Ολοκληρώθηκε το market test για πλωτό σταθμό LNG Αλεξανδρούπολης

Διεξήχθη υπό την εποπτεία της ΡΑΕ και σύμφωνα με τις Κατευθυντήριες Γραμμές για διαχείριση και κατανομή δυναμικότητας

Δεσμευτικές προσφορές για διακίνηση 2,6 δισ. κυβικών μέτρων φυσικού αερίου ανά έτος υπεβλήθησαν στο πλαίσιο του του market test για τη δέσμευση δυναμικότητας στον πλωτό σταθμό Υγροποιημένου Φυσικού Αερίου (LNG) Αλεξανδρούπολης.

Όπως ανακοίνωσε η Gastrade, που αναπτύσσει το έργο, το market test ολοκληρώθηκε με μεγάλη επιτυχία, ενώ σε αυτό συμμετείχαν τόσο ελληνικές όσο και διεθνείς εταιρείες εμπορίας φυσικού αερίου, αλλά και τελικοί καταναλωτές, οι οποίοι «σφράγισαν το ενδιαφέρον τους για τη δέσμευση δυναμικότητας επαναεριοποίησης στον πλωτό τερματικό σταθμό».

Οι ποσότητες φυσικού αερίου θα παραδίδονται στο Ελληνικό Εθνικό Σύστημα Μεταφοράς Φυσικού Αερίου και θα διοχετεύονται στις αγορές της Ελλάδας και της Νοτιοανατολικής Ευρώπης.

>>> Ειδήσεις – Κεφάλαιο Ενέργεια Brief <<< 

«Η ανταπόκριση της αγοράς στο market test του LNG Αλεξανδρούπολης υπήρξε άκρως ικανοποιητική και ξεπέρασε κατά πολύ εκείνη που εκδηλώθηκε σε πρόσφατες αντίστοιχες περιπτώσεις νέων έργων στην περιοχή μας», αναφέρει η Gastrade.

«Το εξαιρετικά επιτυχημένο αποτέλεσμα της δεύτερης, δεσμευτικής φάσης, του market test για το έργο της Αλεξανδρούπολης και η συμμετοχή πολύ σημαντικών ενεργειακών ομίλων της αγοράς φυσικού αερίου στην Ελλάδα και την ΝΑ Ευρώπη, αποτελεί το πλέον ουσιαστικό βήμα για την υλοποίηση του έργου και εν τέλει για την ενεργειακή αναβάθμιση, την ασφάλεια και τον ενεργειακό πλουραλισμό στην Ελλάδα, τα Βαλκάνια και τη Νοτιοανατολική Ευρώπη συνολικά και αποδεικνύει με τον πλέον εμφατικό τρόπο τις σταθερές βάσεις πάνω στις οποίες έχει δομηθεί η συγκεκριμένη επένδυση» δήλωσε ο Κωνσταντίνος Σπυρόπουλος, Διευθύνων Σύμβουλος της Gastrade.

Το market test διεξήχθη υπό την εποπτεία της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας (ΡΑΕ) και σύμφωνα με τις Κατευθυντήριες Γραμμές για τη διαχείριση και την κατανομή της δυναμικότητας.

newmoney.gr

 
1605
Thumbnail

Σε όλες τις περιπτώσεις υψηλής απόδοσης ΑΠΕ ή πυρηνικής παραγωγής και/ή χαμηλής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας, σημαντικές θερμικές μονάδες με υψηλότερα λειτουργικά κόστη τίθενται εκτός αγοράς, γεγονός που πιέζει τις τιμές σε χαμηλότερα επίπεδα.

ad1mobile

Σε αυτό το συμπέρασμα καταλήγει η Κομισιόν σε έκθεσή της για το δ' τρίμηνο του 2019, παρουσιάζοντας ταυτόχρονα την ποσότητα των ωρών που καταγράφηκαν τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κάτω των 30 ευρώ/MWh ανά αγορά και για ποιο λόγο. 

Πρώτο στοιχείο που πρέπει να σημειωθεί είναι ότι με τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κάτω των 30 ευρώ ανά μεγαβατώρα, οι περισσότερες θερμικές μονάδες ηλεκτροπαραγωγής δυσκολεύονται να καλύψουν τα λειτουργικά τους κόστη, συνυπολογίζοντας το κόστος ρύπων και καυσίμων το 2019. Το παραπάνω όριο των 30 ευρώ/MWh προκύπτει από τις παρακάτω εκτιμήσεις που κάνει η επιτροπή και καταγράφει στην έκθεσή της. 

