Σύμφωνα με τα οριζόμενα στο άρθρο 18, παρ. 4 του Ν. 4425/2016: «
- Μεθοδολογίες, παράμετροι και άλλες ειδικές εγκρίσεις που προβλέπονται από τους Κώδικες των Αγορών, αποφασίζονται από τη ΡΑΕ, μετά από εισήγηση των Διαχειριστών των Αγορών και δημοσιεύονται στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως.». Με βάση τα ως άνω, η ΡΑΕ θέτει σήμερα σε δημόσια διαβούλευση την εισήγηση της ΕΧΕ Α.Ε., για τον ορισμό του ποσοστού Χ% του μεριδίου λιανικής προμήθειας και Α% των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων εντός της Ενεργειακής Χρηματοπιστωτικής Αγοράς ή διμερώς, επί του συνόλου των ποσοτήτων ενέργειας που αγοράστηκαν με αποδεκτές Εντολές Αγοράς στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για το ημερολογιακό έτος 2023 (υπ’ αριθμ. πρωτ. ΡΑΕ Ι-339029/19.10.2022), η οποία προβλέπεται στην ενότητα 4.4.2.2 του Kανονισμού. Λήξη της παρούσας Δημόσιας Διαβούλευσης: Τετάρτη 16 Νοεμβρίου 2022 Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΕ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση elecodes-market@rae.gr. Μετά τη λήξη της παρούσας δημόσιας διαβούλευσης, η ΡΑΕ θα δημοσιοποιήσει κατάλογο των συμμετεχόντων, καθώς και το περιεχόμενο των επιστολών και παρεμβάσεών τους, με εξαίρεση την περίπτωση κατά την οποία ο αποστολέας αιτείται τη μη δημοσιοποίηση των στοιχείων του και/ή των απόψεών του. Συνημμένα: Εισήγηση της ΕΧΕ Α.Ε. για τον ορισμό των X% και A% Executive Summary «Buyer-Side Market Power Analysis of the Maximum threshold of Forward Hedge Ratio in the Greek Wholesale Electricity Market» ΑΡ./ΗΜ./ΕΧΕ: 1769 / 17.10.2022 Προς: Αναπληρωτή Καθηγητή, Αθανάσιο Δαγούμα Πρόεδρο ΡΑΕ Θέμα: «Εισήγηση για τον ορισμό του ποσοστού Χ% του μεριδίου λιανικής προμήθειας και Α% των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων εντός της Ενεργειακής Χρηματοπιστωτικής Αγοράς ή διμερώς, επί του συνόλου των ποσοτήτων ενέργειας που αγοράστηκαν με αποδεκτές Εντολές Αγοράς στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για το ημερολογιακό έτος 2023» Σχετικά: α. «Εισήγηση για τον ορισμό του ποσοστού Χ% του μεριδίου λιανικής προμήθειας και Α% των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων εντός της Ενεργειακής Χρηματοπιστωτικής Αγοράς ή διμερώς, επί του συνόλου των ποσοτήτων ενέργειας που αγοράστηκαν με αποδεκτές Εντολές Αγοράς στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για το ημερολογιακό έτος 2022», ΕΧΕ 1595/03.11.2021 και ΟΡΘΗ ΕΠΑΝΑΛΗΨΗ ΕΧΕ 1650/11.11.
- β. Απόφαση ΡΑΕ 1014/22.12.2021 (ΦΕΚ 6419/Β/31.12.2021) γ. Απόφαση ΡΑΕ 1657/2020 (ΦΕΚ Β’ 6027/31.12.2020) δ. Απόφαση ΡΑΕ 1008A/2020 (ΦΕΚ Β’ 3385/13.08.2020) ε. Επιστολή ΡΑΕ: «Ποσοστό Α% των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων σύμφωνα με τις διατάξεις της υποενότητας 4.4.2.2 του Κανονισμού Λειτουργίας της Αγοράς Επόμενης Ημέρας & Ενδοημερήσιας Αγοράς», ΕΧΕ 716/31.03.2022 στ. «Executive Summary», ΕΧΕ 1753/13.10.2022 ζ. «Buyer-Side Market Power Analysis of the Maximum threshold of Forward Hedge Ratio in the Greek Wholesale Electricity Market», ΕΧΕ 1754/13.10.2022 Λεωφ. Αθηνών 110, 10442, Αθήνα, Ελλάδα Τηλ: +30210 3366400 Φαξ:+30210 3366875 email: info@enexgroup.gr, web: www.enexgroup.gr Αρ. ΓΕΜΗ: 146698601000 η. «Κανονισμός Λειτουργίας Αγοράς Επόμενης Ημέρας και Ενδοημερήσιας Αγοράς του Ελληνικού Χρηματιστηρίου Ενέργειας Α.Ε.», απόφαση ΡΑΕ 1116/13.11.2018, ΦΕΚ Β’ 5914/31.12.2018, ως ισχύει. Αξιότιμε κύριε Πρόεδρε, Σύμφωνα με τις διατάξεις της υποενότητας 4.4.2.2 του Κανονισμού Λειτουργίας Αγοράς Επόμενης Ημέρας και Ενδοημερήσιας Αγοράς του Ελληνικού Χρηματιστηρίου Ενέργειας Α.Ε. (η’ σχετικό), με Απόφαση ΡΑΕ κατόπιν εισήγησης του ΕΧΕ ορίζονται για κάθε ημερολογιακό έτος α) η τιμή του ποσοστού Χ% που αντιστοιχεί στο μερίδιο λιανικής προμήθειας και β) η τιμή του ποσοστού Α% (FHR) που αντιστοιχεί στις μέγιστες επιτρεπτές ποσότητες ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων εντός της Ενεργειακής Χρηματοπιστωτικής Αγοράς ή διμερώς, επί του συνόλου των ποσοτήτων ενέργειας που αγοράστηκαν με αποδεκτές Εντολές Αγοράς στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (DAM) ανά Προμηθευτή, ορίζονται για κάθε ημερολογιακό έτος με Απόφαση ΡΑΕ κατόπιν εισήγησης του ΕΧΕ. Για το ημερολογιακό έτος 2022 οι τιμές Χ% και Α% καθορίστηκαν από την Αρχή σας με το β’ σχετικό, βάσει του οποίου το ποσοστό Α% διατηρήθηκε σε ποσοστό 20%, ενώ το ποσοστό X% αυξήθηκε σε 40%. Επιπρόσθετα με την ε’ σχετική επιστολή ζητήθηκε από την Αρχή σας η εκπόνηση επικαιροποιημένης μελέτης για τις εκτιμώμενες επιπτώσεις αύξηση του ποσοστού Α%. Α. Αναφορικά με την εκπόνηση επικαιροποιημένης μελέτης για τις εκτιμώμενες επιπτώσεις αύξησης του ποσοστού Α% και τα συμπεράσματα αυτής. Προς υλοποίηση των ζητούμενων της ε’ επιστολής το ΕΧΕ ανέθεσε στην εταιρία ECCO International την διενέργεια σχετικής μελέτης προσομοιώσεων και ανάλυσης των επιπτώσεων μεταβολής του ορίου Α% στην Αγορά Επόμενης Ημέρας. Στην παρούσα ενότητα αποτυπώνονται τα βασικά σημεία και συμπεράσματα της μελέτης (στ’ και ζ’ σχετικά). Η εν λόγω μελέτη αφορά σε ποσοτική διερεύνηση για διάφορα επίπεδα του δείκτη FHR της επίπτωσης στη ρευστότητα της Αγοράς Επόμενης Ημέρας, στην ικανότητα διαμόρφωσης τιμών που αντανακλούν το βραχυπρόθεσμο οριακό κόστος και στη διαμόρφωση των μεριδίων των συμμετεχόντων υπό συγκεκριμένες συνθήκες και παραδοχές μεταβολής των βασικών μεγεθών της αγοράς. Η μελέτη εξέτασε εφτά
(7)διαφορετικά επίπεδα του δείκτη FHR και για την χρονική περίοδο τριάμισι (3.5) ετών από τον Ιούλιο 2022 έως και το Δεκέμβριο
