Το ξέσπασμα της ενεργειακής κρίσης αποδίδεται στη συνδρομή μια σειράς λόγων όπως η απότομη ανάκαμψη της οικονομίας και επομένως της ζήτησης ενέργειας μετά τα lockdown της πανδημίας, η αύξηση της ζήτησης (και των τιμών) του LNG στην Ασιατική αγορά και ο συνακόλουθος περιορισμός της προσφοράς του στην Ευρώπη, η μείωση της παραγωγής ΦΑ στην Ευρώπη, ιδίως στη Βόρειο θάλασσα και στην Ολλανδία, οι μισογεμάτες υπόγειες αποθήκες ΦΑ στην Ευρώπη και η καθυστέρηση έναρξης λειτουργίας του αγωγού Nord Stream 2 σε συνδυασμό με την επιλογή της Ρωσίας να μην αυξήσει σημαντικά τις προμήθειες πέραν των ποσοτήτων που προβλέπονταν στα συμβόλαια.
Έτσι, φθάσαμε στη δραματική αύξηση των τιμών του φυσικού αερίου και της ηλεκτρικής ενέργειας από τα μέσα του 2021. Είναι περιστασιακό όμως το πρόβλημα; Μήπως και άλλοι, συστημικοί, λόγοι επιδείνωσαν την κρίση και δημιουργούν το πλαίσιο για την επανεμφάνισή της ολοένα και πιο συχνά; Έχουμε ξαναζήσει παρόμοια ενεργειακή κρίση στο παρελθόν ή η σημερινή πραγματικότητα είναι πολύ πιο σύνθετη; Ποια είναι τα μαθήματα που λαμβάνουμε και τι θα μπορούσε να γίνει σε βραχυπρόθεσμο και μεσοπρόθεσμο ορίζοντα;
Κατ’ αρχήν, ως ενεργειακή κρίση ορίζουμε την ελλειμματικότητα της προσφοράς ενέργειας σε μια γεωγραφική περιοχή έτσι ώστε να μην ικανοποιείται πλήρως η ζήτηση, με επακόλουθο και την αύξηση των τιμών. Η ενεργειακή κρίση μπορεί να οφείλεται σε διαταραχή της προσφοράς (συνηθέστερο) ή/και σε αύξηση της ζήτησης. Οι πρώτες ενεργειακές κρίσεις σε παγκόσμιο γεωγραφικό εύρος ήταν οι πετρελαϊκές του 1973 και 1979, ως αποτέλεσμα γεωπολιτικών αιτιών που σχετίζονταν με τους τότε κυρίαρχους παραγωγούς πετρελαίου.
Στη συνέχεια, αναπτύχθηκε η παραγωγή πετρελαίου και από πολλές άλλες περιοχές του πλανήτη εκτός της Μέσης Ανατολής, δημιουργήθηκαν πλάνα διαφοροποίησης των πηγών ενέργειας όπως η παραγωγή/εισαγωγή φυσικού αερίου, οι πρώτες αναπτύξεις Α.Π.Ε. όπως οι ηλιακοί θερμοσίφωνες, προωθήθηκε η εκμετάλλευση εγχωρίων πρώτων υλών όπως στην Ελλάδα ο λιγνίτης, κλπ. Φαινόταν ότι η ασφάλεια ενεργειακής τροφοδοσίας είχε σε μεγάλο βαθμό επιτευχθεί, παρ’ότι υπήρχε πάντα ο κίνδυνος εξάντλησης των παγκοσμίων αποθεμάτων. Την εποχή εκείνη η ενέργεια ήταν αντικείμενο κρατικού σχεδιασμού και εκτέλεσης (οι επιχειρήσεις φυσικού αερίου (ΦΑ) και ηλεκτρικής ενέργειας (ΗΕ) ήταν κρατικές στην Ευρώπη) και οι όποιες αστοχίες ήταν αποτέλεσμα αστοχιών του κράτους.
Στη συνέχεια, σε μια προσπάθεια βελτίωσης της λειτουργίας της οικονομίας από τις αγκυλώσεις που είχαν δημιουργηθεί από τις δυσλειτουργίες του κράτους ως προμηθευτή αγαθών, άρχισαν από τη δεκαετία του 1990 οι απελευθερώσεις αγορών και οι ιδιωτικοποιήσεις κρατικών εταιρειών σε όλα τα κράτη με ελεύθερη οικονομία.
