Jump to content
Προσθέστε το Michanikos.gr στις πηγές ενημέρωσης σας στο Google News! ×
  • Buildinghow
    HoloBIM Structural

  • Ενέργεια-ΑΠΕ

    Ενέργεια-ΑΠΕ

    1872 ειδήσεις in this category

    1. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Νέο πλαίσιο εκκαθάρισης για net metering χωρις τηλεμέτρηση και ενεργειακές κοινότητες

      Engineer

      Με την υπ’ αριθμ. Ε-192/2025 απόφαση, η Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ) προχωρά σε μία ουσιαστική αναμόρφωση του τρόπου εκκαθάρισης της ενέργειας για καταναλωτές και παραγωγούς που συμμετέχουν σε σχήματα ενεργειακού συμψηφισμού (net metering και virtual net metering), καλύπτοντας ένα κρίσιμο θεσμικό κενό της αγοράς. 
      Η απόφαση αφορά κυρίως τις περιπτώσεις όπου δεν υπάρχει τηλεμέτρηση, δηλαδή για χιλιάδες μικρούς παραγωγούς, αυτοπαραγωγούς και ενεργειακές κοινότητες, οι οποίοι μέχρι σήμερα εντάσσονταν σε ένα ασαφές ή ελλιπές πλαίσιο εκκαθάρισης.
      Το βασικό πρόβλημα: Έλλειψη ακριβών δεδομένων
      Η μέχρι σήμερα λειτουργία της αγοράς εξισορρόπησης βασιζόταν σε μεγάλο βαθμό σε τηλεμετρούμενα δεδομένα, κάτι που δεν ισχύει για σημαντικό μέρος των εγκαταστάσεων ΑΠΕ χαμηλής τάσης.
      Αυτό δημιουργούσε:
      στρεβλώσεις στην κατανομή ενέργειας, αβεβαιότητα για προμηθευτές και διαχειριστές, περιορισμούς στην ανάπτυξη ενεργειακών κοινοτήτων. Η νέα απόφαση έρχεται να λύσει το πρόβλημα μέσω μεθοδολογικών εργαλείων εκτίμησης και επιμερισμού.
      Η μεγάλη αλλαγή: Εισαγωγή Τυπικών Καμπυλών Παραγωγής
      Κεντρικός πυλώνας της μεταρρύθμισης είναι η εισαγωγή της Τυπικής Καμπύλης Παραγωγής Ενέργειας (ΤΚΠΕ).
      Πρόκειται για ένα εργαλείο που:
      χρησιμοποιεί δεδομένα από τηλεμετρούμενες μονάδες, δημιουργεί «πρότυπα» παραγωγής, επιτρέπει την αναγωγή της ενέργειας σε χρονικές περιόδους για μη τηλεμετρούμενους σταθμούς.  Με απλά λόγια όπου δεν υπάρχουν μετρήσεις σε πραγματικό χρόνο, το σύστημα «προσεγγίζει» την παραγωγή με στατιστικά μοντέλα. Νέοι κανόνες για net metering χωρίς τηλεμέτρηση
      Για παροχές χωρίς τηλεμετρούμενους μετρητές, η εκκαθάριση πλέον:
      βασίζεται σε τρεις μεταβλητές: απορροφηθείσα ενέργεια, παραχθείσα ενέργεια, εγχυθείσα ενέργεια,   υπολογίζει τη συνολική κατανάλωση, την κατανέμει χρονικά με βάση πρότυπα φορτίου, και τελικά προσδιορίζει τη χρεώσιμη ενέργεια ανά περίοδο.   Η προσέγγιση αυτή εισάγει μεγαλύτερη ακρίβεια αλλά και πολυπλοκότητα, μεταφέροντας ουσιαστικά το μοντέλο της τηλεμέτρησης σε «εκτιμητική μορφή».
      Virtual net metering: Διαχωρισμός περιπτώσεων
      Η απόφαση διακρίνει σαφώς τις περιπτώσεις εικονικού συμψηφισμού:
      1. Με τηλεμέτρηση
      Ακριβής υπολογισμός ανά χρονική περίοδο Άμεσος συμψηφισμός παραγωγής–κατανάλωσης 2. Χωρίς τηλεμέτρηση
      Χρήση προτύπων καμπυλών παραγωγής και κατανάλωσης Εκτιμητικός επιμερισμός ενέργειας 3. Ενεργειακές κοινότητες
      Ιδιαίτερη σημασία δίνεται:
      στον επιμερισμό της παραγόμενης ενέργειας στα μέλη, στη δήλωση ποσοστών συμμετοχής, στη μηνιαία «δεξαμενή» ενέργειας προς κατανομή.   Κρίσιμη λεπτομέρεια: Αποφυγή αρνητικών χρεώσεων
      Η απόφαση διατηρεί βασική αρχή του net metering:
      Αν η παραγωγή υπερβαίνει την κατανάλωση → δεν υπάρχει χρέωση, Το πλεόνασμα μεταφέρεται σε επόμενες περιόδους. Παράλληλα, προβλέπεται πλέον ότι το σύστημα μπορεί να διαχειρίζεται ακόμα και αρνητικές καθαρές καταναλώσεις σε επίπεδο εκπροσώπου φορτίου, κάτι ιδιαίτερα σημαντικό για μεγάλες ενεργειακές κοινότητες. 
      Αντιδράσεις αγοράς: ΕΣΠΕΝ vs ΔΕΔΔΗΕ
      Κατά τη δημόσια διαβούλευση:
      Οι προμηθευτές (ΕΣΠΕΝ)
      εντόπισαν κανονιστικά κενά (π.χ. σε ΜΔΝ και Κρήτη), ζήτησαν δυνατότητα διορθωτικών εκκαθαρίσεων, εξέφρασαν ανησυχίες για ασάφειες στις καμπύλες. Ο ΔΕΔΔΗΕ
      υπερασπίστηκε τη μεθοδολογία, χαρακτήρισε τεχνικά δύσκολη την επέκταση σε μη τηλεμετρούμενα δεδομένα, επιβεβαίωσε ότι το πλαίσιο μπορεί να εξελιχθεί περαιτέρω.   Χωρίς αναδρομική ισχύ – αλλά με μεταβατική περίοδο
      Η ΡΑΑΕΥ ξεκαθαρίζει ότι:
      το νέο πλαίσιο δεν θα έχει αναδρομική εφαρμογή, παρά τα αιτήματα της αγοράς, απαιτείται μεταβατική περίοδος 4 μηνών για τεχνική προσαρμογή. Η εφαρμογή ξεκινά την 1η ημέρα του τέταρτου μήνα μετά τη δημοσίευση. 
      Read more...

        0

    2. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Τα δώδεκα (12) ελληνικά ενεργειακά projects που εξασφαλίζουν χρηματοδότηση και ευρωπαϊκή στήριξη

      GTnews

      Δημοσιεύτηκε από την Κομισιόν οριστικός κατάλογος των έργων κοινού ενδιαφέροντος PCI PMI στον οποίο περιλαμβάνονται και 12 ελληνικά ενεργειακά projects. Τα έργα αυτά με την ένταξη τους στη λίστα εξασφαλίζουν πρόσβαση σε χρηματοδότηση, επιτάχυνση αδειοδοτήσεων και αυξημένη θεσμική στήριξη.
      Η εξέλιξη αυτή αποκτά ιδιαίτερη σημασία σε μια περίοδο όπου η Ευρώπη αναζητά ενεργειακή ασφάλεια, διαφοροποίηση πηγών και επιτάχυνση της πράσινης μετάβασης, με την Ελλάδα να τοποθετείται ως κόμβος ηλεκτρικής ενέργειας, φυσικού αερίου, υδρογόνου και πλέον και CO₂.
      Τι είναι τα PCI και PMI
      Τα έργα PCI (Projects of Common Interest) και PMI (Projects of Mutual Interest) αποτελούν βασικά εργαλεία της ευρωπαϊκής ενεργειακής πολιτικής. Πρόκειται για διασυνοριακές ενεργειακές υποδομές που κρίνονται κρίσιμες για την ολοκλήρωση της εσωτερικής αγοράς ενέργειας, την ασφάλεια εφοδιασμού και την επίτευξη των κλιματικών στόχων. Η ένταξη ενός έργου στη λίστα PCI/PMI συνεπάγεται:
      • πρόσβαση σε ευρωπαϊκή χρηματοδότηση μέσω του μηχανισμού CEF (Connecting Europe Facility),
      • επιτάχυνση αδειοδοτικών διαδικασιών,
      • αυξημένη προτεραιότητα σε εθνικό και ευρωπαϊκό επίπεδο.
      Ο νέος κατάλογος ανοίγει τον δρόμο για την επόμενη πρόσκληση χρηματοδότησης CEF, που αναμένεται στα τέλη Απριλίου 2026, με ορίζοντα υποβολής προτάσεων έως τον Σεπτέμβριο.
      Τα ελληνικά έργα που ξεχωρίζουν
      GSI – Great Sea Interconnector
      Η ηλεκτρική διασύνδεση Ελλάδας – Κύπρου – Ισραήλ αποτελεί ένα από τα πλέον εμβληματικά projects της περιοχής. Δημιουργεί για πρώτη φορά ενεργειακή γέφυρα μεταξύ Ανατολικής Μεσογείου και Ευρώπης, ενισχύοντας την ασφάλεια εφοδιασμού και επιτρέποντας την αξιοποίηση ΑΠΕ.
      GREGY – Διασύνδεση Ελλάδας – Αιγύπτου
      Ένα έργο που φιλοδοξεί να μεταφέρει "πράσινη" ηλεκτρική ενέργεια από την Αίγυπτο προς την Ευρώπη μέσω Ελλάδας. Εντάσσεται στο ευρύτερο σχέδιο εισαγωγής καθαρής ενέργειας από τη Βόρεια Αφρική.
      Αναβάθμιση διασύνδεσης Ελλάδας – Ιταλίας
      Η ενίσχυση της υφιστάμενης ηλεκτρικής διασύνδεσης αυξάνει τη μεταφορική ικανότητα μεταξύ των δύο αγορών, βελτιώνοντας τη ρευστότητα και τη σύγκλιση τιμών στην ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρισμού.
      Υποδομές αποθήκευσης και ευελιξίας
      Αντλησιοταμίευση Αμφιλοχίας
      Ένα από τα μεγαλύτερα έργα αποθήκευσης ενέργειας στην Ευρώπη, κρίσιμο για τη στήριξη της διείσδυσης ΑΠΕ και τη σταθερότητα του συστήματος.
      Μονάδα μπαταριών Eunice – Πτολεμαΐδα
      Σημαντικό έργο αποθήκευσης με μπαταρίες που ενισχύει την ευελιξία του συστήματος και την απορρόφηση παραγωγής από ΑΠΕ. Η Ελλάδα στον χάρτη του υδρογόνου
      H2DRIA – Διασύνδεση υδρογόνου με Βουλγαρία
      Αγωγός που θα επιτρέψει τη μεταφορά υδρογόνου προς τη Νοτιοανατολική Ευρώπη, ενισχύοντας τη δημιουργία περιφερειακής αγοράς.
      Διάδρομος υδρογόνου Ελλάδας – Ιταλίας (Poseidon)
      Μετατροπή και αξιοποίηση υφιστάμενων υποδομών για τη μεταφορά υδρογόνου προς την Ιταλία, ανοίγοντας έναν νέο ενεργειακό διάδρομο.
      Thalis 1 – Παραγωγή υδρογόνου
      Έργο ηλεκτρόλυσης για παραγωγή πράσινου υδρογόνου, με στόχο την κάλυψη βιομηχανικών και ενεργειακών αναγκών.
      Ionian Energy Terminal (Edison)
      Υποδομή που συνδέεται με τον Poseidon και στοχεύει στην παραγωγή υδρογόνου από αμμωνία, εισάγοντας νέα αλυσίδα αξίας στην περιοχή.
      Έξυπνα δίκτυα και ανανεώσιμα αέρια
      SmartSwitch (Ελλάδα – Βουλγαρία)
      Έργο που επιτρέπει την ένταξη ανανεώσιμων και χαμηλών εκπομπών αερίων (όπως βιομεθάνιο και υδρογόνο) στα δίκτυα φυσικού αερίου, ενισχύοντας τη μετάβαση.
      Φυσικό αέριο και νέες υποδομές
      EastMed
      Ο αγωγός φυσικού αερίου που συνδέει τα κοιτάσματα της Ανατολικής Μεσογείου με την Ευρώπη παραμένει στο τραπέζι ως έργο στρατηγικής σημασίας για τη διαφοροποίηση προμηθειών.
      Δέσμευση και αποθήκευση CO₂
      Prinos CO₂ Storage
      Ένα από τα πιο ώριμα έργα CCS στην Ευρώπη, με στόχο την αποθήκευση διοξειδίου του άνθρακα στον Πρίνο. Αποτελεί κρίσιμη υποδομή για την αποανθρακοποίηση της βιομηχανίας.
      Ο ρόλος της Ελλάδας στον νέο ενεργειακό χάρτη
      Η ένταξη των έργων αυτών στον κατάλογο PCI/PMI επιβεβαιώνει ότι η Ελλάδα εξελίσσεται σε ενεργειακό κόμβο πολλαπλών κατευθύνσεων από την ηλεκτρική ενέργεια και το  φυσικό αέριο μέχρι το υδρογόνο και τις υποδομές CO₂.
      Σε μια περίοδο έντονων γεωπολιτικών ανακατατάξεων και αβεβαιότητας στις αγορές ενέργειας, τα projects αυτά λειτουργούν ως "ασφαλιστική δικλείδα" για την Ευρώπη, ενώ ταυτόχρονα δημιουργούν σημαντικές επενδυτικές ευκαιρίες για την ελληνική οικονομία.
      Το επόμενο κρίσιμο ορόσημο είναι η ενεργοποίηση των χρηματοδοτήσεων μέσω του CEF, που θα κρίνει ποια από τα έργα θα περάσουν από τη φάση του σχεδιασμού στην υλοποίηση, διαμορφώνοντας την επόμενη ημέρα του ενεργειακού συστήματος στη Νοτιοανατολική Ευρώπη.
      Read more...

