Οι χαµένες µεταρρυθµίσεις που ακριβαίνουν το ρεύµα

Η καθυστέρηση στην ανάπτυξη µονάδων αποθήκευσης και η µη εφαρµογή µηχανισµού προαγοράς εφεδρικής ισχύος, που θα εξισορροπεί τις µεταβολές στη ζήτηση και στην παραγωγή κυρίως των ΑΠΕ (αγορά εξισορρόπησης), αυξάνουν το κόστος ρεύµατος, παρά τις ολοένα συχνότερες µηδενικές τιµές ηλεκτρικής ενέργειας.

Το φαινόµενο των µηδενικών τιµών ηλεκτρικής ενέργειας και της περικοπής σηµαντικού µέρους της παραγωγής των ΑΠΕ, που δεν είναι δυνατόν να απορροφηθεί, κατά τις µεσηµεριανές ώρες (10.00-16.00), τείνει πλέον να καταστεί η νέα κανονικότητα στην ελληνική αγορά ηλεκτρισµού, ιδιαίτερα σε περιόδους υψηλής αιολικής παραγωγής. Η εικόνα αυτή, ωστόσο, είναι παραπλανητική.

Πίσω από τις «δωρεάν» µεσηµεριανές MWh κρύβεται µια ξέχωρη σηµαντική χρέωση (λογαριασµός προσαύξησης ΛΠ3), η οποία περνάει αδιαφανώς στο συνολικό κόστος προµήθειας ηλεκτρικής ενέργειας που βλέπουµε στους λογαριασµούς µας.

Η χρέωση αυτή συνδέεται κυρίως µε την αποζηµίωση που ζητούν (pay as bid) οι συµβατικές µονάδες παραγωγής όταν ο Α∆ΜΗΕ τις καλεί-αναγκάζει (constraint) να λειτουργήσουν (redispatching) όταν παραγκωνίζονται από τις φθηνότερες ΑΠΕ στο χρηµατιστήριο ή επιλέγουν να µη λειτουργήσουν τις ώρες µε χαµηλές τιµές, µε στόχο να διασφαλιστεί κατά 100% η «ευστάθεια» του συστήµατος.

Οπως φαίνεται σε σχετικό διάγραµµα, τις ώρες 10.00 έως 16.00 τον περασµένο Απρίλιο και τον Μάιο, κατά τις οποίες η τιµή της Αγοράς Επόµενης Ηµέρας (MCP) µηδενίζεται, ο Ελληνας καταναλωτής καταλήγει να πληρώνει την ηλεκτρική ενέργεια µε πραγµατικό πρόσθετο κόστος περίπου 40-45 €/MWh (ΛΠ3) κατά µέση τιµή. Αντίθετα, ένας Βούλγαρος εισαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας δεν επιβαρύνεται µε το αντίστοιχο κόστος όταν αγοράζει ενέργεια από την Ελλάδα, ενέργεια µε την οποία φορτίζει τις εγκατεστηµένες µπαταρίες του και εξάγει την αποθηκευµένη ενέργεια στη βραδινή αιχµή κυρίως στη Ρουµανία.

Επιπλέον στη χρέωση αυτή (ΛΠ3) περιλαµβάνεται η ξέχωρη αµοιβή κυρίως των συµβατικών µονάδων (αγορά εξισορρόπησης), ελλείψει αποθήκευσης, για να αυξοµειώνουν την ισχύ τους καθ’ όλη τη διάρκεια της ηµέρας ώστε να παρακολουθούν τις µεταβολές στη στοχαστική παραγωγή των ΑΠΕ ή και τις µεταβολές της ζήτησης.

Πάλι η µη δέσµευση των συµβατικών µονάδων να παρέχουν την αναγκαία εφεδρική ισχύ έναντι αµοιβής, που θα έχει προκύψει από διαγωνιστική διαδικασία την προηγούµενη ηµέρα, ήτοι προαγοράς της αναγκαίας εφεδρικής ισχύος, αναγκάζει τον Α∆ΜΗΕ να προβαίνει σε πολύ περισσότερες µεταβολές στην ισχύ των µονάδων σε πραγµατικό χρόνο, µε αποτέλεσµα τη σηµαντική αύξηση των ποσοτήτων ενέργειας εξισορρόπησης.

Το ερώτηµα που προκύπτει είναι προφανές: Γιατί δεν εφαρµόζεται και στην Ελλάδα η προαγορά ισχύος µέσω ανταγωνιστικών διαδικασιών, όπως συµβαίνει στις περισσότερες ευρωπαϊκές χώρες, ώστε να περιοριστούν οι ποσότητες ενέργειας εξισορρόπησης που θα απαιτηθούν σε πραγµατικό χρόνο και εποµένως το αντίστοιχο κόστος;

Η πρόσφατη µελέτη του ENTSO-E αναδεικνύει τη σηµαντική απόκλιση της λειτουργίας της ελληνικής αγοράς εξισορρόπησης από τις αντίστοιχες ευρωπαϊκές αγορές. Η απόκλιση αυτή µεταφράζεται τελικά σε υψηλότερες και λιγότερο διαφανείς χρεώσεις για τον Ελληνα καταναλωτή.