Τελευταίοι απελευθερώθηκαν οι τομείς των τηλεπικοινωνιών, της ηλεκτρικής ενέργειας και του φυσικού αερίου, λόγω των προφανών ερωτημάτων που τίθενται. Η απελευθέρωση επετεύχθη αφού δημιουργήθηκε ένα πολύπλοκο θεσμικό πλαίσιο που περιελάμβανε διαχωρισμό των δικτύων και ελεύθερη πρόσβαση τρίτων, ανεξάρτητες αρχές με αποφασιστικές αρμοδιότητες, διασυνοριακό εμπόριο, κλπ. Το σχετικό θεσμικό πλαίσιο δημιουργήθηκε σε επίπεδο Ευρωπαϊκής Ένωσης για να υπερπηδηθούν τα εμπόδια των επί μέρους εθνικών προτεραιοτήτων.
Στην περίπτωση του φυσικού αερίου, αποφασιστική ώθηση στη δημιουργία συνθηκών ελεύθερης αγοράς και ανταγωνισμού (gas to gas competition), έδωσε η ανάπτυξη της spot αγοράς του LNG και η κατασκευή πολλών σταθμών εισαγωγής LNG στην Ευρώπη από τις αρχές του 21ου αι. Ως φυσικό επακόλουθο, αναπτύχθηκαν οι σχετικοί κόμβοι διαπραγμάτευσης (Virtual Trading Points ή Gas Hubs), στους οποίους άρχισαν να διαπραγματεύονται και ποσότητες pipeline gas καθώς η spot αγορά επεκτεινόταν. Οι κόμβοι διαπραγμάτευσης στο ΦΑ είναι ανά ευρύτερη γεωγραφική περιοχή λόγω των ιδιαιτεροτήτων μεταφοράς του ΦΑ (σε αντίθεση με το πετρέλαιο). Π.χ. στην Ευρώπη, μεγάλες ποσότητες ΦΑ διακινούνται με αγωγούς σε αντίθεση με την Ασία.
Ο κόμβος διαπραγμάτευσης που κυριάρχησε στην Ευρώπη ήταν ο Ολλανδικός (Title Transfer Facility, TTF) λόγω του μεγάλου όγκου των συναλλαγών. Οι τιμές που διαμορφώνονταν στο χρηματιστήριο αυτό έγιναν στο τέλος σημείο αναφοράς όλων των συναλλαγών ΦΑ. Σε αυτό προσχώρησαν και τα μακροχρόνια συμβόλαια αερίου για να αντιμετωπίσουν τον ανταγωνισμό από τη spot αγορά, συνδέοντας σημαντικό ποσοστό των τιμών τους με τον δείκτη TTF.
Έτσι, έγινε και το φυσικό αέριο χρηματιστηριακό είδος, όπως το πετρέλαιο.
Τα χρηματιστήρια όμως έχουν ορισμένα ιδιαίτερα χαρακτηριστικά: (α) Οι τιμές που διαμορφώνονται είναι αυτές τις οποίες αποδέχονται οι συναλλασσόμενοι και δεν αντιπροσωπεύουν κατά κανόνα τα πραγματικά κόστη των αγαθών. Εκφράζουν μόνο την κατάσταση από πλευράς προσφοράς και ζήτησης. (β) Επηρεάζονται πολύ από την ψυχολογία.
Αρκεί μια δήλωση του Προέδρου Πούτιν για να ανέβουν ή κατέβουν οι τιμές στο TTF και (γ) Υπόκεινται σε στρατηγικές από πλευράς είτε των πωλητών (όπως στην περίπτωση των προμηθευτών ενέργειας) είτε των αγοραστών (όπως στην περίπτωση των επενδυτικών ταμείων). Η χειραγώγηση δε είναι πιο εύκολη σε «ρηχά» χρηματιστήρια, δηλ. με μικρό όγκο συναλλαγών. Δεν υπάρχουν ενδείξεις οτι κάτι τέτοιο συμβαίνει στο ΤΤF.
