Στα 6,85 δισ. ευρώ ανέρχεται η αξία της ενέργειας, στο 1 δισ. το κόστος μεταφοράς και στο 1 δισ. οι φοροι.
Ο πρόεδρος του Συνδέσμου Παραγωγών Ενέργειας με Φωτοβολταϊκά κ. Στέλιος Λουμάκης ανοίγει το φάκελο της ενέργειας στο worldenergynews.gr έχοντας ως επίκεντρο τον καταναλωτή, ο οποίος να σημειωθεί δεν ξέρει τι πληρώνει.
Επίσης μιλά για όλο το δίκτυο της ενέργειας και για τον μεγάλο παραγωγό που είναι η ΔΕΗ καθώς και για το ποιες είναι οι προοπτικές απελευθέρωσης της ενέργειας για τον καταναλωτή..
Ο κ. Λουμάκης αναφέρει τα έσοδα που θα χάσει η ΔΕΗ τα επόμενα χρόνια ενώ τα κόστη κάποιοι θέλουν τα κρατήσουν στα ίδια επίπεδα που σήμερα είναι στα 5 δις ευρώ όταν τα έσοδα εκτιμάται ότι θα υποχωρήσουν στα 3 δις ευρώ από 6 δις σήμερα.
Ο πρόεδρος του ΣΠΕΦ απαντά γιατί δεν μπορούμε να αξιοποιήσουμε πιο αποτελεσματικά τον φυσικό πλούτο που έχει η χώρα μας τον ήλιο.
Κύριε Στέλιο Λουμάκη με έκπληξη διάβασα τις προβλέψεις του περυσινού Νοεμβρίου του ΛΑΓΗΕ για Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ) στα 57 ευρώ ανά MWh το 2016 και στα 60 ευρώ για το 2017 ενώ οι πρόσφατες δημοπρασίες ΝΟΜΕ πάλι του ΛΑΓΗΕ έγιναν στα 37,7 ευρώ ανά MWh. Η εξέλιξη είναι προφανώς ευνοϊκή για τους προμηθευτές αλλά πώς φθάσαμε στα 37,7 ευρώ;
Καταρχήν ας ξεχωρίσουμε τις προβλέψεις, ειδικά κάποιες μάλλον άστοχες, από την πραγματικότητα.
Τα 57ευρώ/MWh που αναφερθήκατε ως περυσινή πρόβλεψη για ΟΤΣτο2016 αλλά και με βάση τα δεδομένα του 2015 μέχρι τότε, θα δικαιολογείτο να ήταν οριακά γύρω στα 47-50 ευρώ/MWh, όσο δηλαδή και στο μεγαλύτερο μέρος του 2015.
Η μείωση της ΟΤΣ οφείλεται παραδοσιακά στις ΑΠΕ αλλά τα τελευταία δύο χρόνια και στην μείωση της τιμής του φυσικού αερίου.
Το δεύτερο στοιχείο που πρέπει να λάβουμε υπόψη, είναι πως η ΟΤΣ προκύπτει από την ακριβότερη συμβατική μονάδα που εντάσσεται και εγχέει ενέργεια στο σύστημα κάθε φορά. Αντίθετα τα ΝΟΜΕ αφορούν την τιμή πώλησης του λιγνιτικού ρεύματος, που παραδοσιακά είναι το φθηνότερο αλλά ιδιαίτερα επιβλαβές περιβαλλοντικά, από την ΔΕΗ προς τους ανταγωνιστές της.
Εντούτοις το 37,7 ευρώ/MWh ακόμα και έτσι είναι ένα εξωπραγματικά χαμηλό μέγεθος και εξηγείται μόνο από το γεγονός ότι νομοθετικά δεν προβλέπεται να περιλαμβάνει το πλήρες κόστος της εν λόγω ηλεκτροπαραγωγής αλλά μόνο το μεταβλητό.
Για να το πούμε πιο κατανοητά στο ποσό αυτό δεν περιλαμβάνεται καν το κόστος του προσωπικού που εργάζεται στα λιγνιτικά εργοστάσια ηλεκτροπαραγωγής.
Είναι συνεπώς ξεκάθαρα ζημιογόνο ως μοντέλο για την ΔΕΗ και στον αντίποδα ιδιαίτερα επωφελές για τους λοιπούς προμηθευτές που εξασφαλίζουν χωρίς επενδύσεις μαζικά ενέργεια κάτω του πλήρους κόστους της.
Ο μεγαλύτερος παραγωγός ρεύματος είναι η ΔΕΗ με μερίδιο αγοράς στην παραγωγή που φθάνει στο 65%.Ποια αγορά χρειάζεται έναν παραγωγό που δεν μπορεί να μειώσει τα κόστη παραγωγής όταν μάλιστα η «λύση» έρχεται με τις εισαγωγές ρεύματος;
Είναι νομίζω ασύμμετρο να συγκρίνουμε κόστη ρεύματος χωρίς κάθε φορά τον περιβαλλοντικό τους αντίκτυπο.
Το ρεύμα για παράδειγμα που εισάγουμε από την πυρηνική Βουλγαρία για κάποιες ώρες, μιας και αναφερθήκατε σε εισαγωγές είναι προφανές πως δεν μπορούμε να το ανταγωνιστούμε κοστολογικά.
Και αν δεν κάνω λάθος επί δεκαετίες δεν θέλουμε κιόλας, αφού ορθά κατά την άποψη μου, έχουμε αποστεί της πυρηνικής τεχνολογίας στην ηλεκτροπαραγωγή.
Όσο για κάποιες εισαγωγές που αφορούν ενδεχομένως ρεύμα από φυσικό αέριο, νομίζω όλοι γνωρίζουμε πως δεν προμηθευόμαστε ως χώρα το φυσικό αέριο στις χαμηλότερες τιμές σε σχέση με άλλες χώρες στην περιοχή, ίσως μάλιστα και το αντίθετο.
Ας κρατήσουμε ωστόσο κατά νου πως είτε εισάγουμε ρεύμα απευθείας ως έτοιμο προϊόν είτε εισάγουμε καύσιμο για να το παράξουμε σε ισοδύναμο κόστος, διαφορά για την οικονομία δεν προκύπτει.
Μπορείτε να μας αναλύσετε σε ετήσια βάση οι λογαριασμοί ρεύματος των καταναλωτών σε τι ύψος διαμορφώνονται περίπου; Θέλετε να μας πείτε τι μέρος από το ποσό αυτό αφορά πραγματικά το ρεύμα;
Ας δούμε πρώτα τον τύπο και ύστερα την ουσία.
Με βάση τα στοιχεία του 2015 έχουμε λοιπόν περίπου 5 δις να αφορούν το ανταγωνιστικό σκέλος των λογαριασμών, 1 δις να αφορά τέλη χρήσης δικτύου και συστήματος για την μεταφορά του ρεύματος αυτού, 850 εκατ. ευρώ Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) δηλαδή το πρόσθετο κόστος που πληρώνουμε όλοι μας ώστε τα μη διασυνδεδεμένα με την ηπειρωτική χώρα νησιά να απολαμβάνουν ίδιο και όχι ακριβότερο τιμολόγιο παρά την ακριβή πετρελαϊκή εκεί παραγωγή τους και επίσης την συνεισφορά όλων μας ώστε οι ευάλωτοι καταναλωτές του Κοινωνικού Οικιακού Τιμολογίου να έχουν ρεύμα σε προνομιακές τιμές, ΕΤΜΕΑΡ 1 δις ώστε να αποπληρώνεται με διακριτό τρόπο η παραγωγή των ΑΠΕ και τέλος ΕΦΚ περί τα 120 εκατ. ευρώ.
Επί της ουσίας τώρα νομίζω όλοι αντιλαμβανόμαστε πως από τα χρήματα αυτά το ανταγωνιστικό σκέλος, τα ΥΚΩ αλλά και το ΕΤΜΕΑΡ αφορούν πραγματικά το ρεύμα ενώ τα τέλη δικτύου και συστήματος την μεταφορά του.
