Αναζήτηση στην κοινότητα

Τεχνητή νοημοσύνη σημαίνει data centers, δηλαδή αξιοσημείωτα αποθέματα ηλεκτρικής ενέργειας, που έχουν ήδη αντίκτυπο στην παγκόσμια ζήτηση – την παράμετρο η οποία διαμορφώνει τις τιμές αλλά και το αποτύπωμα στο περιβάλλον. Μέσα από τα μοντέλα διεθνών οργανισμών, τα οποία έχουν μετρήσει τις ανάγκες της ΑΙ μέχρι το 2030, προκύπτουν ορισμένα χρήσιμα ευρήματα. Σύμφωνα με τον ΟΠΕΚ, τα data centers κατανάλωσαν παγκοσμίως έως και 500 τεραβατώρες ηλεκτρικής ενέργειας το 2023. Πρόκειται για όγκο υπερδιπλάσιο της ετήσιας κατανάλωσης την περίοδο 2015-19, ο οποίος εκτιμάται πως θα τριπλασιαστεί σε 1.500 τεραβατώρες μέσα στην επόμενη 5ετία. Η συνολική κατανάλωση ενέργειας των data centers αντιπροσωπεύει σήμερα την αντίστοιχη της Γερμανίας ή της Γαλλίας. Το 2030 θα είναι πλέον συγκρίσιμη με το ενεργειακό προφίλ της Ινδίας, της χώρας που αποτελεί τον τρίτο μεγαλύτερο καταναλωτή ηλεκτρικής ενέργειας στον κόσμο. Αυτομάτως, θα έχει υπερβεί την προβλεπόμενη παγκόσμια κατανάλωση των ηλεκτρικών οχημάτων, αφού θα απαιτεί 1,5 φορές περισσότερη ενέργεια. Η ταχύτερη αύξηση της κατανάλωσης ενέργειας των data centers καταγράφεται στις ΗΠΑ, η οποία άλλωστε συγκεντρώνει τον υψηλότερο αριθμό κέντρων δεδομένων στον κόσμο. Σύμφωνα με το μετριοπαθές σενάριο της McKinsey, η ενέργεια που θα απαιτήσουν τα αμερικανικά data centers θα υπερτριπλασιαστεί, ξεπερνώντας τις 600 τεραβατώρες έως το 2030. Οι τιμές Στο καλό σενάριο, η ολοένα αυξανόμενη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας λόγω της καλπάζουσας τεχνητής νοημοσύνης, μαζί με τη ζήτηση θα αυξήσει και την προσφορά, οδηγώντας έτσι σε μικρή μόνον αύξηση των τιμών ενέργειας. Διαφορετικά, μια κατώτερη των προσδοκιών ενίσχυση της προσφοράς θα προκαλέσει απότομες αυξήσεις ενεργειακού κόστους, οι οποίες αφενός θα επιβαρύνουν τους καταναλωτές και τις επιχειρήσεις, αφετέρου θα βάλουν φρένο στην ανάπτυξη της ίδιας της ΑΙ. Στις ΗΠΑ, έχει υπολογιστεί ότι η επέκταση της τεχνητής νοημοσύνης θα μπορούσε να αυξήσει τις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας έως και 9%, αφού θα έχει ασκήσει πιέσεις στις τιμές που αφορούν και τις υπόλοιπες πηγές ενέργειας. Στην Ευρώπη, οι περιοχές με στενά περιθώρια ενεργειακού εφοδιασμού (βλ. Ιρλανδία) είναι οι πιο εκτεθειμένες, αφού τα clusters της ΑΙ θα αυξάνουν την πίεση στα τοπικά δίκτυα ωθώντας τις τιμές ανοδικά. Αντιθέτως, στις οικονομίες που έχουν μεγαλύτερη ευελιξία στο ενεργειακό τους μείγμα (βλ. Γαλλία με πυρηνική ενέργεια ή σκανδιναβικές χώρες με υδροηλεκτρική ενέργεια) ο αντίκτυπος στις τιμές θα είναι μικρότερος. Ως προς τον ρόλο των ανανεώσιμων, παράγοντας-κλειδί θα είναι η ταχύτητα με την οποία θα υλοποιηθούν οι επενδύσεις στις αντίστοιχες υποδομές, ώστε να είναι σε θέση να συνδράμουν αποτελεσματικά στην κάλυψη της ζήτησης από την τεχνητή νοημοσύνη. Ήδη, εταιρείες ΑΙ υπογράφουν συμφωνίες αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας με κατασκευαστές μονάδων τόσο ανανεώσιμης όσο και πυρηνικής ενέργειας, «κλειδώνοντας» φθηνότερες τιμές για το κοντινό μέλλον. Το βέβαιο είναι ότι, στον βαθμό που οι επιχειρήσεις του κλάδου θα δεσμεύουν ενέργεια για τη λειτουργία των data centers, θα περιορίζουν την προσφορά ενέργειας για άλλες χρήσεις ασκώντας πίεση στις τιμές. Η προσφορά Σύμφωνα με τη Διεθνή Οργάνωση Ενέργειας – ΙΕΑ, με μερίδιο άνω του 40%, το φυσικό αέριο αποτελεί σήμερα τη μεγαλύτερη πηγή ηλεκτρικής ενέργειας για τα data centers στις ΗΠΑ. Ακολουθούν με 24% τα ανανεώσιμα, με 20% η πυρηνική ενέργεια και με 15% ο άνθρακας. Η πυρηνική ενέργεια πρόκειται να διαδραματίσει αυξανόμενο ρόλο στην κάλυψη της ζήτησης των data centers στις ΗΠΑ, ιδίως μετά το 2030, οπότε και αναμένεται να τεθούν σε λειτουργία οι πρώτοι Μικροί Αρθρωτοί Αντιδραστήρες – SMR. Τα data centers στην Κίνα, για την ώρα, εξυπηρετούνται κατά 70% από ορυκτά καύσιμα, κατά 20% από ανανεώσιμα και κατά 10% από πυρηνική ενέργεια, διαμορφώνοντας μια σχέση η οποία αναμένεται να αντιστραφεί εις βάρος του άνθρακα μέχρι το 2035. Στην Ευρώπη, η ανανεώσιμη και η πυρηνική ενέργεια αναμένεται να προμηθεύσουν το μεγαλύτερο μέρος της πρόσθετης απαιτούμενης ηλεκτρικής ενέργειας, με μερίδιο 85% έως το 2030. Το περιβάλλον Η αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας που οδηγείται από την τεχνητή νοημοσύνη εκτιμάται ότι θα προσθέσει 1,7 γιγατόνους στις παγκόσμιες εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου από το 2025 έως το 2030, διαμορφώνοντας μέγεθος που αντιστοιχεί στις εκπομπές της Ιταλίας σε μία πενταετία. Μέχρι στιγμής, τα data centers αντιπροσωπεύουν ένα μικρό μερίδιο των εκπομπών, το οποίο ανέρχεται στο 0,5%. Ωστόσο, οι έμμεσες εκπομπές από τα κέντρα δεδομένων αυξάνονται κατά τουλάχιστον 80% σε ορίζοντα δεκαετίας και είναι σε θέση να ανέλθουν ακόμη και στο 1,5% των εκπομπών – αντιπροσωπεύουν τον κλάδο με την υψηλότερη αύξηση εκπομπών σε σύγκριση με οποιονδήποτε άλλο τομέα. Η εκπαίδευση και η λειτουργία σύνθετων μοντέλων τεχνητής νοημοσύνης απαιτεί υπολογιστική υψηλής απόδοσης και μεγάλα συγκροτήματα διακομιστών. Τα data centers καταναλώνουν τεράστιες ποσότητες ηλεκτρικής ενέργειας τόσο για συστήματα υπολογισμού όσο και για συστήματα ψύξης. Οι δυνατότητες της ΑΙ όμως σε μια σειρά από τομείς και οι ευεργετικές επιπτώσεις της για τους μελλοντικούς ρυθμούς ανάπτυξης είναι πολλά υποσχόμενες, δείχνοντας πραγματικά ανεξάντλητες. Συμπερασματικά, οι υπεύθυνοι χάραξης πολιτικής καλούνται να αξιοποιήσουν το μομέντουμ γύρω από την ΑΙ και την τεχνολογία αυτή καθ΄αυτήν, συντονίζοντας όμως τις βέλτιστες λύσεις σε διεθνές επίπεδο για να μετριάσουν το κοινωνικό κόστος από το ενεργειακό και περιβαλλοντικό της αποτύπωμα, το οποίο στο τέλος της ημέρας αποτελεί πρόκληση για την ίδια την ανάπτυξη της τεχνητής νοημοσύνης.

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%.

Το Υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας ανακοινώνει ότι παρατείνεται για ένα μήνα η δυνατότητα υποβολής -μέσω της πλατφόρμας https://power4business.deddie.gr του ΔΕΔΔΗΕ– αιτήσεων από τις επιχειρήσεις, νομικά ή φυσικά πρόσωπα για τη χορήγηση επιδοτήσεων στα κυμαινόμενα τιμολόγια ρεύματος επιχειρήσεων για την περίοδο από 1 Δεκεμβρίου 2024 έως και 28 Φεβρουαρίου 2025. Η παράταση ενεργοποιείται σε συνέχεια υπογραφής της σχετικής ΚΥΑ από τους Υπουργούς Εθνικής Οικονομίας και Οικονομικών, κ. Κυριάκο Πιερρακάκη, Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κ. Σταύρο Παπασταύρου, και τους Υφυπουργούς Εθνικής Οικονομίας και Οικονομικών, κ. Θάνο Πετραλιά και Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κ. Νίκο Τσάφο, καθώς και σε συνέχεια σχετικών αιτημάτων επαγγελματικών ενώσεων. Η πλατφόρμα υποβολής των σχετικών αιτημάτων θα παραμείνει ανοικτή έως και το Σάββατο 12 Ιουλίου 2025.

