Με γεωμετρική πρόοδο αυξάνουν τα αιτήματα σύνδεσης για data centers στον ΑΔΜΗΕ με νεότερες πληροφορίες να αναφέρουν ότι το σχετικό νούμερο από σχεδόν 5 GW στα μέσα Ιουνίου έχει πλέον φτάσει τα 9 GW με προοπτική ακόμη μεγαλύτερες «επιδόσεις» το αμέσως επόμενο διάστημα.

Ως γνωστόν τα αιτήματα σύνδεσης data center στο δίκτυο διανομής ή εν προκειμένω στο σύστημα μεταφοράς συνιστούν ένα πρώτο βήμα στη μακρά διαδικασία υλοποίησης μιας τέτοιας επένδυσης, χωρίς επουδενί ο όγκος των αιτημάτων να αντιστοιχεί και σε έργα που σίγουρα θα γίνουν.

Αντιθέτως, ένα μικρό μέρος εκ του συνόλου των 9 GW θα προχωρήσει προς υλοποίηση, κατά αναλογία με ό,τι έχουμε δει να συμβαίνει στις περιπτώσεις των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, όπου τα αιτήματα για χορήγηση Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης είναι υπερπολλαπλάσια τόσο της δυναμικότητας του ηλεκτρικού συστήματος όσο και των έργων που εν τέλει μπαίνουν πραγματικά σε τροχιά υλοποίησης, έχοντας εξασφαλίσει τον αναγκαίο ηλεκτρικό χώρο.

Σε κάθε περίπτωση, ο όγκος των αιτημάτων έχει διττή ανάγνωση, αποτυπώνοντας από την μία το υψηλό επενδυτικό ενδιαφέρον με τους όποιους βέβαια αστερίσκους το συνοδεύουν, και από την άλλη τον κίνδυνο να επαναληφθούν τα λάθη των ΑΠΕ, όπως χαρακτηριστικά επισημαίνουν στελέχη της αγοράς, με κρίσιμα MW ηλεκτρικού χώρου να καταλήγουν σε ανώριμες επενδύσεις που συγκεντρώνουν μικρότερες πιθανότητες, έναντι άλλων ενδεχόμενα business plan, να μεταφραστούν σε κάτι απτό επί του πεδίου.

Βέλτιστο μοντέλο «first ready, first served»

Χρειάζεται βέβαια να σημειωθεί ότι ο εν λόγω κίνδυνος έχει καταγραφεί και αναγνωριστεί τόσο από τους Διαχειριστές όσο και από το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας με το τελευταίο να προτίθεται να τροποποιήσει με νομοθετική ρύθμιση την «φόρμουλα» υποδοχής αιτημάτων σύνδεσης για data center προς αποφυγήν μιας τέτοιας κατάστασης που στο «τέλος της ημέρας», αν επικρατήσει, απειλεί να «ναρκωθετήσει» εν συνόλω το εγχείρημα περί Ελλάδας – ψηφιακού κόμβου με σύγχρονες υποδομές κέντρων δεδομένων.

Σε αυτή την βάση, η αγορά φέρεται να συμφωνεί με την μετάβαση από ένα σύστημα «first come first served» ως ισχύει τώρα, δηλαδή εξυπηρέτηση των αιτημάτων με χρονική σειρά πρωτοκόλλου, σε ένα σύστημα «first ready, first served» με την προτεραιότητα δηλαδή να δίνεται σε επενδύσεις που συγκεντρώνουν περισσότερες πιθανότητες να υλοποιηθούν. Στην ίδια κατεύθυνση φέρεται να κινούνται και οι αλλαγές που αναμένεται να εισηγηθεί το ΥΠΕΝ με την αγορά ωστόσο, όπως επισημαίνουν χαρακτηριστικά στελέχη του κλάδου, να αναμένουν να δουν τις διατάξεις στο χαρτί για να κρίνουν.

Σε κάθε περίπτωση, όπως προσθέτουν, η αποσαφήνιση του πλαισίου υποδοχής αιτημάτων αποκτά επείγουσα διάσταση δεδομένου του όγκου των αιτημάτων που έχουν ήδη συσσωρευτεί και εκ πρώτης όψεως είναι αδύνατο να εξυπηρετηθούν στο σύνολό τους με βάση τα περιθώρια του ηλεκτρικού συστήματος της χώρας, ακόμη κι αν παραβλέψει κανείς τον «κόφτη» της ωριμότητας των επενδύσεων.

Στροφή των επενδυτών στην επαρχία

Επιπρόσθετα, τα  αιτήματα, όπως αναφέρουν αρμόδιες πηγές, απλώνονται σε όλο το μήκος και το πλάτος του συστήματος μεταφοράς με την πλειοψηφία μάλιστα να αφορά πλέον στις περιφέρειες της χώρας παρά στην Αττική.

Η στροφή των επενδυτών προς την «επαρχία» προέκυψε σε συνέχεια της διαπίστωσης ότι η Αττική έχει πλέον ελάχιστα έως μηδενικά περιθώρια να φιλοξενήσει νέα data centers πέρα από τα ήδη αδειοδοτημένα, εν αντιθέσει με μια σειρά άλλες περιοχές που εμφάνιζαν, κατά την μελέτη που εκπόνησε ο PWC, αυξημένα περιθώρια για νέα κέντρα δεδομένων.

Ενδεικτικά, με βάση τους υπολογισμούς που περιελάβανε ο Οδικός Χάρτης που παρουσίασε προ μηνών η PWC, πρώτη στη σχετική λίστα είναι η Δυτική Μακεδονία με 630 MW και ακολουθούν Θεσσαλία με 605 MW, Κεντρική Μακεδονία με 485 MW, Στερεά Ελλάδα με 480 MW, Ανατολική Μακεδονία/Θράκη με 375 MW, Ήπειρος/Δυτική Ελλάδα με 250 MW, Πελοπόννησος με 210 MW, Αττική με 180 MW και Κρήτη με 140 MW.

Βέβαια, η μετακίνηση των αιτημάτων προς την επαρχία, μετατοπίζει συνακόλουθα και το πρόβλημα του εν δυνάμει κορεσμού και σε άλλες περιοχές πέραν της Αττικής, δεδομένου ότι, ούτως ή άλλως, τα αιτήματα, όπως προαναφέρθηκε, ξεπερνούν κατά πολύ τις δυνατότητες του δικτύου, καθιστώντας έτσι πολλαπλάσια περίπλοκη την διαχείριση όλων αυτών των αιτημάτων τόσο εντός όσο και εκτός της πρωτεύουσας.  

Απαιτείται διαβούλευση με την αγορά

Αξίζει πάντως να σημειωθεί, όπως ανέφερε, μεταξύ άλλων, ο Αναστάσιος Γιαννόπουλος, Senior Associate της Watson Farley & Williams, μιλώντας εχθές στο συνέδριο «Data Center Forum» που διοργάνωσε η Cleon Conference Communications, το ενεργειακό σκέλος συνιστά το πλέον σημαντικό κομμάτι της αλυσίδας στη παρούσα φάση, καθώς δύναται να «ξεκλειδώσει» περαιτέρω την ωρίμανση του κλάδου, προωθώντας τις ανάλογες επενδύσεις.

Αναλυτικότερα, ο ίδιος υπογράμμισε την ανάγκη να αποσαφηνιστεί και να οριστικοποιηθεί το σχετικό θεσμικό πλαίσιο, πράγμα που ωστόσο για να γίνει κατά τον βέλτιστο τρόπο θα πρέπει να συνοδεύεται και από σχετική διαβούλευση με την αγορά.

Δεν παρέλειψε μάλιστα να επισημάνει ότι «δημοσιεύονται αποφάσεις χωρίς να έχει υπάρξει η αναγκαία συνομιλία με την αγορά και με ανθρώπους που ασχολούνται με αυτά τα θέματα και τα γνωρίζουν από πρώτο χέρι. Το βασικό είναι να υπάρξει συνεννόηση ανάμεσα στους νομοθέτες και την αγορά προκειμένου να καλύψουμε ουσιαστικά ότι χρειάζεται να καλυφθεί».

Αλλαγές στα ενεργειακά standards των data centers στην ΕΕ

Σε μια παράλληλη εξέλιξη, η Κομισιόν καλεί τους συμμετέχοντες στην αγορά να υποβάλουν τις απόψεις τους για την τροποποίηση του κανονισμού σχετικά με τις ενεργειακές προδιαγραφών για τα data center με την «πυξίδα» να προσανατολίζεται σε περαιτέρω αυστηροποίηση των μεγεθών, δίνοντας μεγαλύτερη έμφαση στο κομμάτι της ενεργειακής εξοικονόμησης. Η διαβούλευση παραμένει ενεργή μέχρι τις 14 Δεκεμβρίου με τον σχεδιασμό της Κομισιόν να προβλέπει την παρουσίαση του νέου πλαισίου μέσα στο δεύτερο τρίμηνο του 2027.

Σύμφωνα με την έκθεση, το 2026 αναδεικνύεται ήδη ως το έτος με τη μεγαλύτερη δραστηριότητα εγκαταστάσεων πλωτών αιολικών, καθώς 109 MW τίθενται σε πλήρη λειτουργία, ξεπερνώντας το προηγούμενο ρεκόρ των 108 MW που σημειώθηκε το 2023.

Η παγκόσμια ισχύς των πλήρως λειτουργικών έργων πλωτών υπεράκτιων αιολικών πάρκων αυξήθηκε κατά 38% τους τελευταίους 12 μήνες, φτάνοντας τα 382 MW, σύμφωνα με την τελευταία έκθεση EnergyPulse της RenewableUK, η οποία δημοσιεύτηκε ενόψει του συνεδρίου και της έκθεσης «Floating Offshore Wind» (Πλωτά Υπεράκτια Αιολικά) που πραγματοποιούνται στο Αμπερντίν την Τετάρτη και την Πέμπτη. Επιπλέον 254 MW έχουν λάβει την τελική επενδυτική απόφαση (FID).

Oι πλωτές εγκαταστάσεις

Σύμφωνα με την έκθεση, το 2026 αναδεικνύεται ήδη ως το έτος με τη μεγαλύτερη δραστηριότητα εγκαταστάσεων πλωτών αιολικών, καθώς 109 MW τίθενται σε πλήρη λειτουργία, ξεπερνώντας το προηγούμενο ρεκόρ των 108 MW που σημειώθηκε το 2023.

Η Νορβηγία διαθέτει το μεγαλύτερο λειτουργικό χαρτοφυλάκιο, με ισχύ 97 MW. Ακολουθούν η Γαλλία με 87 MW, το Ηνωμένο Βασίλειο με 78 MW και η Κίνα με 72 MW.

Εξετάζοντας το συνολικό χαρτοφυλάκιο έργων πλωτών αιολικών σε οποιοδήποτε στάδιο ανάπτυξης, η Ιταλία κατέχει την πρώτη θέση, ωστόσο η αγορά της βρίσκεται ακόμη σε πολύ πρώιμο στάδιο. Η RenewableUK επισημαίνει ότι το Ηνωμένο Βασίλειο κατατάσσεται δεύτερο, διαθέτοντας όμως το πιο αξιόπιστο χαρτοφυλάκιο έργων. Η χώρα αναμένεται να διαθέτει 274 MW λειτουργικής ισχύος πλωτών αιολικών έως το τέλος του 2030, να φτάσει το 1 GW έως το 2032 και τα 3 GW έως το 2034.

Τι συμβαίνει σε παγκόσμιο επίπεδο;

Σε παγκόσμιο επίπεδο, η λειτουργική ισχύς πλωτών υπεράκτιων αιολικών ενδέχεται να φτάσει το 1,7 GW έως το τέλος του 2030, με την Κίνα να αντιπροσωπεύει το 66% αυτού του μεγέθους και το Ηνωμένο Βασίλειο το 16%. Σύμφωνα με την έκθεση, μέχρι τα μέσα της επόμενης δεκαετίας θα υφίστανται μόνο τρεις σημαντικές αγορές πλωτών αιολικών: η Κίνα, το Ηνωμένο Βασίλειο και η Νότια Κορέα.

Στο Ηνωμένο Βασίλειο, έργα πλωτών αιολικών συνολικής ισχύος 592,5 MW έχουν εξασφαλίσει Σύμβαση Διαφοράς (Contract for Difference), ενώ έργα ισχύος 832 MW —κατανεμημένα σε πέντε διαφορετικά πάρκα— πληρούν τις προϋποθέσεις για συμμετοχή στον Γύρο Κατανομής (Allocation Round - AR8). Σύμφωνα με την Tara Singh, Διευθύνουσα Σύμβουλο της RenewableUK, το Ηνωμένο Βασίλειο έχει μια εξαιρετική ευκαιρία να αξιοποιήσει την ηγετική του θέση σε αυτή την καινοτόμο τεχνολογία.

«Για να διατηρήσουμε την παγκόσμια πρωτοπορία μας, καλούμε την κυβέρνηση να θέσει σαφείς στόχους για την πλωτή αιολική ενέργεια, ώστε να διασφαλίσουμε αυτή τη στρατηγική ευκαιρία για το Ηνωμένο Βασίλειο. Η σταθερή υλοποίηση νέων έργων αποτελεί τον καλύτερο τρόπο για τη σημαντική μείωση του κόστους», δήλωσε η ίδια, αναφερόμενη στην έκθεση της ORE Catapult που δημοσιεύτηκε αυτή την εβδομάδα και αφορά τις προοπτικές μείωσης του κόστους στην πλωτή αιολική ενέργεια.

Η χωρητικότητα αλλά και οι κατηγορίες των μπαταριών που θα εγκατασταθούν στην Ελληνική επικράτεια απασχόλησαν το πρόσφατο Solarplaza Seminar BESS Greece στην Αθήνα.  

Ο Στέλιος Ψωμάς, σύμβουλος ενεργειακής πολιτικής του ΣΕΦ, μετέφερε στο κοινό του συνεδρίου ότι το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας στις παρουσιάσεις του προβλέπει 5 έως 7 GW από μπαταρίες στη χώρα μέχρι το 2030.

Όμως ο ίδιος θεωρεί ότι η Ελλάδα μπορεί να εγκαταστήσει 8,6 GW/25.7 GWh μπαταριών έως το 2030, από 1.3 GW/3.4 GWh που πιστεύει ότι θα είναι η ισχύς αυτών των μονάδων στο τέλος του 2026.

Βασικός λόγος για την αισιοδοξία του είναι τα μαθήματα που παίρνουν οι επενδυτές κάθε φορά που εγκαθίσταται και λειτουργεί ένα σύστημα αποθήκευσης. Υπάρχει ένα ολόκληρο οικοσύστημα επενδυτών (π.χ. χρηματοδότες) που κάθε φορά που εγκαθίσταται μία μπαταρία, - είτε πρόκειται για αυτόνομες μπαταρίες που συνδέονται απευθείας στο δίκτυο, είτε για συνδυαστικά έργα μπαταριών με φωτοβολταϊκά συστήματα, - αντλούν πολύτιμα διδάγματα και προχωρούν σε περαιτέρω επενδύσεις.

Επιπλέον, τόνισε, οι ιδιοκτήτες φωτοβολταϊκών χρειάζονται συστήματα αποθήκευσης ενέργειας για να αντιμετωπίσουν τις περικοπές ισχύος και τις αρνητικές τιμές στη χονδρεμπορική αγορά ενέργειας.

Ο Ψωμάς ανέφερε ότι οι περικοπές πράσινης ενέργειας φέτος φαίνεται ότι θα είναι λιγότερες από 2,5 TWh, δηλαδή λιγότερο από τις 3.3 TWh έως 3.7 TWh περικοπών πράσινης ενέργειας που περίμενε η αγορά το 2026.

