2.1 The Greek model:
Τυχοδιωκτισμός, κερδοσκοπία και απουσία Ενεργειακού Σχεδιασμού
Η
απορρύθμιση της Ελληνικής αγοράς ηλεκτρισμού την περίοδο 2001 – 2012
και η μαζική είσοδος επενδυτών άλλαξε ριζικά το ηλεκτρικό ενεργειακό
ισοζύγιο της χώρας.
Η εγκατεστημένη ισχύς των μονάδων ηλεκτροπαραγωγής
στο διασυνδεδεμένο σύστημα (πλην νησιών) για το 2012 δίνεται στον Πίνακα
2 , ενώ το Διάγραμμα 2 δίνει μια σύγκριση του ενεργειακού μίγματος (σε
ποσοστό %) που χρησιμοποιήθηκε για ηλεκτροπαραγωγή για τα έτη 2004 και
2012.
Πίνακας
2:
Εγκατεστημένη Ισχύς μονάδων (MW) ηλεκτροπαραγωγής (ΔΕΗ + ιδιώτες)
στο Ελληνικό Σύστημα (Πηγή: ΛΑΓΗΕ, Συνοπτικό Πληροφοριακό Δελτίο
Δεκέμβριος 2012)
Καύσιμο
|
Εγκατεστημένη
Ισχύς (MW)
|
%
|
Λιγνίτης (100% ΔΕΗ)
|
4.456
|
28,43%
|
Φυσικό Αέριο (35% ΔΕΗ, 65% ιδιώτες)
|
4.486
|
28,62%
|
Πετρέλαιο (100% ΔΕΗ)
|
698
|
4,45%
|
Μεγάλα Υδροηλεκτρικά (100% ΔΕΗ)
|
3.018
|
19,25%
|
ΑΠΕ (~100% ιδιώτες)
|
3.018
|
19,25%
|
ΣΥΝΟΛΟ
|
15.676
|
100,00%
|
Σε
ότι αφορά τις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής του Πίνακα 2, το σύνολο των
λιγνιτικών και υδροηλεκτρικών σταθμών ανήκει ακόμα στη ΔΕΗ Α.Ε.
Σε
μεγάλες κοινοπραξίες Ελληνικών και πολυεθνικών επιχειρηματικών ομίλων
ανήκει το σύνολο σχεδόν των σταθμών ΑΠΕ .
(ΓEK ΤΕΡΝΑ Α.Ε. – Gaz De France Suez, Ρόκας – Ibedrola, Όμιλος ΕΛ.ΠΕ. – EDISONItaly) και περισσότερο από το 50% της εγκατεστημένης ισχύος σταθμών ΦΑ,
(ΓEK ΤΕΡΝΑ Α.Ε., ΑΚΤΩΡ – Μπόμπολας, Όμιλος ΕΛ.ΠΕ. – EDISONItaly, ΕΝΕL Ιταλία – Κοπελούζος, Μυτιληναιος , EdF France κλπ ).
Το
ΦΑ που εισάγεται στην Ελλάδα, έχει την υψηλότερη τιμή σε όλη την ΕΕ και
μια από τις υψηλότερες τιμές σε όλο τον κόσμο, παράμετρος που από την
πρώτη στιγμή έκανε προβληματική τη βιωσιμότητά τους.
(13,27 €/GJ σε
σύγκριση με τα 10,55 €/GJ που είναι ο μέσος όρος της ευρωζώνης).
Συγκρίνοντας
τον Πίνακα 2 (ισχύς) και το Διάγραμμα 1 (ενέργεια), διαπιστώνεται μια
δραστική μείωση της λιγνιτικής παραγωγής προς όφελος της
ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ και ΦΑ για την περίοδο 2004-2012.
Εντούτοις,
παρά την αύξηση της ισχύος μονάδων ΦΑ (29% του συνόλου το 2012), η
συνεισφορά του ΦΑ στην παραχθείσα ενέργεια είναι μόλις 27%.
Οι
λιγνιτικές μονάδες (28% της συνολικής ισχύος) παράγουν το 52% της
ενέργειας.
Αυτό οφείλεται στο πολύ υψηλό κόστος λειτουργίας των μονάδων
ΦΑ (~100€/MWh) σε σχέση με τις λιγνιτικές μονάδες (40-50€/MWh).
Οι ΑΠΕ
αν και αποτελούν το 20% της εγκατεστημένης ισχύος της χώρας, παράγουν
μόλις το 10% της ενέργειας που καταναλώνεται.
Αυτό οφείλεται στο χαμηλό
βαθμό αξιοπιστίας των ΑΠΕ, λόγω του στοχαστικού χαρακτήρα του ήλιου και
του ανέμου.
Tο
Μάρτιο του 2013, η συνολική ισχύς ΑΠΕ σε λειτουργία (με συμβόλαιο
αγοραπωλησίας) ήταν 3.463 MW, υπό σύνδεση (με συμβόλαιο αγοραπωλησίας)
ήταν άλλα 2.282 MW ενώ η συνολική ισχύς ΑΠΕ (εγκαταστάσεις σε
λειτουργία, υπό σύνδεση και σε πρώιμο στάδιο) φτάνει τα 32.527 MW!
