Έως 20% πιο ακριβά θα πληρώσουν την τιμή της KWh τον Οκτώβριο

Στη λίστα της χαμηλής τάσης που ανήκουν τα νοικοκυριά ανέρχονται σε 5.546.940, εκ των οποίων τα 3.889.231 έχουν ως προμηθευτή ήδη τη ΔΕΗ. Να σημειωθεί ότι ο πρωθυπουργός από τη ΔΕΘ στη Θεσσαλονίκη είχε παροτρύνει τα νοικοκυριά να επιλέξουν το σταθερό πρόγραμμα της ΔΕΗ με τιμή χρέωσης τα 0,115 ανά KWh και μηνιαίο πάγιο 3,5 ευρώ. Έτσι, η τελική τιμή χρέωσης για 300 KWh το μήνα διαμορφώνεται σε 0,126 ευρώ. Το πρόγραμμα είναι σταθερό και για το νοικοκυριό που θα το επιλέξει θα έχει την ίδια τιμή για 12 μήνες.
Το συγκεκριμένο πρόγραμμα της ΔΕΗ δεν έχει αντίπαλο και από την 1η Σεπτεμβρίου το …κυνηγούν τόσο οι καταναλωτές που έχουν άλλα προγράμματα του προμηθευτή αλλά και τα νοικοκυριά που είχαν επιλέξει άλλους προμηθευτές από την ελεύθερη αγορά.

Φωτιά τα νέα τιμολόγια των προμηθευτών

Σήμερα, την 1η Οκτωβρίου, οι 13 προμηθευτές είναι υποχρεωμένοι να ανακοινώσουν τα τιμολόγια του μήνα για όλες τις κατηγορίες των τιμολογίων, όπως είναι τα σταθερά (μπλε), τα ειδικά (πράσινα) και τα κυμαινόμενα (κίτρινα). Οι διοικήσεις των προμηθευτών σύμφωνα με πληροφορίες θα κριθεί η επιβίωση των επιχειρήσεων που διοικούν.

Όλοι περιμένουν τη ΔΕΗ

Στην περίπτωση που οι προτεινόμενες τιμές κινηθούν αρκετά ψηλά σε σχέση με αυτές που θα ανακοινώσει η ΔΕΗ, θα σηματοδοτήσει τη φυγή των νοικοκυριών από τα δικά τους τιμολόγια. Το πιο πιθανό είναι να πάνε έστω και καθυστερημένα στη ΔΕΗ, αναζητώντας το μπλε τιμολόγιο με ονομαστική τιμή τα 0,115 ευρώ ανά KWh.
Η διοίκηση του Γιώργου Στάσση προσφέρει το πρόγραμμα μέχρι τα τέλη Οκτωβρίου, δίνοντας την ευκαιρία σε εκατοντάδες χιλιάδες νοικοκυριά να κάνουν την τελική τους επιλογή μέχρι τα τέλη του μήνα.

Ανέβηκε κατά 17% το κόστος του ρεύματος

Η άνοδος της χονδρεμπορικής τιμής του ρεύματος κατά 17% θα φέρει ανατιμήσεις σε όλες τις κατηγορίες των τιμολογίων του Οκτωβρίου.

Στο επίκεντρο τα σταθερά – μπλε τιμολόγια

Τα σταθερά τιμολόγια του Σεπτεμβρίου κινήθηκαν μετά της ΔΕΗ από τα 0,129 ευρώ ανά KWh έως τα 0,158 ευρώ ανά KWh.
Υπάρχει και μία τιμή χρέωσης τα 0,36 ευρώ ανά KWh, διότι όλοι οι προμηθευτές πρέπει να ανακοινώνουν ένα σταθερό τιμολόγιο.
Τα 0,158 ευρώ ανά KWh ανακοινώθηκαν από τον προμηθευτή ΗΡΩΝ, η οποία έχει ορίσει ως πάγιο τα 15,90 ευρώ το μήνα.
Οι 300 KWh με τιμή τα 0,158 κοστίζουν 47,4 ευρώ. Όμως η αξία του ρεύματος λόγω του παγίου των 15,9 ευρώ.
Το σύνολο κόστος της ενέργειας για τον καταναλωτή ανέρχεται σε 63,3 ευρώ.
Το υψηλό πάγιο προσθέτει στην αρχική ονομαστική τιμή το ποσό των 0,053 ευρώ και η τελική τιμή χρέωσης διαμορφώνεται σε 0,211 ευρώ ανά kWh.

Η ΔΕΗ είναι πιο φθηνή κατά 75% σε σχέση με τον ΗΡΩΝ

Η τρέχουσα τιμή του ΗΡΩΝ είναι πιο ακριβή κατά 75% με την ίδια μηνιαία κατανάλωση των 300 KWh σε σύγκριση με την τιμή που έχει δώσει η ΔΕΗ.
Ο προμηθευτής ενέργειας ΗΡΩΝ για να ανταγωνιστεί τη ΔΕΗ πρέπει να δώσει χαμηλότερη ονομαστική τιμή από τα 0,115 ευρώ και πάγιο κάτω από τα 3,5 ευρώ και διάρκεια συμβολαίου για 12 μήνες.
Η αγορά της προμήθειας ενέργειας βρίσκεται στα πρόθυρα νευρικής κρίσης διότι ο ανταγωνισμός από τη ΔΕΗ που τους αλλάζει τα …φώτα.
Τα νέα τιμολόγια ρεύματος του Οκτωβρίου θα δείξουν αν μπορούν να αντιδράσουν ή θα παραδώσουν τα όπλα τους.

Πηγή: bankingnews.gr

Το άρθρο Η ΔΕΗ «σπάει» την αγορά ρεύματος – Έως 20% οι αυξήσεις τον Οκτώβριο, χωρίς παρέμβαση της κυβέρνησης εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Από τον Μάρτιο του 2026 οι εξαγωγές υγροποιημένου φυσικού αερίου (LNG) από το Κατάρ και τα Ηνωμένα Αραβικά Εμιράτα έχουν ουσιαστικά σταματήσει, επειδή τα φορτία δεν μπορούν να περάσουν από τα Στενά του Ορμούζ. Οι δύο χώρες κάλυπταν περίπου το ένα πέμπτο των παγκόσμιων εξαγωγών LNG. Το ευρωπαϊκό χρηματιστήριο αερίου (TTF στο Άμστερνταμ) κινήθηκε τον Σεπτέμβριο κατά μέσο όρο στα 75 ευρώ/MWh, όταν πριν την κρίση στη Μέση Ανατολή οι τιμές είχαν πέσει ακόμα και στα 25-26 ευρώ/ MhW. Οι αναλυτές δεν περιμένουν ουσιαστική βελτίωση μέσα στο 2026.

Στεγνώνουν οι αποθήκες από φυσικό αέριο;

Λόγω των υψηλών τιμών, η ΕΕ δεν μπόρεσε να γεμίσει τις αποθήκες φυσικού αερίου  το καλοκαίρι. Σήμερα είναι γεμάτες περίπου κατά 70%, δηλαδή 75 δισ.κυβικά μέτρα αερίου. Πρόκειται για το χαμηλότερο επίπεδο για την εποχή εδώ και πάνω από δέκα χρόνια. Στο βασικό σενάριο, η Ευρώπη θα καταναλώσει περίπου 59 δισ. κυβικά μέτρα από τα αποθέματα μέσα στον χειμώνα και θα φτάσει την 1η Απριλίου 2027 με αποθήκες γεμάτες μόλις κατά 17%. Η Oxford Economics δεν προβλέπει φυσικές ελλείψεις αερίου, προβλέπει όμως ακριβό φυσικό αέριο.

Ενεργειακή κρίση αλά 2022; Όχι ακόμα

Η κατάσταση δεν συγκρίνεται με την ενεργειακή κρίση του 2022-2022. Τότε το φυσικό αέριο είχε φτάσει σχεδόν στη διπλάσια τιμή από τη φετινή πρόβλεψη στο τρίτο τρίμηνο του 2022 (πάνω από 200 ευρώ τη μεγαβατώρα).

Η Ευρώπη καταναλώνει σήμερα περίπου 20% λιγότερο αέριο από το 2021 και έχει χτίσει υποδομές για εισαγωγές LNG με πλοία. Έτσι μπορεί να αγοράζει φορτία από διαφορετικές αγορές και δεν εξαρτάται μόνο από αγωγούς. Το LNG αντιστοιχούσε στο 46% των εισαγωγών αερίου της ΕΕ το πρώτο εξάμηνο του 2026, έναντι 20% το 2021.

Στο απαισιόδοξο σενάριο, η Ασία ανταγωνίζεται έντονα την Ευρώπη για το LNG και το φυσικό αέριο φτάνει τα 107 ευρώ/MWh

Τρία σενάρια για τον χειμώνα

Στο βασικό σενάριο η τιμή στο φυσικό αέριο κινείται γύρω στα 85 ευρώ/MWh και οι αποθήκες στο τέλος του χειμώνα θα είναι γεμάτες μόλις κατά 17% (με ορόσημο την 1η Απριλίου 2027).

Στο απαισιόδοξο σενάριο ο χειμώνας είναι βαρύς και η Ασία ανταγωνίζεται έντονα για τα φορτία LNG. Η τιμή ανεβαίνει στα 107 ευρώ/MWh και οι αποθήκες πέφτουν κοντά στο 10%, επίπεδο που θεωρείται κρίσιμο για τη λειτουργία του συστήματος.

Ο κίνδυνος μεγαλώνει αν προκύψουν ταυτόχρονα προβλήματα στους βασικούς προμηθευτές της Ευρώπης, δηλαδή στο αμερικανικό LNG και στους αγωγούς από τη Νορβηγία.

Στο αισιόδοξο σενάριο ο χειμώνας είναι ήπιος, η ζήτηση στην Ασία υποχωρεί και η προσφορά LNG βελτιώνεται. Η τιμή περιορίζεται στα 57 ευρώ/MWh και οι αποθήκες κλείνουν τον χειμώνα στο 30%. Ακόμη και σε αυτή την περίπτωση, οι τιμές μένουν υψηλότερες από πέρσι.

Το ρεύμα ακριβαίνει ήδη

Η άνοδος των τιμών στο φυσικό αέριο έχει ήδη περάσει στην τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος. Οι καύσωνες του καλοκαιριού μείωσαν την παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας από υδροηλεκτρικά έργα και πυρηνικούς σταθμούς. Μην ξεχνάμε ότι η Γαλλία είναι ο μεγαλύτερος παραγωγός ηλεκτρικής ενέργειας από πυρηνικά στην Ευρώπη.

Αντίστοιχα, η ζήτηση για κλιματισμό αύξησε την κατανάλωση ρεύματος κατά σχεδόν 8% σε ετήσια βάση τον Ιούλιο και τον Αύγουστο.

Το κενό κάλυψαν σε μεγάλο βαθμό οι μονάδες φυσικού αερίου, και τον Σεπτέμβριο το αέριο ήταν η μεγαλύτερη πηγή πρόσθετης παραγωγής. Επειδή οι μονάδες αερίου συνήθως καθορίζουν την τιμή στη χονδρική, το ρεύμα ακρίβυνε.

Στη Γαλλία η χονδρική τιμή είναι πάνω από 250% υψηλότερη από πέρσι, αν και ξεκινά από χαμηλή βάση. Τα συμβόλαια για τον επόμενο μήνα βρίσκονται στα υψηλότερα επίπεδα από τις αρχές του 2023: πάνω από 200 ευρώ/MWh στην Ιταλία, όπου το αέριο παράγει πλέον πάνω από το μισό ηλεκτρικό ρεύμα, και περίπου 150 ευρώ/MWh σε Γερμανία, Γαλλία και Ισπανία. Στην Ελλάδα επίσης η χονδρική τιμή του ηλεκτρικού ρεύματος έχει ξεπεράσει το φράγμα των 200 ευρώ/MWh.

Στο 4% ο πληθωρισμός

Η Oxford Economics αναθεώρησε προς τα πάνω τις προβλέψεις της για τον πληθωρισμό στην Ευρωζώνη. Ο πληθωρισμός στην ενέργεια αναμένεται να φτάσει κοντά στο 20% στα τέλη του 2026 και ο συνολικός πληθωρισμός να κινηθεί γύρω στο 4% τον χειμώνα, δηλαδή στο διπλάσιο του στόχου της ΕΚΤ.

