Δρ Ανδρέας Προκοπίου
Πρώην Ανώτερος Ερευνητής στον τομέα των Έξυπνων Δικτύων, στο Πανεπιστήμιο της Μελβούρνης και ερευνητής στην Électricité de France R&D στη Γαλλία
Η Ανταγωνιστική Αγορά έφερε μετρήσιμη αλλαγή στις τιμές χονδρικής. Με βάση τα διαθέσιμα στοιχεία, η τιμολόγηση στην Προημερήσια Αγορά (DAM) οδηγεί σε περίπου 8% χαμηλότερο ενεργειακό κόστος, σε σχέση με ένα σενάριο κάλυψης της ζήτησης αποκλειστικά από συμβατική παραγωγή. Αυτό οφείλεται σε μεγάλο βαθμό στο ότι, μέσα σε ανταγωνιστικό περιβάλλον, η ενέργεια από ΑΠΕ μπαίνει στην αγορά με χαμηλότερες προσφορές και πιέζει τη συνολική τιμή προς τα κάτω.
Η εξέλιξη αυτή είναι αναμενόμενη και συμβαδίζει με τη διεθνή εμπειρία, όπου ο ανταγωνισμός στη χονδρική τείνει να πιέζει τις τιμές προς τα κάτω.
Παρά τη μείωση αυτή στο επίπεδο της χονδρεμπορικής αγοράς, το όφελος δεν αποτυπώνεται στους τελικούς λογαριασμούς ηλεκτρικής ενέργειας. Το γεγονός αυτό δεν συνιστά αποτυχία της Ανταγωνιστικής Αγοράς, αλλά σχετίζεται με τη δομή του κόστους προμήθειας και, ειδικότερα, με την ύπαρξη ποσοτήτων ενέργειας που παραμένουν εκτός της δυναμικής της αγοράς.
Ο ρόλος των Υποχρεωτικά Ενταγμένων Μονάδων (ΥΕΜ)
Σήμερα, περίπου 38–40% της ηλεκτρικής ενέργειας που προμηθεύονται οι προμηθευτές προέρχεται από τις ΥΕΜ, δηλαδή συμβατικές μονάδες που λειτουργούν σε καθεστώς must-run για λόγους ασφάλειας και ευστάθειας του ηλεκτρικού συστήματος.
Το μέσο κόστος της ενέργειας από ΥΕΜ ανέρχεται περίπου στα 190 €/MWh, τιμή που είναι ουσιωδώςυψηλότερη από το μεσοσταθμικό κόστος ενέργειας της Προημερήσιας Αγοράς. Το κόστος αυτό δεν διαμορφώνεται από τις συνθήκες της αγοράς και δεν επηρεάζεται από τη μείωση των τιμών στη DAM, αλλά επιμερίζεται υποχρεωτικά σε όλους τους προμηθευτές βάσει του μεριδίου αγοράς τους.
Αν εξεταστεί ένα υποθετικό σενάριο χωρίς την επιβάρυνση των ΥΕΜ, ένας προμηθευτής που θα κάλυπτε το σύνολο της ζήτησής του αποκλειστικά από την Προημερήσια Αγορά θα αντιμετώπιζε μεσοσταθμικό κόστος της τάξης των 156–160 €/MWh. Στην πράξη όμως, λόγω της υποχρεωτικής ενσωμάτωσης των ΥΕΜ στο ενεργειακό μίγμα, το πραγματικό μεσοσταθμικό κόστος προμήθειας διαμορφώνεται περίπου στα 170 €/MWh. Η διαφορά αυτή αντιστοιχεί σε επιβάρυνση της τάξης του 8–9%, η οποία απορροφά σε μεγάλο βαθμό το όφελος που προκύπτει από τη μείωση του κόστους στη χονδρεμπορική αγορά.
Για να το δούμε πιο πρακτικά (βλέπετε και την εικόνα πιο κάτω), ας πάρουμε ένα απλό παράδειγμα όπου ένας προμηθευτής που χρειάζεται να αγοράσει 100MWh την ημέρα (γκρίζο χρώμα), σε μια τυπική ημέρα του Νοεμβρίου. Αν αγόραζε όλη την ενέργεια από την Προημερήσια Αγορά, το μέσο κόστος θα ήταν 156,8 €/MWh, δηλαδή περίπου €15.681 την ημέρα. Στην πράξη όμως δεν γίνεται αυτό, γιατί ένα μέρος της ενέργειας είναι υποχρεωτικό. Με την υποχρέωση κάλυψης 40% από ΥΕΜ στη σταθερή τιμή των 190,27 €/MWh, το πραγματικό μίγμα (60% DAM + 40% ΥΕΜ) ανεβάζει το μεσοσταθμικό κόστος στα 170,2 €/MWh, δηλαδή περίπου €17.019 την ημέρα. Αυτή η διαφορά (περίπου 8,5%) είναι ακριβώς ο λόγος που, ακόμα κι αν η χονδρική πέφτει λόγω ανταγωνισμού, το όφελος δεν μπορεί να περάσει αυτούσιο στον τελικό λογαριασμό.