Σειρά νομικών μέτρων κατά κρατών-μελών και της Ελλάδας για αποτυχία μεταφοράς των ευρωπαϊκών οδηγιών στην εθνική νομοθεσία τους στους τομείς της ενέργειας και της οικονομικής σταθερότητας λαμβάνει η Κομισιόν. Συγκεκριμένα, αποστέλλει προειδοποιητικές επιστολές στις ευρωπαϊκές πρωτεύουσες με προθεσμία δύο μηνών και ολοκλήρωση της σχετικής διαδικασίας, της ευθυγράμμισης δηλαδή, της εθνικής νομοθεσίας με τις απαιτήσεις της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Για τους νέους κανόνες σχεδιασμού της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας Σε 26 κράτη-μέλη –ανάμεσά τους και η Ελλάδα– η Κομισιόν ανοίγει διαδικασία επί παραβάσει, καθώς δεν ενσωματώθηκαν πλήρως στο εθνικό τους δίκαιο οι διατάξεις της τροποποιητικής οδηγίας Ε.Ε/2024/1711 σχετικά με τους νέους κανόνες σχεδιασμού της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, που εγκρίθηκαν πέρυσι. Τα κράτη-μέλη έπρεπε να κοινοποιήσουν τη μεταφορά της οδηγίας στο εθνικό τους δίκαιο έως τις 17 Ιανουαρίου 2025, εκτός από τις διατάξεις σχετικά με την ελεύθερη επιλογή προμηθευτή και την κατανομή της ενέργειας, για τις οποίες έχουν προθεσμία έως τις 17 Ιουλίου 2026. Οι νέοι κανόνες, που σχεδιάστηκαν μετά την αύξηση των τιμών της ενέργειας και συμφωνήθηκαν από τα κράτη-μέλη και το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο πέρυσι, έχουν στόχο να καταστήσουν τις τιμές ηλεκτρικής ενέργειας για τους καταναλωτές πιο σταθερές και λιγότερο εξαρτημένες από την τιμή των ορυκτών καυσίμων. Η εφαρμογή της νομοθεσίας είναι καθοριστικής σημασίας προκειμένου να διασφαλιστεί ότι οι Ευρωπαίοι καταναλωτές (νοικοκυριά και επιχειρήσεις) αντιμετωπίζουν ενεργειακό κόστος, που αντικατοπτρίζει περισσότερο το φθηνότερο κόστος παραγωγής των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και την προβλεψιμότητα των τιμών ενέργειας, αναφέρει η Κομισιόν. Η οδηγία για την μεταρρύθμιση του σχεδιασμού της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας επιτρέπει –κατά την Κομισιόν– καλύτερη προστασία των καταναλωτών, τόσο από την άποψη της ευρύτερης επιλογής σχετικά με την υπογραφή των συμβάσεων όσο και σε περίπτωση αποσύνδεσης. Μόνο η Δανία κατάφερε να ενσωματώσει στα προκαθορισμένα χρονικά περιθώρια την εν λόγω οδηγία στην εθνική της νομοθεσία. Τα υπόλοιπα 26 κράτη-μέλη έχουν πλέον προθεσμία δύο μηνών για να απαντήσουν και να προχωρήσουν στις ενδεδειγμένες διαδικασίες ενημερώνοντας σχετικά την Κομισιόν. Εάν αποτύχουν, η Κομισιόν ενδεχομένως να αποφασίσει την έκδοση δικαιολογημένης γνώμης. Κατάργηση κινήτρων για λέβητες που κινούνται με ορυκτά καύσιμα Διαδικασία επί παραβάσει εκκινεί η Κομισιόν σε εννέα συνολικά κράτη-μέλη –ανάμεσά τους και η Ελλάδα– και για την αποτυχία ενσωμάτωσης στην εθνική τους νομοθεσία του άρθρου 17 παράγραφος 15 της αναθεωρημένης οδηγίας (ΕΕ) 2024/1275 για την ενεργειακή απόδοση των κτιρίων (EPBD). Η αναθεωρημένη οδηγία τέθηκε σε ισχύ στις 28 Μαΐου 2024, με προθεσμία μεταφοράς στο εθνικό δίκαιο έως τις 29 Μαΐου 2026, ενώ η σταδιακή κατάργηση των οικονομικών κινήτρων για λέβητες που κινούνται με ορυκτά καύσιμα, όπως ορίζεται στο άρθρο 17 παράγραφος 15, έπρεπε να μεταφερθεί στο εθνικό δίκαιο την 1η Ιανουαρίου 2025. Η EPBD καθορίζει τον τρόπο με τον οποίο η Ε.Ε. μπορεί να επιτύχει ένα πλήρως απαλλαγμένο από ανθρακούχες εκπομπές κτιριακό απόθεμα έως το 2050 και, ως εκ τούτου, να μειώσει τους λογαριασμούς ενέργειας για τους Ευρωπαίους πολίτες ενισχύοντας διαρθρωτικά την ενεργειακή απόδοση των κτιρίων. Στο πλαίσιο αυτό, από την 1η Ιανουαρίου 2025 το αργότερο, τα κράτη-μέλη δεν πρέπει να παρέχουν οικονομικά κίνητρα για εγκατάσταση νέων αυτόνομων λεβήτων, που κινούνται με ορυκτά καύσιμα. Μέχρι σήμερα, εννέα κράτη-μέλη δεν έχουν δηλώσει την πλήρη μεταφορά του άρθρου 17 παράγραφος 15 εντός της νόμιμης προθεσμίας. Ως εκ τούτου, η Επιτροπή τους αποστέλλει προειδοποιητικές επιστολές με προθεσμία για σχετική απάντηση εντός δύο μηνών και ολοκλήρωση της ενσωμάτωσης της οδηγίας στο εθνικό τους δίκαιο. Ελλείψει ικανοποιητικής απάντησης, η Επιτροπή μπορεί να αποφασίσει να εκδώσει αιτιολογημένη γνώμη. Για την ψηφιακή λειτουργική ανθεκτικότητα χρηματοπιστωτικών οντοτήτων Μια ακόμα διαδικασία επί παραβάσει κινεί η Κομισιόν σε δεκατρία κράτη-μέλη και στην Ελλάδα για αποτυχία μεταφοράς της οδηγίας DORA 2022/2556 που έχει στόχο τη θέσπιση σαφών και συνεκτικών κανόνων ψηφιακής λειτουργικής ανθεκτικότητας για τις τράπεζες, ασφαλιστικές εταιρείες και επιχειρήσεις επενδύσεων, διασφαλίζοντας έτσι την ομαλή λειτουργία της ενιαίας αγοράς. Η πλήρης εφαρμογή της νομοθεσίας είναι καθοριστικής σημασίας για την ενίσχυση της ψηφιακής επιχειρησιακής ανθεκτικότητας των χρηματοπιστωτικών οντοτήτων σε ολόκληρη την Ε.Ε., μέσω της αντιμετώπισης των κινδύνων που συνδέονται με την αυξανόμενη ψηφιοποίηση των χρηματοπιστωτικών υπηρεσιών. Ως εκ τούτου, η Κομισιόν αποστέλλει προειδοποιητικές επιστολές στα 13 ενδιαφερόμενα κράτη-μέλη, τα οποία θα έχουν στη διάθεσή τους δύο μήνες για να απαντήσουν και να ολοκληρώσουν τη μεταφορά τους στο εθνικό τους δίκαιο και να κοινοποιήσουν τα μέτρα τους. Ελλείψει ικανοποιητικής απάντησης, η Κομισιόν μπορεί να αποφασίσει να εκδώσει αιτιολογημένη γνώμη.

Σε επίπεδα 30 % κάτω από το Φεβρουάριο κινείται η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο 20ήμερο του Μαρτίου, αποφορτίζοντας τις πιέσεις τόσο προς τους προμηθευτές για αυξημένες εκπτώσεις όσο και προς το υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας για επιδότηση των λογαριασμών, προκειμένου να συγκρατείται κατά το δυνατόν το κόστος για τους οικιακούς καταναλωτές Η μέση τιμή στο Χρηματιστήριο τον Μάρτιο, μέχρι στιγμής, διαμορφώνεται κάτω από τα 110 ευρώ ανά μεγαβατώρα ενώ το Φεβρουάριο ξεπέρασε τα 150 ευρώ. Η υποχώρηση των τιμών οφείλεται κατά κύριο λόγο στο συνδυασμό της αυξημένης παραγωγής από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας με τη μειωμένη ζήτηση. Πρόκειται για εποχικό φαινόμενο που επαναλαμβάνεται την άνοιξη και το φθινόπωρο καθώς υπάρχει ηλιοφάνεια αλλά και ισχυροί άνεμοι που αυξάνουν την πράσινη παραγωγή σε περίοδο που οι θερμοκρασίες (με εξαίρεση την κακοκαιρία στις αρχές της εβδομάδας) δεν επιβάλλουν τη χρήση θέρμανσης ή κλιματισμού. Η υπερπαραγωγή των ΑΠΕ δημιουργεί ωστόσο "παράπλευρες απώλειες" στο "μέτωπο" της ευστάθειας του δικτύου, καθώς όταν η παραγωγή ξεπερνά τη ζήτηση, μπορεί να προκληθούν διακυμάνσεις στην τάση και τη συχνότητα, επηρεάζοντας τη σταθερότητα του δικτύου. Τα προβλήματα εντείνονται περαιτέρω σε περιόδους αργιών όπως η τρέχουσα (ενόψει της αργίας της 25ης Μαρτίου) και το Πάσχα οπότε η ζήτηση είναι ακόμα χαμηλότερη. Για αυτόν τον λόγο οι διαχειριστές των δικτύων μεταφοράς και διανομής (ΑΔΜΗΕ και ΔΕΔΔΗΕ) λαμβάνουν έκτακτα μέτρα περιορισμού της "πράσινης" παραγωγής με αναγκαστικές περικοπές των μονάδων. Η εικόνα αυτή επαναλαμβάνεται κάθε χρόνο, όμως οι πιέσεις στο δίκτυο αυξάνονται καθώς το παραγωγικό δυναμικό των ΑΠΕ αναπτύσσεται χωρίς να υπάρχει αντίστοιχη αύξηση της ζήτησης. Ακόμη και το 2024 οπότε επιβραδύνθηκε ο ρυθμός ανάπτυξης των ΑΠΕ, προστέθηκαν στο διασυνδεδεμένο σύστημα 580 μεγαβάτ, ανεβάζοντας τη συνολική ισχύ - σύμφωνα με τα στοιχεία του Διαχειριστή ΑΠΕ, ΔΑΠΕΕΠ - στα 12,08 γιγαβάτ. Συγκριτικά η αιχμή της ζήτησης την περασμένη Κυριακή κυμάνθηκε κοντά στα 7 γιγαβάτ. Απάντηση στο πρόβλημα των περικοπών της παραγωγής ΑΠΕ μπορεί να δώσει η αποθήκευση ενέργειας τόσο στα υδροηλεκτρικά με αντλιοταμίευση όσο και σε μπαταρίες μεγάλης ισχύος που αρχίζουν σταδιακά να εγκαθίστανται από εφέτος στο σύστημα. Επίσης, οι εξαγωγές ηλεκτρικής ενέργειας όταν υπάρχει ζήτηση από γειτονικά συστήματα. Όμως σε συνθήκες υψηλής διείσδυσης των ΑΠΕ όπως αναφέρουν αρμόδιες πηγές είναι δύσκολο να εξαλειφθούν οι περικοπές.

