Παρά την κρίση της πανδημίας, και τη συνακόλουθη μείωση των τιμών των δικαιωμάτων ρύπων, η λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων αποδεικνύεται τόσο αντιοικονομική για τη ΔΕΗ, που η εταιρεία αποφάσισε να επιταχύνει το έτσι και αλλιώς εμπροσθοβαρές πρόγραμμα απόσυρσης των λιγνιτικών της μονάδων.
Παρά την κρίση της πανδημίας, και τη συνακόλουθη μείωση των τιμών των δικαιωμάτων ρύπων, η λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων αποδεικνύεται τόσο αντιοικονομική για τη ΔΕΗ, που η εταιρεία αποφάσισε να επιταχύνει το έτσι και αλλιώς εμπροσθοβαρές πρόγραμμα απόσυρσης των λιγνιτικών της μονάδων. Έτσι, τη στιγμή που το πρόγραμμα αυτό προβλέπει το «σβήσιμο» των φουγάρων όλων των υφιστάμενων λιγνιτικών μονάδων έως το 2023, η εταιρεία επίσπευσε το κλείσιμο της «Μεγαλόπολη 3» ένα εξάμηνο νωρίτερα από το αρχικό χρονοδιάγραμμα, φέρνοντας την απόσυρσή της εντός του πρώτου εξαμήνου του 2021, αντί για το 2022.
Όπως είναι γνωστό, μετά το 2023 ο μόνος λιγνιτικός σταθμός που θα λειτουργεί στη χώρα μας θα είναι η υπό κατασκευή «Πτολεμαΐδα 5», η οποία μάλιστα θα παράγει ηλεκτρική ενέργεια με το ορυκτό καύσιμο το αργότερο έως το 2028. Όπως έχει αναφέρει επανειλημμένα ο υπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας, Κωστής Χατζηδάκης, πίσω από το «επιθετικό» πρόγραμμα εξοστρακισμού του λιγνίτη από τα εγχώρια καύσιμα ηλεκτροπαραγωγής βρίσκεται και το ότι είναι αντι-οικονομικός, πέρα από ρυπογόνος. Σύμφωνα με τον ίδιο, απόδειξη αποτελεί το γεγονός ότι η ζημιά για τη ΔΕΗ άγγιξε τα 200 εκατομμύρια ευρώ το 2018 και τα 300 εκατ. το 2019.
Αξίζει πάντως να σημειωθεί ότι, ανεξάρτητα από το χρονοδιάγραμμα για τους επίσημους «τίτλους τέλους» του λιγνίτη, η ολοένα μεγαλύτερη άνοδος των τιμών των δικαιωμάτων ρύπων τα τελευταία χρόνια, η οποία επιβάρυνε το κόστος ηλεκτροπαραγωγής, έχει προοδευτικά μειώσει το μερίδιό του. Είναι ενδεικτικό ότι το 2007 η παραγωγή από λιγνίτη ανήλθε σε 31 TWh (τεραβατώρες), περιοριζόμενη στις 10 τεραβατώρες το 2019.
Όπως είναι φυσικό, η παρουσία του το 2020 αναμένεται να είναι ακόμη μικρότερη, με τις εκτιμήσεις να μιλούν για 5,5 τεραβατώρες παραγωγή. Εξάλλου, φέτος έχουν υπάρξει ολόκληρες χρονικές περίοδοι όπου απουσιάζει πλήρως από την ηλεκτροπαραγωγή, όπως το χρονικό διάστημα από τις 4 έως τις 10 Μαΐου, αλλά και αρκετά 24ωρα (όπως στις 8 Ιουνίου).
Έτσι, θεωρείται φυσιολογική απόρροια το γεγονός ότι τον Αύγουστο (τον τελευταίο μήνα για τον οποίο υπάρχουν διαθέσιμα στοιχεία από την Ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας) η παραγωγή των λιγνιτικών μονάδων κάλυψε μόλις το 6,29% της ζήτησης, σημειώνοντας μείωση κατά 64% σε έναν χρόνο και συγκεκριμένα από τον Αύγουστο του 2019.
Σύμφωνα με το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ), το οποίο έχει υποβληθεί στην Κομισιόν, με ορίζοντα το 2030 για πρωτεύον «καύσιμο» ηλεκτροπαραγωγής προορίζονται οι ΑΠΕ. Παρ’ όλα αυτά, το κενό που αφήνει ο λιγνίτης θα καλυφθεί προς ώρας από το φυσικό αέριο, το οποίο θα αναλάβει τον ρόλο του «καυσίμου γέφυρα», στην πορεία προς την απανθρακοποίηση του ενεργειακού μίγματος. Έτσι, στο πλαίσιο του ρόλου του φυσικού αερίου ως μεταβατικού καυσίμου, αρκετοί εγχώριοι ενεργειακοί όμιλοι έχουν καταστρώσει σχέδια για τη δημιουργία νέων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής που θα καταναλώνουν το αέριο καύσιμο.