Αντιθέτως, πρόσθεσε, οι ώρες με αρνητικές τιμές στη χονδρεμπορική αγορά ενέργειας έχουν αυξηθεί επικίνδυνα. ‘Ετσι, ενώ η Ελλάδα κατέγραψε μόλις 11 ώρες με αρνητικές τιμές το 2024, ο αριθμός αυτός αυξήθηκε στις 115 ώρες το 2025 και έφτασε τις 382 ώρες έως τις 15 Σεπτεμβρίου 2026.

Οι μπαταρίες αποτελούν επί του παρόντος τη βασική τεχνολογία που προσφέρει λύσεις στην πραγματικότητα των αρνητικών τιμών και των περικοπών, και αυτό θα οδηγήσει την ανάπτυξή τους ταχύτερα απ’ ό,τι αναμένουν οι περισσότεροι, παρατήρησε.

Η συμβουλευτική εταιρεία Aurora Energy Research, που διατηρεί γραφείο και στην Αθήνα και επίσης συμμετείχε στο Solarplaza Seminar BESS Greece,  τοποθετεί την εγκατεστημένη ισχύ μπαταριών στην Ελλάδα έως το 2030 στα 4 έως 5 GW.

Η Λουίζα Μουτάφη, αναλύτρια στην Aurora Energy Research, είπε στο συνέδριο ότι μέχρι το τέλος του 2026 αναμένεται να έχουν εγκατασταθεί και να είναι σε εμπορική λειτουργία όλα τα 900 MW αυτόνομων μπαταριών που δημοπρατήθηκαν τα προηγούμενα χρόνια και λαμβάνουν επιδοτήσεις, ενώ από το επόμενο έτος και μέχρι το 2030 θα προστίθενται τόσο αυτόνομες μπαταρίες που θα λειτουργούν χωρίς επιδοτήσεις, αλλά και μπαταρίες που θα συνδέονται σε φωτοβολταϊκά συστήματα.

Τα συνδυαστικά έργα μπαταριών με φωτοβολταϊκά συστήματα αναμένεται να έχουν και τις υψηλότερες αποδόσεις, ισχυρίζεται η Aurora Energy Research, αν και η Μουτάφη είπε στο EnergyMag ότι θα εισέλθουν στην αγορά κυρίως από το 2028. Η κυβέρνηση φαίνεται να δίνει προτεραιότητα στις αυτόνομες μπαταρίες που συνδέονται απευθείας στο ηλεκτρικό δίκτυο και επομένως τα συνδυαστικά έργα θα αργήσουν λίγο συγκριτικά με τις αυτόνομες μπαταριές, είπε η Μουτάφη.

Πάντως ο Απόστολος Πάνος, πρόεδρος του Ελληνικού Συνδέσμου Συστημάτων Αποθήκευσης Ενέργειας, είπε στο συνέδριο της Solarplaza ότι ενώ η Ελλάδα έχει θέσει σαφείς στόχους για τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας και υπάρχει μια γενική αισιοδοξία, η επίτευξη των στόχων αργεί.

‘Ένα παράδειγμα αυτής της αργοπορίας είναι τα αυτόνομα έργα που προκρίθηκαν στις δημοπρασίες των τελευταίων ετών αλλά δεν εγκαταστάθηκαν με βάση τα ζητούμενα παρά τους σαφείς όρους των δημοπρασιών. Άλλο παράδειγμα αργοπορίας είναι ότι οι όροι έγχυσης ηλεκτρικής ενέργειας στο δίκτυο από συνδυαστικά έργα μπαταριών και φωτοβολταϊκών ανακοινώθηκαν μερικούς μήνες πριν και παρά το γεγονός ότι έχουν αδειοδοτηθεί περισσότερα από 12 GW τέτοιων έργων.

Σύμφωνα με τον Πάνο, ο κλάδος χρειάζεται συγκεκριμένα χρονοδιαγράμματα τα οποία θα τηρούνται, ενώ απαιτούνται και εγγυημένα έσοδα για τα έργα. Τίποτα από τα δύο δεν ισχύει σήμερα, είπε.

Νέο ιστορικό υψηλό για τις ΑΠΕ τον Αύγουστο με 3,312 GWh. Ωστόσο, οι τιμές στη χονδρεμπορική αγορά σημείωσαν υψηλό έτους (133.4 €/MWh) λόγω της αυξημένης χρήσης αερίου, του οποίου η τιμή προμήθειας αυξήθηκε σημαντικά τον Αύγουστο εξαιτίας της συνεχιζόμενης κρίσης.

Οι μπαταρίες απέτρεψαν το 15.4% των περικοπών του Αυγούστου, οι οποίες περιορίστηκαν στις 158.6 GWh για τον μήνα, πλησιάζοντας ωστόσο τις 2 TWh (1,905 GWh) από την αρχή του έτους.

Η παρούσα ανάλυση αφορά την ηλεκτροπαραγωγή σε ολόκληρη την επικράτεια, και βασίζεται στα τελευταία διαθέσιμα μηνιαία δεδομένα του ΑΔΜΗΕ για το διασυνδεδεμένο δίκτυο (Αύγουστος 2026) και του ΔΕΔΔΗΕ για τα μη διασυνδεμένα νησιά (Ιούλιος 2026). Επιπλέον, αξιοποιεί τα στοιχεία του ΔΕΔΔΗΕ για τη χαμηλή και μέση τάση, καθώς και για την εγκατεστημένη ισχύ συστημάτων αυτοπαραγωγής (Απρίλιος 2026). Για την ακριβέστερη προσέγγιση της ηλεκτροπαραγωγής από ΣΗΘΥΑ στη χαμηλή και μέση τάση, όπως και για τους συντελεστές χρησιμοποίησης φωτοβολταϊκών που απαιτούνται για την εκτίμηση της αυτοπαραγωγής, αξιοποιούνται τα τελευταία δεδομένα του δελτίου του ειδικού λογαριασμού ΑΠΕ (ΕΛΑΠΕ) του ΔΑΠΕΕΠ (Μάιος 2026). Για τις τιμές στη χονδρεμπορική αγορά, αξιοποιούνται τα δεδομένα των τιμών στην αγορά επόμενης ημέρας (Day-Ahead Market) από το Ευρωπαϊκό δίκτυο διαχειριστών συστημάτων μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας  (ENTSO-E).  Μπορείτε να διαβάσετε αναλυτικότερα τη μεθοδολογία που ακολουθήθηκε εδώ.

Ο μήνας Αύγουστος

Σε νέο ιστορικό υψηλό οι ΑΠΕ (κυρίως αιολικά και φωτοβολταϊκά συμπεριλαμβανομένης της αυτοπαραγωγής) τον Αύγουστο 2026, με 3,312 GWh και αύξηση 5.6% συγκριτικά με το προηγούμενο ιστορικό υψηλό του προηγούμενου μήνα. Σε σχέση με τον περσινό Αύγουστο η αύξηση ήταν ακόμα μεγαλύτερη (12.4%).

Στη δεύτερη θέση ήταν το ορυκτό αέριο με 2,246 GWh και τη δεύτερη υψηλότερη ηλεκτροπαραγωγή του έτους μετά τον Ιανουάριο. Συγκριτικά με τον προηγούμενο μήνα το ορυκτό αέριο αυξήθηκε κατά 3.2%, ενώ συγκριτικά με πέρυσι η αύξηση ήταν 11.1%.

Στην τρίτη θέση ήταν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με 473 GWh και αύξηση 4.1% σε σχέση με τον Ιούλιο, ενώ συγκριτικά με τον περσινό Αύγουστο καταγράφουν πολύ μεγαλύτερη αύξηση 41.3%.

Ακολούθησε το πετρέλαιο για τα μη διασυνδεδεμένα νησιά με 314 GWh, αυξημένο κατά 6.7% σε σχέση με τον Ιούλιο, αλλά πολύ μειωμένο (-35.6%) σε σχέση με πέρυσι χάρη στην νέα ολοκληρωμένη διασύνδεση της Κρήτης.

Στην τελευταία θέση βρέθηκε ο λιγνίτης με την Πτολεμαΐδα 5 και παραγωγή 245.4 GWh για τον Αύγουστο, παρουσιάζοντας ωστόσο σημαντική αύξηση 37.3% συγκριτικά με τον Ιούλιο, και υπερ-τριπλασιασμό (+230.5%) 45.1% συγκριτικά με τον Αύγουστο του 2025.

Τέλος, τα συστήματα αποθήκευσης με συσσωρευτές μεγάλης κλίμακας, απορρόφησαν συνολικά 50 GWh και απέδωσαν 43.1 GWh στο σύστημα, ποσότητες αυξημένες κατά 33.3% και 32.9%, αντίστοιχα, συγκριτικά με αυτές του Ιουλίου.

Η συνολική εγχώρια ζήτηση τον Αύγουστο έφτασε τις 5,869 GWh, ελαφρά μειωμένη (-2.7%)σε σύγκριση με το υψηλό έτους που σημειώθηκε τον προηγούμενο μήνα, αλλά σημαντικά αυξημένη (+8.5%) συγκριτικά με τον Ιούλιο 2025. Ωστόσο, η συνολική εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή σημείωσε ιστορικό υψηλό φτάνοντας τις 6,635 GWh, αυξημένη κατά 5.8% σε σχέση με τον Ιούλιο, και κατά 13.1% σε σχέση με τον Αύγουστο 2025.

Στο ισοζύγιο διασυνδέσεων η χώρα κατέγραψε καθαρές εξαγωγές 768.6 GWh, υπερ-τριπλάσιες (+221%) συγκριτικά με τις εξαγωγές του Ιουλίου και κατά 68.2% συγκριτικά με πέρυσι.

Η μέση τιμή στη χονδρεμπορική αγορά ενέργειας (προημερήσια αγορά, day-ahead market) έφτασε σε υψηλά έτους 133.4 €/MWh, αυξημένη κατά 21.3% σε σχέση με τη μέση τιμή του Ιουλίου, λόγω της μεγάλης χρήσης αερίου σε συνδυασμό με την αυξημένη τιμή προμήθειάς του. Συγκεκριμένα, η μέση μηνιαία τιμή TTF για συμβόλαια επόμενου μήνα σημείωσε υψηλά έτους τον Αύγουστο με 53.3 €/MWh, αυξημένη κατά 18% σε σχέση με αυτή του προηγούμενου μήνα (47.3 €/MWh).

Πρώτοι οκτώ μήνες του έτους

Αθροιστικά για τους οκτώ πρώτους μήνες του 2026 οι ΑΠΕ διατήρησαν την πρώτη θέση με 21,500 GWh και ρεκόρ ηλεκτροπαραγωγής γι’ αυτό το διάστημα του έτους.

Στη δεύτερη θέση παρέμεινε το ορυκτό αέριο με 15,122 GWh, ελάχιστα μειωμένο (-1.9%) συγκριτικά με το ιστορικό υψηλό (15,410 GWh) του οκταμήνου του 2025.

Στην τρίτη θέση ήταν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με 4,673 GWh και την υψηλότερη παραγωγή για αυτή την περίοδο του έτους από το 2013.

Ακολούθησε ο λιγνίτης με 1,830 GWh, οριακά αυξημένος (+0.9%) σε σχέση με πέρυσι.

Ιστορικό χαμηλό σημείωσε το πετρέλαιο με 1,579 GWh, μειωμένο κατά 38.9% συγκριτικά με το οκτάμηνο του 2025.

Η έγχυση από συστήματα αποθήκευσης έφτασε αθροιστικά τις 100.6 GWh πέντε μήνες μετά την έναρξη λειτουργίας της πρώτης μπαταρίας.

Η εγχώρια ζήτηση για τους πρώτους οκτώ μήνες του 2026 ήταν 38,567 GWh, παρουσιάζοντας μικρή μείωση (-0.73%) σε σχέση με την ίδια περίοδο του 2025. Από την άλλη πλευρά η εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή με 44,817 GWh αυξήθηκε κατά 11.3% συγκριτικά με αυτή του 2025.

Η διαφορά μεταξύ εγχώριας ζήτησης και ηλεκτροπαραγωγής οφείλεται στο καθαρά εξαγωγικό ισοζύγιο διασυνδέσεων το οποίο σημείωσε ρεκόρ με 6,251 GWh για το οκτάμηνο του 2026, ποσότητα υπερδιπλάσια από το σύνολο των καθαρών εξαγωγών για ολόκληρο το 2025 (3,010 GWh).

Μεταβολές πηγών στην κάλυψη της ζήτησης

Συγκρίνοντας το πρώτο οκτάμηνο του 2026 με την ίδια περίοδο του 2025, παρατηρείται μια «εκτίναξη» των καθαρών εξαγωγών (+4,832 GWh). Αυτή υπερ-καλύφθηκε από την αύξηση της ηλεκτροπαραγωγής, πρωτίστως από ΑΠΕ (+3,254 GWh) και δευτερευόντως από μεγάλα υδροηλεκτρικά (+2,468 GWh), τα οποία, μαζί με τις μπαταρίες (+101 GWh) και τη μικρή μείωση της εγχώριας ζήτησης (-287 GWh) κάλυψαν και τη μείωση της παραγωγής από πετρέλαιο (-1,006 GWh) και ορυκτό αέριο (-288 GWh).

Σε ό,τι αφορά τις ΑΠΕ, η αύξηση που σημειώθηκε το πρώτο οκτάμηνο του έτους φαίνεται να οφείλεται πρωτίστως στα φωτοβολταϊκά και δευτερευόντως στα αιολικά. Τα στοιχεία για τα συστήματα υψηλής τάσης δείχνουν ότι η παραγωγή από φωτοβολταϊκά έφτασε τις 4,440 GWh (+44.1%  σε σχέση με το 2025), ενώ η παραγωγή από αιολικά έφτασε τις 8,013 GWh (+20% σε σχέση με το 2025).

Οι αντίστοιχες ποσοστιαίες μεταβολές το πρώτο οκτάμηνο του 2026, σε σχέση με την ίδια περίοδο του 2025 ήταν:

Λιγνίτης: +0.9%

Ορυκτό αέριο: -1.9%

Πετρέλαιο: -38.9%

ΑΠΕ: +17.8%

Μεγάλα υδροηλεκτρικά: +111.9%

Καθαρές εξαγωγές: +340.3%

Εγχώρια ζήτηση: -0.7%

Σύγκριση καθαρής ενέργειας με ορυκτά καύσιμα

Αθροιστικά τους οκτώ πρώτους μήνες του 2026 οι καθαρές πηγές ενέργειας (αιολικά, φωτοβολταϊκά, αυτοπαραγωγή, βιομάζα και υδροηλεκτρικά) με συνολική παραγωγή 26,174 GWh έφτασαν σε ιστορικό υψηλό, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 28% συγκριτικά με το ίδιο διάστημα πέρυσι. Η συνολική παραγωγή από ορυκτά καύσιμα (λιγνίτης, ορυκτό αέριο, πετρέλαιο) ήταν 18,532 GWh, μειωμένη κατά 6.5% συγκριτικά με την ίδια περίοδο του 2025 κυρίως λόγω του περιορισμού του πετρελαίου και δευτερευόντως του αερίου. Έτσι η «ψαλίδα» μεταξύ καθαρών πηγών και ορυκτών καυσίμων έφτασε τις 7,642 GWh και την υψηλότερη ιστορικά διαφορά υπέρ των καθαρών πηγών. Για το οκτάμηνο του έτους οι καθαρές πηγές είχαν μερίδιο 67.9% στην κάλυψη της εγχώριας ζήτησης και 58.5% στην συνολική εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή.

