Știri
Știri din categoria Energie verde
Un pachet de 510 milioane euro (aprox. 2,6 mld. lei) finanțează parcul eolian Peștera II din Constanța, unul dintre cele mai mari proiecte regenerabile din România, cu BCR și Erste Group Bank AG în rol de creditori principali, potrivit Economica. Componenta de finanțare acordată de BCR și Erste este de 151 milioane euro (aprox. 770 mil. lei), într-o tranzacție care arată cum proiectele mari de energie verde se închid tot mai mult prin structuri sindicalizate și instrumente de acoperire a riscurilor.
Proiectul Peștera II are o capacitate instalată de 392 MW și este amplasat pe raza comunelor Peștera și Ciocârlia (județul Constanța). Parcul eolian este așteptat să intre în funcțiune în 2028.
Finanțarea totală de 510 milioane euro este asigurată de un consorțiu format din șapte bănci comerciale locale și internaționale, în timp ce capitalul propriu este asigurat de proprietarii proiectului prin:
BCR și Erste Group Bank AG au rol de creditori principali și furnizori de soluții de hedging (instrumente de acoperire a riscurilor financiare, de regulă legate de dobânzi și curs valutar). În plus, BCR este Agent de Garanții și Agent de Facilitate și are rol de bancă emitentă de instrumente de garantare, respectiv bancă de administrare a conturilor curente.
Peștera II este prezentat ca cel mai mare proiect eolian din România subvenționat prin schema contractelor pentru diferență (CfD) derulată la finalul anului 2024. Proiectul s-a calificat pentru subvenții CfD pe 15 ani, pentru o putere instalată de 245 MW.
În 2025, BCR a acordat finanțări de peste 800 milioane euro (aprox. 4,1 mld. lei) sectorului energetic din România, prin structuri bilaterale sau sindicalizate, pentru proiecte care însumează peste 1.150 MW putere instalată. Din total, peste 300 milioane euro (aprox. 1,5 mld. lei) au mers către proiecte noi de energie regenerabilă.
Tranzacția a fost asistată de consultanți, inclusiv White & Case și Bondoc & Asociații (consilieri juridici ai sindicatului de bănci), EY (consultant financiar și fiscal) și Marsh (consultant de asigurări al finanțării). Într-un material separat, Economedia a relatat despre finanțarea de 151 milioane euro pentru proiect.
Recomandate
Retragerea Masdar lasă OMV fără un co-investitor așteptat, dar proiectul de hidrogen verde rămâne finanțat în mare parte , potrivit Profit . Compania arabă, cu capital de stat, era așteptată să vină cu „câteva sute de milioane de euro”, în baza unui acord angajant semnat în noiembrie anul trecut. OMV a declarat pentru Reuters că ieșirea Masdar din acordul privind construcția și operarea uzinei de electroliză nu afectează proiectul în sine, al cărui cost este estimat la aproximativ 600 de milioane de euro (aprox. 3,0 miliarde lei), și care „rămâne finanțat în mare parte”. Cum arată finanțarea după retragerea partenerului Din informațiile prezentate, proiectul are deja piloni de finanțare importanți: Banca Europeană de Investiții a aprobat un împrumut de 450 de milioane de euro (aprox. 2,25 miliarde lei) pentru construcția uzinei; Austria a indicat că va oferi finanțare publică. OMV a precizat că decizia Masdar ar fi fost determinată de „schimbări strategice la Abu Dhabi”, potrivit presei austriece, fără alte detalii. Stadiul proiectului și calendar Uzina de electroliză de 140 MW este construită la Bruck an der Leitha, în Austria. Construcția a început în septembrie anul trecut, iar punerea în funcțiune este preconizată pentru 2027. Compania o descrie drept cea mai mare unitate de producție a hidrogenului verde din Austria și una dintre primele cinci la nivel european. Relația OMV–Abu Dhabi rămâne relevantă Chiar dacă Masdar se retrage din acest proiect, OMV își menține legături strânse cu Abu Dhabi: compania petrolieră de stat ADNOC deține 24,9% din grupul austriac, iar cele două grupuri și-au unit recent diviziile de produse chimice sub egida Borouge International, formând un jucător major în industria materialelor plastice, cu operațiuni inclusiv în România. În paralel, Masdar a semnat un acord de colaborare și cu Hidroelectrica pentru înființarea unui joint-venture în zona proiectelor de energie verde, conform Profit . [...]