Το μέσο βραχυπρόθεσμο οριακό κόστος για μια μονάδα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από λιγνίτη το 2019 εκτιμήθηκε στα 27 ευρώ/MWh, με 36% ενεργειακή απόδοση της μονάδας, εκπομπές ρύπων 1.1 τόνους CO2/MWh παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας, με την μέση τιμή ρύπων το 2019 να είναι στα 25 ευρώ ο τόνος και με μηδενικά κόστη καυσίμου. Στην περίπτωση ενός σταθμού ηλεκτροπαραγωγής συνδυασμένου κύκλου με καύσιμο φυσικό αέριο (CCGT) τα ίδια κόστη εκτιμώνται στα 32 ευρώ/ Mwh, με 58% ενεργειακή απόδοση, δείκτη εκπομπών 0.35 τόνους CO2/MWh, με την μέση τιμή ρύπων στα 25 ευρώ ο τόνος και το κόστος καυσίμου 13.5 ευρώ/MWh. Για μια αντίστοιχη τυπική μονάδα ηλεκτροπαραγωγής με καύσιμο τον άνθρακα, το βραχυπρόθεσμο οριακό κόστος εκτιμάται ακόμη υψηλότερα, στα 38 ευρώ/MWh.

>>> Ειδήσεις – Κεφάλαιο Ενέργεια Brief <<< 

Γερμανία και Γαλλία λοιπόν, οι δύο μεγαλύτεροι εξαγωγείς ηλεκτρικής ενέργειας στην Γηραιά Ήπειρο, κατέγραψαν χαμηλές τιμές σε περισσότερο από 20% των ωρών το 2019, όπως φαίνεται και στον  παρακάτω πίνακα. 

 

 

Το σημαντικό μερίδιο των πυρηνικών σε συνδυασμό με τις σχετικά μεγάλες δυναμικότητες των υδροηλεκτρικών και την αυξανόμενη βάση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας βοηθούν να εξηγηθεί η εξέλιξη της γαλλικής περίπτωσης και γιατί εκεί συναντώνται σε τέτοιο ποσοστό τέτοιες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας.

Στην περίπτωση της Γερμανίας, καθοριστικό ρόλο για την διατήρηση των τιμών σε χαμηλά επίπεδα έπαιξαν τα ηλιακά και τα αιολικά που ξεπερνούν σε σύνολο τα 100GW.

Το ζήτημα ωστόσο είναι πιο περίπλοκο και επηρεάζεται επίσης από τα πρότυπα ζήτησης, την καμπύλη αξίας (Merit Order Curve ή MOC) και τις διασυνδύσεις. Αξιοσημείωτο είναι το γεγονός πως τα 2/3 της παραγόμενης ενέργειας στην ηπειρωτική Δανία (zone DK1) προήλθε από αιολικά και ηλιακά το 2019 και ωστόσο κατέγραψε την ίδια ποσότητα περιπτώσεων ωρών με χαμηλές τιμές, με την Τσεχία όπου η χαμηλού κόστους παραγωγή ΑΠΕ δεν υπερέβει το 10% την ίδια χρονιά, όπου, όμως, οι τιμές συσχετίζονται άμεσα με την γειτονική αγορά της Γερμανίας.

>>> Ροή Ειδήσεων Brief – Επιλεγμένο περιεχόμενο <<<

Σε ότι αφορά τις μέσες τιμές φορτίου βάσης εκτιμάται ότι μονάχα περιορισμένα επέδρασαν στην διαμόρφωση χαμηλών τιμών. Η μέση τιμή φορτίου βάσης της Βουλγαρίας για το 2019 ήταν πολύ παρόμοια με αυτές σε Ισπανία και Μεγάλη Βρετανία, όμως, στη περίπτωση της Βουλγαρίας ο αριθμός των ωρών με τιμές κάτω των 30 ευρώ/MWh ήταν τέσσερις φορές μεγαλύτερος σε σύγκριση με την Ισπανία και Μεγάλη Βρετανία.

ad2mobile

Σύμφωνα με την έκθεση της Κομισιόν, οι λιγότερες περιπτώσεις ωρών με τιμές κάτω των 30 ευρώ/MWh καταγράφηκαν σε Ελλάδα και Ιταλία, με σχετικά υψηλές μέσες τιμές και χαμηλή μεταβλητότητα αυτών.

Πηγή: Energypress.gr

article 1