ηλεκτρισμού στην Ελλάδα IEEE POWER & ENERGY SOCIETY, GREECE SECTOR IEEE Προϋποθέσεις μίας ορθολογικής θέσπισης κανόνων αποτελεσματικής λειτουργίας της αγοράς ηλεκτρισμού στην Ελλάδα Λεκατσάς Ευάγγελος, Δρ. Μηχανολόγος-Ηλεκτρολόγος τ. Πρόεδρος ΔΕΣΜΗΕ email: evangeloslek@gmail.com ΑΘΗΝΑ, Αίθουσα Εκδηλώσεων του ΔΕΔΔΗΕ, Περραιβού 20 και Καλλιρρόης 5, 8 Νοεμ. 2013 12/11/2018 1

Η Οργάνωση της Αγοράς Ισχύος στην Ελλάδα ΠΕΡΙΕΧΟΜΕΝΑ Εισαγωγή Η Οργάνωση της Αγοράς Ισχύος στην Ελλάδα Η Οργάνωση της Αγοράς Ενέργειας στην Ελλάδα Οι Ασυμμετρίες της Αγοράς Οι Επικείμενες Αλλαγές

« Το γαρ τοι συνέχον ανθρώπων πόλεις τουτ’ εσθ’ όταν τις τους Μέρος 1ον: Εισαγωγή « Το γαρ τοι συνέχον ανθρώπων πόλεις τουτ’ εσθ’ όταν τις τους νόμους σώζη καλώς»   Ευριπίδης (Ικέτιδες , 312-313) Δεκαεπτά έτη μετά την θέση σε ισχύ της πρώτης Οδηγίας 96/92/ΕΚ για την απελευθέρωση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας έχει συνειδητοποιηθεί σήμερα ότι όχι μόνο δεν υπήρξε, μέχρι τώρα στην χώρα μας, πραγματικός ανταγωνισμός στην παραγωγή και στην προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά ότι καταβάλλεται συστηματική και διαχρονική προσπάθεια προς την αντίθετη κατεύθυνση. Οι επόμενες δύο Οδηγίες (2003/54/ΕΚ και 2009/72/ΕΚ), αντί να οδηγήσουν σε βήματα περαιτέρω απελευθέρωσης της Ελληνικής Αγοράς Ηλεκτρισμού και καθιέρωσης υγειών συνθηκών ανταγωνισμού, έδωσαν την ευκαιρία, με νέες νομοθετικές ρυθμίσεις, δημιουργίας σωρείας στρεβλώσεων της αγοράς, οι οποίες κατέτειναν στην καθιέρωση τειχών προστασίας τόσο της δεσπόζουσας θέσης της πρώην μονοπωλιακής επιχειρήσεως όσο και των μικρών νέων επιχειρήσεων παραγωγής που τόλμησαν να εμφανιστούν στην Ελληνική Αγορά Ηλεκτρισμού. Η αρχική επιλογή ενός μοντέλου αγοράς που θα επέτρεπε στη ΔΕΗ την διατήρηση της δεσπόζουσας θέσης της επέτυχε στον σκοπό της: Δεν άφησε περιθώρια ανάπτυξης σοβαρών σχηματισμών που, διαθέτοντας χαρτοφυλάκιο μονάδων παραγωγής ανάλογης σύνθεσης με το χαρτοφυλάκιο της ΔΕΗ, θα μπορούσαν να επιβιώσουν σε ανταγωνισμό μαζί της. Δεν δημιούργησε Καθετοποιημένες Επιχειρήσεις που θα μπορούσαν να ανταγωνιστούν την ΔΕΗ στην Λιανεμπορική Αγορά. Ανάγκασε την ΡΑΕ να λάβει μέτρα προστασίας των ολίγων τολμηρών παραγωγών που δημιουργήθηκαν στην Χονδρεμπορική Αγορά (π.χ. Μηχανισμός Κάλυψης Μεταβλητού Κόστους). Την πλήρη, όμως, κατάρρευση της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας έφερε το γεγονός ότι σταδιακά καθιερώθηκε ένα μεγάλο εύρος ισχύος το οποίο προσφέρεται καθημερινά με προτεραιότητα, δηλαδή εκτός ανταγωνισμού. Με προτεραιότητα προσφέρονται σχεδόν όλες οι ποσότητες Υδροηλεκτρικής ενέργειας (λόγω αναγκών υδρεύσεως και αρδεύσεως ή λόγω κινδύνου πλημμύρας) γεγονός που δίνει τη δυνατότητα, σε όποιον διαχειρίζεται τα νερά, να χειραγωγεί την Οριακή Τιμή. Επίσης μεγάλες ποσότητες θερμικής ενέργειας εντάσσονται με προτεραιότητα λόγω των υπερβολικών Τεχνικών Ελαχίστων των Θερμικών μονάδων Παραγωγής. Με προτεραιότητα εντάσσονται και οι εισαγόμενες ποσότητες ενέργειας δεδομένου ότι οι Εισαγωγείς έχουν ήδη αγοράσει δικαιώματα μεταφοράς στις διασυνδετικές γραμμές και έχουν συνάψει δεσμευτικά συμβόλαια με εταιρείες του εξωτερικού. Τέλος, επειδή η ενέργεια από ΑΠΕ πρέπει να καταναλίσκεται αμέσως, διότι η αποθήκευση της θα ήταν οικονομικά ασύμφορη, ο θεσμός της κατά προτεραιότητα ένταξης των μονάδων ΑΠΕ παράλληλα με την υιοθέτηση εξαιρετικά υψηλών προνομιακών (εκτός αγοράς) τιμών της αντίστοιχης ενέργειας έδωσε την χαριστική βολή με την διόγκωση των στρεβλώσεων στην Χονδρεμπορική Αγορά και την δημιουργία συνθηκών οξύτατης οικονομικής κρίσεως μεταξύ των Παραγωγών και Προμηθευτών από την μία πλευρά και των φορέων λειτουργίας της Αγοράς (ΛΑΓΗΕ και ΑΔΜΗΕ) από την άλλη. Από την παραπάνω ανάλυση προκύπτει το συμπέρασμα ότι, σε πρώτη φάση, είναι αναγκαίος ο περιορισμός των ποσοτήτων ενέργειας που προσφέρονται με προτεραιότητα, δηλαδή εκτός ανταγωνισμού. Παράλληλα είναι αναγκαία η δημιουργία τουλάχιστον δύο ή τριών καθετοποιημένων επιχειρήσεων Παραγωγής-Εμπορίας, με περίπου ισοδύναμα χαρτοφυλάκια τεχνολογιών Παραγωγής, οι οποίες θα λειτουργούν ισότιμα στην Αγορά. Η ισότιμη λειτουργία των επιχειρήσεων στην Αγορά σημαίνει ότι οι επιχειρήσεις αναλαμβάνουν οι ίδιες το ρίσκο των επενδύσεών τους αντί να ζητούν συνεχώς, από την Πολιτεία, τη μετακύλισή του στους Καταναλωτές!!! Για να επιτευχθούν τα ανωτέρω είναι αναγκαία η δημιουργία μίας δομημένης και αποτελεσματικής αγοράς όπου ουδείς εκ των συμμετεχόντων να μπορεί να έχει δεσπόζουσα θέση ή καθ’ οιονδήποτε τρόπο να μπορεί να επηρεάσει αποφασιστικά τις τιμές της Αγοράς. Η Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας πρέπει επίσης να είναι πλήρης, δηλαδή να περιλαμβάνει μία Αγορά μακροπρόθεσμων Προθεσμιακών Συμβολαίων, μία Προ-ημερήσια Αγορά όπου θα διαμορφώνεται η Οριακή Τιμή του Συστήματος, μία Αγορά Ενδο-ημερήσιων Συναλλαγών της επόμενης ώρας και μία Αγορά Εξισορρόπησης Ενέργειας σε Πραγματικό Χρόνο, η οποία θα διοργανώνεται από έναν πραγματικά ανεξάρτητο Διαχειριστή του Συστήματος. Από τις τέσσερις αυτές αγορές η πρώτη θα έχει καθαρά οικονομικό υπόβαθρο. Θα καταλήγει, δηλαδή στο προσδιορισμό Τιμών και Ποσοτήτων Ηλεκτρικής Ενέργειας των σχετικών Συμβολαίων χωρίς να λαμβάνονται υπόψη οι τεχνικοί περιορισμοί του Συστήματος. Οι αλγόριθμοι όμως των τριών επόμενων αγορών θα πρέπει να λαμβάνουν υπόψη τους τεχνικούς περιορισμούς των Μονάδων Παραγωγής (π.χ. τεχνικά ελάχιστα, ταχύτητες μεταβολής ισχύος, κόστη έναυσης-σβέσης, ικανότητες μεταφοράς των γραμμών μεταφοράς κλπ) σε ολοένα και μεγαλύτερο βαθμό καθώς θα προσεγγίζουν την αγορά σε πραγματικό χρόνο. Οι συγκεκριμένοι αλγόριθμοι υλοποίησης των αγορών αυτών πρέπει να είναι συμβατοί με τους αντίστοιχους του Ιταλικού Συστήματος ώστε το Ελληνικό Σύστημα να μπορεί να ανταποκριθεί στο Μοντέλο Στόχο (Target Model) που προβλέπεται να καθιερωθεί στην Ευρωπαϊκή Ένωση από το 2015. 3 3

