Μετάβαση στο περιεχόμενο
  • Buildinghow
    HoloBIM Structural

  • Ενέργεια-ΑΠΕ

    Ενέργεια-ΑΠΕ

    1776 ειδήσεις in this category

    1. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Πάνω από 1.700 GW ΑΠΕ σε αναμονή σύνδεσης στην Ευρώπη λόγω συμφόρησης στο δίκτυο

      Engineer

      Αντιμέτωποι με καίριας σημασίας προκλήσεις είναι οι διαχειριστές συστημάτων μεταφοράς (TSOs) της Ευρώπης, οι οποίοι στην πλειοψηφία του δεν είναι έτοιμοι να ανταποκριθούν στον ενεργειακό μετασχηματισμό που απαιτείται για την επίτευξη των κλιματικών στόχων του 2030. 
      Αυτό προκύπτει από έκθεση που παρουσίασε η Beyond Fossil Fuels, σε συνεργασία με την E3G, την Ember και το Ινστιτούτο Ενεργειακής Οικονομίας και Χρηματοοικονομικής Ανάλυσης (IEEFA), η οποία ανέλυσε τις πρακτικές και τα σχέδια 32 TSOs σε 28 χώρες. 
      Η μελέτη καταλήγει στο συμπέρασμα ότι τα ευρωπαϊκά δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας εξακολουθούν να αποτελούν ένα από τα κύρια σημεία συμφόρησης για την ανάπτυξη καθαρής ενέργειας, με 1.700 GW ανανεώσιμης ισχύος να έχουν κολλήσει σε ουρές σύνδεσης, δηλαδή να περιμένουν να ενσωματωθούν στο σύστημα. Αυτό το ποσό αντιπροσωπεύει υπερτριπλάσιο του ποσού που απαιτείται για την επίτευξη των κλιματικών και ενεργειακών στόχων της Ευρωπαϊκής Ένωσης για το 2030.
      Σε κίνδυνο οι επενδύσεις
      Η έκθεση σημειώνει ότι 7,2 δισεκατομμύρια ευρώ στην παραγωγή ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές μειώθηκαν το 2024 σε μόλις επτά ευρωπαϊκές χώρες λόγω περιορισμών στη χωρητικότητα του δικτύου. Αυτή η κατάσταση όχι μόνο παραλύει τις επενδύσεις πολλών εκατομμυρίων δολαρίων, αλλά θέτει επίσης σε κίνδυνο την ενεργειακή ασφάλεια της ηπείρου, διατηρώντας μια μεγάλη εξάρτηση από τα ορυκτά καύσιμα.
       «Η Ευρώπη χρειάζεται μια μεγάλη ανάπτυξη δικτύου για να αναβαθμίσει τις εγχώριες ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, να προωθήσει την οικονομική ανάπτυξη και να απελευθερωθεί από τις επικίνδυνες αγορές ορυκτών καυσίμων», εξηγεί η Juliet Phillips, ακτιβίστρια του Beyond Fossil Fuels.
      Παρά το γεγονός αυτό, οι περισσότεροι ευρωπαϊκοί TSO εξακολουθούν να προβλέπουν σημαντικό μερίδιο φυσικού αερίου στα σενάριά τους έως το 2035, γεγονός που έρχεται σε αντίθεση με τους στόχους απαλλαγής από τον άνθρακα. Μόνο πέντε φορείς εκμετάλλευσης μοντελοποιούν ένα πλήρως ανανεώσιμο σύστημα μέχρι εκείνη την ημερομηνία και μόνο 13 έχουν ενσωματώσει συγκεκριμένες δεσμεύσεις ή στόχους για το κλίμα στους οδικούς χάρτες τους. Αυτό το χάσμα μεταξύ του επείγοντος χαρακτήρα για το κλίμα και του σχεδιασμού υποδομών οδήγησε τον οργανισμό να εκδώσει μια σειρά από συγκεκριμένες συστάσεις προς τις εθνικές κυβερνήσεις.
      Έξι ρυθμιστικές αρχές έκαναν απλή αναφορά στις κλιματικές τους ευθύνες, αλλά δεν τις ενσωμάτωσαν πλήρως στην αποστολή τους. Αυτή η υποχρέωση θεωρήθηκε χρήσιμη από τον ενεργειακό κλάδο, καθώς επιτρέπει στον ενεργειακό ρυθμιστή, το Ofgem, να δίνει προτεραιότητα σε μια μακροπρόθεσμη προοπτική για τη μετάβαση στην ενέργεια έναντι των βραχυπρόθεσμων υποχρεώσεων, δημιουργώντας μεγαλύτερη επενδυτική εμπιστοσύνη.
      Η αναφορά στον ΑΔΜΗΕ
      Παράλληλα, η μελέτη διερεύνησε τις αναφορές των Διαχειριστών Συστημάτων Μεταφοράς (TSOs) σχετικά με το κλίμα. Συνολικά, μόνο 13 από τους TSOs που εξετάστηκαν έχουν δεσμεύσεις ή στόχους για το κλίμα, με διαφορετικά επίπεδα φιλοδοξίας. Αυτά συνήθως είχαν συσχέτιση με κυβερνητικούς και ρυθμιστικούς στόχους, αλλά όχι πάντα. Για παράδειγμα, ο ρυθμιστής της Γερμανίας αναφέρεται σε δέσμευση για κλιματική ουδετερότητα, αλλά δεν βρέθηκαν αντίστοιχοι στόχοι για τους γερμανικούς TSOs Transnet και Amprion. Παρόμοια, ο ενεργειακός ρυθμιστής της Ελλάδας δεν κάνει καμία αναφορά σε κλιματικούς στόχους, ενώ ο  ΑΔΜΗΕ, επιδιώκει να επιτύχει κλιματική ουδετερότητα έως το 2050.
      Τα ανησυχητικά σημάδια
      Η Φινλανδία ηγείται, με δέσμευση για επίτευξη κλιματικής ουδετερότητας έως το 2035 (συμπεριλαμβανομένης της πυρηνικής ενέργειας). Ανησυχητικό είναι ότι 11 TSOs δεν έκαναν καμία απολύτως αναφορά σε κλιματικούς στόχους. Η Βουλγαρία, η Κροατία, η Κύπρος, η Τσεχία και η Ουγγαρία ξεχωρίζουν, καθώς ούτε οι ρυθμιστές ούτε οι TSOs τους αναφέρονται σε κλιματικούς ή ενεργειακούς στόχους. Σε ορισμένες περιπτώσεις, αυτό αντανακλά την έλλειψη θέσης της κυβέρνησης σχετικά με την καθαρή ενέργεια και την κλιματική ουδετερότητα, υπογραμμίζοντας τη σημασία της πολιτικής ηγεσίας για την προώθηση της αλλαγής. Συνολικά, αυτή η άνιση προσέγγιση κινδυνεύει να δημιουργήσει ασυνέπειες στη λήψη αποφάσεων, εμποδίζοντας την πρόοδο προς τους κλιματικούς στόχους για την ΕΕ στο σύνολό της.
      Απαραίτητες αναθεωρήσεις
      Μεταξύ αυτών, η έκθεση υπογραμμίζει την ανάγκη αναθεώρησης των νομικών εντολών των TSO και των ρυθμιστικών αρχών ενέργειας, ώστε να διασφαλιστεί ότι ευθυγραμμίζονται με τους κλιματικούς στόχους, καθώς και δημιουργίας πλήρως ανεξάρτητων δημόσιων φορέων για τον σχεδιασμό του δικτύου, ικανών να αποφεύγουν τις συγκρούσεις συμφερόντων και να υιοθετούν ένα μακροπρόθεσμο όραμα. Στο πλαίσιο αυτό, η έκθεση αναφέρει ως παράδειγμα το Ηνωμένο Βασίλειο, όπου ο Εθνικός Διαχειριστής Συστήματος Ενέργειας (NESO) ιδρύθηκε ως αυτόνομη οντότητα υπεύθυνη για τον συστημικό σχεδιασμό, ξεχωριστή από τον διαχειριστή του δικτύου National Grid.
      Επίσης, επισημαίνεται η περίπτωση της Πολωνίας, όπου οι μεταρρυθμίσεις της αγοράς που εφαρμόστηκαν το 2024 επέτρεψαν την ενσωμάτωση σημάτων ευελιξίας της ζήτησης μέσω νέων τιμολογίων και όπου η αποθήκευση επωφελείται από τις τεχνολογίες ορυκτών καυσίμων χάρη στις συμβάσεις χωρητικότητας. Εν τω μεταξύ, η Δανία έχει επιτρέψει σε περισσότερους από 550 οργανισμούς -συμπεριλαμβανομένων πισίνων, παιδικών σταθμών, παγοδρομίων και βαρέων βιομηχανικών τομέων- να συμμετάσχουν στην εξισορρόπηση του δικτύου, χάρη στις μεταρρυθμίσεις που προωθούνται από τον φορέα εκμετάλλευσης Energinet. «Χάρη στις μεταρρυθμίσεις του TSO Energinet, 550 οργανισμοί προσφέρουν υπηρεσίες δικτύου και επωφελούνται από περισσότερες επιχειρηματικές ευκαιρίες και μια ισορροπημένη αγορά», τονίζει η έκθεση.
      Το κλειδί στην αποθήκευση
      Το έγγραφο επιμένει ότι το κλειδί για ένα καθαρό, ασφαλές και οικονομικά προσιτό ενεργειακό σύστημα είναι η αύξηση της χωρητικότητας αποθήκευσης, η ευέλικτη διαχείριση της ζήτησης και η ιεράρχηση της σύνδεσης έργων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας που βρίσκονται ήδη σε λειτουργία. Για να επιτευχθεί αυτό, οι Διαχειριστές Συστημάτων Μεταφοράς (TSO) πρέπει να υιοθετήσουν βέλτιστες πρακτικές και να αναλάβουν πιο ενεργή ευθύνη στον ενεργειακό μετασχηματισμό. 
      «Η παροχή εντολής για το κλίμα στους Διαχειριστές Συστημάτων Μεταφοράς και στις ρυθμιστικές αρχές τους μπορεί να διασφαλίσει ότι θα πραγματοποιήσουν τις μακροπρόθεσμες επενδύσεις και θα λάβουν τις απαραίτητες αποφάσεις για να διασφαλίσουν το ενεργειακό μας σύστημα για το μέλλον», προειδοποιεί η Phillips.
      Η προειδοποίηση είναι σαφής: χωρίς μια ταχεία, σχεδιασμένη και βιώσιμη επέκταση του δικτύου ηλεκτρικής ενέργειας, η Ευρώπη δεν θα είναι σε θέση να τηρήσει τις δεσμεύσεις της για το κλίμα, να αξιοποιήσει το οικονομικό δυναμικό των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ή να μειώσει την εξάρτησή της από τα εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα. Η ενεργειακή μετάβαση είναι έτοιμη να προχωρήσει, αλλά τα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας δεν έχουν ακόμη καλύψει τη διαφορά.
      Περισσότερα...

        1

    2. Ενέργεια-ΑΠΕ

      IEA: Οι ΑΠΕ θα είναι η κορυφαία πηγή ενέργειας στον κόσμο έως το 2026

      Engineer

      Η αιολική και η ηλιακή ενέργεια θα καλύψουν πάνω από το 90% της αύξησης της παγκόσμιας ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας σύμφωνα με έρευνα του Διεθνούς Οργανισμού Ενέργειας - Αιτίες της προόδου - Οι εκπομπές του ενεργειακού τομέα θα μειωθούν
      Οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας (ΑΠΕ) θα συνεχίσουν να προοδεύουν. Αναμένεται να ξεπεράσουν τον άνθρακα και θα γίνουν η κορυφαία πηγή ηλεκτρικής ενέργειας στον κόσμο το αργότερο μέχρι το 2026, σύμφωνα με νέες προβλέψεις του Διεθνούς Οργανισμού Ενέργειας (IEA).

      Η άνοδος των νέων μορφών ενέργειας καθοδηγείται από την εξαιρετικά ταχεία αύξηση της αιολικής και ηλιακής παραγωγής η οποία ξεπέρασε τις 4.000 τεραβατώρες (TWh) το 2024 και θα ξεπεράσει τις 6.000 TWh μέχρι το 2026.
      Η αιολική και η ηλιακή ενέργεια δέχονται ολοένα και περισσότερες επιθέσεις από λαϊκιστές πολιτικούς της δεξιάς, όπως ο Ντόναλντ Τραμπ (πρόεδρος των ΗΠΑ) και η Reform στο Ηνωμένο Βασίλειο (δεξιό λαϊκιστικό πολιτικό κόμμα).
      Παρόλα αυτά «θα καλύψουν μαζί περισσότερο από το 90% της αύξησης της παγκόσμιας ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας έως το 2026», αναφέρει ο IEA, ενώ η μέτρια ανάπτυξη της υδροηλεκτρικής ενέργειας θα συμβάλει στην άνοδο των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας.
      Καθώς η πυρηνική ενέργεια και η ενέργεια από φυσικό αέριο φτάνουν επίσης σε επίπεδα ρεκόρ έως το 2026, η παραγωγή από άνθρακα αναμένεται να μειωθεί (λόγω των μειώσεων στην Κίνα και την ΕΕ). Αυτό σημαίνει ότι οι εκπομπές του ενεργειακού τομέα θα μειωθούν επίσης.
      Το παρακάτω διάγραμμα απεικονίζει αυτές τις βαθιές αλλαγές στο παγκόσμιο μείγμα ηλεκτρικής ενέργειας και συγκεκριμένα την ραγδαία άνοδο των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, που οφείλεται στην αιολική και την ηλιακή ενέργεια.
       



      Οι ΑΠΕ θα μπορούσαν να ξεπεράσουν τον άνθρακα από φέτος
      Ο IEA αναφέρει ότι οι ΑΠΕ θα μπορούσαν να ξεπεράσουν τον άνθρακα ήδη από φέτος, ανάλογα με τις επιπτώσεις που σχετίζονται με τον καιρό στην παραγωγή της αιολικής και υδροηλεκτρικής ισχύος.
      Προσθέτει ότι η αλλαγή θα συμβεί το αργότερο έως το 2026, όταν οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας αναμένεται να αποτελούν το 36% της παγκόσμιας προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, έναντι μόλις 32% από τον άνθρακα (το χαμηλότερο μερίδιο του καυσίμου εδώ και έναν αιώνα).
       Αύξηση παγκόσμιας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ 
      Το μερίδιο της παγκόσμιας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που προέρχεται από την αιολική και την ηλιακή ενέργεια μαζί θα αυξηθεί από 1% το 2005 και 4% το 2015 σε 15% το 2024, 17% το 2025 και σχεδόν 20% το 2026.

      Μείωση παγκόσμιας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από άνθρακα 
      Η παγκόσμια μείωση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από άνθρακα θα προκύψει από μειώσεις στην Κίνα και την ΕΕ, οι οποίες θα αντισταθμιστούν μόνο εν μέρει από αυξήσεις στις ΗΠΑ, την Ινδία και άλλα ασιατικά έθνη.
      Ο IEA αποδίδει την επερχόμενη μείωση του άνθρακα στη «συνεχιζόμενη ανάπτυξη των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και στην υψηλότερη στροφή από άνθρακα σε φυσικό αέριο σε πολλαπλές περιοχές».
      Ακόμη αναφέρει ότι η ενέργεια από φυσικό αέριο θα αυξηθεί κατά 1,3% φέτος και του χρόνου. 
       Αναμένεται νέο ρεκόρ παραγωγής στην πυρηνική ενέργεια


       
      Για την πυρηνική ενέργεια, ο IEA αναφέρει ότι το νέο ρεκόρ παραγωγής θα προκύψει από την επανεκκίνηση των εργοστασίων στην Ιαπωνία, την «ισχυρή» παραγωγή στη Γαλλία και τις ΗΠΑ, καθώς και από νέους αντιδραστήρες στην Κίνα, την Ινδία και τη Νότια Κορέα.
      Η στροφή προς την αιολική και την ηλιακή ενέργεια συμβαίνει παρά το γεγονός ότι η παγκόσμια ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας προβλέπεται να αυξηθεί πολύ ταχύτερα τα επόμενα 2 χρόνια (3,3% και 3,7% αντίστοιχα) από τον μέσο όρο του 2,6% για την περίοδο 2015-2023.
      Τομείς νέας ζήτησης
      Ο IEA αναφέρει ότι η νέα ζήτηση προέρχεται από τη βιομηχανία, τις οικιακές συσκευές, την αυξανόμενη χρήση κλιματισμού, τη συνεχιζόμενη ηλεκτροδότηση της θέρμανσης και των μεταφορών, καθώς και την επέκταση των κέντρων δεδομένων.
      Περισσότερα...

