Jump to content
  • Buildinghow
    HoloBIM Structural

  • Ενέργεια-ΑΠΕ

    Ενέργεια-ΑΠΕ

    1875 ειδήσεις in this category

    1. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

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

      Engineer

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

      Engineer

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

      Engineer

      «Επενδυτική κινητικότητα» στο τομέα της αυτοπαραγωγής καταγράφουν τα νεότερα στοιχεία του ΔΕΔΔΗΕ με συνολικά 1.689 έργα συνολικής ισχύος 128 MW να βρίσκονται αυτή την στιγμή στα στάδιο υποβολής της αίτησης.
      Το εν λόγω νούμερο φέρεται να πιάνει το «νήμα» από τις επιδόσεις του 2025 όπου καταγράφονται ανάλογα αυξημένα μεγέθη, υποδηλώνοντας ότι η αυτοπαραγωγή παραμένει στο προσανατολισμό των επενδυτών και δη των επιχειρήσεων, όπως σημειώθηκε, ως ένας τρόπος για τον περιορισμό και την μείωση του ενεργειακού κόστους.
      Ειδικότερα, όπως ανέφερε κατά την παρουσίαση του στη πρόσφατη ημερίδα του ΠΟΣΠΗΕΦ, ο Διευθυντής της Διεύθυνσης Πελατών Δικτύου του ΔΕΔΔΗΕ, Δημήτρης Τσαλέμης, κατά την διάρκεια του 2025, υποβλήθηκαν συνολικά 6.093 νέα αιτήματα για νέες συνδέσεις ισχύος 492 MW εκ των οποίων τα 5.286 με συνολική ισχύ περί τα 275 MW, αφορούν αυτοπαραγωγούς.
      Τα παραπάνω νούμερα, όπως τόνισε το στέλεχος του ΔΕΔΔΗΕ, αποκαλύπτουν ένα ορισμένο επενδυτικό ενδιαφέρον στον τομέα της αυτοπαραγωγής παρά τις δυσκολίες που διαπιστωμένα υπάρχουν και προκύπτουν εν πολλοίς από τις καθυστερήσεις στην διαμόρφωση του σχετικού νομοθετικού πλαισίου με την αναθεώρηση της Υπουργικής Απόφασης για το net billing.
      Ως γνωστόν, η εν λόγω εκκρεμότητα, σύμφωνα με όσα ανέφερε, η Γενική Γραμματέας Ενέργειας και Ορυκτών Πρώτων Υλών του ΥΠΕΝ Δέσποινα Παληαρούτα, μιλώντας προ ημερών στην ετήσια εκδήλωση του ΠΟΣΠΗΕΦ, βαίνει προς διευθέτηση. «Βρίσκεται στο τελικό στάδιο η επικαιροποίηση της Υπουργικής Απόφασης για το net-billing» σημείωσε χαρακτηριστικά.  
      Επιπρόσθετα, το συνολικό εν λειτουργία χαρτοφυλάκιο έργων ΑΠΕ στο δίκτυο του ΔΕΔΔΗΕ φτάνει πλέον τα 9.040 MW. Από αυτά τα έργα net-billing αθροίζονται σε 956 έργα εγκατεστημένης ισχύος 106 MW, τα net-metering σε 36.588 έργα εγκατεστημένης ισχύος 1.036 MW και τα φωτοβολταϊκά στέγης σε 40.683 έργα εγκατεστημένης ισχύος 372 MW.
    5. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Αναλυτικές διευκρινίσεις προς τους ενδιαφερόμενους επενδυτές  για τα κρίσιμα σημεία της διαγωνιστικής  διαδικασίας, επιμέρους όρους συμμετοχής, τεχνικές προδιαγραφές και χρονικά ορόσημα. Σε μια περίοδο κατά την οποία η αγορά των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας κινείται με ταχύτατους ρυθμούς, η σαφήνεια των κανόνων αποτελεί κρίσιμο παράγοντα για την επιτυχία κάθε διαγωνιστικής διαδικασίας. Η προκήρυξη για το «Πρόγραμμα Απόλλων» έχει προκαλέσει έντονο ενδιαφέρον από επενδυτές και τεχνικές εταιρείες, αλλά και εύλογα ερωτήματα γύρω από επιμέρους όρους συμμετοχής, τεχνικές προδιαγραφές και χρονικά ορόσημα. Σύμφωνα με τις αναλυτικές διευκρινίσεις της η Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ) με αναλυτικές διευκρινίσεις προς τους ενδιαφερόμενους επενδυτές επιχειρεί να   αποσαφηνίσει κρίσιμα σημεία της διαδικασίας.
      Περιορισμός στην ισχύ όχι στην έγχυση
      Κεντρικό σημείο των διευκρινίσεων ήταν ότι  για φωτοβολταϊκούς σταθμούς με σύστημα αποθήκευσης που θα συμμετέχουν στο πρόγραμμα, επιβάλλεται μόνιμος περιορισμός 50% στη μέγιστη ισχύ παραγωγής από 7:00 έως 19:00. Η ΡΑΑΕΥ διευκρινίζει ότι ο περιορισμός δεν αφορά την έγχυση.
      Επίσης, η λειτουργική ενίσχυση καταβάλλεται για την ενέργεια που εγχέεται από τη μονάδα ΑΠΕ η οποία μπορεί να παράγει πάνω από το 50% και να αποθηκεύεται στις μπαταρίες. Η ενέργεια που διοχετεύεται στο σύστημα από την αποθήκευση αποζημιώνεται βάσει των κανόνων της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. 
      Έναρξη εργασιών
      Ως προς την  «Έναρξης Εργασιών», η  ΡΑΑΕΥ ξεκαθαρίζει ότι η απαγόρευση πριν από την υποβολή αίτησης συμμετοχής δεν αφορά μόνο την εκκίνηση κατασκευαστικών εργασιών, αλλά και την ανάληψη δεσμευτικής υποχρέωσης για παραγγελία εξοπλισμού. Εάν έχει ήδη υπογραφεί σύμβαση προμήθειας βασικού εξοπλισμού πριν από την αίτηση, το έργο δεν είναι επιλέξιμο. Αντίθετα, η απλή έκδοση άδειας μικρής κλίμακας ή άλλης διοικητικής πράξης, χωρίς υλοποίηση εργασιών ή δεσμευτική παραγγελία εξοπλισμού, δεν συνιστά από μόνη της «έναρξη». Ο έλεγχος για την έναρξη των εργασιών αφορά το έργο όπως θα ενταχθεί στο Πρόγραμμα – δηλαδή για φωτοβολταϊκά με αποθήκευση εξετάζεται συνολικά ο σταθμός ΑΠΕ και το ενσωματωμένο σύστημα αποθήκευσης.
      Συμμετοχή και υποχρεώσεις μετά την κατακύρωση
      Η ΡΑΑΕΥ διευκρινίζει ότι δεν προβλέπονται επιλαχόντες ούτε στην  περίπτωση άρνησης ή αποποίησης επιτυχόντα των ανταγωνιστικών διαδικασιών. Καταπίπτει ωστόσοη εγγυητική επιστολή συμμετοχής. Οι προθεσμίες για τη Δήλωση Ετοιμότητας ή την ενεργοποίηση σύνδεσης είναι δεσμευτικές και αναστέλλονται μόνο εάν υπάρξει δικαστική αναστολή άδειας. Δεν προβλέπεται γενική παράταση για άλλους λόγους.
      Για έργα που έχουν επιλεγεί, δεν υπάρχει ειδική πρόβλεψη ώστε να συμμετέχουν τα δύο πρώτα έτη στην αγορά με ισόχρονη παράταση της σύμβασης λειτουργικής ενίσχυσης, παρά μόνο εφόσον προβλέπεται στο ισχύον νομοθετικό πλαίσιο.
      Ισχύς έργου και ταύτιση στοιχείων
      Κρίσιμη είναι η ταύτιση της ισχύος μεταξύ Βεβαίωσης Παραγωγού και Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης (ΟΠΣ). Η Προκήρυξη ορίζει ρητά ότι η «Ισχύς Συμμετοχής» είναι η μέγιστη ισχύς που αναφέρεται στην ΟΠΣ. Αν υπάρχει απόκλιση μεταξύ Βεβαίωσης και ΟΠΣ, η αίτηση δεν θεωρείται παραδεκτή. Συνεπώς, τα δύο έγγραφα πρέπει να συμφωνούν.  Επιτρέπεται, πάντως, συμμετοχή με μέρος της ισχύος, εφόσον αυτό προβλέπεται από το ισχύον νομικό πλαίσιο.
      Αιολικά αρνητικές τιμές και συνδεδεμένες επιχειρήσεις
      Για τους αιολικούς σταθμούς, δεν εφαρμόζονται οι περιορισμοί έγχυσης που ισχύουν σε άλλες κατηγορίες. Όσον αφορά τις μηδενικές ή αρνητικές τιμές στην αγορά, η λειτουργική ενίσχυση δεν καταβάλλεται για χρονικό διάστημα πέραν των δύο συνεχόμενων ωρών. Για τεχνικές λεπτομέρειες, η Αρχή παραπέμπει σε σχετικές ανακοινώσεις του ΔΑΠΕΕΠ.
      Σε περιπτώσεις εταιρειών με κοινά διοικητικά συμβούλια ή ίδιους πραγματικούς δικαιούχους, η ΡΑΑΕΥ δεν δίνει προκαταβολική έγκριση. Κάθε περίπτωση θα εξετάζεται εξατομικευμένα, βάσει των στοιχείων που θα υποβληθούν. Η υπεύθυνη δήλωση υποβάλλεται με ευθύνη του αιτούντος.
      Επίσης, η ΡΑΑΕΥ διευκρινίζει ότι δεν προσδιορίζεται ειδικός τύπος ασφαλιστικής ενημερότητας. Εάν μία εταιρεία διαθέτει περισσότερες Βεβαιώσεις Παραγωγού, απαιτείται ξεχωριστή αίτηση για κάθε έργο.
    6. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Ιστορικό υψηλό για χειμερινό μήνα καταγράφουν οι περικοπές «πράσινης» ηλεκτροπαραγωγής τον φετινό Φεβρουάριο, αναδεικνύοντας τις αυξανόμενες πιέσεις που δέχεται το ηλεκτρικό σύστημα από τη ραγδαία διείσδυση των ΑΠΕ.
      Σύμφωνα με τα διαθέσιμα στοιχεία, ενώ τον Ιανουάριο οι περιορισμοί στην παραγωγή από ανανεώσιμες πηγές περιορίστηκαν στις 5,9 GWh, έως τις 20 Φεβρουαρίου είχαν ήδη εκτιναχθεί στις 106,1 GWh. Η μεγαλύτερη επιβάρυνση καταγράφηκε στο διάστημα 13 έως 20 Φεβρουαρίου, όταν το σύστημα χρειάστηκε εκτεταμένες παρεμβάσεις για να διατηρηθεί η ισορροπία.
      Η σύγκριση με πέρυσι είναι ενδεικτική, καθώς τον Φεβρουάριο του 2025 οι περικοπές δεν είχαν ξεπεράσει τις 3,05 GWh, ενώ σωρευτικά με τον Ιανουάριο ανέρχονταν μόλις σε 4,25 GWh.
      Γιατί αυξήθηκαν οι περικοπές μέσα στον χειμώνα
      Η ένταση του φαινομένου σε χειμερινό μήνα θεωρείται ασυνήθιστη. Φέτος, ωστόσο, οι καιρικές συνθήκες ευνόησαν ιδιαίτερα την παραγωγή από φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα. Η αυξημένη ηλιοφάνεια και οι ισχυροί άνεμοι οδήγησαν σε υψηλές επιδόσεις, αυξάνοντας σημαντικά την προσφερόμενη ισχύ από ΑΠΕ.
      Παράλληλα, κρίθηκε αναγκαία η ενισχυμένη συμμετοχή των υδροηλεκτρικών μονάδων, είτε για λόγους διαχείρισης υδάτινων αποθεμάτων είτε για τη διασφάλιση της ευστάθειας του δικτύου. Ο συνδυασμός υψηλής παραγωγής ΑΠΕ και λειτουργικών αναγκών του συστήματος περιόρισε τον διαθέσιμο «ηλεκτρικό χώρο», οδηγώντας σε εκτεταμένες περικοπές.
      Προβληματισμός ενόψει άνοιξης και Πάσχα
      Τα φετινά δεδομένα προκαλούν ανησυχία στην αγορά, ιδίως ενόψει της άνοιξης και του Πάσχα, που φέτος πέφτει νωρίς, στις 12 Απριλίου 2026. Η συγκεκριμένη περίοδος παραδοσιακά συγκεντρώνει τις υψηλότερες περικοπές κάθε έτους, λόγω της αυξημένης παραγωγής από ΑΠΕ και της μειωμένης ζήτησης.
      Ενδεικτικά, τον Απρίλιο του 2025 οι περικοπές στην υψηλή τάση είχαν ανέλθει στις 343 GWh και τον Μάιο στις 382 GWh, επιβεβαιώνοντας ότι οι ανοιξιάτικοι μήνες αποτελούν την πιο «ευαίσθητη» περίοδο για το σύστημα.
      Στο προσκήνιο η αποθήκευση ενέργειας
      Η σταδιακή ένταξη έργων αποθήκευσης αναμένεται να λειτουργήσει βοηθητικά. Η διαδικασία εισόδου των πρώτων μονάδων μπαταριών περνά πλέον σε πρακτικό στάδιο, με συντονισμένες δοκιμές μεταξύ του Χρηματιστήριο Ενέργειας και του ΑΔΜΗΕ.
      Στο πλαίσιο αυτό, οι συμμετέχοντες δοκιμάζουν την υποβολή προσφορών και την εφαρμογή των νέων κανόνων, ώστε να διασφαλιστεί η ομαλή λειτουργία των πληροφοριακών συστημάτων.
      Ήδη, έξι Φορείς Σωρευτικής Εκπροσώπησης έχουν συμμετάσχει στις προσομοιώσεις χωρίς να καταγραφούν προβλήματα, ενώ εκτιμάται ότι οι πρώτες ηλεκτρίσεις μπορούν να ξεκινήσουν εντός των επόμενων εβδομάδων, με την ολοκλήρωση και των τελευταίων θεσμικών εκκρεμοτήτων.
      Η ευρωπαϊκή εικόνα και οι επενδυτικές τάσεις
      Σε ευρωπαϊκό επίπεδο, η ανάπτυξη της αποθήκευσης επιταχύνεται. Σύμφωνα με πρόσφατη μελέτη της Aurora, η Γερμανία, το Ηνωμένο Βασίλειο και η Ιταλία καταλαμβάνουν τις πρώτες θέσεις στην αγορά μπαταριών, συνδυάζοντας υψηλή ανάγκη για ευελιξία, ώριμο ρυθμιστικό πλαίσιο και μηχανισμούς στήριξης.
      Η συνολική εγκατεστημένη ισχύς συστημάτων αποθήκευσης στην Ευρώπη αυξάνεται ταχύτατα και αναμένεται να πολλαπλασιαστεί έως το τέλος της δεκαετίας. Ιδιαίτερο ενδιαφέρον συγκεντρώνουν οι μπαταρίες μεγαλύτερης διάρκειας (τετράωρες), που προσελκύουν σημαντικά επενδυτικά κεφάλαια. Παράλληλα, αγορές της Νοτιοανατολικής Ευρώπης, όπως η Ρουμανία και η Βουλγαρία, εμφανίζουν αυξανόμενη δυναμική.
      Η είσοδος των μπαταριών εκτιμάται ότι θα περιορίσει τόσο τις περικοπές όσο και τις ώρες με μηδενικές ή αρνητικές τιμές στη χονδρεμπορική αγορά.
      Η ελληνική εικόνα σε αριθμούς
      Στην Ελλάδα, οι πρώτες μονάδες αποθήκευσης αναμένεται να συνδεθούν φέτος, συμβάλλοντας στον περιορισμό των περικοπών. Το 2025, σύμφωνα με στοιχεία του Green Tank, οι απορρίψεις ενέργειας από ΑΠΕ ανήλθαν σε 1.867 GWh, που αντιστοιχούν στο 6,6% της συνολικής παραγωγής ΑΠΕ, υπερδιπλάσιες σε σχέση με το 2024 (899 GWh).
      Η αύξηση των περικοπών κατά 968 GWh μεταξύ 2024 και 2025 είναι σχεδόν αντίστοιχη με την αύξηση της παραγωγής από ΑΠΕ την ίδια περίοδο (περίπου 1.000 GWh). Παράλληλα, οι σωρευτικές εκτιμώμενες απορρίψεις για το 2025 προσεγγίζουν την αύξηση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από φυσικό αέριο, που έφτασε τις 2.007 GWh σε σύγκριση με το προηγούμενο έτος.
      Όσον αφορά τις ώρες με σχεδόν μηδενικές ή αρνητικές τιμές στη χονδρεμπορική αγορά, αυτές διαμορφώθηκαν σωρευτικά για το 2025 στις 483, υπερδιπλάσιες από τις 186 ώρες του 2024.
      Η εικόνα που διαμορφώνεται καταδεικνύει ότι η ενεργειακή μετάβαση περνά σε μια νέα, πιο απαιτητική φάση. Η αύξηση της παραγωγής από ΑΠΕ καθιστά αναγκαία την ταχεία ανάπτυξη αποθήκευσης και ευέλικτων υποδομών, προκειμένου να περιοριστούν οι απώλειες ενέργειας και να διασφαλιστεί η σταθερότητα του συστήματος.