- Ακολούθως διενεργήθηκε σχετική ανάλυση επί των διαμορφούμενων τιμών και μεριδίων των συμμετεχόντων στην Αγορά Επόμενης Ημέρας. Η εν λόγω μεθοδολογική προσέγγιση μπορεί να εφαρμόζεται κάθε φορά λαμβάνοντας υπόψη τις κατά περίπτωση τρέχουσες δομικές συνθήκες καθώς και τις προβλέψεις μεταβολής των βασικών μεγεθών της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Το σύνολο των προβλέψεων/παραδοχών της μελέτης παρουσιάζονται στα στ’ και ζ’ σχετικά συνημμένα. 2 Περιληπτικά: Α.1 Παραδοχές αναφορικά με τα δεδομένα εισόδου για την εκτέλεση των προσομοιώσεων Για τις προσομοιώσεις επίλυσης της αγοράς σε ωριαία βάση χρησιμοποιήθηκαν δεδομένα από την υφιστάμενη Αγορά Επόμενης Ημέρας καθώς και παραδοχές για την πρόβλεψη παραμέτρων όπως: η εξέλιξη της κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας στο διασυνδεδεμένο σύστημα (λαμβάνοντας υπόψη το 10ετές αναπτυξιακό πλάνο 2023-2032 που οριστικοποιήθηκε από ΑΔΜΗΕ και εγκρίθηκε από ΡΑΕ (Απρίλιος 2022)), το μείγμα του παραγωγικού δυναμικού λαμβάνοντας υπόψη και το πρόγραμμα απόσυρσης λιγνιτικών μονάδων αλλά και ένταξης νέων παραγωγικών μονάδων (φυσικού αερίου, λιγνιτικών και υδροηλεκτρικών), η διείσδυση των ΑΠΕ, η έναρξη λειτουργίας συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας και η εξέλιξη των τιμών καυσίμων και CO
- Επίσης έχει ληφθεί υπόψη η έναρξη λειτουργίας της νέας γραμμής διασύνδεσης μεταξύ Ελλάδας και Βουλγαρίας (αναμένεται σε λειτουργία Ιανουάριο 2023). Στην μελέτη, οι θερμικές, υδροηλεκτρικές μονάδες παραγωγής και μονάδες αποθήκευσης ενέργειας υποβάλλουν προσφορές με βάση το ελάχιστο μεταβλητό κόστος (MVC) των θερμικών μονάδων θεωρώντας ότι το επίπεδο των τιμολογούμενων προσφορών θα πρέπει να αντανακλά σχετικά κοστολογικά μεγέθη τα οποία πρέπει να ανακτώνται μέσω της Αγοράς. Πιο συγκεκριμένα, για τις προσφορές των θερμικών μονάδων παραγωγής του δεσπόζοντος παίχτη θεωρήθηκε ότι υποβάλλονται με αποδοχή τιμής και προτεραιότητα εκτέλεσης (PPT) προκειμένου να εξασφαλιστεί η φυσική παράδοση της ποσότητας λαμβάνοντας υπόψη τον περιορισμό του FHR. Το υπόλοιπο μέρος της διαθεσιμότητας υποβάλλεται με υβριδικές εντολές πώλησης με τιμές ακριβώς (ή ελαφρώς πάνω από) το MVC τους. Σημαντική προσαύξηση τιμής πάνω από το MVC τους (π.χ. 2-10 €/MWh) εφαρμόζεται στα τελευταία ζεύγη τιμής-ποσότητας για τις λιγνιτικές μονάδες και ορισμένες μονάδες αερίου (π.χ. Μεγαλόπολη 5, Λαύριο 4, Κομοτηνή). Οι μονάδες παραγωγής φυσικού αερίου των υπόλοιπων Συμμετεχόντων θεωρείται ότι υποβάλλουν πρώτα κατάλληλες εντολές πακέτου (Block) για θερμική ισχύ ίση ή ελαφρώς πάνω από το τεχνικό ελάχιστο τους, προκειμένου να διασφαλιστεί ότι θα προκύψουν για αυτές τεχνικά εφικτά προγράμματα λειτουργίας από την επίλυση της Αγοράς Επόμενης Ημέρας. Για την υπόλοιπη διαθέσιμη ποσότητα τους, θεωρείται ότι υποβάλλουν υβριδικές εντολές πώλησης με αρκετά μεγαλύτερη προσαύξηση τιμής πάνω από το MVC τους (π.χ. 525 €/MWh), με στόχο την αύξηση της τιμής εκκαθάρισης DAM κυρίως σε περιόδους σπανιότητας. Να σημειωθεί ότι για τις μονάδες συμπαραγωγής θεωρείται ότι υποβάλλουν εντολές με αποδοχή τιμής και προτεραιότητα εκτέλεσης (PPT) για ποσότητες ίσες με τη λειτουργία συμπαραγωγής και οι υπόλοιπες ποσότητες υποβάλλονται με υβριδικές εντολές πώλησης με τιμή ίση με το MVC. Για τις υδροηλεκτρικές μονάδες του δεσπόζοντος παίχτη θεωρείται ότι εκτός των υποχρεωτικών νερών (που υποβάλλονται με εντολές με αποδοχή τιμής και προτεραιότητα εκτέλεσης (PPT)) οι ποσότητες υποβάλλονται με υβριδικές εντολές με τιμές ελαφρώς πάνω από τις αντίστοιχα υποβαλλόμενες των θερμικών μονάδων του δεσπόζοντος παίχτη. 3 Οι στρατηγικές υποβολής προσφορών για την έγχυση και την απόληψη ενέργειας των μονάδων αποθήκευσης διατυπώθηκαν σύμφωνα με τον κανόνα του βαθμού απόδοσης κατανάλωσης-παραγωγής, σύμφωνα με τον οποίο η κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας πραγματοποιείται όταν η τιμή εκκαθάρισης DAM δεν υπερβαίνει το X% της τιμής εκκαθάρισης της αγοράς εκείνων των ωρών που λαμβάνει χώρα η αντίστοιχη έγχυση ηλεκτρικής ενέργειας (όπου το X% αντιπροσωπεύει την απόδοση μετ' επιστροφής του κύκλου άντλησης/έγχυσης ή φόρτισης/εκφόρτισης π.χ. 70% ή 88%, αντίστοιχα) και η οποία διασφαλίζει πλήρως την αποτελεσματική αξιοποίηση μονάδων αποθήκευσης. Σύμφωνα με αυτόν τον κανόνα, η τιμή προσφοράς για την απορρόφηση ενέργειας επιλέγεται να είναι χαμηλότερη από την τιμή προσφοράς της φθηνότερης διαθέσιμης θερμικής μονάδας και η τιμή προσφοράς για την αντίστοιχη έγχυση ενέργειας διαμορφώνεται σε σημαντικά υψηλότερα επίπεδα σύμφωνα με τον κανόνα X%, όπως αναφέρθηκε. Προκειμένου να εξεταστεί η ισχύς στην αγορά από την πλευρά της ζήτησης που θα μπορούσε να ασκήσει δυνητικά ο δεσπόζων παίχτης, προσομοιώθηκαν επτά