        0

    3. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Ηλεκτρισμός: Άλμα της ζήτησης τον Ιούλιο με 6.741,83 GWh

      Engineer

      Σημαντικό αποτύπωμα στη ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια προκάλεσε ο καύσωνας που ενέσκηψε το τρίτο 10ημερο Ιουλίου στη χώρα, όπως δείχνουν τα στοιχεία του Χρηματιστηρίου Ενέργειας για τη χονδρεμπορική αγορά τον προηγούμενο μήνα. Κι αυτό γιατί ο όγκος συναλλαγών σημείωσε τον Ιούλιο σημαντική άνοδο, κατά 23%, σε σχέση με τον αμέσως προηγούμενο μήνα.
      Πιο συγκεκριμένα, οι αγοραπωλησίες ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώθηκαν σε 6741,83 GWh (Γιγαβατώρες) από 5480,46 GWh τον Ιούνιο. Κάτι που, όπως είναι φυσικό, είχε ως συνέπεια να ενισχυθεί σημαντική η χονδρεμπορική τιμή, με τον Ιούλιο να «κλείνει» στα 100,57 ευρώ ανά Μεγαβατώρα, με αύξηση κατά 18% περίπου από τον Ιούνιο.
      Αξίζει να σημειωθεί πάντως ότι η άνοδος της χονδρικής δεν παραπέμπει σε καμία περίπτωση στη «μίνι» ενεργειακή κρίση που ξέσπασε πέρυσι το καλοκαίρι, με έναρξη από τον Ιούλιο του 2024. Είναι ενδεικτικό ότι τα 100,57 ευρώ ανά Μεγαβατώρα αντιπροσωπεύουν μία συγκρατημένη ενίσχυση (λαμβάνοντας υπόψη τα καιρικά δεδομένα) σε σχέση με τα 135,18 ευρώ ανά Μεγαβατώρα του περασμένου Ιουλίου, ο οποίος επομένως είχε διαμορφωθεί 26% υψηλότερα.
      Μικρότερο το «ενεργειακό τείχος»
      Το γεγονός αυτό πρέπει να αποδοθεί εν μέρει στις ήπιες μετεωρολογικές συνθήκες που επικράτησαν τις πρώτες 20 ημέρες του προηγούμενου μήνα, όσο όμως και στην πιο ήπια απόκλιση που υπάρχει φέτος το καλοκαίρι ανάμεσα στις χονδρεμπορικές τιμές της νοτιοανατολικής και ανατολικής Ευρώπης, με αυτές στην κεντρική «Γηραιά Ήπειρο». Κάτι που σημαίνει πως η Task Force που συνέστησε η Ε.Ε., με πρωτοβουλία της χώρα μας, είχε απτά αποτελέσματα στο να περιοριστούν οι διαστάσεις της «ενεργειακής διαίρεσης» της ευρωπαϊκής αγοράς ηλεκτρισμού.
      Όπως έχει γράψει το Insider.gr, ένα πρώτο αποτέλεσμα από τη σύσταση της Task Force είναι ο καλύτερος συντονισμός των εμπλεκόμενων κρατών. Έτσι, για παράδειγμα, φέτος είναι λιγότερες οι συντηρήσεις μονάδων και διασυνδετικών γραμμών, οι οποίες έχουν προγραμματιστεί μέσα στο καλοκαίρι. Ως συνέπεια, έχει αποσοβηθεί μία σημαντική αιτία που οδήγησε πέρυσι στην εκτίναξη των τιμών στη ΝΑ Ευρώπη.
      Περαιτέρω σύγκλιση των ευρωπαϊκών τιμών θα επέλθει με τη δημιουργία ακόμη περισσότερων ηλεκτρικών διασυνδέσεων για την «επικοινωνία» των συστημάτων της περιοχής με αυτά της κεντρικής Ευρώπης. Η προώθηση τέτοιων έργων αποτελεί επίσης αντικείμενο της Δύναμης Κρούσης, με την Κομισιόν να έχει ήδη δρομολογήσει μέσω του νέου προϋπολογισμού σημαντική ενίσχυση των σχετικών κεφαλαίων. Υπενθυμίζεται ότι τα κεφάλαια του Μηχανισμού «Συνδέοντας την Ευρώπη» (ενός ταμείου για την αναβάθμιση ενεργειακών υποδομών και την επένδυση σε νέες τεχνολογίες) θα αυξηθούν στα 30 δισεκατομμύρια ευρώ, από μόλις 6 δισεκατομμύρια.
      Το μείγμα
      Αν και η αύξηση τον Ιούλιο της ζήτησης για ηλεκτρική ενέργεια έφερε ενίσχυση της συμμετοχής των μονάδων φυσικού αερίου, οι ανανεώσιμες πηγές μπόρεσαν για έναν ακόμη μήνα να διατηρήσουν την πρωτοκαθεδρία τους. Έτσι, το μερίδιο των ΑΠΕ διαμορφώθηκε στο 42%, από 44% τον Ιούνιο.
      Η επέλαση των μονάδων αερίου αποτυπώνεται στο γεγονός ότι το ποσοστό τους αυξήθηκε στο 40%, από 37% τον αμέσως προηγούμενο μήνα. Με την ανισορροπία που έχει αποκτήσει το «πράσινο» μείγμα στη χώρα μας, λόγω της κυριαρχίας των ηλιακών πάρκων, οι μονάδες αερίου καλούνται κατά κύριο λόγο να καλύψουν σημαντικό μέρος της ζήτησης από τις απογευματινές ώρες, δηλαδή όταν δύει ο ήλιος και μηδενίζεται η παραγωγή των φωτοβολταϊκών. «Απάντηση» σε αυτό το φαινόμενο θα δώσει η αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας.
      Στις συνθήκες καύσωνα πάντως, που επικράτησαν στο τέλος Ιουλίου, ήταν απαραίτητο να επιστρατευθεί σχεδόν το σύνολο του εγχώριου ηλεκτροπαραγωγικού δυναμικού, για να καλυφθεί η ιδιαίτερα αυξημένη ζήτηση. Ακόμη κι έτσι όμως οι εισαγωγές έμειναν σε χαμηλά επίπεδα (5%), όπως επίσης και η συμμετοχή των υδροηλεκτρικών – που διαμορφώθηκε στο 5% έναντι 6% τον Ιούνιο. Αξίζει να σημειωθεί ότι η χρήση των υδροηλεκτρικών παραμένει περιορισμένη, ώστε να απομείνει ένα μέρος των υδατικών αποθεμάτων σε «εφεδρεία» το φθινόπωρο, στην περίπτωση που συνεχιστούν επί μακρόν οι υψηλές θερμοκρασίες και καθυστερήσουν οι βροχοπτώσεις. Ο λιγνίτης υποχώρησε στο 2%, από 3%.
      Τα ποσοστά των παρόχων
      Όσον αφορά τη λιανική ρεύματος, τα μερίδια του Ιουλίου δείχνουν μικρές διαφοροποιήσεις, χωρίς ωστόσο να αναδεικνύουν αλλαγές στο «τοπίο» του κλάδου προμήθειας της χώρας μας. Έτσι, η ΔΕΗ διατηρεί τα χαρακτηριστικά δεσπόζοντος παρόχου, ενισχύοντας μάλιστα το ποσοστό της στο 53,76%, από 49,59% τον Ιούνιο.
      Την πρώτη θέση των ιδιωτών παρόχων καταλαμβάνει για έναν ακόμη μήνα η Protergia με 19,26% (από 20,24%), ενώ ακολουθεί η ΗΡΩΝ με 8,58% (από 10,95%). Ενδιαφέρον παρουσιάζει το συνολικό ποσοστό που καταλαμβάνει η θυγατρική της ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ με την NRG, και το οποίο αγγίζει το 12,66%. Η NRG κατέλαβε μερίδιο 4,07%.
      Υπενθυμίζεται ότι ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ και Motor Oil έχουν αποφασίσει τη σύμπραξη στη θερμοηλεκτρική παραγωγή και τη λιανική ρεύματος & αερίου, με τη δημιουργία κοινού σχήματος από τις ΗΡΩΝ και NRG. Ως συνέπεια, η κοινοπραξία διαμορφώνει τον τρίτο πόλο συγκέντρωσης της λιανικής, κινούμενη ήδη αισθητά πάνω από το 10% του retail στο ρεύμα.
      Ακολούθησαν η Elpedison με 5,48% (από 5,89%), η «Φυσικό Αέριο» με 3,32%, η ZeniΘ με 3%, η Volton με 0,99%, η Interbeton με 0,85%, η Eunice με 0,26%, η ΟΤΕ Estate με 0,17% και η Ελίν με 0,13%.
      Περισσότερα...

        0

    4. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Στην ΔΕΗ πέρασαν 31 αιολικά έργα ισχύος 1 GW στην Κρήτη

      Engineer

      Στα χέρια της ΔΕΗ βρίσκονται από τις 18 Ιουνίου 31 εταιρείες που διαθέτουν άδειες για αιολικά πάρκα στην Κρήτη συνολικής ισχύος που αγγίζει το 1 GW (968,5 MW για την ακρίβεια), τις οποίες η εταιρεία ενοποίησε με τη μέθοδο της ολικής ενσωμάτωσης αφού εξαγόρασε το 100% των μετοχών των εταιρειών. Όπως αναφέρεται στις οικονομικές καταστάσεις της ΔΕΗ για το α’ εξάμηνο του 2025, η συναλλαγή έλαβε χώρα σε συνέχεια της στρατηγικής συμφωνίας-πλαισίου συνεργασίας της ΔΕΗ με τους Ομίλου Κοπελούζου και Σαμαρά, που χρονολογείται από το φθινόπωρο του 2024. Το τίμημα της εξαγοράς ανήλθε σε 100 εκατ. ευρώ, εκ των οποίων τα 23,8 εκατ. ευρώ καταβλήθηκαν με μετρητά και 76,3 εκατ. ευρώ (που αντιστοιχεί στην εύλογη αξία των μετοχών) έναντι παράδοσης 5.733.006 ιδίων μετοχών που είχε αγοράσει η ΔΕΗ βάσει προγράμματος επαναγοράς στους πωλητές.
      Επισημαίνεται επίσης ότι το συμφωνητικό αγοράς μετοχών περιλαμβάνει αφενός όρο πρόσθετου ενδεχόμενου τιμήματος με βάσει την επίτευξη προσυμφωνημένων ορόσημων (3 στάδια) κατά τη διαδικασία ανάπτυξης και κατασκευής των έργων ΑΠΕ και εφόσον αυτά επιτευχθούν εντός χρονικού διαστήματος 11 ετών από την ημερομηνία ολοκλήρωσης της εξαγοράς, αφετέρου όρο επιστροφής ενδεχόμενου τιμήματος στην ΔΕΗ υπό προϋποθέσεις. Σε κάθε περίπτωση, η συναλλαγή ανοίγει το δρόμο για την είσοδο του εν λόγω χαρτοφυλακίου στη φάση της υλοποίησης, με το βλέμμα και στην επικείμενη έναρξη της εμπορικής λειτουργίας της ηλεκτρικής διασύνδεσης Κρήτης-Αττικής, διά της οποίας θα μεταφέρεται στην ηπειρωτική Ελλάδα η καθαρή ενέργεια που θα παράγεται από τα εν λόγω πάρκα όταν κατασκευαστούν και ηλεκτριστούν.
      Στο 71% η συμμετοχή της ΔΕΗ στην Ηλεκτροπαραγωγή Αλεξανδρούπολης
      Στο «κάδρο» της ίδιας συμφωνίας-πλαίσιο της ΔΕΗ με τους Ομίλους Κοπελούζου και Σαμαρά, εξάλλου, εντάσσεται και η εξαγορά από τη ΔΕΗ –στις 27 Ιουνίου 2025- επιπλέον ποσοστού 20% στην θυγατρική Ηλεκτροπαραγωγή Αλεξανδρούπολης από τον πρώην μέτοχο Damco Energy έναντι 12,1 εκατ. ευρώ. Η συμμετοχή της ΔΕΗ στη μονάδα φυσικού αερίου ισχύος 840 MW που βρίσκεται υπό κατασκευή με ορίζοντα ολοκλήρωσης των εργασιών το δ’ τρίμηνο του 2027 ανέρχεται πλέον σε 71%, με το υπόλοιπο 29% να ανήκει στη ΔΕΠΑ Εμπορίας. Το συμβατικό τίμημα του έργου μετά αναθεωρήσεων στις αρχές του 2024 ανέρχεται σε 393,9 εκατ. ευρώ ενώ το ανεκτέλεστο υπόλοιπο την 30η Ιουνίου 2025 διαμορφωνόταν σε 153,1 εκατ. ευρώ.
      Υδροηλεκτρικά έργα και αντλησιοταμίευση
      Στις οικονομικές καταστάσεις της ΔΕΗ παρέχονται στοιχεία για τα αιολικά και τα φωτοβολταϊκά της Επιχείρησης καθώς και για τις μονάδες αποθήκευσης (μπαταρίες) που μπήκαν σε τροχιά κατασκευής τους τελευταίους μήνες, projects στα οποία αναφέρθηκε ο Πρόεδρος και Διευθύνων Σύμβουλος της ΔΕΗ Γιώργος Στάσσης στην τηλεδιάσκεψη με τους αναλυτές που ακολούθησε τη δημοσίευση των αποτελεσμάτων α’ εξαμήνου. Παρουσιάζεται επίσης η πρόοδος και στο «μέτωπο» των άλλων καθαρών τεχνολογιών (υδροηλεκτρικές μονάδες, αντλησιοταμίευση, γεωθερμία, μπαταρίες ). Πιο συγκεκριμένα, το υδροηλεκτρικό έργο Μετσοβίτικου ισχύος 29 ΜW αναμένεται να τεθεί σε εμπορική λειτουργία εντός του β’ εξαμήνου 2026. Οσον αφορά στα μικρά υδροηλεκτρικά, στα τέλη Απριλίου ολοκληρώθηκε η οριστική παραλαβή του μικρού υδροηλεκτρικού σταθμού (ΜΥΗΣ) Μακροχώρι ΙΙ στη Βέροια. Τον Μάιο, εξάλλου, η ΔΕΗ Ανανεώσιμες ολοκλήρωσε την εξαγορά της εταιρείας ΒΟΡΕΙΝΟ ΠΕΛΛΗΣ Α.Ε. στην οποία διατηρούσε ποσοστό 49% του μετοχικού της κεφαλαίου, μέσω απόκτησης του 51% του ετέρου μετόχου ΜΕΚ ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΗ. Η εταιρεία έχει υπό την ιδιοκτησία της ένα μικρό υδροηλεκτρικό σε λειτουργία ισχύος 4,1MW στη θέση «Ασπρόρεμα» του Δήμου Αλμωπίας της Περιφέρειας Κεντρικής Μακεδονίας.
      Η ΔΕΗ συνεχίζει εξάλλου τη διαδικασία ωρίμανσης τεσσάρων έργων αντλησιοταμίευσης, που είναι τα εξής:
        Έργο αντλησιοταμίευσης στο πρώην λιγνιτωρυχείο της Καρδιάς στη Δυτική Μακεδονία, το πιο ώριμο από τα τέσσερα έργα καθώς έλαβε περιβαλλοντικούς όρους τον Μάιο για ισχύ 148 MW. Τον Ιούλιο η ΔΕΗ έθεσε σε δημόσια διαβούλευση (έως την 1η Σεπτεμβρίου) νέα Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων για την τροποποίηση της ΑΕΠΟ ώστε να προβλέπει την αύξηση της μέγιστης ισχύος έγχυσης στα 304 ΜW και της μέγιστης ισχύος απορρόφησης 294 MW, ενώ προ ημερών προκηρύχθηκε ο διαγωνισμός για τους αναδόχους. Έργο μέγιστης ισχύος έγχυσης 183 ΜW και απορρόφησης 181 MW στο πρώην λιγνιτωρυχείο της Μεγαλόπολης, Έργο μέγιστης ισχύος έγχυσης 475 ΜW και απορρόφησης 448 MW στη θέση του ταμιευτήρα του υδροηλεκτρικού σταθμού Σφηκιάς στη Βέροια. Έργο μέγιστης ισχύος έγχυσης 238 ΜW και απορρόφησης 231 MW στο Ορυχείο Νότιου Πεδίυ της Κοζάνης. Επιπλέον η Επιχείρηση η εξετάζει την προσθήκη τεχνολογιών άντλησης και αποθήκευσης στους υφιστάμενους Υδροηλεκτρικούς σταθμούς Πουρναρίου και Καστρακίου.
      Νέα θυγατρική στη Ρουμανία για παραγωγή ενέργειας από μη ανανεώσιμες πηγές
      Τέλος, ένα ακόμα ενδιαφέρον ειδησάριο που προκύπτει από τις οικονομικές καταστάσεις α’ εξαμήνου της ΔΕΗ είναι η ίδρυση στις 6 Ιουνίου της 100% θυγατρικής PPC Productie Romania στη Ρουμανία, με βασικό μέτοχο την PPC Romania και βασικό αντικείμενο την ηλεκτροπαραγωγή από μη ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Μια κίνηση που πιθανότητα συνδέεται με το σχέδιο της ΔΕΗ για αυξημένη έμφαση στην ευέλικτη παραγωγή που πέρα από τις μπαταρίες, περιλαμβάνει όπως έχει δηλώσει ο Διευθύνων Σύμβουλος της Επιχείρησης Γιώργος Στάσσης και μικρές ευέλικτες μονάδες φυσικού αερίου (peakers) που μπαίνουν στο σύστημα για να καλύψουν τις αιχμές της ζήτησης (peaks). Σύμφωνα με πληροφορίες, η διοίκηση της ΔΕΗ εξετάζει στην παρούσα φάση δυο σενάρια για τις peakers, ένα που προβλέπει πολλές μικρές μονάδες στη Ρουμανία και ένα δεύτερο που αφορά μια…όχι και τόσο μικρή μονάδα με ισχύ της τάξης των 300 MW. Πάντως, το ισχύον επενδυτικό σχέδιο της ΔΕΗ για την περίοδο 2023-2027 που τελεί υπό αναθεώρηση κάνει λόγο για αύξηση της ισχύος των μονάδων φυσικού αερίου της Επιχείρησης από 2,7 GW το 2023 σε 2,8 GW το 2027 που υπονοεί την κατασκευή μιας peaker 100 ΜW έως το τέλος του έτους αναφοράς.
      Περισσότερα...

