χρηματοδοτήσουν την ηλεκτροδότηση του συγκεκριμένου νησιού από ακριβές και ρυπογόνες πετρελαϊκές μονάδες, συνδέεται άμεσα με τον ΑΔΜΗΕ και την οικονομική αδυναμία υλοποίησης του έργου, το κόστος του οποίου δεν ξεπερνά το 1 δις ευρώ και θα μπορούσε να αποσβεστεί κατά συνέπεια σε μόλις τρία χρόνια. Α.3.α. Η πρόθεση σχεδιασμού μίας μόνιμης αγοράς για τη Διασφάλιση Ισχύος, αναγνωρίζει ουσιαστικά δύο καίριες προκλήσεις που αντιμετωπίζει και θα αντιμετωπίζει το ελληνικό Ηλεκτρικό Σύστημα, ήτοι το ζήτημα της επάρκειας ισχύος καθώς και αυτό της επάρκειας ευελιξίας. Ως προς την επάρκεια ισχύος και ασφάλειας τροφοδοσίας, στο πλαίσιο της δημόσιας συζήτησης στη χώρα μας αναδεικνύεται πολλές φορές μια εφησυχαστικά λανθασμένη αντίληψη, να επικαλούμαστε δηλαδή την εγκατεστημένη ισχύ, αντί να αξιολογούμε την ετοιμότητα του Ηλεκτρικού Συστήματος να αντιμετωπίσει κάθε είδους δύσκολες καταστάσεις (όπως υψηλές αιχμές ζήτησης ή ταχείες μεταβολές λόγω των κυμαινόμενων ΑΠΕ) στη βάση της διαθέσιμης ισχύος. Η μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ συνεισέφερε πράγματι στη σημαντική αύξηση της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος στην Ελλάδα, που στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα είναι ήδη περίπου 17.000 MW. Όμως, η ισχύς που ο Διαχειριστής έχει κάθε στιγμή στη διάθεση του, η διαθέσιμη λοιπόν ισχύς, είναι λίγο πάνω από τα 10.000 MW, ενώ αν ληφθεί υπόψη ότι από 1/1/2016 το 40% περίπου των λιγνιτικών μονάδων εισέρχεται σε καθεστώς περιορισμένων ωρών λειτουργίας, το μέγεθος μειώνεται περαιτέρω κατά πάνω από 1.300MW, επομένως τα διαθέσιμα ανά πάσα στιγμή MW στο Διαχειριστή θα είναι λιγότερα από 9.000. Επιπλέον, λόγω της οικονομικής κρίσης η ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια σημείωσε κάμψη τα προηγούμενα χρόνια - κυρίως βέβαια την πρώτη περίοδο - και δεν αυξήθηκε όπως αναμενόταν πριν το ξεκίνημα της οικονομικής ύφεσης. Όμως, τον Ιούλιο του 2015, κι εν μέσω capital control, η μέγιστη ζήτηση άγγιξε πάλι σχεδόν τα 10.000 MW και ικανοποιήθηκε επειδή ακριβώς υπήρχαν διαθέσιμες οι κατανεμόμενες μονάδες των ιδιωτών και της ΔΕΗ. Ακόμα και η εικόνα της αγοράς το Δεκέμβριο δείχνει την καθημερινή αναγκαιότητα των μονάδων των ιδιωτών ηλεκτροπαραγωγών, οι οποίες καλύπτουν 20-25% της ζήτησης και προσφέρουν σε καθημερινή βάση μέσω της ευέλικτης λειτουργίας τους σε cycling modus (αναβοσβήνοντας) τα αναγκαία MW για τις ανάγκες ramping του Συστήματος για την κάλυψη της μεταβολής των ΑΠΕ. Παράλληλα, σε καθημερινή βάση απαιτείται να υπάρχει διαθέσιμη σημαντική ποσότητα ευέλικτης ισχύος για να καλύπτει τις μεγάλες διακυμάνσεις των Ανανεώσιμων Πηγών. Οι διακυμάνσεις αυτές στην περίπτωση της Ελλάδας, ως χώρας του Νότου, καθορίζονται κυρίως από την αυξομείωση 30

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

της φωτοβολταϊκής παραγωγής που ακολουθεί ένα συγκεκριμένο μοτίβο, για την εξυπηρέτηση του οποίου απαιτείται η σε μακροχρόνια βάση διασφάλιση της απαραίτητης ευέλικτης ισχύος. Από τα δύο αυτά δεδομένα κάθε καλόπιστος παρατηρητής συνάγει το συμπέρασμα ότι, όσον αφορά την Ελλάδα, δεν μπορούμε να μιλάμε για υπερεπάρκεια ισχύος, κάτι που αναδεικνύεται μέσα και από τις μελέτες επάρκειας πόρων τόσο του ΕΝTSO-E, όσο και του ΑΔΜΗΕ. Ως προς το θέμα της συμβατότητας του Μόνιμου Μηχανισμού με τις κατευθυντήριες της Κομισιόν, όπως αποδεικνύει η έγκριση τον Ιούνιο του 2014 σχετικού μηχανισμού για την αγορά της Αγγλίας, που απείρως πιο ώριμη κι οργανωμένη είναι από την ελληνική, είναι εφικτή εφόσον καλύπτονται βασικές προϋποθέσεις που ορίζουν οι κατευθυντήριες, όπως π.χ. το να είναι ο Μηχανισμός ανοιχτός και σε άλλες χώρες και η αμοιβή να προκύπτει μέσω ανταγωνιστικών διαδικασιών. Α.3.β. Η νέα μόνιμη αγορά ισχύος/ευέλικτης ισχύος θα πρέπει να είναι σε θέση να αντιμετωπίσει τις προκλήσεις τόσο για την κάλυψη των αιχμών ζήτησης (επάρκεια ισχύος), όσο και για την κάλυψη των διακυμάνσεων των ΑΠΕ (επάρκεια ευέλικτης ισχύος). Ο δε δεύτερος αυτός πυλώνας, της ευελιξίας, αναδεικνύεται συνεχώς τα τελευταία χρόνια από τους ENTSO-E, IEA και ACER, ως μια πολύ βασική ανάγκη και στόχευση των μελλοντικών ηλεκτρικών συστημάτων και αγορών. Κατ’ επέκταση, και όπως καταδεικνύει και η, εξ’ όσων γνωρίζουμε, εισαγωγή με ένα χρόνο καθυστέρηση προσωρινού μηχανισμού αμοιβής της ευελιξίας για το 2016, το θέμα της ευελιξίας πρέπει να αντιμετωπιστεί αποτελεσματικά και σε μόνιμη βάση, καθώς επηρεάζει σε μεγάλο βαθμό την ευστάθεια του Ηλεκτρικού Συστήματος της χώρας και, όσο αυξάνεται η διείσδυση των ΑΠΕ στην πορεία προς μία οικονομία χαμηλού άνθρακα, η ευελιξία θα διαδραματίζει όλο και πιο σημαντικό ρόλο. Η κάλυψη των αναγκών του Συστήματος σε ευελιξία ισχύος προέρχεται κυρίως από τις ευέλικτες κατανεμόμενες μονάδες, δηλαδή τις μονάδες φυσικού αερίου καθώς και τις υδροηλεκτρικές μονάδες στο βαθμό που το επιτρέπουν τα υδατικά τους αποθέματα. Ως πραγματική ανάγκη, η ευελιξία θα πρέπει μέσω της αγοράς να οδηγεί και σε πραγματική αμοιβή, αλλιώς θα έχουμε το φαινόμενο του free-riding το οποίο βραχυπρόθεσμα μπορεί να εξυπηρετεί κάποιους αλλά πολύ γρήγορα με την οικονομική βλάβη που προκαλεί οδηγεί σε χειρότερη οικονομική θέση όλους τους συμμετέχοντες στην αγορά. Α.4. Η ολοσχερής κατάργηση του πυρήνα του Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους το καλοκαίρι του 2014 θα μείνει στην ιστορία, αφού κατέστησε την ελληνική αγορά ηλεκτρισμού τη μοναδική περίπτωση σε διεθνές επίπεδο, που λειτουργεί με το μοντέλο της υποχρεωτικής κοινοπραξίας και δεν διαθέτει μηχανισμό ανάκτησης κόστους/προσφορών. Είναι ενδεικτική του λαϊκισμού που επικρατεί στην εγχώρια αγορά ενέργειας και οι αναφορές στα θέματα ενός μηχανισμού που έχει καταργηθεί εδώ και 18 μήνες είναι τουλάχιστον άνευ ουσίας. Τα ίδια τα αποτελέσματα της αγοράς κατέστησαν σαφές το ζήτημα που ανέκυπτε με τη δημιουργία μίας de facto δημευτικής αγοράς, όπου οι συμμετέχοντας υποχρεώνονταν σε λειτουργία επί ζημία, πέρα από κάθε επιχειρηματική και οικονομική λογική.

31

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Εν προκειμένω, έχει ολοκληρωθεί η διαβούλευση για το θέμα κι ως προς την αποτελεσματικότητα του σχεδίου που δημιούργησε η νέα ΡΑΕ, αυτό θα διαφανεί στην πορεία, αφού οι συμμετέχοντες είχαν εξαιρετικά ελάχιστο χρόνο στη διάθεσή τους για να αξιολογήσουν ουσιαστικά τον προτεινόμενο μηχανισμό και να τοποθετηθούν επαρκώς, παρά την αίτηση για παράταση της διαβούλευσης που κατέθεσε ο ΕΣΑΗ, και η οποία δεν έγινε αποδεκτή από τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας.

A.5. Το σημαντικό είναι να δημιουργηθεί επιτέλους η ενδο-ημερήσια αγορά και να συμπληρωθεί ο σχεδιασμός με προθεσμιακή αγορά κι αγορά εξισορρόπησης. Δυστυχώς η διαδικασία δεν προχωρά με ικανοποιητικούς ρυθμούς. Τα ειδικά θέματα προσαρμογής μπορεί καλύτερα να τα αναπτύξει ο ΛΑΓΗΕ.

A.6.α. Η πραγματική απελευθέρωση της αγοράς ενέργειας σε επίπεδο παραγωγής και ο επί ίσοις όροις ανταγωνισμός στην ελληνική αγορά ηλεκτρισμού μπορούν να λειτουργήσουν καταλυτικά για τη μείωση του ενεργειακού κόστους και την προσφορά ενέργειας με οικονομικότερους και αποδοτικότερους όρους στους καταναλωτές, και άρα και στους καταναλωτές μέσης και υψηλής τάσης. Πρέπει πια από όλους να έχει γίνει κατανοητό ότι ο ανταγωνισμός φέρνει καλύτερα τιμολόγια, κι όχι η δέσμευση σε μονοπωλιακές καταστάσεις. Οι επιχειρήσεις της Μέσης Τάσης που ήδη έχουν επιλέξει τους ιδιώτες προμηθευτές απολαμβάνουν ήδη των σχετικών οφελών. Ανταγωνισμός λοιπόν τώρα για να έχουν όλες οι ελληνικές επιχειρήσεις ουσιαστική δυνατότητα επιλογής. Α.6.β. Κανένας σώφρων προμηθευτής δεν επιδιώκει τη συσσώρευση ληξιπρόθεσμων οφειλών και καμία υπεύθυνη και συνετή εταιρεία δεν στοχεύει στην προσέλκυση πελατών που μόνο ζημία μπορούν να προκαλέσουν έναντι μίας πρόσκαιρης αύξησης του μεριδίου της στην αγορά. Κάθε προμηθευτής υποχρεούται – όπως ορίζει ο Κώδικας Προμήθειας Ηλεκτρικής Ενέργειας – να μεριμνά για την είσπραξη των οφειλών και να διευθετεί με τους πελάτες του τα όποια ζητήματα υπάρχουν στο πλαίσιο της εθνικής νομοθεσίας. Η μετακίνηση πελατών προς τους εναλλακτικούς προμηθευτές, οι οποίοι έχουν συνολικό μερίδιο αγοράς που δεν ξεπερνά το 6% και ετήσιο τζίρο που δυνητικά μπορεί να φθάσει το 2015 τα 280 εκατ. ευρώ, δεν μπορεί να ευθύνεται για τις ληξιπρόθεσμες οφειλές προς την δεσπόζουσα ΔΕΗ, οι οποίες πια ανέρχονται σε πάνω από δυο δισεκατομμύρια ευρώ. Οφείλουμε να αντιμετωπίζουμε το πρόβλημα στην πηγή του και όχι να καταφεύγουμε σε διοικητικούς περιορισμούς με αμφίβολο αποτέλεσμα, που όχι μόνο δεν δίνουν απάντηση στο ζήτημα, αλλά κυρίως προκαλούν σοβαρότατα εμπόδια στην απελευθέρωση της αγοράς, ενώ εμπνέουν και αμφιβολίες ως προς τη συμβατότητά τους με βασικές αρχές της ευρωπαϊκής και της εθνικής νομοθεσίας. Α.6.γ. Για να γίνει ουσιαστικό το άνοιγμα, θα πρέπει να υπάρξουν ορισμένες προϋποθέσεις. Πιο συγκεκριμένα, σύμφωνα με το υφιστάμενο πλαίσιο, οι Προμηθευτές που δραστηριοποιούνται σε ένα Σύστημα ΜΔΝ οφείλουν να καταβάλλουν το πλήρες κόστος παραγωγής της ενέργειας που απορροφάται από τους καταναλωτές που εκπροσωπούν, ενώ ταυτόχρονα οφείλουν να 32

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

προσφέρουν την ενέργεια αυτή με τιμολογήσεις ίδιες, ανά κατηγορία καταναλωτή, με αυτές του Διασυνδεδεμένου Συστήματος. Το υπερβάλλον κόστος που υφίστανται οι Προμηθευτές που δραστηριοποιούνται στα ΜΔΝ σε σχέση με την αντίστοιχη δραστηριοποίησή τους στο Διασυνδεδεμένο Σύστημα, θεωρητικά ανακτάται μέσω του οφειλόμενου σε αυτούς ανταλλάγματος ΥΚΩ. Τυχόν έλλειμμα ή πλεόνασμα του ανταλλάγματος ΥΚΩ που προκύπτει στο τέλος του ημερολογιακού έτους συνυπολογίζεται στον καθορισμό χρεώσεων ΥΚΩ επόμενων ετών. Επί του παρόντος, ο τελευταίος υπολογισμός του ανταλλάγματος για την κάλυψη παροχής ΥΚΩ στα ΜΔΝ, ο οποίος ισχύει και σήμερα, αφορά στο έτος 2011. Εν τούτοις, η διαφορά αυτή μεταξύ προϋπολογισθέντος και απολογιστικού ετήσιου ανταλλάγματος για τις ΥΚΩ για τα τελευταία τρία έτη, δεν έχει ισοζυγιστεί μέχρι σήμερα, ενώ μάλιστα η προαναφερθείσα διαφορά για ένα έτος αντιπροσωπεύει περίπου το 30% του μέσου τιμολογίου που προσφέρουν οι Προμηθευτές στους τελικούς καταναλωτές. Καθίσταται επομένως σαφές ότι το τόσο υψηλό θεσμικό και οικονομικό ρίσκο που συνεπάγεται η εν λόγω δραστηριότητα, αποτελεί σημαντικό εμπόδιο εισόδου εναλλακτικών προμηθευτών στη αγορά ΜΔΝ και καθιστά το άνοιγμά της πρακτικά πολύ δύσκολο.

Ελληνικός Σύνδεσμος Εμπόρων και Προμηθευτών Ηλεκτρικής Ενέργειας Κωνσταντίνος Αθανασιάδης, Πρόεδρος Α. Η Ελληνική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας χαρακτηρίζεται από πλήθος στρεβλώσεων και δυσλειτουργιών που εμποδίζουν την εύρυθμη λειτουργία της. Όσοι δραστηριοποιούνται στο χώρο ανέμεναν σημαντική βελτίωση μέσω της αναδιοργάνωσης της Χονδρεμπορικής Αγοράς ώστε να ανταποκρίνεται στις απαιτήσεις του Μοντέλου Στόχου (Target Model) της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Δυστυχώς όμως, αντί να ασχολούμαστε με το δομικό αυτό μετασχηματισμό της Αγοράς, επικεντρωνόμαστε για άλλη μία φορά σε επιμέρους θέματα, όπως αυτά τίθενται από τους εταίρους μας μέσω των μνημονίων. Η Αγορά Λιανικής χαρακτηρίζεται ακόμα από υπερσυγκέντρωση, με τη δεσπόζουσα επιχείρηση να διατηρεί ποσοστά άνω του 96%. Συχνά ως αιτία αναφέρεται η αποκλειστική πρόσβαση σε συγκεκριμένες παραγωγικές πηγές (λιγνίτες και νερά). Όντως, σε μία ελεύθερη και ανταγωνιστική αγορά δεν νοείται ένας εκ των συμμετεχόντων να διαθέτει αποκλειστική πρόσβαση σε οποιαδήποτε παραγωγική πηγή. Για το λόγο αυτό, το Δικαστήριο των Ευρωπαϊκών Κοινοτήτων καταδίκασε την Ελλάδα και επικύρωσε την απόφαση της Ευρωπαϊκής Επιτροπής να δοθεί πρόσβαση στο 30% της παραγωγής από λιγνίτες και νερά στους ανταγωνιστές της Δ.Ε.Η. Ως μέτρο άμεσης εφαρμογής, το Ελληνικό Κράτος πρότεινε δημοπρασίες ανάλογες με αυτές που επιβλήθηκαν στην EDF στη Γαλλία. Επίσης, σε μία προσπάθεια αντιγραφής των πεπραγμένων της Ιταλίας όταν άνοιξε η εκεί αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, νομοθετήθηκε η απόσχιση του 30% της Δ.Ε.Η σε νέα εταιρεία (Μικρή Δ.Ε.Η.) με στόχο την ιδιωτικοποίηση της. Ωστόσο, κανείς δεν αξιολόγησε αν τα συγκεκριμένα μέτρα ανταποκρίνονται στις απαιτήσεις της Ελληνικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και αν οι οικονομικές συνθήκες είναι κατάλληλες για την επιτυχή έκβασή τους. Επίσης, ο σχεδιασμός τους ήταν αρκετά πρόχειρος, με αποτέλεσμα να εγείρονται πλήθος 33

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ερωτημάτων αναφορικά με την δυνατότητα να υλοποιηθούν και να προσφέρουν το επιθυμητό θετικό αντίκτυπο. Ως αποτέλεσμα, εδώ και 2 χρόνια «συζητάμε» και «σχεδιάζουμε» τις δημοπρασίες τύπου NOME, τροποποιώντας το πλαίσιο εφαρμογής και αδυνατώντας να ορίσουμε τη βασική παράμετρο, ήτοι την τιμή. Ο λόγος είναι απλός: Για άλλη μία φορά προσπαθούμε να χρησιμοποιήσουμε ένα εργαλείο για να λύσουμε προβλήματα που δεν το αφορούν. Οι δημοπρασίες τύπου ΝΟΜΕ δε συνδέονται άμεσα με τη μείωση της τιμής στη βιομηχανία, αλλά ούτε και με τη διόρθωση δομικών στρεβλώσεων της Ελληνικής Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και τους περιορισμούς που υφίστανται λόγω της υποχρεωτικής αγοράς (Mandatory Pool). Για το λόγο αυτό και δεν απαντούν σε βασικά ερωτήματα, όπως: • Αν κάποιοι εκ των εναλλακτικών προμηθευτών αποκτήσουν πρόσβαση σε αυτές τις πηγές θα μπορέσουν να ανταγωνιστούν τη Δ.Ε.Η. σε όλες τις κατηγορίες πελατών; Τότε γιατί τίθεται θέμα πελατειακού μείγματος στο ΝΟΜΕ; Προφανώς επειδή υφίστανται ακόμα σταυροειδής επιδοτήσεις μεταξύ κατηγοριών πελατών.

• Θα μειωθούν οι ex post χρεώσεις και η αδυναμία μακροχρόνιας πρόβλεψής τους; Προφανώς και όχι.

• Θα μπορούν οι προμηθευτές να διαχειρίζονται ενεργητικά το portfolio των πελατών τους και τις καταναλώσεις τους; Προφανώς και όχι. Οι συγκεκριμένες δημοπρασίες στοχεύουν στην ισόνομη πρόσβαση σε συγκεκριμένους παραγωγικούς πόρους και όχι άμεσα στο άνοιγμα της Αγοράς Λιανικής. Αν θέλουμε να ανοίξει η Αγορά Λιανικής θα πρέπει να δημιουργήσουμε το κατάλληλο πλαίσιο, όπου υγιείς επιχειρήσεις θα λαμβάνουν υπολογιζόμενο ρίσκο. Για να γίνει αυτό θα πρέπει: • Να καταργηθούν οι σταυροειδείς επιδοτήσεις, όπως απαιτείται και από το Ευρωπαϊκό πλαίσιο.

• Να ελαχιστοποιηθούν οι εκτός Η.Ε.Π. χρεώσεις και να είναι σταθερές και γνωστές πριν την έναρξη κάθε έτους.

• Οι φόροι, τα τέλη και ό,τι δεν έχει σχέση με την Ηλεκτρική Ενέργεια να εισπράττονται από το Κράτος και όχι μέσω των λογαριασμών ρεύματος.

• Να προχωρήσουμε άμεσα στην αναδιάρθρωση της Χονδρεμπορικής Αγοράς σύμφωνα με τις απαιτήσεις του Target Model και τις βέλτιστες πρακτικές των άλλων χωρών της Ε.Ε. Όλα αυτά μπορούν να ολοκληρωθούν εντός του 2016 και από 1.1.2017 να έχουμε μία νέα αγορά. Όσον αφορά την εφαρμογή των δημοπρασιών τύπου ΝΟΜΕ, λόγω των υποχρεώσεων που έχουμε, πρέπει να εξετάσουμε άμεσα το βαθμό ετοιμότητάς μας. Καταρχήν θα πρέπει να προσδιορίσουμε τι μορφή θα έχει: 1. Το Διμερές Συμβόλαιο Φυσικής Παράδοσης 2. Το Συμβόλαιο Διαφορών 34

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ανάλογα με τη μορφή που θα επιλεγεί, υφίστανται ανάλογες υποχρεώσεις βάσει REMIT ή EMIR. Υπάρχουν σοβαρές και εύλογες αμφιβολίες ως προς το κατά πόσον η αγορά έχει πλήρη γνώση και έχει προετοιμαστεί κατάλληλα. Από τον Απρίλιο του 2016, η εφαρμογή της REMIT επεκτείνεται στα διασυνδετικά δικαιώματα και τα διμερή συμβόλαια. Επίσης, το τελευταίο σχέδιο για τις εν λόγω δημοπρασίες υλοποιούνταν μέσω του Λ.Α.Γ.Η.Ε., χωρίς όμως να έχει υπάρξει κάποια πρόνοια ώστε να λάβει εγκαίρως τις απαιτούμενες άδειες και χωρίς να διαφαίνεται ότι έχει προχωρήσει στην ανάπτυξη των απαιτούμενων πληροφοριακών συστημάτων. Αφού λύσουμε τα οργανωτικά θέματα, τότε θα πρέπει να έχουμε ένα απλό προϊόν: • Χωρίς περιορισμούς όσον αφορά το μείγμα πελατολογίου.

• Η τιμή θα πρέπει να είναι μία και να αντανακλά το έσοδο του μείγματος που εισπράττει η Δ.Ε.Η. από τον Η.Ε.Π.

• Στην τιμή θα πρέπει να εμπεριέχονται όλες οι κοστολογικές παράμετροι, ήτοι και οι ρύποι.

• Θα πρέπει να μπορούν με ισότιμο τρόπο να συμμετάσχουν όσοι μπορούν να υποβάλουν Δηλώσεις Φορτίου για εκπροσώπηση μετρητή στον Η.Ε.Π.

• Σε περίπτωση πολλαπλών προϊόντων, αυτά να είναι τυποποιημένα βάσει διεθνών πρακτικών.

• Ο προσδιορισμός της ποσότητας που θα μπορεί να αποκτήσει κάθε συμμετέχων και ο έλεγχος της ορθής χρήσης να γίνεται με απλό και διαφανή τρόπο. Τα πρόστιμα σε περιπτώσεις κατάχρησης θα πρέπει να είναι αποτρεπτικά και να επιβάλλονται άμεσα. Ο ιδιοκτησιακός διαχωρισμός του Α.Δ.Μ.Η.Ε. από τη Δ.Ε.Η. αποτελεί άλλη μία μνημονιακή υποχρέωση. Ο φαινομενικά απλούστερος τρόπος θα ήταν η πλήρης ιδιωτικοποίηση του Α.Δ.Μ.Η.Ε., όπου ο αγοραστής θα πλήρωνε στη Δ.Ε.Η. το αναλογούν τίμημα. Η Δ.Ε.Η. θα αποζημιωνόταν άμεσα και οι όποιες επιπτώσεις στον Ισολογισμό της θα ήταν περιορισμένες, ενώ τα χρήματα που θα αποκτούσε θα βοηθούσαν στη βελτίωση του δανειακού της χαρτοφυλακίου ή/ και στο επενδυτικό της πρόγραμμα. Αυτό βεβαίως υπό την προϋπόθεση ότι το τίμημα θα ήταν ανάλογο των εσόδων που έχει η Δ.Ε.Η. από τον Α.Δ.Μ.Η.Ε. Επίσης, θα έπρεπε να διασφαλιστεί επαρκώς τόσο η υλοποίηση του επενδυτικού προγράμματος του Α.Δ.Μ.Η.Ε., όσο και η μεταφορά της απαιτούμενης τεχνογνωσίας από τον αγοραστή, ώστε ο Α.Δ.Μ.Η.Ε. να μπορέσει αποτελεσματικά να ανταποκριθεί στις νέες απαιτήσεις. Από τη στιγμή όμως που αποφασιστεί ο έλεγχος του Α.Δ.Μ.Η.Ε. να παραμείνει στο Δημόσιο, θα πρέπει να διασφαλιστεί ότι η Δ.Ε.Η. θα αποζημιωθεί με τρόπο που ελαχιστοποιεί τις όποιες επιπτώσεις στον Ισολογισμό και τα αποτελέσματά της. Επίσης, ο τρόπος αποζημίωσης που θα επιλεγεί δεν θα πρέπει να επιβαρύνει έμμεσα ή άμεσα την αγορά, ούτε να δημιουργήσει πρόβλημα ρευστότητας στον Α.Δ.Μ.Η.Ε.. Καθώς το Ελληνικό Κράτος αδυνατεί επί της παρούσης να καταβάλει το τίμημα για το 100% της αξίας του Α.Δ.Μ.Η.Ε., η ιδιωτική συμμετοχή θα ήταν επιθυμητό να συνδυασθεί με μία στρατηγική συνεργασία μεταφοράς τεχνογνωσίας. Ιδιαίτερα από τη στιγμή που η μετάβαση στο νέο μοντέλο χονδρεμπορικής αγοράς απαιτεί ριζική αλλαγή 35

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

στον τρόπο λειτουργίας του Α.Δ.Μ.Η.Ε. Έτερη μνημονιακή απαίτηση είναι η υλοποίηση ενός Μηχανισμού Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος (ΜΔΕΙ) με όρους αγοράς και όχι υπό μορφή επιδότησης των παραγωγών μέσω ρυθμιζόμενου τιμήματος. Ο ΜΔΕΙ αποτελεί ένα ακόμα πεδίο, όπου ενώ υπάρχουν οι σχετικές προβλέψεις στον Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος, προστρέχουμε στην εφαρμογή τους μόνο μετά από έξωθεν απαίτηση. Κατά το σχεδιασμό του μόνιμου ΜΔΕΙ, θα πρέπει να καθορίσουμε τι προσπαθούμε να καλύψουμε: • Έλλειμμα Ισχύος; • Έλλειμμα Χρημάτων; Στην παρούσα φάση φαίνεται ότι έχουμε έλλειμμα χρημάτων, καθώς μονάδες απαραίτητες για το Σύστημα δεν μπορούν να ανακτήσουν το πλήρες κόστος τους από την Χονδρεμπορική αγορά. Επειδή έως και το 2015, αυτές οι μονάδες ήταν του Φ.Α. αποφασίσαμε να δημιουργήσουμε ένα μηχανισμό που θα αποζημιώνει την ευελιξία. Ό,τι σημαίνει αυτό για τον καθένα. Αν όμως από το 2016 αλλάξει το merit order και οι λιγνιτικές μονάδες δεν καλύπτουν το πλήρες κόστος, τότε θα αλλάξουμε πάλι το μηχανισμό; Ο ΜΔΕΙ θα πρέπει να είναι αυτό που λέει, δηλαδή μηχανισμός που αφορά στην ισχύ. Ο ΑΔΜΗΕ θα πρέπει να προσδιορίσει για τα επόμενα χρόνια: • Πόση ισχύ χρειάζεται και τι είδους ανά έτος.

• Σε τι βαθμό η υφιστάμενη εγκατεστημένη ισχύς (συμπεριλαμβανομένων των διασυνδέσεων) καλύπτει τις εν λόγω ανάγκες.

• Τι ποσότητα ισχύος πρέπει να επιδοτηθεί μέσω του ΜΔΕΙ είτε για να μείνει διαθέσιμη είτε για να αναπτυχθεί.

