Αποτελέσματα δημόσιας διαβούλευσης της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕ

Η ΡΑΕ, σε συνέχεια της από 28 Φεβρουαρίου 2022 πρόσκλησης για συμμετοχή στη δημόσια διαβούλευση επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας, δημοσιοποιεί τον ακόλουθο πίνακα συμμετεχόντων στη διαβούλευση, με εξαίρεση όσων αιτήθηκαν τη μη δημοσιοποίηση των στοιχείων ή/και των απόψεών τους. Η ΡΑΕ ευχαριστεί όσους συμμετείχαν στη Δημόσια Διαβούλευση. Συμμετέχοντες Ημερομηνία αποστολής: 02.03.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: I-322104 Αποστολέας: HENGAS Ημερομηνία αποστολής: 12.03.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: I-322803 Αποστολέας: ΕΒΙΚΕΝ Ημερομηνία αποστολής: 08.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-324822 Αποστολέας: Edison EDF Group Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-324965 Αποστολέας: ΔΕΠΑ Υποδομών Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325058 Αποστολέας: ENERGEAN OIL & GAS Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325067 Αποστολέας: ΕΔΑ ΘΕΣΣ Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325073 Αποστολέας: ΤΑΙΠΕΔ Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325094 Αποστολέας: ΔΕΗ Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325108 Αποστολέας: ΔΕΣΦΑ Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325113 Αποστολέας: ΔΕΔΑ Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325283 Αποστολέας: ΔΕΠΑ Εμπορίας Ημερομηνία αποστολής: 11.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325290 Αποστολέας: ΔΕΣΦΑ – ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ Ημερομηνία αποστολής: 13.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325417 Αποστολέας: ΗΡΩΝ Ημερομηνία αποστολής: 13.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325423 Αποστολέας: ΜΥΤΙΛΗΝΑΙΟΣ Ημερομηνία αποστολής: 14.04.2022 Αριθμός πρωτοκόλλου: Ι-325615 Αποστολέας: ELPEDISON Προς: κ. Α. Δαγούμα, Πρόεδρο ΡΑΕ consultation@rae.gr Αθήνα, 12 Μαρτίου 2022 Θέμα: Δημόσια Διαβούλευση της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας Κύριε Πρόεδρε, Επί της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και του Κανονισμού τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη στη νότιο Καβάλα, που έχει τεθεί σε δημόσια διαβούλευση επισημαίνουμε τα εξής: Συμφωνούμε κατ’ αρχή με τη θέση της Αρχής σας «Οι αποφάσεις που θα επιβαρύνουν τον Έλληνα καταναλωτή για αρκετά επόμενα χρόνια χρήζουν ιδιαίτερης προσοχής. Ακόμα και αν οι τεχνικές μελέτες δείχνουν την ανάγκη ενίσχυσης του Συστήματος στο πλαίσιο του entry-exit, πρέπει να εκτιμάται το πραγματικό οικονομικό όφελος των επενδύσεων». Επισημαίνουμε με σημασία τη σημαντική διαπίστωση της Αρχής σας «Ωστόσο, στο πρόσφατο Market Test που διεξήχθη από τον ΤΑΡ και τον ΔΕΣΦΑ από κοινού, το ενδιαφέρον περιορίστηκε στο μη δεσμευτικό στάδιο του Market Test για το 2019 καθώς προϋπόθεση για την ικανοποίηση των αιτημάτων ήταν έργα αναβάθμισης του ΕΣΦΑ ύψους 394 εκ. €». Επίσης συμφωνούμε επί της αρχής ότι το κόστος των όποιων έργων, που εντάσσονται στο σχέδιο ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031, τα οποία όμως στην πράξη εξυπηρετούν τις όποιες νέες ιδιωτικές επενδύσεις ή υφιστάμενες μονάδες, θα πρέπει να αναληφθεί εξ ολοκλήρου από τον όποιο επενδυτή ιδιώτη και όχι να κοινωνικοποιηθεί. Διείσδυση φυσικού αερίου στη Δυτική Ελλάδα Συμφωνούμε με την θέση που εκφράζει η Αρχή σας ότι «προτίθεται παράλληλα να διερευνήσει τις εναλλακτικές τροφοδότησης περιοχών που απέχουν από το υφιστάμενο Σύστημα, θεωρώντας ότι, δεδομένης της ευρωπαϊκής πολιτικής, οι επενδύσεις σε υποδομές φυσικού αερίου πρέπει: α) να λάβουν χώρα τα αμέσως επόμενα χρόνια, προκειμένου να υπάρχει επαρκής χρόνος απόσβεσής τους, και β) να υποστηρίζουν τη μεταφορά υδρογόνου ή/και βιοαερίων». Αναφορικά με την επέκταση του δικτύου μεταφοράς φ.α στη Δυτική Ελλάδα (Περιφέρεια Ηπείρου και Περιφέρεια Δυτικής Ελλάδας) μετά από εξέταση των συμπερασμάτων της σχετικής μελέτης του ΙΕΝΕ, αλλά και λαμβάνοντας επίσης υπόψη τις σημερινές συνθήκες που διαμορφώνονται στην διεθνή αγορά φ.α, προτείνουμε την επιλογή της λύσης της μεταφοράς του φ.α με βυτιοφόρα από τη Ρεβυθούσα. Υπόγεια αποθήκη νότιας Καβάλας Λαμβάνοντας υπόψη ότι :  το κόστος της επένδυσης για την υπόγεια αποθήκη είναι περίπου 300εκ Ευρώ  το κόστος του απαραίτητου για τη λειτουργία της ΥΑΦΑ cushion gas είναι πολύ υψηλό, σίγουρα υψηλότερο των 200εκ Ευρώ  η εμπειρία από τη διαχείριση των αποθηκών φ.α στη Δυτική Ευρώπη από τους ιδιώτες ιδιοκτήτες τους μας δείχνει ότι ακόμη και σήμερα δεν είναι δεδομένη η διατήρηση του βαθμού πλήρωσης τους σε ένα ικανοποιητικό επίπεδο πάντα, ακριβώς λόγω του ρίσκου της μεταβλητότητας των τιμών προμήθειας του φ.α, γεγονός το οποίο αναμένεται να είναι κανόνας τα επόμενα χρόνια.  οι τιμές προμήθειας φ.α εξαρτώνται από τις τιμές που διαμορφώνονται στα διεθνή χρηματιστήρια.  γεωπολιτικοί λόγοι επιβάλλουν διαφοροποίηση της προμήθειας ως προς τον βασικό προμηθευτή με προφανές αποτέλεσμα τη διατήρηση υψηλών τιμών, λαμβάνοντας υπόψη τη αυξημένη διεθνή ζήτηση σε φ.α.,  Ότι στη χώρα μας σύντομα θα λειτουργούν δύο νέοι τουλάχιστον πλέον της Ρεβυθούσας πλωτοί τερματικοί σταθμοί ΥΦΑ (FSRU) στην Κόρινθο και στην Αλεξανδρούπολη, εγκαταστάσεις που πολλές ευρωπαϊκές χώρες θα ζήλευαν και οι οποίες θεωρούμε ότι εξασφαλίζουν την επάρκεια της χώρας σε φ.α.  Ότι το αρχικό κόστος επαύξησης της δυναμικότητας του ΕΣΦΑ για την εξυπηρέτηση της υπόγειας αποθήκης στο μέγιστο της δυναμικότητας λειτουργίας της, (δηλαδή στον κύκλο λειτουργίας υψηλών δυναμικοτήτων, ήτοι με δυναμικότητα έγχυσης 7,5 εκ. Nm3/d και απόληψης 9 εκ. Nm3/d), εκτιμάται στα 422εκ Ευρώ. Θεωρούμε ότι το έργο της υπόγειας αποθήκης βάσει της αξιολόγησης κόστους-οφέλους δεν είναι συμφέρον, λαμβάνοντας υπόψη ταυτόχρονα ότι η χρήση του φ.α θα μειώνεται συνεχώς τα επόμενα έτη βάσει της ενεργειακής πολιτικής της χώρας. Επίσης για εμάς είναι σαφές ότι το κόστος λειτουργίας της εν λόγω υπόγειας αποθήκης δεν θα είναι μικρό και σίγουρα όχι μικρότερο από το κόστος χρήσης της Ρεβυθούσας. Επαύξηση Συστήματος Διατηρούμε την επιφύλαξη μας με την προσέγγιση του ΔΕΣΦΑ που προτείνει την επαύξηση της δυναμικότητας του ΕΣΦΑ εκτιμώμενου κόστους 422 εκ. Ευρώ στο Σχέδιο Προγράμματος Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ, υπό τη συνθήκη της πρότερης λήψης οριστικής επενδυτικής απόφασης για την ανάπτυξη της υπόγειας αποθήκης της Νότιας Καβάλας». Στην περίπτωση που αποφασιστεί η κατασκευή της υπόγειας αποθήκης, θεωρούμε ότι τα προτεινόμενα έργα από τον ΔΕΣΦΑ για την εξασφάλιση της λειτουργίας της στο μέγιστο της δυναμικότητας της πρέπει να αναληφθούν από τον επενδυτή του έργου της υπόγειας αποθήκης. Ως προς το πλαίσιο του Κανονισμού Τιμολόγησης της ΥΑΦΑ και ιδίως σχετικά με τον τρόπο ανάκτησης του σχετικού κόστους θεωρούμε ότι αυτό πρέπει να γίνει με την επιβολή ειδικού Τέλους Αποθήκευσης Φυσικού Αερίου (ΤΑΦΑ), το οποίο θα επιμεριστεί σε όλη την εσωτερική αγορά. Συμφωνούμε επίσης με τη διαπίστωση της Αρχής σας «………… η ανάκτηση μέρους του απαιτούμενου εσόδου της ΥΑΦΑ, μέσω διακριτής χρέωσης από την εσωτερική αγορά φυσικού αερίου κατά τις διατάξεις του άρθρου 93 του Νόμου (κοινωνικοποίηση), συνιστά κρατική ενίσχυση και δύναται να αιτιολογηθεί μόνο όταν ευθυγραμμίζεται με τις απαιτήσεις της ασφάλειας εφοδιασμού, σύμφωνα με το άρθρο 5 της οδηγίας 2009/73/ΕΚ, εφόσον η συμβολή της Εγκατάστασης Αποθήκευσης στη βελτίωση της ασφάλειας του εφοδιασμού και εν γένει στην αγορά τεκμηριώνεται και από σχετική μελέτη κόστους-οφέλους. Το σχετικώς ανακτώμενο κόστος αντιστοιχίζεται προς το όφελος που αποκομίζουν οι Χρήστες και οι καταναλωτές Φυσικού Αερίου από τη λειτουργία της σχετικής υποδομής». Αντώνιος Κοντολέων Πρόεδρος Δ.Σ. ÝΕΞe ΥΠ§&e§Ýι*Η Ý,χτΥΑ }ιΑι,ι§λlΗΙ Προò τη ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Πειραιþò 132 11854 ΑθÞνα ΑθÞνα, 11 Απριλßου2022 Αρ. Πρωτ. 1977 e-mail: gasconsultation@rae.gr ΘÝμα: Δημüσια Διαβοýλευση τηò ΡΑΕ για το 10ετÝò Πρüγραμμα ΑνÜπτυξηò ΔΕΣΦΑ 20222031 και Πλαßσιο Κανονισμοý Τιμολüγησηò για την ΥΑΦΑ Ν.ΚαβÜλαò Αξιüτιμοι, Η εταιρεßα μαò «ΔΕ,ΠΑ ΥΠΟΔΟΜΩΝ Α.Ε.», εκτι;-ιþνταò την δυνατüτητα συμμετοχιßò στην σημαντικ1 αυτÞ διαβοýλευση τηò ΡΑΕ, υποβÜλει, δια τιlò παροýσιlò, τιò ακüλουθεò παραηρÞσειò, ¶. Πλαßσιο Κανονισμοý Τιμολüγησηò ΥΑΦΑ Η αποθÞκη φυσικοý αερßου (φ,α.) αποτελεß κομβικü στοιχεßο για τη επßτευξη τηò εýρυθμηò λειτουργßαò τηò ευρωπαΤκÞò αγορÜò αερßου με σηι-ιαντικü βαθμü εφοδιαστικÞò ασφÜλειαò και ωò τÝτοιο η υλοποßηση τηò εßναι αναγκαßα και στην ΕλλÜδα. Η υποδομÞ τηò αποθÞκηò παρÝχει 1κανοποιº,ιτικü βαθμü ευελιξßαò στην κÜλυψη τηò ζÞτησηò & στιò εποχιακÝò διακυμÜνσειò τιμþν, συμβÜλλει στην εγκαθßδρυση συνθηκþν ανταγωνισμοý και Ýχει κρßσιμο ρüλο στη ενßσχυση τηò ασφÜλειαò εφοδιασι_ιοý, προò üφελοò των καταναλωτþν. Ε,πιπλÝον, αποτελεß μαζß με τα δßκτυα αερßου σημαντικü πυλþνα τηò ενεργειακÞò μετÜβασηò προò την κλιματιια1 ουδετερüτητα, ιδιαιτÝρωò αν ληφθοýν υπüψη τα πλεονεκτÞματα που θα Ýχει σε Ýνα ενιαßο ενεργειακü σýστημα που προκýπτει απü την σýζευξη των αντßστοιχων τομÝων, Ηλεκτρικlò ΕνÝργειαò (ΗΕ) και φ.α. Λüγω των ιδιαßτερα υψηλþν τιμþν φ.α. που επικρατοýν σε üλιß την Ευρþπη απü το περασμÝνο φθινüπωρο, αποτÝλεσμα τηò αλληλεπßδρασηò μιαò σειρÜò διεθνþν παραγüντων 1οικονομιικþν, γεωπολιτικþν, ρυθμιστικþν, τεχνικþν) συνδυαστικÜ με τα επιμÝρουò χαρακτηριστικÜ τηò εγχþριαò αγορÜò, Ýχει καταστεß εξüχωò εμφανιlò η Ýλλειψη δυνατüτηταò χρÞσηò αποθεμÜτων φ.α., που αν υπÞρχε θα μετρßαζε την επιβÜρυνση των τελικþν καταναλωτþν σε πιο ανεκτÜ επßπεδα. ΕπιπλÝον, ο επαπειλοýμενοò κßνδυνοò να παρουσιαστεß κατÜσταση Ýκτακτηò ανÜγκηò στην ομαλÞ τροφοδοσßα τηò χþραò με ρωσικü φυσικü αÝριο λüγω τηò Ρωσο-ΟυκρανικÞò σýρραξηò, κατÝστησε ακüμα πιο επιτακτιÞ την ανÜγκη αποθÞκηò φ.α. Λεωφ. Μεσογεßων 20Ζ 1º5 25 ΑθÞνα, Τ. 2º0 67º 3030, Ε. infoΦdepanetvψorks.gr depanetvv§rk§.gI ε*-%, ΔΕΕ¸Α C*&$.ι-9*ψ.*Ρ* Συνεπþò και προκειμÝνου ι1 χþρα μαò να αποκτιlσει σι1;-ιαντικü εργαλεßο ευελιξßαò αλλÜ και ενισχυμÝνο περιφερειακü ρüλο στιlν αγορÜ φ.α., συμφωνοýμε üτι θα πρÝπει να γßνουν ετ,τατικÝò και συντονισμÝνεò δρÜσειò απü τα εl,ιπλεκüμενα μÝρι1 þστε να υλοποιßlθεß εγκαßρωò το Ýργο τιlò Υπüγειαò ΑποθÞιqò φ,α, (ΥΑΦΑ) στη Ν.ΚαβÜλα, μιε Ýνα ολοκληρωμÝνο πλαßσιο κανüνων για την εýρυθμη λειτουργßα του ενιαßου συσττlματοò αερßου, Σε σχÝση με τιò προβλÝιμειò του υπü διαβοýλευσιß σχεδßου Απüφασιlò ΡΑΕ για το πλαßσιο κανονισ;-ιοý τιμολüγησιlò τηò ΥΑΦΑ βασßζονται στιò διατÜξειò τηò ΥΑ ΦΕΚ Β'84]Ι13.3.2020 (Υπ.Απüφαση), σýμφωνα ι-ιε τιιν οποßα επιλÝχftlκε απü το κρÜτοò η ρυθρηζüμενη πρüσβασ]ι στην εν λüγω εγκατÜστασß1, σε συνÜφεια και με τιò διατÜξειò τηò ΕΟ 7312009 (Οδηγßα). ΠρÜγματι τα Üρθρα 33 και 41 τηò Οδηγßαò, τα οποßα üπωò φαßνεται απü το ψÞφισμα του Ευρ" Κοινοβουλßου τον περασμÝνο ΔεκÝμβριο για την τροποποßηση τßlò θα συνεχßσουν να ισχÞουν, προβλÝπουν δýο πλαßσια κανüνοΙν πρüσβασιlò στιò υπüγειεò αποθιlκεò φ.α., αυτü φ διαπραγl_ιÜτευσι1 και το ρυθρπζüμενο. Οι εν λüγω διατÜξειò καθþò και οι συστÜσεlò του σχετικοý Interpretative Note τηò ΕπιτροπÞò για τιlν πρüσβασι1 στην αποθÞκ1 απαιτοýν τον προσδιορισ;-ιü και τη διlμοσιοποßιlσι1 των κριτηρßων που εληφθιlσαν υπüιμη για τº]ν üποια επιλογÞ, ιßιστε να διασφαλßζεται Ýτσι η συμβολÞ τηò εγκατÜστασ]ιò στην ολοκλιlρωμÝνη και ανταγωνιστικη αγορÜ αερßου κα1 να παρÝχεται ι1 ευελιξßα προσαρριογιlò του πλαισßου στιò εκÜστοτε συνθÞκεò τηò αγορÜò. Απü τα διαλαμβανüριενα στο υπü διαβοýλευση σχÝδιο αντιλαριβανüμαστε üτι βασικü κριτÞριο για την επιλογÞ του ρυθμιζüμενου πλαισßου κανüνων πρüσβασηò στην ΥΑΦΑ εßναι η ασφÜλεια τροφοδοσßαò και δευτερευüντωò το εμπορικü üφελοò, οδιlγþνταò Ýτσι και στην σκÝιμι1 ¾ια κοινωνικοποßηση του κüστουò τηò αποθιlκηò που ανταποκρßνεται στην ασφÜλεια εφοδιασμοý (50% του συνολικοý), Εκτüò του üτι θεωροýμε πωò η απαßτησι1 τηò Οδιlγßαò για προσδιορισμü ταιν κριτηρßων επιλογÞò του τρüπου πρüσβασηò δεν Ýχει ικανοποιιlθεß (οýτε στην Υπ.Απüφαση οýτε στο υπü διαβοýλευσι1 σχÝδιο) -ενδεικιικÜ, δεν μαò εßναι γναιστü εÜν Ýχει ),[νε;ι τινÜλυσι1 των διαθÝσιμων στην χòßιρα πηγþν και εργαλε[ων ευελιξßαò στην προμιjθεια αερßου (πχ συμβüλαια εισαγωγjò, εγκατcßστασι1 ΥΦΑ, Linepack, διακοπτüμενα συμβüλαισ, κλπ) τα ατοτελÝσριατα τηò οποßαò συνδυσ"στικÜ με τιò υφιστÜμενεò & με)J,οντικÝò δια,συνδÝσειò 1"ιε σ,γαιγοιßò Þ α),λεò εγκαταmÜσει òbστε αιιτü να αποτε;)"Ýσει τη βÜση γLα την ατüφα,σι1- _ζ ΥΦΑ αγαδει,κνßιουν τον ρüλο τηò ΥΑΦΑ και |-ιε γνþμονα την κατÜ το δυνατüν πιο ολοκληρωμÝνι1 και αποδοτικ1 λειτουργßα τι-lò ΥΑΦΑ σε Lιlα εýρυθμη, εγχþρια και περιφερειακj αγορÜ αερßου, επισιlμαßνουμε τα ακüλουθα προò περαιτÝρω προβληματισμü: εξετÜστηκε ι1 περßπτωση υιοθÝτησηò ενüò υβριδικοý συστιjμιατοò πρüσβασηò στην ΥΑΦΑ συνδυÜζονταò και τα δýο πλαßσια (ρυθμιζüμενο και υπü διαπραγμÜτευση), þστε να δηριιουργιlθεß Λεωφ, ΜεσογεΙων 2Ο7, ßτ5 25 ΑθÞνα, Τ. 2º0 67º 3030, Ε. infoΦdepθnetworks.gr depanetwβrk§.§I ,Ι f- &ξ§¸& ΥΠ§Ý*JνθmΡ{ Ýνα πιο ευνοθκü επενδυτικü περιβÜλλον για την υλοποßηστ1 του Ýργου και ταυτüχρονα να εξασφαλßζεται μια δυναμιÞ προσαρμογι!ò στη.τ εξÝλιξη τηò αγορÜò? b. αναλýθηκε η επßδραση τηò λειτουργßαò τιlò ΥΑΦΑ στο πλαßσιο εξισορρüπιlσºιò του Συστι1;_ιατοò (ενδ εικτικÜ στο κü mο ò εξισο ρ ρ üπη ση ò)? c. Ε,ξετÜστιlκε ο ρüλοò τηò ΥΑιDΑ στßlν περιφÝρεßα, σε επßπεδο ασφÜλειαò εφοδιασμοý αλλÜ και εμπορικü, μÝσω διασυνοριακÞò συνεργασßαò και σχετικοý ρυθμιιστικοý πλαισßου (ενδεικτικÜ pooling ριε γειτονικÞ αποθÞκη)? d, ΔιερευνÞθηκε εÜν θα παρÝχεται δυνατüπlτα πρüσβασιlò στην ΥΑΦΑ και τελικþν καταναλωτþν, εγχþριων ι\ ψl φλων'? ποιου μιεγÝθòιυò?), για προμιjθεια αερßου που αποθιlκεýεται σε αυτιß απü ΠροριηθευτÝò/χρÞστεò τηò? Σε ποιεò περιστÜσειò (πχ για τºιν εξισορρüπησι1 τουò)? Σε κÜθε περßπτωση εßναι ιòοινþò αποδεκτü πωò ºι πιο αποτελεσματικj προσÝγγισ,ß] για τllν επßτευξß1 του μÝγιστου βαθμοý στην εφοδιαστικι1 ασφÜλεια εßναι η ýπαρξη αγοριbν χωρßò δομικÝò στρεβλþσειò αγορÝò, üπου οι προβλÝψειò των Ευρωπαßκþν Ι(ωδßκων (CAM, CMP, TAR, Interoperability, ΒΑΙ-) του 3ου ενεργειακοý πακÝτου τυγχÜνουν ευ ρεßαò εφαρμογιlò. Ε,πιπροσθÝτωò, πιστεýουμε üτι οι üροι πρüσβασιlò πρÝπει να εßναι Üρτια δομηl_ιÝνοι Ýτσι þστε να μτlν θÝτουν περιορισμοýò και εl"ιπüδια στην βÝλτιστη αξιοποßιlσι-1 τηò που εßναι οι εμιπορικÝò συναλλαγÝò (του διασυνοριακοý εμπορßου συμπεριλαμιβανοριÝνου), δεδομÝνου üτι η YAιDd θα δημιιουργÞσει περιβÜλλον ενισχυμÝνου ανταγωνισμοý προò üφελοò των καταναλωτþν. Επßσηò, θα πρÝπει να διασφαλιστοýν επßπεδα ταριφþν στην αποθÞκη τÝτοια που να τιlν καθιστοýν ανταγωνιστικι1 σε σχÝση με τιò λοιπÝò πηγÝò ευελιξßαò του συστÞριατοò αερßου. Υπü το πρßσμα αυτü, η ενδεχüμενη επιβολη υποχρεþσεων σε ΠρομηθευτÝòγια διατÞρßlσι1 συγκεκριριÝνου αποθÝ;-ιατοò (κατ'αντανÜκλαση των αναγκαßων ποσοτιlτων σýμφωνα με το χαρτοφυλÜκτο των πελατþν τουò) Þ η υιοθÝτηση στρατηγικοý αποθÝματοò στην ΥΑΦΑ (που θα πρÝπει να οδηγεß σε επιβÜρυνση το]ν καταναλωτþν Ýωò τα επßπεδα του ισβοντοò σι1l-ερα τÝλουò ασφÜλειαò εφοδιασl,ιοý), αν και προσφÝρουν σημαντικü βαθμü βεβαιüτιlταò στιßν τροφοδοσßα και ωò προò την δÝσμευσι1 δυναμικüτηταò στºιν αποθÞκη, θα πρÝπει να τýχουν προσεχτικοý σχεδιασl,ιοý, σýμφωνα με τουò κανüνεò διαφÜνειαò και ισüτιμιηò μεταχεßρισηò, 1"ε ευελιξßα προσαρμογιjò στη δυναl-ιικß τηò αγορÜò και πÜντα κατüπιν διαβοýλευσηò με τουò συμμετÝχοντεò στ]ιν αγορÜ. προκειμÝνου να ελαχιστοποιηθοýν τυχüν επιπτþσειò στºιν αγορÜ (στρÝβλωση α,νταγωνισμοý). Β. ΙOετÝò ΠΑ 2022-203Ι ΔΕΣΦΑ Ωò προò ττlν ανÜγrq επαýξησηò του Συστι1l-ιατοò ΜεταφορÜò για την εξυπηρÝτηση τηò ΥΑΦΑ και επειδΙ1 η υλοποßηση τιlò επÝνδυσηò τηò ΥΑΦΑ εßναι και υψηλοý κüστουò και απαιτεß χρüνο, εßναι εξαιρετιΙοlò σημασßαò να βρεθεß σýντομα βιþσιμιι1 λýση, þστε η αποθÞκη να Ýχει το ρÝγιστο βαθμü Λεωφ. Μεσογε|ων 20Ζ 115 25 ΑθÞνα, Τ. 2ºΟ 67] 3030, Ε, info€ιdepanetv/orks.gΓ depanetιv*Iks,gr Α r§ ÝΕιºΑ ÝιχτΥΑ &ιΑ}ß9ΗΗt διαλειτουργικüτηταò με το ΕΣΜΦΑ αλλÜ και το ενιαßο σýστηpια αγωγþν φυσικοý αερßου στην χþρα (των Δικτýων Διανομιßò συμπεριλαριβανομÝνων), το οποßο θα μπορεß να υποδεχθεß και ανανεþσιμα αÝρια. Η βιωσιμüτιιτα τºιò üποιαò επιλογιlò θα πρÝπει να βασßζεται στιò αρχÝò τºιò οιι(ονοι_ιßκÞò αποδοτικüτηταò τηò επÝνδυσηò, τηò αποφυγÞò δημιουργßαò υπο-χρησιι-ιοποιοýμενων υποδομþν (stranded assets) και τηò αναλογικüτηταò των χρεþσεων των χρηστþν φυσικοý αερßου στην Ε,λλÜδα, προκειμÝνου αυτοß να επιβαρυνθοýν εýλογα κüστη που τουò αναλογοýν και να ι-ιην καταστεß, εν τÝλει, το φυσικü αÝριο στην χþρα μη ανταγωνιστικü. Ωò εκ τοýτου, η πρüταση του ΔΕΣΦΑ για επÝκταση τηò υφιστÜμενηò δυναμικüτιlταò του ΣυστÞματοò ΜεταφορÜò |ιε κατασκευÞ παρÜλληλου αγωγοý θα πρÝπει να τεκμηριωθεß σττlν σχετικτj μελÝτη σκοπιμüτηταò με ανÜλυση κüστουò-οφÝλουò, που θα λαμβÜνει υπüψη τηò, αφενüò, την συμβολιº ,ηò ΥΑΦΑ στιlν αποτελεσματικÞ λειτουργßα üμ μüνο τηò εγχþριαò αλλÜ και τºιò περιφερειακηò αγορÜò αερßου, αφετÝρου, τα προγραμματισμÝνα Ýργα στο Σýστημα ΜεταφορÜò αλλÜ και στα Δßκτυα ΔιανομÞò υπü το πρßσμα ενüò ενιαßου'συστÞματοò αερßου -Ýστω και ωò δοκιμαmιÞ Üσκηση, ΕπιπροσθÝτωò, θα μποροýσε να εξεταστεß και το üφελοò που προκýπτει απü την ΥΑΦΑ απü την ανÜπτυξη των μονÜδων Polver-to-Gas σε Ýνα συζευγριÝνο σýστημα ενÝργειαò (ηλεκτριÞò και αερßου), με αυξημÝνεò ανÜγκεò ευελιξßαò λüγω τηò μεταβλητüτηταò των ΑΠΕ στιlν παραγωγÞ ΗΒ (μια ολιστικÞ προσÝγγιση στον σχεδιασμü των ενεργειακþν συστημÜτων φαßνεται üτι θα τρÝπει πλÝον να αρχ[σει να εφαρμüζεται). Κατ'αυτüν τον τρüπο, θα βρεθοýν πιο εýκολα και οι τηγÝò χρηματοδüτησηò των επενδýσεων στα πλαßσια τηò ενεργειακηò μετÜβασιlò στην κλιματικj ουδετερüτητα. ΠαραμÝνουμε στº]ν διÜθεση σαò για οποιαδÞποτε περαιτÝρω συνεργασßα. Μαρßα ΣχοινÜ Διευθýντρια Δραστη ριοτÞτων ΣτρατηγικÞò και Ρυθ μιστικþν ΘεμÜτων Λεωφ. Μεσογεßων 207, ]Ι5 25 ΑθÞνα, Τ.2º0 67º 3030, Ε. infoΦdθpanetworks.gr depanetισork§.gr Προς Καθ. κ. Αθ. Δαγούμα Προέδρο Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ) Πειραιώς 132 Αθήνα 11754 Μαρούσι, 11 Απριλίου 2022 Θέμα: Η από 28.02.2022 δημόσια διαβούλευση της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας Αξιότιμε κύριε Πρόεδρε, Στο πλαίσιο της ως άνω δημόσιας διαβούλευσης (εφεξής «ΔΔ») της ΡΑΕ, παραθέτουμε τα σχόλιά μας. Σημειώνουμε ότι όλοι οι όροι της παρούσας επιστολής έχουν την έννοια η οποία τους προσδίδεται στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031, στο Πλαίσιο Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας (εφεξής «Πλαίσιο Κανονισμού ΥΑΦΑ») και στον Κώδικα Διαχείρισης του Εθνικού Συστήματος Φυσικού Αερίου (εφεξής «Κώδικας ΔΕΣΦΑ»). (α) Ως προς την εισήγηση του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 20222031. Το υπό διαβούλευση Πρόγραμμα Ανάπτυξης δεν περιέχει ουδεμία πρόβλεψη για την επαύξηση της δυναμικότητας του Συστήματος Μεταφοράς παρότι, όπως προκύπτει από το Πλαίσιο Κανονισμού ΥΑΦΑ, ο προτεινόμενος από την ΡΑΕ σχεδιασμός αφορά σε Δυναμικότητα Εισπίεσης (Injection rate) 80 GWh/d (~7 εκ. Nm3 /d) και Δυναμικότητα Απόληψης (Withdrawal rate) 103 GWh/d (~9 εκ. Nm3/d). ‘Όπως είναι γνωστό, η δυναμικότητα του Συστήματος Μεταφοράς κατάντι της Νέας Μεσημβρίας κατά την περίοδο 2022-2027 δεν υπερβαίνει τα 19.9 Νm3/d και αυτό μόνο μετά την έναρξη λειτουργίας του σταθμού συμπίεσης στην Αμπελιά και της αναβάθμισης του σταθμού συμπίεσης της Νέας Μεσημβρίας1. Επομένως, χωρίς περαιτέρω αναβάθμιση, το Σύστημα Μεταφοράς δεν μπορεί να προσφέρει αδιάλειπτη και ανεξάρτητη από Σημείο Εξόδου Μεταφορική Ικανότητα για μεταφορά αερίου από την ΥΑΦΑ και δεν μπορεί να εξυπηρετήσει τον σχεδιαζόμενο ρυθμό απόληψης. Τα μόνα προϊόντα δυναμικότητας που μπορούν να εξυπηρετήσουν τους Χρήστες Μεταφοράς που θα παραλαμβάνουν αέριο από την ΥΑΦΑ αφορούν σε Ανταγωνιστική ή Συσχετισμένη Μεταφορική Ικανότητα Παράδοσης. Είναι όμως τουλάχιστον παράδοξο, μία αποθήκη φυσικού αερίου, η οποία ουσιαστικά 1 Ενδεικτικά: Πρόβλεψη Τεχνικών Δυναμικοτήτων Σημείων Εισόδου/Εξόδου για την επόμενη 10ετία, πηγή ΔΕΣΦΑ. Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 1 σχεδιάζεται για να αυξήσει το κοινωνικό όφελος (social welfare) μέσω της συνεισφοράς της στην ασφάλεια τροφοδοσίας της χώρας και προκειμένου να διαφυλαχθούν οι Έλληνες καταναλωτές από απότομες διακυμάνσεις τιμών στην Ευρωπαϊκή χονδρεμπορική αγορά ενέργειας - όπως αυτές των τελευταίων μηνών - να μην μπορεί να λειτουργήσει, ή να λειτουργεί υπό συνθήκη λόγω ανεπάρκειας του Συστήματος Μεταφοράς. Το γεγονός της αδυναμίας εξυπηρέτησης των ροών από την ΥΑΦΑ αποτυπώνεται και στις σελίδες 24-25 της αιτιολογικής σκέψης της ΡΑΕ επί του Πλαισίου Κανονισμού ΥΑΦΑ, όπου η Αρχή αναγνωρίζει ότι η εξυπηρέτηση της ΥΑΦΑ πιθανώς να μπορεί να πραγματοποιηθεί (α) με υποαξιοποίηση της δυναμικότητας στους Κήπους και (β) μέσω της προσφοράς ανταγωνιστικής δυναμικότητας σε ημερήσιο επίπεδο για τα εμπορικά οφέλη των Χρηστών, ενώ δεν γίνεται καμία μνεία σε θέματα ασφάλειας εφοδιασμού. Περαιτέρω, στην σελίδα 30 του Πλαισίου Κανονισμού ΥΑΦΑ και στο κείμενο ανακοίνωσης της ΡΑΕ για την ΔΔ, αναφέρεται ότι η ενδεχόμενη επαύξηση δυναμικότητας του Συστήματος προκειμένου για την εξυπηρέτηση των Χρηστών Μεταφοράς που θα παραλαμβάνουν αέριο από την ΥΑΦΑ θα βαρύνει τους Χρήστες αυτούς και θα είναι αποτέλεσμα Market Test στο οποίο ενδεχομένως να συμμετέχουν και άλλοι ενδιαφερόμενοι, οι οποίοι θα παραλαμβάνουν αέριο από άλλες υποδομές. Σημειώνουμε εντούτοις ότι, ήδη από το 2017, με τον Κανονισμό (ΕΕ) 2017/460 για τη θέσπιση κώδικα δικτύου σχετικά με την εναρμονισμένη διάρθρωση των τιμολογίων μεταφοράς αερίου (εφεξής «EU NC TAR»), η Ευρωπαϊκή Επιτροπή αναγνωρίζει τη γενική συνεισφορά των υπόγειων αποθηκών φυσικού αερίου στην ευελιξία του συστήματος και την ασφάλεια του εφοδιασμού και προτάσσει την εισαγωγή έκπτωσης στα σημεία εισόδου/εξόδου σε/από αποθήκες. Η όποια έκπτωση κοινωνικοποιείται (και ανακτάται) από άλλα σημεία του συστήματος μεταφοράς (βλ. άρθρο 9 και αιτιολογική σκέψη

