Μετάβαση στο περιεχόμενο
  • Buildinghow
    HoloBIM Structural

  • Ενέργεια-ΑΠΕ

    Ενέργεια-ΑΠΕ

    1798 ειδήσεις in this category

    1. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Δημοσιεύτηκαν από το Ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας, τα ποσοτικά στοιχεία του μηνιαίου δελτίου συστήματος συναλλαγών ΗΕΠ για τον Μάρτιο 2019, δίνοντας μία συνολικότερη εικόνα για την εξέλιξη των μεγεθών της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, όσον αφορά το Α' τρίμηνο της χρονιάς που διανύουμε.
      Παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας
      Σε επίπεδο παραγωγής τα στοιχεία παρέμειναν αμετάβλητα σε σχέση με τον Ιανουάριο. Όπως προκύπτει, η ΔΕΗ, αν και καταγράφει απώλειες διαχρονικά, εξακολουθεί να παραμένει ο μεγαλύτερος παραγωγός ηλεκτρικής ενέργειας (πλην ΑΠΕ), εφόσον διαθέτει τη «μερίδα του λέοντος» με 71,78% (ισχύς μονάδων: 8.596 MW), ποσοστό που ωστόσο αναμένεται να περιοριστεί με την αποεπένδυση των λιγνιτικών μονάδων σε Φλώρινα και Μεγαλόπολη, το αμέσως επόμενο διάστημα (με την οποία θα απολέσει ισχύ άνω του 1 GW), με προϋπόθεση βέβαια την επιτυχή έκβαση της διαγωνιστικής διαδικασίας.
      Ακολουθούν, επίσης χωρίς καμία μεταβολή, οι: Elpedison, με 6,77%, Mitilineos με 6,40%, η Λιγνιτική Μεγαλόπολης με 4,27% η Korinthos Power με 3,62%, η Heron II Viotias με 3,52%, η Λιγνιτική Μελίτης με 2,41% και η Heron με 1,23%.
      Εγκατεστημένη ισχύς ανά τύπο καυσίμου
      Οι μονάδες ΑΠΕ πρωταγωνιστούν στο διασυνδεδεμένο σύστημα, φτάνοντας πλέον τα 5.609 MW ισχύος (από 5.494 τον πρώτο μήνα του χρόνου). Ακολουθούν αμετάβλητες οι μονάδες φυσικού αερίου με 4.900 MW και οι λιγνιτικές με 3.904 MW. Η χαμηλότερη εγκατεστημένη ισχύς αφορά τις υδροηλεκτρικές μονάδες οι οποίες παρέμειναν επίσης σταθερές με 3.171 MW.
      Η συνδυασμένη ισχύς των μονάδων φυσικού αερίου, υδροηλεκτρισμού και ΑΠΕ άγγιξε το 77,8%, με τις λιγνιτικές μονάδες να αντιπροσωπεύουν το 22,2% του συνόλου (-0,11% σε σχέση με τον Ιανουάριο).
      Στο σύνολο της μηνιαίας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, ισορροπία επικράτησε στα καύσιμα που πρωταγωνίστησαν τον Μάρτιο εφόσον τα ποσοστά έχουν μοιραστεί σχεδόν ισομερώς: με βραχεία κεφαλή επικράτησαν το φυσικό αέριο και ο λιγνίτης με 32,67% (+7,38% σε σχέση με τον προηγούμενο Ιανουάριο) και 31,87% αντίστοιχα, με τις μονάδες ΑΠΕ να ακολουθούν με πολύ μικρή διαφορά, σημειώνοντας διψήφια άνοδο σε σχέση με τον πρώτο μήνα του χρόνου (31,32% σε σύγκριση με 18,04% τον Ιανουάριο).
      Στο τρίμηνο, οι υδροηλεκτρικές μονάδες κινήθηκαν σε χαμηλά ποσοστά που κυμάνθηκαν κατά μέσο όρο στο 5,5%, με πιο «δυνατό» μήνα τον Φεβρουάριο που ανήλθαν σε 7,28%. Τον Μάρτιο 2019, η εγκατεστημένη ισχύς όλων των μονάδων στο διασυνδεδεμένο σύστημα ανήλθε σε 17.553,5 MW, αυξανόμενη κατά 114,4 MW σε σχέση με τον Ιανουάριο, άνοδος που οφείλεται αποκλειστικά σε νέα έργα «πράσινης» ενέργειας.
      Σε επίπεδο μηνιαίας παραγωγής, ανά συμμετέχοντα, η εικόνα τον Μάρτιο είχε ως εξής: ΔΕΗ (31,45%, καταγράφοντας σημαντικές απώλειες, με παράλληλη ενίσχυση των υπολοίπων συμμετεχόντων), ΔΑΠΕΕΠ (31,32%), ΜΥΤΙΛΗΝΑΙΟΣ (9,21%), ELPEDISON (6,91%), ΛΙΓΝΙΤΙΚΗ ΜΕΓΑΛΟΠΟΛΗΣ (7,93%), KORINTHOS POWER (6,1%), ΛΙΓΝΙΤΙΚΗ ΜΕΛΙΤΗΣ (4,01%) και HERON II VIOTIAS (2,81%).
      Το top-10 στην προμήθεια
      Το μερίδιο της ΔΕΗ στην προμήθεια τον Μάρτιο μειώθηκε από 79,76 τον Ιανουάριο % σε 76,6;%
      Οι υπόλοιποι πάροχοι που απαρτίζουν το top-10 (για τον Μάρτιο 2019), κατά σειρά:
      2) Ήρων (4,72%)
      3) Μυτιληναίος (4,69%)
      4) Elpedison (3,73%)
      5) Watt & Volt (1,95%)
      6) NRG (1,77%)
      7) Volterra (1,54%)
      8) ΕΛΤΑ (1,09%)
      9) ΚΕΝ (0,9%)
      10) Attiiki GSC (0,67%)
    2. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Διαγωνισμό προκήρυξε ο ΔΕΔΔΗΕ με σκοπό την ανάδειξη αναδόχου για την προμήθεια Υποβρύχιων Καλωδίων Μέσης Τάσης, συνολικού μήκους 42 χλμ.
      Η εκτιμώμενη αξία της σύμβασης ανέρχεται σε 6.981.750,00 ευρώ (ποσό χωρίς ΦΠΑ, ποσό συμπεριλαμβανομένου του ΦΠΑ: 8.657.370,00 ευρώ) και κατανέμεται ως εξής:
      1) Υποβρύχιο τριπολικό καλώδιο 20KV, κοινού μολύβδινου μανδύα, μόνωσης εμποτισμένου χάρτου (NON DRAINING), απλού οπλισμού, διατομής 3Χ35 mm2 Al, σύμφωνα με την Τεχνική Προδιαγραφή ΔΕΗ GR 214A/Αναθεώρηση 10ος/2010, με συνολικό μήκος 24.800 μέτρων και προϋπολογισμένη αξία 2.604.000 ευρώ.
      2) Υποβρύχιο τριπολικό καλώδιο 20KV, κοινού μολύβδινου μανδύα, μόνωσης εμποτισμένου χάρτου (NON DRAINING), απλού οπλισμού , διατομής 3Χ35 mm2 Cu, σύμφωνα με την Τεχνική Προδιαγραφή ΔΕΗ GR 214A/Αναθεώρηση 10ος/2010, με συνολικό μήκος 14.500 μέτρων και προϋπολογισμένη αξία 1.870.500 ευρώ.
      3) Υποβρύχιο μονοπολικό καλώδιο 20KV, μολύβδινου μανδύα, μόνωσης εμποτισμένου χάρτου (NON DRAINING), απλού οπλισμού, διατομής 1Χ95 mm2 Cu, σύμφωνα με την Τεχνική Προδιαγραφή ΔΕΗ GR 214A/Αναθεώρηση 10ος /2010, με συνολικό μήκος 3.000 μέτρων και προϋπολογισμένη αξία 180.000 ευρώ.
      Ο συνολικός προϋπολογισμός του έργου ανέρχεται σε 4.654.500 ευρώ ενώ συμπεριλαμβάνει και το δικαίωμα προαίρεσης (50% επί της προϋπολογισμένης αξίας). Η συνολική ενδεικτική προϋπολογισμένη αξία: του δικαιώματος προαίρεσης 50% και για τα 3 καλώδια  είναι 2.327.250 ευρώ.
      Η προθεσμία υποβολής των προσφορών έχει οριστεί για την 1η Απριλίου 2019. Περισσότερες πληροφορίες για τον ηλεκτρονικό διαγωνισμό και τις τεχνικές προδιαγραφές του έργου μπορούν να ανακτηθούν στον ιστότοπο του ΔΕΔΔΗΕ.
    3. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Το δίκτυο μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα είναι αδιαμφισβήτητα ένα ζωτικής σημασίας «νευρικό σύστημα» που διανέμει το ηλεκτρικό ρεύμα σε κάθε γωνιά της χώρας, από καταναλωτές υψηλής μέχρι τους καταναλωτές μέσης αλλά και χαμηλής τάσης, η συντριπτική πλειοψηφία των οποίων αφορά τα νοικοκυριά. 
      Με συνολικό μήκος δικτύου που αγγίζει τα 238.000 χλμ. και 7,47 εκατ. πελάτες, ο Διαχειριστής του Ελληνικού Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας, ΔΕΔΔΗΕ ανήκει στους 10 μεγαλύτερους Διαχειριστές Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ευρωπαϊκή Ένωση έχοντας ως πρωταρχικό στόχο την αδιάκοπη διανομή του πολύτιμου αγαθού της ηλεκτρικής ενέργειας σε όλο το φάσμα των καταναλωτών στην Ελληνική επικράτεια, με τις όποιες δυσκολίες και ιδιαιτερότητες υπάρχουν λόγω του ορεινού αναγλύφου και της πληθώρας κατοικημένων νησιών.
      Το 5ετές Σχέδιο Ανάπτυξης του ΔΕΔΔΗΕ προβλέπει επενδύσεις συνολικού ύψους 1,2 δισ. ευρώ, για την υλοποίηση 13 έργων στρατηγικής σημασίας μεταξύ των οποίων και η τηλεμέτρηση των πελατών χαμηλής τάσης, προκειμένου να γίνει ένα σημαντικό βήμα προς την εποχή των «έξυπνων» δικτύων αλλά και να παταχθεί το μείζον πρόβλημα των εκτεταμένων ρευματοκλοπών. Πιο συγκεκριμένα η «λίστα» του ΔΕΔΔΗΕ περιλαμβάνει:
      1. Εκσυγχρονισμό του Κέντρου Ελέγχου Δικτύων Αττικής
      2. Δημιουργία Κέντρου Ελέγχου Δικτύων νησιών
      3. Εκσυγχρονισμό Ελέγχου Δικτύων λοιπής χώρας
      4. Αναβάθμιση περιφερειακού εξοπλισμού τηλεχειρισμών στα Δίκτυα
      5. Εγκατάσταση Συστήματος Γεωγραφικών Πληροφοριών
      6. Νέο Πληροφοριακό Σύστημα Εξυπηρέτησης Πελατών
      7. Εγκατάσταση Συστημάτων Τηλε-εξυπηρέτησης Πελατών
      8. Αναβάθμιση Προγραμματισμού Ανάπτυξης Δικτύων
      9. Ανάπτυξη Υποδομών Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (ΜΔΝ) για εφαρμογή Κώδικα ΜΔΝ
      10. Ανάπτυξη «Έξυπνων Νησιών», Πιλοτικό και προώθηση επέκτασής του
      11. Τηλεμέτρηση Πελατών Χαμηλής Τάσης (ΧΤ), Πιλοτικό και προώθηση επέκτασής του
      12. Αναδιοργάνωση της εφοδιαστικής αλυσίδας
      13. Ανάπτυξη Συστήματος Ενιαίας Διαχείρισης Πληροφοριών
      Αναφορικά με τους νευραλγικής σημασίας «έξυπνους μετρητές», το προηγούμενο διάστημα ο ΔΕΔΔΗΕ ξεκίνησε την παραλαβή των πρώτων 224 χιλ., νέου τύπου, ρολογιών τα οποία σε αυτή τη φάση, θα χρησιμοποιούνται σε νέες συνδέσεις αλλά και σε αντικαταστάσεις παλαιών, μη λειτουργικών μετρητών. Παράλληλα «έτρεξε» και ο διαγωνισμός για τον τηλεπικοινωνιακό τους εξοπλισμό προκειμένου να καταστεί εφικτή η λειτουργία της τηλεμέτρησης.
      Τα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά
      Βέβαια, μία από τις μεγάλες προκλήσεις που καλείται να αντιμετωπίσει ο ΔΕΔΔΗΕ είναι η διασφάλιση της απρόσκοπτης διανομής ηλεκτρικής ενέργειας στα απομονωμένα νησιωτικά συστήματα, τα οποία αφορούν νησιά με διαφορετικά μεγέθη, πληθυσμούς και ανάγκες, μεταβλητές που αντικατοπτρίζονται στις έντονες διακυμάνσεις στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας.
      Τα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά εξυπηρετούνται από 32 ηλεκτρικά συστήματα (για 60 νησιά) εκ των οποίων τα 11 αποτελούνται από 39 διασυνδεδεμένα νησιά ενώ υπάρχουν επίσης 21 συστήματα αυτόνομων νησιών, 31 απομονωμένα μικροδίκτυα και ένα μικρό απομονωμένο σύστημα, η Κρήτη.
      Ενδεικτικά, στα ΜΔΝ ζει το περίπου το 15% του πληθυσμού της χώρας όπου καταναλώνονται όπου καταναλώνεται το 14% της εθνικής ετήσιας κατανάλωσης, ήτοι 43 χιλ. GWh ετησίως (στοιχεία 2017) , με τη ζήτηση να παρουσιάζει ανοδικές τάσεις δεδομένης και της τουριστικής αύξησης.
      Το στοίχημα πάντως είναι η διείσδυση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας στο ενεργειακό μείγμα, τόσο στο ηπειρωτικό σύστημα όσο και στα νησιωτικά (σήμερα στα νησιά, οι ΑΠΕ εκπροσωπούν κάτι παραπάνω από το 1/5 της παραγωγής), κάτι που θα επιτευχθεί με την ολοκλήρωση των κρίσιμων διασυνδέσεων που υλοποιεί ο ΑΔΜΗΕ και θα οδηγήσει σε πολλαπλά οικονομικά και περιβαλλοντικά οφέλη, εφόσον η παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας θα γίνει πιο φθηνή ενώ παράλληλα θα σταματήσει (ή τουλάχιστον θα μειωθεί δραστικά) η λειτουργία των ρυπογόνων Αυτόνομων Σταθμών Παραγωγής που χρησιμοποιούν πετρέλαιο.
      Ποσοτικά μεγέθη του δικτύου Διανομής (μέχρι το τέλος του προηγούμενου έτους):
      - 111.865 χλμ. δίκτυο Μέσης Τάσης (Μ.Τ.)
      - 126.377 χλμ. δίκτυο Χαμηλής Τάσης (Χ.Τ.)
      Συνολικά: 238.242 χλμ. δικτύου
      - 162.614 Υποσταθμοί Μέσης Τάσης προς Χαμηλή Τάση (Υ/Σ ΜΤ/ΧΤ)
      - 989 χλμ. Δίκτυο Υψηλής Τάσης (Υ.Τ.) εκ των οποίων 218 χλμ. στην Αττική και 771 χλμ. στα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά
      - 232 Υποσταθμοί Υψηλής Τάσης προς Μέση Τάση (Υ/Σ ΥΤ/ΜΤ)
      - 7.486.139 πελάτες (11.536 ΜΤ & 7.474.603 ΧΤ)
      - 43.918 GWh Καταναλώσεις Πελατών (11.557 στη ΜΤ & 32.361 στη ΧΤ)
      Φίλιππος Παναγόπουλος-ypodomes.com
    4. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Άλλο ένα στρατηγικό έργο μετάβασης των δικτύων διανομής ηλεκτρισμού στην ψηφιακή εποχή εισέρχεται σε τροχιά υλοποίησης από τον ΔΕΔΔΗΕ. Πιο συγκεκριμένα, ο Διαχειριστής προκήρυξε διαγωνισμό για την ψηφιοποίηση-αποτύπωση-καταχώρηση γεωγραφικών και περιγραφικών δεδομένων του Δικτύου Διανομής Ηλεκτρικής Ενέργειας κάθε μίας εκ των 5 Διευθύνσεων Περιφερειών του, στη βάση δεδομένων Γεωγραφικού Συστήματος Πληροφοριών (GIS), με την εκτιμώμενη αξία του έργου να ανέρχεται σε 32,37 εκατ. ευρώ (ποσό χωρίς ΦΠΑ, ποσό με ΦΠΑ 40,13 εκατ. ευρω).
      Το εν λόγω σύστημα, κατά τη φάση της λειτουργίας του, θα εξυπηρετεί πρωτίστως τις τεχνικές μονάδες του ΔΕΔΔΗΕ, εφόσον θα περιέχει περιγραφικά και τοπογραφικά στοιχεία για το σύνολο του Δικτύου Διανομής. Σημειώνεται ότι το κεντρικό σύστημα υπολογιστών που διαχειρίζεται τη βάση GIS υπάρχει ήδη εξυπηρετώντας πιλοτικά 2 περιοχές της χώρας (Δυτική Θεσσαλονίκη και Μεσόγεια Αττικής) ενώ με το παρόν έργο θα επεκταθεί σε 57 ακόμα, καλύπτοντας έτσι το σύνολο του δικτύου, αρμοδιότητας ΔΕΔΔΗΕ, σε όλη την επικράτεια.