• Ποιο είναι το μέγιστο κόστος για τη διατήρηση/ανάπτυξη της εν λόγω ισχύος. Επειδή στην Ελληνική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας οι μονάδες δεν εισπράττουν μόνο το έσοδα του Η.Ε.Π., η ανάλυση των απαιτήσεων και του τιμήματος θα πρέπει να λαμβάνει υπόψιν το σύνολο των εσόδων των μονάδων, όπως π.χ. το ΜΑΜΚ. Βάσει των ανωτέρω, ο ΑΔΜΗΕ θα πρέπει να διενεργήσει δημοπρασίες για την απαιτούμενη ποσότητα ανά έτος, όπου θα ορίζεται η μέγιστη τιμή. Το πλέον τρανταχτό παράδειγμα στη στρεβλή υλοποίηση μνημονιακών υποχρεώσεων είναι ο ΜΑΜΚ. Το 2013 οι εταίροι μας απαίτησαν την κατάργησή του καθώς υπήρχε σημαντική κατάχρηση από το σύνολο των θερμικών παραγωγών. Αντί να ληφθούν υπ’ όψιν οι περιορισμοί του Mandatory Pool και να σχεδιασθεί ένας μηχανισμός που να καλύπτει τις μονάδες που εντάσσονται για τεχνικούς και μόνο λόγους, αποφασίστηκε η πλήρης κατάργησή του. Αυτό είχε ως αποτέλεσμα μονάδες να λαμβάνουν εντολές κατανομής και να υποχρεώνονται να λειτουργούν χωρίς όμως να λαμβάνουν αμοιβή που να καλύπτει το κόστος λειτουργίας τους. Σχεδόν 1 χρόνο 36

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

μετά την πλήρη κατάργηση του ΜΑΜΚ, οι εταίροι πάλι μας υποχρέωσαν να διορθώσουμε τη στρέβλωση που δημιουργήσαμε. Ο νέος Μηχανισμός Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους καλείται να διασφαλίσει ότι μονάδες που καλούνται να λειτουργήσουν για λόγους ευστάθειας του συστήματος θα αποζημιώνονται για το κόστος λειτουργίας τους. Ταυτόχρονα προσδοκά να μην αποτελέσει άλλη μία στρέβλωση και να μην επαναληφθούν φαινόμενα κατάχρησης. Δυστυχώς ο κίνδυνος να αποτύχει είναι μεγάλος. Ο νέος μηχανισμός θα δύναται να αποζημιώνει όσες μονάδες καλούνται να λειτουργήσουν προσφέροντας εφεδρείες (για όσες ώρες η ΟΤΣ δεν είναι μεγαλύτερη το Μεταβλητού Κόστους τους). Αυτό φαίνεται περιορισμένο στην υφιστάμενη κατάσταση όπου όλες οι λιγνιτικές εντάσσονται λόγω προσφορών και οι ώρες όπου η ΟΤΣ είναι χαμηλότερη του Μεταβλητού Κόστους τους είναι περιορισμένες. Τι θα γίνει όμως αν αλλάξει το merit order και το κόστος λειτουργίας των μονάδων ΦΑ είναι χαμηλότερο των λιγνιτικών; Ή αν οι εισαγωγές είναι πιο ανταγωνιστικές για περισσότερες ώρες; Σήμερα κάθε λιγνιτική μονάδα ορίζεται να προσφέρει τριτεύουσα εφεδρεία 45MW σχεδόν για κάθε ώρα. Επίσης, τι θα γίνει στην περίπτωση που τα ΦΑ και οι εισαγωγές καλύπτουν το μεγαλύτερο μέρος της ζήτησης; Θα δοθεί εντολή να σβήσουν λιγνιτικές μονάδες ή για λόγους ασφάλειας του Συστήματος τις αμέσως επόμενες μέρες θα συνεχίσουν να λειτουργούν μέσω των εφεδρειών; Δυστυχώς για άλλη μία φορά φαίνεται να έχει σχεδιασθεί ένας μηχανισμός πάνω στις υφιστάμενες συνθήκες χωρίς να λαμβάνει υπ’ όψιν του τις κοστολογικές επιπτώσεις από πιθανές αλλαγές στη λειτουργία της αγοράς. Το συμπέρασμα είναι ότι πρέπει να προχωρήσουμε άμεσα στην αναδιοργάνωση της αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας. Ιδιαίτερα στην παρούσα περίοδο, όπου σε Ευρωπαϊκό επίπεδο ο κλάδος αντιμετωπίζει σημαντικές προκλήσεις. Αντί να χάνουμε χρόνο στην προσπάθεια διόρθωσης στρεβλώσεων και αντιμετώπισης προβλημάτων του υφιστάμενου μοντέλου, θα πρέπει να το αλλάξουμε. Θα πρέπει να δώσουμε σε όλους τους συμμετέχοντες τα απαιτούμενα εργαλεία ώστε να ανταποκριθούν με τον καλύτερο τρόπο στις ανάγκες τους. Τα εργαλεία αυτά δεν είναι ούτε ο ΜΑΜΚ, ούτε ο ΜΔΕΙ, ούτε η «διακοψιμότητα» με τη μορφή που συζητείται. Θα πρέπει να αποκτήσουμε προθεσμιακές αγορές, ώστε όλοι οι συμμετέχοντες να αντισταθμίζουν τους κινδύνους. Χρειαζόμαστε ενδο-ημερήσια αγορά για την καλύτερη και δυναμικότερη διαχείριση του portfolio από τους προμηθευτές. Μία διαχείριση που θα φέρει οφέλη και στους τελικούς καταναλωτές. Αντί για «διακοψιμότητα», θα πρέπει να δημιουργήσουμε συστήματα απόκρισης ζήτησης. Υπηρεσίες όπως η τριτεύουσα εφεδρεία μπορούν να παρασχεθούν και από τη βιομηχανία μέσω των κατάλληλων συστημάτων. Αρκεί να δημιουργήσουμε αγορά εφεδρειών. Ένα σωστό Balancing market θα λύσει πολλά θέματα που συνδέονται με το ΜΑΜΚ και όχι μόνο. Επίσης, όλα τα προηγούμενα θα βοηθήσουν σημαντικά στην ένταξη των ΑΠΕ στην αγορά και θα συνεισφέρουν στην καλύτερη λειτουργία της μέσω των aggregators. Ο Λ.Α.Γ.Η.Ε. μπορεί να πιστοποιήθηκε ως ΝΕΜΟ, αλλά όσον αφορά το Market Coupling με την Ιταλία είμαστε σημαντικά εκτός χρονοδιαγραμμάτων.

37

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Και ας μην ξεχνάμε ότι, όσο εμείς «συζητάμε» και «σχεδιάζουμε» στην περιοχή μας, πρόκειται να δημιουργηθούν Power Exchanges. Πιο συγκεκριμένα: • Η Σερβία και η Αλβανία ετοιμάζονται να δημιουργήσουν Power Exchanges.

• Η Βουλγαρία το έχει σχεδόν έτοιμο. Η Αλβανία επίσης δηλώνει έτοιμη για coupling από 01.01.2017. Οι αλλαγές στην Αγορά Ενέργειας είναι ραγδαίες και πρέπει να ανταποκριθούμε άμεσα και αποτελεσματικά.

Ένωση Βιομηχανικών Καταναλωτών Ενέργειας Αντώνης Κοντολέων, Μέλος Προεδρείου Α.1. Το ΝΟΜΕ, όπως σχεδιάζεται, δεν αποτελεί στρατηγική προτεραιότητα για τη βιομηχανία. Οι δημοπρασίες σκοπεύουν στο να επιταχύνουν την μείωση του μεριδίου αγοράς της ΔΕΗ και απευθύνονται στα τιμολόγια της ΔΕΗ όπου υπάρχει υψηλό περιθώριο κέρδους. Σαφώς δεν λύνουν όμως το πρόβλημα της βιομηχανίας για ανταγωνιστική τιμή ηλεκτρικής ενέργειας. Αντίθετα, για την βιομηχανία αποτελεί διαπιστωμένη προτεραιότητα και αναγκαιότητα ο επανασχεδιασμός της εγχώριας αγοράς ηλεκτρισμού, προκειμένου να συμπεριληφθούν εργαλεία που λειτουργούν σε απελευθερωμένες και ανταγωνιστικές αγορές άλλων κρατών-μελών, όπως η δημιουργία προθεσμιακής αγοράς (forwards) καθώς και η άρση της απαγόρευσης διμερών συμβολαίων (συμπεριλαμβανομένων εισαγωγών) φυσικής παράδοσης. Μιας αγοράς όπου η τιμή θα διαμορφώνεται με τους κανόνες της αγοράς (προσφορά - ζήτηση), όπως συμβαίνει σε όλες τις Ευρωπαϊκές αγορές, και όχι με μόνο κριτήριο το κόστος παραγωγής κάθε μονάδας. Άλλως, η πολιτική της υψηλότερης διείσδυσης των ΑΠΕ δεν θα ρίξει ποτέ τις τιμές στην ελληνική χονδρεμπορική αγορά, όπως αντίθετα συμβαίνει τουλάχιστον τα 2 τελευταία χρόνια σε όλη την Ευρώπη. Μιας αγοράς της οποίας ο επανασχεδιασμός συνεχώς εξαγγέλλεται αλλά αναβάλλεται για το μέλλον. Αλήθεια γιατί; Α.1.α. Η συμμετοχή μόνο προμηθευτών δεν αποτελεί πρόβλημα για τους μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές. Οι περισσότεροι μεγάλοι βιομηχανικοί καταναλωτές έχουν ήδη ιδρύσει εταιρείες προμηθευτών. Ας αντιληφθούμε, όμως, ότι το προϊόν που προσφέρεται στις δημοπρασίες είναι base load, γεγονός που επιβάλλει σε κάθε νέο υποψήφιο προμηθευτή να έχει εξασφαλίσει τουλάχιστον κάποιους καταναλωτές με υψηλή αλλά και σταθερή κατανάλωση για να αποκτήσει γρήγορη διείσδυση - εκτός αυτών που ήδη έχουν αποκτήσει portfolio. Ο καθορισμός των δικαιωμάτων είναι στοιχείο που κυρίως ενδιαφέρει την βιομηχανία και δεν μπορεί να διαφέρει από τον τρόπο που εφαρμόζεται στη Γαλλία, τρόπος που εξασφαλίζει συγκριτικό πλεονέκτημα για το ευέλικτο βιομηχανικό προφίλ ως προς το αιχμιακό προφίλ των οικιακών καταναλωτών. Η έλλειψη ενδο-ημερήσιας αγοράς εμφανίστηκε ως πρόβλημα στο δικαίωμα μεταπώλησης 38

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

πλεονάζουσας ενέργειας που διεκδικούσε η βιομηχανία. Στην πράξη τέτοιος περιορισμός δεν μπορεί να εφαρμοστεί, καθώς πώς θα διαχωρίζεται η ενέργεια που προμηθεύεται ένας προμηθευτής από το pool από την ενέργεια που προμηθεύεται από τις δημοπρασίες; Α.1.β. Η τιμή εκκίνησης λαμβανομένου υπόψη του τέλους λιγνίτη και των δικαιωμάτων CO2 πρέπει να καταλήγει σε τιμή χαμηλότερη της ΟΤΣ , καθώς το προϊόν ΝΟΜΕ είναι base load, ενώ η χονδρεμπορική τιμή αφορά τιμή spot. Η τιμή εκκίνησης θα έπρεπε να είναι εκείνη που διαμορφώνεται σε μια ανταγωνιστική αγορά, όπως θα έπρεπε και η τιμή της ΟΤΣ. Εφόσον οι δημοπρασίες αφορούν λιγνιτική παραγωγή, η τιμή εκκίνησης θα λαμβάνει υπόψη όχι μόνο τους ρύπους αλλά επίσης το τέλος λιγνίτη(εκτός των προσαυξήσεων λόγω του pool). Α.2. Για την βιομηχανία δεν αποτελεί προτεραιότητα ο ιδιοκτησιακός διαχωρισμός του ΑΔΜΗΕ από τη ΔΕΗ. Ο λειτουργικός διαχωρισμός πράγματι μπορεί να θεωρηθεί ως ένα μέτρο που θα βοηθήσει την απελευθέρωση της αγοράς, όχι όμως από μόνο του. To μνημόνιο απαιτεί με προτεραιότητα τόσο τον ιδιοκτησιακό όσο και τον λειτουργικό διαχωρισμό, γεγονός που προβληματίζει ως προς τη σκοπιμότητα. Από την άλλη μεριά, η κυβέρνηση ορίζει ως κόκκινη γραμμή τη διατήρηση της πλειοψηφίας των μετοχών από το Δημόσιο χωρίς να λαμβάνει υπόψη την επίπτωση αυτής της ρύθμισης στη ΔΕΗ. Ο όποιος τρόπος επιλεγεί πρέπει να αποζημιώνει την ΔΕΗ για την πραγματική αξία του ΑΔΜΗΕ. Άλλως, οι συνέπειες για τη ΔΕΗ αλλά και για όλη την αγορά θα είναι ολέθριες. Θα αποφύγουμε να σχολιάσουμε τα επόμενα ερωτήματα καθώς ήδη έχει δρομολογηθεί και ψηφιστεί στη βουλή μια λύση από μεριάς της κυβέρνησης. Α.3. Σύμφωνα με τις κατευθυντήριες, η πρόταση του κράτους μέλους πρέπει να παρέχει τα ακόλουθα στοιχεία για να αξιολογηθεί από την Επιτροπή : • Αξιολόγηση των επιπτώσεων της μεταβαλλόμενης παραγωγής, συμπεριλαμβανομένων εκείνων που προέρχονται από τα γειτονικά συστήματα • Αξιολόγηση των επιπτώσεων της συμμετοχής από την πλευρά της ζήτησης, συμπεριλαμβανομένης περιγραφής των μέτρων για την ενθάρρυνση της διαχείρισης της ζήτησης • Αξιολόγηση της πραγματικής ή δυνητικής ύπαρξης διασυνδέσεων συμπεριλαμβανομένης περιγραφής των προγραμματισμένων και υπό εκτέλεση έργων • Αξιολόγηση οποιουδήποτε άλλου στοιχείου που θα μπορούσε να προκαλέσει ή να επιδεινώσει το πρόβλημα της επάρκειας παραγωγής, όπως οι ρυθμιστικές ανεπάρκειες της αγοράς, συμπεριλαμβανομένων των ανώτατων ορίων στις τιμές της χονδρικής πώλησης Α.3.α. Παραθέτουμε κάποια χαρακτηριστικά σημεία των κατευθυντηρίων γραμμών της ΕΕ για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας αναφορικά με την μορφή του Μηχανισμού Διασφάλισης Επάρκειας Ισχύος: Η ανταγωνιστική διαδικασία υποβολής προσφορών βάσει σαφών, διαφανών και αμερόληπτων κριτηρίων με αποτελεσματική πορεία προς τον καθορισμένο στόχο, θα θεωρείται ότι οδηγεί σε εύλογα ποσοστά απόδοσης υπό κανονικές συνθήκες.

39

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Το μέτρο πρέπει να είναι δομημένο έτσι ώστε να διασφαλίζει ότι η τιμή που καταβάλλεται για τη διαθεσιμότητα τείνει αυτόματα προς το μηδέν όταν το επίπεδο της παρεχόμενης δυναμικότητας αναμένεται να είναι επαρκές για την ικανοποίηση του επιπέδου της ζητούμενης δυναμικότητας. Το μέτρο θα πρέπει να είναι ανοικτό και να παρέχει επαρκή κίνητρα τόσο στους υφιστάμενους όσο και στους μελλοντικούς φορείς παραγωγής και διαχειριστές που χρησιμοποιούν τεχνολογίες, μεταξύ των οποίων υπάρχει δυνατότητα υποκατάστασης, όπως η ανταπόκριση από την πλευρά της ζήτησης ή οι λύσεις αποθήκευσης. Το μέτρο θα πρέπει να έχει σχεδιαστεί κατά τρόπο που να καθιστά δυνατή τη συμμετοχή σε αυτό οποιασδήποτε δυναμικότητας, η οποία μπορεί να συμβάλλει αποτελεσματικά στην αντιμετώπιση του προβλήματος επάρκειας παραγωγής. Το μέτρο θα πρέπει να δίνει προτεραιότητα στους φορείς που χρησιμοποιούν τεχνολογίες χαμηλών ανθρακούχων εκπομπών, σε περίπτωση ισοδύναμων τεχνικών και οικονομικών παραμέτρων. Α.3.β. Από τα παραπάνω προκύπτει ότι τα Υ/Η πρέπει να αποζημιώνονται για όλη την διαθέσιμη δυναμικότητα τους, όπως ζητείται για τις μονάδες με καύσιμο φυσικό αέριο, που ζητούν στην ουσία αυτή την κρατική ενίσχυση λόγω μειωμένης δυνατότητας συμμετοχής τους στην ημερήσια παραγωγή. Θεωρούμε όμως ότι η εξαίρεση των λιγνιτικών μονάδων αδιακρίτως της χρησιμοποιούμενης τεχνολογίας (π.χ. νέα μονάδα Πτολεμαΐδας 5, Μελίτη, Αγ . Δημήτριος ) δεν είναι συμβατή με τις κατευθυντήριες, γιατί θα δράσει αρνητικά στην εθνική προτεραιότητα χρήσης νέων βέλτιστων τεχνολογιών στις θερμικές μονάδες, ώστε να περιορίζονται στο μέγιστο βαθμό οι εκπομπές και να ενισχύεται η αποδοτικότητα. Σε αυτήν την κατεύθυνση κινείται και η Γερμανία σε ό,τι αφορά τις θερμικές μονάδες της. Η πολιτική της προτεραιότητας στις εγχώριες πηγές και όχι σε τεχνολογίες που χρησιμοποιούν εισαγόμενο καύσιμο είναι πλήρως συμβατή με την Ευρωπαϊκή κατεύθυνση. Καθότι ο ΜΔΕΙ λειτουργεί ως κίνητρο νέων επενδύσεων, θεωρούμε ότι η εξαίρεση των λιγνιτικών μονάδων από το πεδίο εφαρμογής του δίνει λάθος μήνυμα κατεύθυνσης ενάντια στον εθνικό στόχο και στην ασφάλεια ενεργειακού εφοδιασμού της χώρας. Α.4. Όπως προαναφέραμε, διαφωνούμε για λόγους αρχής στην εισαγωγή οποιουδήποτε μεταβατικού μηχανισμού ,ο οποίος θεωρείται αναγκαίος λόγω της μη ύπαρξης ενδο-ημερήσιας αγοράς και αγοράς αποκλίσεων. Πόσο μάλλον όταν εισάγεται χωρίς δεσμευτική ημερομηνία λήξης ισχύος και όταν απλή ανάγνωση του νέου μηχανισμού δεν μας πείθει ότι δεν θα εξελιχθεί όπως ο προηγούμενος. Επίσης, παρατηρούμε πλήθος ρυθμιστικών μέτρων που εισάγονται τον τελευταίο μήνα προς επιδότηση των παραγωγών ενέργειας με το κόστος πάντα να μετακυλίεται στον τελικό καταναλωτή, γεγονός που ενισχύει την ανησυχία μας ως μεγάλων καταναλωτών ενέργειας. Α.6. Η τιμολογιακή πολιτική της ΔΕΗ συνδέεται απόλυτα με το επιχειρούμενο άνοιγμα της λιανικής στην ηλεκτρική ενέργεια, άνοιγμα που ουσιαστικά της επιβάλλεται και σχεδιάζεται ήδη τα τελευταία 3 χρόνια. Το άνοιγμα της αγοράς αφορά τις δημοπρασίες λιγνιτικής παραγωγής 40

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

τύπου ΝΟΜΕ και την υποχρέωση της ΔΕΗ έως το 2020 να κατέχει στο 50% της προμήθειας και παραγωγής. Τα τιμολόγια της ΔΕΗ που είναι ευάλωτα στον ανταγωνισμό είναι εκείνα της Χαμηλής Τάσης (επιχειρήσεις ,οικιακοί καταναλωτές) αλλά και της Μέσης Τάσης για ετήσιες καταναλώσεις κάτω των 10GWh. Είναι εκείνα όπου το περιθώριο κέρδους της ΔΕΗ είναι υψηλότερο. Άρα θεωρείται δεδομένο ότι η ΔΕΗ θα έχει μείωση μεριδίου αγοράς και επομένως εσόδων και κερδών σε αυτές τις κατηγορίες καταναλωτών, με ή χωρίς τις δημοπρασίες ΝΟΜΕ. Το ΝΟΜΕ, αφού όπως σχεδιάζεται δεν αφορά την βιομηχανία, αποσκοπεί στο να πιεστεί η ΔΕΗ να δηλώσει το μεταβλητό κόστος παραγωγής των λιγνιτικών μονάδων.

A.6.α. Κατ’ αρχήν, όπως εξηγήσαμε ανωτέρω, η είσοδος των ανταγωνιστών της ΔΕΗ θα περιοριστεί μόνο σε καταναλωτές με καταναλώσεις μικρότερες των 10GWh στη Μέση Τάση και τη Χαμηλή Τάση, κατηγορίες που θα δουν μείωση τιμολογίων τουλάχιστον 10%. Είναι προφανές ότι το άνοιγμα δεν αφορά ούτε στην Υψηλή Τάση ούτε και στους 80 μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές της Μέσης Τάσης. Η ΔΕΗ, έχοντας απώλειες εσόδων από την απώλεια πελατών στις κατηγορίες με το μεγαλύτερο περιθώριο κέρδους, παγώνει σε πρώτη φάση τα τιμολόγια στους μεγάλους της πελάτες της Μέσης Τάσης και της Υψηλής Τάσης για τον προφανή λόγο ότι εκεί δεν έχει ανταγωνισμό. Αρκεί να παρατηρήσουμε εάν μετά το άνοιγμα οι νέες εταιρείες προμήθειας θα προμηθεύσουν τις βιομηχανίες που ανήκουν στον ίδιο όμιλο ή οι βιομηχανίες τους θα προτιμήσουν να παραμείνουν στη ΔΕΗ και αυτοί απλά να πωλούν σε άλλους καταναλωτές. Άρα για πιο άνοιγμα αγοράς μιλάμε; Πιστεύει κάποιος ότι αυτό αποτελεί ανταγωνιστική αγορά; Πιστεύει κάποιος ότι μεταφέροντας κέρδη με άλλους προμηθευτές αυτά θα επενδυθούν για να εκσυγχρονιστούν οι παλαιές παραγωγικές μονάδες. Απλά αυτό το άνοιγμα προσπαθεί να επιταχύνει το σπάσιμο της ΔΕΗ σε ολιγοπώλια που προφανώς άμεσα θα αυξήσουν τα τιμολόγια για τους μεγάλους βιομηχανικούς καταναλωτές αλλά και για τους απλούς οικιακούς, καθώς δεν θα έχει δημιουργηθεί νέο πλαίσιο αγοράς με κατάργηση του pool, ήτοι δημιουργία πραγματικά ελεύθερης και ανταγωνιστικής αγοράς. Η βιομηχανία είναι υποχρεωμένη να αντιδράσει και να απαιτήσει να προωθηθεί άμεσα με συγκεκριμένα δεσμευτικά χρονοδιαγράμματα ο ανασχηματισμός της αγοράς. Από τα ανωτέρω συνάγεται ότι, όπως τα τελευταία 10 χρόνια, έτσι και τώρα το υποτιθέμενο άνοιγμα της αγοράς αυξάνει τελικά το κόστος της αγοράς και σαφώς δεν ωφελείται η οικονομία της χώρας. Για τις μεγάλες βιομηχανίες σημαίνει αύξηση κόστους καθώς το ΝΟΜΕ μέχρι στιγμής σχεδιάζεται κατ’ εντολή των δανειστών. Η βιομηχανία θα αποτελέσει την παράπλευρη απώλεια στην προσπάθεια των μεγάλων ενεργειακών κολοσσών να ελέγξουν την ελληνικά αγορά με σκοπό το κέρδος

41

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Α.6.β. Η απελευθέρωση της αγοράς πρέπει να γίνει με τρόπο που να διασφαλίζει το αυτονόητο, δηλαδή ότι η αλλαγή προμηθευτού δε γίνεται για να μην εξοφληθεί ο παλαιός. Οι περιορισμοί που συνδέονται με αυτό το ζήτημα είναι εύλογοι. Α.6.γ. Είναι προφανές ότι η δυνατότητα που δίνεται είναι θεωρητική όσον αφορά τουλάχιστον το φορτίο βάσης, όσο δεν υπάρχουν επαρκείς διασυνδέσεις. Οι προμηθευτές από ΑΠΕ που ενδεχομένως μπορούν να εκμεταλλευθούν τις δυνατότητες του νόμου, δεν μπορούν λόγω της στοχαστικότητας της παραγωγής να αποτελέσουν ουσιαστικούς εναλλακτικούς προμηθευτές. Για το λόγο αυτό θεωρούμε ότι ουσιαστικές δυνατότητες ανάπτυξης αγοράς στα νησιά θα υπάρξουν όταν ολοκληρωθούν οι σχεδιαζόμενες διασυνδέσεις, οι οποίες πρέπει να επισπευσθούν.

Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Διονύσιος Παπαχρήστου, Επικεφαλής Γραφείου Τύπου & Δημοσίων Σχέσεων Β. Αυτό που θέλω να τονίσω από την πλευρά της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας είναι ότι όλα αυτά που θα ακουστούν σήμερα δεν δεσμεύουν την Αρχή, καθώς η Ολομέλεια της ΡΑΕ δεν έχει τοποθετηθεί σχετικά με τα θέματα του νέου μηχανισμού των ΑΠΕ. Υπάρχουν δύο ομάδες εργασίας στη ΡΑΕ, οι οποίες δουλεύουν εντατικά στο θέμα αυτό: η μία έχει ως αντικείμενο το νέο μηχανισμό στήριξης των ΑΠΕ και η άλλη τον τρόπο συμμετοχής των ΑΠΕ στην αγορά. Η συνδρομή της ΡΑΕ προς το Υπουργείο είναι ουσιαστική. Το Υπουργείο έχει την ευθύνη και την πρωτοβουλία για την εκάστοτε σχετική νομοθετική ρύθμιση. Ειδικότερα, η συνδρομή της ΡΑΕ είναι κυρίως τεχνική καθώς συμμετέχουμε ενεργά στην επιτροπή, όπου συμμετέχουν ακόμη το ΚΑΠΕ, η ΛΑΓΗΕ ΑΕ, η ΔΕΔΔΗΕ ΑΕ, η ΑΔΜΗΕ ΑΕ και βέβαια η Υπηρεσία του Υπουργείου. Σημειώνεται επίσης ότι ο εν λόγω μηχανισμός, κυρίως όσον αφορά τη συμμετοχή των ΑΠΕ στην αγορά, θα αποτελέσει μεταβατικό μέτρο, καθώς βρίσκεται σε εξέλιξη η επεξεργασία του Τarget Μodel, στο οποίο θα υπάρξουν συγκεκριμένες προβλέψεις και ρυθμίσεις για τις ΑΠΕ. Αναφορικά με το θεσμικό πλαίσιο που ισχύει σήμερα στην Ελλάδα, εφαρμόζεται ένας μηχανισμός στήριξης μέσω προκαθορισμένων τιμών πώλησης της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας, το γνωστό «Feed In Tariff». Έγινε μία προσπάθεια της χώρας στο πλαίσιο της αποστολής τον Δεκέμβριο του 2014 ενός notification letter προς την Ευρωπαϊκή Επιτροπή για την έγκριση του μηχανισμού στήριξης Feed In Tariff (ζητήθηκε δηλ. εκ των υστέρων έγκριση των νομοθετικών ρυθμίσεων του γνωστού «New Deal»), στο οποίο μέχρι και σήμερα δεν έχει δοθεί απάντηση. Σημειώνεται δη ότι η κοινοποίηση έγινε αφού τέθηκαν σε ισχύ οι «κατευθυντήριες γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας (2014-2020)», (2014/C 200/01)Ιούλιος 2014), οι οποίες ρητά δεν προβλέπουν μηχανισμό Feed In Tariff. Το Υπουργείο σήμερα δουλεύει εντατικά για να υποβάλει προς την Επιτροπή την πρότασή του για το νέο μηχανισμό στήριξης των ΑΠΕ και τη συμμετοχή τους στην Αγορά, σύμφωνα με τις ισχύουσες Κατευθυντήριες Γραμμές (2014/C 200/01).

42

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Προσπαθώντας έτσι να αποτυπώσω μερικές μου σκέψεις, θα ήθελα να διευκρινίσω ότι σε καμία περίπτωση δεν δεσμεύουν την Ολομέλεια της ΡΑΕ, ούτε βέβαια θέλω να προκαταβάλω τις ενέργειες του Υπουργείου Ενέργειας και Περιβάλλοντος πάνω σε αυτό, το οποίο μάλιστα έχει την ευθύνη της πολιτικής επιλογής επί του συγκεκριμένου θέματος. Αναφορικά με το νέο μηχανισμό στήριξης των ΑΠΕ, η πρώτη σκέψη μου έγκειται στην πρώτη βασική αρχή, ήτοι την προτεραιότητα ένταξης όλων των έργων ΑΠΕ στο δίκτυο ή στο σύστημα έναντι των συμβατικών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής. Σύμφωνα με το άρθρο 9 του νόμου 3468/2006 (ΦΕΚ Α΄129/27.06.2006), όπως ισχύει, η ένταξη των σταθμών στο σύστημα ή το Διασυνδεδεμένο Δίκτυο γίνεται κατά προτεραιότητα για σταθμούς ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ, ανεξαρτήτως εγκατεστημένης ισχύος. Ο αρμόδιος Διαχειριστής υποχρεούται κατά την κατανομή του Φορτίου να δίνει προτεραιότητα στους σταθμούς αυτούς. Το θέμα της προτεραιότητας των ΑΠΕ, δεν θίγεται ούτε από κάποια Οδηγία της Ευρωπαϊκής Ένωσης ούτε από τις ισχύουσες Κατευθυντήριες Γραμμές και ως εκ τούτου αποτελεί βασική αρχή όλων των έργων ΑΠΕ, η οποία θα παραμείνει και στο νέο μηχανισμό στήριξης των ΑΠΕ. Μία δεύτερη σκέψη αφορά στον ορισμό των παλιών έργων που θα απολαμβάνουν το υφιστάμενο μηχανισμό στήριξης Feed In Tariff και των νέων έργων που θα ενταχθούν στις προβλέψεις του νέου μηχανισμού στήριξης των ΑΠΕ, πιθανώς του Feed In Premium. Αφού ληφθεί η σχετική έγκριση από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή στο πλαίσιο της κοινοποίησης του μηχανισμού, το εν λόγω μέτρο θα καθοριστεί με νομοθετική ρύθμιση από την πλευρά του Υπουργείου. Στο σημείο αυτό, σημειώνεται ότι με βάση τις Κατευθυντήριες Γραμμές υπάρχει ένα βασικό σκεπτικό για τον μηχανισμό Feed In Premium, βάσει του οποίου ένα έργο ΑΠΕ αποζημιώνεται μέσω δύο πηγών: από τη συμμετοχή του στην αγορά και από τον μηχανισμό στήριξης. Υπάρχουν διάφορα μοντέλα Feed In Premium, όπως το sliding premium και εναπόκειται στην πολιτική ηγεσία η επιλογή του ακριβούς μηχανισμού από αυτά τα τρία-τέσσερα μοντέλα που υπάρχουν και εφαρμόζονται στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Μία τρίτη σκέψη αφορά τον τρόπο συμμετοχής των ΑΠΕ στην αγορά. Οι Κατευθυντήριες Γραμμές είναι σαφείς στο σημείο αυτό. Τα έργα ΑΠΕ θα πρέπει να παρέχουν υποχρεώσεις εξισορρόπησης εφόσον υπάρχει και λειτουργεί ενδο-ημερήσια αγορά (Intraday Market). Αυτό σημαίνει ότι σήμερα που η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας διαθέτει μόνο μία αγορά (Day-ahead market), και η λειτουργία της αγοράς στηρίζεται στην επίλυση του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ), οι ΑΠΕ δεν υπόκεινται σε υποχρεώσεις εξισορρόπησης. Ωστόσο, κρίνεται σκόπιμο να διερευνηθεί και να προβλεφθούν ρυθμίσεις προς αυτή την κατεύθυνση για τους νέους παραγωγούς ΑΠΕ, δηλαδή τα νέα έργα ΑΠΕ να συμμετέχουν στην αγορά έστω και με έναν απλό τρόπο δήλωσης παραγωγής στο Day-ahead Market. Για τη συμμετοχή των ΑΠΕ στην αγορά, ανακύπτει ένα σημαντικό ζήτημα σχετικά με την ύπαρξη και τον ρόλο του «φορέα συγκέντρωσης» (aggregator). Πρέπει να αντιμετωπιστούν βασικά ζητήματα σχετικά με τον ορισμό του aggregator, το ειδικότερο πλαίσιο αδειοδότησής του, το ρόλο του στην αγορά, τις αρμοδιότητές του, το ειδικότερο πλαίσιο λειτουργίας του, την ύπαρξη ενδεχομένως ενός «last resort aggregator» για τους παραγωγούς που δε μπορούν να βρουν εκπρόσωπο, κ.λπ. Υπάρχουν διάφορες προτάσεις και συζητήσεις για το θέμα αυτό, οι οποίες βρίσκονται υπό επεξεργασία από το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας.

