Știri
Știri din categoria Energie verde
Grupul PPC anunță finalizarea celui mai mare ansamblu fotovoltaic din Europa, potrivit Economedia. Grupul grec, prezent și pe piața din România, spune că proiectele au o producție anuală medie de 3.150 GWh, echivalentul a aproape 6% din cererea anuală a sistemului interconectat al Greciei.
Ansamblul include parcuri fotovoltaice cu o capacitate totală de 2.130 MW, iar energia produsă ar acoperi consumul a aproximativ 750.000 de gospodării. Compania estimează că funcționarea centralelor va preveni peste 1,5 milioane de tone de emisii de CO₂ pe an. Proiectele sunt amplasate în nordul Greciei, în zone precum Amyntaio și Ptolemaida, pe terenuri provenite din foste exploatări de lignit.
„Macedonia de Vest, regiune din nordul Greciei, devine noul hub de energie verde al țării, găzduind cel mai mare cluster fotovoltaic din Europa.”
În Macedonia de Vest, PPC indică drept proiecte-cheie centrala „Phoebe” (550 MW, producție anuală estimată de 880 GWh), complexul fotovoltaic Amyntaio (940 MW, dezvoltat în cooperare cu RWE, cu producție anuală estimată de 1.500 GWh), „Helios Velos 1” (200 MW, 320 GWh/an), precum și „Exochi 7” și „Akrini” (câte 80 MW fiecare, 122 GWh/an). În plus, grupul menționează existența altor zece sisteme fotovoltaice mai mici, amplasate tot pe foste mine de lignit.
Compania leagă extinderea producției de investiții în stocare, pentru a gestiona variațiile specifice energiei solare. PPC Renewables a finalizat două sisteme de stocare electrochimică (în baterii) în Ptolemaida și Meliti, cu o capacitate instalată totală de 98 MW și o capacitate de stocare de 196 MWh, și construiește un al treilea sistem în Amyntaio (50 MW și 200 MWh), așteptat să fie gata „în lunile următoare”. Grupul mai spune că a obținut aprobările pentru două proiecte de stocare prin pompare în Kardia (320 MW timp de opt ore) și South Field (240 MW timp de 12 ore), acesta din urmă având un cost de investiție indicat la 310 milioane de euro.
Recomandate
Zece clădiri și obiective publice din Sibiu vor fi alimentate cu energie produsă local , după o investiție de 4,61 milioane lei care vizează reducerea costurilor cu electricitatea și creșterea independenței energetice a municipalității, potrivit Ziarul Financiar . Proiectul este finanțat din fonduri europene nerambursabile prin Fondul pentru Modernizare al Ministerului Energiei. Din totalul de 4,61 milioane lei, 3,36 milioane lei reprezintă finanțare europeană, iar diferența este acoperită din bugetul local, ca contribuție proprie și pentru cheltuieli neeligibile. Ce se instalează și ce producție este estimată În cadrul proiectului vor fi montate 919 panouri fotovoltaice cu microcristalin, împreună cu sistemele tehnice necesare funcționării. Producția estimată este de circa 602 MWh/an, nivel considerat suficient pentru acoperirea necesarului de energie al obiectivelor incluse. Contractantul va furniza și un sistem/aplicație de monitorizare a funcționării instalațiilor. Municipalitatea estimează și un efect de mediu: reducerea emisiilor cu 180 tone echivalent CO2 anual. Unde vor fi montate panourile Panourile fotovoltaice vor fi instalate pe următoarele clădiri și obiective publice: Cantina Municipiului (Calea Gușteriței) sediul Primăriei Sibiu (b-dul Victoriei) sediul Direcției Fiscale și al Poliției Locale (str. Turismului) Cimitirul Municipal Grădina Zoologică unele adăposturi de animale Colegiul Tehnic Energetic Școala Gimnazială nr. 18 Școala Gimnazială nr. 20 Școala Gimnazială nr. 8 (str. Lupeni) Colegiul Economic „George Barițiu” (str. Oituz) Ce urmează: stocare și statut de prosumator Separat de acest proiect, Primăria Sibiu intenționează să depună o cerere de finanțare europeană pentru achiziția de baterii de stocare, după deschiderea liniilor de finanțare. Scopul este ca surplusul de energie neconsumat imediat să poată fi păstrat, pentru o independență mai mare inclusiv în perioadele fără soare. În același timp, clădirile ar putea deveni prosumatori – adică ar putea livra în rețeaua electrică centralizată surplusul de energie produs de instalații. Context: investiții mai mari în producție locală pentru consum public În paralel, municipalitatea are în derulare sau a finalizat proiecte de eficiență energetică pentru 19 clădiri publice și 24 de blocuri. Totodată, a fost inițiată și urmează să se implementeze o investiție pentru un parc fotovoltaic în Dealul Dăii, cu o capacitate instalată de 4,8312 MW și o producție anuală de 6.468,574 MWh, proiect evaluat la peste 40 de milioane lei, destinat alimentării iluminatului public din oraș, modernizat în proporție de peste 65% cu corpuri eco-eficiente, comandate și monitorizate prin telegestiune. [...]