      Όπως περιγράφεται στις τεχνικές προδιαγραφές του έργου, στο υφιστάμενο σύστημα, ως γεωγραφικό υπόβαθρο χρησιμοποιείται το Open Street Map μέσω ειδικού plugin, το οποίο έχει εγκατασταθεί. Μέσω του plugin τα χωρικά δεδομένα του υποβάθρου (π.χ. ρυμοτομικές γραμμές) αποθηκεύονται και σε μορφή vector και ως αντικείμενα στη βάση δεδομένων του Smallworld.
      Επιπλέον, το σύστημα, έχει τη δυνατότητα να απεικονίζει και γεωγραφικά υπόβαθρα που προέρχονται από άλλες πηγές, όπως τα ανοιχτά δεδομένα (αεροφωτογραφίες) που διαθέτει η ΕΚΧΑ Α.Ε., τους ανοιχτούς χάρτες (δορυφορικούς και μη) της Google κ.λπ.
      Ανάμεσα στα άλλα, ο ανάδοχος υποχρεούται να ψηφιοποιήσει, αποτυπώσει και καταχωρήσει στο υφιστάμενο Σύστημα Γεωγραφικών Πληροφοριών του ΔΕΔΔΗΕ το δίκτυο Διανομής Μέσης και Χαμηλής Τάσης αρμοδιότητάς του, ως εξής:
      - Οι θέσεις όλων των στύλων του εναέριου δικτύου Μέσης και Χαμηλής Τάσης θα καταχωρηθούν στο γεωγραφικό υπόβαθρο με βάση την πραγματική τους θέση, με γεωμετρική ακρίβεια καλύτερη του ενός μέτρου, σε σύστημα ΕΓΣΑ 87. Στις αστικές περιοχές, εάν σε κάποιες περιπτώσεις δεν υπάρχει δυνατότητα λήψης συντεταγμένων επαρκούς ακρίβειας, είναι επιτρεπτή, κατόπιν συναίνεσης του ΔΕΔΔΗΕ, η καταχώρησή τους με βάση την αναγνώριση της θέσης του στο γεωγραφικό υπόβαθρο. Επίσης το επιτοίχιο δίκτυο ΧΤ θα αποτυπωθεί με γεωμετρική ακρίβεια καλύτερη του ενός μέτρου.
      - Το υπόγειο δίκτυο θα καταχωρηθεί με βάση τα υφιστάμενα σχέδια, με αναγνώριση της θέσης του στο γεωγραφικό υπόβαθρο. Ειδικά, τα ορατά στοιχεία του υπόγειου δικτύου (π.χ. φρεάτια κιβωτίων ζεύξης ΧΤ, θέσεις Υποσταθμών πόλεως, θέσεις σύνδεσης του υπόγειου με το εναέριο δίκτυο) θα καταχωρηθούν στο γεωγραφικό υπόβαθρο με βάση την πραγματική τους θέση, με γεωμετρική ακρίβεια καλύτερη του ενός μέτρου, σε σύστημα ΕΓΣΑ 87.
      Ωστόσο, για τα στοιχεία αυτά, εάν σε κάποιες περιπτώσεις δεν υπάρχει δυνατότητα λήψης συντεταγμένων επαρκούς ακρίβειας, είναι επιτρεπτή, κατόπιν συναίνεσης του ΔΕΔΔΗΕ, η καταχώρησή τους με βάση την αναγνώριση της θέσης του στο γεωγραφικό υπόβαθρο.
      Ο ανάδοχος οφείλει επίσης να συσχετίσει τα αντικείμενα Accurate Route (Ακριβούς Όδευσης) του υπόγειου και του επιτοίχιου δικτύου με τα αντίστοιχα αντικείμενα Cable Segment (Τμήμα Γραμμής Καλωδίου). Ωστόσο δεν είναι απαραίτητος ο ακριβής καθορισμός της θέσης κάθε Cable στο Cross Section View (Όψη Τομής), δηλαδή δεν είναι απαραίτητο να καταχωρηθεί από τον ανάδοχο ακριβής διάταξη των καλωδίων, όπως αυτά θα φαίνονταν σε ένα σχέδιο τομής, εκτός εάν δοθούν ακριβή στοιχεία από τον ΔΕΔΔΗΕ. Το ίδιο ισχύει και για τις θέσεις των καλωδίων στις διαβάσεις.
      Κατά την καταχώρηση του δικτύου στο Σύστημα, ο ανάδοχος θα πρέπει να δημιουργήσει τα αντίστοιχα κυκλώματα (circuits). Τα κυκλώματα είναι αντικείμενα (objects) του Συστήματος που αποτυπώνουν την ηλεκτρική συνδεσιμότητα του δικτύου.
      Το έργο χρηματοδοτείται από τον ΔΕΔΔΗΕ ενώ έχει εξασφαλίσει συγχρηματοδότηση από το Ευρωπαϊκό Ταμείο Περιφερειακής Ανάπτυξης (ΕΤΠΑ, μέσω του ΕΣΠΑ 2014-2020) και από Εθνικούς Πόρους μέσω ΠΔΕ στο πλαίσιο του Επιχειρησιακού Προγράμματος «Ανταγωνιστικότητα, Επιχειρηματικότητα & Καινοτομία». Ο διαγωνισμός θα διεξαχθεί ηλεκτρονικά.
      Η συνολική χρονική διάρκεια του έργου έχει οριστεί σε 33 μήνες από την ημερομηνία υπογραφής της σύμβασης.
    5. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Περίπου το 72% των εδαφών κατά μήκος του  Διαδριατικού Αγωγού (TAP) έχουν αποκατασταθεί, σύμφωνα με την κοινοπραξία TAP AG.
      Όπως αναφέρεται σε σχετικό μήνυμα, «οι δραστηριότητες αποκατάστασης βρίσκονται σε πλήρη εξέλιξη. Περισσότερα από 550 χιλιόμετρα ή το 72% των περιοχών κατά μήκος της διαδρομής έχουν επανέλθει στις -τουλάχιστον- αρχικές τους συνθήκες».
      Αποτελεί άλλωστε υψηλή προτεραιότητα της κοινοπραξίας η απόδοση της γης στους χρήστες της, ει δυνατόν σε ακόμη καλύτερη κατάσταση απ' όταν την παρέλαβε για την υλοποίηση του ενεργειακού έργου, προτείνοντας σε όσους για παράδειγμα ασχολούνται με τη γεωργία, ακόμη πιο αποδοτικές καλλιέργειες που θα φέρουν πρόσθετα οφέλη στις τοπικές κοινωνίες, πάντα υπό την καθοδήγηση εξειδικευμένου επιστημονικού προσωπικού.
      Για να γίνει κατανοητή η εξέλιξη του έργου, υπενθυμίζεται ότι το συνολικό μήκος του αγωγού θα φτάσει τα 878 χλμ. (550 χλμ. στην Ελλάδα, 215 χλμ. στην Αλβανία, 105 χλμ. στην Αδριατική και 8 χλμ. στην Ιταλία).
      Ο TAP αποτελεί τμήμα του λεγόμενου Νοτίου Διαδρόμου Φυσικού Αερίου και αποτελεί Έργο Κοινού Ενδιαφέροντος (PCI) για την Ευρωπαϊκή Ένωση, εφόσον ενισχύει την ασφάλεια και τη διαφοροποίηση του ενεργειακού εφοδιασμού.
      Το υποθαλάσσιο τμήμα του αγωγού θα ξεκινήσει να κατασκευάζεται τον Ιανουάριο του 2019 ενώ ή έναρξη της εμπορικής λειτουργίας του έργου έχει οριστεί για το 2020.
      Ο Νότιος Διάδρομος και η σημασία του TAP
      Ο Νότιος Διάδρομος Φυσικού Αερίου είναι ένα από τα πιο σύνθετα συστήματα αγωγών φυσικού αερίου που κατασκευάστηκαν ποτέ. Με μήκος που υπερβαίνει τα 4.000 χλμ., θα διέρχεται από επτά χώρες και στην κατασκευή του θα συμμετάσχουν περισσότερες από δώδεκα κορυφαίες εταιρείες ενέργειας. Αποτελείται δε από μεγάλο αριθμό επιμέρους ενεργειακών έργων συνολικής επένδυσης 40 δισ. δολαρίων ΗΠΑ περίπου, ήτοι:
      - Δεύτερη φάση ανάπτυξης του κοιτάσματος Shah Deniz, γεωτρήσεις και υπεράκτιες εγκαταστάσεις άντλησης αερίου στην Κασπία Θάλασσα.
      - Επέκταση των εγκαταστάσεων επεξεργασίας φυσικού αερίου στον τερματικό σταθμό του Sangachal στις ακτές της Κασπίας στο Αζερμπαϊτζάν.
      - Τρία έργα κατασκευής αγωγών:
      α) Αγωγός Νότιου Καυκάσου (SCPX)–Αζερμπαϊτζάν, Γεωργία
      β) Αγωγός φυσικού αερίου Ανατολίας (Trans Anatolian Pipeline-TANAP)–Τουρκία
      γ) Αδριατικός Αγωγός (TAP)–Ελλάδα, Αλβανία, Ιταλία
      - Επέκταση του Ιταλικού δικτύου μεταφοράς φυσικού αερίου
      - Δυνατότητες περαιτέρω σύνδεσης με δίκτυα φυσικού αερίου της Νοτιοανατολικής, Κεντρικής και Δυτικής Ευρώπης
      Ο Νότιος Διάδρομος Φυσικού Αερίου αποτελεί μείζονα συνιστώσα της ενεργειακής πολιτικής της ΕΕ. Ο καθοριστικός ρόλος που διαδραματίζει ο TAP στην υλοποίηση αυτού του οράματος δεν περιορίζεται μόνο στην παροχή σημαντικών οικονομικών οφελών, αλλά επιπλέον διασφαλίζει, για τις επόμενες δεκαετίες, τη βιωσιμότητα μιας εκ των σημαντικότερων οδών μεταφοράς ενέργειας στην Ευρώπη.
    6. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Σε μείζον θέμα εξελίσσεται ο περιορισμός των δικτύων για την εγκατάσταση των νέων αγροτικών φωτοβολταϊκών. Πιο συγκεκριμένα, με τον όρο αγροτικό φωτοβολταϊκό, όπως πέρασε στο πρόσφατο νομοσχέδιο 4602/19 του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας, επιτρέπεται στον κατ’ επάγγελμα αγρότη να φτιάξει ένα φωτοβολταϊκό πάρκο με λειτουργική ενίσχυση.
      Παρ’ όλα τα πλεονεκτήματα, όπως για παράδειγμα το ότι η τιμή είναι αυξημένη κατά 10% από τις τιμές των διαγωνισμών και ότι τα έσοδα από αυτά θα φορολογούνται σαν αγροτικό εισόδημα, πρακτικά ο κορεσμός των δικτύων μεταφοράς και ενέργειας καθιστά αδύνατη αυτήν την εγκατάσταση.
      Ως αποτέλεσμα, οι ενδιαφερόμενοι αγρότες θα αναγκάζονται, παρόλο που έχουν διαθέσιμα χωράφια, να μεταναστεύουν σε άλλες περιοχές, αυξάνοντας το κόστος της εγκατάστασης λόγω του ότι πρέπει να αγοράσουν νέο χωράφι.
      Οι αγρότες στο καινούργιο νομοσχέδιο δεν έχουν προβάδισμα έναντι άλλων εταιρειών, όπως στην προηγούμενη δυνατότητα εγκατάστασης, με αποτέλεσμα πολλοί από τους ενδιαφερόμενους να μην μπορούν να ενταχθούν λόγω κορεσμένων δικτύων
      Σύμφωνα με τη μαρτυρία του Δημήτρη Σάλτα, αγρότη από το Παλιοχώρι Φθιώτιδας, μιας περιοχής που αγκάλιασε την τεχνολογία του φωτοβολταϊκού όσο λίγες στην Ελλάδα, «υπάρχει αδυναμία εγκατάστασης νέων φωτοβολταϊκών συστημάτων στην περιοχή μας και ενδιαφερόμενοι αγρότες στρέφονται σε άλλες περιοχές με ό,τι αυτό συνεπάγεται οικονομικά».
      Για το πρόβλημα του δικτύου επικοινωνήσαμε με τον Κωνσταντίνο Συλαίο, ηλεκτρολόγο-μηχανικό, υπεύθυνο της ENERSYS, εταιρείας ειδικευμένης στον τομέα των φωτοβολταϊκών με έδρα τη Λαμία, να μας ενημερώσει για τα εμπόδια που έχουν προκύψει και αν μπορούν να ξεπεραστούν. Σύμφωνα με τον κ. Συλαίο, «το πρόσφατο νομοσχέδιο δεν έχει ημερομηνία λήξης ούτε και κάποιον περιορισμό στον αριθμό των έργων.
      Παρ’ όλα αυτά, οι αγρότες στο καινούργιο νομοσχέδιο δεν έχουν προβάδισμα έναντι άλλων εταιρειών, όπως στην προηγούμενη δυνατότητα εγκατάστασης, με αποτέλεσμα πολλοί από τους ενδιαφερόμενους να μην μπορούν να ενταχθούν λόγω κορεσμένων δικτύων».
      Συγκεκριμένα, οι περιοχές στη Φθιώτιδα που αντιμετωπίζουν πρόβλημα με τη διαθεσιμότητα του δικτύου είναι η Αμφίκλεια, ο Δομοκός, η Μακρακώμη, η Σπερχειάδα, καθώς και η Αταλάντη, που το δίκτυο είναι περιορισμένο.
      Η απάντηση στην ερώτηση τι γίνεται με όλους αυτούς που εκδηλώνουν ενδιαφέρον, ο κ. Συλαίος μας ενημέρωσε ότι η εταιρεία του έχει πάρει την πρωτοβουλία και ήδη είναι υπό σύσταση τα καταστατικά για τις πρώτες ενεργειακές κοινότητες.
      Μας εξηγεί ότι «οι ενεργειακές κοινότητες δεν είναι τίποτε άλλο από έναν αστικό συνεταιρισμό, τον οποίο απαρτίζουν δεκαπέντε μέλη, αν είναι φυσικά πρόσωπα. Στην πράξη, μέσα από αυτές τις κοινότητες, δίνεται η δυνατότητα στα μέλη να εγκαταστήσουν ένα φωτοβολταϊκό σύστημα σε μία περιοχή που υπάρχει χώρος, δίκτυο, ηλιοφάνεια και να παραγάγουν ηλεκτρική ενέργεια με τα ίδια προνόμια και με το πρόγραμμα της λειτουργικής ενίσχυσης».
    7. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Διευρύνονται, με Κοινή Υπουργική Απόφαση (ΚΥΑ), οι περιοχές, όπου θα είναι δυνατή η εγκατάσταση σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας. Σύμφωνα με ανακοίνωση του ΥΠΕΝ: «για τον σκοπό αυτό, οι κάτοχοι των σταθμών θα πρέπει να συμμετάσχουν στην ανταγωνιστική διαδικασία της Ρυθμιστικής Αρχής Αποβλήτων, Ενέργειας και Υδάτων (ΡΑΑΕΥ), που αναμένεται να πραγματοποιηθεί για τη χορήγηση επενδυτικής και λειτουργικής ενίσχυσης.
      Την ΚΥΑ υπογράφουν ο Υπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κ. Θόδωρος Σκυλακάκης, η Υφυπουργός Περιβάλλοντος και Ενέργειας, κυρία Αλεξάνδρα Σδούκου και ο Αναπληρωτής Υπουργός Εθνικής Οικονομίας και Οικονομικών, κ. Νίκος Παπαθανάσης.
      Ειδικότερα, η Απόφαση προβλέπει πως πέραν του Δήμου Μεγαλόπολης και της Περιφέρειας Δυτικής Μακεδονίας, στην επικείμενη, τρίτη, ανταγωνιστική διαδικασία, θα μπορούν να συμμετέχουν, πλέον, σταθμοί αποθήκευσης, οι οποίοι αναπτύσσονται στο σύνολο των περιοχών που περιλαμβάνονται στο Σχέδιο Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης, δηλαδή οι περιοχές της Δυτικής Μακεδονίας και οι δήμοι Μεγαλόπολης, Τρίπολης, Γορτυνίας και Οιχαλίας.
      Από την ΚΥΑ προκύπτουν τα εξής δύο, βασικά οφέλη:
      Σε περιοχές της Πελοποννήσου, όπου το δίκτυο έχει χαρακτηριστεί με αποφάσεις της ΡΑΑΕΥ ως κορεσμένο και στις περιοχές της Δυτικής Μακεδονίας, όπου λειτουργούν και αναπτύσσονται περισσότερα από 4.000 MW σταθμών Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (ΑΠΕ), θα καταστεί δυνατή η εγκατάσταση σταθμών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας, που θα βοηθήσει στην άρση του κορεσμού και στην αποδοτική ενσωμάτωση και λειτουργία των σταθμών ΑΠΕ. Ενισχύεται η δυναμική της επικείμενης, ανταγωνιστικής διαδικασίας, καθώς αναμένεται να συμμετάσχουν σε αυτήν περισσότεροι σταθμοί αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας».
    8. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Το ειδικό πλοίο απλώνει το καλώδιο πλάι στην γέφυρα Ρίου-Αντιρρίου. Σκάφη με GPS τοποθετούν το καλώδιο στην σωστή θέση στα αβαθή.
      Το καλώδιο ποντίζεται σε βάθος 70 μέτρων. Και ασφαλίζεται 2 μέτρα κάτω από τον πυθμένα της θάλασσας.
       