(7)σενάρια, τα οποία διαφοροποιούνται αποκλειστικά ως προς το μέγιστο επιτρεπόμενο FHR για το δεσπόζοντος παίχτη, το οποίο λαμβάνει τιμές ίσες με 0 %, 10%, 20%, 25%, 30% 35% και 40%. Για κάθε ένα σενάριο FHR υπολογίστηκε η ρευστότητα στην DAM και επίσης το πλήθος των ωρών που περικόπτεται παραγωγή από ΑΠΕ. Επίσης αναλύθηκε το προφίλ των τιμών της αγοράς για κάθε σενάριο. Προκειμένου να γίνει η πρόβλεψη του μηνιαίου μεριδίου αγοράς του δεσπόζοντος παίχτη για τα έτη 2022-2025 χρησιμοποιήθηκαν τα δεδομένα των περιόδων 2020-2022 καθώς θεωρούνται πιο αντιπροσωπευτικό δείγμα, δεδομένου ότι πριν από το 2020, τα μερίδια λιανικής του δεσπόζοντος παίχτη επηρεάζονταν σε μεγάλο βαθμό από την επιβολή διαφόρων προσωρινών ρυθμιστικών μέτρων (όπως δημοπρασίες NOME) που επηρέασαν εξωγενώς τα εν λόγω μερίδια (παρακαλώ δείτε Πίνακα 4.15 του ζ’ σχετικού). Για την επιλογή των θερμικών μονάδων του δεσπόζοντος παίχτη στις οποίες γίνεται η διανομή της υποχρέωσης φυσικής παράδοσης των προθεσμιακών συμβολαίων καθώς και για την τελική διανομή σε αυτές λαμβάνονται υπόψη η θεμελιώδης εκτίμηση ότι ο δεσπόζων παίχτης θα συνεχίσει να είναι καθαρός αγοραστής στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (DAM) στο άμεσο μέλλον και, ως εκ τούτου, θα είναι πρόθυμος να οδηγήσει τις τιμές εκκαθάρισης της αγοράς προς τα κάτω όσο το δυνατόν περισσότερο, προκειμένου να ελαχιστοποιηθεί το κόστος αγοράς ενέργειας από τρίτους για την εξυπηρέτηση του χαρτοφυλακίου λιανικής του. Στο πλαίσιο αυτό, για το σκοπό αυτής της μελέτης, ο δεσπόζων παίχτης θεωρείται ότι εφαρμόζει μια αντίστροφη σειρά για την κατανομή αυτής της ποσότητας στις διαθέσιμες θερμικές μονάδες του, δηλαδή από την πιο ακριβή στη φθηνότερη μονάδα παραγωγής, καθώς μια τέτοια στρατηγική αναμένεται να εξυπηρετήσει καλύτερα τον προαναφερθέντα στόχο του. Ωστόσο, η κατάταξη μονάδων δεν βασίζεται σε μια απλή διαδικασία κατάταξης, καθώς ο δεσπόζων παίχτης αναμένεται να λάβει υπόψη και τα κύρια τεχνικά χαρακτηριστικά των μονάδων παραγωγής του, προκειμένου να αποκτήσει τεχνικά εφικτά χρονοδιαγράμματα στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για τις θερμικές τις μονάδες. Κατά συνέπεια, η διαδικασία διανομής της υποχρέωσης φυσικής παράδοσης του δεσπόζοντος παίχτη οδηγείται από ένα πρόβλημα βελτιστοποίησης κατανομής των ποσοτήτων. Α.2 Αποτελέσματα προσομοιώσεων/ υπολογισμός δεικτών αγοράς 4 i. Διακύμανση μεριδίου ενεργειακού ισοζυγίου Σε κάθε σενάριο (δηλαδή σε κάθε προσομοίωση τιμής FHR) οι λιγνιτικές μονάδες παραμένουν πιο ανταγωνιστικές σε βραχυπρόθεσμο χρονικό ορίζοντα (τέλη 2022 και 2023) δεδομένων των παραδοχών για τις τιμές φυσικού αερίου και CO
- Στη συνέχεια εξαιτίας της προβλεπόμενης σταδιακής απόσυρσης των λιγνιτικών μονάδων προβλέπεται μείωση της παραγωγής και πάλι σε κάθε εκτελεσμένο σενάριο όπως φαίνεται στο παρακάτω διάγραμμα. Στο συγκεκριμένο διάγραμμα αποτυπώνεται η θετική συσχέτιση FHR με λιγνιτική παραγωγή ειδικότερα κατά τα τελευταία έτη της εξεταζόμενης περιόδου, κάτι το οποίο είναι λογικό δεδομένου ότι οι ποσότητες στις οποίες γίνεται η διανομή της υποχρέωσης φυσικής παράδοσης των προθεσμιακών συμβολαίων θα γίνεται στις λιγότερο ανταγωνιστικές μονάδες παραγωγής. Η προβλεπόμενη σταδιακή απόσυρση λιγνιτικών μονάδων, η αναμενόμενη έναρξη λειτουργίας νέων μονάδων φυσικού αερίου καθώς και η προβλεπόμενη αύξηση της ζήτησης (λόγω της ενσωμάτωσης μη διασυνδεδεμένων περιοχών με το διασυνδεδεμένο σύστημα) οδηγεί στην αύξηση της παραγωγής μονάδων φυσικού αερίου κατά την εξεταζόμενη χρονική περίοδο. Και σε αυτήν την περίπτωση, όπως φαίνεται και στο παρακάτω διάγραμμα, υπάρχει θετική συσχέτιση μεταξύ FHR και παραγωγής φυσικού αερίου, ωστόσο σε αντίθεση με την περίπτωση των λιγνιτικών μονάδων αυτή η συσχέτιση είναι πιο έντονη κατά τα πρώτα έτη της μελέτης κάτι το οποίο είναι λογικό εξαιτίας της ανταγωνιστικότητας των μονάδων. Όσον αφορά τις εισαγωγές προβλέπεται μείωση κατά τα έτη της μελέτης εξαιτίας της αύξησης της διείσδυσης των ΑΠΕ που θα επιφέρει μείωση της τιμής εκκαθάρισης και επομένως λιγότερα κίνητρα για εισαγωγές. Όπως φαίνεται και στο παρακάτω διάγραμμα αποδεικνύεται ότι όσο υψηλότερο είναι το FHR, τόσο χαμηλότερος είναι ο όγκος των καθαρών εισαγωγών σε όλα τα έτη της μελέτης, ενώ για FHR υψηλότερο από 30% (σενάρια 5-7) η Ελλάδα γίνεται καθαρός εξαγωγέας από το 2023 και έπειτα. Προφανώς, αυτό συσχετίζεται άμεσα με το επίπεδο των τιμών εκκαθάρισης της αγοράς δεδομένου ότι μία από τις κύριες επιπτώσεις των υψηλότερων τιμών FHR είναι η μείωση των τιμών εκκαθάρισης. 5 Σχετικά με τις μονάδες αποθήκευσης, η μελέτη διακρίνει τις περιπτώσεις υδράντλησης (PSP Pump. Load) και τις περιπτώσεις συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (BESS Charg. Load). Όπως φαίνεται και στα παρακάτω διαγράμματα, σε κάθε σενάριο οι περιπτώσεις BESS είναι πιο ανταγωνιστικές ως προς την προσφορά ενέργειας καθώς έχουν υψηλότερη απόδοση. Επίσης σε κάθε σενάριο, όσο μεγαλύτερη είναι η τιμή του FHR τόσο πιο εντατικά χρησιμοποιούνται οι συγκεκριμένου τύπου μονάδες προκειμένου να μετριάσουν τη σταδιακά αυξανόμενη συμπερίληψη στα αποτελέσματα του αλγορίθμου ποσοτήτων ενέργειας που προέρχονται από την υποβολή PPT εντολών για την εκπλήρωση της φυσικής παράδοσης των προθεσμιακών συμβολαίων. Τέλος, στο παρακάτω διάγραμμα αποτυπώνεται ότι οι συνεχώς αυξανόμενες διαθέσιμες ποσότητες από ΑΠΕ θα οδηγήσουν αναπόφευκτα σε περικοπές παραγωγής τους, ειδικότερα από το 2024 και μετά. Όπως αναμενόταν, όσο υψηλότερη είναι η τιμή FHR, τόσο υψηλότερη είναι η περικοπή της παραγωγής ΑΠΕ κατά τη διάρκεια των ετών. 6 ii. Ρευστότητα στην Αγορά Επόμενης Ημέρας Η ρευστότητα στην Αγορά Επόμενης Ημέρας σε ετήσια βάση, υπολογίζεται ως εξής: 𝐿𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑖𝑡𝑦𝑚/𝑦 = 100% − ∑𝑡𝜖(𝑇 𝑚/𝑇 𝑦 ) 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑂𝑢𝑡 𝑜𝑓 𝑀𝑎𝑟𝑘𝑒𝑡 𝐼𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑡 ∑𝑡𝜖(𝑇 𝑚/𝑇 𝑦 )(𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟. 