Electro-Alfa International a început lucrările la un parc fotovoltaic de 34,6 milioane lei (fără TVA) pe amplasamentul CET 2 Holboca din Iași, un proiect care mută o zonă cu istoric industrial spre producție de energie regenerabilă și care va injecta energie în Sistemul Energetic Național, potrivit Economedia . Investiția este derulată pentru Primăria Iași și este prezentată ca cel mai mare parc fotovoltaic construit de o administrație publică din România. Proiectul urmează să fie finalizat în următoarele 9 luni, Electro-Alfa International fiind liderul execuției prin Divizia de Business Energie Verde, în asociere cu CRC Energy, conform contractului semnat cu municipalitatea. Ce se construiește la Holboca și ce capacitate va avea Conform datelor tehnice din proiect, centrala fotovoltaică va avea o putere instalată de 9.801 kWp și va include peste 13.000 de panouri fotovoltaice de 750 Wp. Producția medie estimată este de 9.849 MWh/an, iar amplasamentul ocupă circa 75.000 mp din zona fostului depozit de cărbune al CET 2 Holboca. În configurația descrisă, proiectul include și infrastructura necesară racordării și operării: invertoare on-grid (echipamente care convertesc energia produsă de panouri pentru a putea fi livrată în rețea), echipamente de protecție și măsură, trei posturi de transformare, lucrări în stația de înaltă tensiune, precum și sistem de monitorizare și control (SCADA). Context: investiții mai largi în modernizarea sistemului energetic local Primarul Mihai Chirica a indicat că parcul va produce și injecta energie în sistemul energetic național pe tot parcursul anului. În paralel, Primăria Iași a lansat o licitație pentru modernizarea CET I Iași și CET II Holboca, o investiție cu fonduri europene de peste 200 de milioane de lei, iar edilul a mai menționat și intenția de a construi o instalație de stocare a energiei electrice cu o capacitate de cel puțin 20 MW, în cadrul etapelor viitoare descrise. Miza pentru Electro-Alfa: extinderea segmentului EPC și portofoliul de parcuri în execuție Pentru Electro-Alfa International, proiectul se înscrie în dezvoltarea serviciilor EPC (inginerie, achiziții și execuție) prin diviziile operaționale dedicate. CEO-ul companiei, Ștefan Petrea, a legat explicit parcurile fotovoltaice de strategia de diversificare pentru stabilitatea pe termen lung. Compania este listată la Bursa de Valori București din 3 martie, sub simbolul EAI, după o ofertă publică inițială în februarie 2026, în valoare de 544,3 milioane lei. Potrivit informațiilor citate, capitalizarea bursieră este de peste 3 miliarde lei (aproape 580 milioane euro), cu 82% peste evaluarea din perioada IPO. În prezent, Electro-Alfa International are în execuție 5 parcuri fotovoltaice, în București și în județele Alba, Bihor, Hunedoara și Iași. Ce urmează În următoarele luni, principalul reper operațional este termenul de 9 luni pentru finalizarea parcului de la CET 2 Holboca. Separat, pentru componenta de modernizare a CET-urilor și pentru stocarea de energie, următorii pași depind de derularea licitațiilor și de implementarea etapelor anunțate de municipalitate. Pentru context suplimentar despre pachetul de modernizare CET I și CET II, Economedia a relatat anterior despre reluarea licitațiilor și evoluția costurilor, în materialul dedicat: Economedia . [...]