    9. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Ενισχυμένη η θέση των ΑΠΕ στο 40% στο μείγμα και μάλιστα το καθιστούν εξαγωγικό κατά 1.180 MW  με συνολικό προβλεπόμενο φορτίο 5.770 MW και το φυσικό αέριο στο 50%.
      Στο 5% οι λιγνίτες, στο 5% και τα υδροηλεκτρικά, χαμηλότερα στα 256 g/Kwh οι εκπομπές των CO2.
    10. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Ανεβαίνει το μερίδιο των ΑΠΕ στο 29% στο μείγμα με το φυσικό αέριο να διατηρείται στο 54% και τους λιγνίτες στο 6%.
      Μείωση κατά συνέπεια των εκπομπών CO2 σε χαμηλότερα επίπεδα και πρόβλεψη για ανοδικό συνολικό φορτίο συστήματος στα 6.400 MW.
      Το φυσικό αέριο παραμένει πολύ ψηλά στο καθημερινό μείγμα.
    11. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Εκταμίευση επιπλέον 1,8 δις ευρώ για νέες επενδύσεις σε 13 χώρες με το σύνολο της φετινής χρονιάς να ανέρχεται σε 5,46 δις ευρώ και τον αριθμό επενδύσεων σε όλα τα δικαιούχα κράτη μέλη σε 79 - Ποιοι θα λάβουν χρηματοδοτήσεις
      Έξι ελληνικά έργα μεταξύ των οποίων η αναβάθμιση του δικτύου ηλεκτρισμού μέσω έξυπνων συστημάτων χρηματοδοτούνται από το Ταμείο Εκσυγχρονισμού (Modernisation Fund) της Ευρωπαϊκής Ένωσης, το οποίο χθες ανακοίνωσε την εκταμίευση επιπλέον 1,8 δις ευρώ για νέες επενδύσεις σε 13 χώρες.
      Το Ταμείο χρηματοδοτείται από έσοδα του Συστήματος Εμπορίας Δικαιωμάτων Εκπομπών της ΕΕ (EU ETS) και υποστηρίζει τον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών συστημάτων στην ΕΕ, έργα βελτίωσης της ενεργειακής απόδοσης και μείωσης των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου (GHG) στους τομείς της ενέργειας, της βιομηχανίας και των μεταφορών.
      Δικαιούχοι των πόρων του Ταμείου είναι 13 χώρες της ΕΕ με κατά κεφαλήν ΑΕΠ κάτω από το 75% του μέσου όρου της Ένωσης κατά τα έτη 2016 έως 2018. Τα κράτη μέλη που θα λάβουν τις χρηματοδοτήσεις είναι η Βουλγαρία, η Κροατία, η Τσεχία, η Εσθονία, η Ουγγαρία, η Λετονία, η Λιθουανία, η Πολωνία, η Ρουμανία και η Σλοβακία, καθώς και η Ελλάδα, η Πορτογαλία και η Σλοβενία, οι οποίες κατέστησαν επιλέξιμες για στήριξη από τον Ιανουάριο του 2024, βάσει της αναθεωρημένης οδηγίας για το Σύστημα Εμπορίας Ρύπων.
      Χθες ανακοινώθηκε η δεύτερη εκταμίευση του Ταμείου Εκσυγχρονισμού για το 2025, η οποία προστίθεται στα 3,66 δις ευρώ που είχαν εκταμιευτεί τον Ιούλιο για 34 επενδύσεις, ανεβάζοντας το σύνολο των εκταμιεύσεων τη φετινής χρονιάς σε 5,46 δις ευρώ και τον συνολικό αριθμό επενδύσεων σε όλα τα δικαιούχα κράτη μέλη σε 79.
      Συγκεκριμένα εφέτος πραγματοποιήθηκαν εκταμιεύσεις για την Ελλάδα (163 εκατ. ευρώ), τη Βουλγαρία (50 εκατ. ευρώ), την Κροατία (224 εκατ. ευρώ), την Τσεχία (1,78 δις ευρώ), την Εσθονία (111 εκατ. ευρώ), την Ουγγαρία (279 εκατ. ευρώ), τη Λετονία (40 εκατ. ευρώ), τη Λιθουανία (42 εκατ. ευρώ), την Πολωνία (1,44 δις ευρώ), την Πορτογαλία (15 εκατ. ευρώ), τη Ρουμανία (1,24 δις ευρώ), τη Σλοβακία (26 εκατ. ευρώ) και τη Σλοβενία (47 εκατ. ευρώ).
      Υπενθυμίζεται ότι για το 2024 η Ελλάδα είχε λάβει από το Ταμείο Εκσυγχρονισμού 113,6 εκατ. ευρώ. Από το 2021 ως σήμερα, το Ταμείο έχει διαθέσει συνολικά περισσότερα από 20 δις. ευρώ για 294 επενδύσεις στην καθαρή ενέργεια.
      Τα έργα που μπαίνουν στο Modernisation Fund
      Τα ελληνικά έργα που περιλαμβάνονται στη λίστα προτεραιότητας του Modernisation Fund είναι:
      • Η αντικατάσταση αστικών πετρελαιοκίνητων λεωφορείων με 50 λεωφορεία που θα κινούνται με πράσινο υδρογόνο στην Αθήνα
      • Η αντικατάσταση 50 αστικών πετρελαιοκίνητων λεωφορείων με νέα ηλεκτρικά λεωφορεία στην Αθήνα.
      • Μέτρα ενίσχυσης της ενεργειακής απόδοσης στα δημόσια κτίρια μέσω Σύμβασης Ενεργειακής Απόδοσης (ΕPC), με πρώτη πιλοτική εφαρμογή σε δημοτικές/περιφερειακές πισίνες
      • Σχήμα εκσυγχρονισμού συστημάτων θέρμανσης/ψύξης με τη χρήση ΑΠΕ σε θερμοκήπια
      • Ενεργειακή αναβάθμιση κτιρίου και εκσυγχρονισμός διαδικασίας παραγωγής σε εργοστάσια του υπουργείου Εθνικής Άμυνας.
      • Η αναβάθμιση και ο εκσυγχρονισμός του δικτύου ηλεκτρισμού, μέσω έξυπνων συστημάτων που ενισχύουν τη δυναμικότητα των υποσταθμών και την ενσωμάτωση των ΑΠΕ.
      Και τα 79 έργα που υποστηρίχθηκαν το 2025 επικεντρώνονται στην παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από ανανεώσιμες πηγές, τη χρήση και την ανάπτυξη ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, τον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών δικτύων και τις βελτιώσεις στην ενεργειακή απόδοση.
      Τα δικαιούχα κράτη μέλη μπορούν να υποβάλουν στο Ταμείο νέες επενδυτικές προτάσεις ως τις 15η Ιανουαρίου 2026 για τις προτάσεις χωρίς προτεραιότητα και ως τις 12η Φεβρουαρίου 2026 για τις προτάσεις προτεραιότητας. Οι επενδύσεις προτεραιότητας, που αντιπροσωπεύουν πάνω από το 90% του χαρτοφυλακίου, επικεντρώνονται στον εκσυγχρονισμό των ενεργειακών συστημάτων, στη μείωση των εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου στην ενέργεια, τη βιομηχανία και τις μεταφορές, και στη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης που αναφέρονται στην οδηγία για το ΣΕΔΕ της ΕΕ.
    12. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Τα λεγόμενα περί μηδενισμού των ΥΚΩ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης Κρήτης - Αττικής σε καμία περίπτωση δεν ισχύουν - Σήμερα με τη λειτουργία του της Μικρής Διασύνδεσης Κρήτης - Πελοποννήσου το κόστος των ΥΚΩ υπολογίζεται σε 370 εκατ. ευρώ Την μελέτη επάρκειας του συστήματος ηλεκτρικής ενέργειας της χώρας αναμένει το σύνολο της αγοράς, αλλά και η πολιτική ηγεσία του ΥΠΕΝ, αφού από αυτή εξαρτώνται μια σειρά από κρίσιμες αποφάσεις. Με βάση τη μελέτη επάρκειας η πολιτική ηγεσία του ΥΠΕΝ θα κληθεί να αποφασίσει για το κατά πόσο το νέο ηλεκτρικό σύστημα στο οποίο συμμετέχουν με ποσοστό 50% οι ΑΠΕ έχει ανάγκη από την υιοθέτηση μηχανισμού αποζημίωσης της παροχής επάρκειας ισχύος και ευελιξίας, ενώ οι ενεργειακές εταιρίες θα λάβουν τις επενδυτικές αποφάσεις τους για το ποιες και πόσες νέες μονάδες φυσικού αερίου θα «χτίσουν».

