Wednesday 17 April 2013

Αυξάνεται η ειδική εισφορά αλληλεγγύης για τα φωτοβολταϊκά πάρκα

Στο σχέδιο νόμου ΡΥΘΜΙΣΕΙΣ ΘΕΜΑΤΩΝ ΑΝΑΝΕΩΣΙΜΩΝ ΠΗΓΩΝ ΕΝΕΡΓΕΙΑΣ ΚΑΙ ΑΛΛΕΣ ΔΙΑΤΑΞΕΙΣ , που δόθηκε για διαβούλευση προβλέπεται η αύξηση της Ειδικής εισφοράς Αλληλεγγύης για τα φωτοβολταϊκά πάρκα.

8. Η ειδική εισφορά αλληλεγγύης των περιπτώσεων β) και γ) της υποπαραγράφου 1 της παραγράφου Ι.2 του άρθρου πρώτου του ν. 4093/2012 (Α΄ 222/12.11.2012) καθορίζεται σε 40% και 37% αντίστοιχα ειδικά για τους φωτοβολταϊκούς σταθμούς που τέθηκαν σε δοκιμαστική λειτουργία ή ενεργοποιήθηκε η σύνδεσή τους μετά την έναρξη ισχύος του ανωτέρω νόμου και για τις πωλήσεις ηλεκτρικής ενέργειας που λαμβάνουν χώρα μετά την έναρξη ισχύος του παρόντος.

http://www.taxheaven.gr/news/news/view/id/13192

«Παγώνει» η σύνδεση νέων φωτοβολταϊκών με το δίκτυο της Δ.Ε.Η.

«Παγώνει» μέχρι το τέλος του χρόνου η σύνδεση νέων φωτοβολταϊκών με τα δίκτυα της ΔΕΗ όπως και η σύναψη συμβάσεων πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας, με το νομοσχέδιο του υπουργείου Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής για τις Ανανεώσιμες Πηγές που τέθηκε σήμερα σε νέα δημόσια διαβούλευση ως την Παρασκευή. Το νομοσχέδιο προσαρμόστηκε και το νέο κείμενο περιλαμβάνει παρατήσεις από τη διαβούλευση που έγινε. Σύμφωνα με τις διατάξεις για τα φωτοβολταϊκά:

- «Αναστέλλεται έως 31 Δεκεμβρίου 2013 η σύναψη Συμβάσεων Σύνδεσης φωτοβολταϊκών σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με το Σύστημα ή το Δίκτυο συμπεριλαμβανομένου και του Δικτύου των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών».

- «Αναστέλλεται έως 31 Δεκεμβρίου 2013 η σύναψη συμβάσεων πώλησης για φωτοβολταϊκούς σταθμούς με τον Λειτουργό της Αγοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας και τον Διαχειριστή του Δικτύου των Μη Διασυνδεδεμένων Νησιών».

Αιτία της αναστολής (η οποία μπορεί πάντως να αρθεί πριν τις 31 Δεκεμβρίου με υπουργική απόφαση αν κριθεί ότι υπάρχει περιθώριο) είναι η αύξηση του ελλείμματος του λογαριασμού χρηματοδότησης των ανανεώσιμων πηγών.

Μέσω του λογαριασμού αυτού καλύπτονται οι υψηλές εγγυημένες τιμές για την ενέργεια που εγχέουν οι ΑΠΕ στο σύστημα. Όμως η αλματώδης αύξηση της εγκατάστασης νέων μονάδων ΑΠΕ οδηγεί (σύμφωνα με τις επίσημες προβλέψεις) το έλλειμμα του λογαριασμού αν δεν λαμβάνονταν μέτρα στο τέλος του 2013 στα 700 εκατ. ευρώ και το 2014 σε 1,4 δισ. ευρώ. Η ανάγκη κάλυψης του ελλείμματος αυτού επισημαίνεται και στην κοινή ανακοίνωση ΔΝΤ, ΕΚΤ και ΕΕ αναφορικά με την ολοκλήρωση των διαπραγματεύσεων για την επόμενη δόση. Από την αναστολή εξαιρούνται πάντως τα φωτοβολταϊκά στις στέγες. Το νομοσχέδιο προβλέπει επίσης ότι η αναπροσαρμογή των εγγυημένων τιμών απορρόφησης της «πράσινης» ενέργειας θα γίνεται στο εξής με Υπουργική Απόφαση.

http://www.taxheaven.gr/news/news/view/id/13191

Monday 15 April 2013

Φέσι 58 Εκατ. Ευρώ στον ΑΔΜΗΕ από Τέσσερις Προμηθευτές Ηλεκτρικής Ενέργειας

«Φέσι» 58 εκατ. ευρώ άφησαν στον ΑΔΜΗΕ οι, Energa Power, Hellas Power, Vivid Power και Κέντωρ. Παράλληλα, ο Διαχειριστής της Μεταφοράς στα τέλη του 2012 είχε απαιτήσεις από πελάτες ενέργειας για χρεώσεις χρήσης του Συστήματος και από εκκαθαρίσεις συναλλαγών απαιτήσεις (ληξιπρόθεσμες και μη) περί τα 532 εκατ. ευρώ.
Όπως αναφέρεται στην Έκθεση του διοικητικού συμβουλίου του ΑΔΜΗΕ, που συνοδεύει τις οικονομικές καταστάσεις για το 2012, οι απαιτήσεις από τους τέσσερις προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας «φορτώθηκαν» ύστερα από την απόσχιση και εισφορά του κλάδου διαχείρισης του Συστήματος Μεταφοράς από τον πρώην ΔΕΣΜΗΕ. Επί της ουσίας έχουν μετατραπεί σε επισφάλειες, καθώς, ο ΑΔΜΗΕ διεκδικεί με ένδικα μέσα το ποσό αυτό, σχηματίζοντας, μάλιστα, πρόβλεψη απομείωσης για 42 εκατ. ευρώ.
Οι πελάτες ενέργειας που εμφανίζονται στα τέλη του περασμένου έτους να οφείλουν στον ΑΔΜΗΕ το ποσό των περίπου 532 εκατ. ευρώ είναι η ΔΕΗ και άλλοι προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας, από την εκκαθάριση των ενεργειακών υπηρεσιών του Διαχειριστή. Επιπλέον, στις εμπορικές απαιτήσεις του συμπεριλαμβάνεται και ποσό περί τα 46 εκατ. ευρώ από εργολαβίες της ΔΕΗ, οι οποίες δεν είχαν καταβληθεί.

Πάντως, για το 2012 ο ΑΔΜΗΕ εμφανίζει κέρδη EBITDA 114,1 εκατ. ευρώ, με καθαρά κέρδη 25 εκατ. ευρώ, τα οποία είναι μειωμένα σε σχέση με την προηγούμενη χρήση, λόγω του σχηματισμού προβλέψεων για επισφάλειες, της τάξης των 44 εκατ. ευρώ και προβλέψεων εκκαθάρισης ενέργειας 34 εκατ. ευρώ. Τα έσοδα του Διαχειριστή στην κλειόμενη χρήση ανήλθαν σε 325 εκατ. ευρώ. Η ηλεκτρική ενέργεια που διακινήθηκε μέσω των δικτύων μεταφοράς της εταιρίας υπολογίζεται σε 54.728 Gwh.
Ο ΑΔΜΗΕ καταγράφει στα τέλη του 2012 ζημία απομείωσης για τα πάγια περιουσιακά στοιχεία της δραστηριότητας μεταφοράς 118,75 εκατ. ευρώ λόγω του συμψηφισμού υπεραξιών από προηγούμενες αναπροσαρμογές, ενώ 95 εκατ. ευρώ επιβάρυναν τα εισοδήματα της
εταιρίας μειώνοντας έτσι το αποθεματικό αναπροσαρμογής παγίων που είχε σχηματισθεί σε προηγούμενες χρήσεις.
Εξαιτίας της αβεβαιότητας για την είσπραξη εσόδων το 2013, σε συνδυασμό με το γενικό οικονομικό περιβάλλον, δεν θα διανεμηθεί μέρισμα από τα κέρδη του 2012. Για το 2013 η διοίκηση του ΑΔΜΗΕ προσδοκά μικρότερα έσοδα, της τάξης των 257 εκατ. ευρώ, με κέρδη προ φόρων 116,2 εκατ. ευρώ.
Πέρυσι ο ΑΔΜΗΕ πραγματοποίησε επενδύσεις ύψους 83,6 εκατ. ευρώ. Τα έργα που ολοκληρώθηκαν ήταν, η γραμμή μεταφοράς 150 KV στο ΚΥΤ Λαγκαδά-Υποσταθμού Κιλκίς, υποσταθμοί στους ΑΗΣ Μεγαλόπολη Ι και ΙΙ, ο υποσταθμός Σπηλίου και η αλλαγή αγωγών στη γραμμή μεταφοράς 150 KV Σορωνής-Ροδινίου. Συνεχίσθηκαν, επίσης, τα έργα για το ΚΥΤ Πάτρας, στη γραμμή μεταφοράς Πολυπόταμος-Εύβοια, υπογειοποιήσεις στην περιοχή Αλιβερίου, κλπ.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=68774

ΡΑΕ: Δημόσια Διαβούλευση για την Εφαρμογή του Μηχανισμού Αντιστάθμισης Μεταξύ των Διαχειριστών των Συστημάτων Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας

Ο Μηχανισμός Αντιστάθμισης μεταξύ των Διαχειριστών των Συστημάτων Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας (Μηχανισμός ITC) έχει συσταθεί σύμφωνα με τον Κανονισμό 714/2009 του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου, σχετικά με τους όρους πρόσβασης στο δίκτυο για τις διασυνοριακές συναλλαγές ηλεκτρικής ενέργειας. Από τις 3 Μαρτίου 2011, ο Μηχανισμός αυτός έχει τεθεί σε εφαρμογή σύμφωνα με τις προδιαγραφές του Κανονισμού 838/2010, με στόχο οι Διαχειριστές να αποζημιώνονται α) για το κόστος από τη διάθεση των υποδομών τους και β) για το κόστος των απωλειών που προκύπτουν στα Συστήματά τους ως συνέπεια της «φιλοξενίας» διασυνοριακών ροών ηλεκτρικής ενέργειας.

