Η συμφωνία ανακοινώθηκε καθώς οι δύο χώρες συμπληρώνουν περισσότερα από 50 χρόνια διπλωματικών σχέσεων και επιδιώκουν να διευρύνουν τη συνεργασία τους στην ενέργεια, στην τεχνητή νοημοσύνη και στις προηγμένες τεχνολογίες.

Καθώς η τεχνητή νοημοσύνη, το cloud computing και οι κλάδοι της ψηφιακής οικονομίας αυξάνουν τη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας, η πρόσβαση σε προσιτή και αξιόπιστη ενέργεια αποκτά ολοένα μεγαλύτερη σημασία για την ανταγωνιστικότητα των χωρών. Η στρατηγική θέση της Ελλάδας στο σταυροδρόμι Ευρώπης, Αφρικής και Ασίας, σε συνδυασμό με τις αυξανόμενες επενδύσεις στις ψηφιακές υποδομές, δημιουργεί τις προϋποθέσεις ώστε η χώρα να εξελιχθεί σε σημαντικό περιφερειακό κόμβο για αυτούς τους κλάδους.

Το φωτοβολταϊκό έργο, το οποίο η Masdar συμφώνησε να εξαγοράσει από τη Lightsource bp, έχει ισχύ άνω των 550 μεγαβάτ (MW). Η έναρξη λειτουργίας του αναμένεται έως το τέλος του 2026. Η ετήσια παραγωγή του θα αντιστοιχεί στις ανάγκες περισσότερων από 200.000 νοικοκυριών, συμβάλλοντας στην κάλυψη της αυξανόμενης ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα λόγω της ανάπτυξης της τεχνητής νοημοσύνης και των ψηφιακών υποδομών.

Σε μια παράλληλη πρωτοβουλία, η Masdar και η Khazna Data Centers υπέγραψαν συμφωνία για την προώθηση της ανάπτυξης πράσινων data centers στην Ελλάδα. Η συνεργασία συνδυάζει τις δυνατότητες της Khazna στην ανάπτυξη και λειτουργία data centers με την τεχνογνωσία της Masdar στις ΑΠΕ και στην αποθήκευση ενέργειας. Οι δύο εταιρείες θα διερευνήσουν τη δυνατότητα ανάπτυξης λύσεων καθαρής ηλεκτροδότησης και αποθήκευσης ενέργειας, ειδικά σχεδιασμένων για τις αυξανόμενες ανάγκες των ψηφιακών υποδομών της χώρας, δημιουργώντας σημαντικές ευκαιρίες για επενδύσεις, οικονομική ανάπτυξη και ενίσχυση της ενεργειακής ασφάλειας.

Η Αυτού Εξοχότητα Dr Sultan Ahmed Al Jaber, Υπουργός Βιομηχανίας και Προηγμένης Τεχνολογίας των Ηνωμένων Αραβικών Εμιράτων και Πρόεδρος της Masdar, δήλωσε: «Τα Ηνωμένα Αραβικά Εμιράτα και η Ελλάδα συνδέονται με μια στρατηγική συνεργασία που βασίζεται στην εμπιστοσύνη, σε μακροπρόθεσμους στόχους και στη δέσμευση για κοινή ευημερία. Καθώς η τεχνητή νοημοσύνη και οι κλάδοι της ψηφιακής οικονομίας μετασχηματίζουν την παγκόσμια οικονομία, η πρόσβαση σε αξιόπιστη και προσιτή ενέργεια θα γίνεται ολοένα πιο κρίσιμη για την ανταγωνιστικότητα και την ανάπτυξη. Το διευρυνόμενο χαρτοφυλάκιο ΑΠΕ της Masdar, μαζί με τη νέα συνεργασία της με την Khazna, συνδέει δύο βασικούς πυλώνες της οικονομίας του μέλλοντος: την καθαρή ενέργεια και τις ψηφιακές υποδομές. Οι πρωτοβουλίες αυτές θα ενισχύσουν την ενεργειακή ασφάλεια της Ελλάδας, θα στηρίξουν τη φιλοδοξία της να αναδειχθεί σε περιφερειακό ψηφιακό κόμβο και θα δημιουργήσουν νέες ευκαιρίες για επενδύσεις και οικονομική ανάπτυξη. Αποτυπώνουν επίσης τη δέσμευση των ΗΑΕ να οικοδομούν μακροχρόνιες διεθνείς συνεργασίες που τροφοδοτούν τους κλάδους του αύριο και διασφαλίζουν ευημερία σε βάθος χρόνου».

Ο Mohamed Jameel Al Ramahi, Διευθύνων Σύμβουλος της Masdar, δήλωσε: «Οι συμφωνίες αυτές αποτελούν ακόμη ένα σημαντικό ορόσημο στη στρατηγική ανάπτυξής μας στην Ευρώπη. Εμπλουτίζουμε το χαρτοφυλάκιό μας με ένα φωτοβολταϊκό έργο υψηλής ποιότητας, το οποίο θα αναπτύξουμε περαιτέρω με την προσθήκη συστήματος αποθήκευσης με μπαταρίες, εξασφαλίζοντας σταθερές, μακροπρόθεσμες αποδόσεις. Η συνεργασία μας με την Khazna αξιοποιεί αυτή τη βάση, καθώς διερευνούμε ευκαιρίες για την τροφοδοσία της αναπτυσσόμενης ψηφιακής οικονομίας της Ελλάδας με καθαρή ενέργεια. Μέσω της Τέρνα Ενεργειακή, ενισχύουμε την πλατφόρμα ανάπτυξής μας στις ΑΠΕ στην Ελλάδα και την ευρύτερη περιοχή, δημιουργώντας παράλληλα μακροπρόθεσμη αξία για τους μετόχους, τους συνεργάτες μας και τις τοπικές κοινωνίες».

Η Masdar σχεδιάζει επίσης την προσθήκη συστήματος αποθήκευσης με μπαταρίες στο φωτοβολταϊκό έργο ισχύος άνω των 550 MW. Το σύστημα θα συμβάλει στη σταθερότητα του δικτύου, επιτρέποντας μεγαλύτερη διείσδυση των ΑΠΕ και προσφέροντας πρόσθετη ευελιξία στο ελληνικό ηλεκτρικό σύστημα. Στη συναλλαγή περιλαμβάνονται επίσης δύο ιδιόκτητοι υποσταθμοί για τη σύνδεση του έργου με το σύστημα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας.

Η εξαγορά αποτελεί την πρώτη στρατηγική επένδυση της Masdar μέσω της Τέρνα Ενεργειακή και σημαντικό βήμα για τη διεύρυνση της παρουσίας της στη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Το φωτοβολταϊκό έργο θα συμπληρώσει το υφιστάμενο χαρτοφυλάκιο της Τέρνα Ενεργειακή, θα ενισχύσει τις λειτουργικές και εμπορικές συνέργειες και θα εδραιώσει τη θέση της Masdar σε μία από τις ταχύτερα αναπτυσσόμενες αγορές ΑΠΕ στην Ευρώπη.

Η Τέρνα Ενεργειακή αποτελεί τον βραχίονα ανάπτυξης της Masdar στη Νοτιοανατολική και Κεντρική Ευρώπη. Η Masdar ολοκλήρωσε την εξαγορά του 100% της εταιρείας τον Απρίλιο του 2025, έχοντας αποκτήσει αρχικά ποσοστό 70% τον Νοέμβριο του 2024. Με επιχειρηματική αξία 3,2 δισ. ευρώ, η εξαγορά αποτέλεσε τη μεγαλύτερη έως τότε συναλλαγή στον ενεργειακό κλάδο στην ιστορία του Χρηματιστηρίου Αθηνών.