Το νούμερο αυτό είναι εξωπραγματικό για τις ανάγκες της χώρας και φανερώνει τoν πρόχειρο και τυχοδιωκτικό χαρακτήρα της αγοράς – φούσκας που έχει δημιουργηθεί.
Διάγραμμα
2:
Ανάλυση του ενεργειακού μίγματος (%) ανά κατηγορία καυσίμου που
χρησιμοποιήθηκε για παραγωγή ΗΕ τα έτη 2004 και 2012.
(Πηγή: ΑΔΜΗΕ Α.Ε. Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς, 2014-2023)
Τη
ίδια στιγμή, ενώ το ενεργειακό ισοζύγιο της χώρας άλλαζε ριζικά και η
εγκατεστημένη ισχύς παραγωγής αυξήθηκε, η οικονομική ύφεση μείωσε τη
συνολική ζήτηση. Στο Διάγραμμα 3 (συνεχής γραμμή) αποτυπώνεται η ζήτηση
ΗΕ σε TWh στην Ελλάδα τα τελευταία χρόνια.
Είναι σαφής μια απότομη πτώση
από το 2008 και μετά.
Για το 2012 καταγράφεται μια ζήτηση της τάξεως
των 54 TWh, με πτώση της τάξεως του 8% σε σχέση με τις περίπου 58,5 TWh
του 2008, που δείχνει το βάθος της ύφεσης στον πρωτογενή και δευτερογενή
τομέα (παραγωγικό κεφάλαιο ή “πραγματική” οικονομία).
Η τάση αυτή
συνεχίζει να είναι πτωτική και για το 2013. Για τα έτη 2012 και 2013, η
πραγματική αιχμή του συστήματος δεν ξεπέρασε τα 9.500 MW, σε σύγκριση με
τα 15.700 MW της διαθέσιμης εγκατεστημένης ισχύος.
Διάγραμμα
3:
Μεταβολή ζήτησης ΗΕ στην Ελλάδα και αιχμής φορτίου 2000 – 2012.
(Πηγή: ΑΔΜΗΕ: Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης Συστήματος Μεταφοράς
2014-2023, διαθέσιμο στο διαδίκτυο)
Σύμφωνα
με στοιχεία του ΥΠΕΚΑ (“Εθνικός Ενεργειακός Σχεδιασμός – Οδικός Χάρτης
για το 2050”, Μάρτιος 2012) o “εκσυγχρονισμός” του ενεργειακού μείγματος
με την κατασκευή νέων σταθμών ΦΑ και την εισαγωγή των ΑΠΕ κόστισε πάνω
από €15 δις μέσα σε 10 χρόνια.
Τα επιτόκια δανεισμού των
επενδύσεων αυτών κυμαίνονταν από 8-11% (οι επενδύσεις σε ενεργειακά έργα
θεωρούνται ιδιαίτερα επισφαλείς) με ρήτρες απόσβεσης εντός δεκαετίας.
Οι επισφάλειες αυτές, καλύφθηκαν από την κατακόρυφη αύξηση της τιμής της
ΗΕ .
Και, όπως θα φανεί στη συνέχεια, από το δανεισμό της κρατικά
ελεγχόμενης ΔΕΗ Α.Ε.
Συνοπτικά, με το ελληνικό μοντέλο απορρύθμισης της αγοράς:
-
Η
ενεργειακή εξάρτηση της χώρας αυξήθηκε είτε άμεσα (χρήση ΦΑ) είτε
έμμεσα (σχεδόν αποκλειστικά εισαγόμενος εξοπλισμός ΑΠΕ υψηλής
τεχνολογίας, με μηδαμινή μεταφορά τεχνογνωσίας και δημιουργία ελάχιστων
σταθερών θέσεων εργασίας).
-
Προκάλεσε
μια υδροκέφαλη αγορά ΗΕ με υπερβάλλουσα εγκατεστημένη ισχύ και
ταυτόχρονη σταθερή μείωση της ζήτησης και των ετήσιων πωλήσεων.
-
Κόστισε περίπου €15 δις με υψηλά επιτόκια δανεισμού, ο οποίος πρέπει να αποσβεστεί.
-
Επέβαλε τη λειτουργία μονάδων ΦΑ με εισαγόμενο ενεργειακό καύσιμο και υψηλό λειτουργικό κόστος.
-
Ο όποιος ενεργειακός σχεδιασμός αποδείχτηκε λανθασμένος και εξωπραγματικός για τα δεδομένα της χώρας.
2.2 Ελεύθερη Αγορά με την εγγύηση του κράτους
Μια
παράμετρος που δεν έχει αναλυθεί, είναι τα έμμεσα κόστη που δημιουργεί η
λειτουργία της αγοράς, πέρα από το κόστος του εξοπλισμού και εισαγωγής
του καυσίμου.
Κόστη που σε μεγάλο βαθμό θα ήταν ανύπαρκτα σε συνθήκες φυσικού μονοπωλίου.