BCR și Erste Group pun pe masă 132 mil. euro (aprox. 694 mil. lei) pentru parcul eolian Urleasca , o finanțare care împinge proiectul în faza de construcție și arată cum schema de sprijin prin contracte pentru diferență (CfD) începe să „bancabilizeze” investițiile mari în energie regenerabilă, potrivit Ziarul Financiar . Finanțarea vizează construcția parcului eolian Urleasca, cu o capacitate de 77 MW, dezvoltat în județul Brăila de grupul norvegian Scatec. Din totalul de 132 mil. euro, contribuția BCR este de 76 mil. euro (aprox. 400 mil. lei). Odată obținută finanțarea, proiectul intră în execuție, iar începerea operării comerciale este estimată pentru a doua jumătate a anului 2028. Cum este asigurată vânzarea energiei: CfD plus piața angro Aproximativ 57% din producția estimată a parcului este acoperită de un contract pentru diferență (CfD) – un mecanism prin care veniturile producătorului sunt stabilizate în jurul unui preț de referință, reducând riscul de piață. Restul energiei urmează să fie vândut pe piața angro din România. Ce înseamnă proiectul pentru Scatec și cine îl construiește Urleasca este primul proiect eolian pe uscat al Scatec în Europa și completează portofoliul fotovoltaic de 190 MW pe care grupul îl are în construcție în România. Scatec deține integral proiectul, iar compania OX2 va gestiona construcția până la punerea în funcțiune, în baza unui acord de construcție și transfer de active. Ulterior, Scatec va asigura operarea, mentenanța și administrarea parcului. Context: expunerea BCR pe energie în 2026 BCR a acordat în primul semestru din 2026 finanțări de 450 mil. euro pentru sectorul energetic, dintre care peste 362 mil. euro au mers către proiecte de energie regenerabilă. Din această sumă, 288 mil. euro au finanțat proiecte eoliene, 41 mil. euro capacități solare și 33 mil. euro investiții în baterii pentru stocarea energiei. Pentru Scatec, aceasta este a doua finanțare acordată de BCR în România: anterior, banca a finanțat cu 42,5 mil. euro portofoliul fotovoltaic Dobrun și Sadova, cu o capacitate totală de 190 MW, în județele Dolj și Olt. [...]
România ar urma să ajungă la minimum 4 GW putere în stocarea de energie până la finalul lui 2027 , un nivel care ar putea reduce diferența dintre prețurile din orele de consum redus („gol”) și cele de vârf, potrivit Economica , care citează declarațiile lui Liviu Gavrilă (RWEA), consemnate de Agerpres . Estimarea vine în contextul în care, potrivit lui Gavrilă, România ar urma să încheie anul acesta cu o capacitate de stocare de 2 GW, la 4 GW putere instalată. De ce contează: efect potențial asupra prețurilor și stabilității sistemului În viziunea reprezentantului RWEA, creșterea stocării către 6–7 GW, cu o durată minimă de 3–4 ore, ar aduce un plus de stabilitate sistemului energetic și ar contribui la diminuarea „ecartului mare” dintre prețurile din orele de gol și cele din orele de vârf. Tot el a argumentat că dimensionarea stocării ar trebui făcută în funcție de nevoile României, luând în calcul mixul energetic, perspectivele economice și climatice, precum și evoluția consumului și a proiectelor din piață, nu prin comparații punctuale cu țări vecine. Context regional și evenimentul în care a fost făcut anunțul Ca reper regional, Gavrilă a indicat că Bulgaria ar avea în prezent o capacitate de stocare între 6 și 8 GW putere, iar capacitatea instalată ar fi între 12 și 15 GW. Declarațiile au fost făcute la lansarea celei de-a treia ediții a Codului de Bune Practici pentru Energia Regenerabilă din România , inițiativă lansată de Asociația Industriei Fotovoltaice și a Stocării din România (RPIA) și Asociația Română pentru Energie Eoliană (RWEA), joi, 1 octombrie. [...]