    7. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Δημοσιεύθηκε στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως η με Αριθμ. Πρωτ. ΥΠΕΝ/ΔΑΠ/142903/684/17.12.2025 Απόφαση με θέμα "Χαρακτηρισμός και υπαγωγή σε κατηγορία Γεωθερμικών Πεδίων Τοπικού Ενδιαφέροντος" (ΦΕΚ 7320/τ.Β΄/31.12.2025).   Η Απόφαση αφορά τον εκ νέου χαρακτηρισμό και την υπαγωγή στην κατηγορία των "Γεωθερμικών Πεδίων Τοπικού  Ενδιαφέροντος" δεκατεσσάρων (14) τέως "Βεβαιωμένων" & "Πιθανών Γεωθερμικών Πεδίων Χαμηλής Θερμοκρασίας" του Ελλαδικού Χώρου.   Πρόκειται για τα Γεωθερμικά Πεδία Τοπικού Ενδιαφέροντος: Θερμών Νιγρίτας ΠΕ Σερρών Σιδηροκάστρου ΠΕ Σερρών Σουσακίου ΠΕ Κορινθίας Στύψης ΠΕ Λέσβου Νήσου Σαντορίνης ΠΕ Κυκλάδων Δαμάστας ΠΕ Φθιώτιδας Λιχάδων ΠΕ Ευβοίας Νέας Απολλωνίας ΠΕ Θεσσαλονίκης Ρίζας Αντιρρίου ΠΕ Αιτωλοακαρνανίας Ακροποτάμου ΠΕ Καβάλας Αγκίστρου ΠΕ Σερρών Λαγκαδά ΠΕ Θεσσαλονίκης Λιθοτόπου-Ηράκλειας ΠΕ Σερρών Αετού ΠΕ Φλώρινας   Η επικαιροποίηση παλαιότερων Αποφάσεων χαρακτηρισμού τέως Βεβαιωμένων και Πιθανών Γεωθερμικών Πεδίων Χαμηλής Θερμοκρασίας σε "Γεωθερμικά Πεδία Τοπικού Ενδιαφέροντος" ήταν απαραίτητη:   - στο πλαίσιο εφαρμογής του νέου Νόμου 4602/2019 (Μέρος Α "Έρευνα, εκμετάλλευση και διαχείριση του γεωθερμικού δυναμικού της Χώρας") και της κατάργησης των Άρθρων 1-13 του παλαιότερου Νόμου 3175/2003 (Μέρος Α "Αξιοποίηση του γεωθερμικού δυναμικού, τηλεθέρμανση και άλλες διατάξεις"), και   - στο πλαίσιο εφαρμογής της Υπουργικής Απόφασης "Καθορισμός των χαρακτηριστικών γεωθερμικών πεδίων και περιοχών γεωθερμικού ενδιαφέροντος" (ΦΕΚ 5525/τ.Β/18.09.2023).   Σημειώνεται ότι:   - Σύμφωνα με το Άρθρο 2 του Νόμου 4602/2019 (Μέρος Α "Έρευνα, εκμετάλλευση και διαχείριση του γεωθερμικού δυναμικού της Χώρας"), τα γεωθερμικά πεδία διακρίνονται σε Τοπικού Ενδιαφέροντος (θερμοκρασία γεωθερμικών ρευστών: 30-90oC) και Εθνικού Ενδιαφέροντος (θερμοκρασία γεωθερμικών ρευστών >90oC). Αυτή η νέα διάκριση καταργεί την κατηγοριοποίηση των γεωθερμικών πεδίων σε χαμηλής (25-90oC) & υψηλής (>90oC) θερμοκρασίας γεωθερμικά πεδία καθώς και σε βεβαιωμένα (βαθμός εμπιστοσύνης >85-90%) και πιθανά (βαθμός εμπιστοσύνης >70%, δηλ. χαμηλότερος βαθμός εμπιστοσύνης) γεωθερμικά πεδία, όπως προέβλεπε ο Ν.3175/2003. Ο χαρακτηρισμός κάθε γεωθερμικού πεδίου και η υπαγωγή του, σύμφωνα με νέο Νόμο 4602/2019, σε κατηγορία Τοπικού ή Εθνικού Ενδιαφέροντος γίνεται με Απόφαση του Υπουργού Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κατόπιν γνωμοδότησης της Ε.Α.Γ.Μ.Ε. και σύμφωνα με τα εκάστοτε διαθέσιμα στοιχεία. Μια Απόφαση χαρακτηρισμού τροποποιείται κατόπιν γνωμοδότησης της Ε.Α.Γ.Μ.Ε. και με συναξιολόγηση νεότερων στοιχείων.   - Σύμφωνα με τις μεταβατικές διατάξεις του Ν. 4602/2019 (παρ. 1 του Άρθρου 23), με την έναρξη ισχύος του Νόμου (δηλ. από 09.03.2019), τα ήδη χαρακτηρισμένα γεωθερμικά πεδία χαμηλής και υψηλής θερμοκρασίας μεταπίπτουν στην κατηγορία των γεωθερμικών πεδίων τοπικού και εθνικού ενδιαφέροντος αντίστοιχα (ως μεταβατικό στάδιο).   - Σύμφωνα με το νέο Νόμο 4602/2019 (Άρθρο 2), η ελάχιστη θερμοκρασία καθορισμού του γεωθερμικού δυναμικού ορίζεται στους 30oC έναντι των 25oC, που προέβλεπε ο Ν.3175/2003, δηλ. αύξηση κατά 5°C. Αυτή η αύξηση αποτελούσε και αποτελεί ένα πρόσθετο στοιχείο για την ανάγκη επαναχαρακτηρισμού των γεωθερμικών πεδίων.   - Διαπιστώνεται μια ανομοιομορφία αναφορικά με τα παρατιθέμενα χαρακτηριστικά των γεωθερμικών πεδίων χαμηλής θερμοκρασίας στις Υπουργικές Αποφάσεις χαρακτηρισμού τους. Πιο συγκεκριμένα:   (α) Για τα γεωθερμικά πεδία Θερμών Νιγρίτας, Σιδηροκάστρου, Σουσακίου, Σαντορίνης και Στύψης παρατίθενται μόνο οι συντεταγμένες των κορυφών των πολυγώνων που τα οριοθετούν (ΦΕΚ 1012/τ.Β/19.07.2005).   (β) Για τα γεωθερμικά πεδία Δαμάστας, Λιχάδων, Νέας Απολλωνίας, Ρίζας Αντιρρίου, Ακροποτάμου, Λαγκαδά, Αγκίστρου, Λιθοτόπου και Αετού παρατίθενται οι συντεταγμένες των κορυφών των πολυγώνων που τα οριοθετούν, η έκταση του πεδίου, χάρτης του πεδίου, η θερμοκρασία των ρευστών στον ταμιευτήρα, το βάθος του γεωθερμικού ταμιευτήρα και η συνολική παροχή (ΦΕΚ 1058/τ.Β/22.05.2009, ΦΕΚ 1946/τ.Β/08.09.2009, ΦΕΚ 2373/τ.Β/05.11.2015).   - Η νέα διάκριση των γεωθερμικών πεδίων σύμφωνα με το Ν. 4602/2019 και ο μεταβατικός χαρακτήρας της κατηγοροποίησης με την έναρξη ισχύος του, η αύξηση κατά 5οC της ελάχιστης θερμοκρασίας καθορισμού του γεωθερμικού δυναμικού, η ανομοιομορφία στην παράθεση των χαρακτηριστικών των γεωθερμικών πεδίων βάσει των προηγούμενων Αποφάσεων και η επικαιροποίηση των στοιχείων τους οδήγησαν στην ανάγκη τροποποίησης χαρακτηρισμού των πεδίων.   Χαρακτηρισμός και υπαγωγή σε κατηγορία Γεωθερμικών Πεδίων Τοπικού Ενδιαφέροντος ΦΕΚ 7320-Β-31.12.2025.pdf   Πηγή: https://www.facebook.com/plugins/post.php?href=https%3A%2F%2Fwww.facebook.com%2FApostolos.A.Arvanitis%2Fposts%2Fpfbid02v8YLPFrEqWC1W2ZpANz89rbBUtVaWRC4UrtqSZLzJek5C3hnXc2qWAmrGk3Fm4w1l
    8. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Με προσομοιώσεις υποβολής προσφορών στα συστήματα του Χρηματιστήριου Ενέργειας και του ΑΔΜΗΕ αλλά και την «εκπαίδευση» της αγοράς συνεχίζει η προετοιμασία για την ένταξη των πρώτων συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας στο ηλεκτρικό σύστημα, πράγμα που, όπως όλα δείχνουν, αναμένεται να γίνει μέσα στον επόμενο μήνα.
      Ειδικότερα, όπως αναφέρουν αρμόδιες πηγές, το Χρηματιστήριο Ενέργειας έχει εκκινήσει, ήδη από τις 2 Φεβρουαρίου με προοπτική να ολοκληρωθούν μέχρι τις 27 του μήνα, δοκιμές με τους συμμετέχοντες, καλώντας τους τελευταίους να υποβάλουν προσφορές και εντολές προκειμένου να διαπιστωθεί τόσο η διαλειτουργικότητα των συστημάτων όσο και να «δοκιμαστούν» και να εξοικειωθούν με την διαδικασία.
      Σε αυτή την κατεύθυνση, το Χρηματιστήριο Ενέργειας πραγματοποίησε σχετική ημερίδα την περασμένη Πέμπτη, όπου παρουσίασε τις αλλαγές που προκύπτουν με την ενσωμάτωση των μπαταριών στο ηλεκτρικό σύστημα, ενώ εξήγησε από την αρχή μέχρι το τέλος την διαδικασία για να «πάρουν θέση» οι μπαταρίες στα «ταμπλό» του ΕΧΕ. Η ημερίδα γνώρισε, όπως αναφέρουν αρμόδιες πηγές, μεγάλη απήχηση, φτάνοντας τους 280 συμμετέχοντες, πράγμα που επιβεβαιώνει με την σειρά του την «αγωνία» της αγοράς να ευθυγραμμιστεί επαρκώς με την λειτουργία των μπαταριών στο σύστημα.
      Αξίζει να σημειωθεί ότι συνολικά 6 Φορείς Σωρευτικής Εκπροσώπησης (ΦΟΣΕ) έχουν προσέλθει και αξιοποιήσει μέχρι στιγμής τις δοκιμές, με όποιους άλλους να έχουν περιθώριο ακόμη πέντε μέρες μετά την απόφαση του Χρηματιστήριου Ενέργειας να δώσει παράταση στις «προσομοιώσεις» μέχρι το τέλος του μήνα, ήτοι 27 Φεβρουάριου.
      Αν και το νούμερο φαντάζει μικρό, εντούτοις εξηγείται δεδομένου ότι η δραστηριότητα των μπαταριών στις αγορές ενέργειας θα λάβει χώρα κατά κύριο λόγο μέσω των Φορέων Σωρευτικής Εκπροσώπησης με τις όποιες «κατά μόνας» περιπτώσεις μπαταριών να είναι περιορισμένες. Βέβαια, όπως σχολιάζουν αρμόδιες πηγές, οι ενεργοί και εγγεγραμμένοι ΦοΣΕ στην ελληνική αγορά ενέργειας δεν είναι μόνο έξι, ωστόσο, όπως φαίνεται και προκύπτει από τα στοιχεία, οι βασικοί «παίκτες» της αγοράς έχουν προσέλθει στις «προσομοιώσεις» με το όποιο «κενό» να αναμένεται να καλυφθεί συν τω χρόνω όταν και πρόκειται να μπουν ακόμη περισσότερα έργα σε λειτουργία.
      Σε κάθε περίπτωση οι δοκιμές δεν έχουν δείξει κάποιο πρόβλημα μέχρι στιγμής, γεγονός που με την σειρά του επιβεβαιώνει εκ νέου το αρχικό χρονοδιάγραμμα που είχε τεθεί για την ηλέκτριση των πρώτων μπαταριών αρχές Μαρτίου.
      Αξίζει να σημειωθεί ότι παράλληλα τρέχουν δοκιμές – διεπαφές των συστημάτων ανάμεσα στο ΕΧΕ και τον ΑΔΜΗΕ με τον τελευταίο να πραγματοποιεί ανάλογες δοκιμές με τους συμμετέχοντες. Η επιβεβαίωση της λειτουργίας όλων των συστημάτων θα δώσει το «πράσινο φως» ώστε να προχωρήσουν οι δοκιμές ηλέκτρισης και τα επιμέρους σχετικά βήματα για να μετρήσουμε τους πρώτους σταθμούς αποθήκευσης στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα.
      Τέλος, σε εκκρεμότητα παραμένει το θέμα της εγγραφής των σταθμών στα μητρώα των ΦοΣΕ, πράγμα, που όπως επιβεβαιώνουν νεότερες πληροφορίες, θα επιλυθεί με σχετική νομοθετική ρύθμιση του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας με βάση την οποία θα διευρύνεται ο χαρακτήρας των Φορέων ώστε να μπορούν να εκπροσωπούν και έργα αποθήκευσης.
    9. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Σε συνέχεια της από 03/02/2026 ανακοίνωσης, ο Διαχειριστής του Δικτύου ενημερώνει τους ενδιαφερόμενους ότι η υποδοχή των αιτημάτων σύνδεσης για αγρο-φωτοβολταϊκούς σταθμούς θα ξεκινήσει την Τετάρτη 04.03.2026 και ώρα 10:00 π.μ. Η υποβολή θα γίνεται έως και τη δέκατη ημέρα εκάστου ημερολογιακού μηνός για όλους τους αγρο-φωτοβολταϊκούς σταθμούς ανεξαρτήτως ισχύος, μέσω της Ηλεκτρονικής Πλατφόρμας Υποβολής Αιτήσεων για σταθμούς ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ  στην οποία απαιτείται είσοδος μέσω ΓΓΠΣ αποκλειστικά με τους κωδικούς TAXISnet του αιτούντος φορέα.
      Για τα αιτήματα θα κατατίθενται τα εξής:
      Α) Δικαιολογητικά έγγραφα
      Β) Εγγυητικές Επιστολές
      Εγγυητική επιστολή του άρθρου 6 του ν.4951/2022, το ύψος της οποίας θα υπολογίζεται σύμφωνα με την παρ. 3 και βάσει της ονομαστικής ισχύος του αιτήματος σε kW. Για τον υπολογισμό του ύψους της εγγυητικής επιστολής για αγρο-φωτοβολταϊκούς σταθμούς που συνδυάζονται με συσσωρευτές, για το Διασυνδεδεμένο Δίκτυο, και εμπίπτουν στην παρ. 11Α του άρθρου 10 του ν. 4685/2020, νοείται ως ισχύς του αιτήματος η μέγιστη ισχύς παραγωγής του σταθμού. Επίσης, εφαρμόζεται το Άρθρο 89Α του ν.4951/2022, ως ισχύει, σχετικά με τη μείωση εγγυητικών επιστολών σε κατόχους σταθμών ΑΠΕ. Εγγυητική επιστολή σύμφωνα με το σημείο ιε) της παρ. 7 του Άρθρου 96Γ του ν.4951/2022, όπως ισχύει. Τα σώματα των δύο ανωτέρω εγγυητικών επιστολών κατατίθεται στην αρμόδια μονάδα διαχείρισης του ΔΕΔΔΗΕ το αργότερο εντός πέντε (5) ημερολογιακών ημερών από την ημερομηνία υποβολής της αίτησης σύνδεσης.
      Γ) Παράρτημα Ι  με τα τεχνικά στοιχεία εξοπλισμού για ΦΒ σταθμό
      Στα  Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ΜΔΝ), η υποβολή αιτημάτων  σύνδεσης  που αφορά σε  αγρο-φωτοβολταϊκούς σταθμούς  θα γίνεται στην ηλεκτρονική διεύθυνση [email protected],
      Τα απαραίτητα δικαιολογητικά για την υποβολή των αιτημάτων (ΜΔΝ) βρίσκονται αναρτημένα  στην ιστοσελίδα του ΔΕΔΔΗΕ στις  υπηρεσίες Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών
    10. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Τη σχέση «απόλυτης αλληλεξάρτησης» μεταξύ γεωτρήσεων και γεωθερμίας και κατ’ επέκταση μεταξύ γεωτρήσεων και γεωενέργειας ανέδειξε με συγκεκριμένα τεχνικά και οικονομικά δεδομένα ο Απόστολος Αρβανίτης, προϊστάμενος του Τμήματος Γεωθερμίας της Ελληνικής Αρχής Γεωλογικών και Μεταλλευτικών Ερευνών (ΕΑΓΜΕ), εξηγώντας ότι χωρίς γεωτρητική δραστηριότητα δεν υπάρχει ούτε αξιόπιστη έρευνα ούτε ασφαλής αξιοποίηση του γεωθερμικού δυναμικού που «είναι αποθηκευμένο στο υπέδαφος», είτε ως ρευστά είτε ως θερμότητα γεωλογικών σχηματισμών.
      Ο κ. Αρβανίτης έθεσε εξαρχής το πρακτικό όριο ανάμεσα στις «εκτιμήσεις» και στις «αποδείξεις», υπογραμμίζοντας ότι χωρίς γεωθερμικές γεωτρήσεις και –κυρίως– χωρίς δοκιμές παραγωγής, «όλα αυτά που λέμε για αποθέματα είναι απλά εκτιμήσεις» και μόνο μετά την επιτυχημένη γεώτρηση και τη δοκιμή παραγωγής μπορεί να υπάρξει βεβαιότητα για το τι περιέχει ένας ταμιευτήρας. Με άλλα λόγια, η γεώτρηση δεν είναι απλώς το εργαλείο πρόσβασης, αλλά το τεχνολογικό μέσο που “κλειδώνει” όλη την αλυσίδα: εντοπισμό, πρόσβαση, άντληση/απόληψη, αξιοποίηση και –μέσω της επανεισαγωγής– ορθολογική και βιώσιμη διαχείριση του πεδίου.
      Στο ίδιο πλαίσιο, περιέγραψε γιατί οι γεωθερμικές γεωτρήσεις είναι τεχνικά σαφώς δυσκολότερες από τις υδρογεωτρήσεις. Η υδρογεώτρηση αφορά άντληση νερού «κρύου, πόσιμου», κατάλληλης ποιότητας για ύδρευση ή άρδευση, με θερμοκρασίες που, όπως είπε, κυμαίνονται έως περίπου 20–25°C. Αντίθετα, στη γεωθερμία αντλούνται «γεωθερμικά ρευστά» –συχνά με συνύπαρξη υγρής και αέριας φάσης– τα οποία προέρχονται από απομονωμένους ταμιευτήρες σε βάθος, με υψηλότερες θερμοκρασίες, διαφορετικές πιέσεις και, κυρίως, επιβαρυμένη χημική σύσταση λόγω μακροχρόνιας αλληλεπίδρασης με τους γεωλογικούς σχηματισμούς. Αυτός είναι και ο λόγος που, όπως τόνισε, τα γεωθερμικά ρευστά «σε καμία περίπτωση» δεν μπορούν να χρησιμοποιηθούν για ύδρευση/άρδευση και πρέπει να επανεισάγονται στον ταμιευτήρα ώστε να αποφεύγονται περιβαλλοντικές επιπτώσεις και να διατηρείται η βιωσιμότητα του πεδίου.