        0

    3. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Από τη ΔΕΗ Ανανεώσιμες η πρώτη επένδυση στη γεωθερμία, με πιλοτική μονάδα στη Λέσβο

      Engineer

      Στην τελική ευθεία βρίσκεται η πρώτη μονάδα στη χώρα μας που θα αξιοποιεί τη γεωθερμική ενέργεια για την παραγωγή ηλεκτρισμού, καθώς πολύ σύντομα αναμένεται να ανακηρυχθεί ανάδοχος για την κατασκευή της πολιτικής μονάδας της ΔΕΗ Ανανεώσιμες στη Λέσβο. Έτσι, με τη συμβασιοποίηση του έργου θα ξεκινήσουν άμεσα οι εργασίες για την υλοποίησή του, η οποία αναμένεται να ολοκληρωθεί προς το τέλος του 2026.
      Μέσω της ΔΕΗ Ανανεώσιμες, ο Όμιλος ΔΕΗ παίζει πρωταγωνιστικό ρόλο στην εκμετάλλευση της γεωθερμίας στη χώρα μας για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, έχοντας για αυτό τον σκοπό μισθώσει τέσσερα γεωθερμικά πεδία υψηλών θερμοκρασιών, στη Λέσβο, στη Νίσυρο, στα Μέθανα και στη ζώνη Μήλου–Κιμώλου–Πολυαίγου. Η γεωθερμία αποτελεί μια «πράσινη» μορφή ενέργειας που έχει ένα σημαντικό πλεονέκτημα από σχεδόν όλες τις υπόλοιπες ανανεώσιμες πηγές.
      Το ατού αυτό είναι πως δεν χαρακτηρίζεται από στοχαστικότητα, δηλαδή μπορεί να εξασφαλίζει συνεχή παραγωγή, ώστε οι γεωθερμικοί σταθμοί να λειτουργούν σας μονάδες βάσης για το σύστημα. Ωστόσο, παρά το πλούσιο γεωθερμικό δυναμικό που υπάρχει στην Ελλάδα, μέχρι σήμερα δεν έχει υλοποιηθεί κανένα ανάλογο έργο – εν μέρει και λόγω αστοχιών που υπήρξαν στις πρώτες απόπειρες αξιοποίησης, τη δεκαετία του ‘80.
      Προπομπός εμπορικής μονάδας
      Η πιλοτική μονάδα θα έχει ισχύ 250 kW και θα χρησιμοποιεί γεωθερμικό ρευστό που είχε εντοπιστεί από παλιότερες ερευνητικές γεωτρήσεις, οι οποίες φτάνουν σε βάθος έως 250 μέτρα. Κατασκευάζεται με σκοπό να αποτελέσει την «πρόβα τζενεράλε» που θα ανοίξει τον δρόμο για την πλήρη πλέον εκμετάλλευση της γεωθερμίας, με την κατασκευή εμπορικών μονάδων.
      Με ισχύ 5 MW, το πρώτο εμπορικό έργο σχεδιάζεται να γίνει και πάλι στη Λέσβο, στην ίδια περιοχή με την πιλοτική μονάδα, ενώ αναμένεται να είναι έτοιμο το 2031. Για να υλοποιηθεί, θα χρειαστεί αρκετά πιο ενισχυμένη τροφοδοσία ρευστού, προφανώς από μεγαλύτερα βάθη. Για τον σκοπό αυτό, η ΔΕΗ Ανανεώσιμες προετοιμάζει παράλληλα τη διενέργεια ερευνητικών γεωτρήσεων στην περιοχή, που αναμένεται να προκηρυχθούν στο τέλος του 2ου με αρχές του 3ου τριμήνου της φετινής χρονιάς.
      Για την προκήρυξη έχει γίνει ήδη αξιολόγηση των παλιότερων ερευνών, έχουν εντοπιστεί τα σημεία των γεωτρήσεων, ενώ έχουν εξασφαλιστεί τα δικαιώματα χρήσης των αντίστοιχων εκτάσεων. Με δεδομένο επίσης ότι η φόρμουλα για την περιβαλλοντική αδειοδότηση είναι η επικαιροποίηση παλαιότερης Μελέτης Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων, ο διαγωνισμός θα μπορέσει όντως να «είναι στον αέρα» τους αμέσως επόμενους μήνες.
      50% η πιθανότητα επιτυχίας
      Οι νέες γεωτρήσεις θα φτάσουν μέχρι βάθος 2–2,5 χλμ. Για την υποβολή αιτήσεων και την επιλογή αναδόχου, εκτιμάται ότι θα χρειαστεί ένα χρονικό διάστημα της τάξης των 5 μηνών, ενώ στη συνέχεια θα χρειαστούν 6-8 μήνες για να μεταφερθεί το γεωτρύπανο. Επομένως, αναμένεται να γίνουν σε 1 με 1,5 χρόνο από τώρα.
      Πάντως, μόλις 1,5 μήνα από τη διενέργεια της πρώτης γεώτρησης θα υπάρχει πλήρης εικόνα για τα χαρακτηριστικά του γεωθερμικού ρευστού. Αξίζει να σημειωθεί ότι τέτοιες έρευνες έχουν 50% πιθανότητες επιτυχίας, δηλαδή 50% πιθανότητες να δείξουν πως το υπό εξέταση γεωθερμικό πεδίο μπορεί όντως να υποστηρίξει την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας σε εμπορική κλίμακα.
      Αν αυτό πάντως επιβεβαιωθεί στη Λέσβο, και ανοίξει ο δρόμος για την εμπορική μονάδα, τότε στη συνέχεια θα μπορούν να «τρέξουν» γρήγορα οι υπόλοιπες διαδικασίες. Για παράδειγμα, από την αρχική εξέταση του ρευστού, θα μπορούν να καθοριστούν οι προδιαγραφές της μονάδας, για να προετοιμαστεί ο διαγωνισμός κατασκευής της. Επομένως, θα μπορεί να τηρηθεί το χρονοδιάγραμμα για «πρεμιέρα» το 2031.
      «Παίρνει σειρά» η Μήλος
      Από τις υπόλοιπες περιοχές που έχουν παραχωρηθεί στη ΔΕΗ Ανανεώσιμες, η πιο ώριμη είναι αυτή στη Μήλο. Στο νησί δρομολογούνται ερευνητικές γεωτρήσεις, οι οποίες θα αποσαφηνίσουν πλήρως τα δεδομένα για το γεωθερμικό ρευστό.
      Παράλληλα, έχει κατατεθεί η Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων, η οποία πρόκειται σύντομα να τεθεί σε δημόσια διαβούλευση. Επίσης, καθώς έχουν εξασφαλιστεί τα δικαιώματα χρήσης των σχετικών εκτάσεων, εκτιμάται ότι οι διαγωνισμοί για τη διενέργειά τους θα προκηρυχθούν το 20 με 3ο τρίμηνο του έτους.
      Όσον αφορά τις δύο άλλες παραχωρήσεις, στα Μέθανα και τη Νίσυρο, η ωρίμανσή τους βρίσκεται σε πιο πρώιμο στάδιο, καθώς υπάρχουν βασικές ελλείψεις σχετικά με τα χαρακτηριστικά των γεωθερμικών πεδίων. Ως συνέπεια, σε αυτή την περίπτωση θα δρομολογηθούν γεωφυσικές έρευνες.
      Αξίζει να σημειωθεί ότι με την «είσοδο» στη γεωθερμία, ο Όμιλος ΔΕΗ αποκτά παρουσία σε όλες τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Κι αυτό γιατί στο «πράσινο» χαρτοφυλάκιό του περιλαμβάνονται ήδη φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα, υδροηλεκτρικά, μικρά υδροηλεκτρικά, μονάδες αντλησιοταμίευσης και μπαταρίες. Παράλληλα, μέσω της κοινοπραξίας με τη Motor Oil, δρομολογεί και τις πρώτες επενδύσεις στο υδρογόνο.
      Read more...

        0

    4. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Γεγονός πλέον η κατασκευή τριών μονάδων αποθήκευσης ενέργειας στη χώρα

      GTnews

      Η MORE προχώρησε σε ένα καθοριστικό βήμα για την ενεργειακή μετάβαση της χώρας, ολοκληρώνοντας την κατασκευή τριών ανεξάρτητων συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας μεγάλης κλίμακας στην Ελλάδα.
      Τα τρία έργα της MORE βρίσκονται στη Φωκίδα, τη Φλώρινα και τη Βοιωτία, συγκεκριμένα οι σταθμοί «Τερνίτσα» στη Φωκίδα (30 MW / 60 MWh), «Βεύη» στη Φλώρινα (22 MW / 44 MWh) και «Σανίδα» στη Βοιωτία (20 MW / 40 MWh) και κατασκευάστηκαν σε χρόνο-ρεκόρ 5 μηνών — επίτευγμα που αναδεικνύει την τεχνική ετοιμότητα και την επιχειρησιακή αποτελεσματικότητα της εταιρείας. Συνολικά, οι τρεις σταθμοί διαθέτουν ισχύ 72 MW και χωρητικότητα 144 MWh, καθιστώντας τη MORE μία από τις πρώτες εταιρείες που ολοκληρώνουν έργα τέτοιου μεγέθους στη χώρα.
      Η λειτουργία αυτών των συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας θα οδηγήσει σε ουσιαστική περαιτέρω μείωση των τιμών του ηλεκτρικού ρεύματος για τους καταναλωτές, αξιοποιώντας την ηλεκτρική ενέργεια από Ανανεώσιμες Πηγές που σήμερα περικόπτεται. Ταυτόχρονα, θα συμβάλει στη σταθερότητα του δικτύου και στην ενεργειακή ασφάλεια της χώρας.
      Η MORE, με την έγκαιρη ολοκλήρωση των έργων αυτών, επιβεβαιώνει τον ρόλο της ως πρωτοπόρου στην ανάπτυξη της αποθήκευσης ενέργειας στην Ελλάδα και συνεχίζει να επενδύει σε τεχνολογίες που ενισχύουν τη βιώσιμη και αξιόπιστη λειτουργία του ενεργειακού συστήματος.
      Τα τρία έργα επιλέχθηκαν κατά τη Β’ Ανταγωνιστική Διαδικασία της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ) για τα συστήματα αποθήκευσης, που πραγματοποιήθηκε το 2024 και υλοποιούνται στο πλαίσιο του Εθνικού Σχεδίου Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας «Ελλάδα 2.0» με τη χρηματοδότηση της Ευρωπαϊκής Ένωσης – NextGenerationEU.
      Read more...

        0

    5. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σε ισχύ οι νέες χρεώσεις για τις ρευματοκλοπές από τη ΡΑΑΕΥ - Στα 56 λεπτά το κόστος μη καταγραφείσας ενέργειας

      Engineer

      Τις χρεώσεις ηλεκτρικού ρεύματος για φέτος με βάση την προσαύξηση 50-100% που ισχύει για όσους διαπράττουν ρευματοκλοπή, θέτει απόφαση της ΡΑΑΕΥ που δημοσιεύτηκε σε ΦΕΚ.
      Συγκεκριμένα, μετά τον υπολογισμό των ανταγωνιστικών και ρυθμιζόμενων χρεώσεων στους λογαριασμούς, προκύπτουν οι εξής επιβαρύνσεις για τους παραβάτες:
      Αξίζει να σημειώσουμε ότι σε σχέση με τις προηγούμενες τιμές, οι νέες αντιστοιχούν σε αυξήσεις από 6% (μη οικιακοί) έως 31% (ΚΟΤ Γ).
      Επίσης, προσδιορίζεται από τη ΡΑΑΕΥ το διαχειριστικό κόστος ως ακολούθως:
      Read more...

        0

    6. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Το Ειδικό Χωροταξικό Πλαίσιο φέρνει απαγόρευση εγκατάστασης αιολικών πάρκων σε ορισμένα νησιά και βουνά