Αξιοποιώντας την επιτυχημένη πορεία της Τέρνα Ενεργειακή, η Masdar επιδιώκει να αναδειχθεί σε μία από τις μεγαλύτερες εταιρείες ανάπτυξης έργων ΑΠΕ στην περιοχή, με στόχο τα 6 γιγαβάτ (GW) ισχύος σε λειτουργία έως το 2030 και επενδυτικό σχέδιο ύψους 5,5 δισ. ευρώ.

Καθώς επιταχύνεται η υιοθέτηση της τεχνητής νοημοσύνης και άλλων προηγμένων τεχνολογιών, αυξάνεται η ζήτηση για αξιόπιστη, προσιτή ενέργεια από ΑΠΕ, ώστε να καλυφθούν οι ανάγκες της ψηφιακής οικονομίας και να υποστηριχθούν οι στόχοι για την καθαρή ενέργεια. Η Masdar αναπτύσσει στο Άμπου Ντάμπι το πρώτο έργο ΑΠΕ παγκοσμίως σε κλίμακα γιγαβάτ με δυνατότητα αδιάλειπτης παροχής ηλεκτρικής ενέργειας όλο το εικοσιτετράωρο. Το έργο καθιστά δυνατή την ελεγχόμενη παροχή ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ, με δυνατότητα κάλυψης φορτίου βάσης.

Η Masdar έχει δημιουργήσει ένα από τα ταχύτερα αναπτυσσόμενα χαρτοφυλάκια ΑΠΕ παγκοσμίως, συνολικής ισχύος άνω των 65 GW, σε ώριμες αγορές και αγορές με υψηλούς ρυθμούς ανάπτυξης. Το χαρτοφυλάκιό της καλύπτει την ηλιακή ενέργεια, τα χερσαία και υπεράκτια αιολικά, την αποθήκευση με μπαταρίες και τις υβριδικές λύσεις. Με σαφή πορεία προς τον στόχο των 100 GW έως το 2030, συνεχίζει την επέκτασή της σε αγορές στρατηγικής σημασίας, επιλέγοντας τις επενδύσεις της με αυστηρά κριτήρια. Παρέχει αξιόπιστη και προσιτή καθαρή ενέργεια για την κάλυψη της ολοένα αυξανόμενης ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας, στηρίζοντας παράλληλα την ενεργειακή ασφάλεια και την οικονομική ανάπτυξη.

Η ολοκλήρωση της εξαγοράς αναμένεται έως το τέλος του 2026, υπό την προϋπόθεση ότι θα ληφθούν οι απαιτούμενες κανονιστικές εγκρίσεις και θα εκπληρωθούν οι συνήθεις προϋποθέσεις ολοκλήρωσης της συναλλαγής.

Μια νέα πραγματικότητα διαμορφώνεται στην ελληνική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς η συνεχής αύξηση της εγκατεστημένης ισχύος από ανανεώσιμες πηγές συνοδεύεται από ολοένα μεγαλύτερες απαιτήσεις για τη λειτουργία του συστήματος. Η χώρα παράγει πλέον σημαντικές ποσότητες ηλεκτρισμού από φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα, όμως η διαθέσιμη παραγωγή δεν συμπίπτει πάντοτε με τις ώρες κατά τις οποίες η κατανάλωση είναι υψηλή. Το αποτέλεσμα είναι ότι, σε συγκεκριμένες συνθήκες, μέρος της πράσινης ενέργειας δεν μπορεί να διοχετευθεί στο δίκτυο.

Το φαινόμενο των περικοπών παραγωγής από ανανεώσιμες πηγές ενέργειας αναδεικνύει ένα από τα σημαντικότερα ζητήματα της ενεργειακής μετάβασης. Η εγκατάσταση περισσότερων μονάδων ΑΠΕ αυξάνει τη δυνατότητα παραγωγής καθαρής ηλεκτρικής ενέργειας, αλλά δεν αρκεί από μόνη της για να διασφαλίσει την πλήρη αξιοποίησή της. Απαιτούνται παράλληλα επενδύσεις σε αποθήκευση, δίκτυα μεταφοράς και διανομής, καθώς και εργαλεία που επιτρέπουν καλύτερη προσαρμογή της κατανάλωσης στις ώρες υψηλής παραγωγής.

Γιατί περιορίζεται η παραγωγή των ΑΠΕ

Οι περικοπές πραγματοποιούνται όταν οι συνθήκες λειτουργίας του ηλεκτρικού συστήματος δεν επιτρέπουν την απορρόφηση του συνόλου της διαθέσιμης παραγωγής. Αυτό μπορεί να συμβεί σε ώρες έντονης ηλιοφάνειας και ισχυρών ανέμων, όταν η παραγωγή από ανανεώσιμες πηγές είναι υψηλή, αλλά η ζήτηση παραμένει σχετικά περιορισμένη. Αντίστοιχα, περιορισμοί μπορεί να προκύψουν από τεχνικές ανάγκες ευστάθειας ή από ανεπαρκή δυνατότητα μεταφοράς ηλεκτρικής ενέργειας μεταξύ διαφορετικών περιοχών.

Στις περιπτώσεις αυτές, οι διαχειριστές μπορούν να ζητήσουν από συγκεκριμένες εγκαταστάσεις να μειώσουν προσωρινά την ισχύ που διοχετεύουν στο σύστημα. Πρόκειται για μέτρο λειτουργικής ασφάλειας και όχι απαραίτητα για ένδειξη ότι η παραγόμενη ενέργεια δεν έχει οικονομική αξία. Ωστόσο, όταν οι περικοπές αποκτούν συστηματικό χαρακτήρα, δημιουργούν ερωτήματα για την απόδοση των επενδύσεων και τον σχεδιασμό νέων έργων.

Το κόστος για παραγωγούς και επενδυτές

Για μια επιχείρηση που έχει επενδύσει σε φωτοβολταϊκό ή αιολικό πάρκο, η αδυναμία διάθεσης μέρους της παραγωγής μπορεί να επηρεάσει τα αναμενόμενα έσοδα. Η πραγματική οικονομική επίπτωση εξαρτάται από το καθεστώς λειτουργίας της μονάδας, τις συμβάσεις που έχει συνάψει, τους όρους αποζημίωσης και τις ώρες κατά τις οποίες εφαρμόζονται οι περιορισμοί.

Η εξέλιξη αυτή έχει σημασία και για τη χρηματοδότηση νέων ενεργειακών επενδύσεων. Οι τράπεζες και οι επενδυτές εξετάζουν όχι μόνο το κόστος κατασκευής ενός έργου και την αναμενόμενη παραγωγή του, αλλά και τη δυνατότητα πραγματικής διάθεσης της ενέργειας στην αγορά. Όσο αυξάνεται η αβεβαιότητα για τις περικοπές, τόσο μεγαλύτερη σημασία αποκτούν οι αναλυτικές προβλέψεις εσόδων και η επιλογή κατάλληλης τοποθεσίας.