        0

    5. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΑΔΜΗΕ: Τα ενενήντα (90) σχεδιαζόμενα έργα σε βάθος δεκαετίας

      GTnews

      Στον επαναπρογραμματισμό πάνω από το ένα τρίτο των έργων που έχει εντάξει στο δεκαετές πρόγραμμα ανάπτυξης περιόδου 2024-2033 προχώρησε ο ΑΔΜΗΕ, όπως προκύπτει από το νέο δεκαετές που τέθηκε από τη ΡΑΑΕΥ σε δημόσια διαβούλευση συνολικού ύψους 5,994 δισ. ευρώ.
      Το επενδυτικό πρόγραμμα που εισηγήθηκε ο ΑΔΜΗΕ για την ανάπτυξη του ηλεκτρικού συστήματος τη δεκαετία 2025-2034 περιλαμβάνει συνολικά 90 έργα. Από αυτά, τα 14 ανήκουν στην κατηγορία των νέων έργων (προστέθηκαν πέντε σε σχέση με το προηγούμενο), 14 είναι σε φάση αδειοδότησης, 1 σε εξέλιξη, 13 υπό κατασκευήν, 7 ολοκληρωμένα, 4 σε καθυστέρηση και 36 σε επαναπρογραμματισμό, σε μετατόπιση δηλαδή των χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησης.
      Οι καθυστερήσεις στην αδειοδοτική διαδικασία λόγω εμπλοκής της αρχαιολογίας ή αντιδράσεων των τοπικών κοινωνιών προβάλλεται από τον ΑΔΜΗΕ ως βασικός λόγος των καθυστερήσεων, όπως και του επαναπρογραμματισμού κάποιων έργων. Ωστόσο για έναν μεγάλο αριθμό έργων η μετατόπιση των χρονοδιαγραμμάτων υλοποίησης συνδέεται με τις αλλαγές προτεραιοτήτων από τον ίδιο τον διαχειριστή. «Επαναπρογραμματισμός λόγω νέων προτεραιοποιήσεων υλοποίησης έργων στο πλαίσιο επαναξιολόγησης των αναγκών του Συστήματος Μεταφοράς» αναφέρει χαρακτηριστικά στη σχετική εισήγησή του ο ΑΔΜΗΕ για κάποια από αυτά τα έργα.
      Κατά περίπου ένα χρόνο μετατίθενται χρονικά οι παρεμβάσεις για την τροφοδότηση των Ιονίων Νήσων και οι παρεμβάσεις γύρω από το ΚΥΤ Θεσπρωτίας, αλλά και έργα για την ενίσχυση του ηλεκτρικού συστήματος Δυτικής Ελλάδας και Θεσσαλίας.
      Για το 2026 έναντι του 2025 μετατίθεται το χρονοδιάγραμμα ολοκλήρωσης της τέταρτης φάσης διασύνδεσης των Κυκλάδων, ενώ κατά ένα έτος (το 2028 έναντι του 2027) μετατίθεται και η ολοκλήρωση κρίσιμων έργων για την ενίσχυση του ηλεκτρικού συστήματος της Κρήτης μετά τη λειτουργία της διασύνδεσης με την Αττική. Ο ΑΔΜΗΕ σχεδιάζει την αλλαγή όδευσης της γραμμής μεταφοράς Χανιά – Δαμάστα, λόγω εμπλοκών με την αρχαιολογική υπηρεσία και αντιδράσεων των κατοίκων της περιοχής. Προτεραιότητα δίνει ο ΑΔΜΗΕ στις ηλεκτρικές διασυνδέσεις των νησιών, μεταφέροντας ένα χρόνο νωρίτερα την ολοκλήρωση της διασύνδεσης των νησιών Β. Αιγαίου (το 2029 αντί αρχικού προγραμματισμού για το 2030). Η νέα γραμμή διασύνδεσης με την Αλβανία προβλέπεται να ολοκληρωθεί το 2030 έναντι του 2031. Αντίθετα, η νέα γραμμή διασύνδεσης με την Ιταλία, δυναμικότητας 1.000 MW, μεταφέρεται από το 2029 στο 2031
      Οι διασυνδέσεις
      Η ενίσχυση των διασυνοριακών διασυνδέσεων της χώρας αποτελεί βασική παράμετρο του νέου αναπτυξιακού προγράμματος του ΑΔΜΗΕ. Μάλιστα η νέα γραμμή διασύνδεσης με την Αλβανία προβλέπεται να ολοκληρωθεί το 2030 έναντι του 2031. Αντίθετα η νέα γραμμή διασύνδεσης με την Ιταλία δυναμικότητας 1000 MW μεταφέρεται από το 2029 στο 2031. Για το έργο θα πρέπει να σημειωθεί ότι έχει εκφράσει σοβαρές επιφυλάξεις η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας της Ιταλίας, η οποία εκτιμά ότι τα οφέλη θα είναι περιορισμένα για τη χώρα.

      Το πρόγραμμα ανάπτυξης του συστήματος καταρτίστηκε από τον ΑΔΜΗΕ με οδηγό τις ανάγκες που προκύπτουν από τη μεγάλη διείσδυση των ΑΠΕ στο πλαίσιο της εκπλήρωσης των ευρωπαϊκών και εθνικών στόχων και την προβλεπόμενη εξέλιξη της ζήτησης την περίοδο 2025-2034 και ειδικότερα την εξέλιξη των ακραίων τιμών της (μέγιστες και ελάχιστες). Η ΡΑΑΕΥ πάντως έχει συνδέσει την έγκριση του προγράμματος με εκτίμηση από πλευράς του ΑΔΜΗΕ για την επίπτωση στις χρεώσεις χρήσης συστήματος που επιβαρύνουν τους καταναλωτές, την οποία και αναμένει από τον διαχειριστή.
      Περισσότερα...

        0

    6. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Τα νέα φωτοβολταϊκά έργα που ετοιμάζει η ΔΕΗ έως τέλος του 2025

      Engineer

      Με γοργούς ρυθμούς προχωρά η ΔΕΗ τις εργασίες στους υπό κατασκευή φωτοβολταϊκούς σταθμούς, με τους περισσότερους εξ’ αυτών να μπαίνουν στην πρίζα έως το τέλος του έτους.
      Ειδικότερα, μέσα στο 2025 αναμένεται να ολοκληρωθούν οι εργασίες κατασκευής για τον φωτοβολταϊκό σταθμό Ορυχείο ΔΕΗ Πτολεμαΐδα συνολικής ισχύος 550 MW. Το έργο έχει ενδεικτικό συνολικό προϋπολογισμού 300 εκατ. ευρώ.
      Όπως αναφέρει στην οικονομική της έκθεση, «η ΔΕΗ στη βάση υλοποίησης του εθνικού σχεδίου για την ενέργεια και το κλίμα και αξιοποίησης των υπαρχουσών υποδομών που οριστικά παύει η λειτουργία τους, έχει σχεδιάσει και υλοποιεί έργα αποθήκευσης ενέργειας (στο Ορυχείο Καρδιάς) καθώς και την εγκατάσταση νέων μέσων παραγωγής θερμικής ενέργειας για την κάλυψη των θερμικών αναγκών του διασυνδεδεμένου συστήματος τηλεθερμάνσεων της περιοχής (ΣΗΘΥΑ).
      Ταυτόχρονα, η θυγατρική ΔΕΗ Ανανεώσιμες, αναπτύσσει έργα φωτοβολταϊκών σταθμών και σταθμών αποθήκευσης ενέργειας με BESS τα οποία προβλέπεται να διασυνδεθούν σε κοινό υποσταθμό αξιοποιώντας τις υποδομές των Πυλών των Μονάδων Ι & ΙΙ του πρώην ΑΗΣ Καρδιάς.
      Η εκτίμηση ολοκλήρωσης και θέσης σε λειτουργία του έργου τοποθετείται στο 2025 με συνολικό προϋπολογισμό επενδύσεων ύψους 4,4 εκατ. ευρώ για τη ΔΕΗ και 11, 5 εκατ. ευρώ για τη ΔΕΗ Ανανεώσιμες. Επιπρόσθετα τον Απρίλιο 2024, υπεγράφη σύμβαση για τη θέση σε λειτουργία αυτομετασχηματιστή (ΑΜ/Σ) 400kV/150kV/30kV στο ΚΥΤ Καρδιάς. Τα έργα αποτελούν απαραίτητη προϋπόθεση για την λειτουργία του συνόλου του φ/β σταθμού Ορυχείο ΔΕΗ Πτολεμαΐδα 550 MW».
      Σε σχέση με το νέο φωτοβολταϊκό σταθμό «Ακρινή» συνολικής ισχύος 80 MW, ο οποίος θα εγκατασταθεί εντός του Λιγνιτικού Κέντρου Δυτικής Μακεδονίας, είναι ενδεικτικού συνολικού προϋπολογισμού 38 εκατ. ευρώ και οι εργασίες βρίσκονται σε φάση ολοκλήρωσης ενώ η ηλέκτριση θα γίνει το τρίτο τρίμηνο του 2025.
      Όσον αφορά τις εργασίες για την κατασκευή των φωτοβολταϊκών σταθμών Εξοχή 7, Εξοχή 8, Καρδιά 1 συνολικής ισχύος 170,95 MW, με σταθερό σύστημα στήριξης και τη σύνδεση αυτών στους υφιστάμενους υπαίθριου τύπου υποσταθμούς 33/150 kV «Χαραυγή» και «Α1 Καρδιάς-Κλείτος» , συνολικού προϋπολογισμού 72 εκατ. ευρώ, στους Δήμους Εορδαίας και Κοζάνης, ολοκληρώθηκαν το α’ τρίμηνο του έτους και μέχρι τα τέλη της χρονιάς θα γίνει η ηλέκτριση τους.
      Ακόμα, οι εργασίες για το νέο φωτοβολταϊκό σταθμό στη θέση «Ορυχείο Μεγαλόπολη Α’ Φάση» ισχύος 125 MW», μέρος του φωτοβολταϊκού σταθμού «Ορυχείο Μεγαλόπολη» συνολικής ισχύος 490 MW, έχουν ξεκινήσει και πρόκειται να ολοκληρωθούν εντός του γ’ τριμήνου του έτους.
      Τέλος, σε σχέση με το νέο φωτοβολταϊκό σταθμό στη θέση «Ορυχείο Μεγαλόπολη Β’ Φάση» ισχύος 125 MW, μέρος του φωτοβολταϊκού σταθμού «Ορυχείο Μεγαλόπολη» συνολικής ισχύος 490 MW, η σύμβαση υπεγράφη εντός του β’ τριμήνου του έτους και το έργο είναι υπό κατασκευή.
      Περισσότερα...

        0

    7. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σύστημα μεταφοράς: Σε λειτουργία έργα ΑΠΕ 7,7 GW - Ηλιακά πάρκα το 70% των νέων έργων με όρους σύνδεσης

      Engineer

      Προέλαση και στο σύστημα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας των φωτοβολταϊκών δείχνουν τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ αναφορικά με τις μονάδες ΑΠΕ που βρίσκονταν εν λειτουργία ή είχαν κλειδώσει ηλεκτρικό «χώρο» μέχρι τον Απρίλιο του 2025. Σύμφωνα με αυτά τα στοιχεία, στα εν λειτουργία έργα τα ηλιακά έχουν ήδη κλείσει σημαντικά την «ψαλίδα» έναντι των αιολικών. 
      Επίσης, είναι προεξοφλημένο πως η ηλιακή τεχνολογία θα κυριαρχήσει και στο ΕΣΜΗΕ, με βάση τη «δεξαμενή» των πράσινων σταθμών που έχουν λάβει οριστικές προσφορές σύνδεσης. Επομένως, είναι προεξοφλημένη η ακόμη μεγαλύτερη ανισορροπία στο ενεργειακό μίγμα, με δεδομένο ότι, λόγω της ισχύος των ανεμογεννητριών, στο σύστημα μεταφοράς ανέκαθεν κυριαρχούσαν τα έργα αιολικής τεχνολογίας. Ανισορροπία που, αν δεν αντιμετωπιστεί, θα επιδεινώσει όλες τις αρρυθμίες οι οποίες έχουν ήδη γίνει ορατές και οφείλονται στο γεγονός ότι η πλειονότητα της «πράσινης» παραγωγής συγκεντρώνεται γύρω από τις μεσημβρινές ώρες. 
      Τα στοιχεία αυτά προέρχονται από σχετικό πίνακα που, όπως έγραψε το energypress, συνόδευε έγγραφο του Διαχειριστή που διαβιβάστηκε στη Βουλή στο πλαίσιο του κοινοβουλευτικού ελέγχου. Σύμφωνα με το έγγραφο, σε εκείνο το χρονικό σημείο η εγκατεστημένη ισχύς των ΑΠΕ βρισκόταν στο δίκτυο του ΑΔΜΗΕ στα 7.741 Μεγαβάτ συν 699 Μεγαβάτ σε αντλησιοταμιευτικά. 
      Με βάση την επεξεργασία των δεδομένων του πίνακα από το energypress, προκύπτει από το εν λειτουργία χαρτοφυλάκιο ΑΠΕ, τα 4,41 Γιγαβάτ περίπου αφορούν αιολικά έργα και τα 3,18 Γιγαβάτ φωτοβολταϊκά. Σε αντιδιαστολή, όπως είχε γράψει το energypress, στο τέλος του 2024 (δηλαδή τέσσερις μήνες νωρίτερα) στο ηλεκτρικό σύστημα υπήρχαν εν λειτουργία έργα 6,8 Γιγαβάτ περίπου. 
      Από αυτά, τα 4,1 Γιγαβάτ αφορούσαν αιολικά και τα 2,6 φωτοβολταϊκά. Κάτι που σημαίνει ότι, από τα έργα που «μπήκαν στην πρίζα» μέσα στο 2025, «ροκανίστηκε» κατά 250 Μεγαβάτ η πρωτοκαθεδρία των αιολικών έναντι των φωτοβολταϊκών. 
      Ακόμη όμως πιο ενδεικτικά για τη μονοκαλλιέργεια των ηλιακών πάρκων (και στην περίπτωση των «μεγάλων» συστημάτων) είναι τα στοιχεία των έργων που έχουν λάβει προσφορές σύνδεσης από τον Διαχειριστή. Και αυτό γιατί, στη συγκεκριμένη περίπτωση, είναι εντυπωσιακή η κυριαρχία των φωτοβολταϊκών, καθώς τα έργα που έχουν δεσμεύσει ηλεκτρικό «χώρο» αθροίζουν περί τα 10,2 Γιγαβάτ, ενώ τα αντίστοιχα αιολικά περιορίζονται περίπου στο 1/3, καθώς δεν ξεπερνούν τα 3,16 Γιγαβάτ. 
      Συνολικά, τα έργα με ΟΠΣ στο ΕΣΜΗΕ άγγιζαν τα 14,8 Γιγαβάτ τον Απρίλιο του 2024. Το μερίδιο των φωτοβολταϊκών σε αυτή τη «δεξαμενή» φτάνει το 69%, ενώ των αιολικών το 21%. Με δεδομένο ότι τα έργα ΑΠΕ που έχουν δεσμεύσει ηλεκτρικό «χώρο» αποτελούν τον πιο αντιπροσωπευτικό δείκτη για την περαιτέρω ενίσχυση της διείσδυσης των ΑΠΕ, τα παραπάνω ποσοστά προεξοφλούν πως τα ηλιακά πάρκα συν τω χρόνω θα κυριαρχήσουν και στο ΕΣΜΗΕ (όπως συμβαίνει στο δίκτυο διανομής).  
      Μάλιστα, στην υπόθεση ότι θα υλοποιηθούν όλες οι μονάδες με ΟΠΣ, τα εν λειτουργία και ώριμα φωτοβολταϊκά στο ΕΣΜΗΕ αθροίζουν ένα portfolio 13,35 Γιγαβάτ. Επομένως, μόνο οι μονάδες στο σύστημα μεταφοράς προσεγγίζουν τον στόχο του αναθεωρημένου ΕΣΕΚ για το 2030, ο οποίος έχει «τοποθετήσει» τα ηλιακά πάρκα στα 13,5 Γιγαβάτ στο τέλος της 10ετίας. Στον αντίποδα, από εν λειτουργία αιολικά και αιολικά με ΟΠΣ προκύπτει ένα portfolio 7,5 Γιγαβάτ. 
      Η παραπάνω εικόνα δείχνει ότι θα μεγεθυνθούν οι παρενέργειες από την ολοένα και πιο συχνή κατάρρευση των χονδρεμπορικών τιμών κατά τις μεσημβρινές ώρες, με επίσης ολοένα μεγαλύτερες περικοπές «πράσινης» παραγωγής. Είναι εξάλλου ενδεικτικό ότι φέτος εφαρμόστηκε «ψαλίδι» σε «πράσινες» Μεγαβατώρες και τους τρεις θερινούς μήνες, με την DAM να «γυρίζει» σε αρνητικό έδαφος μόλις το προηγούμενο Σαββατοκύριακο. Μάλιστα, η έλευση των πρώτων μπαταριών δεν αναμένεται πριν από το καλοκαίρι του 2026, ώστε να ξεκινήσει να αμβλύνεται το πρόβλημα. 
      Η πολιτική ηγεσία του ΥΠΕΝ έχει προαναγγείλει την προώθηση λύσεων από τις αρχές Σεπτεμβρίου σε μία σειρά από προβλήματα που ταλανίζουν την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, όπως η επέλαση των φωτοβολταϊκών έργων. Συγκεκριμένα, από το βήμα του 8th InvestGR Forum, ο υφυπουργός περιβάλλοντος και ενέργειας, Νίκος Τσάφος, είχε σημειώσει ότι χρειάζονται περισσότερα αιολικά έργα, ωστόσο εξετάζεται ο τρόπος με τον οποίο θα επιτευχθεί η νέα ισορροπία. «Αυτό εξετάζουμε. Μέχρι πρόσφατα είχαμε ισορροπία, σε ότι αφορά την παραγωγή, όχι την ισχύ. Αυτή την ισορροπία θέλουμε να επαναφέρουμε», είχε σχολιάσει χαρακτηριστικά.
      Περισσότερα...