      GTnews

      Αρχές Μαΐου κλειδώνει – εκτός απροόπτου – το νέο Ειδικό Χωροταξικό Πλαίσιο για τις Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΕΧΠ-ΑΠΕ). Ζητούμενο για το νέο πλαίσιο είναι το πού θα μπουν οι γραμμές οι οποίες θα καθορίσουν ποια έργα προχωρούν, ποια «παγώνουν», με κομβικό σημείο το πού θα επιτρέπεται τελικά να μπουν ανεμογεννήτριες στη χώρα.
      Εγχώριο «καύσιμο»
      Το επικαιροποιημένο ΕΧΠ-ΑΠΕ έρχεται σε μια χρονική συγκυρία όπου η ενεργειακή μετάβαση «τρέχει», αλλά η κοινωνική αποδοχή δείχνει να χωλαίνει, την ώρα που οι γεωπολιτικές πιέσεις – με αιχμή τον πόλεμο στη Μέση Ανατολή – επαναφέρουν με ένταση στο προσκήνιο την ανάγκη για ενεργειακή ασφάλεια και επάρκεια. Σε αυτό το περιβάλλον, οι Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας προβάλλουν όχι μόνο ως «πράσινη» επιλογή, αλλά και ως το κατεξοχήν εγχώριο «καύσιμο» της χώρας.
      Στο επίκεντρο του νέου πλαισίου μπαίνει η χωροθέτηση των αιολικών πάρκων στα νησιά, ένα θέμα που έχει εξελιχθεί σε πεδίο έντονων αντιπαραθέσεων. Το νέο ΕΧΠ-ΑΠΕ καλείται να «κουμπώσει» με το αντίστοιχο του τουρισμού, αποφεύγοντας συγκρούσεις χρήσεων και δημιουργώντας ένα πιο συνεκτικό μοντέλο ανάπτυξης. Καθοριστικό ρόλο παίζει η κατηγοριοποίηση των νησιών που θέτει το ΕΧΠ-Τουρισμού, το οποίο είχε τεθεί το καλοκαίρι του 2024 σε διαβούλευση (ακόμη δεν έχει υπογραφεί η σχετική υπουργική απόφαση). Για τα τουριστικά αναπτυγμένα και αναπτυσσόμενα νησιά (την αποκαλούμενη Ομάδα Ι) η κατεύθυνση, όπως αναφέρουν στο «Βήμα» κυβερνητικές πηγές, φαίνεται να έχει σφραγιστεί, τουλάχιστον προς το παρόν, καθώς δεν αποκλείεται να υπάρξουν παρεμβάσεις από το πρωθυπουργικό περιβάλλον, το οποίο έχει ζητήσει να ελέγξει το τελικό κείμενο. Η στρατηγική φαίνεται ότι οδηγεί σε πλήρη απαγόρευση εγκατάστασης αιολικών πάρκων.
      Πρόκειται για μια επιλογή με έντονο πολιτικό αποτύπωμα, που επιχειρεί να θωρακίσει περιοχές υψηλής τουριστικής αξίας από περαιτέρω επιβαρύνσεις και να λειάνει διαμαρτυρίες τοπικών παραγόντων. Σε αυτή την ομάδα περιλαμβάνονται 46 νησιά: Μύκονος, Σαντορίνη, Πάρος, Νάξος, Κως, Ρόδος, Σύρος, Τήνος, Σπέτσες, Αίγινα, Αμοργός, Μήλος, Άνδρος, Πάτμος, Χίος κ.ά.
        Ρευστή εικόνα
      Αντίθετα, για την Ομάδα ΙΙ, δηλαδή τα υπόλοιπα κατοικημένα νησιά, η εικόνα παραμένει ρευστή. Η επικρατέστερη προσέγγιση, σύμφωνα με πληροφορίες, είναι να επιτρέπονται έργα εκεί όπου υπάρχει σημαντικό αιολικό δυναμικό, όπως αποτυπώνεται στον σχετικό χάρτη του Κέντρου ΑΠΕ (ΚΑΠΕ), ώστε να αποφεύγονται επενδύσεις με προοπτική χαμηλής απόδοσης.
      Στην Ομάδα ΙΙΙ, που περιλαμβάνει ακατοίκητα νησιά και βραχονησίδες, δεν προκρίνεται οριζόντια απαγόρευση. Αντίθετα, εξετάζεται επιβολή συγκεκριμένων περιορισμών, πιθανώς με βάση γεωγραφικά, περιβαλλοντικά και γεωπολιτικά κριτήρια, με την κυβέρνηση να επιχειρεί μια πιο «χειρουργική» προσέγγιση.
      Ανοιχτό παραμένει ακόμη το ζήτημα των ορεινών όγκων. Το υψόμετρο πάνω από το οποίο θα απαγορεύεται η εγκατάσταση ανεμογεννητριών εξακολουθεί να μην έχει προσδιοριστεί. Οι πληροφορίες αναφέρουν ότι αναμένονται παρεμβάσεις της τελευταίας στιγμής από το Μαξίμου, σε μια προσπάθεια να περιοριστούν οι διαμαρτυρίες που καταγράφονται σε πολλές περιοχές της χώρας.
      «Πήχης» ωριμότητας
      Κομβικής σημασίας θεωρούνται και οι μεταβατικές διατάξεις. Το ερώτημα που κυριαρχεί είναι κρίσιμο και αφορά τα έργα που θα μπορούν να συνεχίσουν με το παλιό καθεστώς και εκείνα που θα υπαχθούν στο νέο. Ο σχεδιασμός φαίνεται να περιλαμβάνει έναν «πήχη» ωριμότητας, αν και δεν έχει αποφασιστεί το πού θα τοποθετηθεί. Ξεκάθαρη πάντως είναι η πρόθεση να εξαιρεθούν από τις νέες προβλέψεις μονάδες ΑΠΕ που ήδη λειτουργούν, κατασκευάζονται ή έχουν εξασφαλίσει περιβαλλοντική αδειοδότηση.
      Ωστόσο, το μεγάλο «αγκάθι» αφορά την τύχη επενδύσεων ΑΠΕ που βρίσκονται ένα βήμα πριν από την τελική έγκριση περιβαλλοντικών όρων. Πρόκειται για έργα που έχουν περάσει τη διαδικασία διαβούλευσης, αλλά ενδέχεται να βρεθούν ξαφνικά σε περιοχές αποκλεισμού. Σε κάθε περίπτωση, επιδίωξη του ενεργειακού επιτελείου της κυβέρνησης είναι η διαμόρφωση ενός πλαισίου ικανού να «αντέξει» στις αίθουσες των δικαστηρίων. Άλλωστε ένα ασταθές θεσμικό περιβάλλον λειτουργεί αποτρεπτικά και για τους επενδυτές.
      Επιπλέον, το ισχύον πλαίσιο χρονολογείται από το 2009 και έχει ξεπεραστεί από τις τεχνολογικές εξελίξεις καθώς απουσιάζουν από αυτό νέες μορφές ηλεκτροπαραγωγής, όπως τα υπεράκτια αιολικά και οι υποδομές αποθήκευσης ενέργειας, που αποτελούν καίριο «κρίκο» για τη σταθερότητα ενός συστήματος βασισμένου στις ΑΠΕ.
      Άρα, το νέο ΕΧΠ-ΑΠΕ καλείται να απαντήσει και σε αυτά τα μέτωπα, μέσα σε ένα περιβάλλον όπου οι αντιδράσεις απέναντι στις ενεργειακές υποδομές δεν υποχωρούν και σε ορισμένες περιπτώσεις εντείνονται.
      Read more...

        0

    7. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΔΕΔΔΗΕ: Τηλεεποπτεία σε 6.200 σταθμούς ΑΠΕ συνολικής ισχύος 5,4 GW

      Engineer

      Το τελευταίο δωδεκάμηνο ο ΔΕΔΔΗΕ καταγράφει μία ουσιαστική μετάβαση από ένα καθεστώς διαχείρισης αυξημένης πίεσης, που στηριζόταν σε μαζικές επικοινωνίες, χειροκίνητες ενέργειες παραγωγών και αυξημένο επιχειρησιακό ρίσκο, σε ένα μοντέλο ώριμου, κεντρικού και τεχνολογικά υποστηριζόμενου επιχειρησιακού ελέγχου.
      Ενδεικτικά, το Πάσχα του 2025, ο ΔΕΔΔΗΕ διέθετε δυνατότητα τηλελέγχου μόλις 1.638 σταθμών ΑΠΕ συνολικής ισχύος 2.286 MW, ενώ για περισσότερους από 5.600 παραγωγούς και αυτοπαραγωγούς της Ομάδας Β, συνολικής ισχύος περίπου 3,5 GW, η εφαρμογή των περιορισμών εξαρτιόταν από τη δική τους ανταπόκριση, μέσω ενός σύνθετου πλάνου διαδοχικών SMS, emails και συνεχών επικοινωνιακών παρεμβάσεων.
      Αντίθετα, το Πάσχα του 2026, παρά το γεγονός ότι προστέθηκαν επιπλέον περίπου 550 MW ΑΠΕ και η συνολική εγκατεστημένη ισχύς είχε ανέλθει στα 9.000 MW, ο ΔΕΔΔΗΕ μπορεί πλέον να ελέγχει κεντρικά 6.200 σταθμούς συνολικής ισχύος 5,4 GW.
      Με τη δημιουργία δύο νέων Κέντρων Ελέγχου, μέσα σε μόλις έναν χρόνο, ο ΔΕΔΔΗΕ πέρασε από ένα περιβάλλον περιορισμένης τηλεδιαχείρισης και αποσπασματικής παρέμβασης, σε ένα καθεστώς εκτεταμένης τηλεεποπτείας, άμεσου τηλεχειρισμού και εφαρμογής στοχευμένων, αναλογικών περικοπών σε πραγματικό χρόνο.
      Πέραν της τεχνολογικής και επιχειρησιακής ωρίμανσης των υποδομών ελέγχου του ΔΕΔΔΗΕ, διαμορφώνεται πλέον μέσω θεσμικών παρεμβάσεων και ένα ευρύτερο ανταγωνιστικό περιβάλλον στη λειτουργία της αγοράς, που συμβάλλει στον περιορισμό της ανάγκης για πραγματοποίηση περικοπών από τους Διαχειριστές. Τα αποτελέσματα αποτυπώνονται και στην ίδια τη συχνότητα των αναγκαίων παρεμβάσεων του ΔΕΔΔΗΕ: ενώ το 2025 η Ομάδα Β ενεργοποιήθηκε 14 φορές, το 2026 οι ημέρες περικοπών στο Δίκτυο περιορίστηκαν σε μόλις 7, παρά τη σημαντικά υψηλότερη διείσδυση ΑΠΕ.
      Η μετάβαση αυτή σε συνδυασμό με την ωρίμανση της αγοράς και την θωράκιση του θεσμικού πλαισίου που ενισχύει τον ανταγωνισμό, εξασφαλίζει την απρόσκοπτη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος προς όφελος των Ελλήνων καταναλωτών.
      Read more...

        0

    8. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΥΠΕΝ: Στα 3 με 4 GW η περίσσεια παραγωγή ενέργειας το Πάσχα

      Engineer

      Παρά τις ιδιαίτερες συνθήκες τις ημέρες του Πάσχα, δηλαδή πλεόνασμα από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας και χαμηλή ζήτηση λόγω των αργιών, το ηλεκτρικό σύστημα διαχειρίστηκε αποτελεσματικά την ενεργειακή ισορροπία, αναφέρουν κύκλοι του ΥΠΕΝ.
      Η επιτυχής αντιμετώπιση των προκλήσεων ήταν αποτέλεσμα της εγρήγορσης και των συντονισμένων ενεργειών όλων των αρμοδίων φορέων. Tη Μεγάλη Τετάρτη, ο Υπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κ. Σταύρος Παπασταύρου, με τον Υφυπουργό, κ. Νίκο Τσάφο συναντήθηκαν με ΑΔΜΗΕ, ΔΕΔΔΗΕ και Ρυθμιστική Αρχή, με στόχο να καταγραφεί η επιχειρησιακή ετοιμότητα και ακολούθησαν τηλεδιασκέψεις όλες τις ημέρες του Πάσχα.
      Κατά την περίοδο των αργιών, καταγράφηκε περίσσεια παραγωγής 3-4 GW, την οποία ο ΑΔΜΗΕ αντιμετώπισε μέσω εξαγωγών (για ένα μέρος αυτής) και με τηλερύθμιση από το Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας, της παραγωγής των σταθμών ΑΠΕ, που συνδέονται στην υψηλή τάση.
      Παράλληλα, παρατηρήθηκε ότι πολλοί παραγωγοί ΑΠΕ, που εκπροσωπούνται στις αγορές ενέργειας  από τους Φορείς Σωρευτικής  Εκπροσώπησης (ΦΟΣΕ) , προχώρησαν σε αυτόβουλη διακοπή έγχυσης ενέργειας για ορισμένες ώρες από τα πάρκα τους, λόγω των αρνητικών ή μηδενικών τιμών ενέργειας που υπήρχαν στα χρονικά αυτά διαστήματα στην προημερήσια αγορά του Χρηματιστηρίου Ενέργειας.
      Ο ΑΔΜΗΕ χρησιμοποίησε κατάλληλα τις αντλητικές μονάδες των υδροηλεκτρικών σταθμών του συστήματος. Είναι σημαντικό να αναφερθεί επίσης, ότι σε αυτές τις ημέρες, για πρώτη φορά λειτούργησαν με επιτυχία οι δύο σταθμοί συσσωρευτών ηλεκτρικής ενέργειας (μπαταρίες).
      Read more...

        1

    9. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Πως η αγορά αποθήκευσης ενέργειας φέρνει κέρδη στους επενδυτές της

