Știri
Știri din categoria Energie verde
Un studiu Anker arată că sistemele solare de balcon se amortizează aproape întotdeauna, însă calculele devin mai greu de susținut economic atunci când sunt adăugate baterii de stocare, din cauza costurilor inițiale mai mari și a garanțiilor mai scurte.
Analiza companiei se bazează pe date reale de utilizare din Germania, dintr-un eșantion aleator de circa 230.000 de gospodării în 2025, provenite de la utilizatori care și-au dat acordul pentru prelucrarea datelor. Documentul complet („From Balcony Power Plant to Energy System”) nu este disponibil gratuit și poate fi obținut doar la cerere.
Concluzia principală pentru un sistem solar de balcon „standard” este că, în majoritatea cazurilor, aduce un beneficiu economic. Conform informațiilor, un sistem limitat la 800 W putere de ieșire a invertorului poate produce, în medie, aproape 900 kWh pe an.
Pentru o configurație uzuală cu până la 2.000 W putere totală a panourilor (patru panouri), producția ar depăși 1.200 kWh. În medie, aproximativ 40% din energia generată ar fi consumată direct în gospodărie, ceea ce contează pentru economii, deoarece energia autoconsumata reduce direct energia cumpărată din rețea.
În termeni de calcul economic, Notebookcheck indică un exemplu la un preț al energiei de 0,30 euro/kWh: un sistem de 500 euro s-ar amortiza în aproximativ trei ani și ar putea genera ulterior economii nete teoretice de circa 150 euro pe an. Publicația notează însă că rezultatul depinde puternic de prețul energiei, orientarea sistemului, umbrire și consumul de bază al locuinței.
Pe lângă variabilele tehnice, există și riscuri care pot influența rentabilitatea: pagube provocate de furtuni, vandalism sau erori de instalare. Deși nu sunt prezentate ca fiind frecvente, sunt posibile, iar sursa noastră menționează că merită verificat înainte de achiziție dacă asigurarea locuinței acoperă astfel de situații sau dacă sistemul trebuie adăugat explicit în poliță, cu un cost suplimentar care intră în calculul final.
Elementele care pot influența decisiv amortizarea, așa cum reies din material, includ:
Partea de stocare este prezentată de Anker într-o lumină favorabilă, dar cu informații incomplete privind dimensionarea necesară pentru a atinge anumite economii. Potrivit comunicatului companiei, sistemele evaluate ar fi generat în total 206 milioane kWh de electricitate solară în 2025, iar 83% ar fi fost folosită direct în gospodărie; economiile totale la costurile cu energia ar fi ajuns la 65 milioane euro, cu economii medii anuale de 270–360 euro per gospodărie.
„Anker vorbește despre aproximativ cinci ani, dar își bazează calculul pe un preț al energiei electrice de 0,40 euro per kWh.”
Sistemele mai mari, precum Anker SOLIX Solarbank 3 E2700 Pro, pot ajunge la 5.376 Wh capacitate de stocare cu o baterie suplimentară și ar costa în jur de 1.500 euro atunci când sunt asociate cu 2.000 W putere a panourilor. Costul inițial mai ridicat prelungește perioada de amortizare, iar la prețuri mai mici ale energiei decât cele folosite în exemplul Anker (0,40 euro/kWh), recuperarea investiției poate dura considerabil mai mult.
Un alt element important este diferența de garanție: panourile solare au, de regulă, garanții în jur de 25 de ani, în timp ce bateriile au adesea garanții de aproximativ 10 ani. În această logică, un sistem de balcon cu stocare devine o investiție mai „speculativă”, care se justifică pe termen lung și doar în condiții favorabile, potrivit concluziilor prezentate în material.