Γιατί υπάρχουν ΥΕΜ: έλλειψη πόρων ευελιξίας
Η ύπαρξη των ΥΕΜ δεν είναι αυθαίρετη αντανακλά τη σημερινή τεχνική πραγματικότητα του κυπριακού συστήματος. Πρόκειται για ένα μικρό και απομονωμένο ηλεκτρικό δίκτυο, στο οποίο η ασφαλής λειτουργία εξακολουθεί να βασίζεται σε συμβατική παραγωγή, λόγω της έλλειψης επαρκών πόρων ευελιξίας.
Συγκεκριμένα, το σύστημα δεν διαθέτει ακόμη:
- αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας,
- ηλεκτρικές διασυνδέσεις με γειτονικά συστήματα,
- μονάδες ταχείας απόκρισης ή άλλους μηχανισμούς γρήγορης εφεδρείας και ρύθμισης.
Ως αποτέλεσμα, υπηρεσίες όπως η ευστάθεια, η επάρκεια ισχύος και η κάλυψη διαταραχών συνεχίζουν να παρέχονται μέσω της συνεχούς λειτουργίας συμβατικών μονάδων, και όχι μέσω στοχευμένων μηχανισμών ευελιξίας. Οι ΥΕΜ, συνεπώς, αποτελούν μια λειτουργική γέφυρα, μέχρι να αναπτυχθούν οι απαραίτητοι πόροι που θα επιτρέψουν τη μείωση της must-run λειτουργίας.
Ζητήματα εφαρμογής που έχουν τεθεί από συμμετέχοντες στην αγορά
Πέραν του κόστους, έχουν τεθεί από συμμετέχοντες στην αγορά και ζητήματα που αφορούν την προβλεψιμότητα και τη διαχείριση του κόστους ΥΕΜ. Ειδικότερα, έχει επισημανθεί ότι ο επιμερισμός των ποσοτήτων ΥΕΜ καθορίζεται από τον Λειτουργό Αγοράς βάσει εκτιμήσεων και ότι, στην πράξη, δεν υφίσταται λειτουργικός μηχανισμός εκ των υστέρων διόρθωσης όταν προκύπτουν αποκλίσεις έναντι των τελικών δεδομένων. Σε ένα περιβάλλον όπου τα χαρτοφυλάκια προμηθευτών μεταβάλλονται δυναμικά, αυτό αυξάνει την αβεβαιότητα κόστους και ενισχύει την ανάγκη για πιο σαφή και προβλέψιμη διαδικασία κατανομής και διόρθωσης, ώστε να περιορίζονται στρεβλώσεις και να βελτιώνεται η διαφάνεια.
Παράλληλα, έχει τεθεί το γενικότερο τεχνικο-οικονομικό ερώτημα κατά πόσο οι απαιτήσεις ασφάλειας και ευστάθειας του συστήματος αποζημιώνονται με τον πλέον αποδοτικό τρόπο όταν ενσωματώνονται στο ενεργειακό σκέλος μέσω υποχρεωτικών ποσοτήτων, αντί μέσω διακριτών και στοχευμένων μηχανισμών υπηρεσιών συστήματος, όπως εφαρμόζεται σε πιο ώριμες αγορές.
Το ότι αυτό το όφελος δεν περνά καθαρά στον τελικό καταναλωτή δεν είναι πρόβλημα του μοντέλου αγοράς. Αντίθετα, αντανακλά διαχρονικές αδυναμίες του ηλεκτρικού συστήματος που παραμένουν άλυτες: ανεπαρκείς πόροι ευελιξίας (αποθήκευση, διασυνδέσεις, γρήγορη απόκριση) και συνεχιζόμενη εξάρτηση από Υποχρεωτικά Ενταγμένες Μονάδες. Όσο αυτά τα ζητήματα δεν αντιμετωπίζονται, το σύστημα επιβαρύνεται με ένα μόνιμο πρόσθετο κόστος, με αποτέλεσμα το ανταγωνιστικό όφελος της χονδρικής να μην περνά στους τελικούς λογαριασμούς.