Η «μόλυνση» των τοπικών τιμών ΦΑ από το Ολλανδικό χρηματιστήριο ΦΑ (TTF)
Οι ανωτέρω εξελίξεις έχουν οδηγήσει τις τιμές του ΦΑ σε όλες τις Ευρωπαϊκές αγορές να ακολουθούν πλέον τις τιμές του Ολλανδικού χρηματιστηρίου ΦΑ (TTF) τη στιγμή της συναλλαγής, ανεξάρτητα από τις τιμές με τις οποίες έχει αποκτηθεί το ΦΑ: Οι τιμές στο Ιταλικό χρηματιστήριο ΦΑ PSV έχουν πρακτικά εξισωθεί με του Ολλανδικού TTF, μολονότι υπάρχουν 20 bcm υπόγειων αποθηκών στην Ιταλία. Με άλλα λόγια, οι προμηθευτές φυσικού αερίου πωλούν στο χρηματιστήριο το φυσικό αέριο στις τιμές του TTF ακόμα και αν το έχουν αποθηκεύσει πριν σε χαμηλότερες τιμές (αυτό βέβαια μπορεί να συμβεί και αντίστροφα).
Και στην Ελλάδα, οι προμηθευτές αερίου πωλούν με ρήτρα TTF στους καταναλωτές (συγκεκριμένα με αναφορά στο μέσο όρο των τιμών του προηγούμενου της τιμολόγησης μήνα του προθεσμιακού προϊόντος με παράδοση στο μήνα τιμολόγησης [Front Month Settlement Price] που εμπορεύεται στο TTF1), ανεξάρτητα από τα συμβόλαια προμήθειας που διαθέτουν. Μόνο η ΔΕΠΑ έδωσε έκπτωση της τάξης του 15% (είχε βέβαια τη δυνατότητα από τις μακροχρόνιες συμβάσεις της), αλλά προφανώς δε θα το έκανε αν δεν ήταν δημόσια εταιρεία.
Η αγορά φυσικού αερίου είναι πλέον υπερτοπική και κανένα έλεγχο δεν μπορεί να έχει επί αυτής ένα συγκεκριμένο κράτος. Έτσι, αν π.χ. υπάρξει μια αύξηση των τιμών στο Ολλανδικό Χρηματιστήριο ΦΑ λόγω διαταραχής των ποσοτήτων ρωσικού αερίου που διέρχονται από την Ουκρανία, η αύξηση αυτή θα μεταφερθεί και στην Ελλάδα μολονότι η τελευταία μπορεί να θιγεί λιγότερο αφού το ρωσικό αέριο που διοχετεύεται στην Ελλάδα παρακάμπτει από το 2020 την Ουκρανία και διέρχεται μόνο από Τουρκία και Βουλγαρία.
Είναι η λύση τα μακροχρόνια συμβόλαια προμήθειας φυσικού αερίου (δηλ. με διάρκεια άνω του έτους); Θα μπορούσε, αν τα μακροχρόνια συμβόλαια προσφέρονταν σε σταθερές τιμές. Όλοι όμως οι παραγωγοί προσφέρουν μακροχρόνια συμβόλαια με τιμές αναπροσαρμοζόμενες βάσει μιας φόρμουλας που περιλαμβάνει τις τιμές του TTF (όπως προελέχθη), τις τιμές του πετρελαίου και τον πληθωρισμό στις ΗΠΑ (όταν οι τιμές είναι σε δολάρια). Οι τιμές του πετρελαίου
υπόκεινται και αυτές σε διακύμανση, προβλέπεται μάλιστα να αυξηθούν κατά την πορεία της ενεργειακής μετάβασης λόγω μείωσης των επενδύσεων στην παραγωγή πετρελαίου. Έτσι, δεν μπορεί να υπάρξει πλήρης κάλυψη με τα μακροχρόνια συμβόλαια, αν και μπορεί να εξασφαλισθεί καλύτερη διασπορά του κινδύνου, εξομάλυνση των τιμών καθώς στα μακροχρόνια συμβόλαια η αναπροσαρμογή της τιμής γίνεται με αναφορά στη μέση τιμή του δείκτη σε ένα εύρος χρόνου, και προφανώς ασφάλεια τροφοδοσίας.