Μάλιστα ο πρόσφατος νόμος 4414/2016 έθεσε τις βάσεις για την σταδιακή ενσωμάτωση του ΕΤΜΕΑΡ στο κόστος των Προμηθευτών (δηλαδή στο ανταγωνιστικό σκέλος των λογαριασμών), αφού τόσο η ΡΑΕ όσο και το ΣτΕ το έχουν αναγνωρίσει ως κόστος ρεύματος που πούλησαν οι Προμηθευτές στους πελάτες τους και μάλιστα στρεβλά υπερτιμημένο, αίροντας τοιουτοτρόπως μια σημαντική στρέβλωση στον τρόπο τιμολόγησης του ηλεκτρικού.
Σε αυτά τώρα τα 7,85 δις εφαρμόζεται και ΦΠΑ 13%, το οποίο δίνει 1 δις ακόμη.
Συνεπώς από τα 8,85 δις αυτά τα 6,85 είναι αμιγώς ρεύμα, ήτοι το 77% περίπου.
Χαμηλότερα ποσοστά που ακούγονται κατά καιρούς στην αγορά, είτε αναφέρονται επί της βάσης συνυπολογισμού και των δημοτικών τελών, ΕΡΤ κλπ, που συνυπάρχουν στους λογαριασμούς, είτε λόγω της άγνοιας στο τι είναι οι ΥΚΩ και το ΕΤΜΕΑΡ δεν τα συμπεριλαμβάνουν στο ρεύμα.
Σε χώρες της ΕΕ υπάρχουν στοιχεία για το ύψος της Οριακής Τιμής Συστήματος και πόσο απέχουν από την δική μας;
Η ΟΤΣ ως μέγεθος είναι Πανευρωπαϊκά ένα μάλλον αναξιόπιστο εργαλείο για την εξαγωγή συγκριτικών συμπερασμάτων επί του κόστους του ρεύματος στην χονδρεμπορική αγορά.
Φαντάζομαι άλλωστε πως αυτό που βρίσκεται πίσω από την ερώτηση σας αφορά στο κόστος του ρεύματος που πληρώνουν εν τέλει οι καταναλωτές.
Για να μην σας κουράζω λοιπόν απαριθμώντας χιλιοειπωμένα πράγματα για τους παράγοντες που βάναυσα στρεβλώνουν την ΟΤΣ και πόσο, θα σας παραπέμψω απευθείας στα στοιχεία της Eurostat για το κόστος του ρεύματος των νοικοκυριών στις χώρες της Ευρώπης το δεύτερο π.χ. εξάμηνο του 2015.
Παράκληση να αναγνώσετε τα στοιχεία αυτά με προσοχή κρατώντας πάντα υπόψη σας πως στην κατάταξη όσες χώρες είναι εκτός ευρώ μπορεί και λόγω της συναλλαγματικής διολίσθησης του νομίσματος τους να εμφανίζονται συγκυριακά στην χρονική περίοδο του διαγράμματος φθηνότερες σε όρους ευρώ.
Μεταξύ των χωρών της ζώνης του ευρώ πάντως η Ελλάδα παραμένει από τις φθηνότερες.
Κύριε Λουμάκη υπάρχουν περιθώρια για περαιτέρω επενδύσεις στον τομέα των φωτοβολταϊκών στη χώρα μας ή έχει κλείσει ο κύκλος;
Την αγορά της ηλεκτρικής ενέργειας για να την αντιληφθούμε καλύτερα, πρέπον είναι να την αντιμετωπίζουμε ως ισοζύγιο ισχύος, που χωρίς δυνατότητες αποθήκευσης όπως είναι, πρέπει κάθε στιγμή η προσφορά να ισορροπεί με την ζήτηση.
Συνεπώς δεν έχει νόημα μόνο να μετράμε kWh κατανάλωσης και παραγωγής σε ετήσια βάση αλλά και να δούμε πως αυτές κατανέμονται στην διάρκεια του καθημερινού 24ώρου.
Το 24ωρο λοιπόν διεθνώς αλλά και στην χώρα μας έχει από πλευράς ζήτησης δύο αιχμές, την μεσημεριανή και την βραδινή.
Τα φωτοβολταϊκά που κατασκευάστηκαν και λειτουργούν μέχρι σήμερα στην Ελλάδα και που σημειωτέον έχουν φθάσει τον στόχο του 2020 με βάση τον εθνικό ενεργειακό σχεδιασμό του 2010, έχουν σχεδόν πλήρως εξαφανίσει την μεσημεριανή αιχμή, η οποία ήταν και ιδιαίτερα κοστοβόρα όταν καλυπτόταν από συμβατικά καύσιμα και εισαγωγές.
Επειδή τα φωτοβολταϊκά ωστόσο λειτουργούν χρονικώς συγκεντρωτικά και στο μέγιστο της δυναμικότητας τους το μεσημέρι, μεγαλύτερη διείσδυση μεμονωμένα δεν θα είχε και πολλά περισσότερα να προσφέρει αν δεν έχουν και οι υπόλοιπες τεχνολογίες ΑΠΕ αναπτυχθεί εξίσου και που μη εγχέοντας συγκεντρωτικά συνδράμουν με την συνεισφορά τους στο να καλυφθεί ομαλά και το υπόλοιπο χρονικό φάσμα του 24ωρου.
Στην Ελλάδα με ηλιοφάνεια στα επίπεδα που όλοι γνωρίζουμε και κατανοούμε, είναι δυνατόν να στηριζόμαστε στο λιγνίτη και σε ορυκτά καύσιμα όπως το φυσικό αέριο; Τι φταίει που δεν μπορούμε να αξιοποιήσουμε στο μέγιστο βαθμό την ηλιακή ενέργεια;
Καταρχήν για να μην φθάσουμε κάποια στιγμή να απορρίπτουμε αφειδώς ενέργεια ΑΠΕ που δεν μπορεί για λόγους ευστάθειας του συστήματος να απορροφηθεί σε κάθε δεδομένη ώρα του 24ώρου, καλό είναι να λαμβάνουμε υπόψη μας και την ύφεση που παρατηρείται στην ζήτηση λόγω της πτώσης του ΑΕΠ αλλά και των προγραμμάτων εξοικονόμησης που πλέον έχουν φιλόδοξους στόχους.
Επιπλέον από την στιγμή που οι ΑΠΕ έχουν μεταβαλλόμενη παραγωγή, απαιτείται στο σύστημα να υπάρχουν και να παραμένουν ενεργές και κάποιες συμβατικές μονάδες που θα καλύπτουν τις διακυμάνσεις.
Χρειάζεται δηλαδή σφαιρική θεώρηση των πραγμάτων όσο αυξάνουν οι διεισδύσεις και βεβαίως στην άκρη του τούνελ αξιόπιστες και οικονομικές υποδομές αποθήκευσης που να μπορούν οι καταναλωτές να τις πληρώσουν, αφού εκείνοι ως λήπτες του αγαθού του ηλεκτρισμού νομοτελειακά καλύπτουν όλα τα κόστη του συστήματος.
Σημειωτέον πως οι ανωτέρω περιορισμοί αφορούν εξίσου και τα προγράμματα αυτοπαραγωγής με ενεργειακό συμψηφισμό (net metering) με φωτοβολταϊκά, αφού κανονικά χρησιμοποιούν το δίκτυο για να στέλνουν την ενέργεια που παράγουν και που δεν ιδιοκαταναλώνουν ταυτοχρονισμένα.
Ο ταυτοχρονισμός παραγωγής με ιδιοκατανάλωση των αυτοπαραγωγών net metering μέχρι σήμερα κινείται πέριξ του 35%, δηλαδή σε πραγματικό χρόνο το 65% της παραγωγής διοχετεύεται στο δίκτυο για να συμψηφισθεί με ρεύμα που θα αντληθεί από αυτό κάποια άλλη χρονική στιγμή.