Νέα ρεκόρ σημείωσε το 2023 η αγορά ενέργειας επιτυγχάνοντας αύξηση της διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών αλλά και μείωση της κατανάλωσης παρά την ανάπτυξη της οικονομίας και την υποχώρηση των τιμών σε σχέση με την κορύφωση της ενεργειακής κρίσης. Όπως δήλωσε στο ΑΠΕ-ΜΠΕ ο Πρόεδρος και Διευθύνων Σύμβουλος του ΑΔΜΗΕ κ. Μάνος Μανουσάκης η “πράσινη” παραγωγή, μαζί με τα μεγάλα υδροηλεκτρικά, ήταν πέρυσι το 57% του συνόλου (47,9% οι ΑΠΕ και 9,09% τα υδροηλεκτρικά), καταρρίπτοντας το προηγούμενο ρεκόρ του 2022. Επίδοση που οφείλεται τόσο στις επενδύσεις σε νέες μονάδες ηλεκτροπαραγωγής από ανανεώσιμες πηγές, όσο και στην ανάπτυξη νέων δικτύων που απαιτούνται για την διακίνηση της “πράσινης” ενέργειας. Συνολικά, σύμφωνα με τα στοιχεία των Διαχειριστών που επεξεργάστηκε το Green Tank και παρουσιάζει το ΑΠΕ-ΜΠΕ, το 2023 η ενεργειακή αγορά κατέκτησε 16 νέα ορόσημα που -εκτός από την μείωση της κατανάλωσης- σχετίζονται κυρίως με την αύξηση της συμμετοχής των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, τον περιορισμό της συμμετοχής ορυκτών πόρων στο ενεργειακό ισοζύγιο, την αντίστοιχη αύξηση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και την στροφή των καταναλωτών προς λύσεις αυτοπαραγωγής ενέργειας. Ενδεικτικά, η εγχώρια κατανάλωση φυσικού αερίου μειώθηκε το 2023 κατά 10,1%, η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στο 11μηνο ήταν μειωμένη κατά 2,9% (είναι χαρακτηριστικό ότι η ζήτηση ρεύματος ήταν χαμηλότερη ακόμη και σε σχέση με την αντίστοιχη περίοδο το 2020, το πρώτο έτος της πανδημίας οπότε εφαρμόστηκε η καραντίνα), ενώ μειωμένη κατά 7% ήταν και η κατανάλωση υγρών καυσίμων (βενζίνες και ντίζελ), σύμφωνα με τα στοιχεία του Συνδέσμου των Εταιρειών Εμπορίας Πετρελαιοειδών (ΣΕΕΠΕ). Όπως δήλωσε στο ΑΠΕ-ΜΠΕ ο αναλυτής ενεργειακής πολιτικής του Green Tank, κ. Νίκος Μάντζαρης: “Παρά την αποκλιμάκωση των ενεργειακών τιμών το 2023, η Ελλάδα συνέχισε να μειώνει τόσο την κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας όσο και αυτή του αερίου. Αυτή η τάση σε συνδυασμό με τη συνέχιση της ανάπτυξης των ΑΠΕ, ειδικά από πολίτες μέσω συστημάτων αυτοπαραγωγής, παγιώνει τις αλλαγές στην ενεργειακή συμπεριφορά που ξεκίνησαν κατά τη διάρκεια της κρίσης και αποτελεί ελπίδα για μια πιο αποφασιστική στροφή του ενεργειακού μοντέλου της χώρας προς τη βιωσιμότητα”. Οι εξελίξεις ανά τομέα της ενεργειακής αγοράς σύμφωνα με την ανάλυση του Green Tank κωδικοποιούνται ως εξής: Ηλεκτροπαραγωγή έως και τον Δεκέμβριο του 2023: 1) 672 ώρες (ή 28 ημέρες ή 7,67% του έτους) η Ελλάδα λειτούργησε χωρίς καθόλου λιγνίτη. 2) Η λιγνιτική παραγωγή το 2023 ήταν η χαμηλότερη από τη δεκαετία του ’70. Συνεισέφερε μόλις 4,5 TWh, μια ποσότητα κατά 15% μικρότερη από το προηγούμενο χαμηλό των 5,3 ΤWh του 2021. 3) Η “βουτιά” του ορυκτού αερίου στην ηλεκτροπαραγωγή συνεχίστηκε για δεύτερη συνεχόμενη χρονιά και με 14,7 TWh επιστρέφοντας σχεδόν στα επίπεδα του 2018 (14,1 TWh). 4) Λιγνίτης και ορυκτό αέριο μαζί έδωσαν 4,3 λιγότερες TWh ηλεκτρικής ενέργειας σε σχέση με το 2022 σημειώνοντας ιστορικό χαμηλό αθροιστικής συνεισφοράς με 19,2 TWh. Έως τον Νοέμβριο του 2023: 5) Τα μερίδια του λιγνίτη στην ηλεκτροπαραγωγή (9,9%) και την κάλυψη της ζήτησης (8,9%) έσπασαν για πρώτη φορά το “φράγμα” του 10%. 6) Η καθαρή ενέργεια (ΑΠΕ και μεγάλα υδροηλεκτρικά) με 23,2 TWh κάλυψε για πρώτη φορά περισσότερη από τη μισή ζήτηση (51,2%) και το 57% της ηλεκτροπαραγωγής. 7) Η συνεισφορά μόνο των ΑΠΕ (19,6 TWh) ξεπέρασε για πρώτη φορά αυτή του ορυκτού αερίου και του λιγνίτη μαζί (17,5 ΤWh). 😎 H ζήτηση σε ηλεκτρική ενέργεια (45,3 ΤWh) ήταν η χαμηλότερη της δεκαετίας, μικρότερη ακόμα και από αυτή του πρώτου έτους της πανδημίας το 2020. Εκπομπές Έως τον Νοέμβριο του 2023: 9) Οι εκπομπές ολόκληρου του τομέα ηλεκτροπαραγωγής της Ελλάδας, συμπεριλαμβανομένων των πετρελαϊκών μονάδων στα μη διασυνδεδεμένα νησιά σημείωσαν ιστορικό χαμηλό με 13,35 εκατομμύρια τόνους CO2, 23% λιγότερους από το προηγούμενο χαμηλό των 17,3 εκατ. τόνων του 2022. 10) Ειδικά οι θερμικές μονάδες της ΔΕΗ περιόρισαν το ανθρακικό τους αποτύπωμα στους 10,2 εκατ. τόνους CO2, μια επίδοση κατά 25% χαμηλότερη από τους 13,6 εκατ. τόνους την ίδια περίοδο του 2022. Ορυκτό Αέριο Έως και τον Δεκέμβριο του 2023: 11) Η συνολική κατανάλωση ορυκτού αερίου ήταν 50,9 ΤWh, η δεύτερη χαμηλότερη της εξαετίας (50,4 ΤWh το 2018). Μειώθηκε κατά 10,1% σε σχέση με το 2022 και κατά 27,2% σε σχέση με το 2021, έτος έναρξης της ενεργειακής κρίσης. 12) Στον ηλεκτρισμό (34,54 TWh) και τα δίκτυα διανομής (11,19 TWh) η χρήση του αερίου σημείωσε μείωση το 2023 σε σχέση με το 2022 (-17,1% και -8,1% αντίστοιχα). Αντίθετα η χρήση στη βιομηχανία (5,18 ΤWh) αυξήθηκε σημαντικά (+84,7%) σε σχέση με το 2022, παραμένοντας ωστόσο 27,8% χαμηλότερη από τον μέσο όρο της πενταετίας. 13) 1η πηγή ορυκτού αερίου το LNG από την πύλη εισόδου στη Ρεβυθούσα με 29.49 TWh (54,7%), 2η το ρωσικό αέριο από την πύλη του Σιδηροκάστρου με 14,71 TWh (27,3%). 14) Μεγάλη αύξηση στις εισαγωγές ρωσικού αερίου το 2023. Το ρωσικό αέριο ήταν υπεύθυνο για το 42,8% των συνολικών εισαγωγών της χώρας το οποίο εισήλθε στη χώρα όχι μόνο από τον αγωγό Turkstream (14,71 TWh) αλλά και με τη μορφή LNG στην πύλη της Αγίας Τριάδας (8,38 TWh). Αυτοπαραγωγή & Ενεργειακές Κοινότητες Έως και τον Δεκέμβριο του 2023: 15) Διπλασιασμός της ηλεκτρισμένης ισχύος στην αυτοπαραγωγή συνολικά (από πολίτες, δήμους, αγρότες, ενεργειακές κοινότητες και άλλους φορείς) μέσα σε ένα έτος. To 2023 η ηλεκτρισμένη ισχύς έργων αυτοπαραγωγής έφτασε τα 421,3 MW (216,9 MW ως το 2022, 100,2 ΜW ως το 2021, 53,2 MW ως το 2020, 33,8 MW ως το 2019). 16) Ειδικά η ηλεκτρισμένη ισχύς έργων αυτοπαραγωγής από ενεργειακές κοινότητες τριπλασιάστηκε από 4,2 MW στο τέλος του 2022 σε 14 MW το 2023 (1,2 ΜW ως το 2021, 0,03 MW ως το 2020). Τέλος στην αγορά πετρελαιοειδών καταγράφεται μείωση της κατανάλωσης κατά 7% η οποία οφείλεται στον περιορισμό της ζήτησης πετρελαίου θέρμανσης κατά 32%. Αντίθετα σύμφωνα με τα στοιχεία του ΣΕΕΠΕ η ζήτηση για βενζίνες (που οφείλεται και στην αύξηση της τουριστικής κίνησης) αυξήθηκε κατά 4% και για το ντίζελ κίνησης κατά 3%. Σχετικό αρχείο: https://www.admie.gr/sites/default/files/news/attached-files/2024/01/YEARLY_PRESS RELEASE_2023.pdf

Μεικτά προϊόντα προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας και συμβόλαια τουλάχιστον εξάμηνης διάρκειας μπορούν να προσφέρουν οι πάροχοι. Με τη συγκεκριμένη Υπουργική Απόφαση τροποποιείται προγενέστερη, που αφορούσε στην εφαρμογή του πράσινου τιμολογίου και στη επισήμανση προϊόντων προμήθειας και λογαριασμών κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας. Βάσει της νέας Απόφασης, ως μεικτά προϊόντα νοούνται αυτά που συνδυάζουν χαρακτηριστικά κάποιων από τις τέσσερις κατηγορίες τιμολογίων (σταθερά: μπλε, ειδικό: πράσινο, κυμαινόμενα: κίτρινα και δυναμικά: πορτοκαλί). Τα «μεικτά» ορίζεται πως εμπίπτουν στα προϊόντα προμήθειας κίτρινης σήμανσης. Επιπρόσθετα, επισημαίνεται πως η αρμόδια Ρυθμιστική Αρχή (Ρ.Α.Α.Ε.Υ.) δημοσιεύει, μηνιαίως, στην ιστοσελίδα της τις χρεώσεις που εφαρμόζονται, εκτός του ειδικού τιμολογίου (πράσινο) που ήδη υλοποιείται, κάθε προϊόντος προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, αναλόγως και της διάρκειάς του. Πρόκειται, ειδικότερα, για τις πάγιες χρεώσεις και τις χρεώσεις προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας, οι οποίες δημοσιεύονται υπό τη μορφή πίνακα στο εργαλείο σύγκρισης τιμών της Ρ.Α.Α.Ε.Υ. με ειδική επισήμανση, για λόγους ενισχυμένης διαφάνειας και ενημέρωσης, όσον αφορά στη διάρκεια του προϊόντος. Στην περίπτωση χορήγησης εκπτώσεων από τους παρόχους, δημοσιεύονται οι αντίστοιχες πάγιες χρεώσεις και οι χρεώσεις προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας μετά τον υπολογισμό αυτών, καθώς και η προϋπόθεση, βάσει της οποίας χορηγείται η έκπτωση. Αναφορικά με τη διάρκεια των συμβολαίων, η Απόφαση προβλέπει πως η προσφερόμενη από τον πάροχο ελάχιστη διάρκεια της σύμβασης προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας στον καταναλωτή ορίζεται σε ένα έτος από την ημερομηνία κατά την οποία αρχίζει η παροχή της υπηρεσίας. Ωστόσο, δίνεται η δυνατότητα στους παρόχους να προσφέρουν στους πελάτες τους και συμβόλαια μικρότερης χρονικής διάρκειας, εφόσον το αιτηθεί ο καταναλωτής ή/και συναινέσει στη σχετική προσφορά προμήθειας που θα προτείνεται από τον πάροχο. Σε κάθε περίπτωση, η ελάχιστη διάρκεια ισχύος των προσφερόμενων τιμολογίων προμήθειας δεν μπορεί να είναι μικρότερη των έξι μηνών. Η θεσμοθέτηση αυτών των δυνατοτήτων συμπληρώνει την επιτυχημένη -από πλευράς ενίσχυσης του ανταγωνισμού- εισαγωγή του πράσινου τιμολογίου και γίνεται με κριτήριο τη μεγαλύτερη διαφάνεια και την καλύτερη διασφάλιση των συμφερόντων του καταναλωτή. Η τροποποίηση του παραπάνω θεσμικού πλαισίου στην αγορά προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας τίθεται άμεσα σε ισχύ, με τη δημοσίευση της σχετικής Απόφασης στην Εφημερίδα της Κυβερνήσεως. FEK-2024-Tefxos B-00742