Περικοπές ενέργειας από ΑΠΕ

Βάση του συνδυασμού των προβλέψεων που εμφανίζονται στις επιλύσεις ISP2 και ISP3 του ΑΔΜΗΕ, οι περικοπές από ΑΠΕ τον Αύγουστο εκτιμώνται στις 158.6 GWh (ή 4.6% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ), αυξημένες κατά 9.5% συγκριτικά με τον Ιούλιο αλλά μειωμένες συγκριτικά με αυτές του Αυγούστου 2025 (231 GWh). Αθροιστικά για το πρώτο οκτάμηνο του 2026, οι συνολικές περικοπές ΑΠΕ εκτιμώνται στις 1,905 GWh (ή 8.1% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ), ξεπερνώντας αυτές ολόκληρου του 2025 (1,867 GWh) καθώς και το σύνολο της ηλεκτροπαραγωγής από λιγνίτη το 2026, ενώ ήταν 17.9% υψηλότερες σε σχέση με τις περικοπές του οκταμήνου του 2025. Οι υψηλότερες περικοπές τον Αύγουστο καταγράφηκαν ανήμερα τον Δεκαπενταύγουστο με 22.6 GWh.

Αποθήκευση

Νέα ρεκόρ συνεισφοράς των μπαταριών στην αποτροπή περικοπών και τον περιορισμό της χρήσης αερίου σημειώθηκαν τον Αύγουστο 2026, παρά το γεγονός ότι η εγκατεστημένη ισχύς των αυτόνομων συστημάτων αποθήκευσης (standalone) που έχουν τεθεί σε λειτουργία[1] παρέμεινε η ίδια σε σχέση με αυτή του Ιουλίου (600.18 MW).

Σύμφωνα με τις προβλέψεις ISP2 και ISP3 που εμφανίζονται στις επιλύσεις ISP2 και ISP3 του ΑΔΜΗΕ, τον Αύγουστο οι μπαταρίες απορρόφησαν 51.6 GWh και απέδωσαν στο σύστημα 44.9 GWh[2]. Οι ίδιες προβλέψεις δείχνουν ότι απορροφήσεις 22.8 GWh έγιναν σε ώρες που δεν υπήρχαν περικοπές ΑΠΕ. Δεδομένου ότι οι συνολικές περικοπές του Αυγούστου ήταν 158.6 GWh, προκύπτει ότι οι εγκατεστημένες μπαταρίες απέτρεψαν το 15.4% των περικοπών ΑΠΕ χάρη στην απορρόφηση 28.8 GWh που αλλιώς θα περικόπτονταν, ενώ η χρήση αερίου περιορίστηκε κατά 1.96% λόγω της έγχυσης κατά τις βραδινές ώρες (44.9 GWh).

Αθροιστικά από τον Απρίλιο 2026 που τέθηκαν σε λειτουργία οι πρώτες μπαταρίες έως και τον Αύγουστο, οι μπαταρίες απορρόφησαν 121.8 GWh, εκ των οποίων οι 43.5 GWh σε ώρες χωρίς περικοπές ΑΠΕ, ενώ απέδωσαν στο σύστημα 106.4 GWh. Ως εκ τούτου, απέτρεψαν το  5% των συνολικών περικοπών αυτής της περιόδου, ενώ παράλληλα περιόρισαν τη χρήση αερίου για ηλεκτροπαραγωγή κατά μόλις 1.2%. Παρά τη συνεχιζόμενη πρόοδο που παρατηρείται από τον Ιούλιο, τα στοιχεία αναδεικνύουν την ανάγκη επιτάχυνσης της εγκατάστασης συστημάτων αποθήκευσης.

Ώρες μηδενικών ή αρνητικών τιμών

Τον Αύγουστο 2026 σημειώθηκαν 92.25 ώρες με σχεδόν μηδενικές[3] ή αρνητικές τιμές στην χονδρεμπορική αγορά, 23.75 ώρες περισσότερες από τον προηγούμενο μήνα αλλά 42.75 ώρες λιγότερες από τον Αύγουστο του 2025.

Αθροιστικά το πρώτο οκτάμηνο του 2026 σημειώθηκαν 949 ώρες με σχεδόν μηδενικές ή αρνητικές τιμές, 3 φορές παραπάνω από τις 314 ώρες που αυτό συνέβη την ίδια περίοδο του 2025.

[1] Στον καθημερινό προγραμματισμό του ΑΔΜΗΕ συμμετέχουν και δύο μπαταρίες συνολικής ισχύος απορρόφησης 98 MW, οι οποίες ωστόσο δεν έχουν ακόμα τεθεί σε λειτουργία.

[2] Σύμφωνα με τα στοιχεία του μηνιαίου δελτίου του ΑΔΜΗΕ για τον μήνα Αύγουστο οι μπαταρίες απορρόφησαν 50 GWh ενώ απέδωσαν στο σύστημα 43.1 GWh, ποσότητες παραπλήσιες με τις αντίστοιχες των ημερησίων επιλύσεων ΙSP2 & ISP3 του ΑΔΜΗΕ (51.6 GWh και 44.9 GWh, αντίστοιχα).

[3] Τιμές μικρότερες από 0.05 €/MWh.

Ένα ακόμη σημαντικό βήμα για τη μετάβαση της HELLENiQ ENERGY σε έναν πολυδιάστατο ενεργειακό όμιλο έγινε χθες με την έγκριση των περιβαλλοντικών όρων από το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ) για το μεγάλο έργο της θυγατρικής της GREEN POWER KILKIS στο Κιλκίς. Πρόκειται για ένα σύνθετο ενεργειακό project, συνολικής ισχύος 242,04 MW, το οποίο συνδυάζει παραγωγή πράσινης ενέργειας, αποθήκευση και απευθείας τροφοδότηση των βιομηχανικών εγκαταστάσεων του ομίλου στη Θεσσαλονίκη. Η περιβαλλοντική αδειοδότηση αφορά φωτοβολταϊκό σταθμό ισχύος 242,04 MW, σταθμό αποθήκευσης με μπαταρίες 90 MW/360 MWh, νέο υποσταθμό 33/150 kV και νέα υπόγεια γραμμή μεταφοράς υψηλής τάσης μήκους περίπου 15,5 χιλιομέτρων, η οποία θα συνδέει το έργο με τις υφιστάμενες Βιομηχανικές Εγκαταστάσεις Θεσσαλονίκης της HELLENiQ ENERGY.

Η εξέλιξη έχει ιδιαίτερη σημασία καθώς η αρχιτεκτονική του έργου είναι σχεδιασμένη ώστε η πράσινη ηλεκτρική ενέργεια να κατευθύνεται απευθείας προς τις βιομηχανικές καταναλώσεις του ομίλου, μέσω ιδιωτικής υπόγειας γραμμής 150 kV. Σύμφωνα με την ΑΕΠΟ, η σύνδεση αναμένεται να καλύπτει με αυτονομία της τάξης του 70% και πλέον τις καταναλώσεις των εγκαταστάσεων που θα τροφοδοτεί.

Το έργο αποτελείται από 40 επιμέρους φωτοβολταϊκά υποέργα, στις θέσεις Μαυρονέρι, Μικρόκαμπος και Ξηροχώρι, συνολικής έκτασης περίπου 2.848 στρεμμάτων. Θα εγκατασταθούν 390.370 φωτοβολταϊκά πάνελ, ονομαστικής ισχύος 620 Wp έκαστο, καθώς και 830 αντιστροφείς ισχύος 250 kVA.

Ιδιαίτερο βάρος έχει το σκέλος της αποθήκευσης. Το έργο περιλαμβάνει σύστημα μπαταριών ιόντων λιθίου ισχύος 90 MW και εγγυημένης ωφέλιμης χωρητικότητας 360 MWh, με 197 containers. Με δεδομένη την αναλογία ισχύος και χωρητικότητας, πρόκειται για σύστημα τετράωρης αποθήκευσης σε πλήρη ισχύ, προσθέτοντας ευελιξία στην αξιοποίηση της παραγόμενης ενέργειας και ενισχύοντας τη δυνατότητα καλύτερης προσαρμογής της παραγωγής στις ανάγκες των βιομηχανικών καταναλώσεων.

Σημαντικό είναι επίσης ότι η επένδυση έχει προσαρμοστεί κατά τη διαδικασία περιβαλλοντικής αδειοδότησης. Αρχικά ο σχεδιασμός αφορούσε φωτοβολταϊκό ισχύος 285,55 MW. Με επικαιροποίηση που υπέβαλε η ίδια η GREEN POWER KILKIS τον Αύγουστο του 2026, αφαιρέθηκαν επτά επιμέρους έργα στον Μικρόκαμπο, τα οποία βρίσκονταν σε απόσταση μικρότερη των απαιτούμενων 500 μέτρων από τον οριοθετημένο οικισμό. Έτσι, το τελικό έργο διαμορφώθηκε στα 242,04 MW και στα περίπου 2.848 στρέμματα, ενσωματώνοντας στον σχεδιασμό τις απαιτήσεις χωροθέτησης.

Η απευθείας γραμμή 150 kV αποτελεί ένα από τα πλέον κρίσιμα στοιχεία του project. Με μήκος περίπου 15,5 χιλιομέτρων, θα είναι υπόγεια και θα έχει ονομαστική ικανότητα μεταφοράς 200 MVA. Η υποδομή δίνει στο έργο έναν διαφορετικό χαρακτήρα, καθώς συνδέει την παραγωγή ΑΠΕ με συγκεκριμένο μεγάλο βιομηχανικό φορτίο.

Παράλληλα, η ΑΕΠΟ εντάσσει το έργο στον ευρύτερο σχεδιασμό ενεργειακού μετασχηματισμού των εγκαταστάσεων της HELLENiQ ENERGY. Όπως αναφέρεται στο κείμενο της απόφασης, η παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια αναμένεται να τροφοδοτήσει στο μέλλον και σταθμό παραγωγής πράσινου υδρογόνου ισχύος περίπου 70 MW, ενώ εξετάζεται επίσης η δυνατότητα παραγωγής αμμωνίας και μεθανόλης. Πρόκειται για σχεδιασμό που, εφόσον υλοποιηθεί, διευρύνει σημαντικά το αποτύπωμα του έργου πέρα από την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας.

Το έργο του Κιλκίς εντάσσεται έτσι σε μια ευρύτερη στρατηγική που συνδέει τις ΑΠΕ με την αποθήκευση και, κυρίως, με την απευθείας τροφοδότηση ενεργοβόρων βιομηχανικών δραστηριοτήτων. Η ίδια η HELLENiQ ENERGY έχει αναδείξει την ανάπτυξη έργων ΑΠΕ και αποθήκευσης και τις απευθείας συνδέσεις με τις βιομηχανικές της εγκαταστάσεις ως βασικό κομμάτι της ενεργειακής της στρατηγικής. Με την περιβαλλοντική αδειοδότηση να έχει πλέον εξασφαλιστεί, το project της GREEN POWER KILKIS περνά σε ένα ακόμη πιο ώριμο στάδιο. Η σημασία του αναδεικνύεται από τον συνδυασμό φωτοβολταϊκών, μεγάλης κλίμακας αποθήκευσης και απευθείας σύνδεσης με τη βιομηχανία. Είναι ακριβώς αυτός ο συνδυασμός που θα οδηγήσει στον ενεργειακό μετασχηματισμό μιας μεγάλης βιομηχανικής εγκατάστασης και, δυνητικά, στην επόμενη γενιά πράσινων καυσίμων και βιομηχανικών προϊόντων.

Το project του Κιλκίς περιλαμβάνεται σε ένα ταχέως διευρυνόμενο χαρτοφυλάκιο ΑΠΕ της HELLENiQ ENERGY. Σύμφωνα με τα πιο πρόσφατα στοιχεία, ο Όμιλος διαθέτει 522 MW έργων ΑΠΕ και αποθήκευσης υπό κατασκευή, ενώ περίπου 250 MW νέων φωτοβολταϊκών και μονάδων αποθήκευσης προστίθενται αυτήν την περίοδο στα λειτουργούντα έργα οδηγώντας σε ένα χαρτοφυλάκιο περίπου 800 MW. Παράλληλα, το pipeline έργων υπό ανάπτυξη ανέρχεται σε πάνω από 6 GW, σε διαφορετικά στάδια ωρίμανσης, με παρουσία σε Ελλάδα, Κύπρο, Ρουμανία και Βουλγαρία. Η HELLENiQRenewables έχει θέσει ως στόχο να ξεπεράσει το 1,5 GW εγκατεστημένης ισχύος έως το 2028 και τα 2 GW έως το 2030, με τη διοίκηση να εκτιμά ότι το υφιστάμενο pipeline παρέχει επαρκή βάση για την επίτευξη των στόχων.

Αντίστροφα μετράει ο χρόνος για την εκτέλεση των σεισμικών ερευνών από τη Chevron στην Ελλάδα προκειμένου να εντοπιστούν πιθανοί στόχοι με υδρογονάνθρακες.

Τη σχετική αναγγελία της έναρξης των εργασιών της αμερικανικής πετρελαϊκής έκανε ο Σταύρος Παπασταύρου, υπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας κατά τη διάρκεια της επίσκεψης του στις ΗΠΑ στο πλαίσιο της ελληνικής παρουσίας στην 81η Εβδομάδα Υψηλού Επιπέδου της Γενικής Συνέλευσης του ΟΗΕ.

Ο Παπασταύρου είχε συνάντηση με την επικεφαλής της Chevron για την Ελλάδα, κ. Beatrice Bienvenu, κατά την οποία επιβεβαιώθηκε το χρονοδιάγραμμα για την έναρξη των σεισμικών ερευνών πριν από το τέλος του 2026 στο Ιόνιο, καθώς και νοτίως της Πελοποννήσου και της Κρήτης.

Στο τελευταίο δίμηνο του 2026 οι σεισμικές της Chevron για τους υδρογονάνθρακες

Σύμφωνα με πληροφορίες οι σεισμικές έρευνες της Chevron στα θαλάσσια blocks που της έχουν παραχωρηθεί από το ελληνικό δημόσιο αναμένονται το διάστημα Νοεμβρίου – Δεκεμβρίου. Σε αυτήν την περίοδο εκτιμάται ότι θα προσέλθει ειδικό σεισμογραφικό σκάφος στο οποίο ο αμερικανικός πετρελαϊκός κολοσσός θα αναθέσει τις εργασίες πρόσκτησης γεωφυσικών δεδομένων.

Στη Chevron έχουν παραχωρηθεί τα υπεράκτια blocks: «Α2», «Νότια της Πελοποννήσου», «Νότια Κρήτη I» και «Νότια Κρήτη II» και εσχάτως εισήλθε και στο «Block 10».

Το ειδικό σκάφος αναμένεται να σκανάρει το υπέδαφος των τεσσάρων πρώτων θαλάσσιων οικοπέδων. Θα εκτελεστούν γεωφυσικές εργασίες σε μία έκταση 47.000 τ.χλμ. όσο, δηλαδή, είναι τα τέσσερα θαλάσσια blocks που έχει μισθώσει από το ελληνικό δημόσιο. Οι εκτιμήσεις θέλουν οι πρώτες σεισμικές να αφορούν στην πρόσκτηση δισδιάστατων 2D απεικονίσεων από το υπέδαφος των τεσσάρων παραχωρήσεων.

Το σεισμογραφικό θα ξεκινήσει κατά πάσα πιθανότητα από το μπλοκ «Α2», θα συνεχίσει τις έρευνες στο μπλοκ «Νότια της Πελοποννήσου» και στα δύο πρώτα τρίμηνα του 2027 θα εκτελέσει τις σεισμικές έρευνες στα δύο υπεράκτια οικόπεδα της Κρήτης.

Τα δεδομένα θα αξιολογηθούν και με βάση τον σχεδιασμό εντός του 2027 θα γίνουν νέες τρισδιάστατες 3D αυτή τη φορά σεισμικές έρευνες. Οι νέες εργασίες θα αφορούν στοχευμένα σε συγκεκριμένες περιοχές των θαλάσσιων blocks τα οποία δείχνουν να υπάρχουν γεωολογικές δομές με κοιτάσματα σε υδρογονάνθρακες.

Στο «Μπλοκ 10» είχαν εκτελεστεί οι εργασίες και για την πρόσκτηση 3D γεωφυσικών δεδομένων.