Κύριε Λουμάκη όσοι επένδυσαν σε φωτοβολταϊκές μονάδες παραγωγής ρεύματος είναι ικανοποιημένοι ή νοιώθουν ότι έμπλεξαν με ένα Κράτος το οποίο δεν μπορεί να υλοποιήσει τις αρχικές δεσμεύσεις του;
Νομίζω όλοι αναγνωρίζουμε πως το ελληνικό Κράτος δεν ήταν συνεπές με τις συμβατικές του υποχρεώσεις όχι μόνο στα φωτοβολταϊκά που υπέστησαν την μεγαλύτερη «επίθεση» ως προς το τι είχε συμβασιοποιηθεί αλλά και στις υπόλοιπες ΑΠΕ.
Με ενδιαφέρον ωστόσο διάβασα πως στο νέο πακέτο αποφάσεων της Κομισιόν προς τα Κράτη μέλη που μόλις ανακοινώθηκε, περιλαμβάνεται ρήτρα σταθερότητας υφιστάμενων επενδύσεων από μελλοντικές αλλαγές στο ρυθμιστικό πλαίσιο.
Η απόφαση αυτή της Κομισιόν συνιστά τομή για την αξιοπιστία των επενδύσεων σε ευρωπαϊκό έδαφος παρότι έρχεται λίγο καθυστερημένα.
Εν πάση περιπτώσει κάλιο αργά παρά ποτέ αφού αν η ΕΕ συνέχιζε να αφήνει ανεξέλεγκτες τις εκάστοτε Κυβερνήσεις των χωρών μελών να ανατρέπουν αναδρομικά υλοποιημένα επενδυτικά σχέδια, σε λίγο το επιχειρηματικό περιβάλλον της Ευρώπης θα κατέληγε τριτοκοσμικό.
Την ισχυρή αυτή βούληση της ΕΕ για επιτέλους αξιοπιστία εμείς στην Ελλάδα την βιώσαμε ήδη τον Μάιο του 2016, όπου στις μνημονιακές υποχρεώσεις συμπεριλήφθηκε ήδη η ρήτρα σεβασμού των υφιστάμενων συμβάσεων στις ΑΠΕ.
Οι εγχώριοι παραγωγοί ρεύματος από ΑΠΕ μπορούν να γίνουν αποκλειστικά εξαγωγείς;
Αν η χώρα μας βρισκόταν στο κέντρο της Ευρώπης απολαμβάνοντας ισχυρές υποδομές διασυνδέσεων, οι μαζικές εξαγωγές θα μπορούσαν να είναι εφικτές.
Και λέω θα μπορούσαν, διότι σε ολόκληρη την Ευρώπη μέσω και των ΑΠΕ υφίστανται συνθήκες ηλεκτροπαραγωγικής υπερδυναμικότητας.
Οπότε οι εξαγωγές ή οι εισαγωγές αντίστοιχα σε όλες τις χώρες έχουν περισσότερο το χαρακτήρα εξομάλυνσης των αιχμών ζήτησης ή αντίστοιχα παραγωγής, παρά μακροπρόθεσμη στρατηγική πολιτική.
Πως αξιολογείτε την πορεία της ΔΕΗ στα νέα δεδομένα που δημιουργούνται στην αγορά ηλεκτρισμού;
Θα μπορούσα ίσως να παρακάμψω την ερώτηση σας αφού οι ηλεκτροπαραγωγοί από ΑΠΕ δεν συνεργάζονται απευθείας με την ΔΕΗ αλλά πουλάνε την παραγωγή τους κεντρικά στον ΛΑΓΗΕ και αυτός με την σειρά του σε όλους τους Προμηθευτές.
Εντούτοις δεν θα το πράξω διότι η ΔΕΗ ως δεσπόζουσα επιχείρηση στην λιανική ρεύματος αγοράζει από τον ΛΑΓΗΕ και μεταπουλά το ρεύμα των ΑΠΕ στους πελάτες της κατά συντριπτικό ποσοστό ίσο κάθε φορά με το μερίδιο της στην λιανική αγορά.
Συνεπώς μέχρι να μειωθεί σοβαρά το ποσοστό της στην λιανική σύμφωνα και με τις μνημονιακές δεσμεύσεις αλλά και τις σχετικές κυβερνητικές αποφάσεις για μερίδιο κάτω του 49% μέχρι το τέλος του 2019 από 88% σήμερα, ενέχεται εν τέλει σημαντικά μαζί μας και μάλιστα αν κρίνουμε από τον ρυθμό αποπληρωμής των ΑΠΕ με 5μηνη υπερημερία, η σχέση είναι ιδιαίτερα επώδυνη για τους παραγωγούς.
Η άποψη μου λοιπόν για το μοντέλο που έχει επιλεγεί για την ΔΕΗ, δηλαδή την συρρίκνωση του τζίρου της περίπου στο μισό χωρίς αντίστοιχη πρόβλεψη για μείωση εξίσου του λειτουργικού της κόστους, μόνο αρνητική μπορεί να είναι.
Όσοι μάλιστα ποντάρισαν στα ΝΟΜΕ ώστε η ΔΕΗ από εκεί να ανακτήσει κέρδος, κατάφορα διαψεύστηκαν αφού ούτε το κόστος παραγωγής της δεν ανακτά.
Για να σας το πώς εκλαϊκευμένα ώστε να μας καταλάβει και ο κόσμος, επιχειρούν κάποιοι την ΔΕΗ από τζίρο 6 δις ευρώ ( η ΔΕΗ στις λογιστικές της καταστάσεις και συγκεκριμένα στον τζίρο περιλαμβάνει τα ΥΚΩ) και κόστη 5 δις (προ προβλέψεων) το 2015 να την φέρουν σε τρία χρόνια σε τζίρο 3 δις με κόστη πάλι 5 δις ευρώ.
Νομίζω δεν χρειάζεται να είναι κανείς οικονομολόγος για να καταλάβει το αδιέξοδο της ρότας που έχει επιλεγεί.
Και επειδή έχει χυθεί πολύ μελάνι για το τι άλλο θα μπορούσε να ισχύει, ας λάβουμε ως απόλυτο δεδομένο την νομοθετημένη υποχρέωση μείωσης του μεριδίου της στην λιανική στο μισό.
Με σταθερό το σημείο αυτό νομίζω είναι μονόδρομος η μείωση και του λειτουργικού της κόστους συμμέτρως.
Πως μπορεί να γίνει η μείωση του λειτουργικού κόστους αυτή; Ας θυμηθούμε πόσες συνταξιοδοτήσεις και εθελούσιες έξοδοι προσωπικού χρειάστηκαν στον ΟΤΕ, όταν πριν 20 χρόνια άνοιγε η αγορά των τηλεπικοινωνιών και έπρεπε να μειωθεί το μερίδιο του.
Νομίζω κάπως έτσι θα καταλάβουμε πιο εύκολα προς τα πού πρέπει να κινηθούμε. Και αν κάποιοι ισχυριστούν εδώ πως η ΔΕΗ επειδή έχει λιγνιτικά εργοστάσια δεν είναι εύκολο να μειώσει το προσωπικό της, συγχωρέστε με αλλά κανείς δεν όρισε ότι η λιγνιτική ηλεκτροπαραγωγή είναι αποκλειστικό προνόμιο της, ιδιαίτερα μάλιστα τώρα που για να μην ισχύει κάτι τέτοιο, μέσω των ΝΟΜΕ οικονομικά καταστρέφεται πουλώντας το προϊόν της υποχρεωτικά στους ανταγωνιστές της κάτω του κόστους.
Για να αφήσουμε πίσω μας λοιπόν τα λόγια και πριν να είναι αργά για όλους, πραγματικά περιμένω να δω ένα ποσοτικοποιημένο τριετές πλάνο για το πως αυτοί που χαράσσουν την πολιτική και τις επιλογές της εισηγμένης στο χρηματιστήριο επιχείρησης, εκτιμούν τα οικονομικά της μεγέθη την επόμενη τριετία, χωρίς η επιχείρηση να βασίζεται στα χρήματα τρίτων για να «επιπλέει» ταμειακώς προσωρινά.