(4)του Κανονισμού). Ως αποτέλεσμα μάλιστα της ευρύτερης ενεργειακής κρίσης η οποία διαμορφώθηκε μετά την εισβολή της Ρωσίας στην Ουκρανία, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή προτείνει, μεταξύ άλλων εργαλείων, και την πλήρη απαλλαγή των Χρηστών Μεταφοράς από την υποχρέωση καταβολής ταριφών στα σημεία εισόδου και εξόδου από υπόγεια αποθήκη2. Λαμβάνοντας υπόψη τα ανωτέρω, θεωρούμε απολύτως απαραίτητο να περιληφθούν στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης 2021-2030 του ΔΕΣΦΑ οι αναγκαίες υποδομές του Συστήματος Μεταφοράς για την εξυπηρέτηση της ΥΑΦΑ. Τα κόστη για την ανάπτυξη των υποδομών θα ανακτηθούν από τους Χρήστες του Συστήματος Μεταφοράς λαμβάνοντας υπόψη τις προβλέψεις του EU NC TAR και τις νέες προτάσεις της Επιτροπής, όπως αυτές τελικά διαμορφωθούν. Σε κάθε περίπτωση σημειώνουμε ότι, το αντικείμενο του εν εξελίξει διαγωνισμού του ΤΑΙΠΕΔ σχετικά με την ανάπτυξη και λειτουργία της ΥΑΦΑ αφορά αποκλειστικά στην μετατροπή του εξαντλημένου κοιτάσματος φυσικού αερίου Νότιας Καβάλας σε υπόγεια αποθήκη φυσικού αερίου και κατόπιν στην λειτουργία αυτής και σε καμία περίπτωση δεν αφορά και στην 2 Communication from the Commission to the European Parliament, the European Council, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions: REPowerEU: Joint European Action for more affordable, secure and sustainable energy, COM/2022/108 final. Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council amending Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council concerning measures to safeguard the security of gas supply and Regulation (EC) n°715/2009 of the European Parliament and of the Council on conditions for access to natural gas transmission networks, COM

(2022)135 final. Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 2 ανάπτυξη του Συστήματος Μεταφοράς, τα κόστη του οποίου δεν μπορούν να βαρύνουν τον επενδυτή της ΥΑΦΑ (και τους χρήστες αυτής). Επισημαίνουμε επιπλέον ότι, εκ των δύο Προεπιλεγέντων Επενδυτών στην δεύτερη (δεσμευτική) φάση υποβολής προσφορών στον διαγωνισμό, ο ένας αποτελεί κοινοπραξία με πλειοψηφική συμμετοχή του ΔΕΣΦΑ. Επομένως, η μη εισαγωγή, εξαρχής, των έργων ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης, όπως προβλέπεται από τον Νόμο 4001/2011 και τον Κώδικα για λόγους ασφάλειας πρόληψης συμφόρησης και καταστάσεων εκτάκτου ανάγκης (Άρθρο 92, παρ 2(Γ)), δημιουργεί συνθήκες διακριτικής μεταχείρισης μεταξύ των διαγωνιζομένων αφού η ως άνω αναφερόμενη κοινοπραξία μπορεί (μέσω του ΔΕΣΦΑ) τελικά να διεκδικήσει και να πετύχει την ανάκτηση του σχετικού κόστους από τους Χρήστες Μεταφοράς και αντιστοίχως δυνητικά να λάβει υπόψη αυτό το ενδεχόμενο κατά τη διαμόρφωση της οικονομικής της προσφορά στο ΤΑΙΠΕΔ. Προφανώς αυτό δεν ισχύει για τoν δεύτερο διαγωνιζόμενο, δηλαδή την εταιρεία μας Energean Oil and Gas S.A. (β) Ως προς το Πλαίσιο Κανονισμού ΥΑΦΑ. Το Πλαίσιο Κανονισμού ΥΑΦΑ βασίζεται