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑝𝑡𝑖𝑜𝑛𝑡 + 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝑠𝑡 + 𝐵𝐸𝑆𝑆 𝐶ℎ𝑎𝑟𝑔. 𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡 + 𝑃𝑆𝑃 𝑃𝑢𝑚𝑝. 𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡 ) 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑂𝑢𝑡𝑜𝑓𝑀𝑎𝑟𝑘𝑒𝑡𝐼𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑡 = 𝐵𝑖𝑙𝑎𝑡𝑒𝑟𝑎𝑙𝑠𝑃𝑃𝐶𝑡 + 𝐶𝐻𝑃 𝑀𝑎𝑛𝑑𝑎𝑡𝑜𝑟𝑦 𝐼𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑡 + 𝑅𝐸𝑆𝑖𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑡 + 𝐻𝑦𝑑𝑟𝑜𝑀𝑎𝑛𝑑𝑎𝑡𝑜𝑟𝑦𝐼𝑛𝑗𝑒𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑠𝑡 + 𝐿𝑜𝑛𝑔_𝑇𝑒𝑟𝑚_𝐼𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡𝑠𝑡 t δείκτης της ώρας m δείκτης του μήνα y δείκτης του έτους Ο παρακάτω πίνακας αποτυπώνει ότι η ρευστότητα της DAM μειώνεται καθώς η τιμή του δείκτη FHR αυξάνεται από 0% σε 40%. Συγκεκριμένα, ήδη από το σενάριο 2 (FHR = 10%) η ρευστότητα της DAM είναι μικρότερη από το 50% κατά μέσο όρο για ολόκληρη την περίοδο μελέτης, ενώ στο σενάριο 4 (FHR = 25%) μειώνεται κάτω από το 40% κατά μέσο όρο για ολόκληρη την περίοδο μελέτης. Ισοδύναμα μπορούμε να πούμε ότι τις στιγμές που η ρευστότητα της DAM πέφτει στο μηδέν τότε έχουμε περιπτώσεις περικοπών παραγωγής ΑΠΕ (κάτι που αποτυπώνεται και παρακάτω). Στον πίνακα σημειώνεται ότι για το έτος 2022 εμφανίζονται τιμές μόνο για την περίοδο Ιουλίου-Δεκεμβρίου. 7 Ο παρακάτω πίνακας παρουσιάζει το πλήθος των ωρών όπου έχουμε περικοπές παραγωγής ΑΠΕ ανά έτος, ενώ στο παρακάτω Γράφημα παρουσιάζεται το πλήθος των ωρών με περικοπές παραγωγής ΑΠΕ ανά μήνα. Τα αποτελέσματα προσομοίωσης δείχνουν ότι, γενικά, για τα έτη 2022 και 2023 δεν υπάρχουν περικοπές ΑΠΕ, εκτός από πολύ περιορισμένο αριθμό ωρών το 2023 στα σενάρια 6 και 7, όπου το FHR φτάνει τις υψηλότερες τιμές του (35% και 40% αντίστοιχα). Συμπεραίνουμε ότι ο ετήσιος αριθμός ωρών με περικοπές ΑΠΕ αυξάνεται καθώς ο δείκτης FHR αυξάνεται, με τις περισσότερες περικοπές ΑΠΕ να λαμβάνουν χώρα κατά τη διάρκεια περιόδων χαμηλής Ζήτησης (π.χ. Μάρτιος, Απρίλιος, Μάιος, Αύγουστος, Νοέμβριος). Αυτό είναι μια ισχυρή ένδειξη ότι για αυτές τις ώρες η χονδρική αγορά δεν λειτουργεί σωστά και δεν δημιουργεί τιμές εκκαθάρισης που να εκφράζουν το βραχυπρόθεσμο κόστος της οριακής παραγωγής. Αυτό είναι πιο έντονο όταν το FHR γίνεται υψηλότερο από 30% (σενάριο 5). Αυτό σημαίνει κατά τη μελέτη, ότι η τιμή του δείκτη FHR πρέπει να είναι μεταξύ 20% και 30%, αλλά σαφώς όχι υψηλότερη από 30%. 8 Table 5-
- Annual number of hours with RES curtailments Year 2022 2023 2024 2025 S1 0 0 8 9 S2 0 0 17 11 S3 0 0 28 22 S4 0 0 29 33 S5 0 0 39 38 S6 0 3 56 51 S7 0 5 66 67 SUM 17 28 50 62 77 110 138 Τέλος ο παρακάτω πίνακας παρουσιάζει τον αριθμό ωρών ανά έτος με μηδενική ή ακόμα και αρνητική ρευστότητα. Η αρνητική ρευστότητα σημαίνει ότι οι σταθμοί αποθήκευσης ενέργειας καταναλώνουν ενέργεια για την αποθήκευση νερού στη δεξαμενή ή φόρτισης BESS, προκειμένου να υπάρξει ενεργειακή ισορροπία στην αγορά, αφού η συνολική «υποχρεωτική» παραγωγή από όλες τις πηγές είναι εξαιρετικά υψηλή. Table 5-
- Number of hours with zero or negative liquidity Year 2022 2023 2024 2025 SUM iii. S1 S2 S3 S4 S5 S6 S7 0 7 66 181 254 0 9 101 257 367 0 15 141 343 499 0 17 171 395 583 0 25 206 462 693 2 33 243 538 816 3 46 278 625 952 Τιμές εκκαθάρισης Αγοράς Επόμενης Ημέρας και Βραχυπρόθεσμο Οριακό Κόστος Στον Πίνακα και στο Γράφημα παρουσιάζονται παρακάτω οι μέσες ετήσιες τιμές εκκαθάρισης αγοράς για κάθε σενάριο. Πρέπει να σημειωθεί ότι η ελάχιστη και μέγιστη τιμή αγοράς έχει τεθεί σε -500 και 4000 €/MWh, σύμφωνα με εν ισχύ Απόφαση ΕΧΕ1 (που εκδόθηκε την 05/05/2022) σχετικά με τη νέα εναρμονισμένη μέγιστη τιμή εκκαθάρισης για Single Day-Ahead Coupling (SDAC). Επιπρόσθετα, σημειώνεται ότι οι τιμές εκκαθάρισης DAM για την Κρήτη μόλις ξεκινήσει η εμπορική λειτουργία της DC διασύνδεσης (προγραμματισμένη για τα μέσα του 2024) είναι πανομοιότυπες με τις αντίστοιχες τιμές εκκαθάρισης DAM στην ηπειρωτική χώρα, αποκαλύπτοντας ότι δεν αναμένεται συμφόρηση όταν και τα δύο υποβρύχια καλώδια διασύνδεσης καταστούν εμπορικά διαθέσιμα. Οι τιμές εκκαθάρισης στο ηπειρωτικό σύστημα υποδηλώνουν ότι ο δεσπόζων παίχτης μπορεί να 1 Απόφαση 8: «Ανώτατη και Κατώτατη Τιμή Εντολών Αγοράς Επόμενης Ημέρας και Ενδοημερήσιας Αγοράς» (Κανονισμός Αγοράς Επόμενης Ημέρας και Ενδοημερήσιας Αγοράς). 9 μειώσει την τιμή εκκαθάρισης στην DAM συνάπτοντας προθεσμιακά συμβόλαια OTC μεταξύ της παραγωγής και της προμήθειάς του, εξυπηρετώντας τα συμβόλαια με την χρήση των θερμικών μονάδων με το υψηλότερο κόστος πρώτα. Table 5-
- Annual average DAM clearing prices iv. Year 2022 S1 213.8 S2 212.0 S3 210.6 S4 209.8 S5 209.2 S6 208.4 S7 207.7 2023 189.2 187.7 186.3 185.8 185.2 184.5 183.7 2024 156.7 155.4 154.1 153.3 152.5 151.6 150.8 2025 132.5 131.3 129.9 129.2 128.6 127.8 127.0 AVERAGE 167.3 165.9 164.5 163.8 163.1 162.3 161.5 Πρόταση ECCO για την τιμή Α% Λαμβάνοντας υπόψη τα αποτελέσματα της παραπάνω ανάλυσης η ECCO κατέληξε ότι το μέγιστο όριο FHR θα πρέπει να κυμαίνεται μεταξύ 20% και 30% και σε καμία περίπτωση να μην ξεπερνά το 30%. Β. Αναφορικά με την μέχρι σήμερα εφαρμογή του μέτρου Με βάση τα γ’ & δ’ σχετικά, από την έναρξη της Αγοράς της Επόμενης Ημέρας (για την Ημέρα Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης 01/11/2020) και μέχρι το τέλος του ημερολογιακού έτους 2021 (Ημέρα Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης 31/12/2021) τα ποσοστά X% & A%, διαμορφώνονταν σε Χ=4% και Α=20%. Για το ως άνω χρονικό διάστημα, σημειώνουμε τα ακόλουθα: Εκ του συνόλου των Προμηθευτών για τους οποίους εφαρμοζόταν ο έλεγχος, μόνο δύο (Συμμετέχων Α & Συμμετέχων