Μετάβαση στο περιεχόμενο
  • Buildinghow
    HoloBIM Structural

  • Ενέργεια-ΑΠΕ

    Ενέργεια-ΑΠΕ

    1793 ειδήσεις in this category

    1. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Συστήνεται παγκόσμια επιτροπή για τα πρότυπα στη γεωθερμική ενέργεια

      Engineer

      Η IGSC, που δημιουργήθηκε από τη Διεθνή Γεωθερμική Ένωση (IGA), αποτελείται αρχικά από 30 κορυφαίους ειδικούς από 15 χώρες. Στόχος της είναι η ανάπτυξη και προώθηση ενιαίων διεθνών γεωθερμικών προτύπων, η επιτάχυνση της τεχνολογικής εφαρμογής και η υποστήριξη της υγιούς και βιώσιμης ανάπτυξης της παγκόσμιας γεωθερμικής βιομηχανίας.
      Η Διεθνής Επιτροπή Γεωθερμικών Προτύπων (International Geothermal Standard Committee – IGSC) ιδρύθηκε επίσημα στις 26 Νοεμβρίου στο Πεκίνο, με τη μόνιμη Γραμματεία της να φιλοξενείται από την China Petroleum and Chemical Corp (Sinopec).
      Η κίνηση αυτή σηματοδοτεί ένα σημαντικό βήμα προς την παγκόσμια τυποποίηση της γεωθερμικής ενέργειας.
       
      Η IGSC, που δημιουργήθηκε από τη Διεθνή Γεωθερμική Ένωση (IGA), αποτελείται αρχικά από 30 κορυφαίους ειδικούς από 15 χώρες.
      Στόχος της είναι η ανάπτυξη και προώθηση ενιαίων διεθνών γεωθερμικών προτύπων, η επιτάχυνση της τεχνολογικής εφαρμογής και η υποστήριξη της υγιούς και βιώσιμης ανάπτυξης της παγκόσμιας γεωθερμικής βιομηχανίας.
       
      Ο Νίου Σουάνγουεν, ανώτερος αντιπρόεδρος της Sinopec, δήλωσε ότι, καθώς ο κόσμος βιώνει μια μεγάλη ενεργειακή μετάβαση, η γεωθερμική ενέργεια εξελίσσεται σε στρατηγικό στοιχείο των μελλοντικών ενεργειακών λύσεων. Όπως σημείωσε, ενιαία και αμοιβαία αναγνωρισμένα πρότυπα είναι απαραίτητα για τη μείωση των εμποδίων στη διεθνή συνεργασία, την ενίσχυση της μεταφοράς τεχνολογίας και την εξασφάλιση μιας ανθεκτικής παγκόσμιας εφοδιαστικής αλυσίδας στο γεωθερμικό πεδίο. Τόνισε ακόμη ότι η Sinopec στηρίζει πλήρως την IGSC, με στόχο τη μετατροπή της διεθνούς συναίνεσης σε πρακτικά και αποτελεσματικά πρότυπα.
       
      Κατά τη συνάντηση, τα μέλη ενέκριναν ομόφωνα τις Διαδικασίες Ανάπτυξης Προτύπων της IGSC και το Πρόγραμμα Εργασιών 2025–2027.
      Η επιτροπή σχεδιάζει να αναπτύξει ένα ολοκληρωμένο σύστημα προτύπων που θα καλύπτει ολόκληρη την αλυσίδα της γεωθερμικής βιομηχανίας: τηλεθέρμανση, γεωτρήσεις και ολοκλήρωση, παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, μηχανική ταμιευτήρων, έρευνα πόρων και συστήματα αβαθούς γεωθερμίας — με έμφαση σε διαδικασίες, μεθόδους, εξοπλισμό και υλικά.
       
      Ο Μπιάρνι Πάλσον, πρόεδρος της IGA, σημείωσε ότι η ίδρυση της IGSC μετατρέπει μια μακροχρόνια βιομηχανική επιδίωξη σε άμεση δράση. Με τη σύμπραξη διεθνούς τεχνογνωσίας σε ανοιχτό και συμμετοχικό πλαίσιο, θα δημιουργηθούν αυθεντικά διεθνή πρότυπα και κατευθυντήριες γραμμές, προσφέροντας ισχυρή βάση για μεγάλης κλίμακας και αποδοτική γεωθερμική ανάπτυξη και συμβάλλοντας ουσιαστικά στους κλιματικούς στόχους.
       
      Η Sinopec, ο μεγαλύτερος αναπτύκτης και διαχειριστής μεσο- και βαθιάς γεωθερμικής ενέργειας στην Κίνα, έχει συμβάλει σε πάνω από το 50% των γεωθερμικών προτύπων της χώρας και ηγήθηκε του πρώτου διεθνούς προτύπου της IGA στην Κίνα. Το καινοτόμο έργο γεωθερμικής τηλεθέρμανσης «πόλη χωρίς καπνό» στην κομητεία Σιονγκσιάν, επαρχία Χεμπέι, έχει συμπεριληφθεί στον διεθνή κατάλογο προώθησης του IRENA.
      Περισσότερα...

        0

    2. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Με χρηματοδότηση από το Modernisation Fund 163 εκ. ευρώ για την αναβάθμιση του δικτύου ηλεκτρισμού με έξι ελληνικά έργα

      Engineer

      Εκταμίευση επιπλέον 1,8 δις ευρώ για νέες επενδύσεις σε 13 χώρες με το σύνολο της φετινής χρονιάς να ανέρχεται σε 5,46 δις ευρώ και τον αριθμό επενδύσεων σε όλα τα δικαιούχα κράτη μέλη σε 79 - Ποιοι θα λάβουν χρηματοδοτήσεις
      Έξι ελληνικά έργα μεταξύ των οποίων η αναβάθμιση του δικτύου ηλεκτρισμού μέσω έξυπνων συστημάτων χρηματοδοτούνται από το Ταμείο Εκσυγχρονισμού (Modernisation Fund) της Ευρωπαϊκής Ένωσης, το οποίο χθες ανακοίνωσε την εκταμίευση επιπλέον 1,8 δις ευρώ για νέες επενδύσεις σε 13 χώρες.
      Το Ταμείο χρηματοδοτείται από έσοδα του Συστήματος Εμπορίας Δικαιωμάτων Εκπομπών της ΕΕ (EU ETS) και υποστηρίζει τον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών συστημάτων στην ΕΕ, έργα βελτίωσης της ενεργειακής απόδοσης και μείωσης των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (GHG) στους τομείς της ενέργειας, της βιομηχανίας και των μεταφορών.
      Δικαιούχοι των πόρων του Ταμείου είναι 13 χώρες της ΕΕ με κατά κεφαλήν ΑΕΠ κάτω από το 75% του μέσου όρου της Ένωσης κατά τα έτη 2016 έως 2018. Τα κράτη μέλη που θα λάβουν τις χρηματοδοτήσεις είναι η Βουλγαρία, η Κροατία, η Τσεχία, η Εσθονία, η Ουγγαρία, η Λετονία, η Λιθουανία, η Πολωνία, η Ρουμανία και η Σλοβακία, καθώς και η Ελλάδα, η Πορτογαλία και η Σλοβενία, οι οποίες κατέστησαν επιλέξιμες για στήριξη από τον Ιανουάριο του 2024, βάσει της αναθεωρημένης οδηγίας για το Σύστημα Εμπορίας Ρύπων.
      Χθες ανακοινώθηκε η δεύτερη εκταμίευση του Ταμείου Εκσυγχρονισμού για το 2025, η οποία προστίθεται στα 3,66 δις ευρώ που είχαν εκταμιευτεί τον Ιούλιο για 34 επενδύσεις, ανεβάζοντας το σύνολο των εκταμιεύσεων τη φετινής χρονιάς σε 5,46 δις ευρώ και τον συνολικό αριθμό επενδύσεων σε όλα τα δικαιούχα κράτη μέλη σε 79.
      Συγκεκριμένα εφέτος πραγματοποιήθηκαν εκταμιεύσεις για την Ελλάδα (163 εκατ. ευρώ), τη Βουλγαρία (50 εκατ. ευρώ), την Κροατία (224 εκατ. ευρώ), την Τσεχία (1,78 δις ευρώ), την Εσθονία (111 εκατ. ευρώ), την Ουγγαρία (279 εκατ. ευρώ), τη Λετονία (40 εκατ. ευρώ), τη Λιθουανία (42 εκατ. ευρώ), την Πολωνία (1,44 δις ευρώ), την Πορτογαλία (15 εκατ. ευρώ), τη Ρουμανία (1,24 δις ευρώ), τη Σλοβακία (26 εκατ. ευρώ) και τη Σλοβενία (47 εκατ. ευρώ).
      Υπενθυμίζεται ότι για το 2024 η Ελλάδα είχε λάβει από το Ταμείο Εκσυγχρονισμού 113,6 εκατ. ευρώ. Από το 2021 ως σήμερα, το Ταμείο έχει διαθέσει συνολικά περισσότερα από 20 δις. ευρώ για 294 επενδύσεις στην καθαρή ενέργεια.
      Τα έργα που μπαίνουν στο Modernisation Fund
      Τα ελληνικά έργα που περιλαμβάνονται στη λίστα προτεραιότητας του Modernisation Fund είναι:
      • Η αντικατάσταση αστικών πετρελαιοκίνητων λεωφορείων με 50 λεωφορεία που θα κινούνται με πράσινο υδρογόνο στην Αθήνα
      • Η αντικατάσταση 50 αστικών πετρελαιοκίνητων λεωφορείων με νέα ηλεκτρικά λεωφορεία στην Αθήνα.
      • Μέτρα ενίσχυσης της ενεργειακής απόδοσης στα δημόσια κτίρια μέσω Σύμβασης Ενεργειακής Απόδοσης (ΕPC), με πρώτη πιλοτική εφαρμογή σε δημοτικές/περιφερειακές πισίνες
      • Σχήμα εκσυγχρονισμού συστημάτων θέρμανσης/ψύξης με τη χρήση ΑΠΕ σε θερμοκήπια
      • Ενεργειακή αναβάθμιση κτιρίου και εκσυγχρονισμός διαδικασίας παραγωγής σε εργοστάσια του υπουργείου Εθνικής Άμυνας.
      • Η αναβάθμιση και ο εκσυγχρονισμός του δικτύου ηλεκτρισμού, μέσω έξυπνων συστημάτων που ενισχύουν τη δυναμικότητα των υποσταθμών και την ενσωμάτωση των ΑΠΕ.
      Και τα 79 έργα που υποστηρίχθηκαν το 2025 επικεντρώνονται στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές, τη χρήση και την ανάπτυξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, τον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών δικτύων και τις βελτιώσεις στην ενεργειακή απόδοση.
      Τα δικαιούχα κράτη μέλη μπορούν να υποβάλουν στο Ταμείο νέες επενδυτικές προτάσεις ως τις 15η Ιανουαρίου 2026 για τις προτάσεις χωρίς προτεραιότητα και ως τις 12η Φεβρουαρίου 2026 για τις προτάσεις προτεραιότητας. Οι επενδύσεις προτεραιότητας, που αντιπροσωπεύουν πάνω από το 90% του χαρτοφυλακίου, επικεντρώνονται στον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών συστημάτων, στη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου στην ενέργεια, τη βιομηχανία και τις μεταφορές, και στη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης που αναφέρονται στην οδηγία για το ΣΕΔΕ της ΕΕ.
      Περισσότερα...

        0

    3. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Αναλυτικά η οικονομική συνεισφορά των αιολικών πάρκων στους Δήμους και τους καταναλωτές της χώρας

      Engineer

      Μεγάλη είναι η ενίσχυση που προσφέρει το «ειδικό τέλος υπέρ ΟΤΑ και καταναλωτών» στους Δήμους και τους οικιακούς καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας που διαμένουν σε περιοχές (Τοπικές και Δημοτικές Κοινότητες) της Ελλάδας όπου λειτουργούν αιολικά πάρκα.
      Πάρα πολλοί από τους ενισχυόμενους πληθυσμούς κατοικούν σε μικρές ορεινές ή νησιωτικές κοινότητες. Η διατήρηση του ανθρώπινου αυτού δυναμικού στους τόπους καταγωγής και μόνιμης κατοικίας τους είναι μια στρατηγική εθνικής σημασίας. Η αιολική ενέργεια συμβάλλει σε αυτή τη στρατηγική, όχι μόνο με το ειδικό τέλος που αποδίδει στις κοινότητες αλλά και μέσω των έργων υποδομής και των άλλων αναπτυξιακών ωφελειών που προσφέρει.
      Τα ποσά του ειδικού τέλους παρακρατούνται, με βάση το νόμο, αυτόματα από τις πληρωμές προς τα αιολικά πάρκα με σκοπό την ενίσχυση των τοπικών Δήμων και τη μείωση των λογαριασμών ρεύματος των οικιακών καταναλωτών και αντιστοιχούν στο 3% του τζίρου των έργων. Αντίστοιχες παρακρατήσεις γίνονται από τα μικρά υδροηλεκτρικά (ΜΥΗΣ), τους σταθμούς βιοενέργειας, μερικά φωτοβολταϊκά και υβριδικά έργα.
      Συγκεκριμένα, με απόφαση του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας έχουν δημοσιοποιηθεί τα ποσά ανά  κοινότητα που θα λάβουν οι Δήμοι και οι καταναλωτές για την παραγωγή Α.Π.Ε. του έτους 2024.
      Το συνολικό ποσό για την παραγωγή του έτους 2024 ανέρχεται σε 41,2 εκατομμύρια ευρώ, αυξημένο κατά 18% σε σχέση με το 2023. Από αυτό:
      – 16,5 εκατομμύρια ευρώ χρησιμοποιούνται για τη μείωση των λογαριασμών των οικιακών καταναλωτών. 
      – 24,7 εκατομμύρια ευρώ χρησιμοποιούνται για οικονομική ενίσχυση των τοπικών Δήμων. 
      Το 79% αυτών των ποσών, ήτοι πάνω από 32,6 εκατ. ευρώ, προέρχεται από τα αιολικά πάρκα.
      Η διανομή των 16,5 εκατ. ευρώ στους καταναλωτές θα ξεκινήσει με την οριστικοποίηση του καταλόγου που δημοσιοποίησε το ΥΠΕΝ. Από αυτά, πάνω από 13 εκατ. ευρώ προέρχονται από τα αιολικά πάρκα.
      Ενδιαφέρον παρουσιάζουν τα συμπεράσματα από την επεξεργασία των αναλυτικών στοιχείων
      Τα ποσά από τα αιολικά πάρκα και λοιπές Α.Π.Ε. στους ΟΤΑ και τους καταναλωτές ρεύματος ανά Δήμο
      Τα υψηλότερα συνολικά ποσά για τους ΟΤΑ και τους κατοίκους, αφορούν τους ακόλουθους Δήμους:
      – Καρύστου Ευβοίας (7,8 εκατ. ευρώ) 
      – Θηβαίων Βοιωτίας (3,2 εκατ. ευρώ) 
      – Αρριανών Ροδόπης (1,6 εκατ. ευρώ) 
      – Τανάγρας Βοιωτίας (1,5 εκατ. ευρώ) 
      – Κοζάνης (1,3 εκατ. ευρώ) 
      – Κύμης – Αλιβερίου Ευβοίας (1,27 εκατ. ευρώ) 
      – Αλεξανδρούπολης Έβρου (1,1 εκατ. ευρώ) 
      – Δελφών Φωκίδας (1 εκατ. ευρώ) 
      – Ύδρας (900 χιλ. ευρώ) 
      – Σητείας Λασιθίου (900 χιλ. ευρώ) 
      Τα ποσά από τα αιολικά πάρκα στους οικιακούς καταναλωτές ρεύματος ανά Κοινότητα
      Ιδιαίτερα ευνοημένοι είναι οι κάτοικοι μικρών κοινοτήτων της Ελληνικής επαρχίας. Οι κοινότητες των οποίων οι οικιακοί καταναλωτές θα λάβουν τα μεγαλύτερα ποσά χάρη στα αιολικά πάρκα που φιλοξενούν είναι: 
      – Η κοινότητα Κομίτου Ευβοίας (926 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Ύδρας  (361 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Θίσβης Βοιωτίας (312 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Πλατανιστού Ευβοίας (334 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Στουππαίων Ευβοίας (317 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Αισύμης Έβρου (303 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Αμυγδαλέας Ευβοίας (276 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Οργάνης Ροδόπης (263 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Νέων Στύρων Ευβοίας (261 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Δεσφίνας Φωκίδας (224 χιλ. ευρώ) 
      – Η κοινότητα Κέχρου Ροδόπης (218 χιλ. ευρώ) 
      Οι Περιφέρειες της χώρας
      Σε επίπεδο Περιφερειών, η πιο ευνοημένη περιοχή της ηπειρωτικής χώρας είναι η Στερεά Ελλάδα με 17,5 εκατ. ευρώ στους Δήμους και τους καταναλωτές των κοινοτήτων της. Ακολουθούν η Ανατολική Μακεδονία-Θράκη και η Πελοπόννησος. Από τις νησιωτικές Περιφέρειες, η πιο ευνοημένη είναι η Κρήτη με 1,98 εκατ. ευρώ, χάρη κυρίως στα αιολικά πάρκα της ανατολικής Κρήτης.
      Όλα, τα ανωτέρω ποσά αφορούν την καταβολή στους δικαιούχους Δήμους και καταναλωτές για την παραγωγή του έτους 2024. Βεβαίως, οι καταβολές θα συνεχίζονται με την μορφή πιστώσεων στους Δήμους και μειώσεων στους λογαριασμούς κατανάλωσης για όλη τη διάρκεια λειτουργίας των αιολικών πάρκων.
      Η ΕΛΕΤΑΕΝ εκφράζει την ικανοποίησή της που οι αρμόδιες υπηρεσίες και γενικότερα η Πολιτεία συνεχίζουν να υλοποιούν στην πράξη ένα σημαντικό μέτρο ενίσχυσης των τοπικών κοινωνιών. Δηλώνει ότι είναι στη διάθεση των συναδέλφων του ΥΠΕΝ να υποστηρίξει με κάθε τρόπο τις προσπάθειες για επιτάχυνση των διαδικασιών, ώστε οι επόμενες καταβολές στους δικαιούχους να είναι πιο συχνές και τακτικές.
      Στους επόμενους χάρτες φαίνονται εποπτικά όλες οι κοινότητες της Ελλάδας, της νότιας Εύβοιας, της Ροδόπης, του Έβρου και της Βοιωτίας που λαμβάνουν το ειδικό τέλος χάρη στα αιολικά πάρκα που φιλοξενούν. Τα ποσά αφορούν το σύνολο του ειδικού τέλους (υπέρ καταναλωτών και ΟΤΑ). Ακολουθούν επίσης διαγράμματα με περισσότερες πληροφορίες, όπως και ένα παράδειγμα λογαριασμού ρεύματος με την έκπτωση χάρη στο ειδικό τέλος.
      Δείτε το Δελτίο Τύπου σε pdf ΕΔΩ