        0

    8. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σε διαβούλευση από τη ΡΑΑΕΥ το Σχέδιο Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης του ΑΔΜΗΕ

      Engineer

      Σε δημόσια διαβούλευση έθεσε χθες η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας και Υδάτων το Σχέδιο Δεκαετούς Προγράμματος Ανάπτυξης 2025–2034 του ΑΔΜΗΕ ανοίγοντας τον δρόμο για την οριστικοποίηση ενός επενδυτικού σχεδίου που φτάνει τα 5,994 δισ. ευρώ και θα καθορίσει την εικόνα του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς για την επόμενη δεκαετία. Από το συνολικό αυτό ποσό, τα 4,49 δισ. ευρώ προγραμματίζεται να επενδυθούν την πρώτη τετραετία 2025–2028, με ετήσιες χρηματοροές που ανέρχονται σε 705,2 εκατ. ευρώ το 2025, 1,14 δισ. ευρώ το 2026, 1,26 δισ. ευρώ το 2027 και 1,385 δισ. ευρώ το 2028. Το επενδυτικό βάρος για την υλοποίηση των έργων φαίνεται πως βρίσκεται στην περίοδο 2026-2028.
      Η ουσία των διαφορών σε σχέση με την προηγούμενη έκδοση είναι τριπλή: πρώτον, η λίστα των «Νέων Έργων» διευρύνεται. Εκεί όπου η αρχική εκδοχή κατέγραφε 9 νέα έργα, το επικαιροποιημένο ΔΠΑ παρουσιάζει 14, με χαρακτηριστικές προσθήκες: Αντικατάσταση υφιστάμενων υποβρυχίων καλωδίων με νέο, ανθεκτικότερο εξοπλισμό για τη θωράκιση των νησιωτικών φορτίων, προϋπολογισμού 16,6 εκατ. ευρώ· Ενίσχυση σύνδεσης 150 kV Μολάοι – Τερματικό Αντιστάθμισης Πελοποννήσου για αποσυμφόρηση και μεγαλύτερη ευστάθεια στη νότια Πελοπόννησο, 6,0 εκατ. ευρώ· Ενίσχυση επαγωγικής αντιστάθμισης με νέο/αναβαθμισμένο εξοπλισμό αέργου ισχύος για έλεγχο τάσης και μείωση απωλειών, 27,6 εκατ. ευρώ· Σύνδεση του ΚΥΤ Μεσογείων με το Σύστημα 150 kV για ενίσχυση της Ανατολικής Αττικής και περιθώρια μελλοντικών επεκτάσεων, 35,0 εκατ. ευρώ· και Υποσταθμός Ζακύνθου ΙΙ που προσθέτει εφεδρείες και χωρητικότητα στο Ιόνιο, 7,2 εκατ. ευρώ.
      Δεύτερον, στα μεγάλα διασυνοριακά έργα καταγράφονται μετατοπίσεις χρονοδιαγραμμάτων. Η δεύτερη διασύνδεση Ελλάδας–Ιταλίας μεταφέρεται από το 2030 στο 2031 και «κλειδώνει» σε λύση συνεχούς ρεύματος υψηλής τάσης ισχύος 1.000 MW, με διπολική αρχιτεκτονική μετατροπέων τάσης (VSC), ώστε να αυξηθεί η ικανότητα ανταλλαγών και να ενισχυθεί η ευστάθεια του συστήματος στη δυτική πύλη.
      Ωστόσο, πρέπει να σημειωθεί πως η ιταλική Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας (Arera) εξέφρασε, σύμφωνα με δημοσίευμα του Montel, σοβαρές επιφυλάξεις για την υλοποίηση των διασυνδέσεων της Ιταλίας με την Ελλάδα και την Τυνησία, δίνοντας σαφές μήνυμα ότι η προτεραιότητα της χώρας θα πρέπει να στραφεί στις βόρειες διασυνδέσεις. Η Arera εκτιμά ότι τα οφέλη για την Ιταλία το 2035 θα είναι περιορισμένα, της τάξης των 40–50 εκατ. ευρώ ετησίως, και θα γίνουν «πολύ σημαντικά» μόνο μετά το 2040, οπότε αναμένεται να κυμανθούν μεταξύ 140–250 εκατ. ευρώ, ανάλογα με τα σενάρια. Ζητά, επομένως, περαιτέρω ανάλυση και αποσαφήνιση του κόστους, επισημαίνοντας ότι το ποσό των 1,2 δισ. ευρώ που ανέφερε η Terna για το ιταλικό τμήμα δεν συνάδει ούτε με τα στοιχεία του ENTSO-E ούτε με τις εκτιμήσεις της λίστας PCI 2025. Αντίθετα, σύμφωνα με το δημοσίευμα φαίνεται πως ανάβει το «πράσινο» φως για τον διπλασιασμό της ισχύος της διασύνδεσης Ιταλίας–Μαυροβουνίου κατά 600 MW, με στόχο ολοκλήρωση έως το 2032, και χαρακτηρίζει «προτεραιότητας» τις βόρειες διασυνδέσεις, ιδίως με Γαλλία, Ελβετία και Αυστρία, όπου εκτιμάται ότι απαιτούνται τουλάχιστον 2,6 GW επιπλέον χωρητικότητας. Από την άλλη πλευρά η δεύτερη ηλεκτρική διασύνδεση Ελλάδας–Αλβανίας προβλέπεται να υλοποιηθεί νωρίτερα, έως το 2030, ενώ προηγουμένως ως χρονολογία ολοκλήρωσης αναφερόταν το 2031.
      Τρίτον, καταγράφονται εσωτερικές μετατοπίσεις σε μεγάλα εγχώρια clusters έργων, οι οποίες επηρεάζουν την «αλυσίδα» ενίσχυσης του Συστήματος προς τις βόρειες και δυτικές πύλες εισόδου–εξόδου. Η τροφοδότηση των Ιονίων Νήσων και οι παρεμβάσεις γύρω από το ΚΥΤ Θεσπρωτίας μετατίθενται χρονικά κατά περίπου ένα έτος, ακολουθώντας τις ανάγκες επαναπρογραμματισμού. Αντίστοιχα, έργα σε τμήματα της Δυτικής Ελλάδας και της Θεσσαλίας «γλιστρούν» ώστε να ευθυγραμμιστούν με την ωρίμανση των αδειοδοτήσεων και τις νέες καμπύλες φορτίου που προβλέπονται για τις περιοχές αυτές. Το 2028 (από 2027 που ήταν ο χρόνος ολοκλήρωσης στην αρχική εκδοχή του ΔΠΑ) τοποθετείται η περάτωση των έργων ενίσχυσης του Συστήματος της Κρήτης που θα ενισχύσουν την ενεργειακή ασφάλεια και την αξιοποίηση των ΑΠΕ στο νησί, μετά και τη θέση σε πλήρη λειτουργία της ηλεκτρικής διασύνδεσης Κρήτης-Αττικής, ενώ και τα έργα της Δ΄ Φάσης της διασύνδεσης των Κυκλάδων (Σαντορίνη- Φολέγανδρος-Μήλος- Σέριφος) έχουν πλέον ως ορίζοντα ολοκλήρωσης το 2026 (από 2025 στην αρχική εκδοχή του Προγράμματος).
      Η ηλεκτρική διασύνδεση των Δωδεκανήσων, η οποία αποτελεί κρίσιμο βήμα για την πλήρη ένταξη του νησιωτικού συμπλέγματος στο Εθνικό Σύστημα αναμένεται να ολοκληρωθεί το 2029, όπως και η διασύνδεση των νησιών του  Βορειοανατολικού Αιγαίου, η οποία “έρχεται” ένα χρόνο πιο μπροστά, αφού στην προηγούμενη εκδοχή ως έτος περάτωσης προσδιοριζόταν το 2030.
      Παράλληλα  καταγράφεται σημαντική διεύρυνση του χρονοδιαγράμματος για τις ενισχύσεις στο δίκτυο 150 kV, που αφορούν υφιστάμενους Υποσταθμούς και Κέντρα Υπερυψηλής Τάσης σε όλη τη χώρα. Οι παρεμβάσεις αυτές, οι οποίες περιλαμβάνουν αντικαταστάσεις εξοπλισμού, αναβαθμίσεις διακοπτικού υλικού και εκσυγχρονισμό συστημάτων ελέγχου, επεκτείνονται πλέον έως το 2031. Το γεγονός αυτό αποτυπώνει τον μεγάλο όγκο εργασιών που «τρέχουν» ταυτόχρονα με τις εμβληματικές διασυνδέσεις, διασφαλίζοντας ότι η αύξηση της μεταφορικής ικανότητας και η ενσωμάτωση νέων ΑΠΕ θα συνοδεύονται από την απαιτούμενη ενίσχυση και αξιοπιστία των εσωτερικών δικτύων μεταφοράς.
      Όλα τα παραπάνω συνδέονται άμεσα με την οικονομική διάσταση του σχεδίου. Στο σχέδιο αποτυπώνεται η κλιμάκωση των ετήσιων δαπανών, με την κορύφωση να καταγράφεται το 2028, στα 1,385 δισ. ευρώ, και το συνολικό κόστος της δεκαετίας να ανέρχεται σε 5,995 δισ. ευρώ. Η εικόνα αυτή εξηγεί γιατί η ΡΑΑΕΥ ζητά, όπως αποτελεί πάγια πρακτική, από τους Διαχειριστές εκτίμηση των επιπτώσεων των επενδύσεων στις ρυθμιζόμενες χρεώσεις πριν από την οριστικοποίηση του σχεδίου. Η αγορά χρειάζεται σαφή ορατότητα για το πώς τα μεγάλα έργα «μεταφράζονται» στις Χρεώσεις Χρήσης Συστήματος.
      Σύμφωνα με τη ΡΑΑΕΥ, ο ΑΔΜΗΕ δεν έχει μέχρι στιγμής ανταποκριθεί στα αιτήματα για την αποστολή της συγκεκριμένης εκτίμησης, την ώρα που ο ίδιος ο Διαχειριστής δηλώνει ότι προτίθεται να επικαιροποιήσει το ΔΠΑ 2025–2034, ιδίως ως προς το σκέλος των κοστών για τις μεγάλες διασυνδέσεις. Η Αρχή αποδίδει σε αυτά τα δύο στοιχεία την καθυστέρηση της ανάρτησης του σχεδίου σε διαβούλευση, διευκρινίζοντας ωστόσο ότι περαιτέρω αναμονή δεν μπορεί να γίνει αποδεκτή. Το ΔΠΑ παραμένει σε δημόσια διαβούλευση, με τη ΡΑΑΕΥ να καλεί τους ενδιαφερόμενους να αποστείλουν παρατηρήσεις ηλεκτρονικά ή εγγράφως, έως και την Τετάρτη 10 Σεπτεμβρίου 2025.
      Περισσότερα...

        0

    9. Ενέργεια-ΑΠΕ

      "Φούσκωσε" στα 100 εκατ. ευρώ τον Ιούλιο ο κρυφός λογαριασμός της αγοράς ρεύματος – Τι είναι ο ΛΠ2 και ο ΛΠ3

      tetris

      Του Χάρη Φλουδόπουλου
      Ο Ιούλιος του 2025 έκλεισε με ένα ακόμη ρεκόρ για τον "κρυφό" λογαριασμό της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς οι χρεώσεις των λογαριασμών προσαύξησης (ΛΠ2 και ΛΠ3) εκτοξεύτηκαν στα 100 εκατ. ευρώ, από περίπου 70 εκατ. ευρώ τον αντίστοιχο μήνα του 2024. Με αυτό τον ρυθμό, το συνολικό κόστος για το 2025 έχει ήδη φτάσει τα 580 εκατ. ευρώ, επιβεβαιώνοντας τις εκτιμήσεις ότι ως το τέλος του έτους θα αγγίξει –και ίσως ξεπεράσει– το 1 δισ. ευρώ.
      ΑΔΜΗΕ: χαμηλές αποκλίσεις, υψηλές προσαυξήσεις
      Η ανάλυση των εβδομαδιαίων στοιχείων του ΑΔΜΗΕ δείχνει ότι οι κλασικές χρεώσεις αποκλίσεων, δηλαδή το κόστος εξισορρόπησης που πληρώνει ο ΑΔΜΗΕ για να καλύψει τη διαφορά μεταξύ προγραμματισμένης και πραγματικής παραγωγής/ζήτησης, δεν ήταν ιδιαίτερα υψηλές τον Ιούλιο. Αντίθετα, η μεγάλη "διαρροή" προέρχεται από τις χρεώσεις των Λογαριασμών Προσαύξησης (ΛΠ2 και ΛΠ3), οι οποίες αφορούν κοστολογήσεις που δεν είναι άμεσα ορατές στους καταναλωτές αλλά επιβαρύνουν το τελικό κόστος ρεύματος.
      Τι είναι οι ΛΠ2 και ΛΠ3
      ΛΠ2: Καλύπτει το κόστος της διαθεσιμότητας ισχύος από μονάδες παραγωγής, δηλαδή αποζημιώσεις για την ετοιμότητα παροχής ηλεκτρικής ενέργειας όταν αυτή χρειαστεί. Πρόκειται για μηχανισμό που εξασφαλίζει την επάρκεια ισχύος του συστήματος, αλλά η χρέωση του επηρεάζεται από τις συνθήκες της αγοράς και τις ανάγκες ευστάθειας του δικτύου.
      ΛΠ3: Συνδέεται κυρίως με αποζημιώσεις που καταβάλλονται σε μονάδες –κυρίως ΑΠΕ– για περιορισμούς ή περικοπές παραγωγής λόγω κορεσμού του δικτύου ή υπερπροσφοράς ενέργειας. Όταν για λόγους τεχνικούς ή ισορροπίας συστήματος η παραγωγή ΑΠΕ δεν μπορεί να απορροφηθεί, οι παραγωγοί αποζημιώνονται μέσω του ΛΠ3.
      Η εικόνα στις αρχές Αυγούστου: άνοδος στο ΛΠ3
      Την εβδομάδα που ξεκίνησε την 29η Ιουλίου και ολοκληρώθηκε στις 4 Αυγούστου, το κόστος του ΛΠ3 ανέβηκε στα 19,26 εκατ. ευρώ, σημαντικά υψηλότερα σε σχέση με τον μέσο όρο των προηγούμενων εβδομάδων. Ειδικά την Κυριακή 3 Αυγούστου, καταγράφηκαν αρνητικές αποκλίσεις, κυρίως από αιολικά πάρκα, γεγονός που υποδηλώνει εκτεταμένες περικοπές παραγωγής. Η έντονη παρουσία ανέμων το Σαββατοκύριακο, σε συνδυασμό με χαμηλή ζήτηση, οδήγησε σε υπερπροσφορά πράσινης ενέργειας που δεν μπορούσε να απορροφηθεί πλήρως από το σύστημα, αυξάνοντας τις αποζημιώσεις μέσω του ΛΠ3.
      Το πρόβλημα της αδιαφάνειας 
      Η αύξηση του κόστους ΛΠ2 και ΛΠ3 φέρνει ξανά στο προσκήνιο το ζήτημα της διαφάνειας στη διαμόρφωση αυτών των χρεώσεων. Αν και αποτελούν κρίσιμο κομμάτι της ομαλής λειτουργίας της αγοράς, οι μηχανισμοί αυτοί δεν γίνονται εύκολα αντιληπτοί από τους καταναλωτές και συχνά περνούν απαρατήρητοι στη δημόσια συζήτηση για τις τιμές ρεύματος. Ωστόσο, το ύψος τους αποδεικνύεται πλέον καθοριστικό παράγοντας για το τελικό κόστος.
      Ο κίνδυνος για το 2025 
      Με ήδη 580 εκατ. ευρώ να έχουν χρεωθεί στους λογαριασμούς προσαύξησης μέσα στους πρώτους επτά μήνες, η πρόβλεψη για συνολικό κόστος που θα πλησιάσει το 1 δισ. ευρώ φέτος μοιάζει πλέον βέβαιη. Αυτό σημαίνει ότι, πέρα από τη χονδρεμπορική τιμή, οι καταναλωτές και οι επιχειρήσεις θα συνεχίσουν να επιβαρύνονται σημαντικά από "κρυφές" χρεώσεις, για τις οποίες απαιτείται μεγαλύτερη διαφάνεια και –κατά πολλούς– αναθεώρηση των μηχανισμών κοστολόγησης.
      Περισσότερα...