Η ενσωμάτωση του Μηχανισμού ITC στο υφιστάμενο νομοθετικό και ρυθμιστικό πλαίσιο επέτρεψε τον προσδιορισμό του μοναδιαίου κόστους απωλειών, στο πλαίσιο του ITC, κατά τα έτη 2012 και 2013, έτσι ώστε να υπάρξει πληρέστερη εναρμόνιση με τις απαιτήσεις της Τρίτης Ενεργειακής Δέσμης. Ειδικότερα, σύμφωνα με το Άρθρο 94 στοιχείο 2.ι του Ν. 4001/2011, ο Διαχειριστής του Συστήματος διευθετεί τις χρεοπιστώσεις που του αναλογούν στο πλαίσιο του ITC. Στο Άρθρο 171 του Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς (εφεξής ΚΔΣ) υπάρχει αναφορά στο Μηχανισμό ITC, ο οποίος εντάσσεται σήμερα στο Λογαριασμό Προσαυξήσεων Επικουρικών και Λοιπών Υπηρεσιών (ΛΠ-3). Επιπλέον, κατά το Άρθρο 281 του ΚΔΣ για τις διαμετακομίσεις ενέργειας, ο Διαχειριστής του Συστήματος δικαιούται, μετά από έγκριση της ΡΑΕ, να ανακτά οποιοδήποτε κόστος απαιτείται, και στο πλαίσιο αυτό δικαιούται να ανακτά και από άλλους Διαχειριστές το κόστος που οι διαμετακομίσεις τους προκαλούν σε αυτόν. Για την ορθότερη και πληρέστερη εφαρμογή του Μηχανισμού ITC, απαιτείται επέκταση του ρυθμιστικού πλαισίου, όπως έχει επισημανθεί και από τον ACER, και πιο συγκεκριμένα, τροποποιήσεις του ΚΔΣ, όπως οι ακόλουθες:
  • H δημιουργία ενός Λογαριασμού για τις απώλειες των διαμετακομίσεων.
  • H δημιουργία ενός μηχανισμού, μέσω του οποίου θα επιστρέφονται σε όσους πραγματοποιούν διαμετακομίσεις οι χρεώσεις που έχουν υποστεί ως κόστος απωλειών, κατά τη συμμετοχή τους στην ημερήσια χονδρεμπορική αγορά.
  • Η απόδοση ή ανάκτηση της καθαρής συμμετοχής στο Μηχανισμό ITC για το τμήμα των υποδομών στο Απαιτούμενο Έσοδο του Συστήματος.
  • H ανάκτηση μέσω του Λογαριασμού Προσαυξήσεων της διαφοράς μεταξύ του εσόδου από το καθαρό τίμημα της συμμετοχής στο Μηχανισμό ITC για το τμήμα των απωλειών, και του εξόδου από την επιστροφή στους Συμμετέχοντες, του κόστους που έχουν επωμιστεί για τις απώλειες λόγω των διαμετακομίσεων τους.
Η σχετική εισήγηση του ΑΔΜΗΕ εκφράζει τις απόψεις του Διαχειριστή σχετικά με α) την αντιστάθμιση για τις απώλειες, β) την αντιστάθμιση για τη χρήση των υποδομών, και γ) τις ανταλλαγές στη διασύνδεση με την Τουρκία.

Σημειώνεται ότι η εισήγηση του Διαχειριστή αναφέρεται στο τρέχον έτος 2013. Παράλληλα, ωστόσο, εξετάζονται από τη ΡΑΕ και τα ζητήματα που ανακύπτουν για το έτος 2012, κατά την εφαρμογή του εν λόγω μηχανισμού, λόγω ρυθμιστικού κενού.

Στο πλαίσιο των αρμοδιοτήτων της για τη θέσπιση του Κώδικα Διαχείρισης του Συστήματος, η ΡΑΕ διεξάγει Δημόσια Διαβούλευση επί των ανωτέρω τροποποιήσεων. Οι ενδιαφερόμενοι καλούνται να υποβάλουν τις απόψεις τους στη ΡΑΕ με ηλεκτρονική επιστολή στη διεύθυνση consultation@rae.grή εγγράφως, μέχρι και τη Δευτέρα 22 Απριλίου 2013.

http://www.energia.gr/article.asp?art_id=68840

Τι ζητάει ο ΑΔΜΗΕ στα «ασφαλιστικά» για τα τιμολόγια – κάτω από 0,5% η «αύξηση»

Δεν είναι μόνο τα έσοδα που αναζητεί ο ΑΔΜΗΕ προσφεύγοντας στο ΣτΕ ζητώντας να μην εφαρμοστούν οι μειώσεις στα τιμολόγια χρήσης του συστήματος. Στην πραγματικότητα εκείνο που ζητεί ο διαχειριστής – και σε αυτό το αίτημα έχει συμπαραστάτη τη μητρική ΔΕΗ αλλά και τους μετόχους – είναι να μην «επισημοποιηθεί» η απομείωση της αξίας των παγίων.
Ειδικότερα στις 29 Μαρτίου κατατέθηκε στο Συμβούλιο της Επικρατείας αίτηση των ασφαλιστικών μέτρων από τη διοίκηση του ΑΔΜΗΕ, κατά της απόφασης 1016/2012 η οποία και προέβλεπε τη μείωση του προς ανάκτηση εσόδου από τα τιμολόγια χρήσης του δικτύου.
Θυμίζουμε ότι η απόφαση αυτή περιλαμβάνει την αιτιολογία και το σκεπτικό επί του οποίου βασίστηκε η μείωση των χρεώσεων συστήματος μεταφοράς. Στα ασφαλιστικά μέτρα που έχουν κατατεθεί η διοίκηση του ΑΔΜΗΕ ζητεί να μην υπάρξει μείωση και να ισχύσει το ετήσιο έσοδο του 2011 και για το 2013. Δηλαδή να ισχύσει η απόδοση κεφαλαίου, τα λειτουργικά κόστη και οι αποσβέσεις του 2011 ως σκεπτικό και στη συνέχεια να υπάρξουν οι όποιες προσθαφαιρέσεις κριθούν ως αναγκαίες.
Η διαφορά εφόσον γίνουν αποδεκτά τα ασφαλιστικά, θα είναι της τάξης των 13 έως 14 εκατ. ευρώ σε συνολικά έσοδα του ΑΔΜΗΕ της τάξης των 250 - 300 εκατ. ευρώ εκ των οποίων περίπου το 10 – 15% δεν ανακτάται από τα τιμολόγια αλλά από τα διασυνδετικά δικαιώματα. Για να δοθεί μια τάξη μεγέθους τα προς ανάκτηση κόστη της ΔΕΗ από την ενέργεια ήταν 3,01 δις ευρώ και στη συνέχεια μειώθηκαν στα 2,89 δις ευρώ με απόφαση του ΥΠΕΚΑ.
ΔΕΗ

Η «αντίρρηση» βεβαίως στην απόφαση 1016/2012 δεν αφορά μόνο στη διοίκηση του ΑΔΜΗΕ αλλά εκτείνεται και στη μητρική. Αυτό τουλάχιστον προκύπτει και από τα όσα αναφέρονται στην ανακοίνωση των αποτελεσμάτων του 2012 του ομίλου ΔΕΗ. Λέει λοιπόν η ανακοίνωση ότι «η υπεραξία των παγίων των δικτύων που προέκυψε από την αναπροσαρμογή της αξίας τους που διενεργήθηκε το 2009 με βάση μελέτη ανεξάρτητων εκτιμητών εξακολουθεί να μη συμπεριλαμβάνεται στη ρυθμιζόμενη περιουσιακή βάση των δικτύων μεταφοράς και διανομής και κατά συνέπεια να μην απολαμβάνει αποδόσεων». Και συνεχίζει η ΔΕΗ « η εγκεκριμένη προ φόρων απόδοση ύψους 8% στη ρυθμιζόμενη περιουσιακή βάση για τα δίκτυα της μεταφοράς και της διανομής δεν αντανακλά τις σημερινές συνθήκες κόστους κεφαλαίου στην Ελλάδα».
Επί της ουσίας δηλαδή η αίτηση ασφαλιστικών μέτρων αποτελούσε μια υπαγορευόμενη εκ των πραγμάτων κίνηση προκειμένου να «κατοχυρωθούν» τα συμφέροντα των μετόχων από την απόφαση για απομείωση της αξίας των παγίων της εταιρείας.