      Κατεβάστε το διάγραμμα ειδικού τέλους ανά τεχνολογία ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον χάρτη κατανομής ποσών τέλους για το έτος 2024 απο αιολικά πάρκα ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον χάρτη κατανομής ποσών τέλους στη Νότια Εύβοια ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον χάρτη κατανομής ποσών τέλους στους Νομούς Ροδόπης & Έβρου ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον χάρτη κατανομής ποσών τέλους στο Νομό Βοιωτίας ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον πίνακα με τους 10 Δήμους με το υψηλότερο συνολικό ποσό που αποδίδεται στους ΟΤΑ και τους καταναλωτές για το 2024 ΕΔΩ

      Κατεβάστε τον πίνακα με τις 15 κοινότητες με το υψηλότερο συνολικό ποσό που αποδίδεται στους καταναλωτές για το 2024 ΕΔΩ

      Κατεβάστε την παρουσίαση με πίνακες και διαγράμματα ΕΔΩ.
      Περισσότερα...

        1

    4. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Τα τρία (3) μεγάλα ενεργειακά έργα παραδίδει το 2026 ο ΑΔΜΗΕ

      Engineer

      Ηλεκτρική διασύνδεση Κυκλάδων, Ανατολικός Διάδρομος Πελοποννήσου και ΚΥΤ Κουμουνδούρου είναι τα τρία έργα που θα παραδώσει ο ΑΔΜΗΕ την χρονιά που μας έρχεται. Εντός του 2026 όμως αναμένονται και βήματα προόδου για τις έτερες εγχώριες διασυνδέσεις που έχει σε τροχιά υλοποίησης, δηλαδή τα Δωδεκάνησα και το Βορειοανατολικό Αιγαίο.
      Η τέταρτη φάση της ηλεκτρικής διασύνδεσης των Κυκλάδων, σύμφωνα με τον ΑΔΜΗΕ έχει ορίζοντα ολοκλήρωσης το πρώτο εξάμηνο του 2026. Σε αυτό το στάδιο, είναι σε πλήρη κατασκευαστική εξέλιξη το τμήμα Σαντορίνη – Νάξος, ενώ προχωρούν και οι συνδέσεις προς Φολέγανδρο, Μήλο και Σέριφο. Ήδη, έχουν ολοκληρωθεί οι ποντίσεις των καλωδίων ενώ προχωρούν οι εργασίες στους νέους υποσταθμούς.
      Όσον αφορά τον Ανατολικό Διάδρομο Πελοποννήσου, αναμένεται να παραδοθεί επίσης το πρώτο εξάμηνο του 2026. Πρόκειται για τη νέα ραχοκοκαλιά των 400 kV που συνδέει τη Μεγαλόπολη με την Αττική. Το πρώτο σκέλος, που φτάνει έως το νέο ΚΥΤ Κορίνθου, λειτουργεί ήδη από το 2022. Η ολοκλήρωση του έργου έχει μεγάλη σημασία, καθώς αυξάνει την ικανότητα μεταφοράς ισχύος προς το λεκανοπέδιο, μειώνει κορεσμούς και κυρίως λειτουργεί ως απαραίτητη υποδομή για την ασφαλή λειτουργία της διασύνδεσης Κρήτης – Αττικής.
      Το τρίτο έργο που θα παραδοθεί εντός του πρώτου εξαμήνου 2026 είναι η αναβάθμιση του ΚΥΤ Κουμουνδούρου. Το έργο θα παίξει κομβικό ρόλο για την τροφοδότηση της Δυτικής Αττικής και για τη λειτουργική στήριξη των νέων διασυνδέσεων υψηλής τάσης. Αναλυτικότερα, η υλοποίηση του νέου ΚΥΤ Κουμουνδούρου θα εξυπηρετήσει τη σύνδεση του Ανατολικού Διαδρόμου 400 kV Πελοποννήσου, θα αποτελέσει το τερματικό της διασύνδεσης Αττικής – Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα και θα ενισχύσει την αξιοπιστία τροφοδότησης των φορτίων στην (Δυτική κυρίως) Αττική.
      Το έργο συγχρηματοδοτείται από το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας ως τμήμα της Γραμμής Μεταφοράς Μεγαλόπολη – Κόρινθος – ΚΥΤ Κουμουνδούρου. Η πλευρά των 400KV (Φάση Α) ολοκληρώθηκε τον Φεβρουάριο του 2024 και η δοκιμαστική ηλέκτριση επιτεύχθηκε τον Αύγουστο του 2024.
      Σε τι στάδιο είναι οι διασυνδέσεις Δωδεκανήσων – ΒΑ Αιγαίου
      Σύμφωνα με τα οικονομικά αποτελέσματα εννεαμήνου του ΑΔΜΗΕ, η διασύνδεση των Δωδεκανήσων βρίσκεται στο στάδιο των διαγωνισμών. Ειδικότερα, είναι σε εξέλιξη η διαγωνιστική διαδικασία που αφορά στους σταθμούς μετατροπής ενώ ο διαγωνισμός για την καλωδιακή διασύνδεση συνεχούς ρεύματος Κόρινθος – Κως κηρύχθηκε άγονος λόγω μη υποβολής προσφορών και θα επαναπροκηρυχθεί.
      Όσον αφορά την διασύνδεση με το ΒΑ Αιγαίο, η μελέτη περιβαλλοντικών επιπτώσεων, για το τμήμα ΚΥΤ Ν. Σάντας – Υ/Σ Δυτικής Λέσβου αναρτήθηκε προς διαβούλευση στο Ηλεκτρονικό Περιβαλλοντικό Μητρώο τον Δεκέμβριο του 2024, ενώ η μελέτη περιβαλλοντικών επιπτώσεων, για την εναέρια γραμμή εντός της Λέσβου που περιλαμβάνει και τον Υ/Σ της Μυτιλήνης, αναμένεται να υποβληθεί το πρώτο εξάμηνο του 2026.
      Ταυτόχρονα με την διαδικασία της αδειοδότησης, έχει ξεκινήσει και είναι σε εξέλιξη η συλλογή όλων των απαιτούμενων κτηματολογικών στοιχείων των εκτάσεων από τις κατά τόπους υπηρεσίες, οι οποίες πρόκειται να απαλλοτριωθούν για τις ανάγκες κατασκευής των έργων.
      Περισσότερα...

        0

    5. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΕΛΕΤΑΕΝ: Νέος εποπτικός οδηγός για την αδειοδότηση αιολικών πάρκων

      Engineer

      Η ΕΛΕΤΑΕΝ δημοσίευσε τον επικαιροποιημένο οδηγό για την διαδικασία αδειοδότησης αιολικών πάρκων στην Ελλάδα. Ουσιαστικά πρόκειται για έναν ολοκληρωμένο οδικό χάρτη, με στόχο την υποστήριξη της ανάπτυξης αιολικών επενδύσεων, που αποτυπώνει το τρέχον κανονιστικό πλαίσιο, παρέχοντας αναλυτικές ενότητες για τα στάδια της αδειοδότησης ενός αιολικού πάρκου και καταγράφοντας τις χρονικές προθεσμίες που οφείλει να τηρεί η διοίκηση.

      Η έκδοση του οδηγού έρχεται σε μια κρίσιμη συγκυρία, καθώς η Οδηγία REDIII (2023/2413) θέτει δεσμευτικά χρονικά ορόσημα για την αδειοδότηση Α.Π.Ε., με στόχο την επιτάχυνση της ενεργειακής μετάβασης. Σύμφωνα με την εν λόγω Οδηγία, η αδειοδότηση νέων αιολικών έργων δεν θα πρέπει να υπερβαίνει τα 2,5 έτη.  Αυτό δεν σημαίνει ότι όλες οι αιτήσεις θα πρέπει να εγκρίνονται. Σημαίνει ότι οι αιτήσεις αυτές θα πρέπει να έχουν εξεταστεί και λάβει οριστική απάντηση, είτε θετική είτε απορριπτική, στον προβλεπόμενο χρόνο.

      Ο οδηγός, πέραν του ότι λειτουργεί ως χρήσιμο εργαλείο, αναδεικνύει την αναγκαιότητα εφαρμογής της εθνικής και ευρωπαϊκής νομοθεσίας για την αδειοδότηση έργων.  Παρά τις βελτιώσεις που έχουν νομοθετηθεί στην αδειοδοτική διαδικασία των έργων Α.Π.Ε. κατά τα τελευταία έτη, η αιολική ενέργεια παραμένει δέσμια της γραφειοκρατίας και των διοικητικών εμποδίων εξαιτίας της αδυναμίας κρατικών υπηρεσιών που δεν ελέγχονται από το Υπουργείο Ενέργειας, να εφαρμόσουν δίκαια και ορθά την προβλεπόμενη νομοθεσία. Η ΕΛΕΤΑΕΝ έχει επανειλημμένα αναφερθεί σχετικά, στα κείμενα με τις θέσεις της. Η επιτάχυνση των Α.Π.Ε. δεν είναι μόνο ζήτημα επενδυτικής ασφάλειας, αλλά και στρατηγική επιλογή για την ενεργειακή αυτονομία και ανεξαρτησία της χώρας μας.

      Ο επικαιροποιημένος οδηγός είναι διαθέσιμος στην ιστοσελίδα της ΕΛΕΤΑΕΝ και μπορεί να βρεθεί ΕΔΩ.

      Διακρίνεται στις εξής ενότητες:
      – Βασικά αδειοδοτικά ορόσημα
      – Βεβαίωση Παραγωγού
      – Περιβαλλοντική Αδειοδότηση
      – Ηλεκτρική Διασύνδεση
      – Άδεια Εγκατάστασης
      – Δασικές διατάξεις
      – Περιοχές Πρώτης Επιλογής (Go-to Areas)
      – Υπεράκτια αιολικά πάρκα (offshore wind)
      – Η αιολική ενέργεια στην Ελλάδα σήμερα
       Μπορείτε να κατεβάσετε το Δελτίο Τύπου σε pdf ΕΔΩ.
      2025-12-08-adeiodotisi-aiolikon-parkon-update.pdf
      Περισσότερα...

        0

    6. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Εξοικονόμηση άνω των 700 εκατ. ευρώ από τη λειτουργία της ηλεκτρικής διασύνδεσης Κρήτης-Πελοποννήσου

      GTnews

      Η πρώτη διασύνδεση της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα ηλεκτρίστηκε τον Ιούλιο του 2021 και έκτοτε έχει υποκαταστήσει σε πολύ μεγάλο βαθμό την τοπική ηλεκτροπαραγωγή από θερμικές μονάδες. Εξοικονόμηση άνω των 700 εκατ. ευρώ έχει προσφέρει σε όλους τους καταναλωτές από το 2021 μέχρι σήμερα η ηλεκτρική διασύνδεση Κρήτης-Πελοποννήσου, αποδεικνύοντας τα σημαντικά οικονομικά οφέλη των νησιωτικών διασυνδέσεων που υλοποιεί ο ΑΔΜΗΕ.
      Η πρώτη διασύνδεση της Κρήτης με το ηπειρωτικό σύστημα, ηλεκτρίστηκε τον Ιούλιο του 2021 και έκτοτε έχει υποκαταστήσει σε πολύ μεγάλο βαθμό την τοπική ηλεκτροπαραγωγή από θερμικές μονάδες που χρησιμοποιούσαν ως καύσιμο το πετρέλαιο diesel, με σχετικά χαμηλούς βαθμούς απόδοσης, αυξημένο κόστος λειτουργίας και μεγαλύτερες εκπομπές ρύπων. 
      Βάσει του μέχρι στιγμής αθροιστικού οφέλους των 700 εκατ. ευρώ, προκύπτει ότι η ηλεκτρική διασύνδεση Κρήτης-Πελοποννήσου, το μεγαλύτερο υποβρύχιο καλωδιακό έργο υψηλής τάσης με τεχνολογία εναλλασσόμενου ρεύματος παγκοσμίως, έχει αποσβεστεί σχεδόν δύο φορές μέσα σε διάστημα μόλις τεσσεράμισι ετών.  
      Η ηλεκτροδότηση της Κρήτης από το ηπειρωτικό σύστημα υπήρξε επίσης καθοριστική για τη μείωση του βάρους στον Ειδικό Λογαριασμό ΥΚΩ (ΕΛΥΚΩ) και κατά την ενεργειακή κρίση των προηγούμενων ετών. Ειδικότερα, η υποκατάσταση των τοπικών μονάδων πετρελαίου diesel εξοικονόμησε τουλάχιστον 120 εκατ. ευρώ για τον ΕΛΥΚΩ, την περίοδο που οι τιμές του φυσικού αερίου και του αργού πετρελαίου είχαν αυξηθεί σημαντικά, έχοντας συμπαρασύρει τις τιμές ηλεκτρισμού σε πρωτοφανή επίπεδα.
      Από τις αρχές του 2026, με την τροφοδότηση της Κρήτης αποκλειστικά μέσω των δύο διασυνδέσεων -με την Αττική και την Πελοπόννησο- και τη συνδρομή της τοπικής ηλεκτροπαραγωγής από μονάδες ΑΠΕ, η τοπική συμβατική ηλεκτροπαραγωγή ουσιαστικά θα τερματιστεί, συνεισφέροντας για ελάχιστο διάστημα μέσα στο έτος, δηλαδή τις ημέρες με πολύ υψηλή ζήτηση. 
      Η ταυτόχρονη λειτουργία των δύο διασυνδέσεων, θα πολλαπλασιάσει το οικονομικό όφελος στα 400-600 εκατ. ευρώ ετησίως έως το 2035, ποσό στο οποίο συνυπολογίζεται το εκτιμώμενο κόστος 40-60 εκατ. ευρώ για την παραμονή τοπικών μονάδων σε κατάσταση «ψυχρής εφεδρείας» με σκοπό την κάλυψη τυχόν έκτακτων αναγκών. Σε κάθε περίπτωση, το καθαρό όφελος για τους καταναλωτές θα υπερβαίνει τα 400 εκατ. ευρώ κάθε χρόνο, ακόμη και εφόσον ληφθούν υπόψη οι επιβαρύνσεις που υφίστανται από την απόσβεση των έργων διασύνδεσης της Κρήτης μέσω των Χρεώσεων Χρήσης Συστήματος στους λογαριασμούς ρεύματος.
      Περισσότερα...