Από αυτά τα σχέδια το πλέον «ώριμο» είναι της Mytilineos, με δεδομένο ότι η καινούρια μονάδα συνδυασμένου κύκλου (CCGT) ισχύος 826 MW, που σχεδιάζει η εταιρεία στο ενεργειακό κέντρο της στον Άγιο Νικόλαο Βοιωτίας, έχει θεμελιωθεί από τον περασμένο Οκτώβριο. Το προβλεπόμενο επενδυτικό κόστος είναι της τάξεως των 300 εκατ. ευρώ και η λειτουργία του σταθμού τοποθετείται στο 4ο τρίμηνο του 2021. Η μονάδα θα χρησιμοποιεί τεχνολογία αιχμής, με συνέπεια η απόδοσή της να αγγίζει το 63%, τη μεγαλύτερη για εργοστάσιο παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα. Έτσι, πέρα από τη μείωση των εθνικών εκπομπών για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, θα συμβάλει επίσης και στον περιορισμό της οικονομικής αιμορραγίας που προκαλούν συχνά οι εισαγωγές ρεύματος από το εξωτερικό.
Την ίδια στιγμή, έως το τέλος του χρόνου αναμένεται να έχει ληφθεί η τελική επενδυτική απόφαση και να έχει επιλεγεί ο προμηθευτής για νέα μονάδα φυσικού αερίου που σχεδιάζει να κατασκευάσει η Elpedison στη Θεσσαλονίκη. Μάλιστα, σε εξέλιξη βρίσκεται ο διαγωνισμός που έχει προκηρύξει η εταιρεία για την επιλογή του προμηθευτή της μονάδας μεταξύ των μεγάλων παγκόσμιων κατασκευαστών.
Παράλληλα, προχωρεί η περιβαλλοντική αδειοδότηση της μονάδας, η οποία σύμφωνα με την άδεια παραγωγής θα μπορεί να φθάσει στην ανώτατη δυνατή ισχύ των 830 MW. Ωστόσο το ακριβές μέγεθος της μονάδας, η οποία θα εγκατασταθεί στον χώρο των διυλιστηρίων των ΕΛΠΕ στη Θεσσαλονίκη, θα εξαρτηθεί από τον κατασκευαστή που θα επιλεγεί από τον διαγωνισμό. Αξίζει να σημειωθεί ότι στις μελέτες και τους σχεδιασμούς της Elpedison φαίνεται ότι θα ενταχθεί και η δυνατότητα αξιοποίησης του υδρογόνου σε συνδυασμό με την αποθήκευση της ενέργειας που θα παράγεται από τη μονάδα.
Με βάση τις άδειες παραγωγής που έχουν υποβάλει στη ΡΑΕ, έχοντας πάρει το «πράσινο φως» της Αρχής, επενδυτικά πλάνα για αντίστοιχες μονάδες ηλεκτροπαραγωγής με φυσικό αέριο έχουν τρεις ακόμη εγχώριοι επιχειρηματικοί όμιλοι. Έτσι, η ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ έχει λάβει άδεια για έναν σταθμό 660 MW στην Κομοτηνή, ενώ ο Όμιλος Κοπελούζου με μία ανάλογη εγκατάσταση 650 MW στη Βιομηχανική Περιοχή της Αλεξανδρούπολης. Με βάση την εκκίνηση των διαδικασιών αδειοδότησης, την είσοδό της στην ηλεκτροπαραγωγή, με έναν σταθμό φυσικού αερίου, προγραμματίζει επίσης η ΚΕΝ (Όμιλος Καράτζη) με μία μονάδα 660 MW στη Λάρισα.