(1)σε αριθμητικές παραδοχές επί του κόστους της ΥΑΦΑ οι οποίες χρήζουν σημαντικής αναθεώρησης,

(2)σε αντίστοιχες, μη ισχύουσες παραδοχές σχετικά με το κοινωνικό όφελος το οποίο προκύπτει από την λειτουργία της ΥΑΦΑ και

(3)σε λανθασμένη εφαρμογή του μοντέλου που αφορά στην ρυθμιζόμενη πρόσβαση τρίτων (rTPA) σε μία υποδομή φυσικού αερίου σύμφωνα με την Οδηγία 2009/73/ΕC. Περαιτέρω, μέσω της λύσης του ΤΑΦΑ για την ανάκτηση μέρους το κόστους της υποδομής, δεν εξυπηρετείται ο βασικός στόχος της ασφάλειας εφοδιασμού περί διασφάλισης της διατήρησης αποθέματος, γεγονός που αναγνωρίζεται από τη ΡΑΕ στη σελίδα 19 του Πλαισίου Κανονισμού. Τέλος, σημειώνουμε ότι, το γεγονός ότι η ΥΑΦΑ εξακολουθεί και είναι έργο κοινού ενδιαφέροντος, δεν σημαίνει ότι η χρηματοδότησή της μέσω CEF είναι εξασφαλισμένη ούτε ότι το ύψος της εν λόγω χρηματοδότησης είναι διασφαλισμένο. Σημειώνεται ότι, από τα 138 έργα τα οποία έχουν ενταχθεί στο CEF3, μόλις 8 (δηλαδή ποσοστό μόλις 5.7%) έχουν λάβει χρηματοδότηση η οποία υπερβαίνει τα 100 εκατ. Ευρώ. Η ΥΑΦΑ, η οποία πλέον αξιολογείται ευρύτατα ως αναγκαία για την ασφάλεια της τροφοδοσίας της χώρας σε εθνικό επίπεδο, θα πρέπει να χρηματοδοτηθεί τουλάχιστον σε μέρος της από το Ταμείο Ανάκαμψης ή κάποιο ΕΣΠΑ κατ’ αναλογία του FSRU της Αλεξανδρούπολης. Σημειώνουμε ότι η χρήση των αποθηκών της Ιταλίας δεν εγγυάται διαθεσιμότητα των στρατηγικών αποθεμάτων στο πλαίσιο μιας ευρύτερη διακοπής στη ροή αερίου (δηλαδή και μέσω TAP). Σε τέτοια περίπτωση, θα είναι αδύνατη η μεταφορά του αερίου από την Ιταλία αφού ο TAP δεν διαθέτει συμπιεστή ανάστροφης ροής στο σημείο εισόδου στην Ιταλία ενώ θα πρέπει να εξεταστεί εάν και το σύστημα της SNAM θα είναι σε θέση να εξυπηρετήσει τις σχετικές ροές. Παρακάτω παραθέτουμε αναλυτικά μερικά σχόλια επί κάποιων συγκεκριμένων σημείων.

Κόστος Επένδυσης Αποθήκης ΥΑΦΑ Η ΡΑΕ προσδιορίζει το κόστος κεφαλαίου της ΥΑΦΑ βάσει του Κεντρικού Σεναρίου (Medium Case) της Μελέτης Κόστους-Οφέλους που διεξήγαγε η εταιρεία Frontier Economics για 3 https://ec.europa.eu/inea/sites/default/files/cefpub/cef_energy_key-figures-2020-web.pdf Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 3 λογαριασμό του ΤΑΙΠΕΔ το 20214 (εφεξής «CBA-ΤΑΙΠΕΔ Μελέτη»). Το ποσό του CAPEX προέρχεται, όπως αναγνωρίζεται στην μελέτη, από την από το έτος 2011 προεκτίμηση της Εταιρείας μας (305 mil €) προσαρμοσμένη με το Upstream Capital Costs Index της IHS Markit ώστε να ανταποκρίνεται στην περίοδο του πρώτου μισού του 2020 – περίοδος η οποία αντιστοιχεί όμως στην γενικότερη οικονομική κρίση λόγω COVID. Προφανώς, οι παραδοχές αυτές δεν ισχύουν σήμερα. Ενδεικτικά και μόνο αναφέρουμε ότι ο εν λόγω δείκτης είχε την τιμή περί το 170 στο πρώτο τρίμηνο του 2020 ενώ προσεγγίζει το 200 σήμερα
Επιπλέον σημειώνουμε ότι το τελικό κόστος μιας επένδυσης προσδιορίζεται με ακρίβεια μόνο σε μεταγενέστερο στάδιο π.χ. κατά την ανάθεση ενός EPC συμβολαίου. Αντιστοίχως, το κόστος του απαραίτητου για την λειτουργία της αποθήκης αερίου πλήρωσης (cushion gas) προσδιορίζεται στο Πλαίσιο Κανονισμού ΥΑΦΑ στα 50 εκ Ευρώ, δηλαδή αποτιμάται σε περί τα 12 €/ΜWh (για όγκο αερίου πλήρωσης περί τα 350 εκατ Νm3). Η τιμή αυτή, όχι μόνο δεν αντιστοιχεί στα σημερινά δεδομένα αλλά ούτε και στα δεδομένα από προθεσμιακά συμβόλαια των επόμενων ετών
Το Πλαίσιο Κανονισμού θα πρέπει να περιλαμβάνει ρυθμίσεις ώστε το κεφαλαιουχικό κόστος, το κόστος λειτουργίας και το κόστος του αερίου πλήρωσης να αντιστοιχούν σε πραγματικά δεδομένα κατά το χρόνο σύναψης του EPC και πλήρωσης της αποθήκης, όπως ισχύει στο σύνολο των υποδομών φυσικού αερίου στην Ευρώπη (βλ. και παράγραφο 3 κατωτέρω σχετικά με την ευρωπαϊκή πρακτική).
Παραδοχές σχετικά με το κοινωνικό όφελος Η ΡΑΕ αποτιμά το κοινωνικό όφελος από την λειτουργία της αποθήκης σε 160 εκατ. Ευρώ βάσει των αποτελεσμάτων της CBA-ΤΑΙΠΕΔ Μελέτης για 3 σενάρια και θεωρώντας μία πιθανότητα εμφάνισης 80% για το βασικό σενάριο και από 10% για τα λοιπά δύο. Δεν θα σταθούμε στην πιθανότητα εμφάνισης κάθε σεναρίου βάσει των πραγματικών δεδομένων όπως έχουν διαμορφωθεί την τελευταία διετία. Αξίζει ωστόσο να επισημάνουμε ότι, οι παραδοχές οι οποίες αφορούν στον συντελεστή μείωσης του κόστους προμήθειας αερίου (Reduction in Cost of Gas Supply7) και στους συντελεστές ασφάλειας εφοδιασμού χρήζουν επανεκτίμησης, αφού δεν αντικατοπτρίζουν τις τρέχουσες συνθήκες. Για παράδειγμα, η μελέτη λαμβάνει υπόψη διακύμανση τιμών του φυσικού αερίου μόλις της τάξης των 2 έως 3.5 €/MWh ενώ εξετάζει την ασφάλεια εφοδιασμού μόνο σε περίπτωση διακοπής παραλαβών αερίου σε μορφή LNG ή από Τουρκία/TAP και δεν αντιμετωπίζει το θέμα της τυχόν διακοπής (ή ηθελημένης απεξάρτησης) από το ρωσικό αέριο. Περαιτέρω, σημειώνουμε ότι, όπως αναγνωρίζεται πλέον και από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή στην από 23 Μαρτίου 2022 ανακοίνωσή της8, οι ισχύοντες κανόνες της ΕΕ για την ασφάλεια του εφοδιασμού με αέριο σχεδιάστηκαν έχοντας υπόψη εξαιρετικά ψυχρούς χειμώνες ή μικρής κλίμακας διαταραχές του εφοδιασμού, ωστόσο δεν παρέχουν επαρκή μέτρα για την αντιμετώπιση των κινδύνων για την ασφάλεια του εφοδιασμού και της αστάθειας των 4 Tο υπ' αριθ. 15 Σχετ της ΔΔ, με ημερομηνία πρωτ ΡΑΕ 30.10.2021 5 https://ihsmarkit.com/info/cera/ihsindexes/index.html 6 Βλ. για παράδειγμα https://www.cmegroup.com/trading/energy/natural-gas/dutch-ttf-natural-gas-calendarmonth_overview.html 7 Πρόκειται για τον συντελεστή με το όνομα Benefit of trade στην CBA-ΤΑΙΠΕΔ Μελέτη 8 https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_1936 Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 4 αγορών αερίου που ισχύουν σήμερα. Η αποθήκευση αερίου μπορεί να διαδραματίσει σημαντικό ρόλο στην κατοχύρωση της ασφάλειας εφοδιασμού της ΕΕ, καλύπτοντας, κατά τους συνήθεις χειμώνες, το 25-30 % του αερίου που καταναλώνεται σε ολόκληρη την ΕΕ. Σημειώνουμε ότι η Επιτροπή στην ως άνω ανακοίνωση της αλλά και στο πλαίσιο του νέου προτεινόμενου κανονισμού9, αναγνωρίζει ότι οι εγκαταστάσεις αποθήκευσης αερίου αποτελούν στρατηγικές υποδομές ζωτικής σημασίας (strategic assets and critical for the security of supply) για την Ευρωπαϊκή Ένωση και τα κράτη μέλη και προτείνει την εισαγωγή υποχρέωσης πλήρωσης τους στο 90% από το έτος 2023 και εφεξής. Προφανώς η εν λόγω υποχρέωση δεν συνάδει με τις ρυθμίσεις του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης περί εγγύησης μόνο μέρους του απαιτούμενου εσόδου, εν προκειμένω έως 50% και κατά μέγιστο έως 160 εκατ. Ευρώ.
Mοντέλο ρυθμιζόμενης πρόσβασης τρίτων (rTPA) Κατά τα προβλεπόμενα στην παράγραφο 5 του άρθρου 2 της Κοινής Υπουργικής Απόφασης ΥΠΕΝ/ΔΥΔΡ/26579/675 (ΦΕΚ Β’847/13.03.2020, εφεξής «ΚΥΑ»), η ΥΑΦΑ θα λειτουργεί υπό καθεστώς ρυθμιζόμενης πρόσβασης τρίτων (rTPA). Ωστόσο, η ρυθμιζόμενη πρόσβαση τρίτων (rTPA), αφορά από την μία στην έγκριση του ρυθμιστή των κανόνων πρόσβασης, των τιμολογίων και της μεθοδολογίας τιμολόγησης (περιλαμβανομένης και της απόδοσης της επένδυσης) αλλά από την άλλη την δέσμευση του ρυθμιστή περί διασφάλισης της βιωσιμότητας των υποδομών κατά το άρθρο 41 της Οδηγίας. Σε εφαρμογή του παραπάνω νομικού/ρυθμιστικού πλαισίου, οι κανονισμοί τιμολόγησης των υπόγειων αποθηκών φυσικού αερίου της Ευρωπαϊκής Ένωσης υπό rTPA10 προβλέπουν ότι το απαιτούμενο έσοδο είναι εγγυημένο σε ποσοστό 100%. Όπου προβλέπεται μικρότερο ποσοστό, αυτό αφορά μόνο περιπτώσεις ενίσχυσης της αποδοτικότητας του διαχειριστή – παράδειγμα τέτοιων προσεγγίσεων αποτελούν οι αντίστοιχες αποφάσεις των ρυθμιστών για τις αποθήκες της Ιταλίας υπό rTPA11 και της Γαλλίας
Για την πρώτη (Ιταλία), το απαιτούμενο έσοδο είναι εγγυημένο κατά 100% εκτός από την περίπτωση αποθηκών οι οποίες εντάσσονται σε μηχανισμό ενίσχυσης αποδοτικότητας βάσει ιστορικών στοιχείων λειτουργίας, για τις οποίες το έσοδο είναι εγγυημένο σε ποσοστό 90%. Για τη δεύτερη 9 Βλ υποσημείωση υπ. αρ. 2 10 Υπόγειες αποθήκες φυσικού αερίου υπό καθεστώς rTPA υφίστανται στις ακόλουθες χώρες: Βέλγιο, Βουλγαρία, Κροατία, Γαλλία, Ουγγαρία, Ιταλία, Λετονία, Πολωνία, Πορτογαλία, Ρουμανία, Ισπανία, πηγή Gas Storage Europe. 11 Απόφαση ARERA R 23 Ottobre 2019, 419/2019/R/GAS Regolazione tariffaria per il servizio di stoccaggio del gas naturale per il quinto periodo di regolazione 2020-2025 (RTSG) και Allegato A alla deliberazione 67/2019/R/GAS Regolazione in materia di garanzia di libero Accesso al servizio di stoccaggio del gas Naturale (RAST) 12 CRE DELIBERATION N°2018-068 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 22 mars 2018 portant décision sur le tarif d’utilisation des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel de Storengy, TIGF et Géométhane à compter de 2018 και DELIBERATION N°2018-069 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 22 mars 2018 portant décision d’introduction d’un terme tarifaire stockage dans le tarif d’utilisation des réseaux de transport de GRTgaz et TIG Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 5 (Γαλλία), το απαιτούμενο έσοδο είναι εγγυημένο σε ποσοστό 97.3% ομοίως για την ενίσχυση της αποδοτικότητας (efficiency) του διαχειριστή . Επομένως, η πρόταση της ΡΑΕ περί εγγύησης μέρους μόνο του απαιτούμενου εσόδου, εν προκειμένω έως 50%, δεν είναι συμβατή με το πνεύμα της Ευρωπαϊκής νομοθεσίας σχετικά με την ρυθμιζόμενη πρόσβαση τρίτων σε εγκαταστάσεις φυσικού αερίου και δεν συνάδει με τον τρόπο με τον οποίο εφαρμόζονται οι επιταγές του Ευρωπαίου νομοθέτη στις αποθήκες με rTPA στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Με τα νέα δε δεδομένα που έχουν διαμορφωθεί τους τελευταίους μήνες περί ασφάλειας τροφοδοσίας, σταδιακής απεξάρτησης από τη Ρωσία και αστάθειας των τιμών αερίου, η πρόταση της ΡΑΕ απέχει σημαντικά και από την υπό διαμόρφωση νέα Ευρωπαϊκή νομοθεσία. Η προτεινόμενη ρυθμιστική προσέγγιση, η οποία στην πράξη επιχειρεί να συνδυάσει στοιχεία μιας ρυθμιζόμενης υποδομής (π.χ. έγκριση WACC από τον ρυθμιστή, υποχρεωτική πρόσβαση τρίτων) με στοιχεία μιας υποδομής λειτουργούσας υπό καθεστώς εξαίρεσης κατά το άρθρο 36 της Οδηγίας (μη εγγυημένο έσοδο), δημιουργεί τεράστια αβεβαιότητα στους ενδιαφερόμενους επενδυτές. Σημειώνουμε ότι στα 19 χρόνια (μετρώντας από την Οδηγία 2003/55/ΕΚ), δεν έχει υπάρξει ούτε μία υπόγεια αποθήκη φυσικού αερίου η οποία να έχει αδειοδοτηθεί και λειτουργήσει υπό καθεστώς εξαίρεσης (άρθρο 36 της Οδηγίας 2009/73/EΚ ή άρθρο 22 της 2003/55/ΕΚ) Ακόμη όμως και σε καθεστώς εξαίρεσης, ο επενδυτής πρώτα διασφαλίζει το απαιτούμενο έσοδο (μέσω της σύναψης μακροχρόνιων συμβάσεων) και μετά προχωρεί στην πραγματοποίηση της επένδυσης εφόσον το έσοδό του διασφαλίζεται. Στην περίπτωση της ΥΑΦΑ οι επενδυτές, μέσω του διαγωνισμού του ΤΑΙΠΕΔ, καλούνται πρώτα να αποκτήσουν την αποθήκη και μετά να διερευνήσουν την χρηματοδότησή της ! Είναι επίσης ενάντια στην πρακτική, όχι μόνο των ρυθμιζόμενων αλλά και του συνόλου των υποδομών, η πρόταση της ΡΑΕ στο Άρθρο 4 παράγραφος 4(i) περί εισαγωγής μέγιστου ορίου 350 εκ. ευρώ όσον αφορά το κόστος κτήσης και ανάπτυξης παγίων. Είναι πάγια τακτική, το κόστος κτήσης και ανάπτυξης παγίων να είναι αυτό το οποίο προκύπτει από όλα τα επιμέρους πραγματικά κόστη για την κατασκευή μίας υποδομής, όπως έχουμε αναφέρει και στην υπό στοιχείο