      GTnews

      Ένα νέο «κύμα» deals κυοφορεί εν τη γενέσει της η αγορά μπαταριών, με funds, ξένους και εγχώριους επενδυτές να αναζητούν «ευκαιρίες» σε assets μικρομεσαίων επενδυτών, που με τη σειρά τους βλέπουν συμφερότερη την πώληση από την υλοποίηση. 
      Η εν λόγω κινητικότητα εδράζεται στη θεμελιώδη σημασία της αποθήκευσης, που σε συνθήκες υπερπαραγωγής πράσινης ενέργειας με χιλιάδες φθηνές μεγαβατόρες να απορρίπτονται καθημερινά, οι μπαταρίες αναδεικνύονται στο νέο «must» της ενεργειακής μετάβασης, με την ποιοτική διαφορά σε σχέση με άλλες φάσεις της «πράσινης» αγοράς να είναι το γεγονός ότι πολύ περισσότερο σήμερα ο κλάδος της ενέργειας τείνει να αποτελεί «παιχνίδι για μεγάλους παίκτες».
      Αδιαμφισβήτητα, η ενσωμάτωση των μπαταριών στο ηλεκτρικό σύστημα θα επιδράσει θετικά στη διαμόρφωση των τελικών τιμών ενέργειας για τον καταναλωτή, με την παραγόμενη φθηνή «πράσινη» ενέργεια να καθίσταται διαθέσιμη προς κατανάλωση και τις βραδινές ώρες, όταν και οι τιμές κορυφώνονται στο Χρηματιστήριο Ενέργειας σε απόρροια της υποχώρησης της συμμετοχής των ΑΠΕ (κυρίως φωτοβολταϊκών) στο ενεργειακό μίγμα της χώρας.
      Επιπρόσθετα, η προσθήκη των μπαταριών διατηρεί και ισχυρή γεωπολιτική διάσταση, με το μέγεθος της αποθήκευσης να καταλήγει αντιστρόφως ανάλογο της εξάρτησης των χωρών από τα εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα, πράγμα που εν καιρώ πολέμου, , όπως κατά την τρέχουσα περίοδο, αποδεικνύεται κρίσιμη «αχίλλειος πτέρνα» για την ομαλή λειτουργία των ενεργειακών συστημάτων, με τις επιπτώσεις να διαχέονται στο σύνολο της οικονομίας, τόσο σε έκταση όσο και σε βάθος.
      Ειδικότερα, όπως επισημαίνουν παράγοντες της αγοράς που συνομίλησαν με τη «Ν», ο λόγος περί εξαγοράς assets αποθήκευσης γίνεται για τα έργα που θα προκριθούν μέσω της πρόσκλησης του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ) για merchant μπαταρίες, με τη σχετική διαδικασία να βρίσκεται προσώρας στη φάση της αξιολόγησης των αιτημάτων που έχουν κατατεθεί, αναμένοντας τα τελικά αποτελέσματα μέσα στο επόμενο δίμηνο, όπως έχει εξαγγείλει η γενική γραμματέας Ενέργειας και Ορυκτών Πρώτων Υλών, Δέσποινα Παληαρούτα. Το «παράθυρο ευκαιρίας» για υποψήφιους επενδυτές, όπως επισημαίνουν οι ίδιες πηγές, εμφανίζεται στις περιπτώσεις μικρομεσαίων επενδυτών που έχουν «τρέξει» την όλη διαδικασία συμμετοχής στην πρόσκληση, αδυνατώντας, ωστόσο, στην περίπτωση που λάβουν Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης, να προχωρήσουν στην υλοποίηση των έργων, με τον βασικό λόγο να εδράζεται τόσο στη δυσκολία συμμόρφωσης με τους όρους της πρόσκλησης (αυστηρά χρονικά πλαίσια κ.λπ.) όσο και στην αδυναμία χρηματοδότησης, ενώ το πρόβλημα ξεκινάει από το κόστος διατήρησης της εγγυητικής επιστολής μέχρι τη διασφάλιση τραπεζικής χρηματοδότησης.
      Σύμφωνα με την προβλεπόμενη διαδικασία, οι τελικοί δικαιούχοι καλούνται, εφόσον αποδεχτούν τις Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης που θα εκδοθούν από τους Διαχειριστές για τα έργα τους, να υποβάλουν εγγυητικές επιστολές, με τα ποσά να προσδιορίζονται στα 200.000 ευρώ/MW για μπαταρίες που θα συνδεθούν στο δίκτυο του ΑΔΜΗΕ και στα 50.000 ευρώ/MW για εκείνες στο δίκτυο του ΔΕΔΔΗΕ. Επιπρόσθετα, τα έργα θα πρέπει να υλοποιηθούν, καταθέτοντας σχετική δήλωση ετοιμότητας στους Διαχειριστές, μέσα σε 18 μήνες, καθώς διαφορετικά καταπίπτουν οι εγγυητικές επιστολές.
      Σε μειονεκτική θέση
      Κατά συνέπεια, όπως σχολιάζουν οι ίδιες πηγές, το συνολικό κόστος προκύπτει ιδιαίτερα υψηλό για τις αντοχές ενός μικρομεσαίου επενδυτή που αντικειμενικά διατηρεί διαφορετικό βαθμό ευελιξίας τόσο στις συναλλαγές του με το τραπεζικό σύστημα όσο και κατά τη διαδικασία υλοποίησης του έργου, με αποτέλεσμα ανάλογα «αγκάθια» να αποτελούν το κομμάτι της χρηματοδότησης όσο και η τήρηση των χρονοδιαγραμμάτων για τη διεκπεραίωση του έργου. Αναλυτικότερα, οι τράπεζες έχουν αυστηροποιήσει σημαντικά τους όρους χορήγησης εγγυητικών επιστολών, απαιτώντας υψηλότερα ποσοστά cash collateral, δηλαδή μεγαλύτερη δέσμευση κεφαλαίων εκ μέρους των επενδυτών, για να προχωρήσουν στη σχετική συναλλαγή.
      Ως τούτου, ένα έργο ισχύος 50 MW με σύνδεση στον ΑΔΜΗΕ θα πρέπει να συνοδεύεται με εγγυητική επιστολή της τάξης των 10 εκατ. ευρώ, ποσό που δύσκολα μπορεί να διατηρήσει ένας μικρομεσαίος επενδυτής «παγωμένο» στην τράπεζα. Την ίδια στιγμή, όπως συμπληρώνουν οι ίδιες πηγές, οι όροι διαφοροποιούνται ανάμεσα στους «μεγάλους» και τους «μικρούς» παίκτες της αγοράς, με τους πρώτους να χαίρουν μικρότερων επιτοκίων, της τάξης του 0,6% ή 0,9%, όταν οι δεύτεροι καλούνται να διαχειριστούν ποσοστά 1% και 1,5% για τις εγγυητικές επιστολές.
      Η εν λόγω διαφορετική προσέγγιση προκύπτει από το «background» της κάθε εταιρείας, με τις μεγαλύτερες εύλογα να διατηρούν καλύτερη πιστοληπτική ικανότητα και ανοιχτές χρηματοροές με τις τράπεζες, γεγονός που τους επιτρέπει και μεγαλύτερη ευελιξία στις όποιες συναλλαγές, παρά το γενικό ρίσκο της αγοράς, που στην περίπτωση των μικρομεσαίων επενδυτών καταλήγει να «βαραίνει» περισσότερο στη λήψη των τελικών αποφάσεων.
      Αναζήτηση αγοραστών
      Με άλλα λόγια, το βασικό πρόβλημα που ωθεί τους μικρομεσαίους επενδυτές να αναζητούν αγοραστές για τα έργα τους είναι από τη μία το ύψος της εγγυητικής επιστολής και από την άλλη το κόστος διατήρησης αυτής, με τα ασφυκτικά χρονοδιαγράμματα να έρχονται συμπληρωματικά να δυσκολέψουν περαιτέρω το επιχειρησιακό σχέδιο.
      Με δεδομένο ότι τα έργα που θα προκριθούν από την πρόσκληση του ΥΠΕΝ θα αποτελέσουν το επόμενο μεγάλο κύμα έργων αποθήκευσης στην Ελλάδα με ορίζοντα μέχρι το 2030, εύλογα κερδίζουν την προσοχή των υποψήφιων επενδυτών, καθώς αναγνωρίζουν ότι συνιστούν το βασικό όχημα για να μετρήσουν παρουσία στην ελληνική αγορά αποθήκευσης.
      Επιλογή αποχής παρά το ενδιαφέρον
      Σχετικά με τη συμμετοχή στη διαγωνιστική διαδικασία, όπως σχολιάζουν αρμόδιες πηγές, οι υποψήφιοι αγοραστές, παρά το εγγενές ενδιαφέρον τους να δραστηριοποιηθούν και στην αποθήκευση ενέργειας, επέλεξαν να μείνουν εκτός της πρόσκλησης ενδιαφέροντος, θέλοντας να αποφύγουν τόσο το κόστος της διαδικασίας όσο και το πρόσθετο κόστος από τη γραφειοκρατική αβεβαιότητα με τις αλλεπάλληλες καθυστερήσεις τόσο στην ολοκλήρωση της υποβολής αιτήσεων όσο και στην έκδοση των τελικών αποτελεσμάτων. Σε κάθε περίπτωση, οι διαστάσεις που δύναται να λάβει η εν λόγω δευτερογενής αγορά είναι συγκεκριμένες και καθορίζονται από το όριο αντισυγκέντρωσης των 500 MW που έχει θεσπίσει το ΥΠΕΝ και πρόκειται να «θωρακίσει» περαιτέρω νομικά με σχετικό άρθρο στο υπό διαβούλευση νομοσχέδιο.
      Το εν λόγω όριο αντισυγκέντρωσης αφορά το μέγιστο μέγεθος ενός χαρτοφυλακίου για φυσικό ή νομικό πρόσωπο (συμπεριλαμβανομένων των συνδεδεμένων εταιρειών ή λοιπών συμμετοχών) μέχρι το 2029, ενώ ανάλογο όριο στα 250 MW έχει οριστεί κατά την ίδια λογική για έργα μέσω της πρόσκλησης. Υπό αυτό το πρίσμα, η δυνατότητα εξαγορών, τουλάχιστον για τους μεγάλους παίκτες της ελληνικής αγοράς, που ήδη αναπτύσσουν έργα από τους διαγωνισμούς αποθήκευσης και έχουν καταθέσει αιτήματα στο πλαίσιο της πρόσκλησης, είναι συγκεκριμένη έως περιορισμένη, με μεγαλύτερη ευχέρεια κινήσεων να διαθέτουν funds και ξένες εταιρείες που δραστηριοποιούνται στην ελληνική αγορά των ΑΠΕ χωρίς ακόμη να μετράνε έργα αποθήκευσης στο χαρτοφυλάκιό τους.
      Read more...

        0

    10. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΔΕΗ: Ολοκληρώθηκε η κατασκευή των φωτοβολταϊκών ισχύος 2,13 GW στη Δυτική Μακεδονία

      Engineer

      λοκληρώθηκαν οι εργασίες κατασκευής των φωτοβολταϊκών σταθμών του Ομίλου ΔΕΗ σε Αμύνταιο και Πτολεμαΐδα. Αξιοποιώντας τις εκτάσεις των πρώην λιγνιτωρυχείων, ο Όμιλος προχώρησε σε κατασκευή φωτοβολταϊκών σταθμών συνολικής ισχύος 2.130 MW, ικανά να παράγουν 3.150 GWh ετησίως, που αντιστοιχεί στο 6% σχεδόν της ετήσιας κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας, και εξασφαλίζουν τις ετήσιες ανάγκες σχεδόν 750.000 νοικοκυριών. Η λειτουργία των εν λόγω φωτοβολταϊκών σταθμών θα αποτρέπει την εκπομπή πάνω από 1.500.000 tn CO2 σε ετήσια βάση.
      Παράλληλα, η ΔΕΗ Ανανεώσιμες, 100% θυγατρική εταιρεία του Ομίλου ΔΕΗ, ολοκλήρωσε την κατασκευή δύο σταθμών ηλεκτροχημικής αποθήκευσης ενέργειας σε Πτολεμαΐδα και Μελίτη και προχωρά την κατασκευή του σταθμού BESS στο Αμύνταιο. Αντίστοιχα, η ΔΕΗ έχει ήδη εξασφαλίσει τις απαραίτητες άδειες από τη Ρυθμιστική Αρχή για τις δύο μονάδες αντλησιοταμίευσης σε Καρδιά και Νότιο Πεδίο.
      Ολοκληρώθηκαν τα φωτοβολταϊκά πάρκα 2,13 GW στη Δυτική Μακεδονία
      Μέσα στα προβλεπόμενα χρονοδιαγράμματα, ο Όμιλος ΔΕΗ ολοκλήρωσε την κατασκευή φωτοβολταϊκών ισχύος 2.130MW που μπορούν να καλύψουν τις ανάγκες 750.000 σπιτιών και επιχειρήσεων. Μεταξύ αυτών ξεχωρίζουν:
      - Ο φωτοβολταϊκός σταθμός «Φοίβη», ισχύος 550 MW, σε περιοχές του Λιγνιτικού Κέντρου Δυτικής Μακεδονίας (πλησίον της Ποντοκώμης). Η ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εκτιμάται σε 880 GWhe, η οποία μπορεί να καλύψει τις ανάγκες περίπου 196.000 νοικοκυριών και να αποτρέψει την εκπομπή σχεδόν 440 kt CO2 ετησίως. Η ονομαστική παραγωγή του εν λόγω σταθμού αντιστοιχεί στο 1,8% της εγχώριας παραγωγής του ελληνικού διασυνδεμένου συστήματος.

      Εικόνα 1: Τμήμα φωτοβολταϊκού σταθμού ισχύος 550 MW πλησίον του ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου.
      - Το φωτοβολταϊκό συγκρότημα Αμυνταίου, ισχύος 940 MW, στις περιοχές Ροδώνας, Φιλώτας, Λακκιά και Περδίκκας των Δήμων Αμυνταίου και Εορδαίας σε συνεργασία με την RWE. Η ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εκτιμάται σε 1.500 GWhe, η οποία μπορεί να καλύψει τις ανάγκες περίπου 298.000 νοικοκυριών και να αποτρέψει την εκπομπή πλέον των 750 kt CO2 ετησίως».
      - Ο φωτοβολταϊκός σταθμός «Ηλιακό Βέλος 1», ισχύος 200 MW, σε περιοχές του Λιγνιτικού Κέντρου Δυτικής Μακεδονίας (πλησίον της Πτολεμαΐδας). Η ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εκτιμάται σε 320 GWhe, η οποία μπορεί να καλύψει τις ανάγκες περίπου 71.000 νοικοκυριών και να αποτρέψει την εκπομπή σχεδόν 160 kt CO2 ετησίως.
      - Ο φωτοβολταϊκός σταθμός «Εξοχή 7», ισχύος 80 MW, σε περιοχές του Λιγνιτικού Κέντρου Δυτικής Μακεδονίας. Η ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εκτιμάται σε 122 GWhe, η οποία μπορεί να καλύψει τις ανάγκες περίπου 27000 νοικοκυριών και να αποτρέψει την εκπομπή σχεδόν 61 kt CO2 ετησίως.
      - Ο φωτοβολταϊκός σταθμός «Ακρινή», ισχύος 80 MW, πλησίον του χωριού Ακρινή του Δήμου Κοζάνης. Η ετήσια παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας εκτιμάται σε 122 GWhe, η οποία μπορεί να καλύψει τις ανάγκες περίπου 27.000 νοικοκυριών και να αποτρέψει την εκπομπή σχεδόν 61 kt CO2 ετησίως.
      Επιπλέον, άλλοι 10 μικρότεροι φωτοβολταϊκοί σταθμοί στην ευρύτερη περιοχή των παλαιών λιγνιτικών περιοχών παράγουν ρεύμα από τον ήλιο καλύπτοντας τις ανάγκες χιλιάδων νοικοκυριών, αποτρέποντας την εκπομπή χιλιάδων τόνων διοξειδίου του άνθρακα ετησίως.
      Κάνοντας συμμέτοχους σε αυτή την προσπάθεια τους κατοίκους των νομών Κοζάνης και Φλώρινας, ο Όμιλος ΔΕΗ, όπως είχε δεσμευτεί κατά την παρουσίαση του επενδυτικού του πλάνου για τη Δυτική Μακεδονία τον Απρίλιο του 2025, ξεκίνησε στις 13 Μαρτίου τη διάθεση του Ομολόγου ύψους €5 εκατ., δίνοντας αποκλειστικά στους κατοίκους τη δυνατότητα να συμμετέχουν μαζί με τη ΔΕΗ στις επενδύσεις που υλοποιεί στην περιοχή, απολαμβάνοντας ταυτόχρονα υψηλή και σταθερή απόδοση.
      Οι κάτοικοι έχουν τη δυνατότητα να συμμετάσχουν έως τις 17 Απριλίου 2026. Η ονομαστική αξία κάθε ομολογίας είναι €100, με ελάχιστη συμμετοχή τις πέντε και μέγιστη τις 250 ομολογίες. Η ετήσια απόδοση εγγυημένη απόδοση είναι 8%, με το κεφάλαιο του επενδυτή να αυξάνεται κατά 40% (προ φόρων) μέσα σε μία πενταετία.
      Αποθήκευση ενέργειας: το επόμενο βήμα του Ομίλου ΔΕΗ
      Η ανάπτυξη και ένταξη φωτοβολταϊκών σταθμών μεγάλης ισχύος στο ηλεκτρικό σύστημα θα υποστηριχθεί από συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (ηλεκτροχημικά και υδραυλικά), τα οποία απορροφούν το πλεόνασμα της παραγόμενης ενέργειας και το αποδίδουν όταν η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας είναι μεγαλύτερη της παραγωγής από ΑΠΕ, ενώ συμβάλουν καθοριστικά και στην ευστάθεια του ηλεκτρικού συστήματος.
      Μέχρι στιγμής στη Δυτική Μακεδονία, η ΔΕΗ Ανανεώσιμες έχει ολοκληρώσει την κατασκευή των BESS Πτολεμαΐδας (πλησίον του ΑΗΣ Καρδιάς) και Μελίτης (πλησίον του ΑΗΣ Μελίτης) συνολικής εγκατεστημένης ισχύος 98 MW και χωρητικότητας 196 MWh.
      Πλησίον του ΑΗΣ Αμυνταίου πραγματοποιούνται ήδη εργασίες κατασκευής ενός ακόμα σταθμού ηλεκτροχημικής αποθήκευσης ενέργειας ισχύος 50 MW και χωρητικότητας 200 MWh, που σημαίνει ότι ο σταθμός μπορεί να αποδίδει ηλεκτρική ενέργεια στο σύστημα για διάστημα 4 ωρών. Η κατασκευή αυτού του σταθμού αναμένεται να έχει ολοκληρωθεί τους επομένους μήνες.
      Την ίδια στιγμή ωριμάζουν δύο σημαντικά αντλησιοταμιευτικά έργα στις πρώην εξορυκτικές περιοχές του Ομίλου ΔΕΗ, έχοντας ήδη εξασφαλίσει τις απαραίτητες άδειες από τη Ρυθμιστική Αρχή.
      Το πρώτο έργο αντλησιοταμίευσης αναπτύσσεται στο ορυχείο Καρδιάς, μετά την απόσυρση των πύργων ψύξης των παλιών μονάδων και θα έχει δυναμικότητα παραγωγής 320 MW για οκτώ ώρες, χρησιμοποιώντας τον πυθμένα του παλιού ορυχείου ως κάτω δεξαμενή.
      Αντίστοιχα, στο ορυχείο Νοτίου Πεδίου, ο Όμιλος σχεδιάζει μονάδα αντλησιοταμίευσης δυναμικότητας 240 MW για 12 ώρες, με επενδυτικό κόστος 310 εκατ. ευρώ.
      Τα αντλησιοταμιευτικά έργα είναι μία σύγχρονη τεχνολογία αποθήκευσης ενέργειας, μεγάλης κλίμακας, που αντισταθμίζουν τη στοχαστικότητα των ΑΠΕ και συμβάλλουν στη σταθερότητα του δικτύου με έναν αμιγώς πράσινο τρόπο. Ένα τυπικό σύστημα αντλησιοταμίευσης περιλαμβάνει δύο ταμιευτήρες νερού - εγκατεστημένους σε διαφορετικό υψόμετρο - και υδροηλεκτρικούς στροβίλους (τουρμπίνες), οι οποίοι παράγουν ηλεκτρική ενέργεια. Η ηλεκτρική ενέργεια, κατά τις ώρες που δε χρησιμοποιείται, αξιοποιείται για να αντληθεί το νερό από τον κάτω ταμιευτήρα και να μεταφερθεί προς τον ταμιευτήρα, που βρίσκεται σε μεγαλύτερο υψόμετρο. Εκεί, αποθηκεύεται ως υδροηλεκτρικό απόθεμα. Όταν η ζήτηση ενέργειας αυξάνεται, το νερό ελευθερώνεται από τον πάνω ταμιευτήρα προς τον κάτω -και περνώντας μέσα από τις τουρμπίνες- παράγει ηλεκτρική ενέργεια. Πρακτικά, η ΔΕΗ αξιοποιεί τα ανενεργά της ορυχεία, τα οποία είναι ιδανικά για αυτή τη χρήση, δεδομένου ότι υπάρχουν επιφανειακά ορυχεία με την απαραίτητη διαφορά υψομέτρου, που μπορούν εύκολα να γεμίσουν με νερό.
      Read more...