Τι αντιπροσωπεύει

Σε ένα λογαριασμό της τάξης των 1600 κιλοβατωρών η χρέωση προμήθειας ρεύματος ξεπερνά τα 180 ευρώ στο τετράμηνο ενώ οι ρυθμιζόμενες χρεώσεις ξεπερνούν τα 100 ευρώ. Από το συνολικό ποσό των ρυθμισζόμενων χρεώσεων η χρέωση δικτύου μεταφοράς (ΑΔΜΗΕ) είναι λίγο περισσότερο από 10 ευρώ δηλαδή περίπου το 10% των ρυθμιζόμενων χρεώσεων και περίπου το 3% του συνόλου του λογαριασμού ρεύματος (χωρίς να περιλαμβάνονται δήμοι και ΕΕΤΗΔΕ). Σε περίπτωση που γίνουν δεκτά τα ασφαλιστικά θα πρέπει το 2013 να υπάρξει νέος υπολογισμός που θα οδηγήσει σε αναπροσαρμογή του προς ανάκτηση εσόδου που διαφέρει ανάλογα με την κατηγορία καταναλωτή. Σε έναν μέσο λογαριασμό από 10 ευρώ η αύξηση δεν μπορεί να ξεπερνά το 1 ευρώ ή αλλιώς αντιπροσωπεύει περίπου το 0,3% του συνόλου του λογαριασμού

http://www.energypress.gr/news/Ti-zhtaei-o-ADMHE-sta-asfalistika-gia-ta-timologia-katw-apo-0-5-h-ayxhsh

Έφτασαν τις 180.000 οι αιτήσεις για ΚΟΤ, ουρές για διακανονισμούς

Στα γραφεία της ΔΕΗ για να διακανονίσουν τις οφειλές τους και για να ενταχθούν στο Κοινωνικό Οικιακό Τιμολόγιο, συρρέουν κατά χιλιάδες οι καταναλωτές, όπως μαρτυρούν οι καθημερινές ουρές που σχηματίζονται στο κατάστημα της οδού Αριστείδου, στο κέντρο της Αθήνας.
Σύμφωνα με τις πληροφορίες οι αιτήσεις για ένταξη στο ΚΟΤ, που προσφέρει έκπτωση έως και 42% έναντι των βασικών τιμολογίων της ΔΕΗ, έχουν εκτιναχθεί, και φτάνουν σήμερα τις 180.000.
Με βάση τα στοιχεία της ΔΕΗ, κάθε μήνα οι αποκοπές ρεύματος φτάνουν τις 30.000 (μεγάλο ποσοστό επανασυνδέεται τις επόμενες ημέρες), ενώ οι ληξιπρόθεσμες οφειλές νοικοκυριών και επιχειρήσεων ανέρχονται πλέον σε 1,3 δισ. ευρώ και οι διακανονισμοί τον αριθμό των 700.000.
Ο προβληματισμός των αρμοδίων είναι τι θα συμβεί με τις ληξιπρόθεσμες οφειλές όταν θα έρθουν και οι επόμενες δόσεις αυξήσεων στα τιμολόγια. Τα καλά νέα για τους καταναλωτές είναι ότι καταβάλλεται προσπάθεια από το ΥΠΕΚΑ οι αυξήσεις να είναι μικρότερες των αρχικών σχεδιασμών, κάτω δηλαδή από 4% έκαστη. Κι αυτό καθώς από την αρχή του έτους οι τιμές τόσο των δικαιωμάτων ρύπων όσο και της ΟΤΣ, έχουν καταρρεύσει.
 
Ευάλωτοι καταναλωτές

Υπενθυμίζουμε ότι σύμφωνα με την υπουργική απόφαση που υπέγραψε προ ημερών ο υφυπ. ΠΕΚΑ Ασ. Παπαγεωργίου, κατ’ εφαρμογή των προτάσεων της ΡΑΕ, οι προμηθευτές ρεύματος οφείλουν να παρέχουν τη δυνατότητα στους ευάλωτους οικιακούς πελάτες τμηματικής και άτοκης εξόφλησης των ληξιπρόθεσμων οφειλών τους. Κάθε μηνιαία δόση δεν μπορεί να υπερβαίνει το 50% της αντίστοιχης μηνιαίας δαπάνης για την ηλεκτρική ενέργεια του οικιακού πελάτη.
Παράλληλα δεν επιτρέπεται η διακοπή ρεύματος σε ευάλωτους οικιακούς πελάτες, λόγω ανεξόφλητων λογαριασμών κατανάλωσης, κατά το χρονικό διάστημα από Νοέμβριο έως και Μάρτιο, καθώς και τους μήνες Ιούλιο και Αύγουστο.

http://www.energypress.gr/news/Eftasan-tis-180.000-oi-aithseis-gia-KOT-oyres-gia-diakanonismoys

«Στοπ» σε νέα φωτοβολταϊκά ζητάει με εξώδικο ο ΣΠΕΦ

Παραλείψεις και καθυστέρηση ενός έτους στη λήψη μέτρων, με αποτέλεσμα να ξεπεραστούν οι εθνικοί στόχοι σχετικά με την εγκατάσταση φωτοβολταϊκών και να υπάρχει η σημερινή παθογένεια του συστήματος, προσάπτει με εξώδικό του ο ΣΠΕΦ στο Υπουργείο Περιβάλλοντος, στο ΛΑΓΗΕ, στον ΔΕΔΔΗΕ και στη ΡΑΕ.  Τους καλεί ταυτόχρονα, να εφαρμόσουν το ισχύον νομικό πλαίσιο, να τηρήσουν απαρέγκλιτα τους εθνικούς στόχους διείσδυσης των ΑΠΕ, να απόσχουν από την έκδοση άλλων αδειών και να προβούν στην άμεση εξόφληση των ληξιπρόθεσμων οφειλών του ΛΑΓΗΕ και του ΔΕΔΔΗΕ.
Σε αντίθετη περίπτωση, όπως αναφέρεται στο εξώδικο, ο ΣΠΕΦ θα αναζητήσει με κάθε νόμιμο μέσο την αποκατάσταση της ζημιάς που θα έχουν οι παραγωγοί – μέλη του από τις παραλείψεις των δημόσιων φορέων.
Προφανώς, το σημείο κλειδί της «επιθετικής» αυτής κίνησης του ΣΠΕΦ και ίσως ο λόγος που αυτή έγινε, είναι η προειδοποίηση προς τους ιθύνοντες ώστε να μην διευρύνουν τον εθνικό στόχο για τα φωτοβολταϊκά (όπως ζητούν άλλες δυνάμεις) και να μην επιτρέψουν εκ νέου την αδειοδότηση καινούργιων εγκαταστάσεων φωτοβολταϊκών.

Στο κείμενο – προειδοποίηση που έχει περιέλθει σε γνώση του energypress, ο ΣΠΕΦ χαρακτηρίζει ως απελπιστική την κατάσταση στον τομέα των ΑΠΕ, με υπερημερίες στην εξόφληση των παραγωγών που ξεπερνούν τις 160 ημέρες.  Σημειώνει περεταίρω ότι οι συμβολαιοποιήσεις φωτοβολταϊκών έργων έφτασαν τον εθνικό στόχο του 2014 (1500 MW) ήδη από τον Αύγουστο του 2011, αλλά παρόλα αυτά η αναστολή αδειοδότησης δεν αποφασίστηκε παρά ένα χρόνο αργότερα, τον Αύγουστο του 2012. Και αυτό, όπως λέγεται χαρακτηριστικά, παρότι οι φορείς προς τους οποίους εστάλη το εξώδικο είχαν «απόλυτη γνώση της πραγματικής κατάστασης και της άναρχης υπέρβασης των εθνικών στόχων εγκατεστημένης ισχύος και συνεπώς μπορούσαν εύκολα εκ της θέσεώς τους να προβλέψουν και να προλάβουν τα επερχόμενα προβλήματα».
Ο ΣΠΕΦ κατηγορεί επίσης τους αποδέκτες του εξωδίκου ότι δεν έχουν πράξει τίποτα για μια σειρά στρεβλώσεων στην Οριακή Τιμή Συστήματος που απομειώνουν την οικονομική επάρκεια του ειδικού λογαριασμού ΑΠΕ, με πρώτη το Μηχανισμό Ανάκτησης Μεταβλητού Κόστους.

http://www.energypress.gr/news/Stop-se-nea-fwtoboltaika-zhtaei-me-exwdiko-o-SPEF

«Βουτιά» στη ζήτηση ηλεκτρισμού - Στα ύψη η παραγωγή από ΑΠΕ

Νέα υποχώρηση κατά 8% σημειώθηκε στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας κατά το πρώτο τρίμηνο του έτους, σύμφωνα με τα επίσημα στοιχεία του ΑΔΜΗΕ.
Ωστόσο η υποχώρηση της κατανάλωσης, σύμφωνα με πηγές της αγοράς, είναι στην πραγματικότητα μικρότερη καθώς στα μεγέθη που καταμετρώνται δεν περιλαμβάνεται η παραγωγή από Ανανεώσιμες Πηγές (κυρίως φωτοβολταϊκά) που συνδέονται στο δίκτυο χαμηλής τάσης, που έχουν παρουσιάσει αλματώδη ανάπτυξη ειδικά τον τελευταίο χρόνο.
Σύμφωνα πάντως με τα στοιχεία του Διαχειριστή Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στο τρίμηνο Ιανουαρίου- Μαρτίου η κατανάλωση ρεύματος μειώθηκε κατά 7,99% σε σχέση με το αντίστοιχο περυσινό διάστημα, ενώ τον μήνα Μάρτιο η πτώση ήταν 7,69%.
Στις αξιοσημείωτες εξελίξεις περιλαμβάνεται επίσης η εντυπωσιακή αύξηση της διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών στο ενεργειακό ισοζύγιο, κυρίως λόγω των αυξημένων βροχοπτώσεων. Είναι χαρακτηριστικό ότι η παραγωγή των υδροηλεκτρικών στο τρίμηνο είναι τριπλάσια από πέρυσι, ενώ τον μήνα Μάρτιο πενταπλασιάστηκε.