(1)της παρούσας ενότητας. Για τις ρυθμιζόμενες υποδομές τα εν λόγω κόστη ελέγχονται βεβαίως από τον ρυθμιστή βάσει συγκρίσεων με άλλες υποδομές, όπως επιτάσσει η Οδηγία ή και με την συμβολή τρίτων μερών13. 13 Βλ για παράδειγμα, Απόφαση του Βέλγου Ρυθμιστή CRE, Αrrêté fixant laméthodologie tarifaire pour le réseau de transport de gaz naturel, l’installation de stockage de gaz naturel et l’installation de GNL pour la période régulatoire 2020-2023. Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 6 Παρακαλούμε την ΡΑΕ να επανεξετάσει τόσο το Πρόγραμμα Ανάπτυξης ΔΕΣΦΑ όσο και το Πλαίσιο του Κανονισμού Τιμολόγησης, λαμβάνοντας υπόψη τα παραπάνω αλλά και την υπό διαμόρφωση νέα ευρωπαϊκή πραγματικότητα. Με εκτίμηση, Για την ENERGEAN OIL & GAS S.A. ______________________ Κατερίνα Σάρδη Διευθύνουσα Σύμβουλος Λεωφ. Κηφισίας 32, Atrina Center 17ος Όροφος, Μαρούσι, Αθήνα 15125 Tηλ: +30 210 8174200, Φαξ: +30 210 8174299 www.energean.com 7 Θέμα: Δημόσια διαβούλευση επί σχεδίου για το Πλαίσιο Κανονισμού Τιμολόγησης της Υπόγειας Αποθήκης Φυσικού Αερίου Νότιας Καβάλας (ΥΑΦΑ) Αξιότιμοι κύριοι, Αναφορικά με το Πλαίσιο Κανονισμού Τιμολόγησης της ΥΑΦΑ Νότιας Καβάλας, θα θέλαμε να εκφράσουμε την ικανοποίησή μας για αυτή την πρωτοβουλία της ΡΑΕ η οποία βοηθά στην ωρίμανση ενός έργου κρίσιμου για την ενεργειακή ασφάλεια της χώρας. Έχοντας ωστόσο υπόψη και τις σημαντικές εξελίξεις στην αγορά φυσικού αερίου μετά τη σύνταξη του Πλαισίου, θα θέλαμε να επισημάνουμε τα κάτωθι: 1. Στη σελίδα 14 του κειμένου της διαβούλευσης αναφέρεται ότι για την αξιολόγηση της συνεισφοράς της υποδομής η Αρχή απέδωσε σε κάθε σενάριο (βασικό, χαμηλό, υψηλό) μια πιθανότητα εμφάνισης, 80%, 10% και 10% αντίστοιχα. Δεδομένης της τρέχουσας γεωπολιτικής συγκυρίας η οποία ξεκίνησε να εκτυλίσσεται κατόπιν της έναρξης της διαβούλευσης και της εν λόγω αξιολόγησης, κρίνεται εύλογο να επανεξεταστούν οι ως άνω πιθανότητες εμφάνισης των σεναρίων καθώς εκτιμάται ότι η πιθανότητα εμφάνισης των έκτακτων καταστάσεων που περιγράφονται στο υψηλό σενάριο είναι υψηλή.. Τονίζεται δε ότι και στη πρόταση κανονισμού της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για την τροποποίηση του κανονισμού 2017/1938 η οποία δόθηκε στη δημοσιότητα στις 23/3/2022 αναγνωρίζεται η ανάγκη να ληφθούν υπόψη οι γεωπολιτικοί κίνδυνοι και όχι μόνο οι ακραίες καιρικές συνθήκες ή ο περιορισμός στις υποδομές καθώς αναφέρεται ότι: “