Οι μπαταρίες ως μέρος της λύσης

Η ανάπτυξη συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας μπορεί να περιορίσει μέρος του προβλήματος. Οι μπαταρίες απορροφούν ενέργεια όταν υπάρχει πλεόνασμα παραγωγής και την αποδίδουν στο δίκτυο σε μεταγενέστερο χρόνο, όταν η ζήτηση είναι υψηλότερη ή η παραγωγή από ΑΠΕ έχει μειωθεί. Με τον τρόπο αυτό μπορούν να ενισχύσουν την ευελιξία του συστήματος και να βελτιώσουν την αξιοποίηση της διαθέσιμης πράσινης ενέργειας.

Σύμφωνα με στοιχεία που είχαν παρουσιαστεί τον Ιούλιο του 2026, η εγκατεστημένη ισχύς μπαταριών στην Ελλάδα ανερχόταν τότε σε περίπου 630 MW, ενώ ο σχεδιασμός προέβλεπε προσέγγιση του 1 GW έως το τέλος του έτους και περαιτέρω ανάπτυξη τα επόμενα χρόνια. Οι αριθμοί αυτοί αποτυπώνουν την κατεύθυνση της αγοράς, όχι όμως εγγύηση ότι όλα τα προγραμματισμένα έργα θα ολοκληρωθούν ακριβώς σύμφωνα με το χρονοδιάγραμμα.

Η αποθήκευση δεν εξαλείφει αυτομάτως όλες τις περικοπές. Η αποτελεσματικότητά της εξαρτάται από την ισχύ και τη χωρητικότητα των εγκαταστάσεων, τη διάρκεια των περιόδων πλεονάζουσας παραγωγής και τις δυνατότητες σύνδεσης με το δίκτυο.

Γιατί χρειάζονται και ισχυρότερα ηλεκτρικά δίκτυα

Εξίσου σημαντικές είναι οι επενδύσεις στις υποδομές μεταφοράς και διανομής. Ακόμη και όταν υπάρχει επαρκής ζήτηση σε εθνικό επίπεδο, τοπικοί περιορισμοί μπορεί να δυσκολεύουν τη μεταφορά ηλεκτρικής ενέργειας από περιοχές με μεγάλη συγκέντρωση μονάδων ΑΠΕ προς τα κέντρα κατανάλωσης.

Η αναβάθμιση γραμμών μεταφοράς, υποσταθμών και διασυνδέσεων μπορεί να διευκολύνει την καλύτερη κατανομή της παραγωγής. Παράλληλα, οι διεθνείς ηλεκτρικές διασυνδέσεις προσφέρουν δυνατότητες εξαγωγής ενέργειας όταν οι συνθήκες στις γειτονικές αγορές είναι ευνοϊκές. Ωστόσο, ούτε οι εξαγωγές αποτελούν απεριόριστη λύση, καθώς εξαρτώνται από τη διαθέσιμη διασυνοριακή δυναμικότητα και τις ανάγκες των άλλων χωρών.

Η ευέλικτη κατανάλωση μπορεί να αλλάξει την εικόνα

Μια ακόμη παράμετρος είναι η δυνατότητα μεταφοράς μέρους της κατανάλωσης στις ώρες κατά τις οποίες παράγεται άφθονη ηλεκτρική ενέργεια από ΑΠΕ. Η φόρτιση ηλεκτρικών οχημάτων, η λειτουργία ενεργοβόρων εγκαταστάσεων και η χρήση έξυπνων συστημάτων διαχείρισης μπορούν, υπό προϋποθέσεις, να αυξήσουν τη ζήτηση όταν υπάρχει υψηλή πράσινη παραγωγή.

Για να αξιοποιηθεί αυτή η δυνατότητα, χρειάζονται κατάλληλα τιμολογιακά σήματα, τεχνολογικός εξοπλισμός και σαφείς κανόνες συμμετοχής των καταναλωτών στην αγορά. Η ευελιξία της ζήτησης δεν μπορεί να αντικαταστήσει τις επενδύσεις σε δίκτυα και αποθήκευση, μπορεί όμως να λειτουργήσει συμπληρωματικά.

Τι σημαίνουν όλα αυτά για τις τιμές του ρεύματος

Η μεγαλύτερη αξιοποίηση της φθηνότερης παραγωγής από ανανεώσιμες πηγές μπορεί, σε βάθος χρόνου, να περιορίσει την ανάγκη χρήσης ακριβότερων μορφών ηλεκτροπαραγωγής σε ορισμένες ώρες. Αυτό δεν συνεπάγεται ότι η κατασκευή μπαταριών ή η μείωση των περικοπών θα οδηγήσει αυτομάτως σε χαμηλότερους λογαριασμούς για κάθε νοικοκυριό.

Οι τελικές τιμές επηρεάζονται από πολλούς παράγοντες, όπως το κόστος προμήθειας ενέργειας, οι χρεώσεις δικτύου, οι ρυθμιζόμενες επιβαρύνσεις και η εμπορική πολιτική των παρόχων. Η αποθήκευση αποτελεί επομένως μια σημαντική υποδομή για την αποτελεσματικότερη λειτουργία της αγοράς, αλλά τα οφέλη της εξαρτώνται από τον συνολικό σχεδιασμό του συστήματος.

Η επόμενη φάση της ενεργειακής μετάβασης στην Ελλάδα δεν θα κριθεί μόνο από το πόσα νέα φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα θα κατασκευαστούν. Θα εξαρτηθεί επίσης από το πόση από την παραγόμενη ενέργεια θα μπορεί πράγματι να αξιοποιηθεί, με ασφάλεια για το δίκτυο και βιώσιμους οικονομικούς όρους για παραγωγούς και καταναλωτές.

Η ελληνική αγορά ενέργειας βρίσκεται σε μια περίοδο σημαντικών επενδυτικών αλλαγών, καθώς η ανάπτυξη νέων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής δεν αρκεί πλέον για να διασφαλίσει χαμηλότερο κόστος και μεγαλύτερη σταθερότητα στο σύστημα. Η αυξανόμενη συμμετοχή των ανανεώσιμων πηγών δημιουργεί νέες ανάγκες σε δίκτυα μεταφοράς, διανομής και αποθήκευσης, μετατοπίζοντας το ενδιαφέρον επιχειρήσεων και επενδυτών προς υποδομές που μπορούν να υποστηρίξουν την ενεργειακή μετάβαση.

Το οικονομικό στοίχημα είναι ιδιαίτερα σημαντικό για την Ελλάδα, καθώς οι τιμές ηλεκτρικής ενέργειας επηρεάζουν άμεσα την ανταγωνιστικότητα της βιομηχανίας, το κόστος λειτουργίας των μικρομεσαίων επιχειρήσεων και το διαθέσιμο εισόδημα των νοικοκυριών. Η επιτυχία των νέων επενδύσεων θα κριθεί όχι μόνο από την εγκατεστημένη ισχύ, αλλά και από τη δυνατότητα αξιοποίησης της παραγόμενης ενέργειας στις ώρες που πραγματικά χρειάζεται.

Γιατί δεν αρκούν περισσότερα φωτοβολταϊκά

Η ανάπτυξη φωτοβολταϊκών και αιολικών εγκαταστάσεων αυξάνει τη δυνατότητα παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από εγχώριους ανανεώσιμους πόρους. Ωστόσο, η παραγωγή αυτή εξαρτάται από τις καιρικές συνθήκες και δεν συμπίπτει πάντοτε με τις ώρες υψηλότερης κατανάλωσης.

