Τιμές ρεύματος: Τι ψάχνει η ΡΑΑΕΥ για τις έξτρα χρεώσεις- ΑΔΜΗΕ και παραγωγοί στο επίκεντρο

Στο μικροσκόπιο της ΡΑΑΕΥ έχουν μπει οι χρεώσεις που ανεβάζουν το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας πέρα από τη χονδρεμπορική τιμή και επιβαρύνουν τον τελικό λογαριασμό νοικοκυριών και επιχειρήσεων. Από την αγορά εξισορρόπησης μέχρι τις επενδύσεις στα δίκτυα που συνδέονται με τις ρυθμιζόμενες χρεώσεις, η Αρχή εξετάζει εάν οι επιβαρύνσεις ανταποκρίνονται σε αναγκαίες υπηρεσίες, διαμορφώνονται σε συνθήκες αποτελεσματικού ανταγωνισμού και κατανέμονται σύμφωνα με τους κανόνες της αγοράς.

Σε μια συγκυρία που οι τιμές ενέργειας στη χονδρεμπορική αγορά, κινούνται σε ιδιαίτερα υψηλά επίπεδα, στόχος είναι να περιοριστούν οι έξτρα χρεώσεις που δημιουργούνται  επιπλέον της τιμής χονδρεμπορικής.

Ειδικότερα, για την Αγορά Εξισορρόπησης,  μετά από καταγγελία της ΕΒΙΚΕΝ η ΡΑΑΕΥ απέστειλε ερωτήματα στον ΑΔΜΗΕ για το αυξημένο κόστος της αγοράς εξισορρόπησης και την περιορισμένη διαφάνεια στη διαμόρφωση του Λογαριασμού Προσαυξήσεων 3 (ΛΠ3), μέσω του οποίου πρόσθετες επιβαρύνσεις μεταφέρονται στους καταναλωτές. Η Ένωση Ενεργοβόρων Βιομηχανιών έχει ζητήσει να εξεταστούν οι προσφορές των συμμετεχόντων και η επίδραση των εντολών ανακατανομής των μονάδων στο συνολικό κόστος, επισημαίνοντας υψηλές χρεώσεις ακόμη και σε ώρες αυξημένης παραγωγής από ΑΠΕ.  Σύμφωνα με πληροφορίες, ο ΑΔΜΗΕ έχει πλέον αποστείλει την έκθεση με τις απαντήσεις του και, αφού ολοκληρωθεί η αξιολόγησή τους, η ΡΑΑΕΥ θα καλέσει σε ακρόαση και τους συγκεκριμένους παραγωγούς ενέργειας, ώστε να καταλήξει στα συμπεράσματά της και στην απόδοση τυχόν ευθυνών.

Ο Αντιπρόεδρος Ενέργειας της Ρυθμιστικής Αρχής μιλώντας χθες στο συνέδριο «Ενέργεια και Ανάπτυξη» του ΙΕΝΕ, τόνισε ότι  ένα βασικό ζητούμενο για την επόμενη περίοδο το οποίο απασχολεί πολύ την Αρχή , είναι το “πώς η πρόοδος που έχει πραγματοποιηθεί στην παραγωγή και στις υποδομές θα μεταφραστεί σε μεγαλύτερο και πιο σταθερό όφελος για την πραγματική οικονομία”.

Η τιμή της χονδρεμπορικής αποτελεί μία μόνο συνιστώσα αυτού του κόστους, σημείωσε. Και εξήγησε ότι το τελικό κόστος διαμορφώνεται από τη διαθεσιμότητα της παραγωγής, τις ανάγκες εξισορρόπησης, τους περιορισμούς των διασυνδέσεων και το ρόλο  του φυσικού αερίου στη διαμόρφωση της οριακής τιμής που εξακολουθούν να επηρεάζουν την αγορά. Παράλληλα, η λειτουργία του συστήματος και η ανάπτυξη των υποδομών δημιουργούν πρόσθετες δαπάνες, των οποίων η αναγκαιότητα και η αποδοτικότητα αποκτούν ιδιαίτερη σημασία.