Κλείνοντας πως βλέπετε το μέλλον των νέων ΑΠΕ σε συνέχεια και των αλλαγών που αποφάσισε η ΕΕ για κατάργηση της προτεραιότητας στα δίκτυα σταδιακά για τα νέα έργα;
Το τοπίο για τις νέες κάθε φορά ΑΠΕ είναι προφανές πως θα γίνεται ολοένα και ανταγωνιστικότερο.
Η αύξηση της διείσδυσης τους μοιραία θα οδηγούσε κάποια στιγμή στην κατάργηση της προτεραιότητας ούτως ώστε να επιτευχθεί και η πολυπόθητη αυτορρύθμιση της αγοράς.
Η ισορροπία ωστόσο σίγουρα δεν θα είναι εύκολη, αφού υπάρχουν κρίσιμες παράμετροι που πρέπει να προσεχθούν.
Για παράδειγμα Θα πρέπει ο ανταγωνισμός τιμών ένταξης στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό (ΗΕΠ) να είναι πλήρης και κατά το δυνατόν επί ίσοις όροις μεταξύ συμβατικών και ΑΠΕ.
Τούτο καταρχήν σημαίνει πως το εσωτερικό (σύνολο αμοιβών τους από την αγορά και τους όποιους συνοδευτικούς μηχανισμούς) και εξωτερικό κόστος (για την αντιστάθμιση των βλαβών στο περιβάλλον και την υγεία που προκαλούν) της ηλεκτροπαραγωγής από συμβατικά καύσιμα θα πρέπει πλήρως να αντανακλάται στην τιμή ένταξης τους στο σύστημα.
Μόνο έτσι ο ανταγωνισμός τιμών με τις ΑΠΕ θα είναι πλήρης αν και βέβαια δίκαιος ίσως δεν θα είναι ποτέ, αφού η οικονομική αντιστάθμιση της καταστροφής του περιβάλλοντος και της υγείας που προκαλούν τα ορυκτά καύσιμα, δεν συνεπάγεται επανόρθωση.
Επιπλέον οι ΑΠΕ λόγω της εγγενούς στοχαστικότητας τους επιβαρύνονται με μια πρόσθετη πέραν της αγοράς μεταβλητότητα, οπότε εξ’ ορισμού δεν θα μπορούν επί ίσοις όροις να ανταγωνιστούν τα ορυκτά καύσιμα, τουλάχιστον όσο απέχουμε ακόμη από τεχνολογίες αποτελεσματικής, αξιόπιστης και οικονομικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας.
Για την αποτύπωση του εξωτερικού κόστους της ηλεκτροπαραγωγής από ορυκτά καύσιμα το ευρωπαϊκό σύστημα εμπορίας ρύπων ETS ως εργαλείο απέχει πάρα πολύ από το να λειτουργεί αποτελεσματικά.
Δεν υπάρχει χαρακτηριστικότερο ίσως στοιχείο της αποτυχίας του, από το γεγονός πως ενώ πανευρωπαϊκά όλοι αναγνωρίζουν και είναι ευαισθητοποιημένοι στα προβλήματα της κλιματικής αλλαγής, εξ’ ου και υιοθετούν φιλόδοξους στόχους διείσδυσης των ΑΠΕ στο ενεργειακό τους μίγμα, εντούτοις μέσω υπερπροσφοράς στις ποσότητες δωρεάν δικαιωμάτων και παρεκκλίσεων στο ποιοι και πόσο εν τέλει πληρώνουν για τα δικαιώματα αυτά στο ETS, δηλαδήγια την «βρώμικη» ενέργεια που καταναλώνουν, το έχουν απαξιώσει ως μηχανισμό. Εξαιτίας όλων αυτών των απίθανων στρεβλώσεων στην λειτουργία του ETS, η τιμή ανά τόνο CO2 παραμένει για χρόνια καθηλωμένη κάτω από τα 8 ευρώ, όταν οι προβλέψεις της ίδιας της ΕΕ ομιλούσαν για σημαντικά μεγαλύτερα μεγέθη.
Οι στρεβλώσεις βεβαίως αυτές τροφοδοτούνται και από την ασύμμετρη στάση χωρών εκτός ΕΕ στα περιβαλλοντικά θέματα.
Υποθέτοντας πως τα ανωτέρω δύο σημεία επιλύονται επιτυχώς, η κατάργηση της προτεραιότητας ένταξης των ΑΠΕ στον ΗΕΠ θα μπορούσε να λειτουργήσει για τον μεταξύ τους ανταγωνισμό και υπό προϋποθέσεις σε σχέση με τα ορυκτά καύσιμα, επειδή για το περιβάλλον και την κοινωνία δεν φαντάζει επωφελέστερη η ανεξέλεγκτη προτίμηση χρήσης «βρώμικων» καυσίμων έναντι των ΑΠΕ.
Τούτου λεχθέντος η κατάργηση της προτεραιότητας που εδράζεται στην συμμετοχή των ΑΠΕ στον ΗΕΠ με μηδενική τιμή, υπό μία έννοια επιβάλλεται όταν αποκτήσουν τόσο μεγάλη διείσδυση, ώστε οι προσφορές τους υπερακοντίζοντας συχνά την ζήτηση ενέργειας, να οδηγούν σε αναγκαστικές περικοπές τους (curtailments).
Ακριβώς για να μην είναι οι περικοπές αυτές οριζόντιες και άδικες, θα μπορούσε μέσω του ανταγωνισμού προσφορών των ΑΠΕ στον ΗΕΠ να αποκλείονται οι λιγότερο ανταγωνιστικές κάθε φορά.
Αυτό ωστόσο θα σημάνει πως ο ανταγωνισμός των ΑΠΕ θα περιορίζεται στις πλέον ώριμες τεχνολογίες, αφού οι υπόλοιπες ως ακριβότερες νομοτελειακά θα εκτοπίζονται.
Για τον λόγο αυτό και επειδή με στόχο την αέναη εξέλιξη των ανανεώσιμων δεν πρέπει να οδηγούνται εξ’ ορισμού σε «θάνατο» τεχνολογίες κάθε φορά μη ώριμες, αυτές θα πρέπει να συνεχίσουν για εύλογο διάστημα να προστατεύονται και να λειτουργούν σε μη ανταγωνιστικό καθεστώς.
Αντιστοίχως θα πρέπει να αντιμετωπιστούν και οι προκλήσεις που απορρέουν από τα διαφορετικά μεγέθη μονάδων ΑΠΕ ένεκα δηλαδή διαφορών στις οικονομίες κλίμακας τους.
Όπως γνωρίζουμε οι μικρές άρα και περισσότερο διεσπαρμένες ανανεώσιμες παραγωγές κοντά στις καταναλώσεις είναι επωφελέστερες για το σύστημα και το περιβάλλον λόγω μικρότερων απωλειών μεταφοράς, λιγότερων έργων και απωλειών δικτύου, ελάχιστων περιβαλλοντικών επεμβάσεων κλπ, εντούτοις ενέχουν υψηλότερο κόστος εγκατάστασης ανά μονάδα ισχύος σε σχέση με τα μεγαλύτερα έργα.
Η συμμετοχή και λειτουργία των μικρών ΑΠΕ στην αγορά μέσω aggregators (Φορέων Συλλογικής Εκπροσώπησης) δεν επιλύει το πρόβλημα, αφού οι όποιες οικονομίες κλίμακας απολαμβάνει κάθε έργο, άπτονται αποκλειστικά του ανοιγμένου κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του και όχι της διαχείρισης των προσφορών του στην αγορά μέσω aggregators.
Οι τελευταίοι δηλαδή δεν μπορούν να επιδράσουν στο LCOE (Levelised Cost of Energy) τους, παρά μόνο στις ποινές των αποκλίσεων πρόβλεψης.
Συνεπώς και εδώ θα πρέπει κάτω από ένα όριο εγκατεστημένης ισχύος οι ΑΠΕ να λειτουργούν εκτός ανταγωνιστικής αγοράς.