        0

    11. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σε κίνδυνο τα μισά έργα ΑΠΕ που σχεδιάζονται στην Ευρώπη λόγω δικτύων

      Engineer

      Η Ευρώπη ενδέχεται να δει σχεδόν το μισό των προγραμματισμένων έργων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ) να μένουν αδρανή εξαιτίας περιορισμών στο δίκτυο, σύμφωνα με νέα μελέτη του think tank Ember, στοιχεία της οποίας μετέδωσε το Montel. Περισσότερα από 120 GW προγραμματισμένων έργων αιολικής και ηλιακής ενέργειας σε 20 ευρωπαϊκές χώρες – δηλαδή περίπου το ήμισυ των συνολικά αναμενόμενων – βρίσκονται σε κίνδυνο, όπως επισημαίνεται.
      Τα δεδομένα της μελέτης δείχνουν ότι από τα περίπου 240 GW αναμενόμενων προσθηκών ΑΠΕ έως το τέλος της δεκαετίας, η μισή ποσότητα θα μπορούσε να καθυστερήσει ή να μπλοκαριστεί λόγω συμφόρησης στα δίκτυα. Το πρόβλημα εντοπίζεται κυρίως σε Αυστρία, Βουλγαρία, Λετονία, Ολλανδία, Πολωνία, Πορτογαλία, Ρουμανία και Σλοβακία, ενώ σε πολλές μεγάλες αγορές όπως η Γερμανία και η Ιταλία η έλλειψη δημοσιευμένων επαρκών δεδομένων δικτύου υποδηλώνει ότι η πρόκληση μπορεί να είναι ακόμη μεγαλύτερη.
      «Με τις τιμές ενέργειας να εκτοξεύονται, τα δίκτυα της Ευρώπης αποτελούν κρίσιμο παράγοντα στην προσπάθεια εγκατάστασης ΑΠΕ για την αντικατάσταση των εισαγόμενων ορυκτών καυσίμων και την προστασία των νοικοκυριών από τις ασταθείς τιμές», δήλωσε η Elisabeth Cremona, ανώτερη αναλύτρια ενέργειας της Ember και κύρια συγγραφέας της έκθεσης. Η ίδια τόνισε ότι οι «συμφόρησεις στα δίκτυα δεν είναι πλέον απλώς τεχνικό ζήτημα. Αποτελούν ζήτημα ασφάλειας».
      Ουρά έργων ΑΠΕ που αγγίζει τα 700 GW – Εμπόδιο τα ηλεκτρικά δίκτυα
      Η έλλειψη χωρητικότητας στα δίκτυα και η ουρά σχεδόν 700 GW έργων που περιμένουν σύνδεση σε 10 χώρες σημαίνουν ότι πολλά νέα έργα ΑΠΕ στην ΕΕ θα αντιμετωπίσουν σημαντικές καθυστερήσεις. Η στρατηγική της Ευρώπης για μείωση της εξάρτησης από τα ορυκτά καύσιμα βασίζεται στον εξηλεκτρισμό των μεταφορών, της θέρμανσης και της βιομηχανίας, καθώς και στην ταχεία ανάπτυξη εγχώριας παραγωγής ανανεώσιμης ενέργειας.
      Σύμφωνα με τη μελέτη, σε 17 χώρες που παρέχουν δεδομένα για τα δίκτυα μεταφοράς, περίπου τα δύο τρίτα (66%) των 158 GW μεγάλων έργων αιολικής και ηλιακής ενέργειας που προγραμματίζονται έως το 2030 κινδυνεύουν να μπλοκαριστούν. Επιπλέον, προβλήματα σε δίκτυα διανομής θα μπορούσαν να καθυστερήσουν ή να εμποδίσουν 16 GW φωτοβολταϊκών σε στέγες, επηρεάζοντας περισσότερα από 1,5 εκατομμύρια νοικοκυριά σε έξι χώρες.
      Η διαθεσιμότητα δικτύου καθορίζει επίσης πού μπορούν να πραγματοποιηθούν νέες επενδύσεις. Από τις επτά χώρες που δημοσιεύουν δεδομένα για βιομηχανικά φορτία, η Αυστρία, η Βουλγαρία και η Ρουμανία δεν έχουν διαθέσιμη χωρητικότητα για νέα βιομηχανικά φορτία, ενώ η Τσεχία, το Βέλγιο και η Λετονία μπορούν να καλύψουν σημαντική ζήτηση. Η έκθεση της Ember καταδεικνύει ότι η ετοιμότητα των δικτύων αποτελεί πλέον δείκτη οικονομικής ετοιμότητας και όχι απλώς τεχνικό ζήτημα, καθορίζοντας την επιτυχία της Ευρώπης στην απεξάρτηση από εισαγόμενα καύσιμα και στην επιτάχυνση της ενεργειακής μετάβασης.
      Read more...

        0

    12. Ενέργεια-ΑΠΕ

      IRENA: Σχεδόν 700 GW έργων ΑΠΕ προστέθηκαν πέρυσι παγκοσμίως - Φωτοβολταίκά το 75% της νέας ισχύος

      Engineer

      Ένα ακόμη ρεκόρ για την παγκόσμια εγκατεστημένη ισχύ ΑΠΕ σηματοδότησε το 2025, προτρέποντας τις χώρες να ενισχύσουν την ενεργειακή τους ασφάλεια με εγχώριες ανανεώσιμες πηγές.
      Συνολικά η ανανεώσιμη ισχύς έφτασε τα 5.149 γιγαβάτ σε παγκόσμιο επίπεδο, καθώς πέρυσι προστέθηκαν 692 γιγαβάτ, κάτι που μεταφράζεται σε ετήσια άνοδο 15,5%, σύμφωνα τον IRENA.
      Όπως προκύπτει από την έκθεση «Renewable Capacity Statistics 2026», το 85,6% της νέας δυναμικότητας που καταγράφηκε πέρυσι, προήλθε από την ανάπτυξη των ΑΠΕ.
       
      Ειδικότερα, σημειώνεται πως, η κλιμάκωση της έντασης στη Μέση Ανατολή δημιουργεί νέες ανησυχίες όσον αφορά την ασφάλεια του εφοδιασμού και τη μεταβλητότητα των τιμών των ορυκτών καυσίμων. «Σε αυτό το πλαίσιο, οι ΑΠΕ συγκεντρώνουν το ενδιαφέρον για τη δημιουργία πιο ανθεκτικών συστημάτων, τα οποία είναι λιγότερο ευάλωτα σε διεθνείς κλυδωνισμούς. Χάρη στο γεγονός ότι παράγουν σε εγχώριο επίπεδο, έχουν χαμηλό κόστος και μπορούν να αξιοποιηθούν άμεσα, η αύξηση του μεριδίου τους στα εθνικά ενεργειακά συστήματα μπορεί να μειώσει την εξάρτηση από τις διεθνείς αγορές καυσίμων», σημειώνει ο IRENA.
      Όπως και το προηγούμενο έτος, τα φωτοβολταϊκά ηγήθηκαν της αύξησης, αντιπροσωπεύοντας το 75% της νέας ισχύος, ήτοι 511 γιγαβάτ. Ακολούθησαν τα αιολικά με 159 γιαγβάτ. Από κοινού αντιπροσώπευαν το 96,8% των νέων εγκαταστάσεων ΑΠΕ.
      Read more...

        0

    13. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Η υδροηλεκτρική παραγωγή και η σημαντική συμμετοχή των ΑΠΕ μειώνουν το κόστος παραγωγής ενέργειας

