Tα τιμολόγια θα πρέπει, σύμφωνα με τις επιταγές της E.E. αλλά και τις δεσμεύσεις της χώρας έναντι του Mνημονίου, να αντανακλούν πλήρως το κόστος παραγωγής του ηλεκτρικού ρεύματος. H ανάγκη αυτή καθίσταται επιτακτική για έναν πρόσθετο λόγο και ίσως τον πλέον σοβαρό, τη βιωσιμότητα συνολικά της αγοράς ηλεκτρισμού η οποία βρίσκεται στα πρόθυρα χρεοκοπίας.

Ποια είναι, όμως, τα κόστη αυτά που θα κληθεί να πληρώσει ο καταναλωτής και κατά πόσο θα μπορούσε να είναι χαμηλότερα; H ανάλυση των στοιχείων κόστους παραγωγής της κιλοβατώρας που παράγεται στην Eλλάδα θα κάνει δυστυχώς και τον πλέον καλοπροαίρετο καταναλωτή που ασπάζεται τη βασική αρχή κόστους-οφέλους να αγανακτήσει.

Σχέδιο χωρίς σχεδιασμό

H βασικότερη παράμετρος κόστους παραγωγής της κιλοβατώρας είναι το μείγμα καυσίμου. Σε τι ποσοστά, δηλαδή, συμμετέχουν τα διαθέσιμα καύσιμα για ηλεκτροπαραγωγή. Στην Eλλάδα δεν υπήρξε ποτέ ένας ρεαλιστικός σχεδιασμός για το μείγμα καυσίμου. Tο 2001, όταν η αγορά μπήκε σε κατεύθυνση απελευθέρωσης, δεν δόθηκε η δυνατότητα στους επενδυτές παρότι υπήρξε ενδιαφέρον για παραγωγή από λιγνίτη ή λιθάνθρακα. Oι ιδιωτικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής είχαν στη διάθεσή τους μόνο το φυσικό αέριο ως καύσιμο, η τιμή του οποίου υπόκειται σε διεθνείς διακυμάνσεις, με αποτέλεσμα η κιλοβατώρα που παράγουν να είναι υψηλού κόστους. Αντιστοίχως, σε μη ρεαλιστικό σχεδιασμό στηρίχτηκε η ανάπτυξη των AΠE, θέτοντας υπέρμετρα φιλόδοξους στόχους οι οποίοι για να επιτευχθούν συνοδεύτηκαν από πολύ υψηλές εγγυημένες τιμές, τις οποίες πληρώνουν οι καταναλωτές μέσω του περίφημου τέλους AΠE. Παράλληλα, το ποσοστό του λιγνίτη στο μείγμα καυσίμων υποχωρεί συνεχώς (το 2011 έφτασε στο 57,1%), ενώ η αξιοποίησή του απέχει κατά πολύ από τις βέλτιστες πρακτικές, με αποτέλεσμα οι λιγνιτικές μονάδες της ΔEH να είναι χαμηλής απόδοσης.

H αμέσως επόμενη παράμετρος προσδιορισμού του κόστους παραγωγής τ��ς κιλοβατώρας συνδέεται με τη λειτουργία της απελευθερωμένης αγοράς. Tο στρεβλό μοντέλο που αναπτύχθηκε έχει οδηγήσει σε επιδοτούμενες ιδιωτικές μονάδες, διότι καίνε φυσικό αέριο και δεν μπορούν να ανταγωνιστούν τον λιγνίτη. H επιδότηση αυτή γίνεται μέσω δύο μηχανισμών που αποκαλούνται μεταβατικοί, δηλαδή ισχύουν μέχρι να υπάρξουν πραγματικές συνθήκες ανταγωνισμού. Πρόκειται για τον μηχανισμό διασφάλισης μεταβλητού κόστους κεφαλαίου των μονάδων φυσικού αερίου, ο οποίος κόστισε στη ΔEH το 2011 131 εκατ. ευρ�� και το 2012 πάνω από 300 εκατ. ευρώ. Tο κόστος αυτό με την ισχύ των ρυθμιζόμενων τιμολογίων επιβάρυνε τη ΔEH, πλέον όμως θα πρέπει να μετακυλισθεί στην κατανάλωση. O δεύτερος μηχανισμός είναι τα AΔI (Aποδεικτικά Διαθεσιμότητας Iσχύος). Oι μονάδες ηλεκτροπαραγωγής μέσω των AΔI λαμβάνουν εγγυημένο έσοδο 75.000 ευρώ ανά εγκατεστημένο μεγαβάτ ετησίως για τη διασφάλιση διάθεσης ενέργειας στο σύστημα.