Target Model
Αν η απόσυρση του λιγνίτη αποτελεί μείζονα μεταβολή στο εγχώριο μίγμα ηλεκτροπαραγωγής, η εφαρμογή του Target Model από την 1η Νοεμβρίου αποτελεί εξίσου δομική αλλαγή για τη συμμετοχή τόσο των παραγωγών ηλεκτρικής ενέργειας στη χονδρεμπορική αγορά, όσο και των προμηθευτών, αλλά και των μεγάλων καταναλωτών. Στο πλαίσιο του Target Model, το σημερινό μοντέλο υποχρεωτικής δικαιοπραξίας (mandatory pool), με το οποίο καταρτιζόταν ο Ημερήσιος Ενεργειακός Προγραμματισμός, δίνει τη θέση του σε τέσσερις νέων αγορών. Από αυτές, η Ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας (ΕΧΕ) διαχειρίζεται τις τρεις αγορές (προημερήσια, ενδοημερήσια, προθεσμιακή), ενώ ο ΑΔΜΗΕ την τέταρτη (αγορά εξισορρόπησης).
Ειδικότερα, μέσω της προημερήσιας αγοράς, πραγματοποιούνται αγοραπωλησίες ρεύματος, για παράδοση στο επόμενο 24ωρο. Η ενδοημερήσια αγορά αφορά αγοραπωλησίες για παράδοση ποσοτήτων ηλεκτρικής ενέργειας μέσα στην ίδια ημέρα, με σκοπό να καλύπτει τυχόν αδυναμίες εκπλήρωσης παραδόσεων από παραγγελίες που έχουν «κλείσει» το προηγούμενο 24ωρο, μέσω της προημερήσιας αγοράς. Την ίδια στιγμή, η αγορά εξισορρόπησης εγγυάται ότι η απαιτούμενη ζήτηση στο Σύστημα καλύπτεται από τους φτηνότερους διαθέσιμους πόρους, προς όφελος του τελικού καταναλωτή. Έτσι, εξασφαλίζει ότι οι ποσότητες αυτές θα αποζημιώνονται ανάλογα με τις πραγματικές ανάγκες του Συστήματος, διασφαλίζοντας επαρκή έσοδα στις πηγές που τις παρέχουν. Επίσης, παρέχει σε όλους τους χρήστες του συστήματος ένα σαφές οικονομικό σήμα για το πραγματικό κόστος των ανισορροπιών που προκαλείται από τους χρήστες και ένα ξεκάθαρο κίνητρο για την ελαχιστοποίησή τους.
Παράλληλα στην προθεσμιακή αγορά (ή ενεργειακή χρηματοπιστωτική αγορά) γίνεται διαπραγμάτευση συμβολαίων αγοραπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας (διμερών συμβολαίων) μελλοντικής εκπλήρωσης. Τα συμβόλαια αυτά ανάμεσα σε ηλεκτροπαραγωγούς ή trader από τη μια μεριά, και από την άλλη πλευρά μεγάλους καταναλωτές ή μη καθετοποιημένες εταιρείες που δραστηριοποιούνται στην προμήθεια ρεύματος, δίνουν τη δυνατότητα να ελέγχουν τα έσοδα ή το κόστος τους αντίστοιχα σε μακροπρόθεσμο ορίζοντα, ώστε να προγραμματίζουν τις δραστηριότητές τους σε βάθος χρόνου. Η προθεσμιακή αγορά έχει ξεκινήσει να λειτουργεί πριν από την έναρξη του Target Model, με τη διαπραγμάτευση διμερών συμβολαίων χωρίς φυσική παράδοση. Με την «πρεμιέρα» του Target Model ανοίγει ο δρόμος για τη σύναψη συμβολαίων και με φυσική παράδοση, τα οποία τουλάχιστον σε πρώτη φάση δεν μπορούν να ξεπερνούν το 20% του χαρτοφυλακίου για όλους τους εγχώριους καθετοποιημένους «παίκτες», δηλαδή τις εταιρείες που έχουν παρουσία τόσο στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας όσο και στην προμήθεια ρεύματος.
Σε κάθε περίπτωση, τα διμερή συμβόλαια με φυσική παράδοση δίνουν τη δυνατότητα στους μεγάλους καταναλωτές να διασφαλίσουν ηλεκτρική ενέργεια σε ανταγωνιστικό κόστος, και στους παραγωγούς να προπωλήσουν ποσότητες ρεύματος για αρκετά μεγάλα χρονικά διαστήματα, αποφεύγοντας έτσι το ρίσκο τυχόν αυξομειώσεων της ζήτησης και των τιμών στη χονδρεμπορική αγορά. Επίσης, τα διμερή συμβόλαια επιτρέπουν σε μονάδες ΑΠΕ να συμμετάσχουν απευθείας στην αγορά, λειτουργώντας χωρίς λειτουργική ενίσχυση και εξασφαλίζοντας έσοδα με την εκχώρηση των «πράσινων» κιλοβατώρων σε μεγάλους καταναλωτές, μέσω συμβάσεων αγοροπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας (PPA).