Η αγορά εξισορρόπησης, εξήγησε, “είναι μια αγορά απαραίτητη για την ασφαλή λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος, η οποία όμως επηρεάζει και το συνολικό κόστος που επιβαρύνει τους συμμετέχοντες στην αγορά και τελικά τους καταναλωτές…Αναγνωρίζουμε ότι η ασφάλεια του συστήματος έχει πραγματικό κόστος, αλλά είναι σημαντικό  να διασφαλίζουμε ότι το κόστος αυτό προκύπτει από αναγκαίες υπηρεσίες, διαμορφώνεται μέσα σε συνθήκες αποτελεσματικού ανταγωνισμού και κατανέμεται σύμφωνα με τους κανόνες της αγοράς.

Και συμπλήρωσε ότι η ενίσχυση της συμμετοχής νέων τεχνολογιών, όπως η αποθήκευση, και η διεύρυνση του ανταγωνισμού στις υπηρεσίες εξισορρόπησης μπορούν να συμβάλουν προς αυτή την κατεύθυνση και ότι αυτό αποτελεί σημαντικό πεδίο ρυθμιστικής προσοχής για την επόμενη περίοδο.

Σχετικά με τις προτεραιότητες της αρχής, τόνισε ότι είναι οι εξής:

• Καλύτερη προετοιμασία απέναντι στις ενεργειακές κρίσεις.
• Αποτελεσματική αξιοποίηση των υποδομών και των διασυνδέσεων.
• Ασφαλή λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος σε συνθήκες αυξανόμενης συμμετοχής των ΑΠΕ.
• Μεγαλύτερο ανταγωνισμό και αποτελεσματικότερη λειτουργία των επιμέρους αγορών.
• Και συνεχή προσπάθεια για τη συγκράτηση των επιβαρύνσεων που αντιμετωπίζουν οι καταναλωτές.

“Κάντε έλεγχο στις προσφορές”, τι καταγγέλλει η ΕΒΙΚΕΝ

Την ανάγκη ελέγχου των προσφορών που υποβάλλονται στην αγορά εξισορρόπησης αναδεικνύει η ΕΒΙΚΕΝ, καθώς η ανοδική πορεία των επιβαρύνσεων τους τελευταίους μήνες δημιουργεί φόβους ότι το σχετικό κόστος θα ξεπεράσει το 1 δισ. ευρώ στο σύνολο του έτους, έναντι περίπου 940 εκατ. ευρώ πέρυσι, εκτιμώντας ότι φέτος μπορεί να κοστίσει και 300 εκ. παραπάνω στο σύνολο του έτους. Για τη βιομηχανία, ο έλεγχος των προσφορών αποκτά έτσι ιδιαίτερη βαρύτητα: ζητούμενο είναι να διαπιστωθεί ποιο μέρος της αυξανόμενης επιβάρυνσης αντανακλά πραγματικές ανάγκες του συστήματος και ποιο ενδέχεται να προκύπτει από στρεβλώσεις και στρατηγικές των συμμετεχόντων.

Η αγορά εξισορρόπησης, λειτουργεί  για να εξασφαλίζει ο Διαχειριστής του συστήματος ότι διαθέτει αδιάλειπτα την απαιτούμενη ενέργεια το σύστημα,  ώστε να διατηρείται η ισορροπία ανάμεσα στην παραγωγή και την κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας. Ουσιαστικά είναι ο μηχανισμός με τον οποίο ο ΑΔΜΗΕ διορθώνει τις διαφορές μεταξύ της ηλεκτρικής ενέργειας που είχε προγραμματιστεί και εκείνης που πραγματικά παράγεται και καταναλώνεται. Χρειάζεται επειδή η ζήτηση, η παραγωγή ΑΠΕ ή η διαθεσιμότητα μιας μονάδας μπορεί να διαφέρουν από τις προβλέψεις.

Η Ένωση Βιομηχανικών Καταναλωτών Ενέργειας θέτει στο επίκεντρο τις συνθήκες ανταγωνισμού και τις στρατηγικές των συμμετεχόντων, υποστηρίζοντας ότι ο τρόπος λειτουργίας της αγοράς επιτρέπει τη δημιουργία πρόσθετων ουρανοκατέβατων κερδών που τελικά επιβαρύνουν την κατανάλωση.