Ιδιαιτερότητες Ηλεκτρικών Συστημάτων Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας μεταβάλλεται εντός ευρέων ορίων μέσα στον ημερήσιο κύκλο, αλλά και εποχιακά μέσα στον ενιαύσιο κύκλο. Η αποθήκευση μεγάλων ποσοτήτων ηλεκτρισμού, δεν είναι οικονομικά βιώσιμη. Η ζήτηση του αγαθού ηλεκτρισμός είναι εντόνως ανελαστική Η προσφορά της ηλεκτρικής ενέργειας εξαρτάται από απρόβλεπτους παράγοντες όπως π.χ. οι καιρικές συνθήκες. (ΑΠΕ) Το κόστος των διακοπών ηλεκτρικού ρεύματος για την οικονομία, την δημόσια υγεία και την εθνική ασφάλεια είναι πολύ μεγάλο. ΣΥΜΠΕΡΑΣΜΑ: Απαιτείται η τήρηση σημαντικών περιθωρίων εφεδρείας ισχύος Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας μεταβάλλεται εντός ευρέων ορίων μέσα στον ημερήσιο κύκλο, αλλά και εποχιακά μέσα στον ενιαύσιο κύκλο. Δεδομένου ότι δεν υπάρχει οικονομικά βιώσιμη λύση στο θέμα της αποθήκευσης μεγάλων ποσοτήτων ηλεκτρισμού, απαιτείται η τήρηση σημαντικών περιθωρίων εφεδρείας ισχύος. Η ζήτηση του αγαθού ηλεκτρισμός είναι εντόνως ανελαστική και το κόστος των διακοπών ηλεκτρικού ρεύματος για την οικονομία, την δημόσια υγεία και την εθνική ασφάλεια είναι πολύ μεγάλο. Η προσφορά της ηλεκτρικής ενέργειας εξαρτάται από απρόβλεπτους παράγοντες όπως π.χ. οι καιρικές συνθήκες. Τούτο έχει ιδιαιτέρως μεγάλη επίδραση σε συστήματα με πολύ μεγάλο ποσοστό υδροηλεκτρικής, αιολικής και φωτοβολταϊκής παραγωγής. Το χρονικό διάστημα που απαιτείται για την εγκατάσταση νέου ηλεκτροπαραγωγικού δυναμικού είναι πολύ μεγάλο και τα τελευταία χρόνια έχει μεγαλώσει περισσότερο λόγω των συχνά υπερβολικών περιβαλλοντικών ελέγχων και περιορισμών που έχουν επιβληθεί. Στην καλλίτερη περίπτωση η εγκατάσταση μίας νέας μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας απαιτεί τουλάχιστον τρία έτη. Εάν η απόφαση κατασκευής ληφθεί όταν ήδη οι τιμές στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας έχουν πάρει ανοδική πορεία προειδοποιώντας ότι υπάρχει στενότητα διαθέσιμης ισχύος και άρα το σύστημα χρειάζεται ενίσχυση, τότε η ελαχίστη περίοδος των τριών ετών είναι επαρκές χρονικό διάστημα για να σημειωθούν αυξήσεις τιμών και κρίση, λόγω στενότητας ισχύος, στην αγορά.

Load Variations: Summer 2007- January 2009 10,0k Όπως προκύπτει από το Σχήμα, το διασυνδεδεμένο σύστημα της χώρας μας είχε (την περίοδο 2007 -2009) ένα μέσο φορτίο τάξεως 7000MW, αλλά διατηρούσε μία εγκατεστημένη ισχύ 12000MW περίπου, προκειμένου να μπορεί να αντιμετωπίζει την τότε καλοκαιρινή, λόγω κλιματιστικών, αιχμή των 10500 έως 11000MW που διαρκεί ελάχιστες, λιγότερες από 40, ώρες το χρόνο. Άλλη είναι η αξία της ισχύος όταν το φορτίο υπερβαίνει τα 10000MW, οπότε το περιθώριο εφεδρείας είναι πολύ μικρό, και άλλη, πολύ μικρότερη, είναι η αξία της ισχύος όταν το φορτίο είναι κάτω από τα 7000 MW, όταν δηλαδή υπάρχει μεγάλο περιθώριο διαθέσιμης εφεδρικής ισχύος. 5 5

Λεπτομέρεια Αιχμής στο Σχ. 4 Σχ.3: Καμπύλη Διαρκείας Φορτίου (1/10/2006 –30/9/2007) Λεπτομέρεια Αιχμής στο Σχ. 4 Ο αρχικός σχεδιασμός της Χονδρεμπορικής Αγοράς δεν προέβλεπε κάποια αμοιβή των Παραγωγών πέραν της αμοιβής της εγχεόμενης ενέργειας στην ΟΤΣ. Η έλλειψη ιδιαίτερης πρόβλεψης για αμοιβή της διαθέσιμης ισχύος τόσο στον αρχικό νόμο 2773/99 όσο και στους Αρχικούς Κώδικες Διαχείρισης και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας οδήγησε σε μια μακρόχρονη επενδυτική απραξία παρά την πληθώρα αιτήσεων και χορηγήσεων αδειών παραγωγής για τη κατασκευή νέων μονάδων. Στη χώρα μας, το φορτίο συνήθως βρίσκεται κάτω από τα 7000MW, ενώ ελάχιστες ώρες το χρόνο υπερβαίνει τα 10000MW (Σήμερα, 2013, λόγω της οικονομικής κρίσης το σύνηθες φορτίο είναι κάτω από 6000 και η αιχμή είναι κάτω από 10000MW). Είναι φανερό ότι άλλη είναι η αξία της ισχύος κατά τις ελάχιστες ώρες της αιχμής, οπότε το περιθώριο εφεδρείας είναι πολύ μικρό (LOLP μεγάλο), και άλλη, πολύ μικρότερη, είναι η αξία της ισχύος όταν το φορτίο είναι κάτω από τα 6000 MW, όταν δηλαδή υπάρχει μεγάλο περιθώριο διαθέσιμης εφεδρικής ισχύος. Αυτό φαίνεται καλύτερα εάν, σε ένα διάγραμμα, τοποθετήσουμε κατά φθίνουσα σειρά όλες (τις 8760) ωριαίες τιμές ισχύος του φορτίου ενός έτους. Η προκύπτουσα με τον τρόπο αυτό καμπύλη καλείται καμπύλη διαρκείας φορτίου και δεικνύεται στο παραπάνω Σχ. 3. 6 6 6

Σχ. 4:Καμπύλη Διαρκείας Φορτίου (1.10.2006 -30.9.2007) Λεπτομέρεια Αιχμής Πάνω από 10000MW 9800 9900 10000 10100 10200 10300 10400 10500 10600 10700 10800 10900 11000 10 20 30 40 50 Ώρες Φορτίο, MW 7300MWh/έτος Για τα 1000MW της αιχμής απαιτείται επένδυση 1000MW*400000 €/MW =400 εκ.€ Με επιτόκιο 6,5% και ανάκτηση κεφαλαίου σε 20 έτη αυτό αντιστοιχεί σε 36302558 €/έτος ή σε κόστος 36302558/7300 =4973 €/MWh Προσθέτοντας το κόστος καυσίμου ενός αεριοστροβίλου 112 €/MWh προκύπτει ένα συνολικό κόστος αιχμιακής MWh ίσο προς b=5085 €/MWh Όπως προκύπτει από το Σχήμα 4, το φορτίο γίνεται μεγαλύτερο των 10000MW για ελάχιστες ώρες τον χρόνο. Πράγματι, στο Σχήμα 4 φαίνονται οι 40 περίπου ώρες/έτος κατά τις οποίες το φορτίο είναι μεγαλύτερο από 10000MW. Τα 1000MW ισχύος, τα οποία θα κληθούν να αντιμετωπίσουν την βραχυχρόνια αυτή αιχμή, θα παράγουν, όπως προκύπτει από την διαγραμμισμένη επιφάνεια του Σχ. 4, μόνο 7300MWh/έτος. Εάν υποτεθεί ότι αυτά τα 1000MW αιχμής θα καλυφθούν με ευέλικτες αιχμιακές μονάδες Φυσικού Αερίου ανοικτού κύκλου, τότε το κόστος επένδυσης αυτών των μονάδων θα είναι 1000MW*400000€/MW =400 εκ.€, γεγονός που δημιουργεί σε ετήσια βάση (με επιτόκιο ε=6,5% και Ν=20 χρόνια ανάκτησης του κεφαλαίου) ένα ετήσιο σταθερό κόστος fc=36,3 εκ. €/ έτος, δηλαδή μοναδιαίο κόστος 36302558/7300=4973€/MWh Στο κόστος αυτό θα πρέπει να προσθέσουμε και το μεταβλητό κόστος καυσίμου vc=112 €/MWh, Το συνολικό μοναδιαίο κόστος εξυπηρέτησης της αιχμής θα είναι ίσο προς 4973+112=5085€/MWh. Καταρχήν παρατηρούμε ότι το κόστος αυτό είναι μεγαλύτερο από την αξία της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας VΟLL=4800€/MWh, που θα εκτιμηθεί παρακάτω. Το αποτέλεσμα αυτό δείχνει ότι είναι ακριβότερη η ικανοποίηση της βραχυχρόνιας αυτής αιχμής σε σχέση με το κοινωνικό κόστος μη εξυπηρέτησης (άρα περικοπής) της αιχμής, όπως αυτό εκφράζεται από την τιμή VΟLL. Πέρα από το αποτέλεσμα αυτό τιμές τάξεως 5000€/MWh δεν είναι δυνατόν να γίνουν κοινωνικά αλλά και πολιτικά αποδεκτές. Είναι εύκολο να διαπιστωθεί ότι τόσο υψηλές τιμές οφείλονται στο γεγονός ότι υποθέσαμε ότι οι αιχμιακές μονάδες θα ανακτήσουν το σύνολο του σταθερού και του μεταβλητού κόστους αυτών μόνο από την πώληση ενέργειας κατά τις ελάχιστες ώρες της αιχμής. 7 7 7

Η Αξία της Μη Εξυπηρετούμενης Ενέργειας VOLL = 4800 €/MWh Το VOLL εκφράζει το ανώτερο ποσό το οποίο η Ελληνική κοινωνία είναι διατεθειμένη να καταβάλει για να έχει επαρκή διαθέσιμη ισχύ για την κάλυψη των MW της Αιχμής. Για κόστος Αιχμής πάνω από το VOLL θα είναι προτιμότερο, με μία πολιτική περικοπών ή/και διαχείρισης της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας τις ελάχιστες ώρες εμφανίσεως τόσο υψηλών φορτίων, να αποφευχθούν τόσο μεγάλες επενδύσεις. Είναι αναγκαίο να προσδιορίσουμε την αξία που χάνεται για την Ελληνική οικονομία από την περικοπή μιάς μεγαβατώρας. Ο προσδιορισμός της αξίας της μη εξυπηρετούμενης ενέργειας (Value of Lost Load=VOLL) απαιτεί ιδιαίτερη μελέτη. Για τις ανάγκες της παρουσίασης αυτής η αξία αυτή προσδιορίζεται με βάση την παραδοχή ότι κάθε παραγόμενη κιλοβατώρα συμβάλει στην δημιουργία του ΑΕΠ ισοτίμως και συνεπώς θα είναι:VΟLL=ΑΕΠ/E Το VΟLL εκφράζει το ανώτερο ποσό το οποίο η Ελληνική κοινωνία είναι διατεθειμένη να καταβάλει για να έχει επαρκή διαθέσιμη ισχύ για την κάλυψη των MW της Αιχμής. Για κόστος Αιχμής πάνω από το VΟLL θα είναι προτιμότερο, με μία πολιτική περικοπών ή/και διαχείρισης της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας, κατά τις ελάχιστες ώρες εμφανίσεως τόσο υψηλών φορτίων, να αποφευχθούν τόσο μεγάλες επενδύσεις. 8 8 8