c)Objectives of the proposal This proposal aims at addressing the very significant risks for security of supply and the Union’s economy resulting from the dramatically changed geopolitical situation. The proposal aims notably at ensuring that storage capacities in the Union, which are crucial to ensure security of supply, do not remain unused, to ensure that storages can be shared across the Union, in a spirit of solidarity.” “The impact of the armed conflict at the borders of the Union has shown that the existing security of supply rules are, however, not adapted to sudden major geopolitical developments, where supply shortages and price peaks may not only result from the failure of infrastructure or extreme weather conditions, but also for instance from intentional major events and longer lasting or sudden supply interruptions. It is therefore necessary to address the sudden greatly increased risks resulting from the current changes in the geopolitical situation” 2. Στη σελίδα 21 του κειμένου της διαβούλευσης αναφέρεται: “Επειδή, βάσει των ανωτέρω, η ασφάλεια εφοδιασμού της χώρας διασφαλίζεται με την διατήρηση αποθεμάτων της τάξης των 167-180 εκατ. Nm3, το οποίο αντιστοιχεί επίσης σε περίπου 50% του Ετήσιου Διακινούμενου Όγκου της ΥΑΦΑ και δύναται, συνεπώς, να εξασφαλίσει στο Διαχειριστή της ΥΑΦΑ έως το 50% του Απαιτούμενου Εσόδου του.” Η ανωτέρω αναφορά υποδεικνύει Ετήσιο Διακινούμενο Όγκο της ΥΑΦΑ ύψους έως 360 εκατ. Nm3. Ωστόσο, στη σελίδα 28 αναφέρεται ως κατ ελάχιστον προϋπόθεση για την ισχύ του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης, Ετήσιος Ενεργός Διακινούμενος Όγκος (Working gas volume) 6.063 GWh ο οποίος αντιστοιχεί σε ύψος άνω των 500 εκατ. Nm3. Επομένως, η διατήρηση αποθεμάτων της τάξης των 167-180 εκατ. Nm3, ως μέτρο από μόνο του, δεν θα εξασφαλίσει στον Διαχειριστή το 50% του Απαιτούμενου εσόδου του όπως αναφέρεται στην ως άνω παράγραφο της σελ. 21. 3. Αναφέρεται στη σελίδα 26 του κειμένου της διαβούλευσης “Αντιθέτως, στον βαθμό που η ενίσχυση του ΕΣΦΑ θεωρηθεί από τον φορέα εκμετάλλευσής της ως αναγκαία για τη μέγιστη δυνατή εμπορική αξιοποίηση της αποθήκης, τότε το κόστος της εν λόγω επένδυσης δύναται να συμπεριλαμβάνεται στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης ως «έργο τρίτου», με την ανάληψη της εν λόγω δαπάνης καταρχάς από τον φορέα εκμετάλλευσης της ΥΑΦΑ και τη μετακύλισή του εν συνεχεία στα Τιμολόγια Χρήσης της ΥΑΦΑ”. Ωστόσο, θα πρέπει να ληφθούν υπόψη και τυχόν οφέλη που θα προκύψουν για μελλοντικά έργα στην περιοχή (FSRU Αλεξανδρούπολης) από την ενίσχυση του Συστήματος Μεταφοράς. 4. Στη σελίδα 28 του κειμένου της διαβούλευσης αναφέρεται: “Για το λόγο αυτό, η ΡΑΕ θεωρεί εύλογη –υπό την προϋπόθεση κοινοποίησης από την ελληνική Πολιτεία και τελικής έγκρισης από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή– την ανάκτηση μέσω της εσωτερικής αγοράς ΦΑ (κοινωνικοποίηση) μέρους του Απαιτούμενου Εσόδου κάθε Ρυθμιστικής Περιόδου σε ποσοστό έως και 50% με ανώτατο όριο ανάκτησης επί του εγκεκριμένου από τη ΡΑΕ κόστους κατασκευής της ΥΑΦΑ.” Κρίνεται ωστόσο σκόπιμο να εξεταστεί μια ευελιξία αναφορικά με τη διαμόρφωση του άνω ορίου του ποσοστού κοινωνικοποίησης (50%) σε υψηλότερα επίπεδα και κατ’ επέκταση του ανώτατου ορίου ανάκτησης επί του εγκεκριμένου από τη ΡΑΕ κόστους κατασκευής της ΥΑΦΑ. Σημειώνεται ότι σε μεταγενέστερα έτη, οπότε και σημαντικό μέρος της επένδυσης της ΥΑΦΑ θα έχει αποσβεστεί, το Απαιτούμενο έσοδο θα είναι αρκετά χαμηλό ώστε ποσοστό κοινωνικοποίησης άνω του 50% να δύναται να ανακτάται από τους χρήστες χωρίς να προκύπτουν υπέρογκες επιβαρύνσεις. Αντιθέτως κρίνεται εύλογο όπως κατά τα πρώτα έτη να δύναται να ανακτηθεί μέσω κοινωνικοποίησης ποσοστό άνω του 50%, όπως και στην περίπτωση της υποδομής της Ρεβυθούσας. 5. Στη σελίδα 34 (άρθρο 5, παράγραφος 2) αναφέρεται “Κατά το στάδιο της κατασκευής της ΥΑΦΑ, αναγνωρίζεται Ειδική Απόδοση επί της αξίας των σωρευτικών επενδύσεων (απασχολούμενων κεφαλαίων) κατ’ έτος η οποία θα αντικατοπτρίζει το κόστος δανεισμού του Διαχειριστή, εφόσον τηρείται το συμφωνημένο/εγκεκριμένο χρονοδιάγραμμα κατασκευής. Η απόδοση αυτή υπολογίζεται και αποδίδεται κατά τη διάρκεια της κατασκευαστικής περιόδου μόνο και δεν θα συμπεριλαμβάνεται στο τελικό κόστος του έργου.” Δεν είναι ξεκάθαρο πώς θα αποδίδεται η εν λόγω απόδοση ούτε είναι εμφανές ότι θα καλύπτεται 100% από κοινωνικοποίηση (καθώς δεν θα υπάρχει εμπορική λειτουργία). 6. Στη σελίδα 34 (άρθρο 5, παράγραφος 3) αναφέρεται “Κατά τη θέση σε εμπορική λειτουργία της ΥΑΦΑ, αναγνωρίζεται Βασική Απόδοση επί των απασχολούμενων κεφαλαίων κατ’ έτος η οποία υπολογίζεται βάσει του Μεσοσταθμικού Κόστους Κεφαλαίου (Weighted Average Cost of Capital/ WACC) σε ονομαστικούς προ φόρων όρους (WACC pretax, nominal) και αποδίδεται από τον πρώτο χρόνο λειτουργίας της ΥΑΦΑ μέχρι και το 2050, εκτός αν ενδιαμέσως τεκμηριωθεί η δυνατότητα χρήσης της υποδομής για αποθήκευση υδρογόνου, οπότε και δύναται να παραταθεί η λειτουργία της ΥΑΦΑ. Αναφορικά με το ως άνω χρονικό διάστημα υπολογισμού της Βασικής Απόδοσης επί των απασχολούμενων κεφαλαίων, κρίνεται σκόπιμο να ληφθεί υπόψη ότι βάσει της υπ’ αρ. πρωτ. 26579/675/10.03.2020 Κοινής Υπουργικής Απόφασης των Υπουργών Οικονομικών και Περιβάλλοντος & Ενέργειας, που καθορίζει τη διαδικασία, τους όρους και προϋποθέσεις παραχώρησης της χρήσης, ανάπτυξης και εκμετάλλευσης της ΥΑΦΑ, η παραχώρηση λαμβάνει χώρα από το ΤΑΙΠΕΔ για χρονικό διάστημα έως και 50 έτη μετά την αδειοδότηση του έργου της υπόγειας αποθήκευσης. 7. Στη σελίδα 34 (άρθρο 5, παράγραφος 5) αναφέρεται “Εάν η Μελέτη Κόστους-Οφέλους του άρθρου 2 παρ. 7 καταδεικνύει ότι το όφελος από τη λειτουργία του έργου υπερβαίνει στο τριπλάσιο του κόστους του (benefit/cost > 3), το έργο δύναται να λάβει πρόσθετη απόδοση η οποία κυμαίνεται από 0% έως και 2%, για τη διάρκεια της Ρυθμιστικής Περιόδου” Δεν είναι ξεκάθαρο το σκεπτικό πίσω από τη συγκεκριμένη συσχέτιση ενώ το πρόσθετο ασφάλιστρο κινδύνου για νέες υποδομές φυσικού αερίου φαίνεται να υπολογίζεται μόνο για τον καθορισμό του Απαιτούμενου Εσόδου Ευελιξίας και όχι για του ΕΑΕ. 8. Στο Άρθρο 6 αναφέρονται δύο εναλλακτικοί τρόποι για την ανάκτηση του εγυημένου προς ανάκτηση απαιτούμενου εσόδου (ΤΑΦΑ και έσοδα από εκπλήρωση υποχρέωσης). Ωστόσο δεν διευκρινίζεται κατά πόσο ο 2ος τρόπος αναφορικά με τις υποχρεώσεις προμηθευτών και ηλεκτροπαραγωγών θα αφορούσε εκπλήρωση υποχρεώσεων αποκλειστικά μέσω αποθήκευσης στην ΥΑΦΑ. Σε σχέση με αυτό, στη σελίδα 20 γίνεται αναφορά στην αποφυγή ευθύνης αποθήκευσης εκ μέρους των μικρότερων προμηθευτών δεδομένης και της μη επιβολής υποχρέωσης μακροπρόθεσμων συμβάσεων. Ως εκ τούτου προκύπτει ότι δεν υπάρχει εγγύηση ότι η εκπλήρωση της σχετικής υποχρέωσης προμηθευτών δεν θα γίνει μέσω μακροπρόθεσμων συμβάσεων (ειδικά για τους μεγαλύτερους προμηθευτές) άρα οι δύο τρόποι ανάκτησης δεν μπορούν να θεωρηθούν ισοδύναμοι. 9. Στο άρθρο 4 παρ.4 του προς διαβούλευση πλαισίου κανονισμού τιμολόγησης, γίνεται αναφορά σε ποσό €350 εκατ. ως μέγιστο αποδεκτό ποσό επενδύσεων άρα και ανώτατο όριο της αναπόσβεστης αξίας παγίων βάσει της οποίας υπολογίζεται η Ρυθμιζόμενη Περιουσιακή Βάση (ΡΠΒ). Αν και το εκτιμώμενο κόστος επένδυσης αντικατοπτρίζει όλα τα στοιχεία και τις πληροφορίες που ήταν διαθέσιμα στο ΤΑΙΠΕΔ και τους τεχνικούς συμβούλους του κατά την επικαιροποίηση της σχετικής εκτίμησης ύψους κεφαλαιουχικών δαπανών (07/2021), είναι εύλογο ότι οι τεχνικές αβεβαιότητες για την κατασκευή του έργου καθώς και για τις τιμές των απαραίτητων υλικών, δημιουργούν έναν κατασκευαστικό κίνδυνο αναφορικά με το κόστος κατασκευής ο οποίος, με την εφαρμογή του προαναφερθέντος ορίου και χωρίς κάποιον συνοδευτικό μηχανισμό προσαρμογής, μετακυλίεται πλήρως στον παραχωρησιούχο, καθιστώντας λιγότερο ελκυστική και υψηλότερου ρίσκου την επένδυση, ειδικά και σε συνδυασμό με το υψηλό (50% και άνω) ποσοστό εμπορικού κινδύνου το οποίο ο παραχωρησιούχος θα κληθεί επίσης να αναλάβει βάσει του προτεινόμενου πλαισίου. 10. Στο ίδιο άρθρο (παρ.4), γίνεται αναφορά σε μέγιστο ποσό Κεφαλαίου Κίνησης το οποίο αφορά “στον υπολογισμό εύλογου ύψους διαθεσίμων για την κάλυψη του αναγκαίου αερίου πλήρωσης (cushion gas)”. Από τη διατύπωση δεν είναι απολύτως κατανοητό γιατί γίνεται αναφορά σε διαθέσιμα κατά το τέλος του έτους και όχι στην αξία του ήδη αποθηκευμένου αερίου πλήρωσης ή σε άλλα μεγέθη Κεφαλαίου Κίνησης. Επιπλέον, η επιβολή ανώτατου ορίου Κεφαλαίου Κίνησης σε αυτή τη φάση, όπου δεν είναι δυνατό να προβλεφθούν με ακρίβεια ούτε το κόστος του αερίου πλήρωσης αλλά ούτε και άλλα τυχόν στοιχεία του Κεφαλαίου Κίνησης, μεγαλώνουν τον επενδυτικό κίνδυνο όπως και το αντίστοιχο όριο στο κόστος επένδυσης. 11. Στο ίδιο άρθρο (άρθρο 4, παράγραφος 4) αναφέρεται: “Η απόδοση για το εν λόγω Κεφάλαιο Κίνησης υπολογίζεται βάσει επαρκώς τεκμηριωμένων στοιχείων του κόστους δανεισμού για την αγορά του αερίου πλήρωσης” Θα πρέπει να τονιστεί ωστόσο ότι το κόστος διακράτησης του αερίου πλήρωσης έως το 2050 δεν αντικατοπτρίζεται πλήρως από το κόστος δανεισμού για την αγορά του αερίου πλήρωσης καθώς ο διαχειριστής της ΥΑΦΑ θα επωμιστεί: Α. Εμπορικό κίνδυνο (price risk) από ενδεχόμενη μείωση της τιμής ΦΑ κατά το 2050 σε σχέση με την περίοδο πλήρωσης Β. Κανονιστικό κίνδυνο αναφορικά με μελλοντικούς περιορισμούς στη χρήση ΦΑ κατά το 2050 σε συνάρτηση και με τα εθνικά και Ευρωπαϊκά σχέδια για απανθρακοποίηση. 12. Τέλος, η πρόταση κανονισμού της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για την τροποποίηση του κανονισμού 2017/1938 η οποία δόθηκε στη δημοσιότητα στις 23/3/2022 δημιουργεί νέα δεδομένα αναφορικά με τις ανάγκες αποθήκευσης της Ελλάδας και το σχετικό κόστος αυτής. Συγκεκριμένα, η Ελλάδα, ως χώρα χωρίς εγκαταστάσεις αποθήκευσης θα υπόκειται στις διατάξεις του άρθρου 6c του εν λόγω κανονισμού ήτοι σε υποχρέωση των συμμετεχόντων στην εγχώρια αγορά να διατηρούν απόθεμα ίσο με το 15% της κατανάλωσης της χώρας σε αποθήκη άλλου κράτους μέλους εφόσον υπάρχει η τεχνική δυνατότητα διασυνοριακής μεταφοράς. Εναλλακτικά, η Ελλάδα θα μπορεί να εισηγηθεί εναλλακτικό μηχανισμό burden sharing από κοινού με κράτος ή κράτη-μέλη με εγκαταστάσεις αποθήκευσης. Το υπό διαμόρφωση τοπίο που διαμορφώνει η εν λόγω πρόταση Κανονισμού της Επιτροπής, δημιουργεί νέα δεδομένα τα οποία θα πρέπει να αξιολογηθούν και να ληφθούν υπόψη στο υπό διαβούλευση Πλαίσιο Κανονισμού Τιμολόγησης. Τέλος, σε σχέση με τα αναφερόμενα στη σελ. 9 του κειμένου της διαβούλευσης, διευκρινίζεται ότι οι εξειδικευμένες τεχνικές μελέτες (γεωλογικές, πετροφυσικές, σεισμικές, στατικές, δυναμικές και γεωμηχανικές) καθώς και η εκπόνηση Εκθέσεων Εκτίμησης Ακεραιότητας Γεωτρήσεων και Εγκαταστάσεων, τις οποίες το ΤΑΙΠΕΔ ανέθεσε σε εξειδικευμένους τεχνικούς συμβούλους, έχουν ήδη ολοκληρωθεί και έχουν αναρτηθεί στον εικονικό χώρο δεδομένων (virtual data room) του διεθνούς διαγωνισμού για την παραχώρηση της ΥΑΦΑ που βρίσκεται σε εξέλιξη. Προς To ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Regulatory Authority for Energy Πειραιώς 132 132 Piraeus Str 11854 Αθήνα 11854 Athens Αθήνα, 11/4/2022 Athens, 11/4/2022 Αρ. Πρωτ.: 140514 Prot. Nr: 140514 Υπόψη: Aν. Καθ. Αθανασίου Δαγούμα, Προέδρου Att: As.Prof. Athanassios Dagoumas, President Θέμα: Σχόλια ΔΕΣΦΑ στη δημόσια διαβούλευση της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας Subject: DESFA comments on RAE public consultation for
a)DESFA’s recommendation for the NNGS Development Plan 2022-2031 and
b)the Tariff Regulation Framework for the Underground Storage of South Kavala Παράρτημα : «Economic Assessment of South Kavala Investment, update March 2022» Annex : «Economic Assessment of South Kavala Investment, update March 2022» Αξιότιμε κ. Πρόεδρε, Σε απάντηση της δημόσιας διαβούλευσης της ΡΑΕ στις 28.2.2022 επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας (εφεξής "Σχέδιο Απόφασης"), ο ΔΕΣΦΑ είναι στην ευχάριστη θέση να υποβάλει τις απόψεις του, επί των σημείων των εγγράφων, που αναφέρονται στην Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας, υπό την ιδιότητά του ως Διαχειριστή του ΕΣΦΑ. Παρακαλούμε να σημειωθεί πως πρόσθετες παρατηρήσεις για το Σχέδιο Απόφασης θα υποβληθούν ξεχωριστά μαζί με τους εταίρους, υπό την ιδιότητά του ΔΕΣΦΑ ως δυνητικού επενδυτή στο διαγωνισμό για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας. Η ΡΑΕ, στο Σχέδιο Απόφασής της, αναφέρεται στις μελέτες που διεξήγαγε ο ΔΕΣΦΑ, κατόπιν σχετικών αιτημάτων της ΡΑΕ και του Υπουργείου. Στην εν λόγω αναφορά, μεταξύ άλλων, η ΡΑΕ αναγνωρίζει την ανάγκη αναβάθμισης του ΕΣΦΑ για την παροχή αδιάλειπτης δυναμικότητας στην Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας, καθώς και το κόστος που σχετίζεται με την εν λόγω αναβάθμιση του ΕΣΦΑ, με την παρατήρηση πως οι κεφαλαιουχικές δαπάνες δεν έχουν επικαιροποιηθεί προκειμένου να συμπεριλαμβάνουν το αυξημένο 1 κόστος για την ανάπτυξη αγωγών συμβατών με τη μεταφορά Η2. Τα προαναφερθέντα, σε συνδυασμό με το αναθεωρημένο κόστος για την ανάπτυξη της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, το οποίο δεν ήταν γνωστό στο ΔΕΣΦΑ πριν από την έναρξη της τρέχουσας δημόσιας διαβούλευσης, οδήγησαν τη ΡΑΕ στο συμπέρασμα ότι η Μελέτη Κόστους Οφέλους (εφεξής «CBA») του ΔΕΣΦΑ, παρά τα αρχικά θετικά της αποτελέσματα, έπρεπε να θεωρηθεί αρνητική, δεδομένου ότι το προαναφερθέν αυξημένο κόστος της υποδομής υπερέβη τα οφέλη που προκύπτουν από το CBA. Για τον λόγο αυτό, η ΡΑΕ απορρίπτει την απαραίτητη αναβάθμιση του ΕΣΦΑ για την παροχή αδιάλειπτης δυναμικότητας στην Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας. Επιπλέον, η ΡΑΕ αναφέρει ότι, δεδομένου ότι ο πρωταρχικός σκοπός της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας είναι η παροχή υπηρεσιών ασφάλειας εφοδιασμού και όχι η παροχή υπηρεσιών εποχικής αποθήκευσης και υπηρεσιών ευελιξίας στην αγορά φυσικού αερίου στην Ελλάδα, η αποθήκη μπορεί να λειτουργεί κυρίως υπό διακοπτόμενη πρόσβαση στο ΕΣΦΑ, χωρίς την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ, καθώς θα χρησιμοποιείται μόνο σε περίπτωση διακοπής κάποιας βασικής πηγής τροφοδοσίας. Σύμφωνα με τη ΡΑΕ, σε περίπτωση που θεωρηθεί απαραίτητη η εμπορική εκμετάλλευση της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, ο ΔΕΣΦΑ θα πρέπει να εξετάσει το ενδεχόμενο χρήσης μη χρησιμοποιηθείσας τεχνικής δυναμικότητας από άλλα σημεία του ΕΣΦΑ και, ενδεχομένως, να διεξάγει διερεύνηση αγοράς («market test»), στην οποία θα μπορούσε επίσης να συμμετάσχει ο διαχειριστής του έργου της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, με σκοπό να αναλάβει το κόστος της αναβάθμισης του ΕΣΦΑ και εν συνεχεία να το ενσωματώσει στα μελλοντικά τιμολόγια για τη χρήση της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, ώστε τελικά να βαρύνει τους χρήστες της Υπόγειας Αποθήκης. Πρέπει να αναφερθεί ότι, μετά την έναρξη της δημόσιας διαβούλευσης για το Σχέδιο Κανονισμού, η κατάσταση της αγοράς φυσικού αερίου στην ΕΕ έχει αλλάξει ριζικά, λόγω της εισβολής της Ρωσίας στην Ουκρανία. Προφανώς, μια τέτοια εξέλιξη ήταν δύσκολο να προβλεφθεί, τουλάχιστον σε αυτή την κλίμακα, από τις αναλύσεις της αγοράς που συμπεριλήφθηκαν στο CBA που η ΡΑΕ έλαβε υπόψη, κατά την έκδοση του Σχεδίου Απόφασης. Αυτή η αλλαγή των συνθηκών, η οποία βρίσκεται ακόμη υπό εξέλιξη, οδηγεί σε μια δυνητικά ριζική αλλαγή του πλαισίου που διέπει τον εφοδιασμό της ΕΕ με φυσικό αέριο, η οποία περιλαμβάνει σημαντικά αυξημένη χρήση εγκαταστάσεων ΥΦΑ και αποθήκευσης ΥΦΑ. Είναι προφανές ότι σε αυτό το νέο τοπίο, οι εγκαταστάσεις αποθήκευσης θα διαδραματίσουν πολύ σημαντικό ρόλο, τόσο για την ασφάλεια εφοδιασμού όσο και για την ομαλή λειτουργία της αγοράς, λαμβάνοντας υπόψη τη μη ευέλικτη φύση των παραδόσεων ΥΦΑ και την υψηλή εποχικότητα της ζήτησης ΥΦΑ στον κόσμο. Για τον σκοπό αυτό, η ΕΕ έχει αρχίσει να λαμβάνει διάφορα μέτρα, μεταξύ των οποίων και η πρόταση Κανονισμού για την αποτελεσματικότερη χρήση των εγκαταστάσεων αποθήκευσης1. Λαμβάνοντας υπόψη τα ανωτέρω, επιδιώξαμε μια συμπληρωματική ανάλυση στο CBA που είχε πραγματοποιηθεί και υποβληθεί στη ΡΑΕ. Η εν λόγω ανάλυση, που περιλαμβάνεται στο Παράρτημα , εξετάζει τρία θέματα. Το πρώτο είναι μια απλή επικαιροποίηση του CBA που 1 Proposal for a REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council concerning measures to safeguard the security of gas supply and Regulation (EC) n°715/2009 of the European Parliament and of the Council on conditions for access to natural gas transmission networks 2 έχει ήδη υποβληθεί, προκειμένου να συμπεριληφθεί το αναθεωρημένο κόστος κατασκευής και να γίνει μία προσπάθεια ενσωμάτωσης του αυξημένου κινδύνου που προκύπτει από την πιθανή διακοπή της παροχής ρωσικού αερίου στην ΕΕ. Το δεύτερο θέμα είναι μια ανάλυση, η οποία βασίζεται σε ακαδημαϊκή εμπειρία και σε Ευρωπαϊκή πρακτική, σχετικά με τον αντίκτυπο της διακοπτόμενης δυναμικότητας στην εμπορική βιωσιμότητα των δεσμεύσεων για αποθήκευση. Τέλος, το τρίτο, είναι ένα νέο CBA, το οποίο βασίζεται στην υπόθεση ότι, σύμφωνα με τη θέση της ΡΑΕ, η Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας θα αναπτυχθεί, ως μέσο για την υποστήριξη της ασφάλειας του εφοδιασμού, χωρίς την ανάγκη αναβάθμισης του ΕΣΦΑ. Σε αυτή την ανάλυση, αξιολογούμε το κόστος και τα οφέλη από την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ, η οποία είναι απαραίτητη για την παροχή αδιάλειπτης δυναμικότητας στους χρήστες της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, και ως εκ τούτου για την εξοικονόμηση τη σχετιζόμενη με τις εποχικές διακυμάνσεις των τιμών, τη μείωση και την διαχείριση της αστάθειας των τιμών, τα οποία δεν θα ήταν εφικτό να πραγματοποιηθούν χωρίς την ύπαρξη αδιάλειπτων υπηρεσιών μεταφοράς που προσφέρει η αναβάθμιση του ΕΣΦΑ. Τα αποτελέσματα των τριών θεμάτων περιγράφονται παρακάτω. 1. Επικαιροποιημένα αποτελέσματα CBA Στην επικαιροποίηση αυτή, χρησιμοποιήσαμε τις παραδοχές του σεναρίου μερικής αναβάθμισης της προγενέστερης ανάλυσης, όπως δημοσιεύτηκε από τη ΡΑΕ στη δημόσια διαβούλευση, αλλά με κόστος που να αντικατοπτρίζει την ετοιμότητα της υποδομής 2 προκειμένου να είναι συμβατή με H2, τη νέα εκτίμηση για το κόστος ανάπτυξης της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, όπως εκτιμάται από την ΡΑΕ, καθώς και την ενημέρωση των σεναρίων ασφάλειας εφοδιασμού και τη συνεπαγόμενη αστάθεια των τιμών, με την προοπτική να αντικατοπτρίζεται η αλλαγή στο τοπίο της αγοράς φυσικού αερίου μετά τον πόλεμο στην Ουκρανία. Από την ανάλυση αυτή, όπως παρουσιάζεται στις διαφάνειες 5-13 του Παραρτήματος, διαπιστώνεται ότι ακόμη και στην περίπτωση των επικαιροποιημένων κεφαλαιουχικών δαπανών, τα λειτουργικά οφέλη κατά την περίοδο αναφοράς υπερκαλύπτουν τα σχετικά έξοδα, ακόμη και αν ληφθούν υπόψη το κόστος για την ανάπτυξη και τη λειτουργία της Υπόγειας Αποθήκης (βλ. διαφάνεια 10 για τα σταθμισμένα αποτελέσματα CBA, όταν ληφθούν υπόψη οι παράμετροι πιθανότητας υψηλού επιπέδου των διαφανειών 7 και 8). Αυτό που αξίζει να επισημναθεί σε αυτό το επικαιροποιημένο CBA, είναι ότι όταν δεν χρησιμοποιηθούν οι παράμετροι στάθμισης (high-level likehodd), ώστε να αντικατοπτρίζεται ρεαλιστικότερα μια υψηλή πιθανότητα διακοπής του ρωσικού φυσικού αερίου σε όλη την ΕΕ, τα οφέλη από τα σενάρια ασφάλειας εφοδιασμού φθάνουν σε αξία τα 839 εκατ. ευρώ και τα συνολικά οφέλη φτάνουν τα 1,3 δισ. ευρώ, πολύ υψηλότερα δηλαδή από το σχετικό κόστος (βλ. διαφάνεια 13 του Παραρτήματος). 2 Πρέπει να σημειωθεί, ωστόσο, ότι δεν λάβαμε υπόψη το αναθεωρημένο κόστος του χάλυβα, καθώς θεωρούμε ότι χρησιμοποιώντας τις ιστορικά υψηλές τιμές του χάλυβα που βιώνουμε σήμερα, για ένα έργο που θα εξελιχθεί σταδιακά, εάν αυτό προχωρήσει, μετά από 2- 3 χρόνια δεν θα αντικατοπτρίζει με ακρίβεια το πραγματικό κόστος για την ανάπτυξη της υποδομής. Ωστόσο, έχουμε υπολογίσει το αντίστοιχο κόστος της αναβάθμισης του ΕΣΦΑ, στην περίπτωση που οι σημερινές αναθεωρημένες τιμές χάλυβα ληφθούν υπόψη, σε 467 εκατ. Ευρώ, έναντι των 438 εκατ. Ευρώ μόνο για Η2 (σε ονομαστικές τιμές). 3 2. Επιπτώσεις της διακοπτόμενης δυναμικότητας βιωσιμότητα της Υπόγειας Αποθήκης δικτύου στην εμπορική Όπως αναφέρεται σαφώς και στο Σχέδιο Απόφασης, χωρίς την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ, η Υπόγεια Αποθήκη στη Νότια Καβάλα μπορεί να έχει μόνο διακοπτόμενη πρόσβαση στο ΕΣΦΑ, δηλαδή στο εικονικό σημείο συναλλαγών. Η ανάλυσή μας (διαφάνειες 19 έως 26 του Παραρτήματος) δείχνει ότι η ύπαρξη μόνο διακοπτόμενης δυναμικότητας δικτύου για της εξυπηρέτηση της Αποθήκης θα ελαχιστοποιούσε τα οφέλη του εμπορίου που προέρχονται από την ύπαρξη δυναμικότητας σε αδιάλειπτη βάση. Η διακοπτόμενη δυναμικότητα θα δημιουργούσε αβεβαιότητα στους δυνητικούς χρήστες αποθήκευσης, τόσο για την έγχυση όσο και για την απόληψη αερίου προς και από την αποθήκη και, ως εκ τούτου, στην αναμενόμενη αξία της εποχικής διασποράς, δηλαδή της διαφοράς μεταξύ των προθεσμιακών τιμών αερίου το χειμώνα και το καλοκαίρι. Κατά συνέπεια, οι πελάτες της αποθήκης θα περιόριζαν τις δεσμεύσεις αποθηκευτικής δυναμικότητας στην εγκατάσταση αποθήκευσης της Νότιας Καβάλας και, ως εκ τούτου, θα ελαχιστοποιούνταν τα οφέλη από τις συναλλαγές. Η προβληματική εμπορική βιωσιμότητα της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, σε αυτή την περίπτωση, είναι επίσης εμφανής από την συγκριτική ανάλυση αποθηκών στην ΕΕ και τη σχετική αξιολόγηση της βιβλιογραφίας που πραγματοποιήθηκε. Ειδικότερα: • • • 3. Σύμφωνα με τη βιβλιογραφία, οι προσεγγίσεις για την εκτίμηση της αποθήκευσης φυσικού αερίου βασίζονται στη αδιάλειπτη πρόσβαση στην αγορά. Ο περιορισμός της πρόσβασης στην αγορά μέσω διακοπτόμενης δυναμικότητας έρχεται σε αντίθεση με τα υφιστάμενα εργαλεία που έχει αναπτύξει η αγορά για την εκτίμηση της αξίας αποθήκευσης, υποδηλώνοντας περιορισμένη ή μηδενική αποτίμηση των προϊόντων αποθήκευσης στη Νότια Καβάλα. Οι μηχανισμοί δημοπρασιών αποθηκευτικής δυναμικότητας που χρησιμοποιούνται στην Ευρώπη αποδεικνύουν ότι η αξία της αποθήκης βασίζεται στην πραγματοποίηση εποχικών κατανομών, επομένως η διακοπτόμενη δυναμικότητα καθιστά την υλοποίηση των εποχικών κατανομών και, ως εκ τούτου, την αξία της αποθήκης, πολύ αβέβαιη, περιορίζοντας την αξία που προκύπτει από τις δεσμεύσεις δυναμικότητας στη Νότια Καβάλα. Η ανάλυση συγκριτικών δεικτών στην ευρωπαϊκή αγορά δείχνει ότι η διάθεση διακοπτόμενης δυναμικότητας δικτύου για εγκαταστάσεις αποθήκευσης παρόμοιες με της Νότιας Καβάλας είναι πολύ περιορισμένη (4% ή λιγότερο) σε σύγκριση με την αντίστοιχη δέσμευση αδιάλειπτης δυναμικότητας. Η σαφής προτίμηση των Ευρωπαίων καταναλωτών και προμηθευτών στην αδιάλειπτη δυναμικότητα του δικτύου για την πρόσβαση σε σε προϊόντα αποθήκευσης, καταδεικνύουν ότι η προσφορά διακοπτόμενης πρόσβασης για τη Νότια Καβάλα τη θέτει σε μειονεκτική θέση με ανταγωνιστικές υποδομές, αλλά είναι και αντίθετη με τη βέλτιστη πρακτική. Η νέα CBA σχετικά με την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ που απαιτείται για την παροχή αδιάλειπτης δυναμικότητας στην Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας Η ανάλυση της διακοπτόμενης δυναμικότητας αποθήκευσης αποδεικνύει ότι, ελλείψει αδιάλειπτης πρόσβασης στο ΕΣΦΑ, η εμπορική αξία της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας 4 Καβάλας είναι ουσιαστικά μηδενική. Η αδιάλειπτη δυναμικότητα στο ΕΣΦΑ, η οποία απαιτεί την περιγραφόμενη αναβάθμιση του ΕΣΦΑ, είναι εκείνη που παρέχει την εμπορική αξία της αποθήκευσης στην αγορά. Για τον σκοπό αυτό, προχωρήσαμε σε μία νέα CBA, με σκοπό να αξιολογήσουμε τα οφέλη της πραγματοποίησης της αναβάθμισης του ΕΣΦΑ, υπό την υπόθεση ότι υπάρχει η Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας, αλλά χωρίς αδιάλειπτη δυναμικότητα στο ΕΣΦΑ. Αυτή η προσέγγιση αποσυνδέει στην ουσία την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ από την ανάπτυξη της Υπόγειας Αποθήκης, κάτι το οποίο, όπως αντιλαμβανόμαστε από το Σχέδιο Απόφασης υπονοείται και από τη ΡΑΕ. Η ανάλυση, η οποία περιγράφεται λεπτομερώς στις διαφάνειες 14-18 του Παραρτήματος, βασίζεται στην πραγματικότητα στο σενάριο μερικής αναβάθμισης του προηγούμενου CBA, αλλά διαχωρίζει πλήρως το εμπορικό μέρος της αποθήκης από το μέρος που αφορά στην ασφάλεια εφοδιασμού, αποδίδοντας το πρώτο στην αναβάθμιση της ΕΣΦΑ. Στο πλαίσιο αυτής της ανάλυσης, εξαιρέσαμε το κόστος ανάπτυξης της αποθήκης, αλλά συμπεριλάβαμε το κόστος για την ανάπτυξη της αναβάθμισης του ΕΣΦΑ με δυνατότητα μεταφοράς H2. Όπως προκύπτει από την ανάλυση, τα οφέλη της αναβάθμισης υπερκαλύπτουν σημαντικά το κόστος της αναβάθμισης, οδηγώντας σε μια απολύτως θετική μελέτη κόστους-οφέλους. Πιο συγκεκριμένα, τα συνολικά οφέλη που προκύπτουν από την αναβάθμιση του ΕΣΦΑ προσεγγίζουν τα 629 εκατ. ευρώ, έναντι 425 εκατ. ευρώ του συνολικού κόστους της αναβάθμισης (όλες οι αξίες σε ευρώ 2021), με την αναλογία οφέλους προς κόστος να φτάνει το 1,5. Υπό το πρίσμα των ανωτέρω, θεωρούμε τα εξής: i. ii. Η αναβάθμιση της δυναμικότητας του ΕΣΦΑ, όπως περιγράφεται ανωτέρω, πρέπει να συμπεριληφθεί στο Σχέδιο του Προγράμματος Ανάπτυξης ΕΣΦΑ 2022 - 2031, υπό τον όρο λήψης της τελικής επενδυτικής απόφασης (FID) από τον αρμόδιο φορέα εκμετάλλευσης της Υπόγειας Αποθήκης της Νότιας Καβάλας, δεδομένου ότι πληροί όλες τις απαραίτητες προϋποθέσεις για να περιληφθεί ως έργο στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ και ιδίως λόγω του γεγονότος ότι η ανάλυση κόστους-οφέλους είναι θετική, ενώ η εκτιμώμενη επίπτωση στις σταθμισμένες χρεώσεις του ΕΣΦΑ είναι πολύ χαμηλή (το εκτιμώμενο επίπεδο αύξησης ανέρχεται περίπου σε 0,3 €/MWh3). Μετά την ένταξη της προαναφερθείσας αναβάθμισης στο Πρόγραμμα Ανάπτυξης, θα πρέπει να αξιολογηθεί η σκοπιμότητα διερεύνησης του ενδιαφέροντος της αγοράς για την αναβάθμιση της δυναμικότητας του ΕΣΦΑ πέραν εκείνης που απαιτείται για την εγκατάσταση της υπόγειας αποθήκευσης, με σκοπό την αξιοποίηση οικονομιών κλίμακας που θα μπορούσαν να προκύψουν από την παράλληλη ανάπτυξη έργων υποδομής στο πλαίσιο του σημείου