Όταν η παραγωγή είναι ιδιαίτερα αυξημένη και η ζήτηση περιορισμένη, μπορεί να δημιουργούνται συνθήκες πολύ χαμηλών τιμών ή ανάγκη περιορισμού της παραγωγής. Αντίθετα, σε ώρες με χαμηλή παραγωγή από ανανεώσιμες πηγές, το σύστημα χρειάζεται άλλες μονάδες ή διαθέσιμη αποθηκευμένη ενέργεια για να καλύψει τις ανάγκες.

Η αποθήκευση στο επίκεντρο των επενδύσεων

Τα συστήματα αποθήκευσης μπορούν να απορροφούν ηλεκτρική ενέργεια όταν υπάρχει διαθέσιμη παραγωγή και να την αποδίδουν στο δίκτυο σε μεταγενέστερο χρόνο. Η λειτουργία αυτή μπορεί να συμβάλει στην καλύτερη αξιοποίηση των ανανεώσιμων πηγών και στον περιορισμό ορισμένων διακυμάνσεων του συστήματος.

Οι μπαταρίες και άλλες τεχνολογίες αποθήκευσης έχουν διαφορετικά τεχνικά χαρακτηριστικά, κόστος και δυνατότητες λειτουργίας. Η επιλογή τους εξαρτάται από τις ανάγκες του δικτύου, τη διάρκεια αποθήκευσης και το οικονομικό μοντέλο κάθε επένδυσης.

Τα ηλεκτρικά δίκτυα ως κρίσιμη υποδομή

Η αύξηση της παραγωγής από ανανεώσιμες πηγές δημιουργεί πρόσθετες απαιτήσεις για τα δίκτυα μεταφοράς και διανομής. Σε ορισμένες περιοχές, η διαθέσιμη ηλεκτρική υποδομή μπορεί να μην επαρκεί για την άμεση σύνδεση νέων έργων, προκαλώντας καθυστερήσεις στην υλοποίηση επενδύσεων.

Η αναβάθμιση των δικτύων απαιτεί σημαντικά κεφάλαια, μακροχρόνιο σχεδιασμό και συντονισμό μεταξύ διαχειριστών, παραγωγών και ρυθμιστικών αρχών. Πρόκειται για επενδύσεις που δεν είναι πάντοτε ορατές στον τελικό καταναλωτή, αλλά αποτελούν βασική προϋπόθεση για τη λειτουργία της αγοράς.

Οι ευκαιρίες για τις ελληνικές επιχειρήσεις

Η ανάπτυξη ενεργειακών υποδομών δημιουργεί επιχειρηματικές δυνατότητες σε κατασκευές, ηλεκτρολογικό εξοπλισμό, συστήματα αυτοματισμού, τεχνικές υπηρεσίες και λογισμικό. Οι ελληνικές επιχειρήσεις μπορούν να συμμετέχουν στην αλυσίδα αξίας είτε ως επενδυτές είτε ως προμηθευτές και ανάδοχοι έργων.

Η αξιοποίηση αυτών των ευκαιριών απαιτεί εξειδικευμένο προσωπικό, πρόσβαση σε χρηματοδότηση και δυνατότητα ανταπόκρισης σε αυστηρές τεχνικές προδιαγραφές. Η συμμετοχή της εγχώριας παραγωγής μπορεί να ενισχύσει την οικονομική επίδραση των επενδύσεων πέρα από τον ίδιο τον ενεργειακό τομέα.

Τι σημαίνουν οι επενδύσεις για τις τιμές ρεύματος

Η καλύτερη λειτουργία των δικτύων και η ανάπτυξη αποθήκευσης μπορούν να συμβάλουν στη μείωση ορισμένων στρεβλώσεων της αγοράς. Ωστόσο, δεν υπάρχει αυτόματη σχέση σύμφωνα με την οποία κάθε νέα επένδυση οδηγεί άμεσα σε χαμηλότερο λογαριασμό ηλεκτρικής ενέργειας.

Οι τελικές τιμές επηρεάζονται από το κόστος παραγωγής, τις διεθνείς ενεργειακές αγορές, τις ρυθμιζόμενες χρεώσεις και την εμπορική πολιτική των προμηθευτών. Επιπλέον, οι επενδύσεις σε υποδομές έχουν κόστος που πρέπει να ανακτηθεί μέσα από κατάλληλους μηχανισμούς χρηματοδότησης.

Η πρόκληση της χρηματοδότησης

Η υλοποίηση των ενεργειακών έργων εξαρτάται από τη διαθεσιμότητα κεφαλαίων και τη δυνατότητα των επενδυτών να προβλέψουν με επαρκή αξιοπιστία τα μελλοντικά τους έσοδα. Οι αλλαγές στους κανονισμούς της αγοράς, στις τιμές ηλεκτρικής ενέργειας και στο κόστος εξοπλισμού μπορούν να επηρεάσουν την οικονομική βιωσιμότητα.

Η σταθερότητα του θεσμικού πλαισίου και η διαφάνεια των διαδικασιών αδειοδότησης αποτελούν κρίσιμους παράγοντες. Όσο περισσότερο περιορίζεται η αβεβαιότητα, τόσο ευκολότερα μπορούν να προχωρούν επενδύσεις με μακροχρόνιο ορίζοντα.

Το στοίχημα για το 2027

Η επόμενη φάση της ελληνικής ενεργειακής μετάβασης θα εξαρτηθεί από τη δυνατότητα συνδυασμού παραγωγής, αποθήκευσης και σύγχρονων δικτύων. Η ανάπτυξη ενός ισορροπημένου συστήματος μπορεί να ενισχύσει την ενεργειακή ασφάλεια και να δημιουργήσει καλύτερες προϋποθέσεις για την ανταγωνιστικότητα της οικονομίας.

Το κρίσιμο ζητούμενο δεν είναι απλώς να κατασκευαστούν περισσότερα ενεργειακά έργα, αλλά να λειτουργούν ως ένα αποτελεσματικό σύνολο. Μόνο έτσι οι επενδύσεις μπορούν να μετατραπούν σε ουσιαστικό οικονομικό όφελος για τις επιχειρήσεις και τους καταναλωτές.

Ταυτόχρονα, η άλλη πλευρά της εξίσωσης είναι η κατανάλωση. Data centers, βιομηχανικά και επιχειρηματικά πάρκα, ηλεκτροκίνηση, αντλίες θερμότητας και ηλεκτροδότηση πλοίων από τα λιμάνια δημιουργούν νέα μεγάλα φορτία, τα οποία μπορούν να ανεβάσουν την ετήσια ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας έως τις 59,5 TWh το 2030.

Από 9 GW σε 16 GW ΑΠΕ

Σήμερα περίπου 9 GW έργων ΑΠΕ είναι συνδεδεμένα στο δίκτυο διανομής. Μέχρι το 2030 ο αριθμός αυτός προβλέπεται να φτάσει περίπου τα 16 GW, δηλαδή να προστεθούν άλλα 7 GW πράσινης ισχύος.

Η αλλαγή είναι σημαντική και για τη δομή της ελληνικής αγοράς. Σήμερα το δίκτυο διανομής φιλοξενεί λίγο περισσότερο από το 43% της εγκατεστημένης ισχύος ΑΠΕ της χώρας. Μέχρι το τέλος της δεκαετίας το ποσοστό αναμένεται να φτάσει περίπου το 58%.