Η αξία της Ισχύος (Ι) Σε μια Αγορά Μόνο Ενέργειας, δεν προβλέπεται ιδιαίτερη αμοιβή για την αξία της ισχύος. Μία τέτοια Αγορά: Οδηγεί σε μεγάλες διακυμάνσεις της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας που εκφράζουν την ύπαρξη επαρκούς ισχύος ή την στενότητα ισχύος σε κάθε χρονική στιγμή. Δίνει έτσι τα κατάλληλα σήματα προς: τους παραγωγούς, για την ανάγκη ανάπτυξης νέων μονάδων παραγωγής και τους καταναλωτές για την ανάγκη περιορισμού των καταναλώσεών τους. Σε μια Αγορά Μόνο Ενέργειας, προκύπτουν τιμές τάξεως των χιλιάδων Ευρώ/MWh οι οποίες δεν είναι κοινωνικά, ούτε πολιτικά, αποδεκτές. Μια Αγορά Μόνο Ενέργειας, δηλαδή μία αγορά στην οποία δεν υπάρχει ιδιαίτερη αμοιβή για την αξία της ισχύος, οδηγεί σε μεγάλες διακυμάνσεις της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας που εκφράζουν την ύπαρξη επαρκούς ισχύος ή, αντίθετα, την στενότητα ισχύος σε κάθε χρονική στιγμή, δίνοντας έτσι τα σωστά σήματα τόσο προς τους παραγωγούς, για την ανάγκη ανάπτυξης νέων μονάδων παραγωγής, όσο και προς τους καταναλωτές για την ανάγκη περιορισμού των καταναλώσεών τους. Σε μια Αγορά Μόνο Ενέργειας, προκύπτουν τιμές της τάξεως των χιλιάδων Ευρώ/MWh οι οποίες δεν είναι κοινωνικά, ούτε πολιτικά, αποδεκτές. 9

Η αξία της Ισχύος (II) Γιά το λόγο αυτό εκτός από την καθαρή αγορά Ενέργειας σε όλα τα συστήματα έχουν προβλεφθεί και συνυπάρχουν και Αγορές Ισχύος. 10

Η αξία της Ισχύος (IIΙ) Η πρώτη ιστορικά μέθοδος για την κάλυψη του κόστους της ισχύος και την εξασφάλιση της Επάρκειας ήταν η Μέθοδος του μαθηματικού υπολογισμού της Αξίας της Ισχύος (CC= Capacity Charge), με βάση τις διαθέσιμες μονάδες παραγωγής, της Πιθανότητας Απώλειας Φορτίου (LOLP= Loss of Load Probability) και της αξίας που δίδει η κοινωνία σε κάθε μή Εξυπηρετούμενη MWh Φορτίου (VΟLL= Value of Lost Load). 11

P= (1-LOLP)* SMP + LOLP* VΟLL Η αξία της Ισχύος (IV) Η Μέθοδος είχε το προσόν ότι μπορούσε να δώσει το σωστό σήμα στους καταναλωτές διότι όταν υπήρχε στενότητα διαθέσιμης ισχύος η πιθανότητα LOLP αυξανόταν πολύ δίδοντας μεγάλη τιμή στην αξία της ισχύος. Στην περίπτωση αυτή η τιμή εκκαθάρισης της αγοράς δεν ήταν ίση με την Οριακή Τιμή του Συστήματος (ΟΤΣ=SMP= System Marginal Price), αλλά μία πιθανοτικά μέση τιμή μεταξύ των τιμών SMP και VΟLL: P= (1-LOLP)* SMP + LOLP* VΟLL ή P=SMP+LOLP*(VΟLL-SMP) = SMP+CC Ένθα: CC= LOLP*(VΟLL-SMP) Η μέθοδος αυτή εγκαταλείφθηκε όμως, όταν διαπιστώθηκε ότι κάποιοι Παραγωγοί είχαν την δυνατότητα να αυξάνουν την Αξία της Ισχύος CC δια της Αποσύρσεως (με διάφορες δικαιολογίες) των μονάδων τους από την αγορά δηλαδή δια της τεχνητής αυξήσεως της πιθανότητας LOLP. Αριθμητικό Παράδειγμα: Έστω SMP=CAP=300 €/MWh και VOLL = 4800 €/MWh Με LOLP = 1/1000 προκύπτει CC= 4,5 €/MWh Με LOLP = 1/100 προκύπτει CC= 45 €/MWh Με LOLP = 5/100 προκύπτει CC= 225 €/MWh Με LOLP = 10/100 προκύπτει CC= 450€/MWh 12

Μέρος 2ον Η Οργάνωση της Αγοράς Ισχύος στην Ελλάδα Μέρος 2ον Η Οργάνωση της Αγοράς Ισχύος στην Ελλάδα « Ο σχεδιασμός και ο ανταγωνισμός μπορούν να συνδυαστούν μόνο με σχεδιασμό για ανταγωνισμό, αλλά όχι με σχεδιασμό εναντίον του ανταγωνισμού»   (F. Hayek) 13 13

Αποδεικτικά Διαθεσιμότητος Ισχύος (Ι) Αποδεικτικά Διαθεσιμότητος Ισχύος (Ι) Μία μέθοδος για την αποφυγή εξαιρετικά υψηλών τιμών ενέργειας (η οποία προτάθηκε και στοιχειωδώς εφαρμόζεται στην Ελλάδα) είναι η μέθοδος της επιβολής, στους Εκπροσώπους Φορτίου (τους Προμηθευτές) της υποχρεώσεως να κατέχουν Αποδεικτικά Διαθέσιμης Ισχύος (ΑΔΙ) στο Σύστημα. Οι παραγωγοί, από την άλλη πλευρά, είναι υποχρεωμένοι να εκδίδουν, σε ετήσια βάση, αυτά τα Αποδεικτικά, για κάθε 1 MW, και να τα διαθέτουν, με ανταγωνιστική διαδικασία (Αγορά ΑΔΙ) στους Προμηθευτές και όχι με ρυθμιστικά καθοριζόμενες τιμές. Σημειώνεται ότι στην χώρα μας ουδέποτε καθιερώθηκε μία Αγορά των ΑΔΙ, τα οποία ακόμη και σήμερα διατίθενται σε τιμές οι οποίες καθορίζονται, μετά από εισήγηση της ΡΑΕ, με Υπουργική Απόφαση. 14 14

Τα Αποδεικτικά Διαθεσιμότητος Ισχύος (ΙΙ) Κάθε Προμηθευτής είναι υποχρεωμένος να έχει επαρκή ΑΔΙ ώστε να καλύπτει τις ανάγκες των Πελατών του. Τα ΑΔΙ θα τα προμηθεύεται από τους Παραγωγούς, οι οποίοι με τον τρόπο αυτό θα εισπράττουν την αξία των ΑΔΙ. Η καθιέρωση των ΑΔΙ με την αρχική τιμή των 35.000 (εν συνεχεία 45.000) €/MW–έτος δημιούργησε, από το 2006 και μετά, κάποιο ενδιαφέρον των επενδυτών, με αποτέλεσμα, σήμερα να υπάρχουν στο Ελληνικό σύστημα ιδιωτικές συμβατικές μονάδες παραγωγής (CCGT) συνολικής ισχύος 2237MW. Σημειώνεται ότι και η ΔΕΗ διαθέτει μονάδες Φυσικού Αερίου συνολικής ισχύος 2336,2 15

Τα Αποδεικτικά Διαθεσιμότητος Ισχύος (ΙΙΙ) Ο μηχανισμός αξίας ισχύος των ΑΔΙ είναι μηχανισμός συλλογής χρημάτων σε ετήσια βάση, ενώ η Χονδρεμπορική Αγορά Ηλεκτρικής Ενέργειας, είναι αγορά που λειτουργεί σε ωριαία βάση. Για τον λόγο αυτό είναι μηχανισμός που δεν μπορεί να εκφράσει τη στενότητα ισχύος η οποία μπορεί να εμφανισθεί στο Σύστημα για κάποιες ώρες μίας ημέρας ή για μία συγκεκριμένη, εποχιακά, περίοδο. Είναι, συνεπώς, προφανές ότι η σταθερότητα της τιμής στα 45.000 €/MW-έτος, ενώ δημιουργεί κάποια κατάλληλα σήματα προς τους Παραγωγούς για νέες επενδύσεις, εντούτοις δεν δίδει ανάλογο ερέθισμα προς τους Καταναλωτές για περιορισμό της κατανάλωσής τους κατά τις λίγες ώρες της αιχμής οπότε εμφανίζεται το πρόβλημα της στενότητος ισχύος. 16

Τα Αποδεικτικά Διαθεσιμότητος Ισχύος (ΙV) Από τα παραπάνω προκύπτει το συμπέρασμα ότι είναι αναγκαίο, εκτός από την θέσπιση των ΑΔΙ (45000 €/MW-έτος), να καθιερωθεί και επιπλέον μηχανισμός Αγοράς Εφεδρικής Ισχύος δια του οποίου θα αναδεικνύεται σε ωριαία βάση η στενότητα ισχύος και θα δίδεται το κατάλληλο σήμα και προς την πλευρά της Κατανάλωσης. 17