Αρχική δημοσίευση: 02/12/2016 07:51
www.worldenergynews.gr
Επίσης μιλά για όλο το δίκτυο της ενέργειας και για τον μεγάλο παραγωγό που είναι η ΔΕΗ καθώς και για το ποιες είναι οι προοπτικές απελευθέρωσης της ενέργειας για τον καταναλωτή..
Ο κ. Λουμάκης αναφέρει τα έσοδα που θα χάσει η ΔΕΗ τα επόμενα χρόνια ενώ τα κόστη κάποιοι θέλουν τα κρατήσουν στα ίδια επίπεδα που σήμερα είναι στα 5 δις ευρώ όταν τα έσοδα εκτιμάται ότι θα υποχωρήσουν στα 3 δις ευρώ από 6 δις σήμερα.
Ο πρόεδρος του ΣΠΕΦ απαντά γιατί δεν μπορούμε να αξιοποιήσουμε πιο αποτελεσματικά τον φυσικό πλούτο που έχει η χώρα μας τον ήλιο.
Κύριε Στέλιο Λουμάκη με έκπληξη διάβασα τις προβλέψεις του περυσινού Νοεμβρίου του ΛΑΓΗΕ για Οριακή Τιμή Συστήματος (ΟΤΣ) στα 57 ευρώ ανά MWh το 2016 και στα 60 ευρώ για το 2017 ενώ οι πρόσφατες δημοπρασίες ΝΟΜΕ πάλι του ΛΑΓΗΕ έγιναν στα 37,7 ευρώ ανά MWh. Η εξέλιξη είναι προφανώς ευνοϊκή για τους προμηθευτές αλλά πώς φθάσαμε στα 37,7 ευρώ;
Καταρχήν ας ξεχωρίσουμε τις προβλέψεις, ειδικά κάποιες μάλλον άστοχες, από την πραγματικότητα.
Τα 57ευρώ/MWh που αναφερθήκατε ως περυσινή πρόβλεψη για ΟΤΣτο2016 αλλά και με βάση τα δεδομένα του 2015 μέχρι τότε, θα δικαιολογείτο να ήταν οριακά γύρω στα 47-50 ευρώ/MWh, όσο δηλαδή και στο μεγαλύτερο μέρος του 2015.
Η μείωση της ΟΤΣ οφείλεται παραδοσιακά στις ΑΠΕ αλλά τα τελευταία δύο χρόνια και στην μείωση της τιμής του φυσικού αερίου.
Το δεύτερο στοιχείο που πρέπει να λάβουμε υπόψη, είναι πως η ΟΤΣ προκύπτει από την ακριβότερη συμβατική μονάδα που εντάσσεται και εγχέει ενέργεια στο σύστημα κάθε φορά. Αντίθετα τα ΝΟΜΕ αφορούν την τιμή πώλησης του λιγνιτικού ρεύματος, που παραδοσιακά είναι το φθηνότερο αλλά ιδιαίτερα επιβλαβές περιβαλλοντικά, από την ΔΕΗ προς τους ανταγωνιστές της.
Εντούτοις το 37,7 ευρώ/MWh ακόμα και έτσι είναι ένα εξωπραγματικά χαμηλό μέγεθος και εξηγείται μόνο από το γεγονός ότι νομοθετικά δεν προβλέπεται να περιλαμβάνει το πλήρες κόστος της εν λόγω ηλεκτροπαραγωγής αλλά μόνο το μεταβλητό.
Για να το πούμε πιο κατανοητά στο ποσό αυτό δεν περιλαμβάνεται καν το κόστος του προσωπικού που εργάζεται στα λιγνιτικά εργοστάσια ηλεκτροπαραγωγής.
Είναι συνεπώς ξεκάθαρα ζημιογόνο ως μοντέλο για την ΔΕΗ και στον αντίποδα ιδιαίτερα επωφελές για τους λοιπούς προμηθευτές που εξασφαλίζουν χωρίς επενδύσεις μαζικά ενέργεια κάτω του πλήρους κόστους της.
Ο μεγαλύτερος παραγωγός ρεύματος είναι η ΔΕΗ με μερίδιο αγοράς στην παραγωγή που φθάνει στο 65%.Ποια αγορά χρειάζεται έναν παραγωγό που δεν μπορεί να μειώσει τα κόστη παραγωγής όταν μάλιστα η «λύση» έρχεται με τις εισαγωγές ρεύματος;
Είναι νομίζω ασύμμετρο να συγκρίνουμε κόστη ρεύματος χωρίς κάθε φορά τον περιβαλλοντικό τους αντίκτυπο.
Το ρεύμα για παράδειγμα που εισάγουμε από την πυρηνική Βουλγαρία για κάποιες ώρες, μιας και αναφερθήκατε σε εισαγωγές είναι προφανές πως δεν μπορούμε να το ανταγωνιστούμε κοστολογικά.
Και αν δεν κάνω λάθος επί δεκαετίες δεν θέλουμε κιόλας, αφού ορθά κατά την άποψη μου, έχουμε αποστεί της πυρηνικής τεχνολογίας στην ηλεκτροπαραγωγή.
Όσο για κάποιες εισαγωγές που αφορούν ενδεχομένως ρεύμα από φυσικό αέριο, νομίζω όλοι γνωρίζουμε πως δεν προμηθευόμαστε ως χώρα το φυσικό αέριο στις χαμηλότερες τιμές σε σχέση με άλλες χώρες στην περιοχή, ίσως μάλιστα και το αντίθετο.
Ας κρατήσουμε ωστόσο κατά νου πως είτε εισάγουμε ρεύμα απευθείας ως έτοιμο προϊόν είτε εισάγουμε καύσιμο για να το παράξουμε σε ισοδύναμο κόστος, διαφορά για την οικονομία δεν προκύπτει.
Μπορείτε να μας αναλύσετε σε ετήσια βάση οι λογαριασμοί ρεύματος των καταναλωτών σε τι ύψος διαμορφώνονται περίπου; Θέλετε να μας πείτε τι μέρος από το ποσό αυτό αφορά πραγματικά το ρεύμα;
Ας δούμε πρώτα τον τύπο και ύστερα την ουσία.
Με βάση τα στοιχεία του 2015 έχουμε λοιπόν περίπου 5 δις να αφορούν το ανταγωνιστικό σκέλος των λογαριασμών, 1 δις να αφορά τέλη χρήσης δικτύου και συστήματος για την μεταφορά του ρεύματος αυτού, 850 εκατ. ευρώ Υπηρεσίες Κοινής Ωφέλειας (ΥΚΩ) δηλαδή το πρόσθετο κόστος που πληρώνουμε όλοι μας ώστε τα μη διασυνδεδεμένα με την ηπειρωτική χώρα νησιά να απολαμβάνουν ίδιο και όχι ακριβότερο τιμολόγιο παρά την ακριβή πετρελαϊκή εκεί παραγωγή τους και επίσης την συνεισφορά όλων μας ώστε οι ευάλωτοι καταναλωτές του Κοινωνικού Οικιακού Τιμολογίου να έχουν ρεύμα σε προνομιακές τιμές, ΕΤΜΕΑΡ 1 δις ώστε να αποπληρώνεται με διακριτό τρόπο η παραγωγή των ΑΠΕ και τέλος ΕΦΚ περί τα 120 εκατ. ευρώ.
Επί της ουσίας τώρα νομίζω όλοι αντιλαμβανόμαστε πως από τα χρήματα αυτά το ανταγωνιστικό σκέλος, τα ΥΚΩ αλλά και το ΕΤΜΕΑΡ αφορούν πραγματικά το ρεύμα ενώ τα τέλη δικτύου και συστήματος την μεταφορά του.