Αυτό σημαίνει ότι περισσότερο από το μισό της πράσινης παραγωγικής βάσης θα συνδέεται στο δίκτυο του ΔΕΔΔΗΕ και όχι αποκλειστικά στο σύστημα μεταφοράς.

Η εξέλιξη δημιουργεί περισσότερο χώρο για μικρότερα φωτοβολταϊκά, αυτοπαραγωγή και άλλες αποκεντρωμένες ενεργειακές επενδύσεις, σε μια περίοδο κατά την οποία οι ΑΠΕ και η αποθήκευση βρίσκονται στο επίκεντρο των νέων ενεργειακών επενδύσεων.

Επενδύσεις €4,5 δισ. έως το 2030

Για να γίνει αυτό εφικτό, χρειάζεται σημαντική αναβάθμιση του ίδιου του δικτύου.

Από το 2020 έως σήμερα έχουν πραγματοποιηθεί επενδύσεις περίπου 2,8 δισ. ευρώ, ενώ το νέο πρόγραμμα ανάπτυξης προβλέπει επιπλέον 4,5 δισ. ευρώ για την περίοδο 2026–2030.

Τα κεφάλαια δεν αφορούν μόνο την προσθήκη νέων ΑΠΕ. Το δίκτυο πρέπει να αποκτήσει μεγαλύτερη ανθεκτικότητα, ψηφιακές δυνατότητες, έξυπνους μετρητές και δυνατότητα διαχείρισης πολύ μεγαλύτερων και πιο σύνθετων φορτίων.

Το επενδυτικό κύμα εντάσσεται στη γενικότερη αναμόρφωση των ενεργειακών υποδομών της χώρας, μαζί με τις μεγάλες ηλεκτρικές διασυνδέσεις που αναπτύσσει ο ΑΔΜΗΕ.

Τα data centers αλλάζουν την κατανάλωση

Ένας από τους μεγαλύτερους νέους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας αναμένεται να είναι τα data centers.

Ο ΔΕΔΔΗΕ υπολογίζει ότι η ισχύς τους μπορεί να φτάσει περίπου τα 350 MW έως το 2034, με ετήσια κατανάλωση κοντά στις 1,3 TWh.

Παράλληλα, έχουν ήδη υποβληθεί νέα αιτήματα σύνδεσης εκατοντάδων MW.

Αυτό αποκτά ιδιαίτερη σημασία καθώς η Ελλάδα επιχειρεί να προσελκύσει περισσότερες επενδύσεις σε cloud υποδομές, τεχνητή νοημοσύνη και κέντρα δεδομένων.

Τα data centers είναι επενδύσεις μεγάλης προστιθέμενης αξίας, αλλά ταυτόχρονα χρειάζονται τεράστιες και, κυρίως, σταθερές ποσότητες ηλεκτρικής ενέργειας.

Βιομηχανικά πάρκα και λιμάνια

Σημαντικές ανάγκες δημιουργεί και η ανάπτυξη των επιχειρηματικών πάρκων.

Οι προβλέψεις κάνουν λόγο για πρόσθετη ισχύ περίπου 675 MVA σε 31 βιομηχανικές ζώνες.

Παράλληλα, η πράσινη μετάβαση της ναυτιλίας μεταφέρει νέες απαιτήσεις στα ελληνικά λιμάνια.

Το λεγόμενο shore power ή cold ironing επιτρέπει στα πλοία να συνδέονται στο ηλεκτρικό δίκτυο όσο βρίσκονται δεμένα στο λιμάνι, αντί να διατηρούν σε λειτουργία τις μηχανές τους.

Για την ηλεκτροδότηση πλοίων από την ξηρά οι ανάγκες υπολογίζονται περίπου στα 628 MVA.

Η εξέλιξη συνδέεται άμεσα με τη μεγάλη σημασία που έχει η ναυτιλία για την ελληνική οικονομία αλλά και με τους ευρωπαϊκούς στόχους περιορισμού των εκπομπών στα λιμάνια.

Από τις 49 στις 59,5 TWh

Χωρίς τα μεγάλα νέα φορτία, η αύξηση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα θα ήταν σχετικά περιορισμένη.

Το βασικό σενάριο του ΔΕΔΔΗΕ προβλέπει άνοδο από περίπου 49 TWh το 2025 στις 51 TWh το 2030, λαμβάνοντας υπόψη την ανάπτυξη της οικονομίας, την ηλεκτροκίνηση και τη μεγαλύτερη χρήση ηλεκτρικής ενέργειας στη θέρμανση.

Όταν όμως στην εξίσωση μπουν data centers, επιχειρηματικά πάρκα και ηλεκτροδότηση λιμανιών, προστίθενται περίπου 8,5 TWh.

Έτσι, η συνολική ζήτηση μπορεί να φτάσει τις 59,5 TWh το 2030.

Η τάση εξηγεί γιατί οι επενδύσεις σε δίκτυα, ΑΠΕ και ηλεκτρικές διασυνδέσεις αποκτούν πλέον χαρακτήρα οικονομικής υποδομής και όχι απλώς περιβαλλοντικής πολιτικής.

Οι μπαταρίες μπαίνουν δυνατά στο παιχνίδι

Το δεύτερο μεγάλο επενδυτικό πεδίο είναι η αποθήκευση.

Όσο αυξάνονται οι ΑΠΕ, τόσο μεγαλύτερη γίνεται η ανάγκη αποθήκευσης της ενέργειας που παράγεται τις ώρες υψηλής ηλιοφάνειας ή ισχυρών ανέμων.

Σύμφωνα με τον σχεδιασμό που έχει παρουσιαστεί για την επόμενη περίοδο, το δίκτυο προετοιμάζεται και για σημαντική ανάπτυξη συστημάτων μπαταριών.

Η αποθήκευση μπορεί να περιορίσει τις περικοπές πράσινης παραγωγής, να εξομαλύνει τις διακυμάνσεις των τιμών και να επιτρέψει σε μεγαλύτερο αριθμό νέων έργων ΑΠΕ να συνδεθούν.

Το θέμα συνδέεται άμεσα με τη γενικότερη προσπάθεια για μείωση του ενεργειακού κόστους σε νοικοκυριά και επιχειρήσεις.

Το νέο επενδυτικό στοίχημα της ενέργειας

Η μεγάλη εικόνα δείχνει ότι η ελληνική ενεργειακή μετάβαση περνά σε δεύτερη φάση.

Το πρώτο κύμα επικεντρώθηκε κυρίως στην κατασκευή φωτοβολταϊκών και αιολικών. Το επόμενο απαιτεί δίκτυα, αποθήκευση, έξυπνους μετρητές, υποσταθμούς και νέες υποδομές που θα μπορούν να διαχειριστούν ταυτόχρονα πολύ περισσότερη παραγωγή και πολύ μεγαλύτερη κατανάλωση.

Για τις επιχειρήσεις αυτό δημιουργεί μια αλυσίδα επενδυτικών ευκαιριών: από φωτοβολταϊκά και μπαταρίες έως κατασκευαστικές εταιρείες, εξοπλισμό δικτύων, ψηφιακές υπηρεσίες και ενεργειακή διαχείριση.