Αυξημένη κατά 32% σε σχέση με πέρυσι ήταν η παραγωγή και των λοιπών ανανεώσιμων πηγών (αιολικά, μεγάλα φωτοβολταϊκά). Οι ΑΠΕ υποκατέστησαν την παραγωγή ρεύματος από λιγνίτες, που μειώθηκε κατά 19% και φυσικό αέριο (-33%) με αποτέλεσμα μεταξύ άλλων και την κατάρρευση των τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας στην ημερήσια αγορά χονδρικής.

http://www.energypress.gr/news/Boytia-sth-zhthsh-hlektrismoy-to-Martio

Thursday 11 April 2013

New turbine technology: Key players on- and offshore

Indeed, alongside the expansion of wind markets - notably in Asia and the US, with Europe not far behind - wind technology also continued to show progress over the last year. Key trends appear to focus on larger offshore machines, new versions of existing turbines that have been upgraded and modified to suit a wider range of wind regimes and operating conditions, and a number of developments that aim to reduce installation and operations and maintenance costs.
For example, in January this year A2SEA's new second generation vessel, Sea Installer, erected two Siemens 6-MW test turbines at DONG Energy's demonstration site Gunfleet Sands 3.
“The turbines are getting bigger, and the future sites are further out to sea. This calls for more flexible vessels,” says Jens Frederik Hansen, CEO at A2SEA A/S. The vessel was launched from Qidong in China where it had spent two years under construction.
In autumn 2012 Hochtief also revealed a new vessel. Developed in conjunction with Areva, Innovation is a new heavy lift jack-up offshore installation vessel. Operating in depths of up to 65 meters, its cargo capacity is up to 8000 tons and the onboard crane can lift up to 1500 tons. Innovation was built by HGO InfraSea Solutions, a joint company of Hochtief Solutions and GeoSea.
Areva also showcased its new Single Blade Installation system (SBI) enabling the installation of blades on the hub in all positions up to 330 degrees and at wind speeds up to 12 m/s. By avoiding the need to transport assembled rotors, the system saves deck space and increases the number of machines which can be transported as a single load, Areva says. They add that the 55-ton remotely-controlled yoke was first tested in May at its prototype site in Bremerhaven, with the average time to mount or demount a blade around three hours.
Onshore, for example, Vestas and SNCF Geodis are using the railways to transport blades, with up to nine 55 meter long blades transportable by train. Although railway transportation of blades is still in its early phases in Europe, Vestas says it expects to reduce costs by 10-15 percent compared to transport by road.

Larger Rotor Diameters, Higher Speeds Explored

Among the major manufacturers announcing new, larger rotor, versions of existing machines, in February Spanish player Acciona revealed its new 125 meter diameter rotor for the company's existing AW300 platform. Designed to give the 3-MW turbine superior performance at low-wind IEC Class III sites, the AW 125/3000 model stands on Acciona's 120 meter concrete tower and has a swept area of more than 12,300 m2. Design certification for the new rotor is due for completion in 2013, with the first blades installed by the end of the year. The machine will be available for delivery in 2014 for both 50 and 60 Hz markets, Acciona says. It launched the 116 meter rotor version for IEC Class II sites in 2011.
At the recent EWEA 2013 Annual Event in Vienna, Alstom also announced an upgrade of its ECO 100 3 MW platform, currently designed for medium (Class II-A) wind sites, to medium and high winds (IEC Class II-A and IS Class). The ECO 122 turbine, currently suitable for Class III sites, is also being upgraded to medium and low winds (IEC Class III-A and II B). This upgrade increases the net capacity factor to up to 48 percent for both turbines with rotor diameters of 100, 110 and 122 meters, the company says.
Meanwhile, the first wind farm featuring ECO 110 wind turbines has been inaugurated in Brittany, France, following the signing of a March 2011 contract between Alstom and Eole Generation GDF SUEZ Group for installation of 11 machines. These feature a 110 meter diameter rotor designed for Class II wind regimes and sit on a 145 meter tower.
In a related development, September 2012 saw Alstom sign a deal for the manufacture of their ECO 122 wind turbines in two wind complexes, located in the North-East of Brazil with a 600 MW annual production capacity.
Vestas also revealed a number of new machines over the past year. In the low-wind arena the wind power giant sold its first V126-3.0 MW machines in November 2012, having launched the machine at the Husum Wind fair in September. Finland's TuuliWatti Oy is expected to see delivery of the initial batch of units in the fourth quarter of 2013.
The turbine is the latest variant of the 3 MW platform first launched in August 2010, has a rotor diameter of 126 meters to target low wind conditions (Class III) and features a structural shell blade design. The swept area has been increased by 27 percent compared with the previous model, the V112-3.0 MW, with its 112 meter rotor diameter. Featuring 55 meter-long blades, it is suitable for all three wind classes as well as offshore, Vestas says. Indeed, in June 2012 Vestas released a high-wind version of the machine. The new IEC S uses a beefed-up gearbox modified to handle the increased loads.
“The global market for high-wind turbines is diverse. In traditional and mature wind markets like the European mainland, there are not that many high-wind sites and opportunities left. However, in other markets, there are huge untapped high-wind resources and potential for high-wind specific turbines,” says Knud Winther Nielsen, senior product manager for Vestas Turbines R&D and head of the commercial development of the V112-3.0 MW.
Nielsen's words are backed up with another new product, announced in 2012 by GE and the latest version of its trusty 1.5-MW platform. The 1.85-82.5 machine is destined for high wind sites in Brazil, the company says.
IEC-certified for higher wind speed sites, the new turbine offers an 8 percent increase in annual energy production at 9 meters per second over its previous model. GE says its proprietary Advanced Loads Control allows siting of the 82.5 meter rotor in more aggressive wind regimes.

New Machines, New Manufacturing

Along with new machines, new manufacturing facilities are also being developed which will produce the new generation of products.
For example, in January 2013 Alstom launched construction of two new turbine plants in France. The Saint-Nazaire plants, expected to be commissioned in 2014, will be entirely devoted to assembling nacelles and manufacturing generators for the 6 MW Haliade 150 offshore wind turbine featuring a permanent magnet direct drive generator and a 150 meter rotor diameter. The two industrial buildings will be next to each other and will cover approximately 2.5 hectares in Montoir-de-Bretagne, within the harbor zone of Saint-Nazaire. They will be scaled for a production capacity of 100 machines per year and will take over from the temporary workshop in Saint-Nazaire where Alstom is already producing early series machines. By 2015, two other plants in Cherbourg intended for the production of blades and towers are set to be completed. The blades plant is being developed with LM Wind Power, whose 73.5 meter blades became the first 70+ meter blades to be installed when Alstom inaugurated the turbine.

M Wind Power vice president of sales & marketing, Ian Telford, states: “Our technology enables us to design and manufacture relatively lighter glass fibre and polyester blades for the length, but above all, LM Wind Power has proven ability to handle the industrialization of these blades, which is not easy.”
Three out of the four offshore wind turbine factories will be financed through the “investissements d'avenir” (investments for the future) scheme managed by the French Environment and Energy Development Agency (ADEME).
Enercon has also announced new manufacturing capacity this year, having proceeded to series production in its new concrete tower factory in Zurndorf in Austria's Burgenland state. At full-scale production, the plant is expected to produce up to 24 tower segments a day - a complete tower - for the E-101 3 MW turbine series. The new factory is set to produce towers for projects throughout Austria, Hungary, Romania, Croatia, Poland, and southern Germany. This latest plant followed the October 2012 start of operations at a similar, slightly smaller, facility in the province of Picardy, France.
Elsewhere, for example, China's Sinovel, is reportedly in advanced discussions with Romanian heavy machinery plant Faur to jointly invest in a wind turbine production facility in Romania.

Onshore Developments

Operating exclusively onshore, Germany's Enercon has announced a slew of developments with its new machines over the last few quarters. In mid-October the company erected the prototype of its new Class IIA 2.3 MW E-92 series atop a 97 meter precast concrete tower in Simonswolde, Ostfriesland in Northern Germany. With a rotor diameter of 92 meters, the machine is designed for lower wind sites and sits between the E-82 2.3 MW and the E-101 3 MW machines. Compared with the 82 meter machine, the E-92 can achieve up to 15 percent more yield, Enercon says. Once the power curve rating has been completed, due as REW went to press, Enercon says it will start series production.
News of the larger 2.3 MW variant followed close behind the announcement of another new machine, a 2.5 MW series with a 115 meter rotor diameter, specially designed for inland locations. Designed for average wind speeds of 7.5 meters per second and gust intensities of up to 59.5 meters per second, the E-115 is particularly suitable for less windy locations, Enercon says. Available with hub heights of 92 to 149 meters the first prototype is due to be installed this year and serial production is expected to be launched in 2014.
Nordex, another wind major operating exclusively onshore, chose the recent EWEA event in Vienna to unveil its latest turbine. The fourth generation — Generation Delta — of its 3-MW platform has larger rotors, increased nominal output and optimized technical systems, the company says. The new range comprises turbines for strong and medium wind speeds (IEC Class 1 and 2) and includes the 3 MW N117/3000 for medium wind speeds. This is a 20 percent increase in nominal output over its predecessor. Designed for locations characterized by high wind speeds, the N100/3300 is rated at 3.3 MW, resulting in a more than 30 percent increase in nominal output. Larger rotors are being used for both platforms with the N117/3000 adding 17 meters on its predecessor, resulting in a 37 percent increase in swept area and a 10 percent boost to full load hours. Meanwhile the N100/3300 has a rotor 10 meter larger than its predecessor, increasing the swept area by 23 percent, and a taller 100 meter tower. The new machines also come with Nordex's anti-icing system. Commercial deliveries of the new machines are set to commence at the beginning of 2014, with initial projects being installed from mid-2013. Finland's Raahen Tuulienergia Oy will see two N117/3000 turbines installed in the port area of the Northern Finnish town of Raahe. One turbine is to be mounted on a 91 meter and the other on a 120 meter tower.
In mid-2012 Nordex also began series production of its newest variant of the 2.4 MW platform, again featuring a longer 117 meter rotor, the N117/2400 turbine.
GE, meanwhile, announced its new low wind onshore machine, the 2.5-120, at the end of January 2013. Featuring the company's new “brilliant” technology, the turbine includes energy storage capability. With 120 meter rotor diameter, GE says the machine has a maximum hub height of 139 meters - suitable for forested regions - and produces 15 percent more power than its current 2.5 MW model.
Vic Abate, vice president of GE's renewable energy business, said: “Analyzing tens of thousands of data points every second, the 2.5-120 integrates energy storage and advanced forecasting algorithms while communicating seamlessly with neighboring turbines, service technicians and customers.” The first prototype of the 2.5-120, optimized for Class III sites, was expected to have been installed in the Netherlands as REW goes to press. The 2.5-120 will be available at 50 Hz and 60 Hz.
Spanish firm Gamesa, with its range of onshore platforms from 850 kW through to 4.5 MW, unveiled both on- and offshore turbines earlier in 2012. For the onshore sector a new, longer bladed, version of its 2 MW platform has been unveiled. New blades giving a rotor diameter of 114 meters will see this 2 MW machine become available in five different rotor diameters: 80, 87, 90, 97 and 114 meters. Due to be commercially launched in the second quarter of 2014, this Class IIIA machine is designed for use at low-wind sites. The new machine has a 38 percent larger swept area than its G97-2.0 MW turbine and produces 20 percent more energy annually, Gamesa says.