Μάλιστα ο πρόσφατος νόμος 4414/2016 έθεσε τις βάσεις για την σταδιακή ενσωμάτωση του ΕΤΜΕΑΡ στο κόστος των Προμηθευτών (δηλαδή στο ανταγωνιστικό σκέλος των λογαριασμών), αφού τόσο η ΡΑΕ όσο και το ΣτΕ το έχουν αναγνωρίσει ως κόστος ρεύματος που πούλησαν οι Προμηθευτές στους πελάτες τους και μάλιστα στρεβλά υπερτιμημένο, αίροντας τοιουτοτρόπως μια σημαντική στρέβλωση στον τρόπο τιμολόγησης του ηλεκτρικού.
Σε αυτά τώρα τα 7,85 δις εφαρμόζεται και ΦΠΑ 13%, το οποίο δίνει 1 δις ακόμη.
Συνεπώς από τα 8,85 δις αυτά τα 6,85 είναι αμιγώς ρεύμα, ήτοι το 77% περίπου.
Χαμηλότερα ποσοστά που ακούγονται κατά καιρούς στην αγορά, είτε αναφέρονται επί της βάσης συνυπολογισμού και των δημοτικών τελών, ΕΡΤ κλπ, που συνυπάρχουν στους λογαριασμούς, είτε λόγω της άγνοιας στο τι είναι οι ΥΚΩ και το ΕΤΜΕΑΡ δεν τα συμπεριλαμβάνουν στο ρεύμα.
Σε χώρες της ΕΕ υπάρχουν στοιχεία για το ύψος της Οριακής Τιμής Συστήματος και πόσο απέχουν από την δική μας;
Η ΟΤΣ ως μέγεθος είναι Πανευρωπαϊκά ένα μάλλον αναξιόπιστο εργαλείο για την εξαγωγή συγκριτικών συμπερασμάτων επί του κόστους του ρεύματος στην χονδρεμπορική αγορά.
Φαντάζομαι άλλωστε πως αυτό που βρίσκεται πίσω από την ερώτηση σας αφορά στο κόστος του ρεύματος που πληρώνουν εν τέλει οι καταναλωτές.
Για να μην σας κουράζω λοιπόν απαριθμώντας χιλιοειπωμένα πράγματα για τους παράγοντες που βάναυσα στρεβλώνουν την ΟΤΣ και πόσο, θα σας παραπέμψω απευθείας στα στοιχεία της Eurostat για το κόστος του ρεύματος των νοικοκυριών στις χώρες της Ευρώπης το δεύτερο π.χ. εξάμηνο του 2015.
Παράκληση να αναγνώσετε τα στοιχεία αυτά με προσοχή κρατώντας πάντα υπόψη σας πως στην κατάταξη όσες χώρες είναι εκτός ευρώ μπορεί και λόγω της συναλλαγματικής διολίσθησης του νομίσματος τους να εμφανίζονται συγκυριακά στην χρονική περίοδο του διαγράμματος φθηνότερες σε όρους ευρώ.
Μεταξύ των χωρών της ζώνης του ευρώ πάντως η Ελλάδα παραμένει από τις φθηνότερες.
Κύριε Λουμάκη υπάρχουν περιθώρια για περαιτέρω επενδύσεις στον τομέα των φωτοβολταϊκών στη χώρα μας ή έχει κλείσει ο κύκλος;
Την αγορά της ηλεκτρικής ενέργειας για να την αντιληφθούμε καλύτερα, πρέπον είναι να την αντιμετωπίζουμε ως ισοζύγιο ισχύος, που χωρίς δυνατότητες αποθήκευσης όπως είναι, πρέπει κάθε στιγμή η προσφορά να ισορροπεί με την ζήτηση.
Συνεπώς δεν έχει νόημα μόνο να μετράμε kWh κατανάλωσης και παραγωγής σε ετήσια βάση αλλά και να δούμε πως αυτές κατανέμονται στην διάρκεια του καθημερινού 24ώρου.
Το 24ωρο λοιπόν διεθνώς αλλά και στην χώρα μας έχει από πλευράς ζήτησης δύο αιχμές, την μεσημεριανή και την βραδινή.
Τα φωτοβολταϊκά που κατασκευάστηκαν και λειτουργούν μέχρι σήμερα στην Ελλάδα και που σημειωτέον έχουν φθάσει τον στόχο του 2020 με βάση τον εθνικό ενεργειακό σχεδιασμό του 2010, έχουν σχεδόν πλήρως εξαφανίσει την μεσημεριανή αιχμή, η οποία ήταν και ιδιαίτερα κοστοβόρα όταν καλυπτόταν από συμβατικά καύσιμα και εισαγωγές.
Επειδή τα φωτοβολταϊκά ωστόσο λειτουργούν χρονικώς συγκεντρωτικά και στο μέγιστο της δυναμικότητας τους το μεσημέρι, μεγαλύτερη διείσδυση μεμονωμένα δεν θα είχε και πολλά περισσότερα να προσφέρει αν δεν έχουν και οι υπόλοιπες τεχνολογίες ΑΠΕ αναπτυχθεί εξίσου και που μη εγχέοντας συγκεντρωτικά συνδράμουν με την συνεισφορά τους στο να καλυφθεί ομαλά και το υπόλοιπο χρονικό φάσμα του 24ωρου.
Στην Ελλάδα με ηλιοφάνεια στα επίπεδα που όλοι γνωρίζουμε και κατανοούμε, είναι δυνατόν να στηριζόμαστε στο λιγνίτη και σε ορυκτά καύσιμα όπως το φυσικό αέριο; Τι φταίει που δεν μπορούμε να αξιοποιήσουμε στο μέγιστο βαθμό την ηλιακή ενέργεια;
Καταρχήν για να μην φθάσουμε κάποια στιγμή να απορρίπτουμε αφειδώς ενέργεια ΑΠΕ που δεν μπορεί για λόγους ευστάθειας του συστήματος να απορροφηθεί σε κάθε δεδομένη ώρα του 24ώρου, καλό είναι να λαμβάνουμε υπόψη μας και την ύφεση που παρατηρείται στην ζήτηση λόγω της πτώσης του ΑΕΠ αλλά και των προγραμμάτων εξοικονόμησης που πλέον έχουν φιλόδοξους στόχους.
Επιπλέον από την στιγμή που οι ΑΠΕ έχουν μεταβαλλόμενη παραγωγή, απαιτείται στο σύστημα να υπάρχουν και να παραμένουν ενεργές και κάποιες συμβατικές μονάδες που θα καλύπτουν τις διακυμάνσεις.
Χρειάζεται δηλαδή σφαιρική θεώρηση των πραγμάτων όσο αυξάνουν οι διεισδύσεις και βεβαίως στην άκρη του τούνελ αξιόπιστες και οικονομικές υποδομές αποθήκευσης που να μπορούν οι καταναλωτές να τις πληρώσουν, αφού εκείνοι ως λήπτες του αγαθού του ηλεκτρισμού νομοτελειακά καλύπτουν όλα τα κόστη του συστήματος.
Σημειωτέον πως οι ανωτέρω περιορισμοί αφορούν εξίσου και τα προγράμματα αυτοπαραγωγής με ενεργειακό συμψηφισμό (net metering) με φωτοβολταϊκά, αφού κανονικά χρησιμοποιούν το δίκτυο για να στέλνουν την ενέργεια που παράγουν και που δεν ιδιοκαταναλώνουν ταυτοχρονισμένα.
Ο ταυτοχρονισμός παραγωγής με ιδιοκατανάλωση των αυτοπαραγωγών net metering μέχρι σήμερα κινείται πέριξ του 35%, δηλαδή σε πραγματικό χρόνο το 65% της παραγωγής διοχετεύεται στο δίκτυο για να συμψηφισθεί με ρεύμα που θα αντληθεί από αυτό κάποια άλλη χρονική στιγμή.