        0

    7. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Κίνδυνος της Ελλάδας για παραποπή στο Ευρωδικαστήριο για την ενσωμάτωση της Οδηγίας RED III

      Engineer

      Με την οδηγία καθιερώνεται νομικά δεσμευτικός στόχος ώστε το μερίδιο της ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές να ανέλθει τουλάχιστον στο 42,5% της ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ενέργειας έως το 2030 - Σε ότι αφορά την επιτάχυνση των διαδικασιών αδειοδότησης, εισάγονται δεσμευτικές προθεσμίες
      Χρονικό περιθώριο δυο μηνών για την ενσωμάτωση στο ελληνικό δίκαιο της οδηγίας RED III, που αφορά την επιτάχυνση της εισαγωγής των ΑΠΕ στο ενεργειακό σύστημα των χωρών της ΕΕ, έχει το ελληνικό υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας.
      Χθες η Κομισιόν έστειλε στην Ελλάδα αλλά τη Γαλλία, την Ιταλία, την Κύπρο, την Ουγγαρία, τη Μάλτα, την Πολωνία και την Πορτογαλία αιτιολογημένη γνώμη για την ενσωμάτωση της οδηγίας στο εθνικό δίκαιο. Η αιτιολογημένη γνώμη είναι το πρώτο βήμα στη διαδικασία για την παραπομπή στο Ευρωπαϊκό Δικαστήριο και σύμφωνα με τους κανόνες της ΕΕ η Ελλάδα θα έπρεπε να έχει ενσωματώσει την οδηγία στο εθνικό δίκαιο ως τις 21 Μαΐου 2025.
      Η Οδηγία RED III είναι το επικαιροποιημένο πλαίσιο για την επιτάχυνση της πράσινης μετάβασης στην Ευρωπαϊκή Ένωση. Στο πλαίσιο αυτό περιλαμβάνει αναθεωρημένους και δεσμευτικούς στόχους. Συγκεκριμένα καθιερώνεται νομικά δεσμευτικός στόχος για το σύνολο της ΕΕ, ώστε το μερίδιο της ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές να ανέλθει τουλάχιστον στο 42,5% της ακαθάριστης τελικής κατανάλωσης ενέργειας έως το 2030. Η οδηγία θέτει επίσης έναν πρόσθετο, φιλόδοξο αλλά ενδεικτικό στόχο για προσέγγιση του 45%.
      Αναθεώρηση ΕΣΕΚ
      Τα κράτη μέλη οφείλουν να αναθεωρήσουν τα Εθνικά Σχέδια για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) ώστε να ευθυγραμμιστούν με αυτούς τους νέους, υψηλότερους στόχους.
      Σε ότι αφορά την επιτάχυνση των διαδικασιών αδειοδότησης, εισάγονται δεσμευτικές προθεσμίες αδειοδότησης των έργων, όπως :
      α) Ανώτατα χρονικά όρια για την έκδοση όλων των αδειών. Για παράδειγμα δυο έτη για νέα έργα σε «ζώνες επιτάχυνσης ΑΠΕ, τρία έτη για νέα έργα εκτός αυτών των ζωνών και ένα έτος για την ανανέωση (repowering) υφιστάμενων εγκαταστάσεων.
      β) Ζώνες Επιτάχυνσης ΑΠΕ (Renewables Acceleration Areas): Τα κράτη μέλη υποχρεούνται να καθορίσουν συγκεκριμένες περιοχές, κατάλληλες για την ταχεία ανάπτυξη συγκεκριμένων τεχνολογιών (π.χ., αιολική ή ηλιακή ενέργεια), όπου οι διαδικασίες θα είναι ταχύτερες και οι περιβαλλοντικές εκτιμήσεις απλουστευμένες.
      γ) Τεκμήριο Υπέρ του Δημοσίου Συμφέροντος: Τα έργα ΑΠΕ και οι σχετικές υποδομές αποθήκευσης και δικτύων θεωρούνται πλέον υπέρτατου δημοσίου συμφέροντος. Αυτό επιτρέπει να υπερισχύουν έναντι ορισμένων περιβαλλοντικών ανησυχιών κατά την εξισορρόπηση των έννομων συμφερόντων (εκτός από εξαιρετικές περιπτώσεις).
      Για την αντικατάσταση παλαιών σταθμών ΑΠΕ με νεότερους, πιο αποδοτικούς η οδηγία απλοποιεί περαιτέρω τη διαδικασία καθώς συχνά απαλλάσσει αυτά τα έργα από την υποχρέωση διενέργειας πλήρους περιβαλλοντικής εκτίμησης, υπό την προϋπόθεση ότι δεν αυξάνουν σημαντικά τον αντίκτυπο σε σύγκριση με την αρχική εγκατάσταση. Ο μέγιστος χρόνος για την αδειοδότηση είναι 12 μήνες.
      Προθεσμία αδειοδότησης
      Οι μικρές εγκαταστάσεις, ιδίως αυτές που τοποθετούνται σε τεχνητές επιφάνειες (π.χ. στέγες κτιρίων, χώροι στάθμευσης), αντιμετωπίζονται πιο ευνοϊκά. Συγκεκριμένα η μέγιστη προθεσμία για την αδειοδότηση του έργου είναι τρεις μήνες. Το μέτρο εφαρμόζεται σε φωτοβολταϊκά ισχύος έως 50 kW και η οδηγία εισάγει επίσης την έννοια της σιωπηρής συναίνεσης.
      Για τις αντλίες θερμότητας, που θεωρούνται κρίσιμες για την απανθρακοποίηση της θέρμανσης και ψύξης, έχουν προβλεφθεί επίσης ταχύτερες διαδικασίες και συγκεκριμένα μέγιστη προθεσμία ένας μήνας για μικρές αντλίες θερμότητας (ισχύος κάτω των 50 MW) και τρεις μήνες για τις μεγαλύτερες.
      Επίσης προβλέπονται υποχρεώσεις για τη βιομηχανία και άλλους βασικούς τομείς:
      Βιομηχανία: Τα κράτη μέλη πρέπει να διασφαλίσουν μια ετήσια αύξηση της χρήσης ανανεώσιμης ενέργειας στη βιομηχανία κατά τουλάχιστον 1,6%. Επιπλέον, εισάγονται δεσμευτικοί στόχοι για τα ανανεώσιμα καύσιμα μη βιολογικής προέλευσης (RFNBOs), όπως το πράσινο υδρογόνο, τα οποία πρέπει να καλύπτουν το 42% του υδρογόνου που χρησιμοποιείται στην ευρωπαϊκή βιομηχανία μέχρι το 2030.
      Μεταφορές: Η οδηγία δίνει στα κράτη μέλη τη δυνατότητα να επιλέξουν μεταξύ δύο στόχων, είτε μείωση της έντασης αερίων του θερμοκηπίου κατά 14,5% στον τομέα των μεταφορών μέσω της χρήσης ΑΠΕ, είτε επίτευξη μεριδίου ΑΠΕ 29% στην τελική κατανάλωση ενέργειας των μεταφορών.
      Θέρμανση και Ψύξη: Θεσπίζεται ένας ενδεικτικός στόχος για την αύξηση του μεριδίου των ΑΠΕ στον τομέα της θέρμανσης και ψύξης κατά 1,1 ποσοστιαία μονάδα ετησίως κατά μέσο όρο.
      Περισσότερα...

        0

    8. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Η επιρροή του Συστήματος Εμπορίας Δικαιωμάτων Εκπομπών στην τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος

      Engineer

      Ένας παράγοντας που επηρεάζει σημαντικά τις χονδρικές τιμές ρεύματος – και κατ’ επέκταση τις τιμές ρεύματος που πληρώνουν τα νοικοκυριά και οι επιχειρήσεις – είναι η τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων.
      Το λεγόμενο Σύστημα Εμπορίας Δικαιωμάτων Εκπομπών ή αλλιώς EU ETS είναι ο βασικός μηχανισμός της Ευρωπαϊκής Ένωσης για τη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου. Πρόκειται για μια αγορά “cap and trade”, δηλαδή ένα σύστημα στο οποίο η ΕΕ θέτει ένα ανώτατο όριο (cap) στην ποσότητα CO2 που επιτρέπεται να εκπέμψουν συγκεκριμένοι τομείς της οικονομίας, όπως η ηλεκτροπαραγωγή και η βαριά βιομηχανία. Κάθε επιχείρηση που υπάγεται στο σύστημα πρέπει να κατέχει δικαιώματα εκπομπής, δηλαδή να αγοράζει άδειες για κάθε τόνο CO2 που εκπέμπει.
      Οι παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας που χρησιμοποιούν φυσικό αέριο ή λιγνίτη επιβαρύνονται με το κόστος των δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων. Όσο πιο ψηλά είναι η τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών, τόσο πιο πολύ αυξάνεται το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Σε χώρες όπως η Ελλάδα, όπου η χονδρική τιμή ρεύματος καθορίζεται συνήθως από το φυσικό αέριο ή τον λιγνίτη, αυξημένη τιμή δικαιωμάτων εκπομπών, συχνά σημαίνει αυξημένη τιμή ρεύματος για τους καταναλωτές.
      Τα τελευταία δέκα χρόνια η τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών έχει αυξηθεί κατακόρυφα. Από περίπου 5,5 ευρώ/τόνο που βρισκόταν στις αρχές του 2016, έφτασε τα 105 ευρώ τον Μάρτιο του 2023. Ως προς το 2025, ενώ τον Απρίλιο η τιμή των δικαιωμάτων βρισκόταν στα 63 ευρώ/τόνο περίπου, πλέον έχει φτάσει σχεδόν τα 84 ευρώ/τόνο, με προοπτικές περαιτέρω ανόδου τους επόμενους μήνες. Σύμφωνα με το Montel, οι τιμές των δικαιωμάτων εκπομπών θα μπορούσαν να ξεπεράσουν τα 100 ευρώ ανά τόνο τους πρώτους μήνες του 2026.


      Είναι φυσικό πως το κόστος παραγωγής ρεύματος από μονάδες που καίνε λιγνίτη επηρεάζεται πολύ περισσότερο σε σχέση με μονάδες ηλεκτροπαραγωγής που καίνε φυσικό αέριο, αφού ο λιγνίτης είναι αρκετά πιο ρυπογόνος. Παρόλα αυτά, οι μονάδες που καίνε φυσικό αέριο επηρεάζονται κι αυτές σημαντικά από την τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών. Η Ελλάδα έχει καταφέρει σχεδόν να εξαλείψει την εξάρτησή της από τον λιγνίτη (αν και τον αξιοποιεί περισσότερο αυτό το διάστημα λόγω χειμώνα), όμως εξαρτάται σε σημαντικό βαθμό από το φυσικό αέριο για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ) δεν μπορούν να καλύψουν το σύνολο ή το συντριπτικά μεγαλύτερο μερίδιο του ελληνικού μείγματος ηλεκτροπαραγωγής, λόγω και της έλλειψης επαρκών υποδομών αποθήκευσης ενέργειας.
      Για κάθε άνοδο 10 ευρώ στην τιμή των δικαιωμάτων ρύπων, το κόστος παραγωγής των μονάδων φυσικού αερίου αυξάνεται κατά περίπου 4,5 έως 5 ευρώ ανά μεγαβατώρα. Αυτό οδηγεί σε αυξήσεις στη χονδρική αγορά ρεύματος. Ωστόσο, θα πρέπει να επισημανθεί πως η αύξηση της τιμής των δικαιωμάτων ρύπων αντισταθμίζεται σε κάποιο βαθμό από τις μειωμένες χονδρικές τιμές φυσικού αερίου στην Ευρώπη τους τελευταίους μήνες. Με άλλα λόγια, το μειωμένο χονδρικό κόστος του φυσικού αερίου «σώζει» κάπως, μέχρι στιγμής τουλάχιστον, τις τιμές ρεύματος από το αυξανόμενο κόστος των εκπομπών ρύπων. Βεβαίως, αν επαληθευτούν οι προβλέψεις και η τιμή των δικαιωμάτων εκπομπών συνεχίσει να αυξάνεται και ξεπεράσει τα 100 ευρώ/τόνο μέχρι το καλοκαίρι, τότε το κόστος παραγωγής ρεύματος θα αυξηθεί σημαντικά.
      Γιατί αυξάνονται οι τιμές των δικαιωμάτων εκπομπών ρύπων;
      Υπάρχουν διάφοροι παράγοντες που αυξάνουν τις τιμές αυτών των αδειών ρύπων. Ένας παράγοντας είναι η εποχικότητα. Οι χαμηλές θερμοκρασίες του χειμώνα και σε κάποιες περιπτώσεις η μειωμένη παραγωγή από ΑΠΕ, κάνουν αναγκαία την καύση μεγαλύτερων ποσοτήτων φυσικού αερίου ή λιγνίτη για την παραγωγή ρεύματος στην Ευρώπη. Κάθε μεγαβατώρα που παράγεται από ορυκτά καύσιμα πρέπει να συνοδεύεται από την αντίστοιχη «άδεια» ρύπανσης. Συνεπώς, ο ανταγωνισμός για την αγορά αδειών αυξάνεται, κάτι που ανεβάζει την τιμή τους. Άλλος παράγοντας είναι η κλιματική πολιτική της ΕΕ. Η Ένωση, βάσει της νομοθεσίας της, μειώνει σταδιακά τα δικαιώματα ρύπων που είναι διαθέσιμα στην αγορά, με σκοπό να δώσει κίνητρο στις επιχειρήσεις της να ρυπαίνουν λιγότερο και να στραφούν σε πιο καθαρές λύσεις. Σύμφωνα με το Montel, το ανώτατο όριο εκπομπών του EU ETS θα μειωθεί κατά 4,3% το επόμενο έτος, ενώ επιπλέον 27 εκατ. άδειες ρύπων θα αφαιρεθούν. Οι επενδυτές και οι ενεργειακές εταιρείες «διαβάζουν» αυτή τη στενότητα στην προσφορά και προχωρούν σε προληπτικές αγορές, ωθώντας τις τιμές προς τα πάνω.
      Τρίτος παράγοντας είναι η διεύρυνση των κλάδων που πρέπει να αγοράζουν τέτοιες άδειες. Σταδιακά εντάσσεται και η ευρωπαϊκή ναυτιλία στους τομείς που υποχρεούνται να αγοράζουν άδειες ρύπων. Το 2025 οι ναυτιλιακές εταιρείες θα πληρώσουν για το 40% των εκπομπών του 2024, το 2026 για το 70% των εκπομπών του 2025 και από το 2027 για το 100% των εκπομπών. Αυτό σημαίνει πως αναζητούν πλέον εκατομμύρια δικαιώματα εκπομπών για να καλύψουν τα ταξίδια των πλοίων τους, δημιουργώντας έναν νέο, ισχυρό αγοραστή που ανταγωνίζεται τις παραδοσιακές εταιρείες ηλεκτρισμού.
      Με άλλα λόγια, αυξάνεται ο ανταγωνισμός για άδειες ρύπων, ενώ οι διαθέσιμες άδειες μειώνονται. Αυτό οδηγεί σε αύξηση των τιμών τους και κατ’ επέκταση σε αύξηση κόστους παραγωγής για τις επιχειρήσεις, η οποία συχνά μεταφέρεται στους καταναλωτές. Σημαντικό πρόβλημα αντιμετωπίζουν και οι ευρωπαϊκές βιομηχανίες αλουμινίου, χάλυβα και τσιμέντου, που υπάγονται επίσης στο EU ETS. Η αύξηση της τιμής των δικαιωμάτων εκπομπών αυξάνει το κόστος παραγωγής τους και τις κάνει λιγότερο ανταγωνιστικές σε σχέση με εταιρείες που παράγουν εκτός Ευρώπης. Για να το αντιμετωπίσει αυτό η Ευρωπαϊκή Ένωση, σκοπεύει να εφαρμόσει από τον Ιανουάριο του 2026 τον λεγόμενο Μηχανισμό Συνοριακής Προσαρμογής Άνθρακα (CBAM), ο οποίος είναι ουσιαστικά ένας δασμός άνθρακα για τα εισαγόμενα προϊόντα από εταιρείες εκτός Ευρώπης. Το μέτρο αυτό έχει ως στόχο να προστατεύσει την ευρωπαϊκή βιομηχανία από τον αθέμιτο ανταγωνισμό, καθώς εταιρείες που παράγουν τα προϊόντα τους σε χώρες με χαλαρούς περιβαλλοντικούς κανονισμούς, έχουν οικονομικό πλεονέκτημα.
      Τέλος, αξίζει να επισημανθεί πως τα έσοδα από τα δικαιώματα ρύπων κατευθύνονται στους προϋπολογισμούς των κρατών μελών της ΕΕ. Στην Ελλάδα, μεγάλο μέρος αυτών των εσόδων καταλήγει στο Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης, ενώ συχνά μέρος των εσόδων επιστρέφεται στους καταναλωτές μέσω επιδοτήσεων όταν οι τιμές ρεύματος είναι πολύ υψηλές.
      Περισσότερα...