43

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Αναφορικά με τη διαγωνιστική διαδικασία, σύμφωνα με τις Κατευθυντήριες Γραμμές, προβλέπεται για το έτος 2016 υποχρεωτική διαγωνιστική διαδικασία για τουλάχιστον το 5% της εγκατεστημένης ισχύος των ετών 2015 και 2016, δηλαδή περίπου 20MW. Επομένως, θα πρέπει ο νέος αυτός μηχανισμός να περιγράψει σε αδρές γραμμές και τη διαγωνιστική διαδικασία. Βάσει των Κατευθυντηρίων Γραμμών, επίσης, από την 1.01.2017 θα πρέπει όλες οι ΑΠΕ να συμμετέχουν στο νέο μηχανισμό στήριξης μέσω διαγωνιστικής διαδικασίας, εκτός εάν δοθεί ειδική τεκμηριωμένη εξαίρεση. Στο σημείο αυτό, μπορεί να αναφερθεί ότι μία πρώτη σκέψη αφορά τη διαγωνιστική διαδικασία ώριμων έργων, π.χ. τη συμμετοχή σε μειοδοτικό διαγωνισμό έργων που έχουν λάβει άδεια εγκατάστασης και επομένως θα μπορούν άμεσα να προχωρήσουν σε κατασκευή του έργου. Μία δεύτερη σκέψη αφορά τη διαγωνιστική διαδικασία μη ώριμων έργων, π.χ. έργων που θα συνδεθούν σε μία περιοχή που έχει χαρακτηριστεί «κορεσμένη» και επομένως υπάρχει περιορισμένος διαθέσιμος ηλεκτρικός χώρος και δε μπορούσαν μέχρι σήμερα να υποβληθούν σχετικές αιτήσεις για χορήγηση άδειας παραγωγής. Παράδειγμα θα μπορούσε να αποτελέσει η περιοχή της Εύβοιας, με τη νέα διασυνδετική γραμμή του Πολυποτάμου που κατασκευάστηκε από την ΑΔΜΗΕ ΑΕ για τη διασύνδεση αιολικών σταθμών συνολικής ισχύος περίπου 600MW. Σήμερα ήδη υπάρχει διαθέσιμη ισχύς άνω των 100MW και εκτιμάται ότι σύντομα θα αυξηθεί περί τα 200-250MW. Αυτή η περιοχή, που έχει χαρακτηριστεί ως κορεσμένη, διαθέτει εξαιρετικό αιολικό δυναμικό και σημαντικό ηλεκτρικό χώρο που πρέπει άμεσα να αξιοποιηθεί για νέα έργα ΑΠΕ. Τέλος, αναφορικά με το θέμα της «διακοψιμότητας», η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας δεν ασχολήθηκε μέχρι τώρα καθόλου με το εν λόγω ζήτημα, γι’ αυτό το λόγο και δεν έχει τοποθετηθεί. Αυτό που προσωπικά πιστεύω είναι ότι η «διακοψιμότητα» θα πρέπει να είναι πάντα συνυφασμένη με το θέμα της επάρκειας.

Λειτουργός της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΛΑΓΗΕ) Μιχάλης Φιλίππου, Επιχειρησιακός Διευθυντής Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας Β. Το θέμα του δεύτερου μέρους της σημερινής εκδήλωσης αφορά στη Διαμόρφωση νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ στην χώρα μας σύμφωνα με τις Κατευθυντήριες Γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του περιβάλλοντος και της ενέργειας (2014-2020), (2014/C 200/01) της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Οι Υπηρεσίες του Λειτουργού της Αγοράς (ΛΑΓΗΕ ΑΕ) έχουν εμπλακεί στο εγχείρημα πρόσφατα και για αυτό το λόγο στην ομιλία μου δεν δύναμαι να αναφερθώ σε θέματα λεπτομερούς σχεδιασμού του νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ, αλλά σε γενικές αρχές που απορρέουν από την εμπειρία εφαρμογής του υπάρχοντος πλαισίου στήριξης (Feed in Tariff). Είναι γνωστό και αποδεκτό διεθνώς ότι ένας ενεργειακός σχεδιασμός κρίνεται ως επιτυχής όταν εκ του αποτελέσματος πάρει “καλούς” βαθμούς και στα τρία κριτήρια/στόχους: την ασφάλεια εφοδιασμού, την προστασία του περιβάλλοντος και το ενεργειακό κόστος για τον τελικό καταναλωτή.

44

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Στη χώρα μας χωρίς καμία αμφιβολία έχουμε πάρει “κακό” βαθμό στο τρίτο κριτήριο/στόχο, το ενεργειακό κόστος, οι επιπτώσεις του οποίου προφανώς επιδεινώθηκαν στις συνθήκες οικονομικής κρίσης. Τα στοιχεία της Eurostat για την περίοδο 2004-2014 αναφορικά με το κόστος ηλεκτρισμού στα νοικοκυριά κατηγορίας Dc (ετήσια κατανάλωση από 2500 – 5000 KWh) είναι αποκαλυπτικά. Η μέση αύξηση στις χώρες της “EuroArea” ήταν +51,57% όταν στην χώρα μας ήταν +163,34%. Ο κύριος λόγος αύξησης και στις δύο περιπτώσεις ήταν οι ενισχύσεις για τη διείσδυση των ΑΠΕ, στη χώρα μας η κύρια συνιστώσα ενίσχυσης, το ΕΤΜΕΑΡ πρώην “Ειδικό Τέλος ΑΠΕ”, για την ίδια χρονική περίοδο στους οικιακούς καταναλωτές, από 0,4 €/MWh έφθασε στα 26,3 €/MWh. Η παραπάνω αναφορά σε καμία περίπτωση δεν θα πρέπει να εκληφθεί ως μειωμένη ευαισθησία για την προστασία του περιβάλλοντος με πρόθεση μείωσης της απαιτούμενης και αναγκαίας διείσδυσης των ΑΠΕ στο ενεργειακό ισοζύγιο. Τουναντίον, σκοπός των επισημάνσεών μου είναι η προστασία των επενδύσεων ΑΠΕ και η εξασφάλιση της βιωσιμότητάς τους. Εξάλλου, όπως τόνισα παραπάνω και στην προστασία του περιβάλλοντος πρέπει να παίρνουμε “καλό” βαθμό. Για να επιλυθεί το παραπάνω πολυπαραμετρικό πρόβλημα πρέπει συγχρόνως να εξασφαλίσουμε το απαιτούμενο σταθερό και εύλογο εισόδημα στον επενδυτή ΑΠΕ και συγχρόνως τη δυνατότητα ανταπόκρισης του καταναλωτή, η οποία θα υπάρξει μέσω ενός ανεκτού ενεργειακού κόστους για αυτόν. Εύλογο εισόδημα για τον επενδυτή είναι το εισόδημα που καλύπτει τα σταθερά και μεταβλητά (λειτουργικά) έξοδα μιας επένδυσης καθώς και μία εύλογη απόδοση (IRR), ενώ ανεκτό ενεργειακό κόστος για τον καταναλωτή είναι αυτό στο οποίο μπορεί να ανταποκριθεί, δεδομένων των οικονομικών του συνθηκών. Για να επιτευχθεί αυτό απαιτείται σωστός σχεδιασμός του νέου πλαισίου στήριξης και μηχανισμός περιοδικού ελέγχου του διαμορφούμενου ενεργειακού κόστους, ο οποίος έλεγχος είναι εφικτός αποκλειστικά και μόνο με την δημιουργία μητρώου για τον σταδιακό προγραμματισμό υλοποίησης των ενισχυόμενων επενδύσεων με “πακέτα” εγκατεστημένης ισχύος ανά δεδομένη χρονική περίοδο. Αυτό δεν εφαρμόστηκε όταν έπρεπε στο υπάρχον πλαίσιο στήριξης των ΑΠΕ (FiT) και τα αποτελέσματα είναι γνωστά με τα ελλείμματα του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ που διαχειρίζεται ο ΛΑΓΗΕ. Σωστός σχεδιασμός σημαίνει μελετημένος προσδιορισμός των παραμέτρων σχεδιασμού του πλαισίου στήριξης δεδομένου ότι αυτές έχουν σημαντικές επιπτώσεις στο διαμορφούμενο κόστος παραγωγής. Για παράδειγμα, σήμερα το μέσο κόστος παραγωγής από φωτοβολταϊκά, πλην στεγών, στη χώρα μας είναι 285 €/MWh ενώ στις Ηνωμένες Πολιτείες Αμερικής είναι περίπου 125 €/MWh. Η διαφορά αυτή οφείλεται κυρίως στην επιλογή που έγινε στις ΗΠΑ, η διείσδυση της συγκεκριμένης τεχνολογίας να γίνει με την κατασκευή κυρίως έργων υψηλής εγκατεστημένης ισχύος (Utility Scale), επιλογή που συμπίεσε το κόστος επένδυσης και είχε ως αποτέλεσμα σημαντικά μειωμένο κόστος παραγωγής. Σήμερα στη χώρα μας, μέσω του Συστήματος Συναλλαγών (Αγορά Ηλεκτρισμού) δραστηριοποιούνται 47 εταιρείες (4 παραγωγοί & προμηθευτές, 3 παραγωγοί, 8 προμηθευτές και 32 έμποροι), με διμερείς συμβάσεις με ΛΑΓΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ (Μη Διασυνδεδεμένων Νήσων) λειτουργούν περίπου 15.000 εγκαταστάσεις ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ και με διμερείς συμβάσεις με τους προμηθευτές λειτουργούν περίπου 42.000 φωτοβολταϊκές εγκαταστάσεις στέγης, ενώ πρόσφατα άρχισαν και συμβάσεις συμψηφισμού (net-metering) με προμηθευτές, διαμορφώνοντας συνολικά το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας για την εξυπηρέτηση περίπου 7.400.000 παροχών κατανάλωσης (Οικιακές, Εμπορικές, Αγροτικές, Βιομηχανικές, Δημόσιας Χρήσης κ.λπ.)

45

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Πρέπει να επισημανθεί και να καταστεί σαφές σε όλους τους εμπλεκόμενους – επιχειρηματίες, πολιτεία, ρυθμιστικές αρχές κ.α. – ότι για τον τομέα της ενέργειας, πέραν της βασικής αρχής που ισχύει σε κάθε τομέα της οικονομίας, ότι δηλαδή η βιωσιμότητά του έχει ως προϋπόθεση την ανταγωνιστικότητά του, δηλαδή την προσφορά του αντίστοιχου προϊόντος σε ανταγωνιστική τιμή στον τελικό καταναλωτή, υπάρχουν και σημαντικότατες επιπτώσεις συνολικά στην εθνική οικονομία. Παράδειγμα οι ΗΠΑ που μετά από ερευνητικά προγράμματα δεκαετιών με την εφαρμογή της τεχνολογίας του σχιστόλιθου, από ενεργειακά εισαγωγική χώρα έγινε εξαγωγική, γεγονός με σοβαρότατες επιπτώσεις τόσο στην εθνική της οικονομία όσο και στην παγκόσμια εάν λάβουμε υπόψη και τις επιπτώσεις στο διεθνές εμπόριο άνθρακα και πετρελαίου. Συνεπώς, το ενεργειακό κόστος αναδεικνύεται ως σημαντικός παράγοντας τόσο για τον ίδιο τον τομέα όσο και συνολικά για την εθνική οικονομία. Η προσπάθεια για την σταθεροποίησή του και την περαιτέρω συμπίεσή του είναι εθνική υπόθεση. Τα μέτωπα στην προσπάθεια αυτή για το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας είναι δύο. Το πρώτο μέτωπο αφορά την αγορά ηλεκτρισμού. Ή θα παραμείνουμε σε μία αγορά που δεν λειτουργεί ανταγωνιστικά με αποτέλεσμα “διορθωτικές” παρεμβάσεις να την καθιστούν κρατικοδίαιτη με επιβαρύνσεις για τον οικιακό, βιομηχανικό καταναλωτή ή θα προχωρήσουμε σε αγορά αφενός απαλλαγμένη από τα σημερινά γνωστά δομικά της προβλήματα και αφετέρου συγχρόνως δομημένη με προθεσμιακό και “spot” προσδιορισμό τιμών (Forward και Day-Ahead αγορές) αλλά και δυνατότητα “διόρθωσης θέσης” (Intraday αγορά) έτσι ώστε τα εμπλεκόμενα επιχειρηματικά σχήματα, δημόσια και ιδιωτικά, να έχουν δυνατότητες επιχειρηματικού σχεδιασμού και διαχείρισης χρηματοοικονομικού κινδύνου με σκοπό την εξασφάλιση της βιωσιμότητά τους και την παροχή ανταγωνιστικών τιμών στον καταναλωτή. Το δεύτερο μέτωπο αφορά τις ευθύνες της πολιτείας και των ρυθμιστικών αρχών (ΡΑΕ και Ανταγωνισμού) στο σχεδιασμό και την εφαρμογή των κρατικών ενισχύσεων αναφορικά με τις επιπτώσεις τους στο κόστος ηλεκτρισμού για τον καταναλωτή. Οι κρατικές ενισχύσεις είναι θεμελιώδης και απαραίτητος παράγοντας άσκησης ενεργειακής πολιτικής για την προστασία του περιβάλλοντος, του ευπαθούς καταναλωτή και την προώθηση της ανταγωνιστικότητας της βιομηχανίας υπό προϋποθέσεις απτών αποτελεσμάτων στην απασχόληση και την εθνική οικονομία. Κατά τον σχεδιασμό τους και την εφαρμογή τους θα πρέπει να λαμβάνονται υπόψη δύο αρχές. Κατά πρώτον, πρέπει να είναι διακριτές από τη λειτουργία της αγοράς και κατά δεύτερον η διαχείριση του χρηματοοικονομικού κινδύνου θα πρέπει να γίνεται με ιδιαίτερη επιμέλεια δεδομένου ότι αρνητική εξέλιξη έχει επιπτώσεις στους επενδυτές και τους καταναλωτές και όχι σε αυτούς που είχαν την ευθύνη σχεδιασμού και εφαρμογής, όπως συμβαίνει στην περίπτωση της αγοράς που οι επιπτώσεις αφορούν αποκλειστικά τα επιχειρηματικά σχήματα. Τα αποτελέσματα στα δύο παραπάνω μέτωπα διαμόρφωσης και ελέγχου του κόστους της ηλεκτρικής ενέργειας θα πρέπει να αποτυπώνονται διακριτά και με πλήρη διαφάνεια στους λογαριασμούς ρεύματος όλων των καταναλωτών, οικιακών, εμπορικών, αγροτικών και βιομηχανικών καθώς τυποποιημένη δομή (format) του λογαριασμού ρεύματος θα πρέπει να είναι υποχρεωτική για όλους τους προμηθευτές. Η διαφανής και πλήρης ενημέρωση του καταναλωτή για τη διαμόρφωση του ενεργειακού κόστους αναμφισβήτητα είναι θέμα ουσιαστικής δημοκρατίας.

46

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Τέλος, οι υπηρεσίες του ΛΑΓΗΕ σε συνεργασία με τη ΡΑΕ ενεργούν για τη θεσμοθέτηση της διαμόρφωσης του “Μείγματος Καυσίμου” που θα αντιστοιχεί σε κάθε προμηθευτή μέσω της διαχείρισης των “Εγγυήσεων Προέλευσης” σε ευρωπαϊκό επίπεδο, με σκοπό την παροχή “πράσινων προϊόντων” στους τελικούς καταναλωτές. Η διαδικασία αυτή σε πανευρωπαϊκό επίπεδο εντάσσεται στην προσπάθεια δημιουργίας περιβαλλοντικών αγορών και περιβαλλοντικών εσόδων για την προστασία του περιβάλλοντος μέσω τις ενίσχυσης των επενδύσεων ΑΠΕ. Η επιπλέον επιβάρυνση του τελικού καταναλωτή θα είναι εθελοντική εφόσον ο ίδιος θα επιλέγει τα ακριβότερα και πιο “πράσινα” προϊόντα όπως αυτά θα του παρέχονται με το αντίστοιχο “Μείγμα Καυσίμου” με σκοπό να συμβάλει περαιτέρω στην προσπάθεια προστασίας του κλίματος και αποτροπής της κλιματικής αλλαγής.

GIZ GmbH Ultrich Laumanns, Project Manager Β.α. The new support scheme for RES in Greece should aim at establishing a transparent, predictable and stable framework for new investments in the Greek RES sector. It should be at the same time cost-efficient as well as attractive for investors. The new support scheme should allow for the development of a diversified mix of RES technologies in view of exploiting the advantages of the individual RES technologies and the complementarities between them. It should also support the development of different types and sizes of RES projects (small, medium and large), taking into consideration their different advantages in terms of cost-efficiency, contribution to the national RES targets, democratization of the energy sector and other socio-economic benefits. The RES support scheme should be in line with the requirements of EU legislation, in particular the State Aid Guidelines for Environmental Protection and Energy 2014-2020, and allow for the gradual integration of RES generators in the electricity market. Β.β. Under the new RES support scheme, RES generators above a certain capacity threshold should participate in the electricity market, as required by the State Aid Guidelines for Environmental Protection and Energy 2014-2020. A part of their compensation will therefore come directly from their revenues on this market. The remaining financing that they require will be paid in the form of a feed-in premium. Under the “sliding feed-in premium” model, this premium would always be adjusted so as to meet the remuneration level that is required by the RES generators in order to recover their investments. This model will also ensure that RES generators are protected from any existing distortions of the electricity market. In the context of the foreseen reform of the Greek electricity market, RES generators will also be able to participate in other market segments, such as the intraday or the balancing markets. Β.γ. The provisions of the State Aid Guidelines with regard to the direct participation in the wholesale market is an obligation that applies to all new RES generators above a certain capacity threshold. Smaller RES generators should be exempted from this requirement, in line with the exemptions provided in the State Aid Guidelines. Larger RES generators will be subject to the same rights and responsibilities as other generators. In order to al-

47

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

low their participation in the market, there will obviously be the need for introducing some adjustments to the Greek electricity network and market codes. These adjustments would need to take into consideration the specific characteristics of RES generators. At the same time, certain market obligations that exist for other generators, such as standard balancing responsibilities, could be implemented in a second step after the completion of the electricity market reform. Β.δ. The requirements of the State Aid Guidelines only apply to new state aid that is granted from the 1st of January 2016. Existing RES investments that have benefitted from state aid until this date should be protected and not be affected by the reform of the RES support scheme. Β.ε. It is recommended to organize in 2016 a pilot tender for a certain amount of new capacity in order to collect experiences with competitive bidding processes for RES support and to fulfill the requirements of the State Aid Guidelines concerning the use of competitive bidding for a 5% share of new RES capacity in 2015-2016. At the same time, the possibility to shift to a generalized tendering scheme for the support granted to RES producers should be examined and decided on until the deadline of 1 January 2017 of the State Aid Guidelines. This decision should take into consideration the specific situation and characteristics of the Greek RES market and the exemptions from competitive bidding that exist in the State Aid Guidelines. Β.στ. From a legal perspective, the basis for the “interrupted operation” mechanism and its financing by the electricity generators has been established by Law 4203/2013 on the 1st of November 2013. The objective of this mechanism has been to improve the security of supply in the Greek electricity system. It could be discussed if the cost of this mechanism should be borne by electricity generators or by the electricity consumers that benefit from an improved security of supply. In any case, the transitory nature of the related financing mechanism should be ensured. With the conclusion of the electricity market reform, demand side resources should be able to participate directly in the market. Also, RES generators are expected to uptake standard balancing responsibilities. This means that in these circumstances, there would be no reason to continue with the current financing mechanism for the “interrupted operation”.

European Renewable Energies Federation Σάββας Σεϊμανίδης, Πρόεδρος Β. Συγκρότηση νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ 1. Από το “New Deal” στο “New Order”: Μια δύσκολη μετάβαση Η μετάβαση από το υφιστάμενο πλαίσιο στήριξης των ΑΠΕ σε ένα νέο, βελτιωμένο και συμβατό με τις νέες Κατευθυντήριες Γραμμές (ΚΓ) της Ε.Ε. για τις Κρατικές Ενισχύσεις αντιμετωπίζει μια σειρά από σοβαρότατα εμπόδια. Τα σημαντικότερα από αυτά είναι: • Οι καθυστερήσεις που αφορούν, άμεσα ή έμμεσα, στην Ευρωπαϊκή νομιμοποίηση των ενισχύσεων των ΑΠΕ στην Ελλάδα και συγκεκριμένα: 48

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

• Η καθυστερημένη υποβολή του “New Deal” στην Ε.Ε. για τον έλεγχο της συμβατότητάς του με το Δίκαιο της Ε.Ε.

• Η καθυστερημένη παροχή διευκρινιστικών στοιχείων που ζητήθηκαν από την Ε.Ε.

• Η καθυστερημένη έναρξη της προετοιμασίας ενός νέου πλαισίου συμβατού με τις νέες ΚΓ • H καθυστέρηση στην αναμόρφωση της αγοράς ηλεκτρισμού στα πλαίσια της προσαρμογής στο Ευρωπαϊκό Μοντέλο - Στόχο (Target Model) Οι καθυστερήσεις αυτές οφείλονται εν πολλοίς στις πρωτοφανείς συνθήκες πολιτικής και οικονομικής αστάθειας που επικράτησαν στη χώρα τον τελευταίο χρόνο. Όμως, αποτέλεσμα των καθυστερήσεων αυτών είναι η βεβαιότητα ότι, από 1.01.2016, οι επενδυτές και οι παραγωγοί ΑΠΕ που δραστηριοποιούνται ήδη, καθώς και αυτοί που ενδιαφέρονται να δραστηριοποιηθούν στην Ελληνική αγορά ΑΠΕ, όχι μόνο δεν θα γνωρίζουν τους βασικούς όρους και τις προϋποθέσεις για την ανάπτυξη νέων έργων, αλλά ούτε και θα είναι σε θέση να ολοκληρώσουν δρομολογημένες επενδύσεις ΑΠΕ.

• Επιπλέον, από την υποβολή του “New Deal” στην Ε.Ε. για αξιολόγηση (Δεκέμβριος 2014) η υλοποίηση επενδυτικών σχεδίων και έργων ΑΠΕ έχει επηρεαστεί δραματικά από: • Την από 29.06.2015 επιβολή ελέγχων κίνησης κεφαλαίων (capital controls), οι οποίοι σχεδιάζεται να διατηρηθούν τουλάχιστον μέχρι τον Ιούνιο 2016 και, πιθανότατα, μέχρι το Δεκέμβριο του 2016. Οι έλεγχοι κίνησης κεφαλαίων έχουν δυσχεράνει τις τραπεζικές συναλλαγές των επενδυτικών φορέων που είναι απολύτως απαραίτητες για την ανάπτυξη και ολοκλήρωση έργων ΑΠΕ ( εισαγωγές εξοπλισμού, έγκριση και εκταμίευση δανείων και επιχορηγήσεων, έκδοση εγγυητικών επιστολών, κ.λπ.)

• Την από τον Οκτώβριο 2015 επιβολή νέων φόρων και τελών επί των εσόδων των υφιστάμενων και των εν εξελίξει έργων, με αποτέλεσμα την περαιτέρω μείωση των ήδη περιορισμένων οικονομικών περιθωρίων που είχαν προκύψει από τις περικοπές που επέβαλε το “New Deal” Τα μέτρα αυτά σε συνδυασμό με τις προαναφερθείσες αβεβαιότητες της μετάβασης από το “New Deal” σε ένα νέο θεσμικό πλαίσιο στήριξης των ΑΠΕ είχαν ως αποτέλεσμα την απότομη ανάσχεση της επενδυτικής δραστηριότητας στις ΑΠΕ σε εθνικό επίπεδο.

2. Οι ΑΠΕ στην Ελληνική Αγορά Ηλεκτρισμού: Αγώνας Ανώμαλου Δρόμου Οι ΑΠΕ προσπαθούν να αναπτυχθούν σε μια ηλεκτρική αγορά που διακρίνεται από τα παρακάτω βασικά χαρακτηριστικά, τα περισσότερα από τα οποία δυσκολεύουν την λειτουργία τους ως ενός σημαντικού και αναπόσπαστου κομματιού της: • Σύστημα “Mandatory Pool” με λειτουργία μόνο Προημερήσιας Αγοράς • Περιορισμένη ισχύς ηλεκτρικών διασυνδέσεων, με αποτέλεσμα τον περιορισμό του διασυνοριακού εμπορίου ηλεκτρισμού . Πρακτικά η Ελλάδα παραμένει μία ηλεκτρική νησίδα 49

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

• Η αγορά εξακολουθεί να ελέγχεται σε μεγάλο βαθμό από μια επιχείρηση • Η ΟΤΣ δεν αντανακλά το πραγματικό κόστος παραγωγής ρεύματος • Σημαντικές στρεβλώσεις ,όπως φαίνεται από την ύπαρξη και τη σημασία • μηχανισμού ανάκτησης μεταβλητού κόστους • μηχανισμού διαθεσιμότητας ισχύος • τεχνητά υπερτιμημένης στήριξης των ΑΠΕ, η οποία λειτουργεί προς όφελος των προμηθευτών ρεύματος • Το υψηλότερο κόστος προμήθειας ρεύματος από την χονδρεμπορική αγορά σε όλη την Ε.Ε.

• Το τρίτο χαμηλότερο επίπεδο επιδότησης ΑΠΕ από όλες τις χώρες της Ε.Ε. για όλες τις τεχνολογίες πλην φωτοβολταϊκών

3. Χαρακτηριστικά της ηλεκτροπαραγωγής και των εισαγωγών ηλεκτρισμού στην Ελλάδα το 2014 Installed Capacity

Electricity production

Type of field

MW

GWh

% on energy

Lignite

4456

22709

41,17

Natural Gas

4901

6339

11,49

Oil Interc. Grid

698 1893

46,38

8,41

Hydro Small (0-15 MW) Large (>15 MW)

220 3169

625 3906

1,13 7,08

350 4300

W/P Interc. Grid No Interc. Grid

1624 309

2732 628

0,00 4,95 1,14

7500

*PV

2215

3416

6,19

2200

Congeneration

229

1156

2,10

Biomass - Blogas

47

189

0,34

8819

15,99

Interconnections balance Total

19761

55157

Total RES (incl Lhydro)

7584

11496

NREAP Target 2000

* does not include small Rooftop PV Systems which amounted to 375 MW 50

MW

350

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ο παραπάνω Πίνακας συνοψίζει τα χαρακτηριστικά της παραγωγής και της εισαγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα στο τέλος του 2014. Το 2014 οι ΑΠΕ (συμπεριλαμβανομένων των μεγάλων ΥΗΣ και εξαιρουμένων των Φ/Β στεγών) : • Έδωσαν 24,8% της εθνικής παραγωγής ρεύματος • Ικανοποίησαν το 20,8% της ζήτησης ρεύματος • Ήταν το 38,1% της εγκατεστημένης ηλεκτρικής ισχύος

4. Πώς φθάσαμε ως εδώ και πως πρέπει να συνεχίσουμε; • Περισσότερο από το 95 % της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ αναπτύχθηκε και ανήκει σε ανεξάρτητους παραγωγούς • Μείζονα κίνητρα για την υλοποίηση έργων ΑΠΕ αποτέλεσαν μέχρι σήμερα: • Οι Εθνικοί Στόχοι (ενδεικτικοί μέχρι το 2010 και υποχρεωτικοί μέχρι το 2020) • Η οικονομική στήριξη της Πολιτείας με την μορφή των εγγυημένων τιμών (operating aid – σύστημα FIT), καθώς και μέσω επιδοτήσεων και φοροαπαλλαγών (investment aid – Αναπτυξιακός Νόμος και Επιχειρησιακά Προγράμματα) • Η σταθερότητα και η προβλεψιμότητα όλων των μέχρι σήμερα θεσμοθετημένων πλαισίων ΑΠΕ • Statistics Sources: Official Reports, MinEnvEn and LAGIE

Η πορεία προς την επίτευξη του δεσμευτικού στόχου για τις ΑΠΕ για το 2020

• EC, COM (2015) 572, State of the Energy Union: “With a renewable energy share of 15% in 2013, Greece is on track to reach its 18% target in 2020, but efforts should be strengthened ahead of 2020. The lack of predictability and transparency of renewable support schemes might jeopardize the development of this important sector for energy security and growth”.