Recomandate
Programul de baterii pentru prosumatori intră în linie dreaptă cu reguli de finanțare care pot reduce presiunea pe rețea , după publicarea ghidului de finanțare, potrivit HotNews . Miza economică și operațională este dublă: alocarea de 400 de milioane de lei pentru stocare și stimularea autoconsumului, într-un moment în care creșterea numărului de prosumatori pune presiune pe infrastructura de distribuție. Cine poate aplica și ce finanțează programul Conform ghidului, pot solicita finanțare persoanele fizice care au calitatea de prosumator – indiferent dacă au devenit prosumatori prin programele Casa Verde sau prin investiții din fonduri proprii. Eligibilitatea nu depinde de modul de finanțare al sistemului fotovoltaic existent, atâta timp cât acesta este racordat la rețea și produce energie din surse regenerabile. Programul finanțează achiziția de sisteme de stocare pentru energia electrică produsă din surse regenerabile, cu o capacitate minimă de 12 kWh. Cât acoperă statul și care sunt plafoanele Finanțarea este de maximum 15.000 de lei (TVA inclus), fără a depăși cumulativ următoarele limite: 1.250 de lei pentru fiecare kWh de capacitate de stocare; 75% din valoarea cheltuielilor eligibile. Ministerul Mediului precizează, într-un comunicat de presă, că beneficiarul trebuie să asigure o contribuție proprie de cel puțin 25% din valoarea eligibilă a investiției (detalii: Ministerul Mediului ). Instalatorii: condiții de acces și atestare Programul este deschis instalatorilor care dețin un atestat ANRE de tip B sau un atestat echivalent emis într-un alt stat membru al Uniunii Europene, cu condiția să îndeplinească cerințe minime privind transparența și capacitatea de implementare. Buget, țintă de stocare și pașii următori Bugetul total anunțat este de 400 de milioane de lei, iar ministrul interimar Diana Buzoianu spune că implementarea finală ar urma să asigure „stocarea a minim 400 MWh” la nivel național. În perioada de consultare publică, Ministerul Mediului și Administrația Fondului pentru Mediu vor organiza dezbateri cu prosumatorii, instalatorii și organizațiile profesionale, urmând ca după această etapă să fie lansat programul. Proiectul de ghid pus în consultare este disponibil aici: Ministerul Mediului . [...]
Mai multe state europene împing parcările spre panouri solare, iar miza economică este reducerea facturilor și noi venituri din energie , într-un model care începe să fie susținut prin obligații legale și termene de conformare, potrivit Antena 3 . Estimările citate în material indică economii anuale de ordinul zecilor de mii de euro pentru o parcare tipică, ceea ce poate schimba calculele de investiții pentru operatori și companii. Publicația arată că ideea „parcărilor solare” (acoperirea locurilor de parcare cu structuri pe care sunt montate panouri fotovoltaice) câștigă teren în Europa, pe fondul scăderii costurilor tehnologiei și al presiunii pentru decarbonizare. Agenția Internațională pentru Energie Regenerabilă (IRENA) este citată cu o medie în 2024 în care panourile solare ar fi fost cu 41% mai ieftine decât alternativele bazate pe combustibili fosili. De ce contează pentru companii și operatori: economii și monetizarea energiei Un argument central este că parcările pot produce electricitate fără a ocupa teren suplimentar, ceea ce reduce una dintre frânele clasice ale proiectelor fotovoltaice montate la sol (dificultăți de planificare și utilizare a terenului). În plus, infrastructura poate fi combinată cu puncte de încărcare pentru vehicule electrice, ceea ce poate reduce costul și complexitatea instalării lor acolo unde există cerere. În cazul Marii Britanii, materialul citează estimări inițiale ale guvernului potrivit cărora o parcare cu 80 de locuri ar putea economisi aproximativ 28.000 de lire sterline (aproximativ 32.000 de euro, adică aprox. 160.000 lei) pe an la facturile de electricitate, dacă instalează „garaje solare” și folosește întreaga energie produsă. Este menționată și posibilitatea ca operatorii să își recupereze o parte din investiție prin vânzarea energiei înapoi în rețea. Reglementarea începe să împingă piața: Franța , Slovenia, Germania Franța este prezentată ca exemplu de reglementare cu termene și sancțiuni. În 2022, țara a adoptat o legislație care impune acoperirea cu panouri solare a tuturor parcărilor existente și noi cu spațiu pentru cel puțin 80 de vehicule. Termenele diferă în funcție de mărime: parcări cu 80–400 de locuri: termen de cinci ani, până în 2027; parcări cu peste 400 de locuri: termen de trei ani, până în 2025; pentru amplasamentele mai mari, cel puțin jumătate din suprafață trebuie acoperită cu panouri. Guvernul francez estimează că măsurile ar putea adăuga 11 gigawați la rețea, suficient pentru alimentarea a aproximativ 12 milioane de locuințe, iar operatorii care ignoră mandatul riscă amenzi de până la 40.000 de euro pe an (aprox. 