Η βιωσιμότητα μιας Αιχμιακής Μονάδας (Ι) (€/year) (€/MWh) fc=Σταθερό Κόστος €/MW-έτος vc=Μεταβλητό Κόστος €/MWh Q= Εγκαταστημένη Ισχύς MW E= Ετήσια Παραγόμενη Ενέργεια MWh/ έτος b= Αξία MWh στην Αγορά Ενέργειας €/MWh r= Αξία Ισχύος στην Αγορά των ΑΔΙ €/MW- έτος Ας θεωρήσουμε μία μονάδα ισχύος Q , ετήσιου σταθερού κόστους fc, που παράγει ετήσια ενέργεια Ε με μεταβλητό κόστος vc. Το συνολικό ετήσιο κόστος που πρέπει να ανακτηθεί είναι ίσο προς: C=fc*Q+vc*E Το σύνολο των ετησίων εσόδων της μονάδος θα είναι ίσο προς: R=r*Q+b*E Ένθα r και b οι μέσες τιμές των αγορών ισχύος και ενέργειας αντιστοίχως. Προκειμένου να μπορεί να επιβιώσει οικονομικά η μονάδα θα πρέπει να είναι: r*Q+b*E > fc*Q+vc*E. 18 18 18 18

Η βιωσιμότητα μιας Αιχμιακής Μονάδας (ΙΙ) (Αγορά μόνο Ενέργειας, r =0) (€/year) (€/MWh) fc=36302 €/MW-έτος vc=112 €/MWh Q= 1000 MW E= 7300 MWh/ έτος b>5085 €/MWh > VOLL=4800 €/MWh Απόφαση: Περικοπή των 1000MW αιχμής!!! Με τις τιμές του παραδείγματος όταν r=0 δηλαδή όταν η ανάκτηση του κόστους γίνεται μόνο μέσω της Αγοράς Ενέργειας η Οριακή Τιμή της Αγοράς θα μπορούσε να φθάσει στα 5085 €/MWh δηλαδή πάνω από την τιμή VOLL=4800 €/MWh που θα ήταν διατεθειμένη η κοινωνία να πληρώσει για την ικανοποίηση του φορτίου. Η φθηνότερη συνεπώς λύση είναι η περικοπή των 1000MW αιχμής. 19 19 19 19

Η βιωσιμότητα μιας Αιχμιακής Μονάδας (ΙΙI) (Αγορά Ενέργειας & Ισχύος, r >0) (€/year) (€/MWh) fc= 36302 €/MW-έτος vc=112 €/MWh Q= 1000 MW E= 7300 MWh r=35000 €/MW-έτος b> 290,4 €/MWh < VΟLL=4800 €/MWh Η τιμή b είναι μη αποδεκτή λόγω CAP =150 €/MWh. Απόφαση: Εισαγωγή νέου ορίου CAP (π.χ. 300 €/MWh) Η έλλειψη ιδιαίτερης πρόβλεψης για αμοιβή της διαθέσιμης ισχύος τόσο στον αρχικό νόμο 2773/99 όσο και στους Αρχικούς Κώδικες Διαχείρισης και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας οδήγησε σε μια μακρόχρονη επενδυτική απραξία παρά την παρατηρηθείσα πληθώρα αιτήσεων και χορηγήσεων αδειών παραγωγής για τη κατασκευή νέων μονάδων. Με το νόμο 3175/2003 έγινε μια πρώτη απόπειρα θεραπείας του προβλήματος αυτού. Στο άρθρο 23§10 του νόμου αυτού προβλέπεται ότι οι προσφορές των παραγωγών θα «αντανακλούν» εφεξής όχι «το μεταβλητό κόστος των μονάδων τους», αλλά «τουλάχιστον το μεταβλητό κόστος των μονάδων τους». Ελπίζετο ότι με τον τρόπο αυτό οι παραγωγοί θα προσφέρουν σε τιμές μεγαλύτερες από το μεταβλητό κόστος των μονάδων ώστε να καλύπτουν και μέρος, ή το όλον, του σταθερού κόστους της επενδύσεως δηλαδή το κόστος της ισχύος. Από την διεθνή βιβλιογραφία προκύπτει ότι όπου υπάρχει ανταγωνισμός, οι προσφορές ωθούνται προς τα κάτω δηλαδή γίνονται στο μεταβλητό κόστος των μονάδων. Στην Ελλάδα δεν δημιουργήθηκαν μέχρι σήμερα ώριμες συνθήκες ανταγωνισμού, αλλά η προϋπάρχουσα καθετοποιημένη επιχείρηση, προκειμένου να αποτρέψει την είσοδο νέων παραγωγών, κάνει καθημερινά προσφορές στο μεταβλητό κόστος των μονάδων της ώστε να προκύπτει χαμηλή ΟΤΣ. Επομένως η αλλαγή με το νόμο 3175/2003 δεν έφερε αποτέλεσμα. Κατόπιν αυτού η ΡΑΕ πρότεινε την καθιέρωση ενός προσωρινού μηχανισμού ανακτήσεως της αξίας της διαθέσιμης ισχύος με την καθιέρωση των Αποδεικτικών Διαθέσιμης Ισχύος (ΑΔΙ). Σε κάθε ΑΔΙ, με Υπουργική Απόφαση, εδόθη αρχικά η αξία των 35.000 €/MW-έτος. Με τις τιμές του παραδείγματος όταν υπάρχει αμοιβή ισχύος r=35000€/MW-έτος, δηλαδή όταν η ανάκτηση του κόστους γίνεται όχι μόνο μέσω της Αγοράς Ενέργειας η Οριακή Τιμή της Αγοράς θα μπορούσε να είναι τα 290,4 €/MWh δηλαδή πολύ χαμηλότερη από την τιμή που θα ήταν διατεθειμένη η κοινωνία να πληρώσει για την ικανοποίηση του φορτίου. Όμως, το όριο CAP=150 €/MWh, που έχει ρυθμιστικά καθιερωθεί στην Ελλάδα για τις προσφορές των μονάδων στην Αγορά Ενέργειας, πρέπει να αναπροσαρμοστεί σε μία τιμή πάνω από τα 290,4 €/MWh, π.χ. στα 300 €/MWh. Με το παραπάνω σκεπτικό προκύπτει το συμπέρασμα ότι η αξία της ισχύος r και το CAP είναι δύο αλληλοεξαρτώμενα μεγέθη τα οποία δεν πρέπει να ρυθμίζονται το ένα ανεξάρτητα από το άλλο 20 20 20

Μέρος 3ον Η Οργάνωση της Αγοράς Ενέργειας στην Ελλάδα Μέρος 3ον Η Οργάνωση της Αγοράς Ενέργειας στην Ελλάδα « Μακάριοι οι φυλάσσοντες κρίσιν και ποιούντες δικαιοσύνην εν παντί καιρώ»   (Ψ. 105-3) 21 21

Στην Ελληνική Χονδρεμπορική Αγορά Ηλεκτρισμού Συμμετέχουν οι Εγχέοντες Ηλεκτρική Ενέργεια στο Σύστημα Παραγωγοί και Εισαγωγείς, οι Απομαστεύοντες Ηλεκτρική Ενέργεια από το Σύστημα Προμηθευτές, Εξαγωγείς και οι Αυτοπρομηθευόμενοι Καταναλωτές. Ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός (ΗΕΠ) συνιστά την πρώτη φάση της Χονδρεμπορικής Αγοράς έχει δε ως στόχο το βέλτιστο 24-ωρο προγραμματισμό της λειτουργίας των μονάδων παραγωγής του Συστήματος λαμβάνοντας υπόψη την διαθέσιμη ενέργεια από εισαγωγές, ούτως ώστε να καλύπτεται σε ημερήσια βάση α) η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας από τους καταναλωτές, β) η ζήτηση για εξαγωγές ενέργειας από τη χώρα και γ) να διασφαλίζονται με τον οικονομικότερο τρόπο οι απαραίτητες Επικουρικές Υπηρεσίες. Μέσω της Χονδρεμπορικής Αγοράς γίνονται οι αγοραπωλησίες του συνόλου σχεδόν της ηλεκτρικής ενέργειας και των συμπληρωματικών προϊόντων αυτής (Επικουρικές Υπηρεσίες) που θα παραχθούν, θα καταναλωθούν, θα χρησιμοποιηθούν ή/και θα διακινηθούν στην αγορά, σε κάθε ωριαία περίοδο της ημέρας κατανομής. Η Λιανεμπορική Αγορά δεν μπορεί να είναι τελείως ανεξάρτητη από την Χονδρεμπορική αγορά. Οι τιμές στην Λιανεμπορική Αγορά πρέπει να αντανακλούν το επίπεδο των τιμών της Χονδρεμπορικής Αγοράς δηλαδή την Οριακή Τιμή του Συστήματος. Είναι δυνατόν να ανέβουν σημαντικά οι τιμές της Χονδρεμπορικής Αγοράς (π.χ. λόγω αυξήσεως των τιμών πετρελαίου). Εάν για μακρύ χρονικό διάστημα οι τιμές αυτές δεν οδηγήσουν σε ανάλογη αύξηση των τιμών στην Λιανεμπορική Αγορά τότε οι Προμηθευτές θα καταγράψουν Ζημίες.

Η Επίλυση του ΗΕΠ προσδιορίζει τον τρόπο λειτουργίας κάθε μονάδας για κάθε ώρα της ημέρας κατανομής, με βάση τις καθημερινές, ώρα προς ώρα, προσφορές των Μονάδων Παραγωγής ώστε να μεγιστοποιείται το κοινωνικό πλεόνασμα ή, πιο απλά, να ελαχιστοποιείται το συνολικό κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που προκύπτει από την ικανοποίηση του ενεργειακού ισοζυγίου, των αναγκών επικουρικών υπηρεσιών και των περιορισμών του Συστήματος Μεταφοράς (βλ. Σχ. 2). Η τιμή στην οποία εκκαθαρίζεται η αγορά ενέργειας του ΗΕΠ καλείται Οριακή Τιμή Συστήματος ή ΟΤΣ, προκύπτει κατά την αλγοριθμική διαδικασία βελτιστοποίησης του ΗΕΠ και αποτελεί την ενιαία τιμή στην οποία οι Προμηθευτές αγοράζουν την ενέργεια που αναμένουν ότι θα απορροφήσουν από το Σύστημα οι πελάτες τους και με την οποία, ενιαία τιμή, αμείβονται επίσης οι εγχέοντες στο Σύστημα Παραγωγοί και Εισαγωγείς. 23