O οίκος εκτιμά ότι η ΕΚΤ θα αυξήσει τα επιτόκια άλλες δύο φορές μέσα στη χρονιά, ώστε το βασικό επιτόκιο να φτάσει στο 3% και οι μειώσεις να αρχίσουν μόλις στα τέλη του 2027. Η πρόβλεψη για την ανάπτυξη της Ευρωζώνης το 2027 μειώνεται κατά 0,2 μονάδες, στο 1,2%. Στο απαισιόδοξο σενάριο, η Ευρωζώνη μπορεί να «παγώσει» τον χειμώνα ή ακόμη και να περάσει σε τεχνική ύφεση.

Ο ρόλος των ΗΠΑ και της Ασίας

Το «σωσίβιο» της Ευρώπης φέτος ήταν οι ΗΠΑ. Η αμερικανική παραγωγή αερίου βρίσκεται σε ιστορικό υψηλό και οι εξαγωγές LNG είναι περίπου 25% υψηλότερες από το 2025. Τα περιθώρια περαιτέρω αύξησης μέσα στον χειμώνα όμως είναι μικρά. Τυχόν βλάβες ή παγωμένες γεωτρήσεις, όπως τον Ιανουάριο του 2026, θα ανέβαζαν τις τιμές στην Ευρώπη. Κρίσιμος είναι και ο ανταγωνισμός με την Ασία: τον Αύγουστο το ασιατικό αέριο ήταν ακριβότερο από το ευρωπαϊκό και τράβηξε φορτία μακριά από την Ευρώπη. Τον Σεπτέμβριο η διαφορά μίκρυνε και μέρος των φορτίων γύρισε προς την Ευρώπη. Η ζήτηση στην Κίνα κινείται φέτος περίπου 5% χαμηλότερα από πέρσι, και αν επανέλθει, η πίεση στις ευρωπαϊκές τιμές θα αυξηθεί.

Πηγή: in.gr

Το άρθρο Eνεργειακή κρίση: Τα τρία σενάρια για το φυσικό αέριο που θα κρίνουν τον ευρωπαϊκό χειμώνα εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Το κόστος ηλεκτρικής ενέργειας παίρνει πλέον φωτιά κι ενώ μόλις χθες υψηλόβαθμο στέλεχος του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας δήλωνε ότι δεν θα επιχορηγηθούν οι λογαριασμοί ρεύματος.

Οι καυτές τιμές στο ηλεκτρικό ρεύμα

Στο Χρηματιστήριο Ενέργειας η χονδρεμπορική τιμή στο ηλεκτρικό ρεύμα για το διάστημα 1 με 25 Σεπτεμβρίου διαμορφώνεται στα 162,51 ευρώ ανά Μεγαβατώρα, όταν για την ίδια περίοδο τον Αύγουστο ήταν στα 128,51 ευρώ ανά Μεγαβατώρα. Ουσιαστικά σε διάστημα ενός μήνα η αύξηση στη χρηματιστηριακή τιμή, που αποτελεί βάση για τη διαμόρφωση των λογαριασμών ρεύματος σε νοικοκυριά κι επιχειρήσεις, ξεπερνά το 26,4%.

Το κόστος αυτό αν οι πάροχοι δεν προχωρήσουν σε κινήσεις απορρόφησης θα μετακυλιστεί ολόκληρο στους λογαριασμούς ρεύματος του Οκτωβρίου.

Για τη διαμόρφωση της νέας υψηλής τιμής στο ηλεκτρικό ρεύμα αύριο 25 του μηνός παίζει ρόλο και η μεγαλύτερη συμμετοχή του ακριβού φυσικού αερίου στο ενεργειακό μίγμα ηλεκτροπαραγωγής. Αντιστοιχεί στο 31,21%, ενώ η φθηνότερη τεχνολογία των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας καταλαμβάνει μερίδιο στο 42,47%.

Καμία επιδότηση για το ηλεκτρικό ρεύμα

Όπως έγραψε νωρίτερα το πρωί ο ΟΤ, υψηλόβαθμο στέλεχος του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας σημείωνε κατά τη διάρκεια συνομιλίας του με δημοσιογράφους ότι «σήμερα δεν υπάρχει ανάγκη για επιδοτήσεις στο ηλεκτρικό ρεύμα».

Ο ίδιος αξιωματούχος έθεσε το όριο συναγερμού για στήριξη της κατανάλωσης μέσω επιδότησης στους λογαριασμούς ρεύματος όταν η χρηματιστηριακή τιμή στο ηλεκτρικό ρεύμα ξεπεράσει τα 250 ευρώ ανά Μεγαβατώρα.

Το στέλεχος του υπουργείου Περιβάλλοντος και Ενέργειας προέτρεψε τους καταναλωτές τη στροφή στα σταθερά ή μπλε τιμολόγια ρεύματος τα οποία αυτήν την περίοδο οι πάροχοι διαθέτουν με χαμηλότερες χρεώσεις έναντι των κυμαινόμενων. Οι χρεώσεις αυτές είναι κλειδωμένες για 12 μήνες εφόσον τα επιλέξουν τα νοικοκυριά.

Η βιομηχανία

Για το υψηλό ενεργειακό κόστος τη διαμαρτυρία τους αλλά και τις προτάσεις στήριξης τους εξέφρασαν δημόσια και οι βιομήχανοι. Σύνδεσμοι των ελληνικών μεταποιητικών επιχειρήσεων ζήτησαν τη στήριξη μέσω του ευρωπαϊκού πλαισίου για τις κρατικές ενισχύσεις CISAF και METSAF.

Ο ίδιος ο εκπρόσωπος του ΥΠΕΝ δεν άφησε πολλά περιθώρια για δυναμικές παρεμβάσεις.

Πηγή: ot.gr

Το άρθρο Ηλεκτρικό ρεύμα: Νέο ρεκόρ με την τιμή πάνω από τα 213 ευρώ ανά Μεγαβατώρα εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Μπορεί η ανακοίνωση της συμφωνίας της ΔΕΗ με την Amazon Web Services να είναι ίσως η επιχειρηματική είδηση της χρονιάς και μία εξέλιξη που αν υλοποιηθεί αλλάζει τον παραγωγικό χάρτη της Δυτικής Μακεδονίας, όμως στην έως τώρα υποβαθμισμένη περιφέρεια ετοιμάζονται να τοποθετηθούν παραγωγικά αρκετές ακόμη εταιρείες.

Η επόμενη ημέρα μετά την απολιγνιτοποίηση, ήταν ένα από τα μεγάλα στοιχήματα της κυβέρνησης που πλέον δείχνει να παίρνει σάρκα και οστά. Μετά από μία περίοδο που οι ντόπιοι άκουγαν για μεγάλες επενδύσεις που σε κάποιες περιπτώσεις κατέληξαν σε φιάσκο όπως της αυτοκινητοβιομηχανίας μικρών ηλεκτρικών οχημάτων πόλης Next e.GΟ (σ.σ. η οποία πτώχευσε σε διεθνές επίπεδο), πλέον υπάρχουν οι πρώτες κινήσεις με εργοστάσια που αρχίζουν να χτίζονται και μονάδες που βρίσκονται σε φάση αδειοδότησης.

Σημαντικό ρόλο στο ενδιαφέρον των επενδυτών έπαιξε τόσο τα επενδυτικά προγράμματα που δημιουργήθηκαν για την περιοχή όσο και η ολοκλήρωση του αυτοκινητοδρόμου Ε65 που εδώ και δύο περίπου μήνες φθάνει έως τα Γρεβενά και φέρνει την Δυτική Μακεδονία ποιο κοντά στην Κεντρική και Νότια Ελλάδα.

ΔΕΗ

Μπορεί η έδρα της να είναι στην Αθήνα αλλά όλοι γνωρίζουν ότι η «καρδιά» της βρίσκεται στην Δυτική Μακεδονία. Η συμφωνία με την Amazon Web Services για την δημιουργία Data Center στην περιοχή δεν είναι παρά η υλοποίηση μέρους του σχεδίου που είχε ξετυλίξει, πριν από 1μίση περίπου χρόνο ο Γιώργος Στάσσης παρουσία του πρωθυπουργού Κυριάκου Μητσοτάκη στην Πτολεμαΐδα.

Μόνο από τα ενεργειακά έργα (φωτοβολταϊκά, αντλησιοταμίευση κ.α.) αναμένεται να δημιουργηθούν περισσότερες από 1.800 στην κατασκευή και περίπου 700 μόνιμες κατά την λειτουργία ενώ οι αριθμοί που είχαν δοθεί στην προοπτική δημιουργίας Data Center έκαναν λόγο για δημιουργία έως 7.500 θέσεων εργασίας κατά την κατασκευή και περίπου 1.500 μόνιμες θέσεις σε φάση λειτουργίας.

ΔΕΠΑ Εμπορίας

Μένοντας στον χώρο της Ενέργειας, στο πλαίσιο της στρατηγικής καθετοποίησής της και του μετασχηματισμού της σε ολοκληρωμένο ενεργειακό όμιλο, η ΔΕΠΑ Εμπορίας συνεχίζει την αυτόνομη ανάπτυξη και υλοποίηση του βασικού χαρτοφυλακίου ΑΠΕ που διατηρεί υπό τον έλεγχό της.

Σε αυτό περιλαμβάνονται, μεταξύ άλλων, έργα συνολικής ισχύος 500 MW στη Δυτική Μακεδονία, και συγκεκριμένα στην Περιφερειακή Ενότητα Κοζάνης, μέσω της NORTH SOLAR, εκ των οποίων έργα 400 MW βρίσκονται πλέον σε φάση κατασκευής.

Η σύμβαση για τον σχεδιασμό, την προμήθεια και την κατασκευή των έργων υπογράφηκε πέρσι το καλοκαίρι κατόπιν διαγωνιστικής διαδικασίας με αρχικό προϋπολογισμό περίπου 239,8 εκατ. ευρώ. Ανάδοχος είχε αναδειχθεί η κοινοπραξία ΤΕΡΝΑ – INTRAKAT.

Μαζί με την επενδυτική δραστηριότητα, η εταιρεία προχωρά σε δράσεις ανταποδοτικού χαρακτήρα στις τοπικές κοινωνίες της Δυτικής Μακεδονίας. Όπως έγινε γνωστό τις προηγούμενες ημέρες, ειδικά για τη Γαλατινή όπου αναπτύσσεται το συγκεκριμένο φωτοβολταϊκό έργο, έχει σχεδιαστεί πλαίσιο δράσεων συνολικής αξίας άνω των 35 εκατ. ευρώ σε όλη τη διάρκεια ζωής του έργου.

Wonderplant

Πριν από τρεις περίπου εβδομάδες, παρουσία του πρωθυπουργού, πραγματοποιήθηκαν οι εργασίες θεμελίωσης της μεγάλης επένδυσης της Wonderpland. Η mega επένδυση αποτελεί ένα από τα πρώτα ιδιωτικά έργα, ύψους 130 εκατ. ευρώ με πάνω από 60 εκατ. ευρώ από το χρηματοδοτικό εργαλείο της Δίκαιης Αναπτυξιακής Μετάβασης στην περιοχή της Δυτικής Μακεδονίας.

Όπως ανέφερε στην εκδήλωση ο πρόεδρος του ΣΕΒ και «μπροστάρης» του σχήματος επενδυτών της Wonderplant, Σπύρος Θεοδωρόπουλος, πρόκειται για μία μονάδα έκτασης 300 στρεμμάτων, που θα ακολουθεί το πρότυπο του έργου στην Πετρούσα της Δράμας και θα βασίζεται σε υδροπονικά θερμοκήπια καλλιέργειας ντομάτας με τεχνολογία Ultra-Clima.

Η μονάδα αναπτύσσεται στη Μαυροπηγή της Δημοτικής Ενότητας Πτολεμαΐδας (Δήμος Εορδαίας), σε περιοχή των πρώην λιγνιτικών εδαφών και αναμένεται να δημιουργήσει τουλάχιστον 300 μόνιμες θέσεις εργασίας.

Στόχος είναι η πλήρης έναρξη λειτουργίας της μονάδας μέχρι τα τέλη του 2027, όπως επισήμανε ο Σπύρος Θεοδωρόπουλος κατά την παρουσίαση του project, τονίζοντας τα πλεονεκτήματα της θερμοκηπιακής καλλιέργειας.