200.000 lei). Totuși, materialul notează că anul trecut Franța a relaxat mandatul, permițând parcărilor exterioare de peste 1.500 mp să acopere cel puțin jumătate din suprafață fie cu panouri solare, fie cu copaci care oferă umbră, fie cu o combinație. Reguli similare sunt menționate și în Slovenia (obligație pentru parcări reconstruite și noi de peste 1.000 mp), respectiv în mai multe regiuni din Germania, unde parcările noi au obligații privind energia solară în funcție de numărul de locuri. Marea Britanie: încă în faza de calibrare a politicii, cu studii de caz Pentru Marea Britanie, materialul indică faptul că guvernul a lansat anul trecut o „ cerere de dovezi ” pentru a înțelege cum poate valorifica potențialul parcărilor. Este dat ca exemplu un proiect „Park and Ride” din Leeds, pentru care se estimează o producție anuală de 852.000 kWh și o compensare de 471 de tone de carbon pe an, echivalentul eliminării a 203 mașini de pe drumuri, conform cifrelor citate. În același exemplu, este menționat că stocarea surplusului de energie produs în timpul zilei ar permite furnizarea de electricitate la un cost mai mic decât achiziția din rețea, iar amortizarea pentru punctele de încărcare a vehiculelor electrice ar fi estimată la sub 10 ani, pe baza unei medii de două încărcări pe zi în primul an. Ce urmează Din informațiile prezentate, direcția este o combinație între stimulente economice (economii la facturi și venituri din vânzarea energiei) și presiune de reglementare, cu diferențe între țări privind obligativitatea și termenele. Materialul notează explicit că nu toate statele sunt de acord cu această strategie, ceea ce sugerează că ritmul de implementare va depinde de cadrul legal local și de capacitatea operatorilor de a finanța investițiile. [...]
Intrarea în producție a parcului fotovoltaic de 146 MW de la Ghimpați ridică la 315 MW capacitatea solară conectată a Nofar în România , într-un moment în care ritmul de racordare la rețea rămâne un factor care poate influența direct calendarul și costurile proiectelor, potrivit Economica . Proiectul a fost „pus sub tensiune”, iar „injectarea treptată de energie în rețea a început oficial”, conform mesajului publicat de companie pe o rețea de socializare. Urmează, însă, pașii standard până la operarea comercială: o perioadă de probe, certificatul de conformitate de la operatorul de rețea, recepția finală, certificatul de racordare, apoi licența de operare de la ANRE, după care unitatea se poate înscrie la piață și poate începe vânzarea de energie electrică. Ce înseamnă proiectul de la Ghimpați în portofoliul Nofar Parcul din Ghimpați (județul Giurgiu, în apropiere de București) este a treia mare centrală fotovoltaică din România a dezvoltatorului israelian. Odată cu energizarea acestuia, Nofar indică un portofoliu total în dezvoltare în România de 849 MW în proiecte solare și 2,24 GWh în stocare (capacitate de stocare exprimată în energie, nu în putere). Compania spune că este în „etape avansate” de integrare a unui sistem de stocare de mare capacitate lângă instalația fotovoltaică, cu obiectivul de a crește utilizarea energiei și randamentul proiectului. Finanțare și calendar: miza se mută pe execuție și racordare În contextul extinderii portofoliului, Economica amintește că la finalul lui 2024 BERD și Raiffeisen Bank International au acordat o finanțare de 110 milioane euro (aprox. 550 milioane lei) pentru dezvoltarea a două parcuri fotovoltaice la Iepurești și Ghimpați, cu o capacitate totală instalată de 330 MW. Totodată, în noiembrie 2025, BERD a anunțat un pachet de finanțare de 192 milioane euro (aprox. 