Καμία αγορά ΦΑ δεν μπορεί να θεωρηθεί ασφαλής από την άποψη του εφοδιασμού αν βασίζεται κατά 100% στη spot αγορά – πρέπει κατά τουλάχιστον 50% να καλύπτεται από εγχώρια παραγωγή ή μακροχρόνια συμβόλαια προμήθειας. Η τελευταία συνθήκη πληρούται για την Ελλάδα με τα συμβόλαια της ΔΕΠΑ. Αυτά τα μακροχρόνια συμβόλαια έσωσαν την Ελληνική αγορά από πολλές κρίσεις εφοδιασμού ΦΑ στο παρελθόν (π.χ. αρχές 2009, τέλος 2016/αρχές 2017, κλπ.). Οι μακροχρόνιες συμβάσεις με διαφοροποίηση των δεικτών αναφοράς θα ήταν καλή λύση για τη μείωση του κινδύνου και για μεγάλους καταναλωτές ΦΑ με σχετικά προβλέψιμες καταναλώσεις (π.χ. βιομηχανίες). Οι μικροί καταναλωτές όμως δεν μπορούν να συνάψουν τέτοια συμβόλαια και να καλυφθούν από τις διακυμάνσεις λόγω TTF.
Δεν ήταν όμως μόνο το φυσικό αέριο…
Η «μόλυνση» των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα από τις τιμές φυσικού αερίου του TTF
Εκτός από το φυσικό αέριο, χρηματιστηριακό είδος έγινε και η ηλεκτρική ενέργεια μετά την απελευθέρωση και της αγοράς αυτής. Η ηλεκτρική ενέργεια έχει όμως διατηρήσει τον τοπικό χαρακτήρα της λόγω της ιδιομορφίας της (δεν μπορεί να αποθηκευθεί, ούτε υπάρχουν επαρκή δίκτυα μεταφοράς σε μεγάλες αποστάσεις). Στην Ελλάδα σημείο διαπραγμάτευσης της ΗΕ είναι το Ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας (ΕΧΕ).
Η ηλεκτρική ενέργεια παράγεται με διαφόρους τρόπους: Η παραγωγή από Α.Π.Ε. (κατά βάση αιολικά, φωτοβολταϊκά και υδροηλεκτρικά) έχει απολύτως σταθερό και ελεγχόμενο κόστος παραγωγής, βασίζεται σε εγχώριους, καθαρούς και ανανεώσιμους πόρους (άνεμο, ήλιο και νερό) είναι δε και απόλυτα συμβατή με τον στόχο της αποανθρακοποίησης. Η παραγωγή από εγχώριους λιγνίτες έχει σταθερό κόστος πρώτης ύλης, επηρεάζεται όμως από τις διακυμάνσεις των τιμών CO2 που βαίνουν αυξανόμενες1, ενώ είναι και υπό διοικητική απόσυρση λόγω της ενεργειακής μετάβασης.
Η παραγωγή από φυσικό αέριο επιτρέπεται μεταβατικά στην πορεία της αποανθρακοποίησης και μάλιστα θα παίζει σημαντικό ρόλο στην κάλυψη της στοχαστικότητας των ΑΠΕ μέχρις ότου αναπτυχθούν επαρκώς άλλες μέθοδοι αποθήκευσης ενέργειας (μπαταρίες, αντλησιοταμιευτικά, ανανεώσιμα αέρια). Το κόστος ηλεκτροπαραγωγής από ΦΑ εξαρτάται κατά 70% περίπου από το κόστος του καυσίμου (φυσικό αέριο). Η συμμετοχή των μονάδων φυσικού αερίου στην αγορά ΗΕ στην Ελλάδα ήταν 38% το 2021. Ένα άλλο 37% καλύφθηκε από ΑΠΕ συμπεριλαμβανομένων υδροηλεκτρικών (το υπόλοιπο από λιγνίτες κατά 10% και εισαγωγές κατά 15%).