        0

    9. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Ηλεκτρισμός: Σε υψηλό 10ετίας οι ΑΠΕ το 2025 με 22,568 GWh στο δεκάμηνο

      Engineer

      Στην πρώτη θέση της ηλεκτροπαραγωγής βρέθηκαν οι ΑΠΕ τους πρώτους δέκα μήνες του 2025, με 22,568 GWh αθροιστικά και υψηλό δεκαετίας, σύμφωνα με ανάλυση του Green Tank.
      Οι ανανεώσιμες πηγές σημείωσαν αύξηση 5.5% σε σχέση με το αντίστοιχο διάστημα του 2024.
      Ακολούθησε το ορυκτό αέριο με 19,079 GWh , καταγράφοντας υψηλό και αύξηση 12.6% σε σχέση με τους πρώτους δέκα μήνες του 2024.
      Σε ιστορικά υψηλά επίπεδα βρέθηκαν και οι καθαρές εξαγωγές της χώρας, φτάνοντας τις 1,932 GWh για τους πρώτους δέκα μήνες του 2025, σχεδόν τριπλασιάζοντας την αντίστοιχη επίδοση του 2024 (752 GWh). Στην τρίτη θέση της ηλεκτροπαραγωγής μετά τις ΑΠΕ και το αέριο βρέθηκε το πετρέλαιο με 3,228 GWh.
      Ακολούθησαν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με 2,738 GWh, και τη χαμηλότερη παραγωγή δεκαμήνου της τελευταίας πενταετίας.
      Στην τελευταία θέση βρέθηκε ο λιγνίτης με 2,111 GWh και τη χαμηλότερη ιστορικά ηλεκτροπαραγωγή δεκαμήνου, 11.6% λιγότερο από το προηγούμενο ιστορικό χαμηλό του δεκαμήνου του 2024.
      Πρακτικά αμετάβλητη η ζήτηση
      Η εγχώρια ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας τους πρώτους δέκα μήνες του 2025 ήταν 47,807 GWh αθροιστικά, πολύ κοντά στα επίπεδα της αντίστοιχης περιόδου του 2024 (48,007 GWh, -0.4%). Ωστόσο, η εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή έφτασε τις 50,787 GWh, σημειώνοντας αύξηση 5.7% σε σχέση με το 2024 και ιστορικό υψηλό, γεγονός που σχετίζεται με το ιστορικό υψηλό των εξαγωγών για αυτό το διάστημα.
      Οι ΑΠΕ είχαν για άλλη μια φορά το μεγαλύτερο μερίδιο στην κάλυψη της ζήτησης με 47.2%, και ιστορικό υψηλό για τους πρώτους δέκα μήνες του έτους. Το ορυκτό αέριο ακολούθησε δεύτερο με 39.9% στην κάλυψη της ζήτησης και το μεγαλύτερο μερίδιο της τελευταίας δεκαετίας για το διάστημα των δέκα μηνών.
      Στην τρίτη θέση μετά τις ΑΠΕ και το αέριο, ήταν το πετρέλαιο που κάλυψε 6.8% της συνολικής ζήτησης και περισσότερο από 90% της ζήτησης στα μη διασυνδεδεμένα νησιά. Στις δύο τελευταίες θέσεις βρέθηκαν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με μερίδιο 5.7%, και ο λιγνίτης με μερίδιο 4.4%, το χαμηλότερο μερίδιο στην κάλυψη της ζήτησης για αυτό το διάστημα του έτους.
      Η σύγκριση με το 2024
      Συγκρίνοντας το διάστημα Ιανουάριος-Οκτώβριος του 2025 με το αντίστοιχο διάστημα του 2024, οι μεγαλύτερες μεταβολές σημειώθηκαν στο ισοζύγιο διασυνδέσεων και στο αέριο. Το αέριο αυξήθηκε αθροιστικά κατά 2,131 GWh, ενώ το ισοζύγιο διασυνδέσεων μετατοπίστηκε κατά 2,685 GWh προς τις καθαρές εξαγωγές.
      Οι ΑΠΕ παρουσίασαν αύξηση κατά 1,175 GWh για τους πρώτους δέκα μήνες, χάρη στην αυξημένη παραγωγή των φωτοβολταϊκών. Ενδεικτικά, η παραγωγή από φωτοβολταϊκά υψηλής τάσης αυτό το διάστημα έφτασε τις 3,900 GWh (+1,750 GWh από το 2024), ενώ η παραγωγή από αιολικά υψηλής τάσης μειώθηκε κατά 598 GWh, φτάνοντας τις 8,186 GWh για το δεκάμηνο.
      Τα μεγάλα υδροηλεκτρικά, ο λιγνίτης και το πετρέλαιο μειώθηκαν κατά 370 GWh, 278 GWh και κατά 174 GWh αντίστοιχα γι’ αυτό το διάστημα.
      Συμπερασματικά, φαίνεται ότι η αύξηση των ΑΠΕ αυτό το διάστημα ήταν υπεραρκετή για να αντισταθμίσει τη μείωση της παραγωγής από μεγάλα υδροηλεκτρικά, λιγνίτη και πετρέλαιο (-822 GWh αθροιστικά), ενώ ένα τμήμα της αύξησης της ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ διοχετεύτηκε στις γειτονικές χώρες. Ακόμα μεγαλύτερη ωστόσο ήταν η συνεισφορά της ηλεκτρικής ενέργειας από αέριο στις καθαρές εξαγωγές, καθώς η αύξηση του αερίου (2,131 GWh) αποτέλεσε το μεγαλύτερο τμήμα της μεταβολής του ισοζυγίου διασυνδέσεων (2,685 GWh).
      Ο Οκτώβριος
      Τον Οκτώβριο 2025, οι ΑΠΕ (κυρίως αιολικά και φωτοβολταϊκά) βρέθηκαν στην πρώτη θέση της ηλεκτροπαραγωγής με 1,896 GWh, παρά τη μείωση κατά 22.2% σε σχέση με τον Σεπτέμβριο και κατά 17.6% σε σχέση με τον περσινό Οκτώβριο. Το ορυκτό αέριο ήταν στη δεύτερη θέση και σε απόσταση αναπνοής από τις ΑΠΕ με 1,887 GWh. Σε σχέση με τον προηγούμενο μήνα είχε αύξηση 5.9%, ενώ σε σχέση με τον Οκτώβριο 2024 αυξήθηκε κατά 28.7%.
      Στην τρίτη θέση μετά το αέριο ήταν το πετρέλαιο με 286 GWh και 19.6% κάτω από τον Σεπτέμβριο. Ακολούθησαν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με 248 GWh και πτώση 13% σε σχέση με τον Σεπτέμβριο, αλλά αύξηση 39.2% συγκριτικά με τον περσινό Οκτώβριο. Ο λιγνίτης με 195 GWh σημείωσε αύξηση 88% σε σχέση με τον Σεπτέμβριο και είχε σχεδόν διπλάσια παραγωγή σε σχέση με τον περσινό Οκτώβριο (65 GWh). Το 63% της παραγωγής από λιγνίτη προήλθε από τον Άγιο Δημήτριο
      Η συνολική εγχώρια ζήτηση έπεσε στις 4,267 GWh, σε χαμηλό πενταμήνου αλλά σε επίπεδα συγκρίσιμα με αυτά του περσινού Οκτωβρίου. Ωστόσο σε σχέση με τον Σεπτέμβριο η εγχώρια ζήτηση μειώθηκε κατά 9.2%. Στο ισοζύγιο διασυνδέσεων, η Ελλάδα ήταν καθαρά εξαγωγική με 246 GWh για έκτο συνεχόμενο μήνα και για ένατο μήνα στους δέκα του 2025. Σε σχέση με τον προηγούμενο μήνα, οι εξαγωγές μειώθηκαν κατά 7.9%, ωστόσο, σε σχέση με τον περσινό Οκτώβριο υπερτετραπλασιάστηκαν (+336.8%).
      Η μέση τιμή στην χονδρεμπορική αγορά ενέργειας τον Οκτώβριο 2025 ανέβηκε κατά 21% σε σχέση με τον προηγούμενο μήνα φτάνοντας τα 112.3 €/MWh. Σε σχέση με τον περσινό Οκτώβριο η τιμή αυξήθηκε κατά 24.6%, αντικατοπτρίζοντας την αυξημένη παραγωγή από ορυκτά καύσιμα.
      Περισσότερα...

        0

    10. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Εκτός του στόχου συνδεσιμότητας η Ελλάδα το 2030 στον ηλεκτρισμό

      Engineer

      Παρόλο που η χώρα μας έχει γίνει πλέον καθαρός εξαγωγέας στο ηλεκτρικό ρεύμα στην περιοχή της ΝΑ Ευρώπης και προγραμματίζονται αρκετές νέες διασυνδέσεις, κινδυνεύει να χάσει τον ευρωπαϊκό στόχο συνδεσιμότητας για το 2030.
      Να σημειώσουμε ότι η ΕΕ έχει ζητήσει από τα κράτη-μέλη να διαθέτουν διασυνδέσεις ίσες με το 15% της παραγωγικής τους ισχύος ως τα τέλη της δεκαετίας. Ο στόχος έχει τεθεί προκειμένου να προχωρήσει η ενοποίηση της αγοράς της Ευρώπης και να απομακρυνθούν τα εμπόδια που προκαλούν διαφορετικές τιμές στο ηλεκτρικό ρεύμα από περιοχή σε περιοχή.
      Πρόκειται για έναν πήχη που αποδεικνύεται δύσκολος στην πράξη, καθώς 11 χώρες αναμένεται να μην τον πετύχουν. Σύμφωνα με σχετική ανάλυση που πραγματοποίησε το Ember, πρόκειται για τις Ελλάδα, Ρουμανία, Πορτογαλία, Ολλανδία, Γαλλία, Φινλανδία, Γερμανία, Πολωνία, Ισπανία, Ιταλία και Ιρλανδία. Αθροιστικά τα κράτη αυτά αντιστοιχούν στο 80% της ηλεκτροπαραγωγής της Ευρώπης.
      Όσον αφορά συγκεκριμένα την Ελλάδα, εντός της επόμενης πενταετίας προγραμματίζεται η αναβάθμιση της διασύνδεσης με τη Βουλγαρία, όπως και το καλώδιο με την Κύπρο, Great Sea Interconnector. Τα δύο αυτά έργα θα ανεβάσουν τον βαθμό συνδεσιμότητας από το 6% στο 9%, δηλαδή και πάλι η Ελλάδα θα υπολείπεται κατά 6 μονάδες από το στόχο.
      Πολύ διαφορετικά θα είναι τα πράγματα στην περίπτωση που υλοποιηθεί η μεγάλη διασύνδεση GREGY με την Αίγυπτο, αφού τότε θα βρεθούμε στο 22% ξεπερνώντας όσα ζητάει η ΕΕ.
      Πάντως, η εικόνα αυτή τη στιγμή είναι ότι ο Great Sea Interconnector δύσκολα θα ολοκληρωθεί πριν το 2030, δεδομένης της παράτασης που αποφάσισαν Αθήνα και Λευκωσία ώστε να προσελκύσουν νέους επενδυτές.
      Αντίστοιχα, ο GREGY έχει θέσει ως ημερομηνία ολοκλήρωσης το 2030 – 2031, άρα επίσης θεωρείται δύσκολο να είναι έτοιμος νωρίτερα. 
      Περισσότερα...

        0

    11. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Το 48,7% της ηλεκτροπαραγωγής με 1.985 GWh κάλυψαν οι θερμικές μονάδες τον Οκτώβριο

      Engineer

      Στο «φουλ» δούλεψαν οι θερμικές μονάδες τον Οκτώβριο καλύπτοντας το 48,7% της ηλεκτροπαραγωγής με υποχώρηση της παραγωγής των ΑΠΕ στο 45,3%.
      Σύμφωνα με το μηνιαίο δελτίο του ΑΔΜΗΕ, τον περασμένο μήνα η παραγωγή των συμβατικών μονάδων ανήλθε σε 1.985 γιγαβατώρες, με τις μονάδες αερίου να καλύπτουν το 43,9% (1.789 γιγαβατώρες) και τους λιγνίτες το 4,8% (195 γιγαβατώρες).
      Σημειώνεται ότι, τον περσινό Οκτώβριο, οι ΑΠΕ κάλυπταν το 58,7% της παραγωγής (2.284 γιγαβατώρες), με το μερίδιο των μονάδων ορυκτών καυσίμων να διαμορφώνεται αισθητά χαμηλότερα, στο 36,7%, με παραγωγή στις 1.430 γιγαβατώρες. Αυτό σημαίνει ότι, τον φετινό Οκτώβριο η παραγωγή των θερμικών μονάδων ήταν κατά 38,8% αυξημένη.
      Η μηνιαία ζήτηση παρέμεινε σχεδόν σταθερή σε ετήσια βάση, στις 3.832 γιγαβατώρες (έναντι 3.836 πέρυσι), ενώ η συνολική παραγωγή αυξήθηκε ελαφρώς κατά 4,76%, στις 4.078 γιγαβατώρες.
      Περισσότερα...