Σύμφωνα με τα στοιχεία που παρουσιάζει, οι χρεώσεις των Λογαριασμών Προσαυξήσεων ΛΠ-2 και ΛΠ-3 έφτασαν ήδη τα 756 εκατ. ευρώ στο εννεάμηνο του 2026, με την επιβάρυνση να εντείνεται τον Σεπτέμβριο και τις πιέσεις να συνεχίζονται τον Οκτώβριο. Στην παρουσίασή της καταγράφει εβδομαδιαία μέσα επίπεδα συνολικών χρεώσεων των δύο λογαριασμών που φτάνουν τα 45 ευρώ/MWh.

Ο ΛΠ-2 καλύπτει την αμοιβή της ισχύος που δεσμεύει ο ΑΔΜΗΕ ως εφεδρεία, ώστε να μπορεί να αντιμετωπίσει αποκλίσεις παραγωγής και ζήτησης. Ο ΛΠ-3 αποτυπώνει το οικονομικό υπόλοιπο από την ενεργοποίηση ενέργειας εξισορρόπησης, την εκκαθάριση αποκλίσεων και τις λοιπές προβλεπόμενες συναλλαγές. Οι δύο λογαριασμοί επομένως αφορούν διαφορετικές συνιστώσες κόστους και δεν αποτελούν μία ενιαία τιμή ενέργειας.

Ιδιαίτερη σημασία έχει και η κατανομή του κόστους μέσα στην ημέρα. Η ΕΒΙΚΕΝ επισημαίνει ότι ο ΛΠ-3 μπορεί να φτάνει έως τα 80 ευρώ/MWh τις μεσημεριανές ώρες, ενώ ο ΛΠ-2 αυξάνεται στην απογευματινή αιχμή, με επίπεδα έως 17 ευρώ/MWh τον Σεπτέμβριο. Πρόκειται για επιβαρύνσεις που προστίθενται στο κόστος προμήθειας ενέργειας και εξηγούν γιατί η χαμηλή τιμή της Αγοράς Επόμενης Ημέρας σε ορισμένες ώρες δεν μεταφράζεται αναγκαστικά σε αντίστοιχα χαμηλό συνολικό κόστος.

Σημειώνεται ότι στην τιμή χονδρεμπορικής προστίθεται ή αφαιρείται το αποτέλεσμα των ενδοημερήσιων συναλλαγών και της εκκαθάρισης αποκλίσεων, ενώ προστίθενται και οι χρεώσεις που αναλογούν στον προμηθευτή από τους λογαριασμούς προσαυξήσεων: για τις απώλειες μεταφοράς, τη δέσμευση εφεδρειών και την οικονομική ουδετερότητα του Διαχειριστή.

Αν ένας προμηθευτής αγοράσει 100 MWh στην Αγορά Επόμενης Ημέρας προς 100 ευρώ/MWh, πληρώνει 10.000 ευρώ. Εάν οι πελάτες του καταναλώσουν τελικά 105 MWh και οι επιπλέον 5 MWh εκκαθαριστούν με τιμή αποκλίσεων 200 ευρώ/MWh, επιβαρύνεται με ακόμη 1.000 ευρώ. Το μέσο κόστος του γίνεται 11.000 ευρώ ÷ 105 MWh = 104,76 ευρώ/MWh, πριν από τις υπόλοιπες χρεώσεις.

Αν, στο ίδιο υποθετικό παράδειγμα, οι λογαριασμοί προσαυξήσεων προσθέτουν συνολικά 20 ευρώ/MWh, το κόστος φτάνει τα 124,76 ευρώ/MWh.

