Μηχανισμό στήριξης για τις μονάδες φυσικού αερίου εξετάζει το ΥΠΕΝ - Τα δύο σενάρια για CRM και Strategic Reserve - Γιατί η κυβέρνηση θέλει να έχει εναλλακτικές

Τη δημιουργία ενός capacity market για τις μονάδες φυσικού αερίου έχει αρχίσει να εξετάζει η κυβέρνηση που αναγνωρίζει ότι για να παραμείνει μελλοντικά στο παιχνίδι ένας ικανός στόλος ανταγωνιστικών σταθμών θα πρέπει κάποια στιγμή να δημιουργηθεί και στην Ελλάδα ένας μηχανισμός ανάλογος με αυτόν που ισχύει στις μεγάλες ευρωπαικές αγορές.

Τη συζήτηση φαίνεται να έχει πυροδοτήσει η πρόσφατη εξαγγελία της ΔΕΠΑ από κοινού με ισραηλινά κεφάλαια για τη νέα μονάδα στη Λάρισα (792 MW), που έρχεται να προστεθεί σε τρεις ακόμη μεγάλους και σημαντικούς σταθμούς, σε Αγ. Νικόλαο Βοιωτίας, Κομοτηνή και Αλεξανδρούπολη, με τη κυβέρνηση να αντιλαμβάνεται ότι θα πρέπει κάπως να στηρίξει όλο αυτό το νέο portfolio στο φυσικό αέριο.

Τόσο γιατί καταλαβαίνει ότι σε ένα περιβάλλον με ολοένα και μεγαλύτερη κυριαρχία των ΑΠΕ, τέσσερις μεγάλες επενδύσεις συνολικού ύψους κοντά στα 2 δισ ευρώ και οι οποίες αντιστοιχούν σε πάνω από 3 νέα GW στο ενεργειακό σύστημα της χώρας, δεν μπορεί να είναι βιώσιμες καλύπτοντας μόνο τις αιχμές. Δηλαδή, μπαίνοντας στο σύστημα για λίγες μόνο ώρες, με ό,τι αυτό συνεπάγεται για τη βιωσιμότητα τους.

Προβάδισμα το ελληνικό «οικοσύστημα» στη ΝΑ Ευρώπη

Όσο και γιατί βλέπει ότι το ελληνικό «οικοσύστημα» των νέων μονάδων φυσικού αερίου αποκτά προβάδισμα στη ΝΑ Ευρώπη. Τέτοιες επενδύσεις στη γειτονιά μας είναι περιορισμένες και η χώρα μας έχει φτάσει να κάνει το balancing όλης της περιοχής. Σαν αποτέλεσμα η Βουλγαρία εξαρτάται σε πολλές περιόδους μέσα στο χρόνο από τις ελληνικές εξαγωγές.

Στη πραγματικότητα, η άποψη που διαμορφώνεται σε ανθρώπους με γνώση του αντικειμένου είναι ότι όσο πιο πολλές μονάδες φυσικού αερίου τελικά αναπτυχθούν, τόσο το καλύτερο για το ελληνικό σύστημα που σήμερα στηρίζεται μόνο στις υφιστάμενες της Metlen και της ΔΕΗ και σε μικρότερο βαθμό σε εκείνες των Elpedison και Ηρωνα.

Το capacity market και οι εναλλακτικές

Και ένα capacity market λειτουργεί πολύ καλύτερα, με πολλούς παίκτες παρά με λιγοστούς, καθώς ο ανταγωνισμός ρίχνες τις τιμές. Σύμφωνα με τους συνομιλητές μας, όταν η κυβέρνηση θα αναγκαστεί να στηρίξει με κάποιο μηχανισμό όλες αυτές τις νέες μονάδες θα ήθελε να καταβάλει για τις υπηρεσίες αυτές την όσο το δυνατό μικρότερη αποζημίωση. Την εξυπηρετεί επομένως να έχει πολλές εναλλακτικές, ώστε να μπορεί να επιλέξει το πλέον κατάλληλο σχήμα στήριξης που ταιριάζει στην ελληνική αγορά.

Τη δυνατότητα αυτή προσφέρει και ο πληθωρισμός των νέων σταθμών: Της Metlen  στον Αγ. Νικόλαο Βοιωτίας (826 MW), των Motor Oil - ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ στη Κομοτηνή (877 MW), των ΔΕΗ- ΔΕΠΑ - ομίλου Κοπελούζου στην Αλεξανδρούπολη (840 MW) και της ΔΕΠΑ από κοινού με τους ισραηλινούς στη Λάρισα (792 MW). Το άθροισμα βγάζει το διόλου αμελητέο νούμερο των 3,3 νέων GW και μάλιστα σε στρατηγικά σημεία του συστήματος.