51

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

5. “New Deal”: Τι πέτυχε και με τι κόστος; Το υφιστάμενο πλαίσιο για τις ΑΠΕ : • Διαμορφώθηκε επί τη βάσει των ΚΓ της περιόδου 2009 – 2014 μετά από δύο χρόνια διαβουλεύσεων με τους Ευρωπαϊκούς Θεσμούς, το ΔΝΤ και τους εμπλεκόμενους εθνικούς ενεργειακούς φορείς.

• Θεσμοθετήθηκε τον Μάιο του 2014, πριν τεθούν σε ισχύ οι νέες ΚΓ για την περίοδο 20142020 (1η Ιουλίου 2014).

• Επέβαλε αναδρομικές περικοπές στα έσοδα εν λειτουργία έργων ΑΠΕ και μείωσε δραστικά το έλλειμμα του Ε.Λ.ΑΠΕ του ΛΑΓΗΕ, το οποίο είχε προκύψει από την τεχνητή υπερτίμηση του κόστους στήριξης των ΑΠΕ και την ανεξέλεγκτη ανάπτυξη Φ/Β έργων κατά την περίοδο 2011-2014. Όμως, οι περικοπές αυτές επέδρασαν πολύ αρνητικά στο επενδυτικό κλίμα, καθώς μείωσαν δραστικά τις - κατά κανόνα - εύλογες οικονομικές αποδόσεις των περισσοτέρων κατηγοριών έργων ΑΠΕ (αιολικά, μικρά υδροηλεκτρικά έργα και έργα βιομάζας).

• Θεσμοθέτησε χαμηλότερες τιμές πώλησης για νέα έργα ΑΠΕ που οδηγούσαν σε μέγιστες οικονομικές αποδόσεις έργων (max project IRR) μέχρι 12% για τα Α/Π, 8 % για τα Φ/Β, 11% για τα ΜΥΗΕ και 14,5% για έργα βιομάζας. Σήμερα, αυτές οι τιμές πώλησης οδηγούν σε σημαντικά χαμηλότερες αποδόσεις.

• Ανεξάρτητες έρευνες που έγιναν από τους συλλογικούς φορείς της αγοράς των ΑΠΕ έδειξαν ότι οι συγκεκριμένες τιμές για τις περισσότερες τεχνολογίες (αιολικά, βιομάζα), παρότι οδηγούσαν σε χαμηλότερες αποδόσεις (π.χ. της τάξης του 11% για ένα τυπικό Α/Π 30 MW), αυτές παρέμεναν αποδεκτές από τις τράπεζες, επιτρέποντας την υλοποίηση των έργων.

6. Η κατάσταση της αγοράς ΑΠΕ σήμερα • Από τον Ιούνιο του 2015 (επιβολή ελέγχων κίνησης κεφαλαίων) έχουν ανασταλεί οι εισαγωγές εξοπλισμού εγκατάστασης και συντήρησης έργων ΑΠΕ και έχει καταστεί ιδιαίτερα δυσχερής η έγκριση και η εκταμίευση δανείων και επιδοτήσεων όπως και η έκδοση εγγυητικών επιστολών. Αυτό έχει προκαλέσει μεγάλες καθυστερήσεις και απρόβλεπτη αύξηση του κόστους υλοποίησης όλων των εν εξελίξει έργων ΑΠΕ • Τον Οκτώβριο 2015 αυξήθηκε ο συντελεστής φορολόγησης κερδών των επιχειρήσεων από το 26% στο 29% και η υποχρέωση προκαταβολής του φόρου εισοδήματος για το επόμενο έτος από το 80 % στο 100% • Επιπλέον, μέχρι τέλους Δεκεμβρίου 2015 αναμένεται να εκδοθεί η ΥΑ με την οποία θα επιβάλλεται το μη ανακτήσιμο για τις ΑΠΕ μεταβατικό τέλος ασφάλειας εφοδιασμού, γνωστό και ως τέλος διακοψιμότητας. Η επιβολή του συγκεκριμένου «Τέλους» αποτελεί φόρο υπέρ τρίτων και συνεπάγεται τη μείωση των ακαθάριστων εσόδων των έργων ΑΠΕ κατά: 1,8% για τα Α/Π, 3,6% για τα Φ/Β, 0,8% για τα ΜΗΥΕ και 0,6% για τα έργα βιομάζας.

52

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

• Σχετικές μελέτες δείχνουν ότι, χωρίς να λαμβάνεται υπόψη η αύξηση του κόστους των έργων λόγω της καθυστέρησης των χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησής τους, οι οικονομικές αποδόσεις των επενδύσεων μειώνονται δραματικά έναντι των προβλεπόμενων από το “New Deal”. Για παράδειγμα, για ένα τυπικό Α/Π 30 MW, η οικονομική απόδοση του έργου (project IRR) μειώνεται από 11% σε 8%.

• Αυτές οι εξελίξεις, σε συνδυασμό με τις αβεβαιότητες που χαρακτηρίζουν τη μετάβαση από το υφιστάμενο σύστημα στήριξης ΑΠΕ σε ένα νέο, εκ βάθρων διαφορετικό, έχουν οδηγήσει την αγορά σε «αγρανάπαυση».

• Υπό αυτές τις συνθήκες η επίτευξη του δεσμευτικού στόχου ΑΠΕ για το 2020 είναι αδύνατη.

7. Τι πρέπει να γίνει; • Η ταχύτερη δυνατή ολοκλήρωση της αξιολόγησης και το «κλείσιμο» του “New Deal” εις τρόπον ώστε να παραμείνουν στο υφιστάμενο καθεστώς στήριξης έργα ΑΠΕ για τα οποία έχουν αναληφθεί διμερείς δεσμεύσεις υλοποίησης μεταξύ της Πολιτείας και των επενδυτικών φορέων, όπως π.χ. συμβάσεις σύνδεσης των έργων στο δίκτυο ή συμβάσεις αγοράς της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας (ΡΡΑ). Τα έργα ΑΠΕ που υπάγονται στις κατηγορίες αυτές είναι της τάξης των 2 GW. Μια τέτοια εξέλιξη θα ήταν ένα σημαντικό βήμα στην κατεύθυνση: • της μείωσης των αβεβαιοτήτων • της αποκατάστασης της επενδυτικής εμπιστοσύνης • της επανεκκίνησης δρομολογημένων έργων - παρά την σημαντική μείωση των οικονομικών αποδόσεων τους, και • της διασφάλισης της συνέχειας της αγοράς ΑΠΕ για τα επόμενα 2-3 χρόνια • Παράλληλα, και σε συνάρτηση με την ολοκλήρωση της αξιολόγησης του “New Deal” κατά τα ανωτέρω, θα πρέπει να επισπευσθεί η προετοιμασία και να οριστικοποιηθούν και να θεσμοθετηθούν το ταχύτερο δυνατόν οι διατάξεις του νέου πλαισίου για τις ΑΠΕ, που θα πρέπει: • Να είναι συμβατό με τις νέες ΚΓ και, ειδικότερα, να στηρίζεται στο σύστημα Feed-in Premium (FIP) – έναντι της μόνης διαθέσιμης εναλλακτικής επιλογής, του συστήματος Quota / Green Certificates • Στην πρώτη φάση της εφαρμογής του και τουλάχιστον μέχρι την υλοποίηση των μεταρρυθμίσεων της αγοράς στα πλαίσια του Ευρωπαϊκού Μοντέλου Στόχου (Target Model), να διασφαλίζει τιμές πώλησης της παραγόμενης ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας 53

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

(reference prices), συγκρίσιμες με το πραγματικό κόστος παραγωγής ανανεώσιμου ρεύματος (LCOE) • Στη δεύτερη φάση της εφαρμογής του, θα πρέπει ο καθορισμός των τιμών πώλησης να προκύπτει ως αποτέλεσμα δημοπρασιών. Στη χώρα μας τεκμηριώνονται λόγοι εξαίρεσης από τις δημοπρασίες για ορισμένες τεχνολογίες ΑΠΕ (π.χ. αιολικά, ΜΥΗΕ), σύμφωνα με τα οριζόμενα στις νέες ΚΓ, τουλάχιστον μέχρι το 2018.

• Η εφαρμογή των προαναφερόμενων θα μπορούσε να αποτελέσει τη βάση τόσο για την επίτευξη των δεσμευτικών στόχων ΑΠΕ για το 2020 όσο και για την ομαλή ενσωμάτωση των ΑΠΕ στην υπό αναμόρφωση αγορά ηλεκτρισμού.

8. Ενδεικνυόμενα χαρακτηριστικά νέου πλαισίου ΑΠΕ • Επιλογή και σχεδιασμός του µμηχανισμού Feed-In-Premium ( FIP) • Σύστημα μεταβλητού περιθωρίου πριμοδότησης με μονόδρομες πληρωμές (variable FIP with one-way payments) • Τιμή Βάσης (ΤΒ) η ΟΤΣ ή η ΟΤΑ, με κατώφλι προστασίας το ΜΜΚΘΣ • Τιμή Πώλησης ή Τιμή Αναφοράς (ΤΑ, reference price) = Τιμή Βάσης + Μεταβλητό Premium (variable premium, ΜΠ), διαφοροποιημένο ανά τεχνολογία ΑΠΕ • Σύστημα πληρωμών παραγωγών ΑΠΕ: Μείωση των υπερημεριών στον ένα μήνα με εξόφληση του συνόλου της αξίας της παραγωγής • Στοιχεία και τρόπος υπολογισμού των τιμών FIP • Η διοικητικά οριζόμενη ΤΑ πρέπει να είναι συγκρίσιμη με το πραγματικό κόστος παραγωγής κάθε τεχνολογίας ΑΠΕ (LCOE) και να διασφαλίζει χρηματοδοτήσιμο IRR • Βασικές παράμετροι που πρέπει να ληφθούν υπόψη στον υπολογισμό της ΤΑ και πρέπει να απεικονίζουν τα πραγματικά δεδομένα της αγοράς ΑΠΕ είναι: Ειδικό κόστος (€/kW) και συνολικό κόστος επένδυσης (CapEx), Συντελεστής απόδοσης (Capacity factor), Λειτουργικό κόστος (OpEx), διάφορες επιβαρύνσεις εκ του νόμου επί των εσόδων (εισφορά προς την ΤΑ και λοιπούς, ετήσιοι και προκαταβαλλόμενοι φόροι επί των κερδών, τέλος διακοψιμότητας), καθυστερήσεις πληρωμών ΛΑΓΗΕ, κόστος κεφαλαίου (WACC).

• Κατηγορίες των έργων ΑΠΕ που θα συνεχίσουν να δέχονται εγγυημένη τιμή (Feed-in Tariff, FIT) • Έργα <500 kW για όλες τις τεχνολογίες πλην Α/Π. Α/Π < 3 MW ή 3 Α/Γ. Παραμένουν οι τιμές πώλησης του “New Deal” • Επίσης, έργα για τα οποία έχει υποβληθεί αίτηση PPA, ενδεχομένως με προϋπόθεση τη δέσμευση υλοποίησης του 50% του έργου μέσα σε 12 μήνες από την 1/1/2016. Ακόμη, 54

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

υπό αντίστοιχες προϋποθέσεις, έργα με οριστική προσφορά σύνδεσης, καθώς και έργα ειδικού σκοπού, π.χ. ΑΣΠΗΕ που συνδέονται στο Ειδικό Έργο Εύβοιας.

• Ακόμη, έργα ΑΠΕ στα ΜΔΝ. Παραμένουν οι τιμές πώλησης του “New Deal” • Όχι άλλες αναδρομικές ρυθμίσεις στα υφιστάμενα PPA και νέες περικοπές εσόδων. Δυνατότητα μετάβασης από το FIT στο FIP αλλά μόνο με κίνητρα μείωσης επενδυτικού ρίσκου • Χρηματοδοτικά εργαλεία επενδυτικών ενισχύσεων έργων ΑΠΕ • ΕΤΜΕΑΡ: Αναθεώρηση του τρόπου υπολογισμού του, ώστε να μην υπερεκτιμάται, και διαφανής ενσωμάτωσή του στο κόστος προμήθειας ως κόστος ενέργειας και όχι ως ξεχωριστή επιβάρυνση των καταναλωτών • Πράσινο Ταμείο: Συνέχιση ενίσχυσης του ΕΛΑΠΕ από τα έσοδα των δημοπρασιών δικαιωμάτων εκπομπών CO2, ώστε να μην προκύπτει έλλειμμα. Τα έσοδα αυτά αναμένεται να αυξηθούν τα αμέσως επόμενα χρόνια και μπορούν να συνεισφέρουν ακόμη και στη μείωση του ΕΤΜΕΑΡ • ΕΣΠΑ / Αναπτυξιακός: Ένταξη έργων ΑΠΕ στο ΕΣΠΑ ή και στο νέο Αναπτυξιακό. Με αυτό τον τρόπο θα διατηρηθεί η δυνατότητα επιλογής μείγματος ενίσχυσης λειτουργίας (operating aid) μέσω του FIP και επιδότησης/φοροαπαλλαγών (investment aid) μέσω του Αναπτυξιακού, σύμφωνα με τα οριζόμενα από τις νέες Κατευθυντήριες Γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις • Κατάρτιση αρχικών κειμένων (νομοθετικών αλλά και κανονιστικών) για το νέο πλαίσιο στήριξης των ΑΠΕ και αντίστοιχη επικαιροποίηση των κωδίκων ηλεκτρικής ενέργειας και δικτύων • FIP: Ταχεία ολοκλήρωση της κατάρτισης των σχετικών κειμένων (μέχρι το τέλος του Α’ Τριμήνου 2016), ώστε να έχει νόημα η εφαρμογή του FIP μέσα στο 2016 • Διαγωνιστικές διαδικασίες: Εξειδίκευση ρυθμίσεων μετά την αξιολόγηση των αποτελεσμάτων της προβλεπόμενης πιλοτικής δημοπρασίας του 2016.

• Αξιολόγηση προτεινόμενου σχήματος για την κοινοποίηση του μηχανισμού στη Γ. Δ. Ανταγωνισμού της Ε.Ε.

• Τεκμηρίωση της καταλληλότητας του προτεινόμενου σχήματος στην επίτευξη του στόχου ΑΠΕ για το 2020, στην ελαχιστοποίηση της όποιας ενδεχόμενης δημοσιονομικής επιβάρυνσης, καθώς και στην ομαλή ενσωμάτωση των ΑΠΕ στην υπό αναμόρφωση αγορά ηλεκτρισμού • Τεκμηρίωση της συνεισφοράς των ΑΠΕ στην αύξηση της εγχώριας προστιθέμενης αξίας και στην εξυπηρέτηση του ημερήσιου φορτίου • Εισαγωγή πιλοτικών δημοπρασιών • Σχεδιασμός και διενέργεια πιλοτικής δημοπρασίας για Φ/Β μέχρι 20 MW (5% της προβλεπόμενης εγκατάστασης νέας ισχύος ΑΠΕ για τα έτη 2015 και 2016) μέσα στο 2016.

55

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Ελληνική Επιστημονική Ένωση Αιολικής Ενέργειας Παναγιώτης Παπασταματίου, Μέλος Δ.Σ. Β. Συγκρότηση νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ Το γενικό πλαίσιο H Ελλάδα έχει υστερήσει σημαντικά στο στόχο της Αιολικής Ενέργειας. Βρίσκεται στο 50% του στόχου για το 2014 και στο 28% του στόχου για το 2020. Ταυτόχρονα, καλείται σήμερα να μεταρρυθμίσει το μηχανισμό στήριξης των Α.Π.Ε. Πρόκειται για τη μεγαλύτερη αλλαγή στον κλάδο από το 1994. Για την αλλαγή αυτή, η Ελλάδα καλείται να επιλύσει μια μεγάλη αντίφαση: Από 1.1.2016 οφείλει να εισάγει ένα πιο αγοραίο μηχανισμό στήριξης, χωρίς όμως να υπάρχει επί της ουσίας η αγορά, στην οποία ο μηχανισμός αυτός θα ενσωματωθεί. Οι λεπτομέρειες και οι ακριβείς κανόνες αυτής της νέας αγοράς ηλεκτρισμού θα γίνουν γνωστοί στο μέλλον. Όμως, οι άγνωστοι αυτοί κανόνες θα επηρεάσουν τα έσοδα των αιολικών πάρκων που θα ενταχθούν από τώρα στο νέο μηχανισμό στήριξης. Οι νέοι κανόνες, όταν διαμορφωθούν, θα επιβάλουν στις Α.Π.Ε. υποχρέωση απευθείας πώλησης της παραγόμενης ενέργειας στην αγορά, υποχρεώσεις εξισορρόπησης κλπ. Η αντίφαση αυτή εγείρει σημαντικά θέματα. Το σημαντικότερο είναι η χρηματοδότηση: Ουσιαστικά τα αιολικά πάρκα που θα ενταχθούν πρώτα στο νέο μηχανισμό στήριξης, θα πρέπει να εξασφαλίσουν χρηματοδότηση χωρίς να είναι ακριβώς γνωστοί οι κανόνες με τους οποίους θα λειτουργούν έπειτα από τα πρώτα χρόνια λειτουργίας τους. Ακόμα και το έπειτα από πόσα χρόνια θα επέλθει αυτή η αλλαγή είναι άγνωστο, αφού δεν είναι σαφές πότε θα εφαρμοσθεί και λειτουργήσει η νέα συνολική αγορά ηλεκτρισμού. Χονδρικώς, ένα αιολικό πάρκο που θα ενταχθεί στο νέο μηχανισμό στήριξης, θα χτίζει τα έσοδα του από δύο ροές: Τα έσοδα από την αγορά και τα έσοδα από το μηχανισμό στήριξης. Σήμερα, η αγορά περιλαμβάνει μια υποχρεωτική χονδρεμπορική αγορά, στην οποία λειτουργεί μόνο η προ-ημερησία αγορά, με εκκαθάριση αποκλίσεων. Το έσοδο από την αγορά θα καθορίζεται ουσιαστικά μόνο (ήτοι κατά το μέγιστο βαθμό) από την ΟΤΣ και σε αυτό θα προστίθεται το έσοδο από το νέο μηχανισμό. Ο τρόπος αυτός δεν διαφέρει επί της ουσίας από αυτό που γίνεται σήμερα, όπου ο ΛΑΓΗΕ συλλέγει, ως εκπρόσωπος των ΑΠΕ, το έσοδο από την ΟΤΣ (με κάποιες προστασίες) και το ΕΤΜΕΑΡ (που είναι επί της ουσίας μια προσαύξηση, premium). Με την εισαγωγή των νέων μελλοντικών κανόνων, το έσοδο από την αγορά θα αντικατασταθεί από μια άλλη ροή που θα εξαρτάται από το πώς ο σταθμός ΑΠΕ. θα μετέχει στην προημερησία αγορά, στην ενδοημερήσια, στις υπηρεσίες εξισορρόπησης και στις αποκλίσεις καθώς και πώς θα αξιοποιεί άλλες δυνατότητες και εργαλεία που θα του είναι διαθέσιμα. Το σύνολο αυτών των εισροών και των ποινών θα οδηγεί σε μια μεταβλητή ροή εσόδων επί της οποίας θα προστίθεται το έσοδο από το νέο μηχανισμό στήριξης. Επί της ουσίας, οι σταθμοί ΑΠΕ που θα ενταχθούν στο νέο μηχανισμό στήριξης διακρίνονται σε δύο κατηγορίες: (i) αυτούς που θα ξεκινήσουν να λειτουργούν στο άμεσο μέλλον, χωρίς 56

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

να είναι γνωστοί οι μελλοντικοί κανόνες της συνολικής αγοράς και (ii) σε αυτούς που θα λειτουργήσουν μετά την διαμόρφωση, εφαρμογή, ωρίμανση και εμπέδωση των νέων κανόνων. Είναι προφανές ότι, προκειμένου να υπάρχουν πιθανότητες χρηματοδότησης των πρώτων, θα πρέπει να υπάρξουν ήδη από τώρα επαρκείς διασφαλίσεις. Για αυτό προτείνεται να υπάρχει στη νέα νομοθεσία η διακήρυξη, έστω και επί της αρχής, ότι οι νέοι μελλοντικοί κανόνες της συνολικής αγοράς δεν θα θίξουν το επίπεδο των εσόδων που θα έχουν οι σταθμοί αυτοί (της πρώτης κατηγορίας) κατά τα πρώτα χρόνια της λειτουργίας τους. Ο προτεινόμενος σχεδιασμός για το νέο μηχανισμό στήριξης Η πρόταση για το νέο μηχανισμό περιλαμβάνει: 1. Υιοθέτηση ενός συστήματος μεταβλητού περιθωρίου πριμοδότησης με μονόδρομες πληρωμές (variable feed-in premium with one-way payments), με τιμή αναφοράς (reference price) την Οριακή Τιμή Αποκλίσεων (ωριαία βάση) με κατώφλι προστασίας. Ο σχεδιασμός αυτός εξασφαλίζει σταθερό έσοδο για τους σταθμούς για τα πρώτα χρόνια που δεν υπάρχει επί της ουσίας αγορά, στην οποία να μπορούν να συμμετέχουν. Μετά τη διαμόρφωση της νέας αγοράς, οι σταθμοί Α.Π.Ε. αναλαμβάνουν υποχρεώσεις αγοράς και, όπως εξηγήθηκε, το έσοδό τους θα εξαρτάται από το πώς ανταποκρίνονται σε αυτές. Η απουσία της νέας συνολικής αγοράς επιβάλλει να μην επιλεγεί ως τιμή αναφοράς κάποια μέση τιμή εντός οποιουδήποτε χρονικού παραθύρου.

2. Η διοικητικά καθορισμένη τιμή εξάσκησης (strike price) προτείνεται να είναι ελαφρά αυξημένη σε σχέση με τις τιμές που καθόρισε ο ν.4254/2014. Το αίτημα αυτό τεκμηριώνεται λόγω της επιβάρυνσης που έχουν υποστεί από τότε οι αποδόσεις των σταθμών Α.Π.Ε. εξαιτίας της επιδείνωσης των περιθωρίων κινδύνου, του κόστους κεφαλαίου, των διαδοχικών φορολογικών και λοιπών επιβαρύνσεων κ.λπ. Φυσικά, οι τιμές εξάσκησης θα επικαιροποιούνται και αναθεωρούνται κάθε έτος για τα νέα έργα με βάση το LCOE του portfolio των έργων που αναμένεται ή επιδιώκεται να υλοποιηθούν.

3. Για τις εξαιρέσεις προτείνεται να εφαρμοσθούν τα όρια που καθορίζουν οι Κατευθυντήριες Γραμμές και να εξαιρεθούν και οι σταθμοί στα ΜΔΝ.

4. Όσον αφορά τις μεταβατικές διατάξεις: Είναι αυτονόητο ότι η νέα νομοθεσία δεν θα επηρεάσει καθόλου τα εν λειτουργία, τα υπό κατασκευή και τα ώριμα έργα και πρέπει να περιέχει επαρκείς μεταβατικές διατάξεις.

5. Ο τρόπος χρηματοδότησης του μηχανισμού στήριξης FIP των νέων έργων πρέπει να είναι διακριτός από τη χρηματοδότηση του μηχανισμού FIT των παλαιών έργων και να αναληφθεί από τους προμηθευτές. Περί διαγωνισμών Για το θέμα του καθορισμού του premium μέσω διαγωνισμών ή όχι από 1.1.2017, η ΕΛΕΤΑΕΝ έχει τεκμηριώσει ότι, ειδικά για την αιολική ενέργεια, πληρούνται τα κριτήρια που θέτουν οι Κατευθυντήριες Γραμμές για την εξαίρεση από την υποχρέωση των διαγωνισμών. Η τεκμηρίωση στηρίζεται στην ανάλυση της πραγματικής κατάστασης της Ελληνικής αγοράς η οποία έχει ως εξής: 57

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

1. Εξαιτίας της μεγάλης υστέρησης των στόχων αιολικής ενέργειας, το ελάχιστο μέγεθος ισχύος που θα πρέπει να προκηρύσσεται κάθε έτος στο πλαίσιο των πιθανών διαγωνισμών είναι πολύ υψηλό (600-1.100 MW).

2. Με βάση τα ιστορικά στοιχεία εξέλιξης της αγοράς αιολικής ενέργειας, τεκμηριώνεται ότι το επίπεδο ισχύος που μπορεί να θεωρηθεί απόλυτα εφικτό αν διασφαλίζεται επενδυτική, οικονομική και πολιτική σταθερότητα, κυμαίνεται πέριξ και λίγο παραπάνω από τον μακροχρόνιο ετήσιο μέσο όρο (153MW). Σε κάθε περίπτωση –ακόμα και όταν η ανάπτυξη έδειξε να επιταχύνεται- το επίπεδο αυτό παρέμεινε πολύ χαμηλότερο σε σχέση με την ανάγκη των 1.100 ΜW ανά έτος.

3. H Ελληνική δεν είναι μια μεγάλη αγορά και το πλήθος των ενδιαφερόμενων επενδυτών είναι μικρό. Ο αριθμός των εν δυνάμει υποψηφίων περιορίζεται ακόμα περισσότερο ενόψει της εγκατάλειψης του συστήματος FIT. 4. Οι αβεβαιότητες του τελευταίου έτους που προκαλούν οι επισφάλειες της Προμήθειας και η συνεπακόλουθη ανασφάλεια εσόδων, καθιστούν απαγορευτική κάθε διαγωνιστική διαδικασία2. Όλα τα ανωτέρω τεκμηριώνουν ότι (i) ελάχιστα έργα θα υποστηρίζονται από επενδυτές και θα πληρούν τα κριτήρια επιλεξιμότητας για τους διαγωνισμούς, (ii) οι τιμές θα πιεστούν προς τα άνω εξαιτίας της ανισορροπίας προσφοράς-ζήτησης, του μικρού αριθμού υποψηφίων που θα είναι διατεθειμένοι να ρισκάρουν μόνο υπό την προϋπόθεση υψηλής απόδοσης και του κινδύνου πρακτικών στρατηγικής υποβολής προσφορών και (iii) ο ρυθμός υλοποίησης έργων θα επιβραδυνθεί ακόμα περισσότερο και θα καταρρεύσει σαφώς κάτω από το σημερινό επίπεδο. Καταληκτικές σκέψεις Συνοπτικά, η πραγματικότητα είναι ότι εξαιτίας χρόνιων παραλήψεων, η Ελλάδα είναι ανέτοιμη να εφαρμόσει το νέο μηχανισμό στήριξης. Ωστόσο, οφείλει να προσαρμοστεί λαμβάνοντας όμως όλα εκείνα τα μέτρα που θα ελαχιστοποιήσουν τις αρνητικές επιπτώσεις της νέας νομοθεσίας. Στόχος θα πρέπει να είναι να αξιοποιηθούν όλα τα περιθώρια που επιτρέπουν οι Κατευθυντήριες Γραμμές ώστε να θιγεί όσο το δυνατό λιγότερο η ανάπτυξη και η δημοκρατικότητα του ενεργειακού συστήματος.

2

ια την αντιμετώπισή του ταμειακού προβλήματος της ηλεκτρικής αγοράς, φορείς των Α.Π.Ε. έχουν προτείνει να ενισχυΓ θεί η αγορά κατά τα πρότυπα της ανακεφαλαιοποίησης του τραπεζικού συστήματος. Αυτό πιθανόν να μπορεί να συμβεί με μεταφορά του συνόλου του ελλείμματος, περιλαμβανομένων των επισφαλειών της Προμήθειας, στους Διαχειριστές, άμεση τιτλοποίησή του και κάλυψη των εκδιδόμενων τίτλων από τους πόρους του Μνημονίου. Ειδικά σήμερα, όπου στο πλαίσιο του Μνημονίου ΙΙΙ έχουν δεσμευθεί 25 δις ευρώ για την ανακεφαλαιοποίηση των τραπεζών και φαίνεται ότι δεν θα χρησιμοποιηθούν στο σύνολό τους, είναι ευκαιρία για την παρούσα Κυβέρνηση να διαπραγματευθεί τη διάθεση ενός μικρού μέρους αυτών των πόρων για την «ανακεφαλαιοποίηση» του άλλου στρατηγικού πυλώνα της οικονομίας που είναι η ηλεκτρική αγορά (βλ. υποσημείωση νο 11).