ΗΜΕΡΗΣΙΟΣ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΟΣ ΠΡΟΓΡΑΜΜΑΤΙΣΜΟΣ (II) Το σχετικό πρόγραμμα κατανομής του φορτίου στις μονάδες του Συστήματος μπορεί να αναπροσαρμόζεται ανάλογα με τις συνθήκες του Συστήματος και τις διαθεσιμότητες των μονάδων παραγωγής σε πραγματικό χρόνο. Η τελική φάση της Χονδρεμπορικής Αγοράς περιλαμβάνει την εκ των υστέρων εκκαθάριση των αποκλίσεων της αγοράς, κατά την οποία υπολογίζεται η Οριακή Τιμή Αποκλίσεων (ΟΤΑ). Στην συνέχεια, ο Διαχειριστής του Συστήματος καταρτίζει το σχετικό πρόγραμμα κατανομής του φορτίου στις μονάδες του Συστήματος και, με βάση το πρόγραμμα αυτό, το οποίο μπορεί να αναπροσαρμόζεται ανάλογα με τις συνθήκες του Συστήματος και τις διαθεσιμότητες των μονάδων παραγωγής σε πραγματικό χρόνο, εκδίδει τις αναγκαίες εντολές, για την παραγωγή ενέργειας και την παροχή των αναγκαίων επικουρικών υπηρεσιών από τις μονάδες παραγωγής. Στη δεύτερη αυτή φάση καταγράφονται, για κάθε μονάδα και για κάθε ωριαία περίοδο κατανομής, οι ποσότητες ενέργειας (MWh) που θα έπρεπε να παράγει κάθε μονάδα σύμφωνα με τις εντολές κατανομής, οι ποσότητες ενέργειας (MWh) που όντως παράγει κάθε μονάδα όπως καταγράφονται στους αντίστοιχους μετρητές ενέργειας, και οι ποσότητες επικουρικών υπηρεσιών (MW) που παρέχονται από κάθε μονάδα όπως καταγράφονται από το Σύστημα Ελέγχου Ενέργειας του Διαχειριστή Συστήματος. Η τελική φάση της Χονδρεμπορικής Αγοράς περιλαμβάνει την εκ των υστέρων εκκαθάριση των αποκλίσεων της αγοράς, κατά την οποία υπολογίζεται η Οριακή Τιμή Αποκλίσεων (ΟΤΑ). Η ΟΤΑ υπολογίζεται εκ των υστέρων λαμβάνοντας υπόψη, για κάθε ώρα κατανομής, τις πραγματικά παραχθείσες ισχείς των μονάδων παραγωγής, την πραγματική κατάσταση του δικτύου μεταφοράς και το πραγματικό φορτίο των καταναλωτών του Συστήματος.

Σύνδεση Χονδρεμπορικής και Λιανεμπορικής Αγοράς Για να θεραπευθούν ορισμένες αδυναμίες και να ωριμάσει η Χονδρεμπορική, αλλά και η Λιανεμπορική Αγορά θα πρέπει: Τα τιμολόγια στην Λιανεμπορική Αγορά να στηρίζονται : Στην Οριακή Τιμή του Συστήματος, λ Στο κόστος της ισχύος, u Το κόστος των μονοπωλιακών και άρα ρυθμιζόμενων δραστηριοτήτων της Μεταφοράς και της Διανομής, w Το κόστος της Εμπορίας συν το εύλογο κέρδος των Προμηθευτών K Να υλοποιηθεί ένα μακροχρόνιο πρόγραμμα εγκαταστάσεως σύγχρονων μετρητών ωριαίων μετρήσεων. Οι ωριαίες μετρήσεις θα επιτρέψουν την δημιουργία ωριαίων τιμολογήσεων δια των οποίων η Αγορά θα μεταβιβάζει προς τους Καταναλωτές άμεσα το κατάλληλο σήμα ώστε οι τελευταίοι, να ωθούνται σε περισσότερο ορθολογική χρήση και σε περιορισμό της ζήτησής τους κατά τις ώρες της αιχμής.

26

Οικονομικές Σχέσεις Καταναλωτών – Προμηθευτών Συνιστώσες Τιμολόγησης Προμηθευτή n : Tn=λ+u+w+τ+Kn Ένθα: λ = Οριακή Τιμή Συστήματος u = Κόστη λόγω ιδιαίτερων αμοιβών της Συμβατικής Παραγωγής (ΑΔΙ, κλπ) w = Ρυθμιζόμενα Κόστη Δικτύων Μεταφοράς-Διανομής τ = Τέλος ΑΠΕ Κn = Κόστος λειτουργίας και Κέρδος Προμηθευτή n Ln = Συνολικό Φορτίο Καταναλωτών του Προμηθευτή n L = Συνολικό Φορτίο Συστήματος (1) Ο Προμηθευτής n: εισπράττει από το σύνολο των καταναλωτών του το ποσό: (λ+u+w+τ+Kn)*Ln παρακρατεί για τον εαυτό του το ποσό: Kn*Ln και αποδίδει στον Διαχειριστή το υπόλοιπο ποσό: (λ+u+w+τ)*Ln 27

Εξίσωση Οικονομικής Ισορροπίας του ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗ (I) Ο Διαχειριστής εισπράττει από τους Προμηθευτές το συνολικό ποσό: (λ+u+w+τ)*ΣLn = (λ+u+w+τ)*L= (λ+u+w+τ)*(ΣQj+Σqi) Όπου: L= ΣQj+Σqi =Q+q (2) η εξίσωση ενεργειακής ισορροπίας (Σύνολο Φορτίου = Σύνολο Παραγωγής) ένθα: Qj=Συμβατική Παραγωγή τεχνολογίας j και: Q=ΣQj qi = Παραγωγή ΑΠΕ τεχνολογίας i και: q= Σqi Ο Διαχειριστής καταβάλει: Στις εταιρείες δικτύων Μεταφοράς και Διανομής το ποσό w*L Στους Συμβατικούς Παραγωγούς το συνολικό ποσό (λ+Μ)*ΣQj = (λ+Μ)*Q και Στους Παραγωγούς ΑΠΕ το συνολικό ποσό Σ[fi*qi] Ένθα : Μ = Ρυθμιστικά οριζόμενες πρόσθετες αμοιβές των Συμβατικών Παραγωγών fi = Ρυθμιστικά καθορισμένη τιμή αμοιβής των ΑΠΕ τεχνολογίας i Επομένως η εξίσωση οικονομικής ισορροπίας του Διαχειριστή θα είναι : (λ+u+τ)*(Q+q) = (λ+Μ)*Q + Σ[fi*qi] (3)

Εξίσωση Οικονομικής Ισορροπίας του ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗ (II) Η εξίσωση οικονομικής ισορροπίας του Διαχειριστή, λαμβάνοντας υπόψη και την εξίσωση (2) ενεργειακής ισορροπίας, αναδιατυπώνεται ως εξής: (u+τ)*L= Μ*Q + Σ[(fi-λ)*qi] (4) Με δεδομένο ότι το u αντιστοιχεί σε δαπάνες που αφορούν στη Συμβατική Παραγωγή ενώ το τ αναφέρεται στην παραγωγή από ΑΠΕ καταλήγουμε στον ακόλουθο διαχωρισμό: (5.1) (5.2) Εάν καθιερωθεί τιμή τέλους ΑΠΕ διαφορετική από την τ , τὀτε ο Διαχειριστής θα έχει πλεόνασμα όταν και έλλειμμα όταν

ΑΝΑΚΕΦΑΛΑΙΩΣΗ-ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ (I) Η εξίσωση οικονομικής ισορροπίας του Διαχειριστή είναι η εξής: (u+τ)*L= Μ*Q + Σ[(fi-λ)*qi] (4) Η εξίσωση αυτή διασπάται σε δύο μέρη ως ακολούθως: u=M* (5.1) και τ = Σ[(fi-λ)* (5.2) Τα μεγέθη με ερυθρό χρώμα Μ, τ, και fi καθορίζονται με Υπουργικές Αποφάσεις μετά από εισήγηση της ΡΑΕ. Η εξίσωση (5.2) έχει και από τις δύο πλευρές της μεγέθη (τ ,fi ) που καθορίζονται από Υ.Α. και, βέβαια, οι Υ.Α. δεν μπορούν να εξασφαλίσουν την ισότητα των δύο πλευρών. Η πολιτική βούληση του Υπουργού, που θέλει να υποστηρίξει την ανάπτυξη των ΑΠΕ, εκφράζεται με την καθιέρωση υψηλών τιμών fi, ενώ αντίθετα, ακόμη και εάν είναι ο ίδιος Υπουργός, όταν αποφασίζει την τιμή τ για το τέλος ΑΠΕ, έχει την τάση να καθορίσει μικρή τιμή ώστε να φανεί αρεστός στους καταναλωτές. Το αποτέλεσμα των δύο αντίρροπων αυτών βουλήσεων οδηγεί με βεβαιότητα στην οικονομική καταστροφή του Διαχειριστή.

ΑΝΑΚΕΦΑΛΑΙΩΣΗ-ΠΑΡΑΤΗΡΗΣΕΙΣ (ΙΙ) Το σωστό θα ήταν η πολιτική βούληση να εκφράζεται με τον καθορισμό των fi με Υ.Α. και εν συνεχεία ο Διαχειριστής να υπολογίζει το τέλος ΑΠΕ τ (οι υπολογισμοί πρέπει και μπορεί να γίνονται ώρα-ώρα) προκειμένου να ισχύει η ισότητα (5.2) και να γίνεται σωστά, αλλά και άμεσα, η εκκαθάριση της αγοράς. Η εντός της επόμενης ημέρας εκκαθάριση της αγοράς, εάν εφαρμοζόταν θα είχε αποτρέψει την διόγκωση των οφειλών των Προμηθευτών προς τον Διαχειριστή και την, εκ του λόγου αυτού υπερχρέωσή του. Με στόχο την απόκρυψη της μεγάλης αύξησης του τέλους ΑΠΕ, αφενός μετονομάστηκε το τέλος ΑΠΕ σε ΕΤΜΕΑΡ και αφετέρου έγινε προσπάθεια να βρεθούν χρήματα από εκτός της αγοράς ηλεκτρισμού δραστηριότητες (π.χ. ΕΡΤ, τέλος λιγνίτη, δικαιώματα CO2 κλπ) οι οποίες, εκτός των στρεβλώσεων που προκαλούν, έχουν και το μειονέκτημα ότι αποτελούν πληρωμές που δεν συλλέγονται σε ωριαία βάση και συνεπώς δεν εξασφαλίζουν την άμεση εκκαθάριση αλλά και την οικονομική ισορροπία του Διαχειριστή της Αγοράς (ΛΑΓΗΕ – ΑΔΜΗΕ).