        1

    10. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Αναμένονται 2 νέες κατηγορίες τιμολογίων στο ηλεκτρικό ρεύμα

      GTnews

      Νέο σκηνικό στην προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας διαμορφώνεται το επόμενο διάστημα με δύο νέες κατηγορίες τιμολογίων (“πορτοκαλί” και “κόκκινα“) και πιθανή κατάργηση των “πράσινων” η οποία όμως προσκρούει στο γεγονός ότι στα τιμολόγια αυτά – παρ ΄ότι κατά κανόνα ακριβότερα από τα λοιπά – παραμένει μεγάλος αριθμός καταναλωτών.
      Ένα ακόμη νέο στοιχείο στο οποίο στρέφει την προσοχή της η Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ) είναι οι πρόσθετες υπηρεσίες που ολοένα και περισσότεροι προμηθευτές παρέχουν στους πελάτες τους με χρέωση ή με τη μορφή δώρων, με στόχο να προληφθεί το ενδεχόμενο οι παροχές αυτές να αποτελέσουν μοχλό μακροχρόνιας δέσμευσης των καταναλωτών στον ίδιο προμηθευτή.
      Καθώς αναμένεται εντονότερη δραστηριοποίηση των προμηθευτών στον τομέα της εξοικονόμησης ενέργειας, το κείμενο της διαβούλευσης του κλάδου Ενέργειας της ΡΑΑΕΥ (επικεφαλής ο κ. Δ.Φούρλαρης) που ξεκίνησε την προηγούμενη εβδομάδα αναφέρει μεταξύ άλλων ότι: Η παροχή πρόσθετων υπηρεσιών (εννοείται πέραν από της προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας) δεν στηρίζεται σε απαίτηση του ενεργειακού πλαισίου αλλά σε επιχειρηματική απόφαση του Προμηθευτή, την οποία λαμβάνει απολύτως ελεύθερα, στη βάση της εκτίμησής του περί του αποκομιζόμενου οφέλους.
      Οι υπηρεσίες
      Συνεπώς, οι πρόσθετες υπηρεσίες, ανεξαρτήτως του χαρακτήρα τους (ενεργειακός ή μη) και των όρων παροχής τους (δωρεάν ή όχι ή στη βάση ειδικών ρυθμίσεων), συνιστούν ένα πεδίο δραστηριότητας που διακρίνεται της προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας. Το εν λόγω πεδίο είναι προφανώς ανοιχτό στον ανταγωνισμό και επιτρέπει τη δραστηριοποίηση και άλλων επιχειρήσεων, πέραν των προμηθευτών ηλεκτρικής ενέργειας.
      Σε κάθε περίπτωση, η ανάπτυξη των εν λόγω παράλληλων δραστηριοτήτων δεν πρέπει να συνδέεται ή να βασίζεται στην αξιοποίηση των ωφελειών που αποκομίζουν οι προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας εκ της ιδιότητάς τους και της σύμβασής τους με τους πελάτες. Διαφορετικά, η αξιοποίηση της σύμβασης ηλεκτρικής ενέργειας για σκοπούς άλλους, πέραν του βασικού οριζόμενου, ελέγχεται υπό το πρίσμα της καταχρηστικότητας – εικονικότητας».
      Συνεπώς, ένα Τιμολόγιο Προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, όπως αναφέρει το ΑΠΕ, δύναται να προσφερθεί στο πλαίσιο της Σύμβασης Προμήθειας δεσμοποιημένο μαζί με μία πρόσθετη ενεργειακή υπηρεσία χωρίς όμως η εν λόγω δεσμοποίηση να συντείνει στην επιβολή πρόσθετων όρων ή ρητρών (π.χ. πρόωρης αποχώρησης) στη Σύμβαση Προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας. Το δικαίωμα του Προμηθευτή για επιβολή ρητρών πρόωρης αποχώρησης στη Σύμβαση Προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας σχετίζεται αποκλειστικά με την παροχή της προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας και ποσοτικοποιείται αναλόγως με το κόστος (ρίσκο) που αναλαμβάνει ο Προμηθευτής για τη μη μεταβολή της Χρέωσης Προμήθειας βάσει της χονδρεμπορικής αγοράς σε όλη τη διάρκεια της σύμβασης”.
      Με άλλα λόγια, αν για παράδειγμα ένας καταναλωτής συμφωνήσει με τον προμηθευτή του να εγκαταστήσει ένα φωτοβολταϊκό ή μια αντλία θερμότητας, αυτό δεν σημαίνει ότι θα υποχρεωθεί να παραμείνει πελάτης του εν λόγω προμηθευτή για όλο το διάστημα που απαιτείται για την αποπληρωμή του έργου.
      Η διαβούλευση
      Σε σχέση με τα τιμολόγια, η διαβούλευση της ΡΑΑΕΥ προτείνει την εισαγωγή μιας νέας κατηγορίας πέρα από τα μπλε (σταθερά), κίτρινα (κυμαινόμενα) και πορτοκαλί (δυναμικά, που θα λανσάρονται για όσους έχουν έξυπνο μετρητή.
      Είναι τα κόκκινα «ευέλικτα» τιμολόγια Ευέλικτα Τιμολόγια που μπορεί να περιλαμβάνουν:
      (α) κλιμακωτή τιμολόγηση ανά επίπεδο κατανάλωσης, για παράδειγμα μία σταθερή πάγια χρέωση προμήθειας (Euro/ημέρα ή Euro/μήνα) ή/και μία σταθερή τιμή προμήθειας (Euro/kWh) ανά βαθμίδα κατανάλωσης, καθ’ όλη τη διάρκεια της Σύμβασης Προμήθειας,
      (β) μία σταθερή πάγια χρέωση προμήθειας (Euro/ημέρα ή Euro/μήνα) ή/και μία σταθερή τιμή προμήθειας (Euro/kWh), ανά εξάμηνο της ετήσιας διάρκειας της Σύμβασης Προμήθειας,
      (γ) μία σταθερή πάγια χρέωση προμήθειας (Euro/ημέρα ή Euro/μήνα) ή/και μία σταθερή τιμή προμήθειας (Euro/kWh) ανά βαθμίδα κατανάλωσης και μία σταθερή πάγια χρέωση προμήθειας (Euro/ημέρα ή Euro/μήνα) ή/και μία σταθερή τιμή( προμήθειας (Euro/kWh) για την εκτός βαθμίδας κατανάλωσης, καθ’ όλη τη διάρκεια της Σύμβασης Προμήθειας.
      Σε ό,τι αφορά τα “πράσινα” τιμολόγια, που δημιουργήθηκαν λόγω της ενεργειακής κρίσης προκειμένου οι καταναλωτές να γνωρίζουν στην αρχή κάθε μήνα τη χρέωση που θα ισχύσει, το ερώτημα είναι αν θα παραταθεί η υποχρεωτική παροχή τους από τους προμηθευτές. Τα πράσινα τιμολόγια το τελευταίο διάστημα είναι συστηματικά ακριβότερα σε σχέση με τις εναλλακτικές επιλογές. Όμως το πρόβλημα είναι ότι σε αυτά παραμένουν περισσότεροι από 3 εκατ. καταναλωτές.
      Περισσότερα...

        0

    11. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Το μεγάλο ‘’φαγοπότι’’ στην ενέργεια έρχεται από το λεγόμενο κόστος εξισορρόπησης

      tetris

      Από  τον Μιχάλη Χριστοδουλίδη*
      Ανεξέλεγκτη αύξηση καταγράφει η αγορά εξισορρόπησης στην Ελλάδα, με το κόστος για το 2025 να εκτιμάται ότι θα ξεπεράσει το 1 δισ. ευρώ, προκαλώντας ανησυχία για τη δομή και τη λειτουργία της.
      Οι Λογαριασμοί Προσαυξήσεων και κυρίως ο ΛΠ3, που επιφορτίζεται με το κόστος της ανακατανομής (σ.σ μονάδες που μπαίνουν και βγαίνουν στο σύστημα με εντολή ΑΔΜΗΕ) έχουν εκτοξευθεί έως και 150% σε σχέση με το 2024, αύξηση που έχει σαν αποτέλεσμα την υπέρμετρη επιβάρυνση των καταναλωτών και υπερκέρδη για τις μονάδες υδροηλεκτρικών και φυσικού αερίου όπως προκύπτει από στοιχεία της ΕΒΙΚΕΝ.
      Σύμφωνα με μελέτη της Grant Thornton η μέση χρέωση εξισορρόπησης στην Ελλάδα το 2024–2025 ανήλθε σε 12,2 €/MWh, έναντι 3 €/MWh στην Ιταλία και σχεδόν μηδενικές τιμές στις υπόλοιπες χώρες της Βόρειας και Δυτικής Ευρώπης.
      «Έχουμε μία αγορά εξισορρόπησης που δεν λειτουργεί, με κόστος που επιβαρύνει βιομηχανία και καταναλωτές δυσανάλογα. Το πρόβλημα δεν είναι τεχνικό, είναι θεσμικό και ρυθμιστικό. Οφείλει η Πολιτεία να παρέμβει άμεσα με ανώτατα όρια, διαχωρισμό των χρεώσεων και διαφάνεια στους μηχανισμούς πληρωμής», αναφέρει ο κ. Αντώνης Κοντολέων πρόεδρος της ΕΒΙΚΕΝ.
      Στο πλαίσιο της απελευθερωμένης αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, ένα από τα σημαντικότερα στοιχεία για την εύρυθμη λειτουργία του συστήματος είναι η εξισορρόπηση μεταξύ προσφοράς και ζήτησης σε πραγματικό χρόνο. Η διαδικασία αυτή, γνωστή ως εξισορρόπηση φορτίου, διασφαλίζει ότι η παραγόμενη ενέργεια ισούται συνεχώς με την καταναλισκόμενη. Όταν αυτή η ισορροπία διαταράσσεται, προκύπτει το λεγόμενο κόστος εξισορρόπησης, το οποίο επωμίζονται οι συμμετέχοντες στην αγορά αλλά και τελικά οι καταναλωτές.
      Το colpo grosso έχει όνομα και λέγεται υπερδήλωση φορτίου από πλευράς των προμηθευτών και έχει οδηγήσει σε στρεβλώσεις και αδικαιολόγητη αύξηση του κόστους εξισορρόπησης. Αυτή η πρακτική δημιουργεί σημαντικά προβλήματα στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, τόσο σε τεχνικό όσο και σε οικονομικό επίπεδο.
      Τι είναι η υπερδήλωση φορτίου; Η υπερδήλωση φορτίου αφορά την τεχνητή δήλωση υψηλότερης κατανάλωσης από την πραγματική από προμηθευτές ή χρήστες στην Αγορά Επόμενης Ημέρας (DAM) και/ή στην Ενδοημερήσια Αγορά. Ο λόγος που κάποιος προβαίνει σε υπερδήλωση είναι συχνά στρατηγικός: εκμετάλλευση της δομής τιμολόγησης της εξισορρόπησης ή προσδοκία υπερκέρδους από τη συμμετοχή του στην Αγορά Εξισορρόπησης.
      Για παράδειγμα, αν κάποιος δηλώσει μεγαλύτερο φορτίο και στη συνέχεια η πραγματική κατανάλωση είναι μικρότερη, η απόκλιση καλύπτεται από τον διαχειριστή του συστήματος μέσω αγορών εξισορρόπησης – συνήθως με αυξημένο κόστος που μπορεί να φτάσει έως και 800% πάνω από την προημερησία τιμή. Το κόστος αυτό επιμερίζεται σε όλους, ανεξαρτήτως συμμετοχής ή υπαιτιότητας.
      Οι επιπτώσεις της υπερδήλωσης είναι πολλαπλές και σημαντικές:
      Αύξηση του κόστους εξισορρόπησης: Οι αποκλίσεις που προκύπτουν λόγω υπερδήλωσης αναγκάζουν τον ΑΔΜΗΕ να καλύψει περισσότερα MW μέσω παρεμβάσεων στην αγορά εξισορρόπησης, οι οποίες κοστίζουν ακριβά.
      Αθέμιτος ανταγωνισμός: Ορισμένοι προμηθευτές επωφελούνται από τη δυνατότητα να μετακυλίουν τεχνητά κόστη στους υπόλοιπους, δημιουργώντας συνθήκες άνισης μεταχείρισης.
      Διαταραχή της ορθής αποτίμησης κινδύνου: Οι πραγματικοί παραγωγοί ή φορτία που προσπαθούν να προβλέψουν σωστά τις καταναλώσεις και παραγωγές τους ζημιώνονται, καθώς η αγορά δεν ανταμείβει την ακρίβεια αλλά την «στρατηγική απόκλιση».
      Αναποτελεσματική χρήση πόρων: Όταν το σύστημα ενεργοποιεί εφεδρείες ή μονάδες παραγωγής χωρίς να υπάρχει ανάγκη, σπαταλά ενέργεια και χρήμα.
      Αβεβαιότητα στις τιμές: Οι στρεβλώσεις αυξάνουν τη μεταβλητότητα των τιμών στην Αγορά Εξισορρόπησης, καθιστώντας τη συμπεριφορά της αγοράς απρόβλεπτη και αποτρέποντας επενδύσεις σε ευέλικτες και καθαρές τεχνολογίες.
      Τι δεν κάνει η πολιτεία (Αρμόδια Υπουργεία και Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας) για να αντιμετωπίσει αυτές τις παθογένειες εξαιτίας των στρεβλώσεων που δημιουργεί ο μηχανισμός εξισορρόπησης του κόστους
      Δεν ελέγχει την ακρίβεια των δηλωμένων φορτίων που εξισορροπούν την πρόσφορα με την ζήτηση σε πραγματικούς χρόνους και δεν επιβάλει αυστηρές ποινές σε παραγωγούς/προμηθευτές που εμφανίζουν μόνιμα και συστηματικά αποκλίσεις από την δήλωση φορτίου και κάλυψης ζήτησης.
      Δεν επιμερίζουν το κόστος εξισορρόπησης αναλογικά με βάση τη συμβολή κάθε συμμετέχοντα στη δημιουργία αποκλίσεων.
      Δεν θεσμοθετούν μηχανισμούς εποπτείας και διαφάνειας και ένα πλαφόν στους παραγωγούς που τεχνητά δημιουργούν υπερδήλωση φορτίου και τέλος
      Δεν εγκαλούν τους παραγωγούς και προμηθευτές ενέργειας που προσφέρουν την τελευταία στιγμή εξωφρενικές και εξωπραγματικές προσφορές στο σύστημα για να καλύψουν την ζήτηση που δολίως έχουν δημιουργήσει με πλασματικές δηλώσεις φορτίων μια μέρα πριν.
      Από τα παραπάνω συνάγεται το συμπέρασμα ότι η σημερινή λειτουργία της αγοράς ενέργειας σε τίποτα δεν θυμίζει λειτουργία ευνομούμενης ευρωπαϊκής αγοράς, ενώ ξεκάθαρα στηρίζει μια ολιγοπωλιακή αγορά με προκλητική συγκέντρωση υπερεσόδων εξαιτίας των στρεβλώσεων του μηχανισμού εξισορρόπησης του κόστους.
      Κανένας δεν αμφισβητεί ότι η υπερδήλωση φορτίου αποτελεί μια σημαντική στρέβλωση στην ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, που διογκώνει υπέρμετρα το κόστος της ενέργειας και αποσταθεροποιεί το σύστημα. Η ελληνική αγορά μάλλον ακόμα έχει δρόμο για να βρεθεί σε στάδιο ωρίμανσης όπως συμβαίνει με την υπόλοιπη Ευρώπη, ενώ δεν φαίνεται στο άμεσο μέλλον η ανάγκη για θεσμικές παρεμβάσεις και ενίσχυση των μηχανισμών διαφάνειας και λογοδοσίας, που θα έπρεπε να είναι μόνιμη είναι επιτακτική.
      *Ο Μιχάλης Χριστοδουλίδης είναι Διπλ. Μηχανολόγος Μηχανικός και Ενεργειακός Αναλυτής
      Περισσότερα...

        1

    12. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Ανακύκλωση φωτοβολταϊκών: Ρυθμιστικό κενό και αδιέξοδο για τις παλιές εγκαταστάσεις

      Engineer

      Σε αχαρτογράφητα νερά κινείται η ανακύκλωση των φωτοβολταϊκών στην Ελλάδα, παρά το γεγονός πως υπάρχουν τέσσερα συστήματα ανακύκλωσης. Κυριότεροι λόγοι που οδηγούν στη στασιμότητα είναι ότι απουσιάζει το ρυθμιστικό πλαίσιο που θα απαντήσει στο ερώτημα: Ποιος θα επιβαρύνεται με το τέλος ανακύκλωσης και τι θα γίνει με τα συστήματα που έχουν εγκατασταθεί τα προηγούμενα χρόνια, χωρίς να έχει προϋπολογιστεί το κόστος ανακύκλωσης.
      Όπως αναφέρουν πηγές της αγοράς, «το ζήτημα είναι τι θα κάνεις με την περίοδο 2014-2025 και πώς θα διασφαλίσεις ότι η αγορά θα συμμετέχει. Για κάποιες εταιρείες θα είναι καταστροφικό σενάριο να ζητηθούν αναδρομικά ποσά». Οι ίδιες πηγές τονίζουν πως δεν έχουν γίνει έλεγχοι στην αγορά, οπότε και τα στοιχεία είναι συγκεχυμένα. Ειδικά, το πρόβλημα εντοπίζεται πριν το 2020, όταν δεν υπήρχε σύστημα ανακύκλωσης στη χώρα μας. Σύμφωνα με τη ελληνική και ευρωπαϊκή νομοθεσία (οδηγία 2012/19/ΕΚ) , η οργανωτική και οικονομική (χρηματοδοτική) ευθύνη εκπλήρωσης των υποχρεώσεων διαχείρισης αποβλήτων ανατίθεται στους παραγωγούς του προϊόντος, και μάλιστα, όχι όταν το προϊόν καταστεί απόβλητο αλλά όταν το προϊόν διατίθεται πρώτη φορά στην ελληνική αγορά. Οι παραγωγοί, νομικά ή φυσικά πρόσωπα, όπως ορίζονται στο αρθ. 11 του ν. 4819/2021, βαρύνονται με την ευθύνη χρηματοδότησης της ανακύκλωσης μέσω του Συλλογικού Συστήματος Εναλλακτικής Διαχείρισης (ΣΣΕΔ)  στο οποίο οφείλουν να συμμετέχουν και να καταβάλλουν την χρηματική εισφορά ανακύκλωσης.
      Για να έχει κάποιος μια συνολική εικόνα για το πρόβλημα θα πρέπει να ανατρέξει μερικά χρόνια πίσω, όταν το μοναδικό σύστημα ανακύκλωσης ήταν της «Φωτοκύκλωσης». Υπενθυμίζεται πως αρχικά το τέλος ανακύκλωσης είχε οριστεί στα 300 ευρώ ανά τόνο για τα φωτοβολταϊκά πλαίσια. Αργότερα μειώθηκε στα 150 ευρώ οδηγώντας σε αύξηση των αιτήσεων, και στη συνέχεια προτάθηκε η μείωση στα 90 ευρώ. Πρέπει να σημειωθεί πως πλέον τα φωτοβολταϊκά πλαίσια δεν εξάγονται, όπως γινόταν στο παρελθόν, αλλά ανακυκλώνονται μέσα στη χώρα, μειώνοντας το κόστος. Όμως η απόφαση του Ελληνικού Οργανισμού Ανακύκλωσης (ΕΟΑΝ) να ορίσει το κόστος ανακύκλωσης στα 300 ευρώ ανά τόνο ήρθε να «ταράξει τα νερά», τη στιγμή μάλιστα που εκτός από τη μείωση του κόστους προστέθηκαν και τρία νέα συστήματα. Πέρα από τη «Φωτοκύκλωση», λειτουργούν τρία νέα συστήματα: η «Ανακύκλωση – Ελληνικά Λατομεία – RE-LAT» (συμφερόντων Aktor), η «PV REVIVE Α.Ε.» (με πρωτοβουλία Jinko και ΚΑΥΚΑΣ), και η «ΑΝΑ.FOS Α.Ε.» με έδρα τη Θεσσαλονίκη.
      Πηγές της αγοράς αναφέρουν πως αυτή η απόφαση παρατείνει την άρνηση των εταιρειών να εγγραφούν στο μητρώο των συστημάτων, ενώ σε αυτή την επιλογή συντείνει το γεγονός πως το πρόβλημα, σύμφωνα με πηγές της αγοράς, θα εμφανιστεί μετά το 2045, «οπότε ουσιαστικά από τώρα προπληρώνεις για ένα πρόβλημα που θα εμφανιστεί τις επόμενες δεκαετίες».
      Στασιμότητα και στην Ευρώπη
      Η τυπική διάρκεια ζωής ενός φωτοβολταϊκού είναι 20 έως 30 χρόνια. Προς το παρόν, η ποσότητα των φωτοβολταϊκών αποβλήτων είναι μικρή, αλλά αναμένεται να αυξηθεί σημαντικά και μέχρι το 2050, όπου αναμένονται να συσσωρευτούν 78 εκατομμύρια μετρικοί τόνοι παλιών φωτοβολταϊκών μονάδων παγκοσμίως. Τα τελευταία χρόνια, η ανακύκλωση φωτοβολταϊκών έχει εξελιχθεί σε έναν νέο τομέα στον κλάδο, ωστόσο στην Ευρώπη δεν υπάρχουν και οι καλύτερες επιδόσεις. Αναμένεται, δε, τους επόμενους μήνες να επικαιροποιηθεί το πλαίσιο κατευθύνσεων της Ε.Ε.
      Περισσότερα...