Rontis

Την περασμένη εβδομάδα κατά τα εγκαίνια των νέων επεκτάσεων του εργοστασίου της φαρμακοβιομηχανίας Rontis στην ΒΙ.ΠΕ. Λάρισας, από το βήμα των εγκαινίων ο πρόεδρος της εταιρείας κ. Θεόδωρος Βασιλόπουλος ανακοίνωσε την δημιουργία νέας μονάδας στην Κοζάνη.

Σύμφωνα με πληροφορίες του CNN Greece το εργοστάσιο το οποίο θα εγκατασταθεί στην νέα ΒΙ.ΠΕ. της περιοχής θα είναι έτοιμο έως το 2030 και θα αποτελεί μία επένδυση της τάξης των 50 εκατ. ευρώ. Στόχος της διοίκησης είναι η νέα επένδυση να χρηματοδοτηθεί και μέσω αναπτυξιακού νόμου. Το εργοστάσιο της Κοζάνης θα είναι ίδιου μεγέθους με αυτό της Λάρισας, δηλαδή περίπου 30.000 τ.μ. κτίσματα σε 60.000 τ.μ. οικόπεδο.

Alpha Yogurt

Πριν την Rontis, στο Επιχειρηματικό Πάρκο Κοζάνης της ΕΤΒΑ ΒΙΠΕ, «ποδαρικό» αναμένεται να κάνει η εταιρεία γαλακτοκομικών Alpha Yogurt. Όταν πριν από ένα χρόνο υπέγραφε την σύμβαση για το βιομηχανικό οικόπεδο προσδιόριζε την έναρξη λειτουργίας στα τέλη της φετινής χρονιάς έως τις αρχές του 2027.

Πρόκειται για μία επένδυση ύψους 12 εκατ. ευρώ που έχει ενταχθεί στο πρόγραμμα Δίκαιης Μετάβασης και αναμένεται να δημιουργήσει περίπου 50 θέσεις εργασίας. Η νέα εταιρεία ανήκει σε ποσοστό 80% στον πρόεδρο της ΕΑΣ Αγρινίου κ. Θωμά Κουτσουπιά και κατά 15% στην «Αμφιγάλ». Βασικό αντικείμενο της, όπως προδίδει και το όνομα της είναι η παραγωγή κυρίως γιαουρτιού με στόχο τις διεθνείς αγορές.

Tottis Foods International

Ένα σημαντικό τριετές επενδυτικό πρόγραμμα «τρέχει» από φέτος στην εταιρεία σνακ Tottis με ένα μεγάλο μέρος του να αφορά στο εργοστάσιο της στην ΒΙ.ΠΕ. Φλώρινας. Συγκεκριμένα από πρόγραμμα ύψους 45 εκατ. ευρώ της τριετίας 2026 – 2028 τα 27 εκατ. ευρώ κατευθύνονται στην ακριτική περιοχή αυξάνοντας την εξαγωγική δραστηριότητα του ομίλου και δημιουργώντας νέες θέσεις εργασίας.

Τις εγκαταστάσεις επισκέφθηκε τον προηγούμενο μήνα και ο Κυριάκος Μητσοτάκης ο οποίος ενημερώθηκε ότι μέσω των επεκτάσεων στόχος είναι σε πρώτη φάση οι γειτονικές χώρες όπως Αλβανία και Βουλγαρία ενώ τα νέα προϊόντα αναμένεται να βγουν στην αγορά στις αρχές του 2027.

Άλλες κινήσεις

Αξιοσημείωτες επενδύσεις στις ήδη υπάρχουσες εγκαταστάσεις πραγματοποιεί αυτό το διάστημα η δημοτική επιχείρηση «Ξινό Νερό», η Bakechack με νέα μονάδα παραγωγής ζύμης στην Κοζάνη, το Κτήμα Αλφα καθώς και η εταιρεία Ζέικος στον τομέα εμφιάλωσης νερού στην περιοχή των Γρεβενών.

Πηγή: cnn.gr

Το άρθρο Δυτική Μακεδονία: Η «βιομηχανική επανάσταση» μετά τον λιγνίτη – Οι 10 εταιρείες που επενδύουν εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Το «στίγμα» δίνουν από την μία οι σχεδιαζόμενες επενδύσεις των 3,7 δισεκατομμυρίων ευρώ που αντιστοιχούν σε χαρτοφυλάκιο έργων συνολικής ισχύος 4,8 GW και από την άλλη τα σχέδια για την ανάπτυξη ενός Mega Data Center ισχύος 300 MW στον ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου με προοπτική να επεκταθεί στα 1.000 MW (Giga Data Center) κατόπιν δέσμευσης από hyperscalers. Πρόκειται για μια επένδυση που συγκαταλέγεται ανάμεσα στις μεγάλες σε ευρωπαϊκό επίπεδο και η μεγαλύτερη στην κατηγορία της στην Ελλάδα με συνολικό προϋπολογισμό περί το 1,2 δισεκατομμύρια ευρώ.

Το χαρτοφυλάκιο συμπληρώνουν φωτοβολταϊκά, μπαταρίες, έργα αντλησιοταμίευσης, μονάδα ΣΗΘΥΑ (Συμπαραγωγή Ηλεκτρισμού – Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης προς εξυπηρέτηση της τηλεθέρμανσης στην περιοχή), πράσινο υδρογόνο, καθώς και μονάδα φυσικού αερίου με την μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5.

Το χαρτοφυλάκιο των 4,8 GW

Σύμφωνα με την παρουσίαση της ΔΕΗ, περίπου 2,8 GW αφορούν έργα που έχουν ήδη κατασκευαστεί ή βρίσκονται υπό κατασκευή, ενώ επιπλέον 2 GW εντάσσονται στον επενδυτικό σχεδιασμό. Η εταιρεία αποτυπώνει έτσι ένα συνολικό χαρτοφυλάκιο περίπου 4,8 GW, χωρίς σε αυτό να προσμετράται ως παραγωγική ισχύς το μέγεθος των σύγχρονων πυκνωτών, το οποίο εμφανίζεται στη διαφάνεια σε MWs.

Τη μεγαλύτερη θέση καταλαμβάνουν τα φωτοβολταϊκά. Στην περιοχή έχουν κατασκευαστεί ή υλοποιούνται έργα συνολικής ισχύος 2.130 MW, ενώ ακόμη 1.000 MW βρίσκονται στον σχεδιασμό. Το CAPEX που αποδίδεται στο φωτοβολταϊκό πρόγραμμα ανέρχεται σε 2 δισ. ευρώ.

Στον τομέα της βραχυχρόνιας αποθήκευσης, η ΔΕΗ εμφανίζει 150 MW συστημάτων μπαταριών που έχουν κατασκευαστεί ή βρίσκονται σε κατασκευή και επιπλέον 250 MW υπό σχεδιασμό. Η σχετική επένδυση τοποθετείται στα 160 εκατ. ευρώ.

Ιδιαίτερη βαρύτητα αποκτούν τα έργα αντλησιοταμίευσης στην Καρδιά και στο Νότιο Πεδίο. Η συνολική σχεδιαζόμενη ισχύς τους ανέρχεται σε 660 MW και ο προϋπολογισμός τους σε 980 εκατ. ευρώ. Τα έργα αυτά προορίζονται να αποτελέσουν τον βασικό μηχανισμό αποθήκευσης μεγάλης διάρκειας στη Δυτική Μακεδονία, ενώ, σύμφωνα με την κυβερνητική παρουσίαση, εξετάζεται να αποκτήσουν και αρδευτική λειτουργία.

Στο χαρτοφυλάκιο καταγράφεται επίσης μονάδα συνδυασμένου κύκλου φυσικού αερίου ισχύος 440 MW και προϋπολογισμού 440 εκατ. ευρώ. Στη δεύτερη διαφάνεια και στην κυβερνητική ανακοίνωση το έργο συνδέεται με τη μετατροπή της Πτολεμαΐδας 5 σε μονάδα φυσικού αερίου.

Η νέα μονάδα Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού και Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης στην Καρδιά έχει ισχύ 76 MW και προϋπολογισμό 80 εκατ. ευρώ. Θα αναλάβει την τροφοδοσία των συστημάτων τηλεθέρμανσης της περιοχής, με στόχο να ξεκινήσει η δοκιμαστική λειτουργία της έως το τέλος του 2026. Στην παρουσίαση της ΔΕΗ εντάσσεται στα έργα που έχουν κατασκευαστεί ή βρίσκονται υπό κατασκευή.

Η εταιρεία υπολογίζει περισσότερες από 1.800 θέσεις κατά την κατασκευή και 700 μόνιμες θέσεις κατά τη λειτουργία των νέων ενεργειακών έργων.

Το χρονοδιάγραμμα της κατασκευαστικής απασχόλησης εκτείνεται από το 2026 έως τα μέσα του 2033. Το εργατικό δυναμικό αυξάνεται σταδιακά από το 2027, ξεπερνά τις 1.500 θέσεις το 2029 και κορυφώνεται λίγο πάνω από τις 1.800 στις αρχές του 2030, όταν συμπίπτουν οι εργασίες στα έργα αντλησιοταμίευσης της Καρδιάς και του Νοτίου Πεδίου με τις παρεμβάσεις στην Πτολεμαΐδα 5 και τις υπόλοιπες ενεργειακές υποδομές.

Οι 700 μόνιμες θέσεις κατανέμονται σε 280 εργαζομένους στα φωτοβολταϊκά και τις μπαταρίες, 200 στα αντλησιοταμιευτικά έργα, 120 στη μονάδα συνδυασμένου κύκλου της Πτολεμαΐδας 5, 70 στο hub τηλεθερμάνσεων και 30 στους σύγχρονους πυκνωτές.

To Data center ως πυλώνας ανάπτυξης

Όπως προαναφέρθηκε, το σχέδιο της ΔΕΗ αφορά σε ένα ένα Mega Data Center ισχύος 300 MW στον ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου, μια μεγάλη επένδυση σε Ευρωπαϊκό επίπεδο, η οποία μπορεί να ολοκληρωθεί σε δύο χρόνια από την έναρξη κατασκευής. Το αρχικό έργο των 300 MW θα έχει τη δυνατότητα επέκτασης σε 1.000 MW (Giga Data Center) κατόπιν δέσμευσης από hyperscalers. Σύμφωνα με σχετική παρουσίαση της ΔΕΗ, η ανάπτυξη του data center στα επίπεδα του 1 GW συνεπάγεται συνολικά 7.500 θέσεις εργασίας κατά την κατασκευή και 1.500 μόνιμες θέσεις κατά την λειτουργία.

Η Δυτική Μακεδονία επιλέχθηκε για αυτή την επένδυση επειδή διαθέτει μοναδικά συγκριτικά πλεονεκτήματα. Η ύπαρξη έτοιμων βιομηχανικών εκτάσεων με εξασφαλισμένες αδειοδοτήσεις, η εγγύτητα σε μονάδες παραγωγής ενέργειας και η διαθεσιμότητα δικτύων, καθιστούν την περιοχή ιδανικό προορισμό για τέτοιου είδους υποδομές.

Απέναντι σε τυχόν επιφυλάξεις ή κριτική σχετικά με την κατανάλωση νερού για τις ανάγκες ψύξης των Data Centers, τα επίσημα τεχνικά στοιχεία αποδεικνύουν ότι η νέα δραστηριότητα αποτελεί πρότυπο ορθολογικής διαχείρισης και προστασίας των υδάτινων πόρων. Συγκεκριμένα, η αρχικά αδειοδοτημένη ετήσια κατανάλωση νερού για τον ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου ανερχόταν σε 30 εκατομμύρια κυβικά, ενώ η αντίστοιχη αδειοδότηση για το σύνολο των ΑΗΣ του λεκανοπεδίου ανέρχονταν σε 70 εκατομμύρια κυβικά.