Πώς αξιοποιούν οι παραγωγοί διπλά την ενέργεια που παράγουν

Στην προσπάθειά της να εξηγήσει την αύξηση, η ΕΒΙΚΕΝ συνδέει μέρος της επιβάρυνσης με τη μείωση του κατώτατου ορίου προσφορών ενέργειας εξισορρόπησης από −50 σε −100 ευρώ/MWh, την οποία ενέκρινε η ΡΑΑΕΥ τον Ιούνιο με την απόφαση Ε-181/2026 . Η Ένωση υποστηρίζει ότι η δυνατότητα υποβολής βαθύτερα αρνητικών προσφορών, σε συνδυασμό με τον περιορισμένο ανταγωνισμό, άνοιξε περιθώρια εκμετάλλευσης των προβλέψιμων συνθηκών πλεονάσματος τα μεσημέρια.

Για να γίνει κατανοητός ο μηχανισμός, καθοδική εξισορρόπηση χρειάζεται όταν η διαθέσιμη ενέργεια περισσεύει σε σχέση με τη ζήτηση. Ο Διαχειριστής αναζητά τότε μείωση παραγωγής ή αύξηση κατανάλωσης, όπως μέσω άντλησης νερού σε αντλησιοταμιευτικό σταθμό. Όταν η τιμή της καθοδικής ενέργειας είναι αρνητική, ο πάροχος που μειώνει την παραγωγή του κατόπιν ενεργοποίησης μπορεί να πληρώνεται για αυτή την υπηρεσία.

Η απόφαση Ε-181/2026 εφαρμόστηκε στις προσφορές για την Ημέρα Κατανομής 27 Ιουνίου 2026, με διάρκεια ενός έτους. Στόχος ήταν να ενισχυθούν τα οικονομικά κίνητρα συμμετοχής των ΑΠΕ και του κατανεμόμενου φορτίου στην εξισορρόπηση και να περιοριστούν οι περικοπές. Για τις ΑΠΕ, αυτό θα μπορούσε να δημιουργήσει δυνατότητα αμειβόμενης μείωσης παραγωγής μέσα στην αγορά. Η ρύθμιση, ωστόσο, δεν συνιστά γενική αποζημίωση κάθε περικοπής ούτε καθορίζει αυτομάτως την τιμή στα −100 ευρώ/MWh.

Κατά την ΕΒΙΚΕΝ, το πρόβλημα είναι ότι η αλλαγή δεν συνοδεύθηκε από ουσιαστική διεύρυνση του ανταγωνισμού. Η Ένωση υποστηρίζει ότι στην καθοδική κυριαρχούν οι μονάδες φυσικού αερίου και η άντληση, ενώ οι ΑΠΕ δεν συμμετέχουν ουσιαστικά. Παράλληλα, αποδίδει στα υδροηλεκτρικά καθοριστικό ρόλο στη διαμόρφωση των ανοδικών τιμών και στην άντληση των καθοδικών τιμών τα μεσημέρια.

Η καταγγελία της αφορά επίσης παραγωγούς που διαμορφώνουν θέσεις «short», δηλαδή παραδίδουν λιγότερη ενέργεια από εκείνη που έχουν πουλήσει. Όταν η τιμή αποκλίσεων είναι αρνητική, αυτή η διαφορά μπορεί να τους αποφέρει πρόσθετη πίστωση, πέραν του εσόδου από την αρχική πώληση.

Ενδεικτικά, ένας παραγωγός που έχει πουλήσει 100 MWh προς 80 ευρώ/MWh έχει έσοδο 8.000 ευρώ από την Αγορά Επόμενης Ημέρας. Εάν τελικά παράγει 80 MWh, χωρίς να έχει διορθώσει την εμπορική θέση του, εμφανίζει αρνητική απόκλιση 20 MWh. Αν η εφαρμοζόμενη τιμή αποκλίσεων είναι −100 ευρώ/MWh, η διαφορά οδηγεί σε πρόσθετη πίστωση 2.000 ευρώ. Τα έσοδα των δύο συναλλαγών φτάνουν έτσι τα 10.000 ευρώ, πριν από κόστη και άλλες χρεώσεις, παρότι παραδόθηκαν μόνο 80 MWh.

Αυτός είναι ο μηχανισμός που, σύμφωνα με την ΕΒΙΚΕΝ, μπορεί να αξιοποιείται όταν οι συμμετέχοντες προβλέπουν πλεόνασμα και αρνητικές τιμές.