Electro-Alfa International demarează un parc fotovoltaic de 34,6 milioane lei pe amplasamentul CET 2 Holboca din Iași, un proiect de reconversie a unei zone cu istoric industrial care adaugă aproape 10 MW putere instalată și o producție anuală estimată la circa 9.849 MWh, potrivit Profit . Proiectul are o valoare de 34,6 milioane lei, fără TVA, și vizează transformarea unei suprafețe de aproximativ 75.000 mp din zona fostului depozit de cărbune al CET 2 Holboca într-o unitate de producție de energie din surse regenerabile. Parametrii tehnici și producția estimată Centrala fotovoltaică va avea o putere instalată de 9.801 kWp și va include montarea a peste 13.000 de panouri fotovoltaice de 750 Wp. Producția medie anuală estimată este de 9.849 MWh. Din punct de vedere al echipării, proiectul include: panouri fotovoltaice de înaltă eficiență; invertoare on-grid (conectate la rețea) pentru conversia energiei; echipamente de protecție, comandă și măsură; trei posturi de transformare; lucrări în stația de înaltă tensiune pentru racordarea la rețeaua electrică; sisteme de monitorizare și control (SCADA); infrastructura auxiliară necesară pentru funcționare în siguranță în rețeaua de distribuție. Execuție și calendar Parcul fotovoltaic urmează să fie finalizat în următoarele 9 luni. Lucrările sunt realizate de Electro-Alfa International, prin Divizia de Business Energie Verde, în calitate de lider, în asociere cu CRC Energy, pe baza contractului de execuție semnat cu Primăria Iași. Context: companie listată și extindere industrială Electro-Alfa International activează în echipamente electrice de medie și joasă tensiune, proiecte EPC (inginerie, achiziții și execuție) și soluții de eficiență energetică. Compania s-a listat la Bursa de Valori București pe 3 martie, sub simbolul EAI, după o ofertă publică inițială derulată în februarie 2026, în valoare de 544,3 milioane lei. În prezent, capitalizarea bursieră este de peste 3 miliarde lei (aproape 580 milioane euro), cu 82% peste evaluarea din perioada IPO, conform informațiilor din articol. Tot recent, compania a inaugurat, împreună cu SGB-SMIT Group, o fabrică de transformatoare la Botoșani, investiție evaluată la aproximativ 20 milioane euro. [...]
Reutilizarea palelor de turbine eoliene ca grinzi pentru poduri pietonale prinde contur în Europa, ca soluție practică la una dintre cele mai costisitoare și controversate probleme ale industriei: ce faci cu palele vechi, greu de reciclat, după scoaterea din funcțiune a turbinelor, potrivit BGR . Turbinele eoliene sunt proiectate, în general, pentru o durată de viață de 20–25 de ani, iar recuperarea investiției inițiale poate dura aproape un deceniu. Deși aproximativ 90% din componentele unei turbine sunt reciclabile, conform Departamentului Energiei din SUA, palele rămân o excepție importantă: sunt fabricate din fibră de sticlă ranforsată, un material dificil de procesat la final de viață. De ce contează: valul de dezafectări pune presiune pe soluțiile de „sfârșit de viață” Pe măsură ce numărul instalărilor a crescut în ultimele decenii, se apropie și un val de dezafectări. Estimările citate indică: în Europa, circa 7,6 milioane de tone de pale dezafectate până în 2050; în Europa, peste 40.000 de turbine care vor trebui dezafectate până în 2030 și peste 80.000 până în 2040; la nivel global, peste 200.000 de turbine ar urma să ajungă la dezafectare până în 2040. În acest context, trimiterea palelor la groapa de gunoi rămâne un subiect sensibil, inclusiv din cauza impactului depozitelor de deșeuri asupra emisiilor de metan, menționat în material. Cum funcționează soluția: palele devin grinzi pentru poduri pietonale Ideea folosirii palelor dezafectate ca grinzi (elemente structurale care preiau sarcina) pentru poduri pietonale a pornit în 2019, în Irlanda, și a dus la un demers de tip business numit BladeBridge. Ulterior, cercetătorii au format Re-Wind Network , cu participarea mai multor universități și instituții, inclusiv Georgia Institute of Technology și University College Cork . Rețeaua a anunțat la începutul lui 2022 construirea unui pod pietonal