      Η τεχνική διαφοροποίηση δεν είναι θεωρητική. Ο κ. Αρβανίτης στάθηκε σε κρίσιμα στάδια κατασκευής που καθορίζουν αν μια γεώτρηση «θα πετύχει τον στόχο της και θα είναι βιώσιμη» για πολλά χρόνια. Έδωσε έμφαση στην ανάγκη απομόνωσης ρηχών υδροφόρων στρωμάτων μέσω τσιμέντωσης, με τσιμέντα «καθορισμένης σύστασης» και διαδικασίες που προσαρμόζονται «ανά περίπτωση και ανάλογα με τις συστάσεις των ρευστών», ώστε να αποφεύγονται πλευρικές διαρροές και ανεπιθύμητες επικοινωνίες μεταξύ στρωμάτων. Παράλληλα, εξήγησε ότι η σωλήνωση μιας γεωθερμικής γεώτρησης δεν μπορεί να είναι “τυπική”, καθώς πρέπει να αντέχει θερμοκρασίες, πιέσεις και διαβρωτικότητα, ενώ η ίδια η διαδικασία διάτρησης και ο τρόπος που «διατρείονται τα πετρώματα» απαιτεί διαφορετικές προδιαγραφές σε σχέση με απλούστερες γεωτρήσεις.
      Σε αυτό το σημείο, συνέδεσε ρητά τη γεωθερμία με την τεχνογνωσία των υδρογονανθράκων: πολλές γεωθερμικές γεωτρήσεις μέσης/υψηλής θερμοκρασίας «μοιάζουν» τεχνολογικά με γεωτρήσεις υδρογονανθράκων, ακριβώς επειδή κινούνται σε μεγάλα βάθη και αντιμετωπίζουν υψηλές πιέσεις και θερμοκρασίες. Ωστόσο, ξεκαθάρισε ότι ο σχεδιασμός τους δεν ταυτίζεται, καθώς στη γεωθερμία απαιτούνται –κατά κανόνα– μεγαλύτερες παροχές ρευστών και οι χημικές συνθήκες ποικίλλουν έντονα από περιοχή σε περιοχή, επηρεάζοντας υλικά, διάμετρο, επιλογές τσιμέντωσης και συνολικό σχεδιασμό.
      Η συζήτηση έδωσε συγκεκριμένη εικόνα και για τη “λογική” της έρευνας στο πεδίο. Ο κ. Αρβανίτης διαχώρισε δύο βασικές κατηγορίες ερευνητικών γεωτρήσεων: μικρής διαμέτρου, που εκτελούνται αρχικά επειδή το κόστος αυξάνει όσο μεγαλώνει η διάμετρος και επιδιώκουν να δώσουν την πρώτη, ασφαλή πληροφορία για τους γεωλογικούς σχηματισμούς και τη θερμοκρασία μέσω θερμομέτρησης στο εσωτερικό της γεώτρησης· και μεγάλης διαμέτρου, οι οποίες προσεγγίζουν τη λογική παραγωγικής γεώτρησης, επιτρέπουν δοκιμαστικές αντλήσεις και όπως είπε είναι το εργαλείο που τελικά αξιολογεί «την ποσότητα των ρευστών» και τον «χημισμό». Σημείωσε μάλιστα ότι τα δεδομένα που προκύπτουν από αυτές τις δοκιμές τροφοδοτούν τον καλύτερο σχεδιασμό των παραγωγικών γεωτρήσεων που θα ακολουθήσουν, ακριβώς επειδή τότε έχεις πλέον πραγματική εικόνα της χημικής σύστασης και μπορείς να “κλειδώσεις” υλικά και τεχνικές. Πέρα από την επιβεβαίωση και την αξιολόγηση, ο κ. Αρβανίτης υπογράμμισε ότι ένα γεωθερμικό πεδίο δεν “αποκαλύπτεται” με μία γεώτρηση. Απαιτείται δίκτυο γεωτρήσεων για να γίνει η οριοθέτηση να προσδιοριστεί δηλαδή «μέχρι που φτάνουν τα όρια» και πού παύουν οι θερμοκρασίες/συνθήκες που υποδεικνύουν ενεργό ταμιευτήρα. Αυτό το στάδιο συνδέεται ευθέως με το κεντρικό πρόβλημα της γεωθερμίας διεθνώς: το γεωλογικό ρίσκο. Όπως τόνισε, «το νούμερο ένα πρόβλημα στην αξιοποίηση του γεωθερμικού δυναμικού» είναι ακριβώς η αβεβαιότητα που προκύπτει επειδή οι γεωλογικές συνθήκες μεταβάλλονται «όχι μόνο από περιοχή σε περιοχή, αλλά και από θέση σε θέση», άρα η συστηματική γεωτρητική έρευνα λειτουργεί ως μηχανισμός μείωσης ρίσκου.
      Στην οικονομική διάσταση, ο κ. Αρβανίτης περιέγραψε τη γεώτρηση ως τη «μερίδα του λέοντος» στο επενδυτικό κόστος της γεωθερμίας, εξηγώντας ότι το CAPEX είναι υψηλότερο σε σχέση με άλλες ΑΠΕ ακριβώς επειδή χρειάζεσαι βαριά έργα υποδομής από την πρώτη φάση. Στα στοιχεία που αποτυπώθηκαν ως βασικό συμπέρασμα της συζήτησης, η συμμετοχή των γεωτρήσεων στο επενδυτικό κόστος εμφανίζεται να κινείται στο 30%–50% για υδροθερμικά γεωθερμικά συστήματα και να φτάνει έως και το 70% για τα EGS (Ενισχυμένα Γεωθερμικά Συστήματα), στοιχείο που καθιστά κρίσιμη την επιλογή θέσεων, τον σωστό σχεδιασμό και την άρτια κατασκευή, επειδή ένα τεχνικό λάθος “μεταφράζεται” άμεσα σε επενδυτικό αδιέξοδο.
      Σε αυτό το σημείο, ο κ. Αρβανίτης ήταν ιδιαίτερα αιχμηρός για τις επιπτώσεις της κακής κατασκευής. Εξήγησε ότι μια κακοτεχνία μπορεί να οδηγήσει σε λανθασμένα συμπεράσματα για το αν μια περιοχή έχει γεωθερμικό ενδιαφέρον ή όχι, καθώς μια γεώτρηση που δεν αποδίδει λόγω κατασκευαστικού προβλήματος μπορεί να “καταδικάσει” μια περιοχή που στην πραγματικότητα διαθέτει πόρο. Επιπλέον, μπορεί να οδηγήσει σε υποεκτίμηση του δυναμικού, αν οι παροχές είναι μικρές όχι επειδή ο πόρος είναι φτωχός, αλλά επειδή η γεώτρηση δεν κατασκευάστηκε σωστά. Και σε λειτουργικό επίπεδο, προειδοποίησε ότι προβλήματα κατά τη λειτουργία μπορεί να οδηγήσουν ακόμη και σε καταστροφή γεωτρήσεων, συμπαρασύροντας οικονομικά τη γεωθερμική μονάδα που βασίζεται σε αυτές.
      Ακριβώς γι’ αυτό, ο προϊστάμενος του Τμήματος Γεωθερμίας της ΕΑΓΜΕ ανέδειξε ως “κρυφό” αλλά καθοριστικό παράγοντα τη μηχανική γεωτρήσεων: «πίσω από το σωστό σχεδιασμό και την άρτια κατασκευή μιας γεώτρησης κρύβεται μια ολόκληρη επιστήμη», σημείωσε, τονίζοντας ότι απαιτείται εξειδικευμένο επιστημονικό και τεχνικό προσωπικό και, κυρίως, ειδικός Μηχανικός Γεωτρήσεων. Στην ίδια γραμμή περιέγραψε ως δομικό πρόβλημα για την Ελλάδα το έλλειμμα εξειδικευμένων στελεχών, καθώς μεγάλο μέρος της παλαιότερης γενιάς που απέκτησε την εμπειρία συνταξιοδοτήθηκε χωρίς να υπάρξει επαρκής «συνδετικός κρίκος» μεταφοράς γνώσης στους νεότερους, γεγονός που, όπως είπε, δυσκολεύει τόσο την περαιτέρω έρευνα όσο και τη μετάβαση σε φάση αξιοποίησης.
      Ως “επόμενα βήματα” σε επίπεδο ουσίας, η συζήτηση κατέληξε σε μια καθαρή αλληλουχία που συνδέει τεχνική επάρκεια, δεδομένα και επενδυσιμότητα: ολοκλήρωση προκαταρκτικής έρευνας, εκτέλεση ερευνητικών γεωτρήσεων (μικρής και στη συνέχεια μεγάλης διαμέτρου), δοκιμές παραγωγής και αξιολόγηση ποσότητας/χημισμού, οριοθέτηση πεδίου με δίκτυο γεωτρήσεων, σχεδιασμός παραγωγικών και επανεισαγωγής γεωτρήσεων με στόχο τη διατήρηση πιέσεων και τη μακροχρόνια βιωσιμότητα, και τέλος δημιουργία των προϋποθέσεων για προσέλκυση επενδύσεων με μειωμένο γεωλογικό ρίσκο. Στον πυρήνα αυτής της αλυσίδας, ο κ. Αρβανίτης επανέλαβε ότι «χωρίς γεωθερμικές γεωτρήσεις δεν υπάρχει ούτε γεωθερμική έρευνα, ούτε γεωθερμική αξιοποίηση, ούτε ανάπτυξη της γεωθερμίας» – μια διαπίστωση που λειτουργεί ως κεντρικός άξονας πολιτικής και τεχνικής προτεραιοποίησης, εφόσον η χώρα θέλει να περάσει από τη συζήτηση για τις δυνατότητες στην πράξη της αξιοποίησης.
    11. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Οι μεγάλοι όμιλοι του κλάδου επιταχύνουν αδειοδοτήσεις και τεχνικές μελέτες, διαμορφώνοντας ένα επενδυτικό χαρτοφυλάκιο που πλέον ξεπερνά τα 20 GW, ισχύς πολλαπλάσια των εθνικών στόχων για το 2030.
      αποθήκευση ενέργειας περνά σε νέα φάση ωρίμανσης στην Ελλάδα, με την αντλησιοταμίευση να εξελίσσεται σε βασικό «όπλο» του ενεργειακού συστήματος. Οι μεγάλοι όμιλοι του κλάδου επιταχύνουν αδειοδοτήσεις και τεχνικές μελέτες, διαμορφώνοντας ένα επενδυτικό χαρτοφυλάκιο που πλέον ξεπερνά τα 20 GW, ισχύς πολλαπλάσια των εθνικών στόχων για το 2030.
      Η κινητικότητα αποτυπώνει τη στρατηγική σημασία της τεχνολογίας σε ένα σύστημα με αυξανόμενη διείσδυση ΑΠΕ, όπου η ανάγκη για ευελιξία και σταθερότητα γίνεται ολοένα πιο μεγάλη.
      Νέο «πράσινο φως» για την ΤΕΡΝΑ
      Ένα ακόμη σημαντικό βήμα έγινε στη Βόρεια Ελλάδα με την ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή να εξασφαλίζει προ ημερών Απόφαση Έγκρισης Περιβαλλοντικών Όρων από το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας για το έργο αντλησιοταμίευσης «Βροχόνερα», το οποίο σχεδιάζεται νότια του ταμιευτήρα Αγίας Βαρβάρας και νοτιοανατολικά της Βέροιας.
      Το έργο προβλέπει ισχύ 450 MW σε λειτουργία παραγωγής και 537 MW σε άντληση, με ορίζοντα ολοκλήρωσης έως το 2030. Πρόκειται για το δεύτερο μεγάλο αντλησιοταμιευτικό project στο χαρτοφυλάκιο της εταιρείας, ενισχύοντας τη στρατηγική της παρουσία στον τομέα της μεγάλης κλίμακας αποθήκευσης.
      Η Αμφιλοχία στην τελική ευθεία
      Προπομπός της νέας γενιάς έργων είναι το αντλησιοταμιευτικό της Αμφιλοχίας, επίσης της ΤΕΡΝΑ Ενεργειακή. Με εγκατεστημένη ισχύ 680 MW για παραγωγή και 730 MW για άντληση, και προϋπολογισμό που αγγίζει τα 650 εκατ. ευρώ, αποτελεί το μεγαλύτερο έργο αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας στη χώρα.
      Το έργο αναπτύσσεται με δύο άνω ταμιευτήρες, στον Άγιο Γεώργιο και στον Πύργο, ενώ ως κάτω ταμιευτήρας αξιοποιείται η λίμνη Καστρακίου. Η κατασκευή εξελίσσεται βάσει χρονοδιαγράμματος, με στόχο ολοκλήρωσης εντός του 2026 και δοκιμαστική λειτουργία αμέσως μετά. Έχει χαρακτηριστεί από την Ευρωπαϊκή Ένωση ως Έργο Κοινού Ενδιαφέροντος (PCI), αναγνωρίζοντας τον διασυνοριακό και στρατηγικό του ρόλο.
      Νέες άδειες και ισχυρή παρουσία ιδιωτικών ομίλων
      Στον τελευταίο κύκλο αδειοδότησης αποθήκευσης ενέργειας της Ρυθμιστική Αρχή Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων περιλήφθηκε έργο 630 MW στα Γρεβενά από την Anemos RES, θυγατρική της Motor Oil. Η επένδυση εντάσσεται σε ένα ευρύτερο «pipeline-μαμούθ» που αναπτύσσει ο όμιλος στον χώρο της αποθήκευσης.
      Παράλληλα, η HELLENiQ Renewables έχει εξασφαλίσει βεβαίωση παραγωγού για έργο 538 MW στους Δήμους Γρεβενών και Δεσκάτης, το οποίο βρίσκεται σε ώριμο αδειοδοτικό στάδιο.
      Το επενδυτικό ενδιαφέρον εκτείνεται σε ολόκληρη τη χώρα αποτυπώνοντας την προσπάθεια γεωγραφικής διασποράς των έργων.
      ΔΕΗ: Μετασχηματισμός των πρώην λιγνιτωρυχείων
      Κομβικό ρόλο διαδραματίζει και η ΔΕΗ, η οποία μετατρέπει την απολιγνιτοποίηση σε ευκαιρία αποθήκευσης ενέργειας. Στη Δυτική Μακεδονία δρομολογεί δύο έργα 304 MW και 240 MW αντίστοιχα, αξιοποιώντας τα πρώην ορυχεία σε Καρδιά και Νότιο Πεδίο.
      Στα σχέδια περιλαμβάνεται και μονάδα 183 MW στη Μεγαλόπολη, με ορίζοντα λειτουργίας μετά το 2030, καθώς και νέο έργο στον ταμιευτήρα του Υδροηλεκτρικού Σταθμού Σφηκιάς, με μέγιστη ισχύ έγχυσης 467 MW και απορρόφησης 441 MW.
      Οι νέες μονάδες θα πλαισιώσουν τα υφιστάμενα αντλητικά έργα της επιχείρησης στη Σφηκιά (Αλιάκμονας) και στον Θησαυρό (Νέστος), συνολικής ισχύος περίπου 0,7 GW — τα μοναδικά που λειτουργούν σήμερα στη χώρα.
      Υπερκαλύπτονται οι εθνικοί στόχοι
      Το συνολικό pipeline έργων αντλησιοταμίευσης υπερβαίνει πλέον τα 20 GW, όταν το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα προβλέπει έως το 2030 συνολική αποθήκευση 6 GW, εκ των οποίων 1,9 GW από αντλησιοταμίευση και 4,3 GW από συστήματα μπαταριών.
      Η απόκλιση μεταξύ στόχων και αδειοδοτικής δραστηριότητας δείχνει αφενός το επενδυτικό momentum, αφετέρου τον ανταγωνισμό που θα διαμορφωθεί για την τελική υλοποίηση των έργων.
      Πώς λειτουργεί η αντλησιοταμίευση
      Η αντλησιοταμίευση βασίζεται σε μια απλή αλλά αποτελεσματική αρχή, την αποθήκευση ενέργειας μέσω νερού και υψομετρικής διαφοράς.
      Όταν υπάρχει πλεονάζουσα ηλεκτρική ενέργεια, συνήθως από ΑΠΕ, αυτή χρησιμοποιείται για την άντληση νερού από έναν χαμηλότερο σε έναν ανώτερο ταμιευτήρα. Σε περιόδους αυξημένης ζήτησης, το νερό επιστρέφει προς τα κάτω μέσω υδροστροβίλων, παράγοντας ηλεκτρική ενέργεια.
      Πρόκειται για την πιο ώριμη τεχνολογία αποθήκευσης μεγάλης κλίμακας διεθνώς, ικανή να εξισορροπεί ημερήσιες και εβδομαδιαίες διακυμάνσεις, ενισχύοντας την ευστάθεια του συστήματος και την ασφάλεια εφοδιασμού.
      Η μεγάλη εικόνα
      Η δυναμική που αναπτύσσεται γύρω από την αντλησιοταμίευση επιβεβαιώνει ότι η ενεργειακή μετάβαση δεν αφορά μόνο την παραγωγή «πράσινης» ενέργειας, αλλά και την ικανότητα του συστήματος να τη διαχειρίζεται.
      Με δεκάδες έργα σε τροχιά ωρίμανσης και επενδυτικά κεφάλαια δισεκατομμυρίων ευρώ σε αναμονή, η επόμενη πενταετία αναμένεται κομβική για το ποια από τα σημερινά σχέδια θα μετατραπούν σε κρίσιμες υποδομές του νέου ενεργειακού χάρτη της χώρας.
    12. Ενέργεια-ΑΠΕ