Αντιθέτως, η εκτιμώμενη ετήσια κατανάλωση νερού για τη λειτουργία του νέου Mega Data Center υπολογίζεται ότι δε θα ξεπεράσει τα 400.000 κυβικά μέτρα το έτος. Η ποσότητα αυτή αντιπροσωπεύει μόλις το 0,6% του νερού που απαιτούσε η παλαιά λιγνιτική δραστηριότητα. Αυτή η εντυπωσιακή εξοικονόμηση επιτυγχάνεται διότι το σύστημα ψύξης του Data Center θα λειτουργεί ως κλειστό, ανακυκλούμενο κύκλωμα, με τη χρήση πρόσθετου νερού να προβλέπεται ως ενισχυτική αποκλειστικά και μόνο σε ακραίες συνθήκες υψηλών θερμοκρασιών περιβάλλοντος.

Επιπλέον, ο ενεργειακός εφοδιασμός του Data Center θα καλύπτεται από το νέο ενεργειακό χαρτοφυλάκιο της ΔΕΗ στην περιοχή, με έμφαση στην αξιοποίηση καθαρών πηγών ενέργειας. Η αρχιτεκτονική του έργου έχει σχεδιαστεί με τέτοιο τρόπο ώστε η ζήτηση αυτή να ικανοποιείται χωρίς να προκαλείται καμία επιβάρυνση ή κορεσμός στο εθνικό σύστημα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας.

Πηγή: insider.gr

Το άρθρο Δυτική Μακεδονία: Από την απολιγνιτοποίηση στη πράσινη μετάβαση – Το επενδυτικό σχέδιο της ΔΕΗ εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Οι έξι επενδύσεις αφορούν το mega data center της ΔΕΗ στη Δυτική Μακεδονία, ύψους περίπου 2,3 δισ. ευρώ, τη νέα μονάδα φυσικού αερίου στη Λάρισα, προϋπολογισμού περίπου 600 εκατ. ευρώ, τη μετατροπή της Πτολεμαΐδας V, κόστους 400-420 εκατ. ευρώ, την πρώτη ερευνητική γεώτρηση στο Block 2 του Ιονίου, ύψους 60-70 εκατ. ευρώ, το έργο αποθήκευσης CO₂ στον Πρίνο, προϋπολογισμού περίπου 1,1 δισ. ευρώ, και το FSRU των Αγίων Θεοδώρων, η δαπάνη για το οποίο τοποθετείται έως τα 400 εκατ. ευρώ.

Το συνολικό ποσό των 4,9 δισ. ευρώ είναι μάλιστα συντηρητικό, καθώς δεν περιλαμβάνει τις πρόσθετες επενδύσεις που θα απαιτηθούν σε περίπτωση επιτυχίας της γεώτρησης στο Ιόνιο. Εφόσον επιβεβαιωθεί εμπορικά αξιοποιήσιμο κοίτασμα φυσικού αερίου, η ανάπτυξή του εκτιμάται ότι μπορεί να απαιτήσει επιπλέον κεφάλαια της τάξης των 5 δισ. ευρώ. Δεν περιλαμβάνει επίσης τις ευρύτερες επενδύσεις της ΔΕΗ σε ανανεώσιμες πηγές ενέργειας και αποθήκευση στη Δυτική Μακεδονία, οι οποίες συνδέονται λειτουργικά με το mega data center, αλλά αποτελούν ξεχωριστό επενδυτικό σκέλος.

1. Το mega data center της ΔΕΗ

Η μεγαλύτερη από τις έξι επενδύσεις είναι το mega data center ισχύος 300 MW που σχεδιάζει η ΔΕΗ στις εγκαταστάσεις του ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου. Η επένδυση υπολογίζεται σε περίπου 2,3 δισ. ευρώ, από τα οποία περί τα 1,2 δισ. ευρώ αντιστοιχούν στη ΔΕΗ και περίπου 1,1 δισ. ευρώ στον τεχνολογικό όμιλο που θα αναλάβει τον εξοπλισμό πληροφορικής, τους servers και τα συστήματα αποθήκευσης και επεξεργασίας δεδομένων.

Η διοίκηση της ΔΕΗ υπό τον Γιώργο Στάσση φέρεται να βρίσκεται πολύ κοντά σε συμφωνία με μεγάλο αμερικανικό όμιλο τεχνολογίας, ο οποίος θα συμμετάσχει ως εταίρος στην ανάπτυξη του έργου. Πηγές της αγοράς θέλουν τη συμφωνία να έχει επί της ουσίας “κλειδώσει”, χωρίς ωστόσο να υπάρχει επίσημη επιβεβαίωση από την πλευρά της επιχείρησης.

Κατά το προηγούμενο διάστημα η ΔΕΗ πραγματοποίησε παρουσιάσεις του επενδυτικού σχεδίου σε διεθνείς τεχνολογικούς ομίλους και μεγάλους χρήστες data centers. Στην αγορά κυκλοφόρησαν ονόματα όπως η Microsoft, η Google, η Amazon, η Meta, η Alphabet και η OpenAI, χωρίς καμία από αυτές τις πληροφορίες να έχει επιβεβαιωθεί επισήμως.

Το κέντρο δεδομένων σχεδιάζεται να αναπτυχθεί στην έκταση όπου βρίσκεται σήμερα η αυλή λιγνίτη του ΑΗΣ Αγίου Δημητρίου. Η συνολική κτιριακή επιφάνεια εκτιμάται ότι θα φθάνει τα 50.000 τετραγωνικά μέτρα και η υποδομή θα μπορεί να καλύψει τις ανάγκες πολύ μεγάλων τεχνολογικών ομίλων για εφαρμογές τεχνητής νοημοσύνης, cloud computing, αποθήκευση δεδομένων και υπηρεσίες υψηλής υπολογιστικής ισχύος.

Η επιλογή της Δυτικής Μακεδονίας δεν είναι τυχαία. Η περιοχή διαθέτει μεγάλες εκτάσεις, ισχυρές ηλεκτρικές διασυνδέσεις, έτοιμες ενεργειακές υποδομές και ανθρώπινο δυναμικό με εμπειρία στον ενεργειακό τομέα. Επιπλέον, η ανάπτυξη του data center εντάσσεται στον σχεδιασμό για την οικονομική μετάβαση των πρώην λιγνιτικών περιοχών, οι οποίες καλούνται να αντικαταστήσουν σταδιακά τις θέσεις εργασίας και την οικονομική δραστηριότητα που συνδέονταν με τον λιγνίτη.

Κρίσιμο στοιχείο του σχεδίου είναι ότι η ηλεκτροδότηση θα γίνεται μέσω απευθείας σύνδεσης με μονάδες παραγωγής, με τη λεγόμενη λύση behind-the-meter.

Από τη στιγμή που θα υπογραφεί η δεσμευτική συμφωνία με τον hyperscaler, η πρώτη φάση εκτιμάται ότι μπορεί να ολοκληρωθεί σε περίπου δύο χρόνια. Η επένδυση αναμένεται να δημιουργήσει χιλιάδες θέσεις εργασίας κατά την κατασκευή και σημαντικό αριθμό μόνιμων θέσεων υψηλής εξειδίκευσης κατά τη λειτουργία.

2. Η νέα μονάδα της ΔΕΠΑ στη Λάρισα

Στη Βιομηχανική Περιοχή της Λάρισας προωθείται η κατασκευή μιας νέας μονάδας ηλεκτροπαραγωγής με φυσικό αέριο, επένδυση περίπου 600 εκατ. ευρώ. Η “Λάρισα Θερμοηλεκτρική” αποτελεί σύμπραξη της ΔΕΠΑ Εμπορίας, της ισραηλινών συμφερόντων Clavenia, της EUSIF Larissa και της Volton.

Η ΔΕΠΑ Εμπορίας έχει κεντρικό ρόλο στη διοίκηση της εταιρείας, καθώς ορίζει τον πρόεδρο του διοικητικού συμβουλίου και τον γενικό διευθυντή. Παράλληλα, θα αναλάβει τη διαχείριση της παραγόμενης ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και την προμήθεια του φυσικού αερίου που θα καταναλώνει η μονάδα.

Το έργο έχει σχεδιαστεί ως μονάδα συνδυασμένου κύκλου ισχύος περίπου 870 MW και η πρόσφατη ολοκλήρωση της επιλογής του αναδόχου ανοίγει τον δρόμο για τη λήψη της Τελικής Επενδυτικής Απόφασης, η οποία τοποθετείται προς το τέλος του 2026. Η κοινοπραξία έχει ήδη προχωρήσει σε συμφωνία με τη Mitsubishi για την προμήθεια του αεριοστροβίλου, εξασφαλίζοντας θέση στην παραγωγική γραμμή του ιαπωνικού ομίλου, ενώ προ ημερών ανέθεσε την κατασκευή της μονάδας στην Avax.

Η εξασφάλιση του εξοπλισμού θεωρείται ιδιαίτερα σημαντική, καθώς οι παραδόσεις νέων αεριοστροβίλων έχουν μετατεθεί διεθνώς ακόμα και μετά το 2032, λόγω της αυξημένης ζήτησης για νέες μονάδες αερίου. Η τουρμπίνα για τη Λάρισα αναμένεται να παραδοθεί το 2029.

Στόχος της κοινοπραξίας είναι η έναρξη της δοκιμαστικής λειτουργίας εντός του 2029. Ένας πιθανός μεγάλος πελάτης της μονάδας είναι το data center που εξετάζει να αναπτύξει η Clavenia στην ίδια περιοχή. Η σύνδεση θα μπορούσε να γίνει απευθείας, επίσης πίσω από τον μετρητή, περιορίζοντας τις επιβαρύνσεις για το ηλεκτρικό δίκτυο.

Η επένδυση στη Λάρισα εντάσσεται στο νέο κύμα κατασκευής ευέλικτων θερμικών μονάδων, οι οποίες καλούνται να εξισορροπούν τη μεταβλητή παραγωγή των ΑΠΕ.

3. Η μετατροπή της Πτολεμαΐδας V

Σε δύο διαδοχικές φάσεις προγραμματίζεται η μετατροπή της Πτολεμαΐδας V από λιγνιτική μονάδα σε σταθμό φυσικού αερίου, με συνολικό κόστος που υπολογίζεται σε 400-420 εκατ. ευρώ. Το έργο αποτελεί βασικό τμήμα του σχεδίου της ΔΕΗ για την επόμενη ημέρα της Δυτικής Μακεδονίας και συνδέεται άμεσα με τις ενεργειακές ανάγκες του mega data center.

Κατά την πρώτη φάση θα εγκατασταθεί αεριοστρόβιλος μικτής ισχύος περίπου 295 MW, ώστε η μονάδα να λειτουργήσει σε ανοικτό κύκλο. Η καθαρή ισχύς θα διαμορφώνεται κοντά στα 293 MW, με την ολοκλήρωση αυτής της φάσης να τοποθετείται στα τέλη του 2027.

Στη δεύτερη φάση θα εγκατασταθούν λέβητας ανάκτησης θερμότητας και ατμοστρόβιλος ισχύος περίπου 144 MW. Η θερμότητα από τα καυσαέρια του αεριοστροβίλου θα αξιοποιείται για την παραγωγή ατμού, αυξάνοντας σημαντικά την ενεργειακή απόδοση της εγκατάστασης.

Με την ολοκλήρωση της μετατροπής σε συνδυασμένο κύκλο, η μονάδα θα αποδίδει καθαρή ισχύ περίπου 430 MW, με καθαρό βαθμό απόδοσης άνω του 58%. Η δεύτερη φάση αναμένεται να ολοκληρωθεί έως τα τέλη του 2029.

Για την τροφοδοσία της Πτολεμαΐδας V με φυσικό αέριο απαιτείται η κατασκευή νέου αγωγού από τον ΔΕΣΦΑ. Το έργο περιλαμβάνει αγωγούς υψηλής πίεσης συνολικού μήκους περίπου 11,55 χιλιομέτρων, βαλβιδοστάσιο, σταθμούς αποστολής και παραλαβής ξέστρου και νέο μετρητικό σταθμό.

4. Η γεώτρηση στο Ιόνιο

Σε διαφορετική κατηγορία βρίσκεται η ερευνητική γεώτρηση στο Block 2 του Ιονίου από την κοινοπραξία ExxonMobil, Energean και Helleniq Energy. Το άμεσο κόστος της γεώτρησης υπολογίζεται σε 60-70 εκατ. ευρώ, με στόχο οι εργασίες να ξεκινήσουν τον Φεβρουάριο του 2027 και να ολοκληρωθούν περίπου δύο μήνες αργότερα.