58

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Σύνδεσμος Παραγωγών Ενέργειας με Φωτοβολταϊκά Στέλιος Λουμάκης, Πρόεδρος Α.1.α. Η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα συνεχίζει ακόμη και σήμερα δυστυχώς να υποφέρει από στρεβλώσεις που έχουν την ρίζα τους σε κατ’ εξαίρεση ή μεταβατικές υποτίθεται ρυθμίσεις, οι οποίες υιοθετήθηκαν προφανώς υπό καθεστώς πίεσης των ενδιαφερομένων προς την εκάστοτε πολιτική ηγεσία και ακόμη ταλανίζουν την εύρυθμη, ορθολογική και απεικονιζόμενη στους αντικειμενικούς δείκτες λειτουργία της αγοράς. Δεν υπάρχει εν γένει συνεπώς στην χώρα μας η προηγούμενη «καλή μαρτυρία» ώστε επί της αρχής να μπορεί να επαναληφθεί μία ακόμη ειδική εξαίρεση από το γενικό πλαίσιο που θα διέπει την πρόσβαση τρίτων μέσω του ΝΟΜΕ στη φθηνή λιγνιτική και υδροηλεκρτική παραγωγή. Όπως είναι γνωστό, το μοντέλο ΝΟΜΕ στοχεύει επί της αρχής στο να δοθεί πρόσβαση στις φθηνές αυτές πηγές προς τρίτους Προμηθευτές με στόχο την πραγματική απελευθέρωση της λιανικής ρεύματος, δηλαδή του να μην υπάρχουν μονοπωλιακά (άνω του 50% το 2020) μερίδια αγοράς σε κανέναν από τους παίκτες λόγω της υστέρησης κάποιων στον ανταγωνισμό ένεκα κοστολογικής διάρθρωσης του ρεύματος που προσφέρουν, και όχι στο να επιδοτήσει την ενέργεια συγκεκριμένης κατηγορίας τελικών καταναλωτών. Υπό το πρίσμα αυτό, η δυνατότητα τελικοί καταναλωτές (όπως οι βιομηχανικοί) να μετέχουν απευθείας στις δημοπρασίες ΝΟΜΕ είναι ασύμβατη με το γενικό πλαίσιο και σκοπό του μέτρου και, επιπλέον, εν τέλει θα επιβάρυνε τους συμμετέχοντες Προμηθευτές, αφού οι βιομηχανικοί καταναλωτές θα αφαιρούσαν ποσότητες φθηνής ενέργειας από τις δημοπρασίες για ίδια χρήση και όχι κατανέμοντας την ενέργεια αυτή σε ευρεία γκάμα καταναλώσεων που σκοπεύει το μέτρο. Συνεπώς οι υπόλοιπες καταναλώσεις, που εν γένει απευθύνονται οι Προμηθευτές, εξ’ ορισμού θα αποκλείονταν όλο και περισσότερο από τη λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή που στοχεύει το ΝΟΜΕ να τους προσφέρει και επιπλέον θα μειωνόταν ο μεταξύ τους ανταγωνισμός, αφού εξ’ ορισμού δεν θα απευθύνονταν σε μία ενεργοβόρο κατηγορία πελατών. Α.1.β. Η ραγδαία μείωση της τιμής του φυσικού αερίου συντελεί στο να αποφορτίζονται οικονομικά οι καθετοποιημένοι τρίτοι Προμηθευτές (με ηλεκτροπαραγωγή από φυσικό αέριο). Μπορούν δηλαδή έναντι της ΔΕΗ, που μέχρι στιγμής διαθέτει κατ’ αποκλειστικότητα φθηνή λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή (κατανεμόμενη), να είναι πλησιέστερα ανταγωνιστικοί. Ωστόσο, η συγκυρία αυτή δεν λύνει δομικά το θέμα της τιμής εκκίνησης των δημοπρασιών ΝΟΜΕ, η οποία και πρέπει να είναι τέτοια, ώστε η ΔΕΗ να δύναται να συνεχίσει την λειτουργία και συντήρηση των εν λόγω εργοστασίων και όχι αυτά παραγωγικά να απαξιωθούν ή να επιδοτούνται σταυροειδώς από άλλες πηγές εσόδων της. Υπό την έννοια αυτή, το μεταβλητό κόστος, όπως ορίζεται τουλάχιστον στον Κώδικα Συναλλαγών, δεν μπορεί να λειτουργήσει ως τιμή εκκίνησης. Σε αυτό θα πρέπει να προστεθεί περιοριστικά το κόστος του προσωπικού που λειτουργεί τις μονάδες αυτές, το κόστος συντήρησης παγίου χαρακτήρα των εν λόγω εργοστασίων ανάλογα με τον ορίζοντα απόσυρσης τους (αυτό αφορά τα πεπαλαιωμένα λιγνιτικά εργοστάσια) και βεβαίως κάθε άμεσο κόστος σχετιζόμενο με την παραμονή τους σε εύρυθμη λειτουργία. Σε ό,τι αφορά το κόστος ρύπων, αυτό περιλαμβάνεται ακόμη και στο μεταβλητό κόστος κατά τον Κώδικα, οπότε η συμπερίληψη του στην τιμή εκκίνησης εκτιμούμε πως είναι εκ των ων ουκ άνευ, αφού άλλωστε επηρεάζει απευθείας και το κόστος παραγωγής

59

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Α.2.α. Η αξία των παγίων του Συστήματος Μεταφοράς έχει διαχρονικά χρηματοδοτηθεί από τα χρήματα των Ελλήνων καταναλωτών μέσω των τελών συστήματος που πληρώνουν στους λογαριασμούς ρεύματος τους, από κέρδη-κεφάλαια της ιδίας της ΔΕΗ που επανεπενδύονταν και ενδεχομένως και από χρήματα-επιχορηγήσεις του Ελληνικού Δημοσίου ένεκα του απολύτως δημόσιου χαρακτήρα της ΔΕΗ για δεκαετίες και της διαχρονικής προσπάθειας για τον εξηλεκτρισμό και εκσυγχρονισμό της Χώρας. Τα δίκτυα μεταφοράς αποτελούν υποδομές μακροπρόθεσμου στρατηγικού και μονοπωλιακού χαρακτήρα, οπότε παραινέσεις για μεταβιβάσεις της ιδιοκτησίας τους σε τρίτους και μάλιστα εσπευσμένες χωρίς εύλογο και επαρκές αντικειμενικά αντίτιμο που να αποτυπώνει πλήρως τον χαρακτήρα των υποδομών αυτών αλλά και της περαιτέρω ανάπτυξης που οφείλει να τους εξασφαλιστεί, είναι εθνικά επιζήμιο να υπάρξουν. Στο πλαίσιο αυτό, και σε ό,τι αφορά τον ιδιοκτησιακό διαχωρισμό του ΑΔΜΗΕ από την ΔΕΗ, η μεταβίβαση των παγίων του Συστήματος Μεταφοράς προς εταιρεία στην οποία θα συμμετέχει το Δημόσιο καταρχήν με 100%, μεταβιβάζοντας στη συνέχεια ποσοστό 49 % αφενός σε ιδιώτες και αφετέρου σε κάποιον πιστοποιημένο στρατηγικό επενδυτή, φαίνεται επί της αρχής συμβατή, ωστόσο θα πρέπει η ΔΕΗ να αποζημιωθεί. Α.2.β. Η ΔΕΗ πρέπει να αποζημιωθεί για την μετοχική απώλεια του ΑΔΜΗΕ τόσο ως αξία παγίων, όσο και ως κερδοφορία που αυτή απολάμβανε από την θυγατρική της και η οποία την στήριζε λειτουργικά. Η αποζημίωση αυτή της ΔΕΗ δεν μπορεί επ’ουδενί ωστόσο να συμψηφιστεί με χρήματα που αυτή οφείλει προς τον ΑΔΜΗΕ ως εταιρεία Προμήθειας (περί τα 500 εκατ. ευρώ) για ρεύμα που αγόρασε αλλά καθυστερεί να εξοφλήσει προς τους ιδιώτες ηλεκτροπαραγωγούς και ειδικά προς τις ΑΠΕ δια του ΕΤΜΕΑΡ. Με άλλα λόγια δεν μπορεί το Ελληνικό Δημόσιο «χρησιμοποιώντας» χρήματα της αγοράς ύψους 500 εκατ. ευρώ περίπου που οφείλονται προς ΑΠΕ και ιδιώτες ηλεκτροπαραγωγούς από την ΔΕΗ, «χαρίζοντας» της τα να την αποζημιώσει εν όλω ή εν μέρει για την μετοχική απώλεια του ΑΔΜΗΕ. Και αν μεν ο ΑΔΜΗΕ που θα ανήκει πλέον 100% στο Ελληνικό Δημόσιο (καταρχήν τουλάχιστον) θα συνεχίσει λογιστικά να οφείλει τα χρήματα αυτά προς τον ΛΑΓΗΕ και εν τέλει τους ηλεκτροπαραγωγούς, όλοι γνωρίζουμε πως ούτε ο ίδιος χωρίς να έχει λάβει τα ποσά αυτά από τη ΔΕΗ θα μπορέσει ποτέ να τα αποπληρώσει (οι ίδιοι πόροι του ΑΔΜΗΕ για την λειτουργία και συντήρηση του συστήματος μεταφοράς είναι περί τα 250 εκατ. ευρώ ετησίως και εξαντλούνται για τον σκοπό του αυτό) αλλά ενδεχομένως ούτε και το Δημόσιο. Σε ό,τι δε αφορά τους νέους μετόχους που θα εισέλθουν στο 49% του ΑΔΜΗΕ σε δεύτερη φάση, είναι απολύτως αμφίβολο καταρχήν το πότε/πόσα χρήματα θα συγκεντρωθούν αλλά και το κατά πόσο αυτά θα διοχετευτούν στην εξόφληση των οφειλών αυτών ή στην ανάπτυξη του συστήματος. Συνεπώς θα βρεθούν οι ιδιώτες ηλεκτροπαραγωγοί και πολύ περισσότερο οι ΑΠΕ (που υπάρχουν και οι μεγαλύτερες ληξιπρόθεσμες οφειλές από ΔΕΗ) να υφίστανται μια εξ’ αυτού του γεγονότος καταστροφική και ασύμμετρη νέα πραγματικότητα μόνιμων δομικών υπερημεριών 3 και πλέον μηνών (πέραν των όποιων επιπλέον συγκυριακών), σε συνέχεια μάλιστα της οικονομικής εξάντλησης που έχουν επί μακρόν υποστεί από την παράτυπη χρησιμοποίηση του ΕΤΜΕΑΡ ως γενικού «μαξιλαριού» ρευστότητας του συστήματος. Εν κατακλείδι, λοιπόν, αν το Δημόσιο προχωρήσει σε αυτό το μοντέλο ιδιοκτησιακού διαχωρισμού του ΑΔΜΗΕ από την ΔΕΗ, θα πρέπει στη συμφωνία ρητά να προβλέπεται πως οι οφειλές της ΔΕΗ δεν θα χρησιμοποιηθούν συμψηφιστικά ώστε αυτή να αποζημιωθεί έστω και κατά μέρος για την μετοχική απώλεια του ΑΔΜΗΕ. Το Δημόσιο δηλαδή θα πρέπει να αγοράσει το 100% του ΑΔΜΗΕ με δικά του κεφάλαια και όχι χρησιμοποιώντας τα χρήματα των ΑΠΕ και εν γένει των ιδιωτών ηλεκτροπαραγωγών.

60

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Στην παρούσα κατάσταση, η ΔΕΗ είναι η μόνη που μπορεί να αποπληρώσει τις οφειλές αυτές προς τους ηλεκτροπαραγωγούς για ρεύμα που αγόρασε αφού, παρά την ανεισπραξιμότητα λογαριασμών που υφίσταται από τους καταναλωτές, έχει υψηλότατη λογιστική κερδοφορία, με αποτέλεσμα, εγγράφοντας μεγάλες προβλέψεις για επισφάλειες (691 εκατ. στο 9μηνο 2015 και άλλα 375 εκατ. το 2014), να εμφανίζει κέρδη. Αυτό λοιπόν σημαίνει πως ακόμα και αν δεν εισπράξει π.χ. τα 691 εκατ. ευρώ αυτά, η επιχείρηση μπορεί από την κερδοφορία της και τα καλύπτει χωρίς να παράγονται ζημίες, συνεπώς συν το χρόνω θα μπορέσει να αποπληρώσει τις οφειλές της. Αντίθετα, μόνο αν μετά την εγγραφή των προβλέψεων παρήγαγε ισόποσες ζημιές, τότε και μόνον τότε θα υπήρχε κίνδυνος μη αποπληρωμής των ληξιπρόθεσμων οφειλών αυτών. Με τον τρόπο αυτό μέσα από τα κέρδη της διαχρονικά η ΔΕΗ έχει «αποσβέσει» μεγάλο τμήμα από το συνολικά ανείσπρακτο υπόλοιπο των 2,2 δις ευρώ που τις οφείλεται από τους καταναλωτές. Α.ΙΙΙ.γ. Η Ελλάδα τα τελευταία 5 χρόνια και ιδιαίτερα αυτήν την χρονική περίοδο βρίσκεται σε φάση, κατά την οποία οι αξίες των στρατηγικών της επιχειρήσεων, όπως αυτές αποτυπώνονται ή αποτιμώνται και για ψυχολογικούς λόγους διεθνώς, δεν αντανακλούν αλλά, αντιθέτως, υπολείπονται δραματικά της πραγματικής οικονομικής και στρατηγικής τους σημασίας. Στο πλαίσιο αυτό, κάθε απόπειρα βεβιασμένης ιδιωτικοποίησης με άλλοθι έστω μία ενδεχομένως καλύτερη διαχείριση του Συστήματος Μεταφοράς, θα ισοδυναμεί με οικονομική αυτοχειρία λόγω του μεγάλου discount που θα επιφέρει. Α.3.α. Στην ΕΕ, ο διάλογος για την σπουδαιότητα ή μη της ύπαρξης Μηχανισμού Διασφάλισης Επαρκούς Ισχύος (ΜΔΕΙ) αντί των επαρκών ηλεκτρικών διασυνδέσεων, ώστε δια του ετεροχρονισμού των καταναλώσεων να εξομαλύνονται οι ακραίες ασυμφωνίες της ζήτησης ως προς την προσφορά, έχει από καιρό ανοίξει, με χώρες όπως η Γερμανία να απορρίπτουν την αναγκαιότητα των ΜΔΕΙ αν προηγουμένως δεν εξαντληθούν οι δυνατότητες των διασυνδέσεων, η δε Κομισιόν να έχει θέσει στο μικροσκόπιο τους λογής τέτοιους μηχανισμούς όπως αυτοί ισχύουν σε επιμέρους κράτη μέλη και ως προς το αν συνιστούν παράνομες κρατικές ενισχύσεις. Σε κάθε περίπτωση, στην Ελλάδα έχει επί του παρόντος ζητηθεί από τους Θεσμούς να νομοθετηθεί ο νέος μόνιμος ΜΔΕΙ, δίνοντας στο μεταξύ νέα ετήσια παράταση για την ισχύ του μεταβατικού και διοικητικά καθοριζόμενου ως αξία. Ο μόνιμος μηχανισμός αυτός δεν θα μπορούσε να μην περιλαμβάνει μια διαγωνιστική διαδικασία, στα πλαίσια της οποίας οι ζητούντες εγγυημένη ισχύ (Προμηθευτές) θα αναζητούσαν το οικονομικότερο σημείο ικανοποίησης της ζήτησης τους σε ισχύ από παραγωγούς. Είναι προφανές πως, στα πλαίσια μιας τέτοιας διαγωνιστικής διαδικασίας εκτελούμενης από τον διαχειριστή του συστήματος ανά περιοδικά χρονικά διαστήματα, θα προέκυπτε εξορθολογισμός του κόστους για ΜΔΕΙ, ιδιαίτερα μάλιστα σε περιπτώσεις υπερδυναμικότητας ηλεκτροπαραγωγικής ισχύος είτε λόγω υπερβαλλουσών προηγούμενων επενδύσεων, είτε λόγω φθίνουσας ζήτησης. Αντίστροφα, σε περιόδους έλλειψης ισχύος, οι αμοιβές για ΜΔΕΙ θα αύξαναν μεν, αλλά σε κάθε περίπτωση το κόστος θα ελεγχόταν από το διαθέσιμο δυναμικό μέσω ηλεκτρικών διασυνδέσεων από γειτονικές χώρες όπου θα μπορούσαν οι Προμηθευτές εναλλακτικά να εξασφαλίσουν ισχύ. Α.3.β. Σε ό,τι αφορά την τυχόν διαφοροποίηση της ευελιξίας από την επάρκεια στα πλαίσια ενός ΜΔΕΙ, εφ’ όσον οι συνθήκες πραγματικά το απαιτούν, θα μπορούσαν να διενεργηθούν διαγωνισμοί δύο διαστάσεων, δηλαδή μία διάσταση για επάρκεια και μία για ευελιξία, σε προκαθορισμένες από τον διαχειριστή ποσοστώσεις. Κάθε δηλαδή Προμηθευτής που πρέπει να 61

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

καλύψει την ισχύ της άδειάς του με εγγυήσεις επάρκειας μέσω του μηχανισμού αυτού, θα ήταν υποχρεωμένος να συνδυάσει μέσω των εγγυήσεων αυτών και την απαραίτητη ευελιξία στην ποσόστωση που προκαθόρισε οριζόντια για όλους ο διαχειριστής. Έτσι, εξασφαλίζοντας επί παραδείγματι ένας Προμηθευτής επάρκεια καταβάλλοντας υψηλότερο αντίτιμο για Αποδεικτικό Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ) από μία ευέλικτη μονάδα, θα εξασφάλιζε ταυτόχρονα επάρκεια και ευελιξία και δεν θα χρειαζόταν για την ίδια ισχύ να προμηθευτεί και πρόσθετο αποδεικτικό ευελιξίας. Στον αντίποδα, κάποιος Προμηθευτής, που θα εξασφάλιζε μεν ΑΔΙ αλλά φθηνότερα από μια μη ευέλικτη μονάδα, θα χρειαζόταν πρόσθετα να εμπλουτίσει το χαρτοφυλάκιο του και με αποδεικτικό ευελιξίας στην ποσόστωση που προκαθόρισε ο διαχειριστής οριζόντια, με βάση τα χαρακτηριστικά του συστήματος και της ζήτησης συνολικά για την περίοδο διαγωνισμών εκείνη. Αυτό που χρήζει ωστόσο εδώ να τονιστεί, είναι πως η ευελιξία που θα αμείβεται δεν θα αφορά μόνο τον ρυθμό μεταβολής της προσφερόμενης ισχύος αλλά και τη δυνατότητά της αυτή η ευελιξία να παρέχεται χρονικά καθ’ όλη την διάρκεια της δημοπρατούμενης περιόδου. Έτσι, μηχανισμοί διαχείρισης της ζήτησης, τώρα αλλά και οποτεδήποτε στο μέλλον αυτοί ενταχθούν στο καλάθι του ΜΔΕΙ, όπως η Διακοψιμότητα που η χρονική διαθεσιμότητα της με βάση το σχέδιο ΥΑ βρίσκεται μόλις στο 1:50 των ισόποσων σε ισχύ ΑΔΙ, δεν θα αποτιμώνται «τυφλά» και παραδόξως σε ισοδύναμη οικονομική βάση 1:1 με το κόστος των ΑΔΙ και την εγγύηση παροχής ισχύος που αυτά προσφέρουν κάθε στιγμή. Θα υπεισέρχεται συνεπώς από την ίδια την αγορά στους διαγωνισμούς και η διάσταση της αξίας εκάστης πηγής ευελιξίας με βάση και τη χρονική διαθεσιμότητα της ή όχι όλο το δημοπρατούμενο διάστημα. Α.4. Για να δούμε καταρχήν πόση στρέβλωση δημιουργούσε ο παλαιός ΜΑΜΚ όπως λειτουργούσε: i) μέχρι και τον Ιούλιο 2013, σε συνδυασμό και με τον Κανόνα του 30% πλέον και του έξτρα περιθωρίου αμοιβών του +10%, ii) από Αύγουστο 2013 έως Δεκέμβριο 2013, σε συνδυασμό μόνο με τον Κανόνα 30% και iii) από Ιανουάριο 2014 έως Ιούνιο 2014 μόνος ο ΜΑΜΚ, αρκεί να δούμε το πόσες αμοιβές προς τους συμβατικούς παραγωγούς με καύσιμο το φυσικό αέριο ως ποσοστό διοχετεύονταν εκτός χονδρεμπορικής αγοράς, δηλαδή εκτός ΟΤΣ κάθε φορά, η οποία αντίστοιχα τεχνητά απομειωνόταν. Παραθέτουμε κατωτέρω λοιπόν διάγραμμα των αμοιβών μέσω ΜΑΜΚ προς τις μονάδες φυσικού αερίου (ιδιωτών και της ΔΕΗ συμπεριλαμβανομένων) ως ποσοστό επί των συνολικών πλην ΑΔΙ αμοιβών που αυτές λάμβαναν για την ενέργεια που ενέχεαν (από ΗΕΠ + Αποκλίσεις + ΜΑΜΚ) και ταυτόχρονα την εξέλιξη των ΟΤΣ, ΟΤΑ και των ανηγμένων (σε ευρώ/MWh δηλαδή) συνολικών πλην ΑΔΙ αμοιβών των μονάδων ΦΑ.

62

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Φαίνεται λοιπόν πως από το 2012 που εκτινάχθηκε η συμμετοχή του ΜΑΜΚ σε ποσοστά από 40% μέχρι και 60%, η ΟΤΣ πλασματικά καταρρακώθηκε και κατέληξε να αντιστοιχεί μόλις στο 40% των ανηγμένων αμοιβών πλην ΑΔΙ των μονάδων ΦΑ έως τον Ιούλιο 2013, που λειτουργούσε σε πλήρη ανάπτυξη το σύμπλεγμα των ΜΑΜΚ, Κανόνα 30% και περιθωρίου +10%. Από εκεί και ύστερα φαίνεται πως η κατάργηση του έξτρα περιθωρίου του +10% και εν συνεχεία η απόσυρση του Κανόνα 30%, αποκλιμάκωσαν τα ποσοστά χρήσης του ΜΑΜΚ στο ήμισυ και βοήθησαν να συγκλίνει η ΟΤΣ με την ανηγμένη πραγματική αποζημίωση (πλην ΑΔΙ) των μονάδων φυσικού αερίου. Παρ’ όλα αυτά το α’ εξάμηνο του 2014 που υπήρχε μόνο ο ΜΑΜΚ (δηλαδή πρόκειται για μία κατάσταση που περισσότερο προσομοιάζει με αυτήν που έχουμε πλέον μπροστά μας κατόπιν της επανενεργοποίησης του μηχανισμού από την ΡΑΕ, η οποία ωστόσο νέα κατάσταση δείχνει καταρχήν πιο αυστηρή με κάποιες επιπλέον δικλείδες ασφαλείας που προστέθηκαν ως προς το πότε θα δικαιούται ΜΑΜΚ ένας συμβατικός παραγωγός –«…(i) Όταν η εν λόγω Μονάδα εντάσσεται με Εντολή του Διαχειριστή και χωρίς να έχει προγραμματισθεί η λειτουργία της κατά την κατάρτιση του ΗΕΠ, (ii) Όταν κατά την κατάρτιση του ΗΕΠ εντάσσεται σε συγκεκριμένο επίπεδο φόρτισης αμιγώς για λόγους εξυπηρέτησης απαιτήσεων εφεδρείας»- συνέχισε σημαντικό ποσοστό 20% - 30% επί των τελικών αμοιβών πλην ΑΔΙ των μονάδων φυσικού αερίου να διοχετεύεται μέσω αυτού, εξ’ ου και η προς τα κάτω απόκλιση της ΟΤΣ από τις πραγματικές ανηγμένες πλην ΑΔΙ αμοιβές τους κατά τουλάχιστον 35%. Συμπληρωματικά, όπως προκύπτει από το ανωτέρω διάγραμμα, να επισημάνουμε πως η ΟΤΑ διαχρονικά προσέγγιζε καλύτερα συγκριτικά με την ΟΤΣ τις ανηγμένες αμοιβές (πλην ΑΔΙ) των παραγωγών από φυσικό αέριο, αν και επίσης υπολειπόταν σημαντικά. Καταληκτικά λοιπόν ο έντονος προβληματισμός μας δικαίως υπάρχει, αφού άλλωστε ως κλάδος οι ΑΠΕ υπέστησαν «κούρεμα» και για τα ελλείμματα που δημιούργησε στον Ειδικό Λογαριασμό ΑΠΕ ο μηχανισμός αυτός, ενώ στην κοινή γνώμη τεχνηέντως μονίμως προωθείται η δυσφημιστική εικόνα πως η πλασματικά απομειωμένη ΟΤΣ είναι δήθεν το μόνο κόστος της συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής, έτσι ώστε οι ΑΠΕ να φαίνονται συγκριτικά ακριβότερες. Θα υπάρξει λοιπόν από εμάς αυξημένη παρακολούθηση, επεξεργασία και δημοσιοποίηση στοιχείων το επόμενο διάστημα ούτως ώστε τυχόν επανάκαμψη σοβαρών στρεβλώσεων να καταδειχθεί άμεσα.

A.5. Η αγορά ηλεκτρικής ενέργειας πέραν πάσης αμφιβολίας βρίσκεται σε μεταβατικό στάδιο, το οποίο χρειάζεται συστηματική δουλειά αλλά και θεσμική αξιοπιστία. Η επέκταση των αρμοδιοτήτων του ΛΑΓΗΕ σε ΝΕΜΟ, δηλαδή στην εκκαθάριση μιας διευρυμένης αγοράς τόσο γεωγραφικά (market coupling) όσο και σε επίπεδο νέων αγορών (π.χ. με την προσθήκη της intraday αγοράς), αποτελεί πρωτοβουλία που καταρχήν συνάδει με το επερχόμενο Τarget Μodel. Αυτό που ωστόσο προβληματίζει ειδικά στην χώρα μας, είναι η συνήθης έλλειψη αξιοπιστίας που απαιτείται να επιδειχθεί από την Πολιτεία στην μετάβαση προς μια νέα κατάσταση και στην οποία μετάβαση νομοτελειακά πάντοτε αναδύονται «παιδικές ασθένειες». Για να γίνουμε πιο κατανοητοί, ας πάρουμε για παράδειγμα το τι συνέβη τα προηγούμενα χρόνια καθοδόν προς τις ΑΠΕ και πως/πότε αντέδρασε θεσμικά η Πολιτεία, ούτως ώστε να διασφαλιστεί η αξιοπιστία της και η εξαφάνιση των λογής στρεβλώσεων που ανέκυψαν στην χονδρεμπορική αγορά και που παραλίγο εξόντωσαν τις ανανεώσιμες. Δυστυχώς, η ανταπόκριση της Πολιτείας ήταν βραδύτατη, ενώ στρεβλώσεις που ακόμη ταλανίζουν τις ΑΠΕ (πλασματική ΟΤΣ ή Merit Order Effect διεθνώς και λάθος υπολογισμός του ΕΤΜΕΑΡ) όχι μόνο δεν έχουν επιλυθεί αλλά τεχνηέντως χρησιμοποιούνται πολλές φορές για να χειραγωγηθούν και να ζημιωθούν οι 63

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ΑΠΕ κάτω από τον ζυγό των ορυκτών καυσίμων. Θεσμική αξιοπιστία, αντίθετα, θα σήμαινε πως η Πολιτεία θα όφειλε εκείνη να αναλάβει το κόστος των συνεχιζόμενων στρεβλώσεων και όχι σε κάθε ευκαιρία να προσπαθεί να το «φορτώσει» στους επενδυτές μονίμως αιφνιδιάζοντας τους αναδρομικά δυσάρεστα. Έτσι και τώρα οι προαλειφόμενοι μετασχηματισμοί είναι σχεδόν βέβαιο πως θα αναδείξουν νέες στρεβλώσεις στην χονδρεμπορική αγορά και η Πολιτεία, αν συνεχίσει στον ίδιο ρυθμό αντίδρασης, αντί να έχει τους επενδυτές στο πλευρό της θα τους βάλει και πάλι απέναντι, μετακυλίοντας σε αυτούς τις δικές της ευθύνες και πλημμέλειες, αθετώντας μονίμως τα υπεσχημένα. Δυστυχώς, στο αμφίβολο μονοπάτι της οιασδήποτε μετάβασης η ΕΕ επέδειξε «αλά καρτ» αποστασιοποιημένη αξιοπιστία, αφού επέτρεπε - όπου δυσκολευόταν ή όπου δεν την ενδιέφερε - στα κράτη μέλη να καταρρακώνουν το επενδυτικό κλίμα και τις δεσμεύσεις τους, αδιαφορώντας για το αύριο.