Το κρίσιμο στοίχημα θα είναι η ταχύτητα. Τα 7 επιπλέον GW ΑΠΕ έχουν αξία μόνο εφόσον το δίκτυο μπορεί πράγματι να τα υποδεχθεί, ενώ οι επενδύσεις σε data centers, βιομηχανικά πάρκα και λιμάνια χρειάζονται εξασφαλισμένη ηλεκτρική ισχύ για να υλοποιηθούν.

Γι' αυτό και τα 4,5 δισ. ευρώ του ΔΕΔΔΗΕ αποτελούν πλέον έναν από τους σημαντικότερους κρίκους του επενδυτικού σχεδιασμού της ελληνικής οικονομίας έως το 2030.

Η τιμή στο ελληνικό χρηματιστήριο διαμορφώνεται σήμερα στα 95,81 ευρώ ανά μεγαβατώρα, ενώ στην πλειονότητα των χωρών της ΕΕ κυμαίνεται πάνω από 140 ευρώ και σε πολλές ξεπερνά τα 160 ευρώ.. Ενδεικτικά στη Βουλγαρία και τη Ρουμανία είναι 138,29 και 163,54 ευρώ αντίστοιχα, στην Αυστρία 161,55, στην Ουγγαρία 163,69, στη Γερμανία 147,07, στη Γαλλία 154,68 ευρώ. Στην Ισπανία είναι 141,7 ευρώ και στην Πορτογαλία 144,16 ευρώ.

Οι ΑΠΕ προβλέπεται να καλύψουν σήμερα ποσοστό της τάξης του 70% της ζήτησης, καθώς, εκτός από τα φωτοβολταϊκά, αναμένεται αυξημένη και η συμμετοχή των αιολικών. Σύμφωνα με την πρόβλεψη, αιολικά και φωτοβολταϊκά συμμετέχουν με 63,2% στο σημερινό φορτίο, τα υδροηλεκτρικά 5%, οι ΑΠΕ της Κρήτης 1,5% και οι μπαταρίες 0,6%. Κατά τι ίδιες εκτιμήσεις, η συμμετοχή των ΑΠΕ σήμερα θα κυμανθεί σε ιστορικά υψηλά επίπεδα και συγκεκριμένα προβλέπεται να είναι η δεύτερη υψηλότερη επίδοση.

Η συμφωνία με τις EDP Renewables Polska Sp. z o.o. και EDP Renewables Polska HoldCo S.A. αποτελεί ένα ακόμη βήμα προς την κατεύθυνση της υλοποίησης του νέου αναπτυξιακού στρατηγικού σχεδίου του Ομίλου ΔΕΗ για την περίοδο 2026-2030, το οποίο προβλέπει ένα δυναμικό επενδυτικό πρόγραμμα ύψους €24 δισ. με στόχο τον σχεδόν διπλασιασμό της εγκατεστημένης ισχύος του Ομίλου.

Η στρατηγική τοποθέτηση στην πολωνική αγορά ενισχύει τον ηγετικό ρόλο του Ομίλου ΔΕΗ στην ευρύτερη περιοχή και θέτει τις βάσεις για τη δημιουργία μιας ενιαίας περιφερειακής πλατφόρμας καθαρής ενέργειας από την Ελλάδα έως την Κεντρική και Νοτιοανατολική Ευρώπη. Με αυτόν τον τρόπο, επιτυγχάνεται γεωγραφική και τεχνολογική διαφοροποίηση της παραγωγής, γεγονός που μετριάζει το επιχειρησιακό ρίσκο και μεγιστοποιεί την αξία του χαρτοφυλακίου του Ομίλου.

Το νέο «πράσινο» χαρτοφυλάκιο στην Πολωνία

Το χαρτοφυλάκιο της εξαγοράς χαρακτηρίζεται από υψηλή τεχνολογική διαφοροποίηση και εξαιρετικό προφίλ εσόδων, ενώ όλα τα έργα έχουν εκτιμώμενη διάρκεια ζωής 35 ετών.

Συγκεκριμένα περιλαμβάνει:

• Αιολικά έργα σε λειτουργία (130,5 MW): Τρία λειτουργικά αιολικά πάρκα στις περιοχές Ilza (54 MW), Tomaszow (46,5 MW) και Poturzyn (30 MW), τα οποία διαθέτουν υψηλό συντελεστή απόδοσης έως και 33%.
• Φωτοβολταϊκά έργα σε λειτουργία (44,9 MW): Δύο φωτοβολταϊκά πάρκα στις περιοχές Pakoslaw (25,1 MW) και Recz (19,8 MW). Τα έργα αυτά προσφέρουν ισχυρή προστασία από τις διακυμάνσεις της αγοράς, καθώς επωφελούνται από μακροχρόνια συμβόλαια σταθερής τιμής για τα πρώτα χρόνια λειτουργίας τους.
• Έργα Cable Pooling υπό ανάπτυξη (101,9 MW): Δύο φωτοβολταϊκά έργα, το Ilza CP (50,9 MW) και το Tomaszow CP (51,0 MW), τα οποία αναμένεται να μπουν σε λειτουργία το 2029. Τα έργα αυτά θα αξιοποιήσουν τη μέθοδο του cable pooling, μοιραζόμενα την ίδια υποδομή σύνδεσης με τα υφιστάμενα αιολικά πάρκα. Η συγκεκριμένη τεχνολογία επιτρέπει τη μέγιστη αξιοποίηση της χωρητικότητας του δικτύου, μειώνει τις απορρίψεις σύνδεσης και προσφέρει εξαιρετικές συνέργειες λόγω των συμπληρωματικών προφίλ παραγωγής αιολικής και ηλιακής ενέργειας.

Η ολοκλήρωση των συναλλαγών τελεί υπό την προϋπόθεση της πλήρωσης ορισμένων συνήθων αιρέσεων για συναλλαγές αυτού του είδους, συμπεριλαμβανομένης, μεταξύ άλλων, της λήψης των απαιτούμενων εγκρίσεων από τις αρμόδιες εποπτικές αρχές.

Η αγορά ενέργειας της Πολωνίας

Η Πολωνία αποτελεί μια αγορά με τεράστια δυναμική στον τομέα της καθαρής ενέργειας στην Ευρώπη, καταγράφοντας εντυπωσιακό μέσο ετήσιο ρυθμό ανάπτυξης στις ΑΠΕ που ξεπερνά το 17% κατά την περίοδο 2016-2025. Η χώρα υλοποιεί ένα φιλόδοξο πρόγραμμα ενεργειακής μετάβασης, στοχεύοντας στην κάλυψη άνω του 50% της ηλεκτροπαραγωγής της από ανανεώσιμες πηγές έως το 2030. Παράλληλα, η εισαγωγή του πρωτοποριακού νομικού πλαισίου για το cable pooling από την 1η Οκτωβρίου 2023 δημιουργεί ένα εξαιρετικά ελκυστικό και ασφαλές περιβάλλον για σύγχρονες, μεγάλης κλίμακας επενδύσεις που βελτιστοποιούν τις υποδομές δικτύου.