      GTnews

      Ολοκληρώθηκαν τα αρχικά στάδια για τη λειτουργία του μεγαλύτερου project φωτοβολταϊκών και αποθήκευσης στον κόσμο. Όπως μεταδίδει το pv magazine, το έργο MTerra Solar στις Φιλιππίνες ολοκλήρωσε τον αρχικό συγχρονισμό και παροχή ενέργειας στο δίκτυο, με τους developers να εκτιμούν ότι έως το τέλος του μήνα θα είναι σε θέση να εξάγει ενέργεια.
      Το γιγάντιο πάρκο περιλαμβάνει φωτοβολταϊκά ισχύος 3,5 GW και μπαταρίες 4,5 χωρητικότητας GWh. Πρόκειται να ολοκληρωθεί σε 2 φάσεις, με την πρώτη, που αναμένεται να ολοκληρωθεί εντός του έτους,να καλύπτει 2,5 GW ηλιακής ισχύος και 3,3 GWh αποθήκευσης.
      Η αρχική ενεργοποίηση του έργου στο δίκτυο Luzon, που πραγματοποιήθηκε στα τέλη της περασμένης εβδομάδας, επιβεβαίωσε την ετοιμότητα του συστήματος και την ασφαλή σύνδεση, σύμφωνα με ενημέρωση που κοινοποίησε η Meralco PowerGen Corporation.
      Σύμφωνα με πρόσφατη ενημέρωση, μέχρι τα τέλη Ιανουαρίου είχαν εγκατασταθεί 1.288 MW ηλιακής ενέργειας, καθιστώντας τη MTerra Solar ήδη τη μεγαλύτερη φωτοβολταϊκή μονάδα στις Φιλιππίνες. Μέχρι τα τέλη του περασμένου μήνα είχαν επίσης εγκατασταθεί συνολικά 622 μπαταρίες.
       
    13. Ενέργεια-ΑΠΕ

      GTnews

      Σε εφαρμογή των διατάξεων της Υ.Α. ΑΠΕΗΛ/Α/Φ1/οικ.1874 80 (ΦΕΚ Β΄3955/09.12.2016), όπως τροποποιήθηκε και ισχύει, η Ειδική Τιμή Αγοράς (Ε.Τ.Α.) ανά τεχνολογία ΑΠΕ & ΣΗΘΥΑ για το μήνα Ιανουάριο 2026 υπολογίσθηκε ως εξής :

    14. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Κάθε εβδομάδα και καλύτερες επιδόσεις καταγράφουν τα επίπεδα στα υδάτινα αποθέματα της χώρας και συνεπακόλουθα η υδροηλεκτρική παραγωγή, με ό,τι αυτό σημαίνει και για τη συγκράτηση των τιμών στην αγορά χονδρικής, μετά την ισχυρή ανάσα που συνεχίζουν να δίνουν στους ταμιευτήρες οι βροχές του Φεβρουαρίου.
       