        1

    12. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Αλλαγές στις ΑΠΕ: Υποχρεωτικές μπαταρίες στα φωτοβολταϊκά συστήματα

      Engineer

      Ένα νέο τοπίο για τα φωτοβολταϊκά και τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας διαμορφώνει το νομοσχέδιο του ΥΠΕΝ που κατατέθηκε στη Βουλή και αφορά τις ρυθμίσεις για την αποθήκευση CO₂ και το υδρογόνο.
      Με κεντρικό άξονα τα άρθρα 55 και 56, διαμορφώνεται ένα νέο πλαίσιο όπου τα νέα φωτοβολταϊκά έργα δεν θα μπορούν πλέον να σταθούν χωρίς μπαταρία, ενώ δίνονται ουσιαστικές διευκολύνσεις σε έργα αποθήκευσης που έχουν επιλεγεί σε διαγωνισμούς αλλά έχουν «κολλήσει» σε δικαστικές εμπλοκές και θέματα σύνδεσης.
      Τέλος τα «σκέτα» φωτοβολταϊκά
      Η πιο ηχηρή αλλαγή είναι η υποχρεωτική συνύπαρξη φωτοβολταϊκού και αποθήκευσης για όλες τις νέες αιτήσεις που κατατίθενται στον ΔΕΔΔΗΕ. Κάθε νέος σταθμός ΑΠΕ στη χαμηλή και μέση τάση θα πρέπει να συνοδεύεται από σύστημα μπαταριών, διαμορφώνοντας ένα νέο μοντέλο ανάπτυξης όπου η αποθήκευση παύει να είναι «option» και γίνεται προϋπόθεση σύνδεσης.
      Ταυτόχρονα, το νομοσχέδιο ανοίγει την πόρτα και για τα υφιστάμενα φωτοβολταϊκά πάρκα. Πλέον, δίνεται η δυνατότητα προσθήκης συστημάτων αποθήκευσης χωρίς να ισχύει το ανώτατο όριο ισχύος μπαταρίας. Αυτό επιτρέπει σε λειτουργούντες σταθμούς να «αναβαθμίσουν» το προφίλ τους, αυξάνοντας τον βαθμό αξιοποίησης της παραγωγής τους και τη συμμετοχή τους στις αγορές, με πιο ευέλικτο προγραμματισμό.
      Ωστόσο, οι σταθμοί που συνδυάζουν παραγωγή και αποθήκευση θα αντιμετωπίζουν συγκεκριμένους περιορισμούς έγχυσης στο δίκτυο. Το πλαίσιο ορίζει πώς και πόση ενέργεια θα μπορούν να εξάγουν, ώστε να αποφεύγονται αιχμές και προβλήματα ευστάθειας, ειδικά σε περιοχές με υψηλή διείσδυση ΑΠΕ.
      Σειρά προτεραιότητας και εγγυητικές
      Με το άρθρο 56 καθορίζεται και ο τρόπος με τον οποίο ο Διαχειριστής του Δικτύου θα εξετάζει αιτήματα. Στην ίδια διαδικασία μπαίνουν τόσο οι σταθμοί που προσθέτουν μπαταρία, όσο και οι αμιγώς σταθμοί αποθήκευσης, με στόχο να υπάρχει σαφής σειρά προτεραιότητας και να περιοριστεί το περιθώριο ερμηνείας.
      Ρυθμίζεται επίσης το ύψος της εγγυητικής επιστολής που πρέπει να συνοδεύει τις αιτήσεις για Οριστική Προσφορά Σύνδεσης. Η στόχευση είναι να φιλτραριστούν τα μη ώριμα projects, χωρίς να μπλοκάρουν επενδύσεις με σοβαρή χρηματοοικονομική βάση.
      Ανάσα στα έργα αποθήκευσης με επιδότηση
      Σε ό,τι αφορά τα αυτόνομα έργα αποθήκευσης, το άρθρο 55 έρχεται να δώσει «χώρο» σε επενδύσεις που έχουν κερδίσει ενίσχυση σε διαγωνισμούς της ΡΑΑΕΥ, αλλά έχουν βρεθεί αντιμέτωπες με δικαστικές προσφυγές ή εξωγενείς καθυστερήσεις.
      Μεταξύ άλλων προβλέπονται αναστολή και παράταση των προθεσμιών για έργα με δικαστικές αποφάσεις αναστολής άδειας ή έγκρισης ή δυνατότητα αλλαγής θέσης εγκατάστασης, ώστε να μειωθεί το κόστος σύνδεσης και ο χρόνος υλοποίησης, χωρίς παράταση των συνολικών προθεσμιών.
      Επιπλέον, η ικανοποίηση των προθεσμιών μέσω Βεβαίωσης Ολοκλήρωσης Εργασιών, για έργα που συνδέονται σε Υποσταθμούς ή ΚΥΤ που κατασκευάζονται από τρίτους αλλά και η κατάργηση της μερικής κατάπτωσης εγγυητικών επιστολών για έργα αποθήκευσης που έχουν επιλεγεί σε διαγωνισμούς έως 30 Ιουνίου 2026 και δεν τήρησαν τις προθεσμίες.
      Τι σημαίνουν όλα αυτά για την αγορά
      Για την αγορά των ΑΠΕ, το νέο πλαίσιο φέρνει αλλαγές για την  επόμενη γενιά φωτοβολταϊκών, η οποία δεν θα μοιάζει με την προηγούμενη. Τα έργα θα σχεδιάζονται εξαρχής ως υβριδικά σχήματα παραγωγής–αποθήκευσης, με πιο σύνθετη τεχνική και χρηματοοικονομική δομή, αλλά και με μεγαλύτερη αξία για το σύστημα.
      Για τους επενδυτές, η εξίσωση παραμένει απαιτητική. Η υποχρεωτική αποθήκευση ανεβάζει μεν το αρχικό κόστος, την ίδια στιγμή όμως το νομοσχέδιο επιχειρεί να βάλει καθαρούς κανόνες, να μειώσει το ρίσκο από αβεβαιότητες και να ξεμπλοκάρει κρίσιμα έργα μπαταριών που θεωρούνται απαραίτητα για την επόμενη φάση ωρίμανσης της ελληνικής αγοράς ενέργειας.
      Περισσότερα...

        0

    13. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Οι στόχοι των χωρών για την αποθήκευση ενέργειας στην Ευρώπη

      Engineer

      Η Ευρώπη βρίσκεται σε καμπή ως προς την αποθήκευση ενέργειας, έχοντας πλέον φτάσει το ορόσημο των 100 GW εγκατεστημένης ή προγραμματισμένης ισχύος. Παρ’ όλα αυτά, η πολιτική βούληση δεν συμβαδίζει με την τεχνολογική πρόοδο: μόλις επτά χώρες της Ε.Ε. έχουν θέσει επίσημους στόχους αποθήκευσης στα εθνικά τους σχέδια ενέργειας και κλίματος, παρά το γεγονός ότι η ανάγκη για ευελιξία στο σύστημα γίνεται ολοένα πιο επιτακτική με την αύξηση των ανανεώσιμων πηγών.
      Η Ισπανία πρωταγωνιστεί, υιοθετώντας τον πιο φιλόδοξο στόχο στην Ευρώπη: 22 GW αποθήκευσης έως το 2030. Η χώρα δίνει έμφαση στις μπαταρίες μεγάλης κλίμακας ώστε να περιορίσει τη συχνή αχρήστευση των ΑΠΕ — ένα πρόβλημα που θα επιδεινώνεται όσο η ηλιακή και αιολική παραγωγή συνεχίζουν να αυξάνονται.
      Η Ιρλανδία εστιάζει σε μακράς διάρκειας αποθήκευση, σχεδιάζοντας πώς θα αξιοποιήσει την υπερπαραγωγή αιολικής ενέργειας και πώς θα περιορίσει την ανάγκη για φυσικό αέριο τις κρύες, άπνοες ημέρες του χειμώνα. Η στόχευση αυτή δείχνει μια νέα κατεύθυνση: ότι η αποθήκευση δεν πρέπει να υπηρετεί μόνο την καθημερινή εξομάλυνση της παραγωγής, αλλά και την εποχική ευελιξία.
      Στην Κεντρική και Ανατολική Ευρώπη, χώρες όπως η Κροατία, η Ουγγαρία, η Ρουμανία και η Λιθουανία έχουν επίσης θέσει (έστω πιο μετριοπαθείς) στόχους, ανοίγοντας τον δρόμο για περιφερειακή σύγκλιση.

      Η Ελλάδα έχει επίσης χαμηλούς στόχους σε αυτό το στάδιο. Το επικαιροποιημένο της σχέδιο περιλαμβάνει στόχο περίπου 4,3 GW αποθήκευσης έως το 2030, ενώ ήδη έχουν προχωρήσει διαγωνισμοί που αφορούν σχεδόν 1 GW νέων μπαταριών. Η χώρα διαθέτει σημαντικό δυναμικό λόγω της υψηλής ηλιοφάνειας και της ταχείας διείσδυσης αιολικών και φωτοβολταϊκών, όμως η πρόκληση είναι να μην επαναπαυθεί στο φυσικό αέριο ως «εύκολη» λύση ευελιξίας.
      Μέχρι τον Ιανουάριο του 2027, όλα τα κράτη-μέλη θα πρέπει να θεσπίσουν δεσμευτικούς στόχους. Το διακύβευμα είναι σαφές: αν οι νέοι στόχοι είναι υποτονικοί, η Ευρώπη κινδυνεύει να χάσει το παράθυρο για καθαρή, φθηνή και εγχώρια ενεργειακή ευελιξία.
      Πηγή: JRC
      Περισσότερα...

        0

    14. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΑΔΜΗΕ: Kρίσιμη η μελέτη επάρκειας - Νέες εκτιμήσεις για τα ΥΚΩ

      Engineer

      Τα λεγόμενα περί μηδενισμού των ΥΚΩ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης Κρήτης - Αττικής σε καμία περίπτωση δεν ισχύουν - Σήμερα με τη λειτουργία του της Μικρής Διασύνδεσης Κρήτης - Πελοποννήσου το κόστος των ΥΚΩ υπολογίζεται σε 370 εκατ. ευρώ Την μελέτη επάρκειας του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας αναμένει το σύνολο της αγοράς, αλλά και η πολιτική ηγεσία του ΥΠΕΝ, αφού από αυτή εξαρτώνται μια σειρά από κρίσιμες αποφάσεις. Με βάση τη μελέτη επάρκειας η πολιτική ηγεσία του ΥΠΕΝ θα κληθεί να αποφασίσει για το κατά πόσο το νέο ηλεκτρικό σύστημα στο οποίο συμμετέχουν με ποσοστό 50% οι ΑΠΕ έχει ανάγκη από την υιοθέτηση μηχανισμού αποζημίωσης της παροχής επάρκειας ισχύος και ευελιξίας, ενώ οι ενεργειακές εταιρίες θα λάβουν τις επενδυτικές αποφάσεις τους για το ποιες και πόσες νέες μονάδες φυσικού αερίου θα «χτίσουν».

      Η εκπόνηση μελέτης επάρκειας ισχύος αποτελεί έργο του ΑΔΜΗΕ ο οποίος έχει και την ευθύνη λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος της χώρας και καλείται να υποβάλει στη ΡΑΑΕΥ Μελέτη Επάρκειας Ισχύος για την περίοδο 2025-2035 η οποία στη συνέχεια θα τεθεί σε δημόσια διαβούλευση.
      Ωστόσο η εκπόνηση της συγκεκριμένης μελέτης καθυστερεί, γεγονός που σύμφωνα με κάποιες εκτιμήσεις οφείλεται στο ότι ο Διαχειριστής έχει αναθέσει το έργο σε εξωτερικό συνεργάτη και συγκεκριμένα στην εταιρία Grant Thorton με τη συνεργασία του Καθηγητή στο Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών του ΑΠΘ, Παντελή Μπίσκα.

      Η μελέτη καλείται να περιγράψει τις προϋποθέσεις για τη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Ελλάδας χωρίς κινδύνους επάρκειας για το διάστημα 2025-2035 και σε αυτό σημαντικό ρόλο, πέραν των ΑΠΕ, έχουν τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας.
      Ερωτηματικά για τη λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων
      Ωστόσο η απουσία της μελέτης προκαλεί μια σειρά από ερωτηματικά όπως για παράδειγμα τι θα γίνει με τη λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων του συγκροτήματος της ΔΕΗ στον Άγιο Δημήτριο.
      Όπως είναι γνωστό η ΔΕΗ στο πλαίσιο του προγράμματος πλήρους απολιγνιτοποίησης της παραγωγής της έως το τέλος του 2026 έχει προγραμματίσει έως το τέλος του 2025 να σβήσει τις τρεις μονάδες (3,4,5) του Αγίου Δημητρίου. Όμως ο ΑΔΜΗΕ εκτιμά ότι για λόγους επάρκειας αλλά και ευστάθειας του συστήματος απαιτείται η συνέχιση της λειτουργίας των τριών μονάδων έως το Σεπτέμβριο του 2026.
      Με δεδομένο ότι η ΔΕΗ επιχειρηματικά εκτιμά πως δεν την συμφέρει η συνέχιση της λειτουργίας του συγκροτήματος του Αγίου Δημητρίου, αφού έχει αυξηθεί το κόστος των δικαιωμάτων ρύπων, ζητεί να αποζημιώνεται για την υπηρεσία που παρέχει στο σύστημα. Αποζημίωση που δεν έχει οριστεί, ενώ σύμφωνα με εκτιμήσεις το κόστος της λιγνιτικής παραγωγής ρεύματος φθάνει στα 240 ευρώ/MWh.
      Εφεδρείες και πρόσθετο καλώδιο
      Ανάλογη είναι και η κατάσταση στην Κρήτη όπου στις 10 Δεκεμβρίου προγραμματίζεται να γίνουν από τον πρωθυπουργό Κυριάκο Μητσοτάκη τα επίσημα εγκαίνια της ηλεκτρικής διασύνδεσης Κρήτης- Αττικής. Η διπλή ηλεκτρική διασύνδεση ξεκίνησε τη δοκιμαστική λειτουργία της τον Αύγουστο του 2025 και το αμέσως επόμενο διάστημα αναμένεται και η εμπορική λειτουργία της.
      Η ΔΕΗ που λειτουργεί στο νησί πετρελαϊκούς σταθμούς, θα ήθελε την απόσυρση τους, πράγμα το οποίο δεν θα συμβεί αφού ο ΑΔΜΗΕ θεωρεί ότι για λόγους ασφάλειας εφοδιασμού οι σταθμοί θα πρέπει να τεθούν σε κατάσταση εφεδρείας. Η εγκατεστημένη ισχύς που διαθέτει η ΔΕΗ στην Κρήτη ανέρχεται σε 600 MW από τα οποία τα 100 MW αφορούν σε σταθμούς που καίνε μαζούτ και οι οποίοι θα σταματήσουν να λειτουργούν αφού χρειάζονται ειδική μεταχείριση (το μαζούτ πρέπει να ζεσταθεί για να λειτουργήσει).
      Θα παραμείνουν λοιπόν σε κατάσταση εφεδρείας, 500 MW (ή τουλάχιστον τόσα ζητάει ο ΑΔΜΗΕ) που αφορούν σε αεριοστροβιλικούς σταθμούς και σταθμούς ντίζελ. Όμως μέχρι στιγμής δεν έχει προσδιοριστεί από τον ΑΔΜΗΕ το ύψος της αποζημίωσης που θα λαμβάνει η ΔΕΗ για να διατηρεί σε εφεδρεία τους συγκεκριμένους σταθμούς.

      Πρέπει να σημειωθεί ότι το καλοκαίρι που πέρασε η ΔΕΗ ενοικίασε και λειτούργησε στην Κρήτη τον σταθμό ανοικτού κύκλου «ΗΡΩΝ 1» ισχύος 147 MW, στο πλαίσιο της συμφωνίας διετούς διάρκειας με τη ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ. Η συμφωνία προβλέπει και την προοπτική εξαγοράς της υποδομής.
      Κατά τη διάρκεια των καλοκαιριών μηνών (Ιούλιο και Αύγουστο) η ζήτηση της Κρήτης φθάνει στα 800 MW ξεπερνώντας τη δυναμικότητα του καλωδίου.
      Το γεγονός αυτό σημαίνει ότι οι μονάδες που βρίσκονται στο νησί θα πρέπει να είναι σε θέση να καλύψουν τις ανάγκες της ζήτησης και υπό κανονικές συνθήκες, δηλαδή όχι μόνο σε περίπτωση βλάβης του καλωδίου.

      Σύμφωνα με πρόχειρους υπολογισμούς το ετήσιο κόστος της διαθεσιμότητας των μονάδων της Κρήτης ανέρχεται σε 50-70 εκατ ευρώ. Αυτό σημαίνει ότι τα λεγόμενα περί μηδενισμού των ΥΚΩ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης Κρήτης - Αττικής σε καμία περίπτωση δεν ισχύουν. Σήμερα με τη λειτουργία του της Μικρής Διασύνδεσης Κρήτης - Πελοποννήσου το κόστος των ΥΚΩ υπολογίζεται σε 370 εκατ. ευρώ. Το ποσό αυτό αναμένεται να μειωθεί αλλά όχι να μηδενιστεί.
      Τέλος πρέπει να αναφερθεί ότι σύμφωνα με παράγοντες της αγοράς η αυξημένη ζήτηση της Κρήτης θέτει αυτονόητα στο τραπέζι τη συζήτηση για την πόντιση ενός ακόμη καλωδίου διασύνδεσης με την Κρήτη ώστε να καλυφθούν πλήρως οι ανάγκες του νησιού. Βεβαίως πρόκειται για ένα σχέδιο που δεν έχει συμπεριληφθεί στο αναπτυξιακό πρόγραμμα του ΑΔΜΗΕ ο οποίος φαίνεται ότι οδηγείται σε αύξηση μετοχικού κεφαλαίου της τάξης του 1 δις ευρώ.
      Πηνελόπη Μητρούλια
      Περισσότερα...

