← Ελλάδα

Η ενεργειακή μετάβαση έως το 2030 στο επίκεντρο Εσπερίδας της ΡΑΕ

Η ενεργειακή μετάβαση βρέθηκε στο επίκεντρο την Τρίτη 13 Σεπτεμβρίου 2022 στην Εσπερίδα που πραγματοποίησε η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας στη Θεσσαλονίκη, στο πλαίσιο της 86ης Διεθνούς Έκθεσης Θεσσαλονίκης, με τίτλο «Η ενεργειακή μετάβαση έως το

  1. Οι νέοι στόχοι του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα». Εκ μέρους της ΡΑΕ, μίλησε ο Αντιπρόεδρος Β’, Δημήτρης Φούρλαρης, ο οποίος αναφέρθηκε στο υφιστάμενο Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα και τη διαδικασία αναδιάρθρωσης που είναι σε εξέλιξη τονίζοντας πως «η Ευρώπη απαντά στην κρίση με αυτό που γνωρίζει καλύτερα από όλους να κάνει: ένα φιλόδοξο σχέδιο για το μέλλον, όταν αδυνατεί να υλοποιήσει ένα φιλόδοξο σχέδιο για το παρόν». Τόνισε πως «οι κύριες προτεραιότητες της εθνικής ενεργειακής πολιτικής πρέπει να είναι οι τομείς που εξασφαλίζουν οικονομική ανάπτυξη μέσω μείωσης του ενεργειακού κόστους, της υψηλής εγχώριας προστιθέμενης αξίας αλλά και της δημιουργίας πολλών θέσεων εργασίας» σημειώνοντας πως «η εξοικονόμηση ενέργειας/βελτίωσης ενεργειακής απόδοσης πρέπει να είναι η πρώτη προτεραιότητα, ακολουθούμενη από την εκμετάλλευση των εγχώριων πόρων». Ταυτόχρονα, υπογράμμισε την ανάγκη ανασχεδιασμού των πολιτικών για τις πόλεις του μέλλοντος φέρνοντας για παράδειγμα τις 6 πόλεις της Ελλάδας (Κοζάνη, Τρίκαλα, Ιωάννινα, Καλαμάτα, Θεσσαλονίκη, Αθήνα) και την Λεμεσό της Κύπρου που επελέγησαν στο πρόγραμμα της ΕΕ «100 Κλιματικά ουδέτερες πόλεις της Ευρώπης έως το 2030, από και προς τους πολίτες». Παρουσίασε, επίσης, την υφιστάμενη κατάσταση και προοπτική των έργων ΑΠΕ στην Ελλάδα τονίζοντας ότι αποτελούν τον πυλώνα της ενεργειακής μετάβασης και είπε πως τα οφέλη από την ανάπτυξη των ΑΠΕ είναι οικονομικά, περιβαλλοντικά αλλά και οικονομικότερα σήμερα από τα συμβατικά καύσιμα γεγονός που επιταχύνει την απεξάρτηση από το εισαγώμενο φυσικό αέριο, οι τιμές του οποίου έχουν εκτοξευτεί. Κατέληξε λέγοντας πως «η κρίση επιτάσσει τον ανασχεδιασμό της ενεργειακής μετάβασης με πυλώνες την οικονομική ανάπτυξη, την ενεργειακή ασφάλεια, τη μείωση του ενεργειακού κόστους και την ενδυνάμωση της κοινωνικής συνοχής. Η ενεργειακή μετάβαση επιτάσσει επίσης κομβικό ρόλο για το Ρυθμιστή. Οι Ανεξάρτητες Αρχές είναι οι ακρογωνιαίοι λίθοι της σύγχρονης Δημόσιας Διοίκησης και η αποτελεσματική άσκηση των αρμοδιοτήτων τους διασφαλίζει την εύρυθμη λειτουργία των αγορών και την ισόρροπη προστασία του δημοσίου συμφέροντος. Η ενίσχυσή τους είναι θέμα πολιτικής βούλησης και, κυρίως, υλοποίησής της μέσω αποφάσεων. Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας αναλαμβάνει με πλήρη ευθύνη και ευσυνειδησία τον ρόλο της και υπηρετεί με ακεραιότητα και αποτελεσματικότητα το δημόσιο συμφέρον, προς όφελος των καταναλωτών και της εθνικής οικονομίας» Ο Ομότιμος Καθηγητής του Εθνικού Μετσόβιου Πολυτεχνείου (ΕΜΠ), Παντελής Κάπρος, σημείωσε πως σήμερα απαιτείται η διαφοροποίηση των πηγών φυσικού αερίου και απαιτούνται μέτρα αύξησης άνθρακα και λιγνίτη, μείωση της κατανάλωσης, μεγάλη αύξηση των ΑΠΕ και εγκατάσταση μονάδων αποθήκευσης. Ταυτόχρονα απαιτούνται φιλόδοξα προγράμματα διείσδυσης βιομεθανίου για να αντιμετωπιστεί η τρέχουσα ενεργειακή κρίση. Όπως είπε η μετάβαση θα πρέπει να στηριχθεί κυρίως σε ιδιωτικές επενδύσεις και, ταυτόχρονα το κράτος θα πρέπει να στηρίξει το δρόμο αυτό προκειμένου να λυθούν σημαντικά εμπόδια. Ο κ. Κάπρος υπογράμμισε πως στο δρόμο της απανθρακοποίησης θα διατηρηθούν υγρά και αέρια καύσιμα μόνο στους τομείς που δεν γίνεται διαφορετικά, όπως η ναυτιλία, τα αεροπλάνα και τα βαρέα οχήματα και τόνισε πως απαιτείται η ανάπτυξη και διείσδυση συνθετικών καυσίμων. Τέλος για την αντιμετώπιση της παρούσας κρίσης υποστήριξε πως απαιτείται μείωση της κατανάλωσης και ενεργειακή αποδοτικότητα στα κτίρια, ενώ εκτίμησε πως η αποκλιμάκωση των τιμών θα γίνει το
  2. Από την πλευρά του ο καθηγητής του Αριστοτέλειου Πανεπιστημίου Θεσσαλονίκης (ΑΠΘ), Άγις Παπαδόπουλος αναφέρθηκε στην εξοικονόμηση ενέργειας και τη βελτίωση της ενεργειακής απόδοσης. Όπως είπε χαρακτηριστικά «τεχνολογικές λύσεις υπάρχουν, αλλά υπάρχουν δυσκολίες και φραγμοί. Η εξοικονόμηση ενέργειας δεν είναι μετρήσιμη, δεν είναι εύκολα χρηματοδοτήσιμη και δεν είναι πολιτικά ελκυστική. Για υπερβολικά πολύ χρόνο τρέχαμε πίσω από την κατανάλωση. Στη ρίζα του προβλήματος βρίσκεται η μείωση των φορτίων και καλό είναι να θυμόμαστε την προστιθέμενη αξία της ελληνικής βιομηχανίας εξοικονόμησης ενέργειας». Έκανε ιδιαίτερη αναφορά στις κτιριακές υποδομές, στα κτίρια των βιομηχανιών και στα μέτρα πολιτικής που πρέπει να εφαρμοστούν για να επιτευχθούν οι στόχοι του ΕΣΕΚ. Σε στρογγυλό τραπέζι που ακολούθησε οι συμμετέχοντες είπαν: Από την ΑΔΜΗΕ ΑΕ ο Διευθυντής Στρατηγικής και Σχεδιασμού Ανάπτυξης του Συστήματος, Δρ. Κωνσταντίνος Τσιρέκης σημείωσε πως «ο ΑΔΜΗΕ δεν είναι παθητικός αποδέκτης των μηνυμάτων που εκπέμπονται στην Ελλάδα και στο εξωτερικό και αφορούν την ορθολογική διαχείριση της ενέργειας, ούτε είναι ένας απρόθυμος εκτελεστής των οδηγιών πάσης φύσεως κανονισμών, αλλά φιλοδοξεί να είναι ένας ενεργητικός συμμετέχων στην κοινή προσπάθεια επίτευξης των φιλόδοξων στόχων για την ενέργεια και το κλίμα». Πρόσθεσε πως ο ΑΔΜΗΕ κινείται σε διάφορα επίπεδα που επικεντρώνονται σε τρεις πυλώνες: στις ηλεκτρικές διασυνδέσεις των νησιών, τις νέες διεθνείς διασυνδέσεις και την εξέλιξη παροχής πρόσβασης νέων μονάδων ΑΠΕ. Ο Δημήτριος Βράνης, Διευθυντής Χρηστών Δικτύου της ΔΕΔΔΗΕ ΑΕ τόνισε πως ο Διαχειριστής του δικτύου βλέπει πολλαπλά το ρόλο του στο πλαίσιο του ΕΣΕΚ. Ένα σημαντικό κομμάτι, όπως είπε, είναι η ανθεκτικότητα του δικτύου γι’ αυτό ο ΔΕΔΔΗΕ προχωρά σε σημαντική αύξηση των επενδύσεων στον τομέα αυτό με στόχο την ενίσχυση και ανακαίνισή του. Ταυτόχρονα ανέφερε πως ο ΔΕΔΔΗΕ αναμένεται να προχωρήσει στην ταχεία υπογειοποίησή του. Στο ρόλο του ΔΑΠΕΕΠ αναφέρθηκε ο Δρ. Νικόλαος Ζιώγος, Διευθυντής Συμβάσεων ΑΠΕ ΔΑΠΕΕΠ ΑΕ τονίζοντας πως είναι ο δεύτερος μεγαλύτερος παίκτης στο Χρηματιστήριο Ενέργειας και εκπροσωπεί το 65% περίπου της παραγόμενης ποσότητας από ΑΠΕ. Γνωστοποίησε πως αυτή τη στιγμή ο ΔΑΠΕΕΠ έχει 18.000 ενεργές συμβάσεις που αντιστοιχούν γύρω στα 9,5 GB, ενώ, σύμφωνα με τα στοιχεία ετοιμότητας που έχει παραλάβει από τους συμμετέχοντες, 1 GB περίπου είναι έτοιμο προς σύνδεση. Από τον ΔΕΣΦΑ ΑΕ, η Κλεοπάτρα Αβραάμ, Strategic Planning Senior Manager, Strategy & Development Division DESFA S.A, είπε πως «ο ΔΕΣΦΑ προετοιμάζει το δίκτυο του σε δύο στάδια. Σε πρώτη φάση σχεδιάζει τη μετατροπή του υφιστάμενου δικτύου έτσι ώστε να μπορέσει να δεχθεί μείγματα υδρογόνου και μείγματα