Η απόφαση για γεώτρηση στο Block 10

Από τις παραχωρήσεις που έχει μισθώσει η Chevron πιο ώριμη θεωρείται αυτή του Block 10. Η παραχώρηση θα είναι έτοιμη για γεώτρηση αν κι εφόσον οι Αμερικανοί της Chevron στο διάστημα των 18 μηνών που ζήτησαν παράταση της δεύτερης ερευνητικής φάσης διαπιστώσουν πώς τα 2D και 3D γεωφυσικά δεδομένα κρύβουν στόχο με πιθανότητες επιτυχημένου εντοπισμού κοιτάσματος.

Η ενίσχυση της αυτοκατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας μέσω φωτοβολταϊκών συστημάτων δεν αποτελεί μόνο μία αναγκαία συνιστώσα για την ενεργειακή μετάβαση, αλλά και ένα εξαιρετικά χρήσιμο εργαλείο για την εθνική οικονομία, τις επιχειρήσεις και τους πολίτες.

Πρόκειται για μια προσέγγιση που:

• Εξοικονομεί δαπάνες για όλους τους καταναλωτές.
• Μειώνει τη ζήτηση από το δίκτυο.
• Περιορίζει τις απώλειες ενέργειας.
• Συμβάλλει στην ενεργειακή αυτάρκεια.
• Ενισχύει την ανταγωνιστικότητα των επιχειρήσεων.
• Δημιουργεί νέες θέσεις εργασίας.
• Ενδυναμώνει την απασχόληση στην Περιφέρεια.
• Ενισχύει την κοινωνική αποδοχή της πράσινης μετάβασης, καθώς ο πολίτης και η μικρομεσαία επιχείρηση αποκτούν, ως παραγωγοί, ενεργό ρόλο στο ενεργειακό σύστημα.

Με την Αριθμ. ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/102876/1958 (ΦΕΚ 5573Β’/14.9.2026) υπουργική απόφαση εκσυγχρονίστηκε το καθεστώς της αυτοκατανάλωσης (η οποία με τη μορφή του Ενεργειακού Συμψηφισμού [net-metering] ξεκίνησε να εφαρμόζεται το 2015) και πλέον, από το 2024, συνεχίζει ως ταυτοχρονισμένος συμψηφισμό (net-billing).

Υπάρχουν πολλές μορφές αυτοκατανάλωσης σε ατομικό ή συλλογικό επίπεδο.

1. Αυτοκατανάλωση με μηδενική έγχυση της παραγόμενης ενέργειας στο δίκτυο.

2. Αυτοκατανάλωση με πώληση της περίσσειας ενέργειας που δεν ιδιοκαταναλώνεται.

3. Αυτοκατανάλωση με εικονικό συμψηφισμό (όπου ο σταθμός παραγωγής βρίσκεται σε άλλο χώρο από την κατανάλωση).

Παράλληλα, οι νέες ρυθμίσεις προβλέπουν ακόμη:

1. Αυτοκατανάλωση μικρής κλίμακας με μικροηλιακά συστήματα ισχύος έγχυσης έως 800 W με ρευματολήπτη (plug-in ή “φωτοβολταϊκά πρίζας” ή “φωτοβολταϊκά μπαλκονιού”, όπως είναι γνωστά).

2. Αυτοκατανάλωση χωρίς έγχυση μεμονωμένων σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (μπαταρίες χωρίς φωτοβολταϊκό).

Τι πρέπει να γνωρίζετε για το νέο ρυθμιστικό πλαίσιο;

1. Η αυτοκατανάλωση αφορά όλες τις κατηγορίες καταναλωτών (οικιακούς, εμπορικούς, αγρότες, ΟΤΑ, Ενεργειακές Κοινότητες).

2. Στο net-billing, ο συμψηφισμός μεταξύ παραγόμενης και καταναλισκόμενης ενέργειας γίνεται σε πραγματικό χρόνο. Τυχόν πλεονάζουσα ενέργεια εγχέεται στο δίκτυο και μπορεί να αποζημιώνεται για μια εικοσαετία με βάση την τιμή της χονδρεμπορικής αγοράς τις ώρες της έγχυσης (ή για την περίπτωση των Μη διασυνδεδεμένων Νησιών με την Ειδική Τιμή Αγοράς των φωτοβολταϊκών).

3. Για την εγκατάσταση φωτοβολταϊκών σταθμών εγκατεστημένης ισχύος έως 10,8 kWp με εφαρμογή ταυτοχρονισμένου ή εικονικού ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού αποκλειστικά για καταναλωτές οικιακής χρήσης θεσπίστηκε ειδικό πρόγραμμα “Οικιακά Φωτοβολταϊκά”.

4. Οι οικιακοί αυτοκαταναλωτές δεν θεωρούνται επιτηδευματίες και δεν υπόκεινται σε φορολογικές υποχρεώσεις για τη διάθεση της παραγόμενης και εγχυθείσας ενέργειας στο πλαίσιο του συμψηφισμού.

5. Προβλέπεται συλλογική αυτοκατανάλωση σε επίπεδο κτιρίου με εφαρμογή εικονικού ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού (virtual net-billing). Τουλάχιστον δύο (2) αυτοκαταναλωτές που βρίσκονται στο ίδιο κτίριο ή σε συγκρότημα κατοικιών μπορούν να συμμετέχουν από κοινού σε δραστηριότητες και να ρυθμίζουν μεταξύ τους τον επιμερισμό της ενέργειας που παράγεται από τους σταθμούς τους, με την επιφύλαξη των εν ισχύι τελών δικτύου και άλλων σχετικών χρεώσεων, τελών, εισφορών και φόρων. Στον εικονικό ταυτοχρονισμένο συμψηφισμό, υπό το σχήμα της συλλογικής αυτοκατανάλωσης, μπορούν να ενταχθούν και καταναλώσεις κοινοχρήστων σε κτίρια.

6. Στην περίπτωση του ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού (net-billing) καθώς και μηδενικής έγχυσης (zero feed-in), η ισχύς κάθε σταθμού παραγωγής που εγκαθίσταται μπορεί να ανέρχεται μέχρι και το εκατό τοις εκατό (100%) της συμφωνημένης ισχύος κατανάλωσης (σε kVA). Στην περίπτωση του εικονικού ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού (virtual net-billing), η ισχύς κάθε σταθμού παραγωγής που εγκαθίσταται μπορεί να ανέρχεται μέχρι και το εκατό τοις εκατό (100%) της εγκατεστημένης ισχύος του συνόλου των συμψηφιζόμενων καταναλώσεων.

7. Ο σταθμός του αυτοκαταναλωτή μπορεί να ανήκει στην κυριότητά του ή σε τρίτο πρόσωπο ή να αποτελεί αντικείμενο διαχείρισης μέσω τρίτου προσώπου, της εγκατάστασης και λειτουργίας, συμπεριλαμβανομένης της μέτρησης και της συντήρησης, αν το τρίτο πρόσωπο παραμένει υπό τις εντολές του αυτοκαταναλωτή. Στην περίπτωση αυτή, το τρίτο πρόσωπο δεν θεωρείται αυτοκαταναλωτής. Στην περίπτωση που ο σταθμός αυτοκαταναλωτή εγκαθίσταται από τρίτο πρόσωπο και όχι από τον ίδιο αυτοκαταναλωτή, το οικονομικό αποτέλεσμα της πλεονάζουσας ενέργειας για τον ταυτοχρονισμένο συμψηφισμό
ή τον εικονικό ταυτοχρονισμένο συμψηφισμό εφόσον aποζημιώνεται, έχει ως ωφελούμενο αποκλειστικά τον αυτοκαταναλωτή.

8. O αυτοκαταναλωτής ή το τρίτο πρόσωπο που κατέχει τον σταθμό μπορεί να συνάπτει διμερείς συμβάσεις αγοροπωλησίας ηλεκτρικής ενέργειας (PPAs) για την πλεονάζουσα ενέργεια για τις περιπτώσεις του ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού που πληρώνεται από την αγορά. Αντίστοιχα, ο Προμηθευτής ή ο Φορέας Σωρευτικής εκπροσώπησης μπορεί να
εγγυάται σταθερή τιμή πώλησης για την πλεονάζουσα ενέργεια. 

Ο πλήρης οδηγός: https://helapco.gr/xoorigle/2026/09/HELAPCO_Self_Consumption_Sep2026.pdf

Σε διεθνές επίπεδο, η TotalEnergies έχει εξελίξει τα τελευταία χρόνια ένα από τα μεγαλύτερα χαρτοφυλάκια ανανεώσιμης ηλεκτροπαραγωγής μεταξύ των μεγάλων ενεργειακών ομίλων. Στο τέλος του 2025 διέθετε περίπου 35 GW εγκατεστημένης ισχύος από ΑΠΕ παγκοσμίως, ενώ το ευρύτερο χαρτοφυλάκιο έργων της -σε λειτουργία, υπό κατασκευή και ανάπτυξη- υπερβαίνει τα 100 GW.

Η δραστηριότητα εκτείνεται σε φωτοβολταϊκά, χερσαία και υπεράκτια αιολικά, αλλά και σε υδροηλεκτρικά έργα και αποθήκευση. Η TotalEnergies δραστηριοποιείται περίπου σε 120 χώρες και έχει θέσει ως στόχο να φτάσει τα 100 GW εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ έως το 2030, επιδιώκοντας παράλληλα καθαρή παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας άνω των 100 TWh ετησίως.

Επενδυτικό πρόγραμμα άνω των 9 δισ. ευρώ, με το μεγαλύτερο μέρος των κεφαλαίων να κατευθύνεται στο ηλεκτρικό σύστημα ήδη έως το τέλος της δεκαετίας, βάζει στο τραπέζι ο ΑΔΜΗΕ με το νέο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης 2027-2036. Ο σχεδιασμός ανοίγει έναν νέο κύκλο έργων σε νησιωτικές και διεθνείς διασυνδέσεις, Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης, υποσταθμούς και ενισχύσεις του δικτύου, ενώ για πρώτη φορά εντάσσεται στις νέες επενδύσεις και η ηλεκτρική διασύνδεση Ελλάδας-Κύπρου, το ελληνικό σκέλος του Great Sea Interconnector.

Τα μεγέθη αποτυπώνουν το εύρος του προγράμματος. Οι συνολικές δαπάνες του ΔΠΑ υπολογίζονται σε 9,037 δισ. ευρώ για την περίοδο 2027-2036, με τα 7,012 δισ. ευρώ να προβλέπεται ότι θα πραγματοποιηθούν ήδη στην τετραετία 2027-2030. Πρόκειται δηλαδή για σχεδόν οκτώ στα δέκα ευρώ του δεκαετούς επενδυτικού σχεδίου. Οι ετήσιες χρηματοροές εκτιμώνται σε 1,183 δισ. ευρώ το 2027, 1,748 δισ. το 2028, κορυφώνονται στα 2,296 δισ. ευρώ το 2029 και διαμορφώνονται σε 1,786 δισ. ευρώ το 2030.

Παράλληλα, το νέο ΔΠΑ προσθέτει 15 νέα έργα, ανεβάζοντας σε 110 το σύνολο των έργων ανάπτυξης του Συστήματος Μεταφοράς. Ο σχεδιασμός περιλαμβάνει ακόμη 34 προγραμματισμένα έργα και 52 έργα σε εξέλιξη, ενώ πέντε έχουν πλέον ολοκληρωθεί, τρία καταγράφονται σε καθυστέρηση και ένα οδηγείται σε κατάργηση.

Σχεδόν 7 δισ. ευρώ έως το 2030

Το επενδυτικό βάρος πέφτει στις μεγάλες διασυνδέσεις, οι οποίες απορροφούν με διαφορά το μεγαλύτερο μέρος των κεφαλαίων της επόμενης τετραετίας.

Στην κορυφή βρίσκεται η διασύνδεση των Δωδεκανήσων, για την οποία το ΔΠΑ προβλέπει δαπάνες 2,399 δισ. ευρώ έως το 2030 και συνολικά 2,568 δισ. ευρώ έως το 2036. Ακολουθεί η διασύνδεση των νησιών του Βορειοανατολικού Αιγαίου, με 1,263 δισ. ευρώ, σχεδόν το σύνολο των οποίων προβλέπεται να δαπανηθεί μέχρι το 2030.

Ιδιαίτερο βάρος αποκτά πλέον και η διασύνδεση Ελλάδας-Κύπρου, για την οποία εγγράφονται χρηματοροές 1,232 δισ. ευρώ έως το 2030 και συνολικές δαπάνες 1,636 δισ. ευρώ έως το 2036. Σημαντική θέση καταλαμβάνει και η νέα διασύνδεση Ελλάδας-Ιταλίας, με 532,4 εκατ. ευρώ έως το 2030 και συνολικό ύψος δαπανών 945 εκατ. ευρώ στη δεκαετία.

Στο εσωτερικό σύστημα ξεχωρίζουν, μεταξύ άλλων, το νέο ΚΥΤ Ρουφ και η σύνδεσή του στα 400 και 150 kV, για τα οποία προβλέπονται δαπάνες περίπου 244 εκατ. ευρώ έως το 2030, αλλά και μια σειρά ενισχύσεων σε ΚΥΤ, υποσταθμούς και γραμμές μεταφοράς σε ολόκληρη τη χώρα.

Τα 15 νέα έργα του ΑΔΜΗΕ

Το νέο στοιχείο του ΔΠΑ είναι η προσθήκη 15 έργων που εισάγονται για πρώτη φορά στο δεκαετές πρόγραμμα. Πρόκειται για παρεμβάσεις που απλώνονται από την Ήπειρο και τη Θράκη έως την Κρήτη, τα νησιά και την Αττική και αφορούν τόσο νέες υποδομές όσο και ενισχύσεις του υφιστάμενου Συστήματος.

Στη νέα «δεξαμενή» περιλαμβάνονται η σύνδεση του ΚΥΤ Θεσπρωτίας με το Σύστημα 150 kV, η διασύνδεση Ελλάδας-Κύπρου, ο Υποσταθμός Νεάπολης, το ΚΥΤ Αλεξανδρούπολης και η σύνδεσή του στα 150 και 400 kV, καθώς και οι νέοι υποσταθμοί Καλλονής, Κω, Δαμάστας ΙΙ και Περαίας.

Το πακέτο συμπληρώνουν η αντικατάσταση αγωγών στη γραμμή 400 kV Παλλήνη-Λαύριο, έργα ενίσχυσης υποσταθμών για την εξυπηρέτηση του Δικτύου Διανομής, νέοι αυτομετασχηματιστές για την ενίσχυση του Συστήματος Μεταφοράς, παρεμβάσεις στα ΚΥΤ Νέο Σιράκιο και Καράτζη, η ενίσχυση του Συστήματος 150 kV στη νότια Εύβοια και νέα έργα συστημάτων και υποδομών της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας.

Η ένταξή τους δεν σημαίνει ότι όλα περνούν ταυτόχρονα σε κατασκευαστική φάση. Το ίδιο το δεκαετές ξεχωρίζει τις κατηγορίες «νέα», «προγραμματισμένα» και «σε εξέλιξη», με διαφορετικό βαθμό ωριμότητας και διαφορετικές χρονικές ανάγκες. Το κοινό σημείο είναι ότι αποτελούν πλέον μέρος του επίσημου σχεδιασμού πάνω στον οποίο θα στηριχθεί η ανάπτυξη του ηλεκτρικού συστήματος έως το 2036.

Το GSI μπαίνει για πρώτη φορά στο επενδυτικό πλάνο

Η πιο ηχηρή νέα εγγραφή είναι η διασύνδεση Ελλάδας-Κύπρου. Το έργο αποτελεί το τμήμα Κρήτης-Κύπρου του Great Sea Interconnector, της σχεδιαζόμενης ηλεκτρικής γέφυρας Ελλάδας, Κύπρου και Ισραήλ, συνολικού μήκους 1.208 χιλιομέτρων και ονομαστικής ισχύος 1.000 MW. Ο GSI έχει χαρακτηριστεί Έργο Κοινού Ενδιαφέροντος της Ευρωπαϊκής Ένωσης.