      Κρίνοντας από τα επίσημα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ, η φετινή χρονιά εξελίσσεται σε ιδανική για τα υδάτινα αποθέματα με τη στάθμη να βρίσκεται λίγο κάτω από τις 2.700 Γιγαβατώρες, έναντι 2.434 GWh στις 19 Ιανουαρίου και λίγο κάτω από τις 2.100 GWh τέτοιες ημέρες πέρυσι.
       
      Κινούνται δηλαδή όχι μόνο σταθερά πάνω από το ψυχολογικό φράγμα των 2.000 GWh αλλά και έχουν ενισχυθεί κατά επιπλέον 452 GWh μετά τις βροχές του Δεκεμβρίου και κατά περίπου 600 GWh σε σχέση με ένα χρόνο πριν (+29%), επίπεδα που προσδίδουν πολύ μεγαλη ευελιξία στο ελληνικό σύστημα, με τους ιθύνοντες να μην κρύβουν την ικανοποίησή τους.
      Τα παραπάνω απεικονίζονται στις επιδόσεις της υδροηλεκτρικής παραγωγής η οποία σήμερα συμμετέχει με ποσοστό 18,4% στο μείγμα. Στο τελευταίο δεκαήμερο του Γενάρη, τα υδροηλεκτρικά είχαν φτάσει να «πιάνουν» στις αιχμές και τα 2.000 MW έχοντας αυξηθεί μέχρι και 70% συγκριτικά με το Νοέμβριο, όπου κυμαινόνταν λίγο πάνω από τα 1.200 MW, με χαμηλότερα βέβαια πάντα φορτία.
      Τα τελευταία στοιχεία δείχνουν ότι η υδροηλεκτρική παραγωγή ξεπερνά και τα 2.200 MW στις αιχμές, νούμερο που μεταφράζεται σε αύξηση κατά 80% συγκριτικά με τη περίοδο πριν τις βροχές του Δεκεμβρίου.
       
      Και μπορεί λόγω της βουτιάς των ΑΠΕ στο σημερινό μείγμα (22,85% έναντι 44% τις προηγούμενες ημέρες), η μέση τιμή χονδρικής να εκτινάσσεται στα 130,53 €/MWh, ωστόσο το γεγονός ότι διατηρείται μακριά και πάλι από τις υψηλές θέσεις - έχουμε τη 14η πιο ακριβή αγορά 14η στην ΕΕ - οφείλεται στα υδροηλεκτρικά. Κι αυτό καθώς το πολύ χαμηλό μεταβλητό κόστος των σταθμών αυτών και η ευελιξία συμμετοχής τους στην αγορά, περιορίζει ειδικά στις ώρες περιορισμένης παραγωγής ΑΠΕ (μετά το μεσημέρι) τη λειτουργία των ακριβότερων θερμικών μονάδων, μειώνοντας όσο αυτό είναι δυνατό τα spikes στις βραδυνές ώρες.
       
      Εξάλλου, όταν υπάρχουν αυξημένα υδατικά αποθέματα λειτουργούν ως «καταλύτης» για την καλύτερη ενσωμάτωση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, καθώς τα υδροηλεκτρικά δουλεύουν συμπληρωματικά προς τα αιολικά και τα φωτοβολταϊκά, εξομαλύνοντας τη στοχαστική τους παραγωγή και μειώνοντας την ανάγκη για περικοπές ΑΠΕ.
       
      Κανονικά, αυτό θα έπρεπε να οδηγεί στην χρήση περισσότερο των υδροηλεκτρικων και λιγότερο των μονάδων φυσικου αεριου, κάτι που αν συνέβαινε, θα είχε ως συνέπεια ακομη μικρότερες περικοπες των ΑΠΕ.
       
      Στην ίδια κατεύθυνση αποτελούν κρίσιμο στρατηγικό «μαξιλάρι» για τη διαχείριση απρόβλεπτων καταστάσεων, όπως βλάβες μονάδων, συμβάλλοντας στη σταθερότητα του συστήματος και στη διατήρηση της αξιοπιστίας του ηλεκτρικού εφοδιασμού.
      Το πόσο σημαντικά είναι τα νερά φαίνεται και από τη σημαντική συμβολή που έχει στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα τις τελευταίες εβδομάδες η άνοδος της παραγωγής υδροηλεκτρικών της Αλβανίας. Σαν αποτέλεσμα, η τιμή στη χονδρεμπορική της αγορά της γείτονος διατηρείται χαμηλά όλες τις τελευταίες εβδομάδες (79,49 €/ MWh σήμερα) και άρα μας επιτρέπει να εισάγουμε φθηνή ενέργεια.
       