Β) προέβησαν σε Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης που αντιστοιχούσαν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων. 10 Δεν επιβλήθηκε σε καμία Ημέρα Φυσικής Παράδοσης Χρέωση μη Συμμόρφωσης αυτής της κατηγορίας, καθώς δεν παραβιάστηκε το ωριαίο ποσοστό Α=20% για κανένα Προμηθευτή. Το ΕΧΕ υπολόγισε το ωριαίο ποσοστό των ποσοτήτων ενέργειας των Εντολών Αγοράς με Αποδοχή τιμής και Προτεραιότητα Εκτέλεσης (PPT), οι οποίες συμπεριλήφθηκαν στο Βιβλίο Εντολών της Αγοράς Επόμενης Ημέρας και οι οποίες αφορούσαν σε επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης, ως προς τις συνολικές ποσότητες ενέργειας όλων των Εντολών Αγοράς που εκκαθαρίστηκαν από τον αλγόριθμο για τους ως άνω Προμηθευτές (Συμμετέχοντας Α & Συμμετέχοντας Β) και για το χρονικό διάστημα 01/11/2020 έως και 31/12/
- Τα αποτελέσματα των υπολογισμών εντάχθηκαν σε τέσσερα εύρη τιμών. Για το Συμμετέχοντα Α για το 100% των συνολικών ωριαίων χρονικών μονάδων το ποσοστό Α% είναι μικρότερο από 5%, ενώ για το Συμμετέχοντα Β η ποσοστιαία κατανομή των ευρών τιμών αποτυπώνεται στο Γράφημα 1, ως ακολούθως: Συγκεκριμένα παρατηρούμε ότι στο 63% των συνολικών ωριαίων χρονικών μονάδων το ποσοστό Α% είναι μικρότερο από 10%, ενώ στο 37% των συνολικών ωριαίων χρονικών μονάδων διαμορφώνεται σε επίπεδα άνω του 10%. Με το β’ σχετικό το ποσοστό Χ% διαμορφώθηκε σε X= 40% για το ημερολογιακό έτος 2022, ενώ το Α% παρέμεινε αμετάβλητο. Για το χρονικό διάστημα από 01/01/2022 και μέχρι την 30/09/2022 σημειώνουμε τα εξής: • Δεν επιβλήθηκε σε καμία Ημέρα Φυσικής Παράδοσης Χρέωση μη Συμμόρφωσης αυτής της κατηγορίας ως αποτέλεσμα της παραβίασης του Α=20%. • Ο έλεγχος που προκύπτει από το εν λόγω μέτρο έχει εφαρμογή μόνο στον δεσπόζοντος παίχτη, ο οποίος δεν προέβη σε Δήλωση Προγράμματος Φυσικής Απόληψης που να αντιστοιχεί σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων. • Κανένας από τους λοιπούς Προμηθευτές δεν προέβη σε κάποια Δήλωση Προγράμματος Φυσικής Απόληψης που να αντιστοιχεί σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων. 11 Στο παρακάτω διάγραμμα φαίνεται η μεταβολή του μεριδίου των Προμηθευτών όπως αυτά αντανακλώνται στις συναλλαγές για εκπροσώπηση καταναλωτών της Αγοράς Επόμενης Ημέρας, με βάση τα στοιχεία Σεπτεμβρίου 2022 σε σύγκριση από το μήνα έναρξης λειτουργίας της Αγοράς Επόμενης Ημέρας δηλαδή του Νοεμβρίου
- Γ. Αναφορικά με την εισαγωγή της ΧΜΣ και τον ορισμό ορίων στα ποσοστά Α% και Χ% Από τα μέχρι σήμερα στοιχεία αποδεικνύεται ελάχιστη χρήση της δυνατότητας από τους Συμμετέχοντες της Αγοράς Επόμενης Ημέρας για Δήλωση Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης που να αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων. Ωστόσο, ο καθορισμός της τιμής του ποσοστού Α% ή ισοδύναμα η επιλογή του δείκτη FHR είναι ιδιαίτερης βαρύτητας για τη διατήρηση ισορροπίας μεταξύ της Προθεσμιακής Αγοράς και της Αγοράς Επόμενης Ημέρας σε ότι αφορά: (α) τη δυνατότητα εξάσκησης ισχύος της δεσπόζουσας επιχείρησης (β) τη διατήρηση συνθηκών επαρκούς ρευστότητας και διαμόρφωσης τιμών στην Αγορά Επόμενης Ημέρας που να αντανακλούν το Βραχυπρόθεσμο Οριακό Κόστος παραγωγής. Λαμβάνοντας υπόψη για την ελληνική χονδρεμπορική αγορά ότι: παρουσιάζει τις υφιστάμενες δομικές ασσυμετρίες ως προς τη διαμόρφωση διαφοροποιημένων χαρτοφυλακίων, η δεσπόζουσα επιχείρηση θα διατηρήσει στο άμεσο μέλλον τα υφιστάμενα χαρακτηριστικά καθετοποίησης και διαφοροποίησης χαρτοφυλακίου, το ρυθμιστικό περιβάλλον λειτουργίας όπου: 12 o Με τους διαφορετικούς τύπους εντολών (hybrid, simple/ linked/ exclusive blocks) η διαμόρφωση προγραμμάτων λειτουργίας των μονάδων παραγωγής εξαρτάται άμεσα από τις αναπτυσσόμενες στρατηγικές, o Έχουν καταργηθεί τα υφιστάμενα κατώφλια/επίπεδα αναφοράς μέσου μεταβλητού κόστους ως κανόνας ελάχιστης τιμής στις εντολές πώλησης των παραγωγών καθώς και η ανάκτηση κόστους σβέσης και μεταβλητού κόστους, διατηρεί υψηλό βαθμό εξάρτησης των εσόδων των μονάδων ΑΠΕ από το διαμορφούμενο επίπεδο της τιμής εκκαθάρισης της Αγοράς Επόμενης Ημέρας και αναπτύσσει ακόμη περισσότερο τη συμμετοχή των ΑΠΕ στο μίγμα παραγωγής, και, θα επηρεαστεί από πολιτικές απόσυρσης λιγνιτικής παραγωγής οι οποίες θα διαφοροποιήσουν το μίγμα χαρτοφυλακίου καθετοποιημένων παραγωγών, το αντίστοιχο κόστος και αντίστοιχα τις στρατηγικές σύναψης προθεσμιακών συμβολαίων και ανάληψης φυσικής παράδοσης. Επιπλέον, λαμβάνοντας υπόψη : τα στοιχεία της μελέτης και ιδιαίτερα τη διαμόρφωση μεριδίων, τιμών και ωρών χαμηλής ρευστότητας, για τα διάφορα επίπεδα του δείκτη FHR, τη μέχρι σήμερα εφαρμογή του μέτρου τόσο για το Συμμετέχοντα ΔΕΗ όσο και για τους υπόλοιπους Συμμετέχοντες, το πλαίσιο της ενεργειακής μετάβασης και το στόχο μεγαλύτερης διείσδυσης των ΑΠΕ, μέσω και της διάθεσης της παραγωγής τους με Corporate Renewable PPAs με διαφανείς όρους αγοράς και της δήλωσης αυτών στην Αγορά Επόμενης Ημέρας, που προϋποθέτει την ύπαρξη επαρκούς περιθωρίου δήλωσης διμερών συμβολαίων το ΕΧΕ εισηγείται τη διαμόρφωση των ποσοστών Α% και Χ% για το ημερολογιακό έτος 2023, ως ακολούθως: Πίνακας 1: Προτεινόμενες τιμές των παραμέτρων (α) ποσοστού Χ% του μεριδίου λιανικής προμήθειας και (β) ποσοστού Α% των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης για το έτος 2022 Παράμετρος Αριθμητική Τιμή Χ% 40% A%(FHR) 25% 13 Επισημαίνεται ότι το στ’ σχετικό κρίνεται ότι περιλαμβάνει ευαίσθητα εμπορικά δεδομένα και ως εκ τούτου εισηγούμαστε στην Αρχή τη μη συμπερίληψή του στα κείμενα της σχετικής Δημόσιας Διαβούλευσης. Παραμένουμε στη διάθεσή σας για τυχόν διευκρινίσεις ή συμπληρωματικές πληροφορίες. Με εκτίμηση, Αθανάσιος Σαββάκης Πρόεδρος ΔΣ & Εκτελών χρέη Δ/ντος Συμβούλου Συνημμένα: α. «Executive Summary», ΕΧΕ 1753/13.10.2022» β. «Buyer-Side Market Power Analysis of the Maximum threshold of Forward Hedge Ratio in the Greek Wholesale Electricity Market», ΕΧΕ 1754/13.10.2022 ΕΜΠΙΣΤΕΥΤΙΚΌ 14 ΕΛΛΗΝΙΚΟ ΧΡΗΜΑΤΙΣΤΗΡΙΟ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ Α.