      Η εκπόνηση μελέτης επάρκειας ισχύος αποτελεί έργο του ΑΔΜΗΕ ο οποίος έχει και την ευθύνη λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος της χώρας και καλείται να υποβάλει στη ΡΑΑΕΥ Μελέτη Επάρκειας Ισχύος για την περίοδο 2025-2035 η οποία στη συνέχεια θα τεθεί σε δημόσια διαβούλευση.
      Ωστόσο η εκπόνηση της συγκεκριμένης μελέτης καθυστερεί, γεγονός που σύμφωνα με κάποιες εκτιμήσεις οφείλεται στο ότι ο Διαχειριστής έχει αναθέσει το έργο σε εξωτερικό συνεργάτη και συγκεκριμένα στην εταιρία Grant Thorton με τη συνεργασία του Καθηγητή στο Τμήμα Ηλεκτρολόγων Μηχανικών του ΑΠΘ, Παντελή Μπίσκα.

      Η μελέτη καλείται να περιγράψει τις προϋποθέσεις για τη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος της Ελλάδας χωρίς κινδύνους επάρκειας για το διάστημα 2025-2035 και σε αυτό σημαντικό ρόλο, πέραν των ΑΠΕ, έχουν τα συστήματα αποθήκευσης ενέργειας.
      Ερωτηματικά για τη λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων
      Ωστόσο η απουσία της μελέτης προκαλεί μια σειρά από ερωτηματικά όπως για παράδειγμα τι θα γίνει με τη λειτουργία των λιγνιτικών μονάδων του συγκροτήματος της ΔΕΗ στον Άγιο Δημήτριο.
      Όπως είναι γνωστό η ΔΕΗ στο πλαίσιο του προγράμματος πλήρους απολιγνιτοποίησης της παραγωγής της έως το τέλος του 2026 έχει προγραμματίσει έως το τέλος του 2025 να σβήσει τις τρεις μονάδες (3,4,5) του Αγίου Δημητρίου. Όμως ο ΑΔΜΗΕ εκτιμά ότι για λόγους επάρκειας αλλά και ευστάθειας του συστήματος απαιτείται η συνέχιση της λειτουργίας των τριών μονάδων έως το Σεπτέμβριο του 2026.
      Με δεδομένο ότι η ΔΕΗ επιχειρηματικά εκτιμά πως δεν την συμφέρει η συνέχιση της λειτουργίας του συγκροτήματος του Αγίου Δημητρίου, αφού έχει αυξηθεί το κόστος των δικαιωμάτων ρύπων, ζητεί να αποζημιώνεται για την υπηρεσία που παρέχει στο σύστημα. Αποζημίωση που δεν έχει οριστεί, ενώ σύμφωνα με εκτιμήσεις το κόστος της λιγνιτικής παραγωγής ρεύματος φθάνει στα 240 ευρώ/MWh.
      Εφεδρείες και πρόσθετο καλώδιο
      Ανάλογη είναι και η κατάσταση στην Κρήτη όπου στις 10 Δεκεμβρίου προγραμματίζεται να γίνουν από τον πρωθυπουργό Κυριάκο Μητσοτάκη τα επίσημα εγκαίνια της ηλεκτρικής διασύνδεσης Κρήτης- Αττικής. Η διπλή ηλεκτρική διασύνδεση ξεκίνησε τη δοκιμαστική λειτουργία της τον Αύγουστο του 2025 και το αμέσως επόμενο διάστημα αναμένεται και η εμπορική λειτουργία της.
      Η ΔΕΗ που λειτουργεί στο νησί πετρελαϊκούς σταθμούς, θα ήθελε την απόσυρση τους, πράγμα το οποίο δεν θα συμβεί αφού ο ΑΔΜΗΕ θεωρεί ότι για λόγους ασφάλειας εφοδιασμού οι σταθμοί θα πρέπει να τεθούν σε κατάσταση εφεδρείας. Η εγκατεστημένη ισχύς που διαθέτει η ΔΕΗ στην Κρήτη ανέρχεται σε 600 MW από τα οποία τα 100 MW αφορούν σε σταθμούς που καίνε μαζούτ και οι οποίοι θα σταματήσουν να λειτουργούν αφού χρειάζονται ειδική μεταχείριση (το μαζούτ πρέπει να ζεσταθεί για να λειτουργήσει).
      Θα παραμείνουν λοιπόν σε κατάσταση εφεδρείας, 500 MW (ή τουλάχιστον τόσα ζητάει ο ΑΔΜΗΕ) που αφορούν σε αεριοστροβιλικούς σταθμούς και σταθμούς ντίζελ. Όμως μέχρι στιγμής δεν έχει προσδιοριστεί από τον ΑΔΜΗΕ το ύψος της αποζημίωσης που θα λαμβάνει η ΔΕΗ για να διατηρεί σε εφεδρεία τους συγκεκριμένους σταθμούς.

      Πρέπει να σημειωθεί ότι το καλοκαίρι που πέρασε η ΔΕΗ ενοικίασε και λειτούργησε στην Κρήτη τον σταθμό ανοικτού κύκλου «ΗΡΩΝ 1» ισχύος 147 MW, στο πλαίσιο της συμφωνίας διετούς διάρκειας με τη ΓΕΚ ΤΕΡΝΑ. Η συμφωνία προβλέπει και την προοπτική εξαγοράς της υποδομής.
      Κατά τη διάρκεια των καλοκαιριών μηνών (Ιούλιο και Αύγουστο) η ζήτηση της Κρήτης φθάνει στα 800 MW ξεπερνώντας τη δυναμικότητα του καλωδίου.
      Το γεγονός αυτό σημαίνει ότι οι μονάδες που βρίσκονται στο νησί θα πρέπει να είναι σε θέση να καλύψουν τις ανάγκες της ζήτησης και υπό κανονικές συνθήκες, δηλαδή όχι μόνο σε περίπτωση βλάβης του καλωδίου.