Ο Αναπληρωτής Διευθύνων Σύμβουλος ΑΠΕ Ομίλου ΔΕΗ, κ. Κωνσταντίνος Μαύρος, τόνισε: «Λίγες ημέρες μετά την είσοδό μας στην αγορά της Ουγγαρίας, ανακοινώνουμε σήμερα την είσοδό μας στην πολλά υποσχόμενη αγορά της Πολωνίας υλοποιώντας με γοργά βήματα την στρατηγική μας για τη νέα φάση επέκτασης του Ομίλου ΔΕΗ στην Κεντρική και Νοτιοανατολική Ευρώπη. Στο πλαίσιο του νέου στρατηγικού μας πλάνου έως το 2030, στοχεύουμε σε νέες αγορές υψηλής δυναμικής –όπως η Ουγγαρία, η Πολωνία και η Σλοβακία– με στόχο να αναπτύξουμε 2,2 GW σε έργα ΑΠΕ και αποθήκευσης. Με την απόκτηση αυτού του εξαιρετικά ισορροπημένου χαρτοφυλακίου 277,3 MW ενσωματώνουμε στο δυναμικό μας σημαντικά περιουσιακά στοιχεία και διευρύνουμε το γεωγραφικό μας αποτύπωμα».

Ταχύτερη επέκταση σε Κεντρική και Νοτιοανατολική Ευρώπη

Για να αξιοποιήσει τις σημαντικές ευκαιρίες που παρουσιάζονται στην ευρύτερη περιοχή, ο Όμιλος ΔΕΗ επιταχύνει την ανάπτυξή του, στοχεύοντας στον διπλασιασμό της συνολικής εγκατεστημένης ισχύος του στα 24,3 GW το 2030, από 12,4 GW το 2025. Αυτό θα επιτευχθεί αυξάνοντας σημαντικά τις νέες προσθήκες έργων σε 2,4 GW ανά έτος, κυρίως σε ΑΠΕ, ευέλικτη παραγωγή και αποθήκευση.

Η επέκταση στην Πολωνία αποτελεί τη φυσική γεωγραφική συνέχεια της ηγετικής θέσης που ήδη κατέχει ο Όμιλος στην Ελλάδα και τη Ρουμανία, ενώ παράλληλα προωθείται ένα εκτεταμένο επενδυτικό πλάνο και στις άλλες χώρες δραστηριοποίησης, όπως η Ιταλία, η Βουλγαρία, η Κροατία και η Ουγγαρία. Έως το 2030, το 45% της εγκατεστημένης ισχύος του Ομίλου θα βρίσκεται εκτός Ελλάδος, με ένα ισορροπημένο ενεργειακό μείγμα που θα περιλαμβάνει όλες τις σύγχρονες μορφές παραγωγής (ηλιακή, αιολική, υδροηλεκτρική, φυσικό αέριο) και αποθήκευση, διασφαλίζοντας γεωγραφική και τεχνολογική διαφοροποίηση.

Σε μια εποχή όπου η ενέργεια και η τεχνολογία αποτελούν πλέον κρίσιμους παράγοντες ανταγωνιστικότητας, ασφάλειας και ανθεκτικότητας, ο Όμιλος ΔΕΗ εξελίσσεται σε πυλώνα σταθερότητας για την ευρωπαϊκή αγορά, πραγματοποιώντας επενδύσεις σε κρίσιμες ενεργειακές και τεχνολογικές υποδομές που θωρακίζουν την ευρύτερη περιοχή και δημιουργούν μακροπρόθεσμη αξία.

Τα αιολικά πάρκα αποτελούνται από συνολικά 26 ανεμογεννήτριες σε περιοχές με ισχυρό αιολικό δυναμικό στη Φθιώτιδα, στη Φωκίδα και τη Φλώρινα. Συγκεκριμένα:

• Αιολικό πάρκο Κέλλας στη Φλώρινα, συνολικής ισχύος 43,2 MW
• Αιολικό πάρκο Οπουντία στη Φθιώτιδα, συνολικής ισχύος 3,5 MW
• Αιολικό πάρκο Τσαμαδοράχη στη Φωκίδα, συνολικής ισχύος 22 MW
• Αιολικό πάρκο Κάτω Λακώματα στη Φωκίδα, συνολικής ισχύος 19,2 MW
• Αιολικό πάρκο Μικρόβουνο στη Φωκίδα, συνολικής ισχύος 9,6 MW
• Αιολικό πάρκο Ψαρομύτα στη Φωκίδα, συνολικής ισχύος 9,6 MW

Ταυτόχρονα, ο Όμιλος ΔΕΗ συμφώνησε να αποκτήσει το υπόλοιπο 51% της συμμετοχής της MORE στο μετοχικό κεφάλαιο συνολικά 12 Εταιρειών Ειδικού Σκοπού (SPVs) οι οποίες αναπτύσσουν ισάριθμα φωτοβολταϊκά πάρκα στην Ελλάδα  συνολικής ονομαστικής ισχύος 1.175 MW, στα οποία ο Όμιλος ΔΕΗ κατείχε ήδη το 49%. Πλέον, ο Όμιλος ΔΕΗ θα κατέχει το 100% των εν λόγω φωτοβολταϊκών έργων.

Η συμφωνία για την απόκτηση των νέων αιολικών πάρκων και των φωτοβολταϊκών σταθμών είναι ένα ακόμα βήμα στην ανάπτυξη του χαρτοφυλακίου ΑΠΕ του Ομίλου ΔΕΗ, τόσο οργανικά όσο και μέσω συνεργασιών και εξαγορών, στην Ελλάδα και τη Νοτιοανατολική Ευρώπη. Η κίνηση αυτή  συμβάλλει στην επίτευξη του στόχου του Ομίλου ΔΕΗ για έργα Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας συνολικής ισχύος 19 GW  έως το 2030.

Η ολοκλήρωση των συναλλαγών τελεί υπό την πλήρωση ορισμένων συνήθων αιρέσεων για συναλλαγές αυτού του είδους, συμπεριλαμβανομένης, μεταξύ άλλων, της λήψης των απαιτούμενων εγκρίσεων από τις αρμόδιες εποπτικές αρχές.

Αυτά προκύπτουν από την έκθεση του Greentank για την ηλεκτροπαραγωγή το 2024, χρονιά που "σημαδεύτηκε" επίσης από την μετατροπή της χώρας σε εξαγωγική.

Ειδικότερα, στην έκθεση αναφέρονται μεταξύ άλλων τα εξής:

-Με 28,751 GWh, η καθαρή ενέργεια (ΑΠΕ και μεγάλα υδροηλεκτρικά μαζί) το 2024 ήταν η υψηλότερη της δεκαετίας, αυξημένη κατά 14.4% σε σχέση το 2023 (25,138 GWh). Μάλιστα, ξεπέρασε κατά 311 GWh την ηλεκτροπαραγωγή από τα τρία ορυκτά καύσιμα μαζί (28,439 GWh).

-Η καθαρή ενέργεια το 2024 κάλυψε λίγο παραπάνω από τη μισή ζήτηση (50.5%), ενώ το μερίδιό της στην ηλεκτροπαραγωγή ήταν χαμηλότερο (50.3%). Οι ΑΠΕ (αιολικά και φωτοβολταϊκά) κυριάρχησαν στην κάλυψη της ζήτησης με μερίδιο 44.4%, ενώ τα μεγάλα υδροηλεκτρικά είχαν μερίδιο 6.1%.