Ε. (ΕΧΕ ΑΕ) Ημερομηνία: 13-Οκτ-2022 Αριθμ. Πρωτ.: 1753 Executive Summary ECCO International (“ECCO”) was awarded a contract by Hellenic Energy Exchange (HEnEx) to investigate the demand-side market power that could be potentially exercised by Public Power Corporation (PPC) by simulation scenarios using various actual and forecasted operational and other market data from the Greek wholesale electricity market. The key Market Power Index which is studied and analyzed is the maximum threshold of the Forward Hedge Ratio (FHR) to be imposed on large suppliers (currently PPC only, following recent RAE Decision 1014/2021), following the provisions of the Day-Ahead Market and Intra-Day Market Trading Rulebook of the Greek wholesale electricity market, that will not substantially reduce the DAM liquidity resulting in lack of price discovery. Other buyer-side market power indices were also calculated. In this report we present the assumptions deployed in the study as approved by HEnEx, the basic methodology we have followed in order to determine key market power indices to analyze the potential for market power abuse by PPC, the simulation results and a recommendation regarding the maximum FHR Index. The study was based on detailed hourly simulation results for the study period July 2022 - December 2025 using a specialized day-ahead market simulation software. ECCO performed the required analysis considering the evolution of the PPC retail market share over the said study period as well as a probable scenario regarding the evolution of the most significant electricity market and system parameters, namely system load demand, RES installed capacity, natural gas prices, CO2 prices, future lignite-fired and gas-fired units’ availability, interconnection of islands with the Mainland power system, etc. The assumptions of this study were mainly based on the commitments that are included in the National Plan for Energy and Climate (NECP) that was approved by the Greek State and the European Commission at the end of 2019, the assumptions of the new National Resource Adequacy Assessment of Greek IPTO (ADMIE) that were put in public consultation in July 2021, the assumptions of the latest Ten-Year Network Development Plan 2023-2032 of ADMIE that was recently submitted to the Regulatory Authority for Energy for approval (April 2022) and related updated information. According to these sources, major transformations are expected to take place in the Greek power system in the forthcoming period, including among others the commercial operation of the new lignite unit Ptolemaida 5 in January 2023, the withdrawal of most existing lignite-fired power plants by the end of 2023, the aggressively increasing RES generation, the full interconnection of Crete and West Cyclades 1 Copyright © 2022, ECCO International, Inc complex by 2025, the construction and operation of new highly efficient and flexible gas-fired units, the gradual introduction of battery energy storage systems, the operation of new cross-border interconnection lines with neighboring countries, etc. The main assumptions of this study for the period July 2022 – December 2025 include the following:
- Electricity load forecast: A single
(1)scenario regarding the total electricity consumption and the peak load forecast for the Greek interconnected power system for the period July 2022-December 2025 has been formulated, which is identical with the NECP Scenario of the Ten-Year Network Development Plan 2023-2032 that has been finalized by ADMIE and recently submitted to RAE for approval (April 2022). 2. RES installed capacity: A single
(1)scenario has been formulated, where a particularly aggressive development plan regarding mainly PV and secondarily wind plants penetration has been considered from 2022 onwards as compared to the provisions of NECP 2019, leading to ~57% RES share in the final electricity consumption in 2025 (also including the electricity generation of large hydro plants). This scenario has been formulated on the basis that a notably high share of the pending applications for wind and mainly PV installations will be finally materialized. In this context, this scenario is fully aligned with the updated and more ambitious targets to be set in the revised NECP (currently under drafting) regarding RES installations, according to which RES share is expected to exceed 70% of the final electricity consumption in
- Hydro and pumped storage plants: Besides the existing hydro system, one new large hydro plant is expected to enter commercial operation during the course of the study period, namely “Metsovitiko” (+29 MW) in January
- Regarding pumped-storage technology, apart from the two existing Pumped Storage Plants (PSP) owned by PPC, namely Sfikia (3 x 110 MW) and Thesavros (3 x 125 MW), no additional pumped-storage unit is expected to enter commercial operation in the Greek power system during the course of the study period.