        0

    15. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΥΠΕΝ: Παράταση αδειών και προθεσμιών για σταθμούς ΑΠΕ – Νέες ρυθμίσεις για ηλεκτρικό χώρο και κατασκευή

      Engineer

      Δυνατότητα επιπλέον παράτασης στους σταθμούς Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) για δέσμευση ηλεκτρικού χώρου στο δίκτυο διανομής του ΔΕΔΔΗΕ και στο σύστημα μεταφοράς ρεύματος του ΑΔΜΗΕ αποφάσισε να δώσει το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ).
      Ειδικότερα, αφορά σταθμούς Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ) που διαθέτουν βεβαίωση παραγωγού ή βεβαίωση ειδικών έργων και για τους οποίους εξαντλείται η δυνατότητα παράτασης της διάρκειας ισχύος της άδειας εγκατάστασης. Επίσης, αφορά και εξαιρούμενους σταθμούς (σ.σ. εξαιρούνται από ορισμένες ρυθμιστικές υποχρεώσεις ή διαδικασίες αδειοδότησης, συνήθως λόγω του μικρού τους μεγέθους ή της περιορισμένης επίδρασής τους στο δίκτυο) για τους οποίους εξαντλείται η δυνατότητα παράτασης της διάρκειας ισχύος της οριστικής προσφοράς σύνδεσης.
      Για όλα αυτά τα έργα, το ΥΠΕΝ με νέα ρύθμιση, η οποία θα προωθηθεί άμεσα στη Βουλή (σ.σ. αφού ολοκληρωθεί η διαβούλευσή της την ερχόμενη Τετάρτη) παρατείνει τη διάρκεια ισχύος της άδειας εγκατάστασης και της οριστικής προσφοράς σύνδεσης:

      α) έως 12 μήνες για τους σταθμούς με βεβαίωση παραγωγού ή βεβαίωση ειδικών έργων και
      β) έως 8 μήνες για τους εξαιρούμενους σταθμούς, εφόσον καταβάλλουν Τέλος Παράτασης Εγκατάστασης και Δέσμευσης Ηλεκτρικού Χώρου, το οποίο ορίζεται σε 1.000 ευρώ ανά μεγαβάτ (MW) Μέγιστης Ισχύος Παραγωγής για κάθε μήνα παράτασης.
      Μάλιστα, στις περιπτώσεις αυτών των σταθμών των οποίων - όταν ισχύσει η ρύθμιση - θα έχει λήξει η διάρκεια ισχύος της άδειας εγκατάστασης ή της οριστικής προσφοράς σύνδεσης αντίστοιχα, και επιπλέον θα έχει εξαντληθεί η δυνατότητα παράτασής τους, θα μπορούν να αναβιώσουν την ισχύ τόσο της άδειας εγκατάστασης ή της οριστικής προσφοράς σύνδεσης, όσο και όλων των σχετικών αδειών ή εγκρίσεων που έχουν αυτοδίκαια παύσει. Έτσι θα μπορεί να παραταθεί η διάρκεια ισχύος τους χωρίς να προσμετράται το χρονικό διάστημα από την ημερομηνία λήξης έως και την ημερομηνία θέσης σε ισχύ της ρύθμισης, εφόσον οι ενδιαφερόμενοι καταβάλουν εντός 30 ημερών το Τέλος Παράτασης Εγκατάστασης και Δέσμευσης Ηλεκτρικού Χώρου.
      Σε περίπτωση που δεν υπάρχει διαθέσιμη θέση εγκατάστασης ή διαθέσιμος ηλεκτρικός χώρος, η αρμόδια αδειοδοτούσα αρχή ή ο αρμόδιος Διαχειριστής θα πρέπει να ενημερώνουν τον Διαχειριστή Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας και Εγγυήσεων Προέλευσης (ΔΑΠΠΕΠ) και το καταβληθέν τέλος θα πρέπει να επιστρέφεται στον ενδιαφερόμενο.
      Παράταση προθεσμιών ηλέκτρισης σταθμών ΑΠΕ με ταρίφα
      Παράλληλα, με άλλη ρύθμιση προτείνεται η επέκταση της δυνατότητας παράτασης από δώδεκα σε 24 μήνες για την ολοκλήρωση της κατασκευής των σταθμών ΑΠΕ που έχουν επιλεγεί μέσω ανταγωνιστικών διαδικασιών, με παράλληλη μείωση της τιμής αποζημίωσης που έχουν κερδίσει από την ανταγωνιστική διαδικασία ανάλογα με την τελική ημερομηνία ολοκλήρωσής τους.
      Ειδικότερα, προβλέπεται παράταση έως και 24 μήνες στις προθεσμίες για την ενεργοποίηση της σύνδεσης των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ που επιλέγονται για ένταξη σε καθεστώς στήριξης με τη μορφή λειτουργικής ενίσχυσης μέσω ανταγωνιστικών διαδικασιών, εφόσον τουλάχιστον έναν μήνα πριν από τη λήξη των προθεσμιών, οι κάτοχοι αυτών υποβάλλουν στη Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ), τις συμβάσεις που έχουν συναφθεί για την προμήθεια του κύριου εξοπλισμού του έργου. Στην περίπτωση υποβολής των συμβάσεων, η ΡΑΑΕΥ ενημερώνει τον κάτοχο για παράταση, την οποία κοινοποιεί στο ΥΠΕΝ, στον ΔΑΠΕΕΠ και στον αρμόδιο Διαχειριστή (ΔΕΔΔΗΕ ή ΑΔΜΗΕ).

      Αν ο σταθμός ΑΠΕ ενταχθεί στις ευνοϊκές νέες προβλέψεις για παράταση των προθεσμιών ενεργοποίησης, η Τιμή Αναφοράς που έχει κατοχυρωθεί για τον σταθμό θα απομειώνεται κατά ποσοστό 3% με παράλληλη παράταση των προθεσμιών για την ενεργοποίηση των σταθμών κατά τρεις μήνες. Αν η σύνδεση του σταθμού ΑΠΕ ενεργοποιηθεί από τον τέταρτο έως τον δωδέκατο μήνα, η Τιμή Αναφοράς θα απομειώνεται περαιτέρω κατά 1%, για κάθε μήνα παράτασης και αν ενεργοποιηθεί μετά τον δωδέκατο μήνα, η Τιμή Αναφοράς θα απομειώνεται περαιτέρω κατά 1% για κάθε εξάμηνο παράτασης.
      Περισσότερα...

        0

    16. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Τετραπλασιασμός της αγοράς ηλιακής ενέργειας μέσα στην επόμενη δεκαετία

      Engineer

      Η παγκόσμια αγορά ηλιακής ενέργειας, ενισχυμένη από την ανάγκη περιορισμού των εκπομπών άνθρακα, προβλέπεται να τετραπλασιάσει την αξία της την επόμενη δεκαετία, παρά τις συνεχιζόμενες προκλήσεις, σύμφωνα με νέα έκθεση της Allied Market Research.
      Η έκθεση εκτιμά ότι η αγορά αποτιμήθηκε σε 0,4 τρισ. δολάρια το 2024 και αναμένεται να φτάσει τα 1,6 τρισ. δολάρια έως το 2034. Η πρόβλεψη αυτή μεταφράζεται σε ετήσιο ρυθμό ανάπτυξης 15,2% για την περίοδο 2025–2034, με βασικούς μοχλούς την τεχνολογική εξέλιξη των φωτοβολταϊκών συστημάτων, τη συνεχή μείωση του κόστους εγκατάστασης και τις παγκόσμιες πολιτικές στήριξης.
      Με τη συμβολή της ηλιακής ενέργειας να φτάνει το 8% της παγκόσμιας παραγωγής ηλεκτρισμού τον Ιούλιο του 2025, η τεχνολογία καθιερώνεται ως οικονομικά αποδοτική και εναλλακτική έναντι των ορυκτών καυσίμων. Η άνοδος αυτή αναδεικνύει τον κρίσιμο ρόλο της στην ενεργειακή μετάβαση και στην ενίσχυση της ενεργειακής αυτονομίας των κρατών.
      Ωστόσο, η φύση της ηλιακής παραγωγής παραμένει μια σημαντική πρόκληση. Οι έντονες διακυμάνσεις που προκαλούνται από τις καιρικές συνθήκες, τις εποχικές αλλαγές και τον κύκλο ημέρας–νύχτας δυσκολεύουν τη συνεχή εξισορρόπηση του δικτύου. Περιοχές με μεγάλη διείσδυση ηλιακής ενέργειας, όπως η Καλιφόρνια και η Αυστραλία, έχουν δει τις τιμές χονδρικής να περνούν σε αρνητικό έδαφος λόγω υπερπροσφοράς, ενώ απότομες μειώσεις στην παραγωγή έχουν οδηγήσει σε πιέσεις στη σταθερότητα των δικτύων σε χώρες όπως η Ισπανία και η Πορτογαλία στις αρχές του 2025.
      Οι κυβερνήσεις διεθνώς αναπτύσσουν ρυθμιστικό πλαίσιο για τη διαχείριση και την ενίσχυση της ηλιακής ενέργειας, υιοθετώντας μηχανισμούς όπως τα Πρότυπα Χαρτοφυλακίου Ανανεώσιμων Πηγών (RPS), τα συστήματα εγγυημένων τιμών (FiT), τις επενδυτικές και παραγωγικές φορολογικές πιστώσεις (ITC και PTC), καθώς και τα Πιστοποιητικά Ανανεώσιμης Ενέργειας (REC). Παράλληλα, θεσπίζονται αυστηροί κανόνες διασύνδεσης με το δίκτυο για την αποφυγή αστάθειας.
      Ως σημαντική αναδυόμενη ευκαιρία αναδεικνύονται τα Φωτοβολταϊκά Ολοκληρωμένα σε Κτίρια (BIPV), τα οποία ενσωματώνονται σε δομικά στοιχεία όπως παράθυρα, στέγες και προσόψεις, επιτρέποντας παράλληλα τη στατική υποστήριξη και την παραγωγή ενέργειας. Η τεχνολογία αυτή είναι ιδιαίτερα χρήσιμη σε πολυώροφα και εμπορικά κτίρια όπου ο διαθέσιμος χώρος στη στέγη είναι περιορισμένος.
      Η συνολική εικόνα δείχνει ότι η αγορά ηλιακής ενέργειας βρίσκεται σε τροχιά ισχυρής ανάπτυξης, υποστηριζόμενη τόσο από τεχνολογικές καινοτομίες όσο και από ρυθμιστικές παρεμβάσεις. Η μελλοντική της πορεία θα εξαρτηθεί από την αποτελεσματική υλοποίηση λύσεων όπως η προηγμένη αποθήκευση ενέργειας και τα εξελιγμένα συστήματα διαχείρισης δικτύου, που μπορούν να αντιμετωπίσουν τις προκλήσεις που θέτει η εγγενής μεταβλητότητα της ηλιακής παραγωγής.
      Περισσότερα...

        0

    17. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Στα 8,3 λεπτά ανά κιλοβατώρα το συνολικό κόστος των ΑΠΕ στην Ελλάδα

      Engineer

      Το χαμηλό κόστος των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ) δεν μεταφράζεται μέχρι σήμερα σε μειωμένα τιμολόγια ρεύματος για τους καταναλωτές.
      Πάντως, τα στοιχεία δείχνουν ότι οι ΑΠΕ είναι αρκετά φθηνές στη χώρα μας. Συγκεκριμένα, μελέτη που είχε γίνει πέρυσι από το σύνδεσμο φωτοβολταϊκών ΣΠΕΦ, έδειξε ότι η συνολική αμοιβή όλων των ΑΠΕ, βρισκόταν στα 10,7 λεπτά ανά κιλοβατώρα.
      Αν αφαιρέσει κανείς το ειδικό τέλος ΕΤΜΕΑΡ, τότε το κόστος έφτανε τα 8,3 λεπτά.
       
      Σε αυτό περιλαμβάνονται όλα τα έργα εν λειτουργία: Οι παλιές ΑΠΕ που λαμβάνουν ταρίφες, αυτές που λειτουργούν με βάση σύμβαση διαφορικής προσαύξησης (CfD), όσες συμμετέχουν απευθείας στην αγορά, αλλά και τα φωτοβολταϊκά στέγης.
      Όπως ανέφερε πρόσφατα ο πρόεδρος του ΣΠΕΦ, Στέλιος Λουμάκης, σήμερα το συνολικό τους κόστος είναι ακόμα παρακάτω, διότι από πέρυσι μπήκαν νέα φθηνά φωτοβολταϊκά στο σύστημα.
      Στα παραπάνω να προσθέσουμε ότι το φετινό Σεπτέμβριο τα φωτοβολταϊκά αμείφθηκαν ιδιαίτερα χαμηλά, με 4,3 λεπτά την κιλοβατώρα, και τα αιολικά με 8,5 λεπτά, έναντι μιας τιμής χονδρικής στα 9,2 λεπτά, σύμφωνα με τα στοιχεία του ΔΑΠΕΕΠ.
      Την ίδια στιγμή, οι καταναλωτές λιανικής πληρώνουν για τα πράσινα τιμολόγια ρεύματος γύρω στα 15 λεπτά ανά κιλοβατώρα συν άλλα 1,2 λεπτά για το ΕΤΜΕΑΡ.
       
      «Οι ΑΠΕ είναι αυτές που θα μπορούσαν να οδηγήσουν τα ανταγωνιστικά τιμολόγια ρεύματος από τα 15 στα 10-11 λεπτά», εκτιμά ο κ. Λουμάκης.
      Παρόλο που κάτι τέτοιο δεν έχει συμβεί μέχρι τώρα, μέσα στα επόμενα χρόνια αναμένεται μια εξέλιξη που ενδεχομένως να βελτιώσει τα πράγματα: Σταδιακά τα πρώτα έργα ΑΠΕ που λαμβάνουν υψηλές ταρίφες θα φτάσουν στο τέλος τους μετά τα 20 χρόνια διάρκειας των συμβάσεων. Έτσι, καθώς οδεύουμε προς το 2030, οι συγκεκριμένες ακριβές μονάδες θα περάσουν σε άλλο καθεστώς και θα πάψουν να επιβαρύνουν τον καταναλωτή. Ως αποτέλεσμα, το κόστος των ίδιων των ΑΠΕ αναμένεται να υποχωρήσει περαιτέρω.
      Όμως, αιολικά και φωτοβολταϊκά είναι μονάχα ένα σκέλος της ευρύτερης εξίσωσης του κόστους που πληρώνει ο καταναλωτής για το ρεύμα. Οι ΑΠΕ επί της ουσίας κάνουν αυτό για το οποίο στηρίχθηκαν, δηλαδή να παράγουν ρεύμα έναντι χαμηλού κόστους.
      Ζητούμενο είναι να αντιμετωπιστούν τα υπόλοιπα σκέλη της εξίσωσης των λογαριασμών ρεύματος, που έχουν να κάνουν με τη λειτουργία της αγοράς χονδρικής, το κόστος εξισορρόπησης, τη συμμετοχή των μπαταριών στο σύστημα κτλ.
      Περισσότερα...

