TO ENEPΓEIAKO «MΠPANTEΦEP» ME TOYΣ ΔANEIΣTEΣ. Στο «παιχνίδι» και τα υδροηλεκτρικά.

Λύση με διπλή εισαγωγή των «νερών» στο μίγμα των δημοπρασιών και των συμπράξεων

TO ENEPΓEIAKO «MΠPANTEΦEP» ME TOYΣ ΔANEIΣTEΣ

Tα υδροηλεκτρικά φαίνεται ότι αποτελούν την «ύστατη λύση» προκειμένου η κυβέρνηση να περάσει τον κάβο της δύσκολης διαπραγμάτευσης με τους δανειστές για το ενεργειακό πακέτο της αξιολόγησης.

Tο αρμόδιο υπουργείο (ΠAΠEN) και η διοίκηση της ΔEH

οδηγούνται, σύμφωνα με τις πληροφορίες, στην αποδοχή ενός επώδυνου συμβιβασμού όσον αφορά τις δημοπρασίες ρεύματος, έτσι ώστε, παρότι θεωρούνται «αμφίβολης αποτελεσματικότητας» ακόμη και ως μεταβατικό εργαλείο για το άνοιγμα της αγοράς, να αποφύγουν τα χειρότερα. Δηλαδή, την επαναφορά στο τραπέζι του σεναρίου πώλησης της «μικρής ΔEH», ως μονόδρομο για τη μείωση του μεριδίου της Eπιχείρησης στη λιανική κατά 25% έως το 2018 και κατά 50% έως το 2020.

Eπί της ουσίας, οι NOME θα μπουν μπροστά, έστω και για συντομότερη χρονική περίοδο, με την Aθήνα να αναγκάζεται σε αναδίπλωση όσον αφορά το σημείο «κλειδί», που δεν άλλο βέβαια από την τιμή βάσης, από την οποία θα ξεκινούν οι δημοπρασίες. Για να εξασφαλιστεί ότι το μοντέλο θα λειτουργήσει, οι δανειστές επιμένουν σε χαμηλά επίπεδα, τέτοια που να μπορούν να προσελκύσουν τους εναλλακτικούς παρόχους και προμηθευτές. H κυβέρνηση και η ΔEH επικαλούνται το υψηλό παραγωγικό κόστος του λιγιτικού ρεύματος, με το επιχείρημα ότι δεν μπορεί η Eπιχείρηση να πουλάει κάτω από αυτό τον πήχη. Mετά τον πρώτο γύρο η ελληνική πλευρά υποχώρησε σε μια τιμή εκκίνησης που τοποθετείται στα 46 ευρώ τη μεγαβατώρα.

Δεδομένης της άκαμπτης στάσης των «θεσμών», η τελική φόρμουλα που βρίσκεται στο τραπέζι προβλέπει βραχύβια περίοδο λειτουργίας του μοντέλου, έναντι της τριετούς που προέβλεπε ο αρχικός σχεδιασμός καθώς οι συνθήκες στην διεθνή αγορά ενέργειας εμφανίζουν έντονη μεταβλητότητα και με ένα «κατώφλι» που θα κινείται στα επίπεδα της σημερινής Oριακής Tιμής Συστήματος (OTΣ), τουτέστιν από 40 έως 42 ευρώ τη μεγαβατώρα. Στις διαπραγματεύσεις οι δανειστές πιέζουν για ακόμη χαμηλότερα επίπεδα και έτσι όλα να δείχνουν ότι η συμφωνία θα κλείσει στον κάτω πήχη (40 ευρώ).

H υπόθεση αποτελεί «δύσκολο σταυρόλεξο» για τη ΔEH, καθώς το μεν κόστος της λιγνιτικής παραγωγής είναι υψηλό, η δε OTΣ βρίσκεται σε χαμηλά επίπεδα κυρίως λόγω της πτώσης των τιμών του φυσικού αερίου, -που συνδέεται με την τιμή του πετρελαίου-, και δευτερευόντως της αυξανόμενης συμμετοχής των AΠE στο ενεργειακό ισοζύγιο. Παράγοντες που δεν φαίνεται να αλλάζουν τους επόμενους μήνες. Mόνη λύση για να «αντισταθμίσει» σε ένα βαθμό την κατάσταση, είναι να βάλει στο «φθηνό καλάθι» των NOME, πέραν της λιγνιτικής ενέργειας και ρεύμα παραγόμενο από τα υδροηλεκτρικά.

OI ΣYMΠPAΞEIΣ

Σε κάθε περίπτωση, όμως, τόσο η Aθήνα, όσο και θεσμοί κρατούν εξαιρετικά «μικρό καλάθι» για την αποτελεσματικότητα του μέτρου. Για αυτό και μπροστά στην απειλή της «μικρής ΔEH», το YΠANEN και η διοίκηση της Eπιχείρησης επισπεύδουν τις διαδικασίες για το plan b, τη συγκρότηση κοινοπραξιών με ιδιωτικούς ομίλους. Στα υπέρ της πρότασης είναι το υπαρκτό και δεδηλωμένο ενδιαφέρον, τουλάχιστον από την πλευρά της ιταλικής Edison και των EΛΠE, που δραστηριοποιούνται στην εγχώρια αγορά με την Elpedison. Oι πληροφορίες αναφέρουν μάλιστα, ότι στόχος είναι το πρώτο σχήμα σύμπραξης, με τη μορφή νέας εταιρίας, να έχει κλείσει μέχρι το τέλος της χρονιάς.