960 milioane lei) pentru centralele solare Slobozia, Corbii Mari și Iepurești II (extindere a proiectului energizat în iunie), cu o capacitate totală de 531 MW și o producție estimată de 676 GWh pe an. Pe partea de livrări, Andreea Gilicel, chief commercial officer al Nofar, a declarat în primăvară că firma este avansată cu portofoliul și că „în 2026” ar urma să livreze 400 MW, iar următorii în 2027. În același timp, oficialul a indicat întârzieri în derularea proiectelor, atât din motive birocratice, cât și din cauza conectării la rețea, care „nu se face suficient de rapid”. „Există, din păcate, diferenţe foarte mari între termenele teoretice şi cele reale, care în final afectează modelul de business al proiectelor.” „Din punctul nostru de vedere, ar trebui mai multă predictibilitate în raportare şi o comunicare mai eficientă cu autorităţile, un calendar mai clar şi de înţeles pentru toţi dezvoltatorii.” Context: cum se poziționează în „topul” proiectelor mari Economica notează că, în iunie, parcul de la Iepurești (Giurgiu) a fost energizat și urma să primească licența, fiind prezentat ca viitorul cel mai mare parc fotovoltaic din România, cu 169 MW și plan de extindere la 400 MW. În prezent, publicația indică drept record parcul de la Rătești (Argeș), de 155 MW, pus în funcțiune la finalul lui 2023 de Nofar împreună cu Econergy și deținut integral de Econergy în acest moment. Nofar Energy (OY Nofar Energy) este o companie israeliană de energie regenerabilă listată la bursa din Tel Aviv. [...]
Germania pregătește o reformă care taie treptat subvențiile pentru noile proiecte regenerabile din 2027, mutând sprijinul către capacități care nu sufocă rețeaua , pe fondul creșterii rapide a producției fotovoltaice, potrivit Newsweek . Miza economică și operațională este dublă: pe de o parte, costul bugetar al schemei de sprijin, pe de altă parte, limitările rețelei de transport, care nu a ținut pasul cu noile capacități și obligă operatorii să reducă producția în anumite intervale orare (cu despăgubiri pentru producători). Informația este atribuită de publicație agenției Bloomberg. Ce se schimbă în sistemul de sprijin Un proiect de lege publicat de Ministerul Economiei de la Berlin prevede ca, începând din 2027, noii producători de energie regenerabilă să primească sprijin „într-un mod care să fie benefic atât pentru piață, cât și pentru sistem”. Concret, reforma urmărește să recompenseze proiectele care răspund mai atent la cererea de energie și care nu agravează congestia din rețea. Printre modificările menționate în proiect: eliminarea treptată a tarifelor „feed-in” pentru noile instalații (schema prin care energia produsă este cumpărată la un preț stabilit de reglementator); posibilitatea ca operatorii de rețea să reducă plățile pentru noile proiecte în zonele unde rețeaua este frecvent congestionată (o variantă „mai blândă” față de o propunere anterioară criticată de dezvoltatori); limitarea subvențiilor și introducerea unui mecanism de recuperare a „profiturilor excesive”, pentru alinierea la cerințele Uniunii Europene; eliminarea subvențiilor pentru instalațiile fotovoltaice mai mici de 25 kW; cerințe mai frecvente ca proiectele mai mari să fie însoțite de stocare în baterii, pentru a muta livrarea de energie spre seară. De ce contează: costuri și blocaje în rețea Analiștii citați se așteaptă ca statul german să cheltuiască aproximativ 16 miliarde de euro (aprox. 81 miliarde lei) pentru sprijinirea energiei regenerabile în acest an, într-un context în care guvernul cancelarului Friedrich Merz vrea să reducă cheltuielile, inclusiv pentru pensii și asistență medicală. În paralel, creșterea capacităților regenerabile a fost accelerată de tarifele „feed-in” (acordate, de regulă, pentru 20 de ani) și de reducerea procedurilor birocratice, însă infrastructura de transport a rămas în urmă, ceea ce a dus la blocaje și la reducerea forțată a producției în anumite momente. Ținta de regenerabile rămâne, dar cu reguli mai stricte Deși taie din subvenții și schimbă arhitectura sprijinului, Ministerul Economiei își menține obiectivul ca ponderea energiei regenerabile în consumul brut de electricitate al Germaniei să ajungă la 80% până în 2030, de la aproximativ 58% în prezent, și intenționează să organizeze licitații suplimentare pentru noi capacități eoliene. Proiectul de lege este încă supus modificărilor, după ce ministerul a solicitat contribuții de la părțile interesate. Pentru context regional, Newsweek trimite și la analiza despre România: „Proiectele mari de panouri fotovoltaice și baterii din România pe bani europeni, în pericol. Care e problema?” . [...]