Prefectura Buzău investește 520.239 lei în baterii pentru a reduce factura la energie și pentru a folosi local electricitatea produsă de panourile fotovoltaice, în loc să o livreze în rețea și să o compenseze ulterior, potrivit Agerpres . Proiectul, intitulat „Instalarea de capacități de stocare a energiei electrice produse din surse regenerabile la Instituția Prefectului-Județul Buzău”, este finanțat din Fondul pentru modernizare , prin măsura de sprijin pentru dezvoltarea de noi capacități de stocare a energiei din surse regenerabile pentru entități publice. Prefectul Leonard Dimian a explicat că instituția avea deja panouri solare și invertor pentru livrare în rețea, iar acum folosește finanțarea europeană pentru a achiziționa elemente de stocare, astfel încât energia produsă să fie utilizată direct de instituție. De ce contează: consumul propriu devine mai avantajos decât compensarea în rețea Conducerea Prefecturii se așteaptă la reducerea costurilor cu energia electrică și la scăderea amprentei de carbon. Dimian a arătat că, pentru instituție, consumul relevant este în timpul zilei, când se produce și energia fotovoltaică, în timp ce noaptea consumul este redus, deoarece instalațiile sunt închise. „Nu este avantajos să compensezi ce introduci în rețea, cu ce consumi ulterior din rețea.” În același context, prefectul a menționat că instituția are costuri ridicate cu energia, inclusiv pe fondul creșterii consumului asociat pompelor de căldură, după trecerea de la încălzirea pe gaze. Context: clădire reabilitată, cu panouri și pompe de căldură Sediul Prefecturii Buzău a fost încadrat în clasa A+ de eficiență energetică după finalizarea reabilitării, în prima parte a anului 2026. Potrivit informațiilor transmise, au fost instalate: 103 panouri fotovoltaice și 3 panouri solare; sisteme de încălzire și răcire cu pompe de căldură de mare capacitate, recuperatoare de căldură și management automatizat; un sistem de iluminat refăcut cu componente noi, cu consum redus de energie. [...]
Panourile solare pe acoperiș nu pot înlocui rapid fermele solare, iar motivul ține mai ales de politici publice și costuri , potrivit unei analize publicate de BGR . Chiar dacă tehnic o locuință poate ajunge să funcționeze 100% pe energie solară, consumatorii mari – în special centrele de date – mențin nevoia de capacități dedicate, la scară industrială. La nivel operațional, comparația de scară rămâne dificilă pentru acoperișuri. BGR notează că o fermă solară de 100 MW poate ocupa 640 de acri (aprox. 259 de hectare), ceea ce ar însemna acoperirea cu panouri a cel puțin aceleiași suprafețe de acoperișuri pentru a o „anula” – și, în practică, chiar mai mult, deoarece instalațiile la scară de utilitate sunt mai eficiente decât panourile montate fragmentat pe proprietăți private. De ce fermele solare rămân relevante: eficiență și consumatori mari Argumentul central este că locuințele nu sunt cei mai mari consumatori de energie. În „era centrelor de date”, necesarul de panouri pentru a alimenta astfel de clădiri arată, în interpretarea publicației, că fermele solare au în continuare un rol puternic în mixul energetic. În plus, eficiența mai bună a proiectelor la scară mare (utility-scale) înseamnă că aceeași cantitate de energie poate fi obținută mai predictibil și mai concentrat decât prin mii sau milioane de instalații mici, dispersate. Ce ar putea schimba ecuația: acoperișuri peste tot, dar cu condiții greu de îndeplinit BGR admite că panourile pot fi instalate pe „aproape orice tip de acoperiș” și că, teoretic, dacă fiecare clădire ar avea panouri, fermele solare ar putea deveni redundante. Ca exemplu de ordinul mărimii, publicația compară cea mai mare fermă solară din SUA , din deșertul Mojave, care acoperă peste 4.600 de acri (aprox. 1.861 de hectare), cu suprafața de teren urban „conveiat sau dezvoltat” din Las Vegas, de 44.000 de acri (aprox. 