      Σύμφωνα με πρόχειρους υπολογισμούς το ετήσιο κόστος της διαθεσιμότητας των μονάδων της Κρήτης ανέρχεται σε 50-70 εκατ ευρώ. Αυτό σημαίνει ότι τα λεγόμενα περί μηδενισμού των ΥΚΩ λόγω της λειτουργίας της διασύνδεσης Κρήτης - Αττικής σε καμία περίπτωση δεν ισχύουν. Σήμερα με τη λειτουργία του της Μικρής Διασύνδεσης Κρήτης - Πελοποννήσου το κόστος των ΥΚΩ υπολογίζεται σε 370 εκατ. ευρώ. Το ποσό αυτό αναμένεται να μειωθεί αλλά όχι να μηδενιστεί.
      Τέλος πρέπει να αναφερθεί ότι σύμφωνα με παράγοντες της αγοράς η αυξημένη ζήτηση της Κρήτης θέτει αυτονόητα στο τραπέζι τη συζήτηση για την πόντιση ενός ακόμη καλωδίου διασύνδεσης με την Κρήτη ώστε να καλυφθούν πλήρως οι ανάγκες του νησιού. Βεβαίως πρόκειται για ένα σχέδιο που δεν έχει συμπεριληφθεί στο αναπτυξιακό πρόγραμμα του ΑΔΜΗΕ ο οποίος φαίνεται ότι οδηγείται σε αύξηση μετοχικού κεφαλαίου της τάξης του 1 δις ευρώ.
      Πηνελόπη Μητρούλια
    13. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Τα έργα που  έχουν εγκριθεί περιβαλλοντικά  πήραν το «πράσινο φως» για την κατασκευή και λειτουργία τους πλέον ως ένα μεγάλο ενιαίο έργο -Πρόκειται για ένα φωτοβολταϊκό πάρκο  συνολικής ισχύος 212,867 MW (από 236,731 MW αρχικώς) το οποίο αποτελείται από 9 φωτοβολταϊκούς σταθμούς
      Την ίδια ώρα που διάφοροι επενδυτές προσπαθούν να περάσουν κάτω από το ραντάρ του περιβαλλοντικού ελέγχου, η M Renewables του ομίλου Metlen ακολουθεί τελείως διαφορετικό δρόμο. Ειδικότερα, μόλις χθες εγκρίθηκε από την αρμόδια Διεύθυνση Περιβαλλοντικής Αδειοδότησης του Υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας (ΥΠΕΝ)  η τροποποίηση και κωδικοποίηση των περιβαλλοντικών όρων σειράς έργων από το χαρτοφυλάκιο της Εγνατίας που είχε εξαγοραστεί παλαιότερα. 
      Έτσι, τα έργα που  έχουν εγκριθεί περιβαλλοντικά πήραν το «πράσινο φως» για την κατασκευή και λειτουργία τους πλέον ως ένα μεγάλο ενιαίο έργο. 
      Ειδικότερα, πρόκειται για ένα φωτοβολταϊκό πάρκο συνολικής ισχύος 212,867 MW (από 236,731 MW αρχικώς) το οποίο αποτελείται από 9 φωτοβολταϊκούς σταθμούς. 
      Πρόκειται για έργα 11,27 MW «Μπαλλαίικα 1», 17,82 MW «Μπαλλαίικα 6», 3,229 MW «Μπαλλαίικα 7», 39,958 MW «Μπαλλαίικα 8», 30,724 MW «Μπαλλαίικα 9», 24,054 MW «Μπαλλαίικα 13»,  39,183 MW «Μπαλλαίικα 15», 17,654 MW «Μπαλλαίικα 29» και 28,975 MW «Μπαλλαίικα 38» τα οποία βρίσκονται  στους Δήμους Χαλκηδόνος και Ωραιοκάστρου, στην περιφερειακή ενότητα  Θεσσαλονίκης της Περιφέρειας Κεντρικής Μακεδονίας και ανήκουν στην εταιρεία «ΕΓΝΑΤΙΑ ΕΚ.Α. ΜΟΝΟΠΡΟΣΩΠΗ Α.Ε.».
      Στο έργο περιλαμβάνεται και ένα Κέντρο Υπερυψηλής Τάσης 33/400 kV καθώς και μια  εναέρια Γραμμή Μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας 400 kV. Η  διασύνδεση του έργου με το Σύστημα Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (ΕΣΜΗΕ) θα γίνει μέσω υπόγειων γραμμών μέσης τάσης (ΜΤ) 33KV μήκους περίπου 30 χλμ,, από το Φωτοβολταϊκό  Σταθμό  Παραγωγής Ηλεκτρικής Ενέργειας  στο ΚΥΤ «Μπαλαίικα» 33/400 kV, και  μέσω εναέριας Γραμμής Μεταφοράς  400kV μήκους περίπου 7.554 χλμ., από το ΚΥΤ «Μπαλαίικα» 33/400 kV στο υφιστάμενο σύστημα «ΚΥΤ Θεσσαλονίκης – ΚΥT Λαγκαδά». 
      Υποδομές και σταθμός
      Για την πρόσβαση στη θέση του έργου θα χρησιμοποιηθεί το υφιστάμενο οδικό δίκτυο. Καμία νέα διάνοιξη δρόμου και άλλων έργων υποδομής δεν θα απαιτηθούν. Όσον αφορά στο οδικό δίκτυο περιμετρικά των γεωτεμαχίων τα οποία οριοθετούν την περιοχή επέμβασης, υφίστανται ήδη χωματόδρομοι, αγροτικές οδοί μεταβλητού πλάτους καθώς και ασφαλτοστρωμένο πρωτεύον επαρχιακό οδικό δίκτυο, το οποίο εν συνεχεία συνδέεται με το εθνικό οδικό δίκτυο. Η υπάρχουσα υποδομή θα εξυπηρετεί πλήρως το έργο και δεν απαιτούνται επιπλέον παρεμβάσεις, άρα δεν θα υπάρξει περιβαλλοντική επιβάρυνση.
      Συνοπτικά, ο φωτοβολταϊκός σταθμός θα αποτελείται από τα παρακάτω βασικά μέρη:
      345.044 φωτοβολταϊκά πλαίσια. 44 αντιστροφείς στοιχειοσειράς DC/AC (String Invertes). Βάσεις στήριξης φωτοβολταϊκών πλαισίων. 44  Μετασχηματιστές ανύψωσης τάσης ΧΤ/ΜΤ. 44 Ενιαία (compact) προπαρασκευασμένα συγκροτήματα Οικίσκων – Σταθμών Παραγωγής (συγκροτήματα Πεδίων ΧΤ / Μετασχηματιστών ΜΤ / Πεδίων ΜΤ). Γειώσεις και καλώδια DC (συνεχούς ρεύματος)  και AC (εναλλασσόμενου ρεύματος). 8 Τερματικοί Σταθμοί MT εντός ορίων γηπέδων του έργου. Κατασκευή έργων οδικής διασύνδεσης τα οποία περιλαμβάνουν την κατασκευή εσωτερικών διαδρόμων προσπέλασης της εγκατάστασης. Εγκατάσταση συστήματος γείωσης για όλους τους σκοπούς (λειτουργίας, προστασίας από σφάλματα και αντικεραυνικής προστασίας). Κατασκευή περίφραξης του έργου. Εκσκαφή ορυγμάτων για καλώδια και γειώσεις. Επανεπίχωση ορυγμάτων με υλικά λατομείου και προϊόντων εκσκαφής. Επίσης, τα έργα περιλαμβάνονται εγκαταστάσεις σύστηματος ασφαλείας και φύλαξης, συνοδά έργα ηλεκτρικής διασύνδεσης του πάρκου  κ.ά. 
    14. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Οι τιμές του ηλεκτρικού ρεύματος για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 κράτη-μέλη της Ε.Ε., μειώθηκαν σε 13 και παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. - Η μεγαλύτερη αύξηση ήταν στο Λουξεμβούργο (31%), ενώ η μεγαλύτερη μείωση στη Σλοβενία (-13%) - Η Γερμανία είχε τις υψηλότερες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, στα 38,35 € ανά 100 kWh, ακολουθούμενη από το Βέλγιο (35,71 €) και τη Δανία (34,85 €). - Στην Ελλάδα η τιμή για τα νοικοκυριά διαμορφώθηκε κοντά στον μέσο όρο στα 27,85 ευρώ/100 KWH.  Την ώρα που το σχέδιο του ΣΕΒ για κρατική παρέμβαση στο ενεργειακό κόστος των επιχειρήσεων παραμένει σε εκκρεμότητα, τα νέα στοιχεία της Eurostat έρχονται να επιβεβαιώσουν τους φόβους της αγοράς: η Ελλάδα καταγράφει τη μεγαλύτερη αύξηση στην τιμή ηλεκτρικού ρεύματος για επαγγελματικά τιμολόγια σε όλη την Ευρωπαϊκή Ένωση.
      Σύμφωνα με την ευρωπαϊκή στατιστική υπηρεσία, το πρώτο εξάμηνο του 2025 η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για τους μη οικιακούς καταναλωτές αυξήθηκε στη χώρα μας κατά 26,9%, το υψηλότερο ποσοστό μεταξύ των 27 κρατών-μελών. Την Ελλάδα ακολούθησαν η Δανία με αύξηση 17,2% και η Πορτογαλία με 15,1%. Στον αντίποδα, Λουξεμβούργο (-13,3%), Σλοβενία (-9,9%) και Γαλλία (-9%) κατέγραψαν σημαντικές μειώσεις.
      Για τους μη οικιακούς καταναλωτές, η μέση αύξηση σε επίπεδο Ε.Ε. ήταν 0,9% σε σύγκριση με το πρώτο εξάμηνο του 2024, αλλά 2% χαμηλότερη από το δεύτερο εξάμηνο του ίδιου έτους.
      Συνολικά, αυξήσεις σημειώθηκαν σε 11 χώρες της Ε.Ε., μειώσεις σε 12, ενώ σε 4 οι τιμές παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες.


       
      Οι μη οικιακοί καταναλωτές ορίζονται ως οι μεσαίου μεγέθους καταναλωτές με ετήσια κατανάλωση μεταξύ 500 MWh (Μεγαβατώρες) και 2.000 MWh. Γι αυτούς οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025 ήταν υψηλότερες στην Ιρλανδία (0,2726 € ανά KWh) και την Ιταλία (0,2336 € ανά KWh). Οι χαμηλότερες τιμές παρατηρήθηκαν στη Φινλανδία (0,0804 € ανά KWh) και τη Σουηδία (0,0964 € ανά KWh). Η μέση τιμή στην ΕΕ κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025 ήταν 0,1902 € ανά KWh. 
      Οι τιμές για τους μη οικιακούς καταναλωτές περιλαμβάνουν το κόστος παραγωγής, προμήθειας, δικτύου και όλους τους μη επιστρεφόμενους φόρους και επιβαρύνσεις, όπως ορίζει ο Κανονισμός (ΕΕ) 2016/1952, που καθιστά υποχρεωτική τη συλλογή και δημοσιοποίηση στοιχείων για τις τιμές ηλεκτρικής ενέργειας σε οικιακούς και επαγγελματικούς χρήστες. Μέχρι το 2016 οι μη οικιακοί καταναλωτές θεωρούνταν μόνο «βιομηχανικοί», όμως η νέα μεθοδολογία περιλαμβάνει και άλλους επαγγελματικούς κλάδους.


      Οι τιμές στα νοικοκυριά
      Κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, η μέση τιμή ηλεκτρικής ενέργειας για τα νοικοκυριά στην ΕΕ παρέμεινε σε μεγάλο βαθμό σταθερή στα 28,72 € ανά 100 kWh, με μείωση -0,5% από 28,87 € που ήταν  το δεύτερο εξάμηνο του 2024. Αυτό συνεχίζει την περίοδο σταθερότητας των τιμών, αν και οι τιμές εξακολουθούν να είναι πολύ υψηλότερες από τα επίπεδα πριν από την ενεργειακή κρίση του 2022.
      Το μερίδιο των φόρων και των εισφορών στους λογαριασμούς ηλεκτρικής ενέργειας αυξήθηκε από 24,7% το δεύτερο εξάμηνο του 2024 σε 27,6% το πρώτο εξάμηνο του 2025. Ως αποτέλεσμα, η μείωση των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας προ φόρων δεν έχει ακόμη αντικατοπτριστεί στις τελικές τιμές για τους καταναλωτές.
      Σύμφωνα με τα στοιχεία, οι τιμές του ηλεκτρικού ρεύματος για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 κράτη-μέλη της Ε.Ε., μειώθηκαν σε 13 και παρέμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. Η μεγαλύτερη αύξηση παρατηρήθηκε στο Λουξεμβούργο (31%), ενώ η μεγαλύτερη μείωση στη Σλοβενία (-13%). Οι τιμές για τους μη οικιακούς καταναλωτές αυξήθηκαν κατά 0,9% στο πρώτο εξάμηνο του 2025 σε σχέση με το ίδιο διάστημα του 2024, αλλά μειώθηκαν κατά 2% σε σχέση με το δεύτερο εξάμηνο του 2024.
      Η Γερμανία ανέφερε τις υψηλότερες τιμές ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο εξάμηνο του 2025, στα 38,35 € ανά 100 kWh, ακολουθούμενη από το Βέλγιο (35,71 €) και τη Δανία (34,85 €). Στην Ελλάδα η τιμή για τα νοικοκυριά διαμορφώθηκε κοντά στον μέσο όρο στα 27,85 ευρώ/100 KWH.
      Αντίθετα, οι χαμηλότερες τιμές καταγράφηκαν στην Ουγγαρία (10,40 €), τη Μάλτα (12,44 €) και τη Βουλγαρία (13,00 €).



      Σε σύγκριση με το πρώτο εξάμηνο του 2024, σημειώθηκαν σημαντικές αυξήσεις τιμών στο Λουξεμβούργο (+31,3%), την Ιρλανδία (+25,9%) και την Πολωνία (+20,0%). Εν τω μεταξύ, οι μεγαλύτερες μειώσεις τιμών καταγράφηκαν στη Σλοβενία (-13,1%), τη Φινλανδία (-9,8%) και την Κύπρο (-9,5%).
      Εκφρασμένες σε μονάδες αγοραστικής δύναμης (ΜΑΔ), οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας ήταν οι υψηλότερες για τα νοικοκυριά στην Τσεχία (39,16), την Πολωνία (34,96) και την Ιταλία (34,40). Οι χαμηλότερες τιμές με βάση τα PPS παρατηρήθηκαν στη Μάλτα (13,68), την Ουγγαρία (15,01) και τη Φινλανδία (18,70).
      Σε πανευρωπαϊκό επίπεδο, οι τιμές για τα νοικοκυριά αυξήθηκαν σε 12 χώρες, μειώθηκαν σε 13 και έμειναν σχεδόν αμετάβλητες σε 2. Το Λουξεμβούργο κατέγραψε τη μεγαλύτερη αύξηση (31%), ενώ η Σλοβενία είχε τη μεγαλύτερη μείωση (-13%).
      Σταθεροποίηση μετά την ενεργειακή κρίση
      Η γενική εικόνα που προκύπτει από τα στοιχεία της Eurostat είναι ότι η Ευρώπη περνά πλέον σε φάση σταδιακής σταθεροποίησης μετά την πρωτοφανή ενεργειακή κρίση του 2021–2022. Οι τιμές για τα νοικοκυριά δείχνουν μικρές μειώσεις, ενώ για τις επιχειρήσεις επικρατεί μια ισορροπία μεταξύ ήπιων αυξήσεων και μειώσεων, ανάλογα με την εθνική πολιτική κάθε χώρας.
      Τα στοιχεία αναδεικνύουν παράλληλα τη μεγάλη επιρροή της φορολογίας, των επιδοτήσεων και των κρατικών παρεμβάσεων στη διαμόρφωση των τελικών τιμών. Όπως σημειώνεται, η τιμή της ενέργειας εξαρτάται από ένα ευρύ φάσμα παραγόντων: τη γεωπολιτική κατάσταση, το ενεργειακό μείγμα κάθε χώρας, την εξάρτηση από εισαγωγές, το κόστος δικτύου, τις περιβαλλοντικές επιβαρύνσεις, ακόμη και τις καιρικές συνθήκες. 
      Η Eurostat υπενθυμίζει ότι η τιμή ηλεκτρικής ενέργειας χωρίς φόρους —δηλαδή το καθαρό κόστος ενέργειας, προμήθειας και δικτύου— παρέμεινε σχεδόν σταθερή την περίοδο 2016–2020. Από το 2022 όμως σημείωσε εκρηκτική άνοδο, φτάνοντας στα 0,2385 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2023. Έκτοτε, ακολούθησε σταδιακή αποκλιμάκωση, με 0,2244 €/KWh στο δεύτερο εξάμηνο του 2023 και 0,2079 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2025. Παρότι η τιμή υποχώρησε, παραμένει πάνω από τα προ κρίσης επίπεδα.
      Οι τιμές με φόρους για τα νοικοκυριά αυξάνονται σταθερά μετά το 2021, με εξαίρεση μια μικρή πτώση στο δεύτερο εξάμηνο του 2023. Το υψηλότερο σημείο καταγράφηκε το πρώτο εξάμηνο του 2024 στα 0,2916 €/KWh, για να ακολουθήσει μια μικρή πτώση στα 0,2872 €/KWh το πρώτο εξάμηνο του 2025.
      Οι μεγαλύτερες αυξήσεις στα νοικοκυριά σημειώθηκαν στο Λουξεμβούργο (31,3%), την Ιρλανδία (25,9%) και την Πολωνία (20%), ενώ οι πιο έντονες μειώσεις σε Σλοβενία (-13,1%), Φινλανδία (-9,8%) και Κύπρο (-9,5%). Οι διακυμάνσεις αποδίδονται κυρίως στην αύξηση των δικτυακών χρεώσεων και στη σταδιακή κατάργηση των επιδοτήσεων που είχαν εφαρμοστεί για την αντιμετώπιση της ενεργειακής κρίσης.