      Σε μια συγκυρία δηλαδή που λόγω της αυξημένης ζήτησης, πολλοί βόρειοι γείτονες συνεχίζουν να απορροφούν ποσότητες ρεύματος από την Ελλάδα και παραμένουμε εξαγωγικοί, το γεγονός ότι η Αλβανία μας δίνει καθημερινά 250 MW ανά ώρα, αποσυμπιέζει το εγχώριο ηλεκτρικό σύστημα, όπως εξηγούν οι ειδικοί.
    15. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή δεν παγώνει την πυρηνική ενέργεια έως ότου ωριμάσουν οι πρώτοι μικροί αρθρωτοί αντιδραστήρες (SMRs), ούτε τη μεταθέτει σε ένα αόριστο τεχνολογικό μέλλον. Αντίθετα, όπως αποτυπώνεται στη νέα έκθεση του Joint Research Centre για την πυρηνική ενέργεια στην Ευρωπαϊκή Ένωση, η Κομισιόν επανατοποθετεί τον ρόλο της τεχνολογίας στον πυρήνα του ευρωπαϊκού ενεργειακού και βιομηχανικού σχεδιασμού, αναγνωρίζοντάς την ως σταθερό πυλώνα χαμηλών εκπομπών, ασφάλειας εφοδιασμού και συστημικής σταθερότητας. «Η πυρηνική ενέργεια δεν αντιμετωπίζεται ως μεταβατική λύση μέχρι να έρθει κάτι καλύτερο, αλλά ως στοιχείο που πρέπει να διατηρηθεί, να ανανεωθεί και να προσαρμοστεί στις νέες συνθήκες της ενεργειακής μετάβασης», αναφέρουν πηγές της αγοράς στο energygame.gr.
      Σε αυτό το πλαίσιο, η «επόμενη ημέρα» της πυρηνικής ενέργειας στην Ευρώπη δεν ορίζεται από μία μόνο τεχνολογία, αλλά από μια ευρύτερη ανασύνταξη στρατηγικής σε τρία παράλληλα μέτωπα. Πρώτον, η Ευρώπη καλείται να αντιμετωπίσει το χρόνιο πρόβλημα κόστους και καθυστερήσεων στα μεγάλα πυρηνικά έργα, μετατρέποντας την εμπειρία των τελευταίων ετών σε αυστηρότερο έλεγχο ωριμότητας, τυποποίησης και χρονοδιαγραμμάτων.
      Δεύτερον, η έκθεση αναδεικνύει την ανάγκη ενίσχυσης και αναδιάρθρωσης της ευρωπαϊκής εφοδιαστικής αλυσίδας, από τον εξοπλισμό πυρηνικής ποιότητας έως το καύσιμο νέας γενιάς, με στόχο τη μείωση στρατηγικών εξαρτήσεων. Τρίτον, η πυρηνική πολιτική συνδέεται πλέον άμεσα με το ανθρώπινο κεφάλαιο και τη χρηματοδότηση: με ανάγκη για περίπου 250.000 νέους επιστήμονες και μηχανικούς και επενδύσεις άνω των 240 δισ. ευρώ έως το 2050, η πυρηνική ενέργεια παύει να αποτελεί τεχνικό υποκεφάλαιο της ενεργειακής μετάβασης και αναδεικνύεται σε κεντρικό ζήτημα βιομηχανικής πολιτικής, ανταγωνιστικότητας και στρατηγικής αυτονομίας της Ευρωπαϊκής Ένωσης.
      Η πυρηνική ενέργεια καλύπτει σήμερα περίπου το 23% της ηλεκτροπαραγωγής στην ΕΕ, με περισσότερους από 100 ενεργούς αντιδραστήρες. Υπό αυτές τις συνθήκες, το κρίσιμο ερώτημα για τις ευρωπαϊκές πολιτικές δεν είναι αν η πυρηνική ενέργεια «επιστρέφει», αλλά πώς αποφεύγεται η σταδιακή απομείωση του υφιστάμενου στόλου τις επόμενες δεκαετίες και πώς διασφαλίζεται η συνέχειά του έως και μετά το 2050. Η παράταση ζωής των υφιστάμενων μονάδων αναδεικνύεται σε κρίσιμη επιλογή, όχι μόνο επειδή είναι η πιο οικονομικά αποδοτική λύση χαμηλών εκπομπών, αλλά επειδή λειτουργεί ως αναγκαία γέφυρα: κρατάει ζωντανή την ισχύ βάσης του συστήματος, όσο ωριμάζουν οι επόμενες επενδυτικές αποφάσεις. Χωρίς αυτή τη γέφυρα, το κενό που δημιουργείται δεν καλύπτεται ούτε τεχνικά ούτε χρονικά.
      Οι μεγάλοι πυρηνικοί αντιδραστήρες σημείο ισορροπίας του ευρωπαϊκού συστήματος
      Ως εκ τούτου, η συζήτηση μετακινείται από το «αν» είναι ανάγκη να υπάρχει πυρηνική ενέργεια στο «πώς» θα είναι βιώσιμη. Η προτεραιότητα για την Ευρώπη δεν είναι να ανοίξει έναν νέο κύκλο πειραματισμών, αλλά να κερδίσει χρόνο και αξιοπιστία. Οι μεγάλοι πυρηνικοί αντιδραστήρες παραμένουν το πραγματικό σημείο ισορροπίας του ευρωπαϊκού συστήματος. Παρά τη συζήτηση γύρω από νέες τεχνολογίες, η ευρωπαϊκή στρατηγική δεν εγκαταλείπει την ισχύ βάσης μεγάλης κλίμακας, αλλά επιχειρεί να τη σταθεροποιήσει και να την ανανεώσει. Η παράταση ζωής των υφιστάμενων μονάδων και η προώθηση νέων έργων μεγάλης ισχύος συνδέονται άμεσα με την ανάγκη αξιόπιστης παραγωγής σε συστήματα με υψηλή διείσδυση ΑΠΕ, αλλά και με τη διατήρηση τεχνογνωσίας που είχε αρχίσει να φθίνει.
      Το Flamanville-3 στη Γαλλία, που ξεκίνησε να κατασκευάζεται το 2007 έχει φτάσει να ξεπερνά τα 20 χρόνια χωρίς να έχει ακόμη τεθεί σε λειτουργία, με το κόστος να έχει υπερτριπλασιαστεί. Αντίστοιχα, το Hinkley Point C στη Βρετανία, που αρχικά είχε προϋπολογισμό 16 δισ. λιρών, υπολογίζεται πλέον να ξεπεράσει τα 35 δισ., με την πρώτη μονάδα να μην αναμένεται πριν το 2030. Για μια χώρα που δεν έχει προηγούμενη εμπειρία, η διαχείριση ενός τέτοιου έργου είναι σχεδόν αδύνατη χωρίς εξωτερική εξάρτηση. Το στοίχημα πλέον δεν είναι η τεχνολογική επιλογή, αλλά η ικανότητα της Ευρώπης να επανεκκινήσει μεγάλα πυρηνικά έργα με ελεγχόμενο κόστος, σαφή χρονοδιαγράμματα και ισχυρή βιομηχανική βάση, προϋποθέσεις που θα καθορίσουν αν οι μεγάλοι αντιδραστήρες θα παραμείνουν κεντρικός πυλώνας έως το 2050.
      Μικροί Αρθρωτοί Αντιδραστήρες (SMR): Στρατηγικός «Άσσος» ή Παράγοντας Αβεβαιότητας;
      Πάντως, η αγορά «φλερτάρει» με νέες τεχνολογίες και ως αποτέλεσμα αρχίζει να ανοίγει πέρα από τον στενό κύκλο των παραδοσιακών πυρηνικών παικτών. Η ανάγκη καλύτερου ελέγχου κόστους, μεγαλύτερης τυποποίησης και ανασυγκρότησης της βιομηχανικής βάσης δημιουργεί χώρο για νέες συμπράξεις, νέα επιχειρηματικά σχήματα και διαφορετικού τύπου συμμετοχές στην αλυσίδα αξίας.
      Σε αυτό το περιβάλλον, οι Μικροί Αρθρωτοί Αντιδραστήρες (SMRs) προβάλλουν ως εναλλακτική με διαφορετικό προφίλ ρίσκου, όχι όμως ως εύκολη λύση. Βασικό επιχείρημα είναι το χαμηλότερο αρχικό επενδυτικό κόστος σε σχέση με τις μεγάλες μονάδες. Σε απόλυτους αριθμούς, το κόστος κατασκευής ενός SMR εκτιμάται σήμερα ότι κυμαίνεται από περίπου 300 εκατ. έως 2 δισ. δολάρια ανά μονάδα, έναντι επενδύσεων που υπερβαίνουν τα 10 δισ. δολάρια για έναν μεγάλο πυρηνικό αντιδραστήρα.
      Ωστόσο, αυτή η διαφορά δεν μεταφράζεται αυτόματα σε χαμηλότερο κόστος ηλεκτροπαραγωγής. Τα πρώτα έργα SMR εμφανίζουν ευρύ εύρος εκτιμήσεων για το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας, το οποίο στις αρχικές φάσεις ανάπτυξης τοποθετείται σε επίπεδα συγκρίσιμα ή και υψηλότερα των μεγάλων αντιδραστήρων, καθώς απουσιάζουν ακόμη οι οικονομίες κλίμακας και η επαναληψιμότητα που θα μπορούσε να μειώσει το κόστος ανά MWh. Με άλλα λόγια, οι SMRs είναι φθηνότεροι στο «εισιτήριο εισόδου», όχι κατ’ ανάγκη στο τελικό ενεργειακό αποτέλεσμα τουλάχιστον στα πρώτα τους βήματα.
      Σύμφωνα με τη WNISR 2025, κανένα SMR δεν έχει ακόμη αποδείξει εμπορική βιωσιμότητα. Το πιο ώριμο έργο στις ΗΠΑ, το πιλοτικό πρόγραμμα NuScale στην Πολιτεία της Γιούτα, ακυρώθηκε στα τέλη του 2023, καθώς το κόστος ανά kWh είχε υπερδιπλασιαστεί μέσα σε λίγα χρόνια και το συνολικό κόστος κατασκευής ξεπέρασε τα 9 δισ. δολάρια για μόλις 462 MW ισχύος.
      Τα 9 έργα
      Η Ευρωπαϊκή Βιομηχανική Συμμαχία για τους Μικρούς Αρθρωτούς Αντιδραστήρες, που ξεκίνησε το 2024, έχει θέσει ως στόχο την ανάπτυξη των πρώτων εμπορικών έργων στις αρχές της δεκαετίας του 2030, επιλέγοντας εννέα σχέδια που καλύπτουν διαφορετικές τεχνολογικές προσεγγίσεις και τελικές χρήσεις. Μεταξύ αυτών περιλαμβάνονται:
      • το CityHeat, που επικεντρώνεται στην αστική τηλεθέρμανση μέσω αντιδραστήρων ελαφρού ύδατος χαμηλής πίεσης και θερμοκρασίας,
      • το Nuward της EDF, ένας ολοκληρωμένος αντιδραστήρας PWR ισχύος περίπου 400 MWe με έμφαση στη συμπαραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και θερμότητας,
      • το NuScale VOYGR, αμερικανικής προέλευσης τεχνολογία που προωθείται σε ευρωπαϊκό έδαφος με πιλοτική εφαρμογή στη Ρουμανία,
      • το Project Quantum της Last Energy και στοχεύει κυρίως στην τροφοδοσία κέντρων δεδομένων,
      • το Rolls-Royce SMR,
      • το BWRX-300 της GE Hitachi, που δίνει έμφαση στην απλούστευση του σχεδιασμού και στη φυσική κυκλοφορία,
      • το EAGLES (ALFRED) στη Ρουμανία
      • το European LFR AS της newcleo, με στόχο την καύση πυρηνικών αποβλήτων και υψηλή απόδοση,
      • και το Thorizon One,
      Παρά τις υψηλές φιλοδοξίες και τον μεγάλο αριθμό σχεδίων, η πλειονότητα των έργων παραμένει σε στάδιο σχεδιασμού ή επίδειξης, με ορίζοντα τις πρώτες εμπορικές εφαρμογές στις αρχές της δεκαετίας του 2030. Οι προκλήσεις είναι σαφείς: κατακερματισμένα κανονιστικά πλαίσια, έλλειψη εμπειρίας αδειοδότησης νέων σχεδιασμών, περιορισμένη εφοδιαστική αλυσίδα πυρηνικής ποιότητας και αβεβαιότητα γύρω από την εξασφάλιση καυσίμου νέας γενιάς. Σε συνδυασμό με το χρηματοδοτικό μειονέκτημα της Ευρώπης έναντι των ΗΠΑ, οι SMRs συνιστούν σήμερα περισσότερο ένα στρατηγικό στοίχημα για τη δεκαετία του 2030 παρά μια άμεση λύση στα διαρθρωτικά προβλήματα κόστους και υλοποίησης της πυρηνικής ενέργειας.
      Το στοίχημα για την Ελλάδα
      Σε αυτό το περιβάλλον, όπου οι μικροί αρθρωτοί αντιδραστήρες αναζητούν ακόμη τον σταθερό τους βηματισμό μεταξύ φιλοδοξιών και εμπορικής ωρίμανσης, «η Ελλάδα καλείται πρωτίστως να κινηθεί με όρους προετοιμασίας και θεσμικής ωριμότητας, όχι βιασύνης. Οι βασικές προϋποθέσεις είναι σαφείς: συγκρότηση ενός ενιαίου εθνικού κέντρου συντονισμού που θα αναλάβει τον συνολικό πυρηνικό σχεδιασμό, θεσμική ένταξη της πυρηνικής ενέργειας, έστω σε επίπεδο σεναρίων, στο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα, ολοκλήρωση ενός αξιόπιστου πλαισίου διαχείρισης αποβλήτων με διεθνείς συνεργασίες και ενίσχυση της ρυθμιστικής ικανότητας και του ανθρώπινου δυναμικού», αναφέρουν άνθρωποι της αγοράς.
      Σε μια αγορά SMRs που διεθνώς βρίσκεται ακόμη στη φάση των πρώτων έργων επίδειξης, η Ελλάδα δεν χρειάζεται να «τρέξει» μπροστά από την τεχνολογία, αλλά να τοποθετηθεί έγκαιρα: να οικοδομήσει σχέσεις με ώριμες πυρηνικές χώρες, να εξετάσει εφαρμογές που ταιριάζουν στη γεωγραφία και στη δομή της οικονομίας της όπως data centers, αφαλάτωση ή πλωτές λύσεις και να διαμορφώσει από νωρίς το θεσμικό και κοινωνικό υπόβαθρο. Μόνο έτσι μπορεί να μετατρέψει μια αναδυόμενη, ακόμη αβέβαιη αγορά σε στρατηγική επιλογή, όταν και εφόσον οι SMRs περάσουν από το στάδιο της υπόσχεσης στο στάδιο της υλοποίησης.
      Σε αυτή τη φάση, η Ελλάδα δεν αποτελεί ακόμη πλήρες μέλος της «Πυρηνικής Συμμαχίας», αλλά συμμετέχει στις εργασίες της με καθεστώς παρατηρητή, ένα στάδιο που επιτρέπει πολιτική παρουσία, πρόσβαση στις συζητήσεις και στα τεχνικά έγγραφα, χωρίς ανάληψη δεσμεύσεων. Πρόκειται για ένα ενδιάμεσο αλλά ουσιαστικό βήμα, το οποίο επιτρέπει στην Ελλάδα να χαρτογραφήσει τις πολιτικές, τεχνολογικές και χρηματοδοτικές παραμέτρους της ευρωπαϊκής πυρηνικής στρατηγικής, πριν αποφασίσει αν και πότε θα προχωρήσει σε πλήρη ένταξη στη Nuclear Alliance.
      ΗΠΑ και Κίνα στο προσκήνιο
      Στο φόντο της ευρωπαϊκής ανασύνταξης, η σύγκριση με τις Ηνωμένες Πολιτείες και την Κίνα φωτίζει με σαφήνεια τα όρια αλλά και τα ελλείμματα του ευρωπαϊκού μοντέλου. Στις ΗΠΑ, η πυρηνική πολιτική υποστηρίζεται από ενιαίο ρυθμιστικό πλαίσιο μέσω της Nuclear Regulatory Commission και από ισχυρά χρηματοδοτικά εργαλεία, όπως τα φορολογικά κίνητρα και οι εγγυήσεις του Inflation Reduction Act, που επιτρέπουν την απορρόφηση του ρίσκου των πρώτων έργων – ακόμη κι όταν αυτά αποτυγχάνουν, όπως συνέβη με το πρόγραμμα NuScale.
      Η Κίνα, από την άλλη, ακολουθεί μια εντελώς διαφορετική διαδρομή: κρατικός έλεγχος της εφοδιαστικής αλυσίδας, τυποποιημένοι σχεδιασμοί μεγάλων αντιδραστήρων και ικανότητα υλοποίησης έργων εντός αυστηρών χρονοδιαγραμμάτων και χαμηλότερου κόστους, κάτι που η Ευρώπη δεν έχει καταφέρει την τελευταία δεκαετία. Υπό αυτές τις συνθήκες, η ευρωπαϊκή πρόκληση δεν είναι να «αντιγράψει» κανένα από τα δύο μοντέλα, αλλά να αποκαταστήσει τη δυνατότητα υλοποίησης πυρηνικών έργων με προβλέψιμο κόστος, θεσμική συνοχή και διατηρήσιμη βιομηχανική βάση, σε ένα πλαίσιο αυστηρής ρύθμισης και κοινωνικής λογοδοσίας.
      Το κρίσιμο στοιχείο, ωστόσο, είναι ο χρόνος. Η ευρωπαϊκή πυρηνική συζήτηση εισέρχεται σε φάση αποφάσεων μέσα στην επόμενη πενταετία, καθώς συμπίπτουν η ανάγκη αντικατάστασης παλαιών μονάδων, η πίεση για σταθερό φορτίο βάσης και η δοκιμασία της ενεργειακής ασφάλειας. Για την Ελλάδα, αυτό σημαίνει ότι το παράθυρο προετοιμασίας είναι συγκεκριμένο και όχι απεριόριστο. Όχι για να αποφασίσει σήμερα αν θα αποκτήσει πυρηνική ισχύ, αλλά για να κρίνει αν θα είναι παρούσα στο ευρωπαϊκό τραπέζι όταν οι επιλογές πάψουν να είναι θεωρητικές και μετατραπούν σε δεσμευτικές πολιτικές και επενδυτικές αποφάσεις.
    16. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Σε εφαρμογή του Άρθρου 56, του ν. 5261/2025, βάσει του οποίου τροποποιήθηκε στον ν. 4685/2020 το άρθρο 11Γ «Προσθήκη μονάδων αποθήκευσης σε υφιστάμενους και νέους σταθμούς Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας», ο Διαχειριστής του Δικτύου ενημερώνει τους ενδιαφερόμενους ότι ενεργοποιήθηκε εκ νέου η υποδοχή αιτήσεων για προσθήκη συστημάτων αποθήκευσης σε υφιστάμενους και νέους σταθμούς ΑΠΕ σύμφωνα με την παρ. 1 του άρθρου 11Γ του ν. 4685/2020, ως ισχύει, μέσω ανεξάρτητου μετατροπέα για το Διασυνδεδεμένο Δίκτυο.
      Η υποδοχή των αιτημάτων σύνδεσης γίνεται μέσω της ηλεκτρονικής πλατφόρμας, όπου απαιτείται είσοδος μέσω ΓΓΠΣ αποκλειστικά με τους κωδικούς TAXISnet του αιτούντος φορέα, κατά το πρώτο 10ήμερο του κάθε μήνα.
      Σχετικά με τα δικαιολογητικά, ισχύουν τα αναφερόμενα στη σχετική ανακοίνωση, όπως αυτή επικαιροποιήθηκε στις 19.01.2026.
    17. Ενέργεια-ΑΠΕ

      GTnews

      Η προκήρυξη της ΡΑΑΕΥ ανοίγει τον δρόμο για δύο διαγωνισμούς που αφορούν το πρόγραμμα "Απόλλων". Υπενθυμίζεται ότι στο πρόγραμμα το έργο περιλαμβάνει την κατασκευή και λειτουργία σταθμών ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ) με συστήματα αποθήκευσης, με σκοπό την κάλυψη του 100% των ενεργειακών αναγκών των ευάλωτων νοικοκυριών και τη μείωση του ενεργειακού τους κόστους,  μέσω της αυτοκατανάλωσης με εφαρμογή εικονικού ταυτοχρονισμένου συμψηφισμού. Τα ευάλωτα νοικοκυριά που θα συμμετάσχουν στο Πρόγραμμα είναι δικαιούχοι του Κοινωνικού Τιμολογίου Α’.
      Αιτήσεις υποβάλλονται έως τις 16 Μαρτίου, τα προσωρινά αποτελέσματα θα δημοσιευτούν από τη ΡΑΑΕΥ στις 30 Απριλίου και ο οριστικός κατάλογος στις 7 Μαΐου.
      Η απόφαση συγκεκριμένα αναφέρει τα εξής: Στο πλαίσιο των αρμοδιοτήτων της, σε εφαρμογή των διατάξεων του άρθρου 7 της της υπ’ αρ. ΥΠΕΝ/ ΔΑΠΕΕΚ/146871/3297/29.12.2025 (Β’ 7196) κοινής υπουργικής απόφασης, τη διενέργεια δύο (2) ειδικών κατά τεχνολογία ανταγωνιστικών διαδικασιών υποβολής προσφορών για επιλογή αιολικών εγκαταστάσεων και φωτοβολταϊκών με σύστημα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας (παρ. 11Α του άρθρου 10 του ν. 4685/2020) προς ένταξη στο Πρόγραμμα «Απόλλων» σε καθεστώς στήριξης με τη μορφή Λειτουργικής Ενίσχυσης, σύμφωνα με τις διατάξεις του ανωτέρω νόμου και της κοινής υπουργικής απόφασης, και την έγκριση του Τεύχους Προκήρυξης των Ανταγωνιστικών Διαδικασιών, με το περιεχόμενο που περιλαμβάνεται στα συνημμένα της παρούσας κείμενα, τα οποία αποτελούν αναπόσπαστο μέρος της παρούσας απόφασης.
      Αναλυτικά τα περιεχόμενα του ΦΕΚ:

      Δείτε το ΦΕΚ ολόκληρο εδώ: https://www.raaey.gr/energeia/wp-content/uploads/2026/02/20260200324.pdf
    18. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Το Σιδηρόκαστρο παρέμεινε η κύρια πύλη εισόδου φυσικού αερίου, καλύπτοντας περίπου το 44,6% των συνολικών εισαγωγών, με τη Ρεβυθούσα να καλύπτει το 38%, εισάγοντας κατά 63,3% μεγαλύτερες ποσότητες σε σχέση με πέρυσι.   Αύξηση κατά 6% σε σχέση με το 2024 σημείωσε η εγχώρια κατανάλωση φυσικού αερίου στην Ελλάδα, ανερχόμενη σε 70,16 TWh από 66,20 TWh το 2024, σύμφωνα με τα στοιχεία του ΔΕΣΦΑ για το 2025, αποδεικνύοντας ότι η αγορά φυσικού αερίου στην Ελλάδα συνέχισε την ανοδική της πορεία και το προηγούμενο έτος.

      Η εξέλιξη αυτή επιβεβαιώνει τη σταθερή θέση του φυσικού αερίου ως βασικού πυλώνα του ενεργειακού συστήματος της χώρας.

      Η συνολική ζήτηση φυσικού αερίου, συμπεριλαμβανομένων των εξαγωγών, διαμορφώθηκε στις 78,75 TWh από 69,10 TWh το προηγούμενο έτος, καταγράφοντας αύξηση 14% σε σχέση με το 2024. Οι εξαγωγές φυσικού αερίου τριπλασιάστηκαν σε σχέση με το 2024, σημειώνοντας αύξηση κατά 196,21%, στις 8,59 TWh από 2,90 TWh το προηγούμενο έτος, ενισχύοντας τον διαμετακομιστικό ρόλο της χώρας στην ευρύτερη περιοχή.