Η Μελέτη Περιβαλλοντικών Επιπτώσεων βρίσκεται στο τελικό στάδιο κατάθεσης, ενώ κρίσιμο ορόσημο αποτελεί η έγκρισή της έως τον Νοέμβριο του 2026. Στη συνέχεια θα πρέπει να δοθεί η οριστική εντολή κινητοποίησης του γεωτρύπανου Stena DrillMax, το ημερήσιο κόστος του οποίου υπολογίζεται κοντά στα 200.000 δολάρια.

Η επιλογή του χρονικού παραθύρου είναι ιδιαίτερα σημαντική. Οι υπεράκτιες γεωτρήσεις στην περιοχή πραγματοποιούνται κατά προτίμηση στη χειμερινή περίοδο, όταν είναι περιορισμένη η ακτοπλοϊκή, τουριστική και ναυτική δραστηριότητα. Οποιαδήποτε καθυστέρηση στην περιβαλλοντική αδειοδότηση μπορεί να μεταθέσει συνολικά το χρονοδιάγραμμα.

Η γεώτρηση θα πραγματοποιηθεί στον στόχο “Ασωπός 1”, σε βάθος έως 4.622 μέτρων. Οι αρχικές εκτιμήσεις κάνουν λόγο για δυνητικούς πόρους φυσικού αερίου της τάξης των 270 δισ. κυβικών μέτρων, με γεωλογική πιθανότητα επιτυχίας περίπου 16%.

Το ποσοστό αυτό αποτυπώνει τον υψηλό βαθμό αβεβαιότητας που συνοδεύει κάθε ερευνητική γεώτρηση. Η επένδυση των 60-70 εκατ. ευρώ δεν εγγυάται την ύπαρξη εκμεταλλεύσιμου κοιτάσματος, αποτελεί όμως το αναγκαίο βήμα για να διαπιστωθεί εάν οι γεωλογικές ενδείξεις επιβεβαιώνονται.

Σε περίπτωση θετικού αποτελέσματος, θα ακολουθήσουν συμπληρωματικές γεωτρήσεις, μελέτες επιβεβαίωσης και τεχνικός σχεδιασμός της ανάπτυξης. Το συνολικό κόστος για την παραγωγική αξιοποίηση του κοιτάσματος εκτιμάται ότι μπορεί να φθάσει τα 5 δισ. ευρώ.

Μια τέτοια εξέλιξη θα μπορούσε να αλλάξει τα δεδομένα για την ενεργειακή ασφάλεια της Ελλάδας και της ευρύτερης περιοχής. Το σχέδιο προβλέπει πιθανή σύνδεση της παραγωγής μέσω πλωτής υποδομής τόσο με την Ελλάδα όσο και με την Ιταλία, μετατρέποντας το Ιόνιο σε δυνητική νέα πηγή εφοδιασμού της Νοτιοανατολικής Ευρώπης.

5. Η αποθήκευση CO₂ στον Πρίνο

Προϋπολογισμό περίπου 1,1 δισ. ευρώ έχει το Prinos CO₂, το πρώτο μεγάλο έργο γεωλογικής αποθήκευσης διοξειδίου του άνθρακα στην Ελλάδα. Το έργο αναπτύσσεται από την EnEarth, θυγατρική της Energean, και προβλέπει την αξιοποίηση των σχεδόν εξαντλημένων κοιτασμάτων του Πρίνου ως υπόγειου αποθηκευτικού χώρου.

Η πρώτη φάση προβλέπει δυναμικότητα 1 εκατ. τόνων CO₂ ετησίως, ενώ στη δεύτερη φάση η δυνατότητα έγχυσης θα αυξηθεί στους 2,8 εκατ. τόνους. Πρόσφατη ανεξάρτητη πιστοποίηση επιβεβαίωσε αποθηκευτική ικανότητα 51,5 εκατ. τόνων, με το δυνητικό μέγεθος να φθάνει τους 66 εκατ. τόνους.

Η πρόσφατη πιστοποίηση σε κατηγορία 2P θεωρείται ιδιαίτερα σημαντική, καθώς αφορά επιβεβαιωμένη και όχι απλώς θεωρητική αποθηκευτική δυνατότητα. Αυτό ενισχύει την αξιοπιστία του έργου έναντι των βιομηχανικών πελατών, των τραπεζών και των ευρωπαϊκών θεσμών που θα συμμετάσχουν στη χρηματοδότησή του.

Η υποδομή απευθύνεται κυρίως σε βιομηχανίες των οποίων οι εκπομπές δεν μπορούν εύκολα να μηδενιστούν μόνο μέσω εξηλεκτρισμού ή χρήσης ΑΠΕ. Τέτοιες είναι οι τσιμεντοβιομηχανίες, τα διυλιστήρια, οι χαλυβουργίες, οι ασβεστοποιίες και άλλες ενεργοβόρες εγκαταστάσεις.

Το διοξείδιο του άνθρακα θα δεσμεύεται στις βιομηχανικές μονάδες, θα υγροποιείται και θα μεταφέρεται με πλοία στον Πρίνο, όπου θα διοχετεύεται μέσω γεωτρήσεων στους υπόγειους γεωλογικούς σχηματισμούς. Η ανάπτυξη του έργου απαιτεί επομένως όχι μόνο την υπόγεια αποθήκη, αλλά και νέες λιμενικές εγκαταστάσεις, αγωγούς, σταθμούς συμπίεσης και εξειδικευμένο εξοπλισμό.

6. Το FSRU των Αγίων Θεοδώρων

Για το FSRU “Διώρυγα Gas” στους Αγίους Θεοδώρους, Motor Oil και Aktor βρίσκονται σε συζητήσεις με αντικείμενο την απόκτηση από την Aktor του 50% της εταιρείας ανάπτυξης.

Το τελικό κόστος θα εξαρτηθεί από το εάν θα αγοραστεί ή θα μισθωθεί το πλωτό μέσο, ωστόσο οι σημερινές εκτιμήσεις τοποθετούν την επένδυση μεταξύ 350 και 400 εκατ. ευρώ. Η Aktor είχε προβλέψει στο επιχειρηματικό της σχέδιο ποσό περίπου 200 εκατ. ευρώ για συμμετοχή σε FSRU, πριν ακόμη ξεκινήσουν οι διαπραγματεύσεις με τη Motor Oil.

Το έργο προβλέπει πλωτή μονάδα αποθήκευσης και επαναεριοποίησης LNG, με αποθηκευτική δυνατότητα περίπου 177.000 κυβικών μέτρων. Το φυσικό αέριο θα διοχετεύεται στο εθνικό σύστημα μέσω υποθαλάσσιου και χερσαίου αγωγού.
Βασικό πλεονέκτημα του έργου είναι η θέση του. Η εγκατάσταση βρίσκεται κοντά στο διυλιστήριο της Motor Oil και σε μικρή απόσταση από τον κεντρικό αγωγό του ΔΕΣΦΑ. Αυτό μπορεί να περιορίσει το κόστος των συνοδευτικών υποδομών και να διευκολύνει τη διασύνδεση.

Η συζήτηση Motor Oil και Aktor συνδέεται με τις προοπτικές του Κάθετου Διαδρόμου και την αυξανόμενη ζήτηση για αμερικανικό LNG στις χώρες της Νοτιοανατολικής και Κεντρικής Ευρώπης. Η σταδιακή απεξάρτηση της περιοχής από το ρωσικό αέριο δημιουργεί χώρο για νέες πύλες εισόδου και εμπορικές διαδρομές.

Για να ληφθεί, ωστόσο, η Τελική Επενδυτική Απόφαση, θα πρέπει να εξασφαλιστούν επαρκείς δεσμεύσεις δυναμικότητας από προμηθευτές και εμπόρους φυσικού αερίου.

Πηγή: capital.gr

Το άρθρο Οι επενδύσεις 4.9 δισ. ευρώ που έρχονται στην ενέργεια εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Η μεταβολή δεν αφορά μόνο το μέγεθος της εγκατεστημένης ισχύος. Αλλάζει στην πράξη και ο ρόλος του δικτύου διανομής, το οποίο από υποδομή που μετέφερε κυρίως ηλεκτρική ενέργεια προς τους καταναλωτές εξελίσσεται σε ένα πολύ πιο σύνθετο και αμφίδρομο σύστημα. Παραγωγή από φωτοβολταϊκά και άλλες αποκεντρωμένες μονάδες, αποθήκευση και κατανάλωση συνυπάρχουν πλέον σε διαφορετικά σημεία του δικτύου, δημιουργώντας μεγαλύτερες απαιτήσεις ως προς τη χωρητικότητα, την ευελιξία και τον έλεγχο των ροών σε πραγματικό χρόνο.

Η κλίμακα της αλλαγής αποτυπώνεται και σε ένα ακόμη στοιχείο: ο ΔΕΔΔΗΕ εκτιμά ότι το μερίδιο των ΑΠΕ που θα είναι συνδεδεμένες στο δικό του δίκτυο θα αυξηθεί από 43% της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος της χώρας το 2021 σε 58% το 2030. Με άλλα λόγια, προς το τέλος της δεκαετίας σχεδόν έξι στα δέκα MW ΑΠΕ θα περνούν από το δίκτυο διανομής.

Οι 70 υποσταθμοί και τα 900 MW μπαταριών

Η μεγαλύτερη παρουσία των ΑΠΕ φέρνει, ωστόσο, μαζί της και το γνώριμο πρόβλημα της περίσσειας παραγωγής σε ώρες υψηλής ηλιοφάνειας ή ισχυρών ανέμων, όταν η τοπική ζήτηση ή η δυνατότητα μεταφοράς της ενέργειας δεν επαρκούν. Για τον λόγο αυτόν, η ανάπτυξη των δικτύων συνδέεται πλέον στενά με την αποθήκευση.

Ο ΔΕΔΔΗΕ έχει ήδη αξιολογήσει το δίκτυό του και έχει εντοπίσει 70 υποσταθμούς στους οποίους προκρίνεται κατά προτεραιότητα η ανάπτυξη 900 MW μπαταριών. Η μεγαλύτερη συγκέντρωση εντοπίζεται στην Κεντρική Ελλάδα, με 14 υποσταθμούς, και ακολουθούν η Κεντρική Μακεδονία με 10, η Θεσσαλία και η Ανατολική Μακεδονία και Θράκη με 9 έκαστη, η Δυτική Ελλάδα με 8, η Δυτική Μακεδονία με 7, η Πελοπόννησος με 6, η Ήπειρος με 4 και η Αττική με 3.

Η λογική είναι να μπορεί μέρος της πλεονάζουσας ενέργειας από τις ΑΠΕ να αποθηκεύεται και να αξιοποιείται σε μεταγενέστερο χρόνο, περιορίζοντας την πίεση στο δίκτυο και αυξάνοντας την πραγματική δυνατότητα ενσωμάτωσης νέων έργων.

Στο ίδιο πλαίσιο, ο Διαχειριστής εξετάζει και τις λεγόμενες ευέλικτες συνδέσεις, ως μεταβατικό εργαλείο για περιοχές όπου η διαθέσιμη χωρητικότητα είναι περιορισμένη. Μέσω αυτών, νέα έργα παραγωγής ή νέες καταναλώσεις μπορούν να συνδέονται ταχύτερα υπό συγκεκριμένους λειτουργικούς περιορισμούς, χωρίς να χρειάζεται να περιμένουν την ολοκλήρωση όλων των έργων ενίσχυσης του τοπικού δικτύου. Η επιλογή αυτή, πάντως, δεν υποκαθιστά τις επενδύσεις που απαιτούνται για την αύξηση της διαθέσιμης δυναμικότητας.

Το δίκτυο πιέζεται και από την άλλη πλευρά

Την ίδια ώρα που αυξάνεται η παραγωγή, το δίκτυο πρέπει να προετοιμαστεί και για αισθητά μεγαλύτερη κατανάλωση. Η βασική πρόβλεψη του ΔΕΔΔΗΕ, η οποία λαμβάνει υπόψη την οικονομική ανάπτυξη, την ηλεκτροκίνηση και τον ευρύτερο εξηλεκτρισμό της οικονομίας, τοποθετεί την ετήσια ζήτηση από περίπου 49 TWh το 2025 στις 51 TWh το 2030.