Το 2024, για δεύτερη φορά από το 1990, η Ελλάδα υπήρξε καθαρός εξαγωγέας ηλεκτρικής ενέργειας. Η καθαρή ενέργεια (ΑΠΕ και μεγάλα υδροηλεκτρικά) κάλυψε λίγο περισσότερο από τη μισή ζήτηση στην επικράτεια (50.5%). Η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας αυξήθηκε κατά 5.5% σε σχέση με το 2023, έπειτα από 2 συναπτά έτη μείωσης. Την αύξηση της ζήτησης κάλυψε κυρίως το ορυκτό αέριο, το οποίο αυξήθηκε περισσότερο από τις ΑΠΕ μεταξύ 2023-2024. Η παρούσα ανάλυση αφορά την ηλεκτροπαραγωγή σε ολόκληρη την επικράτεια και βασίζεται στα τελευταία διαθέσιμα μηνιαία δεδομένα του ΑΔΜΗΕ για το διασυνδεδεμένο δίκτυο (Δεκέμβριος 2024) και του ΔΕΔΔΗΕ για τα μη διασυνδεμένα νησιά (Νοέμβριος 2024). Επιπλέον, αξιοποιεί τα πλέον πρόσφατα στοιχεία του ΔΕΔΔΗΕ για τη χαμηλή και μέση τάση, καθώς και για την εγκατεστημένη ισχύ συστημάτων αυτοπαραγωγής (Αύγουστος 2024). Για την ακριβέστερη προσέγγιση της ηλεκτροπαραγωγής από ΣΗΘΥΑ στη χαμηλή και μέση τάση, όπως και για τους συντελεστές χρησιμοποίησης φωτοβολταϊκών που απαιτούνται για την εκτίμηση της αυτοπαραγωγής, αξιοποιούνται τα δεδομένα του δελτίου του ειδικού λογαριασμού ΑΠΕ (ΕΛΑΠΕ) του ΔΑΠΕΕΠ ως τον Οκτώβριο του 2024. Μπορείτε να διαβάσετε αναλυτικότερα τη μεθοδολογία που ακολουθήθηκε εδώ. Mε 25,269 GWh το 2024, oι ΑΠΕ (χωρίς τα μεγάλα υδροηλεκτρικά) βρέθηκαν μεν στην πρώτη θέση της ηλεκτροπαραγωγής, έμειναν όμως πίσω σε σχέση με την αθροιστική παραγωγή των τριών ορυκτών καυσίμων (ορυκτό αέριο, λιγνίτης και πετρέλαιο) κατά 3,171 GWh. Η εικόνα αυτή είναι αντίθετη με ό,τι ίσχυε μέχρι και το πρώτο εξάμηνο του 2024, όταν οι ΑΠΕ ξεπερνούσαν σε παραγωγή τα ορυκτά καύσιμα αθροιστικά. Η αντιστροφή κατά το δεύτερο εξάμηνο συνέβη κυρίως λόγω της αυξημένης συνεισφοράς του αερίου. Το ορυκτό αέριο με 21,343 GWh βρέθηκε στη δεύτερη θέση, απέχοντας μόλις 623 GWh από το ιστορικό υψηλό του 2021 (21,966 GWh). Αυξήθηκε κατά 35.9% σε σχέση με το 2023, μια πολύ ισχυρότερη αυξητική τάση σε σχέση με την αντίστοιχη των ΑΠΕ (+19.8%). Μάλιστα, η αύξηση αυτή ήρθε έπειτα από 2 έτη συνεχόμενης μείωσης. Με 3,860 GWh, το πετρέλαιο στα μη διασυνδεδεμένα νησιά κατατάχθηκε στην τρίτη θέση, με μικρή σχετικά διαφορά από τα μεγάλα υδροηλεκτρικά (3,482 GWh) που βρέθηκαν στην τέταρτη θέση. Στην πέμπτη θέση με 3,236 GWh ακολούθησε ο λιγνίτης, σημειώνοντας ιστορικό χαμηλό το 2024. Το 2024 οι καθαρές εξαγωγές έφτασαν τις 307 GWh. Από το 1990 που υπάρχουν σχετικά δεδομένα της Eurostat, αυτό συνέβη μόνο μια φορά ακόμα, το 2000 με μόλις 11 GWh. Η μεγάλη αύξηση του ορυκτού αερίου (+5,641 GWh) και δευτερευόντως των ΑΠΕ (+4,177 GWh), καθώς και η πολύ μικρότερη αύξηση του πετρελαίου (+202 GWh) το 2024 συγκριτικά με το 2023, αντιστάθμισαν την κατακόρυφη πτώση των καθαρών εισαγωγών (-5,219 GWh), τη σημαντική αύξηση της ζήτησης (+2,960 GWh), την περαιτέρω συρρίκνωση της λιγνιτικής παραγωγής (-1,277 GWh) και τη μικρή μείωση των μεγάλων υδροηλεκτρικών (-565 GWh). Οι αντίστοιχες ποσοστιαίες μεταβολές το 2024, σε σχέση με το 2023, ήταν: Λιγνίτης: -28.3% Ορυκτό αέριο: +35.9% ΑΠΕ: +19.8% Μεγάλα υδροηλεκτρικά: -14% Καθαρές εισαγωγές: -106.3% Πετρέλαιο: +5.5% Ζήτηση: +5.5% Με 28,751 GWh, η καθαρή ενέργεια (ΑΠΕ και μεγάλα υδροηλεκτρικά μαζί) το 2024 ήταν η υψηλότερη της δεκαετίας, αυξημένη κατά 14.4% σε σχέση το 2023 (25,138 GWh). Μάλιστα, ξεπέρασε κατά 311 GWh την ηλεκτροπαραγωγή από τα τρία ορυκτά καύσιμα μαζί (28,439 GWh), η οποία όμως σημείωσε ακόμα μεγαλύτερη αύξηση κατά 19.1% σε σχέση με το 2023. Ωστόσο, παρατηρείται μια επιδείνωση σε σχέση με το 2023, όταν η καθαρή ενέργεια είχε ξεπεράσει για πρώτη φορά τα ορυκτά καύσιμα κατά 1,265 GWh, πολύ περισσότερο δηλαδή από ότι το 2024. Αυτό οφείλεται στην αύξηση του ορυκτού αερίου μέσα στο 2024. Η καθαρή ενέργεια το 2024 κάλυψε λίγο παραπάνω από τη μισή ζήτηση (50.5%), ενώ το μερίδιό της στην ηλεκτροπαραγωγή ήταν χαμηλότερο (50.3%). Οι ΑΠΕ (αιολικά και φωτοβολταϊκά) κυριάρχησαν στην κάλυψη της ζήτησης με μερίδιο 44.4%, ενώ τα μεγάλα υδροηλεκτρικά είχαν μερίδιο 6.1%. Την πρωτοκαθεδρία στην κάλυψη της ζήτησης ανάμεσα στα ορυκτά καύσιμα είχε το ορυκτό αέριο με 37.5%, λίγο χαμηλότερο από το υψηλότερο μερίδιο της δεκαετίας (38.2%) που καταγράφηκε το 2021. Ακολούθησε το πετρέλαιο με 6.8% και τέλος ο λιγνίτης με μόλις 5.7%. Καθώς η Ελλάδα ήταν καθαρά εξαγωγική το 2024, οι καθαρές εισαγωγές είχαν αρνητική συνεισφορά στην κάλυψη της εγχώριας ζήτησης (-0.5%). Όσον αφορά την εγκατεστημένη ισχύ από αιολικά και φωτοβολταϊκά, η πρόοδος συνεχίστηκε και το 2024. Μάλιστα, σύμφωνα με τα τελευταία διαθέσιμα δεδομένα του ΔΑΠΕΕΠ (Οκτώβριος 2024) και του ΔΕΔΔΗΕ (Αύγουστος 2024), η ισχύς που έχει εγκατασταθεί από φωτοβολταϊκά (8.93 GW) έχει ήδη ξεπεράσει τον στόχο του ΕΣΕΚ για το 2025 (8.5 GW). Τα αιολικά αναπτύχθηκαν με μικρότερο ρυθμό μεταξύ 2023-2024 (+2.4%), σε σχέση με το προηγούμενο έτος 2022-2023 (11.6%). Σύμφωνα με στοιχεία της ΕΛΕΤΑΕΝ για το 2024, η συνολική εγκατεστημένη ισχύς των αιολικών έως το 2024 έφτασε τα 5.355 GW. Το μερίδιο των ΑΠΕ στη ζήτηση το 2024 θα ήταν ακόμα μεγαλύτερο αν δεν υπήρχαν περικοπές. Σύμφωνα με τις προβλέψεις της διαδικασίας του ενοποιημένου προγραμματισμού που δημοσιεύει καθημερινά ο ΑΔΜΗΕ, το 2024 περικόπηκαν 860 GWh ΑΠΕ, που αντιστοιχούν στο 3.3% της συνολικής παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ στο ίδιο χρονικό διάστημα. Τον Απρίλιο περικόπηκε η περισσότερη καθαρή ενέργεια (259 GWh) συγκριτικά με τους υπόλοιπους μήνες του έτους, αλλά και με το σύνολο των περικοπών του 2023 (228 GWh), ενώ τον Οκτώβριο καταγράφηκαν οι δεύτερες υψηλότερες περικοπές δηλαδή 141 GWh. Όσον αφορά τους υπόλοιπους μήνες, τον Μάρτιο περικόπηκαν 49 GWh, τον Μάιο 122 GWh, τον Ιούνιο 64 GWh, τον Ιούλιο 33 GWh,τον Αύγουστο 37 GWh, τον Σεπτέμβριο 108 GWh και τον Νοέμβριο 32 GWh. Τον Δεκέμβριο καταγράφηκαν οι χαμηλότερες μηνιαίες περικοπές τους έτους 14 GWh, με εξαίρεση τους δύο πρώτους μήνες του έτους που ήταν μηδενικές. Η αποφυγή αυτών των περικοπών θα μπορούσε να περιορίσει τη χρήση ορυκτού αερίου, συνεισφέροντας έτσι στη μείωση των τιμών στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας. Μέσα στο 2024: Τον Μάιο: Η λιγνιτική παραγωγή ήταν η χαμηλότερη από καταγραφής μετρήσεων (50 GWh), ενώ η δεύτερη χαμηλότερη σημειώθηκε τον Οκτώβριο 2024 (65 GWh). Τον Ιούλιο: Καταγράφηκε ρεκόρ μηνιαίας παραγωγής από ΑΠΕ (2,639 GWh) στην επικράτεια. Η ζήτηση (6,475 GWh) ήταν η υψηλότερη μηνιαία της τελευταίας δεκαετίας. Η παραγωγή από ορυκτό αέριο (2,412GWh) ήταν η δεύτερη υψηλότερη της τελευταίας δεκαετίας μετά τον Ιούλιο 2021 (2,490 GWh). Τον Νοέμβριο Καταγράφηκε ρεκόρ μηνιαίων καθαρών εξαγωγών (646 GWh). Η μέση μηνιαία τιμή στην χονδρεμπορική αγορά (Day Ahead Market) ήταν η υψηλότερη του έτους (137.4 €/MWh) Συνολικά το 2024 5 από τους 12 μήνες ήταν καθαρά εξαγωγικοί. Το 2023 αυτό είχε συμβεί μόνο για 2 μήνες. Η λιγνιτική παραγωγή ήταν 0 για το 22.9% των ωρών του 2024 (2009 ώρες), τριπλάσιο ποσοστό από αυτό του 2023 (7.7%, 672 ώρες). Καταγράφηκαν επίσης οι περισσότερες συνεχόμενες μέρες με 0 λιγνίτη (21 ημέρες το 2024, ενώ το 2023 ήταν 9). Η κατανάλωση ηλεκτρικής ενέργειας το 2024 στην επικράτεια (56,899 GWh) αυξήθηκε κατά 5.5% (+2,960 GWh) σε σχέση με το 2023, έπειτα από 2 έτη συνεχόμενης μείωσης. Αύξηση παρατηρήθηκε και σε σχέση με τον μέσο όρο της πενταετίας 2019-2023 κατά 1.8%.