Asia's Wind Technology Giants

Among the leading manufacturers based in Asia, Goldwind has been busy with certification of its flagship permanent magnet direct-drive platforms - it offers 1.5 MW, 2.5 MW, 3 MW machines. In February 2013, variants of both its 1.5 MW and 2.5 MW PMDD machines received ETL certification for US and Canadian markets from assessment group Intertek.
The 1.5 MW was initially certified in August 2011, the latest covers series products for low wind speed areas. In October 2012 the company announced that its 'ultra-low' wind 93 meter rotor diameter variant of its 1.5 MW had received domestic certification in China. This machine, the GW93/1500 was launched in April 2012 and is designed for IEC Class S, an annual average wind speed lower than 6.5 meters per second.

During the first half of 2012, a prototype was installed in Zhucheng, Shandong province. Based on operational field data, the company says the turbine can produce close to 9 percent more power on average than the earlier model GW87/1500 series turbines (designed for IEC III class) under the same conditions.
Goldwind unveiled its 6 MW prototype in 2011 and plans to mass produce the turbines by 2014. The company assembled several of the six MW offshore wind turbines this year and plans to put at least one into operation in the first half of 2012, the company said.
Meanwhile, Japan's Mitsubishi Heavy Industries (MHI) has unveiled a novel hydraulic drivetrain. Test operations at its Yokohama Dockyard & Machinery Works began in January 2013, the company says.
Part of a project launched in September 2012 to develop a hydraulic drivetrain for offshore turbines - supported by the New Energy and Industrial Technology Development Organization (NEDO) - MHI says it will accelerate its development of system in the 7 MW class, with installation and operation slated to begin at Hunterston, in the U.K. An onshore demonstration unit in the UK and an offshore floating wind farm project in Fukushima, Japan are slated to begin trial operations in June 2013 and August 2014, respectively, the company says. A mass-produced commercial model will be targeted for market launch in 2015. The Yokohama system is based on an existing MWT100 gear-driven wind generation system, retrofitted with the new hydraulic drivetrain.
Sinovel, another global giant, has continued with its testing program on its 2010-launched 5 MW and its 6 MW machine, launched in May 2011. Sinovel has commercially launched 1.5 MW and 3 MW and is in R&D and early production of its 5 MW and 6 MW turbines. The company is also moving to develop a 10 MW machine, with the project being listed in China's Central budgeting last autumn. The turbine is expected to be installed as a demonstration project in Jiangsu coastal area. China's National Development and Reform Commission awarded Sinovel a grant of RMB42 million (US$6.6 million) to accelerate commercialization of the 10 MW offshore design. Along with Sinovel both Goldwind and Guodian United Power are competing to develop a 10 MW machine after the project was deemed critical by the Chinese government last year.
Also in 2012, Sinovel teamed with Mita-Teknik to co-develop next generation control systems. Sinovel will purchase PLC hardware and the software with source code of the control systems from Mita-Teknik. The same year the company also filed a patent for a reactive voltage control system for a DFID wind generator. However, a fatal crane accident last autumn while attempting to lift a 5 MW wind turbine nacelle at the production facility in Gansu Province and continued wrangles with AMSC over intellectual property have rankled.
India's Suzlon has also been active developing new versions of its existing platforms. Mid-2012 saw the company reveal its S111 low-wind turbine. This Class III 2.1 MW machine features a rotor diameter of 111 meters. The platform is now available in rotor diameters of 88, 95, 97 and 111 meters. The S111 is available with tower heights of 95 and 120 meters, and will deliver a 20-29 percent increase in annual energy production over the S97 design. The first prototype is due to be operational in late 2013 and serial production is planned to begin in 2014. Suzlon also announced improvements to IEC Class II machine, the S95 first introduced in 2011.

Outlook

It's clear that the wind sector is benefitting from a surplus of choice when it comes to a range of turbines from the world's manufacturers. It's not all good news though. There have been closures and go-slows, with Nordex cutting staff at its Dongying blade manufacturing site in China and Sinovel ordering a go-slow on production, for example. In the U.S., Vestas laid off workers at blade factories in Colorado last year, with the company reducing its workforce in the U.S. and Canada by about 20 percent in 2012.
Nonetheless, while the ebb and flow of global business will inevitably see production capacity ramp up and decline in response to demand, at its core the wind business represents a technology and innovation business. We see evidence for this beyond the new variants and new machines. For instance, in the last year Gamesa raised €260 million from the European Investment Bank for its R&D+I investment program, focused on developing its two new wind turbines. Meanwhile Enercon launched the construction of its new R&D Centre, the Wobben Research & Development (WRD) facilities, scheduled to be operational by mid-2013. Investment in R&D pushes the economic boundaries of wind power today and given evidence, that boundary is being pushed hard.

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2013/04/new-turbine-technology-the-future-is-larger-offshore?page=3

What does Warren Buffett see in solar?

What's the best way to gain insight into Buffett's thinking? Probably by watching his companies. And now, among his big insurance, chemical and utility holdings is a renewable energy company that is making some eye-catching moves. In its first 12 months in business, MidAmerican Renewables has acquired some of the largest solar projects in the world.
What do these aggressive moves by a Buffett-backed business say about the solar market? Will others follow? And why did MidAmerican Renewables choose these particular projects?

First, Some History

When MidAmerican Renewables entered the market in 2012, it came with significant financial backing. Its parent is Berkshire Hathaway's MidAmerican Energy Holdings Company, a company with US$11.2 billion in annual revenue and $48 billion in assets. The enterprise includes a natural gas pipeline venture, U.S. and U.K. electric utilities and an international energy development firm. MidAmerican's utilities own and operate generation, including renewables. But the company wanted to pursue solar, wind, geothermal, and hydroelectric projects through a non-utility, competitive business. Thus, MidAmerican Renewables was born.
MidAmerican Renewables quickly showed its financial heft in the solar marketplace, going from 'a non-player to one of the largest solar investors in a very short time frame', said Dan Bedell, an executive vice president of Principal Solar, a Texas company that also acquires large-scale solar.
MidAmerican Renewables has acquired three large solar photovoltaic projects:
  • The 550 MW Topaz Solar Farms in San Luis Obispo County, California. Purchased from First Solar January 2012. Construction began in November 2011 and MidAmerican expects to complete it by early 2015. A study by the Brattle Group and California Polytechnic State University found that it will contribute $417 million to the local economy. The project holds a 25-year power purchase agreement with Pacific Gas and Electric (PG&E). Topaz uses thin-film PV.
  • The 290 MW Agua Caliente project in Yuma County, Arizona. MidAmerican Renewables acquired 49 percent of Agua Caliente in January 2012 from NRG Energy, which remains the majority owner. NRG purchased the project from First Solar in 2011. First Solar is building the $1.8 billion project and expects to complete it by 2014. Agua Caliente, which also holds a PPA with PG&E, received a $967 million loan guarantee from the US Department of Energy.
  • The 579 MW Antelope Valley Solar Projects. This is actually two co-located projects in California's Kern and Los Angeles counties. MidAmerican Solar brought the projects in January 2013 from SunPower. It will provide power to Southern California Edison (SCE) under two long-term power purchase contracts approved by the California Public Utilities Commission. The project has secured final conditional use permits and completed state environmental review. Construction began in early 2013 and is scheduled to be complete in 2015.
Why Now, Why This?

Given Buffett's alliance with Obama, some critics say MidAmerican is pursuing renewables to boost the US President's green agenda and undo some of the tarnish caused by the Solyndra, the California thin-film solar manufacture that went bankrupt after receiving a $535 million US Energy Department loan guarantee. But Buffett doesn't mix politics and investment. His oft quoted investment doctrine is, 'Rule No. 1: Never lose money. Rule No. 2: Never forget rule No. 1.'
Berkshire Hathaway is motivated by the 'green you see on dollars, not the kind you see on projects', Bedell said. 'There very may well be beneficial political overtones, but without the financial analytics behind this move, it's a non-starter. Yes, Warren Buffett has been an outspoken supporter of the Obama administration. But at the same time he is a non-partisan investor'.
Indeed, when asked why MidAmerican bought the large solar projects, Paul Caudill, president of MidAmerican Renewables solar division, first talked about corporate commitment to reducing carbon footprint. 'One of our core principles is environmental respect', he said. But then Caudill quickly moved on to the business fundamentals of risk, capital and market dynamics.
'We see solar and wind assets as very, very solid long-term investments,' he said. Not risk free, he added, but good plays for MidAmerican in terms of managing risk and deploying capital.