i)ανωτέρω. Για τον σκοπό αυτό, θα μπορούσαν να εφαρμοστούν, τηρουμένων των αναλογιών, οι αρχές του οικείου Ενωσιακού και 3 Ως μεσοσταθμικό κόστος χρήσης του ΕΣΦΑ στην παρούσα προσέγγιση ορίζεται το πηλίκο NPV(απαιτουμένου εσόδου)/NPV(διακινούμενων όγκων) 5 του Ελληνικού ρυθμιστικού πλαισίου, καθώς και η εμπειρία που αποκτήθηκε από άλλες αντίστοιχες διαδικασίες, θα μπορούσαν κατ’ αναλογία να εφαρμοστούν και στην περίπτωση αυτή. Ο ΔΕΣΦΑ θα μπορούσε να επανέλθει με μια πιο συγκεκριμένη πρόταση σχετικά με τη διαδικασία και τις κατευθυντήριες οδηγίες για τη διεξαγωγή μιας τέτοιας διερεύνησης της αγοράς. Πιστεύουμε ότι αυτός θα ήταν ο μόνος τρόπος για να ικανοποιηθούν τα αυξανόμενα αιτήματα πρόσβασης στο ΕΣΦΑ, συμπεριλαμβανομένης της διαμετακόμισης, τόσο από υφιστάμενους όσο και από νέους Χρήστες, και ταυτόχρονα να επιτραπεί στον ΔΕΣΦΑ να εκπληρώσει τις υποχρεώσεις που απορρέουν από τη νομοθεσία σχετικά με την πρόσβαση τρίτων στο ΕΣΦΑ. Παραμένουμε στη διάθεσή σας για οποιαδήποτε περαιτέρω συνεργασία επί του θέματος. Dear Mr. Chairman, In response to the public consultation set by RAE on 28.2.2022 for
a)DESFA's recommendation for the NNGS Development Plan 2022-2031 and
b)the draft Decision on the Framework for the Tariff Regulation for the Underground Storage of South Kavala (“The Draft Decision”), DESFA has the pleasure to submit its views on the part of the documents that refer to the framework related to the UGS South Kavala, under its capacity of the Operator of the NNGTS. Please note that additional comments will be submitted separately on The Draft Decision, in our capacity as a potential investor in the UGS, together with our partners. RAE, in its draft Decision, devotes a session on the studies DESFA has performed, following the request of RAE and the Ministry. In that session, among others, RAE recognizes the need for the upgrade of the NGTS for the provision of firm capacity to the UGS, as well as the costs related to such upgrade of the NGTS, with the remark that such capex levels have not been updated to include the increased cost for the development of hydrogen ready pipelines. The latter, in combination with the revised costs for the development of the UGS facility, which were not known to us prior to the launch of the current public consultation, have lead RAE to the conclusion that the CBA DESFA has performed, despite its initially positive results, had to be considered negative, since the aforementioned increased costs of the infrastructures overcome the benefits resulted from the CBA. For this reason, RAE rejects the upgrade of the NGTS required for the provision of firm capacity to the UGS. In addition, RAE states that, since the primary scope of the UGS is to serve the public service of security of supply and not the provision of seasonal storage and flexibility services to the gas market in Greece, the storage can operate under interruptible access to the NGTS, as it will only be used in case of interruption of a major supply source, without any upgrade of the NGTS. According to RAE, should the commercial operation of the UGS were to be also supported, then DESFA should consider using unused technical capacity from other points of the NGTS and, possibly, perform a market test, in which, the developer of the UGS could also participate, with the view to share the cost of the upgrade of the NGTS and incorporate it in the future tariffs for the use of the UGS and be, eventually, borne by the users of the UGS. 6 We need to mention that, since the launch of the public consultation of The Draft Regulation, the situation of the gas market in the EU, and not only, has changed radically, due to the invasion of Russia to Ukraine. Obviously, such an evolution was difficult to predict, at least at such a scale, from the market analyses included in the CBA studies RAE has taken into account in issuing The Draft Decision. This change in circumstances, still under evolution, will lead to a radical change of the gas supply landscape of the EU, which includes substantially increased use of storage and LNG facilities. It is evident that in this new landscape, storage facilities will have a very important role to play, both for the security of supply and the smooth operation of the market, considering the non-flexible nature of LNG deliveries and the high seasonality of LNG demand in the world. To this end, the EU has started reacting with various measures, one of which relates to a proposal for a draft Regulation for the more efficient use of storage facilities4. Taking the above into account, we have pursued with a supplementary analysis of the work we had performed in the CBA study submitted to RAE. The corresponding study, included in Annex 1, addresses three issues. The first is a simple update of the CBA we have already submitted but including the revised costs and an effort to reflect the increased risks stemming from the potential disruption of Russian gas supplies in the EU. The second is an analysis, based on academic experience and EU practice, on the impact of interruptible network capacity on storage bookings’ commercial viability. Finally, the third one, is a new CBA, which is based on the premise that, according to the position of RAE, the UGS of South Kavala will be developed as a facility for the support of the security of supply only, without the need to upgrade of the NGTS. In this analysis, we evaluate the costs and benefits for the upgrade of the NGTS needed for the provision of firm capacity to the users of the UGS, and therefore to generate the savings associated with the seasonal prices fluctuations, price volatility mitigation and volatility management, which otherwise will not be achievable considering the lack of firm transportation services. The results of the three topics are described in the following. 1. Updated CBA results In this update, we have used the assumptions of the partial upgrade scenario of the previous analysis, as published by RAE in the public consultation, but with the costs upgraded to reflect the H2 readiness of the infrastructures5, the new estimate for the cost of the development of the UGS, as estimated by RAE, as well as with the updating of the security of supply scenarios 4 Proposal for a REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council concerning measures to safeguard the security of gas supply and Regulation (EC) n°715/2009 of the European Parliament and of the Council on conditions for access to natural gas transmission networks 5 Note, though, that we have not considered the revised cost of steel, since we consider that using the historically high prices of steel we are experiencing today, for a project that will be gradually evolving, should it proceed, after a period of 2-3 years would not accurately reflect the costs for the actual development of the infrastructure. However, we have estimated the corresponding cost of the upgrade of the NGTS, in the case the revised steel prices of today are taken into account to 467 million Euros 7 and the induced price volatility, with the view to reflect the change in the gas market landscape after the war in Ukraine. From this analysis, as presented in slides 5-13 of the Annex 1, it is profound that even in the case of updated capex amounts the operating benefits in the reference period outweigh the relevant costs, even if the costs for the development and operation of the UGS are taken into account (See slide 10 for the weighted CBA results, when the high-level likehood parameters of slides 7 and 8 are taken into account). What is worth mentioning in this updated CBA, is that when no application of the high-level likehood parameters is considered, which reflects a very high probability for the disruption of Russian supplies is considered throughout EU, the benefits from the security of supply stress scenarios reach a value of €839 million and the overall benefits reach €1,3 billion, much higher than the related costs. 2. Impact of interruptible network capacity on storage bookings’ commercial viability As clearly stated also in The Draft Decision, without the NNGTS upgrade, the UGS in South Kavala can only have interruptible access the NGTS, i.e., to the virtual trading point. Our analysis (slides 19 to 26 of Annex 1) shows Interruptible network capacity for storage would minimise trading benefits which support storage bookings. Interruptible capacity would create uncertainty to potential users of the storage both for injection and withdrawal gas to and from the storage and, therefore, the expected value of seasonal spread, i.e., the difference between gas forward prices in winter and summer. As a consequence, storage clients would limit storage bookings on the South Kavala storage facility, and therefore minimise benefits from trading. The unlikely commercial viability for UGS South Kavala in such a case is also evident from the EU benchmarking analysis and the academic literature assessment performed. More specifically: • • • According to the academic literature, approaches to valuing gas storage rely on permanent market access; limiting market access through interruptible capacity is at odds with the existing tools the market has developed to value storage, suggesting limited or no valuation of South Kavala storage products Storage auction mechanisms used in Europe demonstrate that the value of storage is based on the realisation of seasonal spreads; interruptible capacity makes the realisation of seasonal spreads, and therefore storage value, highly uncertain, which will limit the value derived from booking storage at UGS South Kavala Analysis of European market benchmarks shows that interruptible network capacity for storage facilities similar to South Kavala is minimal (4% or less) when compared to firm capacity; European markets show strong preference for firm network capacity to access storage products, placing an interruptible offer for South Kavala at odds with competitors and industry standards 3. The New CBA for the upgrade of the NGTS required for the provision of firm capacity to UGS South Kavala 8 The analysis on interruptible capacity for storage shows that with lack of firm access to the NGTS, the commercial value of the UGS Kavala is practically zero. It is the provision of firm capacity in the NGTS, which requires the described upgrade of the NGTS, that provides the commercial value of the storage to the market. To this end, we pursued with a new CBA, with the view to assess the benefits of the upgrade of the NGTS, if the UGS of South Kavala were in place with no firm access to the NGTS. This approach decouples the upgrade of the NGTS from the development of the UGS and, as we understand from The Draft Decision, is also implied by RAE. The analysis, detailed in slides 14-18 of the Annex, is actually based on the partial upgrade scenario of the previous CBA, but totally separates the commercial aspects of the storage from the security of supply ones, attributing the former to the upgrade of the NGTS. Under this analysis, we have excluded the costs of the development of the storage but included the costs for the development of H2-ready upgrade of the NGTS. As it can be seen from the analysis, the benefits of the upgrade substantially outweigh the cost of the upgrade, leading to an entirely positive cost-benefit comparison. More specifically, the overall benefits stemming from the upgrade of the NGTS reach €629 million, in comparison to the €425 million of the total cost of the upgrade (all values at 2021 Euros), with the ratio of benefits-to-costs reaching 1,5. In view of the above, we consider that: i. The upgrade of the capacity of the NGTS, as described above, should be included in the draft TYDP 2022-2031, conditional upon the FID from the relevant operator of the South Kavala UGS, on the basis that it fulfills all the necessary prerequisites for including a project in the NNGS Development Plan and especially the fact that it has a positive CBA while its estimated impact on the levelized tariffs is insignificant to the relevant benefits (the estimated level of increase amounts to approximately 0,3 €/MWh6). ii. Following the inclusion of the aforementioned upgrade into the TYDP, assess the feasibility of exploring the market interest in developing NGTS capacity beyond that required for the accommodation of the underground storage, with the view exploit the economies of scale that could result from the parallel development of infrastructure projects under (
i)above as necessary for underground storage. To this end, the principles of the EU and Greek regulatory framework, as well as the experience gained from other corresponding procedures, could be applied mutatis mutandis. In this case, DESFA could revert with a more specific proposal concerning the procedure and guidelines for conducting such a market investigation. We believe that this would be the only way to accommodate the increasing requests for access to the NGTS, including for transit, both from existing and new users, and simultaneously allow DESFA to fulfill its obligations stemming from the regulatory framework concerning the ThirdParty Access to the NNGS. 6 Where the levelized tariff is calculated as the NPV of the allowed revenues over the NPV of the forecasted domestic demand and exports during the same period 9 We remain at your disposal for any further cooperation on this matter. Με εκτίμηση Yours sincerely Maria Rita Galli Ανώτατη Εκτελεστική Διευθύντρια Chief Executive Officer 10 Παράρτημα Annex 11 Assignment for DESFA Economic Assessment of South Kavala Investment March 2022 update 28 March 2022 Disclaimer This presentation has been prepared by FTI Consulting LLP (“FTI”) for the purpose of quantify the net welfare benefits in Greece of building the South Kavala storage based on a simulation of future gas and power markets to 2050. This presentation is provided for initial, informational purposes only and should not be relied on in any way. This presentation and its contents are confidential and may not be copied, reproduced or provided to third parties without the prior written consent of FTI. FTI accepts no liability or duty of care to any person for the content of this presentation. Accordingly, FTI disclaims all responsibility for the consequences of any person acting or refraining to act in reliance on the presentation or for any decisions made or not made which are based upon the presentation and/or its content. The presentation contains information obtained or derived from a variety of sources. FTI does not accept any responsibility for verifying or establishing the reliability of those sources or verifying the information so provided. Nothing in this material constitutes investment, legal, accounting, tax or other form of advice, or a representation that any investment or strategy is suitable or appropriate to the recipient’s individual circumstances, or otherwise constitutes a personal recommendation. No representation or warranty of any kind (whether express or implied) is given by FTI to any person as to the accuracy or completeness of the content of this presentation. All copyright and other proprietary rights in the presentation remain the property of FTI and all rights are reserved. UK Copyright Notice © 2022 FTI Consulting LLP. All rights reserved. This presentation is an update made in reference to our Final Report dated 23 December 2021 Context, approaches, inputs and other results are presented in our comprehensive report “Economic Assessment of South Kavala Investment – Final Report” dated 23 December 2021. Only synthetic updated elements are presented in the present document 3 Table of Contents 1. Update of stress conditions scenarios 5 2. Update of results 9 3. Sensitivity 12 4. New results with a new base case 14 5. Impact of interruptible network capacity on storage bookings’ commercial viability 19 4 23 December 2021 Final Report reference: Section 3 - Methodology for welfare quantification 1. Update of stress conditions scenarios 5 On top of the six scenarios we presented in our Final Report, we have considered one more stress test (“G”) and modified stress test “A” Overview of stress tests conducted European Demand Modified scenario Climate event Infra. outage European Supply Loss of demand Climate event Extra Europe prices Loss of supply Infra. outage Price level Price volatility New scenario ✓ A Gas price volatility as in 2021 B Pronounced pan-European 2-week cold spell ✓ C Pronounced pan-European 2-week cold spell & part power line outage ✓ D Pronounced heat wave as in 2021 & part power lines outage E Azeri interruption* F Reduced pipeline supply to Greece & no LNG * ✓ G Russian gas off in the whole Europe ✓ ✓ ✓ ✓ ✓ ✓ ✓ ✓ ✓ * Based on RAE’s 2020 National Risk Assessment Study 6 Scenario “A” now considers actual Calendar Year 2021 prices Description of stress tests and associated high-level likelihood of occurring Stress scenario Storyline High-level annual likelihood Source of likelihood estimate 2 main events had a significant impact on gas prices volatility over the past 20 years: Fukushima in 2011 and the recent gas price spike in 2021: we assume price spikes are a one in ten year event = 10%. A Gas price volatility as in 2021 European gas prices experience unusually high volatility, fuelled by energy transition uncertainty. ~10% B Pronounced pan-European 2week cold spell A two week cold spell event is observed in February. 23% ENTSOE calculates that, since 1981, 23.5% of years have been cold years. We assume similar occurrence in the future and adjust from 23.5% to 23% to account for stress scenario C which is also built on a cold year. C Pronounced pan-European 2week cold spell & part power line outage Same as scenario “B” but together with a power infrastructure outage. 0.5% We rely on the same weather likelihood as in stress scenario B (23.5%). We multiply this figure by an estimate of the likelihood of power outage (2%) derived from historic data on power interconnection unavailability. 23.5%*2%=0.5% D Pronounced heat wave as in 2021 & part power lines outage A two week heatwave is observed in June/July in line with 2021 events in Greece together with limited availability of wind capacity. 1% ENTSOE calculates that, since 1981, 50% of years have been warm years. We assume similar occurrence in the future. We multiply this figure by the estimate of likelihood power interconnections unavailability as in scenario “C”. High-level likelihood = 50% * 2% = 1%. Modified scenario: In our Final Report, we were assessing this scenario as of beginning of October 2021 and observing TTF forward prices in the rest of Q4 2021. Now, we use actual prices for the full Calendar Year 2021 7 Scenario “G” assesses the interruption of Russian gas in Europe as a whole Description of stress tests and associated high-level likelihood of occurring Stress scenario E Azeri interruption Storyline Azeri transit (TANAP) is interrupted leading also to a full curtailment at Kipi. High-level annual likelihood 5% This scenario is based on Γ2b scenario from RAE 2020 National Risk Assessment Study. F Reduced pipeline supply to GR & no LNG Pipeline import capacity is significantly reduced in Greece, reflecting severe network outages. This scenario is based on B5b scenario from RAE 2020 National Risk Assessment Study. G Russian gas off in the whole Europe Pipeline import capacity from Russia is closed in the whole Europe. This scenario is an attempt to assess the most adverse consequences on gas of the war between Russia and Ukraine in Europe. 2% Source of likelihood estimate RAE’s Scenario Γ2b is similar to Scenario E, but scenario Γ2b is more extreme as it assumes additionally a partial unavailability of LNG imports. We therefore use scenario Γ2b’s probability (5%) as lower bound for scenario E’s highlevel likelihood. RAE’s Scenario B5b is similar to Scenario F, but scenario B5b is more extreme as it assumes outages lasting a full winter (6 months duration), while scenario F only assumes an outage for 1 peak month. We therefore use scenario B5b’s probability (2%) as lower bound for scenario F’s high-level likelihood. 1% In the absence of economic elements to assess, a nominal 1% illustrative likelihood has been applied. This likelihood is illustrative and does not correspond to an analysis by FTI Consulting of the probability of the event occurring. A diplomatic and political assessment, as may be required to estimate such likelihood, is beyond FTI Consulting’s economic expertise. New scenario 8 23 December 2021 Final Report reference: Section 5 - 422 €m investment scenario results 2. Update of results Benefits amount to 444 €m in normal conditions, with additional benefits of 307 €m in stress conditions, while costs total 712 €m Welfare benefits and costs in Greece of the 438 €m Investment– Discounted values in million EUR2021 Normal conditions Stress conditions – Multiped by a high-level likelihood from 2027 to 2050 Costs α β γ 5 1 7 59 21 712 51 OPEX 374 CAPEX pipelines 138 76 64 214 287 166 Externalities α β Margin created from storage Residual value γ δ Normal conditions - Computed over 2027-2050 1) 2) 3) 4) 5) A. Gas price B. C. D. E. Azeri volatility as Pronounced Pronounced Pronounced interruption in 2021 2-week cold 2-week cold heat wave as spell spell with in 2021 and part power part power lines outage lines outage F. Reduced pipeline supply to Greece & no LNG G - Russian gas off in the whole Europe CAPEX storage OPEX + CAPEX Network Upgrade + Storage Stress conditions - Additional value vs. normal conditions – Approximated over 2027-2050 Compared to Final Report Stress case benefits are calculated and compared to normal conditions benefits to present here only the additional welfare creation in the stress case. We have estimated annual stress case results by assuming that the values computed for 2027 with Plexos would decrease linearly to zero by 2050. Modified New 2027 expected to be most impactful year due to (
a)year with lowest discounting to present, and (
b)to generally declining role of gas imports over time. We assume that the OPEX of DESFA’s pipelines pre and post Investment are the same because volumes flown are very similar: only storage OPEX have been included them in this analysis as extra costs. The realisation of the Investment could also bring non-monetised benefits. 10 Total CAPEX and OPEX sum EUR 712m Computation of CAPEX and OPEX for the 438 EUR m network upgrade and Kavala building - EUR2021 m CAPEX over 2024-2026 CAPEX Network upgrade 438m EUR