Μέρος 4ον: Οι Ασυμμετρίες της Αγοράς «Πάσα τε επιστήμη χωριζομένη δικαιοσύνης και της άλλης αρετής πανουργία , ου σοφία φαίνεται» Πλάτων (Μενέξενος 246Ε-247Α) 32 32

Στην Ελληνική Αγορά Ηλεκτρισμού πέραν της ασυμμετρίας που υπάρχει λόγω της ύπαρξης μιάς πολύ μεγάλου μεγέθους δεσπόζουσας εταιρίας Παραγωγής και των ολίγων, επί του παρόντος, πολύ μικρών ανταγωνιστριών εταιρειών (βλ. Σχ.6) δημιουργούνται και άλλα παράπλευρα προβλήματα που στρεβλώνουν τον ανταγωνισμό. Ένα από τα προβλήματα αυτά δημιουργείται από το γεγονός ότι κάθε μία από τις μικρές εταιρείες παραγωγής έχει μία μονάδα μίας συγκεκριμμένης τεχνολογίας (π.χ. Συνδυασμένου ή Ανοικτού Κύκλου με Φυσικό Αέριο), ενώ η δεσπόζουσα επιχείρηση διαθέτει πλειάδα μονάδων παραγωγής με μεγάλη ποικιλία τεχνολογιών και καυσίμων (λιγνιτικές, πετρελαϊκές, Φ.Α., Υδροηλεκτρικές κλπ.). Για να γίνει κατανοητή η πλεονεκτική θέση της δεσπόζουσας επιχείρησης έναντι των μικρών ανταγωνιστών της ας θεωρήσουμε, στο Σχ. 7, δύο μονάδες Α και Β, εκ των οποίων η Α έχει χαμηλό μεταβλητό κόστος και η Β έχει σχετικά υψηλό μεταβλητό κόστος με συνέπεια να είναι συνήθως οριακή μονάδα παραγωγής. Σύμφωνα με τους κανόνες της Χονδρεμπορικής Αγοράς και οι δύο μονάδες Α και Β θα αμείβονται στην ΟΤΣ. 33

Όπως εύκολα προκύπτει από το Σχ Όπως εύκολα προκύπτει από το Σχ. 7, η μονάδα Β, ως οριακή μονάδα, εισπράττει την αξία της προσφερθείσης από αυτήν στο Σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας, δηλαδή καλύπτει το μεταβλητό της κόστος εάν υποτεθεί ότι η προσφορά της αντανακλά ακριβώς το κόστος αυτό. Συνεπώς η μονάδα αυτή δεν έχει περιθώριο να ανακτήσει το κόστος της επένδυσης και να σχηματίσει και κάποιο κέρδος. Αντίθετα, η μονάδα Α, με χαμηλό μεταβλητό κόστος ίσο με την προσφορά της, σχηματίζει -αμοιβόμενη στην ΟΤΣ- ένα πλεόνασμα ικανό να καλύψει όχι μόνο το μεταβλητό αλλά και το σταθερό κόστος συν κέρδος. Εάν οι μονάδες Α και Β ανήκουν στην ίδια επιχείρηση τότε ένα μέρος του κέρδους της μονάδας Α μπορεί να χρησιμοποιηθεί για να επιδοτήσει την μονάδα Β ώστε να καλυφθεί και το σταθερό της κόστος. Το συμπέρασμα που συνάγεται από την παραπάνω ανάλυση είναι ότι η επιχείρηση που έχει πλειάδα μονάδων παραγωγής διαφόρων τεχνολογιών έχει την δυνατότητα να επιδοτεί, από το πλεόνασμα των φθηνού μεταβλητού κόστους μονάδων βάσεως, τις υψηλού μεταβλητού κόστους μονάδες. Αντίθετα, μία επιχείρηση Παραγωγής με μία μόνο μονάδα, ή με περισσότερες της μίας, αλλά της αυτής τεχνολογίας, μονάδες δεν έχει αυτή την δυνατότητα. Η αδυναμία αυτή μπορεί να θεραπευθεί με πολούς τρόπους: Είτε με την θέσπιση μέτρων και κινήτρων ώστε οι μικρές ανταγωνίστριες επιχειρήσεις να αποκτήσουν και αυτές ανάλογη ποικιλία μονάδων παραγωγής, είτε αναγκάζοντας την δεσπόζουσα επιχείρηση να διαχωρίσει λογιστικώς τις μονάδες παραγωγής της κατά τρόπο που θα εμποδίζονται οι σταυροειδείς επιδοτήσεις μεταξύ τους, είτε με ρυθμιστικά μέτρα τύπου ΝΟΜΕ (Nouvelle Organisation du Marché de l'Electricité) είτε, τέλος, με την δημιουργία ενός δεύτερου ανταγωνιστικού πόλου με πλήρες χαρτοφυλάκιο μονάδων παραγωγής (Μικρή ΔΕΗ).

Με L1>L0 προκύπτει ΟΤΣ1<ΟΤΣ0 !!! Σχ. 5: Μετατόπιση Καμπύλης Προσφορών λόγω αύξησης ΜΤΠ €/MWh CAP L, System Load MW Συνολική Καμπύλη Προσφορών Συνολική Καμπύλη Ζήτησης ΟΤΣ0 ΜΤΠ = Μη τιμολογούμενες Προσφορές ΟΤΣ1 ΜΤΠο ΜΤΠ1 L0 L1 Με L1>L0 προκύπτει ΟΤΣ1<ΟΤΣ0 !!! Μη τιμολογούμενες Προσφορές (Ι) Υποχρεωτικά Νερά ~1800MW ΑΠΕ ~ 300MW Τεχνικά Ελάχιστα ~3000MW Εισαγωγές ~ 700MW ΣΥΝΟΛΟ = 5800MW Υπάρχει μεγάλο εύρος ισχύος (που μπορεί να φθάσει και τα 5800MW, βλ. Σχ. 5) που προσφέρεται καθημερινά με προτεραιότητα, δηλαδή εκτός ανταγωνισμού. Οι προσφορές αυτές καλούνται, στον Κώδικα Διαχείρισης Συστήματος, Μη Τιμολογούμενες Προσφορές (ΜΤΠ). Στην πραγματικότητα είναι ισοδύναμες με προσφορές ισχύος με μηδενική τιμή (βλ. Σχ. 5) Η ενέργεια από ΑΠΕ θα πρέπει να καταναλίσκεται αμέσως επειδή η αποθήκευση της θα ήταν οικονομικά ασύμφορη. Για να συμβεί αυτό με βεβαιότητα, η προσφορά ενέργειας από ΑΠΕ χαρακτηρίζεται ως Μη Τιμολογούμενη Προσφορά, δηλ. προσφέρεται σε μηδενική τιμή. Ομοίως σε μηδενική τιμή προσφέρονται η Υποχρεωτική Παραγωγή Υδροηλεκτρικών (λόγω αναγκών υδρεύσεως και αρδεύσεως ή λόγω κινδύνου πλημμύρας) και τα Τεχνικά Ελάχιστα των μη ευέλικτων Θερμικών μονάδων Παραγωγής, δεδομένης της αδυναμίας των μονάδων αυτών να διακόπτουν τη λειτουργία τους κατά τις νυκτερινές ώρες ελαχίστου φορτίου. Τέλος σε μηδενική τιμή προσφέρονται και οι εισαγόμενες ποσότητες ενέργειας δεδομένου ότι οι Εισαγωγείς έχουν ήδη αγοράσει δικαιώματα μεταφοράς στις διασυνδετικές γραμμές και έχουν συνάψει δεσμευτικά συμβόλαια με Παραγωγούς – Προμηθευτές του εξωτερικού. Η καθιέρωση Μη Τιμολογούμενων Προσφορών προβλέπεται από τον Κώδικα Διαχείρισης και Συναλλαγών Ηλεκτρικής Ενέργειας, όμως, η μέχρι σήμερα εφαρμογή των Μη Τιμολογούμενων Προσφορών οδήγησε σε υπερβολές. Όπως δεικνύεται στο Σχ. 5 οι μη Τιμολογούμενες Προσφορές, σε ορισμένες περιπτώσεις έφθασαν συνολικά τα 5800 MW θέτοντας με τον τρόπο αυτό το μεγαλύτερο μέρος της ζητούμενης ενέργειας εκτός ανταγωνισμού !!! Εξ’ άλλου η αυθαίρετη μεταβολή από ώρα σε ώρα των «Υποχρεωτικών» Νερών έχει και άλλες συνέπειες όπως δεικνύεται στο Σχ. 5. Έστω ότι σε κάποια ώρα με φορτίο Lo και Mn Τιμολογούμενες Προσφορές ΜΤΠο έχουμε οριακή τιμή ΟΤΣο και έστω ότι την επόμενη ώρα οι Μη Τιμολογούμενες Προσφορές αυξάνονται (ΜΤΠ1 > ΜΤΠο) λόγω αυξήσεως των «Υποχρεωτικών» Νερών. Τότε παρά το γεγονός ότι το φορτίο αυξάνεται σε L1 > Lo η προκύπτουσα ΟΤΣ είναι μικρότερη ΟΤΣ1 < ΟΤΣο. Το φαινόμενο με μεγαλύτερο φορτίο να μικραίνει η Οριακή Τιμή Συστήματος είναι – για το λόγο αυτό – σύνηθες στην Ελληνική Αγορά και δείχνει ότι υπάρχει η δυνατότητα, σε όποιον διαχειρίζεται τα νερά, να χειραγωγεί την Οριακή Τιμή. Από την παραπάνω ανάλυση των Μη Τιμολογούμενων Προσφορών προκύπτει το συμπέρασμα ότι, σε πρώτη φάση, είναι αναγκαίος ο περιορισμός των «Υποχρεωτικών» Νερών στα απολύτως Υποχρεωτικά καθώς και ο περιορισμός των Τεχνικών Ελαχίστων των Θερμικών Μονάδων, και η αλλαγή των Κωδίκων με την κατάργηση της έννοιας των Τεχνικών Ελαχίστων των Θερμικών Μονάδων δια της δημιουργίας σκληρών συνθηκών ανταγωνισμού με αποδεκτές προσφορές ακόμη και κάτω του κόστους κατά τις ώρες ελαχίστου φορτίου. Τέλος, σε δεύτερη φάση, όταν η Παραγωγή από ΑΠΕ θα έχει γίνει πολύ μεγάλη, θα πρέπει να αναθεωρηθούν οι Κώδικες έτσι ώστε, και η παραγωγή από ΑΠΕ να γίνεται με βάση Τιμολογούμενες Προσφορές.