Στο τεχνικό σκέλος, το έργο προβλέπει δύο καλωδιακές γραμμές συνεχούς ρεύματος 500 kV μεταξύ Κρήτης και Κύπρου, νέο σταθμό μετατροπής στην Κοφίνου και επεκτάσεις των εγκαταστάσεων μετατροπής στην Κρήτη.

Το ΔΠΑ αναφέρει ότι έχει ήδη αναδειχθεί προτιμητέος ανάδοχος για τους σταθμούς μετατροπής και βρίσκονται σε εξέλιξη οι μελέτες για την οριστικοποίηση του τεχνικού αντικειμένου, ενώ έχουν συναφθεί συμφωνίες με τεχνικούς συμβούλους για την παρακολούθηση των ερευνών βυθού και της παραγωγής των καλωδίων υψηλής τάσης. Ο χρονικός ορίζοντας για την ολοκλήρωση του πρώτου τμήματος της καλωδιακής σύνδεσης Κρήτης-Κύπρου τοποθετείται στα τέλη του 2031.

Τα μεγάλα έργα που τρέχουν

Πέρα από τις νέες προσθήκες, μεγάλο μέρος της επενδυτικής δαπάνης αφορά έργα που βρίσκονται ήδη σε διαφορετικά στάδια υλοποίησης. Στις Κυκλάδες, η κατασκευή της Δ΄ Φάσης έχει ολοκληρωθεί και το έργο βρίσκεται πλέον στο τελευταίο σκέλος δοκιμών και ηλέκτρισης, με ορίζοντα το τέλος του 2026.

Στην Κρήτη, αντίθετα, τα έργα ενίσχυσης του Συστήματος έχουν μετατεθεί χρονικά έως το 2035, από το 2028 που προβλεπόταν προηγουμένως. Το ποσοστό οικονομικής προόδου καταγράφεται στο 14,4%, με τις καθυστερήσεις να συνδέονται μεταξύ άλλων με απαλλοτριώσεις στη γραμμή Αθερινόλακκος-Σύστημα, εμπλοκές με τοπικούς φορείς και την Αρχαιολογική Υπηρεσία στη γραμμή Χανιά-Δαμάστα και την προσθήκη νέων υποέργων.

Για τα Δωδεκάνησα, ο ορίζοντας παραμένει το 2030. Οι διαγωνισμοί για τους σταθμούς μετατροπής Κορίνθου και Κω και για τη σύνδεση συνεχούς ρεύματος Κόρινθος-Κως είχαν αρχικά κηρυχθεί άγονοι λόγω μη υποβολής προσφορών και έχουν επαναπροκηρυχθεί, ενώ η περιβαλλοντική αδειοδότηση έκανε ένα σημαντικό βήμα με την έκδοση ΑΕΠΟ τον Αύγουστο του 2026.

Στο Βορειοανατολικό Αιγαίο, επίσης με ορίζοντα ολοκλήρωσης το 2030, αναμένεται η υπογραφή της Συμφωνίας Πλαίσιο για τις καλωδιακές διασυνδέσεις εναλλασσόμενου ρεύματος, ενώ βρίσκεται σε εξέλιξη και η διαδικασία για τους υποσταθμούς.

Στο διεθνές μέτωπο, στο επενδυτικό πρόγραμμα παραμένουν επίσης οι νέες διασυνδέσεις με Τουρκία, Αλβανία και Ιταλία. Ειδικά για την Ιταλία, το ΔΠΑ αποτυπώνει δαπάνες σχεδόν 1 δισ. ευρώ στη δεκαετία, ενώ η συνεργασία ΑΔΜΗΕ-Terna έχει περάσει σε νέα φάση μετά το Μνημόνιο Συνεργασίας που υπεγράφη την άνοιξη του 2025.

Πάνω από 32 GW το χαρτοφυλάκιο αιολικών και φωτοβολταϊκών

Το επενδυτικό κύμα στα δίκτυα έρχεται να συναντήσει και την ταχεία διεύρυνση της «πράσινης» παραγωγής. Τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ δείχνουν ότι μόνο το άθροισμα αιολικών και φωτοβολταϊκών που είτε λειτουργούν είτε έχουν Οριστική Προσφορά Σύνδεσης σε ΑΔΜΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ φτάνει πλέον τα 32,547 GW. Από αυτά, 9,837 GW αφορούν έργα σε λειτουργία στο Σύστημα Μεταφοράς, 13,228 GW έργα με ΟΠΣ στον ΑΔΜΗΕ, 8,688 GW εγκατεστημένη ισχύ στο Δίκτυο Διανομής και 794 MW έργα με ΟΠΣ στον ΔΕΔΔΗΕ.

Συνολικά, έως τον Ιούνιο του 2026 λειτουργούσαν ΑΠΕ και μονάδες ΣΗΘΥΑ ισχύος 19,317 GW, εκ των οποίων 5,996 GW ήταν αιολικά και 12,528 GW φωτοβολταϊκά. Ο ίδιος ο ΑΔΜΗΕ επισημαίνει ότι, εφόσον συνυπολογιστούν οι υφιστάμενες εγκαταστάσεις και τα έργα που έχουν κατοχυρώσει δικαίωμα σύνδεσης, η ισχύς ξεπερνά ήδη τον στόχο των 24,7 GW που θέτει το αναθεωρημένο ΕΣΕΚ για το 2030.

Οι μπαταρίες χτίζουν τη δική τους «δεξαμενή»

Ανάλογη κινητικότητα καταγράφεται και στην αποθήκευση, αν και από σαφώς μικρότερη βάση. Σύμφωνα με τα στοιχεία Ιουνίου 2026 του ΔΠΑ, σταθμοί αποθήκευσης συνολικής ισχύος απορρόφησης 1.403 MW και χωρητικότητας 4.439 MWh έχουν ήδη λάβει Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης από τον ΑΔΜΗΕ.

Η γεωγραφική συγκέντρωση είναι έντονη. Θεσσαλία, Στερεά Ελλάδα και Δυτική Μακεδονία συγκεντρώνουν μαζί περίπου 1.073 MW, δηλαδή πάνω από το 76% της ισχύος των έργων με ΟΠΣ. Στον αντίποδα, η πραγματικά λειτουργούσα ισχύς που καταγράφει το ίδιο το ΔΠΑ τον Ιούνιο του 2026 ήταν ακόμη 210 MW, με εγκατεστημένη χωρητικότητα 505 MWh.

Η εικόνα που προκύπτει είναι ενός Συστήματος Μεταφοράς που καλείται να μεγαλώσει σε δύο κατευθύνσεις ταυτόχρονα: να ενσωματώσει περισσότερη παραγωγή από ΑΠΕ και αποθήκευση στο εσωτερικό, αλλά και να αποκτήσει ισχυρότερες διαδρομές μεταφοράς προς τα νησιά και τις γειτονικές αγορές. Τα 9 δισ. ευρώ του νέου δεκαετούς δεν αφορούν, επομένως, απλώς έναν κατάλογο τεχνικών έργων, αλλά την υποδομή πάνω στην οποία θα κριθεί πόση νέα παραγωγή και πόσα νέα φορτία μπορεί πράγματι να σηκώσει το ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα την επόμενη δεκαετία.

Ανεβάζει ταχύτητα ο ΔΕΔΔΗΕ στο μεγάλο πρόγραμμα αντικατάστασης των συμβατικών μετρητών ηλεκτρικής ενέργειας, με τον ημερήσιο ρυθμό εγκατάστασης έξυπνων μετρητών να ξεπερνά πλέον τις 4.500 συσκευές.

Πρόκειται για ένα από τα σημαντικότερα έργα εκσυγχρονισμού του δικτύου διανομής, το οποίο μπαίνει πλέον στη φάση της μαζικής ανάπτυξης, με ορίζοντα την αντικατάσταση του συνόλου των συμβατικών μετρητών έως το 2030.

Το μέγεθος της προσπάθειας αποτυπώνεται στο αναλυτικό πλάνο του Διαχειριστή. Σύμφωνα με την παρουσίαση του ΔΕΔΔΗΕ, οι εγκαταστάσεις έξυπνων μετρητών είχαν ήδη φτάσει περίπου τα 1,6 εκατ., καλύπτοντας το 60% της καταναλισκόμενης ηλεκτρικής ενέργειας.

Ο ίδιος ο Διαχειριστής χαρακτηρίζει τη μαζική αντικατάσταση των συμβατικών συσκευών ως το κυριότερο έργο για τον εκσυγχρονισμό του δικτύου.

Το χρονοδιάγραμμα μέχρι το 2030

Για το 2026, το πλάνο προβλέπει ετήσια προσθήκη περίπου 970.000 μετρητών, ώστε ο συνολικός αριθμός τους να διαμορφωθεί σε 2,37 εκατ. στο τέλος του έτους. Σε εκείνο το σημείο θα τηλεμετράται το 66% της καταναλισκόμενης ενέργειας.

Η ανάπτυξη επιταχύνεται ακόμη περισσότερο από το 2027. Συγκεκριμένα, προβλέπονται περίπου 1,34 εκατ. νέοι μετρητές το 2027, ανεβάζοντας το σύνολο στα 3,71 εκατ. και την κάλυψη της κατανάλωσης στο 74%.

Το 2028 προβλέπεται νέα προσθήκη περίπου 1,34 εκατ. μετρητών, με αποτέλεσμα το σύνολο να φτάσει στα 5,04 εκατ. και η κάλυψη στο 82%. Το 2029 το πρόγραμμα προβλέπει ακόμη 1,33 εκατ. εγκαταστάσεις, ενώ το 2030 προγραμματίζεται το τελευταίο μεγάλο κύμα, με 1,76 εκατ. νέους μετρητές.

Έτσι, στο τέλος της περιόδου ο ΔΕΔΔΗΕ θα διαθέτει 7,7 εκατ. έξυπνους μετρητές, καλύπτοντας το 100% της καταναλισκόμενης ενέργειας.

Πρακτικά, το πρόγραμμα σημαίνει ότι μέσα στα επόμενα χρόνια θα πρέπει να αντικατασταθούν αρκετά εκατομμύρια ακόμη συμβατικοί μετρητές, γεγονός που εξηγεί και την αύξηση του ημερήσιου ρυθμού εγκαταστάσεων πάνω από τις 4.500.

Γιατί είναι σημαντικό το έργο

Η σημασία των έξυπνων μετρητών δεν εξαντλείται στην κατάργηση της παραδοσιακής καταμέτρησης. Αποτελούν τη βασική υποδομή πάνω στην οποία θα στηριχθεί η μετάβαση σε μια περισσότερο ψηφιακή και ευέλικτη αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.

Με την τηλεμέτρηση ο καταναλωτής χρεώνεται με βάση την πραγματική του κατανάλωση, περιορίζοντας την ανάγκη για εκτιμήσεις και έναντι λογαριασμούς. Ταυτόχρονα, η πολύ αναλυτικότερη εικόνα της κατανάλωσης επιτρέπει στα νοικοκυριά και στις επιχειρήσεις να γνωρίζουν πότε καταναλώνουν περισσότερο και να προσαρμόζουν ανάλογα τη συμπεριφορά τους.

Κυρίως, όμως, οι έξυπνοι μετρητές ανοίγουν τον δρόμο για την ευρύτερη εφαρμογή των δυναμικών τιμολογίων ηλεκτρικής ενέργειας. Με αυτά, η τιμή μπορεί να διαφοροποιείται ανά ώρα, επιτρέποντας στον καταναλωτή να μεταφέρει μέρος των φορτίων του στις περιόδους κατά τις οποίες η ηλεκτρική ενέργεια είναι φθηνότερη.

Αυτό αποκτά ιδιαίτερη σημασία όσο αυξάνεται η παραγωγή από φωτοβολταϊκά. Τις ώρες μεγάλης ηλιοφάνειας, όταν η προσφορά ηλεκτρικής ενέργειας είναι υψηλή και οι τιμές στη χονδρεμπορική αγορά μπορούν να υποχωρούν σημαντικά, η μετατόπιση της ζήτησης μπορεί να δημιουργήσει όφελος τόσο για τον καταναλωτή όσο και για τη λειτουργία του συστήματος.

Παράλληλα, η νέα μετρητική υποδομή αποτελεί απαραίτητη προϋπόθεση για υπηρεσίες απόκρισης ζήτησης, για την αποτελεσματικότερη φόρτιση ηλεκτρικών οχημάτων και για την καλύτερη ενσωμάτωση αποκεντρωμένης παραγωγής και αποθήκευσης.

Η μάχη με τις ρευματοκλοπές

Μια ακόμη κρίσιμη παράμετρος είναι η συμβολή των έξυπνων μετρητών στον εντοπισμό μη τεχνικών απωλειών. Η δυνατότητα συχνής καταγραφής και ανάλυσης της κατανάλωσης διευκολύνει τον εντοπισμό ασυνήθιστων προφίλ και παρεμβάσεων στις μετρητικές διατάξεις.

Το οικονομικό μέγεθος του προβλήματος είναι σημαντικό. Όπως αναφέρει ο ΔΕΔΔΗΕ στην ίδια παρουσίαση, το κόστος των μη τεχνικών απωλειών ανέρχεται σε περίπου 450 εκατ. ευρώ ετησίως και μετακυλίεται στους συνεπείς καταναλωτές. Η σχετική επιβάρυνση είχε υπολογιστεί περίπου στα 60 ευρώ ανά λογαριασμό τον χρόνο, ενώ με τις ενέργειες των τελευταίων δύο ετών έχει περιοριστεί στα 50 ευρώ.

Ο Διαχειριστής υπολογίζει μάλιστα ότι το συνολικό όφελος για τους συνεπείς καταναλωτές την περίοδο 2024-2025 φτάνει τα 150-200 εκατ. ευρώ, τόσο από τη μόνιμη μείωση των απωλειών όσο και από την αξιοποίηση των εισπράξεων προστίμων μέσω του ρυθμιστικού μηχανισμού.

Με το roll-out να επιταχύνεται, το 2026 αποτελεί ουσιαστικά έτος καμπής για το πρόγραμμα. Από τα περίπου 1,6 εκατ. εγκατεστημένα «έξυπνα ρολόγια», ο ΔΕΔΔΗΕ βάζει πλώρη για τα 2,37 εκατ. στο τέλος της χρονιάς και στη συνέχεια για τα 5 εκατ. το 2028.

Η ολοκλήρωση του έργου το 2030 αναμένεται να αλλάξει σημαντικά τη λειτουργία της λιανικής αγοράς ηλεκτρισμού, μετατρέποντας τον μετρητή από ένα απλό εργαλείο καταγραφής σε βασική ψηφιακή υποδομή για δυναμική τιμολόγηση, εξοικονόμηση ενέργειας και ενεργότερη συμμετοχή του καταναλωτή στην αγορά.

Εδραιώνεται στο νέο ενεργειακό χάρτη της αποθήκευσης η Δυτική Μακεδονία με μπαταρίες και αντλησιοταμίευση να κερδίζουν σταθερά έδαφος σε μία περιοχή που παλεύει ακόμα να ξεπεράσει το σοκ της απολιγνιτοποίησης.

Στο πλαίσιο αυτό, πρόκληση για την περιοχή είναι η αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας. Σήμερα βρίσκονται σε λειτουργία μονάδες ισχύος 29,8 MW, ενώ ακόμη 319 MW βρίσκονται σε ετοιμότητα για σύνδεση, σύμφωνα με στοιχεία ΑΔΜΗΕ, ΔΕΔΔΗΕ, ΔΑΠΕΕΠ.