Τροπολογία, η οποία αφορά στην επιδότηση οφειλών των Δημοτικών Επιχειρήσεων Ύδρευσης και Αποχέτευσης προς παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας κατατέθηκε σε σχέδιο νόμου του Υπουργείου Υποδομών και Μεταφορών, με τίτλο: «Αναδιάρθρωση σιδηροδρομικού τομέα και ενίσχυση ρυθμιστικών φορέων μεταφορών». Το συνολικό ύψος της επιδότησης διαμορφώνεται σε 200 εκατ. ευρώ. Η τροπολογία προβλέπει πως από τα έσοδα του ειδικού λογαριασμού του Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης επιδοτείται μέρος των οφειλών των Δημοτικών Επιχειρήσεων Ύδρευσης και Αποχέτευσης (Δ.Ε.Υ.Α.), οι οποίες έχουν καταστεί ληξιπρόθεσμες έως την 31η Οκτωβρίου 2024 προς τους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας. Για την επιδότηση λαμβάνονται υπόψη τα ταμειακά διαθέσιμα των Δ.Ε.Υ.Α. που μπορούν να διατεθούν για την αποπληρωμή των ληξιπρόθεσμων οφειλών τους προς τους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας, που διαπιστώνονται με έκθεση απογραφής, η οποία συντάσσεται από ορκωτό ελεγκτή – λογιστή, σε κάθε Δ.Ε.Υ.Α. με ληξιπρόθεσμες οφειλές προς τους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας. Η επιδότηση μεταφέρεται έως την 31η Δεκεμβρίου 2024 σε λογαριασμούς των παρόχων ηλεκτρικής ενέργειας σε πιστωτικά ιδρύματα, που υποδεικνύονται από αυτούς στην εταιρεία με την επωνυμία «Διαχειριστής Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας και Εγγυήσεων Προέλευσης Ανώνυμη Εταιρεία» (Δ.Α.Π.Ε.Ε.Π. Α.Ε.), που διαχειρίζεται τον ειδικό λογαριασμό «Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης». Αν υπάρχουν οφειλές μίας Δ.Ε.Υ.Α. προς περισσότερους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας, η επιδότηση επιμερίζεται αναλογικά σε όλους τους παρόχους. Σημειώνεται πως επιδοτείται το 70% της οφειλής κάθε Δ.Ε.Υ.Α. προς τους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας: α) αν, εντός του 2025, οι αρμοδιότητες της οικείας Δ.Ε.Υ.Α. περιέλθουν στην Εταιρεία Υδρεύσεως και Αποχετεύσεως Πρωτευούσης A.E. και στην Εταιρεία Ύδρευσης και Αποχέτευσης Θεσσαλονίκης Α.Ε. β) αν, εντός 6 μηνών από την έναρξη ισχύος του άρθρου εφαρμόζεται η περίπτωση περί επέκτασης της περιοχής αρμοδιότητας συνιστώμενης επιχείρησης δήμου ή κοινότητας. Σε αυτή την περίπτωση, δύνανται να ρυθμίζουν τη σταδιακή πληρωμή του υπολοίπου της οφειλής τους μετά από την καταβολή της επιδότησης, εντός τεσσάρων ετών. Αν δεν πληρούνται οι παραπάνω προϋποθέσεις, η εκάστοτε Δ.Ε.Υ.Α. επιδοτείται σε ποσοστό έως 30% της οφειλής της προς τους παρόχους ηλεκτρικής ενέργειας, εφόσον τη 15η Ιανουαρίου 2026 πληροί συγκεκριμένες προϋποθέσεις που διασφαλίζουν τη δυνατότητα της ΔΕΥΑ να λειτουργεί αποτελεσματικά (προβλέπονται στις παρ. 3 και 4 του άρθρου 12Β του ν. 4001/2011). Με απόφαση του Υπουργού Περιβάλλοντος και Ενέργειας δύναται να καθίστανται δυνητικοί δικαιούχοι της επιδότησης και άλλοι πάροχοι υπηρεσιών ύδατος, καθώς και να διευκρινίζονται οι λεπτομέρειες αναφορικά με τον προσδιορισμό των δυνητικών δικαιούχων της επιδότησης.

To τελευταίο διάστημα δεν είναι λίγες οι φορές που καταγράφονται αρνητικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας σε πολλές ευρωπαϊκές αγορές. Μάλιστα την περασμένη εβδομάδα οι παραγωγοί προσφέρθηκαν να πληρώσουν έως και 500 ευρώ ανά MWh σε όποιον έπαιρνε την ηλεκτρική τους ενέργεια. Η τιμή αυτή αποτελεί το μέγιστο επιτρεπόμενο όριο βάσει των κανονισμών της Ευρωπαϊκής Ένωσης. Οι αρνητικές τιμές ρεκόρ –μια κατάσταση κατά την οποία οι παραγωγοί επί της ουσίας πληρώνουν τους καταναλωτές για την ηλεκτρική ενέργεια που χρησιμοποιούν– αντανακλά τη δυναμική που επιφέρουν οι ανανεώσιμες πηγές ενέργειας. Παράλληλα, ωστόσο, αποκαλύπτουν και το γεγονός ότι οι ευρωπαϊκές χώρες δεν είναι έτοιμες να αξιοποιήσουν πλήρως το δυναμικό της αιολικής και της ηλιακής ενέργειας. Αξίζει εδώ να σημειωθεί πάντως ότι, πρόκειται για τιμές χονδρικής που αφορούν σε σύντομες χρονικές περιόδους κι ως εκ τούτου οι καταναλωτές, δεν μπορούν -επί του παρόντος τουλάχιστον- να ωφεληθούν. Ερωτηθείς από το Balkan Green Energy News, για το τι προκαλεί τις αρνητικές τιμές σε όλη την Ευρώπη, ο Miha Pregl, Διευθυντής Ευρωπαϊκών Αγορών Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ένωση Ενέργειας των Ηνωμένων Πολιτειών (USEA), υπογραμμίζει ότι οι αρνητικές τιμές είναι πραγματικά σπάνιες, ειδικά το όριο των 500 ευρώ. «Δεδομένου ότι η επίτευξη του ορίου είναι πάντα ένα εξαιρετικό γεγονός, θα περιμένουμε τις ανταλλαγές ενέργειας στην Ευρώπη για να αναλύσουμε λεπτομερώς την κατάσταση», είπε. «Μια αρνητική τιμή είναι μια συνθήκη της αγοράς όταν ο παραγωγός, για διαφορετικούς λόγους, δεν είναι διατεθειμένος να σταματήσει την παραγωγή, ακόμα κι αν πρέπει να πληρώσει για αυτό. Οι λόγοι για αυτό είναι διαφορετικοί, ίσως είναι πολύ ακριβό να απενεργοποιήσει και ενεργοποιήσει εκ νέου τη μονάδα παραγωγής για μία ώρα κατά τη διάρκεια της ημέρας και ίσως είναι φθηνότερο να πληρώσει για μία ώρα παραγωγής», πρόσθεσε. Παράγοντες της αγοράς υπογραμμίζουν ότι αυτό θα μπορούσε να συμβεί ξανά τα ερχόμενα Σαββατοκύριακα αυτό το καλοκαίρι με τις εξαιρετικά υψηλές θερμοκρασίας, την έντονη ηλιοφάνεια και τους δυνατούς ανέμους. Χαμηλές τιμές ρεκόρ Εκπρόσωποι της κροατικής εταιρείας KOER ανέφεραν ότι έχουν κάποιες μέρες καταγραφεί απίστευτα χαμηλές, ακόμη και αρνητικές, χάρη στην υψηλή παραγωγή ηλιακής και αιολικής ενέργειας. Στο κροατικό ανταλλακτήριο ηλεκτρικής ενέργειας CROPEX, η χαμηλότερη τιμή ήταν μείον 500 ευρώ ανά MWh, ενώ για συνολικά 15 ώρες οι τιμές ήταν μηδενικές ή κάτω από το μηδέν. Παρόμοια τάση παρατηρήθηκε στις αγορές της Αυστρίας, της Ολλανδίας, της Ουγγαρίας, της Γερμανίας και της Σλοβενίας, όπου οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας ήταν μείον 500 ευρώ, ενώ το Βέλγιο, η Γαλλία, το Ηνωμένο Βασίλειο και η Ελβετία κατέγραψαν ασυνήθιστα χαμηλές τιμές. Ερωτηθείς εάν η μεταρρύθμιση του σχεδιασμού της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας της ΕΕ , η οποία βρίσκεται σε εξέλιξη, μπορεί να λύσει αυτά τα προβλήματα, ο Pregl λέει ότι δεν είναι ακόμη σαφές πώς θα είναι η μεταρρύθμιση, επειδή οι διαπραγματεύσεις μεταξύ των μελών της ΕΕ βρίσκονται σε εξέλιξη. Ωστόσο, υπάρχουν και οι χώρες στις οποίες οι αρνητικές τιμές επί της ουσίας δεν επιτρέπονται. Στη Σερβία «Όλα αυτά ήταν αναμενόμενα, και θα συμβεί ξανά σε ορισμένες περιόδους κατά τη διάρκεια του έτους και κατά τη διάρκεια των μεγάλων εορτών, επειδή η παραγωγή υπερβαίνει την κατανάλωση, ιδιαίτερα κατά τη διάρκεια της ημέρας και τις ώρες χαμηλής κατανάλωσης, όταν υπάρχει άφθονη ηλιοφάνεια», σχολιάζει από την πλευρά του ο Dejan Stojčevski, διευθύνων σύμβουλος Λειτουργίας του Χρηματιστηρίου Ενέργειας SEEPEX. Επισημαίνει μάλιστα, πως αυτό καταδεικνύει ότι η περαιτέρω ενσωμάτωση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας απαιτεί επενδύσεις στην αποθήκευση ενέργειας, διότι χωρίς αυτήν, οι επενδύσεις σε ηλιακή και αιολική ενέργεια δεν θα είναι βιώσιμες. Αρνητικές τιμές δεν είναι δυνατές στο SEEPEX, ούτε στη σερβική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας συνολικά. Αν και οι συμμετέχοντες στην αγορά ζήτησαν να εισαχθεί αυτή η επιλογή, αυτό δεν θα ήταν σύμφωνο με τους ισχύοντες κανονισμούς. Μια τέτοια κίνηση θα απαιτούσε αλλαγές στους νόμους για τον φόρο προστιθέμενης αξίας (ΦΠΑ) και την ενέργεια, και πιθανώς στους κανόνες της αγοράς, εξηγεί ο Stojčevski, προσθέτοντας ότι η χαμηλότερη τιμή που επιτρέπεται στο SEEPEX είναι μηδέν. Επί του παρόντος δεν υπάρχουν παίκτες στο χρηματιστήριο ηλεκτρικής ενέργειας της Σερβίας που θα μπορούσαν να βρεθούν σε μια κατάσταση που θα τους επέτρεπε να επωφεληθούν από τις αρνητικές τιμές, αλλά αυτό θα μπορούσε να αλλάξει μόλις ολοκληρωθούν οι προγραμματισμένες μονάδες παραγωγής ενέργειας. Εάν δεν καθιερωθούν αρνητικές τιμές στο SEEPEX, οι παραγωγοί μπορεί να βρεθούν στη δυσάρεστη θέση να μην μπορούν να διαθέσουν την παραγόμενη ηλεκτρική ενέργεια και να αναγκαστούν να πληρώσουν για την εξισορρόπηση, η οποία είναι η πιο ακριβή επιλογή, σύμφωνα με τον ίδιο. Αυτό ισχύει για όλα τα νεοϊδρυθέντα χρηματιστήρια ηλεκτρικής ενέργειας στην περιοχή, όπως το ALPEX της Αλβανίας , το BELEN του Μαυροβουνίου και το χρηματιστήριο ηλεκτρικής ενέργειας στη Βόρεια Μακεδονία , που διαχειρίζεται η MEMO, καθώς και σε άλλες αγορές που δεν έχουν την επιλογή αρνητικής τιμής. Αυτό μπορεί να επιλυθεί επιτρέποντας αρνητικές τιμές – την ευρωπαϊκή λύση που η Σερβία και η υπόλοιπη περιοχή κάποια στιγμή θα αγκαλιάσουν, σύμφωνα με τον Stojčevski.