ανανεώσιμων αερίων σε συγκεκριμένα ποσοστά. Σε δεύτερη φάση προχωρά στην ωρίμανση για την κατασκευή ενός νέου δικτύου που θα είναι ικανό να μεταφέρει 100% υδρογόνο». Σημείωσε πως τα έργα του ΔΕΣΦΑ έχουν ενταχθεί σε πολλές ευρωπαϊκές πρωτοβουλίες και είναι πολύ σημαντικό να προωθηθούν προκειμένου να βρεθούν οι κατάλληλες χρηματοδοτήσεις. Ο Γενικός Διευθυντής της ΕΔΑ ΘΕΣΣ ΑΕ, Λεωνίδας Μπακούρας, αφού συνεχάρη τη ΡΑΕ που διαχρονικά προασπίζεται το δημόσιο συμφέρον και το συμφερόν των καταναλωτών, τόνισε πως η ΕΔΑ ΘΕΣΣ βρίσκεται στη χειρότερη στιγμή της λόγω της επιδείνωσης των γεωπολιτικών συνθηκών. Ο κ. Μπακούρας εξέφρασε, ταυτόχρονα, τη διαφωνία του σχετικά με τη συζήτηση που γίνεται για αλλαγή θέρμανσης των καταναλωτών από το φυσικό αέριο στο πετρέλαιο. «Για να γίνει αυτό πρέπει οι πολίτες να αλλάξουν λέβητα, να ξοδέψουν 3.000 ευρώ και να βάλουν μία δεξαμενή στο μπαλκόνι. Δεν γίνεται» είπε χαρακτηριστικά. Γνωστοποίησε μάλιστα πως σε λίγες ημέρες η ΕΔΑ ΘΕΣΣ ΑΕ θα ξεκινήσει καμπάνια ενημέρωσης των πολιτών για το φυσικό αέριοώστε όλοι να εκπαιδευτούν και να μειώσουν τις καταναλώσεις τους. Τέλος ανέφερε πως τα δίκτυα της ΕΔΑ είναι έτοιμα να δεχθούν άμεσα βιομεθάνιο. Ο Πρόεδρος του Χρηματιστηρίου Ενέργειας, Αθανάσιος Σαββάκης τόνισε πως «το ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας αποτελεί έναν από τους βασικούς πυλώνες για την ανάπτυξη της καθαρής ενέργειας. Συμβάλει, μεταξύ άλλων, στη βελτιστοποίηση των διασυνδέσεων μεταξύ των ελληνικών και των ευρωπαϊκών ενεργειακών δικτύων μέσω της λειτουργίας μίας αξιόπιστης αγοράς στην οποία διαμορφώνονται τα σωστά σήματα τιμών». Τόνισε πως «για να μπορέσει η Ελλάδα να γίνει ενεργειακός κόμβος χρειάζεται εκτός από τις αναγκαίες υποδομές (αγωγός IGB, αγωγός ΤΑΡ, σταθμό LNG στην Αλεξανδρούπολη) και την αποθήκευση, να αναπτύξει μία αποτελεσματική χονδρεμπορική αγορά φυσικού αερίου η οποία θα παρέχει διαφάνεια και ισότιμη συμμετοχή σε όλους τους συμμετέχοντες». Πρόσθεσε πως ήδη το ελληνικό Χρηματιστήριο Ενέργειας έχει ξεκινήσει τις ενέργειες για την επόμενη μέρα όταν η αγορά επανέλθει σε κανονικότητα. Επισυνάπτονται οι παρουσιάσεις των ομιλητών/ομιλητριών. Αντιπρόεδρος Β’ της ΡΑΕ, Δημήτρης Φούρλαρης, Ομότιμος Καθηγητής του Εθνικού Μετσόβιου Πολυτεχνείου (ΕΜΠ), Παντελής Κάπρος Καθηγητής του Αριστοτέλειου Πανεπιστημίου Θεσσαλονίκης (ΑΠΘ), Άγις Παπαδόπουλος Strategic Planning Senior Manager, Strategy & Development Division DESFA S.A, Κλεοπάτρα Αβραάμ Διευθυντής Συμβάσεων ΑΠΕ ΔΑΠΕΕΠ ΑΕ, Δρ. Νικόλαος Ζιώγος Διευθυντής Στρατηγικής και Σχεδιασμού Ανάπτυξης του Συστήματος ΑΔΜΗΕ, Δρ. Κωνσταντίνος Τσιρέκης Γραφείο Τύπου ΡΑΕ Ενεργειακή μετάβαση υπό το πρίσμα της Ρυθμιστικής Αρχής Ενέργειας Δημήτριος Φούρλαρης Β΄ Αντιπρόεδρος Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Θεσσαλονίκη 13.09.2022 Περιεχόμενα • Το Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα υπό τις νέες συνθήκες. Οι νέες προτεραιότητες της Ευρώπης και της Ελλάδας • Υφιστάμενη κατάσταση για τις ΑΠΕ στην Ελλάδα και Αποθήκευση • Συμπεράσματα 2 Current National Energy and Climate Plan (NECP) 2021-2030 20 18,9 GW 18 7,7 16 14 6,8 8,6 GW Current NECP 12 10 8 2,6 6,4 2,6 3,2 6 4 7 3,4 3,4 2 3,7 3,45 3,6 2020 2025 0 2019 Hydro Wind 2030 PV ~ min 1GW per year PV & Wind ~ 43 bn € Update on process ˿˩˹˩˲˼˯˹˱˻˼˱˲̋˼˷˽˻˽˻˼̍˴˩˼˷˺˯˳˭˲˼˹˷˸˩˹˩˫́˫̍˺˴̌˿˹˱˼˷̌˼˷˺˩˵̋˲˩˼˯˫˷˹̎˩˸˯˫̍˺˭˵̌˹˫˭˱˩˺˻̓˴˾́˵˩˴˭ ˼˷˵˕ˢ˕˚˩˸˭˱˲˷˵̎ˮ˭˼˩˱˻˼˷˓˹̋˾˯˴˩ Σημερινό Εθνικό Σχέδιο για την Ενέργεια και το Κλίμα (ΕΣΕΚ) 2021-2030 2022 (22.6GW) 2027 (24.9GW) 2030 (26.2GW) 8 7,7 7 6,9 6,9 ɸ+; 6 6 6,3 6 4 3,7 3,9 3,9 4,2 Update on process 3,9 2,9 2 1,7 0 0,7 0 ´Ã½ΦÃÊÃΣΟÈ Lignite 1 0,3 ¶¿ÊÇ¿Ä»ΨΣΟÈ ¸ËÉÃΣΤΫ»¿ÇΡΤË Oil N. Gas 0,1 0,2 0,3 Bioenergy ΏÃΤ¿ΦΟǽ¿Ã» Κ¾ÇΤÁÄ¿ΣÊÇÃΣΟÈ Hydro 0 0,1 0,1 Ύ¶ Wind ¸Ώ PV ΒÄÃΤ¿ÇΥÃΣΞ Solar 0 0 0,1 ±¿Î¿ÇΥΡ» Geothermy ˓˹̋˾˯˴˩ ˒˩˻˱˲̋˿˩˹˩˲˼˯˹˱˻˼˱˲̋˼˷˽˻˽˻˼̍˴˩˼˷˺˯˳˭˲˼˹˷˸˩˹˩˫́˫̍˺˴̌˿˹˱˼˷̌˼˷˺ ˼˳˯̑˙˦˙˞  Basic characteristics of the electroproduction system up to 2030 (source: NECP) The target of 2020 covered earlier Η απάντηση της Ευρώπης στην ενεργειακή κρίση Η τρέχουσα ενεργειακή κρίση, η οποία εμπεριέχει και γεωπολιτικές πτυχές, έχει ήδη αρχίσει να χαρακτηρίζεται διεθνώς ως η μεγαλύτερη των τελευταίων 50 ετών, μετά τις πετρελαϊκές κρίσεις της δεκαετίας του
  3. Η Ευρώπη απαντά στην κρίση με αυτό που γνωρίζει καλύτερα από όλους να κάνει: ένα φιλόδοξο σχέδιο για το μέλλον, όταν αδυνατεί να υλοποιήσει ένα φιλόδοξο σχέδιο για το παρόν. 6 Αντίδραση της Ευρώπης στην ενεργειακή κρίση δράσεις/ στόχοι του “Fit for 55” και “REPowerEU”, δράσεις φορολόγησης όπως Energy Taxation Directive -ETD, απάντηση της Ευρώπης Emission Trading System-ETS, Cross Border Adjustment Mechanism -CBAM. 7 Η απάντηση της Ευρώπης στην ενεργειακή κρίση Υπάρχουν επίσης χρηματοδοτικά εργαλεία όπως: Recovery & Resilience Fund RRF και το ΕΣΠΑ, στα οποία συμπεριλαμβάνονται μεταρρυθμίσεις πράσινης μετάβασης απάντηση της Ευρώπης Ταμείο Δίκαιης Μετάβασης και το Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης για τη στοχευμένη στήριξη περιοχών/ πολιτών/επιχειρήσεων. Τον Φεβρουάριο 2022 εγκρίθηκαν οι νέες Κατευθυντήριες γραμμές για τις κρατικές ενισχύσεις στους τομείς του κλίματος, της προστασίας του περιβάλλοντος και της ενέργειας. 8 Νέο ΕΣΕΚ: Προτεραιότητες της εθνικής ενεργειακής και κλιματικής πολιτικής Κύριες προτεραιότητες της εθνικής ενεργειακής πολιτικής πρέπει να είναι οι τομείς που εξασφαλίζουν οικονομική ανάπτυξη μέσω μείωσης του ενεργειακού κόστους, της υψηλής εγχώριας προστιθέμενης αξίας αλλά και της δημιουργίας πολλών θέσεων εργασίας. η εξοικονόμηση ενέργειας/βελτίωση ενεργειακής απόδοσης πρέπει να είναι η ΠΡΩΤΗ προτεραιότητα, ακολουθούμενη από την εκμετάλλευση των εγχώριων πόρων 9 Νέο ΕΣΕΚ: Προτεραιότητες της εθνικής ενεργειακής και κλιματικής πολιτικής 1 Εξοικονόμηση/διαχείριση ενέργειας ως πρώτη προτεραιότητα, λόγω μεγάλης εγχώριας προστιθέμενης αξίας, δημιουργίας πολλών θέσεων εργασίας 2 Ενίσχυση των ΑΠΕ & Αποθήκευσης, με επιτάχυνση διαδικασιών αλλά και ταυτόχρονη ολοκλήρωση του χωροταξικού σχεδιασμού 3 Δημιουργία ενεργειακών υποδομών, για ενίσχυση ενεργειακής ασφάλειας 4 Προώθηση του σταδιακού εξηλεκτρισμού τομέων της οικονομίας, π.χ. μεταφορές, λιμάνια αλλά και φυσικού αερίου 5 Προώθηση της ενεργειακής αυτάρκειας με τη χρήση πράσινης ενέργειας, π.