Παρά τη σύνθεση αυτή, όταν οι τιμές ΦΑ περίπου 5πλασιάσθηκαν στο TTF (από 20 €/MWh περίπου τη δεκαετία 2010-2020 στα 100 €/MWh περίπου στο τέλος του 2021 με προσωρινές αιχμές μέχρι τα 187 €/MWh), το ίδιο συνέβη και στις ημερήσιες τιμές ΗΕ που εκκαθαρίζονται στο Ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας: Τιμή Εκκαθάρισης Αγοράς (Market Clearing Price, MCP) της προ-ημερήσιας Αγοράς (Day Ahead Market, DAM)1: από 50-60 €/MWh στις αρχές 2021 στα 235-245 €/MWh στο τέλος του 2021 με προσωρινές αιχμές ακόμα ψηλότερα. Αντίστοιχα αυξήθηκαν και οι λογαριασμοί προσαυξήσεων.
Παρατηρείται λοιπόν οτι η ημερήσια διακύμανση των τιμών του TTF μεταφέρεται και στις τιμές εκκαθάρισης ηλεκτρικής ενέργειας του ελληνικού χρηματιστηρίου (day ahead market clearing prices) σαν να παραγόταν όλη η ΗΕ από μονάδες ΦΑ που αγοράζουν το ΦΑ στη spot αγορά. Έτσι, διαπιστώνεται ότι από τη λειτουργία του Ελληνικού Χρηματιστηρίου Ενέργειας, η τιμή εκκαθάρισης καταλήγει σε τιμή που δεν αντιπροσωπεύει το πραγματικό μίγμα ηλεκτροπαραγωγής.
Στη συνέχεια, επειδή η ανωτέρω χρηματιστηριακή τιμή ΗΕ χρησιμοποιείται ως ο δείκτης για την αναπροσαρμογή των τιμών πώλησης ΗΕ στους καταναλωτές που έχουν συμβόλαια με κυμαινόμενη τιμή, η αύξηση αυτή μεταφέρεται και στις τιμές καταναλωτού ηλεκτρικής ενέργειας. Δηλ. αντί του 40% (όση περίπου είναι η συμμετοχή του ΦΑ στην ηλεκτροπαραγωγή), οι τιμές ΗΕ «μολύνονται» κατά 100% από τις τιμές ΦΑ του TTF. Μόνο όσοι έχουν συμβόλαια αγοράς ΗΕ με σταθερή τιμή μπορούν να καλυφθούν από τις διακυμάνσεις του TTF.
Συνέπεια των ανωτέρω είναι, όταν οι τιμές ΦΑ εκτοξεύονται, να δημιουργούνται υπερκέρδη στους παραγωγούς που έχουν μονάδες με χαμηλότερο κόστος παραγωγής και πωλούν με βάση την τιμή του Χρηματιστηρίου Ενέργειας. Στην περίπτωση των μονάδων Α.Π.Ε. οι οποίες έχουν feed-in tariff ή feed-in premium, το υπερβάλλον όφελος μεταφέρεται τελικά στον ΕΛΑΠΕ δημιουργώντας έτσι τη βάση για τις επιδοτήσεις των καταναλωτών. Αυτό δεν ισχύει όμως όταν θα εισέλθουν στην παραγωγή μονάδες ΑΠΕ πλήρως εμπορικές, καθώς και στην περίπτωση άλλων μονάδων (π.χ. φυσικού αερίου ή μεγάλες υδροηλεκτρικές), όπου το υπερβάλλον όφελος παραμένει στους παραγωγούς.
Παρά το γεγονός ότι οι επιδοτήσεις των καταναλωτών από τα πλεονάσματα του ΕΛΑΠΕ ανακουφίζει σε ένα βαθμό τους τελευταίους, χωρίς να επιβαρύνει μάλιστα τους φορολογούμενους, είναι φανερό ότι εξηλεκτρισμός της οικονομίας δεν μπορεί να προχωρήσει με εξωπραγματικά υψηλές τιμές ΗΕ.
Που οφείλεται το φαινόμενο αυτό
Η τιμή εκκαθάρισης ΗΕ στο χρηματιστήριο περιλαμβάνει τις υψηλότερες τιμές κάθε ώρας (οριακές τιμές). Επομένως με πολύ μικρή ποσότητα συναλλαγών μπορεί να ωθείται η τιμή εκκαθάρισης στα ύψη. Και ένα μικρό ποσοστό ακριβής ΗΕ (από ΦΑ ή εισαγωγές) θα υπάρχει πάντα στο μίγμα, λόγω της στοχαστικότητας των ΑΠΕ και των αιχμών ζήτησης.