Why is Solar a Good Risk Now?

First, the investments made by MidAmerican are backed by long-term utility contracts. 'The power purchase agreements provide us comfort. We are a long-term investors, so we like to have counterparties that have the same goals that we do,' he said.
Second, solar prices have dropped to the point where they are attractive 'just on their own merit,' Caudill said. MidAmerican Renewables focuses on states where energy prices are high. Right now gas prices are at a 'very, very low ' levels, he said. 'You can almost be assured energy prices will rise. When I say energy price I'm talking about electricity prices to consumers'. With electricity prices rising and solar prices falling, solar becomes an increasingly appealing proposition.
And last, 'we are starting to get enough operating experience with both thin-film and polycrystalline higher efficiency modules. We're comfortable that the risk is very manageable,' he said.
While the company has focused on the western U.S. so far, it is exploring several other markets, both domestic and international.
MidAmerican Renewables sees opportunity 'in a number of states that might not be traditionally the ones you think of in terms of solar, like California, Colorado and Arizona', he said. Caudill won't say exactly which states the company is eyeing. But he did cite the US Southeast as a possibility, and the US Northeast as less likely.
'The markets there (the US Northeast) are frankly not areas we have focused on heavily. The market for renewable energy credits has been somewhat up and down there, not very stable. That's been something that I've personally watched over the last few years,' Caudill said.
He sees future solar development shifting toward smaller projects and away from the mega-size of MidAmerican Renewables' first three solar projects. 'Land is just not available,' he said, adding that he sees some 'very exciting opportunities in the 20 MW-40 MW range. 'We're working on some. We are looking at grid tied and distributed generation projects of a much, much smaller scale and capacity than Topaz, Agua Caliente and Antelope Valley,' he said.

So far, the company has not pursued international solar projects, but it is open to the idea. MidAmerican Renewables has taken a look at projects in South America, specifically Chile, as well as the Middle East. But 'we're not spending a significant amount of time right now in the international market. We have looked at different opportunities, but have not decided yet to branch out that far away from home', Caudill added.

Timing Is Everything

Industry observers say that MidAmerican Renewables acquired its first three projects at a sweet spot in their development, a good balance of risk and cost: not too early, not too late. Had they been in an earlier stage, perhaps without permits or PPAs, they would cost less, but carry a higher risk of failure. Conversely, a later stage solar plant is pricey, but low risk.
MidAmerican Renewables bought its first projects 'not in early, early development, but also didn't wait until they are up and running', Principal Solar's Bedell said. 'If you wait until they are up and running, you pay full price. If you buy it early you get quite a discount, so there is a lot of risk'.
Indeed, Caudill said they were attracted to the projects not only because they held PPAs, but also access to transmission, generation interconnection agreements, and permits. 'An early stage development might have one or two of these. These were pretty far along in terms of their development.'
As MidAmerican Renewables continues to expand, however, it is not limiting acquisitions to projects at this development stage. It will consider earlier stage projects as well, 'if the right opportunity presents itself,' he said, and will do so 'in a thoughtful, deliberate way'.
So far, the company has confined investment to PV but it is not shutting out concentrating solar power or other solar technologies in the future, he said. 'We have made very clear we are open to business within the solar markets. We are not really shutting down any opportunities at this stage,' Caudill added.

Reputation Matters

MidAmerican Renewables also liked the first three projects because they arose from the work of companies with proven track records, according to Caudill.
First Solar, for example, manufactures advanced thin-film modules and develops and constructs projects internationally. In addition to Topaz and Agua Caliente, First Solar developed the 550 MW Desert Sunlight Solar Farm in Riverside County, California, which was purchased by NextEra Energy, GE Energy Financial Services and Sumitomo Corporation of America. It also developed the 230 MW AV Solar Ranch One in Los Angeles, California, now owned by Exelon. It also has projects underway in Australia, Asia and Germany.
NRG Energy is one of the US giants in the competitive generation sector. A Fortune 300 company, it operates a 47 GW portfolio, most of which is fossil fuel power plants. But the company has branched into renewables with about 2 GW of solar projects, making it one of the US largest solar developers.

The World Is Watching

When a Buffett-backed company moves aggressively into a market, investors worldwide take notice. Companies react. So how is MidAmerican Renewables affecting solar? The company is encouraging large institutional investors to look more closely at solar both in the US and internationally, according to Bedell, and has created a 'follower effect', he said.
'MidAmerican Renewables early mover status is encouraging other traditional capital sources to put more money into solar investments', he said. 'We've already heard rumblings of others following.
The follower effect is occurring because 'Warren Buffett has earned a stellar reputation for thorough due diligence and for investing in undervalued assets,' according to Bedell.
The followers are focusing first on the U.S. because it is considered a low risk capital market, he added. Today's post-recession, low-cost capital gives large investors 'very low leverage pricing, making their equity investment quite profitable over a shorter time period,' Bedell said. This comes on top of an attractive federal tax credit for solar and accelerated depreciation options. 'An educated investor can offset a substantial amount of tax liability,' he said.
While the U.S. is a prime focus now, Bedell sees institutional investors like MidAmerican casting a wider net in the future. 'As the European financial market stabilises and solar continues to decrease in cost, more institutional investment dollars will move into emerging markets.'
Meanwhile, Caudill sees the US solar market continuing to grow 'at a managed pace'. 'I don't want to say we're bullish, but I don't think we would have committed to the resource as we have without feeling that its growth is sustainable,' he said.
So MidAmerican Renewables is likely to continue its foray into U.S. markets, action that not only builds its holdings, but also attracts the attention of other large players, who know that a Buffett-backed company doesn't make investment decisions lightly. MidAmerican Renewables may be acting on Buffett's first and second rules about always making a profit. But at the same time it is shining an even brighter light on an industry that already enjoys a glow going into 2013.
'Warren Buffett is one of the smartest investors in world - if not the smartest. He's a visionary who recognises that the transition to sustainable energy sources is vital - and that the US must lead it,' said Rhone Resch, president & CEO of the US-based Solar Energy Industries Association. 'With his significant investment in solar, Buffett and MidAmerican are in terrific company, along with leading firms such as GE, GM, Google, NRG, Apple, IKEA, Walmart, Walgreens, etc. Smart investors and corporations deploy/invest in solar not only because it's the right environmental choice - it's the right economic choice.'

http://www.renewableenergyworld.com/rea/news/article/2013/04/what-does-warren-buffett-see-in-solar?page=2

Wednesday 3 April 2013

«Ελληνικό Ταμείο» για να χρηματοδοτήσει ενεργειακές επενδύσεις

Χρηματοδοτική ανάσα σε επενδύσεις του ενεργειακού τομέα, στοχεύει μεταξύ άλλων να δώσει το "Ελληνικό Επενδυτικό Ταμείο" που προωθεί η κυβέρνηση, με στόχο να βρίσκει κεφάλαια από ιδιώτες, αναπτυξιακές τράπεζες, και οργανισμούς του εξωτερικού για τη χρηματοδότηση μικρών, μεσαίων και μεγάλων έργων στην χώρα μας.
Ήδη, οι πληροφορίες αναφέρουν πως έχουν γίνει επαφές με ξένα funds και ιδιώτες με στόχο τα κεφάλαια που θα χρηματοδοτήσουν σε πρώτη φάση το Ταμείο αυτό να κινούνται μεταξύ 500 εκ. ευρώ και 1 δισ. ευρώ, μέρος των οποίων θα αφορά την ενέργεια.
Στην αναγκαιότητα δημιουργίας του "Ελληνικού Επενδυτικού Ταμείου" αναφέρθηκε χθες κατά τη διάρκεια συνεδρίου για την ανάπτυξη στην Αθήνα, ο Λούτζ Κρίστιαν Φούνκε, αντιπρόεδρος της γερμανικής τράπεζας KfW, εκπρόσωπος της οποίας συμμετέχει στην επιτροπή που έχει συσταθεί για να επεξεργασθεί τα χαρακτηριστικά του. Στην ίδια επιτροπή συμμετέχουν στελέχη του γαλλικού υπουργείου Οικονομικών, της Ευρωπαϊκής Τράπεζας Επενδύσεων, του Ευρωπαϊκού Ταμείου Επενδύσεων, της Task Force, της Κομισιόν, του υπ. Ανάπτυξης και του Invest In Greece.
Σύμφωνα με τις πληροφορίες, η επιτροπή αυτή έχει παραδώσει τις προτάσεις της από τον Φεβρουάριο στον υπ. Ανάπτυξης Κωστή Χατζιδάκη, βάσει των οποίων το Ταμείο αυτό θα πρέπει να έχει επικεφαλής ένα κορυφαίο διεθνώς μάνατζερ, και να λειτουργεί με βάση το ευέλικτο νομικό δίκαιο του Λουξεμβούργου.