χ. «Έξυπνα νησιά» (το πείραμα της Αστυπάλαιας) 6 Αποσαφήνιση του ρόλου και των υποδομών του φυσικού αερίου ως καυσίμου μετάβασης Νέο ΕΣΕΚ: Προτεραιότητες της εθνικής ενεργειακής και κλιματικής πολιτικής Πρότυπος σχεδιασμός των πόλεων, ώστε να υιοθετηθούν: 1 τεχνολογίες εξοικονόμησης/διαχείρισης ενέργειας (που αναφέρθηκαν παραπάνω) 2 τεχνολογίες ηλεκτροκίνησης και υδρογόνου 3 τεχνολογίες ηλεκτροπαραγωγής: φωτοβολταϊκά συστήματα στέγης/προσόψεων 4 τεχνολογίες ανάσχεσης με στόχο να μειωθεί η θερμοκρασία του εξωτερικού περιβάλλοντος σε αστικό περιβάλλον 5 αλλά και τεχνολογίες διαχείρισης αποβλήτων, ανακύκλωσης και κυκλικής οικονομίας 6 πόλεις της Ελλάδας επελέγησαν στο πρόγραμμα: «100 Κλιματικά Ουδέτερες Πόλεις έως το 2030, από και προς τους πολίτες» EU CITIES DENMARK Aarhus Copenhagen Sønderborg NETHERLANDS Amsterdam Eindhoven & Helmond Groningen Rotterdam The Hague Utrecht SWEDEN Gävle Gothenburg Helsingborg Lund Malmö Stockholm Umeå ESTONIA Tartu BELGIUM Antwerp Brussels Capital Region La Louvière Leuven LATVIA Liepāja Riga 1 LITHUANIA Taurage Vilnius IRELAND Cork Dublin SPAIN Barcelona Madrid Seville Valencia Valladolid Vitoria-Gasteiz Zaragoza PORTUGAL Guimarães Lisbon Porto FINLAND Espoo Helsinki Lahti Lappeenranta Tampere Turku POLAND Krakow Łódź Rzeszow Warsaw Wrocław 2 CZECH REPUBLIC Liberec SLOVAKIA Bratislava Košice 3 FRANCE Angers Loire Metropole Bordeaux Metropole Dijon Metropole Dunkerque Grenoble-Alpes Metropole Lyon Marseille Nantes Metropole Paris 4 5 LUXEMBOURG Differdange GERMANY Aachen Dortmund Dresden Frankfurt/Main Heidelberg Leipzig Mannheim Munich Münster AUSTRIA Klagenfurt ITALY Bergamo Bologna Florence Milan Padova Parma Prato Rome Turin HUNGARY Budapest Miskolc Pécs Αθήνα Ιωάννινα Καλαμάτα Κοζάνη Θεσσαλονίκη Τρίκαλα Λεμεσός CYPRUS Limassol CROATIA Zagreb SLOVENIA Kranj Ljubljana Velenje MALTA Gozo BULGARIA Gabrovo Sofia ROMANIA Bucharest Cluj-Napoca Suceava GREECE Athens Ioannina Kalamata Kozani Thessaloniki Trikala με σκοπό να επιτύχουν σε λιγότερο από δέκα χρόνια τον στόχο της κλιματικής ουδετερότητας, δηλαδή 20 χρόνια νωρίτερα από όλη την υπόλοιπη Ευρώπη, αξιοποιώντας σημαντικούς κοινοτικούς πόρους με πολλά περιβαλλοντικά, κοινωνικά, οικονομικά, επενδυτικά, αναπτυξιακά και εκπαιδευτικά οφέλη. 13 14 Ενέργειες της ΡΑΕ για τις ΑΠΕ 1 Απλοποίηση και επιτάχυνση της διαδικασίας αδειοδότησης ΑΠΕ & Αποθήκευσης μέσω του ψηφιακού μετασχηματισμού του Μητρώου, δημιουργώντας ένα διαφανές και ασφαλές περιβάλλον για τους επενδυτές. 2 Ο πληθωρισμός αδειών οδηγεί σε συμπληρωματικές παρεμβάσεις, όπως η υποχρέωση προσκόμισης εγγυητικής επιστολής αλλά και νέα προβλήματα, όπως όγκου εκκρεμών αιτήσεων για την έκδοση όρων σύνδεσης. 3 4 Η ΡΑΕ αποφάσισε την έκδοση κατευθυντήριων οδηγιών προς τους Διαχειριστές για την ανάρτηση στην ιστοσελίδα τους στοιχείων σχετικά με την εξέλιξη αιτήσεων για τη χορήγηση προσφορών σύνδεσης μονάδων ΑΠΕ, ΣΗΘΥΑ, Υβριδικών και Αποθήκευσης. – Νέες ρυθμίσεις με το ν.4951/2022 Με την έκδοση του νέου χωροταξικού πλαισίου για τις ΑΠΕ, θα υπάρξει επικαιροποίηση του γεωπληροφοριακού συστήματος της ΡΑΕ (geo.rae.gr) με τις συντεταγμένες των περιοχών αποκλεισμού, προς χρήση από την ίδια και τις περιβαλλοντικές υπηρεσίες. Περιγραφή του Πληροφοριακού Συστήματος Αδειοδότησης IT License RES Platform Registration via TAXIS Submission Evaluation of new by RAE application Innovate, Fully transparent, Simple Reliable, Effective, Efficient, User friendly 16 RES in operation – 8,6 GW (March 2022) Technology Cap. (MW) Cap. (NII) (MW) TOTAL Wind 4077 309,8 4386,8 PV 3357 129,8 3486,8 PV Roof 353 22,1 375,1 Small Hydro 250 0,3 250,3 Biomas 106 1 107 2,95 2,95 465,95 8608,95 Hybrid TOTAL 8143 17 Έργα με Βεβαίωση Παραγωγού ή Άδεια Παραγωγής 18 RES installed Capacity (MW) GREECE – last 2 years īȇǹĭǾȂǹ PV - 1.219 MW Small Hydro - 10 MW Wind - 1.055 MW RES Production in2021: 30-47% LIGNITE CRETE CONVENTIONAL NATURAL GAS LARGE HYDRO RES CRETE RES IMPORTS MCP 6.000 250 5.000 15% 10% Volumes [GWh] 4.500 4.000 28% 18% 19% 13% 29% 29% 18% 38% 1.000 0 7% 23% 31% 33% 4% 2.000 500 24% 15% 11% 16% 7% 1% 150 24% 28% 32% 29% 12% 3% 4% 3% 46% 45% 41% 8% 8% 3% 7% 3% 9% Sep Oct Nov Dec 100 5% 7% 34% 7% 200 29% 18% 2.500 1.500 25% 17% 15% 3.500 3.000 9% 1% 14% 45% 44% 49% 41% MCP [€/MWh] 5.500 37% 50 38% 12% 11% 13% Jan Feb Mar 8% 5% 5% 8% 11% Apr May Jun Jul Aug 0 2021 21 Αιτήματα για έκδοση Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης (πηγή: ΑΔΜΗΕ) Συγκεντρωτικά στοιχεία σχετικά με την πληρότητα αιτημάτων για έκδοση Οριστικής Προσφοράς Σύνδεσης στο ΑΔΜΗΕ ΤΕΧΝΟΛΟΓΙΑ ΑΡΙΘΜΟΣ ΑΙΤΗΣΕΩΝ ΙΣΧΥΣ (MW) ΦΩΤΟΒΟΛΤΑΙΚΑ 1110 22,348.80 ΑΙΟΛΙΚΑ 156 2,185.50 ΜΥΗΕ 9 77.90 BIOMAZA 8 41.00 ΗΛΙΟΘΕΡΜΙΚΑ 34 84.50 ΣΗΘΥΑ 4 31.20 ΥΒΡΙΔΙΚΑ 2 55.50 ΣΥΝΟΛΟ 1,323.00 24,824.40 Σημαντική η ταχεία Επέκταση Δικτύων και Έκδοσης Όρων Σύνδεσης με όρους Διαφάνειας,22 Αποτελεσματικότητας και Οικονομικής ανταποδοτικότητας Η εικόνα των ΑΠΕ με τρία

(3)νούμερα Βεβαιώσεις Παραγωγού (09/2022) 89 GW Σύστημα-Δίκτυο ~ 8,6 GW 10,7 GW Λειτουργούν Οριστικοί Όροι σύνδεσης 24 GW Αιτήματα (πλήρη) 43 GW Δυνατότητες του συστήματος (AΔΜΗΕ) 18,9 GW 25 GW 28,6 GW ΕΣΕΚ Νέο ΕΣΕΚ 2030 28 GW Σημαντικά • Με τις στοχευμένες δράσεις για εξοικονόμηση ενέργειας, εκμετάλλευση εγχώριων πηγών, μεταρρυθμίσεις στην αγορά, εφαρμογή μέτρων κατά τη διάρκεια της κρίσης, η μείωση του ενεργειακού κόστους μπορεί να επιτευχθεί με: • Υλοποίηση του νέου σχεδίου δημοπρασιών ΑΠΕ 2022-2025 συνολικής ισχύος έργων ΑΠΕ 3,1 – 4,1 GW, με χαμηλότερα περιθώρια κέρδους IRR π.χ. 5,5% για τα φωτοβολταικά. • Η ΡΑΕ, με την Γνωμοδότηση υπ’αριθμ. 12/2021, εισηγήθηκε τον καθορισμό του «Κόστους Νέας Εισόδου» (Cost Of New Entry – CONE) για κάθε τεχνολογία και του «Πρότυπου Αξιοπιστίας» (Reliability Standard – RS), σε εφαρμογή της παραγράφου 5 του άρθρου 12 του ν. 4001/
  1. https://www.rae.gr/anakoinoseis/29868/ • Είναι λογικά ανακόλουθο και οικονομικά ασυνεπές, ιδίως υπό το πρίσμα του δημοσίου συμφέροντος, τα έργα και οι υπηρεσίες που έχουν εγγυημένη απόδοση, για μεγάλη (ΑΠΕ) ή μόνιμη διάρκεια (Διαχειριστές), να έχουν μόνιμα μεγαλύτερο περιθώριο κέρδους από όσους δραστηριοποιούνται στον ελεύθερο ανταγωνισμό και εκτίθενται στους σχετικούς κινδύνους. Market Price 25 Σημαντικά οικονομικά οφέλη από τις ΑΠΕ Οριακή Τιμή Συστήματος (€/MWh) Τιμή Αναφοράς διαγωνισμών αιολικών (€/MWh) Οριακή Τιμή Συστήματος Χωρίς ΑΠΕ (€/MWh) Τιμή Αναφοράς διαγωνισμών Φ/Β (€/MWh) 350,00 1ο οικονομικό όφελος από όλες τις ΑΠΕ €/MWh 300,00 250,00 200,00 150,00 100,00 55,67 2Ο οικονομικό όφελος από τις ΑΠΕ / Επιστροφή Χρημάτων στον Ειδ. Λογαριασμό ΑΠΕ από το μηχανισμό FiP 50,00 37,61 0,00 Ιαν-21 Φεβ-21 Μάρ-21 Απρ-21 Μάι-21 Ιούν-21 Ιούλ-21 Αύγ-21 Σεπ-21 Οκτ-21 Νοέ-21 Δεκ-21 Οικονομικά οφέλη από τις ΑΠΕ ΑΠΕ Ειδ. Λογαριασμός ΑΠΕ Ταμείο Ενεργειακής Μετάβασης Καταναλωτές 3ο οικονομικό όφελος – στις τοπικές κοινωνίες και πολίτες • Το 1% των ακαθάριστων εσόδων των ΑΠΕ πηγαίνει απ’ ευθείας για τη μείωση των λογαριασμών ρεύματος των καταναλωτών της περιοχής που εγκαθίστανται και λειτουργεί ο σταθμός ΑΠΕ. • 1,7% πηγαίνει στον τοπικό Δήμο για έργα υποδομής • 0,3% πηγαίνει στο Πράσινο Ταμείο Η διείσδυση των ΑΠΕ με νούμερα 2020 • The hourly RES Production achieve 68,8% the (at early morning of Friday 06.11.2020 (03:00 – 04:00 CET) • For 2865 hours the penetration of RES > 30% and for 429 hours >50% 2021 • The hourly RES Production overcome the level of 81% [ 28.10.2021 (10:00 – 16:00)] and achieve the 92,6% at 13:00-14:
  2. • For 3684 hours the RES Penetration was above 30% and for 841 hours above 50% Διαγωνισμοί ΑΠΕ της ΡΑΕ 30 RES Auction plan (period 2018-19-20/21) 2018 2019 Technology Auctioned Capacity (max) - (ΜW) PV Wind PV Wind 300 MW (July & December) Pilot competitive auctions (neutral) PV Wind 2020 Pilot common competitive auctions (neutral) 2020-21 (Pilot - neutral – small res) Initial target 300 MW (July & December) 300MW (July & December ) 300 MW (July & December ) 400 MW (April) 482 MW (July) 481,45 MW (July) 600 MW (April) 350 MW (May 2021) 2,6 GW – [already 3,06 GW] 31 Διαφορετικοί τύποι διαγωνισμών Technology Specific (PV & Wind) PV ≤ 1MW, PV ≤ 20MW Wind ≤ 50MW Neutral Technology (Both PV & Wind - Big stations) PV>20MW & Wind>50MW Neutral Technology (Both PV & Wind – small stations) PV ≤ 20MW & Wind ≤ 50MW 2018 2019 2020 2019 2020 2021 32 Capacity apportionment per Technology and Year 1.200.000.000 1.089.300.560 1.116.698.285 1.000.000.000 470.150.000 Capacity (Watt) 800.000.000 600.000.000 624.825.000 498.920.961 349.900.000 400.000.000 330.575.000 619.150.560 491.873.285 200.000.000 168.345.961 0 2018 2019 Year PV Station 2020 2021 Wind Station 33 Total Capacity apportionment per Year and Technology 1.600.000 2021 349.900 1.400.000 624.825 Capacity (KWatt) 491.873 1.200.000 1.000.000 800.000 470.150 619.151 600.000 400.000 330.575 168.346 200.000 0 PV Station Wind Station 2018 - 2020 2018 2019 2020 § 2021 34 Weighted average for Wind stations per Tender 80,00 70,00 Weighted Average €/MWh 69,53 67,32 60,00 58,58 57,74 50,00 55,67 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Tender 2018 - Tender [3/2018] – Category ΙΙΙ (Wind Stations - 3MW < PWIND ≤ 50MW) 2018 - Tender [6/2018] – Category ΙΙΙ (Wind Stations - 3MW < PWIND ≤ 50MW) 2019 - Tender [3/2019] – Category ΙΙ (Wind Stations - PWIND ≤ 50 MW) 2019 - Tender [5/2019] – Category ΙΙ (Wind Stations - PWIND ≤ 50 MW) 2020 - Tender [3/2020] – Category ΙΙ (Wind Stations - PWIND ≤ 50 MW) 35 Weighted average for PV stations per Tender 90,00 80,00 78,42 Weighted Average €/MWh 70,00 60,00 63,81 66,66 62,78 59,98 50,00 49,81 40,00 37,6 30,00 20,00 10,00 0,00 Tenders 2018 - Tender [1/2018] – Category Ι (PV Stations - PPV ≤ 1 MW) 2018 - Tender [2/2018] – Category ΙΙ (PV Stations - 1MW< PPV ≤ 20MW) 2018 - Tender [4/2018] – Category Ι (PV Stations - PPV ≤ 1 MW) 2019 - Tender [2/2019] – Category Ι (PV Stations - PPV ≤ 20 MW) 2019 - Tender [4/2019] – Category Ι (PV Stations - PPV ≤ 20 MW) 2020 - Tender [2/2020] – Category Ι (PV Stations - PPV ≤ 20 MW) 2021 36 Η τελευταία ανταγωνιστική διαδικασία (ΦΕΚ Β’ 3658/13.07.2022) Νέος τύπος διαγωνισμού με βάση την έγκριση από την ΕΕ: • Ο Διαγωνισμός είναι κοινός για Αιολικές και Φ/Β εγκαταστάσεις • Προβλέπεται ποσόστωση τουλάχιστον 30% για κάθε τεχνολογία με δυνατότητα υπέρβασης έως 10% για το τελευταίο έργο. • Διακριτές τιμές εκκίνησης (ανώτατη τιμή) για Αιολικές εγκαταστάσεις (63 €/MWh) και Φ/Β (54 €/MWh) • Για αιολικά κατώτατη τιμή 55,82 €/MWh και μέση τιμή 57,66 €/MWh • Για Φ/Β κατώτατη τιμή 46 €/MWh και μέση τιμή 47,98 €/MWh • Ελάχιστος αριθμός συμμετεχόντων ανά τεχνολογία
(3)• Μέγιστο όριο ισχύος συμμετοχής ανά συμμετέχοντα (35%) της Μέγιστης δημοπρατούμενης ισχύος 37 Μονάδες αποθήκευσης 38 Μονάδες Αποθήκευσης – 23,45 GW (Ιούν. 2022) Άδειες Παραγωγής για μονάδες αποθήκευσης Πλήθος Ισχύς (MW) Μονάδες αποθήκευσης (καθαρή) 273 18.170,83 Κατανεμόμενο Υβριδικό (μονάδα ΑΠΕ με αποθήκευση) 47 1.672,85 Σύγχρονη Αποθήκευση Ηλεκτρικής Ενέργειας (Σύγχρονης Συμπύκνωσης Synchronous Condensers ) 2 480 Αντλησιοταμίευση 14 3.127,5 TOTAL 336 23.451,18 Τεχνολογία Ιουν. 2022 Νέες υποχρεώσεις για τα έργα αποθήκευσης (ΦΕΚ Α’ 129/04.07.2022) Η ΡΑΕ εξέδωσε ανακοίνωση στις 19.07.2021 Επικαιροποίηση αδειών αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας και αδειών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που συνδυάζουν μονάδες Α.Π.Ε. με διατάξεις αποθήκευσης σύμφωνα με τις διατάξεις του ν.4951/2022 Ανακοίνωση ΡΑΕ - https://www.rae.gr/anakoinoseis/43141/ 40 Πλαίσιο προτεραιότητας στη χορήγηση οριστικών Προσφορών Σύνδεσης για σταθμούς παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από Ανανεώσιμες Πηγες Ενέργειας και Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης και σταθμούς αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας 41 Ρυθμίσεις για Οριστικούς Όρους σύνδεσης • Εκδόθηκε η σχετική Απόφαση του Υπουργού Περιβάλλοντος και Ενέργειας με την οποία καθορίζονται οι προτεραιότητες των σταθμών Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας (Α.Π.Ε.), Συμπαραγωγής Ηλεκτρισμού Θερμότητας Υψηλής Απόδοσης (Σ.Η.Θ.Υ.Α.) για τη χορήγηση Οριστικών Προσφορών Σύνδεσης. • Το πλαίσιο προτεραιότητας δύναται να διαφοροποιείται μεταξύ Διαχειριστή Συστήματος, Διαχειριστή Δικτύου, καθώς και για τις περιοχές που έχουν χαρακτηρισθει„ ως κορεσμένα δίκτυα. Συμπερασματικά… • Συμπερασματικά, η κρίση επιτάσσει τον ανασχεδιασμό της ενεργειακής μετάβασης με πυλώνες την οικονομική ανάπτυξη, την ενεργειακή ασφάλεια, τη μείωση του ενεργειακού κόστους και την ενδυνάμωση της κοινωνικής συνοχής. • Η ενεργειακή μετάβαση επιτάσσει επίσης κομβικό ρόλο για το Ρυθμιστή. Οι Ανεξάρτητες Αρχές είναι οι ακρογωνιαίοι λίθοι της σύγχρονης Δημόσιας Διοίκησης και η αποτελεσματική άσκηση των αρμοδιοτήτων τους διασφαλίζει την εύρυθμη λειτουργία των αγορών και την ισόρροπη προστασία του δημοσίου συμφέροντος. Η ενίσχυσή τους είναι θέμα πολιτικής βούλησης και, κυρίως, υλοποίησής της μέσω αποφάσεων. • Η Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας αναλαμβάνει με πλήρη ευθύνη και ευσυνειδησία τον ρόλο της και υπηρετεί με ακεραιότητα και αποτελεσματικότητα το δημόσιο συμφέρον, προς όφελος των καταναλωτών και της εθνικής οικονομίας. Σας ευχαριστώ για την προσοχή σας !!! Πειραιώς 132, 118 54, Αθήνα Τηλ.: +30 210 3727400 E-mail: info@rae.gr Δημήτριος Φούρλαρης Β΄ Αντιπρόεδρος Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας Τηλ.: +30 210 3727018 E-mail: dfourlaris@rae.gr A tentative REPowerEU scenario for Greece Pantelis Capros Professor Emeritus, NTUA September, 13, 2022 For discussion only, does not reflect official positions The REPowerEU approach Revised targets as at least in Fit for 55 • Ambitious GHG, RES