(1)= 3 x 146m EUR Cash out Yearly cash out Annual discounted values 130m EUR2021 = Discounted value to EUR2021 m at a 4% annual discount rate: 125m EUR2021 = 120m EUR2021 = Total discounted value Annual OPEX computation for 2027-2050 (1+0.04)(2024−2021) 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2025 (1+0.04)(2025−2021) 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2026 (1+0.04)(2026−2021) 374m EUR2021 Unitary cost

(3)Withdrawal + Injection volumes OPEX in one year 2050−2021 𝑁𝑒𝑡 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 = 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2024 ෍ 𝑡=1 CAPEX Storage building 335m EUR

(2)= 3 x 112m EUR 99m EUR2021 = 95m EUR2021 = 92m EUR2021 = 112𝑚 𝐸𝑈𝑅2024 (1+0.04)(2024−2021) 112𝑚 𝐸𝑈𝑅2025 (1+0.04)(2025−2021) 112𝑚 𝐸𝑈𝑅2026 (1+0.04)(2026−2021) 287m EUR2021 Unit Calculation step Value €/MWh MWh € [1] [2] [1]*[2] 0.276 Volume in each year 0.276*Volume in each year 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡 (1 + 0.04)𝑡 Total OPEX = 51m EUR2021 11 1) 2) Source: DESFA The starting point is 314 EUR2020. Source: DESFA, original data from TAIPED. 23 December 2021 Final Report reference: Section 6 - Appendix 3. Sensitivity If considered realised, the stress conditions bring benefits of 839 €m, on top of 444 €m benefits in normal conditions, with total costs at 712 €m Welfare benefits and costs in Greece of the 438 €m Investment– Discounted values in million EUR2021 Normal conditions – Whole period Stress conditions – No high-level likelihood applied – All stress cases realized (in 2027) We understand from DESFA that this is the way RAE approached quantification of security of supply benefits Costs – Whole period 233 320 118 64 83 6 14 712 51 OPEX 374 CAPEX pipelines 287 CAPEX storage 65 214 166 Externalities Margin created from storage Residual value Normal conditions - Computed over 2027-2050 1) 2) 3) 4) 5) A. Gas price B. C. D. E. Azeri F. Reduced volatility as Pronounced Pronounced Pronounced interruption pipeline in 2021 2-week cold 2-week cold heat wave as supply to spell spell with in 2021 and Greece & part power part power no LNG lines outage lines outage G - Russian gas off in the whole Europe Stress conditions - Additional value vs. normal conditions – Computed for 2027 only OPEX + CAPEX Network Upgrade + Storage Label Costs - Computed over 2027-2050 Stress case benefits are calculated and compared to normal conditions benefits to present here only the additional welfare creation in the stress case. Compared to We have estimated annual stress case results by assuming that the values computed for 2027. Modified New Final Report 2027 expected to be most impactful year due to (

a)year with lowest discounting to present, and (
b)to generally declining role of gas imports over time We assume that the OPEX of DESFA’s pipelines pre and post Investment are the same because volumes flown are very similar: only storage OPEX have been included them in this analysis as extra costs. The realisation of the Investment could also bring non-monetised benefits. 13 23 December 2021 Final Report reference: Section 5 - 422 €m investment scenario results 4. New results with a new base case Assuming prior commissioning of storage for security of supply purposes, our analyses can be focused on the value-added of the network upgrade Presentation of the revised model with Kavala storage as a strategic asset for security of supply purposes The benefits coming from Kavala storage can be divided into
a)strategic usage for supply security and
b)commercial use for trading. According to DESFA, the development of the Kavala storage facility may be regarded as a priority in order to secure Greece's security of supply, and therefore decided separately from the pipeline upgrade. In the case of the approval of Kavala storage as a security of supply facility, DESFA mentioned to us that Kavala would work with interruptible capacity, which should severely limits its commercial operations. We have considered a new analysis, which measures the value-added of the pipeline upgrade only: o Base case: Kavala can operate only with interruptible capacity

(1), and brings no benefits from trade; o Investment case: Kavala is used as a commercial asset and brings all the trading benefits to the market thanks to the upgrade of the network. DESFA hypothesis: Kavala is justified for security of supply and part of the base case scenario Model as of December 2021 Base scenario Facilities available Revised model as of March 2022 Investment scenario Base scenario Investment scenario Kavala storage Kavala storage Kavala storage Network upgrade Network upgrade Storage: EUR 335m CAPEX Pipeline: EUR 438m Security of supply Pipeline: EUR 438m Security of supply Security of supply Benefits Commercial trade Commercial trade Kavala is justified for security of supply and part of the base case scenario New analysis comparing costs and benefits of Base and Investment scenarios, considered in the remainder of this chapter 15 Benefits of network upgrade amount to 415 €m in normal conditions, with additional benefits of 214 €m in stress conditions, while costs total 425 €m Welfare benefits and costs in Greece of the 438 €m Investment– Discounted values in million EUR2021 Stress conditions – Multiped by a high-level likelihood from 2027 to 2050 Normal conditions Costs α β γ 138 425 51 76 35 OPEX 214 374 CAPEX pipelines 166 Externalities α Margin created from storage Residual value γ δ β Normal conditions - Computed over 2027-2050 1) 2) 3) 4) 5) A. Gas price volatility as in 2021 B. Pronounced 2-week cold spell OPEX + CAPEX Network Upgrade Stress conditions - Additional value vs. normal conditions – Approximated over 2027-2050 Compared to Dec. 21 Final Report Modified Stress case benefits are calculated and compared to normal conditions benefits to present here only the additional welfare creation in the stress case. We have estimated annual stress case results by assuming that the values computed for 2027 with Plexos would decrease linearly to zero by 2050. 2027 expected to be most impactful year due to (

a)year with lowest discounting to present, and (
b)to generally declining role of gas imports over time. We assume that the OPEX of DESFA’s pipelines pre and post Investment are the same because volumes flown are very similar : only storage OPEX have been included them in this analysis as extra costs. Storage OPEX is calculated by multiplying the total withdrawal and injection volumes by the OPEX unit value, detailed in slide 13. The realisation of the Investment could also bring non-monetised benefits. 16 We simplistically considered that all stress tests’ benefits related to a supply disruption would be captured in the base case Qualitative analysis of benefits of new infrastructure in stress tests being attributable to an interruptible storage or a pipeline upgrade on top The benefits coming from Kavala storage can be divided into
a)strategic usage for supply security and
b)commercial use for trading. A storage connected only through interruptible capacity to the network may be unviable commercially. To include exclusively the commercial benefits of Kavala storage, the benefits of stress cases are selectively retained in the new analysis: Stress tests A and B are retained since they are related to the benefits of commercial use for trade; and Stress tests C to G are omitted since they are connected to the benefits of strategic usage for security of supply resulting from pipeline and/or production interruption. Commercial trade benefits Security of supply benefits A Gas price volatility as in 2021 B Pronounced pan-European 2-week cold spell C Pronounced pan-European 2-week cold spell & part power line outage D Pronounced heat wave as in 2021 & part power lines outage E Azeri interruption* F Reduced pipeline supply to Greece & no LNG * G Russian gas off in the whole Europe Part of the new analysis considering benefits of network upgrade Excluded from the new analysis 17 CAPEX and OPEX relate only to the network upgrade and the commercial operations of South Kavala, totalling EUR 425m Computation of CAPEX and OPEX for the 438 EUR m network upgrade and Kavala building - EUR2021 m CAPEX over 2024-2026 CAPEX Network upgrade 438m EUR

(1)= 3 x 146m EUR Cash out Yearly cash out Annual discounted values 130m EUR2021 = Discounted value to EUR2021 m at a 4% annual discount rate: 125m EUR2021 = 120m EUR2021 = Total discounted value Annual OPEX computation for 2027-2050 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2024 (1+0.04)(2024−2021) 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2025 (1+0.04)(2025−2021) 146𝑚 𝐸𝑈𝑅2026 (1+0.04)(2026−2021) 374m EUR2021 Unitary cost

(2)Withdrawal + Injection volumes OPEX in one year 2050−2021 𝑁𝑒𝑡 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑛𝑡 𝑉𝑎𝑙𝑢𝑒 = Storage CAPEX have been excluded as they are now part of the Base case. ෍ 𝑡=1 Unit Calculation step Value €/MWh MWh € [1] [2] [1]*[2] 0.276 Volume in each year 0.276*Volume in each year 𝑂𝑃𝐸𝑋𝑡 (1 + 0.04)𝑡 Total OPEX = 51m EUR2021 18 1) 2) Source: DESFA Source: HRADF study by Frontier Economics

(2020); updated using the Upstream Operating Costs Index (UOCI) from 2020 to 2021 from IHS. 23 December 2021 Final Report reference: New section

Impact of interruptible network capacity on storage bookings’ commercial viability Gas storage generates both externalities for all gas consumers (through wholesale price reductions) and private trading benefits Summer Winter Price D1 D2 Price Consumers pay more in summer…. C2 S1 C1 ….but this is more than offset by winter price reductions… S1 Price decrease R Price increase Gas injected S2 Quantity …and applies to every MWh of gas consumed, not just the storage injection quantity. Gas withdrawn D1 Quantity Such a reduction of gas prices has a direct impact on power prices which also decrease. Externalities – Impact for all gas consumers Private impact – Storage margin shared betweenstorage operator and storage clients ΔPrice <0 ΔPrice >0 Revenues >0 R 20 Interruptible network capacity for storage would minimise private trading benefits which support storage bookings Illustrative dimensions for private trading benefits (under firm and interruptible capacity for storage) Private trading benefits depend on the following two dimension: A. A The amount of gas withdrawn; and B. B B.B Expected value of seasonal spread R With interruptible network capacity, both these dimensions are severely impacted. In particular: time (e.g. winter) is highly reduced, as there is no certainty over the availability of capacity on the network at that point. Storage clients would therefore prefer more secure gas sources over storage, reducing the overall amount of gas withdrawn at the facility. B Firm capacity Interruptible capacity 1 A Security over the amount of gas withdrawn at a given point in A. B. AA. Gas withdrawn The expected value of seasonal spread, i.e. the difference between gas forward prices in winter and summer. Without knowing when the facility would be able to withdraw, the realisation of seasonal spreads would also be highly uncertain. This lowers the expected value of seasonal spreads (and therefore the expected profits) for the storage clients when using the storage facility. As a consequence, storage clients would limit storage bookings on the South Kavala storage facility, and therefore minimise private benefits.
Please note interruptible capacity could also affect gas injected, by limiting the ability of the storage facility to store gas in the summer. However, chances of being interrupted in the summer (when gas demand is lower) are much lower than in the winter. 21 Evidence from benchmarking analysis and the academic literature points to unlikely commercial viability for South Kavala with only interruptible access 1 Evidence Implication for the South Kavala facility According to the academic literature, approaches to valuing gas storage rely on permanent market access Limiting market access through interruptible capacity is at odds with the existing tools the market has developed to value storage, suggesting limited or no valuation of South Kavala storage products 2 Storage auction mechanisms used in Europe demonstrate that the value of storage is based on the realisation of seasonal spreads Interruptible capacity makes the realisation of seasonal spreads, and therefore storage value, highly uncertain, which will limit the value derived from booking storage at South Kavala 3 Analysis of European market benchmarks shows that interruptible network capacity for storage facilities is minimal (4% or less) when compared to firm capacity European markets show strong preference for firm network capacity to access storage products, placing an interruptible offer for South Kavala at odds with competitors and industry standards Interruptible network capacity for storage is unlikely to be commercially viable at South Kavala The expected timing of interruptibility would however need to be assessed to reach any robust conclusion 22 1 According to the academic literature, approaches to valuing gas storage rely on permanent market access Overview ▪ ▪ ▪ ▪ Market players tend to own or contract natural gas storage flexibility primarily for managing the fluctuations in their own portfolio. Market players adjust their storage trading and operating decisions to the market price signals. This allows them to benefit from price spreads and price movements (volatility). The literature identifies four approaches to the commercial valuation of natural gas storage which are discussed further on this slide. All these strategies are based on analysis of forward and/or spot gas prices. These valuation methods assume permanent market access, i.e. firm capacity which allows withdrawing and injecting as and when needed to optimise the trading portfolio. Approaches to commercial valuation of gas storage Intrinsic a Takes the current forward curve and calculates the optimal trades in the forward market (including trades whose flows can be backed by storage) and the corresponding cash flows Rolling intrinsic b Very similar to the intrinsic, but also considers profits of rebalancing the portfolio over time. At every re-hedge date a new intrinsic optimization is executed Basket of spreads c Could be considered as a simplification of the rolling intrinsic approach as rather than evaluating profits from many potential rolls (as in the rolling intrinsic strategy) only a subset of these rolls are considered Spot trading d Models the dynamics of the underlying gas prices and finds the optimal spot trading actions while taking into account future optionality, in order to balance immediate and future cash flows Source. Literature review from “Cryel de Jong, Gas storage valuation and optimisation, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015”. 23 2 Storage auction mechanisms used in Europe demonstrate that the value of storage is based on the firm realisation of seasonal spreads Auction price formulas for gas storage primary capacity auctions – Examples Comments ▪ Bergermeer Price per (SBU)1 = Multiplier2 X Seasonal spread ▪
Standard bundled unit of storage
Reserve multiplier of 1.
Storengy Reserve price = max ( Seasonal spread - Cost estimate3 , 0)
Covering average costs of entering and leaving the transmission network, the cost of immobilisation of stored gas and the price of injection and withdrawal service Sources. TAQA Gas Storage Primary Capacity, Auction Rules – 2015, 2017 and
Commission de Regulation de l’Energie. DELIBERATION NO. 2018-202 Deliberation of the French Energy Regulatory Commission of September 27, 2018 deciding on the methods for marketing natural gas storage capacities as of October
▪ Storage facilities tend to auction out units of gas storage capacity, comprising rights to have gas injected, keep gas in store and withdraw gas, in line with the technical characteristics of the facility. Bergemeer’s and Storengy’s, the largest storage facilities in the Netherlands and France respectively, index auction reserve prices for primary capacity to the seasonal spreads in their auction rules (see diagram). This generally applies in relation to auctions with longer time horizons than a storage year only. Auction prices can be considered as a measure of the value of storage for storage clients. Bergermeeer’s and Storengy’s auction price formulae show how important seasonal spreads are in 24 this respect. 3 Interruptible network capacity account for only 1% of total booked capacity since 2018 at the largest storage facilities in Europe (vs. 99% firm) ▪ Total network entry (i.e. storage exit) capacity for largest storage facilities in Europe – 2018-2022 ▪ 1% We have analysed data on network entry capacities for the five largest storage facilities in Europe since
These facilities cover approximately 30% of total working gas technical capacity (including planned extensions up to and including 2025) in the region (see table below). Facility 99% Firm booked ▪ Interruptible booked Sources. FTI analysis of Gas Infrastructure Europe and ENTSOG transparency platform data (Jan 2018 – March 2022). ▪ Working gas (technical) TWh Stogit - Italy 183 Norg (Langelo) - Netherlands 59 Bergermeer - Netherlands 48 Serene Atlantique - France 47 Rehden - Germany 45 Although these facilities are much larger than the South Kavala storage facility – which has 6.3 TWh working gas (technical) volume - we note this is still a helpful benchmarking exercise to assess the importance of firm vs interruptible capacity in the rest of Europe. In aggregate, our analysis on the sample considered concludes that booked interruptible network entry (i.e. storage exit) capacity is only 1% of total booked capacity, whereas firm capacity takes up the remaining 99%, showing very strong clients’ preference for firm capacity over interruptible capacity. 25 3 Analysis of facilities more comparable to South Kavala confirms the overall finding, with only 4% of interruptible vs. 96% firm booked capacity since 2018 Total network entry capacity (i.e. storage exit) for most comparable storage facilities to South Kavala in Europe 2018-2022 ▪ ▪ 4% We have analysed data on network entry capacities for the five most comparable facilities to South Kavala since 2018 in Europe (see table for detail). This is based on technical capability, in particular the number of days needed to fill the facility1 – which is equivalent to 58.9 days for South Kavala.2 Facility 96% Firm booked Interruptible booked Sources. FTI analysis of Gas Infrastructure Europe and ENTSOG transparency platform data (Jan 2018 – March 2022).
▪ Days to fill Sediane - France 60.0 Dambořice - Czech Republic 59.7 Lussagnet - France 59.5 Inzenham - West in Germany 59.2 Loenhout - Belgium 53.1 In aggregate, our analysis on the sample considered concludes that booked interruptible capacity is only 4% of total booked capacity, whereas firm capacity takes up the remaining 96%, showing very strong clients’ preference for firm capacity over interruptible capacity. This is calculated as the ratio of the working gas (technical) volume to the maximum withdrawal rate. Based on working gas (technical) volume of 6.3 TWh and 108 GWh/d maximum withdrawal rate. 26 Experts with Impact ™ Contact Emmanuel Grand Senior Managing Director emmanuel.grand@fticonsulting.com | +33 1 40 08 12 43 Αθήνα, 11.04.2022 Π.Δ. 1458 Προς ΡΥΘΜΙΣΤΙΚΗ ΑΡΧΗ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΠΕΙΡΑΙΩΣ 132 11854 Αθήνα Υπ’ όψιν: κ. Αν. Καθ. Αθανάσιου Δαγούμα, Προέδρου Θέμα: Σχόλια της Ένωσης Προσώπων με την Επωνυμία «ΔΕΣΦΑ-ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ» στη δημόσια διαβούλευση της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού Τιμολόγησης για την Υπόγεια Αποθήκη της Νότιας Καβάλας A. Η αλλαγή των συνθηκών από την έναρξη της δημόσιας διαβούλευσης Στις 28 Φεβρουαρίου η ΡΑΕ έθεσε σε Δημόσια Διαβούλευση την πρότασή της για το «Πλαίσιο Κανονισμού Τιμολόγησης της Υπόγειας Αποθήκης Φυσικού Αερίου Νοτίου Καβάλας», για τον τρόπο τιμολόγησης των υπηρεσιών της προς ανάπτυξη υπόγειας αποθήκης αερίου στο εξαντλημένο κοίτασμα φυσικού αερίου της Νότιας Καβάλας. Συνοπτικά, ενώ η ΡΑΕ τονίζει τη σημασία της ανάπτυξης και λειτουργίας αυτής της εγκατάστασης για την ασφάλεια εφοδιασμού της Ελλάδας και της νοτιοανατολικής Ευρώπης, περιγράφει πώς προτίθεται να εγγυηθεί μόνο την ανάκτηση έως και 50% του απαιτούμενου εσόδου ανάπτυξης της εγκατάστασης, ενώ καλεί το Ελληνικό Δημόσιο να εξετάσει το ενδεχόμενο παροχής, μέσω επιχορηγήσεων ή άλλων μη προσδιορισμένων μηχανισμών, περαιτέρω στήριξης για την ανάπτυξη της εγκατάστασης αποθήκευσης. Παράλληλα επισημαίνει την ανάγκη συμβατότητας των τυχόν ενισχύσεων με τις διατάξεις του άρθρου 106 της ΣΛΕΕ σχετικά με τις κρατικές ενισχύσεις, γεγονός που προϋποθέτει την ανάγκη έγκρισης από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή οποιουδήποτε μέτρου στήριξης τελικά αποφασιστεί. Στην ίδια πρόταση, η ΡΑΕ αναγνωρίζει ότι, παράλληλα με την ανάπτυξη της υπόγειας αποθήκης, θα απαιτηθεί αναβάθμιση του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς Φυσικού Αερίου (ΕΣΜΦΑ) για την παροχή αδιάλειπτης δυναμικότητας στους μελλοντικούς χρήστες της υπόγειας εγκατάστασης, σύμφωνα και με τις σχετικές μελέτες που έχει πραγματοποιήσει ο ΔΕΣΦΑ, κατόπιν σχετικού αιτήματος της ΡΑΕ. Ωστόσο, με την πρότασή της, η ΡΑΕ δεν υποστηρίζει την κατασκευή μιας τέτοιας αναβάθμισης, καθώς, σύμφωνα με την ανάλυσή της, η σχετική αναβάθμιση του ΕΣΜΦΑ δεν είναι απαραίτητη για τη λειτουργία της υπόγειας αποθήκης ως εγκατάστασης για την παροχή ασφάλειας εφοδιασμού και η κοινωνικοποίηση 1 τέτοιων δαπανών θα οδηγούσε σε στρέβλωση της εν εξελίξει σχετικής διαγωνιστικής διαδικασίας. Για το σκοπό αυτό, η ΡΑΕ καλεί τον μελλοντικό διαχειριστή της υπόγειας εγκατάστασης να συμμετάσχει στο μελλοντικό market test που θα πραγματοποιήσει ο ΔΕΣΦΑ για την αναβάθμιση του ΕΣΜΦΑ και, όπως σαφώς υπονοείται, να προχωρήσει σε δέσμευση και πληρωμή της απαιτούμενης αδιάλειπτης δυναμικότητας του ΕΣΜΦΑ, μεταβιβάζοντας τα σχετικά κόστη στους μελλοντικούς χρήστες της αποθήκης. Στις 23 Μαρτίου, η Ευρωπαϊκή Επιτροπή δημοσίευσε πρόταση Κανονισμού1, ο οποίος, σύμφωνα με το άρθρο 6α, επιβάλλει στα Κράτη Μέλη (ΚΜ), από το 2022 και μετά, αυστηρές υποχρεώσεις για την εξασφάλιση επαρκών επιπέδων αποθήκευσης φυσικού αερίου, ως ουσιαστικό μέτρο πρόληψης για τη μείωση της εξάρτησης από εισαγωγές από τρίτες χώρες, αλλά και για την αποφυγή εξαιρετικά υψηλών τιμών του φυσικού αερίου στο μέλλον. Σύμφωνα με την πρόταση αυτή, τα κράτη μέλη υποχρεούνται να διασφαλίσουν ότι οι υπόγειες αποθήκες σε κάθε κράτος μέλος, έως την 1η Νοεμβρίου κάθε έτους, θα φτάνουν σε έναν «στόχο πλήρωσης», ο οποίος έχει τεθεί από την Ευρωπαϊκή Επιτροπή «…βάσει αξιολόγησης της γενικής κατάστασης της ασφάλειας του εφοδιασμού και της ανάπτυξης της ζήτησης και της προσφοράς φυσικού αερίου στην Ένωση και στα επιμέρους κράτη μέλη, και να ρυθμιστεί κατά τρόπο που να διασφαλίζει την ασφάλεια του εφοδιασμού αποφεύγοντας την περιττή επιβάρυνση για τα κράτη μέλη, τους συμμετέχοντες στην αγορά φυσικού αερίου, τους διαχειριστές συστημάτων αποθήκευσης ή τους πολίτες…». Για το 2022, αυτός ο στόχος πλήρωσης ορίζεται στο 80% και από το 2023 και μετά ορίζεται στο 90% της χωρητικότητας κάθε εγκατάστασης αποθήκευσης. Σύμφωνα με το άρθρο 6γ (α) του προαναφερθέντος κανονισμού, υποχρεώσεις επιβάλλονται και στα ΚΜ χωρίς εγκαταστάσεις αποθήκευσης, τα οποία υποχρεούνται, σε συνεργασία με τα ΚΜ με εγκαταστάσεις αποθήκευσης, στο πλαίσιο μηχανισμών επιμερισμού επιβαρύνσεων που θα αναπτυχθούν, να διατηρούν όγκους αερίου στις εγκαταστάσεις αποθήκευσης των συνεργαζόμενων ΚΜ. Αν και ο σχετικός αριθμός ενδέχεται να αλλάξει στο πλαίσιο της συνεχιζόμενης δημόσιας διαβούλευσης, η σχετική υποχρέωση προτείνεται από την Επιτροπή να είναι το 15% της εθνικής ετήσιας κατανάλωσης φυσικού αερίου. Ανάμεσα στις περαιτέρω διατάξεις που περιλαμβάνονται στην πρόταση της Επιτροπής, υπάρχουν, κατά την άποψή μας, δύο ιδιαίτερα σημαντικές. Η πρώτη σχετίζεται με τη ρητή αναφορά του προτεινόμενου κανονισμού που προστίθεται στο άρθρο 13 παρ. 3, όπου, μεταξύ άλλων, αναφέρει ότι: «Θα εφαρμόζεται έκπτωση 100 % στα τιμολόγια μεταφοράς βάσει χωρητικότητας στα σημεία εισόδου και εξόδου εγκαταστάσεων αποθήκευσης, […]», για περίοδο τουλάχιστον 5 ετών, η οποία μπορεί να παραταθεί, μετά από επανεξέταση της Επιτροπής (και όχι της Ρυθμιστικής Αρχής), για όσο διάστημα απαιτείται για τη διασφάλιση των επιπέδων της ασφάλειας εφοδιασμού. Η δεύτερη είναι η διάταξη που, σύμφωνα με το άρθρο 6β

