Έκπτωτη εμφανίζεται η παραγωγή φυσικού αερίου στο
10μηνο του έτους, εξέλιξη που αποδίδεται στη σύνθεση δύο παραγόντων. Στην
επιβολή ρυθμιστικών παρεμβάσεων(κατάργηση του
margin 10%, του κανόνα 30% και του
cost
recovery) σε συνδυασμό με το
γεγονός ότι η τιμή του φυσικού αερίου είναι συνδεδεμένη με τα προϊόντα
πετρελαίου. Ωστόσο, η εξοικονόμηση του μεταβλητού κόστους για το Σύστημα από
την κατάργηση των παραπάνω μηχανισμών, που υπολογίσθηκε από τη ΡΑΕ στα 210
εκατ. ευρώ στο διάστημα Αύγουστος 2013-Αύγουστος 2014, σημαίνει πρακτικά ότι οι
μονάδες φυσικού αερίου, κυρίως των ανεξάρτητων παραγωγών, θα κληθούν να
πληρώσουν σχεδόν ισόποσα ρήτρες
take
or
pay
και το ίδιο θα συμβεί με τη ΔΕΠΑ.
«Δεν εξοικονομείς, τελικά κάποιος πληρώνει», είπε χαρακτηριστικά
στο
energia.
gr παράγοντας της αγοράς. Ο ίδιος
εξέφρασε την άποψη ότι το πρόβλημα με τις ρήτρες
take
or
pay θα γίνει εμφανές στα τέλη του έτους, πιέζοντας όχι μόνον τη ΔΕΠΑ
απέναντι στις υποχρεώσεις της στην
Gazprom, αλλά και των παραγωγών φυσικού αερίου απέναντι στη
ΔΕΠΑ.
Σύμφωνα με τα στοιχεία του ΛΑΓΗΕ για τις συναλλαγές
του ΗΕΠ τον Οκτώβριο, η καθαρή παραγωγή φυσικού αερίου είναι μειωμένη κατά 60%,
αρνητικό πρόσημο στην ποσοστιαία μεταβολή του εμφανίζει, επίσης, η λιγνιτική
παραγωγή (5,30%), ενώ, αντίθετα, οι ΑΠΕ είναι αυξημένες κατά 18,43% και τα νερά
κατά 24%. Στο 10μηνο του έτους η παραγωγή φυσικού αερίου φθάνει στο 50%,
μειωμένη είναι και των νερών, κατά 48,28%, ενώ εμφανίζεται αυξημένη η παραγωγή
του λιγνίτη κατά 5,82% και σταθερά των ΑΠΕ κατά 1,03%. Η συνολική καθαρή
παραγωγή, τόσο τον Οκτώβριο, όσο και στο 10μηνο εμφανίζει πτώση κατά 14%,
εξέλιξη που συσχετίζεται με τη μείωση της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, η
οποία, όμως, στο 10μηνο εμφανίζεται σχεδόν στα ίδια επίπεδα (0,75%). Παρατηρείται,
συνεπώς, μια σημαντική συρρίκνωση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, η οποία
δεν ακολουθεί απαραίτητα την εξέλιξη της ζήτησης.
Στο πρώτο 6μηνο του 2014 η τιμή του φυσικού αερίου
ήταν πολύ υψηλή, καθώς συνδέεται άμεσα με το πετρέλαιο. Η εικόνα αυτή αρχίζει
και διαφοροποιείται στο δεύτερο εξάμηνο, καθώς από τον Ιούνιο και μετά οι τιμές
του
Brent
ακολουθούν
καθοδική πορεία. Ωστόσο, η κατάργηση των μηχανισμών του 10%, του κανόνα 30% και
του
cost
recovery
καθιστούν αντιοικονομική τη χρήση φυσικού αερίου στο Σύστημα. Δεδομένου ότι οι
μονάδες αυτές πρέπει να κάνουν πλέον προσφορές στο ελάχιστο μεταβλητό κόστος
και όχι πλέον στο τεχνικό ελάχιστο, η υψηλή τιμή του αερίου (ελέω πετρελαίου)
δεν επιτρέπει την εισαγωγή τους στο Σύστημα, με συνέπεια να μένουν εκτός οι
περισσότερες από αυτές και να χρησιμοποιούνται πρώτα οι λιγνιτικές μονάδες,
εικόνα που έγινε αισθητή κυρίως στο πρώτο εξάμηνο. Όπως εξήγησε παράγοντας της
αγοράς, με μειωμένη ζήτηση ηλεκτρισμού φαίνεται να επαρκούν οι τελευταίες για
τις ανάγκες του Συστήματος. Αν συνυπολογισθεί και η αυξημένη παραγωγή των ΑΠΕ
ως τώρα δίδεται όλη η εικόνα της ηλεκτρικής αγοράς μέχρι στιγμής τουλάχιστον.
Και βέβαια το ζητούμενο δεν είναι μόνον η κάλυψη των
αναγκών της εγχώριας ζήτησης, όπως σημείωναν παράγοντες της αγοράς. Αλλά οι
υποχρεώσεις της χώρας για την απορρόφηση των συμβατικών ποσοτήτων φυσικού
αερίου. Οι μονάδες φυσικού αερίου της ΔΕΗ, σύμφωνα με τις υπάρχουσες
πληροφορίες, λειτουργούν οριακά, με διπλή στόχευση. Και για να αποφύγει η
Επιχείρηση να βρεθεί αντιμέτωπη με ρήτρες
take
or
pay, αλλά και για να ενισχύσει την
κατανάλωση της ΔΕΠΑ, προκειμένου η τελευταία να διατηρήσει σε ένα ανεκτό, όσο
γίνεται, επίπεδο τη ζήτηση αερίου. Ωστόσο, η μείωση των πωλήσεων της ΔΕΠΑ σε
φυσικό αέριο παραμένει σημαντική και υπολογιζόταν ως τον Αύγουστο σε ποσοστό
20%. Σε ένα μήνα θα φανεί πώς θα γίνει η διαχείριση του υπαρκτού, πλέον,
προβλήματος της πληρωμής ρήτρας
take
or
pay.