and energy efficiency targets for 2030 (above previous NECP) • Climate neutrality targets for 2050 (overall in the EU) Natural gas policies • Curb natural gas expansion trend in the short-term • Diversify supply, mainly via LNG and away from Russian gas • Increase lignite in the short-term and phase-out after 2028 • Accelerate RES, mainly PV and storage • Exploit biomethane potential • Develop green hydrogen earlier than planned 13/9/2022 2 Policies for the REPowerEU implementation Strategy towards Net-Zero Pillars of the strategy • Energy efficiency Renewable Energy Sources Short-medium term Mitigate dependence on natural gas • Reduce demand for gas • Increase LNG supply Enable large scale energy efficiency investment First priority, clean electrons • Facilitating policies • Subsidies and standards • Low-carbon electricity • Heat and transport electrification Accelerate renewables in power sector Also molecules, not only electrons • Transport sectors (heavy goods vehicles, aviation, shipping) Specific uses of gas in industry Applications of distributed gas • Grids • Facilitate private investment financing • Land use planning Kick-start emerging alternative fuels • Biomass and biomethane program • Mandatory blending in gas distribution and transport fueling • Support first-of-kind investment and support market development 13/9/2022 3 A tentative REPowerEU scenario for Greece 2020-2050 Assumptions Gas prices slowly de-escalate until 2025 and remain between 40 and 50 €/MWh after 2024 ETS prices stabilize at 60-80 €/tCO2 until 2030 but increase after 2030 Full interconnection of islands completed before 2030 Demand for electricity increases due to electrification and furthermore after 2030 driven by green hydrogen RES development revised to reflect current trends, such as high growth paces of solar PV compared to onshore wind Considerably increase battery and pumping storage 13/9/2022 4 Price scenario 13/9/2022 5 Overview of scenario performance Policy Targets 2015 2025 GHG emissions in Mt CO2-eq 2030 160 -12.6 GHG (%change from 1990) -33.4 ESR (% change to 2005) 139 140 -56.5 -26.4 -36.5 -47.9 120 15.8 28.0 RES 100 44.7 117 120 97 Agriculture 26.9 36.1 RES-H&C 134 80 51.0 72 Transport 74 Buildings 22.3 RES-E Industry 46.6 76.2 60 Energy supply 49 1.8 RES-T Total 12.6 40 29.1 24 0.0 1.1 PEC (PRIMES 2020) 37 20 -7.1 19 14 0.0 FEC (PRIMES 2020) -100.0 -7.7 -10.2 -50.0 0 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 0.0 50.0 100.0 -20 13/9/2022 6 Energy efficiency indicators Energy intensity indicators (2000=100) 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 100 90 78 80 70 Energy intensity indicators (2000=100) 42 35 22 30 23 12 2015 2020 68 2025 2030 2035 2040 2045 2050 95% 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Passenger transport intensity (toe/Mpkm) 60 Freight transport intensity (toe/Mtkm) 50 Energy intensity indicators (2000=100) 120 40 112 100 30 63% 71 80 60 51% 40 20 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Industry (Energy on Value added) 2045 2050 20 34% 0% 52 22% 0 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Residential (Energy on Private Income) Tertiary (Energy on Value added) Transport (Energy on GDP) Residential energy intensity (kWh/sqm) Electrification in houses (% energy) Electrification of cars (% activity) 13/9/2022 7 Primary and Final energy consumption Primary Energy Consumption (Mtoe) Gross Final Consumption (Mtoe) 35 30 Distrib. Losses 29.8 30 26.9 25.1 25 27.0 23.4 Transport, international 23.1 25 22.3 Biomass 19.8 20 20 21.5 18.8 18.2 16.6 16.6 16.9 19.3 17.3 Transport, domestic 18.1 17.2 16.3 Renewables Natural Gas 19.5 15.8 15.9 Tertiary 15 Petroleum 15 Solids Total PEC Residential 10 10 Industry, incl. nonenergy 5 5 Total GFEC 0 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 13/9/2022 8 Electricity sector outlook 90.0 Net Installed Power Capacity (in GWe) Net Electricity generation by fuel type (in GWh) 79.3 80.0 Solar 70.0 Wind offshore 37.0 60.0 Wind onshore 180 171 Solar 160 137 140 50.3 Wind offshore Wind onshore 120 50.0 Other RES 101 Other RES 100 40.0 36.6 20.1 Hydro Hydro 81 80 12.0 30.0 0.0 4.1 3.5 10.0 0.0 5.3 2.6 0.0 5.6 7.1 3.8 4.0 7.8 3.9 2.7 2.1 2020 2025 2030 60 10.5 7.6 6.1 Gas 61 Gas fired 24.7 21.8 20.0 19.5 9.5 Oil fired 55 49 53 53 48 Oil 45 40 Solids 3.2 4.2 4.7 6.2 5.4 2040 2050 Solids fired 20 Total net generation (TWh) 0 Total Net-Capacity (MW) 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 13/9/2022 9 Nat. Gas consumption in Mcm Gas_NECP Fuel consumption The Revised NECP scenario succeeds to limit total natural gas requirements below 3 bcm throughout the projection; an exception is year 2029 when gas needs are 3.5 bcm 14,473 14,880 15,786 15,258 15,176 19,154 13,292 16,113 Revised_NECP 3,510 3,476 3,065 3,035 2,843 2,843 2,842 2,842 2,925 2,950 Gas_NECP 4,296 4,358 4,755 3,188 3,082 3,153 3,174 3,085 3,838 4,587 4,758 Revised_NECP Lignite consumption in Kt In contrast, the Gas-based (old) NECP required above 4.5 bcm in the years from 2024 up to 2028 CO2 Emissions (Mt) CO2 emissions from power generation double in the Revised NECP compared to the older NECP, in the years 2024 until
  1. 5.7 5.7 5.7 5.7 6.1 6.2 7.0 7.0 8.6 17.3 8.8 9.6 17.7 18.9 9.2 9.6 18.3 19.1 Gas_NECP 18.4 21.4 18.3 Revised_NECP Lignite production remains roughly at 15Mt after 2023 and until 2028 13/9/2022 10 Hydrogen, Power-to-X and electricity storage 2030 2035 2040 2045 2050 2030 2035 2040 2045 2050 2030 2035 2040 2045 2050 22.3 12.9 2.1 1.9 9.3 14.8 1.5 1.4 4.8 8.1 0.8 7.0 0.7 3.0 2.7 2.1 2.0 0.1 Electrolyzers (GW) 0.1 0.5 Power to fuels (GW) 0.0 0.1 0.3 DAC of CO2 (MtCO2/year) 0.4 0.3 1.7 1.1 0.8 4.9 4.2 H2 production (Mt) 3.3 1.7 2.2 2.4 0.1 Synthetic fuels (Mtoe) Hydropumping (GW) 13/9/2022 Batteries (GW) 11 Targets for domestic production of green hydrogen and climate-neutral fuels 2030 2040 2050 Electrolysis (in MW) 752 8923 20611 Synthetic fuels (ktoe per year) 138 1344 3472 Electricity input, TWh 4.5 53.7 123.2 RES investments for H2, in GW 3.0 28.0 56.5 Total domestic green hydrogen production (Ktoe) 300 3249 7464 Total domestic production of synthetic fuels (Ktoe) 66 982 2410 Total domestic biomethane production (Ktoe) 63 854 1184 Domestic production units 1 Ktoe is one thousand tons of oil equivalent, i.e. 41868 giant Joules, or 349.4 tons of H2 (low calorific value), 1 kg of H2 is 33.33 kWh 13/9/2022 12 Summary of costs Annual energy costs indicators (incl. energy and annualised investment) 250.0 Annual energy costs indicators (incl. energy and annualised investment) 25.0% 30.0 14% 28 13% 21% 12% 25.0 20% 200.0 25 20.0% 197 11% 11% 23 11% 10% 20.0 15.0% % of GDP €/MWh 158 134 100.0 10.0% €/MWh 19 150.0 8% 15.0 6% 10.0 4% 94 5.0 50.0 2% 5.0% - 0.0 % of GDP 16% 15% 0% 0.0% 2015 2020 2025 2030 Average electricity price (€/MWh) 2035 2040 2045 2050 Total energy system cost as % of GDP Investment per year (bn€) Invesment as % of GDP 13/9/2022 13 Εργαστήριο Κατασκευής Συσκευών Διεργασιών Τμήμα Μηχανολόγων Μηχανικών Αριστοτέλειο Πανεπιστήμιο Θεσσαλονίκη Εξοικονόμηση ενέργειας & ενεργειακή αποδοτικότητα Δυνατότητες, δυσκολίες και προοπτικές Άγις Μ. Παπαδόπουλος Καθηγητής Α.Π.Θ. Πρόεδρος Δ.Σ. ΕΥΑΘ Α.Ε. Η ενεργειακή μετάβαση έως το