A.6.α. Ο καλύτερος τρόπος για να αποκτήσει η βιομηχανία χαμηλότερα τιμολόγια (στο μέτρο του εφικτού πάντα και με βάσει τις αντικειμενικές δυνατότητες που υπάρχουν), είναι να αποταθεί στον Προμηθευτή της και μάλιστα να επιλέξει και να διαπραγματευτεί με εκείνον τον πάροχο που από την κοστολογική του διάρθρωση και μέγεθος υπάρχουν τα περιθώρια. Άλλωστε το μοντέλο ΝΟΜΕ γι’ αυτό τον λόγο προωθείται άμεσα νομοθετικά, ώστε να εξασφαλιστεί δηλαδή δια του διαμοιρασμού της φθηνής ηλεκτροπαραγωγικής ισχύος σε τρίτους το απαιτούμενο ανταγωνιστικό περιβάλλον στην Προμήθεια. Έτσι, αναλόγως της στόχευσης, του business plan εκάστου Προμηθευτή αλλά και του μεγέθους και των χαρακτηριστικών εκάστου βιομηχανικού καταναλωτή, θα προκύψουν εξατομικευμένες συμβάσεις με ειδικές εκπτώσεις και προσφορές σε βιομηχανίες με συγκεκριμένα χαρακτηριστικά και ανάγκες πέραν του μέσου όρου, γεγονός που νομίζουμε πως είναι και το ζητούμενο. Αντίθετα, οι οριζόντιες τιμολογιακές πολιτικές χωρίς μάλιστα προϋποθέσεις που στηρίζονται σε μέσους όρους απαρτιζόμενους από ανομοιογενή στοιχεία κατανάλωσης, ανακατανέμουν άστοχα πόρους μεταξύ των συμμετεχόντων στην αγορά μεγάλων καταναλωτών, επιδοτώντας τυφλά αρκετούς που δεν το χρειάζονται και στερώντας την βοήθεια από εκεί που πραγματικά δικαιολογείται. Επιτρέψτε μου ωστόσο εδώ μια παρατήρηση για μία ακόμη διάσταση που θα έπρεπε να έχει η όλη συζήτηση περί ενεργειακού κόστους στην βιομηχανία, και δεν εννοώ άλλη από αυτήν της καινοτομίας, της ορθολογικής διαχείρισης της ενέργειας και της εξοικονόμησης δια του εκσυγχρονισμού και των επενδύσεων σε νέας τεχνολογίας εξοπλισμό. Η ελληνική βιομηχανία είναι ουραγός στην βαθμολογία περί ενεργειακής έντασης σύμφωνα με πρόσφατη έκθεση της Κομισιόν, όπου αναδεικνύεται πως ενώ στην ΕΕ η ενεργειακή ένταση στην βιομηχανία μειώθηκε κατά 14,2% την περίοδο 2005-2013, αντίθετα στην χώρα μας αυξήθηκε κατά 24,4%. Με τέτοια ρότα μόνο με βιομηχανίες τριτοκοσμικών χωρών μπορούμε να συγκρινόμαστε, αλλά νομίζω το μερίδιο αγοράς που μπορούμε να διεκδικήσουμε δεν εντάσσεται ούτως ή άλλως εκεί, λόγω πλειάδας άλλων παραμέτρων που θα καθιστούν τις χώρες αυτές μονίμως ανταγωνιστικότερες. Συνεπώς, αν κάτι πρέπει να επιδοτηθεί, είναι η καινοτομία και ο δομικός εκσυγχρονισμός της βιομηχανίας μέσω αναπτυξιακών νόμων ή ΕΣΠΑ. Σε αυτό χρειάζονται όραμα και θαρραλέες πρωτοβουλίες από την ίδια την βιομηχανία, αντί του εσωστρεφούς και θνησιγενούς μοντέλου για επιδότηση του κόστους λειτουργίας τους. Α.6.β. Για να έχει θετικό αποτέλεσμα η απελευθέρωση της λιανικής μέσω του ανταγωνισμού που θα επιφέρει, πρέπει να υπάρχουν θεμελιώδεις κανόνες. Στο πλαίσιο αυτό, δεν μπορώ να 64

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

φανταστώ βασικότερο από το να μην επιτρέπεται εμμέσως να μην εξοφλούνται οι λογαριασμοί ρεύματος. Αν κάτι τέτοιο πλαγίως, δια της ανεξέλεγκτης αλλαγής Προμηθευτών, επιτρεπόταν, το κόστος του ρεύματος για τους συνεπείς καταναλωτές εν τέλει θα αύξανε, αφού σε αυτούς νομοτελειακά θα μετακυλιόταν το κόστος των επισφαλειών της αγοράς, πέραν βεβαίως του ηθικού κινδύνου και της διάβρωσης της αγοράς. Υπό το φως αυτό, η ΡΑΕ έπραξε άριστα να διεξάγει την εν λόγω διαβούλευση με συγκεκριμένες προτάσεις ελέγχου της αλλαγής Προμηθευτή επί τη βάσει της πλήρους διευθέτησης των ληξιπρόθεσμων υπολοίπων των καταναλωτών με τον προηγούμενο Προμηθευτή τους και επίσης άριστα θα πράξει να επιμείνει μέχρι τέλους στην γραμμή πλεύσης αυτή. Όσες φωνές υποστηρίζουν το αντίθετο, μόνο ένεκα βραχυπροθέσμου χαρακτήρα στόχευσης το πράττουν, ώστε να αποκτήσουν γρήγορα έως άναρχα μερίδιο αγοράς και εν συνεχεία να αποταθούν στην Πολιτεία για ρύθμιση και περιορισμούς στο σύστημα, και πάντοτε υπό την ασφάλεια ότι δεν θα αποτελούν οι ίδιοι τον Προμηθευτή τελευταίου καταφυγίου. Β.α. Οι Κατευθυντήριες Γραμμές της ΕΕ διαχωρίζουν τα νέα μοντέλα στήριξης των ΑΠΕ ανά τεχνολογία αλλά και ποσοτικοποιημένα, με βάση το τυπικό μέγεθος των νέων στο εξής εγκαταστάσεων που αυτά εξ’ ορισμού θα αφορούν. Στις μεγαλύτερες νέες εγκαταστάσεις επιφυλάσσεται εύλογα ανταγωνιστικότερος ρόλος (feed in premium, διαγωνισμοί) ή και πλήρως ανταγωνιστικός με απευθείας ένταξη στην κατανεμόμενη αγορά, ενώ στα μικρότερα νέα έργα δύναται να συνεχίζει να εφαρμόζεται το μοντέλο feed in tariff. Εξωτερικός μανδύας λειτουργίας όλου αυτού του πακέτου παροχής κινήτρων είναι η απόσταση κάθε χώρας καταρχήν από τον υποχρεωτικό στόχο του 2020 ενώ, δεδομένου του οι επενδύσεις σε ΑΠΕ είναι μακροπρόθεσμου χαρακτήρα, επίδραση αναμφισβήτητα ασκεί και το τι μπορεί να στηρίξει το ενεργειακό προφίλ και η κατανάλωση συνολικά κάθε χώρας, τουλάχιστον όπως κάθε φορά αυτή ρεαλιστικά προβλέπεται. Οπότε οι Κατευθυντήριες Γραμμές είναι πραγματικά μια εργαλειοθήκη επιτρεπόμενων κινήτρων για νέα έργα ΑΠΕ παρά ένα τυφλό πακέτο μοντέλων υποχρεωτικής εφαρμογής ανά χώρα ανεξάρτητα από τις πραγματικές ανάγκες κάθε μίας. Συνεπώς, οι βασικές παράμετροι σχεδιασμού πρέπει να είναι: α) η απόσταση της χώρας από το στόχο του 2020, β) η μακροπρόθεσμη ευστάθεια του συστήματος και των επενδύσεων σε συνάφεια με τη ρεαλιστικά προβλεπόμενη εξέλιξη της ζήτησης αλλά και της οικονομίας, γ) η αυτορρύθμιση του όγκου των νέων επενδύσεων με ανάληψη μέρους του επιτεινόμενου ρυθμιστικού κινδύνου από τους ίδιους τους νέους επενδυτές και οπωσδήποτε εν γνώσει τους από πριν. Β.β. Καταρχήν, οι προβλέψεις του Target Model για ένταξη των νέων μονάδων ΑΠΕ με επίπεδο ισχύος άνω των 10 MW απευθείας στην κατανεμόμενη αγορά, όπως προαλείφεται να ισχύσει, συνάδουν με το πλαίσιο των Κατευθυντήριων Γραμμών της ΕΕ περί ανταγωνιστικών διαδικασιών ενίσχυσης και αποζημίωσης των νέων μεγάλων έργων. Επιπλέον, μια τέτοια δομή αποζημίωσης στις νέες επενδύσεις προσφέρει χαρακτηριστικά ευθείας αυτορρύθμισης του ρυθμού τους και σε πλήρη γνώσει των επενδυτών, αφού θα πρόκειται για τους ίδιους τους κανόνες καθημερινής ένταξης και λειτουργίας ή μη στην αγορά και όχι για κάποιο ασύνδετο μοντέλο. Το γεγονός, τώρα, ότι η πλήρης λειτουργία του Target Model παραμένει ακόμη ασαφής και μη θεσμοθετημένη, καθιστά προφανώς προβληματική την εφαρμογή του στις νέες αυτές μεγάλες ΑΠΕ. Ωστόσο, αυτό δεν σημαίνει ότι τα μοντέλα αποζημίωσης που θα προκύψουν από την εργαλειοθήκη των Κατευθυντήριων Γραμμών της ΕΕ για τα νέα έργα δεν μπορούν να προσεγγίσουν ανταγωνιστικές διαδικασίες, όπως προβλέπεται, και πάνω από όλα την ζητούμενη αυτορρύθμιση των επενδύσεων με βάση τις πραγματικές ανάγκες της ζήτησης. Σε κάθε περίπτωση, η επιμονή στο να συνεχίζουν να αναπτύσσονται νέα έργα σε μία όλο και περισσότερο 65

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ηλεκτροπαραγωγικά κορεσμένη αγορά με τα μοντέλα κινητροδότησης που χρησιμοποιούνταν τα παλαιότερα ακόρεστα χρόνια, μόνο προβλήματα και αναδρομικούς αιφνιδιασμούς στους νέους επενδυτές μπορεί να επιφέρει και ουδείς πρέπει να βασίζεται στο ότι η οικονομική κρίση ή η έλλειψη χρηματοδοτήσεων θα παίξει τον απαιτούμενο ρυθμιστικό ρόλο. Επιπλέον, όπως είναι αρχιτεκτονικά δομημένη η αγορά -και για αυτό δυστυχώς δεν γίνεται συζήτηση- η περαιτέρω μαζική διείσδυση νέων ΑΠΕ μέσω μοντέλων που δεν θα «στηρίζουν» την ΟΤΣ, θα επιτείνει τον φαύλο κύκλο του αυτοκανιβαλισμού τους (Merit Order Effect), εκτός και αν προτίθεται η Πολιτεία να ενσωματώσει το ΕΤΜΕΑΡ στο κόστος της Προμήθειας ως κόστος ρεύματος που πραγματικά είναι και που μεταβάλλεται αντιστρόφως ανάλογα με το «ανταγωνιστικό» σκέλος των λογαριασμών όσο αυξάνεται η διείσδυση των ΑΠΕ. Δεν έχει καμία απολύτως λογική ρυθμιζόμενες αμοιβές συμβατικών παραγωγών για ΑΔΙ και ΜΑΜΚ να είναι ενσωματωμένες στο «ανταγωνιστικό» σκέλος των λογαριασμών ρεύματος των καταναλωτών και το στρεβλά υπολογισμένο-υπερτιμημένο ΕΤΜΕΑΡ να συνεχίζει να αποτελεί διακριτή χρέωση, έτσι ώστε ο κάθε κακοπροαίρετος ή μη γνωρίζων τα τεκταινόμενα να στοχοποιεί και να συκοφαντεί τις ΑΠΕ. Β.γ. Η απευθείας ένταξη νέων έργων ΑΠΕ στην κατανεμόμενη αγορά, όπως έχει ήδη περίπου προδιαγραφεί, θα αφορά τα μεγάλα νέα έργα άνω των 10 MW που συνδέονται στην υψηλή τάση, παρακολουθούνται on-line από τον διαχειριστή και έχει αυτός πάνω τους απευθείας έλεγχο για ωριαία κατανομή ή μη βάσει των ωριαίων προσφορών που θα υποβάλλουν στην προ-ημερήσια αγορά. Αυτό, ωστόσο, στη δημόσια συζήτηση έχει συνδυαστεί με το Target Model και την ύπαρξη επιπλέον ενδο-ημερήσιας αγοράς και αγοράς εξισορρόπησης πριν τις αποκλίσεις. Εκείνο που ακόμη λείπει στο θεωρητικό επίπεδο σχεδιασμού, είναι το πώς θα εξασφαλίζεται ένα εύλογο premium στις κατανεμόμενες αυτές ΑΠΕ για τον πράσινο ηλεκτρισμό που παράγουν, τη στιγμή μάλιστα που οι συμβατικές μονάδες λαμβάνουν υψηλά ποσοστά αμοιβών από ΑΔΙ και ΜΑΜΚ εκτός ΟΤΣ, όπως αναδείχθηκε σε προηγούμενο ερώτημα. Β.δ. Όσον αφορά τις υφιστάμενες εν λειτουργία επενδύσεις ΑΠΕ, είναι σαφές πως οι νέες Κατευθυντήριες Γραμμές της ΕΕ δεν τις αφορούν. Αυτό άλλωστε άμεσα αναδείχθηκε και σε σχετική ενημερωτική ημερίδα στο Υπουργείο Εξωτερικών τον Νοέμβριο 2014. Σε ότι αφορά τις ώριμες επενδύσεις που ακόμη δεν έχει ξεκινήσει η κατασκευή τους, νομίζω απαιτείται να γίνει ένας δομημένος διάλογος με τους επενδυτές για το που θα τοποθετηθεί ρεαλιστικά το όριο εφαρμογής, αλλά και το ποιες εν τέλει επενδύσεις θεωρούνται ώριμες, δηλαδή ποιου βαθμού αδειοδότηση πρέπει να φέρουν. Το σίγουρο εκ των πραγμάτων είναι (υπάρχουν σήμερα πάνω από 28 GW αδειοδοτημένων σε διάφορα στάδια έργων), πως κανείς δεν μπορεί να μαξιμαλίζει, θέλοντας όλα αυτά τα σχέδια να έχουν την δυνατότητα να λειτουργήσουν οποτεδήποτε κατασκευαστούν με βάση τα παλαιά μοντέλα στήριξης. Επίσης, αφού η Πολιτεία καταλήξει στο ποια είναι τα ώριμα αδειολογικά έργα, θα πρέπει επιπλέον να τεθεί και ρητό χρονικό περιθώριο μέσα στο ποίο, αν δεν κατασκευαστούν, θα χάνουν το δικαίωμα στο παλαιό μοντέλο αποζημίωσης. Σύμφωνα και με την προηγούμενη εμπειρία συμφόρησης στην ανάπτυξη έργων που προέκυψε όταν καταργήθηκε με μεταβατική προθεσμία από τον ν. 4093 στα τέλη του 2012 η επί 18μηνο ή 36μηνο δυνατότητα διακράτησης τιμής πώλησης (FIT) μέχρι την υλοποίηση των έργων, θα πρέπει αντίστοιχα να προσεχθούν οι μεταβατικές ρυθμίσεις εφαρμογής των Κατευθυντήριων Γραμμών, ώστε να μην απορρυθμίσουν περιστασιακά βίαια προς τα πάνω (δημιουργώντας μεταξύ άλλων και ανεξέλεγκτο εμπόριο αδειών) το ρυθμό υλοποίησης και ένταξης έργων.

66

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Β.ε. Καταρχήν είναι θεμιτό και πρέπει να παρέχεται στην παραγωγή από τις νέες ΑΠΕ premium σε σχέση με την συμβατική παραγωγή και μάλιστα ως προς το πλήρες κόστος της, ώστε να αποτυπώνεται η περιβαλλοντικά ευεργετική τους διάσταση. Αυτό το premium μπορεί να προέρχεται ή να συμπληρώνεται και από την εμπορία των Εγγυήσεων Προέλευσης ή Πράσινων Πιστοποιητικών που οι ΑΠΕ παράγουν, για τα οποία όμως θα πρέπει να δημιουργηθεί προηγουμένως υποχρεωτική αγορά με την Προμήθεια που να τα απορροφά (δηλαδή να υποχρεωθούν οι εταιρείες Προμήθειας να αγοράζουν Εγγυήσεις Προέλευσης ανταγωνιστικά μεταξύ τους σε κάποια ποσόστωση συμβατή με τον εθνικό στόχο - ως προς το πωλούμενο ρεύμα). Επίσης, η προσφερόμενη συνολική οικονομική απόδοση για νέα έργα ΑΠΕ πρέπει να είναι τέτοια, που να μπορεί να δικαιολογήσει την επενδυτική απόφαση. Αυτό βεβαίως εν τέλει θα το κρίνουν οι διαγωνιζόμενοι επενδυτές, ωστόσο, για να έχει επιτυχία και νόημα η όλη διαδικασία και εν τέλει να προαχθούν οι ΑΠΕ, όπως είναι ο σκοπός της ΕΕ, πρέπει η Πολιτεία σφαιρικά να το λάβει πολύ σοβαρά υπόψη της. Για να μπορέσει λοιπόν η νέα αγορά να λειτουργήσει ανταγωνιστικά μεταξύ των ενδιαφερόμενων νέων επενδυτών, θα πρέπει καταρχήν να υπάρχει ένας ετήσιος κάθε φορά στόχος ανά τεχνολογία ΑΠΕ, ούτως ώστε μέσω κύκλων δημοπρασιών οι νέοι αυτοί επενδυτές να διαγωνίζονται μεταξύ τους μειοδοτικά ως προς το premium για την εξασφάλιση τμήματος της νέας αυτής ισχύος. Ο έλεγχος της Πολιτείας επί του ετήσιου αυτού νέου περιθωρίου ισχύος είναι κομβικής σημασίας, αφού έτσι διασφαλίζεται ολιστικά η ρύθμιση του επενδυτικού ενδιαφέροντος, αλλά και η πρόσθετη διείσδυση κάθε επιμέρους τεχνολογίας ανάλογα και των εξελίξεων που αναμένονται τόσο σε επίπεδο κόστους κατασκευής της όσο και σε επίπεδο παραγωγικότητας. Ο διαγωνισμός θα μπορεί να γίνεται είτε στο απόλυτο ποσό του premium επί της χονδρεμπορικής τιμής, είτε στην τελική τιμή που δέχονται να πωλούν την παραγωγή τους για όλη την διάρκεια του συμβολαίου τους με τον Λειτουργό οι διαγωνιζόμενοι νέοι επενδυτές (αυτό προς το παρόν ίσως είναι προτιμότερο λόγω των δομικών στρεβλώσεων που παραμένουν στην αρχιτεκτονική της χονδρεμπορικής αγοράς, της ΟΤΣ και του ΕΛΑΠΕ). Εξυπακούεται πως η δέσμευση αυτή ισχύος δεν θα είναι αορίστου χρόνου αλλά, μετά το πέρας ρητής προθεσμίας υλοποίησης, αν αυτή τελικά δεν λάβει χώρα, θα ανακυκλώνεται με κάποια ποινή για τον επενδυτή που δεν υλοποίησε το έργο. Ο ετήσιος κάθε φορά στόχος θα προκύπτει από τον απώτερο εθνικό στόχο διείσδυσης προσαρμοσμένο βεβαίως σε ετήσια βάση στην δυνατότητα του συστήματος και της ζήτησης εύλογα να ανταποκριθούν σε πρόσθετη ισχύ αλλά και στις κοστολογικές εξελίξεις εκάστης τεχνολογίας ΑΠΕ. Εδώ βεβαίως, αν επιπρόσθετα δεν παρέχεται εξασφαλισμένη πλήρης απορρόφηση της παραγωγής των νέων αυτών ΑΠΕ (πράγμα αναμενόμενο όσο η διείσδυση αυξάνει), οι νέοι επενδυτές θα καλούνται να αποτιμήσουν στο ζητούμενο premium των διαγωνισμών και τον συντελεστή απόρριψης της παραγωγής τους λόγω συνθηκών κορεσμού της ζήτησης στη γεωγραφική περιοχή που θα δραστηριοποιούνται. Με τον τρόπο αυτό, θεωρητικά τουλάχιστον, επιτυγχάνεται ο συγκερασμός όλων των παραμέτρων που έχουν τεθεί αλλά και που η ίδια η πραγματικότητα θα αναδείξει. Επιπλέον, το ανωτέρω μοντέλο δεν είναι ασύμβατο με το Target Model για τα μεγάλα νέα έργα που προαλείφεται να εντάσσονται απευθείας στον ΗΕΠ. Αυτά θα μπορούν να λαμβάνουν ως premium έσοδα από την πώληση των Εγγυήσεων Προέλευσης που παράγουν ή ακόμη και κάποιο πρόσθετο premium επί των αμοιβών τους από την χονδρεμπορική. Αυτό ωστόσο το premium επί της χονδρεμπορικής θα πρέπει επίσης να προκύπτει από διαγωνισμό μεταξύ τους κατά την δημοπράτηση της εκάστοτε νέας ισχύος. Εκείνο που χρειάζεται ποσοτική ανάλυση ωστόσο από την Πολιτεία για να εκτιμηθεί, είναι το που μπορεί κοστολογικά να φθάσει το ζητούμενο premium, ώστε να υπάρχει επενδυτικό 67

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

ενδιαφέρον, να πραγματοποιούνται επιτυχημένες δημοπρασίες και εν τέλει να προάγονται οι ΑΠΕ, όπως προστάζουν οι στόχοι της ΕΕ. Β.στ. Το μέτρο της Διακοψιμότητας είναι εικονικό, υπό την έννοια ότι αν ποτέ ενεργοποιούνταν εντολές περιορισμού της ζήτησης από τον ΑΔΜΗΕ προς την βιομηχανία, αυτό σύμφωνα με την Υ.Α. επιτρέπεται να συμβαίνει για μόλις 168 ώρες τον χρόνο εκ των 8.760 που αυτός περιλαμβάνει και για την ελάχιστη αυτή υπηρεσία, ζητείται βάσει του επίμαχου σχεδίου Υ.Α. αυτή τυφλά να αμείβεται –είτε δηλαδή λάβουν χώρα εντολές είτε όχι- με κόστος 50 φορές ακριβότερο από ότι το σύνηθες κόστος που καταβαλλόταν μέσω των Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Ισχύος (ΑΔΙ) στους ηλεκτροπαραγωγούς για την εξασφάλιση ισόποσης πραγματικής ισχύος και για τις 8.760 ώρες του έτους. Σε απόλυτους αριθμούς με βάση την ανωτέρω πραγματικότητα, η Διακοψιμότητα δεν θα έπρεπε να αμείβεται με παραπάνω από 1 εκατ. ευρώ ετησίως συνολικά και μόνον εφ’ όσον υπάρξουν πράγματι εντολές περιορισμού, αντί για τα 55 εκατ. ευρώ που προτίθεται το σχέδιο Υ.Α. τυφλά να μοιράζει. Στην πραγματικότητα, όμως, ούτε και αυτό το 1 εκατ. ευρώ ετησίως δεν θα έπρεπε τυφλά να δίδεται, αφού η χώρα διαθέτει υπερεπάρκεια εγκατεστημένης ηλεκτροπαραγωγικής ισχύος 18.000 MW πλέον των ηλεκτρικών διασυνδέσεων που δύνανται να της εξασφαλίζουν ακόμη 2.000 MW, για ζήτηση που δεν ξεπερνά τις 6.000 έως 9.000 MW. Συνεπώς, εντολές περιορισμού της ζήτησης από τον ΑΔΜΗΕ λόγω ελλείπουσας, δήθεν, προσφοράς ισχύος απλά δεν πρόκειται να υπάρξουν. Το σχέδιο της ΥΑ για τη Διακοψιμότητα εσφαλμένα τεκμαίρει την υποτιθέμενη δυνατότητα των μεγάλων καταναλωτών για ανταπόκριση σε εντολές μείωσης φορτίου ως διαφορά από τα ιστορικά υψηλά επίπεδα ισχύος που αυτοί κατανάλωναν την τελευταία εξαετία. Έτσι, το περιθώριο της ανταπόκρισης τους σε εντολές μείωσης της κατανάλωσης από τον ΑΔΜΗΕ είναι εικονικό, αφού στην πλειοψηφία της η μείωση είναι μόνιμη και όχι “on-demand”, οφειλόμενη στην ύφεση της οικονομίας από τα προ εξαετίας υψηλά επίπεδα. Έτσι, με την Διακοψιμότητα θα επιδοτείται η ύφεση της κατανάλωσης των βιομηχανικών καταναλωτών - αποδεκτών του μέτρου και όχι η πραγματική δυνατότητα τους να ανταποκριθούν σε εντολές μείωσης φορτίου από τον ΑΔΜΗΕ χάριν της ευελιξίας του συστήματος. Υπό την έννοια αυτή, το μέτρο της Διακοψιμότητας αποτελεί φόρο υπέρ τρίτων (επιδότηση των μεγάλων καταναλωτών με κρατική νομοθετική παρέμβαση) και μάλιστα χωρίς δεσμευτικές προϋποθέσεις ανταπόδοσης για το κοινωνικό σύνολο (π.χ. αύξηση θέσεων εργασίας, αύξηση ΑΕΠ κ.λπ.), ουδόλως σχετιζόμενο με την πραγματική ευστάθεια του ηλεκτρικού συστήματος. Το μέτρο της Διακοψιμότητας, λοιπόν, παρότι στον πυρήνα του συνιστά φόρο υπέρ τρίτων που θα έπρεπε θεωρητικά να αφορά όλους τους φορολογούμενους, εντούτοις καλούνται να το πληρώσουν μονομερώς και ανεξήγητα οι ΑΠΕ, το δε μεγαλύτερο μέρος του οριζόντια και υπερβολικά τα πολύπαθα και εν γένει μικρά ως επιχειρήσεις φωτοβολταϊκά, στα οποία δεν πιστώνεται τίποτα από τη ευστάθεια που προσέδωσαν στο σύστημα με την εξαφάνιση της παραδοσιακής πανάκριβης μεσημεριανής αιχμής. Ας σημειωθεί εδώ πως οι επωφελούμενοι από την Διακοψιμότητα βιομηχανικοί καταναλωτές πληρώνουν ελάχιστο ΕΤΜΕΑΡ μόλις 2,2 ευρώ/ MWh τη στιγμή που από την μείωση της ΟΤΣ λόγω ΑΠΕ επωφελούνται μέσω του μειωμένου χονδρεμπορικού κόστους ρεύματος τουλάχιστον 10 ευρώ/MWh. Αν μάλιστα εν τέλει λάβουν και τα 40 εκατ. ευρώ από τα ΦΒ μέσω της Διακοψιμότητας, τότε θα έχουν επιπρόσθετη επιστροφή χρημάτων άλλων 6 ευρώ/MWh, δηλαδή όχι μόνο δεν θα συνεισφέρουν καν στο ΕΤΜΕΑΡ, αλλά θα καρπώνονται κιόλας το οκταπλάσιο της αξίας συμμετοχής τους.

68

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ο ν. 4203/2013 που εισήγαμε την έννοια της Διακοψιμότητας στην ελληνική νομοθεσία προέβλεψε στο άρθρο 16 πως οι συντελεστές επιβάρυνσης κάθε τεχνολογίας ηλεκτροπαραγωγής χωριστά θα είναι τέτοιοι, ώστε να εξισορροπούνται μεταξύ άλλων και οι οικονομικές συνέπειες του μέτρου μεταξύ των κατηγοριών των παραγωγών που αυτό πλήττει. Ατυχώς, ωστόσο, το υφιστάμενο σχέδιο ΥΑ, ενώ του παρέχεται από τον νόμο η πληρεξουσιότητα και η υποχρέωση να εξισορροπήσει τις οικονομικές επιπτώσεις αυτές, επιβαρύνει τα φωτοβολταϊκά οριζόντια επί του τζίρου τους με τυφλό χαράτσι 3,6% μη εκπιπτόμενο μάλιστα φορολογικά από τα ακαθάριστα έσοδα τους και αναγόμενο στα καθαρά μετά φόρων κέρδη τους σε ασύμμετρη επιβάρυνση 21% στις μικρές εγκαταστάσεις ισχύος μέχρι 100 kW και 15% στις εγκαταστάσεις άνω των 100 kW, την στιγμή που στις υπόλοιπες ΑΠΕ με βάση τους υφιστάμενους συντελεστές επί του τζίρου τους (1,8% επιβάρυνση στα αιολικά και 0,8% στα μικρά υδροηλεκτρικά) ανάγεται στα καθαρά κέρδη τους σε επιβάρυνση επιπέδου 7 – 9%. Σε ότι αφορά δε τους μεγάλους συμβατικούς παραγωγούς, οι επιβαρύνσεις είναι πρακτικά μηδενικές αφού θα τις μετακυλίσουν στον ΗΕΠ. Πρόκειται λοιπόν όχι απλά για οριζόντιο μέτρο αλλά και με ανάποδη μάλιστα κλιμάκωση εξουθενωτικά σε βάρος των μικρών της αγοράς ενέργειας, δηλαδή των φωτοβολταϊκών. Το μέτρο της Διακοψιμότητας πέρα από επιστημονικά διάτρητο είναι και εσφαλμένα υπερδιαστασιολογημένο, αφού αν το Υπουργείο εναρμονίσει το σχέδιο ΥΑ με τις προβλέψεις της ΕΕ, δηλαδή τήρηση κατωφλίου ένταξης στο μέτρο τα 5 MW με βάση ιστορικά στοιχεία μείωσης πενταετίας (πρακτικά 2010 – 2014 που ως σύνολο μάλιστα δεν υπήρχε καν μείωση αλλά αύξηση από 6,3 TWh σε 6,7 TWh στην κατανάλωση της κατηγορίας των επιλεγόντων πελατών Υψηλής Τάσης), τότε ο προϋπολογισμός του πέφτει από μόνος του τουλάχιστον στο μισό. Έτσι προκύπτει το οικονομικό περιθώριο για την εκπλήρωση της εξισορρόπησης προς τα κάτω των επιπτώσεων του μέτρου αναλογικά μεταξύ των ΑΠΕ, όπως ορίζει ο ν. 4203. Συγκεκριμένα, πρέπει η τελική επιβάρυνση επί του τζίρου στα φωτοβολταϊκά πάρκα κάτω των 100 kW να μειωθεί στο 0,9% και στα άνω των 100 kW στο 1,8%, ώστε ο αντίκτυπος στα καθαρά μετά φόρων κέρδη τους να φθάσει τα επίπεδα των υπολοίπων ΑΠΕ (7-9%).