        0

    13. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Πάνω από 100 Επιχειρήσεις Ενεργειακών Υπηρεσιών διεκδικούν τα έργα εξοικονόμησης ενέργειας

      Engineer

      Περισσότερες από 100 επιχειρήσεις παροχής ενεργειακών υπηρεσιών έχουν εγγραφεί στο μητρώο του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας και διεκδικούν μερίδιο από την «πίτα» των επενδύσεων ενεργειακής εξοικονόμησης σε κτίρια η οποία τα επόμενα χρόνια αναμένεται να φθάσει σε αρκετά δισεκατομμύρια ευρώ.
      Αν και η εγγραφή στο μητρώο είναι προαιρετική, σε αυτό έχουν ενταχθεί μεγάλες ενεργειακές και κατασκευαστικές εταιρείες που προσδοκούν την εντονότερη ανάπτυξη του θεσμού των ενεργειακών υπηρεσιών. Δηλαδή του σχήματος μέσω του οποίου η εταιρεία παροχής ενεργειακών υπηρεσιών αναλαμβάνει την χρηματοδότηση και υλοποίηση των επενδύσεων εξοικονόμησης ενέργειας και αποζημιώνεται από το όφελος που προκύπτει από την μείωση του ύψους των λογαριασμών λόγω της επίτευξης ενεργειακής εξοικονόμησης.
      Σύμφωνα με τη σχετική νομοθεσία (ΦΕΚ 2672 Β’, 6/7/2018) οι Ενεργειακές Υπηρεσίες αφορούν σε:
      α) τοποθέτηση, αντικατάσταση, αναβάθμιση, συντήρηση, λειτουργία ή/και ρύθμιση παραμέτρων λειτουργίας ηλεκτρομηχανολογικού εξοπλισμού, φωτισμού και μεταφορικών μέσων,
      β) ενεργειακή αναβάθμιση του κτιριακού κελύφους,
      γ) εγκατάσταση και λειτουργία συστημάτων ελέγχου και διαχείρισης ενέργειας,
      δ) εγκατάσταση, αντικατάσταση, αναβάθμιση, συντήρηση, λειτουργία ή/και ρύθμιση ενεργειακά αποδοτικών συστημάτων παραγωγής ενέργειας και συστημάτων ΑΠΕ.
      Εκτός από τη λίστα των εταιρειών που έχουν ενταχθεί στο μητρώο, στην ιστοσελίδα του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας (escoregistry.gr) έχουν αναρτηθεί και δύο πρότυπα συμβάσεων ενεργειακής απόδοσης, που υπογράφονται μεταξύ των δυο πλευρών.
      Σύμφωνα με τη μία επιλογή (σύμβαση διαμοιραζόμενου οφέλους) η Επιχείρηση Ενεργειακών Υπηρεσιών αποζημιώνεται εισπράττοντας ένα ποσοστό από το όφελος που προκύπτει από τη μείωση της ενεργειακής δαπάνης.
      Σύμφωνα με τη δεύτερη (σύμβαση εγγυημένης απόδοσης), συμφωνείται εκ των προτέρων το τίμημα και καταβάλλεται σταδιακά.
      Το ΥΠΕΝ δημοσίευσε πρόσφατα Οδικό Χάρτη για την εξοικονόμηση ενέργειας στα κτίρια, σύμφωνα με τον οποίο το πλαίσιο λειτουργίας των υφιστάμενων προγραμμάτων θα βελτιωθεί αποσκοπώντας, ενδεικτικά, στην αύξηση των δυνητικά ωφελούμενων, στην προώθηση των αποδοτικότερων από πλευράς κόστους και αποτελέσματος παρεμβάσεων, σε πιο ενεργή συμμετοχή των εγχώριων χρηματοπιστωτικών ιδρυμάτων στη χρηματοδότηση των απαιτούμενων παρεμβάσεων και στην προώθηση της πρωτοπορίας στην εγχώρια κατασκευαστική και μεταποιητική βιομηχανία.
      Αναφέρεται ακόμη ότι : “Τα επιτυχημένα χρηματοδοτικά προγράμματα βελτίωσης της ενεργειακής αποδοτικότητας των κτιρίων κατοικίας θα συνεχιστούν, ενώ θα τροποποιηθούν κατάλληλα ώστε να στοχεύσουν αποτελεσματικότερα στην υποστήριξη των οικονομικά ευπαθών και ενεργειακά ευάλωτων νοικοκυριών. Έμφαση δίνεται στην προσαρμογή και βελτίωση του υφιστάμενου χρηματοδοτικού μοντέλου αποσκοπώντας στην αύξηση των υφιστάμενων επιπέδων μόχλευσης από τους ωφελούμενους. Ταυτόχρονα, στόχος είναι να διερευνηθεί η δυνατότητα βελτίωσης του πλαισίου των φοροαπαλλαγών στα νοικοκυριά, με σκοπό τη στήριξη των απαιτούμενων επεμβάσεων ενεργειακής ανακαίνισης με εναλλακτικούς τρόπους χρηματοδότησης”.
      Η ΡΑΑΕΥ ανακοίνωσε τον Απρίλιο τη λειτουργία νέου ψηφιακού εργαλείου με την ονομασία ΒΕΕΜ (Building Energy Efficiency Marketplace), το οποίο φιλοδοξεί να φέρει σε επαφή Καταναλωτές με Παρόχους Ενεργειακών Υπηρεσιών για την ενεργειακή αναβάθμιση κατοικιών ή κτιρίων του τριτογενούς τομέα. Όμως μέχρι στιγμής δεν έχουν εγγραφεί προμηθευτές σε αυτήν.
      O Κατάλογος εγγεγραμμένων επιχειρήσεων.
      Περισσότερα...

        7

    14. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Κυριαρχία ΑΠΕ στο ενεργειακό μείγμα με περικοπές 352 GWh τον Ιούνιο - Άνοδος 22% στη ζήτηση

      Engineer

      Η μέση τιμή στην Αγορά Επόμενης Ημέρας για το πρώτο εξάμηνο του έτους διαμορφώθηκε στα 106,5 ευρώ/MWh.
      Στην κορυφή του ενεργειακού μείγματος βρέθηκαν για μια ακόμη φορά οι ΑΠΕ τον Ιούνιο, ενώ παράλληλα καταγράφηκε σημαντική αύξηση των περικοπών ηλεκτρισμού καθώς η ταυτόχρονη παραγωγή από φωτοβολταϊκά επιβάλει την απόρριψη ενέργειας για λόγους ασφάλειας του συστήματος.
      Συγκεκριμένα τον Ιούνιο η παραγωγή από ΑΠΕ ανήλθε σε 2,507 GWh καταγράφοντας αύξηση 13% σε σχέση με τον Μάιο και 10% σε σύγκριση με τον Ιούνιο του 2024. Ταυτόχρονα οι περικοπές έφτασαν τις 352 GWh, δηλαδή το 12,3% της μηνιαίας παραγωγής και ήταν σχεδόν εξαπλάσιες σε σύγκριση με τις περικοπές του Ιουνίου 2024 (59,5 GWh – 2,5%).

      Απορρίφθηκε το  9,6% της παραγωγής ΑΠΕ 
      Το θέμα των περικοπών ΑΠΕ απασχολεί έντονα, καθώς τους πρώτους έξι μήνες του 2025 απορρίφθηκαν 1,327 GWh, που αντιστοιχούν στο 9,6% της συνολικής παραγωγής από ΑΠΕ. Η ποσότητα αυτή είναι μιάμιση φορά μεγαλύτερη από το σύνολο των περικοπών όλου του 2024 (899 GWh), και υπερδιπλάσια σε σχέση με το αντίστοιχο εξάμηνο του προηγούμενου έτους (513 GWh). Ενδεικτικά, οι μεγαλύτερες περικοπές σημειώθηκαν μεταξύ 10 π.μ. και 3 μ.μ., με αποκορύφωμα την Κυριακή 1η Ιουνίου (32,7 GWh περικοπές).
      Η αύξηση της παραγωγής και οι μεγάλες περικοπές ήρθαν σε μια περίοδο όπου η εγχώρια ζήτηση ενέργειας κατέγραψε σημαντική άνοδο κατά 22% σε σύγκριση με τον Μάιο φτάνοντας τις 5,094 GWh.

      Η μέση τιμή στην Αγορά Επόμενης Ημέρας διαμορφώθηκε στα 85,4 ευρώ/MWh. Η μέση τιμή για ολόκληρο το πρώτο εξάμηνο του έτους διαμορφώθηκε στα 106,5 ευρώ/MWh, με τις χαμηλές τιμές του δεύτερου τριμήνου να αντισταθμίζουν τις υψηλές του πρώτου.
      Στη δεύτερη θέση της παραγωγής για τον Ιούνιο βρέθηκε το φυσικό αέριο με 2,040 GWh, αυξημένο κατά 39% από τον Μάιο, ενώ η χρήση του ήταν σε παρόμοια επίπεδα με τον Ιούνιο του 2024. Τρίτα κατατάχθηκαν τα μεγάλα υδροηλεκτρικά, με 352 GWh, που αυξήθηκαν κατά 37% συγκριτικά με τον προηγούμενο μήνα αλλά υπολείπονται του περσινού Ιουνίου κατά 9%. Ο λιγνίτης κατέγραψε ιστορικό χαμηλό με 66 GWh, σχεδόν αποκλειστικά από τη μονάδα Πτολεμαΐδα 5.
      Στο ισοζύγιο διασυνδέσεων, η Ελλάδα διατήρησε καθαρή εξαγωγική θέση με -218 GWh, ενισχυμένη κατά 56% από τον Μάιο. Οι υψηλές εξαγωγές και η μειωμένη χρήση λιγνίτη αντικατοπτρίζουν τις νέες τάσεις στην ελληνική ηλεκτροπαραγωγή, με το αέριο και τις ΑΠΕ να διαδραματίζουν κεντρικό ρόλο.
      Στα 27,038 GWh η ζήτηση το εξάμηνο
      Για το πρώτο εξάμηνο του 2025, οι ΑΠΕ ηγήθηκαν της ηλεκτροπαραγωγής με 12,435 GWh, ελαφρώς αυξημένες σε σχέση με το πρώτο εξάμηνο του 2024 (12,354 GWh). Η παραγωγή από φυσικό αέριο ακολούθησε με 10,925 GWh, καταγράφοντας υψηλό δεκαετίας, ενώ ενισχυμένες εμφανίζονται και οι καθαρές εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας που έφτασαν τις 783 GWh, επίσης ιστορικό υψηλό.
      Το πετρέλαιο κατατάχθηκε τρίτο σε παραγωγή με 1,576 GWh, ακολουθούμενο από τα μεγάλα υδροηλεκτρικά (1,463 GWh) και τον λιγνίτη (1,413 GWh), με τον τελευταίο να βρίσκεται στο χαμηλότερο σημείο της τελευταίας δεκαετίας. Συγκριτικά με το πρώτο εξάμηνο του 2024, οι απώλειες ήταν σημαντικές για τα υδροηλεκτρικά (-347 GWh), το πετρέλαιο (-74,5 GWh) και τον λιγνίτη (-86 GWh), ενώ οι ΑΠΕ κατέγραψαν οριακή αύξηση μόλις +82 GWh.
      Το σύνολο της ζήτησης στο εξάμηνο διαμορφώθηκε σε 27,038 GWh, με ετήσια αύξηση 0,8%. Οι ΑΠΕ κάλυψαν το 46% αυτής της ζήτησης, το δεύτερο υψηλότερο ποσοστό μετά το 2024, ενώ το φυσικό αέριο προσέγγισε το 40,4%. Το πετρέλαιο ακολούθησε με μερίδιο 5,8%, τα μεγάλα υδροηλεκτρικά με 5,4% και ο λιγνίτης με μόλις 5,2%.
      Η σύγκριση με το πρώτο εξάμηνο του 2024 αναδεικνύει το φυσικό αέριο ως τον βασικό πρωταγωνιστή της αύξησης παραγωγής (+1,769 GWh), με κύριες κατευθύνσεις τις αυξημένες καθαρές εξαγωγές (+1,125 GWh) και την κάλυψη της ελαφρώς αυξημένης ζήτησης (+218 GWh).

      Η αύξηση αυτή υπερκέρασε τη σωρευτική μείωση κατά 508 GWh από τα μεγάλα υδροηλεκτρικά, τον λιγνίτη και το πετρέλαιο.
      Η ποσοστιαία σύγκριση με το 2024 αναδεικνύει τη δυναμική μετατόπιση του ενεργειακού μείγματος: το φυσικό αέριο αυξήθηκε κατά 19,3%, οι ΑΠΕ ενισχύθηκαν οριακά κατά 0,7%, ενώ το πετρέλαιο υποχώρησε κατά 4,5%, τα υδροηλεκτρικά κατά 19,2% και ο λιγνίτης κατά 5,7%. Η στροφή προς τις καθαρές εξαγωγές αποτυπώνεται σε μεταβολή -328,7% στο ισοζύγιο εισαγωγών/εξαγωγών.
      Περισσότερα...

        0

    15. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σε ΦΕΚ η απόφαση για επενδύσεις στην παραγωγή βιομεθανίου

      Engineer

      Ανοίγει ο δρόμος για την πραγματοποίηση επενδύσεων στην παραγωγή βιομεθανίου και άλλων ανανεώσιμων καυσίμων, καθώς έκλεισε ο κύκλος κατάρτισης των κανονιστικών πράξεων που απαιτούνταν για την ενσωμάτωση τους στο ενεργειακό σύστημα της χώρας.

      Συγκεκριμένα δημοσιεύθηκαν στην Εφημερίδα της Κυβέρνησης οι αποφάσεις της ΡΑΑΕΥ που αφορούν τους κανόνες τεκμηρίωσης της παραγωγής υδρογόνου από ενέργεια προερχόμενη από ΑΠΕ και της διακίνησης του βιομεθανίου μέσω των δικτύων φυσικού αερίου.
      Οι δυο αποφάσεις που έρχονται σε συνέχεια του νόμου που ψηφίστηκε από τη Βουλή για τα δυο καύσιμα έπρεπε να εκδοθούν έως το τέλος Ιουλίου καθώς συμπεριλαμβάνονται στους στόχους για την έγκριση του έκτου αιτήματος της Ελλάδας προκειμένου να εκταμιευθούν πόροι του Ταμείου Ανάκαμψης ύψους 2,1 δισ. ευρώ σε επιχορηγήσεις.
      Τα σχέδια των μεγάλων ενεργειακών παικτών
      Πρέπει να σημειωθεί ότι όλοι οι μεγάλοι ενεργειακοί παίκτες της χώρας σχεδιάζουν επενδύσεις είτε στο υδρογόνο όπως για παράδειγμα η Motor Oil και η ΔΕΗ, είτε στο βιομεθάνιο όπως η ΔΕΠΑ Εμπορίας, ενώ οι διαχειριστές των δικτύων φυσικού αερίου όπως ο ΔΕΣΦΑ αλλά και η ΕΝΑΟΝ προετοιμάζονται για τη διακίνηση μέσω των δικτύων τους των ανανεώσιμων αερίων.

      Είναι χαρακτηριστικό ότι η ΔΕΠΑ Εμπορίας έχει επενδύσει σε έργα βιομεθανίου, στοχεύοντας στην αξιοποίηση πλεοναζουσών ποσοτήτων ακατέργαστου βιοαερίου για την παραγωγή βιομεθανίου υψηλής καθαρότητας.
      Η ΕΝΑΟΝ από την πλευρά της θεωρεί ότι ο νόμος που ψηφίστηκε από τη Βουλή είναι ένα πρώτο βήμα, αλλά χρειάζεται να γίνουν πολλά ακόμη, και δηλώνει έτοιμη να διανείμει βιομεθάνιο μέσω των δικτύων της.
      Έτσι η απόφαση για το βιομεθάνιο προβλέπει την τροποποίηση του Κώδικα Διαχείρισης ΕΣΦΑ, ώστε να συμπεριληφθεί η διακίνηση του μέσω των δικτύων μεταφοράς και διανομής φυσικού αερίου. Σχετική πρόταση υποβλήθηκε στη ΡΑΑΕΥ από τον ΔΕΣΦΑ και αφού έγινε η αναγκαία διαβούλευση η Αρχή εξέδωσε απόφαση τροποποίησης των Κωδικών Διαχείρισης των αρμόδιων Διαχειριστών, ώστε το ανανεώσιμο καύσιμο να μπορεί να διακινηθεί μέσω των υφιστάμενων δικτύων.
      Τι αφορά η απόφαση
      Οι βασικές αρχές της απόφασης αφορούν:
      α) Τα ποιοτικά χαρακτηριστικά του βιομεθανίου, δηλαδή τη σύσταση, την ανωτέρα και κατωτέρα θερμογόνο δύναμη και γενικά κάθε χαρακτηριστικό που απαιτείται προκειμένου το βιομεθάνιο να είναι συμβατό με το φυσικό αέριο που χρησιμοποιείται στη χώρα, το οποίο διοχετεύεται μέσω των αγωγών μεταφοράς ή διανομής, είτε ως συμπιεσμένο είτε ως υγροποιημένο,

      β) τα δικαιολογητικά που υποβάλλει ο ενδιαφερόμενος και την εν γένει διαδικασία, για τη σύνδεση της μονάδας με το Εθνικό Σύστημα Φυσικού Αερίου ή το δίκτυο διανομής φυσικού αερίου,

      γ) τις λεπτομέρειες για την έκδοση από τον αρμόδιο Διαχειριστή της οριστικής πρότασης σύνδεσης, περιλαμβανομένου του ύψους του διαχειριστικού τέλους αυτής και της κατασκευής Μ.Ε.Μ.,

      δ) τον τύπο, το περιεχόμενο και κάθε άλλο θέμα των συμβάσεων σύνδεσης με το Ε.Σ.Φ.Α. ή με το αντίστοιχο δίκτυο διανομής φυσικού αερίου και κατασκευής και λειτουργίας της Μ.Ε.Μ., περιλαμβανομένων των πρότυπων κειμένων των ανωτέρω συμβάσεων και των εγγυήσεων και ρητρών για τη διασφάλιση της τήρησης των υποχρεώσεων των αντισυμβαλλομένων,

      ε) τις τεχνικές απαιτήσεις μέτρησης της Μ.Ε.Μ. με σκοπό τον ποιοτικό έλεγχο, τη μέτρηση και την τηλεμετάδοση των δεδομένων του παραγόμενου βιομεθανίου, και
      στ) κάθε περαιτέρω λεπτομέρεια για τη σύνδεση των μονάδων βιομεθανίου με το Ε.Σ.Φ.Α. ή το Δίκτυο διανομής, καθώς και τους όρους που πληρούνται για την υλοποίηση και λειτουργία αντιστροφής της ροής, από το Δίκτυο διανομής, προς το Ε.Σ.Φ.Α
      Περισσότερα...