Είναι επίσης σαφές ότι στο χρηματιστήριο ΗΕ, η ισχύς βρίσκεται στα χέρια των παραγωγών-πωλητών (sellers’ market), οι οποίοι, όπως είναι φυσικό, επιδιώκουν τη μεγιστοποίηση των ωφελειών τους. Δεν υπάρχει ισορροπία δυνάμεων.
Τέλος, τα χρηματιστήρια ΗΕ είναι πάντα τοπικά. Τα τελευταία όμως θα είναι πάντα «ρηχά» και προβληματικά σε χώρες με μικρές αγορές όπως η Ελλάδα.
Τα ανωτέρω προβλήματα είναι συστημικά και όχι περιστασιακά, και πρέπει να μας προβληματίσουν αν το σημερινό μοντέλο της αγοράς ΗΕ είναι σωστό. Είναι χαρακτηριστικό ότι οι ίδιες υψηλές τιμές παρατηρούνται και στα γειτονικά χρηματιστήρια των Βαλκανικών κρατών και της Ιταλίας, με αποτέλεσμα και η εισαγόμενη ΗΕ να είναι εξ ίσου ακριβή. Η παρούσα ενεργειακή κρίση μπορεί να παρέλθει όταν οι γενεσιουργοί αιτίες εκλείψουν, αλλά τίποτα δεν αποκλείει την επανεμφάνιση των υψηλών τιμών ΗΕ κατά τη διάρκεια της ενεργειακής μετάβασης, λόγω της μεταβλητότητας των τιμών ΦΑ, παρά τη σταθερότητα κόστους των μονάδων Α.Π.Ε.
Άποψή μας είναι ότι η ΗΕ, ως αγαθό απαραίτητο (που θα γίνεται όλο και πιο απαραίτητο στην πορεία αποανθρακοποίησης), χωρίς υποκατάστατα και χωρίς δυνατότητα αποθήκευσης, δεν μπορεί να είναι πλήρως χρηματιστηριακό είδος όπως ο καφές, ο χάλυβας, κλπ. Διότι οι αγοραστές/καταναλωτές δεν μπορούν ούτε να αναβάλλουν την αγορά όταν οι τιμές είναι υψηλές, ούτε να αποθηκεύσουν την ΗΕ όταν οι τιμές είναι χαμηλές. Η δε μετακίνηση των υψηλών τιμών αμέσως και καθ’ολοκληρία στην λιανική κατανάλωση, δεν παρέχει κίνητρο συγκράτησης των τιμών στη χονδρεμπορική αγορά.
Τα χρηματιστήρια έχουν καθιερωθεί ως ο τυπικός τρόπος καθορισμού των τιμών σε μια ελεύθερη αγορά επειδή τα οφέλη υπερβαίνουν κατά κανόνα τα προβλήματα από τη λειτουργία τους (που πάντα υπάρχουν, ιδίως σε μικρές αγορές). Ο κανόνας όμως αυτός δεν φαίνεται να ισχύει στην περίπτωση της ηλεκτρικής ενέργειας.
Διαπιστώνεται ότι τα προβλήματα, δυστυχώς, υπερισχύουν των ωφελειών, αφού φαίνεται να οδηγούμαστε σε ενδημικά υψηλές τιμές ΗΕ λόγω της αναμενόμενης αύξησης της τιμής των ορυκτών καυσίμων και των συστημικών προβλημάτων των χρηματιστηρίων ηλεκτρικής ενέργειας που προαναφέρθηκαν.
Όμως, οι επιπτώσεις των (αδικαιολόγητα) υψηλών τιμών ΗΕ, διαχέονται σε όλη την οικονομία και επηρεάζουν την ανταγωνιστικότητά της, όπως και την ποιότητα ζωής των πολιτών, παράγουν πληθωρισμό και ύφεση, ενώ θα αποτελέσουν σίγουρα και deal killer για την αποανθρακοποίηση. Το θέμα είναι πολύ σοβαρό για να αφεθεί σε αδράνεια...