      Οι εισαγωγές φυσικού αερίου ανήλθαν το 2025 σε 78,88 TWh, καταγράφοντας αύξηση 13,71% σε σύγκριση με τις 69,37 TWh το 2024. Οι μεγαλύτερες ποσότητες εισήχθησαν στο Εθνικό Σύστημα Φυσικού Αερίου από το Σημείο Εισόδου του Σιδηροκάστρου, το οποίο κάλυψε ποσοστό 44,6% των συνολικών εισαγωγών (35,16 TWh).

      Ακολούθησε ο Τερματικός Σταθμός της Ρεβυθούσας, μέσω του οποίου εισήχθησαν 29,95 TWh, ποσότητα που αντιστοιχεί σε ποσοστό 38,0% των συνολικών εισαγωγών, παρουσιάζοντας αύξηση 63,3% σε σχέση με το προηγούμενο έτος, παρά το γεγονός ότι ο σταθμός της Ρεβυθούσας παρέμεινε εκτός λειτουργίας λόγω προγραμματισμένης συντήρησης για το διάστημα 22/5-11/6/2025. Μέσω του σημείου εισόδου της Νέας Μεσημβρίας, από όπου παραδίδεται φυσικό αέριο μέσω του αγωγού TAP, εισήχθησαν 11,08 TWh, καλύπτοντας ποσοστό 14,1% των συνολικών εισαγωγών, ενώ από το σημείο εισόδου της Αμφιτρίτης (FSRU Αλεξανδρούπολης) εισήχθησαν 2,69 TWh, που αντιστοιχούν σε ποσοστό 3,4% επί του συνόλου των εισαγωγών.


      Μεγαλύτερος προμηθευτής LNG της χώρας οι ΗΠΑ

      Σχετικά με τις εκφορτώσεις LNG που πραγματοποιήθηκαν στον Τερματικό Σταθμό της Ρεβυθούσας κατά το 2025, αυτές ανήλθαν σε 30,84 TWh, προερχόμενες από 49 δεξαμενόπλοια, έναντι 27 δεξαμενόπλοιων πέρυσι. Οι Ηνωμένες Πολιτείες παρέμειναν ο μεγαλύτερος προμηθευτής LNG της χώρας, με ποσότητες 26,56 TWh, αυξημένες κατά 98,36% σε σχέση με το 2024 και οι οποίες αντιστοιχούν σε ποσοστό 86,12% επί των συνολικών εκφορτώσεων LNG. Ακολούθησε η Νιγηρία με 1,37 TWh (4,44%), η Αίγυπτος με 1,00 TWh (3,24%), η Αλγερία με 0,98 TWh (3,18%) και η Νορβηγία με 0,93 TWh (3,02%).

      Δυναμική ήταν η ανάπτυξη της υπηρεσίας LNG Truck Loading για το 2025, επιβεβαιώνοντας την αυξανόμενη αξιοποίηση από την αγορά των λύσεων LNG μικρής κλίμακας (Small Scale LNG). Συγκεκριμένα, κατά τη διάρκεια του έτους, φορτώθηκαν 707 φορτηγά LNG, αυξημένα κατά 171% σε σύγκριση με τα 261 φορτηγά LNG το 2024. Η συνολική ποσότητα που διακινήθηκε ανήλθε σε 31.867 m³ LNG ή 212.227 MWh ισοδύναμης ενέργειας, καταγράφοντας αύξηση άνω του 174% σε σύγκριση με το 2024. Η αυξημένη χρήση της υπηρεσίας αντανακλά τη ζήτηση για ευέλικτες λύσεις τροφοδοσίας LNG σε βιομηχανικούς καταναλωτές, απομακρυσμένες από το δίκτυο περιοχές και αγορές.
       
      Tέλος, όσον αφορά στις κατηγορίες καταναλωτών φυσικού αερίου, το μεγαλύτερο τμήμα της εγχώριας κατανάλωσης κατά το 2025 αφορά στις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες κάλυψαν ποσοστό 70,28% της συνολικής εγχώριας ζήτησης, καταγράφοντας αύξηση κατά 8,49% σε σύγκριση με το 2024. Η κατανάλωση από τα δίκτυα διανομής ανήλθε στις 13,05 TWh, παρουσιάζοντας αύξηση κατά 11,25% σε σχέση με το 2024. Μειωμένη σε σχέση με το 2024 εμφανίζεται η κατανάλωση των βιομηχανιών και των σταθμών CNG  κατά 13,53 % σε σύγκριση με το 2024.

      Συνοψίζοντας, το 2025 αποτέλεσε έτος δυναμικής δραστηριότητας, με σημαντική αύξηση των εξαγωγών, επιβεβαιώνοντας τον ενισχυμένο διαμετακομιστικό ρόλο της Ελλάδας για την ευρύτερη περιοχή. Παράλληλα, η αυξημένη αξιοποίηση του Τερματικού Σταθμού της Ρεβυθούσας και η εντυπωσιακή ανάπτυξη της υπηρεσίας LNG Truck Loading, με τριψήφιους ρυθμούς αύξησης, ανέδειξαν τη σημασία των υποδομών του ΔΕΣΦΑ για την ευελιξία του ενεργειακού συστήματος και την κάλυψη αναγκών τόσο εντός όσο και εκτός του Εθνικού Συστήματος Μεταφοράς, σε ένα περιβάλλον αυξημένων ενεργειακών απαιτήσεων, ενισχύοντας ταυτόχρονα τη διαφοροποίηση των πηγών εφοδιασμού και τον ρόλο της Ελλάδας ως ενεργειακού κόμβου στην ευρύτερη περιοχή.
    19. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Η νέα απόφαση προβλέπει ότι για την τριετία 2024–2026 τα ανώτατα ποσά επιδότησης είναι: 12,1 εκατ. ευρώ για το 2024, 30 εκατ. ευρώ για το 2025, 15 εκατ. ευρώ για το 2026. Τα ποσά καλύπτουν τη διαφορά μεταξύ της πραγματικής τιμής προμήθειας θερμότητας και της τιμής βάσης που πληρώνουν οι καταναλωτές. Πακέτο χρηματοδότησης ύψους 162,1 εκατ. ευρώ μέσω του Ταμείου Ενεργειακής Μετάβασης, προβλέπει υπουργική απόφαση για τη στήριξη της τηλεθέρμανσης σε Κοζάνη, Πτολεμαΐδα και Αμύνταιο. Τα χρήματα μεταξύ άλλων καλύπτουν παλαιές οφειλές των Δήμων προς τη ΔΕΗ συνολικού ύψους περίπου 130 εκατ. ευρώ, επιδοτήσεις στο κόστος της θερμικής ενέργειας αλλά και έργα υποδομής.

      Όπως προκύπτει από την απόφαση που υπογράφεται από τον υπουργό και τον υφυπουργό Περιβάλλοντος και Ενέργειας Σταύρο Παπασταύρου και Νίκο Τσάφο, αλλά και από τον αναπληρωτή υπουργό και τον υφυπουργό Οικονομικών Νίκο Παπαθανάση και Θάνο Πετραλιά, η ετήσια επιδότηση υπολογίζεται σε 30 εκατ. ευρώ και το μεγαλύτερο μέρος της αφορά στην κάλυψη του αυξημένου κόστους θερμικής ενέργειας.

      Η κοινή υπουργική απόφαση έρχεται σε συνέχεια συμφωνίας που είχε ανακοινωθεί τον Οκτώβριο του 2024 από τον τότε υπουργό Περιβάλλοντος και Ενέργειας Θόδωρο Σκυλακάκη με το σύνολο των εμπλεκομένων, για την επίλυση του προβλήματος βιωσιμότητα της τηλεθέρμανσης στη Δυτική Μακεδονία. Η συμφωνία προέβλεπε τιμή πώλησης της ενέργειας από τη ΔΕΗ προς τις δημοτικές επιχειρήσεις στα 32,5 ευρώ/MWh και ρύθμιση των χρεών προς τη ΔΕΗ ύψους 130 εκ. ευρώ.

      Oι επιδοτήσεις

      Η νέα απόφαση προβλέπει ότι για την τριετία 2024–2026 τα ανώτατα ποσά επιδότησης είναι: 12,1 εκατ. ευρώ για το 2024, 30 εκατ. ευρώ για το 2025, 15 εκατ. ευρώ για το 2026. Τα ποσά καλύπτουν τη διαφορά μεταξύ της πραγματικής τιμής προμήθειας θερμότητας και της τιμής βάσης που πληρώνουν οι καταναλωτές.

      Η Περιφέρεια Δυτικής Μακεδονίας συνεισφέρει 3 εκατ. ευρώ ετησίως για τα έτη 2025–2027, δηλαδή συνολικά 9 εκατ. ευρώ, για τη σταδιακή ανάκτηση των επιδοτήσεων. Για το 2025 προβλέπεται άμεση καταβολή τουλάχιστον 1 εκατ. ευρώ.

      Το χρηματοδοτικό σχήμα δεν βασίζεται μόνο σε κρατικούς πόρους. Προβλέπονται παρακρατήσεις από το επίδομα θέρμανσης των καταναλωτών τηλεθέρμανσης (2026–2028), μεταφορά πόρων από ανταποδοτικά τέλη ΑΠΕ έως το 2039, παρακρατήσεις από έσοδα των δήμων έως το 2040.

      Τα χρήματα αυτά κατευθύνονται κυρίως στην εξόφληση παλιών οφειλών των δημοτικών επιχειρήσεων που έχουν συσσωρευτεί από το 2016 έως το 2024 στη ΔΕΗ.
      Ιδιαίτερη έμφαση δίνεται στις υποδομές και συγκεκριμένα διατίθενται 9,48 εκατ. ευρώ για τη διασύνδεση της τηλεθέρμανσης της Πτολεμαΐδας με τη μονάδα Πτολεμαΐδα V, 5,52 εκατ. ευρώ για έργα στο δίκτυο Κοζάνης, 4,66 εκατ. ευρώ για έργα στο Αμύνταιο

      Παράλληλα προβλέπεται επιπλέον χρηματοδότηση έως 30 εκατ. ευρώ για ενεργειακές υποδομές της ΔΕΥΑ Κοζάνης. Οι πληρωμές γίνονται σε δύο φάσεις: 50% προκαταβολή και 50% μετά την ολοκλήρωση των έργων.