Κύριε Λουμάκη όσοι επένδυσαν σε φωτοβολταϊκές μονάδες παραγωγής ρεύματος είναι ικανοποιημένοι ή νοιώθουν ότι έμπλεξαν με ένα Κράτος το οποίο δεν μπορεί να υλοποιήσει τις αρχικές δεσμεύσεις του;
Νομίζω όλοι αναγνωρίζουμε πως το ελληνικό Κράτος δεν ήταν συνεπές με τις συμβατικές του υποχρεώσεις όχι μόνο στα φωτοβολταϊκά που υπέστησαν την μεγαλύτερη «επίθεση» ως προς το τι είχε συμβασιοποιηθεί αλλά και στις υπόλοιπες ΑΠΕ.
Με ενδιαφέρον ωστόσο διάβασα πως στο νέο πακέτο αποφάσεων της Κομισιόν προς τα Κράτη μέλη που μόλις ανακοινώθηκε, περιλαμβάνεται ρήτρα σταθερότητας υφιστάμενων επενδύσεων από μελλοντικές αλλαγές στο ρυθμιστικό πλαίσιο.
Η απόφαση αυτή της Κομισιόν συνιστά τομή για την αξιοπιστία των επενδύσεων σε ευρωπαϊκό έδαφος παρότι έρχεται λίγο καθυστερημένα.
Εν πάση περιπτώσει κάλιο αργά παρά ποτέ αφού αν η ΕΕ συνέχιζε να αφήνει ανεξέλεγκτες τις εκάστοτε Κυβερνήσεις των χωρών μελών να ανατρέπουν αναδρομικά υλοποιημένα επενδυτικά σχέδια, σε λίγο το επιχειρηματικό περιβάλλον της Ευρώπης θα κατέληγε τριτοκοσμικό.
Την ισχυρή αυτή βούληση της ΕΕ για επιτέλους αξιοπιστία εμείς στην Ελλάδα την βιώσαμε ήδη τον Μάιο του 2016, όπου στις μνημονιακές υποχρεώσεις συμπεριλήφθηκε ήδη η ρήτρα σεβασμού των υφιστάμενων συμβάσεων στις ΑΠΕ.
Οι εγχώριοι παραγωγοί ρεύματος από ΑΠΕ μπορούν να γίνουν αποκλειστικά εξαγωγείς;
Αν η χώρα μας βρισκόταν στο κέντρο της Ευρώπης απολαμβάνοντας ισχυρές υποδομές διασυνδέσεων, οι μαζικές εξαγωγές θα μπορούσαν να είναι εφικτές.
Και λέω θα μπορούσαν, διότι σε ολόκληρη την Ευρώπη μέσω και των ΑΠΕ υφίστανται συνθήκες ηλεκτροπαραγωγικής υπερδυναμικότητας.
Οπότε οι εξαγωγές ή οι εισαγωγές αντίστοιχα σε όλες τις χώρες έχουν περισσότερο το χαρακτήρα εξομάλυνσης των αιχμών ζήτησης ή αντίστοιχα παραγωγής, παρά μακροπρόθεσμη στρατηγική πολιτική.
Πως αξιολογείτε την πορεία της ΔΕΗ στα νέα δεδομένα που δημιουργούνται στην αγορά ηλεκτρισμού;
Θα μπορούσα ίσως να παρακάμψω την ερώτηση σας αφού οι ηλεκτροπαραγωγοί από ΑΠΕ δεν συνεργάζονται απευθείας με την ΔΕΗ αλλά πουλάνε την παραγωγή τους κεντρικά στον ΛΑΓΗΕ και αυτός με την σειρά του σε όλους τους Προμηθευτές.
Εντούτοις δεν θα το πράξω διότι η ΔΕΗ ως δεσπόζουσα επιχείρηση στην λιανική ρεύματος αγοράζει από τον ΛΑΓΗΕ και μεταπουλά το ρεύμα των ΑΠΕ στους πελάτες της κατά συντριπτικό ποσοστό ίσο κάθε φορά με το μερίδιο της στην λιανική αγορά.
Συνεπώς μέχρι να μειωθεί σοβαρά το ποσοστό της στην λιανική σύμφωνα και με τις μνημονιακές δεσμεύσεις αλλά και τις σχετικές κυβερνητικές αποφάσεις για μερίδιο κάτω του 49% μέχρι το τέλος του 2019 από 88% σήμερα, ενέχεται εν τέλει σημαντικά μαζί μας και μάλιστα αν κρίνουμε από τον ρυθμό αποπληρωμής των ΑΠΕ με 5μηνη υπερημερία, η σχέση είναι ιδιαίτερα επώδυνη για τους παραγωγούς.
Η άποψη μου λοιπόν για το μοντέλο που έχει επιλεγεί για την ΔΕΗ, δηλαδή την συρρίκνωση του τζίρου της περίπου στο μισό χωρίς αντίστοιχη πρόβλεψη για μείωση εξίσου του λειτουργικού της κόστους, μόνο αρνητική μπορεί να είναι.
Όσοι μάλιστα ποντάρισαν στα ΝΟΜΕ ώστε η ΔΕΗ από εκεί να ανακτήσει κέρδος, κατάφορα διαψεύστηκαν αφού ούτε το κόστος παραγωγής της δεν ανακτά.
Για να σας το πώς εκλαϊκευμένα ώστε να μας καταλάβει και ο κόσμος, επιχειρούν κάποιοι την ΔΕΗ από τζίρο 6 δις ευρώ ( η ΔΕΗ στις λογιστικές της καταστάσεις και συγκεκριμένα στον τζίρο περιλαμβάνει τα ΥΚΩ) και κόστη 5 δις (προ προβλέψεων) το 2015 να την φέρουν σε τρία χρόνια σε τζίρο 3 δις με κόστη πάλι 5 δις ευρώ.
Νομίζω δεν χρειάζεται να είναι κανείς οικονομολόγος για να καταλάβει το αδιέξοδο της ρότας που έχει επιλεγεί.
Και επειδή έχει χυθεί πολύ μελάνι για το τι άλλο θα μπορούσε να ισχύει, ας λάβουμε ως απόλυτο δεδομένο την νομοθετημένη υποχρέωση μείωσης του μεριδίου της στην λιανική στο μισό.
Με σταθερό το σημείο αυτό νομίζω είναι μονόδρομος η μείωση και του λειτουργικού της κόστους συμμέτρως.
Πως μπορεί να γίνει η μείωση του λειτουργικού κόστους αυτή; Ας θυμηθούμε πόσες συνταξιοδοτήσεις και εθελούσιες έξοδοι προσωπικού χρειάστηκαν στον ΟΤΕ, όταν πριν 20 χρόνια άνοιγε η αγορά των τηλεπικοινωνιών και έπρεπε να μειωθεί το μερίδιο του.
Νομίζω κάπως έτσι θα καταλάβουμε πιο εύκολα προς τα πού πρέπει να κινηθούμε. Και αν κάποιοι ισχυριστούν εδώ πως η ΔΕΗ επειδή έχει λιγνιτικά εργοστάσια δεν είναι εύκολο να μειώσει το προσωπικό της, συγχωρέστε με αλλά κανείς δεν όρισε ότι η λιγνιτική ηλεκτροπαραγωγή είναι αποκλειστικό προνόμιο της, ιδιαίτερα μάλιστα τώρα που για να μην ισχύει κάτι τέτοιο, μέσω των ΝΟΜΕ οικονομικά καταστρέφεται πουλώντας το προϊόν της υποχρεωτικά στους ανταγωνιστές της κάτω του κόστους.
Για να αφήσουμε πίσω μας λοιπόν τα λόγια και πριν να είναι αργά για όλους, πραγματικά περιμένω να δω ένα ποσοτικοποιημένο τριετές πλάνο για το πως αυτοί που χαράσσουν την πολιτική και τις επιλογές της εισηγμένης στο χρηματιστήριο επιχείρησης, εκτιμούν τα οικονομικά της μεγέθη την επόμενη τριετία, χωρίς η επιχείρηση να βασίζεται στα χρήματα τρίτων για να «επιπλέει» ταμειακώς προσωρινά.