  2. Οι νέοι στόχοι του Εθνικού Σχεδίου για την Ενέργεια και το Κλίμα Θεσσαλονίκη, 13.09.2022 Ο ΣΤΟΧΟΣ ΚΑΙ Ο ΔΡΟΜΟΣ Μείωση της τελικής κατανάλωσης ενέργειας το 2030 κατά 38% σε σχέση με το 2017 σε όλους τους οικονομικούς τομείς (βιομηχανία, μεταφορές, επιχειρήσεις, οικιακός). · Ως μέτρα για την επίτευξη του στόχου, ορίζονται η ενεργειακή αναβάθμιση κτιρίων κατοικίας, κτιρίων του δημοσίου, του τριτογενή τομέα και των βιομηχανικών μονάδων, το καθεστώς επιβολής υποχρέωσης ενεργειακής απόδοσης και οι ανταγωνιστικές διαδικασίες σε συνδυασμό με αποδοτική θέρμανση-ψύξη από ΑΠΕ. · Καθορίζεται ετήσιος στόχος 0,8% νέων εξοικονομήσεων κάθε χρόνο συγκριτικά με την τελευταία τριετία [ΕΣΕΚ] 2 Η ΑΦΕΤΗΡΙΑ Είμαστε 18,9% λιγότεροι αποδοτικοί από τον μέσο όρο της ΕΕ 3 Κτίριο και Ενέργεια: Η θεωρία της εξέλιξης Τα κτίρια 2020: 2000: 1990: 1980: 1970: Ενεργοβόρα κτίρια Θερμομονωμένα κτίρια Παθητικά κτίρια Κτίρια χαμηλής κατανάλωσης Κτίρια Σχεδόν Μηδενικής Κατανάλωσης Ενέργειας Τα κτίρια Ενεργειακή απόδοση στα κτίρια [Energy Efficiency and Trends, CRES, 2021] Η ενεργειακή απόδοση βελτιώθηκε κατά 31%, αλλά η θερμαινόμενη / ψυχόμενη επιφάνεια κτιρίων αυξήθηκε, οπότε η συνολική κατανάλωση μειώθηκε κατά 10%. Κτιριακό απόθεμα: Το πρόβλημα Στα κτίρια κατοικιών, 69.49% είναι κατηγορίας Ε-Η, το δε μεγαλύτερο ποσοστό ενέργειας καταναλώνεται για θέρμανση. [ΕΝΕΡΓΕΙΑΚΕΣ ΕΠΙΘΕΩΡΗΣΕΙΣ ΚΤΗΡΙΩΝ, ΣΤΑΤΙΣΤΙΚΗ ΑΝΑΛΥΣΗ ΓΙΑ ΤΟ ΕΤΟΣ 2020 ΚΑΙ ΤΗΝ ΠΕΡΙΟΔΟ 2011-2020, ΥΠΕΝ, 2021] Η δυνατότητα εκ βάθρων ανακαίνισης των κτιρίων Περίπου 3.800.000 κτίρια κατοικιών και 380.000 κτίρια μη-κατοικιών Για να επιτύχουμε τους στόχους μας, και για έναν ρυθμό κατασκευής της τάξης των 15.000.000 m2 ετησίως, θα πρέπει ως το 2030: • Όλα τα νέα κτίρια NZEΒ και επιπροσθέτως • αναβάθμιση τουλάχιστον 600.000 κατοικιών. Ερωτήματα: • Εφικτότητα; 2019: 4.000.000 m2 νέες κατασκευές • Αποδοτικότητα; 60% μείωση της κατανάλωσης ανά παρέμβαση • Χρηματοδότηση; Πώς θα χρηματοδοτηθούν παρεμβάσεις 9 δις €; Ο ρυθμός ανακαίνισης των κτιρίων [Υπουργείο Οικονομίας, 2016] Την δεκαετία 2011-2020 αναβαθμίστηκαν μέσω του Εξοικονομώ Ι, περίπου 55.000 κατοικίες. Από άλλες δράσεις ή και μόνο εξ ιδίων πόρων υλοποιήθηκαν περίπου 40.000 παρεμβάσεις σε κτίρια κατοικιών. Δυσκολίες και φραγμοί • • Πολυιδιοκτησία • Πυκνή και συχνά άναρχη δόμηση στο αστικό περιβάλλον • Θεσμικό πλαίσιο (ΝΟΚ, ΚΕΝΑΚ) Νομικό πλαίσιο (Κατανομή κόστους και οφέλους από την εξοικονόμηση) Δυσκολίες και φραγμοί • • Λειτουργία αγοράς οικοδομικού κλάδου Principal Agent Problem Βραχυπρόθεσμη προσέγγιση ενός κατεξοχήν μακροπρόθεσμου ζητήματος Κόστος θέρμανσης διαμερίσματος για Αθήνα και τιμές 2021 14,000 14,000 12,000 12,000 10,000 10,000 8,000 8,000 6,000 6,000 4,000 4,000 2,000 2,000 0 0 Πετρέλαιο Κόστος κύκλου ζωής Φυσικό αέριο Δαπάνη ενέργειας Ηλεκτρισμός (Α/Θ) Κόστος επένδυσης Δυσκολίες και φραγμοί • Μια απόπειρα πρόβλεψης …… Ετήσιο κόστος θέρμανσης διαμερίσματος για Αθήνα και τιμές Σεπτεμβρίου 2022 (χωρίς επιδοτήσεις) 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500 0 Πετρέλαιο Φυσικό αέριο 2021 2022 Ηλεκτρισμός (Α/Θ) Η βιομηχανία Ενεργειακή απόδοση στη βιομηχανία [Energy Efficiency and Trends, CRES, 2021] Η ενεργειακή απόδοση βελτιώθηκε κατά 39% Χημική βιομηχανία (67%), κλάδος υφασμάτων (58%), χαρτοβιομηχανία (54%), χαλυβουργία (25%) Αλλά, η συνολική κατανάλωση ενέργειας μειώθηκε κατά 42%. Η βιομηχανία Δεν ξέρουμε τι καταναλώνουμε και για ποιόν σκοπό Ν.4342/2015: υποχρέωση των μεγάλων (μη ΜμΕ) επιχειρήσεων να διενεργούν ενεργειακούς ελέγχους στις εγκαταστάσεις τους, με (αρχική) προθεσμία την 31.12.
  3. Ως τις 30.06.22 είχαν γίνει περίπου 1.100 έλεγχοι, με αρκετούς επανελέγχους. Αλλά οι μεγάλες επιχειρήσεις (>250 εργαζόμενοι & > 50 Μ€ κ.ε.) είναι ένα μόνο μέρος του προβλήματος. Το παράδειγμα της βιομηχανίας νερού The energy – water nexus Water for energy
  4. Cooling of power generation plants
  5. Refining & processing
  6. Primary energy sources extraction 6 Energy for water
  7. Water extraction & transmission 1 5 2 4 3
  8. Water treatment & distribution
  9. Wastewater treatment Το παράδειγμα της βιομηχανίας νερού Κατανάλωση ενέργειας για την ύδρευση πόλεων Thessaloniki [Based on Lam et al., 2017] Το παράδειγμα της βιομηχανίας νερού Κατανάλωση ενέργειας για διαχείριση αποχέτευσης 0.8 0.7 kWh/m3 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 [Data by M.Wakeel et al., 2018 and own data] Το παράδειγμα της ΕΥΑΘ Ενεργειακός εκσυγχρονισμός ΕΕΛΘ Αναβάθμιση εγκαταστάσεων Λειτουργία μονάδας ΣΗΘ 2,5 ΜW Κατασκευή Φ/Β 1 MW + 0,8 ΜW Δίκτυο ύδρευσης – αποχέτευσης Εκσυγχρονισμός Scada Αύξηση βαρυτικής λειτουργίας Μείωση απωλειών Συνολικά στην εταιρεία Μείωση ανηγμένης κατανάλωσης ενέργειας κατά 3,8% και CO2eq κατά 6,1% μέσα σε έναν χρόνο (2020 vs. 2021) χωρίς μείζονες επενδύσεις …. αυτά είναι τα Low hanging fruits Στόχος ως το 2030: Μείωση ανθρακικού αποτυπώματος κατά 30% Μείωση υδατικού αποτυπώματος κατά 20% Αντί συμπεράσματος Η ενεργειακή απόδοση περισσοτέρων κτιρίων και ΜμΕ στην Ελλάδα δεν είναι ικανοποιητική Σε αυτό συνετέλεσαν: ➢ Η καθυστέρηση θέσπισης κανονισμών ➢ Η έλλειψη μηχανισμών ελέγχου ➢ Το πολύ χαμηλό κόστος της ενέργειας στο παρελθόν ➢ Το μοντέλο λειτουργίας του κλάδου των κατασκευών ➢ Το μικρό μέγεθος των επιχειρήσεων Τα περιθώρια εξοικονόμησης είναι πολύ μεγάλα Αντί συμπεράσματος Οι τεχνολογικές λύσεις υπάρχουν, αλλά υπάρχουν δυσκολίες και φραγμοί Η εξοικονόμηση ενέργειας δεν είναι μετρήσιμη, δεν είναι εύκολα χρηματοδοτήσιμη και δεν είναι πολιτικά ελκυστική Το πραγματικό όφελος της εξοικονόμησης είναι το κόστος αποφυγής όχι μόνο της αξίας του συμβατικού καυσίμου, αλλά και της επιδότησής του (εμφανούς ή αφανούς) Για υπερβολικά πολύ χρόνο τρέχαμε πίσω από την κατανάλωση Στη ρίζα του προβλήματος βρίσκεται η μείωση των φορτίων Καλό είναι να θυμόμαστε την προστιθέμενη αξία της ελληνικής βιομηχανίας εξοικονόμησης ενέργειας Αντί επιλόγου Οικονομική σκοπιμότητα ενεργειακής αναβάθμισης κτιρίου κατοικίας
(2008)Παπαδόπουλος Α.Μ., Θεοδοσίου Θ.Γ. και Οξυζίδης Σ.