Με την ολοκλήρωση των συγκεκριμένων έργων, η συνολική ισχύς αποθήκευσης στη Δυτική Μακεδονία αναμένεται να φτάσει τα 349,7 MW.

Στο Σύστημα Μεταφοράς του ΑΔΜΗΕ έχει δεσμευθεί ηλεκτρικός χώρος για έργα που συσσωρεύουν ισχύ σχεδόν 6 GW. Από αυτά μονάδες συνολικής ισχύος 2.632 MW βρίσκονται ήδη σε λειτουργία, ενώ για έργα ισχύος 3.354 MW έχει χορηγηθεί οριστική προσφορά σύνδεσης.

Παράλληλα, έχουν υποβληθεί αιτήσεις για σύνδεση σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (μπαταρίες και έργα αντλησιοταμίευσης) συνολικής ισχύος 5.726 MW (5,7 GW).

Παράλληλα, στο δίκτυο διανομής του ΔΕΔΔΗΕ η συνολική ισχύς ανέρχεται σε 648 MW. Από αυτήν, περίπου 500 MW αντιστοιχούν σε έργα που λειτουργούν ήδη ενώ για ακόμη 117 MW έχουν υπογραφεί οι σχετικές συμβάσεις.

Η εξέλιξη αυτή ενισχύει περαιτέρω τον ρόλο της περιφέρειας ως ενός από τους βασικούς ενεργειακούς κόμβους της χώρας.

Σε μια περιοχή όπου η ανάπτυξη των ΑΠΕ επιταχύνεται, η προσθήκη συστημάτων αποθήκευσης αποκτά κομβική σημασία, καθώς δημιουργεί τις προϋποθέσεις για μεγαλύτερη διείσδυση της πράσινης παραγωγής και καλύτερη αξιοποίηση της νέας ισχύος που προστίθεται στο σύστημα.

Στη Νέα Νικόπολη Κοζάνης, στη θέση «Μοσχούλα», εγκρίθηκε τον Ιούλιο σταθμός της Quantum BESS ισχύος 83 MW και χωρητικότητας 332 MWh.

Στην Αναρράχη Εορδαίας εντάχθηκαν τον Ιανουάριο σε Πρότυπες Περιβαλλοντικές Δεσμεύσεις εννέα σταθμοί αποθήκευσης, συνολικής ισχύος 50 MW και εγγυημένης χωρητικότητας 200 MWh.

Στη Φλώρινα, η μονάδα «Βεύη» της MORE, ισχύος 22 MW και χωρητικότητας 44 MWh, λειτουργεί από τον Απρίλιο του 2026, ενώ στα Γρεβενά προχώρησε περιβαλλοντικά σταθμός ισχύος 10,85 MW στη θέση «Τσούκα» της Τ.Κ. Ποντινής.

Τα αγκάθια

Μεγαλύτερα αγκάθια για την ταχύτερη διείσδυση της αποθήκευσης στο ενεργειακό μείγμα αποτελούν η πρόσβαση στο δίκτυο και οι καθυστερήσεις των χρόνων σύνδεσης. Στις δυσκολίες προστίθενται οι αδειοδοτικές εκκρεμότητες, οι χρήσεις γης, οι περιβαλλοντικές εγκρίσεις και τα συνοδά έργα σύνδεσης.

Την ίδια στιγμή, τα φωτοβολταϊκά πρωταγωνιστούν. Στη Δυτική Μακεδονία λειτουργούν 1.808 φωτοβολταϊκοί σταθμοί, συνολικής ισχύος 2.469,87 MW. Επιπλέον, 467 φωτοβολταϊκά έργα, ισχύος 1.679,34 MW, διαθέτουν Οριστική Προσφορά Σύνδεσης και συμβάσεις και αναμένουν την ενεργοποίησή τους.

Από την άλλη πλευρά τα αιολικά έχουν τεράστια περιθώρια ανάπτυξης, αφού σε λειτουργία βρίσκονται 18 σταθμοί συνολικής ισχύος 569,13 MW, ενώ επιπλέον 13 έργα ισχύος 577,03 MW έχουν λάβει όρους σύνδεσης χωρίς να λειτουργούν ακόμα.

Πάνω από το ήμισυ της ηλεκτρικής ενέργειας της Ευρωπαϊκής Ένωσης παράγεται από ανανεώσιμες πηγές (ΑΠΕ) αν και το ποσοστό αυτό υποχώρησε από 54,3% το δεύτερο τρίμηνο του 2025 σε 54,1% στο ίδιο τρίμηνο του 2026, σύμφωνα με τα στοιχεία της ευρωπαϊκής στατιστικής υπηρεσίας Eurostat.

Η Ελλάδα βρίσκεται πολύ κοντά στον ευρωπαϊκό μέσο όρο, υπολείποντας μόλις κατά περίπου μία ποσοστιαία μονάδα. Ωστόσο στην πανευρωπαϊκή κατάταξη, η χώρα μας ήταν πολύ χαμηλά, στην 17η θέση ξεπερνώντας μόνο 10 χώρες κυρίως της Κεντρικής και Ανατολικής Ευρώπης.

Οι χώρες της ΕΕ με τα υψηλότερα ποσοστά ηλεκτρικής ενέργειας που παράχθηκε από ανανεώσιμες πηγές κατά το δεύτερο τρίμηνο του 2026 ήταν η Λετονία (97,7%, κυρίως υδροηλεκτρική και ηλιακή ενέργεια), η Δανία (94,3%, κυρίως αιολική ενέργεια) και η Κροατία (92,2%, κυρίως υδροηλεκτρική ενέργεια).

Αντίθετα, τα χαμηλότερα ποσοστά καταγράφηκαν στη Σλοβακία (19,8 %), την Τσεχία (20,9 %) και τη Μάλτα (24,5 %).

Πρωταθλήτρια των ΑΠΕ  η ηλιακή ενέργεια

Η ηλιακή ενέργεια ήταν η κύρια πηγή ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ (41,6% της συνολικής ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας), αυξάνοντας το μερίδιό της από το 37,0% του δεύτερου τριμήνου του 2025. Η αιολική ενέργεια ήταν η δεύτερη μεγαλύτερη πηγή με 27,7%, ακολουθούμενη από την υδροηλεκτρική ενέργεια με 22,6%.

Η υπόλοιπη ηλεκτρική ενέργεια από ανανεώσιμες πηγές προήλθε από ανανεώσιμα καύσιμα (7,7%) καθώς και από γεωθερμικές και άλλες πηγές ενέργειας (0,4%).

Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή και το Ευρωπαϊκό Πανεπιστημιακό Ινστιτούτο εγκαινιάζουν την Energy Regulation Academy (EnRA), μια νέα πρωτοβουλία που χρηματοδοτείται από την ΕΕ και αποσκοπεί στο να βοηθήσει τις εθνικές αρχές να μετατρέψουν τις μεταρρυθμίσεις της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε απτά αποτελέσματα σε όλες τις χώρες της ΕΕ.

Η Ακαδημία στοχεύει στην ενίσχυση του ανθρώπινου δυναμικού και των θεσμών που είναι υπεύθυνοι για την εφαρμογή των κανόνων στον τομέα της ενέργειας, ώστε να επιτευχθούν ταχύτερα θετικά αποτελέσματα για τους πολίτες και τη βιομηχανία.

Καθώς η ΕΕ επιταχύνει τη μετάβαση σε ένα πιο ανθεκτικό, βιώσιμο και ανταγωνιστικό σύστημα ηλεκτρικής ενέργειας, η EnRA θα παρέχει εξειδικευμένη κατάρτιση, ανταλλαγή εμπειριών μεταξύ ομολόγων και εξατομικευμένη υποστήριξη σε επαγγελματίες του δημόσιου τομέα που εργάζονται σε ρυθμιστικές αρχές, υπουργεία και άλλους δημόσιους φορείς.

Ο τομέας της ηλεκτρικής ενέργειας στην Ευρώπη υφίσταται σημαντικές αλλαγές εν μέσω κρίσιμων γεωπολιτικών εξελίξεων. Πρόσφατες μεταρρυθμίσεις επηρεάζουν τον σχεδιασμό της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, τις επενδύσεις σε ΑΠΕ, τον σχεδιασμό και την αδειοδότηση δικτύων, την ευελιξία του συστήματος, την ψηφιοποίηση και την προστασία των καταναλωτών. Ωστόσο, η αποτελεσματικότητα αυτών των μεταρρυθμίσεων εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από την ικανότητα των εθνικών αρχών να εφαρμόζουν τη νομοθεσία με ταχύτητα, να αναπτύσσουν αποτελεσματικά ρυθμιστικά εργαλεία και να προσαρμόζουν τους θεσμούς και τις μεθόδους εργασίας τους.

Ως εκ τούτου, η EnRA δημιουργήθηκε για να καλύψει αυτή την ανάγκη, θέτοντας τους επαγγελματίες του δημόσιου τομέα στο επίκεντρο της ενεργειακής μετάβασης. Στόχος της είναι να υποστηρίξει την έγκαιρη και υψηλής ποιότητας εφαρμογή των μεταρρυθμίσεων και να συμβάλει στη μετατροπή της πολιτικής της ΕΕ σε συγκεκριμένες δράσεις και οφέλη στην πράξη.

Κατά τη διάρκεια της επόμενης τριετίας, η Ακαδημία θα προσφέρει ένα ολοκληρωμένο πρόγραμμα για επαγγελματίες από όλες τις χώρες της ΕΕ. Το πρόγραμμα θα περιλαμβάνει εξειδικευμένα σεμινάρια κατάρτισης σε τομείς προτεραιότητας, περιφερειακά εργαστήρια για κοινές διασυνοριακές προκλήσεις και λύσεις, εξατομικευμένες διαβουλεύσεις για μεταρρυθμιστικές ανάγκες σε εθνικό ή περιφερειακό επίπεδο, καθώς και τεχνικά ενημερωτικά σημειώματα για επαγγελματίες, τα οποία θα εξηγούν τις εξελίξεις στην πολιτική και τις διασυνδέσεις με άλλους τομείς πολιτικής με κατανοητό τρόπο.

Πέρα από την κατάρτιση, η Ακαδημία στοχεύει στη δημιουργία μιας ευρωπαϊκής κοινότητας, επιτρέποντας στους επαγγελματίες να αντλούν γνώσεις από την εμπειρία των συναδέλφων τους και να ενισχύουν τη ρυθμιστική συνεργασία πέρα από τα εθνικά σύνορα.

ο EnRA χρηματοδοτείται από την ΕΕ μέσω του Μέσου Τεχνικής Υποστήριξης και υλοποιείται από τη Σχολή Κανονισμών της Φλωρεντίας σε συνεργασία με την ειδική ομάδα μεταρρυθμίσεων και επενδύσεων της Επιτροπής.  

Περισσότερες πληροφορίες μπορείτε να βρείτε στο διαδίκτυο.

Πιο εύκολη και πιο προσιτή γίνεται η παραγωγή και κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας για ίδια χρήση από νοικοκυριά και επιχειρήσεις, με το νέο πλαίσιο αυτοκατανάλωσης που τίθεται από σήμερα σε ισχύ με Υπουργική Απόφαση.  

Το νέο πλαίσιο κάνει την αυτοκατανάλωση πιο απλή και πιο ευέλικτη, απλοποιεί τις διαδικασίες και διευρύνει τις δυνατότητες συμμετοχής των καταναλωτών. Διαμορφώθηκε έπειτα από ευρεία δημόσια διαβούλευση, με τη συμμετοχή θεσμικών φορέων και πολιτών, καθώς και τη σχετική γνώμη της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ).

Παράλληλα, το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας σχεδιάζει τη διάθεση επιπλέον 476 εκατ. ευρώ μέσω του Ταμείου Απανθρακοποίησης των Νήσων, με στόχο την περαιτέρω ενίσχυση της αυτοκατανάλωσης και της ευελιξίας του ηλεκτρικού συστήματος και τη μείωση του κόστους ηλεκτρικής ενέργειας στα νησιά μας.

Σημειώνεται ότι το ΥΠΕΝ έχει ήδη διαθέσει περισσότερα από 170 εκατ. ευρώ από το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας για τα προγράμματα «Φωτοβολταϊκά στη Στέγη» και «Φωτοβολταϊκά στο Χωράφι», καθώς και για το πρόγραμμα «Αποθήκευση στις Επιχειρήσεις», το οποίο βρίσκεται σε εξέλιξη.

Το νέο πλαίσιο για την αυτοκατανάλωση

Για πρώτη φορά θεσπίζεται η δυνατότητα εγκατάστασης:

• μικρών φωτοβολταϊκών συστημάτων μέγιστης ισχύος έως 800 Watt (“φωτοβολταϊκά στο μπαλκόνι”),
• μεμονωμένωνσυστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας,

αποκλειστικά για την κάλυψη ιδίων αναγκών, μέσω απλοποιημένων αδειοδοτικών διαδικασιών, με σαφείς όρους και προϋποθέσεις για την εγκατάστασή τους και ειδικές προδιαγραφές για την προστασία του δικτύου. Σε συνδυασμό με τα δυναμικά τιμολόγια ηλεκτρικής ενέργειας, οι καταναλωτές θα μπορούν να αποθηκεύουν ενέργεια από το δίκτυο κατά τις ώρες χαμηλότερων τιμών και να την αξιοποιούν για την κάλυψη των αναγκών τους κατά τις ώρες υψηλότερων τιμών, μειώνοντας το ενεργειακό τους κόστος.

Επιπλέον, το νέο πλαίσιο απλοποιεί, αποσαφηνίζει και καθορίζει πλήρως τις διαδικασίες για την εφαρμογή όλων των σχημάτων αυτοκατανάλωσης,  θέτοντας τους όρους και τις προϋποθέσεις για την προσθήκη συστημάτων αποθήκευσης σε σταθμούς αυτοκατανάλωσης. Παράλληλα, διευρύνει και απλουστεύει τη δυνατότητα συμμετοχής πολιτών, επιχειρήσεων, αγροτών  και Ενεργειακών Κοινοτήτων στην ενεργειακή μετάβαση, και θεσπίζει ειδική διαδικασία εφαρμογής της αυτοκατανάλωσης αποκλειστικά για τους Οργανισμούς Τοπικής Αυτοδιοίκησης, τα νομικά πρόσωπα δημοσίου και ιδιωτικού δικαίου του δημόσιου τομέα και τους κοινωφελείς οργανισμούς.

Η ενίσχυση της ενεργειακής δημοκρατίας, μέσω της αυτοκατανάλωσης, αποτελεί βασική προτεραιότητα για την Κυβέρνηση. Ενεργειακή δημοκρατία σημαίνει δυνατότητα σε ολοένα και περισσότερα νοικοκυριά και επιχειρήσεις να αξιοποιούν τον ήλιο, να παράγουν τη δική τους καθαρή ενέργεια και να μειώνουν το ενεργειακό τους κόστος, με αυτάρκεια, έλεγχο και συμβολή σε ένα πιο βιώσιμο και καθαρό ενεργειακό μοντέλο. Η στήριξη της Πολιτείας, η ανταπόκριση των πολιτών και η δυναμική του θεσμού στη χώρα μας αποτυπώνονται και στα 38.812 συστήματα αυτοκατανάλωσης που τέθηκαν σε λειτουργία από το 2020 ως σήμερα, συνολικής ισχύος 1.128 ΜW, με σημαντική συμμετοχή νοικοκυριών και επιχειρήσεων, σε σύγκριση με την περίοδο 2015-2019, κατά την οποία τέθηκαν σε λειτουργία μόλις 1.772 συστήματα ισχύος 36 MW.

Απλούστερο και πιο ευέλικτο πλαίσιο αυτοκατανάλωσης

Με τη νέα Υπουργική Απόφαση αντιμετωπίζονται ζητήματα που ανέκυψαν κατά την εφαρμογή του προηγούμενου πλαισίου και επέρχονται στοχευμένες βελτιώσεις  ώστε το πλαίσιο να καταστεί πιο λειτουργικό, προσφέροντας μεγαλύτερη ευελιξία και νέες δυνατότητες στους καταναλωτές.