Η εικόνα αλλάζει όμως όταν προστεθεί το κύμα μεγάλων νέων φορτίων που βρίσκεται ήδη στον ορίζοντα. Data centers, λιμάνια και επιχειρηματικά πάρκα ανεβάζουν τη ζήτηση που πρέπει να λάβει υπόψη του ο σχεδιασμός του δικτύου περίπου στις 59,5 TWh το 2030, αυξάνοντας σημαντικά τον όγκο των υποδομών που θα χρειαστούν τα επόμενα χρόνια.

Ειδικά στα data centers, ο ΔΕΔΔΗΕ υπολογίζει ότι η ισχύς μπορεί να φτάσει τα 350 MW, με κατανάλωση περίπου 1,3 TWh έως το 2034, ενώ έχουν ήδη υποβληθεί νέα αιτήματα σύνδεσης της τάξης των 220 MW. Στα επιχειρηματικά πάρκα προβλέπονται ανάγκες πρόσθετης ισχύος 675 MVA σε 31 βιομηχανικές ζώνες, ενώ για την ηλεκτροδότηση πλοίων από την ξηρά στα λιμάνια, το λεγόμενο shore power, οι ανάγκες υπολογίζονται σε 628 MVA.

Παράλληλα, ο εξηλεκτρισμός απλώνεται σε πολύ περισσότερα και μικρότερα σημεία κατανάλωσης. Η ανάπτυξη της ηλεκτροκίνησης, οι νέοι ταχυφορτιστές στους ευρωπαϊκούς οδικούς άξονες και τα αμαξοστάσια ηλεκτρικών λεωφορείων σε Αθήνα και Θεσσαλονίκη προσθέτουν νέα φορτία, ενώ οι προβολές κάνουν λόγο για περίπου 438.000 κατοικίες και 170.000 κτίρια υπηρεσιών με αντλίες θερμότητας έως το 2030.

4,5 δισ. ευρώ για να προηγηθεί το δίκτυο της ζήτησης

Μπροστά σε αυτήν τη διπλή πίεση, από περισσότερη παραγωγή και μεγαλύτερη κατανάλωση, ο ΔΕΔΔΗΕ αναπτύσσει επενδυτικό πρόγραμμα περίπου 4,5 δισ. ευρώ για την περίοδο 2026-2030.

Ιδιαίτερη σημασία έχει ότι περίπου 1 δισ. ευρώ κατευθύνεται σε 96 έργα προληπτικής ενίσχυσης της χωρητικότητας, τα οποία δεν συνδέονται με ένα συγκεκριμένο αίτημα επενδυτή. Πρόκειται ουσιαστικά για μια αλλαγή φιλοσοφίας: οι υποδομές σχεδιάζονται με βάση το φορτίο που αναμένεται να εμφανιστεί τα επόμενα χρόνια και όχι αποκλειστικά αφού κατατεθεί ένα αίτημα σύνδεσης.

Στο συγκεκριμένο σκέλος περιλαμβάνονται 63 νέοι ή αναβαθμισμένοι υποσταθμοί Υψηλής και Μέσης Τάσης και κέντρα διανομής, καθώς και 25 νέα υποβρύχια καλώδια Μέσης Τάσης. Η πρόκληση για τον Διαχειριστή είναι η διαθέσιμη ηλεκτρική χωρητικότητα να βρίσκεται εκεί όπου θα αναπτυχθούν οι νέες επενδύσεις, αντί το δίκτυο να καλείται κάθε φορά να καλύψει εκ των υστέρων το κενό.

Έξυπνοι μετρητές και έλεγχος της παραγωγής σε πραγματικό χρόνο

Όσο όμως το δίκτυο γίνεται μεγαλύτερο και περισσότερο αποκεντρωμένο, τόσο δυσκολότερο είναι να λειτουργήσει χωρίς ψηφιακή εικόνα του τι συμβαίνει σε κάθε σημείο του. Γι’ αυτό η ψηφιοποίηση αποτελεί τον δεύτερο πυλώνα, δίπλα στις φυσικές επενδύσεις σε καλώδια και υποσταθμούς.

Μέχρι σήμερα έχουν εγκατασταθεί 1,5 εκατ. έξυπνοι μετρητές, οι οποίοι αντιστοιχούν στο 60% της καταναλισκόμενης ενέργειας, με στόχο την καθολική κάλυψη έως το 2030. Παράλληλα, το 93% των RTUs των ΑΠΕ έχει ενσωματωθεί στο SCADA, επιτρέποντας στον Διαχειριστή να παρακολουθεί και να ελέγχει σε πραγματικό χρόνο πολύ μεγαλύτερο μέρος της αποκεντρωμένης παραγωγής.

Η ψηφιακή αποτύπωση του δικτύου μέσω GIS έχει ξεπεράσει το 80%, με στόχο να φτάσει στο 100% έως το τέλος της δεκαετίας, ενώ η νέα πλατφόρμα HELIOS καλύπτει ήδη το 50% των αιτημάτων σύνδεσης. Στον ίδιο σχεδιασμό εντάσσονται η προγνωστική συντήρηση, η παρακολούθηση εξοπλισμού με αισθητήρες, η μετάβαση άνω του 75% των ψηφιακών υποδομών στο cloud και η πλήρης συμμόρφωση με τις απαιτήσεις κυβερνοασφάλειας NIS2.

3.400 χιλιόμετρα παρεμβάσεων για πιο ανθεκτικό δίκτυο

Ένα ακόμη μέτωπο ανοίγει η κλιματική αλλαγή, καθώς πυρκαγιές, ακραίες θερμοκρασίες και έντονα καιρικά φαινόμενα αυξάνουν τις απαιτήσεις ανθεκτικότητας των υποδομών.

Το πρόγραμμα που χρηματοδοτείται από το Ταμείο Ανάκαμψης περιλαμβάνει περίπου 3.400 χιλιόμετρα κατασκευών και αναβαθμίσεων, με 581 από τα συνολικά 870 έργα να αφορούν υπογειοποιήσεις. Ο συνολικός προϋπολογισμός διαμορφώνεται σε περίπου 415 εκατ. ευρώ, εκ των οποίων τα 100 εκατ. ευρώ προέρχονται από ευρωπαϊκή επιχορήγηση.

Πηγή: powergame.gr

Το άρθρο ΔΕΔΔΗΕ: Η μεγάλη πρόκληση για 16 GW AΠΕ έως το 2030 εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Σύμφωνα με εκτιμήσεις της αγοράς, το συνολικό κόστος που συνδέεται άμεσα ή έμμεσα με το έλλειμμα αποθήκευσης προσεγγίζει αυτή τη στιγμή σε ετήσια βάση το 1 δισ. ευρώ. Πρόκειται για έναν λογαριασμό που αποκτά ιδιαίτερη σημασία καθώς η κυβέρνηση έχει θέσει ως στόχο τη μείωση του κόστους ηλεκτρικής ενέργειας κατά 30% μέσα στην επόμενη τριετία και αναγνωρίζει πλέον την αποθήκευση ως έναν από τους βασικούς μηχανισμούς για τη συγκράτηση της χονδρεμπορικής αγοράς.

Η ενέργεια που πετιέται

Η πρώτη διάσταση του προβλήματος αφορά τις περικοπές ΑΠΕ. Στο πρώτο εξάμηνο του έτους οι περικοπές πράσινης ηλεκτροπαραγωγής έφθασαν περίπου τις 1,6 TWh, ενώ σύμφωνα με εκτιμήσεις του καθηγητή Παντελή  Μπίσκα, στο σύνολο του έτους μπορούν να κινηθούν στην περιοχή των 3-3,2 TWh.

Πρόκειται ουσιαστικά για ηλεκτρική ενέργεια που το σύστημα μπορεί να παράγει αλλά αδυνατεί να αξιοποιήσει. Με επαρκή αποθήκευση, ένα σημαντικό μέρος αυτής της παραγωγής θα μπορούσε να φορτίζει τις μπαταρίες τις μεσημεριανές ώρες και να επιστρέφει στο σύστημα το απόγευμα και το βράδυ, όταν υποχωρεί η φωτοβολταϊκή παραγωγή και αυξάνεται η συμμετοχή των ακριβότερων μονάδων φυσικού αερίου.

Η ίδια η κυβέρνηση αναγνωρίζει αυτήν ακριβώς τη λειτουργία. Όπως επισημάνθηκε κατά την παρουσίαση του σχεδίου για μείωση του ενεργειακού κόστους, στις ώρες χαμηλής συμμετοχής των ΑΠΕ η χονδρεμπορική τιμή μπορεί να φθάνει στα 127 ευρώ/MWh και η αποθήκευση μπορεί να περιορίσει τις αιχμές και την ανάγκη λειτουργίας ακριβών μονάδων φυσικού αερίου. Παράλληλα, μπορεί να προσφέρει υπηρεσίες εφεδρείας, το κόστος των οποίων έχει αυξηθεί μαζί με τη διείσδυση των ΑΠΕ.

Εάν αποτιμηθούν οι 3 TWh περικοπών με μια τιμή της τάξης των 100 ευρώ/MWh, η αξία της ενέργειας αντιστοιχεί σε περίπου 300 εκατ. ευρώ ετησίως. Ακόμη και με μια πολύ χαμηλότερη αποτίμηση, στα 50 ευρώ/MWh, το αντίστοιχο ποσό είναι 150 εκατ. ευρώ.

Οι θερμικές μονάδες

Το κόστος όμως δεν περιορίζεται στην πράσινη ενέργεια που χάνεται. Όταν το σύστημα χρειάζεται να περικόψει ΑΠΕ, ο ΑΔΜΗΕ είναι ταυτόχρονα υποχρεωμένος να διατηρεί την ευστάθεια και την ασφάλεια του συστήματος. Αυτό δημιουργεί ανάγκες redispatching, δηλαδή ανακατανομής της παραγωγής, με συμμετοχή θερμικών μονάδων.

Το συγκεκριμένο κόστος αποτελεί το λόγο της εκτόξευσης του ΛΠ3 (Λογαριασμός Προσαυξήσεων) και υπολογίζεται στην περιοχή των 400 εκατ. ευρώ. Με άλλα λόγια, το σύστημα από τη μία πλευρά απορρίπτει φθηνή πράσινη ηλεκτρική ενέργεια και από την άλλη καλείται να πληρώσει θερμικές μονάδες προκειμένου να διατηρήσει την απαραίτητη ισορροπία.

Υπάρχει όμως και μία τρίτη παράμετρος: η αποζημίωση της ενέργειας από ΑΠΕ που περικόπτεται. Με αποζημίωση της τάξης των 100 ευρώ/MWh και περικοπές περίπου 3 TWh, ο πρόσθετος λογαριασμός φτάνει τα 300 εκατ. ευρώ.

Έτσι, εφόσον συνυπολογιστούν η οικονομική αξία της πράσινης παραγωγής που δεν αξιοποιείται, οι πληρωμές που συνδέονται με τις περικοπές και κυρίως το πρόσθετο κόστος ανακατανομής και εξισορρόπησης μέσω θερμικών μονάδων, η συνολική επιβάρυνση μπορεί, σύμφωνα με τους υπολογισμούς της αγοράς, να φτάνει έως το 1 δισ. ευρώ για φέτος.

Κατανομή πόρων

Το πρόβλημα αναδεικνύει τη συζήτηση γύρω από την κατανομή των διαθέσιμων ευρωπαϊκών πόρων στον τομέα της ενέργειας τα τελευταία χρόνια. Η κυβερνητική επιλογή ήταν να δοθεί σημαντικό βάρος σε προγράμματα εξοικονόμησης ενέργειας, τα οποία θεωρήθηκε ότι δημιουργούν μεγαλύτερη εγχώρια προστιθέμενη αξία, αντί να διοχετευθούν ακόμη μεγαλύτερα ποσά σε επιδοτήσεις μπαταριών.

Πλέον – και αυτό αποτελεί και μια έμμεση παραδοχή ότι θα μπορούσε να έχει δοθεί μεγαλύτερη έμφαση στην μεγαλύτερη ανάπτυξη μπαταριών στο ελληνικό σύστημα μέσω του ΤΑΑ –  η αποθήκευση βρίσκεται στον πυρήνα του νέου σχεδιασμού. Η κυβέρνηση υπολογίζει ότι μέσω του Ταμείου Ανάκαμψης έχουν κινητοποιηθεί 400 εκατ. ευρώ για την αποθήκευση, ενώ ακόμη 200 εκατ. ευρώ προβλέπονται μέσω της ρήτρας διαφυγής.