Με την Ευρώπη να προσπαθεί να απεξαρτηθεί από την ενέργεια της Ρωσίας σε πετρέλαιο και φυσικό αέριο η μεγάλη στροφή είναι σε εναλλακτικές μορφές ενέργειας, με τις ηλιακές και αιολικές υποδομές να συνεισφέρουν μαζί πάνω από το 10% της ενέργειας που παρήχθη παγκοσμίως το 2021. Σύμφωνα με μελέτη του κέντρου μελετών Ember, στο επίπεδο αυτό έφθασαν πέρυσι 50 χώρες, ανάμεσά τους, για πρώτη φορά, η Κίνα και η Ιαπωνία, οι οποίες αντιπροσωπεύουν το 93% της παγκόσμιας ζήτησης. Η Ολλανδία, η Αυστραλία και το Βιετνάμ βιώνουν την ταχύτερη μεταμόρφωση, με το μερίδιο των φωτοβολταϊκών και των αιολικών υποδομών να αυξάνεται κατά δέκα μονάδες τα τελευταία δύο χρόνια. Δέκα χώρες εξασφαλίζουν πάνω από το ένα τέταρτο του ενεργειακού τους μείγματος από αυτές τις δύο πηγές. Ψηλότερα βρίσκονται η Δανία (52%), το Λουξεμβούργο (43%) και η Ουρουγουάη (47%). Συνολικά, το 38% του ηλεκτρικού ρεύματος που καταναλώθηκε το 2021 προήλθε από πηγές που δεν εκπέμπουν διοξείδιο του άνθρακα, συμπεριλαμβανομένων των πυρηνικών ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών. Η βασική πηγή ανανεώσιμης ενέργειας παραμένουν τα υδροηλεκτρικά φράγματα. Κυριαρχεί ο άνθρακας Όμως από τον άνθρακα προήλθε το 36%. Το Ember υπογραμμίζει ότι αυτή η πηγή ενέργειας καταγράφει αξιοσημείωτη άνοδο, παρότι είναι η πιο επιζήμια για το περιβάλλον, λόγω της έκρηξης της ζήτησης για ηλεκτρισμό αφού η πανδημία του νέου κορονοϊού πέρασε σε δεύτερο πλάνο. Πράγματι η παραγωγή των ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών που λειτουργούν με την καύση άνθρακα γνώρισε το 2021 ετήσια άνοδο (+9%) άνευ προηγουμένου "τουλάχιστον από το 1985", καταγράφοντας παραγωγή-ρεκόρ 10.042 TWh. Αν σε αυτή προστεθεί η αύξηση (+1%) του αερίου, οι εκπομπές CO2 που οφείλονταν στον τομέα της παραγωγής ηλεκτρισμού έφθασαν στην κορύφωσή τους πέρυσι, ξεπερνώντας κατά 3% το ρεκόρ του 2018. Αυξήθηκαν κατά 7% σε ετήσια βάση στα 778 εκατ. τόνους. Για να μειωθεί η άνοδος της θερμοκρασίας της Γης στον 1,5° Κελσίου σε σχέση με την προβιομηχανική εποχή, θεωρείται ότι ο τομέας της ηλεκτροπαραγωγής πρέπει να επεκταθεί σε νέα πεδία χρήσης (μεταφορές, θέρμανση κ.λπ.) και να πάψει εντελώς να εκπέμπει διοξείδιο του άνθρακα. Ο τομέας της αιολικής και της ηλιακής ενέργειας κατέγραψε αύξηση 17% το 2021 και αναμένεται να συνεχίζει να μεγεθύνεται με ετήσιο ρυθμό γύρω στο 20% ως το 2030, πάντα σύμφωνα με τους υπολογισμούς του Ember.

Διεύρυνση και επιτάχυνση του επενδυτικού προγράμματος για ανανέωση των κρίσιμων στοιχείων του συστήματος μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας ανακοίνωσε ο ΑΔΜΗΕ, με αφορμή την επιδείνωση της κλιματικής κρίσης και αυξανόμενη ανάγκη θωράκισης του Συστήματος Μεταφοράς. Στο πλαίσιο αυτό ο προϋπολογισμός του προγράμματος για την περίοδο 2021-2026 αυξήθηκε από 80 σε 200 εκατ, ευρώ προκειμένου στο διάστημα αυτό να αντικατασταθεί το 60% των υφιστάμενων στοιχείων του Συστήματος με γνώμονα την αντικατάσταση κάθε στοιχείου εξοπλισμού με ηλικία άνω των 24 ετών. Ο σχεδιασμός του προγράμματος είναι εμπροσθοβαρής, προκειμένου ο πλέον κρίσιμος εξοπλισμός του Συστήματος Υψηλής και Υπερυψηλής Τάσης να έχει ανανεωθεί μέχρι το τέλος του 2023, ενώ σχεδόν το σύνολο των διακοπτών 400 kV (69 από 74), θα έχουν αντικατασταθεί έως το 2024. Το 2021 Διαχειριστής αντικατέστησε ή ανακαίνισε πλήρως 74 στοιχεία εξοπλισμού, ενώ τα αντίστοιχα έργα που ολοκληρώθηκαν κατά την τριετία 2018-2020 ήταν 76. Με τον ρυθμό αυτό, εκτιμάται ότι το πρόγραμμα μπορεί να ολοκληρωθεί και πριν από το 2026, ανάλογα με τις δυνατότητες των επόμενων ετών. Παράλληλα, δρομολογούνται έργα τεχνολογικής αναβάθμισης του Συστήματος της Κρήτης, τα οποία έχουν ενσωματωθεί και στο νέο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης 2023-2032.