Κλείνοντας πως βλέπετε το μέλλον των νέων ΑΠΕ σε συνέχεια και των αλλαγών που αποφάσισε η ΕΕ για κατάργηση της προτεραιότητας στα δίκτυα σταδιακά για τα νέα έργα;
Το τοπίο για τις νέες κάθε φορά ΑΠΕ είναι προφανές πως θα γίνεται ολοένα και ανταγωνιστικότερο.
Η αύξηση της διείσδυσης τους μοιραία θα οδηγούσε κάποια στιγμή στην κατάργηση της προτεραιότητας ούτως ώστε να επιτευχθεί και η πολυπόθητη αυτορρύθμιση της αγοράς.
Η ισορροπία ωστόσο σίγουρα δεν θα είναι εύκολη, αφού υπάρχουν κρίσιμες παράμετροι που πρέπει να προσεχθούν.
Για παράδειγμα Θα πρέπει ο ανταγωνισμός τιμών ένταξης στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό (ΗΕΠ) να είναι πλήρης και κατά το δυνατόν επί ίσοις όροις μεταξύ συμβατικών και ΑΠΕ.
Τούτο καταρχήν σημαίνει πως το εσωτερικό (σύνολο αμοιβών τους από την αγορά και τους όποιους συνοδευτικούς μηχανισμούς) και εξωτερικό κόστος (για την αντιστάθμιση των βλαβών στο περιβάλλον και την υγεία που προκαλούν) της ηλεκτροπαραγωγής από συμβατικά καύσιμα θα πρέπει πλήρως να αντανακλάται στην τιμή ένταξης τους στο σύστημα.
Μόνο έτσι ο ανταγωνισμός τιμών με τις ΑΠΕ θα είναι πλήρης αν και βέβαια δίκαιος ίσως δεν θα είναι ποτέ, αφού η οικονομική αντιστάθμιση της καταστροφής του περιβάλλοντος και της υγείας που προκαλούν τα ορυκτά καύσιμα, δεν συνεπάγεται επανόρθωση.
Επιπλέον οι ΑΠΕ λόγω της εγγενούς στοχαστικότητας τους επιβαρύνονται με μια πρόσθετη πέραν της αγοράς μεταβλητότητα, οπότε εξ’ ορισμού δεν θα μπορούν επί ίσοις όροις να ανταγωνιστούν τα ορυκτά καύσιμα, τουλάχιστον όσο απέχουμε ακόμη από τεχνολογίες αποτελεσματικής, αξιόπιστης και οικονομικής αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας.
Για την αποτύπωση του εξωτερικού κόστους της ηλεκτροπαραγωγής από ορυκτά καύσιμα το ευρωπαϊκό σύστημα εμπορίας ρύπων ETS ως εργαλείο απέχει πάρα πολύ από το να λειτουργεί αποτελεσματικά.
Δεν υπάρχει χαρακτηριστικότερο ίσως στοιχείο της αποτυχίας του, από το γεγονός πως ενώ πανευρωπαϊκά όλοι αναγνωρίζουν και είναι ευαισθητοποιημένοι στα προβλήματα της κλιματικής αλλαγής, εξ’ ου και υιοθετούν φιλόδοξους στόχους διείσδυσης των ΑΠΕ στο ενεργειακό τους μίγμα, εντούτοις μέσω υπερπροσφοράς στις ποσότητες δωρεάν δικαιωμάτων και παρεκκλίσεων στο ποιοι και πόσο εν τέλει πληρώνουν για τα δικαιώματα αυτά στο ETS, δηλαδήγια την «βρώμικη» ενέργεια που καταναλώνουν, το έχουν απαξιώσει ως μηχανισμό. Εξαιτίας όλων αυτών των απίθανων στρεβλώσεων στην λειτουργία του ETS, η τιμή ανά τόνο CO2 παραμένει για χρόνια καθηλωμένη κάτω από τα 8 ευρώ, όταν οι προβλέψεις της ίδιας της ΕΕ ομιλούσαν για σημαντικά μεγαλύτερα μεγέθη.
Οι στρεβλώσεις βεβαίως αυτές τροφοδοτούνται και από την ασύμμετρη στάση χωρών εκτός ΕΕ στα περιβαλλοντικά θέματα.
Υποθέτοντας πως τα ανωτέρω δύο σημεία επιλύονται επιτυχώς, η κατάργηση της προτεραιότητας ένταξης των ΑΠΕ στον ΗΕΠ θα μπορούσε να λειτουργήσει για τον μεταξύ τους ανταγωνισμό και υπό προϋποθέσεις σε σχέση με τα ορυκτά καύσιμα, επειδή για το περιβάλλον και την κοινωνία δεν φαντάζει επωφελέστερη η ανεξέλεγκτη προτίμηση χρήσης «βρώμικων» καυσίμων έναντι των ΑΠΕ.
Τούτου λεχθέντος η κατάργηση της προτεραιότητας που εδράζεται στην συμμετοχή των ΑΠΕ στον ΗΕΠ με μηδενική τιμή, υπό μία έννοια επιβάλλεται όταν αποκτήσουν τόσο μεγάλη διείσδυση, ώστε οι προσφορές τους υπερακοντίζοντας συχνά την ζήτηση ενέργειας, να οδηγούν σε αναγκαστικές περικοπές τους (curtailments).
Ακριβώς για να μην είναι οι περικοπές αυτές οριζόντιες και άδικες, θα μπορούσε μέσω του ανταγωνισμού προσφορών των ΑΠΕ στον ΗΕΠ να αποκλείονται οι λιγότερο ανταγωνιστικές κάθε φορά.
Αυτό ωστόσο θα σημάνει πως ο ανταγωνισμός των ΑΠΕ θα περιορίζεται στις πλέον ώριμες τεχνολογίες, αφού οι υπόλοιπες ως ακριβότερες νομοτελειακά θα εκτοπίζονται.
Για τον λόγο αυτό και επειδή με στόχο την αέναη εξέλιξη των ανανεώσιμων δεν πρέπει να οδηγούνται εξ’ ορισμού σε «θάνατο» τεχνολογίες κάθε φορά μη ώριμες, αυτές θα πρέπει να συνεχίσουν για εύλογο διάστημα να προστατεύονται και να λειτουργούν σε μη ανταγωνιστικό καθεστώς.
Αντιστοίχως θα πρέπει να αντιμετωπιστούν και οι προκλήσεις που απορρέουν από τα διαφορετικά μεγέθη μονάδων ΑΠΕ ένεκα δηλαδή διαφορών στις οικονομίες κλίμακας τους.
Όπως γνωρίζουμε οι μικρές άρα και περισσότερο διεσπαρμένες ανανεώσιμες παραγωγές κοντά στις καταναλώσεις είναι επωφελέστερες για το σύστημα και το περιβάλλον λόγω μικρότερων απωλειών μεταφοράς, λιγότερων έργων και απωλειών δικτύου, ελάχιστων περιβαλλοντικών επεμβάσεων κλπ, εντούτοις ενέχουν υψηλότερο κόστος εγκατάστασης ανά μονάδα ισχύος σε σχέση με τα μεγαλύτερα έργα.
Η συμμετοχή και λειτουργία των μικρών ΑΠΕ στην αγορά μέσω aggregators (Φορέων Συλλογικής Εκπροσώπησης) δεν επιλύει το πρόβλημα, αφού οι όποιες οικονομίες κλίμακας απολαμβάνει κάθε έργο, άπτονται αποκλειστικά του ανοιγμένου κόστος εγκατάστασης και λειτουργίας του και όχι της διαχείρισης των προσφορών του στην αγορά μέσω aggregators.
Οι τελευταίοι δηλαδή δεν μπορούν να επιδράσουν στο LCOE (Levelised Cost of Energy) τους, παρά μόνο στις ποινές των αποκλίσεων πρόβλεψης.
Συνεπώς και εδώ θα πρέπει κάτω από ένα όριο εγκατεστημένης ισχύος οι ΑΠΕ να λειτουργούν εκτός ανταγωνιστικής αγοράς.
Αρχική δημοσίευση: 02/12/2016 07:51
www.worldenergynews.gr