(2008), Ολοκληρωμένη αξιολόγηση συστημάτων θερμομόνωσης κατακόρυφων δομικών στοιχείων, 1ο Πανελλήνιο Συνέδριο Δομικών Υλικών & Στοιχείων – Έκθεση, 21-23 Μαΐου 2008, Αθήνα, 1227-1238 Energy Transition till 2030 “The role of infrastructure in enabling the development the H2 value chain” Kleopatra Avraam, Strategic Planning Senior Manager 13/09/2022 Climate-change challenge EU moves ambitiously towards a decarbonized future, with energy in the forefront… 1 European Green Deal
(2020)EU energy policy - three pillars 2 3 Affordable energy for households and enterprises Environmental sustainability An action plan and a legally binding target of “Net Zero” GHG emissions by 2050, opting to make Europe the first climate neutral continent in the world Security of supply What does it mean for the energy sector: Transformation of energy markets to enable the “net zero” target and ensure that objectives can be realized in a non-disruptive and cost-effective manner Paris Agreement
(2015)“Fit for 55”
(2021)• Global framework to address climate change by limiting global warming to well below 2°C and pursuing efforts to limit it to 1.5°C • A new target for 2030: Net reduction of GHG emission by 55% compared to 1990 levels A series of legislative proposals to deliver this target What does it mean for the energy sector: A new energy market architecture in terms of governance, operation, development, financing… It will particularly affect the gas market and gas TSOs… 2 2 However, different decarbonization pathways are possible… DESFA supports and promotes a balanced role for gas and electricity in the future Source: Frontier Economics DESFA’s view and strategic perspective: • Decarbonization of the electricity supply is a key element towards a carbon-free system • However, molecules will still be needed for different parts of the value chain • The gas sector can provide greater energy efficiency and renewable integration (through the flexibility of storage), delivering on low-carbon technologies such as hydrogen, renewable gas and –potentiallycarbon capture and storage • Continued usage of existing gas infrastructure is to the benefit of the society operation 3 DESFA’s H2 project proposal ➢ Phase 1: Preparation of existing infrastructure to receive and transport the first produced quantities of hydrogen - as a blend with natural gas - following the system’s H2 readiness assessment study (to be finalized within Q3 2022) IC Greece – N. Macedonia ➢ Phase 2: Construction of a regional, open-access, high-pressure 100% hydrogen-ready network along Greece, in parallel with the existing system, connecting supply with demand throughout the country, which, through its interconnections, will start the SE part of the European Hydrogen Backbone. ➢ The early development of a hydrogen pipeline system can foster the realization of the national long-term vision for a prosperous, modern, competitive and climate neutral economy Sidirokastro FSRU Kipi UGS W .Macedonia W. Greece Revithoussa ➢ We have already established partnerships with various H2 projects, both on hydrogen production in the country and hydrogen infrastructure development by other EU TSOs, TAP, Bulgatransgaz, Snam and North Macedonia NER amongst the more relevant. Η2 Pipeline NG & Retrofitted pipeline DESFA’s hydrogen network is expected to expand in parallel to the current methane network proving a complete dual system Gas network phased expansion Current state: dedicated to Natural Gas 1 2 3 NG pipeline to serve power gen. and final consumption LNG terminal active in Revithoussa TAP connection for NG with other European networks Expansion of NG + H2 line 4 5 6 7 8 9 10 Final state: dual system in parallel H2 pipeline for industrial sites and final consumers UGS for Methane potentially convertible to H2 Injection of H2 from W.Macedonia W. Macedonia (
  1. a)and W. Greece (
  2. b)NG branch (H2 ready)2 NG exit points in N. Macedonia (
  3. a)and IGB (
  4. b)LNG Depot in Patras (a), Thessaloniki (
  5. b)and Igoumenitsa (
  6. c)FSRU in Dioriga Sidirokastro 11 12 13 14 Connection for Hydrogen Export through TAP repurposing Connection to UGS for H2 seasonal system balance Completion of Hydrogen network Revithoussa LNG Terminal switched from gasification to liquefaction plant Sidirokastro Sidirokastro 8.b IC Greece - N. Macedonia IC Greece - N. Macedonia 8a TAP Kipi 3 TAP 5 1 UGS Kavala 9b 6 7.a W. Kipi TAP 12 FSRU 11 Macedonia UGS Kavala W. Macedonia Kipi FSRU 9c 13 9a 4 7.b 2 W. Greece Revithoussa W. Greece Revithoussa Dioriga FSRU Dioriga FSRU 10 14 Revithoussa Depending on decarbonised methane demand, H2 ready pipelines could be locally completely switched to H2 100% H2 Ready Pipeline: 0 km Methane pipeline 100% H2 ready pipeline Phase 1: Utilisation of the new system with NG Phase 2: Utilization of the new system for pure H2* 100% H2 Ready Pipeline: 600 km Independent system 5 100% H2 Ready Pipeline: 2,000 km * Phase 2 will begin when H2 market becomes mature enough and relevant H2 volumes are available for transportation. In the meantime, the NG network will be ready to accept H2 blends. Handling the current energy crisis, with a view to the future: DESFA’s RePowerEU proposal for the – 100% hydrogen ready – network expansion Project Proposal: Upgrade of the National Natural Gas Transmission System (NNGTS) • Upgrade of the NNGTS through parallel sections of pipelines, the upgrade of existing Compressor Station and new CSs, in order to increase imports for all the Balkan countries trough Greece existing and planned LNG import terminals and TAP. • The project has been included in the list of ENTSOG’s TYNDP 2022 projects as 100% H2 ready Projects’ Benefits 1 Enables transportation of anticipated increased natural gas flows through the Greek Gas System & neighboring countries, currently restricted due to the existing technical constraints of the system. 2 Enhanced security of gas supply and diversifying the entry routes to Greece and the whole SEE region - increased capability of the Greek gas System to receive gas quantities from the Eastern entry points. 3 The parallel pipeline is fully aligned with the RePower EU initiative and will prepare the grounds for the renewable gases’ era and the long-distance H2 transportation (within Greece and abroad) connecting H2 demand and supply valleys. 4 Following the above, the proposed infrastructure will be able to be amortized both through its utilization with NG (1st phase) and Hydrogen (2nd Phase) 6 6 Our project as part of the EHB initiative ✓ To deliver the 2030 hydrogen demand targets set by the REPowerEU plan, 5 large scale pipeline corridors are envisaged by the European Hydrogen Backbone (EHB) initiative. Corridor E: East and SouthEast Europe ✓ EHB members signed a pledge to the European Commission to establish hydrogen supply corridors by 2030 at the European Hydrogen Backbone Day event which took place in June 2022 in Brussels. ✓ East and South-East Europe corridor with Greece as an essential part of it, leveraging vast land availability and high-capacity factors for solar & wind, would connect high hydrogen supply potential regions with off takers in Central Europe and southern Germany, where the demand is expected to be significant by 2030. The corridor would be set up by 2030, covering 10,000 km of large scale hydrogen pipelines across all countries of the corridor , of which approximately 60% will be repurposed pipelines ✓ The buildout of this corridor by 2030 requires national governments to take clear and concrete actions across. This includes actions associated with infrastructure development and planning, the development of cross-national initiatives and securing access to early funding and long term, low-cost financing. 7 DESFA is actively participating in the shaping of the hydrogen market in Greece and EU 1 2 3 5 Our long-term study for renewable gases and the ongoing H2 Master Plan study Participation in the National H2 strategy committee Worked for the H2 readiness of our network 6 Ongoing Discussions with stakeholders regarding the development of H2 pilot projects 7 Submission of various Project Proposals (IPCEI’s, CEF) 8 4 Internal & external communication (incl. the organization of the 1st Hydrogen Conference in Greece) Active member of various associations & Initiatives (ENTSOG, GIE, HE, EHB, GfC, ECH2A) Follow-up of Regulatory framework developments & incentives 8 8 DESFA is actively involved in the development of the National Energy and Climate Plan DESFA’s view on the key points for the development of the NECP is summarized in the following topics: NECP key points for consideration & targets set-up • NECP shall have to include clear & measurable targets, parameters for consideration related to the development of the renewable gases in the energy market in order to accelerate their penetration Design & introduction of incentives • Incentives shall have to be introduced in order to motivate and accelerate investments in clean energy technologies making such investments less risky and most cost competitive First pilot small scale projects • Pilot projects need to be implemented in order to gain knowledge and proceed with forming a concrete strategy lowering the risk of implementing new technologies Market structure & corresponding regulatory framework • The Regulatory Framework shall have to be developed in order to accelerate the development of the renewable gases market, defining clearly the overall framework and the role of each 9 stakeholder Thank you www.desfa.gr DAPEEP SA. Dr. Nikolaos P. Ziogos Director, RES Registry & Contracts Ν. 4001/2011: Incorporation of 3rd Energy Package HTSO Spin-Off: • LAGIE (Electricity Market Operator) • ADMIE (Independent Transmission System Operator) 2000 Ν. 4512/2018 : Spin-off of Market Branch of LAGIE : • DAPEEP (Operator of Renewable Energy Sources & Guarantees of Origin) • HEnEx (Hellenic Energy Exchange) 2021 2016 2011 Establishment of Hellenic Transmission System