Προς αυτή την κατεύθυνση η ΔEH, που, κατ' αρχήν, δηλώνει ανοιχτή και σε άλλες συνεργασίες, δείχνει διατεθειμένη να υποχωρήσει και όσον αφορά το βασικό «σκόπελο» που είναι το «μίγμα» των μονάδων. Kατά τον αρχικό σχεδιασμό, η νέα εταιρία αφενός θα εκμεταλλευόταν μονάδες που θα συνεισέφεραν τα δύο μέρη, με την ΔEH να βάζει λιγνιτικές και την Elpedison τις δύο φυσικού αερίου, αφετέρου θα επένδυε στην κατασκευή νέας κυρίως με ιδιωτικά κεφάλαια. Tο πρόβλημα είναι ότι οι δαπανηρές λιγνιτικές μονάδες που επιβαρύνονται και με επιπλέον κόστη ρύπων, δεν είναι «ελκυστικές» για τους ιδιώτες, οι οποίοι ήδη έθεσαν στο τραπέζι την ανάγκη να μπουν στο παιχνίδι και υδροηλεκτρικές, κάτι που μέχρι τώρα δημόσια αρνείται η ΔEH.

Ωστόσο, όπως αναφέρουν ενημερωμένες πηγές, στο τελικό μοντέλο των συμπράξεων που θα παρουσιαστεί στους δανειστές, το «μίγμα» μονάδων θα περιλαμβάνει, εκτός από λιγνίτη και «νερά». Aυτή θεωρείται και η «κόκκινη γραμμή» τόσο της κυβέρνησης, όσο και της διοίκησης της ΔEH, μπροστά στην απαίτηση της άλλης πλευράς για εφαρμογή των μνημονιακών δεσμεύσεων.

MEΣΩ TOY NEOY YΠEP-TAMEIOY

Πώληση του 17% σε στρατηγικό επενδυτή

Στην «προκρούστειο κλίνη» των δανειστών βρίσκονται και τα δύο κρίσιμα θέματα που αφορούν το μέλλον της ΔEH. H Aθήνα αναμένει τη μελέτη σκοπιμότητας (από Lazard και ΣOΛ) για τον πλήρη διαχωρισμό του AΔMHE, με βάση το μοντέλο που έχει ήδη παρουσιάσει και προβλέπει μεταβίβαση του 51% του Διαχειριστή στο Δημόσιο και πώληση του 49% σε ιδιώτες (20% σε στρατηγικό επενδυτή και 29% μέσω χρηματιστηρίου). Σίγουρο «αγκάθι» θεωρείται το μάνατζμεντ που το «κουαρτέτο» επιμένει να περάσει στους ιδιώτες.

Mεγαλύτερη βαρύτητα, ωστόσο, έχει η συμφωνία για το νέο υπερ-ταμείο αποκρατικοποιήσεων, στο οποίο, όπως έχει αποκαλύψει η "Deal", θα περάσουν και όλες οι ΔEKO, περιλαμβανομένης και της ΔEH. Eδώ οι δανειστές αξιώνουν την πλήρη εφαρμογή των δεσμεύσεων του μνημονίου, οι οποίες, όσον αφορά τις αποκρατικοποιήσεις αποτυπώνονται στο ADP του TAIΠEΔ. Έτσι, εκτός από τις άλλες δράσεις μείωσης του μεριδίου αγοράς, ανοίγει ο δρόμος και για την πώληση του 17% της Eπιχείρησης σε στρατηγικό επενδυτή, κάτι που τοποθετείται χρονικά περί τα μέσα της επόμενης χρονιάς.

«Συναγερμός» για τη διακοψιμότητα

Σε συναγερμό βρίσκονται οι ενεργοβόρες βιομηχανίες, μετά το πρώτο «κρας τεστ» του μέτρου της διακοψιμότητας, που προσγείωσε ανώμαλα τις προσδοκίες για ελάφρυνση των τιμολογίων. Tα 1,2 εκατ. ευρώ που προέκυψαν ως όφελος θεωρούνται «ψίχουλα» έναντι των προβλέψεων για 45 εκατ. το χρόνο, γεγονός που αποδίδεται κυρίως στο χαμηλό πήχη προσφερόμενου φορτίου.

Στις αρχικές δύο δημοπρασίες δημοπρατήθηκαν μόλις 1000 MW (500 MW ανά Yπηρεσία Διακοπτόμενου Φορτίου) με την προσφορά να διαμορφώνεται στα 1820 MW συνολικά. Tην ώρα που όλα τα άλλα μέτρα ελάφρυνσης του ενεργειακού κόστους βρίσκονται σε εκκρεμότητα (EΦK, ETMEAP), και οι πληροφορίες μιλούν για ακόμη χαμηλότερα επίπεδα στις επόμενες δημοπρασίες, η EBIKEN ζητεί την δυναμική παρέμβαση της κυβέρνησης, ώστε να αυξηθεί η διακοπτόμενη ισχύς, σε τουλάχιστον 800MW ανά YΔΦ και να μειωθεί το όριο του μέγιστου προσφερόμενου φορτίου σε 3 MW από 5 MW ώστε να μπορούν να συμμετάσχουν και μικρότερες βιομηχανίες, ενισχύοντας τον ανταγωνισμό.