-Όσον αφορά την εγκατεστημένη ισχύ από αιολικά και φωτοβολταϊκά, η πρόοδος συνεχίστηκε και το 2024. Μάλιστα, σύμφωνα με τα τελευταία διαθέσιμα δεδομένα του ΔΑΠΕΕΠ (Οκτώβριος 2024) και του ΔΕΔΔΗΕ (Αύγουστος 2024), η ισχύς που έχει εγκατασταθεί από φωτοβολταϊκά (8.93 GW) έχει ήδη ξεπεράσει τον στόχο του ΕΣΕΚ για το 2025 (8.5 GW). Τα αιολικά αναπτύχθηκαν με μικρότερο ρυθμό μεταξύ 2023-2024 (+2.4%), σε σχέση με το προηγούμενο έτος 2022-2023 (11.6%). Σύμφωνα με στοιχεία της ΕΛΕΤΑΕΝ για το 2024, η συνολική εγκατεστημένη ισχύς των αιολικών έως το 2024 έφτασε τα 5.355 GW.

-Το μερίδιο των ΑΠΕ στη ζήτηση το 2024 θα ήταν ακόμα μεγαλύτερο αν δεν υπήρχαν περικοπές. Σύμφωνα με τις προβλέψεις της διαδικασίας του ενοποιημένου προγραμματισμού που δημοσιεύει καθημερινά ο ΑΔΜΗΕ, το 2024 περικόπηκαν 860 GWh ΑΠΕ, που αντιστοιχούν στο 3.3% της συνολικής παραγόμενης ενέργειας από ΑΠΕ στο ίδιο χρονικό διάστημα.

-Το 2024 οι καθαρές εξαγωγές έφτασαν τις 307 GWh. Από το 1900 που υπάρχουν σχετικά δεδομένα της Eurostat, αυτό συνέβη μόνο μια φορά ακόμα, το 2000 με μόλις 11 GWh.

Το έργο υλοποιείται στο πλαίσιο του προγράμματος «Αλλάζω Σύστημα Θέρμανσης και Θερμοσίφωνα» και προωθεί την βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης των νοικοκυριών, την αύξηση χρήσης ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ), την εξοικονόμηση οικονομικών πόρων από τη μείωση της κατανάλωσης ενέργειας, καθώς και τη μείωση εκπομπών αερίων του θερμοκηπίου.

Το πρόγραμμα περιλαμβάνει:

• Την επιδότηση αγοράς νέου ηλιακού θερμοσίφωνα σύγχρονης τεχνολογίας σε ποσοστό επιδότησης 50%. Τα ευάλωτα νοικοκυριά, με οικογενειακό εισόδημα έως 10.000 ευρώ (ή ατομικό 5.000 ευρώ), θα μπορούν να επωφεληθούν με επιδότηση 60%.
• Την επιδότηση αγοράς νέου συστήματος αντλίας θερμότητας θέρμανσης (συμπεριλαμβάνεται η εξωτερική μονάδα, fan coil, σωληνώσεις, δοχείο αποθήκευσης ζεστού νερού χρήσης), σε ποσοστό επιδότησης 50%.
• Την επιδότηση της δαπάνης για την εκτέλεση αναγκαίων συμπληρωματικών εργασιών τοποθέτησης επιλέξιμου εξοπλισμού (π.χ. κόστος μεταφοράς, αναλώσιμα και εξαρτήματα κ.λπ.), σε ποσοστά 50% και 60%, αντίστοιχα.

Μεγαλύτερο τμήμα του Προϋπολογισμού του Προγράμματος θα διατεθεί προς τους ωφελούμενους σε περιοχές της Κεντρικής Μακεδονίας και Ηπείρου, όπου με βάση στοιχεία μετρήσεων ατμοσφαιρικής ρύπανσης των τελευταίων πέντε χρόνων, καταγράφεται συχνή υπέρβαση των μέγιστων επιτρεπτών ορίων σωματιδιακής ρύπανσης αρκετές φορές ετησίως σε σχέση με τις υπόλοιπες Περιφέρειες της Ελλάδας.

Αναφορικά με τις κοινωνικές κατηγορίες, τα Προγράμματα αφορούν όλα τα φυσικά πρόσωπα που διαμένουν μόνιμα στην Ελλάδα, δίνοντας προτεραιότητα σε ευάλωτες κοινωνικές ομάδες, όπως είναι οι οικογένειες με τουλάχιστον ένα μέλος με ειδικές ανάγκες (ΑΜΕΑ) και οικογένειες με τρία και περισσότερα εξαρτώμενα τέκνα.

Αξίζει να σημειωθεί, ότι η METLEN πρόσφατα ανακοίνωσε την έναρξη ενός σημαντικού τετραετούς επενδυτικού σχεδίου στην Ιταλία, με χαρτοφυλάκιο περίπου 180 έργων. Το πλάνο αυτό, που θα εκτείνεται σε ολόκληρη την ιταλική χερσόνησο, καθώς και σε νησιά, προβλέπει συνολική εγκατεστημένη ισχύ 3,6 GW, η οποία θα προέρχεται από φωτοβολταϊκά και αιολικά πάρκα, συστήματα αποθήκευσης ενέργειας και πράσινο υδρογόνο.

Η συμφωνία ανάμεσα σε Ance Σικελίας και METLEN υπογράφηκε στο Παλέρμο από τον Πρόεδρο της Ance Σικελίας, Santo Cutrone, και τον Regional Managing Director Ιταλίας & Ανατολικής Ευρώπης της METLEN, Άρη Σπυρόπουλο, παρουσία του Massimiliano Miconi, πρώην Προέδρου της Ance Παλέρμο, και του Giorgio Firrincieli, Προέδρου της Ance Ραγκούσας, για την πλευρά της Ance. Από την πλευρά της METLEN, παρόντες ήταν η Procurement Manager, Chiara Cavazzin, η Legal Counsel, Caterina Antenucci, και ο Head of Grid & Regulations Ανατολικής Ευρώπης, Massimo Ceccariglia.

Ο Άρης Σπυρόπουλος, Regional Managing Director Ιταλίας & Ανατολικής Ευρώπης της METLEN, ανέφερε ότι «η METLEN, με την υπογραφή αυτού του πρωτοκόλλου συνεργασίας, επιβεβαιώνει για ακόμη μια φορά ότι αποτελεί πρωταγωνιστή στην ανάπτυξη και υποστήριξη των περιοχών όπου δραστηριοποιείται, με στόχο την ενίσχυση των τοπικών οικονομιών, δίνοντας ιδιαίτερη έμφαση στην οικονομική, περιβαλλοντική και κοινωνική βιωσιμότητα των συγκεκριμένων περιοχών».

Ο Πρόεδρος της Ance Σικελίας, Santo Cutrone, σημείωσε πως «είμαστε υπερήφανοι που η METLEN Energy & Metals μας αναγνωρίζει ως έναν κορυφαίο περιφερειακό επιχειρηματικό σύνδεσμο, καθώς είμαστε σε θέση να προσφέρουμε έναν εκτενή κατάλογο εξειδικευμένων και εγγεγραμμένων εταιρειών που μπορούν να ικανοποιήσουν τις υψηλές τεχνικές απαιτήσεις των έργων, καθώς και να εγγυηθούν ασφάλεια, αξιοπιστία και βιωσιμότητα. Ελπίζουμε αυτή η συνεργασία, που ανταποκρίνεται στους στόχους για ενεργειακή μετάβασης της Σικελίας έως το 2030, να αποδώσει πολλούς καρπούς και να δημιουργήσει και νέες ευκαιρίες οικονομικής και παραγωγικής ανάπτυξης αυτού του τόπου».