Σύνδεσμος Εταιριών Φωτοβολταϊκών Δρ. Σωτήρης Καπέλλος, Πρόεδρος Α.Ι.α. Οι βιομηχανικοί καταναλωτές πρέπει να έχουν πρόσβαση στις δημοπρασίες ΝΟΜΕ και μάλιστα με δικαίωμα μεταπώλησης της τυχόν πλεονάζουσας ενέργειας. Στην περίπτωση αυτή βέβαια, και για λόγους ισονομίας με τους προμηθευτές, θα πρέπει να έχουν τις υποχρεώσεις των προμηθευτών (καταγραφή σε μητρώο, εγγυητικές, κυρώσεις κ.λπ.). Α.1.β. Οι ρύποι θα πρέπει να αποτελούν παράμετρο διαμόρφωσης της τιμής εκκίνησης. Η γενική φιλοσοφία είναι να σταματήσουν οι στρεβλώσεις και οι διακριτές χρεώσεις που αποκρύβουν εν τέλει το πραγματικό κόστος παραγωγής. Α.2. Κακώς έχει αναδειχθεί σε μείζον θέμα η ιδιωτικοποίηση του ΑΔΜΗΕ. Υπάρχουν σημαντικότερα ζητήματα που εκκρεμούν. Α.3. Πρέπει να υπάρχει ένας μόνιμος Μηχανισμός Διασφάλισης Επάρκειας Ισχύος. Ο μηχα69

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

νισμός αυτός όμως δεν πρέπει να χρησιμοποιείται ως άλλοθι για να καλύπτονται οι ζημίες των παραγωγών (όπως έχει γίνει μέχρι σήμερα), αλλά να αποζημιώνει τους παραγωγούς για πραγματικές υπηρεσίες που προσφέρουν και μόνο στις μονάδες εκείνες που προσφέρουν αυτές τις υπηρεσίες. Α.4. Ο Μηχανισμός Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους αποτελεί εξ ορισμού μια στρέβλωση του συστήματος. Όλοι γνωρίζουν ότι ούτε η ΟΤΣ ούτε το μεταβλητό κόστος αντανακλούν το πραγματικό κόστος παραγωγής. Κρατώντας τεχνηέντως την χονδρεμπορική τιμή χαμηλή, θα προκύπτει συνέχεια η ανάγκη να υπάρχουν μηχανισμοί που καλύπτουν τη διαφορά μεταξύ πραγματικού κόστους παραγωγής και χονδρεμπορικής τιμής. Η στρέβλωση αυτή λειτουργεί εν τέλει σε βάρος των ΑΠΕ, παρουσιάζοντας τα ρυπογόνα ορυκτά καύσιμα ως δήθεν φθηνότερα. Α.5. Ναι, να εφαρμοστούν οι κοινοτικές κατευθύνσεις για την αναβάθμιση του ΛΑΓΗΕ σε ΝΕΜΟ. Α.6. Απαιτείται εξορθολογισμός των τιμολογίων. Δεν αρκούν τα χαμηλότερα τιμολόγια προς ενεργοβόρες βιομηχανίες για να τονωθεί η ανταγωνιστικότητα της εγχώριας παραγωγής. Είναι χαρακτηριστικό ότι η ενεργειακή ένταση της ελληνικής βιομηχανίας αυξήθηκε κατά 25% την τελευταία δεκαετία, όταν στην ΕΕ μειώθηκε το ίδιο διάστημα κατά 15%. Χωρίς βελτίωση της ενεργειακής αποδοτικότητας της βιομηχανίας, κάθε τιμολογιακή πολιτική είναι καταδικασμένη σε αποτυχία, αφού εκ των πραγμάτων θα πρέπει να στηριχθεί σε στρεβλώσεις. Σε σχέση με την αλλαγή προμηθευτή και τη δραστηριοποίηση εναλλακτικών παρόχων στα ΜΔΝ, είναι σαφές ότι κάθε μέτρο θα πρέπει να εγγυάται την ισονομία μεταξύ των προμηθευτών και να μην υπάρχει προνομιακή μεταχείριση της ΔΕΗ. Β.α. Πρέπει να βασίζονται στις Κατευθυντήριες Γραμμές της ΕΕ και το ύψος των αποζημιώσεων που θα παρέχουν τελικά να εγγυώνται τη δυνατότητα χρηματοδότησης (bankability) και τη βιωσιμότητα των επενδύσεων. Θα πρέπει επίσης να υπάρχει ισονομία μεταξύ διαφόρων τεχνολογιών. Στις ώριμες τεχνολογίες θα πρέπει να παρέχονται κίνητρα που οδηγούν σε παρόμοιες αποδόσεις, ενώ θα πρέπει να δοθούν για ένα διάστημα μεγαλύτερα κίνητρα σε τεχνολογίες που ακόμη δεν έχουν ωριμάσει στην αγορά (π.χ. βιομάζα). Β.β. Είναι προφανές πως όσο δεν λειτουργεί στην πράξη μια ανοιχτή αγορά στη βάση του Target Model, οι παραγωγοί ΑΠΕ δεν μπορούν να έχουν υποχρεώσεις συμβατές με αυτή την αγορά. Β.γ. Όταν η αγορά απελευθερωθεί πλήρως και λειτουργούν οι παράλληλες αγορές επικουρικών υπηρεσιών, οι ΑΠΕ μπορούν να ενταχθούν στο πλαίσιο λειτουργίας αυτών των αγορών. Μέχρι τότε θα συνεχίσουν να εμπίπτουν στο πεδίο προστασίας του παρόντος θεσμικού πλαισίου. Β.δ. Για τις υφιστάμενες επενδύσεις θα πρέπει να πάψει κάθε σκέψη για περαιτέρω περικοπές και τροποποιήσεις στις υφιστάμενες συμβάσεις αγοροπωλησίας. Κάτι τέτοιο είναι απαραίτητο, όχι μόνο για τη βιωσιμότητα των επενδύσεων, αλλά και για να μη δοθεί πάλι ένα λάθος μήνυμα που υποσκάπτει την εμπιστοσύνη των μελλοντικών επενδυτών. Τα ώριμα αδειοδοτικά έργα πρέπει επίσης να προστατευτούν. Είτε κατοχυρώνοντας feed-intariffs εφόσον είναι ώριμα αδειοδοτικά (π.χ. περίπτωση αιολικών) είτε αποκτώντας προτεραιότητα στο υπό διαμόρφωση σύστημα διαγωνιστικών διαδικασιών (περίπτωση φωτοβολταϊκών).

70

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Β.ε. Τα κρίσιμα θέματα που θα πρέπει να εξετάσει κανείς προκειμένου να εφαρμόσει τη διαγωνιστική διαδικασία είναι τα εξής: • Η τιμή εκκίνησης της μειοδοτικής διαγωνιστικής διαδικασίας που θα ορίζεται από τις αρμόδιες αρχές.

• Η ωριμότητα των έργων που θα μπορούν να συμμετέχουν στη διαδικασία.

• Οι προθεσμίες υλοποίησης των έργων.

• Οι εγγυήσεις από την πλευρά των ενδιαφερόμενων επενδυτών.

• Η ύπαρξη σταθερού επενδυτικού περιβάλλοντος και εγγυήσεων προς τους επενδυτές για αποφυγή επιπλέον επιβαρύνσεων σε βάθος εικοσαετίας. Β.στ. Ως γνωστόν, οι ΑΠΕ αποζημιώνονται με σταθερές εγγυημένες τιμές και συνεπώς δεν έχουν τη δυνατότητα να μετακυλήσουν την επιβάρυνση του νέου τέλους στο τιμολόγιο τους, γεγονός που σημαίνει πως θα την υποστούν στο σύνολό της ως απομείωση της όποιας κερδοφορίας τους. Αντιθέτως, οι συμβατικοί παραγωγοί μπορούν να τη μετακυλήσουν στις ημερήσιες προσφορές έγχυσης που υποβάλλουν στον Διαχειριστή στο πλαίσιο του Ημερήσιου Ενεργειακού Προγραμματισμού (ΗΕΠ). Έτσι στην πράξη, οι ΑΠΕ θα επιδοτήσουν τα χαμηλά τιμολόγια των μεγάλων καταναλωτών ενέργειας. Η στρέβλωση της προτεινόμενης ρύθμισης γίνεται ακόμη πιο σκανδαλώδης αν αναλογιστεί κανείς πως τα φωτοβολταϊκά καλούνται να επωμιστούν το βάρος μιας υπηρεσίας για την οποία ουσιαστικά θα έπρεπε να αμείβονται! Η επιλογή της διακοψιμότητας έχει νόημα όταν ο Διαχειριστής δεν έχει την τεχνική δυνατότητα να καλύψει τις ανάγκες της ζήτησης κάποιες συγκεκριμένες ώρες. Τις ώρες όμως που τα φωτοβολταϊκά εγχέουν στο σύστημα (κυρίως μεσημεριανές), ο Διαχειριστής δεν αντιμετωπίζει πρόβλημα επάρκειας, καθώς τα εγκατεστημένα φωτοβολταϊκά έχουν εξαλείψει τις μεσημεριανές αιχμές της ζήτησης, κάτι που αναγνωρίζεται πλέον από όλους και κυρίως από τον ίδιο τον Διαχειριστή! Σύμφωνα με στοιχεία του ΑΔΜΗΕ, τα φωτοβολταϊκά οδήγησαν σε μείωση των αιχμών και των απαιτήσεων διακίνησης ενέργειας (περίπου 9% συμβολή το 2014) για την εξυπηρέτηση των ηλεκτρικών φορτίων από το Σύστημα Μεταφοράς. Η διακοψιμότητα επιλέγεται για να μη χρειαστεί η έγχυση ακριβής ενέργειας από μονάδες εφεδρείας, κάτι που θα επιβάρυνε την Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ). Όπως όμως έχει αποδειχθεί στην πράξη, η μεγάλη διείσδυση των φωτοβολταϊκών όχι μόνο έχει εξαλείψει τις μεσημεριανές αιχμές της ζήτησης, αλλά έχει οδηγήσει και σε σημαντική μείωση της ΟΤΣ. Παρόλα αυτά, τα φωτοβολταϊκά καλούνται να καλύψουν και πάλι το κενό που δημιουργούν οι στρεβλώσεις της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Κατά ένα περίεργο τρόπο μάλιστα, το προτεινόμενο τέλος δεν είναι ανάλογο της παραγόμενης από κάθε τεχνολογία ενέργειας, αλλά ανάλογο των συνολικών καθαρών εσόδων των παραγωγών. Έτσι όμως ευνοείται η ηλεκτροπαραγωγή με λιγνίτη και τιμωρούνται πρωτίστως τα φωτοβολταϊκά και μελλοντικά και οι μονάδες βιοαερίου. Για τους παραπάνω λόγους, ο Σύνδεσμος Εταιριών Φωτοβολταϊκών προτείνει την απόσυρση των ρυθμίσεων που επιβάλλουν το νέο επαχθές τέλος.

71

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Ελληνικός Σύνδεσμος Μικρών Υδροηλεκτρικών Έργων Κωνσταντίνος Βασιλικός, Πρόεδρος Β. Συγκρότηση νέου πλαισίου στήριξης των ΑΠΕ Χαρακτηριστικά συγκρότησης νέου μηχανισμού στήριξης των ΑΠΕ. Το νέο πλαίσιο στήριξης των ΑΠΕ πρέπει να εξασφαλίζει καταρχήν την οικονομική βιωσιμότητα των έργων, τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης και την βέλτιστη αξιοποίηση του εγχώριου και διεθνούς χρηματοπιστωτικού περιβάλλοντος. Ταυτόχρονα όμως θα πρέπει να καθορίζει ένα ενεργειακό μίγμα, το οποίο από την μία θα στοχεύει στην ικανοποίηση των εθνικών και ευρωπαϊκών στόχων και από την άλλη θα εξασφαλίζει την επίτευξη των χαμηλότερων δυνατών τιμών της ενέργειας για τους καταναλωτές (μείωση μέσου κόστους αποζημίωσης ενέργειας). Και όλα τα παραπάνω πρέπει να είναι σύμφωνα με τις Κατευθυντήριες Γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς περιβάλλοντος και ενέργειας της Ευρωπαϊκής Ένωσης.

Στόχοι διείσδυσης των ΑΠΕ για το 2020 και το 2030 Οι στόχοι διείσδυσης των ΑΠΕ και της εξοικονόμησης ενέργειας καθορίζονται από την περιβαλλοντική πολιτική που αφορά στη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου, η οποία επιτυγχάνεται από την διείσδυση των ΑΠΕ σε βάρος των συμβατικών πηγών και από την εξοικονόμηση ενέργειας μέσω αποδοτικότερων τεχνολογιών. Ο κύριος στρατηγικός ενεργειακός στόχος μέχρι το 2020 είναι η μείωση των εκπομπών αερίων θερμοκηπίου κατά 20% σε σύγκριση με τα επίπεδα του 1990. Επιπλέον στόχοι με ορίζοντα το 2020 είναι η βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης και η επίτευξη εξοικονόμησης πρωτογενούς ενέργειας κατά 20%, η αύξηση του ποσοστού διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στην τελική κατανάλωση ενέργειας στο επίπεδο του 20% και η αύξηση του ποσοστού των βιοκαυσίμων στις μεταφορές. Για την Ελλάδα, ο δεσμευτικός στόχος για τη διείσδυση των ΑΠΕ καθορίσθηκε σε 18% της τελικής κατανάλωσης ενέργειας το 2020 σύμφωνα με την Οδηγία 2009/28. Σε εναρμόνιση με την ευρωπαϊκή νομοθεσία, η ελληνική νομοθεσία με το Νόμο 3851/2010, έθεσε υψηλότερους στόχους για το ελληνικό ενεργειακό σύστημα το 2020 (Πίνακας 1). Σύμφωνα με το «Πλαίσιο πολιτικής για το κλίμα και την ενέργεια κατά την περίοδο από το 2020 έως το 2030» προτείνεται ευρωπαϊκός στόχος μείωσης των ΕΑΘ κατά 40% σε σχέση με το 1990, ο οποίος προβλέπεται ότι θα οδηγήσει σε διείσδυση των ΑΠΕ κατά 27% σε ευρωπαϊκό επίπεδο και κατά μέσο όρο στη χώρα μας. Τέλος, με τον Οδικό Χάρτη για την Ενέργεια με ορίζοντα το 2050, η Επιτροπή δεσμεύεται να μειώσει έως το 2050 τις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου κατά περισσότερο από 80% σε σχέση με τα επίπεδα εκπομπών του 1990.

72

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Πίνακας 1 Συμμετοχή της ενέργειας που παράγεται από Α.Π.Ε. στην ακαθάριστη τελική κατανάλωση ενέργειας

20%

Συμμετοχή της ηλεκτρικής ενέργειας που παράγεται από Α.Π.Ε. στην ακαθάριστη κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας

40%

Συμμετοχή της ενέργειας που παράγεται από Α.Π.Ε. στην τελική κατανάλωση ενέργειας στις μεταφορές

10%

Συμμετοχή της ενέργειας που παράγεται από Α.Π.Ε. στην τελική κατανάλωση ενέργειας για θέρμανση και ψύξη

20%

Υφιστάμενη κατάσταση ενεργειακού συστήματος Σήμερα, το ελληνικό ενεργειακό σύστημα χαρακτηρίζεται από: • υψηλότερο κόστος ενέργειας συγκριτικά με άλλες χώρες • μεγάλο ποσοστό (>70%) εισαγόμενων πηγών ενέργειας • χαμηλό ποσοστό κατανάλωσης καυσίμων για παραγωγή θερμικής ενέργειας • μικρό ποσοστό κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας επί της συνολικής τελικής κατανάλωσης • υψηλά ποσοστά εισαγωγής ηλεκτρικής ενέργειας Με βάση τα παραπάνω οι προτεραιότητες, οι προτάσεις για την χάραξη ενεργειακής πολιτικής πρέπει να αποσκοπούν: • στην ελαχιστοποίηση του κόστους της ενέργειας για όλους (σε συνδυασμό όμως και με την σταδιακή μείωση της συγκριτικά υπέρογκης φορολόγησης της ενέργειας, η οποία πλησιάζει το 50% του συνολικού κόστους) • στη μείωση της συνολικής πρωτογενούς και τελικής κατανάλωσης ενέργειας (εξοικονόμηση) • στη σταδιακή υποκατάσταση των εισαγόμενων καυσίμων • στη βελτιστοποίηση της ενεργειακής αποδοτικότητας • στην αύξηση του ποσοστού των ΑΠΕ σε βάρος πρωταρχικά των εισαγόμενων υδρογονανθράκων • στη μείωση της κατανάλωσης ενέργειας στις μεταφορές • στην αύξηση της συμμετοχής της ΗΕ στην κατανάλωση Η ταυτόχρονη επίτευξη της μείωσης του κόστους, της ελαχιστοποίησης των εισαγωγών αλλά και των εισαγόμενων καυσίμων, και κυρίως της μείωσης των εκπομπών αερίων του θερ73

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

μοκηπίου, μπορεί να επιτευχθεί μόνο με την αύξηση της διείσδυσης των ΑΠΕ σε βάρος των συμβατικών πηγών και από την εξοικονόμηση ενέργειας σε όλους τους τομείς.

Εμπειρία από την υφιστάμενη κατάσταση Βασικό παράγοντα διαμόρφωσης του νέου μηχανισμού μπορούν να αποτελέσουν τα συμπεράσματα που προκύπτουν από την αξιολόγηση της υφιστάμενης κατάστασης. Η αξιολόγηση και η ανάλυση των υφιστάμενων στοιχείων μπορεί να βοηθήσει καταλυτικά, δίνοντας απαντήσεις σε ερωτήματα αλλά και καταδεικνύοντας προς αποφυγή λάθη του παρελθόντος. Για το λόγο αυτό εξετάζονται στη συνέχεια στοιχεία που αφορούν στην υφιστάμενη κατάσταση του ενεργειακού μίγματος των ΑΠΕ των τελευταίων 2 ετών. Σύμφωνα με τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ, η συνολική εικόνα των ΑΠΕ στο σύνολο της επικράτειας για το 2014 είχε ως εξής: ΕΤΟΣ 2014 Στοιχεία ΛΑΓΗΕ (έως 31/12/2014)-ΣΥΝΟΛΟ ΕΠΙΚΡΑΤΕΙΑΣ Τεχνολογία

MYHE Φ/B (ΣΥΝΟΛΟ)

Ισχύς (MW)

Ενέργεια (GWh)

Πληρωμές (m€)

ΜΤ ενέργειας (€/ΜWh)

Αύξηση ισχύος/ 2012

220

701

61,8

88,2

103%

2.596

3.829

1.263,1

329,9

169%

Αγροτικά

(συμπεριλαμβάνονται στα λοιπά)

Φ/Β (λοιπά)

2.221

3.322

1.042,6

313,8

179%

Φ/Β (στέγες)

375

507

220,5

434,9

126%

Αιολικά (+ MΔΝ)

1.978

3.689

335,4

90,9

113%

Βιομάζα/βιοαέριο

47

207

21,6

104,3

104%

ΣΗΘΥΑ

229

1275

63,2

160,9

254%

5.070

9.701

1.745,1

179,9

139%

Ηλιοθερμικά

ΣΥΝΟΛΟ

Πηγή: Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ

Από τα στοιχεία του παραπάνω πίνακα, καταρτίζεται το επόμενο διάγραμμα, στο οποίο γίνεται συγκριτική αναπαράσταση των μεγεθών ανά τεχνολογική κατηγορία ΑΠΕ.

74

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Από το παραπάνω διάγραμμα, για το 2014 και για το σύνολο της επικράτειας, προκύπτουν τα εξής: • Η μεγαλύτερη ανάπτυξη των ΑΠΕ έχει γίνει μέχρι σήμερα στις επενδύσεις παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από χρονικά μεταβαλλόμενες ΑΠΕ, δηλαδή αιολική ενέργεια και φωτοβολταϊκά.

• Τα αιολικά με εγκατεστημένη ισχύ ίση με το 39,0% της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος από ΑΠΕ, συνεισέφεραν το 38,0%% της συνολικά παραγόμενη ανανεώσιμης ενέργειας και αποζημιώθηκαν με το 19,2% των συνολικών πληρωμών του ΕΛΑΠΕ.

• Αντίστοιχα, τα ΦΒ με εγκατεστημένη ισχύ ίση με το 51,2% της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος από ΑΠΕ, συνεισέφεραν το 39,5%% της συνολικά παραγόμενη ανανεώσιμης ενέργειας και αποζημιώθηκαν με το 72,4% των συνολικών πληρωμών του ΕΛΑΠΕ.

• Από την άλλη, τα ΜΥΗΕ αλλά και οι εγκαταστάσεις βιομάζας και βιοαερίου, με συνολική εγκατεστημένη ισχύ ίση με το 5,3% της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος από ΑΠΕ, συνεισέφεραν το 9,4% της συνολικά παραγόμενη ανανεώσιμης ενέργειας και αποζημιώθηκαν με το 4,8% των συνολικών πληρωμών του ΕΛΑΠΕ. Το πρώτο επομένως βασικό συμπέρασμα που προκύπτει από τα παραπάνω είναι ότι τελικά το μέγεθος προς συζήτηση δεν είναι η εγκατεστημένη ισχύς, αλλά η ενέργεια που παράγεται τελικά από την ισχύ που έχει εγκατασταθεί, μέγεθος το οποίο στην ουσία είναι αυτό που συγκρίνεται με τους στόχους. Είναι εμφανές ότι αυτό που πρέπει να επιδιωχθεί είναι η παραγωγή μιας μονάδας ενέργειας από όσο το δυνατό μικρότερη εγκατεστημένη ισχύ. Στο παρακάτω διάγραμμα παρουσιάζεται το αντίστοιχο κόστος παραγωγής ενέργειας ανά τεχνολογία, σύμφωνα με το οποίο και σε σχέση με το μέσο κόστος παραγωγής από όλες τις ΑΠΕ, το οποίο διαμορφώθηκε σε 179,9 €/MWh:

75

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

• το κόστος των ΦΒ διαμορφώθηκε στο 183,4% του μέσου κόστους • το κόστος των Αιολικών διαμορφώθηκε στο 50,5 % του μέσου κόστους • το κόστος των ΜΥΗΕ και της Βιομάζας διαμορφώθηκε στο 49,0% και 58,0% αντίστοιχα του μέσου κόστους. Το δεύτερο εύλογο συμπέρασμα που προκύπτει είναι αυτό που είναι κοινός τόπος σε όλους, ότι δηλαδή δεν πρέπει να επαναληφτούν οι πολιτικές που επέτρεψαν την διαμόρφωση ασύμμετρα υψηλού κόστους παραγωγής για καμία τεχνολογία. Επίσης, όπως φαίνεται και από το επόμενο διάγραμμα, σημαντική διαφορά υπάρχει και στη μεταβλητότητα της παραγωγής κάθε τεχνολογίας, με τα αιολικά να εμφανίζουν συντελεστή χρησιμοποίησης/διαθεσιμότητας (capacity factor) ίσο με 22,3%, τα ΦΒ ίσο με 16,9% ενώ τα ΜΥΗΕ και το βιοαέριο κυμαίνονται από 36% έως 50% (Επικράτεια 2014). Δηλαδή, για την παραγωγή μίας kWh, απαιτείται η εγκατάσταση: • είτε 0,71 kW ΦΒ • είτε 0,44 kW ΦΒ • είτε 0,22-0,28 kW βιομάζας ή ΜΥΗΕ αντίστοιχα, με ό,τι αυτό σημαίνει σε κόστος απαιτούμενων επενδύσεων και υποδομών καθώς και περιβαλλοντικών επιπτώσεων. Μικρές είναι οι διαφοροποιήσεις που παρουσιάζονται στον συντελεστή φορτίου μεταξύ διασυνδεδεμένου συστήματος και ΜΔΝ, με τα ΦΒ και τα αιολικά να παρουσιάζουν αυξημένους συντελεστές στα δεύτερα.

76

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Ο μέσος συντελεστής χρησιμοποίησης του συνολικού μίγματος για το 2014 ανήλθε σε 22,3%.

ΕΤΟΣ 2015 (Πίνακας 2) ΛΑΓΗΕ (έως 30/09/2015)-ΣΥΝΟΛΟ ΕΠΙΚΡΑΤΕΙΑΣ Τεχνολογία

MYHE Φ/B (ΣΥΝΟΛΟ)

Ισχύς (MW)

Ενέργεια (GWh)

Πληρωμές (m€)

ΜΤ ενέργειας (€/ ΜWh)

Αύξηση ισχύος /2012

224

566

49,3

87,1

105%

2.603

3.088

938,3

303,9

169%

Αγροτικά Φ/Β (λοιπά)

(συμπεριλαμβάνονται στα λοιπά) 2.228

2.732

798,6

292,3

180%

375

356

139,7

392,4

126%

Αιολικά (+ MΔΝ)

2.084

3.381

302,0

89,3

119%

Βιομάζα/βιοαέριο

50

164

17,0

103,7

111%

ΣΗΘΥΑ

230

972

46,5

155,9

256%

5.191

8.171

1.353,1

165,6

143%

Φ/Β (στέγες) Ηλιοθερμικά

ΣΥΝΟΛΟ

Πηγή: Μηνιαίο Δελτίο Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ&ΣΗΘΥΑ ΛΑΓΗΕ ΑΕ

77

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Σχήμα 1

Σχήμα 2

Σχήμα 3

78

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Όπως προκύπτει από τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ, αντίστοιχα ήταν τα μεγέθη και για το 2015 (μέχρι τον Οκτώβριο) με την συνολική εγκατεστημένη ισχύ των ΑΠΕ να ανέρχεται σε 5.191 MW κυρίως λόγω αύξησης της ισχύος των αιολικών. Το μέσο κόστος παραγωγής από όλες τις ΑΠΕ διαμορφώθηκε σε 165,6 €/MWh, ενώ ο μέσος συντελεστής χρησιμοποίησης του συνολικού μίγματος για το 2015 αναμένεται να οριστικοποιηθεί στο 24,0% περίπου κυρίως λόγω της αύξησης της απόδοσης των αιολικών (Πίνακας 2).

Σύγκριση σημερινής κατάστασης με τους στόχους που είχαν τεθεί το 2010 Στα επόμενα διαγράμματα απεικονίζεται η εξέλιξη της εγκατεστημένης ισχύος και της ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ την τελευταία πενταετία 2011-2015, σε πορεία προς τον στόχο του 2020, και η αναπόφευκτη σύγκριση τους με τα όρια που τέθηκαν σύμφωνα με την ΥΑ 19598/1-102010 (Σχήμα1, 2 και 3). Με βάση τα παραπάνω αποτελέσματα, προκύπτει ότι το Εθνικό Σχέδιο για το 2020, πέντε έτη μετά την θέσπισή του, έχει ήδη ξεπεραστεί και απαιτείται άμεσος επανασχεδιασμός του έτσι ώστε να διορθωθούν στρεβλώσεις που έχουν δημιουργηθεί. Απαιτείται η λήψη άμεσων μέτρων με στόχο: • την δραστική μείωση του κόστους αποζημίωσης της παραγόμενης ενέργειας • τον επανακαθορισμό του ενεργειακού μίγματος με τον επανακαθορισμό της διείσδυσης τεχνολογιών που έχουν ξεπεράσει ήδη ακόμη και τους στόχους του 2020 και την προώθηση τεχνολογιών που παρουσιάζουν σημαντική υστέρηση • την υλοποίηση των απαιτήσεων για τα βιοκαύσιμα ή για τις λοιπές ΑΠΕ στις άλλες χρήσεις • την επίτευξη του στόχου της εξοικονόμησης ενέργειας • τον κατάλληλο σχεδιασμό και υλοποίηση της απαιτούμενης ανάπτυξης του ηλεκτρικού ενεργειακού συστήματος • την αναμόρφωση του μηχανισμού στήριξης των ΑΠΕ σε συμμόρφωση με την ευρωπαϊκή νομοθεσία.

• την λήψη μέτρων για την άρση των προβλημάτων που εμποδίζουν την ανάπτυξη των ΑΠΕ • την απλοποίηση της αδειοδοτικής διαδικασίας για την αύξηση της διείσδυσης νέων ΑΠΕ στα επιθυμητά όρια

Αποτύπωση ενεργειακών μεγεθών για το σύνολο της χώρας, έτη 2013-2014 Στον επόμενο πίνακα παρουσιάζεται η ετήσια έκχυση ηλεκτρικής ενέργειας στο σύνολο της επικράτειας (GWh) ανά τύπο καυσίμου ή πηγή ενέργειας:

79

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Καύσιμο/ τεχνολογία

2013

2014

Ισχύς (GW)

Ενέργεια (GWh)

Ισχύς (GW)

Ενέργεια (GWh)

Λιγνιτικά

4,46

23.230,6

4,46

22.708,6

Πετρελαϊκά

2,45

4.375,8

2,45

4.521,1

Φυσικό Αέριο

4,91

11.095,7

4,91

6.339,3

Βιομάζα & Bιοαέριο

0,05

210,0

0,05

207,0

Μεγάλα Υ/Η

3,02

5.640,0

3,17

3.906,0

ΜΥΗΕ

0,22

772,0

0,22

701,0

Αιολικά

1,81

4.139,0

1,98

3.689,0

Φ/Β

2,58

3.648,0

2,60

3.829,0

ΣΗΘΥΑ

0,22

1.173,0

0,229

1.275,0

Εισαγωγές

1.888,0

8.707,7

Σύνολο

19,71

56.172,1

20,05

55.883,6

ΣΥΝΟΛΟ ΑΠΕ (χωρίς μεγάλα Υ/Ε)

4,88

9.942,0

5,07

9.701,0

ΣΥΝΟΛΟ ΑΠΕ (με μεγάλα Υ/Ε)

7,90

15.582,0

8,24

13.607,0

40,1%

27,7%

41,1%

24,3%

Ποσοστό ΑΠΕ επί συν. παραγωγής Πηγή: ΑΔΜΗΕ, ΛΑΓΗΕ, ΔΕΗ

Τα βασικά συμπεράσματα που προκύπτουν από τον παραπάνω πίνακα είναι: • Η συμμετοχή των ΑΠΕ στην συνολική ετήσια ενέργεια ανέρχεται σε 24-27%.

• Η συνολικά παραγόμενη μέση ετήσια ενέργεια από ΑΠΕ και μεγάλα Υ/Ε ανέρχεται σε 14,5 GWh περίπου.

• Το ποσοστό κάλυψης του στόχου εξαρτάται σημαντικά από την παραγωγή των μεγάλων Υ/Η η οποία παρουσιάζει υψηλή μεταβλητότητα ανάλογη με την υδραυλικότητα του έτους και τη διαχείριση των αποθεμάτων (υποχρεωτικά νερά, κλπ).

80

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

• Το ποσοστό των εισαγωγών αυξήθηκε το 2014 στο 16% της συνολικής ετήσιας ενέργειας του συστήματος, έναντι 3,5% περίπου το 2013 κυρίως εις βάρος της παραγωγής από Φυσικό Αέριο και σε κάλυψη της μειωμένης παραγωγής των μεγάλων Υ/Ε.

• Ο μέσος συντελεστής φορτίου των ΑΠΕ και των μεγάλων Υ/Ε κυμάνθηκε από 18,8% έως 22,5%.