- Energy Storage Systems: New energy storage systems in the form of Battery Energy Storage Systems (BESS) are expected to be gradually incorporated into the Greek interconnected power from January 2024 onwards. In this study, a single
(1)BESS penetration scenario has been considered, according to which the total installed capacity of BESS will steadily increase from January 2024 onwards and will reach 1.0 GW in December
- BESS are considered to have an overall round-trip efficiency of 88% and their daily operation in the day-ahead market was simulated similarly to the rationale adopted for the pumped-storage plants 2 Copyright © 2022, ECCO International, Inc (i.e. they absorb electricity (charging mode) during low net-load demand periods and produce back to the grid (discharging mode) during high netload demand periods to provide flexibility). Net Capacity [MW]
- Construction/withdrawal of power generating units: The evolution of the conventional (thermal and hydro) generation capacity in monthly analysis during the study period is illustrated in Figure A. The analytical timeline for the construction / withdrawal of the conventional thermal generating units is presented in Annex A (see Table 1). 13,000 12,000 11,000 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Lignite Units Gas Units Hydro Units Figure A. Evolution of conventional generation capacity
- Fuel prices: A single
(1)scenario regarding the evolution of gas supply prices on the basis of oil (Brent) and Dutch TTF future price indicators (which jointly determine historically the average gas supply price in Greece). Specifically, the following core assumptions have been considered: i. The available monthly Brent futures prices from the ICE Stock Exchange (data collection on 03 June 2022) have been used for the period July 2022-December 2025, according to which the Brent price decreases steadily from ~120$/bbl in July 2022 to ~78.2 $/bbl in December 2025. ii. The available monthly Dutch TTF futures prices from the ICE Stock Exchange (data collection on 03 June 2022) have also been used for the period July 2022-December 2025, according to which the TTF price decreases from ~83.1 €/ΜWh in July 2022 to ~47.3 €/ΜWh in December 2025. 7. Emissions (CO2) prices: A single
(1)scenario regarding the evolution of CO2 (ETS) prices has been formulated on the basis of the available EEX EUA futures prices (data collection on 03 June 2022). For those months that no futures prices were available, linear interpolation has been used. ETS 3 Copyright © 2022, ECCO International, Inc price increases from 86.53 €/tn CO2 in July 2022 to 99.06 €/tn CO2 in December
- Unit energy offers: In principle, for the purposes of this study the energy offers (sell orders) of all market entities (thermal, hydro, PSPs, BESS) in the DAM are created on the basis of the Minimum Variable Cost (MVC) of the available thermal units., which is differentiated on a monthly basis, following the monthly variation of the respective fuel (gas) cost and the monthly variation of the respective CO2 cost. Using thermal units’ MVC as a starting point, realistic DAM offers for all market entities, namely thermal, hydro, PSPs and BESS units, and for the entire study period were formulated, also considering their recent past bidding behavior in the Greek day-ahead market. For this purpose, indicative DAM offer data for all current market participants and for the week 07-13/03/2022 have been provided by HEnEx to ECCO under a non-disclosure agreement to be used exclusively for the purposes of this study. These data were appropriately taken into account in the formulation of the analytical bidding strategy for all market entities.
- Cross-border interconnections: Detailed multi-step priced import offers and multi-step priced export bids have been formulated for all cross-border interconnections for the entire study period July 2022-December 2025 in order to capture the inherent price dynamics between the interconnected countries and, thus, estimate the respective importing/exporting power flows to/from Greece. The new (second) Extra High-Voltage (400 kV) interconnection line that is being constructed between Greece and Bulgaria and is expected to enter commercial operation in January 2023 allowing for increased electricity flows in the Greek-Bulgarian borders in both directions has also been taken into account. In the above framework, seven
(7)scenarios were formulated and simulated, which are differentiated solely in terms of the maximum allowed FHR for PPC, which was assumed to be equal to 0%, 10%, 20%, 25%, 30%, 35% and 40%. In other words, it is considered that PPC is permitted to physically contract 0%,10%, 20%, …, 40% of its hourly represented load in the forward market. Afterwards, the respective amount of forward physical quantities were removed from the quantity part of PPC’s thermal units’ hourly offers. According to Section 4.4.2.2 of the Day-Ahead Market and Intra-Day Market Trading Rulebook of HEnEx: “
- Για κάθε Προμηθευτή με μερίδιο λιανικής αγοράς που υπερβαίνει ένα όριο Χ% και για κάθε Αγοραία Χρονική Μονάδα, το ποσοστό των ποσοτήτων ενέργειας που περιλαμβάνονται στις επικυρωμένες Δηλώσεις Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης και που αντιστοιχούν σε ποσότητες ενέργειας επί συναλλαγών Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων εντός της Ενεργειακής Χρηματοπιστωτικής Αγοράς ή διμερώς, επί του συνόλου των ποσοτήτων ενέργειας που αγοράστηκαν με αποδεκτές 4 Copyright © 2022, ECCO International, Inc Εντολές Αγοράς στην Αγορά Επόμενης Ημέρας, δεν δύναται να ξεπερνά ένα όριο A%. Οι τιμές X% και Α% ορίζονται σε ετήσια βάση με απόφαση της ΡΑΕ, κατόπιν εισήγησης του ΕΧΕ.
- Σε περίπτωση παραβίασης του περιορισμού του Μέγιστου Ποσοστού Ενεργειακών Χρηματοπιστωτικών Μέσων με Φυσική Παράδοση από ένα Προμηθευτή p για Αγοραία Χρονική Μονάδα h της Ημέρας Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης D, με την κοινοποίηση των αποτελεσμάτων της Αγοράς Επόμενης Ημέρας το ΕΧΕ υπολογίζει για τον εν λόγω Προμηθευτή και για αυτή την Ημέρα Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης D Χρεώσεις Μη Συμμόρφωσης NCCp,h, ως εξής: 𝑁𝐶𝐶𝑝,ℎ = max ([∑ 𝑃𝑂𝑁𝑧,𝑝,ℎ − 𝐴% ∗ ∑(𝑌𝑧,𝑝,ℎ )] ∗ 𝐶𝐴𝑃, 0) 𝑧 𝑧 όπου: PONz,p,h: η Δήλωση Προγραμμάτων Φυσικής Απόληψης που υποβάλλεται στη Ζώνη Προσφορών z από τον Προμηθευτή p για μια Αγοραία Χρονική Μονάδα h της Ημέρας Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης D, Yz,p,h: οι αποδεκτές ποσότητες ενέργειας του Προμηθευτή p στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για μία Αγοραία Χρονική Μονάδα h της Ημέρας Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης D, A%: το ισχύον μέγιστο όριο του ανωτέρω περιορισμού, CAP: η Ανώτατη Τιμή Εντολής της Αγοράς Επόμενης Ημέρας.