      GTnews

      Καθοριστικό ρόλο στη διαμόρφωση των χαμηλών τιμών στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας τον Φεβρουάριο του 2026 φαίνεται ότι διαδραμάτισε η εντυπωσιακή αύξηση της υδροηλεκτρικής παραγωγής, όπως αποτυπώνεται στο μηνιαίο δελτίο ενέργειας του ΑΔΜΗΕ. Η μέση χονδρεμπορική τιμή διαμορφώθηκε στα 78,35 ευρώ/MWh, επίπεδο αισθητά χαμηλότερο σε σχέση με άλλες περιόδους αυξημένης μεταβλητότητας, με το "μίγμα" παραγωγής να εξηγεί σε μεγάλο βαθμό αυτή την εξέλιξη.
      Για να κυμανθούν οι τιμές σε αυτά τα χαμηλά επίπεδα, όπως δείχνουν τα στοιχεία του διαχειριστή, καθοριστικό ρόλο διαδραμάτισε η υδροηλεκτρική παραγωγή η οποία κατέλαβε ποσοστό 21,66% της συνολικής καθαρής παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, ένα εξαιρετικά υψηλό επίπεδο για τα δεδομένα του συστήματος. Η εξέλιξη αυτή συνδέεται άμεσα με την αυξημένη υδροηλεκτρική διαθεσιμότητα λόγω των υδάτινων αποθεμάτων, τα οποία λειτούργησαν ως "μαξιλάρι" κόστους, περιορίζοντας την ανάγκη για ακριβότερες μονάδες.
      Το υδροηλεκτρικό δυναμικό, σε συνδυασμό με τη σημαντική συμμετοχή των ΑΠΕ που έφτασε το 43,41%, διαμόρφωσε ένα μίγμα παραγωγής με χαμηλό μεταβλητό κόστος. Την ίδια στιγμή, η θερμική παραγωγή περιορίστηκε στο 34,93%, γεγονός που αποτυπώνει τη μειωμένη εξάρτηση του συστήματος από το φυσικό αέριο και τον λιγνίτη. Η εικόνα αυτή επιβεβαιώνεται και από τα επιμέρους στοιχεία του ισοζυγίου ηλεκτρικής ενέργειας, όπου η υδροηλεκτρική παραγωγή ανήλθε σε 490 GWh, αποτελώντας έναν από τους βασικούς πυλώνες του ενεργειακού μίγματος του μήνα .
      Σε ετήσια βάση, η μεταβολή είναι εντυπωσιακή: η υδροηλεκτρική παραγωγή κατέγραψε αύξηση κατά 414,86% σε σχέση με τον Φεβρουάριο του προηγούμενου έτους, επιβεβαιώνοντας τη δραστική αλλαγή των συνθηκών στο σύστημα. Αντίθετα, η παραγωγή από φυσικό αέριο υποχώρησε κατά 35,84%, ενώ η λιγνιτική παραγωγή σημείωσε ακόμη μεγαλύτερη πτώση, της τάξης του 46,59%.
      Η μετατόπιση αυτή έχει κρίσιμη σημασία για τη διαμόρφωση των τιμών, καθώς τόσο το φυσικό αέριο όσο και ο λιγνίτης αποτελούν τεχνολογίες με υψηλότερο οριακό κόστος. Συνεπώς, η μείωση της συμμετοχής τους στο ενεργειακό μίγμα οδηγεί σε χαμηλότερες τιμές εκκαθάρισης στην αγορά επόμενης ημέρας.
      Παράλληλα, η ισχυρή παρουσία των ΑΠΕ, οι οποίες συνεχίζουν να αποτελούν τη ραχοκοκαλιά του συστήματος, σε συνδυασμό με τα υδροηλεκτρικά, ενισχύει τη δομική αποκλιμάκωση του κόστους. Ειδικά σε περιόδους υψηλής υδροηλεκτρικής παραγωγής, το σύστημα αποκτά μεγαλύτερη ανθεκτικότητα απέναντι σε εξωγενείς πιέσεις, όπως η άνοδος των διεθνών τιμών φυσικού αερίου.
      Η συγκεκριμένη εξέλιξη αναδεικνύει και τη στρατηγική σημασία των υδροηλεκτρικών έργων, τα οποία πέρα από την παραγωγή ενέργειας προσφέρουν και κρίσιμη ευελιξία στο σύστημα, λειτουργώντας ως εργαλείο εξομάλυνσης των διακυμάνσεων. Είναι χαρακτηριστικό ότι, σε ένα περιβάλλον αυξημένης γεωπολιτικής αβεβαιότητας και μεταβλητότητας στις τιμές των καυσίμων, η αξιοποίηση των εγχώριων υδάτινων πόρων μπορεί να λειτουργήσει ως βασικός παράγοντας σταθερότητας για την ελληνική αγορά ηλεκτρισμού.
      Τα μερίδια των προμηθευτών
      Σε ό,τι αφορά τη λιανική αγορά και τα μερίδια των προμηθευτών για τον Φεβρουάριο, σύμφωνα με τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ, η ΔΕΗ διατηρεί την κυριαρχία με ποσοστό 49,36%, συνεχίζοντας να αποτελεί τον κυρίαρχο παίκτη της αγοράς.
      Στη δεύτερη θέση βρίσκεται η METLEN με 21,35%, ενισχύοντας τη θέση της ως ο κύριος ανταγωνιστής.
      Ακολουθούν ο ΗΡΩΝ με 9,46% και η Enerwave με 5,87%, ενώ μικρότερα αλλά υπολογίσιμα μερίδια κατέχουν η NRG με 4,02%, το Φυσικό Αέριο με 3,45% και η ΖΕΝΙΘ με 3,13%. Στην υπόλοιπη αγορά, η Volton συγκεντρώνει 1,11%, η Ιντερμπετόν 1,01%, ενώ οι λοιποί προμηθευτές αθροιστικά φτάνουν το 1,25%.
      Η εικόνα αυτή επιβεβαιώνει τη σταδιακή αλλά σαφή ενίσχυση του ανταγωνισμού, με τους εναλλακτικούς παρόχους να διατηρούν σημαντική παρουσία, χωρίς ωστόσο να αμφισβητούν ακόμη την κυριαρχία της ΔΕΗ.
      Read more...

        0

    14. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Φωτοβολταϊκή ενέργεια: Η ταχύτερα αναπτυσσόμενη τεχνολογία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας

      GTnews

      Η φωτοβολταϊκή (PV) ενέργεια παραμένει η ταχύτερα αναπτυσσόμενη τεχνολογία παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας τα τελευταία δέκα χρόνια. Ωστόσο, οι διακυμάνσεις στην ηλιακή ακτινοβολία επηρεάζουν άμεσα τόσο την παραγωγή όσο και την οικονομική βιωσιμότητα των PV συστημάτων, τα οποία αναμένεται να κυριαρχήσουν μέχρι το τέλος της δεκαετίας.
      Το 2025, η παγκόσμια ηλιακή ακτινοβολία παρουσίασε ακραίες αποκλίσεις σε όλο τον πλανήτη, με τις υψηλότερες θετικές αποκλίσεις να φτάνουν έως +20% πάνω από τον μακροχρόνιο μέσο όρο (LTA). Στην Ανατολική Ασία, η ακτινοβολία κυμάνθηκε από +15% έως +20%, ενώ η Κεντρική Αμερική και μέρη της Λατινικής Αμερικής κατέγραψαν τις πιο έντονες αρνητικές αποκλίσεις, με -7% έως -14% κάτω από τον LTA. Στη Νοτιοανατολική Αυστραλία και τη Νέα Ζηλανδία οι τιμές ήταν υψηλότερες του μέσου όρου (+3% έως +10%), ενώ η Ινδία παρουσίασε αρνητικές αποκλίσεις, ιδιαίτερα κατά μήκος της δυτικής ακτής (-10%). Με νέο ρεκόρ το 2025, η παγκόσμια εγκατεστημένη ισχύς ηλιακών PV έφτασε περίπου τα 650 GW. Με ετήσιο ρυθμό ανάπτυξης 20%, έως το τέλος της δεκαετίας η συνολική ισχύς PV θα ξεπεράσει το άθροισμα όλων των άλλων τεχνολογιών ηλεκτροπαραγωγής.
      Οι γεωπολιτικές εξελίξεις επιβάλλουν ακόμη ταχύτερη ανάπτυξη των ανανεώσιμων, αποκεντρωμένων και προσιτών τεχνολογιών, όπως η ηλιακή και η αιολική ενέργεια. Η φωτοβολταϊκή τεχνολογία διαθέτει μεγάλο περιθώριο ανάπτυξης, με την υπάρχουσα παραγωγική ικανότητα να μπορεί να καλύψει αυξημένη ζήτηση. Επιπλέον, η εμπορική διάθεση νέων περιβαλλόμενων περοβσκίτη-Si tandem PV μονάδων και η προσδοκία αποδόσεων γύρω στο 30% έως το τέλος της δεκαετίας αναμένεται να οδηγήσει σε νέα φάση ανάπτυξης.
      Οι χάρτες παγκόσμιας οριζόντιας ακτινοβολίας (GHI) για το 2025, που δημοσίευσε η Solargis, δείχνουν σημαντικές αποκλίσεις σε σχέση με τις μακροχρόνιες τιμές, με φαινόμενα ηλιακής “αμυδρότητας” και “λαμπρότητας” να επηρεάζουν την απόδοση μεγάλων σταθμών PV και τη χρηματοδότηση έργων.
      Κύρια σημεία:
      Ανατολική Ασία: +15% έως +20% πάνω από τον LTA. Δυτική και Κεντρική–Νοτιοανατολική Ευρώπη: +4% έως +10% πάνω από τον μέσο όρο. Νοτιοανατολική Αυστραλία και Νέα Ζηλανδία: +3% έως +10% πάνω από τον μέσο όρο. Ινδία: -1% έως -8%, με -10% στη νοτιοδυτική ακτή. Κεντρική Αμερική και Λατινική Αμερική: -7% έως -14% κάτω από τον μέσο όρο. Αν και είναι νωρίς για να θεωρηθεί ότι αυτές οι αποκλίσεις θα γίνουν κανόνας, παρατηρείται μια τάση. Οι ηλιακές περιοχές – όπου εγκαθίσταται η περισσότερη νέα μεγάλη ισχύς PV – παραμένουν οι πιο ηλιόλουστες περιοχές του πλανήτη, με τις μεγαλύτερες θετικές αποκλίσεις το 2025, εκτός από την Ινδία και τη Νότια Αφρική.
      Read more...

        0

    15. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Στο 65,1% η συμμετοχή των ΑΠΕ στο μείγμα τον Φεβρουάριο - H ακτινογραφία της λιανικής αγοράς

      Engineer

      Σημαντικές δομικές μεταβολές στο ενεργειακό μείγμα και την κατεύθυνση των ροών ενέργειας κατέγραψε το μηνιαίο δελτίο του ΑΔΜΗΕ για τον Φεβρουάριο του 2026. Παρά την αξιοσημείωτη υποχώρηση της εγχώριας ζήτησης, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας κινήθηκε ανοδικά.
      Σύμφωνα με τα επίσημα στοιχεία, η συνολική ζήτηση παρουσίασε κάμψη της τάξεως του 8,2% συγκριτικά με τον αντίστοιχο περσινό μήνα, περιοριζόμενη στις 3.924 GWh. Αντιθέτως, η εγχώρια παραγωγή ενισχύθηκε κατά 6,4%, αγγίζοντας τις 5.016 GWh. Η πλεονάζουσα ενέργεια διοχετεύθηκε στις διεθνείς διασυνδέσεις, με τις εξαγωγές να σημειώνουν άλμα 82,6% (1.172 GWh), την ώρα που οι εισαγωγές συρρικνώθηκαν δραματικά κατά 60,78% (μόλις 79 GWh).
      Το μείγμα παραγωγής χαρακτηρίστηκε από την καταλυτική παρουσία των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας, οι οποίες κάλυψαν το 65,1% της συνολικής παραγωγής (43,4% αιολικά/φωτοβολταϊκά και 21,7% υδροηλεκτρικά), περιορίζοντας τη συμβατική παραγωγή στο 34,9%.
      H ακτινογραφία της λιανικής αγοράς
      Η ΔΕΗ διατηρεί την ηγετική της θέση στην αγορά με ποσοστό 49,36%, καταγράφοντας ωστόσο οριακή υποχώρηση από το 50,63% του Ιανουαρίου. Στον αντίποδα, η Metlen ενίσχυσε τη θέση της στο 21,35%, ακολουθούμενη από την Ήρων με 9,46%. του Ιανουαρίου. Οι υπόλοιπες εταιρίες παρουσιάζουν πολύ μικρές διακυμάνσεις των μεριδίων τους με την Enerwave (πρώην Elpedison) να κατέχει το 5,87%, η NRG αύξησε το μερίδιο της στο 4,02%, ακολουθεί η Φυσικό Αέριο, θυγατρική της ΔΕΠΑ με 3,45%, η Ζενίθ με 3,13%, η Volton στο 1,10% η ΙΝΤΕΡΜΠΕΤΟΝ με 1,01% και οι υπόλοιπες εταιρίες μοιράζονται το 1,25% της αγοράς.
      Σε επίπεδο Τάσεων, στη Χαμηλή και Μεσαία κυριαρχεί η ΔΕΗ με 60,7% και 34,2% αντίστοιχα, ακολοθούμενη από τη Metlen με 14% και 23,4%. Στην Υψηλή Τάση, η Metlen αύξησε το ποσοστό της στο 51,3%, ενώ η Ήρων ενίσχυσε επίσης την παρουσία της (11,3%) έναντι της Enerwave που υποχώρησε στο 9,1%.
      Συμβατική παραγωγή και Εκπροσώπηση ΑΠΕ
      Στον τομέα της συμβατικής παραγωγής, η ΔΕΗ αύξησε το μερίδιό της στο 57,69%, παρά τη γενικότερη συρρίκνωση των ορυκτών καυσίμων στο μείγμα. Η Metlen κατέλαβε τη δεύτερη θέση με 16,97%, ενώ αξιοσημείωτη παραμένει η απουσία της «Θερμοηλεκτρικής Κομοτηνής» από το σύστημα.
      Τέλος, στην εκπροσώπηση των παραγωγών ΑΠΕ (ΦοΣΕ), ο ΔΑΠΕΕΠ διατηρεί τα πρωτεία (41,86%), με την Optimus (24,13%) και τη Metlen (12,29%) να έπονται, διαμορφώνοντας τον χάρτη της πράσινης ενέργειας για τον Φεβρουάριο.
      Read more...

        0

    16. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Έργα αντλησιοταμίευσης 1,5 GW προωθεί η ΔΕΗ

      Engineer

      Με στόχο την προσθήκη επιπλέον, έως 2 GW υδροηλεκτρικής ενέργειας στο ελληνικό σύστημα, η ΔΕΗ προγραμματίζει μια σειρά επενδύσεων στον συγκεκριμένο τομέα αρχής γενόμενης από την ολοκλήρωση του υδροηλεκτρικού έργου της Μεσοχώρας που εκτιμάται ότι θα τεθεί σε λειτουργία το 2028.
      Με τα υδροηλεκτρικά έργα μπορούν να επιτευχθούν ταυτόχρονα τρεις στόχοι και συγκεκριμένα: η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας, η διαχείριση των πλημμυρικών φαινομένων και η επαρκής άρδευση στην ανατολική και κεντρική Ελλάδα.
      Η ΔΕΗ, στο πλαίσιο της πράσινης μετάβασης και της απολιγνιτοποίησης, προωθεί ενεργά τη διατήρηση, τον εκσυγχρονισμό και την επέκταση του υδροηλεκτρικού της δυναμικού, με έμφαση στα μεγάλα υδροηλεκτρικά έργα και τα έργα αντλησιοταμίευσης για την αποθήκευση ενέργειας.
      Σήμερα διαθέτει και λειτουργεί 27 υδροηλεκτρικά έργα (όπως Κρεμαστά, Καστράκι, Πουρνάρι, Πολύφυτο, Πλαστήρας, Λάδωνας, Άγρας, Έδεσσαίος, Ασώματα) τα οποία αποτελούν τη «ραχοκοκαλιά» της ανανεώσιμης ενέργειας στην Ελλάδα.
      Παράλληλα προωθεί «mega projects» αντλησιοταμίευσης που πλησιάζουν το 1,5 GW. Τα έργα αυτά είναι κρίσιμα για την αποθήκευση της περίσσειας ενέργειας από ΑΠΕ (φωτοβολταϊκά/αιολικά) και την απόδοσή της στο σύστημα όταν υπάρχει ζήτηση, προσφέροντας ευελιξία στο δίκτυο.
      Στο πλαίσιο της ανάπτυξης της υδροηλεκτρικής παραγωγής ενέργειας η οποία στην παρούσα φάση αποδεικνύεται εξαιρετικά χρήσιμη για τη συγκράτηση των χονδρικών τιμών ηλεκτρισμού η ΔΕΗ αναμένεται να ολοκληρώσει μέσα στο 2026 την κατασκευή και να θέσει σε λειτουργία το Μετσοβίτικο έργο συνολικής ισχύος 29 MW και αποτελείται από δύο μονάδες των 14,5 MW η κάθε μία.
      Όσο δε για το σταθμό της Μεσοχώρας Τρικάλων, στον άνω ρου του Αχελώου, είναι το πολύπαθο έργο που ξεκίνησε να κατασκευάζεται το 1986, ολοκληρώθηκε το 2001 και δεν λειτούργησε ποτέ λόγω των αντιδράσεων των τοπικών κοινωνιών που ξεκίνησαν από την αντίδραση στην εκτροπή του Αχελώου. Το έργο στην πορεία των ετών αποσυνδέθηκε από την εκτροπή αλλά οι αντιδράσεις συνεχίστηκαν μέχρι πρόσφατα. Τον Φεβρουάριο του 2024 το Συμβούλιο της Επικρατείας στο οποίο είχαν προσφύγει τοπικοί φορείς έκρινε νόμιμους τους περιβαλλοντικούς όρους του έργο ανοίγοντας το δρόμο για την ολοκλήρωση του.