Έχουν ήδη ολοκληρωθεί τρεις διαγωνισμοί του Ταμείου Ανάκαμψης, ενώ στο συνολικό πακέτο περιλαμβάνονται φωτοβολταϊκά στέγης με αποθήκευση, η αντλησιοταμίευση της Αμφιλοχίας, προγράμματα αποθήκευσης για επιχειρήσεις και άλλα έργα αντλησιοταμίευσης. Παράλληλα προωθείται η δυνατότητα προσθήκης αποθήκευσης σε υφιστάμενα έργα ΑΠΕ, ενώ έχει ανοίξει ο δρόμος για μεμονωμένες μπαταρίες που θα αναπτυχθούν με όρους αγοράς, με το σχετικό χαρτοφυλάκιο να φθάνει τα 4,7 GW.

Από τα 200 εκατ. ευρώ της ρήτρας διαφυγής προβλέπεται κεφαλαιακή στήριξη της αποθήκευσης, με επιμέρους κονδύλια για ΟΤΑ και αυτοκατανάλωση, αλλά και για μεγάλα έργα, τόσο συνδεδεμένα με παραγωγή όσο και standalone.

Η Βουλγαρία πάτησε γκάζι

Την ώρα που η Ελλάδα προσπαθεί τώρα να επιταχύνει, λίγα χιλιόμετρα βορειότερα η Βουλγαρία αποτελεί ένα εντυπωσιακό παράδειγμα του πόσο γρήγορα μπορεί να αλλάξει μια αγορά όταν δοθούν ισχυρά επενδυτικά κίνητρα.

Η γειτονική χώρα διαθέτει πλέον 5,4 GW μπαταριών σε λειτουργία, ισχύς που αντιστοιχεί στο 22,8% της συνολικής εγκατεστημένης ηλεκτροπαραγωγικής ισχύος της.  Και αυτό έγινε πάρα πολύ γρήγορα καθώς η Βουλγαρία πέρασε μέσα σε μόλις δύο χρόνια από μια πολύ μικρή αγορά αποθήκευσης σε ένα επίπεδο όπου οι μπαταρίες έχουν ήδη αρχίσει να αλλάζουν τον τρόπο καθημερινής λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος.

Καθοριστικό ρόλο έπαιξαν οι πόροι του ευρωπαϊκού Ταμείου Ανάκαμψης. Το πρόγραμμα RESTORE, που αφορούσε standalone μπαταρίες, διέθεσε περίπου 590 εκατ. ευρώ επιχορηγήσεων, ενώ μαζί με τα ιδιωτικά κεφάλαια κινητοποιήθηκαν σχεδόν 1,5 δισ. ευρώ επενδύσεων. Ταυτόχρονα, η μεγάλη ανάπτυξη των φωτοβολταϊκών είχε δημιουργήσει χαμηλές ή ακόμη και αρνητικές μεσημεριανές τιμές και πολύ υψηλότερες βραδινές, δημιουργώντας ισχυρό οικονομικό κίνητρο για τις μπαταρίες.

Μάλιστα, η ανάπτυξη δεν έχει ολοκληρωθεί. Πέραν των 5,4 GW που λειτουργούν σήμερα, περίπου 1 επιπλέον GW αναμένεται να προστεθεί τους επόμενους μήνες.

Ο ελληνικός αγώνας δρόμου

Στην Ελλάδα επιχειρείται πλέον να καλυφθεί το χαμένο έδαφος. Σύμφωνα με τον κυβερνητικό σχεδιασμό, η εγκατεστημένη αποθήκευση αναμένεται να φθάσει περίπου το 1 GW έως το τέλος του 2026 και το 1,5 GW μέχρι τα μέσα του 2027, με την ανάπτυξη να επιταχύνεται σημαντικά στη συνέχεια.

Ο μακροπρόθεσμος σχεδιασμός προβλέπει πολύ μεγαλύτερη διείσδυση της αποθήκευσης, καθώς η περαιτέρω ανάπτυξη των ΑΠΕ χωρίς μπαταρίες κινδυνεύει να οδηγήσει σε ακόμη περισσότερες περικοπές και μεγαλύτερο κόστος για το σύστημα.

Πηγή: capital.gr

Το άρθρο Θα πληρώσουμε έως 1 δισ. ευρώ φέτος επειδή δεν έχουμε μπαταρίες αποθήκευσης ρεύματος – Τι έκανε η Βουλγαρία και είναι παγκόσμια πρωταθλήτρια εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Οι βουλγαρικές μονάδες αποθήκευσης φορτίζουν όταν η ηλεκτρική ενέργεια είναι φθηνή ή ακόμη και μηδενικής τιμής, αξιοποιώντας όχι μόνο τη βουλγαρική αλλά και την πλεονάζουσα φωτοβολταϊκή παραγωγή από την Ελλάδα και κυρίως τη Ρουμανία. Στη συνέχεια εκφορτίζουν το βράδυ, όταν υποχωρεί η ηλιακή παραγωγή, αυξάνεται η ζήτηση και οι τιμές πολλαπλασιάζονται.

Δεν πρόκειται, πάντως, για ένα κρατικό εμπορικό σχέδιο βάσει του οποίου η Βουλγαρία αγοράζει οργανωμένα ελληνικό ρεύμα. Το κράτος δημιούργησε και χρηματοδότησε την υποδομή αποθήκευσης. Τις αγορές, τις εισαγωγές και τις πωλήσεις τις πραγματοποιούν ιδιώτες παραγωγοί, traders και aggregators, αξιοποιώντας τη σύζευξη των αγορών και τις διαθέσιμες διασυνοριακές γραμμές.

Από τις μηδενικές τιμές στο RESTORE

Η αφετηρία βρίσκεται στον αρχικό βουλγαρικό Σχεδιασμό Ανάκαμψης του 2022. Η Σόφια είχε εντάξει στο Εθνικό Σχέδιο Ανάκαμψης και Ανθεκτικότητας μεγάλης κλίμακας επένδυση σε υποδομές αποθήκευσης, με αρχικό στόχο περίπου 6.000 MWh.

Στον αναθεωρημένο σχεδιασμό του 2023, λόγω της μείωσης των διαθέσιμων πόρων και των καθυστερήσεων στις αλυσίδες προμήθειας, ο δεσμευτικός στόχος περιορίστηκε στις 3.000 MWh. Παράλληλα εγκαταλείφθηκε στην πράξη η λογική μιας συγκεντρωτικής κρατικής υποδομής και επιλέχθηκε ένα ανταγωνιστικό πρόγραμμα επιχορηγήσεων προς ιδιώτες για την κατασκευή αυτόνομων μονάδων αποθήκευσης.

Αυτή ήταν η κρίσιμη επιλογή: αντί να επιχειρήσει να κατασκευάσει έναν ενιαίο κρατικό «κουμπαρά» ενέργειας, η κυβέρνηση κινητοποίησε δεκάδες ιδιωτικά επενδυτικά σχήματα.

Το πρόγραμμα ονομάστηκε RESTORE και προκηρύχθηκε το 2024, όταν το πρόβλημα των μηδενικών και αρνητικών τιμών είχε γίνει ήδη εμφανές. Τον Απρίλιο του 2024 η βουλγαρική αγορά είχε καταγράψει αλλεπάλληλα επεισόδια μηδενικών ή αρνητικών τιμών, καθώς η εκρηκτική ανάπτυξη των φωτοβολταϊκών δεν είχε συνοδευτεί από αντίστοιχη ανάπτυξη της αποθήκευσης.

Η προθεσμία υποβολής προτάσεων έληξε στις 5 Δεκεμβρίου 2024. Η ανταπόκριση υπήρξε εντυπωσιακή: κατατέθηκαν επενδυτικά σχέδια συνολικής αξίας σχεδόν 5 δισ. λέβα, πολλαπλάσια του διαθέσιμου προϋπολογισμού.

Επιδοτήσεις 588 εκατ. ευρώ για επενδύσεις 760 εκατ. ευρώ

Τον Απρίλιο του 2025 το βουλγαρικό υπουργείο Ενέργειας ανακοίνωσε την επιλογή 82 έργων.

Το εντυπωσιακό είναι ότι με τον ίδιο περίπου φάκελο χρηματοδότησης επιλέχθηκε χωρητικότητα υπερτριπλάσια του ελάχιστου στόχου. Η θεαματική πτώση του κόστους των κινεζικών συστημάτων λιθίου, ιδιαίτερα των τεχνολογιών LFP, επέτρεψε στους επενδυτές να προσφέρουν πολύ περισσότερα MWh ανά ευρώ επιδότησης.

Οι μπαταρίες προβλέφθηκε να εγκατασταθούν σε όλη τη χώρα και να συνδεθούν είτε στο σύστημα μεταφοράς του βουλγαρικού ESO είτε στα δίκτυα διανομής. Η βασική προϋπόθεση ήταν να πρόκειται για αυτόνομα συστήματα, ώστε να μπορούν να φορτίζουν από την αγορά και όχι αποκλειστικά από ένα συγκεκριμένο φωτοβολταϊκό πάρκο.

Ακολούθησε το RESTORE 2, με πρόσθετα έργα περίπου 4.000 MWh. Μεγάλο μέρος των προτάσεων προήλθε από εταιρείες που είχαν μείνει στον εφεδρικό κατάλογο της πρώτης πρόσκλησης. Έτσι, το πρόγραμμα εξελίχθηκε από μια στοχευμένη παρέμβαση για 3 GWh σε ένα πραγματικό επενδυτικό κύμα πολλών δισεκατομμυρίων.

Ποιοι επένδυσαν

Ο πλήρης κατάλογος περιλαμβάνει δεκάδες εταιρείες ειδικού σκοπού, επομένως το όνομα του αιτούντος δεν αποκαλύπτει πάντα εύκολα τον τελικό επενδυτικό όμιλο. Από τα δημοσιευμένα στοιχεία, όμως, ξεχωρίζουν οι ακόλουθες επενδύσεις:

Στους δικαιούχους εμφανίζεται επίσης η αμυντική βιομηχανία Arsenal 2000, ενώ η Toki Storage εξασφάλισε χρηματοδότηση για σειρά μικρότερων έργων. Στους αρχικούς επιλαχόντες βρίσκονταν η Toplofikatsia Pernik, ο θερμοηλεκτρικός σταθμός Bobov Dol, η Energo-Pro και η Karnobat Energy.

Ιδιαίτερα συμβολική είναι η περίπτωση της πρώην λιγνιτικής μονάδας ContourGlobal Maritsa East 3. Στον χώρο του σταθμού εγκαταστάθηκε σύστημα ισχύος 202 MW και χωρητικότητας 500 MWh, ένα από τα μεγαλύτερα της περιοχής. Η υφιστάμενη σύνδεση υψηλής τάσης αποτέλεσε σημαντικό πλεονέκτημα: η υποδομή ενός ανθρακικού σταθμού μετατράπηκε σε υποδομή αποθήκευσης και εξισορρόπησης.

Ακόμη μεγαλύτερη σε ενεργειακή χωρητικότητα είναι η μονάδα της αυστριακής Enery στη Nova Zagora, ισχύος 150 MW και χωρητικότητας 600 MWh, δηλαδή τετράωρης διάρκειας. Το έργο κατασκευάστηκε από τη βουλγαρική Sunotec με εξοπλισμό PowerTitan 2.0 της κινεζικής Sungrow. Οι Sunotec και Sungrow έχουν ανακοινώσει χαρτοφυλάκιο συνολικής αποθήκευσης έως 3 GWh στη Βουλγαρία έως το τέλος του 2026.

Πώς λειτουργεί το εμπόριο

Ο μηχανισμός έχει τέσσερα στάδια:

1. Μεταξύ περίπου 11:00 και 16:00 κορυφώνεται η φωτοβολταϊκή παραγωγή σε Ελλάδα, Βουλγαρία και Ρουμανία.
2. Οι τιμές στην αγορά επόμενης ημέρας συμπιέζονται, αρκετές φορές κοντά στο μηδέν ή σε αρνητικό έδαφος.
3. Οι βουλγαρικές μπαταρίες φορτίζουν από το εγχώριο σύστημα, στο οποίο εκείνη την ώρα έχουν εισρεύσει και φθηνές διασυνοριακές εισαγωγές.
4. Μετά τη δύση του ηλίου, συνήθως από τις 19:00–20:00, εκφορτίζουν και πωλούν είτε στη βουλγαρική αγορά είτε μέσω των διασυνδέσεων προς τις γειτονικές χώρες.