China a bifat un pas spre industrializarea eolianului de mare altitudine , după ce sistemul flotant de generare S4000 a trecut un test complet de operare, un prag care mută tehnologia din zona de prototipuri în cea de proiecte aplicabile. Potrivit IT之家 , validarea a fost realizată recent într-o bază de test din nord-vestul Chinei și este prezentată ca o „descoperire majoră” pentru eolianul de mare altitudine. Testul a acoperit întregul ciclu operațional: ridicare, menținere la altitudine, test de producere a energiei și recuperare controlată. Conform informațiilor citate de publicație dintr-un material CCTV News , toți indicatorii au îndeplinit cerințele, iar rezultatele ar confirma fiabilitatea sistemului în condiții „complexe și extreme” specifice zonelor de altitudine mare. Ce aduce S4000 față de generația anterioară S4000 este descris ca o iterație a modelului S2000, cu o configurație nouă și performanțe îmbunătățite. În datele prezentate: altitudine maximă de operare la ridicare: până la 4.000 de metri ; acoperire potențială: „majoritatea” zonelor din China, prin compatibilitate cu condițiile de amplasare; integrare: ar putea deservi direct cerințele rețelelor electrice principale (fără detalii tehnice suplimentare în material); durată de viață proiectată: 20 de ani . De ce contează: intrarea în planificarea națională și „veriga” de inginerie Materialul notează că eolianul de mare altitudine a fost inclus în planul național chinez „15-5” (al 15-lea ciclu de planificare) pentru dezvoltarea energiei regenerabile, ca tehnologie de energie curată „nouă” și prioritară. În acest context, reușita testului S4000 este prezentată ca acoperind o „verigă-cheie” pentru aplicarea la scară inginerească, cu potențial de a crește capacitatea de furnizare a energiei curate în zonele de altitudine mare. Publicația nu oferă un calendar de comercializare sau date despre capacități instalate ori costuri, astfel că impactul economic imediat nu poate fi cuantificat din informațiile disponibile. [...]