1. Εγκατεστημένη Ηλεκτρική Ισχύς των ΑΠΕ σε Πλανητικό Επίπεδο Όπως έχει καταστεί διαχρονικά σαφές για τις ανθρώπινες κοινωνίες, η ηλεκτρική ενέργεια θεωρείται η πιο εύχρηστη και τελικά η πιο απαραίτητη ενεργειακή μορφή που χρησιμοποιεί ο σύγχρονος άνθρωπος για την κάλυψη των αναγκών του. Λαμβάνοντας υπόψιν τη διαρκώς αυξανόμενη ανησυχία του ανθρώπου για τη σταδιακή υποβάθμιση του περιβάλλοντος αλλά και την απειλή της εξάντλησης των αποθεμάτων των συμβατικών καυσίμων, αρχικά με αφορμή τις διαδοχικές πετρελαϊκές κρίσεις του ’70 και ακολούθως με την πυρηνική καταστροφή του Τσερνόμπιλ (1986), ξεκίνησε μία δυναμική και συστηματική προσπάθεια αξιοποίησης των διαθέσιμων Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), κυρίως για την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας. Σχήμα 1: Διαχρονική Μεταβολή Εγκατεστημένης Πλανητικής Ηλεκτρικής Ισχύος ΑΠΕ. Πράγματι, ήδη από τις αρχές της δεκαετίας του ’80 άρχισαν να καταγράφονται πρώιμες μεν τεχνολογικά, ιδιαίτερα δε φιλόδοξες προσπάθειες αξιοποίησης τόσο της αιολικής όσο και της ηλιακής ενέργειας, με πρώτο μαζικό "τεχνολογικό πείραμα" αυτό της εγκατάστασης περίπου 16000 αιολικών μηχανών (περίπου 1700 MWe εγκατεστημένης ισχύος) στην πολιτεία της Καλιφόρνια. Μία σαφώς πιο ώριμη τεχνολογική εφαρμογή των ΑΠΕ ήταν και είναι η αξιοποίηση του υδάτινου δυναμικού στις υδροηλεκτρικές μονάδες, τεχνολογία που καταγράφει πλήθος εγκαταστάσεων από τα μέσα του 20ου αιώνα. Αντίστοιχα, την ίδια χρονική περίοδο μικρός αριθμός εφαρμογών στην ηλεκτροπαραγωγή αναφέρονται και στον τομέα της γεωθερμίας όπως και στην αξιοποίηση της βιομάζας, ενώ μία πρωτοποριακή εγκατάσταση αξιοποίησης των παλιρροιών (240 MWe) καταγράφεται από το 1966 στη Γαλλία στον ποταμό La Rance. Τέλος, στις αρχές της δεκαετίας του 1980, δεν είχαν επίσημα καταγραφεί άλλες εφαρμογές αξιοποίησης της θαλάσσιας ενέργειας (π.χ. κυματική ενέργεια, θερμική ενέργεια ωκεανών, κ.λπ.), ενώ η αξιοποίηση της ηλιακής ενέργειας με τη βοήθεια φωτοβολταϊκών πλαισίων βρισκόταν ουσιαστικά σε δοκιμαστικό στάδιο. Σχήμα 2: Κατανομή Εγκατεστημένης Ισχύος Ηλεκτροπαραγωγής στον Πλανήτη μας ανά είδος τεχνολογίας (2020). Στα επόμενα χρόνια, και ειδικότερα από τις αρχές της δεκαετίας του ’80 και μέχρι σήμερα, καταγράφεται μία εντυπωσιακή αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής, όπως αποδίδεται στο Σχήμα 1, ενώ η εγκατεστημένη ισχύς στο τέλος του 2020 αποδίδεται σε ποσοστιαία ανάλυση στο Σχήμα 2. Από τα διαθέσιμα στοιχεία προκύπτει ότι η εγκατεστημένη ισχύς των ΑΠΕ σήμερα υπερβαίνει τα 3000 GWe, υπερδιπλάσια της αντίστοιχης ισχύος το 2010. Πιο συγκεκριμένα, με εξαίρεση τους υδροηλεκτρικούς σταθμούς οι οποίοι εμφανίζουν μία γραμμική αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος τους, που πλέον προσεγγίζει τα 1150 GWe για τους μεγάλους υδροηλεκτρικούς και τα 50 GWe για τους μικρούς, η αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος των αιολικών και των ηλιακών συστημάτων είναι εκθετική, ειδικά μετά το 1995 και το 2005 αντίστοιχα. Στο τέλος του 2020 τα εγκατεστημένα αιολικά πάρκα αντιστοιχούσαν σε περίπου 710 GWe στη στεριά και 35 GWe στη θάλασσα, ενώ αντίστοιχα τα εγκατεστημένα Φ/Β συστήματα στο σύνολο του πλανήτη μας υπερέβησαν τα 700 GWe, με την εγκατεστημένη ισχύ των ηλιακών θερμικών συστημάτων ηλεκτροπαραγωγής να προσεγγίζει παράλληλα τα 6.5 GWe. Τέλος, οι διάφορες τεχνολογίες βιομάζας συμβάλλουν στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής με περίπου 110 GWe, η γεωθερμία με 15 GWe και η θαλάσσια ενέργεια με περίπου 0.5 GWe, κυρίως λόγω των δύο μονάδων αξιοποίησης των παλιρροιών σε Γαλλία και Νότια Κορέα καθώς και περιορισμένου αριθμού πιλοτικών εγκαταστάσεων αξιοποίησης της κυματικής ενέργειας. 2. Ιστορική Εξέλιξη Ενεργειακής Ηλεκτροπαραγωγής των ΑΠΕ Εξετάζοντας στη συνέχεια τη διαχρονική συμβολή των ΑΠΕ στην κάλυψη των αναγκών ηλεκτροπαραγωγής του Πλανήτη μας (Σχήμα 3), η συνεισφορά σχεδόν αποκλειστικά των υδροηλεκτρικών σταθμών είναι ιδιαίτερα αξιόλογη, παρουσιάζοντας αύξηση από τις 1000 TWhe το 1965 σε περίπου 2000 TWhe το 1990. Από το 1990 κι έπειτα αρχίζει παράλληλα να καταγράφεται αξιόλογη παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από κάθε μορφής βιομάζα καθώς και μικρή αρχικά συμμετοχή των αιολικών πάρκων, η οποία και ενισχύεται σημαντικά μετά το 2005, οπότε και αλλάζει εκθετικά η παρουσία των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή του Πλανήτη μας. Πράγματι, από το 2005 κι έπειτα (Σχήμα 4), η συμμετοχή των ΑΠΕ στο μίγμα της ηλεκτροπαραγωγής γίνεται σημαντική καθώς αιολικά και φωτοβολταϊκά πάρκα πλησιάζουν τη συνολική παραγωγή των 2000 TWhe και μαζί με τη συμμετοχή της βιομάζας αρχίζουν να αμφισβητούν την πρωτοκαθεδρία των υδροηλεκτρικών σταθμών. Σε κάθε περίπτωση η ετήσια παραγωγή των ΑΠΕ υπερβαίνει πλέον τις 7500 TWhe, αντιπροσωπεύοντας περισσότερο από το 25% της πλανητικής κατανάλωσης ηλεκτρικής ενέργειας (περίπου 27000 TWhe), ενώ ενδιαφέρον παρουσιάζει και η έναρξη αξιοποίησης της θαλάσσιας ενέργειας, με τη συμμετοχή επί του παρόντος μόνο των θαλάσσιων αιολικών πάρκων. Σχήμα 3: Διαχρονική Εξέλιξη Ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ σε επίπεδο Πλανήτη και επιλεγμένων περιοχών. Βλ. Άρθρο Σχήμα 4: Διαχρονική μεταβολή του ενεργειακού μείγματος ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ, μη λαμβάνοντας υπόψιν τους υδροηλεκτρικούς σταθμούς. Τέλος, σε εθνικό επίπεδο η συμμετοχή των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή της Ευρώπης και των ΗΠΑ έχει ξεκινήσει ήδη από τη δεκαετία του ’60. Από το 2004 κι έπειτα εντάθηκαν περαιτέρω οι προσπάθειες αξιοποίησης των ΑΠΕ στην ευρωπαϊκή ήπειρο, με αποτέλεσμα το 2020 η συνεισφορά των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή της ΕΕ-27 να υπερβαίνει τις 1700 TWhe. Οι αντίστοιχες προσπάθειες στις ΗΠΑ ξεκίνησαν το 2010 αλλά με σχετικά χαμηλότερη ένταση, ως εκ τούτου το 2020 οι ΑΠΕ στις ΗΠΑ παρήγαγαν περίπου 800 TWhe. Όσον αφορά τις χώρες της ασιατικής ηπείρου, καθοριστική στην αξιοποίηση των ΑΠΕ για την ηλεκτροπαραγωγή αποτελεί η συμβολή της κινεζικής οικονομίας, ενώ περιορισμένη αξιοποίηση των ΑΠΕ καταγράφεται στην Ιαπωνία και την Ινδία. Ειδικότερα για την Κίνα, μετά το 1995 αρχίζει μία εντυπωσιακή ανάπτυξη των εφαρμογών ΑΠΕ, με αποτέλεσμα το 2014 η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ να υπερβεί αυτήν της ΕΕ και σήμερα η Κίνα να παρουσιάζει περίπου 2200 TWhe από ΑΠΕ, αντιπροσωπεύοντας το 30% περίπου της αντίστοιχης πλανητικής παραγωγής. Ey=CFy.Po.8760 (1) Σε μια προσπάθεια να συγκρίνουμε την εγκατεστημένη ισχύ "Po" των μονάδων αξιοποίησης των ΑΠΕ (μεγάλοι και μικροί υδροηλεκτρικοί σταθμοί, αιολικά πάρκα, φωτοβολταϊκές και ηλιακές θερμικές εγκαταστάσεις, μονάδες αξιοποίησης βιομάζας, γεωθερμικοί και παλιρροϊακοί σταθμοί και κυματικά πάρκα), Σχήμα 5, με την αντίστοιχη ηλεκτροπαραγωγή "Ey" των Σχημάτων 3 και 4, πρέπει να ληφθεί υπόψιν αφενός η εξίσωση (1), αφετέρου ο διαφορετικός (ετήσιος) συντελεστής αξιοποίησης (CFy) των επιμέρους τεχνολογιών ΑΠΕ με βάση και την περιοχή εγκατάστασης. Ειδικότερα, η μακρόχρονη εμπειρία αξιοποίησης των χερσαίων αιολικών πάρκων έχει συμβάλλει έτσι ώστε ο αντίστοιχος συντελεστής αξιοποίησης να κυμαίνεται μεταξύ 25% και 35%, ενώ για τα θαλάσσια αιολικά πάρκα η σχετική περιοχή τιμών κυμαίνεται μεταξύ 35% και 50% σε μακροχρόνια βάση. Αντίστοιχα, για τους φωτοβολταϊκούς σταθμούς ο συντελεστής αξιοποίησης κυμαίνεται μεταξύ 15% και 22%, ενώ για την περίπτωση των υδροηλεκτρικών σταθμών πρέπει να γίνει σαφής διαφοροποίηση μεταξύ μικρών (CFy μεταξύ 30% και 50%) και μεγάλων υδροηλεκτρικών σταθμών, καθώς και αν οι υδροηλεκτρικοί σταθμοί χρησιμοποιούνται αποκλειστικά ως μονάδες αιχμής (CFy μεταξύ 10% και 20%) ή ως μονάδες βάσης, οπότε ο αντίστοιχος συντελεστής αξιοποίησης προσεγγίζει τις τιμές των μικρών υδροηλεκτρικών σταθμών. Βλ. Άρθρο Σχήμα 5: Η συμμετοχή των σταθμών ηλεκτροπαραγωγής από ΑΠΕ στις μονάδες ηλεκτροπαραγωγής περιοχών του Πλανήτη μας το 2018. 3. Ανάπτυξη Αιολικών και Ηλιακών Εφαρμογών (1990-2020) Λαμβάνοντας υπόψιν ότι τα τελευταία είκοσι χρόνια καταγράφεται μία εκθετική αύξηση των εφαρμογών αρχικά της αιολικής και πιο πρόσφατα της ηλιακής ενέργειας στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής, η ανάλυση που ακολουθεί θα επικεντρωθεί στις εν λόγω τεχνολογίες, οι οποίες και θεωρούνται σχεδόν αποκλειστικά υπεύθυνες για τη μορφή του Σχήματος 3. Σχήμα 6: Διαχρονική Εξέλιξη Εγκατεστημένης Αιολικής Ισχύος σε επίπεδο Πλανήτη και ΕΕ. Σχήμα 7: Διαχρονική μεταβολή της αιολικής ηλεκτροπαραγωγής σε επίπεδο Πλανήτη καθώς και στις ισχυρότερες οικονομίες του Πλανήτη μας. Ειδικότερα, στο Σχήμα 6 παρουσιάζεται η διαχρονική μεταβολή της εγκατεστημένης αιολικής ισχύος στο χρονικό διάστημα (1990-2020) τόσο σε πλανητικό όσο και σε ευρωπαϊκό επίπεδο. Πέραν του γεγονότος ότι το 2020 η εγκατεστημένη αιολική ισχύς υπερέβη τα 740 GWe (σήμερα (τέλος 2021) προσεγγίζει τα 800 GWe), σημαντική είναι η σταδιακή μείωση του ποσοστού της ΕΕ-28 (220 GWe) λόγω του εντυπωσιακού ρυθμού αύξησης των εγκατεστημένων αιολικών πάρκων στην Κίνα (280 GWe). Η εξέλιξη αυτή συμβαδίζει και με την πορεία της ενεργειακής παραγωγής των αιολικών πάρκων στο Σχήμα 7, όπου περίπου 1600 TWhe προήλθαν το 2020 από την αιολική ενέργεια, με σχεδόν ίση συμμετοχή από την πλευρά της Ευρώπης και της Κίνας. Ειδικότερα για την Ευρώπη, σε ορισμένες χώρες όπως η Δανία, η Γερμανία, η Ισπανία, η Πορτογαλία, η Ιρλανδία και η Ελλάδα, η συμμετοχή της αιολικής ενέργειας στην εγχώρια ηλεκτροπαραγωγή (Σχήμα είναι καθοριστική, με ποσοστά που υπερβαίνουν για τη Δανία το 50% ενώ και για τις υπόλοιπες χώρες κυμαίνονται στην περιοχή του 15% έως 25%. Τέλος, ιδιαίτερα σημαντική και ελπιδοφόρα είναι η αξιοποίηση της θαλάσσιας αιολικής ενέργειας με την κατασκευή θαλάσσιων (offshore) αιολικών πάρκων κυρίως στην Ευρώπη, με τη λειτουργία ήδη σταθμών συνολικής εγκατεστημένης ισχύος ίσης με 35 GWe για την αξιοποίηση του υψηλού διαθέσιμου αιολικού δυναμικού των θαλασσών (Σχήμα 9). Σχήμα 8: Συμμετοχή Αιολικής Ενέργειας στην Ηλεκτροπαραγωγή των μελών της ΕΕ-28. Σχήμα 9: Διαχρονική Εξέλιξη Εγκατεστημένης Θαλασσίας Αιολικής Ισχύος στις ισχυρότερες οικονομίες του Πλανήτη μας. Ανάλογη συμπεριφορά, αλλά με μια καθυστέρηση περίπου 10-15 ετών καταγράφεται και στις εφαρμογές της ηλιακής ενέργειας, με έμφαση στη δημιουργία φωτοβολταϊκών πάρκων καθώς και πιλοτικές κυρίως ηλιακές θερμικές εγκαταστάσεις ηλεκτροπαραγωγής (6.5 GWe). Ειδικότερα, τα μόλις 1 GWe εγκατεστημένης ισχύος φωτοβολταϊκών πάρκων το 2000, έχουν προσεγγίσει τα 710 GWe το 2020 (Σχήμα 10). Πιο συγκεκριμένα, στην Κίνα έχουν εγκατασταθεί περίπου 255 GWe, στην Ιαπωνία, που διεκδικεί από τις ΗΠΑ (76 GWe) τη δεύτερη θέση σε μέγεθος εγκαταστημένων φωτοβολταϊκών πάρκων στον Πλανήτη μας, λειτουργούν περισσότερα από 67 GWe, ενώ η Γερμανία έχει εγκαταστήσει 54 GWe και μαζί με την Ιταλία (21 GWe) και την Ισπανία (15 GWe) αποτελούν τις κυριότερες ευρωπαϊκές περιοχές με σημαντική αξιοποίηση της ηλιακής ενέργειας στην ηλεκτροπαραγωγή. Αντίστοιχα, στην Ασιατική αγορά, εκτός από τη δεσπόζουσα παρουσία της Κίνας και τη διαρκώς αυξανόμενη συμμετοχή της Ιαπωνίας, σημαντική εγκατεστημένη φωτοβολταϊκή ισχύ εμφανίζει η Ινδία (40 GWe), το Βιετνάμ (16.5 GWe) και η Νότια Κορέα (15 GWe), ενώ η Αυστραλία εμφανίζει με τη σειρά της 18 GWe εγκατεστημένης φωτοβολταϊκής ισχύος. Βλ. Άρθρο Σχήμα 10: Διαχρονική Εξέλιξη Εγκατεστημένης Ηλιακής Ισχύος σε επίπεδο Πλανήτη. Βλ. Άρθρο Σχήμα 11: Διαχρονική Εξέλιξη Τεχνολογιών κατασκευής εμπορικών φωτοβολταϊκών πλαισίων. Αναφορικά με τις τεχνολογίες παραγωγής των εμπορικών φωτοβολταϊκών πλαισίων, η κυριαρχία των μονοκρυσταλλικών (mono-Si) πλαισίων στις αρχές της δεκαετίας του ’90 έχει παραχωρήσει (Σχήμα 11) μεγάλο μέρος της αγοράς στα πολυκρυσταλλικά (poly-Si) πλαίσια, τα οποία αντιπροσωπεύουν πλέον περισσότερο από το 50% των σχετικών εφαρμογών. Ενδιαφέρον παρουσιάζει και η συμμετοχή του άμορφου πυριτίου (thin-film) στην κατασκευή των φωτοβολταϊκών πλαισίων, που αν και φάνηκε ότι θα κυριαρχήσει στις ηλιακές εφαρμογές στα τέλη της δεκαετίας του ’90, εντούτοις κατόπιν αρκετών διακυμάνσεων στα επόμενα χρόνια φαίνεται να ισορροπεί σε ένα μερίδιο αγοράς περίπου 15%. Φυσικά, δεν πρέπει να παραληφθούν και οι ιδιαίτερα φιλόδοξες προσπάθειες για αξιοποίηση νέων ανόργανων καθώς και οργανικών ενώσεων (ribbon-Si) για τη βελτίωση της ενεργειακής και οικονομικής απόδοσης των φωτοβολταϊκών πλαισίων που καταγράφηκαν τα επόμενα χρόνια. 4. Οι Προοπτικές Αξιοποίησης των ΑΠΕ Λαμβάνοντας υπόψιν αφενός τις δεσμεύσεις των κρατών μελών του ΟΗΕ (Σύνοδος για το Κλίμα 2021 στη Γλασκώβη) για την προστασία του κλίματος αλλά και την απειλή εξάντλησης των αποθεμάτων συμβατικών (ορυκτών) καυσίμων, το μεγαλύτερο μέρος του Πλανήτη μας επικεντρώνει το ενδιαφέρον του στη δυναμική αξιοποίηση των ΑΠΕ. Από τις διαθέσιμες επιστημονικές αναλύσεις είναι κοινώς παραδεκτό ότι η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ περιορίζει έως και δύο τάξεις μεγέθους τις εκπομπές αερίων του θερμοκηπίου (Σχήμα 12) σε σχέση με τα ορυκτά καύσιμα σε ανάλυση κύκλου ζωής ανά μονάδα παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας (από 450-1200 kg CO2/MWhe σε 20-100 kg CO2/MWhe), γεγονός που αναμένεται να ενθαρρύνει ακόμα περισσότερο τις εφαρμογές των ΑΠΕ στην ηλεκτροπαραγωγή σε υποκατάσταση των ορυκτών καυσίμων. Αξίζει να αναφερθεί ότι η ΕΕ έχει θέσει ως στόχο το 2050 να απουσιάζουν τα αέρια του θερμοκηπίου από τον τομέα ηλεκτροπαραγωγής των κρατών μελών της Ένωσης. Σχήμα 12: Σύγκριση Εκπομπών Αερίων του Θερμοκηπίου από την Αξιοποίηση Όλων των Τεχνολογιών του τομέα της Ηλεκτροπαραγωγής, σε ανάλυση κύκλου ζωής. Συνυπολογίζοντας και τη συγκέντρωση καθώς και τον έλεγχο των αποθεμάτων ορυκτών καυσίμων σε συγκεκριμένες περιοχές του Πλανήτη μας, οι ΑΠΕ αναμένεται να συνεχίσουν να είναι οι ταχύτερα αναπτυσσόμενες (γεωγραφικά κατανεμημένες) ενεργειακές μορφές σε ολόκληρο τον Πλανήτη τα επόμενα χρόνια, υπερκαλύπτοντας το 2025 την παραγωγή των μονάδων που βασίζονται στην καύση του άνθρακα (Σχήμα 13). Πιο συγκεκριμένα, η πλανητική ηλεκτροπαραγωγή το 2050 εκτιμάται ότι θα διπλασιασθεί προσεγγίζοντας τις 45000 TWhe, εκ των οποίων τουλάχιστον το 50% θα προέρχεται από τις τεχνολογίες των ΑΠΕ. Εκτιμάται δε ότι ήδη μετά το 2030 νέες τεχνολογίες ΑΠΕ, όπως η κυματική ενέργεια σε συνδυασμό με τις θαλάσσιες αιολικές εφαρμογές, και η ηλιακή θερμική ενέργεια θα περάσουν σταδιακά κι αυτές σε επίπεδο εμπορικής εφαρμογής. Σχήμα 13: Πρόβλεψη εξέλιξης ενεργειακού μείγματος ηλεκτροπαραγωγής έως το 2050. Ολοκληρώνοντας το Τέταρτο Μέρος της ετήσιας Ενεργειακής Ανάλυσης του Πλανήτη μας, είναι ευδιάκριτη η σημαντική αύξηση της συμμετοχής των ΑΠΕ στον τομέα της ηλεκτροπαραγωγής, με προφανείς προοπτικές για σταδιακή υποκατάσταση των ορυκτών καυσίμων από ΑΠΕ, κυρίως λόγω των προσπαθειών περιορισμού των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου. Στην προσπάθεια αυτή σταθερή είναι εδώ και πολλά χρόνια η συμμετοχή των υδροηλεκτρικών σταθμών, ενώ τα τελευταία χρόνια εντυπωσιακή είναι η αύξηση της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από αιολική και ηλιακή ενέργεια (κυρίως από φωτοβολταϊκούς σταθμούς). Παράλληλα, διαγράφεται μία στροφή των αιολικών εφαρμογών προς το θαλάσσιο χώρο, γεγονός που αναμένεται σταδιακά να ενεργοποιήσει και το ενδιαφέρον για την παράλληλη εγκατάσταση εμπορικών κυματικών μηχανών. Με πρωτοπόρο την Ευρωπαϊκή Ένωση αλλά και με κυρίαρχη την παρουσία της Κίνας, η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ αναμένεται το 2050 να υπερκεράσει την παραγωγή των ορυκτών καυσίμων, καλύπτοντας τουλάχιστον το 50% της πλανητικής ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας έναντι του 27% που αντιπροσωπεύει σήμερα (τέλος 2021). RES Contribution on Elecricity of our Planet_v14.doc Απόσπασμα από τα Συμπεράσματα (Τέταρτο Μέρος) της Ετήσιας Έκθεσης Εργαστηρίου Ήπιων Μορφών Ενέργειας & Προστασίας Περιβάλλοντος, Πανεπιστήμιο Δυτικής Αττικής