Με L1>L0 προκύπτει ΟΤΣ1<ΟΤΣ0 !!! Σχ. 5: Μετατόπιση Καμπύλης Προσφορών λόγω αύξησης ΜΤΠ €/MWh CAP L, System Load MW Συνολική Καμπύλη Προσφορών Συνολική Καμπύλη Ζήτησης ΟΤΣ0 ΜΤΠ = Μη τιμολογούμενες Προσφορές ΟΤΣ1 ΜΤΠο ΜΤΠ1 L0 L1 Με L1>L0 προκύπτει ΟΤΣ1<ΟΤΣ0 !!! Μη τιμολογούμενες Προσφορές (ΙΙ) Υποχρεωτικά Νερά ~1800MW ΑΠΕ ~ 300MW Τεχνικά Ελάχιστα ~3000MW Εισαγωγές ~ 700MW ΣΥΝΟΛΟ = 5800MW Διαχείριση Υδατικών Αποθεμάτων Συχνά, στο παρελθόν εγένετο προσφορά μεγάλων ποσοτήτων υδροηλεκτρικής ενέργειας χαρακτηρισμένων ως «Υποχρεωτικά Νερά». Η περίοδος ξηρασίας των ετών 2007-08 βοήθησε στο να αποδειχθεί ότι τα «Υποχρεωτικά Νερά» μπορεί να είναι σημαντικά λιγότερα (κανείς π.χ. δεν διαμαρτυρήθηκε όταν, λόγω της εξάντλησης των αποθεμάτων στις λίμνες, μειώθηκαν σε σημαντικό βαθμό τα «Υποχρεωτικά Νερά»). Παρατηρήθηκε επίσης το φαινόμενο σε ορισμένες περιόδους, παρά την ένδεια υδατικών αποθεμάτων, να γίνονται προσφορές σε τιμή χαμηλότερη από τις προσφορές θερμικών μονάδων αιχμής με αποτέλεσμα να οδηγούμεθα σε σπατάλη υδατικών αποθεμάτων. Θα πρέπει να θεσμοθετηθεί η δυνατότητα ενεργοποίησης ενός (24-ωρου) ενεργειακού περιορισμού στην ημερήσια κατανάλωση υδατικών αποθεμάτων ώστε να θεραπεύεται το πρόβλημα αυτό. Ο ημερήσιος αυτός περιορισμός θα πρέπει να εντάσσεται στο πλαίσιο ενός εβδομαδιαίου, μηνιαίου και ενιαύσιου κυλιόμενου προγραμματισμού των διαθέσιμων υδατικών ποσοτήτων, ώστε να επιτυγχάνεται η βέλτιστη ετήσια διαχείριση αυτών. Μονάδες ΑΠΕ Η πολιτεία, με μία σειρά από νόμους (2244/94, 3468/2006,4001/2010 ...) και με στόχο την προώθηση των περιβαλλοντικώς αποδεκτών μονάδων από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας, αφενός εξαίρεσε τις μονάδες αυτές από τον καθημερινό ανταγωνισμό δίνοντάς τους προτεραιότητα έναντι όλων των μονάδων συμβατικών τεχνολογιών (Μη Τιμολογούμενες Προσφορές) και αφετέρου καθιέρωσε ειδικές προνομιακές τιμές αγοράς της παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ (π.χ.~95 €/MWh για την Αιολική Παραγωγή και ~450 €/MWh για τα Φ/Β), ενώ εκ τρίτου, καθιέρωσε περαιτέρω κίνητρα με επιδοτούμενα προγράμματα. Πρέπει να γίνει κατανοητό ότι η μεγάλη διείσδυση μονάδων που τίθενται εκτός ανταγωνισμού με προνομιακές τιμές και με προτεραιότητα δεν μπορεί να συνεχιστεί επ’ άπειρον διότι τελικώς όχι μόνο θα καταργήσει κάθε έννοια ανταγωνισμού, αλλά ταυτόχρονα θα οδηγήσει σε υπερβολικά μεγάλη αύξηση του κόστους της ηλεκτρικής ενέργειας. Τα Τεχνικά Ελάχιστα Οι μεγάλες θερμικές μονάδες του Ελληνικού Συστήματος δεν μπορούν να παράγουν με ευσταθή λειτουργία σε ισχύ κάτω από ένα όριο. Το όριο αυτό αποκαλείται Τεχνικό Ελάχιστο της μονάδας. Οι ίδιες αυτές μονάδες δεν έχουν την ευελιξία να ανάβουν, όταν το φορτίο του Συστήματος είναι υψηλό, και να σβύνουν, όταν το φορτίο είναι χαμηλό. Με βάση τα παραπάνω ορισμένες από τις μονάδες αυτές, την νύκτα όταν το φορτίο είναι χαμηλό, εξωθούνται στο να παράγουν στην τεχνικά ελάχιστη ισχύ τους παρά την αντιοικονομικότητα της λειτουργίας τους. Αυτό δημιουργεί το πρόβλημα των Τεχνικών Ελαχίστων. Το πρόβλημα αυτό έχει πολλές πτυχές που πρέπει να επανεξετασθούν σε συνδυασμό με το πρόβλημα της εντάξεως των διαθέσιμων μονάδων στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό (Unit Commitment). Η τάση πρέπει να είναι προς την κατεύθυνση της έντασης του ανταγωνισμού, άρα της εντονότερης διακύμανσης της Οριακής Τιμής Συστήματος (ΟΤΣ) μεταξύ των ωρών χαμηλού και των ωρών υψηλού φορτίου. Εισαγωγές Οι Εισαγωγές, προκειμένου να τηρηθούν τα μακροπρόθεσμα προγράμματα που έχουν συμφωνηθεί και βασίζονται στην αγορά δικαιωμάτων στις διασυνδέσεις, γίνονται με μηδενική τιμή. Ο τρόπος αυτός επέτρεψε να γίνουν (κυρίως το καλοκαίρι του 2007) εισαγωγές οι οποίες ενώ κόστιζαν πάνω και από τη μέγιστη επιτρεπτή τιμή (CAP) των προσφορών στην Ελληνική Αγορά (των 150 €/MWh) πραγματοποιούντο με μηδενική προσφορά, δεν δημιουργούσαν Οριακή Τιμή Συστήματος, ζημίωσαν τους υλοποιούντες τις εισαγωγές αυτές, και δεν έδωσαν το σωστό σήμα στην ημερήσια Χονδρεμπορική Αγορά, αλλά και στους Προμηθευτές– Καταναλωτές, δηλαδή στην Λιανεμπορική Αγορά. Πρέπει να εξετασθεί η δυνατότητα οι εισαγόμενες ποσότητες Ηλεκτρικής Ενέργειας να πωλούνται στην Ημερήσια Αγορά στην τιμή της προσφοράς (pay as bid). Εάν αυτό παρουσιάζει μειονεκτήματα ή δεν είναι επιθυμητό από ρυθμιστική άποψη, τότε, εναλλακτικά, θα πρέπει να καθιερωθεί ότι οι προσφορές εισαγόμενων ποσοτήτων δεν θα μπορεί να έχουν τιμή μικρότερη από την τιμή που καταβάλλει ο Εισαγωγέας στο εξωτερικό και να περιγραφούν οι διαδικασίες ελέγχου της απαιτήσεως αυτής. Επίσης, το γεγονός ότι συστήματα γειτονικών χωρών δημιουργούν τιμές μεγαλύτερες του ελληνικού CAP οδηγεί στην ανάγκη αναθεώρησης προς τα πάνω του CAP.

Εξαγωγές Ως προς τις Εξαγωγές πρέπει να σημειωθεί ότι κατά τα χρόνια της μεγάλης στενότητας μέσων Παραγωγής (2006-2008) ο Διαχειριστής του Συστήματος αναγκάσθηκε, σε ορισμένες περιόδους, να μην επιτρέπει τις Εξαγωγές για λόγους ασφαλούς λειτουργίας του Συστήματος. Η διοικητική, όμως , απαγόρευση των εξαγωγών δεν συνάδει με την επιδίωξη της ΕΕ για την καθιέρωση Ενιαίας Εσωτερικής Αγοράς Ηλεκτρισμού. Η ορθή λύση θα ήταν η στενότητα μέσων Παραγωγής στο Ελληνικό Σύστημα να εκφράζεται με αυξημένη Οριακή Τιμή Συστήματος ώστε να μη συμφέρει κανέναν να αγοράζει ηλεκτρική ενέργεια από την ελληνική Αγορά προκειμένου να την εξάγει. 37

Απόκρυψη του συνολικού κόστους Πρέπει να σημειωθεί εδώ ότι η εισαγωγή στην αγορά τόσο πολλών Μη Τιμολογούμενων Προσφορών (Υποχρεωτικά νερά, Τεχνικά Ελάχιστα, ΑΠΕ, Εισαγωγές, Βοηθητικές Υπηρεσίες....) συντείνει, σε σημαντικό βαθμό, στην απόκρυψη σημαντικού μέρους του πραγματικού κόστους παραγωγής του Συστήματος Σε όλες τις χώρες του κόσμου το κόστος εκκίνησης (γνωστό ως Start Up Cost, SUC) καταβάλλεται όταν ληφθεί και εκτελεστεί η απόφαση εκκίνησης μίας μονάδος. Στην χώρα μας, προβλέπεται η καταβολή του κόστους εκκίνησης κατά την ... σβέση της μονάδος!!! Το κόστος εκκίνησης των δυσκίνητων λιγνιτικών μονάδων είναι ιδιαιτέρως μεγάλο όταν η μονάδα εκκινεί από τελείως ψυχρή κατάσταση, π.χ. μετά από μία περίοδο συντήρησης ή επισκευών. Είναι δε τόσο μεγάλο που εκφράστηκαν φόβοι ότι, παρά το χαμηλό μεταβλητό κόστος κανονικής λειτουργίας των λιγνιτικών μονάδων, το μεγάλο κόστος εκκίνησης τους θα αποτελούσε εμπόδιο, στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό, για την επιλογή της μονάδος και την εκ νέου θέση αυτής σε παραγωγική λειτουργία. Έτσι, με το σκεπτικό αυτό, μετατέθηκε η καταβολή του κόστους εκκίνησης στο τέλος, δηλαδή κατά την θέση της μονάδος εκτός λειτουργίας και εφόσον αυτό συμβεί μετά από εντολή λόγω των συνθηκών της Αγοράς. Τέτοια όμως εντολή δεν έχει δοθεί ποτέ προς μονάδα λιγνιτική η οποία βρίσκεται σε λειτουργία διότι οι μονάδες αυτές είναι μονάδες βάσεως επειδή είναι πολύ χαμηλού μεταβλητού κόστους. Με το τρόπο αυτό εξαφανίστηκε, για τις λιγνιτικές μονάδες, ένα σημαντικό κόστος το οποίο ενώ ουδέποτε καταβάλλεται, εν τούτοις είναι υπαρκτό!!! 38