funcțional în Cork, Irlanda, folosind două pale dezafectate drept grinzi, cu vârful palelor îngropat în sol pentru sprijin. Până în 2025, un proiect similar a fost realizat în zona Atlanta (SUA), folosind o pală dezafectată în Colorado, pentru a oferi acces într-o zonă anterior greu utilizabilă a unui parc, prin traversarea unui pârâu. Cei implicați în proiectul din Atlanta au descris demersul drept „reutilizare” (folosirea directă a componentei existente), nu reciclare a materialului. Ce urmează: de la proiecte punctuale la opțiuni industriale Înaintea construcției primului pod, cercetătorii au testat palele pentru a verifica variațiile de rezistență pe lungimea deschiderii și au analizat comportamentul la întindere, compresiune și sarcină. Designul a fost modelat și verificat prin teste computaționale suplimentare pentru siguranță. Pentru industrie, miza este extinderea unor astfel de utilizări care evită depozitarea și reduc presiunea asupra reciclării palelor – o zonă unde, spre deosebire de alte componente ale turbinelor, soluțiile sunt încă limitate. [...]
Fermele care mizează pe fotovoltaice pentru continuitatea activității rămân expuse la întreruperi de curent dacă nu includ în proiect baterii și echipamente pentru funcționare „în regim izolat ”, potrivit unei analize publicate de Agronet . Consecința practică este una operațională: în multe configurații conectate la rețea, panourile nu țin ferma în funcțiune când cade alimentarea publică, chiar dacă produc energie în acel moment. De ce panourile nu „țin lumina aprinsă” la o pană de curent Majoritatea instalațiilor fotovoltaice conectate la rețea se opresc automat când rețeaua publică are o întrerupere, o măsură de siguranță pentru protejarea echipelor care lucrează la remedierea avariilor. Asta înseamnă că simpla existență a panourilor nu garantează alimentarea consumatorilor din fermă în timpul unei pene. Pentru a asigura energie consumatorilor esențiali, proiectul are nevoie de componente suplimentare, precum: invertor compatibil cu funcționarea în regim izolat (independent de rețea); sistem de separare sigură față de rețea; baterii; automatizare pentru selectarea consumatorilor prioritari; eventual, generator de rezervă. În zootehnie, autonomia poate fi critică pentru muls, ventilație, răcirea laptelui, alimentarea cu apă și distribuirea furajelor. În vegetal, lista de consumatori sensibili include pompele de irigații, instalațiile frigorifice, uscătoarele și ventilația din depozite. Investiția reală: sistemul, nu doar panourile Analiza arată că un proiect fotovoltaic nu înseamnă doar modulele montate pe acoperiș sau pe teren, ci și elemente precum structura de susținere, cablurile și tablourile electrice, proiectarea și autorizarea, lucrările de racordare, monitorizarea, protecțiile electrice, plus bateria (dacă este prevăzută). În unele cazuri, pot apărea și costuri pentru consolidarea acoperișului sau modernizarea instalației electrice existente. Agronet notează că valorile financiare citate dintr-o analiză BGR se referă la piața americană și nu pot fi transferate direct în România; pentru ferme, costul și perioada de recuperare depind de puterea instalată, profilul orar al consumului, soluția de racordare, finanțare și câtă energie este utilizată direct în exploatație. Dimensionarea bateriei și riscul de subdimensionare Un punct cheie este că bateria trebuie dimensionată după puterea și durata de funcționare necesare, nu doar după mărimea instalației fotovoltaice. Un sistem care poate susține iluminatul și aparatura administrativă nu va alimenta automat pompe, compresoare sau motoare de putere mare, avertizează analiza. Costuri pe durata de viață: înlocuiri înaintea panourilor Panourile au, de regulă, o durată de exploatare mai lungă decât alte componente. Conform BGR (citat de Agronet), invertoarele ar avea o durată de viață de aproximativ 5–15 ani pe piața americană, iar bateriile litiu-ion sunt frecvent vândute cu garanții în jurul a zece ani. Pentru o fermă, asta înseamnă că în calculul economic trebuie inclusă posibilitatea înlocuirii invertorului și degradarea