Τι προβλέπει το δίκαιο Λουξεμβούργου

Το καθεστώς αυτό, δίνει τη δυνατότητα στον κάθε επενδυτή να επιλέγει εκ των προτέρων το είδος της επένδυσης όπου θέλει να τοποθετήσει τα κεφάλαιά του (π.χ. στην Ενέργεια ή στον Τουρισμό). Με τον τρόπο αυτό όσοι ξένοι επενδυτές χρηματοδοτήσουν με κεφάλαια το Ταμείο θα αισθάνονται πιο ασφαλείς αφού θα γνωρίζουν επακριβώς εκ των προτέρων που αυτά θα τοποθετηθούν.
«Συνεργαζόμαστε με το Invest In Greece για τη δημιουργία ενός fund ή μάλλον ενός δημόσιου χρηματοδοτικού πυλώνα για την επανεκκίνηση της ανάπτυξης στην Ελλάδα», δήλωσε ο κ. Φούνκε στη διάρκεια του φόρουμ «Επανεκκινώντας την Ανάπτυξη». «Η επιλογή αυτή κρίνεται αναγκαία», συνέχισε, «επειδή στην παρούσα συγκυρία υπάρχουν σοβαρά θέματα για όλη την Ευρώπη και ακόμη μεγαλύτερα για την Ελλάδα».
Μια ιδέα, προσέθεσε, είναι η ίδρυση στην Ελλάδα μιας δημόσιας τράπεζας ανασυγκρότησης, στα πρότυπα της γερμανικής KfW που είχε χρηματοδοτήσει την ανασυγκρότηση της Γερμανίας κατά τη δεκαετία του 1950. Αυτό που κατά τον κ. Φούνκε επείγει, είναι να αντιληφθούμε πως στην παρούσα φάση είναι αδύνατο να σταθεροποιήσουμε την οικονομία βασιζόμενη στην ιδιωτική τραπεζική. «Αντίθετα η δημόσια τράπεζα, που θα μπορούσε να πάρει τη μορφή ενός κρατικού Ινστιτούτου Ανάπτυξης σε συνεργασία με το Invest In Greece, θα είχε τη δυνατότητα να παράσχει την απαραίτητη βραχυπρόθεσμη χρηματοδότηση, για 1-2 χρόνια και να σταθεροποιήσει την οικονομία. Αυτή είναι η τακτική που εφαρμόζεται σήμερα σε όλη την Ευρώπη», κατέληξε ο αντιπρόεδρος της KfW, όπως για παράδειγμα στη Γαλλία, Βρετανία, Πορτογαλία και Ισπανία.
Για τη συνεργασία τόσο με την KfW όσο και με τους άλλους επτά φορείς (Γαλλικό Υπ. Οικονομικών, ΕΤΕπ, Ευρωπαϊκό Ταμείο Επενδύσεων, Κομισιόν, Task Force, ΥΠΑΝ, Invest In Greece) μίλησε και ο Αριστομένης Συγγρός, πρόεδρος του Invest In Greece. «Υπάρχουν προτάσεις για επενδύσεις στην Ελλάδα, υπάρχουν σημαντικά σχέδια που περιλαμβάνουν τόσο αποκρατικοποιήσεις όσο και ιδιωτικά έργα, αλλά υπάρχει τεράστια δυσκολία να βρεθούν κεφάλαια», είπε ο κ. Συγγρός.

http://www.energypress.gr/news/Ellhniko-Tameio-gia-na-hrhmatodothsei-energeiakes-ependyseis

Μειώσεις 10 - 15% στα τιμολόγια μέσης και υψηλής τάσης

Μειώσεις στις χρεώσεις του ηλεκτρικού ρεύματος προς τις βιομηχανίες, τόσο στη Μέση Τάση όσο και στην Υψηλή Τάση, ετοιμάζει η ΔΕΗ. Σύμφωνα με πληροφορίες του energypress, τα ποσοστά της μείωσης θα κινηθούν στα επίπεδα του 15% στη Μέση Τάση και του 10% στην Υψηλή Τάση. Θυμίζουμε ότι από την απελευθέρωση της Μέσης Τάσης στις αρχές του 2012 η εταιρεία προχώρησε στην «ομογενοποίηση» των τιμολογίων καταργώντας το βιομηχανικό τιμολόγιο, κίνηση η οποία επέφερε δραματικές αυξήσεις (έως και 400% στην ισχύ) για τις βιομηχανίες, ιδιαίτερα εκείνες με μεγάλες καταναλώσεις.
Από την πλευρά της βιομηχανίας εκφράζεται στάση αναμονής ενόψει της μείωσης στα βιομηχανικά τιμολόγια, αναγνωρίζοντας ότι είναι ένα θετικό βήμα, το οποίο ωστόσο δεν θεωρείται αρκετό. Οι εκπρόσωποι της βιομηχανίας προσβλέπουν στην καθιέρωση των διακοπτόμενων συμβάσεων που θα αφορούν τους καταναλωτές της Υψηλής Τάσης και τους μεγάλους καταναλωτές της Μέσης Τάσης που έχουν σταθερό «προφιλ».

Οι ίδιες πληροφορίες αναφέρουν ότι από την πλευρά της ΔΕΗ ξεκινούν άμεσα οι διαπραγματεύσεις για να εφαρμοστούν οι διακοπτόμενες συμβάσεις. Η ΔΕΗ έχει καταλήξει σε συνεργασία με τη θυγατρική της ΔΕΣΜΗΕ που έχει υπό την ευθύνη της τη λειτουργία του ηλεκτρικού συστήματος μεταφοράς στο πλαίσιο των διακοπτόμενων συμβάσεων, καθώς και στο πακέτο χρηματοδότησής του. Αυτού του τύπου οι συμβάσεις, τις οποίες χρησιμοποιεί σχεδόν το σύνολο των ευρωπαϊκών χωρών, δίνουν τη δυνατότητα στον διαχειριστή του συστήματος να ζητάει από την ενεργοβόρο βιομηχανία τη διακοπή της ηλεκτροδότησης σε ώρες που το σύστημα έχει ανάγκη από αυξημένα φορτία έναντι εκπτώσεων και αντιστοίχως επιβαρύνσεων στην περίπτωση που δεν ανταποκριθεί στη συγκεκριμένη συμβατική υποχρέωση. Η μείωση της ζήτησης ηλεκτρικής ενέργειας λόγω ύφεσης δεν δημιουργεί σήμερα τέτοιες ανάγκες στο σύστημα, με αποτέλεσμα ο ΔΕΣΜΗΕ να αναζητεί ένα πλαίσιο που να μπορεί να στηρίξει τον θεσμό των διακοπτόμενων συμβάσεων, έτσι ώστε να μην κινδυνεύουν να χαρακτηριστούν ως κρατική ενίσχυση.

http://www.energypress.gr/news/Meiwseis-10-15-sta-timologia-meshs-kai-ypshlhs-tashs

Ελληνοκυπριακή ασυνεννοησία απειλεί τον αγωγό East Med και το LNG terminal

Η αποκάλυψη έγινε χθες από την ελληνίδα ευρωβουλευτή Νίκη Τζαβέλα, η οποία πρωτοστάτησε στη μεγίστης εθνικής σημασίας επιτυχία για την αναγνώριση από το ευρωκοινοβούλιο της σημασίας των κοιτασμάτων της Μεσογείου αλλά και της δήλωσης υπέρ της ανακήρυξης ΑΟΖ από την ΕΕ. Σύμφωνα λοιπόν με την κ. Τζαβέλα, η έλλειψη συνεννόησης μεταξύ της Ελλάδας και της Κύπρου, έχει οδηγήσει στην απόρριψη από την Κομισιόν των δύο έργων που υποβλήθηκαν για ένταξη στα έργα προτεραιότητας των διευρωπαϊκών δικτύων, δηλαδή του ελληνοκυπριακού αγωγού φυσικού αερίου East Med καθώς και του LNG terminal στην Κύπρο.
Η αιτία για την απόρριψη των δύο project, τον περασμένο Δεκέμβριο, εντοπίζεται στο γεγονός ότι τα συγκεκριμένα έργα προτεραιότητας πρέπει να προταθούν όχι από μία χώρα αλλά από περισσότερες της μιας. Καθίσταται σαφές ότι η έλλειψη συνεννόησης έχει οδηγήσει σε προσωρινό αδιέξοδο τα δύο έργα, τα οποία πολύ δύσκολα θα υλοποιηθούν χωρίς να ευνοηθούν από την κοινοτική χρηματοδότηση. Με δεδομένη τη σημασία των κοιτασμάτων της Μεσογείου για τις Βρυξέλλες καθώς αποτελούν ενδογενή ενεργειακό πόρο της ευρωζώνης, είναι πολύ πιθανό εφόσον υπάρξει άμεση κινητοποίηση το πρόβλημα να λυθεί. Θα πρέπει να τονιστεί ωστόσο ότι ο χρόνος τρέχει και τα περιθώρια στενεύουν, καθώς όπως αποκάλυψε η κ. Τζαβέλα, η τελική λίστα των προς έγκριση έργων θα οριστικοποιηθεί το φθινόπωρο. Μέχρι τότε θα πρέπει Αθήνα και Λευκωσία να συντονιστούν και να υποβάλουν κοινή αίτηση για τα μεγάλα αυτά project.