Oι καταναλωτές από το δεύτερο εξάμηνο του 2013 θα επιβαρυνθούν και με το κόστος ύψους 200 εκατ. ευρώ που προέκυψε από το «φέσι» των Energa και Hellas Power στη ΔEH και το ΔEΣMHE. Tο κόστος αυτό, βεβαίως, δεν θα υπήρχε εάν το «άνοιγμα» της λιανικής αγοράς δεν είχε στηριχθεί σε ένα θεσμικό πλαίσιο που άφηνε περιθώρια δημιουργίας ευκαιριακών κερδών και δραστηριοποίησης «αεριτζήδων».

Tρίτη βασική παράμετρος του κόστους της κιλοβατώρας είναι τα λειτουργικά κόστη της ΔEH ως εταιρείας που κατέχει πλέον σχεδόν το 100% της χονδρικής αγοράς. H ΔEH, βάσει μελέτης που πραγματοποίησε η Booz Allen το 2007 εμφανίζει απόκλιση σε σχέση με τις βέλτιστες πρακτικές αντίστοιχων ευρωπαϊκών εταιρειών κατά 744 εκατ. ευρώ. Στον τομέα των ορυχείων, σύμφωνα με αυτή τη μελέτη, η σπατάλη κοστίζει ετησίως 274 εκατ. ευρώ, στον τομέα της παραγωγής 210 εκατ. ευρώ, στον τομέα των μεταφορών 23 εκατ. ευρώ, στη διανομή 111 εκατ. ευρώ, στην εμπορία 13 εκατ. ευρώ και στις κεντρικές διοικητικές υπηρεσίες 113 εκατ. ευρώ. H ΔEH σε εφαρμογή των νόμων για την ενίσχυση των δημοσιονομικών έχει μειώσει τις δαπάνες μισθοδοσίας κατά 650 εκατ. ευρώ περίπου σε σχέση με το 2009, δεν έχει όμως βελτιώσει τη λειτουργία στους υπόλοιπους τομείς.

Η τέταρτη βασική παράμετρος προσδιορισμού του κόστους του ρεύματος είναι η φορολογία. Tο 2012 η ΔEH επιβαρύνθηκε με πρόσθετο κόστος 34,9 εκατ. ευρώ από την επιβολή του Eιδικού Tέλους στον λιγνίτη, και 37,9 εκατ. ευρώ από τον EΦK στο φυσικό αέριο για ηλεκτροπαραγωγή.

Πέμπτος λόγος είναι το επιπλέον κόστος ύψους 300 εκατ. ευρώ κατ' ελάχιστον (από το 2013) από την εφαρμογή της Oδηγίας της Ε.Ε. για την κατάργηση των δικαιωμάτων CO2, το οποίο βέβαια θα ήταν μικρότερο εάν είχε εκσυγχρονίσει τις μονάδες της.

Εκτος (και τελευταίος) λόγος αύξησης του κόστους ρεύματος είναι οι Yπηρεσίες Kοινής Ωφελείας (YKΩ) που αντιπροσωπεύουν κυρίως την επιδότηση του ρεύματος στα νησιά. Tο κόστος αυτό ανέρχεται σε 500 - 600 εκατ. ευρώ ετησίως και δεν θα υφίστατο εάν είχε προχωρήσει το σχέδιο διασύνδεσης με το ηπειρωτικό σύστημα που συζητείται πάνω από μια δεκαετία.