      Η φορολογία ως παράγοντας διαμόρφωσης
      Ιδιαίτερο ενδιαφέρον παρουσιάζει η ανάλυση για τη φορολογική επιβάρυνση. Στις Κάτω Χώρες, οι φόροι είναι αρνητικοί (-13,6%) λόγω κρατικών επιδοτήσεων, ενώ αρνητικά ποσοστά παρατηρούνται και σε Ιρλανδία, Λουξεμβούργο και Αυστρία. Αντίθετα, Δανία παραμένει η χώρα με τη βαρύτερη φορολογία, καθώς οι φόροι αποτελούν το 47,7% της τελικής τιμής ρεύματος.
      Ο μέσος όρος φόρων και επιβαρύνσεων στην Ε.Ε. φτάνει το 27,6% το πρώτο εξάμηνο του 2025, αυξημένος κατά 3,8 ποσοστιαίες μονάδες σε σχέση με έναν χρόνο πριν. Ο ΦΠΑ αντιστοιχεί κατά μέσο όρο στο 15% της τελικής τιμής, με εύρος από 4,7% στη Μάλτα έως 21,3% στην Ουγγαρία.
      Από το 2008 μέχρι σήμερα, η φορολογική επιβάρυνση στις τιμές ρεύματος έχει περάσει από κύματα. Από 31,2% το 2008 έφτασε στο 41% το 2019, μειώθηκε δραματικά το 2022 (14,7%) λόγω μέτρων στήριξης και στη συνέχεια άρχισε ξανά να αυξάνεται, καθώς οι κυβερνήσεις αποσύρουν σταδιακά τα μέτρα ανακούφισης. 
    15. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Άδεια Προμήθειας Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα έλαβε η γερμανική RWE μέσω της 100% θυγατρικής της με την επωνυμία «RWE Supply & Trading GmbH.» και δ.τ. «RWEST», όπως αναφέρει σχετική ανακοίνωση της ΡΑΑΕΥ.
      Η εν λόγω άδεια ισχύος 350 MW και θα είναι σε ισχύ για είκοσι έτη μέχρι το 2045. Η RWE Supply & Trading GmbH» ανήκει κατά 100% στην RWE AG.
      Εκτός από τη νέα της δραστηριότητα στην αγορά προμήθειας η RWE δραστηριοποιείται ήδη στην Ελλάδα μέσω της θυγατρικής της RWE Renewables Hellas, που ιδρύθηκε το 2021 για την ανάπτυξη έργων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και έχει επίσης δημιουργήσει κοινοπραξία με τη ΔΕΗ για την υλοποίηση τέτοιων έργων. Η εταιρεία επιδιώκει να συμβάλει στην ενεργειακή μετάβαση της Ελλάδας, επεκτείνοντας την τοπική της παρουσία και την ομάδα της στην Αθήνα.
      Ο γερμανικός όμιλος RWE στο πρώτο εξάμηνο του 2025 παρουσίασε προσαρμοσμένα κέρδη EBITDA στα 2,1 δισεκατομμύρια ευρώ και προσαρμοσμένα καθαρά κέρδη ανέρχονται σε 0,8 δισεκατομμύρια ευρώ.
      Η RWE έχει σε λειτουργία ένα ολοκληρωμένο χαρτοφυλάκιο 38,4 GW ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, μπαταριών και ευέλικτης παραγωγής.
      Ο τομέας Προμήθειας και Εμπορίας ενέργειας (Supply & Trading) είχε στο πρώτο εξάμηνο προσαρμοσμένα κέρδη 16 εκατομμύρια ευρώ, σημαντικά χαμηλότερα από το ποσό των 318 εκατομμυρίων ευρώ του προηγούμενου έτους. Αυτό οφειλόταν κυρίως στην απόδοση του trading. Για ολόκληρο το έτος 2025, η RWE συνεχίζει να αναμένει κέρδη στην περιοχή των 100 εκατομμυρίων έως 500 εκατομμυρίων ευρώ.
      Όσον αφορά τις ΑΠΕ, η δυναμικότητα των έργων ΑΠΕ που κατασκευάζει φτάνει τα 11,2 γιγαβάτ εκ των οποίων περισσότερα από 3 γιγαβάτ πρόκειται να τεθούν σε λειτουργία το δεύτερο εξάμηνο του 2025.
      Χαμηλότερα κέρδη
      Τα κέρδη για το πρώτο εξάμηνο του έτους ήταν χαμηλότερα από ό,τι την ίδια περίοδο πέρυσι.
      Αυτό οφείλεται κυρίως στην ομαλοποίηση των εσόδων στον τομέα της Ευέλικτης Παραγωγής, καθώς και σε μια αδύναμη εμπορική απόδοση μέχρι σήμερα. Οι αδύναμες αιολικές συνθήκες στην Ευρώπη οδήγησαν σε χαμηλότερη παραγωγής από υπεράκτια και χερσαία έργα σε σχέση με πέρυσι, με αποτέλεσμα τη μείωση των κερδών. Η θέση σε λειτουργία νέων χερσαίων αιολικών πάρκων, ηλιακών μονάδων και συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας σε μπαταρίες είχε θετικό αντίκτυπο.
      Υψηλότερα κέρδη
      Από τα τέλη Ιουνίου 2024, η RWE έχει θέσει σε λειτουργία συνολικά 2,1 γιγαβάτ (GW) νέας χωρητικότητας, εκ των οποίων περίπου 700 μεγαβάτ (MW) τέθηκαν σε λειτουργία τους πρώτους έξι μήνες του 2025.
      Κατά το πρώτο εξάμηνο του έτους, η RWE επένδυσε 2,5 δισεκατομμύρια ευρώ καθαρά στην επέκταση του χαρτοφυλακίου της. Αυτό περιλαμβάνει τα έσοδα από την πώληση μετοχών στα αιολικά έργα Thor και Nordseecluster στην Norges Bank Investment Management. Η RWE σχεδιάζει καθαρές επενδύσεις ύψους 7 δισεκατομμυρίων ευρώ για το σύνολο του 2025.
    16. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Την άδεια έλαβε μέσω της 100% θυγατρικής της με την επωνυμία «RWE Supply & Trading GmbH.» και δ.τ. «RWEST», όπως αναφέρει σχετική ανακοίνωση της ΡΑΑΕΥ.
      Άδεια Προμήθειας Ηλεκτρικής Ενέργειας στην Ελλάδα έλαβε η γερμανική RWE μέσω της 100% θυγατρικής της με την επωνυμία «RWE Supply & Trading GmbH.» και δ.τ. «RWEST», όπως αναφέρει σχετική ανακοίνωση της ΡΑΑΕΥ.
      Η εν λόγω άδεια ισχύος 350 MW και θα είναι σε ισχύ για είκοσι έτη μέχρι το 2045. Η RWE Supply & Trading GmbH» ανήκει κατά 100% στην RWE AG.
      Εκτός από τη νέα της δραστηριότητα στην αγορά προμήθειας η RWE δραστηριοποιείται ήδη στην Ελλάδα μέσω της θυγατρικής της RWE Renewables Hellas, που ιδρύθηκε το 2021 για την ανάπτυξη έργων ανανεώσιμων πηγών ενέργειας και έχει επίσης δημιουργήσει κοινοπραξία με τη ΔΕΗ για την υλοποίηση τέτοιων έργων. Η εταιρεία επιδιώκει να συμβάλει στην ενεργειακή μετάβαση της Ελλάδας, επεκτείνοντας την τοπική της παρουσία και την ομάδα της στην Αθήνα.
      Ο γερμανικός όμιλος RWE στο πρώτο εξάμηνο του 2025 παρουσίασε προσαρμοσμένα κέρδη EBITDA στα 2,1 δισεκατομμύρια ευρώ και προσαρμοσμένα καθαρά κέρδη ανέρχονται σε 0,8 δισεκατομμύρια ευρώ.
      Η RWE έχει σε λειτουργία ένα ολοκληρωμένο χαρτοφυλάκιο 38,4 GW ανανεώσιμων πηγών ενέργειας, μπαταριών και ευέλικτης παραγωγής.
      Ο τομέας Προμήθειας και Εμπορίας ενέργειας (Supply & Trading) είχε στο πρώτο εξάμηνο προσαρμοσμένα κέρδη 16 εκατομμύρια ευρώ, σημαντικά χαμηλότερα από το ποσό των 318 εκατομμυρίων ευρώ του προηγούμενου έτους. Αυτό οφειλόταν κυρίως στην απόδοση του trading. Για ολόκληρο το έτος 2025, η RWE συνεχίζει να αναμένει κέρδη στην περιοχή των 100 εκατομμυρίων έως 500 εκατομμυρίων ευρώ.
      Όσον αφορά τις ΑΠΕ, η δυναμικότητα των έργων ΑΠΕ που κατασκευάζει φτάνει τα 11,2 γιγαβάτ εκ των οποίων περισσότερα από 3 γιγαβάτ πρόκειται να τεθούν σε λειτουργία το δεύτερο εξάμηνο του 2025.
      Χαμηλότερα κέρδη
      Τα κέρδη για το πρώτο εξάμηνο του έτους ήταν χαμηλότερα από ό,τι την ίδια περίοδο πέρυσι.
      Αυτό οφείλεται κυρίως στην ομαλοποίηση των εσόδων στον τομέα της Ευέλικτης Παραγωγής, καθώς και σε μια αδύναμη εμπορική απόδοση μέχρι σήμερα. Οι αδύναμες αιολικές συνθήκες στην Ευρώπη οδήγησαν σε χαμηλότερη παραγωγής από υπεράκτια και χερσαία έργα σε σχέση με πέρυσι, με αποτέλεσμα τη μείωση των κερδών. Η θέση σε λειτουργία νέων χερσαίων αιολικών πάρκων, ηλιακών μονάδων και συστημάτων αποθήκευσης ενέργειας σε μπαταρίες είχε θετικό αντίκτυπο.
      Υψηλότερα κέρδη
      Από τα τέλη Ιουνίου 2024, η RWE έχει θέσει σε λειτουργία συνολικά 2,1 γιγαβάτ (GW) νέας χωρητικότητας, εκ των οποίων περίπου 700 μεγαβάτ (MW) τέθηκαν σε λειτουργία τους πρώτους έξι μήνες του 2025.
      Κατά το πρώτο εξάμηνο του έτους, η RWE επένδυσε 2,5 δισεκατομμύρια ευρώ καθαρά στην επέκταση του χαρτοφυλακίου της. Αυτό περιλαμβάνει τα έσοδα από την πώληση μετοχών στα αιολικά έργα Thor και Nordseecluster στην Norges Bank Investment Management. Η RWE σχεδιάζει καθαρές επενδύσεις ύψους 7 δισεκατομμυρίων ευρώ για το σύνολο του 2025.
    17. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