Ghidul AFM pentru baterii riscă să direcționeze ineficient 400 mil. lei și să creeze tratamente inegale între prosumatori, potrivit unei analize publicate de Economedia . Asociația Prosumatorilor și a Comunităților de Energie (APCE) spune că proiectul, aflat în consultare publică, conține șapte probleme juridice, de echitate și tehnice care pot duce la „discriminări” și la finanțarea unor investiții prost dimensionate sau a unor echipamente cu performanțe discutabile. Programul, lansat de Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor în consultare publică marți, 18 august, are un buget de 400 de milioane de lei și se adresează persoanelor fizice cu calitatea de prosumator. Finanțarea poate ajunge până la 15.000 de lei (cu TVA), dacă sunt îndeplinite criteriile de eligibilitate. Unde vede APCE riscurile: criterii care pot distorsiona alocarea banilor APCE reclamă că ghidul, în forma actuală, poate împinge beneficiarii către alegeri suboptime doar pentru a maximiza punctajul și poate exclude categorii fără o justificare suficientă: Neeligibilitate pentru cei care au deja o baterie instalată , ceea ce ar penaliza gospodăriile care au investit anterior din fonduri proprii și au înregistrat bateria în Certificatul de Racordare. Asociația invocă inclusiv riscuri de neconformitate cu principiul egalității de tratament (art. 16 din Constituție) și propune ca finanțarea să fie permisă pentru capacitatea nouă adăugată , în linie cu obiectivul de „creștere a capacităților noi de stocare”. Lipsa unei corelații tehnice între puterea fotovoltaică și capacitatea bateriei : AFM punctează separat cele două elemente, fără să impună un raport între ele, ceea ce ar putea încuraja baterii supradimensionate „pentru punctaj”, cu utilizare redusă în practică. Punctaj care favorizează instalațiile fotovoltaice mari , prin acordarea progresivă a punctajului până la 20 kW, deși sistemele rezidențiale uzuale sunt mai mici. APCE susține că, statistic, punctajul maxim ar putea fi accesibil doar pentru circa 3% dintre prosumatorii casnici. Probleme de date și specificații tehnice: GDPR și calitatea bateriilor Asociația mai indică două zone cu potențial impact de reglementare și de calitate a investiției: Accesul unor „persoane autorizate” la datele bateriei : ghidul ar obliga beneficiarul să permită colectarea de date despre energia stocată/descărcată/produsă/livrată, însă fără a defini suficient cine sunt aceste persoane, ce date se colectează, în ce scop și pentru cât timp. APCE reclamă posibile incompatibilități cu principiile GDPR și cu Data Act (legalitate, transparență, limitarea scopului, minimizarea datelor). Pragul de minimum 3.000 de cicluri pentru bateriile LiFePO₄ , considerat prea jos și insuficient definit tehnic. APCE arată că multe baterii rezidențiale moderne sunt specificate la 6.000–8.000 de cicluri și critică lipsa unor parametri precum DoD (adâncimea de descărcare), temperatura, C-rate sau capacitatea reziduală la finalul testului, fără de care cifra nu ar permite comparații relevante. Asociația cere minimum 6.000 de cicluri în condiții clar definite și garanții adecvate și/sau un prag minim de energie totală garantată procesată (MWh throughput). Ținta programului: stocare din solar, nu „arbitraj” cu energia din rețea O altă critică vizează faptul că programul este destinat stocării energiei din surse regenerabile, însă ghidul ar trebui, în opinia APCE, să includă reguli tehnice care să demonstreze că bateria finanțată este folosită pentru stocarea surplusului fotovoltaic, nu pentru încărcare din rețea când energia e ieftină și descărcare ulterioară (arbitraj tarifar). Asociația spune că nu este suficient un criteriu simplist de tip „AC sau DC”, ci e nevoie de reguli despre ce energie se stochează și cum se dovedește. Excluderea gospodăriilor off-grid APCE critică și excluderea gospodăriilor care nu sunt racordate la rețea (off-grid), pe motiv că nu au calitatea de prosumator și Certificat de Racordare. Asociația argumentează că, dacă obiectivele sunt stocarea energiei regenerabile și reducerea emisiilor de CO₂, AFM ar trebui să explice de ce o baterie într-o gospodărie conectată la rețea este eligibilă, iar una într-o gospodărie autonomă energetic nu este. Ce cere asociația și ce urmează APCE solicită corectarea ghidului înainte de lansarea oficială a programului și spune că schema, „care ar putea deservi peste 20.000 de prosumatori”, ar trebui să respecte trei principii: legalitate (criterii obiective și proporționale); echitate (fără penalizări nejustificate); calitate tehnică (baterii performante, corect dimensionate și durabile). Contextul consultării publice și criteriile programului au fost prezentate anterior de Economedia în materialul despre ghidul AFM pentru finanțarea bateriilor de stocare, disponibil aici . [...]