- Η χρέωση είναι αθροιστική για όλες τις Αγοραίες Χρονικές Μονάδες μιας Ημέρας Εκπλήρωσης Φυσικής Παράδοσης και κοινοποιείται από το ΕΧΕ στον Φορέα Εκκαθάρισης σε χρόνο και με διαδικασία που ορίζονται σε σχετική Τεχνική Απόφαση του ΕΧΕ.
- Για τον υπολογισμό της ανωτέρω Χρέωσης Μη Συμμόρφωσης δεν λαμβάνονται υπόψη οι Εντολές Αγοράς με Αποδοχή Τιμής και Προτεραιότητα Εκτέλεσης που υποβάλλονται από το ΕΧΕ, σύμφωνα με την υποενότητα 4.1.3.2, εκ μέρους κάθε Προμηθευτή που εκπροσωπεί καταναλωτές στο Μικρό Συνδεδεμένο Σύστημα Κρήτης κατά τη διάρκεια λειτουργίας του Μικρού Συνδεδεμένου Συστήματος Κρήτης”. It is important to keep in mind that the dominant player will continue to be a net buyer in the DAM in the foreseeable future and as such, in principle, it will continue to implement strategies that result in as low day-ahead market clearing prices as possible in order to minimize the cost of purchasing energy from third parties (IPPs and imports) to serve its retail portfolio. Based on our experience from the analysis of similar markets around the world, the ability of the dominant player to exercise buyer-side market power will depend upon its ability to withhold demand from the spot market while relying on enough of its generation to satisfy its load 5 Copyright © 2022, ECCO International, Inc requirements (e.g. through bilateral contracts) while keeping energy expenditures down. The key factor will be the cost of the generation of the dominant player relative to what would be considered competitive generation. If PPC generation has a higher cost than competitive generation, but not too high, then such a strategy is possible. If PPC generation is much more expensive than competitive generation, then it may be more difficult to successfully pull off this market strategy. This analysis brings to the fore the design options adopted for integrating forward positions in the Day-Ahead market. Specifically, if the PPC generation backing forward contracts is more expensive than the DAM price, it is preferable for PPC to buy energy from the market to support its bilateral contracts. For each FHR scenario the DAM liquidity was calculated along with the hours where the liquidity drops to zero. Furthermore, the profile of the DAM prices for each scenario was analyzed. The key conclusion is that the DAM liquidity is rapidly decreasing as the FHR Index is increasing from 0% to 40%. Specifically, already from Scenario 2 (FHR=10%) the DAM liquidity is less than 50% on average for the entire study period, whereas in Scenario 5 (FHR=30%) DAM liquidity drops below 40% on average for the entire study period. However, this observation is masking the fact that for certain hours during the year RES injections need to be curtailed. This can be equivalently regarded as DAM liquidity dropping to zero during these periods. Simulation results show that, in general, for years 2022 and 2023 there are no RES curtailments, except for a very limited number of hours in 2023 in Scenarios 6 and 7, where FHR reaches its highest values (35% and 40%, respectively). It is concluded that the annual number of hours with non-zero RES curtailments increase as the considered FHR index increases, with most RES curtailments taking place during low net-load months (e.g. March, April, May, August, November). This is a strong indication that for these hours the wholesale market is not working properly and does not produce DAM clearing prices that express the short-term marginal generation cost. Based on the above, the maximum threshold of the FHR should be between 25% and 30%, but clearly not higher than 30%. ECCO is concerned however, that the imposition of this strict activity rule, while beneficial for the DAM liquidity and price discovery, in the long term may have negative impact on market efficiency as a whole and may introduce market distortions. It will obviously expose the uncovered sales of PPC and possibly of other Market Participants in the DAM in the long-term, to a spot price volatility risk, absent the application of other hedging instruments. International experience from the US and elsewhere clearly indicates that in the long term such an activity rule on the forward trading makes the market position of Market 6 Copyright © 2022, ECCO International, Inc Participants risky, especially in the absence of alternative hedging opportunities. It further reduces the liquidity of the Forward Market, making it less attractive for hedging by smaller players. ECCO believes that a key issue affecting the DAM liquidity and performance is the physical delivery of the forward contracts through priority-price taking orders in DAM. We recommend to modify the design with respect to this parameter and neglect the automatic submission of priority-price-taking orders related to forward contract nominations in DAM. Instead, all physical bilateral contract volume should be free to be offered with priced economic offers in the DAM. This proposal is also consistent with the design in most energy markets around the world. The seller and the buyer of forward contracted quantities will continue to exchange cash payments based on the difference between the agreed contract price and the DAM price (swaps or contracts for differences – CfD). However, either the seller or the buyer would have the ability to reevaluate the physical delivery decision through their daily forecasting on market prices vs their marginal costs allowing them to exempt the physical delivery obligation of PPT orders. This proposal would ideally require that the MVC rule be reinstated so as to avoid to the most possible extend any price-dumping strategies. We recognize that the implementation of such an ex-ante floor level deviates from the approved current design options. Even for such a case an ex-post price analysis of the forward contracted quantities offered in DAM and the concluded bilateral agreements would enable any regulatory intervention for keeping a level playing field. ECCO believes that such a design proposal, under strict monitoring conditions, could have similar results to the existing FHR in terms of market power mitigation while at the same time could enhance the market efficiency allowing competitive supply/demand to take over the physical obligations of sellers/buyers depending on the short-term economic conditions in a market optimal manner. Obviously, in the absence of the proposed optimal design and strict price monitoring, the imposition of the maximum threshold of the FHR, as a transitional market power mitigation measure, remains an important design option. 7 Copyright © 2022, ECCO International, Inc Annex Table 1 presents the analytical timeline for the construction/withdrawal of conventional (thermal and hydro) generating units that was considered in this study. Table
- Timeline for the construction/ withdrawal of conventional generating units Unit Name Fuel Net Capacity [MW] Commercial Operation Date Ptolemaida 5 Lignite 615 01/01/2023 Ag. Dimitrios 1 Lignite 274 30/04/2023 MYT_New CCGT NG 803 01/10/2022 Ag. Dimitrios 2 Lignite 274 30/04/2023 Kardia_CHP NG 105 01/10/2023 Ag. Dimitrios 3 Lignite 283 30/04/2023 TERNA-MORE CCGT NG 858 01/07/2024 Ag. Dimitrios 4 Lignite 283 30/04/2023 New CCGT_IPP 1 NG 858 01/01/2025 Ag. Dimitrios 5 Lignite 342 31/12/2025 Metsovitiko Water 29 01/01/2025 Megalopoli 4 Lignite 256 31/12/2023 Meliti Lignite 289 31/12/2023 Sum 3,268 Unit Name Sum 8 Fuel Net Withdrawal Capacity Date [MW] 2,001 Copyright © 2022, ECCO International, Inc