Operator (HTSO) (ΠΔ 328/12-12-2000) HTSO assumed operation, maintenance and development of the Transmission System DAPEEP Leads the way 2030 2018 Ν. 4425/2016: Reorganization of the Electricity Market - Target Model. New markets: • Forward • Day-Ahead • Intraday • Balancing. Ν. 4839/2021 Establishment of the Special Account "Energy Transition Fund" DAPEEP is appointed Administrator of TEM 2 RES & HECHP Special Account (ELAPE) Guarantees of Origin and Energy Mix Energy Efficiency Auctions National Auctioneer CO2 RES & HECHP Registry DAPEEP State Aid (ΕΤΜΕΑΡ, Carbon Leakage) Energy Transition Special Account (TEM) RES Representation to the Energy Market 3 RES & HECHP Special Account (ELAPE) Guarantees of Origin and Energy Mix Energy Efficiency AucNons National Auctioneer CO2 RES & HECHP Registry DAPEEP State Aid (ΕΤΜΕΑΡ, Carbon Leakage) Energy Transition Special Account (TEM) RES Representation to the Energy Market DAPEEP represents the RES production in the Electricity Market by participating in the Day Ahead Market (DAM) and the Intraday Market (IDM), as well as in the Balancing Market as a Balancing Responsible Party. RES & CHP Units with no obligation for participation in the Market Feed-in tariff Contracts-FIT (ΣΕΣΤ & ΣΠΗΕ ) } Representation in the Energy Market by DAPEEP as RES Aggregator RES & CHP Units of Small Interconnected System of Crete } Representation in the Energy Market by DAPEEP as RES Aggregator RES & CHP Units with obligation for participation in the Market Feed-in Premium Contracts-FIP (ΣΕΔΠ) and seized feed-in tariff Contracts } Registration in Participants Register of HEnEx and direct participation in the Market, or } Contract with a RES Aggregator (FOSE) for their representation in the Market, or } Contract with DAPEEP/Last Resort Aggregator (FOSETEK) for their representation in the Market 5 6 7 RES & HECHP Special Account (ELAPE) Guarantees of Origin and Energy Mix Energy Efficiency Auctions National Auctioneer CO2 RES & HECHP Registry DAPEEP State Aid (ΕΤΜΕΑΡ, Carbon Leakage) Energy Transition Special Account (TEM) RES Representation to the Energy Market CATEGORY NUMBER OF ACTIVE CONTRACTS INSTALLED POWER (MW) WIND 347 4,450.48 BIOGAS/BIOMASS 100 115.50 SMALL HYDROS 141 268.39 CHP 36 206.45 PV 17,366 4,448.55 17,990 9,489.36 TOTAL CATEGORY NUMBER OF READY CONTRACTS INSTALLED POWER (MW) WIND 9 19.03 BIOGAS/BIOMASS 7 3.66 SMALL HYDROS 0 0.00 CHP 1 0.50 PV 1,648 980.28 1,665 1,003.47 TOTAL CATEGORY NUMBER OF NON-ACTIVE CONTRACTS INSTALLED POWER (MW) WIND 117 2,374.83 BIOGAS/BIOMASS 88 96.84 SMALL HYDROS 43 88.98 CHP 21 74.14 PV 4,808 3,671.76 5,077 6,306.54 TOTAL 9 10 Ø 83% under self-invoicing: • Settlement until 15th of M+1 -> Payment until 20th of M+1 with self-invoicing • Settlement until 10th of M+1 -> Payment until 10th of M+2 without self-invoicing Ø New RES Contracts are signed within 10 days Ø Coming soon: Digital upload of all necessary documents 11 RES & HECHP Special Account (ELAPE) Guarantees of Origin and Energy Mix Energy Efficiency Auctions National Auctioneer CO2 RES & HECHP Registry DAPEEP State Aid (ΕΤΜΕΑΡ, Carbon Leakage) Energy Transition Special Account (TEM) RES Representation to the Energy Market N. 4839/2021 (ΦΕΚΒ 181/02.10.2021) ◦ The special account is established under the name "Energy Transition Fund" - TEM ◦ DAPEEP is appointed as the Administrator of TEM } TEM Inflows:
  7. a)
  8. b)
  9. c)
  10. d)
  11. e)Part of the revenues from Greenhouse Gas Emission Allowances auctions Funding by RES & CHP/HECHP Special Account (ELAPE) Funding by Public Utility Special Account (ELYKO) Funding by State Budget Temporary Mechanism for Returning Part of Revenue from Day Ahead Market (DAM) } TEM Outflows:
  12. a)
  13. b)
  14. c)
  15. d)subsidization of electricity consumption subsidization of natural gas consumption subsidizing part of the cost of granting a heating allowance emergency aid until the connection of the district heating with the unit under construction "PTOLEMAIDA V"
  16. e)funding of Special Account for electricity supplies re-connection of low-income consumers
  17. f)funding of Special Account for the granting aid to household consumers due to environmental burden from lignite activity
  18. g)funding of actions related to the replacement/recycling of household electrical appliances 13 TEM REVENUES DISTRIBUTION Month Electricity Consumption GAS Consumption Additional Agricultural Benefit Subsidies Heating Allowance Distrinct Heating Supplies ReConnection Grand Total Aug-21 Sep-21 Oct-21 Nov-21 -165,395,380 € Dec-21 -465,787,003 € -90,000,000 € -15,000,000 € -270,395,380 € -9,000,000 € -474,787,003 € Ja n-22 Feb-22 Ma r-22 -427,005,480 € -42,811,236 € -279,637 € Απρ-22 -207,331,285 € -41,757,433 € -249,088,718 € Ma y-22 -80,562,341 € -54,892,893 € -135,455,233 € Jun-22 -661,602,697 € -47,049,840 € -708,652,537 € Jul -22 -534,862,334 € -21,280,058 € -27,787,926 € -583,930,319 € Aug-22 -711,032,265 € -46,240,856 € -757,816,675 € Sep-22 -163,007,402 € -8,358,635 € -543,554 € -470,096,353 € -171,366,037 € Grand Total -3,416,586,187 € -262,390,951 € -28,611,116 € -90,000,000 € -15,000,000 € -9,000,000 € -3,821,588,254 € 14 15 RES & HECHP Special Account (ELAPE) Guarantees of Origin and Energy Mix Energy Efficiency Auctions National Auctioneer CO2 RES & HECHP Registry DAPEEP State Aid (ΕΤΜΕΑΡ, Carbon Leakage) Energy Transition Special Account (TEM) RES Representation to the Energy Market European Commission introduced Guarantees of Origin in 2001 with the Directive 2001/77/EC on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market. ü A GO is the electronic certificate issued for 1 MWh of energy produced from RES determining the following attributes: § Renewable Energy Source and technology § Production Period § Installed capacity § Commissioning date § Country and location of the production device § Support scheme All the above attributes reflect the commercial value of a GO. ü A GO is cancelled by a power supplier with the sole purpose of demonstrating to a customer that a given share or quantity of energy was produced from renewable sources. ü Only one guarantee of origin (1GO) shall be issued for one
(1)MWh of energy ü Each GO is valid for twelve
(12)months after the end of the production period it was issued for. 17 } Authorised Issuing Body Electricity GOs ◦ DAPEEP holds and operates the GO Registry and the corresponding Registration Databases ◦ The Greek GO system went through a major update in August 2022 with the Ministerial Decree ΥΠΕΝ/ΔΑΠΕΕΚ/81331/3661/04.08.2022 Renewable Gas GOs and Hydrogen GOs ◦ The respective legislative framework providing the rules for the set up and the operation of the Gas and Hydrogen GO System is under shaping } Member of the Association of Issuing Bodies (AIB) ◦ Compliance under the EECS and Cen CENELC EN 16325 standards ◦ For two
(2)consecutive years DAPEEP was chairing in EECS and Electricity Scheme Group in AIB } Competent Authority for Disclosure ◦ Residual Energy Mix (REM) and Energy Supplier Mix ◦ Monitoring the use of GOs by suppliers and the information they provide to their customers } Authorised to set up and operate GO Auctions 18 9.979.890,00 10.000.000,00 9.000.000,00 9.516.699,00 8.512.688,00 8.000.000,00 7.000.000,00 6.000.000,00 4.476.654,00 5.000.000,00 4.568.806,00 3.997.838,00 4.000.000,00 3.000.000,00 2.032.176,00 2.027.826,00 1.296.090,00 2.000.000,00 1.000.000,00 0,00 Issued GOs (MWh) Cancelled GOs (MWh) 2019 2020 Exported GOs (MWh) 2021 19 Dr. Nikolaos P. Ziogos Dr. Electrical & Computer Engineer Director RES Registry & Contracts DAPEEP S.A. Kastoros 72, 185 45 Piraeus Τηλ: +30 211 880 6745 e-mail: nziogos@dapeep.gr Website: www.dapeep.gr ΑΔΜΗΕ Διασυνδέουμε το αύριο η 86 ΔΕΘ | Συμμετοχή στην Ενεργειακή Εκδήλωση της ΡΑΕ «Η ενεργειακή μετάβαση έως το 2030: Οι νέοι στόχοι του ΕΣΕΚ» Δρ. Κ. Τσιρέκης, Διευθυντής Στρατηγικής & Σχεδιασμού Ανάπτυξης Συστήματος Θεσσαλονίκη, 13.09.2022 02 Διασυνδέσεις νησιών με το ΕΣΜΗΕ Διασύνδεση Κρήτης § Φάση Ι: Ολοκλήρωση το 2021 § Φάση ΙΙ: Υπό κατασκευή
(2024)Διασύνδεση Κυκλάδων § Φάσεις Α, Β, Γ: Ολοκλήρωση 2018-2020 § Φάση Δ: Υπό κατασκευή
(2024)Διασύνδεση Β. Σποράδων § Ολοκλήρωση 2022 Διασύνδεση Δωδεκανήσων και νησιών ΒΑ Αιγαίου § Δωδεκάνησα: 2028 § ΒΑ Αιγαίο: 2029 Σύνδεση υπεράκτιων Α/Π § Ανάπτυξη κεντρικού δικτύου Ολοκλήρωση διασυνδέσεων μέχρι το τέλος της 10-ετίας Έως το 2030 το σύνολο της νησιωτικής χώρας θα είναι διασυνδεδεμένο 03 Σημαντική αύξηση επιπέδου διασυνδεσιμότητας του ΕΣΜΗΕ à >20% Ελλάδα – Βουλγαρία § Υπό κατασκευή
(2023)Νέες διεθνείς διασυνδέσεις Ελλάδα – Τουρκία § Σε φάση τελικού σχεδιασμού. Ένταξη στο ΔΠΑ 2023-2032 (προς έγκριση από ΡΑΕ). Ελλάδα – Ιταλία § Σε εξέλιξη οι μελέτες της κοινής Ομάδας Εργασίας § Η βέλτιστη τεχνο-οικονομική λύση θα επιλεγεί στο προσεχές χρονικό διάστημα Ελλάδα – Αίγυπτος § Υπό διερεύνηση Ελλάδα – Αλβανία § Σε εξέλιξη οι μελέτες της κοινής Ομάδας Εργασίας. Ένταξη σε επόμενο ΔΠΑ. Ελλάδα – Κύπρος – Ισραήλ: EuroAsia Interconnector (Stage 1) § Μελέτες σε εξέλιξη Ελλάδα – Β. Μακεδονία § Υπό διερεύνηση 04 ΑΠΕ ▪ Εξέλιξη παροχής πρόσβασης Εξέλιξη παροχής πρόσβασης νέων μονάδων ΑΠΕ Οριστικές Προσφορές Σύνδεσης που έχουν εκδοθεί από τον ΑΔΜΗΕ Πλήθος Πλήθος Έτος Ισχύς [ΜW] Σταθμών Αιτημάτων 2019 50 50 801 2020 103 103 1.592 2021 1.260 110 3.046 1.996 82 3.175 2022 και έχουν αποδεχτεί οι Παραγωγοί μέχρι Σεπτ. 2022 05 Σύνοψη εκτίμησης σύνδεσης μονάδων ΑΠΕ Ισχύς [GW] Κατηγορία Εκτίμηση εγκατεστημένης ισχύος Τρέχουσα δέσμευση ηλεκτρικού χώρου 22,0 ΕΣΕΚ* Επάρκεια ηλεκτρικού χώρου** 22,0 Σε λειτουργία + ΟΠΣ ΑΔΜΗΕ/ΔΕΔΔΗΕ ΑΠΕ ▪ Περιθώριο Αιτήματα 2021 και 2022 29,2 Περιθώριο για εγκατάσταση νέων μονάδων ΑΠΕ ~6,6 Ηπειρωτικό Σύστημα + νησιά (διασυνδεδεμένα και προς διασύνδεση) Σύνολο 51,2 * Max εκτίμηση για τον αναθεωρημένο στόχο για το 2030 ** Μετά την ολοκλήρωση όλων των έργων του ΔΠΑ 25,0 28,6 Ευχαριστούμε!

🔗 Στην επίσημη πηγή

Επεξήγηση AI βάσει του επίσημου κειμένου του νόμου. Ενδεικτική, δεν υποκαθιστά νομική συμβουλή.