Η συναλλαγή δεν σημαίνει υποχρεωτικά ότι ακριβώς η ίδια μεγαβατώρα που εισήχθη από την Ελλάδα επιστρέφει αργότερα στην Ελλάδα. Η ηλεκτρική ενέργεια αναμειγνύεται στο διασυνδεδεμένο σύστημα. Οικονομικά, όμως, το αποτέλεσμα είναι το ίδιο: η Βουλγαρία απορροφά την περιφερειακή πλεονάζουσα ενέργεια στις φθηνές ώρες και την επαναφέρει στην αγορά στις ακριβές.

Βουλγαρικά και ρουμανικά μέσα έχουν περιγράψει περιπτώσεις στις οποίες ενέργεια αγοράστηκε κοντά στα 20 ευρώ/MWh και επανήλθε στην αγορά με τιμή έως 180 ευρώ/MWh. Η αναφορά σε πώληση «οκτώ φορές ακριβότερα» περιγράφει συγκεκριμένα ακραία ωριαία spreads, όχι εγγυημένη καθημερινή απόδοση όλων των μπαταριών.⁠

Επιπλέον, από το spread πρέπει να αφαιρεθούν οι απώλειες φόρτισης και εκφόρτισης, το κόστος χρήσης του δικτύου, οι χρεώσεις συναλλαγών, η υποβάθμιση των κυψελών και το κόστος χρηματοδότησης. Τα έσοδα των έργων δεν προέρχονται μόνο από το ημερήσιο arbitrage, αλλά και από:

• την αγορά εξισορρόπησης,
• επικουρικές υπηρεσίες και εφεδρείες,
• τη διαχείριση αποκλίσεων φωτοβολταϊκών πάρκων,
• τη βελτιστοποίηση PPAs,
• την παροχή ευελιξίας σε προμηθευτές και μεγάλους καταναλωτές.

Από 12 σε περισσότερες από 16 GWh

Την άνοιξη του 2026 οι εκτιμήσεις της βουλγαρικής αγοράς ανέβαζαν την εγκατεστημένη ισχύ των μπαταριών πάνω από τα 3.800 MW και τη χωρητικότητα περίπου στις 12.000 MWh.

Μέχρι τον Αύγουστο του 2026, σύμφωνα με στοιχεία που παρουσίασε η βουλγαρική δημόσια τηλεόραση επικαλούμενη τον διαχειριστή ESO, τα πάρκα μπαταριών είχαν φτάσει περίπου:

• τα 6.000 MW ισχύος,
• άνω των 16.000 MWh ενεργειακής χωρητικότητας.

Την ίδια περίοδο η Βουλγαρία εμφάνιζε ημερήσιες εξαγωγές 32.000–33.000 MWh. Περισσότερη από τη μισή ισχύ που απαιτούσε το σύστημα κατά τις ηλιόλουστες ώρες μπορούσε πλέον να απορροφηθεί από μπαταρίες.⁠

Οι βουλγαρικές μπαταρίες περιόρισαν επίσης τις ακραίες βραδινές τιμές. Σύμφωνα με την τοπική ένωση παραγωγής, αποθήκευσης και εμπορίας ηλεκτρικής ενέργειας, η βουλγαρική αγορά εμφάνισε σε αρκετές περιπτώσεις βραδινές τιμές κατά 30–50 ευρώ/MWh χαμηλότερες από γειτονικές αγορές, ενώ σε ακραίες ώρες η διαφορά έφτασε ακόμη και τα 300–400 ευρώ/MWh.

Το βουλγαρικό πλεονέκτημα

Η επιτυχία της Βουλγαρίας στηρίχθηκε σε τέσσερις παράγοντες:

• έγκαιρη διοχέτευση μεγάλου μέρους των πόρων του Ταμείου Ανάκαμψης σε αυτόνομες μπαταρίες,
• ανοικτό μοντέλο επιχορηγήσεων προς ιδιώτες,
• πολύ γρήγορη εγκατάσταση τυποποιημένων κινεζικών συστημάτων,
• αξιοποίηση της θέσης της χώρας ανάμεσα στις αγορές Ελλάδας, Ρουμανίας, Σερβίας και Τουρκίας.

Το αποτέλεσμα είναι ότι η Βουλγαρία δεν εξάγει πλέον μόνο τη δική της παραγωγή. Εμπορεύεται και τον χρόνο: αγοράζει την ενέργεια όταν περισσεύει και πουλά τη διαθεσιμότητα όταν αυτή αποκτά αξία.

Υπάρχει, ωστόσο, και ένα όριο. Όσο αυξάνονται οι μπαταρίες, τόσο περιορίζεται η διαφορά ανάμεσα στις μεσημεριανές και τις βραδινές τιμές. Οι ίδιες οι μονάδες αποθήκευσης σταδιακά «τρώνε» το spread από το οποίο κερδίζουν. Η αγορά θα στραφεί επομένως όλο και περισσότερο στην εξισορρόπηση, στις επικουρικές υπηρεσίες και στη διαχείριση σύνθετων χαρτοφυλακίων ΑΠΕ.

Πηγή: energymag.gr

Το άρθρο Πώς η Βουλγαρία έγινε η «μπαταρία των Βαλκανίων» – Το σχέδιο, οι επενδυτές και το κερδοφόρο εμπόριο με Ελλάδα και Ρουμανία εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.

Το σχέδιο προβλέπει την επέκταση του δικτύου φυσικού αερίου σε νέες περιοχές, τον πλήρη ψηφιακό μετασχηματισμό των υποδομών, την αξιοποίηση εφαρμογών τεχνητής νοημοσύνης, την εγκατάσταση έξυπνων μετρητών νέας γενιάς και την προετοιμασία του δικτύου για τη διανομή βιομεθανίου και, στη συνέχεια, υδρογόνου. Σύμφωνα με τη διοίκηση της Italgas, η επένδυση στηρίζεται στην εκτίμηση ότι η κατανάλωση φυσικού αερίου μέσω των δικτύων διανομής στην Ελλάδα θα αυξηθεί κατά περίπου 50% έως το 2035, κυρίως λόγω της επέκτασης των δικτύων σε νέες περιοχές, της αυξημένης ζήτησης από τη βιομηχανία και της αντικατάστασης πιο ρυπογόνων καυσίμων στη θέρμανση.

Παρουσιάζοντας τη στρατηγική του ομίλου, ο πρόεδρος της Italgas, Pier Lorenzo Dell’Orco, υποστήριξε ότι η ενεργειακή μετάβαση απαιτεί έναν συνδυασμό τεχνολογιών, με τον εξηλεκτρισμό να αποτελεί έναν από τους βασικούς πυλώνες της, μαζί με τα πράσινα αέρια.

Όπως ανέφερε, η ανάπτυξη της ηλεκτροκίνησης, των data centers και των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας αυξάνει σημαντικά τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας, ενώ οι γεωπολιτικές εξελίξεις, οι περιορισμοί των ηλεκτρικών δικτύων, το αυξημένο ενεργειακό κόστος και οι τεχνικές δυσκολίες καθιστούν αναγκαία την αξιοποίηση όλων των διαθέσιμων ενεργειακών λύσεων.

Μάλιστα, επικαλούμενος τις προβλέψεις του Διεθνούς Οργανισμού Ενέργειας, σημείωσε ότι η παγκόσμια ενεργειακή ζήτηση θα αυξηθεί κατά περισσότερο από 18% έως το 2050, ενώ μόνο τα data centers αναμένεται να δημιουργήσουν επιπλέον ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας άνω των 800 TWh ετησίως έως το 2035, εξέλιξη που αυξάνει τις ανάγκες για ένα πιο ευέλικτο ενεργειακό σύστημα.

Σύμφωνα με τον ίδιο, τα πράσινα αέρια λειτουργούν συμπληρωματικά προς τον εξηλεκτρισμό και συμβάλλουν στην επίτευξη των στόχων της απανθρακοποίησης με χαμηλότερο κόστος. Εξήγησε ότι η αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας, ιδιαίτερα σε εποχική βάση, εξακολουθεί να αποτελεί μία απαιτητική και δαπανηρή διαδικασία, ενώ η αποθήκευση αερίων καυσίμων προσφέρει μεγαλύτερη ευελιξία.

Παράλληλα, η παραγωγή βιομεθανίου σήμερα και υδρογόνου στο μέλλον επιτρέπει την αξιοποίηση των υφιστάμενων δικτύων φυσικού αερίου, περιορίζοντας τις ανάγκες για νέες, ιδιαίτερα κοστοβόρες υποδομές ηλεκτρισμού. Όπως χαρακτηριστικά ανέφερε, τα πράσινα αέρια ενισχύουν τον εξηλεκτρισμό και διαμορφώνουν μια ενεργειακή μετάβαση πιο οικονομική, πιο ευέλικτη και πιο αξιόπιστη.

Ο κ. Dell’Orco αναφέρθηκε και στα συμπεράσματα που προέκυψαν από τη ρωσική ενεργειακή κρίση, επισημαίνοντας ότι η Ευρώπη εξακολουθεί να χρειάζεται ισχυρότερες υποδομές και μεγαλύτερη διαφοροποίηση των πηγών προμήθειας. Ως παράδειγμα παρουσίασε την Ιταλία, η οποία τα τελευταία χρόνια επένδυσε συστηματικά σε νέες ενεργειακές υποδομές και σήμερα διαθέτει δέκα σημεία εισόδου φυσικού αερίου, πέντε διεθνείς αγωγούς, πέντε τερματικούς σταθμούς LNG και μία από τις μεγαλύτερες δυνατότητες αποθήκευσης στην Ευρώπη.

Παράλληλα υπενθύμισε ότι η Ευρωπαϊκή Ένωση, μετά τη ρωσική κρίση φυσικού αερίου, δίνει πλέον ιδιαίτερη έμφαση στη διαφοροποίηση των προμηθειών, στην ανάπτυξη του βιομεθανίου, στην ενεργειακή αποδοτικότητα και στις επενδύσεις στις ενεργειακές υποδομές, θεωρώντας ότι αποτελούν βασικούς πυλώνες της ενεργειακής ασφάλειας.

Η στρατηγική αυτή αποτυπώνεται και στο ελληνικό επενδυτικό πρόγραμμα. Μέχρι το 2032 η Enaon σχεδιάζει να αυξήσει το μήκος του δικτύου από περίπου 8.700 χιλιόμετρα σε περισσότερα από 11.400 χιλιόμετρα, να αυξήσει τους ενεργούς καταναλωτές από περίπου 660.000 σε πάνω από 1 εκατομμύριο, να εγκαταστήσει 19 νέους σταθμούς LNG για την τροφοδότηση απομακρυσμένων περιοχών και να συνδέσει 59 μονάδες παραγωγής βιομεθανίου στο δίκτυο. Παράλληλα, περίπου 100 εκατ. ευρώ θα επενδυθούν στον ψηφιακό μετασχηματισμό, ώστε έως το τέλος του 2026 το σύνολο του δικτύου να λειτουργεί μέσω της πλατφόρμας DANA με εφαρμογές τεχνητής νοημοσύνης για την παρακολούθηση, τη συντήρηση και τον έγκαιρο εντοπισμό διαρροών.

Το πρόγραμμα περιλαμβάνει ακόμη επενδύσεις περίπου 80 εκατ. ευρώ για την εγκατάσταση σχεδόν 1 εκατομμυρίου έξυπνων μετρητών Nimbus, οι οποίοι είναι ήδη έτοιμοι να υποστηρίξουν τη διανομή βιομεθανίου και μειγμάτων υδρογόνου, προετοιμάζοντας τις ελληνικές υποδομές για την επόμενη ημέρα της ενεργειακής μετάβασης.

Πηγή: imerisia.gr

Το άρθρο Italgas: Επένδυση 1 δισ. ευρώ για τον μετασχηματισμό των δικτύων φυσικού αερίου στην Ελλάδα εμφανίστηκε πρώτα στο STEREA Economy.