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

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

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

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

      Engineer

      Μικρή αύξηση της ζήτησης κατά 1,37% αλλά και σχεδόν αμελητέα αύξηση της παραγωγής κατά 0,28% που προήλθε κατά 56,03% από ΑΠΕ, 37,29% από θερμική παραγωγή και 6,68% από υδροηλεκτρικά καταγράφηκε τον Μάιο στο ηλεκτρικό σύστημα της χώρας, σύμφωνα με τα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ.
      Οι εισαγωγές μειώθηκαν κατά 22,42% ενώ πτώση κατέγραψαν και οι εξαγωγές κατά 21,99% σε σχέση με τον Απρίλιο, με αποτέλεσμα το ελληνικό σύστημα να είναι για έναν ακόμη μήνα εξαγωγικό. 
      Έχει ενδιαφέρον ότι οι απώλειες του συστήματος που βρίσκονταν στο 2,57% τον Απρίλιο, μειώθηκαν τον Μάιο στο 2,39% γεγονός που αποδίδεται στην μικρότερη συμμετοχή των ΑΠΕ στο μείγμα οι οποίες από 60% τον Απρίλιο μειώθηκαν στο 56% τον Μάιο.   
       Η εικόνα στη λιανική
      Σε επίπεδο λιανικής αγοράς η ΔΕΗ συνέχισε να χάνει μερίδια με την Metlen να οδεύει σταθερά πλέον προς την επίτευξη του στόχου της που είναι ο έλεγχος του 30% της αγοράς. 
       Έτσι το μερίδιο της ΔΕΗ στο σύνολο της αγοράς τον Μάιο έπεσε στο 48,47% από 49,62% τον Απρίλιο και 51,08% τον Ιανουάριο του 2025. Πάντως όπως δήλωσε ο πρόεδρος και διευθύνων σύμβουλο της ΔΕΗ Γιώργος Στάσσης κατά την πρόσφατη γενική συνέλευση των μετόχων της εταιρίας, στόχος είναι η διατήρηση του ηγετικού ρόλου της στην αγορά δίνοντας έμφαση στους πελάτες υψηλής και μέσης αξίας.
      «Στοχεύουμε στην διατήρηση της πελατειακής μας βάσης, και κυρίως των πελατών υψηλής και μέσης αξίας, έχοντας επιτύχει πολύ καλά αποτελέσματα κάτι που αποτυπώνεται στον χαμηλότερο δείκτη αποχώρησης για αυτές τις κατηγορίες πελατών», είπε χαρακτηριστικά.
      Πάντως το μερίδιο της Metlen τον Μάιο διαμορφώθηκε στο 21,45% έναντι 20,07% τον Απρίλιο και 18,57% τον Μάρτιο αναδεικνύοντας τη στο δεύτερο μεγάλο παίκτη στην αγορά.    
      Ακολουθεί η ΗΡΩΝ με μερίδιο 11% έναντι 10,79% τον Απρίλιο. Με την άνοδο αυτή η εταιρία προσεγγίζει το μερίδιο που κατείχε τον Μάρτιο που ήταν 11,46%. 
      Την τέταρτη θέση στην αγορά κατέχει σταθερά η Elpedison, που μετά την εξαγορά από την HellenIQ Energy του μεριδίου της ιταλικής Edison και την απόκτηση του πλήρους ελέγχου της εταιρίας, έχει θέσει ως στόχο το 10% της αγοράς. Πάντως τον Μάιο το μερίδιο της Elpedison που βρίσκεται σε φάση μετάβασης αυξήθηκε ελαφρώς στο 5,74%  από 5,58% τον προηγούμενο μήνα. 
      Ακολουθεί η NRG με ελαφρά αύξηση στο 4,28%, το Φυσικό Αέριο με 3,55%, η Ζενίθ με 2,60% ενώ  οι  υπόλοιπες εταιρίες μοιράζονται το  2,91% της αγοράς έχοντας μερίδια κάτω του 1% η κάθε μία.
      Πρώτη η Metlen στην Υψηλή Τάση
      Στην Υψηλή Τάση, η Metlen που τροφοδοτεί τη μεγαλύτερη και πλέον ενεργοβόρα βιομηχανία της χώρας την Αλουμίνιον της Ελλάδος συνεχίζει να έχει την πρώτη θέση με ποσοστό το οποίο αυξάνεται συνεχώς τους τελευταίους μήνες και τον Μάιο διαμορφώθηκε στο  44,3% έναντι του 42,1% του προηγούμενου μήνα (συν 0,13% της Volterra). Στη δεύτερη θέση βρίσκεται η ΔΕΗ με πτώση μεριδίου στο 29,7% από 32,8% τον Απρίλιο και ακολουθούν η Ηρων με 16,8% (στα ίδια ακριβώς επίπεδα με τον προηγούμενο μήνα )και η Elpedison με αύξηση μεριδίου στο 8,3% από 7% τον Απρίλιο.  Οι υπόλοιπες εταιρίες μοιράζονται το 0,8%.
      Στη Μέση Τάση, που κυρίως ηλεκτροδοτεί επιχειρήσεις, το μερίδιο της ΔΕΗ αυξήθηκε στο 33,4% έναντι 31,9% και ακολουθούν η Metlen με 22,2% (συν 1,54% της Volterra), η Ήρων με 16,6%, η Φυσικό Αέριο με 8,67%, η NRG με 7,3%, η Elpedison με 6,2% ενώ οι υπόλοιποι παίκτες μοιράζονται το 5,7% της αγοράς.
      Στη Χαμηλή Τάση, δηλαδή τους οικιακούς καταναλωτές και τις μικρές επιχειρήσεις η ΔΕΗ κυριαρχεί με μερίδιο  61,5% και ακολουθούν η Metlen με άνοδο στο 13,3% έναντι 12,8%, η ‘Ήρων με 6,6%, η Elpedison με 4,6%, η NRG 4,2% και η Ζενίθ με 4,%. Οι υπόλοιποι παίκτες μοιράζονται το 5,8%. 
      Σε ότι αφορά τη συμβατική παραγωγή η ΔΕΗ χάνει και πάλι μερίδιο και βρίσκεται στο 43,8% από  54,58% τον Απρίλιο.  Η Metlen κατέχει τη δεύτερη θέση στο σύνολο της αγοράς και την πρώτη μεταξύ των ιδιωτών παραγωγών με 17,96 %, η Elpedison το 10%, η Ηρων το 9,71%,  η Κόρινθος Power κατέγραψε σημαντική άνοδο από 4,57% τον Μάρτιο σε 9,84% τον Απρίλιο παραμένει στο 9,64%. Ο νέος σταθμός Θερμική Κομοτηνής του κοινού σχήματος Motor Oil - ΤΕΡΝΑ, που εντός των ημερών ολοκληρώνει τη δοκιμαστική λειτουργία του, συμμετείχε ουσιαστικά στο σύστημα με μερίδιο 8,9%.   
    19. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Τη μετατροπή της λιγνιτικής μονάδας της ΔΕΗ, Πτολεμαϊδα 5, σε μονάδα φυσικού αερίου ανοιχτού κύκλου (OCGT) ισχύος 350 MW, ανακοίνωσε ο πρόεδρος και διευθύνων σύμβουλος της εταιρίας Γιώργος Στάσσης, κατά τη διάρκεια της ενημέρωσης των αναλυτών για τα οικονομικά αποτελέσματα του 2024, ενώ παράλληλα παρουσίασε το σχέδιο του για τη δημιουργία data center στην Δυτική Μακεδονία.

      Το σχέδιο αυτό αναμένεται να παρουσιαστεί αναλυτικά στους πολίτες της Δυτικής Μακεδονίας σε ειδική εκδήλωση με την παρουσία του πρωθυπουργού Κυριάκου Μητσοτάκη την Πέμπτη 3 Απριλίου στον λιγνιτικό σταθμό Καρδιάς της Πτολεμαΐδας.
      Σύμφωνα με τον κ. Στάσση η πλήρης απολιγνιτοποίηση της ΔΕΗ θα ολοκληρωθεί στο τέλος του 2026 με το σβήσιμο της «Πτολεμαΐδας 5» με τη σημερινή της μορφή, ενώ η νέα μονάδα φυσικού αερίου για την οποία η ΔΕΗ αναμένεται να επενδύσει περί τα 300 εκατ. ευρώ θα τεθεί σε λειτουργία το 2027. Όπως είπε ήδη έχουν ξεκινήσει οι επαφές με εταιρίες προμήθειας της σχετικής τεχνολογίας και μέσα στο δεύτερο τρίμηνο του 2025 η ΔΕΗ θα έχει ολοκληρώσει την επιλογή του αναδόχου. Παράλληλα βρίσκονται σε εξέλιξη οι διαδικασίες αδειοδότησης για τη μετατροπή του σταθμού, με στόχο την ολοκλήρωσή τους στο τρίτο τρίμηνο του έτους κατά το οποίο εκτιμάται ότι κλείσει και η συμφωνία με τον ανάδοχο του έργου.




      Το χρονοδιάγραμμα της ΔΕΗ προβλέπει την έναρξη κατασκευής της μονάδας, που θα είναι hydrogen ready, το πρώτο εξάμηνο του 2026, ενώ σχεδιάζεται με τρόπο που μελλοντικά θα μπορεί να αναβαθμιστεί σε μονάδα κλειστού κύκλου (CCGT) με την προσθήκη τουρμπίνας ατμού, ισχύος 150 MW.
      Για την τροφοδοσία της με φυσικό αέριο θα κατασκευαστεί αγωγός μεταφοράς φυσικού αερίου, μήκους μικρότερου των 10 χλμ, ο οποίος, σύμφωνα με τον προγραμματισμό του ΔΕΣΦΑ θα είναι έτοιμος το τρίτο τρίμηνο του 2027.
      Δημιουργία data center
      Σε ότι αφορά τη δημιουργία data center στη Δυτική Μακεδονία οι σχεδιασμοί της ΔΕΗ μιλούν για δυο φάσεις ανάπτυξης του σχετικού έργου. Στην πρώτη φάση η δυναμικότητα του data center θα είναι 300 MW με προοπτική να αυξηθεί σε δεύτερη φάση στο 1 GW.