• Η περαιτέρω αύξηση της διείσδυσης σταθμών ΑΠΕ με μικρό συντελεστή χρησιμοποίησης θα οδηγήσει στην ανάπτυξη έργων αποθήκευσης ενέργειας, αλλά και διασύνδεσης των νησιών στο ηπειρωτικό δίκτυο. Η ανάγκη αυτή ταυτίζεται ταυτόχρονα και με την ανάγκη σταδιακής αντικατάστασης των ντιζελοκίνητων ηλεκτρογεννητριών στα (ΜΔΝ) νησιά με ΑΠΕ Το σύστημα ηλεκτροπαραγωγής σήμερα αποτελείται από χαμηλής απόδοσης ρυπογόνες μονάδες λιγνίτη, υπολειτουργούσες ακριβές μονάδες φυσικού αερίου και ένα μίγμα ακριβών ΑΠΕ σε ένα σύνολο ισχύος που υπερκαλύπτει το βασικό φορτίο της χώρας και παρ’ όλα αυτά εισαγωγές της τάξεως του 15-30% των αναγκών κρίνονται αναγκαίες. Η σύγκριση του ενεργειακού σχεδιασμού για το 2020 με την σημερινή εικόνα οδηγεί σε καθολική ομολογία ότι κάτι έγινε λάθος. Η μέση τιμή της ενέργειας από ΑΠΕ κυμαίνεται σήμερα στα 166 €/MWh, επηρεάζοντας σημαντικά το κόστος στον τελικό καταναλωτή και δυσφημίζοντας τις ΑΠΕ. Εκτίμηση πρόσθετης ισχύος για ικανοποίηση των στόχων για το 2020 και το 2030. Προσπάθεια ποσοτικοποίησης μεγεθών στόχων Σύμφωνα με τα αναθεωρημένα μεγέθη της ευρωπαϊκής ενεργειακής πολιτικής για την εξοικονόμηση ενέργειας και τη μείωση των ΕΑΘ σε συνδυασμό και με τους εθνικούς στόχους, ο στόχος για τις ΑΠΕ στην παραγωγή ηλεκτρισμού είναι 40% για το 2020 και 55% το 2030. Λαμβάνοντας υπόψη τα σενάρια για την κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας το 2020 και το 2030 προκύπτουν τα παρακάτω (Πίνακας 3). Σήμερα με βάση τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ (Οκτ 2015) έχουμε εγκατεστημένα 5,2 GW ΑΠΕ, τα οποία παράγουν ετησίως περί τις 10 TWh, εμφανίζοντας ένα μέσο συντελεστή χρησιμοποίησης ~23%. Ο συντελεστής αυτός προέρχεται από τους επιμέρους συντελεστές διαθεσιμότητας: Αιολικά~23,5%, ΦΒ~17%, ΜΥΗΕ-ΒΙΟΑΕΡΙΟ~40-50%, ΣΗΘΥΑ~60%. Λαμβάνοντας υπόψη την απαιτούμενη πρόσθετη παραγωγή για το 2020 και το 2030, η συνολική πρόσθετη ισχύς του μίγματος των ΑΠΕ που απαιτείται για την επίτευξη του αντίστοιχου στόχου είναι:

Συντελεστής χρησιμοποίησης

Απαιτούμενη πρόσθετη ισχύς ΑΠΕ για επίτευξη στόχου 2020

Απαιτούμενη πρόσθετη ισχύς ΑΠΕ για επίτευξη στόχου 2030

17%

~4,63 GW

~12,24 GW

23%

~3,42 GW

~9,05 GW

40%

~1,97 GW

~5,2 GW 81

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Πίνακας 3 2020

2030

Συνολική ηλεκτροπαραγωγή (εκτίμηση) (TWh) (εκτίμηση)

53,5

59,5

Στόχος παραγωγής από ΑΠΕ

40%

55%

Συνολική παραγωγή από ΑΠΕ (TWh)

21,4

32,7

Μέση υφιστάμενη παραγωγή από ΑΠΕ (TWh)

14,5

14,5

Πρόσθετη παραγωγή από ΑΠΕ (TWh)

6,9

18,2

(συμπεριλαμβάνονται τα μεγάλα Υ/Ε)

Από τον παραπάνω πίνακα προκύπτει ότι η βέλτιστη οικονομικά και τεχνικά λύση είναι η επιλογή ΑΠΕ με όσο τον δυνατό μεγαλύτερο συντελεστή χρησιμοποίησης & μειωμένη μεταβλητότητα παραγωγής, διότι έτσι για την επίτευξη του στόχου: Α) απαιτείται η εγκατάσταση μικρότερης συνολικά ισχύος με ότι αυτό συνεπάγεται από οικονομικής και περιβαλλοντικής απόψεως. Β) απαιτούνται λιγότερες υποδομές (δίκτυα) και αυξάνεται ο βαθμός χρησιμοποίησής τους. Γ) η επιλογή τεχνολογιών ΑΠΕ με μεγάλο συντελεστή χρησιμοποίησης και άρα αντίστοιχα μικρό βαθμό στοχαστικότητας παραγωγής, αυξάνει την ευστάθεια του συστήματος και μειώνει την ανάγκη για κατασκευή έργων αποθήκευσης και στήριξης του συστήματος. Με βάση τα παραπάνω συμπεράσματα και λαμβάνοντας υπόψη: • Ότι το κύριο ποσοστό του μίγματος θα καλυφθεί από αιολικά και Φ/Β • Ένα ρεαλιστικό σενάριο υλοποίησης των υπολοίπων τεχνολογιών • Ότι ο μέσος συντελεστής χρησιμοποίησης του ενεργειακού μίγματος θα πρέπει να διατηρηθεί στα σημερινά επίπεδα τουλάχιστον με προσπάθειες αύξησής του για τους λόγους που προαναφέρθηκαν. Εκτιμάται ότι για την επίτευξη των στόχων – χωρίς να λαμβάνονται υπόψη τα νέα μεγάλα Υ/Εαπαιτείται η υλοποίηση νέων ΑΠΕ συνολικής ισχύος περίπου 3,4 GW για το 2020 και 8,4 GW για το 2030 (ή 5 GW επιπλέον από το 2020), διαμορφώνοντας την συνολική ισχύς των ΑΠΕ (χωρίς μεγάλα Υ/Ε) από 5,2 GW σήμερα σε περίπου 8,6 GW το 2020 και σε 13,6 GW το 2030. Αυτό σημαίνει ότι απαιτείται η κατασκευή νέων έργων συνολικής ισχύος 700 περίπου MW ετησίως μέχρι το 2020, απαίτηση που δεν αναμένεται να πραγματοποιηθεί λαμβάνοντας υπόψη τον μέχρι σήμερα ετήσιο ρυθμό υλοποίησης έργων, γεγονός που καθιστά αμφίβολή την επίτευξη ακόμη και του μειωμένου σε σχέση με προηγούμενες εκτιμήσεις στόχου του 2020.

82

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

Β.α. Σύμφωνα με τις κατευθύνσεις της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για τις κρατικές ενισχύσεις στο τομέα της ενέργειας και του περιβάλλοντος, από 1.1.2016 πρέπει να τεθεί σε εφαρμογή ένας αναθεωρημένος μηχανισμός υποστήριξης των νέων επενδύσεων ΑΠΕ. Η κεντρική ιδέα της νομοθεσίας αυτής είναι ότι οι νέες επενδύσεις ΑΠΕ θα πρέπει να ενισχύονται μέσω ενός μηχανισμού Feed-in Premium (FIP) το δε ύψος της πριμοδότησης (premium) θα καθορίζεται, από 1.1.2017, μέσω διαγωνισμών. Ο νέος μηχανισμός στήριξης θα πρέπει να λαμβάνει υπόψη: • την διασφάλιση επίτευξης των απόλυτων τιμών των στόχων για το 2020 και για το 2030 και την προετοιμασία του εδάφους για την επίτευξη των στόχων του 2050 που θα πρέπει να οδηγούν σε οικονομία σχεδόν μηδενικού άνθρακα.

• την εξασφάλιση ρεαλιστικής εξέλιξης για την επίτευξη των στόχων με τον καθορισμό του βέλτιστου ενεργειακού μίγματος.

• την εξασφάλιση της βιωσιμότητας των νέων επενδύσεων σε συνδυασμό με την επίτευξη των χαμηλότερων δυνατών τιμών της ενέργειας για τους καταναλωτές (μείωση μέσου κόστους αποζημίωσης ενέργειας) • την εξάλειψη όλων των υπαρχουσών στρεβλώσεων και την λήψη των κατάλληλων μέτρων ώστε να μην δημιουργηθούν νέες.

• την παράλληλη και αποτελεσματική λειτουργία μιας αγοράς ρύπων που θα αποκαλύπτει το πραγματικό κόστος των ορυκτών καυσίμων, με άρση των επιδοτήσεων που απολαμβάνουν τα ορυκτά καύσιμα και με την εξασφάλιση ενός πραγματικά ισότιμου περιβάλλοντος ανταγωνισμού.

• τον καθορισμό του πραγματικού κόστους ενέργειας της χονδρεμπορικής αγοράς με καθορισμό της νέας «Οριακής Τιμής Συστήματος» που θα συμπεριλαμβάνει το συνολικό κόστος παραγωγής (έσοδα από ανταγωνισμό, έσοδα εκτός χονδρεμπορικής αγοράς, κόστος ρύπων και άλλα κρυφά κόστη που δεν απεικονίζονται πουθενά) καθώς και κόστος που προκύπτει από τη λογιστική στρέβλωση της χονδρικής αγοράς (merit order effect), το οποίο ήταν και η βασική αιτία της συσσώρευσης, μέχρι τα μέσα του 2014, του ελλείμματος στον Ειδικό Λο¬γαριασμό ΑΠΕ.

• την γενικότερη οικονομική και πολιτική κατάσταση της χώρας και του χρηματοπιστωτικού τομέα. Ο μηχανισμός που φαίνεται ότι καλύπτει το μεγαλύτερο μέρος των προϋποθέσεων, είναι η υιοθέτηση ενός συστήματος μεταβλητού περιθωρίου πριμοδότησης (slide premium) με μονόδρομες πληρωμές (variable feed-in premium with one-way payments), με τιμή αναφοράς (reference price) που θα ενσωματώνει το σύνολο του κόστους της ενέργειας και των πρόσθετων αμοιβών των συμβατικών παραγωγών, με διοικητικό καθορισμό της τιμής στόχου, τουλάχιστον στα σημερινά επίπεδα των τιμών πώλησης ενέργειας, όπως αυτές καθορίστηκαν στον Ν.4254/2014. Επίσης προτείνεται να εξαντληθούν τα όρια της κατευθυντήριας οδηγίας για τα έργα με ισχύ <500 kW για τα οποία να εξακολουθήσει να ισχύει το σύστημα των σταθερών εγγυημένων τιμών FIT, ενώ για τα έργα από 0,5-1,0 MW θα πρέπει να εξαντληθούν τα περιθώρια έτσι ώστε να παραμένουν σε κατάσταση διοικητικού καθορισμού της τιμής στόχου και μετά την 01.01.2017 83

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

χωρίς να συμμετέχουν σε διαγωνιστικές διαδικασίες. Για τα ΜΔΝ, όπου δεν υπάρχει ούτε προβλέπεται να λειτουργήσει οργανωμένη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, προτείνεται να εξακολουθήσει η ισχύ του συστήματος FIT. Παράλληλα, ο μηχανισμός θα πρέπει να δημιουργεί κίνητρα για την μετάβασή των παλιών έργων στο νέο καθεστώς (FiP).

Χρηματοδότηση και χειρισμός του premium Η εμπειρία του τρόπου χρηματοδότησης του σημερινού μηχανισμού στήριξης των ΑΠΕ μέσω του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ και του διοικητικά καθοριζόμενου ΕΤΜΕΑΡ, πρέπει να αξιοποιηθεί ώστε να αποφευχθούν τα λάθη του παρελθόντος. Ο τρόπος χρηματοδότησης πρέπει επίσης να είναι συμβατός με το μελλοντικό μοντέλο της ηλεκτρικής αγοράς. Το τέλος ΕΤΜΕΑΡ ως εργαλείο εξυπηρέ¬τησης του Ειδικού Λογαριασμού ΑΠΕ παρουσιάζει εκ γενετής σχεδιαστικό πρόβλημα και δεν μπορεί να λειτουργήσει σε μεγάλες διεισδύσεις ΑΠΕ ακόμη και μετά την κατάργηση του Μηχανισμού Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους (ΜΑΜΚ) και του Κανόνα του 30%. Κι αυτό γιατί οι αυ¬ξανόμενες διεισδύσεις ΑΠΕ μειώνουν-μηδενίζουν λογιστικά τις χονδρεμπορικές τιμές ρεύματος, εκτοξεύοντας έτσι στρεβλά ολοένα και υψηλότερα το ΕΤΜΕΑΡ που καλείται να καλύψει την διαφορά για την αποζημίωση των ΑΠΕ, χωρίς όμως ισόποσα να μειώνεται η χρέωση στον καταναλωτή για τη συμβατική ηλεκτροπαραγωγή που αποφεύχθηκε (ανταγωνι¬στικό σκέλος λογαριασμών) λόγω των ΑΠΕ. Η πρόταση για τη χρηματοδότηση των νέων επενδύσεων είναι ο πλήρης διαχωρισμός των πληρωμών τους από τον υφιστάμενο λογαριασμό. Πιθανή ταυτόχρονη χρηματοδότηση των παλιών και νέων ΑΠΕ μέσω του ΕΛΑΠΕ θα εγείρει τεράστια ζητήματα «σταυροειδούς επιδότησης» των πληρωμών μεταξύ των παραγωγών που εντάσσονται σε διαφορετικά συστήματα ενίσχυσης και θα εντείνει ακόμα περισσότερο το όμοιο πρόβλημα που ήδη έχει εμφανισθεί μεταξύ των διαφόρων τεχνολογιών (όπου οι πιο φθηνές τεχνολογίες «επιδοτούν» επί της ουσίας τις πληρωμές στις πιο ακριβές ώστε όλες να αντιμετωπίζουν το ίδιο έλλειμμα και τις ίδιες καθυστερήσεις πληρωμών). Παράλληλα, θα έρθουν ξανά στην επιφάνεια προβλήματα ρευστότητας και συσσώρευσης ελλειμμάτων του ΕΛΑΠΕ, θέτοντας σε κίνδυνο την βιωσιμότητα των «παλιών» ΑΠΕ. Για το λόγο αυτό προτείνεται η συνολική αποζημίωση των πληρωμών ΑΠΕ να μεταφερθεί στους προμηθευτές με ενσωμάτωση του νέου «ΕΤΜΕΑΡ» (βλ. premium) στο κόστος προμήθειας. Δηλαδή το κόστος αγοράς από τους Προμηθευτές της ηλεκτρικής ενέργειας που προμηθεύουν και που αντιστοιχεί σε ενέργεια από ΑΠΕ θα ισούται με το σύνολο των πληρωμών προς τις ΑΠΕ, το οποίο θα το εντάσσουν στα αποτελέσματά τους και θα το διαχειρίζονται στο πλαίσιο της τιμολογιακής τους πολιτικής. Η ενσωμάτωση του premium στο κόστος των Προμηθευτών θα εξαλείψει το πρόβλημα της επιδότησης του κόστους του ανταγωνιστικού σκέλους των τιμολογίων των Προμηθευτών από τον ΕΛΑΠΕ και θα μειώσει το ρυθμιστικό κίνδυνο των πληρωμών ΑΠΕ αφού οι πόροι αυτών 84

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

δεν θα καθορίζονται διοικητικά αλλά αυτόματα μέσω ενώ απλού λειτουργικού μηχανισμού που θα λαμβάνει χώρα στα λογιστήρια των διαχειριστών και των προμηθευτών. Ο παραπάνω περιγραφόμενος τρόπος αποζημίωσης, εκτός από την χρηματοδότηση των πληρωμών των νέων ΑΠΕ, πρέπει να εφαρμοσθεί και για τη χρηματοδότηση του υφιστάμενου Ειδικού Λογαριασμού που αφορά τα υφιστάμενα έργα ΑΠΕ. Β.β. Ο νέος μηχανισμός θα πρέπει να περιέχει διασφαλίσεις και δικλείδες που θα προσφέρουν ικανοποιητική ασφάλεια και εμπιστοσύνη στους επενδυτές και τις τράπεζες για τα μελλοντικά έσοδα των επενδύσεων, δεδομένου του μακροπρόθεσμου ορίζοντά τους που ξεπερνά την 20ετία. Τα τιμολόγια που θα καθοριστούν κατά το μεταβατικό στάδιο (2016) θα πρέπει να αντικατοπτρίζουν το συνολικό σταθμισμένο κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας ανά τεχνολογία και να λαμβάνουν υπόψη την γενικότερη οικονομική κατάσταση της χώρας Αντίστοιχα, η χονδρεμπορική τιμή πώλησης ενέργειας, θα πρέπει να ενσωματώνει το σύνολο του κόστους της ενέργειας χωρίς κρυφές επιδοτήσεις και ρυθμιζόμενους διοικητικούς μηχανισμούς (ΑΔΙ-ΜΑΜΚ). Η εφαρμογή των προβλεπόμενων υποχρεώσεων θα πρέπει να απαιτηθεί μόνο μετά την ικανοποιητική διαμόρφωση, λειτουργία, και ωρίμανση της νέας αγοράς ηλεκτρισμού. Η μετάβαση σε μια πλήρως απελευθερωμένη αγορά θα πρέπει να γίνει με σταδιακή απομάκρυνση των νέων επενδύσεων από την προστασία του σταθερού εσόδου (FiT). Η δε απομάκρυνση αυτή να πραγματοποιείται παράλληλα με την εφαρμογή και λειτουργία του νέου σχεδιασμού της ηλεκτρικής αγοράς. Ο διοικητικός καθορισμός της τιμής στόχου θα πρέπει να καθοριστεί ανά τεχνολογία σε κατάλληλα επίπεδα που θα λαμβάνουν υπόψη την σημερινή τιμή πώλησης της ενέργειας από ΑΠΕ, τα νέα οικονομικά δεδομένα της χώρας, τη νέα φορολογική πολιτική, άλλες επιβαρύνσεις (διακοψιμότητα), πιθανές μελλοντικές περικοπές, κ.α. Β.γ. Η ανάληψη των προβλεπόμενων υποχρεώσεων εξισορρόπησης από τις ΑΠΕ μπορεί να συμβεί μόνο μετά την ικανοποιητική διαμόρφωση, λειτουργία, και ωρίμανση μιας νέας συνολικής αγοράς ηλεκτρισμού που θα περιλαμβάνει αγορές διμερών συμβολαίων, προ-ημερησία, ενδο-ημερήσια, εξισορρόπησης, μηχανισμό ισχύος κ.λπ. Κατά το χρονοδιάγραμμα που επιδιώκεται να τηρηθεί, ο σχεδιασμός αυτός θα εφαρμοσθεί πλήρως σε 2,5 χρόνια περίπου. Παράλληλα, μέχρι το 2030 απαιτείται η οργάνωση της ανάπτυξης μιας δευτερεύουσας αγοράς βοηθητικών υπηρεσιών για την εξισορρόπηση των μεγάλων μεταβολών του υπολειπόμενου φορτίου των συμβατικών σταθμών που θα προέρχονται από τις μεταβολές των ΑΠΕ, καθώς και ο σχεδιασμός και η υλοποίηση νέων επενδύσεων αποθήκευσης ενέργειας (αντλησιοταμίευση, συσσωρευτές κ.λπ.) λόγω της αναμενόμενης αύξησης της ποσότητας απορριπτόμενης ενέργειας από ΑΠΕ. Β.δ. Με στόχο την προστασία από το κράτος της ασφάλειας δικαίου και της αξιοπιστίας του επενδυτικού περιβάλλοντος, θα πρέπει να εφαρμοστούν δίκαιες και συνεπείς μεταβατικές διατάξεις που δεν θα ανατρέπουν εκ νέου τον σχεδιασμό των επιχειρήσεων και θα σέβονται τις μέχρι σήμερα προσπάθειες και δεσμεύσεις τους.

85

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Με δεδομένο ότι η εφαρμογή των νέων διατάξεων θα απαιτήσει κάποιο χρόνο, οι μεταβατικές διατάξεις θα πρέπει να εξασφαλίζουν ότι δεν θα δημιουργηθεί «επενδυτικό κενό», το οποίο θα αναστείλει το ρυθμό υλοποίησης νέων έργων και θα θέσει σε κίνδυνο την επίτευξη των στόχων. Για το λόγο αυτό θα πρέπει να καθορίζονται σαφώς τα εξής: • Ότι προφανώς οι υφιστάμενες επενδύσεις παραμένουν στο προηγούμενο καθεστώς (FiT).

• Ότι όλα τα έργα ΑΠΕ που διαθέτουν έως την 31.12.2015 οριστική προσφορά σύνδεσης ή σύμβαση πώλησης (PPA) ή έχουν καταθέσει πλήρη φάκελο για την υπογραφή σύμβασης πώλησης, παραμένουν στο υφιστάμενο σύστημα FIT. Η διατήρηση των έργων με οριστική προσφορά σύνδεσης στον ισχύον καθεστώς αιτιολογείται πλήρως από το γεγονός ότι τα εν λόγο έργα έχοντας καταβάλει εγγυητική επιστολή έχουν επομένως αποδείξει την ισχυρή δέσμευση των φορέων τους στην ανάπτυξή του, γεγονός που σύμφωνα και με την οδηγία θεωρείται ως «έναρξη εργασιών», το οποίο καθιστά την επένδυση «αμετάκλητη». Β.ε. Καταρχήν θα πρέπει να εξαντληθεί η δυνατότητα εξαίρεσης ορισμένων έργων και τεχνολογιών από διαγωνιστικές διαδικασίες που ικανοποιούν τα κριτήρια εξαίρεσης της Οδηγίας (όπως τα Μικρά Υδροηλεκτρικά Έργα), τουλάχιστον για ένα διάστημα μετά το 2017. Οι διαγωνιστικές διαδικασίες θα πρέπει να είναι ξεχωριστές ανά τεχνολογία, έτσι ώστε να δίνεται η δυνατότητα καθορισμού ενεργειακής πολιτικής και προώθησης συγκεκριμένων τεχνολογιών που υστερούν σε διείσδυση ή τεχνολογιών που θεωρείται ότι έχουν ιδιαίτερα χαρακτηριστικά. Το όριο της ισχύος των διαγωνισμών θα πρέπει να είναι συμβατό με την πραγματικότητα, τα ιστορικά στοιχεία και την διασφάλιση επενδυτικής, οικονομικής και πολιτικής σταθερότητας. Οι διαγωνιστικές διαδικασίες θα πρέπει να μπορούν να υποστηρίξουν τη διείσδυση που απαιτούν οι εθνικοί στόχοι. Οι διαγωνιστικές διαδικασίες θα πρέπει να γίνονται ανά συγκεκριμένα χρονικά διαστήματα, σε προκαθορισμένες ημερομηνίες, μέσω αποκλειστικά ηλεκτρονικής διαδικασίας και με συγκεκριμένους όρους και προϋποθέσεις που δεν θα αλλάζουν στην πορεία. Τα νομιμοποιητικά έγγραφα και οι εγκρίσεις που θα απαιτείται να έχει ένα έργο για να συμμετάσχει στην διαδικασία θα πρέπει να είναι καθορισμένα και να εξασφαλίζουν την ωριμότητα του έργου για υλοποίηση. επίσης, οι χρόνοι που θα τίθενται για την ολοκλήρωση των διαδικασιών και την υλοποίηση των έργων δεν πρέπει να είναι σε αντίθεση με τις προθεσμίες των επιμέρους εγκρίσεων. Το αποκλειστικό κριτήριο της διαδικασίας θα πρέπει να είναι το ζητούμενο strike price ανά τεχνολογία χωρίς να τίθεται μικρότερο όριο από το αντίστοιχο διοικητικά καθοριζόμενο όριο για το strike price. Η αξιολόγηση των αιτήσεων θα πρέπει να γίνεται άμεσα και τα αποτελέσματα να είναι κοινοποιήσιμα και προσβάσιμα σε όλους τους συμμετέχοντες. Η υποβολή δε και αξιολόγηση των ενστάσεων θα πρέπει να γίνεται με τέτοιο τρόπο που δεν θα παρακωλύεται η διαδικασία τους 86

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

διαγωνισμού. Το χρονικό διάστημα για την υλοποίηση (ηλέκτριση) των επιλεχθέντων στο διαγωνισμό έργων θα πρέπει να είναι επαρκές ανά τεχνολογία. Η διάρκεια ισχύος των διοικητικών εγκρίσεων θα πρέπει να λαμβάνει υπόψη το χρονικό διάστημα για την διενέργεια και συμμετοχή στο διαγωνισμό. Η εκκαθάριση των διαγωνισμών θα γίνεται είτε με το σύστημα Pay as Clear (PAC) είτε με το σύστημα Pay as Bid (PAB), ανάλογα με τα χαρακτηριστικά των διαγωνιστικών διαδικασιών, το πλήθος των συμμετεχόντων, κα. Β.στ. Ο ΕΣΜΥΕ, όπως και η συντριπτική πλειοψηφία των φορέων της αγοράς, έχει εκφράσει πολλές φορές την άποψή του σχετικά με το Μεταβατικό Τέλος Ασφάλειας Εφοδιασμού, γνωστό και ως «Τέλος Διακοψιμότητας». Συγκεκριμένα έχει καταστήσει σαφές ότι το συγκεκριμένο μέτρο, που επιβάλλεται αποκλειστικά στους παραγωγούς ΑΠΕ πλην των οικιακών ΦΒ, αποτελεί καθαρά έναν νέο καταχρηστικό φόρο υπέρ τρίτων, ίδιας λογικής και υφής με τους φόρους υπέρ τρίτων που σωρηδόν καταργούνται τα τελευταία χρόνια, και ένα επί της ουσίας εικονικό μέτρο, χωρίς καμία ουσιαστική αντιπαροχή, το οποίο έρχεται να αποζημιώσει την βιομηχανία για μια υπηρεσία που στην πραγματικότητα δεν απαιτείται να παρέχει, ενώ παράλληλα, έχει υπερπολλαπλάσιο κόστος από το κόστος που θα καταβάλλονταν μέσω αντίστοιχων αποδεικτικών διαθεσιμότητας ισχύος - για την εξασφάλιση ισόποσης πραγματικής ισχύος - στην περίπτωση που αυτό ήταν πραγματικά αναγκαίο. Παράλληλα με την προωθούμενη ρύθμιση, οι ΑΠΕ καλούνται να αναλάβουν το συντριπτικό βάρος του νέου αυτού φόρου χωρίς να μπορούν να το μετακυλίσουν στον τελικό καταναλωτή, όπως θα κάνουν οι συμβατικές μονάδες. Δηλαδή, αναλαμβάνουν το κόστος της Διακοψιμότητας, όταν όλοι δέχονται ότι οι ΑΠΕ δεν πρέπει να αναλαμβάνουν τέτοιο κόστος εάν δεν υφίσταται μια αγορά εξισορρόπησης με επαρκή ρευστότητα, όπου θα μπορούν να μετέχουν ισότιμα για να καλύπτουν το κόστος τους. Τέτοια αγορά στην Ελλάδα δεν υφίσταται. Τέλος, το «κερασάκι στην τούρτα» του μέτρου της Διακοψιμότητας αποτέλεσε η απόφαση του υπουργείου να διατηρήσει το ύψος των συντελεστών φορολόγησης ανά τεχνολογία ΑΠΕ στα ίδια επίπεδα, παρ’ όλον που το ετήσιο απαιτούμενο ποσό για την κάλυψη του κόστους της διακοψιμότητας μειώθηκε πλέον του ημίσεως έναντι του αρχικά προβλεπόμενου (από τα 55 εκατ. στα περίπου 22 εκατ. ευρώ), γεγονός που σημαίνει ότι οι παραγωγοί ΑΠΕ θα καταβάλλουν περισσότερο από το διπλάσιο κόστος από το απολύτως απαραίτητο για την κάλυψη του κόστους εφαρμογής του μέτρου, γεγονός που στερείται λογικής, δικαιοσύνης αλλά και τεκμηρίωσης. Η πρόταση δε που έγινε, είτε για την εξ’ αρχής αναλογική μείωση των συντελεστών που ανακοινώθηκαν ανά τεχνολογία ΑΠΕ, είτε η απολογιστική σε ετήσια βάση καταβολή του τέλους με βάση το πραγματικό ποσό που θα έχει προκύψει από την εφαρμογή των διακοπτόμενων συμβάσεων και θα πρέπει να αποδοθεί στην βιομηχανία, είτε η παρακράτηση από τους παραγωγούς κατά το προηγούμενο έτος ενός έναντι ποσού, το οποίο θα αντιστοιχεί σε εφαρμογή των προτεινόμενων συντελεστών μειωμένων κατά 50%, έτσι ώστε, με την εφαρμογή του μέτρου, η συνολική επιβάρυνση των παραγωγών να μην υπερβαίνει το πραγματικά απαιτούμενο κόστος κάλυψης της διακοψιμότητας, δεν φαίνεται να βρίσκει ανταπόκριση.

87

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

Για τα Μικρά Υδροηλεκτρικά Έργα, η επιβολή του Τέλους Διακοψιμότητας έρχεται να προστεθεί στις ήδη συρρικνωμένες από το Ν. 4254/2014 οικονομικές αποδόσεις των έργων, στην ήδη επιβαλλόμενη επιβάρυνση του 3% που αποδίδουν τα ΜΥΗΕ στις τοπικές κοινωνίες καθώς και στο επιπλέον 1% που αποδίδουν μόνο τα ΜΥΗΕ που είναι εγκατεστημένα σε προστατευόμενες περιοχές στον αντίστοιχο φορέα διαχείρισης, επιβαρύνσεις που επιπρόσθετα υπόκεινται και σε φόρο εισοδήματος αφού δεν αναγνωρίζονται ως κόστος παραγωγής. Αυτό έχει ως αποτέλεσμα, η συνολική επιβάρυνση επί των καθαρών μετά φόρων κερδών των ΜΥΗΕ, λόγω των παραπάνω επιβαλλόμενων τελών και της προβλεπόμενης φορολογίας, να ανέρχεται συνολικά σε επίπεδα άνω του 35%, καθιστώντας την πιο φθηνά παραγόμενη ενέργεια από ΑΠΕ να είναι η πλέον επιβαρυνόμενη.

88

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

89

ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΙ ΔΙΑΛΟΓΟΙ

90

Η αναδιαμόρφωση της ελληνικής αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας

91

HELLENIC ENERGY REGULATION INSTITUTE

ΧΟΡΗΓΙΑ ΕΚΔΟΣΗΣ