Η αλήθεια είναι ότι το ΥΠΕΝ δεν φαίνεται ακόμη να έχει καταλήξει στο ποιο μοντέλο ταιριάζει καλύτερα στην ελληνική αγορά. Εάν δηλαδή πρέπει να υιοθετήσουν ένα μηχανισμό Contract for Difference (CFD) ή ένα μοντέλο διατήρησης στρατηγικών αποθεμάτων (strategic reserves), το οποίο συνεπάγεται ότι τις μονάδες φυσικού αερίου θα τις διαχειρίζεται πλέον το κράτος έναντι κάποιας σημαντικής αποζημίωσης στον ηλεκτροπαραγωγό ιδιοκτήτη τους.

Σε ευρωπαϊκό επίπεδο το θέμα έχει λυθεί με τη δημιουργία αγορών διαθέσιμης ισχύος (capacity market), όπως σε Γερμανία, Γαλλία, Βρετανία, Πολωνία, Ιταλία, Βέλγιο και αλλού, όπου οι ηλεκτροπαραγωγοί μέσω διαγωνισμών προσφέρουν τη διαθέσιμη ισχύ που έχει ανάγκη το σύστημα, «κλειδώνοντας» ετήσια συμβόλαια.

Το μόνο βέβαιο ωστόσο είναι ότι το θέμα μπαίνει πλέον στο τραπέζι, καθώς έχει γίνει αντιληπτό ότι με τιμές χονδρικής, όπως αυτές του Απριλίου που κάποια στιγμή είχαν υποχωρήσει ακόμη και κάτω των 60 ευρώ / μεγαβατώρα, μια μονάδα φυσικού αερίου δεν βγάζει ούτε τα κόστη της.

Ηλιακή παραγωγή από 3 μέχρι και 42 GWh την ημέρα

Τα περυσινά άλλωστε στοιχεία δείχνουν ότι η παραγωγή ηλιακής ενέργειας είχε ένα τεράστιο volatility καθώς κυμάνθηκε από 3 GWh (σε συνθήκες συννεφιάς) μέχρι και 42 GWh (σε συνθήκες μεγάλης ηλιοφάνειας). Αντίστοιχα μεγάλη διακύμανση μεταξύ 3 και 74 GWh, είχε και η παραγωγή αιολικής ενέργειας. Στο σενάριο της πολύς χαμηλής παραγωγής από ΑΠΕ, το φυσικό αέριο είναι η μόνη εναλλακτική για να καλυφθεί η μέση ημερήσια κατανάλωση των 150 GWh στην Ελλάδα.

Σημειωτέον ότι στα τέλη της δεκαετίας, η παραγωγή ηλεκτρισμού από φυσικό αέριο στην Ελλάδα υπολογίζεται ότι θα έχει μειωθεί στις 10 TWh το χρόνο (από 17 TWh σήμερα), γεγονός που σημαίνει ότι το διάστημα λειτουργίας των μονάδων αυτών θα υποχωρήσει σημαντικά. Σύμφωνα με τους υπολογισμούς θα πέσει στις 1.280 ώρες ετησίως από περίπου 3.200 ώρες στα τέλη της περυσινής χρονιάς.

Στο θέμα είχε αναφερθεί το Μάρτιο κατά το «Power & Gas Forum» ο καθηγητής ΑΠΘ, Παντελής Μπίσκας, παραθέτοντας μελέτη που είχε κάνει από κοινού με τη Grant Thornton για την ανάγκη ενός πιθανού μηχανισμού ισχύος ή και ευελιξίας για τις παλιές μονάδες αερίου.

Το πόρισμα ανέφερε ότι για τα έτη 2030 και 2035 προκύπτουν προβλήματα οικονομικής βιωσιμότητας για τις παλιές μονάδες φυσικού αερίου λόγω της σημαντικής διείσδυσης άλλων ευέλικτων πηγών, όπως η αποθήκευση. Και ότι αν αποσύρονταν οι παραπάνω μονάδες, τότε θα προέκυπτε πρόβλημα αξιοπιστίας του συστήματος, άρα απαιτείται η θέσπιση ενός μόνιμου μηχανισμού αποζημίωσης ισχύος και ευελιξίας.