Ειδικότερα:

• αποσαφηνίζονται οι διαδικασίες εφαρμογής και εκκαθάρισης των σχημάτων αυτοκατανάλωσης,
• διευκολύνεται η ανάπτυξη συλλογικής αυτοκατανάλωσης, όπως σε πολυκατοικίες και συγκροτήματα κατοικιών, καθώς και η ανάπτυξη σταθμών από τρίτο πρόσωπο προς όφελος του αυτοκαταναλωτή,
• εισάγεται η δυνατότητα εκπροσώπησης καταναλωτών που συμμετέχουν σε σχήματα αυτοκατανάλωσης από διαφορετικούς προμηθευτές,
• επιτρέπεται, υπό προϋποθέσεις, η μετάβαση μεταξύ διαφορετικών σχημάτων αυτοκατανάλωσης και η συμμετοχή μιας παροχής σε περισσότερους από έναν σταθμούς,
• προβλέπονται μεταβατικές διατάξεις για τους υφιστάμενους σταθμούς αυτοκατανάλωσης, ώστε η μετάβαση στο νέο πλαίσιο να πραγματοποιηθεί ομαλά, χωρίς επιπλέον κόστος για τους αυτοκαταναλωτές και με άμεσο οικονομικό όφελος.

Ψηφιοποίηση και εκσυγχρονισμός των υπηρεσιών

Το νέο πλαίσιο συνοδεύεται από σημαντικές παρεμβάσεις εκσυγχρονισμού, που διευκολύνουν την εξυπηρέτηση των πολιτών. Υπό το πρίσμα αυτό:

• επιταχύνεται η εγκατάσταση «έξυπνων» μετρητώνγια όλους όσοι επιλέγουν να ενταχθούν σε σχήματα αυτοκατανάλωσης,
• υλοποιείται το Ηλεκτρονικό Μητρώο Αυτοκατανάλωσης, αποσκοπώντας στην ψηφιοποίηση των διαδικασιών και στην ευέλικτη και άμεση ανταλλαγή πληροφοριών μεταξύ των εμπλεκόμενων φορέων.

Τι πετυχαίνουμε με τη νέα μεταρρύθμιση

Η αυτοκατανάλωση γίνεται πιο προσιτή, πιο απλή και πιο αποτελεσματική για όλους. Με τη συμμετοχή των καταναλωτών σε σχήματα αυτοκατανάλωσης και την αξιοποίηση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας επιτυγχάνεται σημαντική μείωση, αφ’ ενός στους λογαριασμούς ηλεκτρικής ενέργειας σε μόνιμη βάση, αφ’ ετέρου στο περιβαλλοντικό αποτύπωμα της ενεργειακής κατανάλωσης.

Η Υ.Α. ΥΠΕΝ/∆ΑΠΕΕΚ/102876/1958 14.09.2026

Μέχρι τις 15 Σεπτεμβρίου έχουν τη δυνατότητα να ολοκληρώσουν την εγκατάσταση συστήματος set point οι ιδιοκτήτες φωτοβολταϊκών συστημάτων αυτοκατανάλωσης ισχύος άνω των 400 kW. Η εγκατάσταση των συγκεκριμένων συστημάτων αποτελεί απαραίτητη προϋπόθεση για την ομαλή ενσωμάτωση των μονάδων στο δίκτυο τηλεδιαχείρισης.

Σε διαφορετική περίπτωση, προβλέπονται «πέναλτι», τα οποία μπορεί να περιλαμβάνουν περιορισμούς στην παραγωγή, αλλά και αποσύνδεση από το δίκτυο. Ωστόσο, πλέον είναι πολύ λίγα τα φωτοβολταϊκά συστήματα στα οποία δεν έχει εγκατασταθεί ο συγκεκριμένος εξοπλισμός. Σύμφωνα με τα διαθέσιμα στοιχεία, σε ποσοστό άνω του 90% των συστημάτων έχει ήδη ολοκληρωθεί η σχετική εγκατάσταση.

Με την ενσωμάτωση του συνόλου των συστημάτων στο δίκτυο τηλεδιαχείρισης, ο ΔΕΔΔΗΕ θα έχει πλέον τη δυνατότητα να προβαίνει στις απαραίτητες ενέργειες και στις κινήσεις που απαιτούνται για τη διασφάλιση της ευστάθειας του συστήματος. Η δυνατότητα αυτή αποκτά ιδιαίτερη σημασία στο πλαίσιο της διαχείρισης της παραγωγής από φωτοβολταϊκά και της ανάγκης προσαρμογής της λειτουργίας τους στις απαιτήσεις του δικτύου.

Παράλληλα, θα πρέπει να σημειωθεί ότι τα συγκεκριμένα συστήματα δεν εξαιρούνται από το πλαίσιο των περικοπών. Η εγκατάσταση του set point και η ένταξη των μονάδων στο σύστημα τηλεδιαχείρισης δεν σημαίνει, επομένως, ότι οι συγκεκριμένες μονάδες απαλλάσσονται από τις περικοπές παραγωγής όταν αυτές απαιτούνται.

Όπως έχουμε αναφέρει, οι περικοπές δεν πρόκειται να ξεπεράσουν φέτος τις 2,5 TWh. Η εξέλιξη αυτή δείχνει ότι, παρά το γεγονός πως οι περικοπές εξακολουθούν να βρίσκονται σε υψηλά επίπεδα, η φετινή εικόνα ενδέχεται να είναι τελικά καλύτερη από τις αρχικές προβλέψεις.

Ενδεικτική είναι και η εικόνα του Ιουλίου, κατά τον οποίο οι περικοπές ήταν ελάχιστα περισσότερες σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο πέρυσι. Η εξέλιξη αυτή ενισχύει την εκτίμηση ότι οι περικοπές κατά τη φετινή χρονιά θα κινηθούν σε πιο συγκρατημένα επίπεδα από αυτά που αρχικά αναμένονταν.

Η εξέλιξη των περικοπών αποτελεί ένα από τα βασικά στοιχεία που αποτυπώνουν τις προκλήσεις οι οποίες προκύπτουν από την αυξημένη συμμετοχή των φωτοβολταϊκών στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Παράλληλα, όμως, η φετινή εικόνα δείχνει ότι η διαχείριση της παραγωγής μπορεί να εξελιχθεί με ηπιότερους ρυθμούς σε σχέση με τις αρχικές εκτιμήσεις.

Η ανάπτυξη των υποδομών τεχνητής νοημοσύνης (AI) εξελίσσεται πλέον σε ζήτημα που αφορά άμεσα στην επάρκεια και στον σχεδιασμό των ηλεκτρικών συστημάτων της Ευρώπης, καθώς η ταχεία επέκταση των data centers αυξάνει τις απαιτήσεις για ισχύ, δίκτυα και νέες συνδέσεις.

Ωστόσο, η στρατηγική σημασία της ανάπτυξης των data centers δεν είναι ίδια σε όλες τις ευρωπαϊκές χώρες. Σύμφωνα με τον Ευρωπαϊκό Σύνδεσμο Κέντρων Δεδομένων (EUDCA) η δυνατότητα κάθε αγοράς να προσελκύσει νέες επενδύσεις εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από το κατά πόσο το ενεργειακό της σύστημα μπορεί να υποστηρίξει την πρόσθετη ζήτηση.

Ενδεικτική είναι η περίπτωση της Ιρλανδίας, όπου η συνολική εγκατεστημένη ισχύς IT των data centers αντιστοιχεί ήδη περίπου στο 29% του εθνικού peak φορτίου ηλεκτρικής ζήτησης του 2025. Το ποσοστό αυτό θα μπορούσε να αυξηθεί στο 46% έως το 2031, καταδεικνύοντας την κλίμακα της πίεσης που μπορεί να δημιουργήσει η ανάπτυξη των ψηφιακών υποδομών στο ηλεκτρικό σύστημα.

Αντίστοιχα, η Πορτογαλία ξεκινά από πολύ χαμηλότερη βάση, με την ισχύ IT των data centers να αντιστοιχεί περίπου στο 0,6% του peak φορτίου του 2025. Ωστόσο, το ποσοστό αυτό θα μπορούσε να φτάσει το 16,4% έως το 2031, εφόσον υλοποιηθούν τα προβλεπόμενα έργα ανάπτυξης.

Ελλάδα: Τα data centers αυξάνουν το ενεργειακό τους αποτύπωμα

Η Ελλάδα αναμένεται να καταγράψει σημαντική αύξηση της δυναμικότητας των data centers τα επόμενα χρόνια, σύμφωνα με τα στοιχεία της EUDCA. Όπως αποτυπώνεται στην ανάλυση, η δυναμικότητα IT των data centers αντιστοιχεί σήμερα περίπου στο 0,7% του εθνικού peak φορτίου ηλεκτρικής ζήτησης, ενώ έως το 2031 προβλέπεται να φτάσει το 2,4%.

Παρότι το ποσοστό παραμένει χαμηλότερο από άλλες ευρωπαϊκές αγορές, όπως η Ιρλανδία και η Πορτογαλία, η τάση καταδεικνύει την αυξανόμενη σημασία των ψηφιακών υποδομών για το ελληνικό ενεργειακό σύστημα. Η διαθεσιμότητα ισχύος και οι υποδομές δικτύου θα αποτελέσουν κρίσιμους παράγοντες για την προσέλκυση νέων επενδύσεων.

Η δυναμικότητα σε σχέση με το ηλεκτρικό σύστημα

Τα συγκεκριμένα ποσοστά δεν αποτυπώνουν την πραγματική κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας των data centers, ούτε αποτελούν μέτρο της διαθέσιμης εφεδρείας των δικτύων. Αποτυπώνουν, όμως, το μέγεθος της δυναμικότητας των data centers σε σχέση με το ηλεκτρικό σύστημα που καλείται να την υποστηρίξει.

Η διάκριση αυτή είναι κρίσιμη, καθώς η λειτουργία των υποδομών AI απαιτεί όχι μόνο επαρκή παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά και διαθέσιμη ισχύ στο δίκτυο, υποδομές μεταφοράς και διανομής, καθώς και δυνατότητα έγκαιρης σύνδεσης νέων εγκαταστάσεων.

Έτσι, το ερώτημα για την ανάπτυξη των data centers στην Ευρώπη δεν περιορίζεται πλέον στο πού υπάρχει διαθέσιμη γη ή επενδυτικό ενδιαφέρον, αλλά το κρίσιμο ζήτημα είναι σε ποιες αγορές μπορούν να αναπτυχθούν ταυτόχρονα νέα έργα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, ισχυρότερα δίκτυα και επαρκής δυναμικότητα για νέες συνδέσεις.

Η εξέλιξη αυτή μετατρέπει την ενεργειακή υποδομή σε έναν από τους βασικούς παράγοντες ανταγωνιστικότητας για την προσέλκυση επενδύσεων σε data centers και υποδομές AI.

Η επενδυτική ζήτηση δημιουργεί σημαντικές ευκαιρίες για τις ευρωπαϊκές οικονομίες. Ωστόσο, το πόσο από αυτό το επενδυτικό ενδιαφέρον θα μπορέσει τελικά να μετατραπεί σε πραγματικά έργα θα εξαρτηθεί από τη διαθέσιμη ηλεκτρική ισχύ και την ταχύτητα με την οποία μπορούν να επεκταθούν τα δίκτυα.

Με άλλα λόγια, η επένδυση δημιουργεί την ευκαιρία, αλλά η ενεργειακή δυναμικότητα καθορίζει πόσο από αυτή την ευκαιρία μπορεί να αξιοποιηθεί.

Η ελληνική αγορά φωτοβολταϊκών δεν ξεπέρασε απλώς έναν ακόμη ενεργειακό στόχο. Τον ξεπέρασε τέσσερα και πλέον χρόνια νωρίτερα από το προβλεπόμενο, επιβεβαιώνοντας ότι η διείσδυση της ηλιακής ενέργειας στην Ελλάδα εξελίσσεται με ρυθμούς ταχύτερους από εκείνους που είχαν προβλεφθεί στον εθνικό ενεργειακό σχεδιασμό.

Τον Ιούλιο, η εν λειτουργία φωτοβολταϊκή ισχύς έφθασε, σύμφωνα με τα στοιχεία της αγοράς, τα 13,8 GW, ξεπερνώντας ήδη τον στόχο των 13,5 GW για το 2030 που προβλέπει το αναθεωρημένο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ). Η απόσταση από το χρονοδιάγραμμα είναι  πλέον τέτοια ώστε δεν πρόκειται απλώς για μια μικρή απόκλιση, αλλά για μια σαφή ένδειξη ότι η πραγματική ενεργειακή μετάβαση της χώρας τρέχει ταχύτερα από το μοντέλο πάνω στο οποίο σχεδιάστηκε.

Και η εξέλιξη αυτή αποκτά ακόμη μεγαλύτερη σημασία αν δει κανείς από πού ξεκίνησε η ελληνική αγορά.

Η ουσιαστική απογείωση των φωτοβολταϊκών στην Ελλάδα άρχισε στις αρχές της δεκαετίας του 2010. Το 2010 η συνολική εγκατεστημένη ισχύς βρισκόταν περίπου στα 200 MW, ενώ μέσα σε μόλις τρία χρόνια εκτινάχθηκε στα 2,58 GW το 2013. Μόνο το 2012 εγκαταστάθηκαν περίπου 912 MW και το 2013 ακόμη 1.043 MW, σε μια περίοδο κατά την οποία η ελληνική αγορά γνώρισε την πρώτη μεγάλη έκρηξη των φωτοβολταϊκών.

Ακολούθησε μια περίοδος σχεδόν στασιμότητας. Μετά το 2013, οι νέες εγκαταστάσεις περιορίστηκαν δραστικά και η συνολική ισχύς παρέμεινε περίπου στα 2,6 GW μέχρι το 2018. Η δεύτερη και πολύ ισχυρότερη φάση ανάπτυξης άρχισε από το 2019, όταν προστέθηκαν περίπου 161 MW, και επιταχύνθηκε θεαματικά από το 2020 και μετά.

Από τα περίπου 3,3 GW του 2020, η εγκατεστημένη ισχύς αυξήθηκε σε περίπου 4,1 GW το 2021, 5,5 GW το 2022, ενώ στη συνέχεια η αγορά πέρασε σε ακόμη υψηλότερες ταχύτητες. Τα στοιχεία της αγοράς καταγράφουν περίπου 6,7 GW το 2024 και 9 GW το 2025, πριν από το νέο άλμα του 2026.

Η υπέρβαση του στόχου του ΕΣΕΚ δεν σημαίνει, ασφαλώς, ότι οι επενδύσεις στα φωτοβολταϊκά σταματούν. Το αντίθετο. Οι εκτιμήσεις της αγοράς δείχνουν ότι η εγκατεστημένη ισχύς μπορεί να συνεχίσει να αυξάνεται με υψηλούς ρυθμούς και να προσεγγίσει ακόμη και τα 20 GW έως το 2030, κάτι που

θα αλλάξει ολόκληρη την ισορροπία του ελληνικού ενεργειακού μείγματος.

Το επόμενο μεγάλο στοίχημα είναι οι μπαταρίες

Το ισχύον ΕΣΕΚ προβλέπει για το 2030 περίπου 4,325 GW μπαταριών, ένα στόχο που είναι ήδη αυξημένος σε σχέση με τον προηγούμενο σχεδιασμό, αλλά σύμφωνα με παράγοντες της αγοράς ενδέχεται να μην επαρκεί για ένα σύστημα με περίπου 20 GW φωτοβολταϊκών.