      Ήδη, η ΔΕΗ έχει προχωρήσει στις απαραίτητες διαδικασίες που θα βάλουν το έργο σε τροχιά υλοποίησης. Συγκεκριμένα, έχει εξασφαλίσει τις απαιτούμενες άδειες και εγκρίσεις και ολοκληρώνει τις μελέτες που αφορούν στις υπολειπόμενες εργασίες ολοκλήρωσης του σταθμού.
      Ταυτόχρονα, υπεγράφη και η Προγραμματική Σύμβαση για τις απαιτούμενες μελέτες και συστάθηκε κοινή ομάδα για την επιτάχυνση των διαδικασιών, ενώ προχωρούν και οι απαλλοτριώσεις για τον ταμιευτήρα.
      Ο σταθμός της Μεσοχώρας έχει συνολική ισχύ 161,6 MW και αποτελείται από δύο μεγάλες μονάδες των 80 MW η κάθε μία και μία μικρή των 1, 6 ΜW. Η εκτιμώμενη συνολική ετήσια παραγωγή ενέργειας ανέρχεται στα 384 GWh. Η ΔΕΗ εκτιμά ότι τα έργα ολοκλήρωσης της Μεσοχώρας θα ξεκινήσουν έως το τέος του 2026 και θα ολοκληρωθούν το 2028.
      Πέντε έργα αντλησιοταμίευσης
      Παράλληλα, η ΔΕΗ προωθεί μία σειρά έργων αντλησιοταμίευσης παραγωγής και αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας. ‘Ήδη έχει λάβει άδειες από τη ΡΑΑΕΥ για:
      • Έργο Αντλησιοταμίευσης μέγιστης ισχύος έγχυσης 148 ΜW και μέγιστης ισχύος απορρόφησης 148 MW στη θέση «Ορυχείο Καρδιάς» στη Κοζάνη
      • Έργο Αντλησιοταμίευσης μέγιστης ισχύος έγχυσης 183 ΜW και μέγιστης ισχύος απορρόφησης 181 MW στη θέση «Ορυχείο Μεγαλόπολης», στη Μεγαλόπολη
      • Έργο Αντλησιοταμίευσης μέγιστης ισχύος έγχυσης 475 ΜW και μέγιστης ισχύος απορρόφησης 448 MW στη θέση «ταμιευτήρας ΥΗΣ Σφηκιάς, στη Βέροια
      • Έργο Αντλησιοταμίευσης μέγιστης ισχύος έγχυσης 227 ΜW και μέγιστης ισχύος απορρόφησης 221 MW στη θέση «Ορυχείο Νοτίου Πεδίου» στη Κοζάνη,
      • Ανάλογο με τα προηγούμενα έργο στο ορυχείο Μαυροπηγής στη Πτολεμαίδα, μέγιστης ισχύος έγχυσης 156 ΜW και μέγιστης ισχύος απορρόφησης 150 MW
      Read more...

        0

    17. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Έργα ΑΠΕ ισχύος 15 GW που έχουν όρους σύνδεσης αναζητούν χρηματοδότηση και τρόπο υλοποίησης

      Engineer

      Τα επίπεδα των 15 Γιγαβάτ προσεγγίζει πλέον η ισχύς των έργων ΑΠΕ που έχουν εξασφαλίσει όρους σύνδεσης, αποδεικνύοντας ότι παρά τις προκλήσεις ο κλάδος συνεχίζει να έχει δυναμική. Μάλιστα, σε αυτό το χαρτοφυλάκιο, για τη μεγάλη πλειονότητα των επενδύσεων προχωρά κανονικά η «ωρίμανσή» τους από τους παραγωγούς, οι οποίοι αναζητούν οικονομικά βιώσιμες διεξόδους για την υλοποίησή τους.
      Σε αυτή τη διαδικασία «ωρίμανσης», για τα έργα που έχουν κατακυρώσει δυναμικότητα, το βασικό εμπόδιο εντοπίζεται στη χρηματοδότησή τους. Η απουσία διαγωνιστικών διαδικασιών για λειτουργική ενίσχυση έχει μεταβάλει σημαντικά το τοπίο, καθώς οι τράπεζες εμφανίζονται ιδιαίτερα επιφυλακτικές στο να χρηματοδοτήσουν σταθμούς ΑΠΕ που δεν διαθέτουν εξασφαλισμένα και προβλέψιμα έσοδα. 
      Μέσα σε αυτό το περιβάλλον, βασική επιλογή αποτελεί η αναζήτηση ευκαιριών σύναψης διμερών συμβολαίων αγοραπωλησίας ενέργειας (PPAs).
      Μάλιστα, σύμφωνα με παράγοντες της αγοράς, για να θεωρηθεί ένα έργο «τραπεζικά ώριμο», απαιτείται η δέσμευση μέσω PPA του μεγαλύτερου (όχι όμως όλου) ποσοστού παραγωγής, το οποίο συνήθως κυμαίνεται μεταξύ 60% και 70%.
      Παράλληλα, η διάρκεια των συμβολαίων θα πρέπει να είναι ικανοποιητική, δηλαδή να έχει τουλάχιστον εξαετή ορίζοντα. Το υπόλοιπο ποσοστό της παραγωγής μπορεί να διατεθεί στις χονδρεμπορικές αγορές.
      Στην αναζήτηση όμως τέτοιων deals, το πρόβλημα στην εγχώρια αγορά είναι πως υπάρχουν περιορισμένοι off-takers για την ικανοποίηση της προσφοράς από ένα τόσο μεγάλο χαρτοφυλάκιο. Μάλιστα, τα δεδομένα είναι ακόμη πιο δυσοίωνα στην περίπτωση των «απλών» φωτοβολταϊκών, καθώς η «πύκνωση» των περικοπών και των μηδενικών-αρνητικών χονδρεμπορικών τιμών μειώνει κατακόρυφα την ελκυστικότητα μακροχρόνιας προμήθειας ηλιακής παραγωγής από έναν off-taker.
      Όπως είναι φυσικό, η κατάσταση είναι εντελώς διαφορετική στην περίπτωση των ενδο-Ομιλικών PPAs, καθώς για τους συγκεκριμένους «παίκτες» η υλοποίηση του διμερούς συμβολαίου είναι αδιάφορη ως προς τη διακύμανση των χονδρεμπορικών τιμών.
      Σε αυτό το πλαίσιο, διαφοροποίηση παρατηρείται στην περίπτωση των ενδο-ομιλικών PPAs. Για τους «παίκτες» που διαθέτουν καθετοποιημένη δραστηριότητα, τα διμερή συμβόλαια εντός του ίδιου ομίλου αποτελούν ασφαλή επιλογή, καθώς οι συμβάσεις είναι αδιάφορες οικονομικά για τη διακύμανση των τιμών της αγοράς. Έτσι, τα συγκεκριμένα έργα εμφανίζουν μεγαλύτερη ευκολία στην υλοποίηση.
      Σε κάθε περίπτωση, αναφορικά με το σύνολο των έργων ισχύος 15 Γιγαβάτ που έχουν εξασφαλίσει ηλεκτρικό «χώρο», η συντριπτική πλειονότητα αφορά επενδύσεις οι οποίες βρίσκονται ενεργά σε αναζήτηση εμπορικής λύσης. Αντίθετα, ένα σαφώς μικρότερο μερίδιο έχει να κάνει με έργα που έχουν «κολλήσει» σε επιμέρους στάδια της αδειοδοτικής διαδικασίας, εξαιτίας αντικειμενικών εμποδίων, όπως προσφυγές ή καθυστερήσεις στις εγκρίσεις.
      Τα παραπάνω σημαίνουν που είναι πλέον περιορισμένος ο αριθμός των λεγόμενων «βαλτωμένων» έργων – δηλαδή έργων που έχουν ξεχαστεί σε κάποιο συρτάρι, καθώς οι παραγωγοί τους έτσι κι αλλιώς τα προωθούσαν εξαρχής χωρίς σκοπό να τα υλοποιήσουν οι ίδιοι, αλλά να τα πουλήσουν. 
      Υπό αυτό το πρίσμα, ακόμη και η πιθανή επιβολή αυστηρότερων φίλτρων για το ξεσκαρτάρισμα του ώριμου χαρτοφυλακίου από έργα που δεν σχεδιάζονταν εξαρχής να υλοποιηθούν, εκτιμάται ότι θα είχε μικρό αντίκτυπο ως προς την απελευθέρωση ηλεκτρικού «χώρου». 
      Read more...

        0

    18. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Ενεργειακές Κοινότητες: Το ήμισυ της ενεργού ισχύος ήτοι έργα ύψους 1.100 MW έχει εξαγοραστεί

      Engineer

      Από τους «πολλούς στους λίγους» καταλήγουν τα έργα των ενεργειακών κοινοτήτων, το ένα μετά το άλλο, με νεότερες πληροφορίες του energypress, να αναφέρουν ότι το ήμισυ της ενεργού ισχύος, ήτοι 1.100 MW από τα 2.200 MW, έχουν αλλάξει χέρια, έχουν δηλαδή εξαγοραστεί από επιμέρους εταιρείες, με την τάση αυτή να συνεχίζεται αμείωτη.
      Ειδικότερα, όπως επισημαίνουν πηγές της αγοράς με γνώση του θέματος, η εν λόγω κατάσταση έχει προκύψει σε συνέχεια της μεγάλης απώλειας εσόδων που υφίστανται πλέον οι φωτοβολταϊκοί σταθμοί λόγω περικοπών αλλά και αρνητικών και μηδενικών τιμών, έχοντας πλέον φτάσει σε επίπεδα που τα «νούμερα» δεν βγαίνουν, με πλείστους επενδυτές να αναζητούν διέξοδο στην πώληση του πάρκου.
      Το κλίμα, όπως αναφέρθηκε σχετικά, συμπυκνώνεται στην φράση «όπου φύγει, φύγει» με το «κύμα» να παρασύρει πλέον και τα έργα των ενεργειακών κοινοτήτων, παρά το γεγονός ότι δημιουργήθηκαν με τελείως διαφορετικό «σκεπτικό», πράγμα που ωστόσο δεν εμποδίζει από το να βγουν στο σφυρί.
      Ως γνωστόν, το μέτρο των ενεργειακών κοινοτήτων, δηλαδή η συμπερίληψη πολλαπλών επενδυτών με μια μικρή συμμετοχή κάτω από την ίδια «φωτοβολταϊκή στέγη», καταστρατηγήθηκε πολλάκις στο παρελθόν, φτάνοντας να δημιουργούνται στο όνομα μιας «ενεργειακής κοινότητας» «μονοπρόσωπου ενδιαφέροντος» ευμεγέθη φωτοβολταϊκά πάρκα.
      Ωστόσο, όπως σχολιάζουν οι ίδιες πηγές, το πρόβλημα στην τρέχουσα φάση αφορά τις «καθαρόαιμες» ενεργειακές κοινότητες, σηματοδοτώντας το τέλος του σχετικού αφηγήματος, όντας και τα έργα αυτά παγιδευμένα στην συνολικότερη προβληματική κατάσταση που έχει προκύψει για τον κλάδο και πλήττει προοδευτικά κατά μέγιστο βαθμό τους μικρομεσαίους επενδυτές που αδυνατούν να αντισταθμίσουν διαφορετικά τις απώλειες εσόδων.
      Μάλιστα, όπως προαναφέρθηκε, η εν λόγω τάση αναμένεται να συνεχιστεί και για το υπόλοιπο της ισχύος με ήδη ένα 10% του εναπομείναντος χαρτοφυλακίου, όπως αναφέρουν πληροφορίες, να έχει βγει προς πώληση αναζητώντας μια καλή προσφορά εξαγοράς.
      Σημειώνεται ότι τα «πωλητήρια» στον κλάδο έχουν κάνει την εμφάνισή τους ήδη από πέρυσι όταν και καταγράφηκαν τα πρώτα «δείγματα γραφής» ως προς το τι θα επακολουθήσει σε μια κατάσταση που σταθερά αυξάνει η συμμετοχή των ΑΠΕ στο ενεργειακό μίγμα της χώρας δίχως να μετράμε ακόμη έστω και ένα κιλοβάτ αποθήκευσης.
      Σε αυτή την βάση, μέχρι και τα τέλη του 2025 καταμετρήθηκαν, όπως αναφέρουν παράγοντες της αγοράς, περί τα 2.200 πάρκα ανά την επικράτεια της χώρας να έχουν πουληθεί και να έχουν καταλήξει σε μεγαλύτερες εταιρείες. Ο «τιμοκατάλογος», όπως επισημαίνουν οι ίδιες πηγές, διαμορφώνεται περί τα 870.000€/MW για τα συνδεδεμένα εν λειτουργία φωτοβολταϊκά πάρκα και περί τα 720.000€/MW για τα υπό κατασκευή που δεν έχουν ακόμη συνδεθεί στο δίκτυο και τέθηκαν σε διαδικασία υλοποίησης με χαμηλότερες τιμές εξοπλισμού και υλικών σε σχέση με προγενέστερα πάρκα.
      Σε κάθε περίπτωση, όπως τονίζουν οι ίδιες πηγές, η κατάσταση διαφαίνεται εξαιρετικά δυσοίωνη με τα πρώτα «δείγματα γραφής» τον Ιανουάριο και τον Φεβρουάριο να προμηνύουν «τσουνάμι» από περικοπές, αρνητικές και μηδενικές τιμές τους αμέσως επόμενους μήνες, ενώ ειδικοί του κλάδου κάνουν λόγο μέχρι και για «πρωτόγνωρες» καταστάσεις, στη βάση ότι πλέον καταγράφονται περικοπές μήνα προς μήνα, κάτι που παλιότερα δεν συνέβαινε.
      Ενδεικτικό της οξύτητας του προβλήματος είναι η περίπτωση παραγωγού ΑΠΕ, όπως μεταφέρθηκε σχετικά στο energypress, που καθυστέρησε τρεις μήνες την εξυπηρέτηση του δανείου, καταλήγοντας να κοκκινήσει το δάνειο για να ακολουθήσει η πώληση του πάρκου από την τράπεζα σε fund με το τελευταίο να εφαρμόζει νέο επιτόκιο της τάξης του 8,5%. 
      Read more...