        0

    16. Ενέργεια-ΑΠΕ

      O Άγιος Ευστράτιος το πρώτο ενεργειακά αυτόνομο νησί στην Ελλάδα

      Engineer

      Από τις αρχές Ιουλίου τέθηκε σε πλήρη δοκιμαστική λειτουργία το πρωτοποριακό ενεργειακό έργο που καθιστά τον Άγιο Ευστράτιο το πρώτο ενεργειακά αυτόνομο νησί στην Ελλάδα, με 100% κάλυψη σε ηλεκτρική ενέργεια από Ανανεώσιμες Πηγές Ενέργειας (ΑΠΕ), χωρίς την ανάγκη συμβατικών μονάδων. Αυτό ανακοίνωσε σήμερα το Κέντρο Ανανεώσιμων Πηγών και Εξοικονόμησης Ενέργειας (ΚΑΠΕ) που υλοποιεί το έργο για λογαριασμό του Δήμου Αγίου Ευστρατίου.
      Το υβριδικό ενεργειακό σύστημα, που κατασκεύασε η ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή, περιλαμβάνει:
      – Ανεμογεννήτρια και φωτοβολταϊκά συνολικής ισχύος 1,125 MW
      – Σύστημα αποθήκευσης ενέργειας (Tesla Megapack)
      – Σταθμό παραγωγής θερμότητας από την περίσσεια ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ και δεξαμενές αποθήκευσης ζεστού νερού
      – Σύστημα τηλεθέρμανσης για όλο τον οικισμό από την περίσσεια ΑΠΕ
      Όπως αναφέρει το ΚΑΠΕ, το σύστημα παρακολουθείται από ένα νέο Κέντρο Ελέγχου Ενέργειας του ΔΕΔΔΗΕ και αποδίδει ήδη εξαιρετικά, καλύπτοντας το 100% της κατανάλωσης χωρίς τη χρήση πετρελαϊκού σταθμού, ο οποίος πλέον παραμένει σε εφεδρεία. Σύμφωνα με τα πρώτα αποτελέσματα, το νέο σύστημα ανταποκρίνεται πλήρως, ακολουθώντας όλα όσα προβλέπει το πρόγραμμα δοκιμών. όπως δημοσίευσε το airetos.gr  Είναι, επίσης, εμφανής η βελτίωση της ποιότητας του ηλεκτρικού δικτύου, ενώ τον χειμώνα θα λειτουργήσει και η τηλεθέρμανση σε πραγματικές συνθήκες.
      Το έργο εισάγει καινοτομίες τόσο τεχνικές όσο και θεσμικές. Ανάμεσά τους ξεχωρίζουν το ειδικό θεσμικό πλαίσιο λειτουργίας, η δυνατότητα εφαρμογής της τεχνολογίας σε άλλα νησιά ή μικροδίκτυα και η σύσταση τοπικού φορέα διαχείρισης.
       
      Στα οφέλη του έργου περιλαμβάνονται η δραστική μείωση των συμβατικών καυσίμων, η φθηνότερη και πιο καθαρή ενέργεια για τους κατοίκους, η μείωση του περιβαλλοντικού αποτυπώματος και η υλοποίηση ενός προτύπου για αντίστοιχες εφαρμογές σε άλλα νησιά ή απομονωμένες περιοχές.
      «Το εγχείρημα του Αγίου Ευστρατίου θέτει τα θεμέλια για την πράσινη μετάβαση των νησιών της Ελλάδας και αποτελεί παράδειγμα διεθνούς ενδιαφέροντος για την αξιοποίηση των ΑΠΕ σε αυτόνομα ενεργειακά δίκτυα», τονίζει το ΚΑΠΕ.‌‍
      Περισσότερα...

        0

    17. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Εταιρείες Παροχής Ενεργειακών Υπηρεσιών (ESCOs): Πως θα επηρεάσουν τα έργα εξοικονόμησης ενέργειας

      GTnews

      Τη διεύρυνση του χαρτοφυλακίου των προμηθευτών ηλεκτρικής ενέργειας με την ενσωμάτωση λύσεων εξοικονόμησης ενέργειας περιλαμβάνει ο νέος «Οδικός χάρτης για την εξοικονόμηση ενέργειας στα κτίρια» που δημοσιεύτηκε προ ημερών στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως.
      Με την ονομασία «Εταιρείες Ενεργειακών Υπηρεσιών» ή γνωστές ως ESCO, οι πάροχοι ηλεκτρικής ενέργειας δύναται να αναπτύξουν πακέτα εξοικονόμησης ενέργειας, αξιοποιώντας σειρά χρηματοδοτικών εργαλείων που νομοθετικά προβλέπονται στον Οδηγό και ακολουθούν την αντίστοιχη ευρωπαϊκή εμπειρία.
      Η πληθώρα εργαλείων που στο σύνολο τους φτάνουν τα 20 χωρίς όλα να σχετίζονται με την εμπλοκή των εταιρειών προμήθειας, στόχο έχουν να παροτρύνουν τους καταναλωτές να εφαρμόσουν παρεμβάσεις και μεθόδους εξοικονόμησης ενέργειας προς επίτευξη των στόχων που προβλέπει το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα με ορίζοντα το 2030.
      Νέα «φιλοσοφία» για τα «Εξοικονομώ»
      Αξίζει να σημειωθεί ότι ο εν λόγω Οδηγός Εξοικονόμησης Ενέργειας με τις πολλαπλάσιες δυνατότητες εμπλοκής των εταιρειών προμήθειας σε έργα εξοικονόμησης σε νοικοκυριά και επιχειρήσεις έρχεται σε συνέχεια τόσο του ευρωπαϊκού πλαισίου όσο και της πρόθεσης του ΥΠΕΝ να «ανοίξει» την βεντάλια, εφαρμόζοντας μια διαφορετική «φιλοσοφία» και προσέγγιση στα νέα Εξοικονομώ που θα προκηρυχθούν στα πλαίσια του Κλιματικού και Κοινωνικού Ταμείου το αμέσως επόμενο διάστημα.
      Οι βασικές παρεμβάσεις, όπως έχει γράψει σε προηγούμενο ρεπορτάζ της η «Ν», σε σχέση με το προηγούμενο μοντέλο αφορούν αφενός στην σημαντική διεύρυνση των δικαιούχων (εστιάζοντας στα ενεργειακά και μεταφορικά ευάλωτα νοικοκυριά) και αφετέρου και σπουδαιότερον, στην προσπάθεια κινητοποίησης πολλαπλάσιων ιδιωτικών κεφαλαίων μιας και τα δημοσιονομικά περιθώρια είναι αρκετά περιορισμένα σε σχέση με τις ανάγκες.
      Σε αυτή την κατεύθυνση, ο θεσμός των ESCOs που δύναται να υποδυθούν και οι προμηθευτές ενέργειας επανέρχεται στο προσκήνιο μετά την δεκαετία του 2000, όταν και πρωτοεφαρμόστηκε, σε συνδυασμό με σειρά χρηματοδοτικών εργαλείων και σχημάτων που φιλοδοξούν να διευκολύνουν τους καταναλωτές στην κατεύθυνση υλοποίησης στοχευμένων παρεμβάσεων εξοικονόμησης ενέργειας. Αν και πρόκειται για 20 διαφορετικούς καινοτόμους μηχανισμούς χρηματοδότησης, εντούτοις ορισμένοι αλληλοσυμπληρώνονται με τις εταιρείες ESCOs να αποτελούν βασικό συντελεστή σε έξι από αυτά εργαλεία.
      Συμβάσεις Ενεργειακής Απόδοσης Συμβάσεις Ενεργειακής Απόδοσης Διαμοιραζόμενου Οφέλους Συμβάσεις εγγυημένης απόδοσης Πράσινα Ομόλογα Σχήματα Λευκών Πιστοποιητικών (μίγμα μέτρων από τα υπόλοιπα) Πλατφόρμες χρηματοδότησης από το πλήθος – Crowdfunding Platforms Η διάκριση είναι ενδεικτική και σίγουρα μένει να φανεί πως θα αποτυπωθούν τα εν λόγω μέτρα στην ελληνική πραγματικότητα, μιας και οι βασικές εκτιμήσεις αντλούνται από την σχετική εμπειρία του εξωτερικού.
      Σε κάθε περίπτωση, η εξοικονόμηση ενέργειας δυνητικά μπαίνει στο χαρτοφυλάκιο των εταιρειών προμήθειας με την μεγαλύτερη εταιρείας προμήθειας ΔΕΗ να έχει ήδη πάρει μέτρα σε αυτή την κατεύθυνση, ενσωματώνοντας προ μηνών στο καταστατικό της ως μέρος των παρεχόμενων υπηρεσιών, την χρηματοδότηση ενεργειακών έργων, τη διενέργεια ενεργειακών ελέγχων και την παροχή συμβουλευτικών υπηρεσιών και επιθεωρήσεων. Επιπρόσθετα, ο παράγοντας «Κωτσόβολος» στο χαρτοφυλάκιο της ΔΕΗ αναμένεται να λειτουργήσει καταλυτικά σε αυτή την προσπάθεια.
      Στο παιχνίδι Δήμοι και Τράπεζες
      Αξίζει να σημειωθεί, όπως προκύπτει από την ανάλυση των εργαλείων που περιλαμβάνει ο Οδηγός, ότι το «άνοιγμα» δεν περιλαμβάνει μονάχα τις εταιρείες προμήθειας υπό την ταμπέλα των «ESCOs» αλλά επεκτείνεται σε τράπεζες μέσω σχημάτων δανειοδότησης καθώς και σε δήμους και κρατικούς φορείς που υπό την γενική λογική της «ανταποδοτικότητας» να στηρίξουν δημότες για την υλοποίηση παρεμβάσεων εξοικονόμησης στα κτίριά τους.
      Η τελευταία περίπτωση αφορά στα προγράμματα PACE (Property Assessed Clean Energy – On tax financing), τα οποία προσφέρουν την δυνατότητα στους ιδιοκτήτες ακινήτων να υλοποιήσουν παρεμβάσεις χωρίς το αρχικό κόστος επένδυσης. Σύμφωνα με τον Οδηγό, οι δράσεις υλοποιούνται, είτε από την κεντρική διοίκηση, είτε σε επίπεδο τοπικής αυτοδιοίκησης και ο ωφελούμενος αναλαμβάνει την υποχρέωση να τις αποπληρώσει μέσω των επιπρόσθετων φόρων που επιβάλλονται επί του ακινήτου.
      Τι είναι οι ESCOs
      Οι Εταιρείες Παροχής Ενεργειακών Υπηρεσιών (ESCOs) είναι εμπορικές επιχειρήσεις που παρέχουν ένα ευρύ φάσμα ολοκληρωμένων ενεργειακών λύσεων. Οι ESCOs προσφέρουν ολοκληρωμένες λύσεις για την εξοικονόμηση ενέργειας σε ιδιοκτήτες κτιρίων, περιλαμβάνοντας ενεργειακούς ελέγχους, χρηματοδότηση, σχεδίαση, εγκατάσταση και συντήρηση αναβαθμίσεων ενεργειακής απόδοσης. Οι ESCOs μπορούν να προσφέρουν μια εναλλακτική χρηματοδότηση για την υλοποίηση αναβαθμίσεων ενεργειακής απόδοσης σε οικιστικά κτίρια στην Ελλάδα.
      Τα δυο μοντέλα που προβλέπουν την εμπλοκή των παρόχων ενέργειας στα προγράμματα ενεργειακής αναβάθμισης των κτιρίων  είναι το μοντέλο «Πληρώνεις καθώς Εξοικονομείς» (Pay-As-You-Save – PAYS) που συνδέει τις εξοικονομήσεις στους λογαριασμούς ενέργειας με τις αποπληρωμές για την υλοποίηση των σχετικών έργων (με τους πελάτες να πληρώνουν μια σταθερή μηνιαία χρέωση στους λογαριασμούς ρεύματος, βασισμένη στις εκτιμώμενες εξοικονομήσεις ενέργειας, αντί το αρχικό κόστος των εργασιών αναβάθμισης) και το μοντέλο “On Bill Financing” δια του οποίου η χρηματοδότηση και η υλοποίηση δράσεων βελτίωσης της ενεργειακής απόδοσης γίνεται από τον πάροχο ενέργειας και η αποπληρωμή του κόστους υλοποίησης των παρεμβάσεων γίνεται από τον ωφελούμενο μέσω των λογαριασμών ρεύματος.
      Ο «αντίλογος» της αγοράς
      Σε μια πρώτη «αντίδραση» ο κλάδος των μηχανικών φαίνεται να μην συμμερίζεται το «σκεπτικό» του Υπουργείου με παρατάξεις του ΤΕΕ, σε κοινή τους ανακοίνωση, να κάνουν λόγο για «για μια αλλαγή που, εάν εφαρμοστεί, θα έχει βαθιές και αρνητικές συνέπειες όχι μόνο για τους μηχανικούς, αλλά και για την ποιότητα των παρεμβάσεων, την αξιοπιστία των προγραμμάτων και την προστασία των καταναλωτών».
      Έπειτα, στελέχη της αγοράς προμήθειας που κλήθηκαν να σχολιάσουν τις κυοφορούμενες αλλαγές με την ενεργότερη εμπλοκή των ESCO στα προγράμματα Εξοικονόμησης κατά τις προβλέψεις του Οδηγού, εμφανίστηκαν «μετρημένα αισιόδοξοι», υπογραμμίζοντας ότι «δεν θα γνωρίσει μεγάλη απήχηση στη παρούσα φάση».
      Ο βασικός λόγος αφορά στο «έλλειμμα ψηφιοποίησης, ιδίως στο κομμάτι της διανομής (ΔΕΔΔΗΕ)» πράγμα που συνιστά βασική προϋπόθεση προκειμένου να προχωρήσουν τέτοιες εφαρμογές με αποτελεσματικό τρόπο. «Σε κάθε άλλη περίπτωση, τα προτεινόμενα μέτρα παραπέμπουν σε δουλειά τραπεζών παρά των προμηθευτών».
      Περισσότερα...