Τα στοιχεία είναι ενδεικτικά. Το 2025 η Ελλάδα χρειάστηκε περίπου 7,5 TWh ενέργειας εξισορρόπησης, ενώ η Γερµανία µόλις 1 TWh. Με άλλα λόγια, για κάθε 100 MWh ηλεκτρικής ενέργειας που παράγονται στην Ελλάδα απαιτούνται περίπου 13,7 MWh εξισορρόπησης, έναντι µόλις 0,21 MWh στη Γερµανία.

Και όµως, η απαραίτητη µεταρρύθµιση έχει καθυστερήσει επί χρόνια. Παρότι το Market Reform Plan συµφωνήθηκε µε την Ευρωπαϊκή Επιτροπή ήδη από το 2021, δεν εφαρµόστηκε ποτέ. Ακόµη και η αναλυτική πρόταση που υπέβαλε ο Α∆ΜΗΕ πριν από ένα χρόνο παραµένει σε εκκρεµότητα. Οι κυριότερες αντιδράσεις προέρχονται από τους παραγωγούς συµβατικών µονάδων, οι οποίοι ωφελούνται από τη διατήρηση του σηµερινού πλαισίου λειτουργίας της αγοράς εξισορρόπησης και ειδικότερα από τον µηχανισµό ανακατανοµής.

Τα οικονοµικά µεγέθη είναι αποκαλυπτικά: Το 2025 οι συµβατικές µονάδες παραγωγής (υδροηλεκτρικές και θερµικές) εισέπραξαν περίπου 1 δισ. ευρώ για παροχή εφεδρικής ισχύος, ήτοι υπηρεσίες εξισορρόπησης, ενώ τα έσοδά τους από την πώληση ενέργειας στο Χρηµατιστήριο Ενέργειας διαµορφώθηκαν περίπου στα 3 δισ. ευρώ. Αυτό σηµαίνει ότι αµείφθηκαν για την ενέργεια εξισορρόπησης µε τιµές της τάξης των 250-300 €/MWh, όταν την αντίστοιχη ενέργεια την αγοράζουµε από το χρηµατιστήριο κατά µέσον όρο µε τιµή κοντά στα 100 €/MWh. Παράλληλα, η ρίζα του προβλήµατος συνδέεται και µε την ταχεία ανάπτυξη φωτοβολταϊκών εγκαταστάσεων τα τελευταία χρόνια χωρίς παράλληλη ανάπτυξη επαρκών υποδοµών αποθήκευσης. Η απουσία αυτόνοµων µονάδων αποθήκευσης περιορίζει την ικανότητα του συστήµατος να απορροφά τη µεσηµεριανή υπερπαραγωγή των φωτοβολταϊκών και αυξάνει τις ανάγκες σε ενέργεια εξισορρόπησης του συστήµατος.

Οι µπαταρίες θα µπορούσαν να προσφέρουν διπλό όφελος: αφενός να απορροφούν την πλεονάζουσα παραγωγή των φωτοβολταϊκών περιορίζοντας τις περικοπές, αφετέρου να διοχετεύουν ενέργεια στις ώρες αιχµής µετά τη δύση του ηλίου, συµβάλλοντας στην εξοµάλυνση των τιµών. Και το σηµαντικότερο, οι µονάδες αποθήκευσης θα αναπτύξουν ισχυρό ανταγωνισµό στους παραγωγούς των συµβατικών µονάδων, που σήµερα µονοπωλούν την προσφορά υπηρεσιών ευέλικτης εφεδρικής ισχύος.

Οι σηµερινές συνθήκες δηµιουργούν σοβαρές πιέσεις και στους υφιστάµενους παραγωγούς ΑΠΕ. Οι συνεχείς περικοπές παραγωγής και οι παρατεταµένες περίοδοι µηδενικών τιµών συµπιέζουν την κερδοφορία τους, οδηγώντας ήδη σε αυξηµένες εξαγορές φωτοβολταϊκών έργων και σε τάσεις περαιτέρω συγκέντρωσης της αγοράς.

Την ίδια στιγµή, οι συµβατικές µονάδες εξακολουθούν να απολαµβάνουν σηµαντικά οφέλη από µια αγορά εξισορρόπησης µε περιορισµένο ανταγωνισµό και αυξηµένες ανάγκες ανακατανοµής.

Η λύση είναι πλέον σαφής: η άµεση εφαρµογή µηχανισµών προαγοράς ισχύος εφεδρειών και η ταχεία ανάπτυξη της αποθήκευσης αποτελούν απαραίτητες προϋποθέσεις για τη µείωση του κόστους ηλεκτρικής ενέργειας και την προστασία των καταναλωτών.

-------------------

Ο κ. Αντώνης Κοντολέων είναι πρόεδρος της ΕΒΙΚΕΝ

(Η Καθημερινή της Κυριακής / 12 Ιουλίου 2026)