Μέρος 5ον: Οι Επικείμενες Αλλαγές Των αρχόντων μεν γαρ έργον εστί τους αρχομένους ταις αυτών επιμελείαις ποιείν ευδαιμονέστερους Ισοκράτης (Περί Ειρήνης, 91)

Οι Επικείμενες Αλλαγές (Ι) Προσαρμογή ρυθμιστικών κανόνων ανάκτησης μεταβλητού κόστους Ανασχεδιασμός Μηχανισμού Διασφάλισης Ισχύος. Διαχείριση Υδροηλεκτρικών Σταθμών Επανεξέταση οικονομικών κινήτρων και μηχανισμών στήριξης ΑΠΕ Ίδρυση Φορέα Κάλυψης Άρση στρεβλώσεων στα ρυθμιζόμενα τιμολόγια προμήθειας κλπ. Ο Φορέας Κάλυψης θα πρέπει να έχει ικανά κεφάλαια ώστε να μπορεί να καλύψει τις έκτακτες ανάγκες της Αγοράς επί ένα εύλογο χρονικό διάστημα π.χ. ενός μηνός. Εάν υποτεθεί ότι η αγορά έχει έναν ημερήσιο τζίρο 15 εκ. €, ο Φορέας Κάλυψης θα πρέπει να διαθέτει κεφάλαιο στήριξης του ημίσεως της αγοράς επί 1 μήνα δηλαδή: (15/2)*30 =225 εκ. €

Οι Επικείμενες Αλλαγές (ΙΙ) Θέσπιση μέτρων για την εξασφάλιση πρόσβασης τρίτων σε λιγνιτική και υδροηλεκτρική παραγωγή (NOME –Μικρή ΔΕΗ). Σταδιακή μεταβολή του ρυθμιστικού περιβάλλοντος της χονδρεμπορικής αγοράς ώστε να είναι δυνατή η σύναψη Διμερών Συμβολαίων μεταξύ Παραγωγών και Προμηθευτών Η/Ε. Εξορθολογισμός Τιμολογίων Λιανικής: πρώτος κύκλος 1/2013 (ενσωμάτωση κόστους CO2) και μερική απελευθέρωση τιμολογίων (7/2013).

Οι Επικείμενες Αλλαγές (ΙΙΙ) Εξέταση δυνατοτήτων δημιουργίας αποδοτικής αγοράς εφεδρειών Επαναπροσδιορισμός ανωτέρων τιμών αγοράς ενέργειας και εφεδρειών Μείωση περιορισμών, π.χ. των τεχνικών ελαχίστων των μονάδων παραγωγής, κατά την επίλυση του αλγορίθμου στον Ημερήσιο Ενεργειακό Προγραμματισμό. Αναθεώρηση του μηχανισμού των ΑΔΙ Αγορά Ισχύος Ανάπτυξη παραλλήλων Αγορών Διμερών Συμβολαίων Σταδιακά και με την έναρξη εφαρμογής των μακροπρόθεσμων αγορών διμερών συμβολαίων, ο μηχανισμός ΑΔΙ (Μηχανισμός Διαθεσιμότητας Ισχύος) προσαρμόζεται στο πλαίσιο εφαρμογής και στους κανόνες λειτουργίας των συμβολαίων αυτών, έτσι ώστε, σε βάθος χρόνου, να παραμείνει μόνο ο (νέος) Μηχανισμός Διασφάλισης Εφεδρειών για την υποστήριξη της διείσδυσης μεγάλης κλίμακας των ΑΠΕ. Από την υποχρέωση κατοχής Αποδεικτικών Διαθεσιμότητας Εφεδρείας μπορούν να εξαιρεθούν καταναλωτές που μπορούν να προσφέρουν ισοδύναμα προϊόντα διαχείρισης ζήτησης (Demand Side Management-DSM). Όλοι οι ως άνω μετασχηματισμοί (forwards λιγνιτικών/νερών, νέα Αποδεικτικά Διαθεσιμότητας Εφεδρείας κλπ.) πρέπει να εφαρμοστούν στο πλαίσιο της υφιστάμενης υποδομής και Κωδίκων (με τις κατάλληλες τροποποιήσεις που δεν θα απαιτήσουν σημαντικές νέες υποδομές σε software)

Συμβόλαια Διαφορών (Contracts for Differences) Αγοραστής Πωλητής POOL λ*Q (λ-SP)*Q Περίπτωση :λ-SP>0 Αγοραστής Πωλητής POOL λ*Q (SP-λ)*Q Περίπτωση :SP-λ>0 λ*Q λ*Q Η τιμή πώλησης στην Αγορά Ηλεκτρισμού (POOL) λ(t) μεταβάλλεται έντονα μέσα στον ημερήσιο κύκλο κυρίως λόγω της μεταβαλλόμενης ζήτησης, πράγμα ανεπιθύμητο εκ μέρους των Αγοραστών Ηλεκτρικής Ενέργειας. Για το λόγο αυτό οι Πωλητές και οι Αγοραστές που συμμετέχουν στην Αγορά μπορούν, εκτός του POOL να συνάψουν διμερή Συμβόλαια Διαφορών (Contracts for Differences, CfDs) Με ένα τέτοιο συμβόλαιο ο Πωλητής και ο Αγοραστής συμφωνούν για μία ποσότητα Q και μία Τιμή Στόχο SP (=Strike Price). Συμφωνούν επίσης ότι, εάν η τιμή στο POOL λ είναι μεγαλύτερη από το SP, ο πωλητής επιστρέφει στον Αγοραστή το ποσό (λ-SP)*Q, εάν δε η τιμή στο POOL λ είναι μικρότερη από το SP τότε ο Αγοραστής επιστρέφει στον Πωλητή το ποσό (SP-λ)*Q. Είναι εύκολο να διαπιστωθεί ότι με τον τρόπο αυτό ο Αγοραστής αγοράζει τελικώς την ποσότητα Q στην σταθερή τιμή SP και ο Πωλητής πωλεί την ποσότητα Q στην ίδια σταθερή τιμή SP παρά τις έντονες διακυμάνσεις της τιμής της Αγοράς λ(t). Ας σημειωθεί ότι ο κάθε Πωλητής και ο κάθε Αγοραστής πωλεί ή αντίστοιχα αγοράζει ποσότητες Η/Ε στην οριακή τιμή του POOL λ(t)

… … … Διμερή Συμβόλαια και Αγορά Εξισορρόπησης (Bilateral Contracts and Balancing Market) δL(t) Πωλητής Πωλητής t … ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ Τα Διμερή Συμβόλαια συνάπτονται μεταξύ Πωλητών (συνήθως Παραγωγών) και Αγοραστών. Περιλαμβάνουν κάποιους Κύριους και τυποποιημένους Oρους (Master Terms) οι οποἰοι αποτελούν και τη βάση των εμπορικών σχέσεων μεταξύ των δύο μερών. Στους Εδικούς Όρους ενός Διμερούς Συμβολαίου περιλαμβάνονται οι Ποσότητες και οι Τιμές καθώς και η Χρονική Περίοδος εντός της οποίας πρόκειται να γίνουν οι εμπορικές πράξεις μεταξύ των δύο μερών. Κατά την, προ της έναρξης της Χρονικής Περιόδου, ημερομηνία λήξεως (Gate Closure) της υποβολής προσφορών προς τον Διαχειριστή τα δύο Συμβαλλόμενα Μέρη αποκαλύπτουν στον Διαχειριστή το πρόγραμμα των μεταξύ τους αγοραπωλησιών (προσοχή: τις ποσότητες και όχι τις τιμές). Σημειώνεται ότι κάθε Παραγωγός-Πωλητής αποφασίζει μόνος πότε, με ποία διάρκεια και πόσο θα παράγει, ενώ ο Διαχειριστής έχει το καθήκον να εξισορροπήσει τις Αποκλίσεις (Imbalances) που αναπότρεπτα θα εμφανισθούν. Με δεδομένο ότι ο Διαχειριστής δεν διαθέτει δικά του μέσα Παραγωγής ή Κατανάλωσης Η/Ε είναι απαραίτητο να έχει στα χέρια του μία οργανωμένη Αγορά Εξισορρόπησης (Balancing Market). Η Αγορά Εξισορρόπησης θα αναδεικνύει μία Οριακή Τιμή (ανάλογη της σημερινής ΟΤΣ) με βάση την οποία θα γίνονται όλες οι εξισορροπητικές ανταλλαγές ενέργειας της τελευταίας στιγμής. ΔΙΑΧΕΙΡΙΣΤΗΣ POOL Αγοραστής … Αγοραστής …

ΕΥΧΑΡΙΣΤΩ ΔΙΑ ΤΗΝ ΠΡΟΣΟΧΗ ΣΑΣ Δεν υπάρχει ούριος άνεμος για τον καπετάνιο που δεν ξέρει που θέλει να πάει. Σενέκας ο Νεώτερος (περίπου 4 π.Χ. – 65 μ.Χ.) ΕΥΧΑΡΙΣΤΩ ΔΙΑ ΤΗΝ ΠΡΟΣΟΧΗ ΣΑΣ Ακόμη και για τον καπετάνιο που ξέρει που θέλει να πάει δεν υπάρχει ούριος άνεμος εάν δεν γνωρίζει που βρίσκεται. Ε.Λ. 45 45