17.806 hectare). Ideea: la nivel de oraș, există suficientă suprafață construită încât, în scenariul maximal, acoperișurile ar putea face o parte din capacitățile dedicate mai puțin necesare. Principalul blocaj: reglementarea și economia investiției Motivul pentru care nu vedem panouri pe fiecare acoperiș este, în analiza BGR, „lipsa politicilor publice”. Concret, ar fi nevoie de: un cadru reglementat prin care persoanele și companiile să poată transfera energia în exces în rețea; prețuri standardizate pentru servicii și utilități legate de solar. Pe partea economică, fără stimulente guvernamentale, mulți sunt descurajați de costul inițial ridicat și de perioada lungă de recuperare. Publicația menționează un reper: poate dura până la 15 ani până când panourile instalate acasă „se plătesc singure”. În cazul instalațiilor comerciale, recuperarea este de regulă mai rapidă, dar rămâne un efort financiar pe care nu toți vor să și-l asume. În scenariul în care panourile ar deveni obligatorii pentru clădiri rezidențiale și comerciale, BGR subliniază că ar fi necesare și măsuri de eficientizare dificil de generalizat: reducerea umbrelor pe proprietate și baterii pentru stocarea energiei în exces. Concluzia analizei este că aceste condiții nu sunt nici deosebit de dorite, nici practice la scară largă, ceea ce face puțin probabilă, pe termen scurt, „ieșirea din joc” a fermelor solare. [...]
Parcul eolian Green Breeze din Galați a intrat în producție comercială , un pas care aduce în piață energie regenerabilă nouă și consolidează portofoliul operațional al dezvoltatorului suedez OX2 în România, potrivit Profit . Proiectul, situat în principal în comuna Cuca (județul Galați), a primit licență de exploatare comercială de la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) după finalizarea lucrărilor de construire și racordare la rețea, precum și a probelor de producție. Lucrările au început la jumătatea lunii noiembrie 2024, iar parcul a fost energizat și conectat la rețea în mai 2026. Green Breeze are 16 turbine Vestas V162-6,2 MW și o producție anuală estimată la aproximativ 312 GWh, suficientă pentru consumul de electricitate a aproape 51.000 de gospodării, conform datelor din articol. Totodată, proiectul ar urma să evite emisii de circa 150.000 de tone de CO₂ pe an. Tranzacția și operarea: OX2 predă proiectul către Nala Renewables OX2 a predat parcul eolian proprietarului său, Nala Renewables, după ce proiectul a fost inițiat de suedezi și vândut ulterior către Nala. Conform informațiilor citate de publicație, Nala Renewables este un joint-venture între grupul Trafigura și fondul de investiții IFM Investors (Melbourne). Prețul de vânzare al proiectului a fost de aproape 214 milioane euro (aprox. 1,07 miliarde lei). Deși a vândut activul, OX2 rămâne implicată în operare: compania a construit parcul și îl operează după finalizare, în baza acordului semnat cu Nala Renewables. Green Breeze este primul proiect al OX2 din România ajuns în faza de operare comercială, iar predarea coincide cu împlinirea a cinci ani de activitate a OX2 pe piața locală. Legătura cu Apple: contract pe 12 ani, dar fără livrare fizică de energie În paralel, proiectul are și o componentă de finanțare/hedging (acoperire a riscului de preț) asociată unui acord pe termen lung cu Apple. Potrivit articolului, Apple a încheiat anul trecut un contract de tip Power Purchase Agreement (PPA) pe 12 ani, care acoperă o proporție semnificativă din producția viitoare a parcului. Publicația precizează însă că este un „PPA pur virtual”, adică un contract strict financiar, fără livrare fizică de energie către Apple: energia este vândută de operator pe piața angro, iar Apple primește certificate care atestă contribuția la dezvoltarea producției de energie regenerabilă, în sprijinul obiectivelor sale de decarbonare. Ce urmează pentru OX2 în România OX2 mai are în România trei proiecte eoliene, cu o capacitate totală de aproximativ 300 MW, aflate în construcție sau care urmează să intre în această etapă în scurt timp. În plus, compania are în dezvoltare proiecte eoliene onshore, sisteme de stocare a energiei în baterii (BESS) și proiecte solare, cu o capacitate totală de 1,2 GW, conform datelor din articol. [...]