Η ΡΑΑΕΥ είχε αναγνωρίσει στην απόφασή της την έλλειψη επαρκούς ανταγωνισμού, επιλέγοντας σταδιακή μεταβολή του ορίου. Κατέγραψε επίσης τη θέση του ΑΔΜΗΕ ότι η οικονομική αξιολόγηση πρέπει να εξετάζει την επίδραση σε όλες τις αγορές και όχι αποκλειστικά στον ΛΠ-3. Επομένως, η σύνδεση της πρόσφατης αύξησης του κόστους με συγκεκριμένες στρατηγικές παραμένει αντικείμενο ελέγχου.

Το κόστος ανακατανομής: Τι είναι και τι ζητάει η ΕΒΙΚΕΝ

Το κόστος ανακατανομής (redispatching) προκύπτει όταν ο ΑΔΜΗΕ χρειάζεται να αλλάξει το πρόγραμμα παραγωγής που προέκυψε από τις αγορές, προκειμένου να αντιμετωπίσει τεχνικούς περιορισμούς του δικτύου και να διατηρήσει το σύστημα ασφαλές.

Για παράδειγμα, η αγορά μπορεί να έχει επιλέξει φθηνή παραγωγή από αιολικά σε μια περιοχή, αλλά οι γραμμές μεταφοράς να μην μπορούν να μεταφέρουν όλη αυτή την ενέργεια προς τους καταναλωτές. Ο ΑΔΜΗΕ ζητά τότε μείωση παραγωγής στην περιοχή της συμφόρησης και αύξηση παραγωγής σε άλλη περιοχή, ενδεχομένως από ακριβότερη μονάδα φυσικού αερίου. Οι σχετικές ενεργοποιήσεις και αποζημιώσεις δημιουργούν κόστος ανακατανομής.

Η διαφορά από την εξισορρόπηση είναι ο λόγος της παρέμβασης: στην εξισορρόπηση διορθώνεται ένα έλλειμμα ή πλεόνασμα ενέργειας, ενώ στην ανακατανομή μπορεί η συνολική ενέργεια να επαρκεί, αλλά να χρειάζεται να παραχθεί σε διαφορετικό σημείο λόγω περιορισμών του δικτύου.

Στην ελληνική αγορά, το οικονομικό αποτέλεσμα αυτών των ενεργοποιήσεων για σκοπούς εκτός εξισορρόπησης περιλαμβάνεται στον ΛΠ-3. Γι’ αυτό η ΕΒΙΚΕΝ ζητά να δημοσιοποιείται χωριστά: ώστε να φαίνεται πόση επιβάρυνση προκαλούν οι περιορισμοί του συστήματος και πόση οι αποκλίσεις παραγωγής και κατανάλωσης και τελικά να διαχωριστεί και να μην επιβαρύνει την τιμή εξισορρόπησης.

Η ΕΒΙΚΕΝ ζητά παράλληλα μεγαλύτερη διαφάνεια για τις ενεργοποιήσεις που επιβάλλονται από τεχνικούς περιορισμούς του συστήματος και το κόστος ανακατανομής παραγωγής. Υπενθυμίζει ότι, σύμφωνα με τα στοιχεία που επικαλείται, το κόστος αυτό ήταν 248 εκατ. ευρώ το 2023, σε σύνολο 738 εκατ. ευρώ, και ζητά αντίστοιχη δημοσιοποίηση για το 2025 και το 2026. Προτείνει μάλιστα την ανάκτηση του κόστους ανακατανομής και επικουρικών υπηρεσιών μέσω των Χρεώσεων Χρήσης Συστήματος.

Επίσης, συνδέει τις μεγάλες τιμές στην αγορά εξισορρόπησης, με την καθυστέρηση της αποθήκευσης, εκτιμώντας ότι τουλάχιστον 3 TWh παραγωγής ΑΠΕ χάνονται λόγω περικοπών. Η αξιοποίησή τους στην απογευματινή αιχμή, υποστηρίζει, θα περιόριζε την παραγωγή φυσικού αερίου και τις τιμές.