      Όπως διευκρίνισε ο κ. Στάσσης πρόκειται για ένα έργο η υλοποίηση του οποίου θα εξαρτηθεί από το ενδιαφέρον των διεθνών επενδυτών. Πάντως εκτίμησε ότι η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας από data center θα αυξηθεί με ραγδαίους ρυθμούς τα επόμενα χρόνια και ως εκ τούτου η ΔΕΗ θα πρέπει να είναι παρούσα στη συγκεκριμένη δραστηριότητα μεταξύ άλλων και για να διοχετεύσει την ενέργεια που θα παράγει από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας στην περιοχή της Δυτικής Μακεδονίας.
      Φωτοβολταϊκά και μπαταρίες
      Επίσης ξεκαθάρισε ότι ανεξαρτήτως της πορείας του σχεδίου για τη δημιουργία data center η ΔΕΗ προχωρεί στην υλοποίηση ενός μεγάλου προγράμματος παραγωγής ενέργειας από διάφορες πηγές στην περιοχή της Δυτικής Μακεδονίας. Συγκεκριμένα πέραν της μετατροπής της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα καύσης φυσικού αερίου αναπτύσσει φωτοβολταϊκά συνολικής ισχύος 1,2 GW, μπαταρίες ισχύος 300 MW και δυο σταθμούς αντλησιοταμίευσης 320 MW και 240 MW ο καθένας.
      Σύμφωνα με τον κ. Στάσση η Δυτική Μακεδονία είναι ιδανικό σημείο ανάπτυξης data center καθώς διαθέτει μεγάλες ποσότητες ενέργειας παραγόμενης από διαφορετικές ευέλικτες μορφές, διαθέτει ισχυρό δίκτυο λόγω της προηγούμενης δραστηριότητας της ΔΕΗ στην παραγωγή ενέργειας από λιγνίτη, ενώ επίσης βρίσκεται κοντά στο μεγάλο αστικό κέντρο της Θεσσαλονίκης, ενώ είναι διαθέσιμη και η γη για την εγκατάσταση data center στο σημείο που σήμερα βρίσκεται η λιγνιτική μονάδα του Αγίου Δημητρίου.
      Απαντώντας σε ερώτηση σχετικά με το κόστος μιας τέτοιας επένδυσης ο κ. Στάσσης σημείωσε ότι είναι της τάξης των 8 εκατ. ευρώ/MW για τη δημιουργία των κτιριακών εγκαταστάσεων και τον μηχανολογικό εξοπλισμό χωρίς να συμπεριλαμβάνεται σε αυτό το κόστος της ενέργειας και της γης. Σημείωσε τέλος ότι η Ευρώπη συνολικά είναι περίπου 2 χρόνια πίσω από την Αμερική στην ανάπτυξη data centers καθώς και ότι οι μεγάλοι επενδυτές του κλάδου αυτή την περίοδο αναπτύσσουν έργα στην άλλη πλευρά του Ατλαντικού, γεγονός που δίνει στη ΔΕΗ τη δυνατότητα να διερευνήσει την προοπτική μιας τέτοιας δραστηριότητας και να αναζητήσει επενδυτές.
      Σε ότι αφορά τα οικονομικά αποτελέσματα της ΔΕΗ για το 2024 πρέπει να σημειωθεί ότι ο κύκλος εργασιών της ανήλθε σε 10,8 δισ. ευρώ, εκ των οποίων περίπου 2,5 δισ. ευρώ από τη Ρουμανία, με αύξηση 6,2%, επαναλαμβανόμενα EBITDA στα 1,821 δις ευρώ (αύξηση 41,5%, με συνεισφορά 330 εκατ. ευρώ από τη Ρουμανία), καθαρά κέρδη στα 334,8 εκατ. ευρώ, αυξημένα κατά 68,8% σε ετήσια βάση και αυξημένο μέρισμα στα 0,42 ευρώ.
      Για το 2025 ο κ. Στάσσης προέβλεψε ότι τα EBIDTA θα φθάσουν τα 2 δις ευρώ τα προσαρμοσμένα καθαρά κέρδη σε 400 εκατ ευρώ ενώ η εταιρία σχεδιάζει να δώσει μέρισμα για το 2025 0,60 ευρώ έναντι των 0,40 ευρώ το 2024.
    20. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Ξεπερνά τα 7500 MW η εγκατεστημένη ισχύς των λεγόμενων μικρών μονάδων ΑΠΕ που είναι συνδεδεμένες στο δίκτυο Μέσης και Χαμηλής Τάσης του ΔΕΔΔΗΕ με αποτέλεσμα το φαινόμενο του κορεσμού των δικτύων να είναι εκτεταμένο σε πολλές περιφέρειες της χώρας όπως για παράδειγμα την Πελοπόννησο και την Κρήτη ενώ ταυτόχρονα επεκτείνονται συνεχώς οι περικοπές ενέργειας που παράγεται από μονάδες ΑΠΕ.
      Σύμφωνα με επίσημα στοιχεία του ΔΕΔΔΗΕ στο τέλος του 2023, η ισχύς των μονάδων ΑΠΕ που είχαν τεθεί σε λειτουργεία και ήταν συνδεδεμένες στη Μέση και Χαμηλή Τάση ήταν 6.049 MW συνδεδεμένα στη Μέση Τάση και 1.496 MW συνδεδεμένα στη Χαμηλή Τάση.
      Έτσι σε ορισμένες γεωγραφικές περιοχές με υψηλή συγκέντρωση σταθμών ΑΠΕ, οι δυνατότητες απορρόφησης ισχύος από νέους σταθμούς ΑΠΕ έχουν εξαντληθεί, με αποτέλεσμα την εμφάνιση συνθηκών κορεσμού. Για τον λόγο αυτό ο ΔΕΔΔΗΕ σκοπεύει να πραγματοποιήσει μέσα στην επόμενη τετραετία ενισχύσεις σε συγκεκριμένους υποσταθμούς.
      Εξάντληση περιθωρίου στάθμης
      Οι κύριοι παράγοντες που έχουν προκαλέσει κορεσμό στο δίκτυο διανομής είναι η εξάντληση του περιθωρίου της στάθμης βραχυκύκλωσης των Υποσταθμών Υψηλής και Μέσης Τάσης καθώς και του θερμικού περιθωρίου τους. Για το λόγο αυτό ο ΔΕΔΔΗΕ πραγματοποιεί ενισχύσεις σε συγκεκριμένους Υποσταθμούς Υψηλής και Μέσης Τάσης και προγραμματίζει επιπλέον έργα ανάπτυξης στη Μέση Τάση.
      Αναλυτικότερα:
      • Δεκατέσσερις Υποσταθμοί αναβαθμίζονται με χρηματοδότηση από το Ταμείο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας (RRF)
      • Δεκαοκτώ Υποσταθμοί αναβαθμίζονται με ιδίους πόρους.
      • Δύο Υποσταθμοί κατασκευάζονται από ιδιώτες παραγωγούς με συμφωνία να ενταχθούν στο Δίκτυο.
      Επιπλέον διενεργούνται μελέτες σε Υποσταθμούς Μέσης και Υψηλής Τάσης που παρουσιάζουν κορεσμό λόγω αυξημένης στάθμης βραχυκύκλωσης με σκοπό την αύξηση της στάθμης σχεδιασμού από τα 7,2 kA στα 10 kA. Με βάση τα αποτελέσματα των μελετών αυτών ο ΔΕΔΔΗΕ θα δρομολογήσει τα απαραίτητα έργα αναβάθμισής τους.
      Σημαντική επίδραση στην αύξηση του δυναμικού ΑΠΕ αναμένεται επίσης να έχουν οι διασυνδέσεις Μέσης Τάσης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών (αρμοδιότητας ΔΕΔΔΗΕ), οι οποίες αποτελούν τη συνέχεια των έργων διασύνδεσης των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών με το Διασυνδεδεμένο Σύστημα από την Υψηλή Τάση (αρμοδιότητας ΑΔΜΗΕ), καθώς και οι νέοι Υποσταθμοί που θα κατασκευαστούν στα νησιά αυτά.
      Μέτρα αντιμετώπισης
      Για την αντιμετώπιση φαινομένων κορεσμού του δικτύου και προς διευκόλυνση της σύνδεσης σταθμών ΑΠΕ έχουν ληφθεί σύμφωνα με τον ΔΕΔΔΗΕ και μια σειρά από μέτρα όπως:
      • Διάθεση μικρού περιθωρίου ισχύος, πλέον του υφιστάμενου περιθωρίου του Δικτύου. Ο ΔΕΔΔΗΕ αποδέχεται την πρόσβαση στο Διασυνδεδεμένο Δίκτυο σταθμών μικρής ισχύος έως 10,8 kW και κατ’ εξαίρεση μεγαλύτερων σταθμών έως 200 kW, ακόμα και σε περιπτώσεις που το Δίκτυο έχει χαρακτηριστεί κορεσμένο. Ο πρόσθετος ηλεκτρικός χώρος προς αξιοποίηση έχει οριστεί σε 10 MW ανά Υ/Σ ΥΤ/ΜΤ που αντιστοιχεί σε συνολικά πάνω από 2 GW στο σύνολο της χώρας.
      • Επιβολή λειτουργίας χωρίς έγχυση στο Δίκτυο σε αυτοπαραγωγούς (zero feed-in). Σε μια εγκατάσταση κατανάλωσης στην οποία λειτουργεί σταθμός παραγωγής, είναι δυνατόν να επιβληθούν λειτουργικοί περιορισμοί ώστε να μην εγχέεται ενέργεια στο Δίκτυο. Το σχήμα αυτό (‘zero feed-in’) καθιστά δυνατή τη σύνδεση σταθμού παραγωγής σε κορεσμένο δίκτυο, εφόσον ο κορεσμός οφείλεται στην υπέρβαση της ονομαστικής ισχύος των στοιχείων του Δικτύου ή στην υπέρβαση των επιθυμητών ορίων της τάσης σε κόμβους του Δικτύου.
      • Επιβολή λειτουργικών περιορισμών με σκοπό την καλύτερη αξιοποίηση των υποδομών του Δικτύου. Στους ΦΒ σταθμούς που συνδέονται στο Δίκτυο, εφαρμόζεται πλέον μόνιμος περιορισμός ώστε η μέγιστη ισχύς παραγωγής να μην υπερβαίνει το 73% της εγκατεστημένης ισχύος τους, όπως προβλέπεται από το άρθρο 10 του ν. 4951/2022 σε σταθμούς ΑΠΕ και ΣΗΘΥΑ και εξειδικεύτηκαν με την ΥΑ Αριθμ. ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/53563/1556 (ΦΕΚ Β’ 3328/19.5.2023). 
    21. Ενέργεια-ΑΠΕ

      Engineer

      Την απλοποίηση της διαδικασίας αδειοδότησης για την εγκατάσταση αντλιών θερμότητας σε επιχειρήσεις, κτίρια του δημοσίου και νοικοκυριά αναμένεται να προωθήσει άμεσα το υπουργείο Περιβάλλοντος και Ενέργειας προκειμένου να «κουμπώσει» με το νέο πρόγραμμα επιδότησης αντλιών το οποίο σχεδιάζει, ώστε να μπορέσουν να επιτευχθούν οι νέοι στόχοι που αναμένεται να θέσει για το 2030 έως και το 2050.
      Έτσι, σύμφωνα με πληροφορίες, δεν θα απαιτείται άδεια για την εγκατάσταση αερόψυκτων αντλιών θερμότητας ανεξαρτήτως ισχύος (για θέρμανση - ψύξη χώρων μέσω της εκμετάλλευσης της θερμότητας του αέρα) και για γεωθερμικές αντλίες θερμότητας κλειστού κυκλώματος (εκμεταλλεύονται τη θερμότητα  των γεωλογικών σχηματισμών ή των νερών) με ισχύ που δεν υπερβαίνει τα  100 kW.
      Μάλιστα, θα προωθηθεί ρύθμιση ώστε ο ΔΕΔΔΗΕ να προχωρά άμεσα στη σύνδεσή τους. Για μεγαλύτερα συστήματα γεωθερμικών αντλιών θερμότητας κλειστού κυκλώματος θα εξακολουθεί να απαιτείται άδεια καθώς και για αντλίες ανοιχτού κυκλώματος ανεξαρτήτως ισχύος, θα απαιτείται άδεια.  Ωστόσο και πάλι θα επιταχυνθούν οι διαδικασίες σύνδεσης από τον Διαχειριστή. Να σημειωθεί ότι η γεωθερμική αντλία θερμότητας κλειστού κυκλώματος περιλαμβάνει γεωεναλλάκτη, ο οποίος αναπτύσσεται είτε εντός γεώτρησης   είτε εντός εκσκαφής ή κατά μήκος τάφρων ενώ του  ανοικτού κυκλώματος  περιλαμβάνει τουλάχιστον μια παραγωγική γεώτρηση ή εγκατάσταση εκμετάλλευσης της θερμότητας επιφανειακών νερών.
      Στόχος της πολιτικής ηγεσίας του ΥΠΕΝ είναι η προώθηση των αντλιών θερμότητας καθώς το υπό αναθεώρηση Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) προβλέπει  θεαματική αύξηση του εξηλεκτρισμού της θέρμανσης κτιρίων (κατοικιών και εμπορικών),  με δεδομένο ότι τόσο βάσει του ελληνικού κλιματικού νόμου, όσο και βάσει των προβλέψεων της (αναδιατυπωμένης) οδηγίας (ΕΕ) 2024/1275 για την ενεργειακή απόδοση των κτιρίων,  σταδιακά τα ορυκτά καύσιμα στον κτιριακό τομέα θα πρέπει να καταργηθούν.  
      Σύμφωνα με πληροφορίες, οι νέοι αναβαθμισμένοι στόχοι του ΕΣΕΚ, το οποίο αναμένεται να τεθεί σε δημόσια διαβούλευση,  προβλέπουν για τον εμπορικό και δημόσιο τομέα 18 TWh (τεραβατώρες) ηλεκτρισμού από αντλίες θερμότητας και ηλεκτρικές αντιστάσεις το 2030, 18,5  TWh το 2035, 19,6 TWh το 2040 και 20,1 TWh το 2050. Αντιστοίχως, προβλέπονται για   αερόψυκτες αντλίες θερμότητας  που  εκμεταλλεύονται τη θερμότητα του αέρα  5,8 TWh   το 2030 (από 4,1), 6,9   TWh το 2035,  7,7 TWh το 2040 και  9,2 TWh το 2050.
      Για τον οικιακό τομέα, οι προβλέψεις του ΕΣΕΚ είναι εξίσου φιλόδοξες και ειδικότερα προτείνεται για αερόψυκτες αντλίες θερμότητας  3,9 TWh   το 2030 (από μόλις 1,1 σήμερα),  4,6   TWh το 2035, 5,6   TWh το 2040 και  4,5  TWh το 2050. Όσο για τον ηλεκτρισμό στον οικιακό τομέα προβλέπεται 19,3 TWh  το 2030 (από 16,6 σήμερα),  19,5   TWh το 2035, 20,3 TWh το 2040 και  20,5  TWh το 2050.
      Μάλιστα, η μεγάλη διείσδυση των αντλιών θερμότητας έχει περιληφθεί και στο σχέδιο ανάπτυξης έως το 2028 του ΔΕΔΔΗΕ, το οποίο  προβλέπει ότι οι   ενεργειακές ανάγκες  για τις κατοικίες που θα αντικαταστήσουν το συμβατικό σύστημα θέρμανσης με αντλίες θερμότητας θα είναι της τάξης των 0,2 TWh κατ’ έτος. Όσο για τις κατοικίες που θα αναβαθμισθούν ενεργειακά με αντλίες θερμότητας έως το τέλος της τρέχουσας δεκαετίας, θα φτάσουν τις 438.000, ενώ τα  κτίρια του τομέα υπηρεσιών που θα βάλουν αντλίες εκτιμώνται σε 170.000. 
      Το  σχέδιο RePowerEU της Ευρωπαϊκής Επιτροπής για τον τερματισμό της εξάρτησης από τα  ορυκτά καύσιμα πριν από το 2030 έχει θέσει ως στόχο τον διπλασιασμό του σημερινού ρυθμού ανάπτυξης αντλιών θερμότητας  με σκοπό την εγκατάσταση  10 εκατομμυρίων μονάδων έως το 2027 και 30 εκατομμυρίων έως το 2030.
×
×
  • Create New...

Σημαντικό

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