        0

    18. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Standalone μπαταρίες: Ξεπέρασαν τις 700 οι αιτήσεις στην πρόσκληση του ΥΠΕΝ για ηλεκτρικό χώρο 4.700 MW

      Engineer

      Ρεκόρ επενδυτικού ενδιαφέροντος σημειώθηκε για τις standalone μπαταρίες καθώς, σύμφωνα με πληροφορίες, περισσότερα από 700 αιτήματα υποβλήθηκαν στην πρόσκληση του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας για χορήγηση Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης.
      Το άνοιγμα των προσφορών ολοκληρώθηκε χθες και η συμμετοχή ξεπέρασε κάθε προσδοκία, με παρουσία όλων των μεγάλων ενεργειακών ομίλων – μεταξύ των οποίων: ΔΕΗ, ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή, METLEN, HELLENiQ ENERGY, MOTOR OIL και FARIA RENEWABLES.
      Το ενδιαφέρον εκδηλώθηκε τόσο για συνδέσεις στο δίκτυο διανομής όσο και στο ΕΣΜΗΕ, με τον συνολικό διαθέσιμο «ηλεκτρικό χώρο» να ανέρχεται σε 4.700 MW. Η συζήτηση επικεντρώνεται πλέον στη δυνατότητα τήρησης των προθεσμιών και στην επιχειρησιακή επάρκεια της επιτροπής αξιολόγησης να «σηκώσει» τον όγκο των φακέλων χωρίς καθυστερήσεις. Υπενθυμίζεται ότι, μετά τη χορήγηση της οριστικής προσφοράς σύνδεσης, προβλέπεται προθεσμία τριών μηνών για την κατάθεση Εγγυητικής Επιστολής Καλής Εκτέλεσης και Λειτουργίας.
      Μάλιστα, σύμφωνα με τις ίδιες πηγές, λόγω της «βροχής» αιτημάτων, η διαδικασία δεν κύλησε χωρίς απρόοπτα. Το ηλεκτρονικό ταχυδρομείο του ΥΠΕΝ φέρεται να δέχθηκε υπερφόρτωση, προκαλώντας σύγχυση μεταξύ ενδιαφερομένων και αποστολές πολλαπλών emails, ακόμη και για τα ίδια έργα.
      Επόμενο βήμα είναι η έκδοση υπουργικής απόφασης που θα καθορίσει τη σειρά προτεραιότητας τελικής εξέτασης των αιτήσεων που πληρούν τα κριτήρια.
      Ο τρέχων κύκλος αφορά merchant, αυτόνομες μπαταρίες με αμιγώς εμπορικούς όρους – χωρίς ταρίφες – με βασικό κίνητρο την προτεραιοποίηση στην κατακύρωση δυναμικότητας. Στόχος είναι να προστεθούν στο σύστημα ως 4,6 GW αποθήκευσης, με το συνολικό όριο των 4.700 MW να κατανέμεται σε 3.800 MW έργων που θα συνδεθούν στο ΕΣΜΗΕ (με ισχύ έως 10 MW ανά μονάδα) και 900 MW στο δίκτυο διανομής (μικρότερης ισχύος ανά έργο). Από τη Δευτέρα αναμένεται να ανοίξουν οι φάκελοι, ώστε να υπάρξει καθαρή εικόνα για την ισχύ που αντιστοιχεί στα αιτήματα.
      Η αξιολόγηση θα πραγματοποιηθεί από τη Διεύθυνση Ηλεκτρικής Ενέργειας του ΥΠΕΝ σε συνεργασία με τους Διαχειριστές, βάσει προκαθορισμένων κριτηρίων όπως η γεωγραφική θέση, το σημείο σύνδεσης και η κατηγορία έργου. Ιδιαίτερη βαρύτητα δίνεται στη χωροθέτηση, ώστε να προκρίνονται λύσεις που αντιμετωπίζουν κορεσμούς και εξυπηρετούν περιοχές με υψηλή διείσδυση ΑΠΕ.
      Οι όροι της πρόσκλησης
      Στους όρους της πρόσκλησης περιλαμβάνεται πλαφόν αντισυγκέντρωσης, δηλαδή κανένα φυσικό ή νομικό πρόσωπο δεν μπορεί να διαθέτει σε λειτουργία μπαταρίες συνολικής ισχύος άνω των 500 MW.
      Παράλληλα, κάθε επενδυτής δύναται να καταθέσει αιτήσεις πάνω από το επίπεδο των 250 MW, με την υποχρέωση στη συνέχεια να επιλέξει –μέσα από τις λίστες προτεραιότητας– ποιες υποψήφιες μονάδες θα αποσύρει για να τηρηθεί το πλαφόν.
      Ως προς τα χρονικά ορόσημα, τα έργα οφείλουν να υποβάλουν «δήλωση ετοιμότητας» περίπου 14–18 μήνες μετά την οριστική προσφορά σύνδεσης. Το κόστος των εγγυητικών επιστολών ορίζεται, ενδεικτικά, στα 200.000 €/MW για έργα στο δίκτυο του ΑΔΜΗΕ και περίπου 50.000 €/MW για το δίκτυο του ΔΕΔΔΗΕ. Παράλληλα, προβλέπεται κατηγοριοποίηση έργων ανά ισχύ (π.χ. Α, Β, Γ, Δ) με αντίστοιχες προϋποθέσεις.
      Η πρόσφατη τροποποιητική υπουργική απόφαση εισάγει πρόσθετες δικλίδες ώστε να προχωρήσουν τα έργα που θα υπαχθούν στο μέτρο. Μέσω μεταβατικών διατάξεων, εξαιρούνται από την παράταση έως 31 Οκτωβρίου οι standalone μπαταρίες για τις οποίες έχουν υποβληθεί ή θα υποβληθούν αιτήσεις στη ΡΑΑΕΥ για Άδεια Αποθήκευσης μετά την 11η Ιουνίου 2025 και μέχρι την 31η Οκτωβρίου 2025· πρακτικά, δυνατότητα ένταξης εντός του χρόνου της παράτασης έχουν όσοι διαθέτουν πρόσφατα εκδοθείσες άδειες (με αιτήσεις μετά τον κύκλο Ιουνίου). Επιπλέον, αν δεν καλυφθεί το περιφερειακό πλαφόν δυναμικότητας, το υπόλοιπο μπορεί να μεταφερθεί σε άλλη περιοχή, ώστε να μεγιστοποιηθεί η αξιοποίηση του μέτρου. Για κάθε ομάδα έργων θα δημιουργηθεί ξεχωριστή λίστα προτεραιοτήτων, με συνολική ισχύ διπλάσια του επιμέρους πλαφόν, προς ενίσχυση του ανταγωνισμού.
      Σημαντική αλλαγή αποτελεί και η επιβολή «πέναλτι» στην εγγυητική επιστολή αν επενδυτής αποσύρει αίτηση μετά την ένταξη στη λίστα προτεραιότητας και πριν από τη χορήγηση οριστικής προσφοράς σύνδεσης: σε αυτή την περίπτωση καταπίπτει το 25% υπέρ του ΕΛΑΠΕ, με εξαίρεση τις αποσύρσεις που γίνονται για συμμόρφωση με τα όρια αντισυγκέντρωσης. Μετά τη χορήγηση της οριστικής προσφοράς, οι επενδυτές έχουν τρεις μήνες για να καταθέσουν την Εγγυητική Καλής Εκτέλεσης και Λειτουργίας· διαφορετικά, καταπίπτει εξ ολοκλήρου η αρχική εγγυητική που είχε υποβληθεί με την αίτηση.
      Η εικόνα που διαμορφώνεται, με εκατοντάδες αιτήματα και αυστηρό πλαίσιο υλοποίησης, δείχνει ότι η αποθήκευση εισέρχεται σε μια νέα φάση. Το ζητούμενο από εδώ και πέρα είναι η ταχύτητα και η συνέπεια στην εφαρμογή, ώστε ο φιλόδοξος στόχος προσθήκης νέας ισχύος έως 4,6 GW να μετατραπεί σε πραγματικές μπαταρίες που θα στηρίξουν τη λειτουργία του συστήματος και θα απελευθερώσουν χώρο για περισσότερη πράσινη ενέργεια.
      Περισσότερα...

        0

    19. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Εγκρίθηκαν οι περιβαλλοντικοί όροι της Εγνατίας ΕΚ.Α. για την ενοποίηση των φωτοβολταϊκών σταθμών ισχύος 212,87MW

      Engineer

      Τα έργα που  έχουν εγκριθεί περιβαλλοντικά  πήραν το «πράσινο φως» για την κατασκευή και λειτουργία τους πλέον ως ένα μεγάλο ενιαίο έργο -Πρόκειται για ένα φωτοβολταϊκό πάρκο  συνολικής ισχύος 212,867 MW (από 236,731 MW αρχικώς) το οποίο αποτελείται από 9 φωτοβολταϊκούς σταθμούς
      Την ίδια ώρα που διάφοροι επενδυτές προσπαθούν να περάσουν κάτω από το ραντάρ του περιβαλλοντικού ελέγχου, η M Renewables του ομίλου Metlen ακολουθεί τελείως διαφορετικό δρόμο. Ειδικότερα, μόλις χθες εγκρίθηκε από την αρμόδια Διεύθυνση Περιβαλλοντικής Αδειοδότησης του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ)  η τροποποίηση και κωδικοποίηση των περιβαλλοντικών όρων σειράς έργων από το χαρτοφυλάκιο της Εγνατίας που είχε εξαγοραστεί παλαιότερα. 
      Έτσι, τα έργα που  έχουν εγκριθεί περιβαλλοντικά πήραν το «πράσινο φως» για την κατασκευή και λειτουργία τους πλέον ως ένα μεγάλο ενιαίο έργο. 
      Ειδικότερα, πρόκειται για ένα φωτοβολταϊκό πάρκο συνολικής ισχύος 212,867 MW (από 236,731 MW αρχικώς) το οποίο αποτελείται από 9 φωτοβολταϊκούς σταθμούς. 
      Πρόκειται για έργα 11,27 MW «Μπαλλαίικα 1», 17,82 MW «Μπαλλαίικα 6», 3,229 MW «Μπαλλαίικα 7», 39,958 MW «Μπαλλαίικα 8», 30,724 MW «Μπαλλαίικα 9», 24,054 MW «Μπαλλαίικα 13»,  39,183 MW «Μπαλλαίικα 15», 17,654 MW «Μπαλλαίικα 29» και 28,975 MW «Μπαλλαίικα 38» τα οποία βρίσκονται  στους Δήμους Χαλκηδόνος και Ωραιοκάστρου, στην περιφερειακή ενότητα  Θεσσαλονίκης της Περιφέρειας Κεντρικής Μακεδονίας και ανήκουν στην εταιρεία «ΕΓΝΑΤΙΑ ΕΚ.Α. ΜΟΝΟΠΡΟΣΩΠΗ Α.Ε.».
      Στο έργο περιλαμβάνεται και ένα Κέντρο Υπερυψηλής Τάσης 33/400 kV καθώς και μια  εναέρια Γραμμή Μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας 400 kV. Η  διασύνδεση του έργου με το Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) θα γίνει μέσω υπόγειων γραμμών μέσης τάσης (ΜΤ) 33KV μήκους περίπου 30 χλμ,, από το Φωτοβολταϊκό  Σταθμό  Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας  στο ΚΥΤ «Μπαλαίικα» 33/400 kV, και  μέσω εναέριας Γραμμής Μεταφοράς  400kV μήκους περίπου 7.554 χλμ., από το ΚΥΤ «Μπαλαίικα» 33/400 kV στο υφιστάμενο σύστημα «ΚΥΤ Θεσσαλονίκης – ΚΥT Λαγκαδά». 
      Υποδομές και σταθμός
      Για την πρόσβαση στη θέση του έργου θα χρησιμοποιηθεί το υφιστάμενο οδικό δίκτυο. Καμία νέα διάνοιξη δρόμου και άλλων έργων υποδομής δεν θα απαιτηθούν. Όσον αφορά στο οδικό δίκτυο περιμετρικά των γεωτεμαχίων τα οποία οριοθετούν την περιοχή επέμβασης, υφίστανται ήδη χωματόδρομοι, αγροτικές οδοί μεταβλητού πλάτους καθώς και ασφαλτοστρωμένο πρωτεύον επαρχιακό οδικό δίκτυο, το οποίο εν συνεχεία συνδέεται με το εθνικό οδικό δίκτυο. Η υπάρχουσα υποδομή θα εξυπηρετεί πλήρως το έργο και δεν απαιτούνται επιπλέον παρεμβάσεις, άρα δεν θα υπάρξει περιβαλλοντική επιβάρυνση.
      Συνοπτικά, ο φωτοβολταϊκός σταθμός θα αποτελείται από τα παρακάτω βασικά μέρη:
      345.044 φωτοβολταϊκά πλαίσια. 44 αντιστροφείς στοιχειοσειράς DC/AC (String Invertes). Βάσεις στήριξης φωτοβολταϊκών πλαισίων. 44  Μετασχηματιστές ανύψωσης τάσης ΧΤ/ΜΤ. 44 Ενιαία (compact) προπαρασκευασμένα συγκροτήματα Οικίσκων – Σταθμών Παραγωγής (συγκροτήματα Πεδίων ΧΤ / Μετασχηματιστών ΜΤ / Πεδίων ΜΤ). Γειώσεις και καλώδια DC (συνεχούς ρεύματος)  και AC (εναλλασσόμενου ρεύματος). 8 Τερματικοί Σταθμοί MT εντός ορίων γηπέδων του έργου. Κατασκευή έργων οδικής διασύνδεσης τα οποία περιλαμβάνουν την κατασκευή εσωτερικών διαδρόμων προσπέλασης της εγκατάστασης. Εγκατάσταση συστήματος γείωσης για όλους τους σκοπούς (λειτουργίας, προστασίας από σφάλματα και αντικεραυνικής προστασίας). Κατασκευή περίφραξης του έργου. Εκσκαφή ορυγμάτων για καλώδια και γειώσεις. Επανεπίχωση ορυγμάτων με υλικά λατομείου και προϊόντων εκσκαφής. Επίσης, τα έργα περιλαμβάνονται εγκαταστάσεις σύστηματος ασφαλείας και φύλαξης, συνοδά έργα ηλεκτρικής διασύνδεσης του πάρκου  κ.ά. 
      Περισσότερα...

        0

    20. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Eurostat: Ρεκόρ αύξησης στο ενεργειακό κόστος επιχειρήσεων στην Ελλάδα

      Engineer

      Οι τιμές του ηλεκτρικού ρεύματος για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 κράτη-μέλη της Ε.Ε., μειώθηκαν σε 13 και παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. - Η μεγαλύτερη αύξηση ήταν στο Λουξεμβούργο (31%), ενώ η μεγαλύτερη μείωση στη Σλοβενία (-13%) - Η Γερμανία είχε τις υψηλότερες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, στα 38,35 € ανά 100 kWh, ακολουθούμενη από το Βέλγιο (35,71 €) και τη Δανία (34,85 €). - Στην Ελλάδα η τιμή για τα νοικοκυριά διαμορφώθηκε κοντά στον μέσο όρο στα 27,85 ευρώ/100 KWH.  Την ώρα που το σχέδιο του ΣΕΒ για κρατική παρέμβαση στο ενεργειακό κόστος των επιχειρήσεων παραμένει σε εκκρεμότητα, τα νέα στοιχεία της Eurostat έρχονται να επιβεβαιώσουν τους φόβους της αγοράς: η Ελλάδα καταγράφει τη μεγαλύτερη αύξηση στην τιμή ηλεκτρικού ρεύματος για επαγγελματικά τιμολόγια σε όλη την Ευρωπαϊκή Ένωση.
      Σύμφωνα με την ευρωπαϊκή στατιστική υπηρεσία, το πρώτο εξάμηνο του 2025 η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για τους μη οικιακούς καταναλωτές αυξήθηκε στη χώρα μας κατά 26,9%, το υψηλότερο ποσοστό μεταξύ των 27 κρατών-μελών. Την Ελλάδα ακολούθησαν η Δανία με αύξηση 17,2% και η Πορτογαλία με 15,1%. Στον αντίποδα, Λουξεμβούργο (-13,3%), Σλοβενία (-9,9%) και Γαλλία (-9%) κατέγραψαν σημαντικές μειώσεις.
      Για τους μη οικιακούς καταναλωτές, η μέση αύξηση σε επίπεδο Ε.Ε. ήταν 0,9% σε σύγκριση με το πρώτο εξάμηνο του 2024, αλλά 2% χαμηλότερη από το δεύτερο εξάμηνο του ίδιου έτους.
      Συνολικά, αυξήσεις σημειώθηκαν σε 11 χώρες της Ε.Ε., μειώσεις σε 12, ενώ σε 4 οι τιμές παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες.