(1), επιβάλλει ότι «Τα κράτη μέλη λαμβάνουν όλα τα απαραίτητα μέτρα, 1 Πρόταση ΚΑΝΟΝΙΣΜΟΥ ΤΟΥ ΕΥΡΩΠΑΪΚΟΥ ΚΟΙΝΟΒΟΥΛΙΟΥ ΚΑΙ ΤΟΥ ΣΥΜΒΟΥΛΙΟΥ για την τροποποίηση του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1938 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου σχετικά με μέτρα για τη διασφάλιση της ασφάλειας του εφοδιασμού με φυσικό αέριο και του κανονισμού (ΕΚ) αριθ. 715/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου σχετικά με τους όρους πρόσβασης στα δίκτυα μεταφοράς φυσικού αερίου 2 συμπεριλαμβανομένων οικονομικών κινήτρων ή αποζημιώσεων σε συμμετέχοντες της αγοράς, για να διασφαλίσουν ότι επιτυγχάνονται οι υποχρεωτικοί στόχοι πλήρωσης (filling targets) σύμφωνα με το Άρθρο 6(α). Αυτά τα μέτρα μπορεί, ειδικότερα, να περιλαμβάνουν […] την παροχή οικονομικών κινήτρων για τους συμμετέχοντες στην αγορά ή την αποζημίωση για το ενδεχόμενο έλλειμμα εσόδων ή για δαπάνες που προκύπτουν από υποχρεώσεις των συμμετεχόντων στην αγορά που δεν μπορούν να καλυφθούν από έσοδα […]», με παρόμοια πρόβλεψη να περιλαμβάνεται και για ΚΜ χωρίς εγκαταστάσεις αποθήκευσης, για αντίστοιχες δαπάνες που πραγματοποιούνται για την αποθήκευση φυσικού αερίου σε συνεργαζόμενες χώρες με εγκαταστάσεις αποθήκευσης. Όλες αυτές οι προαναφερθείσες διατάξεις συνεπάγονται ότι οποιοδήποτε τέτοιο μέτρο μπορεί να συνιστά νόμιμη κρατική ενίσχυση κατά την έννοια του άρθρου 107

(1)της ΣΛΕΕ και μπορεί να χρειαστεί να κοινοποιηθεί αναλόγως στην Επιτροπή, ωστόσο, έχει ήδη διευκρινιστεί στην επικοινωνία REPowerEU της 8ης Μαρτίου ότι η νομοθεσία της Ένωσης επιτρέπει στα κράτη μέλη να παρέχουν τέτοιες κρατικές ενισχύσεις σε προμηθευτές δυνάμει του άρθρου 107

(3)(γ) της ΣΛΕΕ, για παράδειγμα με τη μορφή εγγυήσεων (π.χ. «αμφίδρομες συμβάσεις διαφορών»). Λαμβάνοντας υπόψη τα παραπάνω, η Ελλάδα έχει δύο επιλογές: είτε να αναπτύξει την υπόγεια αποθήκη της Νότιας Καβάλας και να διασφαλίζει ότι θα συμπληρώνεται έως και το 90% της χωρητικότητάς της έως την 1η Νοεμβρίου κάθε έτους προκειμένου να διασφαλιστεί η ασφάλεια εφοδιασμού για τη χειμερινή περίοδο, είτε να διατηρήσει, μακροπρόθεσμα, τη χωρητικότητα αποθήκευσης τουλάχιστον περίπου 900 εκατομμυρίων Nm3 αερίου σε αποθήκη2 στην Ιταλία

Αν και τα διαθέσιμα δεδομένα, σε αυτό το στάδιο, δεν επιτρέπουν ακριβέστερους υπολογισμούς και χρειάζεται περαιτέρω αξιολόγηση, η αποθήκευση φυσικού αερίου στην Ιταλία θα απαιτούσε ένα κόστος περίπου 3 €/MWh, μόνο για αποθήκευση και μεταφορά στην Ελλάδα, εξαιρουμένου του κόστους του ίδιου του φυσικού αερίου, ενώ το αντίστοιχο κόστος για την υπόγεια αποθήκη της Νότιας Καβάλας δεν θα ξεπερνούσε τα 0,5€/MWh, ακόμα και εάν χρειαζόταν να κοινωνικοποιηθεί το σύνολο του κόστους ανάπτυξης της υποδομής. Ακόμη και αν η αποθήκευση φυσικού αερίου στην Ιταλία είναι η μόνη άμεσα διαθέσιμη λύση και θα πρέπει να εφαρμοστεί στο ενδιάμεσο διάστημα, είναι προς το σαφές όφελος των Ελλήνων καταναλωτών φυσικού αερίου να αναπτύξουν την αποθήκη στη Νότια Καβάλα το συντομότερο δυνατό. Υποθέτοντας ότι η Ελλάδα εύλογα θα επέλεγε την επιλογή της Νότιας Καβάλας μακροπρόθεσμα, αυτή θα πρέπει να λειτουργήσει βάσει του προτεινόμενου νέου κανονισμού της ΕΕ. Επομένως, η αντίστοιχη πρόταση της ΡΑΕ θα πρέπει να επανεκτιμηθεί 2 Αυτή η χωρητικότητα αποθήκευσης αντιστοιχεί στο 15% της ετήσιας κατανάλωσης του 2021 (περίπου 6 bcm). Σύμφωνα με την πρόσφατη Μελέτη Πρόβλεψης Ζήτησης 2022-2031 του ΔΕΣΦΑ (www.desfa.gr) η ζήτηση αυτή αναμένεται να αυξηθεί τα επόμενα χρόνια, φτάνοντας τα 7,6 bcm το
3 Όσον αφορά τα ΚΜ με αποθήκες σε λειτουργία, η Ελλάδα συνδέεται φυσικά μόνο με το βουλγαρικό και το ιταλικό δίκτυο φυσικού αερίου και τις αντίστοιχες υπόγειες εγκαταστάσεις αποθήκευσης. Ωστόσο, η χωρητικότητα αποθήκευσης του Chiren, της υπόγειας αποθήκης της Βουλγαρίας, είναι πολύ χαμηλή και ελάχιστα κατάλληλη για τις ανάγκες της εθνικής αγοράς της Βουλγαρίας, ενώ η Ιταλία έχει μια από τις μεγαλύτερες χωρητικότητες αποθήκευσης στην ΕΕ που φτάνει περίπου τις 198 TWh – 34 φορές μεγαλύτερη από της Βουλγαρίας. 3 λαμβάνοντας υπόψη τις απαιτήσεις αυτού του κανονισμού, ιδίως όσον αφορά τα παρακάτω δύο σημαντικά θέματα:
Η εγγυημένη αμοιβή του κατασκευαστή της αποθήκης Νότιας Καβάλας θα πρέπει να αυξηθεί στο 100% αντί του 50% που προτείνει σήμερα η ΡΑΕ: το 90% της χωρητικότητας αποθήκευσης θα πρέπει να είναι συνεχώς διαθέσιμο στους συμμετέχοντες στην αγορά μακροπρόθεσμα, ενώ το υπόλοιπο 10 % θα ήταν διαθέσιμο για τις βραχυπρόθεσμες ανάγκες της αγοράς (άρα δεν είναι εγγυημένο), τηρουμένων των αναλογιών στη σχετική προσέγγιση της ικανότητας μεταφοράς για τις υποδομές ρυθμιζόμενης πρόσβασης τρίτων (rΤΡΑ). Τα ποσοστά αυτά δικαιολογούν την πλήρη κάλυψη των απαιτούμενων εσόδων, όπως ενδείκνυται και για μια πλήρως ρυθμιζόμενη υποδομή, όπως θα είναι η υπόγεια αποθήκη της Νότιας Καβάλας.
Κανένα κόστος του συστήματος μεταφοράς δεν θα πρέπει να επιβαρύνει τους χρήστες του αποθηκευτικού χώρου της Νότιας Καβάλας. Ως εκ τούτου, ο κατασκευαστής και διαχειριστής του χώρου αποθήκης της Νότιας Καβάλας πρέπει να έχει πλήρη πρόσβαση, δηλαδή αδιάλειπτη δυναμικότητα, στο ΕΣΜΦΑ χωρίς κόστος. Η διάταξη αυτή επιβάλλει την υποχρέωση κοινωνικοποίησης του κόστους οποιασδήποτε αναβάθμισης του ΕΣΜΦΑ που μπορεί να απαιτηθεί για τη λειτουργία της Νότιας Καβάλας στο υπόλοιπο κόστος του δικτύου μεταφοράς και όχι είτε στον διαχειριστή της υπόγεια αποθήκης είτε στους μελλοντικούς χρήστες της αποθήκης. B. Γενικά σχόλια για το σχέδιο κανονισμού Πέραν των ανωτέρω, διατυπώνονται ορισμένες παρατηρήσεις σχετικά με το σχέδιο Κανονισμού. Πρέπει να σημειωθεί ότι, χαιρετίζουμε την ανάλυση της ΡΑΕ η οποία αναγνωρίζει τη σημασία της ανάπτυξης της υπόγειας αποθήκης της Νότιας Καβάλας για το γενικό δημόσιο συμφέρον, καθώς και την οικονομική ευημερία της χώρας, αν και θεωρούμε ότι ο ρόλος της αποθήκευσης στην εμπορική λειτουργία της αγοράς είναι πολύ σημαντικός, και αυτός ο ρόλος δεν αναγνωρίζεται σωστά από την ανάλυση. Ωστόσο, η μετέπειτα πρόταση της ΡΑΕ δε συμβάλλει επαρκώς στην προστασία της ανάπτυξης της αποθήκης από αστοχίες της αγοράς, οι περισσότερες από τις οποίες περιγράφονται στην ίδια την ανάλυση της ΡΑΕ. Πιο συγκεκριμένα:
Η σημασία των υπόγειων εγκαταστάσεων αποθήκευσης φυσικού αερίου για τη διασφάλιση της ασφάλειας εφοδιασμού στην Ευρώπη Οι υπόγειες εγκαταστάσεις αποθήκευσης φυσικού αερίου αποτελούσαν για δεκαετίες υποδομές κρίσιμης σημασίας, διασφαλίζοντας την ασφάλεια εφοδιασμού και την κανονική λειτουργία των ενεργειακών αγορών έναντι αιχμών ζήτησης, εκτίναξης τιμών ή πιθανών διαταραχών του εφοδιασμού. Αυτός είναι ο λόγος ύπαρξης για τις 146 υπάρχουσες υπόγειες εγκαταστάσεις φυσικού αερίου που λειτουργούν σήμερα στην Ευρωπαϊκή Ένωση, και τις δεκατέσσερις

(14)που βρίσκονται υπό ανάπτυξη, σύμφωνα με τα στοιχεία της Gas Infrastructure Europe του 4 7/

Δυστυχώς, η Ελλάδα είναι μια από τις λίγες χώρες χωρίς εγκατάσταση υπόγειας αποθήκης φυσικού αερίου και χωρίς μακροπρόθεσμη αποθήκευση αερίου. Επιπλέον, με την πρόσφατη πρόταση Κανονισμού4, η ΕΕ δήλωσε ότι «Η Ένωση θεωρεί ότι ο τομέας των συστημάτων αποθήκευσης έχει μεγάλη σημασία για την Ένωση, την ασφάλεια ενεργειακού εφοδιασμού και των άλλων βασικών σημείων ενδιαφέροντος ως προς την ασφάλεια. Ως εκ τούτου, οι εγκαταστάσεις αποθήκευσης (ΥΑΦΑ) θεωρούνται υποδομές κρίσιμης σημασίας κατά την έννοια της Οδηγίας 2008/114/ΕΚ, της 8ης Δεκεμβρίου 2008, για τον προσδιορισμό και τον χαρακτηρισμό των ευρωπαϊκών υποδομών κρίσιμης σημασίας και την αξιολόγηση της ανάγκης βελτίωσης της προστασίας τους.» Ως εκ τούτου, η ένοπλη σύγκρουση στην Ουκρανία από τον Φεβρουάριο του 2022 και η σημαντική απειλή για τους καταναλωτές και την ελληνική οικονομία σε περίπτωση διακοπής του εφοδιασμού σε φυσικό αέριο θα πρέπει να πυροδοτήσουν επείγουσες ενέργειες αναφορικά με πρωτοβουλίες πολιτικής και κανονιστικές διατάξεις, προκειμένου να επιταχυνθεί η ολοκλήρωση του κατάλληλου πλαισίου για την κατασκευή της πρώτης εγκατάστασης μακροχρόνιας αποθήκευσης αερίου στην Ελλάδα, της υπόγειας αποθήκης στη Ν. Καβάλα, το συντομότερο δυνατό.
Η πρόταση της ΡΑΕ δεν είναι συμβατή με βασικές αρχές του κανονισμού της ΕΕ σχετικά με τη ρυθμιζόμενη πρόσβαση τρίτων (rTPA) Η ευρωπαϊκή νομοθεσία δεν επιβάλλει στις εγκαταστάσεις αποθήκευσης ένα ρυθμιζόμενο καθεστώς πρόσβασης τρίτων (regulated Third Party Access-rTPA), αλλά αφήνει την επιλογή σε κάθε κράτος μέλος. Η ελληνική νομοθεσία (Ν. 4001/2011) έχει επιβάλει καθεστώς rTPA σε όλες τις υποδομές φυσικού αερίου στην Ελλάδα, συμπεριλαμβανομένης της αποθήκευσης. Το καθεστώς rTPA, παρέχει στις Ρυθμιστικές Αρχές τη δυνατότητα να επιβάλλουν αυστηρούς κανόνες για την πρόσβαση στις εγκαταστάσεις φυσικού αερίου και να εγκρίνουν τα τιμολόγια, αλλά, ταυτόχρονα, εγγυάται τα ελεγχόμενα έσοδα των εγκαταστάσεων, διασφαλίζοντας ότι οι διαχειριστές των εγκαταστάσεων παραμένουν οικονομικά ουδέτεροι (cash neutral). Μόνο υπό εξαίρεση, σύμφωνα με το άρθρο 36 της Οδηγίας για το φυσικό αέριο και την ελληνική νομοθεσία, μπορούν να υπάρξουν αποκλίσεις από το καθεστώς rTPA, μετά από έγκριση της ΡΑΕ και της Ευρωπαϊκής Επιτροπής. Οι υποδομές που υπόκεινται σε εξαίρεση εκτίθενται σε κίνδυνο αγοράς, αλλά πριν από τη λήψη των τελικών επενδυτικών αποφάσεων, όλα αυτά τα έργα έχουν εξασφαλίσει μακροπρόθεσμες συμβάσεις ship or pay με τους χρήστες της υποδομής, οι οποίες θα διασφαλίσουν την πλήρη ανάκτηση της επένδυσης, πλέον μιας απόδοσης που υπερβαίνει αυτή των ρυθμιζόμενων περιουσιακών στοιχείων. 4 Πρόταση ΚΑΝΟΝΙΣΜΟΥ ΤΟΥ ΕΥΡΩΠΑΪΚΟΥ ΚΟΙΝΟΒΟΥΛΙΟΥ ΚΑΙ ΤΟΥ ΣΥΜΒΟΥΛΙΟΥ για την τροποποίηση του κανονισμού (ΕΕ) 2017/1938 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου σχ

🔗 Στην επίσημη πηγή

Επεξήγηση AI βάσει του επίσημου κειμένου του νόμου. Ενδεικτική, δεν υποκαθιστά νομική συμβουλή.

Αποτελέσματα δημόσιας διαβούλευσης της ΡΑΕ επί α) της εισήγησης του ΔΕΣΦΑ για το Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΦΑ 2022-2031 και β) του Πλαισίου Κανονισμού