Τι μπορεί να γίνει
Πως μπορούν να καλυφθούν οι καταναλωτές στο ανωτέρω πλαίσιο;
Θεωρώντας ότι μια ριζική αλλαγή του σημερινού μοντέλου, όπως έχει θεσμοθετηθεί σε επίπεδο Ε.Ε., θα πάρει χρόνο να πραγματοποιηθεί (πρώτα πρέπει γίνουν κατανοητά από την πλειονότητα των κρατών-μελών τα προβλήματά του), παραθέτουμε κατωτέρω ορισμένες σκέψεις βελτίωσης, πολλές από τις οποίες άλλωστε έχουν διατυπωθεί και από άλλους αναλυτές.
Πρώτο μέτρο είναι οι μεγάλοι καταναλωτές να προχωρήσουν σε διμερή συμβόλαια με παραγωγούς/προμηθευτές που έχουν σημαντική παραγωγή από μονάδες σταθερού κόστους (π.χ. Α.Π.Ε.), τα οποία να μη μπορούν να αρνηθούν χωρίς εύλογη αιτία οι παραγωγοί/πωλητές. Εναλλακτικά, μπορούν να καλυφθούν χρησιμοποιώντας την προθεσμιακή αγορά ΗΕ (όχι χωρίς ρίσκο βέβαια), εφ’όσον όμως η τελευταία λειτουργήσει χωρίς προβλήματα (πράγμα καθόλου σίγουρο για τους ίδιους συστημικούς λόγους της προ-ημερήσιας αγοράς).
Οι μικροί/μεσαίοι καταναλωτές μπορούν να αυξήσουν τη διαπραγματευτική τους δύναμη με την οργάνωσή τους σε Ενεργειακές Κοινότητες, οι οποίες να προχωρήσουν επίσης σε διμερή συμβόλαια. Οι Ενεργειακές Κοινότητες είναι σημαντικό εργαλείο, αλλά αποτελούν πρόκληση για την Ελλάδα που δεν έχει καλή παράδοση σε συλλογικές πρωτοβουλίες.
Επίσης, η σύστασή τους απαιτεί χρόνο και επομένως δεν δίνει άμεση λύση. Εναλλακτικά, οι μικροί καταναλωτές μπορούν να επιλέγουν σταθερά τιμολόγια ΗΕ, με αντίστοιχη δέσμευση βέβαια ως προς τη διάρκεια του συμβολαίου (και αντίστοιχο ρίσκο). Στο σημείο αυτό, πρέπει να σημειωθεί ότι θα ήταν χρήσιμη η ρύθμιση υποχρεωτικότητας παροχής επιλογής σταθερών τιμολογίων (ή τιμολογίων με ένα ποσοστό σταθερότητας) στους μικρούς (και επομένως πλέον ευάλωτους από διαπραγματευτικής άποψης) καταναλωτές.
Η θεσμοθετημένη διάθεση της ΗΕ που παράγεται από Α.Π.Ε. με διμερή συμβόλαια (δηλ. εκτός του χρηματιστηρίου), η οποία εφαρμόζεται ευρέως σε άλλες
Ευρωπαϊκές χώρες με συμφωνίες πωλητών-αγοραστών, είναι και η βάση της «γαλλικής πρότασης», την οποία (ορθώς) υποστηρίζει και η Ελλάδα.
Δεύτερο μέτρο είναι η προτυποποίηση των τιμολογίων και η διαφάνεια στον υπολογισμό των χρεώσεων, καθώς και η ενδελεχής ενημέρωση των καταναλωτών για τις διαθέσιμες επιλογές, έργο στο οποίο εργάζεται ήδη η ΡΑΕ. Αυτό θα καταστήσει τους καταναλωτές πιο ενεργούς και προσεκτικούς στις επιλογές τους, επομένως θα ωφελήσει τον ανταγωνισμό.