Με δεδομένη μάλιστα την επαναδραστηριοποίηση της Τουρκίας αλλά και την επαναπροσέγγιση με το Ισραήλ, που αναζητεί την οικονομικότερη λύση για την εξαγωγή και αξιοποίηση των δικών του κοιτασμάτων καθίσταται σαφές ότι η κοινοτική χρηματοδότηση αλλά και η πιθανή αξιοποίηση των λεγόμενων ομολόγων έργου (project bond) που θα μειώσει σημαντικά το κόστος των ελληνοκυπριακών προτάσεων, μπορεί να παίξει καθοριστικό ρόλο σε σχέση με την επιλογή ή όχι της τουρκικής οδού για την εξαγωγή προς την Ευρώπη των κοιτασμάτων της ανατολικής Μεσογείου.
Πρέπει να υπάρξει άμεση κινητοποίηση και για  έναν ακόμη ευρωπαϊκής σημασίας λόγο, ανέφερε η κ. Τζαβέλα, που επισήμανε ότι παρά τις προσπάθειες των Βρυξελλών για διαφοροποίηση των πηγών προμήθειας, εξαιτίας εμμονών ορισμένων κύκλων αλλά και της έλλειψης συντονισμού της ελληνοκυπριακής πλευράς, μπορεί να φύγουμε από την μονοπωλιακή εξάρτηση της πηγής (Ρωσία) και να οδηγηθούμε σε μονοπώλιο της μεταφοράς (Τουρκία). Σε αυτό το σημείο θα πρέπει να υπάρξει κινητοποίηση άμεσα και συντονισμένα κατέληξε η κ. Τζαβέλα.

http://www.energypress.gr/news/Ellhnokypriakh-asynennohsia-apeilei-ton-agwgo-East-Med-kai-to-LNG-terminal

Θησαυρός σχιστολιθικού αερίου σε Θράκη και Ήπειρο

Αποκαλυπτική μελέτη κάνει λόγο για ενδιαφέρουσες δομές μη συμβατικού αερίου που άλλαξε τον παγκόσμιο ενεργειακό χάρτη. Η μελέτη παραγγέλθηκε να γίνει από το ΙΓΜΕ την περίοδο που στο ΥΠΕΚΑ υφυπουργός ήταν ο Γιάννης Μανιάτης. Σκοπός της ήταν να εξεταστεί η ύπαρξη ή όχι δομών στο ελληνικό έδαφος μη συμβατικού φυσικού αερίου και πετρελαίου. Ο λόγος για το περίφημο shale gas και το shale oil, δηλαδή το φυσικό αέριο και το πετρέλαιο που παράγονται από τη σχάση του σχιστόλιθου.
Σύμφωνα με πληροφορίες, η αρχική μελέτη ολοκληρώθηκε και παραδόθηκε στο ΥΠΕΚΑ. Σύμφωνα με αυτήν έχουν εντοπιστεί ενδιαφέρουσες δομές shale gas στην περιοχή της Θράκης και δομές shale gas και shale oil στην Ήπειρο.
Τα ευρήματα της έρευνας του ΙΓΜΕ, σύμφωνα με πληροφορίες, είναι προκαταρκτικά που σημαίνει ότι θα πρέπει να ακολουθήσουν νέες έρευνες εφόσον υπάρχει ενδιαφέρον από την πολιτεία για την αξιοποίηση του πιθανού θησαυρού που βρίσκεται στο ελληνικό υπέδαφος. Αναφέρεται επίσης πως η μελέτη έχει παραδωθεί ήδη στο ΥΠΕΚΑ.

Το συγκεκριμένο καύσιμο έχει φέρει πραγματική επανάσταση στην Αμερική, όπου λόγω αφθονίας κοιτασμάτων αναμένεται σύντομα να οδηγήσει σε ενεργειακή ανεξαρτησία τις ΗΠΑ και να τις καταστήσει από το 2015 καθαρό εξαγωγέα ενέργειας.
Την ίδια στιγμή στην Ε.Ε. έχει φουντώσει η συζήτηση μεταξύ οικολόγων και υποστηρικτών της ενεργειακής ανεξαρτησίας της Ευρώπης για την ανάπτυξη του shale gas και του shale oil και εντός της Ένωσης, όπου έχουν ήδη εντοπιστεί σημαντικά κοιτάσματα στην Ουκρανία (υπεγράφη σύμβαση με τη Shell), την Πολωνία, τη Ρουμανία (Exxon Mobil) και τη Βουλγαρία. Ταυτόχρονα, η Βρετανία που έχει την πιο ανοιχτή αγορά αερίου, ετοιμάζεται να υποδεχθεί τις πρώτες ποσότητες εισαγωγών shale gas, που θα θερμάνει τους βρετανούς μέσω της εταιρείας Centrica.
Το πρώτο βήμα για την ευρωπαϊκή αξιοποίηση του shale gas έγινε πρόσφατα με την ψήφιση από το Ευρωπαϊκό Κοινοβούλιο της έκθεσης Τζαβέλα για τον  ενεργειακό οδικό χάρτη. Σε αυτήν η ανάπτυξη της εκμετάλλευσης του shale gas υποστηρίζεται ως βασικός παράγοντας (μαζί με τα κοιτάσματα της Νοτιανατολικής Μεσογείου) για την ενεργειακή ανεξαρτησία της Ε.Ε..
Σε κάθε περίπτωση εντός Ε.Ε. δε λείπουν οι αντιδράσεις τόσο των οικολόγων όσο και του ρωσικού λόμπι, απέναντι στο shale gas. Οι πρώτοι στέκονται στην επιβάρυνση του περιβάλλοντος που προκαλείται κατά την εξόρυξη και αξιοποίηση του σχιστολιθικού αερίου, οι δεύτεροι ανησυχούν καθώς βλέπουν έναν πιθανό ανταγωνιστή που απειλεί την κυριαρχία τους στην ευρωπαϊκή αγορά.
Στο μεταξύ, βάσει της εκτίμησης της Price Waterhouse Coopers μέχρι το 2035 η ετήσια παραγωγή σχιστολιθικού πετρελαίου θα μπορούσε να φθάσει 14 εκατομμύρια βαρέλια την ημέρα (12 τοις εκατό της συνολικής παγκόσμιας παραγωγής πετρελαίου). Από τη μεριά του, το αμερικανικό υπουργείο Ενέργειας υπολογίζει ότι από τη συνολική σχιστολιθική παραγωγή 1,2 έως 4 εκατ. βαρέλια θα έχουν ως πηγή προέλευσης την αμερικανική παραγωγή.
Παράλληλα, η φετινή έκθεση της στατιστικής υπηρεσίας ενέργειας της κυβέρνησης των ΗΠΑ ΕΙΑ εκτιμά ότι οι αμερικανικές εξαγωγές υγροποιημένου φυσικού αερίου θα ξεκινήσουν δύο χρόνια νωρίτερα το 2016,  με ημερήσιες ποσότητες 600 εκατ. κυβικά πόδια που αντιστοιχούν σε ετήσιες εξαγωγές 6,1 δισ. κυβικά μέτρα. Το 2027 οι ετήσιες εξαγωγές αναμένεται να φτάσουν περίπου τα 47 δις κ.μ. ετησίως. Η ποσότητα αυτή αντιστοιχεί στις εξαγωγές ρωσικού αερίου προς τη Γερμανία και την Κ. Ευρώπη από τον αγωγό Nord Stream.
Ο πετρελαϊκός κολοσσός ExxonMobil προβλέπει ότι είναι πολύ πιθανό το φυσικό αέριο να αντικαταστήσει τον άνθρακα ως η δεύτερη βασικότερη ενεργειακή πηγή μετά το αργό πετρέλαιο μέχρι το 2025. Σύμφωνα με την ExxonMobil η ζήτηση για φυσικό αέριο θα αυξηθεί κατά περίπου 65% μέχρι το 2040, με το 20% της παγκόσμιας παραγωγής να μετατοπίζεται στη Βόρεια Αμερική. το γεγονός αυτό οφείλεται στην ολοένα αυξανόμενη παραγωγή φυσικού αερίου από σχιστόλιθο και από άλλες μη συμβατικών πηγών.
Βέβαια το μεγαλύτερο ενδιαφέρον παρουσιάζουν οι τιμές και το πώς αυτές θα επηρεαστούν. Οι αναλυτές της PWC εκτιμούν ότι το 2035 οι τιμές θα καταγράψουν πτώση σε ποσοστό 25 έως 40%, αντίθετα με τις προβλέψεις για 133 δολάρια το βαρέλι της αμερικανικής στατιστικής υπηρεσίας ενέργειας των ΗΠΑ.  Σύμφωνα με εκτιμήσεις της PWC, μέχρι το 2035 το πετρέλαιο σχιστόλιθου δεν αποκλείεται να επιτρέψει το παγκόσμιο ΑΕΠ να αναρριχηθεί από 2.3 έως 3.7 %. Η συγκεκριμένη άνοδος του  παγκόσμιου ΑΕΠ με βάση τις παρούσες τιμές κυμαίνεται στα 1,7 – 2,7 τρισ. δολάρια.

http://www.energypress.gr/news/IGME:-thhsayros-shale-gas-se-THrakh-kai-Hpeiro-664d37d7-665d-498c-998b-b0c7735282dd

Monday 1 April 2013

Έρχεται κούρεμα καταθέσεων στην Ελλάδα

Επειδή το ταμείον είναι μείον και τα λεφτά δεν βγαίνουν, οι μερκεληστές αποφάσισαν κούρεμα καταθέσεων και στην Ελλάδα.

Σύμφωνα με στοιχεία της Ελληνικής Ένωσης Τραπεζών (ΕΕΤ), το 81.5% των ελλήνων καταθετών έχουν εώς 2000 ευρώ καταθέσεις, ενώ το 11.3% έχει από 2001 εώς 10000 ευρώ. το 0.9% έχει καταθέσεις από 50001 εώς 100000ευρώ και το 0.4% έχει από 100001ευρώ και πάνω.  

Το σύνολο των καταθετικών λογαριασμών στην Ελλάδα είναι 20000000. Και επειδή στην τελευταία απογραφή οι ενήλικες είμασταν περίπου 9000000 τότε για κάθε καταθέτη αντιστοιχούν 2 λογαριασμοί καταθέσεων κατά μέσο όρο.

Αυτό σημαίνει οτι οι συνολικές καταθέσεις όσων έχουν πάνω από 100000ευρώ, είναι 

(20000000*0.4%=80000 λογαριασμοί άνω των 100000ευρώ)
Καί 80000*100000ευρώ/λογ = 8 δις ευρώ τουλάχιστον, εγώ λέω άντε 10 δις στην καλύτερη συνολικά.

Από το ύψος αυτό θα εξαρτηθεί το ποσοστό του κουρέματος. Η απόφαση για το ποσοστό και το συνολικό ύψος του κουρέματος θα αποφασιστεί από ειδικό συμβούλιο για τις ανάγκες του οποίου θα έρθει και η Μέρκελ στην Ελλάδα, στο συμβούλιο θα είναι η Μέρκελ ο Σαμαράς και ο υπουργός οικονομικών.