      Ο ΔΑΠΕΕΠ αναλαμβάνει τον έλεγχο των τιμολογίων και τη διαχείριση των δεσμευμένων λογαριασμών, ώστε τα χρήματα να χρησιμοποιούνται αποκλειστικά για τηλεθέρμανση και σύμφωνα με τους κανόνες κρατικών ενισχύσεων της ΕΕ.
    20. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Η Ευρώπη βρίσκεται σε ένα καθοριστικό σταυροδρόμι. Αντιμετωπίζει ένα σύνολο αλληλένδετων προκλήσεων που θα διαμορφώσουν την οικονομική της ανθεκτικότητα, την κοινωνική συνοχή και τη γεωπολιτική της θέση για τις επόμενες δεκαετίες: την εξασφάλιση ενεργειακής ανεξαρτησίας, την ενίσχυση της ασφάλειας και τη διασφάλιση προσιτής, καθαρής και ανανεώσιμης ενέργειας για όλους. Ωστόσο, αυτή η μετάβαση δεν μπορεί να υλοποιηθεί μόνο από θεσμούς και αγορές.
      Οι πολίτες και οι τοπικές κοινότητες έχουν κρίσιμο ρόλο να διαδραματίσουν στη διαμόρφωση του νέου ενεργειακού τοπίου της Ευρώπης — όχι μόνο ως καταναλωτές, αλλά ως παραγωγοί, επενδυτές και ιδιοκτήτες του ίδιου του ενεργειακού συστήματος. Τα μαθήματα των τελευταίων ετών καθιστούν ένα γεγονός αδιαμφισβήτητο: η υπερβολική εξάρτηση της Ευρώπης από εισαγόμενα ορυκτά καύσιμα την έχει καταστήσει βαθιά ευάλωτη.
      Η πιο πρόσφατη ενεργειακή κρίση αποκάλυψε αυτή την ευαλωτότητα με τον πιο σαφή τρόπο. Οι εκτοξευόμενες τιμές, η αβεβαιότητα στον εφοδιασμό και οι γεωπολιτικές εντάσεις ανέδειξαν πόσο στενά παραμένει το ευρωπαϊκό ενεργειακό σύστημα συνδεδεμένο με εξωτερικούς παράγοντες. 
      Ακόμη και η έκθεση Ντράγκι αναγνωρίζει αυτό το αδιέξοδο. Όσο το εισαγόμενο φυσικό αέριο εξακολουθεί να διαδραματίζει σημαντικό ρόλο στο ενεργειακό μείγμα της ΕΕ, θα είναι αδύνατο για τους πολίτες και τους καταναλωτές να βιώσουν πλήρως τα οφέλη της παραγωγής ανανεώσιμης ενέργειας. 
      Το στρατηγικό επιχείρημα 
      Οι ενεργειακές κοινότητες — δίκτυα πολιτών, μικρομεσαίων επιχειρήσεων, συνεταιρισμών και τοπικών αρχών — δεν αποτελούν ένα περιθωριακό κοινωνικό πείραμα. Αντιθέτως, αποδεικνύονται ολοένα και περισσότερο αναντικατάστατοι παράγοντες της καθαρής ενεργειακής μετάβασης της Ευρώπης. Δίνοντας τη δυνατότητα στους πολίτες να συμμετέχουν ενεργά στην παραγωγή, αποθήκευση και κατανάλωση ενέργειας, οι ενεργειακές κοινότητες μετατρέπουν αφηρημένους κλιματικούς στόχους σε απτά τοπικά οφέλη.
      Σύμφωνα με μελέτη της CE Delft, έως το 2050 έως και το 45% της παραγωγής ανανεώσιμης ενέργειας στην ΕΕ θα μπορούσε να ανήκει σε πολίτες, ενώ το 83% των ευρωπαϊκών νοικοκυριών θα μπορούσε να συμμετέχει ενεργά στο ενεργειακό σύστημα μέσω διαχείρισης ζήτησης, αποθήκευσης ή τοπικής παραγωγής. Αυτό το όραμα τοποθετεί τους πολίτες στο επίκεντρο της μετάβασης, μετατρέποντάς τους από παθητικούς πληρωτές λογαριασμών σε ενεργούς συμμέτοχους με άμεσο συμφέρον στη σταθερότητα και την προσιτότητα του συστήματος.
      Οι πρόσφατες ενεργειακές κρίσεις έχουν ήδη αποδείξει την ανθεκτικότητα αυτού του μοντέλου. Την ώρα που οι τιμές στις αγορές χονδρικής εκτοξεύονταν, κοινοτικές ενεργειακές πρωτοβουλίες σε αρκετά κράτη-μέλη κατάφεραν να συγκρατήσουν τις τιμές ή να τις διατηρήσουν σημαντικά χαμηλότερες από τα επίπεδα της αγοράς, τροφοδοτώντας τα μέλη τους μέσω τοπικά ιδιόκτητων ανανεώσιμων μονάδων. Για τα νοικοκυριά και τις μικρές επιχειρήσεις, η ιδιοκτησία από πολίτες μεταφράστηκε σε προβλεψιμότητα και προστασία από την ακραία μεταβλητότητα των τιμών.
      Αξία στην τοπική κοινωνία
      Τα οικονομικά οφέλη εκτείνονται πολύ πέρα από τους λογαριασμούς ενέργειας. Έρευνες στη Γαλλία και τη Γερμανία δείχνουν ότι τα τοπικά ελεγχόμενα έργα ανανεώσιμων πηγών ενέργειας δημιουργούν από δύο έως οκτώ φορές μεγαλύτερη αξία για την τοπική οικονομία σε σύγκριση με έργα που αναπτύσσονται από εξωτερικούς επενδυτές. Τα έσοδα παραμένουν εντός της κοινότητας, στηρίζοντας την τοπική απασχόληση, τις υποδομές και τις δημόσιες υπηρεσίες. Με αυτόν τον τρόπο, τα έργα ενέργειας υπό την ηγεσία των πολιτών λειτουργούν ως μοχλοί περιφερειακής ανάπτυξης και κοινωνικής συνοχής, ιδίως σε αγροτικές και απομακρυσμένες περιοχές.
      Τα κοινωνικά αποτελέσματα είναι εξίσου ισχυρά. Πρόσφατη έρευνα του προγράμματος ESPON-TANDEM έδειξε ότι το 40% των ενεργειακών κοινοτήτων σκοπεύει να αντιμετωπίσει ζητήματα κοινωνικής ένταξης, όπως η ενεργειακή φτώχεια. Παράλληλα, ολοένα και περισσότερα στοιχεία καταδεικνύουν ότι η τοπική ιδιοκτησία ενισχύει την κοινωνική αποδοχή των έργων ΑΠΕ, μειώνει τις αντιδράσεις και μπορεί να συμβάλει στην άμβλυνση των περιορισμών των δικτύων μέσω μεγαλύτερης ευελιξίας και τοπικής εξισορρόπησης
      Ο ρόλος του Πακέτου Ενέργειας των Πολιτών
      Παρά τα οφέλη αυτά, οι πολίτες σε ολόκληρη την Ευρώπη εξακολουθούν να αντιμετωπίζουν σοβαρά εμπόδια στην προσπάθειά τους να δημιουργήσουν ενεργειακές κοινότητες. Αυτά περιλαμβάνουν την περιορισμένη πρόσβαση σε χρηματοδότηση και τεχνογνωσία, τις πολύπλοκες διοικητικές διαδικασίες, τη ρυθμιστική ασάφεια και την αντίσταση από κατεστημένους παράγοντες της αγοράς και διαχειριστές δικτύων. 
      Η κατάσταση αυτή παραμένει, παρά το γεγονός ότι τα κράτη-μέλη όφειλαν, βάσει του πακέτου «Καθαρή Ενέργεια για Όλους τους Ευρωπαίους», να έχουν θεσπίσει ευνοϊκά πλαίσια για τις ενεργειακές κοινότητες έως τα μέσα του 2021. Πολλά δεν έχουν ακόμη συμμορφωθεί πλήρως, αφήνοντας τους πολίτες χωρίς τα αναγκαία εργαλεία και τη νομική βεβαιότητα για ουσιαστική συμμετοχή στην ενεργειακή μετάβαση.
      Σε αυτό το σημείο, το Πακέτο Ενέργειας των Πολιτών (Citizens Energy Package – CEP) μπορεί να διαδραματίσει μετασχηματιστικό ρόλο. Αναπτυσσόμενο στο πλαίσιο της ευρύτερης Καθαρής Βιομηχανικής Συμφωνίας και του Σχεδίου Δράσης για Προσιτή Ενέργεια της Ευρωπαϊκής Επιτροπής, το CEP μπορεί να μην συγκεντρώνει την ίδια δημοσιότητα με άλλες εμβληματικές πρωτοβουλίες. 
      Το CEP έχει τη δυνατότητα να ενισχύσει και να καταστήσει λειτουργικούς τους υφιστάμενους ευρωπαϊκούς κανόνες, παρέχοντας ένα συνεκτικό πλαίσιο συνεργασίας μεταξύ των ευρωπαϊκών θεσμών, των εθνικών αρχών, των ρυθμιστών, των επενδυτών και των διαχειριστών συστημάτων. Το σημαντικότερο, μπορεί να μετατρέψει το όραμα της συμμετοχής των πολιτών, που είναι ενσωματωμένο στην ευρωπαϊκή νομοθεσία, σε πρακτική πραγματικότητα στο πεδίο.
      Οι πολίτες στην πρώτη γραμμή του δικτύου
      Η Ευρωπαϊκή Επιτροπή έχει ήδη κάνει ορισμένα προκαταρκτικά βήματα προς αυτή την κατεύθυνση μέσω του Πακέτου για τα Δίκτυα. Στις κατευθυντήριες γραμμές για τις συνδέσεις στο δίκτυο, αναγνώρισε ότι οι διαδικασίες «όποιος προλάβει πρώτος» συχνά λειτουργούν σε βάρος των ενεργειακών κοινοτήτων. Οι οδηγίες ενθαρρύνουν τα κράτη-μέλη να εξετάσουν εναλλακτικές προσεγγίσεις, όπως καθεστώτα προτεραιότητας για έργα που προσφέρουν κοινωνική αξία ή ευελιξία στο δίκτυο.
      Ωστόσο, οι κατευθυντήριες γραμμές από μόνες τους δεν επαρκούν. Η προτεραιότητα πρόσβασης στο δίκτυο είναι απαραίτητη ώστε οι πολίτες να μπορούν να επωφεληθούν πλήρως από την τοπικά παραγόμενη και ιδιόκτητη ανανεώσιμη ενέργεια. Χωρίς αυτήν, οι ενεργειακές κοινότητες παραμένουν δομικά μειονεκτούσες. Καθώς η Επιτροπή ξεκινά τον προβληματισμό για το νομοθετικό πλαίσιο της περιόδου μετά το 2030, δεσμευτικές διατάξεις για την προτεραιότητα πρόσβασης στο δίκτυο, ισχυρότεροι και εναρμονισμένοι ορισμοί των ενεργειακών κοινοτήτων και ένα πραγματικά ισότιμο ρυθμιστικό πεδίο πρέπει να βρεθούν στο επίκεντρο.
      Ένα δημοκρατικό και ανθεκτικό ενεργειακό μέλλον
      Η μετάβαση της Ευρώπης σε ένα ενεργειακό σύστημα βασισμένο στις ανανεώσιμες πηγές μπορεί να είναι βιώσιμη μόνο αν είναι δημοκρατικά ελεγχόμενη και ευρέως αποδεκτή. Θέτοντας τους πολίτες στο επίκεντρο της μετάβασης και δίνοντας προτεραιότητα στην τοπική ιδιοκτησία, η ΕΕ μπορεί να αντικαταστήσει τις δαπανηρές εξαρτήσεις από τα ορυκτά καύσιμα με ανθεκτικά, κοινοτικά ελεγχόμενα ενεργειακά συστήματα που προσφέρουν ασφάλεια, σταθερότητα και προβλέψιμες τιμές.
      Το Πακέτο Ενέργειας των Πολιτών αποτελεί μια καθοριστική στιγμή. Είναι η ευκαιρία για την Ευρωπαϊκή Ένωση να αποδείξει ότι η δέσμευσή της για μια δίκαιη μετάβαση δεν περιορίζεται στη ρητορική. Ενδυναμώνοντας τους πολίτες ως ιδιοκτήτες και διαμορφωτές του ενεργειακού συστήματος, η Ευρώπη μπορεί να οικοδομήσει ένα ενεργειακό μέλλον καθαρότερο, δικαιότερο και πιο ανθεκτικό — ένα μέλλον που ανήκει πραγματικά στους ανθρώπους της.
    21. Ενέργεια-ΑΠΕ

      GTnews

      Η Νορβηγία πραγματοποίησε ένα νέο ρεκόρ το 2025. Το 95,9% όλων των νέων επιβατικών αυτοκινήτων που ταξινομήθηκε μέσα στο έτος ήταν πλήρως ηλεκτρικά, καθιστώντας τη συγκεκριμένη κατηγορία ως την πρώτη επιλογή των Νορβηγών.
      Πώς, όμως, η Νορβηγία κατάφερε να φτάσει σε αυτό το επίπεδο; Μέχρι το τέλος του 2024, περισσότερο από το 27% όλων των επιβατικών αυτοκινήτων στους νορβηγικούς δρόμους ήταν ηλεκτρικά, την ίδια στιγμή που στις περισσότερες ευρωπαϊκές χώρες το ποσοστό των ηλεκτρικών αυτοκινήτων είναι κάτω από το 10%. Σε πολλές μεγάλες αγορές της ΕΕ τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα εξακολουθούν να αντιπροσωπεύουν λιγότερες από μία στις πέντε νέες ταξινομήσεις, ενώ το 2025 η Νορβηγία ταξινόμησε 179.550 νέα ηλεκτρικά αυτοκίνητα. Μόνο τον Δεκέμβριο σημειώθηκαν 35.188 ταξινομήσεις, εκ των οποίων το 97,6% ήταν ηλεκτρικά.
      Οι κυβερνήσεις της Νορβηγίας, εδώ και πολλές δεκαετίες, έδωσαν ισχυρά κίνητρα για την αγορά ηλεκτρικών αυτοκινήτων, ενώ επένδυσαν σε μεγάλο βαθμό στην υποδομή, αναδεικνύοντας τα οφέλη της ηλεκτροκίνησης στους πολίτες. Η ηγετική θέση της Νορβηγίας είναι αποτέλεσμα πολιτικών που έχουν εισαχθεί σταδιακά από τις αρχές της δεκαετίας του 1990. Η βασική αρχή παρέμεινε αμετάβλητη. Αυτή έπρεπε να ήταν οικονομικά πιο ελκυστική για τα οχήματα μηδενικών ή χαμηλών εκπομπών.
      Αυτό επιτεύχθηκε με την εφαρμογή ενός εξαιρετικά προοδευτικού συστήματος φορολόγησης αυτοκινήτων. Οι φόροι βασίζονται σε έναν συνδυασμό εκπομπών CO₂ και NOx, καθώς και στο βάρος του οχήματος. Τα βενζινοκίνητα και πετρελαιοκίνητα αυτοκίνητα γίνονταν ολοένα και πιο ακριβά, ενώ τα ηλεκτρικά οχήματα για πολλά χρόνια εξαιρούνταν πλήρως από τον φόρο αγοράς, τον ΦΠΑ, ενώ σημείωσαν σταδιακή πτώση στις τιμές κτήσης. Παράλληλα, υπήρχαν μειωμένα τέλη κυκλοφορίας και ακτοπλοϊκών εισιτηρίων, μειώσεις φόρου εταιρικών αυτοκινήτων και επενδύσεις σε υποδομές φόρτισης σε εθνικό επίπεδο. Αυτά τα κίνητρα διατηρήθηκαν σε όλες τις κυβερνήσεις από τις αρχές τις δεκαετίας του 1990, παρέχοντας μακροπρόθεσμη βεβαιότητα στους καταναλωτές, τις εταιρείες leasing και τους κατασκευαστές αυτοκινήτων για τη βιωσιμότητα, την αναγκαιότητα και την περιβαντολογική συνείδηση της ηλεκτροκίνησης.
      Από το 2023, τα κίνητρα άρχισαν να καταργούνται σταδιακά. Ο ΦΠΑ εφαρμόζεται, πλέον, σε ηλεκτρικά οχήματα αξίας άνω των 42.500 ευρώ και έχει εισαχθεί φόρος αγοράς βάσει βάρους για τα ηλεκτρικά οχήματα. Από το 2026, τα ηλεκτρικά αυτοκίνητα θα αντιμετωπίζονται όπως τα υπόλοιπα οχήματα από φορολογικής άποψης. Ως προς τις μάρκες που επικρατούν στη Νορβηγία, η Tesla σημείωσε 34.285 ταξινομήσεις το 2025 με μερίδιο αγοράς 19,1%. Ταυτόχρονα, οι κινεζικές μάρκες αύξησαν το μερίδιό τους στο 13,7%, από 10,4% το 2024, ενώ οι καθιερωμένες ευρωπαϊκές, αμερικανικές και ιαπωνικές μάρκες συνεχίζουν να κυριαρχούν στις ετήσιες κατατάξεις των 10 κορυφαίων μαρκών.
      Μετά τους εξαιρετικούς όγκους του 2025, η Νορβηγία αναμένεται να εισέλθει σε μία φάση ενοποίησης. Οι προβλέψεις της Νορβηγικής Ένωσης Εισαγωγέων Αυτοκινήτων κάνουν λόγο για περίπου 160.000 νέα επιβατικά αυτοκίνητα το 2026. Αυτό είναι σχεδόν 20.000 λιγότερα από ό,τι το 2025. Το μεγάλο ερώτημα είναι τι θα γίνει τώρα με τις πωλήσεις των ηλεκτρικών αυτοκινήτων τη στιγμή που τα κίνητρα σταδιακά καταργούνται. Ακόμα και για όσους θέλουν να αγοράσουν μεταχειρισμένα ηλεκτρικά αυτοκίνητα, υπάρχει ένα σαφές πλεονέκτημα στο κόστος λειτουργίας, τη διαθεσιμότητα των υποδομών και της προσιτής τιμής κτήσης. Η μεγάλη πρόκληση για τη Νορβηγία είναι η διαχείριση της ηλεκτροκίνησης, καθώς, πλέον, τα ηλεκτρικά οχήματα εδώ και χρόνια αποτελούν τον κανόνα στις πωλήσεις αυτοκινήτων.
×
×
  • Create New...

Important Information

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