        1

    18. Ενέργεια-ΑΠΕ

      ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ και Motor Oil δημιουργούν τον νέο μεγάλο ενεργειακό πόλο

      Engineer

      Την επόμενη ημέρα της ελληνικής αγοράς ενέργειας, η οποία χαρακτηρίζεται από περαιτέρω consolidation και συμμαχίες μεγάλων παικτών που με το μέγεθός τους μπορούν να διαδραματίσουν καθοριστικό ρόλο σε παραγωγή και προμήθεια ηλεκτρισμού και αερίου, σηματοδοτεί το νέο μεγάλο deal που ολοκληρώθηκε χθες μεταξύ των ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ και Motor Oil για την συνένωση της ΗΡΩΝ με την NRG και τη δημιουργία της νέας εταιρείας UtilityCo, υπό ισότιμη συμμετοχή των ομίλων. Πρόκειται για μια συμφωνία που αναδιατάσσει τις δυνάμεις στον κλάδο της ηλεκτρικής ενέργειας και του φυσικού αερίου, εισάγοντας έναν νέο ισχυρό καθετοποιημένο ενεργειακό παίκτη με επιρροή τόσο στην Ελλάδα, όσο και στη Νοτιοανατολική Ευρώπη.
      Ο νέος εθνικός ενεργειακός πρωταγωνιστής
      Η UtilityCo αναμένεται να αποτελέσει έναν από τους πλέον ισχυρούς παίκτες στην ελληνική αγορά, με πελατειακή βάση 488.000 καταναλωτών ηλεκτρικής ενέργειας, που αντιπροσωπεύει πωλήσεις 8,3 TWh και μερίδιο αγοράς 17% με βάση τα στοιχεία του 2024. Παράλληλα, στην αγορά φυσικού αερίου, η νέα εταιρεία θα εξυπηρετεί 61.000 πελάτες, κατέχοντας μερίδιο 11%.
            Unmute Remaining Time -0:00   Fullscreen   Advertisement: 0:27           Στο μέτωπο της παραγωγής ενέργειας, η UtilityCo αποκτά συνολική ισχύ 1,5 GW, διαμορφώνοντας μερίδιο κοντά στο 12% της εγκατεστημένης ισχύος στη χώρα – χωρίς να προσμετράται η έμμεση συμμετοχή (35%) στην Korinthos Power, η οποία προσθέτει ακόμη 3,5% περίπου στο ενεργειακό ισοζύγιο.
      Πυρήνας του παραγωγικού χαρτοφυλακίου είναι:
      -Η νέα μονάδα CCGT στην Κομοτηνή (877 MW), ένα από τα μεγαλύτερα έργα φυσικού αερίου νέας γενιάς στην Ελλάδα.
      -Η μονάδα ΗΡΩΝ II (441 MW), πλήρως ελεγχόμενη.
      -Η συμμετοχή 35% στην Korinthos Power (437 MW).
      Η παραγωγή από αυτές τις μονάδες έρχεται να καλύψει σημαντικό μέρος της αιχμής του συστήματος, σε μια περίοδο όπου η ανάγκη για ισχύ εξισορρόπησης αυξάνεται λόγω της ταχείας διείσδυσης ΑΠΕ.
      Στο νέο σχήμα (μετά την ολοκλήρωση της συναλλαγής -αρχές 2026), θέση CEO θα έχει ο Λουκάς Δημητρίου, ο Αναστάσιος Λωσταράκος θα είναι deputy CEO και Γενικός Διευθυντής εμπορικών δραστηριοτήτων και ο Κωνσταντίνος Μπασλής θα είναι Γενικός Διευθυντής Energy portfolio και προμήθειας.
      Το deal και το τίμημα
      Η δομή της συμφωνίας προβλέπει ισότιμη συμμετοχή των δύο εταίρων:
      Η Motor Oil εισφέρει το 100% της nrg, το 50% της Θερμοηλεκτρικής Κομοτηνής και μετρητά ύψους 79 εκατ. ευρώ.
      Η ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ εισφέρει το 100% της ΗΡΩΝ, το 50% της Θερμοηλεκτρικής Κομοτηνής και λαμβάνει μετρητά 128 εκατ. ευρώ (συμπεριλαμβανομένων επιπλέον ποσών που προβλέπονται μέσω ειδικού μηχανισμού).
      Το συνολικό τίμημα, σύμφωνα με τις ανακοινώσεις, θα οριστικοποιηθεί κατόπιν της ολοκλήρωσης του ελέγχου due diligence, ενώ η συναλλαγή αναμένεται να ολοκληρωθεί στις αρχές του 2026, εφόσον ληφθούν οι απαραίτητες εγκρίσεις.
      Δημιουργία αξίας και ανταγωνιστικό πλεονέκτημα
      Η UtilityCo δεν θα είναι απλώς το αποτέλεσμα μιας συγχώνευσης, αλλά ένας φορέας που θα ενοποιήσει λειτουργίες, πελατολόγιο και ενεργειακή ισχύ σε μια καθετοποιημένη δομή. Ο συνδυασμός της παραγωγής, της εμπορίας και της λιανικής εξασφαλίζει:
      -Βελτιστοποίηση του κόστους μέσω οικονομιών κλίμακας.
      -Συνέργειες σε κρίσιμες λειτουργίες όπως οι προμήθειες, το risk management, η εμπορική δραστηριότητα και η διαχείριση ενέργειας.
      -Ενίσχυση του ανταγωνιστικού πλεονεκτήματος σε ένα περιβάλλον αυξανόμενης μεταβλητότητας τιμών και υψηλών κεφαλαιακών αναγκών.
      Πώς αλλάζει η αγορά – Το κύμα συγκέντρωσης
      Η ελληνική αγορά ηλεκτρισμού μπαίνει σε νέα φάση συγκέντρωσης (consolidation), καθώς τα δεδομένα ωριμάζουν και οι απαιτήσεις –τεχνολογικές, ρυθμιστικές, κεφαλαιακές– αυξάνονται. Η δημιουργία του νέου σχήματος ουσιαστικά έρχεται να επιβεβαιώσει την τάση επιταχύνοντας τις εξελίξεις.
      Η κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα προβλέπεται να αυξηθεί κατά 2,4% ετησίως έως το 2030, ενώ ο κατακερματισμός της αγοράς παραμένει υψηλός: πάροχοι μικρής κλίμακας ελέγχουν περίπου το 10% της λιανικής. Το γεγονός αυτό αφήνει περιθώριο για περαιτέρω συγκέντρωση, είτε μέσω εξαγορών είτε μέσω εξόδου παικτών που δεν μπορούν να ανταγωνιστούν τους μεγάλους.
      Το άνοιγμα νέου κύκλου ισχυρών ενεργειακών πόλων (όπως η ΔΕΗ, Metlen, το νέο σχήμα ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ–Motor Oil, και ενδεχομένως και άλλες πρωτοβουλίες) φέρνει την ελληνική αγορά πιο κοντά στα πρότυπα των ώριμων ευρωπαϊκών οικονομιών.
      Περισσότερα...

        2

    19. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Σε ισχύ τα πρώτα δυναμικά τιμολόγια ρεύματος

      Engineer

      Τα πρώτα τιμολόγια ρεύματος που δίνουν τη δυνατότητα στον καταναλωτή να επωφελείται άμεσα από τις χαμηλές ή και μηδενικές τιμές του ρεύματος στην χονδρεμπορική αγορά όταν υπάρχει υπερπαραγωγή ρεύματος από ανανεώσιμες πηγές, δηλαδή συνήθως τις μεσημβρινές ώρες, εμφανίζονται στην αγορά.
      Πρόκειται για προϊόντα που απευθύνονται αρχικά σε καταναλωτές με «νυχτερινό» η «έξυπνο» μετρητή, τα οποία αναμένεται να πολλαπλασιαστούν το επόμενο διάστημα καθώς προχωρά η εγκατάσταση έξυπνων μετρητών στο δίκτυο και ολοκληρώνεται το θεσμικό πλαίσιο που θα διέπει τα λεγόμενα «δυναμικά» τιμολόγια. Δηλαδή τιμολόγια με διαφορετικές χρεώσεις ανά ζώνη ή ανά ώρα του 24ώρου.
      Πρόσφατα η ΔΕΗ ανακοίνωσε το myHome EnterTwo, που απευθύνεται σε πελάτες με διζωνικό μετρητή (το παλιό “νυχτερινό”). Η τιμή είναι 0,145Euro στη ζώνη κανονικής χρέωσης και 0,095Euro στη ζώνη μειωμένης χρέωσης για 2 χρόνια ενώ το ωράριο για την κανονική και τη μειωμένη χρέωση έχει καθοριστεί με υπουργική απόφαση ως εξής:
      -Για τη θερινή περίοδο (Απρίλιο έως Οκτώβριο) 11 π.μ. – 3 μ.μ. και 2 π.μ. – 4 π.μ.
      -Για τη χειμερινή περίοδο (από Νοέμβριο έως Μάρτιο) 12 μ. – 3 μ.μ. και 2 π.μ. – 5 π.μ.
      Την περασμένη εβδομάδα η Ήρων ανακοίνωσε το Happy Hour για πελάτες με έξυπνο μετρητή που παρέχει μηδενική χρέωση για τρεις ώρες κάθε μέρα. Το τρίωρο μεταβάλλεται ανάλογα με τις συνθήκες της χονδρεμπορικής αγοράς (π.χ. μπορεί να είναι από τις 10 π.μ. έως 1 μ.μ. ή από 1 μ.μ. έως 4 μ.μ.).
      Τις υπολοιπες ώρες του 24ώρου η τιμή μεταβάλλεται ανά ώρα ακολουθώντας επίσης τις διακυμάνσεις της χονδρεμπορικής αγοράς. Την περασμένη Τρίτη για παράδειγμα η τιμή της κιλοβατώρας κυμάνθηκε από 0,16 έως 0,273 ευρώ ανά κιλοβατώρα.
      Το πλεονέκτημα για όσους επιλέγουν τα προϊόντα αυτά είναι ότι μπορούν να μειώνουν τη δαπάνη για ρεύμα εφόσον μεταφέρουν τις καταναλώσεις τους (π.χ. μαγείρεμα, πλύσιμο, σιδέρωμα, ηλεκτρικός θερμοσίφωνας, φόρτιση ηλεκτρικού αυτοκινήτου) στις ώρες χαμηλής ή μηδενικής χρέωσης.
      Σύμφωνα με τον προγραμματισμό του ΔΕΔΔΗΕ η εγκατάσταση έξυπνων μετρητών στο σύνολο των καταναλωτών θα ολοκληρωθεί το 2030.
      Περισσότερα...

        0

    20. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Αύξηση κατανάλωσης φυσικού αερίου στην Ελλάδα το α΄ εξάμηνο του 2025

      GTnews

      Σύμφωνα με τα στοιχεία του ΔΕΣΦΑ για το α’ εξάμηνο του 2025, η εγχώρια κατανάλωση φυσικού αερίου καταγράφεται αυξημένη κατά 12,38% στις 34,59 TWh, έναντι 30,78 TWh την ίδια περίοδο του 2024, συμβάλλοντας στην σταθερότητα του ελληνικού ενεργειακού συστήματος και την περαιτέρω ασφαλή ενσωμάτωση των ΑΠΕ.
      Ειδικότερα, κατά το διάστημα Ιανουάριος – Ιούνιος 2025, η συνολική ζήτηση φυσικού αερίου στην Ελλάδα, συμπεριλαμβάνοντας και τις εξαγωγές, ανήλθε σε 37,45 TWh, αυξημένη κατά 19.96 % σε σχέση με 31,22 TWh στο α’ εξάμηνο του 2024. Αξιοσημείωτη ήταν η αύξηση των εξαγωγών φυσικού αερίου, μέσω των σημείων διασύνδεσης Σιδηροκάστρου και Νέας Μεσημβρίας, οι οποίες ανήλθαν σε 2,86 TWh, από 0,44 TWh την προηγούμενη χρονιά — αύξηση που ξεπερνά το +550%.
      Ως προς τις κατηγορίες καταναλωτών φυσικού αερίου, οι ηλεκτροπαραγωγοί κάλυψαν το 67% της εγχώριας ζήτησης, με 23,25 TWh, σημειώνοντας αύξηση κατά 18,08% σε σχέση με το α’ εξάμηνο του 2024 (19,69 TWh). Η κατανάλωση από τα δίκτυα διανομής αυξήθηκε κατά 18,67%, φτάνοντας τις 7,69 TWh, ενώ μείωση κατά 20,82% κατέγραψε η κατανάλωση από βιομηχανίες και σταθμούς ανεφοδιασμού οχημάτων με CNG, απευθείας συνδεδεμένους στο ΕΣΜΦΑ, στις 3,65 TWh.
      Στο α’ εξάμηνο του 2025, Σιδηρόκαστρο και Ρεβυθούσα αποτέλεσαν τις κύριες πύλες εισόδου φυσικού αερίου στη χώρα μας. Το Σιδηρόκαστρο κατέγραψε εισαγωγές 16,40 TWh,  αύξηση κατά 4,46% σε σχέση με το 2024 ενώ ο Τερματικός Σταθμός LNG της Ρεβυθούσας (σημείο εισόδου Αγίας Τριάδας), ενίσχυσε τον κομβικό του ρόλο με συνολική ποσότητα 14,62 TWh και αύξηση κατά 58,91% σε σχέση με πέρυσι, πάρα το γεγονός ότι παρέμεινε εκτός λειτουργίας κατά το διάστημα 22/4-11/5 λόγω προγραμματισμένων εργασιών αναβάθμισης.
      Ειδικότερα, στον Σταθμό εκφορτώθηκαν 27 δεξαμενόπλοια LNG έναντι 12 φορτίων το ίδιο διάστημα του 2024, μεταφέροντας συνολική ποσότητα LNG 14,66 TWh, αυξημένη κατά 63,62% σε σχέση με τις 8,96 TWh του 2024. Κύριος προμηθευτής LNG ήταν και φέτος οι ΗΠΑ, με ποσότητες που εκφορτώθηκαν να φτάνουν τις 11,87 TWh, έναντι 6,09 TWh το α’ εξάμηνο του 2024. Ακολούθησαν η Νιγηρία με 1,37 TWh, η Νορβηγία με 0,93 TWh και η Αλγερία με 0,49 TWh.
      Ως προς τα υπόλοιπα σημεία εισόδου, από τη Νέα Μεσημβρία (σημείο διασύνδεσης με τον αγωγό TAP) εισήχθησαν 5,47 TWh, ποσότητα μειωμένη κατά 9,29% συγκριτικά με το αντίστοιχο περσινό διάστημα, ενώ μέσω της Αμφιτρίτης (FSRU Αλεξανδρούπολης) εισήχθησαν 1,03 TWh LNG έως τις 22/1 όταν οι υπηρεσίες αεριοποίησης στον Σταθμό κατέστησαν προσωρινά μη διαθέσιμες.
      Τέλος, η υπηρεσία LNG Truck Loading του ΔΕΣΦΑ στον Τερματικό Σταθμό της Ρεβυθούσας καταγράφει ισχυρή ανάπτυξη, με τη φόρτωση 273 φορτηγών LNG στο α’ εξάμηνο του έτους έναντι 104 φορτηγών πέρυσι και τη μεταφορά 81,72 GWh ισοδύναμης ενέργειας σε σύγκριση με 30,72 GWh την ίδια περίοδο του 2024 — αύξηση της τάξης του +166%. Η δυναμική αύξηση των φορτίων επιβεβαιώνει πως η υπηρεσία αναγνωρίζεται σταδιακά ως μια αποτελεσματική και ευέλικτη λύση για την κάλυψη των ενεργειακών αναγκών απομακρυσμένων δικτύων διανομής και βιομηχανικών καταναλωτών τόσο στην Ελλάδα όσο και στην ευρύτερη περιοχή. 

       
      Περισσότερα...

        0

    21. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Κινέζικα ηλεκτρικά αυτοκίνητα: Πώς επηρέασαν οι δασμοί τις πωλήσεις

      GTnews

      Παρά την επιβολή δασμών που επέβαλε η Ευρωπαϊκή Ένωση στα ηλεκτρικά οχήματα που κατασκευάζονται στην Κίνα, ο όγκος των πωλήσεων τον προηγούμενο μήνα ήταν αυξημένος κατά 111% σε σχέση με τον αντίστοιχο μήνα του 2024. Επίσης, μεγάλη αύξηση σημείωσαν και οι πωλήσεις των κινέζικων υβριδικών μοντέλων, δείχνοντας ότι το επόμενο διάστημα θα υπάρξει μεγάλη διείσδυση της συγκεκριμένης κατηγορίας στην ευρωπαϊκή αγορά.
      Όπως αναφέρει το ΑΠΕ-ΜΠΕ, αναλύοντας τα στοιχεία για τις ταξινομήσεις νέων αυτοκινήτων για τον προηγούμενο Μάιο σε 28 αγορές της Ευρώπης, η εταιρεία ανάλυσης δεδομένων που ειδικεύεται στην αυτοκινητοβιομηχανία, Jato, βλέπει αύξηση 2,5% σε ετήσια βάση. Ήδη τον προηγούμενο μήνα σε όλη την ΕΕ έχουν ταξινομηθεί 1,1 εκατομμύριο μονάδες, ενώ από την αρχή του έτους έχουν ταξινομηθεί σε πάνω από 5,53 εκατομμύρια μονάδες.
      Παράλληλα και οι Ευρωπαίοι κατασκευαστές ακολούθησαν την αύξηση των πωλήσεων. Συγκεκριμένα, ο όμιλος VW (+3,3%), ο όμιλος Renault (+4,6%) και ο όμιλος BMW (+6,3%) συνέβαλαν στη γενικότερη αύξηση των πωλήσεων. Από το σύνολο των πωλήσεων, τον προηγούμενο Μάιο τα 65.808 οχήματα αφορούσαν κινέζικα αυτοκίνητα τα οποία πουλήθηκαν στις 28 ευρωπαϊκές αγορές, σύμφωνα με την Jato.
      Δύο κινέζοι κατασκευαστές έχουν εισέλθει στην πρώτη δεκάδα των πιο δημοφιλών κατασκευαστών αυτοκινήτων φέτος τον Μάιο, με το γκρουπ της Geely να καταλαμβάνει την 9η θέση με 32.992 μονάδες και την SAIC τη 10η με 29.387 πωλήσεις. Ωστόσο, ο όμιλος VW βρίσκεται σταθερά στην κορυφή (303.268 μονάδες που ταξινομήθηκαν τον Μάιο), ακολουθεί η Stellantis (168.867), η Renault Group (109.712), η Hyundai-Kia (88.401),η BMW Group (78.231), η Toyota (76.537), η Mercedes-Benz (58.442) και η Ford (41.110).
      Όσον αφορά τις κινέζικες εταιρίες, η MG αύξησε τις πωλήσεις της κατά 30%, φθάνοντας τα 29.400 οχήματα τον Μάιο και με την BYD να σημειώνει αύξηση 397% τη συγκεκριμένη περίοδο. Παρά τη μεγάλη αύξηση, η BYD έμεινε μόλις 40 μονάδες πίσω από την Tesla.
      Στην κατάταξη των μαρκών για τον Μάιο, η Skoda κατέλαβε τη δεύτερη θέση, ενώ στην κατάταξη των μαρκών από την αρχή του έτους, η Cupra σημείωσε αύξηση 30% στις ταξινομήσεις και ξεπέρασε τη μητρική μάρκα Seat. Στην κατάταξη μοντέλων, το Renault Clio σημείωσε άνοδο 12% και ανέκτησε την πρώτη θέση τον Μάιο με 21.163 ταξινομήσεις. Ακολούθησε το Dacia Sandero (19.948) και το VW T-Roc (18.420). Όσον αφορά τα ηλεκτρικά μοντέλα, το Tesla Model Y ηγείται της κατάταξης (10.357 μονάδες τον Μάιο, -7% σε ετήσια βάση), αλλά αντιμετωπίζει έναν ισχυρό αντίπαλο, το ολοκαίνουργιο Skoda Elroq (που ανεβαίνει την κατάταξη με 9.222 μονάδες). Τέλος, το VW ID.7 ανέβηκε στην τρίτη θέση με αύξηση 373% στις ταξινομήσεις και ακολούθησαν τα ID.4 και ID.5.
      Περισσότερα...

        1

×
×
  • Create New...

Σημαντικό

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