       
      Οι μη οικιακοί καταναλωτές ορίζονται ως οι μεσαίου μεγέθους καταναλωτές με ετήσια κατανάλωση μεταξύ 500 MWh (Μεγαβατώρες) και 2.000 MWh. Γι αυτούς οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025 ήταν υψηλότερες στην Ιρλανδία (0,2726 € ανά KWh) και την Ιταλία (0,2336 € ανά KWh). Οι χαμηλότερες τιμές παρατηρήθηκαν στη Φινλανδία (0,0804 € ανά KWh) και τη Σουηδία (0,0964 € ανά KWh). Η μέση τιμή στην ΕΕ κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025 ήταν 0,1902 € ανά KWh. 
      Οι τιμές για τους μη οικιακούς καταναλωτές περιλαμβάνουν το κόστος παραγωγής, προμήθειας, δικτύου και όλους τους μη επιστρεφόμενους φόρους και επιβαρύνσεις, όπως ορίζει ο Κανονισμός (ΕΕ) 2016/1952, που καθιστά υποχρεωτική τη συλλογή και δημοσιοποίηση στοιχείων για τις τιμές ηλεκτρικής ενέργειας σε οικιακούς και επαγγελματικούς χρήστες. Μέχρι το 2016 οι μη οικιακοί καταναλωτές θεωρούνταν μόνο «βιομηχανικοί», όμως η νέα μεθοδολογία περιλαμβάνει και άλλους επαγγελματικούς κλάδους.


      Οι τιμές στα νοικοκυριά
      Κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, η μέση τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για τα νοικοκυριά στην ΕΕ παρέμεινε σε μεγάλο βαθμό σταθερή στα 28,72 € ανά 100 kWh, με μείωση -0,5% από 28,87 € που ήταν  το δεύτερο εξάμηνο του 2024. Αυτό συνεχίζει την περίοδο σταθερότητας των τιμών, αν και οι τιμές εξακολουθούν να είναι πολύ υψηλότερες από τα επίπεδα πριν από την ενεργειακή κρίση του 2022.
      Το μερίδιο των φόρων και των εισφορών στους λογαριασμούς ηλεκτρικής ενέργειας αυξήθηκε από 24,7% το δεύτερο εξάμηνο του 2024 σε 27,6% το πρώτο εξάμηνο του 2025. Ως αποτέλεσμα, η μείωση των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας προ φόρων δεν έχει ακόμη αντικατοπτριστεί στις τελικές τιμές για τους καταναλωτές.
      Σύμφωνα με τα στοιχεία, οι τιμές του ηλεκτρικού ρεύματος για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 κράτη-μέλη της Ε.Ε., μειώθηκαν σε 13 και παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. Η μεγαλύτερη αύξηση παρατηρήθηκε στο Λουξεμβούργο (31%), ενώ η μεγαλύτερη μείωση στη Σλοβενία (-13%). Οι τιμές για τους μη οικιακούς καταναλωτές αυξήθηκαν κατά 0,9% στο πρώτο εξάμηνο του 2025 σε σχέση με το ίδιο διάστημα του 2024, αλλά μειώθηκαν κατά 2% σε σχέση με το δεύτερο εξάμηνο του 2024.
      Η Γερμανία ανέφερε τις υψηλότερες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, στα 38,35 € ανά 100 kWh, ακολουθούμενη από το Βέλγιο (35,71 €) και τη Δανία (34,85 €). Στην Ελλάδα η τιμή για τα νοικοκυριά διαμορφώθηκε κοντά στον μέσο όρο στα 27,85 ευρώ/100 KWH.
      Αντίθετα, οι χαμηλότερες τιμές καταγράφηκαν στην Ουγγαρία (10,40 €), τη Μάλτα (12,44 €) και τη Βουλγαρία (13,00 €).



      Σε σύγκριση με το πρώτο εξάμηνο του 2024, σημειώθηκαν σημαντικές αυξήσεις τιμών στο Λουξεμβούργο (+31,3%), την Ιρλανδία (+25,9%) και την Πολωνία (+20,0%). Εν τω μεταξύ, οι μεγαλύτερες μειώσεις τιμών καταγράφηκαν στη Σλοβενία (-13,1%), τη Φινλανδία (-9,8%) και την Κύπρο (-9,5%).
      Εκφρασμένες σε μονάδες αγοραστικής δύναμης (ΜΑΔ), οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας ήταν οι υψηλότερες για τα νοικοκυριά στην Τσεχία (39,16), την Πολωνία (34,96) και την Ιταλία (34,40). Οι χαμηλότερες τιμές με βάση τα PPS παρατηρήθηκαν στη Μάλτα (13,68), την Ουγγαρία (15,01) και τη Φινλανδία (18,70).
      Σε πανευρωπαϊκό επίπεδο, οι τιμές για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 χώρες, μειώθηκαν σε 13 και έμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. Το Λουξεμβούργο κατέγραψε τη μεγαλύτερη αύξηση (31%), ενώ η Σλοβενία είχε τη μεγαλύτερη μείωση (-13%).
      Σταθεροποίηση μετά την ενεργειακή κρίση
      Η γενική εικόνα που προκύπτει από τα στοιχεία της Eurostat είναι ότι η Ευρώπη περνά πλέον σε φάση σταδιακής σταθεροποίησης μετά την πρωτοφανή ενεργειακή κρίση του 2021–2022. Οι τιμές για τα νοικοκυριά δείχνουν μικρές μειώσεις, ενώ για τις επιχειρήσεις επικρατεί μια ισορροπία μεταξύ ήπιων αυξήσεων και μειώσεων, ανάλογα με την εθνική πολιτική κάθε χώρας.
      Τα στοιχεία αναδεικνύουν παράλληλα τη μεγάλη επιρροή της φορολογίας, των επιδοτήσεων και των κρατικών παρεμβάσεων στη διαμόρφωση των τελικών τιμών. Όπως σημειώνεται, η τιμή της ενέργειας εξαρτάται από ένα ευρύ φάσμα παραγόντων: τη γεωπολιτική κατάσταση, το ενεργειακό μείγμα κάθε χώρας, την εξάρτηση από εισαγωγές, το κόστος δικτύου, τις περιβαλλοντικές επιβαρύνσεις, ακόμη και τις καιρικές συνθήκες. 
      Η Eurostat υπενθυμίζει ότι η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας χωρίς φόρους —δηλαδή το καθαρό κόστος ενέργειας, προμήθειας και δικτύου— παρέμεινε σχεδόν σταθερή την περίοδο 2016–2020. Από το 2022 όμως σημείωσε εκρηκτική άνοδο, φτάνοντας στα 0,2385 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2023. Έκτοτε, ακολούθησε σταδιακή αποκλιμάκωση, με 0,2244 €/KWh στο δεύτερο εξάμηνο του 2023 και 0,2079 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2025. Παρότι η τιμή υποχώρησε, παραμένει πάνω από τα προ κρίσης επίπεδα.
      Οι τιμές με φόρους για τα νοικοκυριά αυξάνονται σταθερά μετά το 2021, με εξαίρεση μια μικρή πτώση στο δεύτερο εξάμηνο του 2023. Το υψηλότερο σημείο καταγράφηκε το πρώτο εξάμηνο του 2024 στα 0,2916 €/KWh, για να ακολουθήσει μια μικρή πτώση στα 0,2872 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2025.
      Οι μεγαλύτερες αυξήσεις στα νοικοκυριά σημειώθηκαν στο Λουξεμβούργο (31,3%), την Ιρλανδία (25,9%) και την Πολωνία (20%), ενώ οι πιο έντονες μειώσεις σε Σλοβενία (-13,1%), Φινλανδία (-9,8%) και Κύπρο (-9,5%). Οι διακυμάνσεις αποδίδονται κυρίως στην αύξηση των δικτυακών χρεώσεων και στη σταδιακή κατάργηση των επιδοτήσεων που είχαν εφαρμοστεί για την αντιμετώπιση της ενεργειακής κρίσης.


      Η φορολογία ως παράγοντας διαμόρφωσης
      Ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει η ανάλυση για τη φορολογική επιβάρυνση. Στις Κάτω Χώρες, οι φόροι είναι αρνητικοί (-13,6%) λόγω κρατικών επιδοτήσεων, ενώ αρνητικά ποσοστά παρατηρούνται και σε Ιρλανδία, Λουξεμβούργο και Αυστρία. Αντίθετα, Δανία παραμένει η χώρα με τη βαρύτερη φορολογία, καθώς οι φόροι αποτελούν το 47,7% της τελικής τιμής ρεύματος.
      Ο μέσος όρος φόρων και επιβαρύνσεων στην Ε.Ε. φτάνει το 27,6% το πρώτο εξάμηνο του 2025, αυξημένος κατά 3,8 ποσοστιαίες μονάδες σε σχέση με έναν χρόνο πριν. Ο ΦΠΑ αντιστοιχεί κατά μέσο όρο στο 15% της τελικής τιμής, με εύρος από 4,7% στη Μάλτα έως 21,3% στην Ουγγαρία.
      Από το 2008 μέχρι σήμερα, η φορολογική επιβάρυνση στις τιμές ρεύματος έχει περάσει από κύματα. Από 31,2% το 2008 έφτασε στο 41% το 2019, μειώθηκε δραματικά το 2022 (14,7%) λόγω μέτρων στήριξης και στη συνέχεια άρχισε ξανά να αυξάνεται, καθώς οι κυβερνήσεις αποσύρουν σταδιακά τα μέτρα ανακούφισης. 
      Περισσότερα...

        0

    21. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΔΕΗ: Αίτημα για μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα φυσικού αερίου

      Engineer

      Ένα νέο κεφάλαιο ανοίγει για τη ΔΕΗ και τη Δυτική Μακεδονία, καθώς η ενεργειακή καρδιά της περιοχής αλλάζει σελίδα. Η Πτολεμαΐδα 5, η νεότερη και πιο σύγχρονη λιγνιτική μονάδα της χώρας, ετοιμάζεται να «γυρίσει τον διακόπτη» και να περάσει στην εποχή του φυσικού αερίου, σηματοδοτώντας την πιο ουσιαστική φάση του σχεδίου απολιγνιτοποίησης που υλοποιεί η επιχείρηση.
      Η ΔΕΗ κατέθεσε στη Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ) αίτημα για την τροποποίηση της άδειας παραγωγής της μονάδας, με στόχο τη λειτουργία της ως σταθμού φυσικού αερίου. Η επένδυση για τη μετατροπή της εκτιμάται ότι θα ξεπεράσει τα 300 εκατομμύρια ευρώ, αποτελώντας ένα από τα σημαντικότερα ενεργειακά έργα της επόμενης περιόδου.
      Το σχέδιο είχε παρουσιάσει τον περασμένο Απρίλιο, από τη Δυτική Μακεδονία, ο πρόεδρος και διευθύνων σύμβουλος της ΔΕΗ, κ. Γιώργος Στάσσης, εντάσσοντάς το στο συνολικό επενδυτικό πρόγραμμα ύψους 5,8 δισ. ευρώ για την ανασυγκρότηση της περιοχής μέσα στα επόμενα τρία έως πέντε χρόνια.
      Όπως έχει επισημάνει ο κ. Στάσσης, η μετάβαση της Πτολεμαΐδας 5 στο φυσικό αέριο αποτελεί «μονόδρομο» τόσο για οικονομικούς όσο και για λειτουργικούς λόγους: το υψηλό κόστος των δικαιωμάτων εκπομπών καθιστά τον λιγνίτη μη βιώσιμο, ενώ οι νέες συνθήκες της ευρωπαϊκής αγοράς απαιτούν ευέλικτες μονάδες που μπορούν να λειτουργούν συμπληρωματικά προς τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας.
      Ήδη η ΔΕΗ έχει ολοκληρώσει κύκλο επαφών με διεθνείς εταιρείες προμήθειας της σχετικής τεχνολογίας και βρίσκεται στο τελικό στάδιο επιλογής αναδόχου για το έργο. Παράλληλα, οι διαδικασίες αδειοδότησης για τη μετατροπή της μονάδας βρίσκονται στην τελική φάση, με στόχο την ολοκλήρωσή τους έως το τέλος του έτους, ώστε η συμφωνία με τον ανάδοχο να υπογραφεί εντός του πρώτου τριμήνου του 2026.
      Το χρονοδιάγραμμα της ΔΕΗ προβλέπει την έναρξη των εργασιών κατασκευής της νέας μονάδας –η οποία θα είναι hydrogen ready– στο πρώτο εξάμηνο του 2026. Με βάση το αρχικό σχέδιο μέχρι το τέλος του 2027 θα μετατραπεί σε μονάδα φυσικού αερίου ανοικτού κύκλου ισχύος 350 MW. Κατά τη διάρκεια της μετατροπής της μονάδας σε φυσικό αέριο έχει εκτιμηθεί ότι θα δημιουργηθούν 300 θέσεις εργασίας στην περιοχή.
      Στη συνέχεια υπάρχει η δυνατότητα να αναβαθμιστεί σε μονάδα συνδυασμένου κύκλου 500 MW, με δυνατότητα περαιτέρω επαύξησης της παραγωγικής της δυνατότητας, ώστε η συνολική εγκατεστημένη ισχύς να φτάσει τα 1.000 ΜW.
      Για την τροφοδοσία της με φυσικό αέριο θα κατασκευαστεί αγωγός μεταφοράς μήκους μικρότερου των 10 χιλιομέτρων, ο οποίος, σύμφωνα με τον προγραμματισμό του ΔΕΣΦΑ, αναμένεται να είναι έτοιμος εντός του τρίτου τριμήνου του 2027.
      Παράταση λειτουργίας στον Άγιο Δημήτριο
      Την ίδια ώρα, με στόχο τη διασφάλιση της τηλεθέρμανσης για τον Δήμο Κοζάνης κατά τη χειμερινή περίοδο 2025–2026, το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας προχώρησε σε παράταση λειτουργίας για ορισμένες από τις λιγνιτικές μονάδες του Ατμοηλεκτρικού Σταθμού Αγίου Δημητρίου.
      Η ρύθμιση, που εντάχθηκε σε πρόσφατο νομοσχέδιο, προβλέπει ότι οι μονάδες θα παραμείνουν σε λειτουργία έως τις 15 Μαΐου 2026, καθώς η νέα μονάδα Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης (ΣΗΘΥΑ) της ΔΕΗ, που ανεγείρεται στον χώρο του πρώην ΑΗΣ Καρδιάς, δεν θα έχει ακόμη τεθεί σε λειτουργία.
      Για το διάστημα αυτό, οι λιγνιτικές μονάδες του Αγίου Δημητρίου θα συνεχίσουν να συμμετέχουν στην Αγορά Επόμενης Ημέρας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας, με το πρόσθετο λειτουργικό τους κόστος να καλύπτεται από το Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης, ώστε να παραμείνει σταθερό το κόστος τηλεθέρμανσης για τα νοικοκυριά της περιοχής.
      Η επόμενη ημέρα
      Οι εργασίες για τη νέα μονάδα ΣΗΘΥΑ της ΔΕΗ προχωρούν με ταχείς ρυθμούς. Το έργο, ύψους 80 εκατ. ευρώ, περιλαμβάνει την εγκατάσταση 17 μηχανών εσωτερικής καύσης που θα λειτουργούν με φυσικό αέριο αλλά και με μίγμα υδρογόνου, επιτυγχάνοντας βαθμό απόδοσης άνω του 75% και σημαντική ενεργειακή εξοικονόμηση.
      Με την ολοκλήρωσή της εντός του 2026, η μονάδα θα εξασφαλίσει πλήρη κάλυψη των αναγκών τηλεθέρμανσης της Κοζάνης, σηματοδοτώντας τη μετάβαση σε ένα πιο αποδοτικό και καθαρό ενεργειακό μοντέλο.
      Περισσότερα...

        0

×
×
  • Create New...

Σημαντικό

Χρησιμοποιούμε cookies για να βελτιώνουμε το περιεχόμενο του website μας. Μπορείτε να τροποποιήσετε τις ρυθμίσεις των cookie, ή να δώσετε τη συγκατάθεσή σας για την χρήση τους.