        0

    19. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Φ/Β: Το 40% της παραγωγής χάθηκε τον Φεβρουάριο

      Engineer

      Τη λειτουργία των πρώτων μονάδων αποθήκευσης ενέργειας περιμένουν πως και πως οι επενδυτές φωτοβολταϊκών, προκειμένου να ανακουφιστούν από τη διάβρωση εσόδων που προκαλούν οι περικοπές και οι χαμηλές ωριαίες τιμές ηλεκτρισμού. Κάτι που, όμως, χρειάζεται χρόνο για να φτάσει στην επιθυμητή κλίμακα και να κάνει τη διαφορά.
      Οι πρώτες μπαταρίες εκτιμάται ότι θα αρχίσουν να μπαίνουν στο σύστημα από τον Απρίλιο, μετά την πρόσφατη τροπολογία του ΥΠΕΝ. Έτσι, από κάποιο σημείο και έπειτα η εικόνα αναμένεται να εξομαλυνθεί σε ένα βαθμό στην αγορά φωτοβολταϊκών, αλλά σε καμία περίπτωση πλήρως.
      Στο μεταξύ η κατάσταση είναι άκρως δυσμενής. Σύμφωνα με το σύνδεσμο αγροτικών φωτοβολταϊκών ΠΣΑΦ, τα σημειώματα παραγωγής που έλαβαν οι ιδιοκτήτες από τις αρχές για το Φεβρουάριο, κατέδειξαν μια απώλεια κοντά στο 41%.
      Ενδεικτικά, ένα φωτοβολταϊκό ισχύος 500 kW με παραγωγή στις 53.460 KWh, είδε να καταμετρώνται μόλις οι 31.310 KWh και πληρώθηκε αναλόγως.
      Η κατάσταση αποτυπώνεται και στην Ειδική Τιμή Αγοράς που εξασφαλίζει η κάθε τεχνολογία ΑΠΕ σε μηνιαία βάση από τον ΔΑΠΕΕΠ. Για το Φεβρουάριο, τα φωτοβολταϊκά έλαβαν 35 ευρώ για την κάθε μεγαβατώρα, έναντι 78 ευρώ στα αιολικά.
      Από την πλευρά του, ο σύνδεσμος ΠΟΣΠΗΕΦ υπολογίζει ότι οι αναγκαστικές περικοπές παραγωγής θα φτάσουν φέτος στα επίπεδα των 3,5 TWh, δηλαδή θα διπλασιαστούν σε σχέση με πέρυσι.
      Όπως προειδοποίησε με επιστολή του προς το ΥΠΕΝ, μια απώλεια εσόδων της τάξεως του 40% πρακτικά συνεπάγεται οικονομικό αφανισμό των μικρομεσαίων επενδυτών, καθώς δεν θα μπορούν να εξυπηρετηθούν ούτε οι δανειακές τους υποχρεώσεις, με αποτέλεσμα πολλά δάνεια να «κοκκινίσουν». Μάλιστα, αυτό το 40% υπολογίζεται με βάση ένα σενάριο λειτουργίας σταθμών αποθήκευσης ισχύος 900 MW σταδιακά από τον Ιούλιο και έπειτα.
      Οι «φωτοβολταϊκοί» διαμαρτύρονται επίσης για το γεγονός ότι δεν έχει τεθεί σε εφαρμογή ακόμα ο μηχανισμός αντιστάθμισης, που θα μοιράσει πιο δίκαια το κόστος των περικοπών ανάμεσα στους πράσινους παραγωγούς της κάθε κατηγορίας.
      Πλέον, μερίδα των μικρών επενδυτών που εκπροσωπούνται από το Σύνδεσμο Φωτοβολταϊκών Ελλάδας έχει ξεκινήσει τη διαδικασία για την κατάθεση μαζικής αγωγής κατά του Ελληνικού Δημοσίου. Η προσφυγή αφορά ιδιοκτήτες φωτοβολταϊκών εγκαταστάσεων έως 500 kW.
      Read more...

        1

    20. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΟΟΣΑ: Σχέδιο ενεργειακής ενοποίησης των Βαλκανίων έως το 2027

      Engineer

      Ένα νέο πρόγραμμα που φιλοδοξεί να λειτουργήσει ως οδικός χάρτης για την ενεργειακή ενοποίηση της Νοτιοανατολικής Ευρώπης παρουσίασε ο ΟΟΣΑ στη Θεσσαλονίκη, στο πλαίσιο εκδήλωσης που διοργάνωσαν ο οργανισμός και το Οικονομικό Φόρουμ των Δελφών.
      Το έργο με τίτλο «Electricity, Digital and Regional Interconnectivity in South East Europe» δεν αφορά την κατασκευή συγκεκριμένης ενεργειακής υποδομής, αλλά τη χαρτογράφηση των επενδυτικών αναγκών και των ενεργειακών διασυνδέσεων στα Δυτικά Βαλκάνια, με στόχο την ενσωμάτωση της περιοχής στην ευρωπαϊκή αγορά ηλεκτρικής ενέργειας.
      Το πρόγραμμα ξεκίνησε τον Οκτώβριο του 2025 και θα ολοκληρωθεί το 2027, με επίκεντρο την Αλβανία, το Κόσοβο, τη Βόρεια Μακεδονία και τη Σερβία. Οδικός χάρτης επενδύσεων και ενεργειακών υποδομών έως το 2027
      Το έργο του ΟΟΣΑ θα υλοποιηθεί μέσω σειράς περιφερειακών εργαστηρίων πολιτικής μέσα στο 2026 σε Τίρανα, Σκόπια, Πρίστινα και Βελιγράδι.
      Η τελική έκθεση, που θα δημοσιευθεί το δεύτερο εξάμηνο του 2027 σε συνεργασία με τον Διεθνή Οργανισμό Ενέργειας (IEA), θα περιλαμβάνει προτάσεις για: την ενοποίηση των αγορών ηλεκτρικής ενέργειας την ενσωμάτωση των ανανεώσιμων πηγών την ψηφιοποίηση των ενεργειακών συστημάτων την ενίσχυση της ενεργειακής ασφάλειας στη Νοτιοανατολική Ευρώπη Ο γενικός γραμματέας του ΟΟΣΑ παρουσίασε τις βασικές αδυναμίες του ενεργειακού συστήματος των Δυτικών Βαλκανίων.
      Σύμφωνα με τα στοιχεία που παρουσίασε:
      μόλις το 48% των ευρωπαϊκών κανόνων της αγοράς ενέργειας εφαρμόζεται στις έξι χώρες της περιοχής περίπου 14% της ηλεκτρικής ενέργειας χάνεται στα δίκτυα, ποσοστό σχεδόν τριπλάσιο από το 5% της ΕΕ περίπου το 50% της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας προέρχεται ακόμη από λιγνίτη Ο ΟΟΣΑ προτείνει μεταρρυθμίσεις σε τέσσερις βασικούς τομείς:
      εναρμόνιση των ενεργειακών κανονισμών με την ΕΕ ενίσχυση του ανταγωνισμού στις ενεργειακές αγορές εκσυγχρονισμό των δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας ψηφιοποίηση των ενεργειακών υποδομών και ανάπτυξη ΑΠΕ
      Read more...

        0

    21. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Η παραγωγή και πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ

      Engineer

      Σε επίπεδο ΕΕ οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας αποτελούν το μεγαλύτερο ποσοστό της παραγωγής ενέργειας, ακολουθούμενες από τα ορυκτά καύσιμα και την πυρηνική ενέργεια. Το ποσοστό της ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές και άλλων τύπων ενέργειας που χρησιμοποιούνται για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας είναι διαφορετικό σε κάθε χώρα της ΕΕ.
      Η απρόκλητη και αδικαιολόγητη επίθεση της Ρωσίας κατά της Ουκρανίας είχε σημαντικό αντίκτυπο στις τιμές των ορυκτών καυσίμων στην ΕΕ —ιδίως του φυσικού αερίου— και, κατά συνέπεια, στους λογαριασμούς ηλεκτρικής ενέργειας των Ευρωπαίων. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ συνδέεται με την τιμή του φυσικού αερίου που χρησιμοποιείται για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας.
      Η ΕΕ ενέκρινε το 2024 τη μεταρρύθμιση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας της ΕΕ, ώστε να αποφευχθούν οι κλυδωνισμοί των τιμών στο μέλλον.
      Πώς παράγει η ΕΕ ηλεκτρική ενέργεια;
      Το 2023 η ΕΕ παρήγαγε 2.572 TWh (τεραβατώρες) ηλεκτρικής ενέργειας. Πάνω από το 45 % του ποσού αυτού προήλθε από ανανεώσιμες πηγές. Τα ορυκτά καύσιμα αντιστοιχούσαν στο 31,7 % και η πυρηνική ηλεκτρική ενέργεια σε ποσοστό σχεδόν 23 %. Το φυσικό αέριο ήταν το κύριο ορυκτό καύσιμο που χρησιμοποιήθηκε για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας (17 %), ακολουθούμενο από τον άνθρακα (11,7 %).
      Καθαρή παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ ανά τύπο καυσίμου (2023)
      Διάγραμμα σε σχήμα ήλιου που δείχνει το ποσοστό των διαφόρων ειδών καυσίμων στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ: Το 2023 το 45,4 % της ηλεκτρικής ενέργειας παρήχθη από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, το 31,7 % από ορυκτά καύσιμα και το 22,8 % από πυρηνική ενέργεια.
      Τα ορυκτά καύσιμα αναλυτικά:
      Αέριο: 17 % Άνθρακας: 11,7 % Πετρέλαιο: 1,4 % Λοιπά: 1,6 % Οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας αναλυτικά:
      Αιολική: 18,5 % Υδροηλεκτρική: 13,5 % Ηλιακή: 9,1 % Βιομάζα: 4,1 % Γεωθερμική: 0,2 % Η ηλεκτρική ενέργεια στην ΕΕ γίνεται πιο πράσινη κάθε χρόνο. Το ποσοστό των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας έχει υπερδιπλασιαστεί από το 2004. Κατά τα επόμενα έτη θα συνεχίσει να αυξάνεται, καθώς η ΕΕ έχει δεσμευτεί να καταστεί κλιματικά ουδέτερη έως το 2050.
      Ποσοστό των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στην ΕΕ (2004-2023)
      Πώς διαφέρει η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από χώρα σε χώρα;
      Το μείγμα ηλεκτρικής ενέργειας διαφέρει σημαντικά μεταξύ των κρατών μελών της ΕΕ, με το ποσοστό ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές να κυμαίνεται από άνω από 90 % έως λιγότερο από 15 %. Αυτό οφείλεται στις γεωγραφικές συνθήκες, στους διαθέσιμους φυσικούς πόρους (π.χ. κοιτάσματα άνθρακα ή φυσικού αερίου), στη δομή των οικονομιών των χωρών και στις πολιτικές επιλογές (π.χ. ανάπτυξη ή μη του τομέα της πυρηνικής ενέργειας).
      Μείγμα ηλεκτρικής ενέργειας στις χώρες της ΕΕ (2023)
      Κείμενο Το 2023 σε δεκατρία κράτη μέλη λειτουργούσαν πυρηνικοί σταθμοί ηλεκτροπαραγωγής. Για οκτώ από αυτά η πυρηνική ενέργεια κάλυπτε πάνω από το ένα τρίτο της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας.
      Πώς καθορίζεται η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας;
      Λόγω της εισβολής της Ρωσίας στην Ουκρανία, οι Ευρωπαίοι έχουν πληγεί από την εκτίναξη των τιμών τόσο στο φυσικό αέριο όσο και στην ηλεκτρική ενέργεια. Η τιμή του φυσικού αερίου αυξήθηκε σημαντικά, επειδή οι ποσότητες των εισαγωγών ρωσικού φυσικού αερίου που μειώθηκαν απότομα έπρεπε να αντικατασταθούν από ακριβότερες πηγές φυσικού αερίου (κυρίως ΥΦΑ).
      Η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας αυξήθηκε επίσης. Αυτό οφείλεται στο γεγονός ότι η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας καθορίζεται συχνά από την τιμή του φυσικού αερίου. Ο λόγος γι’ αυτό είναι η λεγόμενη αρχή της αξιολογικής κατάταξης.
      Πώς λειτουργεί η αξιολογική κατάταξη
      Η ηλεκτρική ενέργεια αποτελεί αντικείμενο εμπορίας ως αγαθό, κάτι που συνήθως λαμβάνει χώρα στα χρηματιστήρια ενέργειας. Κάθε σταθμός ηλεκτροπαραγωγής διαθέτει την ηλεκτρική ενέργεια που παράγει σε μια συγκεκριμένη τιμή και κατά τρόπο ώστε να καλύπτει τις δαπάνες του.
       
      Καθ’ όλη τη διάρκεια του 2022, πολλές χώρες της ΕΕ θέσπισαν μέτρα για να μετριάσουν τον αντίκτυπο της εκτίναξης των τιμών στους πολίτες, π.χ. μειώνοντας τον ΦΠΑ ή προσφέροντας επιδοτήσεις σε νοικοκυριά και επιχειρήσεις.
      Η ομάδα προβληματισμού Bruegel εκτιμά ότι από τον Σεπτέμβριο του 2021 οι χώρες της ΕΕ έχουν δαπανήσει:
      540 δισ. € για την προστασία των καταναλωτών από την αύξηση του ενεργειακού κόστους
      Τον Μάιο του 2024 το Συμβούλιο ενέκρινε τη μεταρρύθμιση της αγοράς ενέργειας για την προστασία των Ευρωπαίων από παρόμοιους κλυδωνισμούς των τιμών στο μέλλον.
      Read more...

        0

×
×
  • Create New...

Important Information

We have placed cookies on your device to help make this website better. You can adjust your cookie settings, otherwise we'll assume you're okay to continue.