Με τροπολογία που κατατέθηκε στο σχέδιο νόμου του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας για τον εκσυγχρονισμό της αδειοδοτικής διαδικασίας έργων ΑΠΕ, προβλέπεται η κατάργηση της ρήτρας αναπροσαρμογής σε κυμαινόμενα τιμολόγια προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας. Η νομοθετική ρύθμιση προβλέπει τα εξής: Έως τις 10 Ιουλίου οι εταιρείες προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας θα πρέπει να αναρτήσουν στην ιστοσελίδα τους τις τιμές που θα ισχύσουν από την 1η Αυγούστου. Οι λογαριασμοί που θα εκδοθούν τον Αύγουστο δεν θα περιλαμβάνουν ρήτρα αναπροσαρμογής. Δίνεται η δυνατότητα στους καταναλωτές να αλλάζουν πάροχο αζημίως, δίχως να χρειάζεται να καταβάλλουν αποζημίωση (penalty) λόγω πρόωρης αποχώρησης. Για την καλύτερη ενημέρωση των καταναλωτών και την ενίσχυση της διαφάνειας, οι εταιρείες προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας υποχρεώνονται να ανακοινώνουν κάθε μήνα σε ευδιάκριτο σημείο στην ιστοσελίδα τους τις χρεώσεις προμήθειας ηλεκτρισμού που θα ισχύουν στα τιμολόγιά τους για τον επόμενο μήνα. Με τον τρόπο αυτόν οι καταναλωτές θα έχουν επαρκές χρονικό διάστημα στη διάθεσή τους προκειμένου να αναζητήσουν φθηνότερα τιμολόγια και να αλλάξουν πάροχο εφόσον το επιθυμούν. Οι εταιρείες προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας υποχρεώνονται να αναγράφουν στους έντυπους και τους ηλεκτρονικούς λογαριασμούς, σε ευδιάκριτο σημείο δίπλα στο πληρωτέο ποσό, το ύψος της επιδότησης από το Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης (ΤΕΜ). Στο ίδιο σχέδιο νόμου περιλαμβάνεται και η θεσμική παρέμβαση στη χονδρεμπορική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, με τη σύσταση μηχανισμού ανάκτησης των υπέρ εσόδων των ηλεκτροπαραγωγών. Ο μηχανισμός εφαρμόζεται από τον Ιούλιο 2022 έως την 1η Ιουνίου 2023 και αποσυνδέει τις υψηλές τιμές στη χονδρική αγορά φυσικού αερίου από τις τιμές ηλεκτρικής ενέργειας: Ειδικότερα: Ορίζονται ανώτατα αποζημίωσης για τις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, βάσει του πραγματικού τους κόστους λειτουργίας. Η διαφορά μεταξύ της χρηματιστηριακής τιμής και της αποζημίωσης που θα οριστεί με απόφαση του Υπουργού Περιβάλλοντος και Ενέργειας, θα δεσμεύεται υπέρ του ΤΕΜ και θα χρησιμοποιείται για την επιδότηση των οικιακών και επαγγελματικών λογαριασμών ηλεκτρικής ενέργειας και φυσικού αερίου. Από την 1η Ιουλίου με τη νέα θεσμική παρέμβαση στην αγορά ηλεκτρικής ενέργειας απορροφάται: Στους ευάλωτους καταναλωτές που δικαιούνται Κοινωνικό Οικιακό Τιμολόγιο (περίπου 500.000 νοικοκυριά) το 100% της αύξησης. Σε όλα τα οικιακά τιμολόγια έως και το 85% της αύξησης. Σε 1,25 εκατ. μικρομεσαίες επιχειρήσεις το 82% της αύξησης. Στους αγρότες και τα αγροτικά τιμολόγια έως το 90% της αύξησης.

Έπειτα από περίπου 14 χρόνια εργασιών, η μονάδα παραγωγής και αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας Nant de Drance τέθηκε σε λειτουργία τον περασμένο μήνα. Με χωρητικότητα αποθήκευσης ενέργειας αντίστοιχη με περίπου 400.000 μπαταρίες ηλεκτρικών αυτοκινήτων, το υδροηλεκτρικό εργοστάσιο Nant de Drance είναι το πιο πρόσφατο πράσινο ενεργειακό έργο τέτοιου βεληνεκούς στη χώρα. Βρίσκεται σε μεγάλο υψόμετρο στις ελβετικές Άλπεις στο καντόνι του Βαλέ και είναι εξοπλισμένο με τουρμπίνες μεγάλης ευελιξίας. Ενδεικτικά, με μόλις έναν διακόπτη, η μονάδα μπορεί να μετατραπεί από αποθήκη ενέργειας σε μονάδα παραγωγής ηλεκτρισμού. Το τεράστιο έργο, αξίας περίπου 2 δισ. δολαρίων, χρειάστηκε 14 χρόνια να ολοκληρωθεί, αφού μεταξύ άλλων έπρεπε να ανοίξουν τούνελ περίπου 17 χιλιομέτρων, ενώ οι έξι τουρμπίνες είναι τοποθετημένες 600 μέτρα κάτω από τη γη σε μία υπόγεια σπηλιά μεγέθους δύο γηπέδων ποδοσφαίρου. Το Nant de Drance λειτουργεί ως μπαταρία (αντλιοταμιευτήρας) που αποτελείται από δύο μεγάλα σώματα νερού σε διαφορετικά ύψη και υπόγεια κανάλια. Αξιοποιήθηκαν μάλιστα δύο υφιστάμενοι αντλιοταμιευτήρες, με τον έναν να υψώνεται κατά 21,5 μέτρα, ώστε να διπλασιάσει τη χωρητικότητά του. Τώρα μπορεί να συγκρατήσει αντίστοιχη ποσότητα νερού με 6.500 πισίνες ολυμπιακών διαστάσεων. Η περίσσεια ενέργεια μπορεί να χρησιμοποιηθεί για την άντληση νερού από την κάτω λεκάνη προς την υψηλότερη. Όταν η ζήτηση αυξάνεται, το νερό στην υψηλότερη λεκάνη ρέει ξανά στην κάτω δεξαμενή, ενώ καθώς ρέει το νερό, περιστρέφει τις τουρμπίνες παράγοντας υδροηλεκτρική ενέργεια. Γράφημα: CNN Πρόκειται για μία από τις μεγαλύτερες εγκαταστάσεις αυτού του είδους στην Ευρώπη. Ενδέχεται συνεπώς να παίξει καθοριστικό ρόλο στην σταθεροποίηση του ηλεκτρικού δικτύου της ηπείρου, κατά την μετάβαση προς τις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, αλλά και να συμβάλει στην ασφάλεια του ενεργειακού εφοδιασμού με ηλεκτρική της Ελβετίας. Πηγή εικόνων: https://edition.cnn.com/2022/08/01/world/water-battery-switzerland-renewable-energy-climate-scn-hnk-spc-intl/index.html