Οι εκτιμήσεις που διατυπώνονται στην αγορά ανεβάζουν την απαιτούμενη ισχύ αποθήκευσης ακόμη και στα 8,6 GW, εφόσον στόχος είναι οι περικοπές πράσινης παραγωγής να συγκρατηθούν περίπου στο 10%.

Οι τρεις διαγωνιστικές διαδικασίες έχουν ήδη ξεκλειδώσει έργα μπαταριών περίπου 900 MW, ενώ η πρόσκληση του ΥΠΕΝ δημιουργεί προοπτική ανάπτυξης έργων έως 4,7 GW.

Η ταχύτητα με την οποία αναπτύσσονται τα φωτοβολταϊκά αλλάζει πλέον και την ίδια την εξίσωση της ενεργειακής μετάβασης.

Με βάση το σενάριο των 20 GW φωτοβολταϊκών το 2030, η ηλιακή παραγωγή θα μπορούσε να φθάσει περίπου τις 25,3 TWh, έναντι 20,9 TWh που προβλέπει το ΕΣΕΚ. Μιλάμε δηλαδή για περίπου 4,4 TWh επιπλέον ηλεκτρικής ενέργειας από τον ήλιο.

Εάν ταυτόχρονα επιτευχθούν οι υπόλοιποι στόχοι του ΕΣΕΚ και η ζήτηση δεν αυξηθεί σημαντικά περισσότερο από τις προβλέψεις, αυτή η πρόσθετη παραγωγή θα πρέπει σε μεγάλο βαθμό να υποκαταστήσει παραγωγή συμβατικών μονάδων, κυρίως φυσικού αερίου.

Νέα κινητικότητα καταγράφεται στην αγορά αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας, με τον κύκλο αιτήσεων του Αυγούστου στη ΡΑΑΕΥ να συγκεντρώνει δέκα νέα έργα, από μεγάλες μονάδες αντλησιοταμίευσης έως συστήματα μπαταριών σε Στερεά Ελλάδα, Θεσσαλία, Κρήτη, Αττική και Ανατολική Μακεδονία και Θράκη.

Η συνολική μέγιστη ισχύς έγχυσης των έργων προσεγγίζει τα 733,4 MW, ενώ η μέγιστη ισχύς απορρόφησης διαμορφώνεται σε περίπου 725,4 MW, αποτυπώνοντας το συνεχιζόμενο επενδυτικό ενδιαφέρον για υποδομές που μπορούν να προσφέρουν μεγαλύτερη ευελιξία στο ηλεκτρικό σύστημα.

Ιδιαίτερο βάρος στον νέο κύκλο αποκτούν τρία έργα αντλησιοταμίευσης, συνολικής μέγιστης ισχύος έγχυσης 305 MW, καθώς και επτά έργα συσσωρευτών, συνολικής ισχύος 428,4 MW. Σε όρους ενεργειακής χωρητικότητας, οι αιτήσεις αθροίζουν περισσότερες από 35,1 GWh, μέγεθος το οποίο επηρεάζεται καθοριστικά από ένα ιδιαίτερα μεγάλο αντλησιοταμιευτικό έργο της ENERGLOBE.

Στις μπαταρίες ξεχωρίζει η νέα κίνηση της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή, η οποία υπέβαλε αίτηση για σύστημα αποθήκευσης ισχύος 250 MW στη θέση «Άγιος Συμεών», στη Δημοτική Ενότητα Δεσφίνας του Δήμου Δελφών, στη Φωκίδα. Το έργο προβλέπει μέγιστη ισχύ τόσο έγχυσης όσο και απορρόφησης 250 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 562 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 500 MWh. Η αίτηση υποβλήθηκε στις 6 Αυγούστου με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018100 και αποτελεί μακράν τη μεγαλύτερη, σε όρους ισχύος, πρόταση συσσωρευτών στον κύκλο του Αυγούστου.

Τα τρία έργα αντλησιοταμίευσης

Το μεγαλύτερο έργο του κύκλου σε όρους ενεργειακής χωρητικότητας προέρχεται από την ENERGLOBE Μονοπρόσωπη Α.Ε. και αφορά αντλησιοταμίευση στη θέση «Μουζάκι-Συκιά», με γεωγραφικό αποτύπωμα που εκτείνεται στις Περιφερειακές Ενότητες Άρτας, Καρδίτσας και Τρικάλων. Η αίτηση καλύπτει περιοχές των Δήμων Κεντρικών Τζουμέρκων, Αργιθέας, Μουζακίου, Πύλης και Γεωργίου Καραϊσκάκη και τις Δημοτικές Ενότητες Αθαμανίας, Ανατολικής Αργιθέας, Αργιθέας, Μουζακίου, Μυροφύλλου, Πινδέων και Τετραφυλίας.

Το συγκεκριμένο έργο προβλέπει μέγιστη ισχύ έγχυσης 102 MW και μέγιστη ισχύ απορρόφησης 104 MW, ενώ η εγκατεστημένη και η εγγυημένη χωρητικότητά του φθάνουν τις 31.100 MWh. Η αίτηση κατατέθηκε στις 6 Αυγούστου και έλαβε αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018105. Πρόκειται για το έργο που εκτοξεύει τη συνολική ενεργειακή χωρητικότητα των αιτήσεων του μήνα, καθώς μόνο του αντιστοιχεί σε πάνω από 31 GWh.

Δεύτερη σημαντική αίτηση αντλησιοταμίευσης κατατέθηκε από την ENERGYFIN Μονοπρόσωπη Α.Ε. για έργο στη θέση «Μαυρομάτι-Μουζάκι», στην Περιφερειακή Ενότητα Καρδίτσας και στον Δήμο Μουζακίου. Η μονάδα σχεδιάζεται με μέγιστη ισχύ έγχυσης 193 MW και μέγιστη ισχύ απορρόφησης 183 MW, ενώ η εγκατεστημένη και εγγυημένη χωρητικότητα ανέρχονται σε 1.746 MWh. Η σχετική αίτηση κατατέθηκε επίσης στις 6 Αυγούστου, με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018106.

Την τριάδα των έργων αντλησιοταμίευσης συμπληρώνει η Παγκρήτια Ενεργειακή Μονοπρόσωπη ΙΚΕ, η οποία υπέβαλε αίτηση για μονάδα 10 MW στη θέση «Καστελλιανά» της Κρήτης. Το έργο χωροθετείται στην Περιφερειακή Ενότητα Ηρακλείου, στις περιοχές των Δήμων Μινώα Πεδιάδας και Αρχανών-Αστερουσίων και στις Δημοτικές Ενότητες Αρκαλοχωρίου και Αστερουσίων. Προβλέπει μέγιστη ισχύ έγχυσης και απορρόφησης 10 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 110 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 80 MWh. Η αίτηση υποβλήθηκε στις 7 Αυγούστου με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018108.

Συνολικά, τα τρία αντλησιοταμιευτικά έργα συγκεντρώνουν μέγιστη ισχύ έγχυσης 305 MW και απορρόφησης 297 MW, με εγκατεστημένη χωρητικότητα 32.956 MWh. Η εικόνα αυτή δείχνει ότι, παρά την κυριαρχία των μπαταριών ως προς τον αριθμό των έργων, η αντλησιοταμίευση εξακολουθεί να διεκδικεί σημαντικό ρόλο στις επενδύσεις μεγάλης διάρκειας αποθήκευσης.

Επτά νέα έργα μπαταριών

Πέρα από το έργο των 250 MW της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή στους Δελφούς, στον κύκλο του Αυγούστου κατατέθηκαν ακόμη έξι αιτήσεις για συστήματα συσσωρευτών.

Η WINDSPUR Ενεργειακή Μονοπρόσωπη Α.Ε. σχεδιάζει έργο στη θέση «Μαγούλα», στη Δημοτική Ενότητα Θεσπιέων του Δήμου Αλιάρτου-Θεσπιέων, στη Βοιωτία. Η μονάδα θα έχει ισχύ έγχυσης και απορρόφησης 15 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 70,21 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 60 MWh. Η αίτηση υποβλήθηκε στις 5 Αυγούστου και έλαβε αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018104.

Στη Δυτική Αττική καταγράφεται αίτηση του Νικόλαου Βόρδου για σύστημα αποθήκευσης στη θέση «Πυργάκι», στον Δήμο Μεγαρέων. Η προτεινόμενη μονάδα διαθέτει μέγιστη ισχύ έγχυσης και απορρόφησης 5 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 10,5 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 10 MWh. Η αίτηση κατατέθηκε στις 6 Αυγούστου με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018107.

Ισχυρή παρουσία στον κύκλο έχει και η Κρήτη, όπου η Μονοπρόσωπη Ανώνυμη Εταιρεία Διαχείρισης Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας έχει υποβάλει τρεις διαφορετικές αιτήσεις για συστήματα συσσωρευτών, συνολικής ισχύος 150 MW.

Το πρώτο έργο σχεδιάζεται στον Αθερινόλακκο, στη Δημοτική Ενότητα Λεύκης του Δήμου Σητείας, στην Περιφερειακή Ενότητα Λασιθίου. Προβλέπει μέγιστη ισχύ έγχυσης και απορρόφησης 50 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 626 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 500 MWh. Η αίτηση έχει αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018109 και κατατέθηκε στις 6 Αυγούστου.

Το δεύτερο έργο, επίσης ισχύος 50 MW, χωροθετείται στα Λινοπεράματα της Δημοτικής Ενότητας Γαζίου, στον Δήμο Μαλεβιζίου και στην Περιφερειακή Ενότητα Ηρακλείου. Και σε αυτή την περίπτωση η εγκατεστημένη χωρητικότητα φθάνει τις 626 MWh, με εγγυημένη χωρητικότητα 500 MWh. Η αίτηση υποβλήθηκε στις 6 Αυγούστου με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018110.

Το τρίτο έργο της ίδιας εταιρείας βρίσκεται στη θέση «Συκιά-Σέλια», στον Δήμο Σητείας της Περιφερειακής Ενότητας Λασιθίου. Η ισχύς έγχυσης και απορρόφησης ανέρχεται επίσης σε 50 MW, αλλά η εγκατεστημένη χωρητικότητα είναι χαμηλότερη, στις 268,3 MWh, με εγγυημένη χωρητικότητα 200 MWh. Η αίτηση, με αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018111, κατατέθηκε επίσης στις 6 Αυγούστου.

Τον κύκλο συμπληρώνει η ΝΕΜΑ Φωτοβολταϊκά ΣΥΝ ΠΕ Ενεργειακή Κοινότητα με αίτηση για σύστημα συσσωρευτών στη θέση «Σαπών Λυκείου Αγρ. 244», στον Δήμο Μαρωνείας-Σαπών της Ροδόπης. Η μονάδα προβλέπεται με μέγιστη ισχύ έγχυσης και απορρόφησης 8,39644 MW, εγκατεστημένη χωρητικότητα 40,12 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα 32,096 MWh. Πρόκειται για την τελευταία χρονικά αίτηση του συγκεκριμένου κύκλου, η οποία υποβλήθηκε στις 10 Αυγούστου και έλαβε αριθμό πρωτοκόλλου Γ-018113.

Πάνω από 35 GWh η συνολική χωρητικότητα

Σε επίπεδο συνολικών μεγεθών, οι επτά αιτήσεις για συσσωρευτές αντιστοιχούν σε περίπου 428,4 MW ισχύος έγχυσης και απορρόφησης, με εγκατεστημένη χωρητικότητα 2.203,13 MWh και εγγυημένη χωρητικότητα περίπου 1.802,1 MWh. Τα τρία έργα αντλησιοταμίευσης προσθέτουν άλλα 305 MW μέγιστης ισχύος έγχυσης και 297 MW απορρόφησης, με εγκατεστημένη χωρητικότητα 32.956 MWh.

Έτσι, το σύνολο των δέκα αιτήσεων του Αυγούστου φθάνει σε περίπου 733,4 MW μέγιστης ισχύος έγχυσης, 725,4 MW μέγιστης ισχύος απορρόφησης και 35.159 MWh εγκατεστημένης χωρητικότητας. Η εγγυημένη χωρητικότητα των προτεινόμενων έργων ανέρχεται συνολικά σε περίπου 34.728 MWh.

Η σύνθεση των αιτήσεων αποτυπώνει και τις δύο βασικές κατευθύνσεις στις οποίες κινείται πλέον η αγορά αποθήκευσης: αφενός τα συστήματα μπαταριών, τα οποία μπορούν να αναπτυχθούν ταχύτερα και σε μεγαλύτερη γεωγραφική διασπορά, και αφετέρου τα μεγάλης διάρκειας έργα αντλησιοταμίευσης, τα οποία προσφέρουν πολύ μεγαλύτερα αποθέματα ενέργειας. Με την αυξανόμενη διείσδυση των ΑΠΕ να ενισχύει την ανάγκη για ευελιξία και καλύτερη αξιοποίηση της παραγόμενης πράσινης ενέργειας, ο κύκλος του Αυγούστου επιβεβαιώνει ότι το επενδυτικό ενδιαφέρον για νέες υποδομές αποθήκευσης παραμένει ισχυρό.

Ο ΔΕΔΔΗΕ ενημερώνει τους ενδιαφερόμενους ότι σύμφωνα με την παρ. 16 του άρθρου 97 του ν. 4951/2022 (ΦΕΚ Α 129/4.7.2022), όπως προστέθηκε με την παρ. 3 του άρθρου 61 του ν. 5325/2026 (ΦΕΚ Α 122/31.07.2026), οι Φωτοβολταϊκοί σταθμοί των Προγραμμάτων «Φωτοβολταϊκά στη Στέγη» και «Φωτοβολταϊκά στο Χωράφι», οι οποίοι έως την 1η.8.2026 δεν έχουν κατασκευαστεί και οι Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης έχουν λήξει ή για τους οποίους έχει παύσει να ισχύει η δέσμευση ηλεκτρικού χώρου  (πέρας διάρκειας ισχύος σύμβασης σύνδεσης), δύναται να αναβιώσουν και να παραταθεί η διάρκεια ισχύος τους, εφόσον καταβάλλουν, έως τη 15η Σεπτεμβρίου 2026, το Τέλος Παράτασης Εγκατάστασης και Δέσμευσης Ηλεκτρικού Χώρου στον ΔΑΠΕΕΠ και υποβάλουν μέσω της  Ηλεκτρονικής Πλατφόρμας υποβολής αιτήσεων για σταθμούς ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ  ”Αίτημα παράτασης ισχύος Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης” συνοδευόμενο από την Βεβαίωση Καταβολής Τέλους Δέσμευσης Ηλεκτρικού Χώρου.

Σε περίπτωση που οι σταθμοί των εν λόγω προγραμμάτων έχουν κατασκευαστεί, υπάγονται στις προβλέψεις της παρ. 4 του άρθρου 32Β του ν. 4951/2022, και συνεπώς ισχύουν τα αναφερόμενα στην από 14.08.2026 ανακοίνωση του ΔΕΔΔΗΕ (https://www.deddie.gr/el/anakoinosi-tou-deddie-anaforika-me-tin-energopoiisi-kataskevasmenon-stathmon-ape-sithya-se-efarmogi-tis-par-4-tou-arthrou-32v-tou-n-4951-2022-opos-ischyei/)

Οι ενδιαφερόμενοι που δραστηριοποιούνται στα Ηλεκτρικά Συστήματα των Μη Διασυνδεμένων Νησιών δύνανται να υποβάλλουν το σχετικό αίτημα μέσω της ηλεκτρονικής διεύθυνσης market.operations.support@deddie.gr

Επισημαίνεται ότι, λαμβάνοντας υπόψη το πέρας των προθεσμιών υλοποίησης του Ταμείου Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας, οι σταθμοί για τους οποίους θα γίνει χρήση της δυνατότητας αναβίωσης (κατ’ εφαρμογή της παρ. 16 του άρθρου 97 του ν. 4951/2022) δεν δύναται να λάβουν επιδότηση.