Συγχρόνως, η βελτίωση λειτουργίας μετά από σχετική ανάλυση, και ο αυστηρός έλεγχος του Ελληνικού Χρηματιστηρίου Ενέργειας είναι σε κάθε περίπτωση απαραίτητος για την αποφυγή καταχρηστικών συμπεριφορών από ισχυρούς παίκτες, οι οποίες άλλωστε ελλοχεύουν σε κάθε Χρηματιστήριο. Η δυσκολία απόδειξης τέτοιων πράξεων είναι γνωστή - όταν όμως αποδεικνύονται, πρέπει το κόστος να υπερβαίνει το όφελος για τους πρωταγωνιστές.
Άλλος τρόπος είναι οι καταναλωτές να γίνουν και παραγωγοί της ενέργειάς τους. Πιο εύκολα οι μεγάλοι, αλλά και οι μικροί μέσω των Ενεργειακών Κοινοτήτων ή μέσω των φωτοβολταϊκών στέγης, με τη μέθοδο του ενεργειακού συμψηφισμού (net metering). Αυτή είναι άλλωστε και η γοητεία των φωτοβολταϊκών: μπορεί να κάνει κάθε νοικοκυριό να παράγει τη δική του ενέργεια (έστω μερικώς), ενώ η Ελλάδα λόγω του κλίματός της, προσφέρεται ιδιαίτερα για την εφαρμογή αυτή.
Στα μέσα 2021 η εγκατεστημένη ισχύς των φ/β στέγης ήταν το 9,9 % μόνο του συνόλου των φ/β. Υπάρχουν σίγουρα μεγάλα περιθώρια αύξησης στον τομέα αυτόν με την υιοθέτηση κατάλληλων μέτρων από την Πολιτεία (π.χ. με φορολογικά κίνητρα ή διοικητικά μέτρα, όπως με τους ηλιακούς θερμοσίφωνες). Ο στόχος τα φωτοβολταϊκά στέγης να αποτελούν το 50% του συνόλου των φ/β δεν είναι ανέφικτος. Επί πλέον, τα φ/β στέγης δεν έρχονται σε σύγκρουση με άλλες χρήσεις γης (π.χ. αγροτική). Το ΥΠΕΝ φαίνεται να κινείται ήδη προς την κατεύθυνση αυτή.
Γενικά, η επέκταση της παραγωγής, και ιδίως της ιδιοπαραγωγής, από Α.Π.Ε., είναι μια από τις πιο ριζικές λύσεις για τη δημιουργία συνθηκών σταθερότητας στις τιμές ΗΕ. Τα θεσμικά μέτρα και κίνητρα είναι εύκολο να διαμορφωθούν. Το δυσκολότερο εμπόδιο στην επέκταση των Α.Π.Ε. φαίνεται οτι είναι η έλλειψη ηλεκτρικού χώρου στα δίκτυα διανομής ΗΕ.
Τα δίκτυα μεταφοράς και διανομής ΗΕ έχουν σχεδιασθεί για συγκεντρωτική παραγωγή σε μεγάλες εγκαταστάσεις, όπως απαιτούσαν τα ορυκτά καύσιμα για οικονομικούς και περιβαλλοντικούς λόγους, και όχι για παραγωγή σε αποκεντρωμένες μικρές εγκαταστάσεις. Απαιτείται ανασχεδιασμός και ενίσχυση των δικτύων με ταχείες διαδικασίες, δεδομένου ότι αυτό είναι απαραίτητο όχι μόνο για να επιτευχθούν οι στόχοι της ενεργειακής μετάβασης, αλλά και για να πραγματοποιηθεί αυτή όσο πιο ανώδυνα γίνεται για τους πολίτες της Ελλάδος.
Και μια τελευταία σημείωση: Καλό είναι η ενεργειακή μετάβαση να συνοδευθεί από δημιουργία ελληνικής τεχνογνωσίας και παραγωγής των φωτοβολταϊκών συστημάτων, όπως έγινε με επιτυχία με τους ηλιακούς θερμοσίφωνες. Η χώρα του ήλιου πρέπει να χρησιμοποιήσει σωστά το θείο δώρο της….
*Ο Δημήτρης Καρδοματέας είναι Ενεργειακός Σύμβουλος, τ. Γενικός Δ/ντής Στρατηγικής & Ανάπτυξης του ΔΕΣΦΑ