treptată a capacității bateriei. Racordarea poate limita proiectul, indiferent de suprafața disponibilă Suprafața pentru panouri nu este singurul criteriu de dimensionare. Puterea aprobată prin racordare, capacitatea transformatorului, tablourile electrice și condițiile rețelei locale pot limita cât se poate instala sau livra. În unele situații, pot fi necesare lucrări precum înlocuirea tabloului general, cabluri cu secțiune mai mare, transformator nou/modernizat sau limitarea injecției în rețea, ceea ce poate crește costul și durata implementării. Autoconsumul rămâne criteriul economic principal Agronet subliniază că proiectul este mai ușor de justificat când consumul fermei coincide cu orele de producție solară. Un sistem supradimensionat față de consumul din timpul zilei poate genera surplus neutilizat direct, reducând avantajul economic dacă valorificarea acestuia este mai puțin favorabilă decât energia cumpărată din rețea. Concluzia analizei: panourile pot reduce expunerea la variațiile prețului energiei, dar nu oferă automat independență energetică și nici o recuperare rapidă a investiției; rezultatul depinde de dimensionare, profilul de consum și includerea tuturor costurilor pe durata de funcționare. [...]
Trecerea la panouri solare acasă poate întârzia economiile și poate adăuga costuri ascunse , mai ales după dispariția unor stimulente fiscale și în condițiile unor limitări tehnice și de reglementare, potrivit unei analize BGR . În esență, deși energia solară rezidențială promite facturi mai mici și o dependență redusă de furnizorii tradiționali, decizia implică investiții inițiale mari, cheltuieli ulterioare pentru componente-cheie și, uneori, constrângeri locale care reduc producția posibilă. Pentru proprietari, miza practică este perioada de recuperare a investiției și riscul ca „independența energetică” să coste mai mult decât pare în ofertele inițiale. Investiția inițială rămâne principalul obstacol financiar Costul instalării unui sistem rezidențial în SUA este estimat în analiză la 15.000–30.000 de dolari (aprox. 69.000–138.000 lei ) în 2026, înainte de stimulente. Publicația notează că finanțarea poate reduce efortul imediat, dar adaugă costuri suplimentare. Un element care schimbă semnificativ calculele este că creditul fiscal federal de 30% pentru sistemele cumpărate a expirat în 2025 . În acest context, perioada de recuperare pentru un sistem plătit cash ar fi crescut de la circa 6 ani la până la 10 ani , în funcție de stat și de tarifele locale la electricitate. Consecința economică: economiile „vizibile” în factură pot veni mult mai târziu decât se așteaptă mulți proprietari. Fără baterii, dependența de rețea continuă la penele de curent Deși panourile pot produce energie ziua, majoritatea sistemelor rezidențiale rămân conectate la rețea. Asta înseamnă că, în cazul unei întreruperi locale (reparații sau blackout), locuința poate rămâne fără curent chiar și atunci când soarele este sus. Soluția indicată este instalarea de baterii, însă analiza avertizează că acest cost este adesea omis din ofertele inițiale și poate fi comparabil cu un sistem de bază. Ca reper, Tesla Powerwall este menționat la aprox. 12.000 de dolari (aprox. 55.000 lei ). Practic, „independența” față de rețea devine un upgrade scump, nu un beneficiu automat. Contractele de leasing/PPA pot complica vânzarea unei locuințe Panourile pot crește valoarea unei proprietăți, dar efectul depinde de modul de plată. Dacă proprietarul a ales finanțare sau un PPA (power purchase agreement – contract de cumpărare a energiei produse) , cumpărătorul trebuie să accepte preluarea contractului și să treacă prin aprobarea de credit a companiei, iar transferul poate dura. Un detaliu operațional important: unele companii de leasing depun un UCC-1 (un tip de înscriere/garanție asupra echipamentului) care apare la verificările de titlu, iar acest lucru poate întârzia închiderea tranzacției; unii creditori ipotecari pot refuza finanțarea până la clarificare. Dacă viitorul cumpărător nu preia contractul, soluția uzuală este achitarea soldului înainte de vânzare, ceea ce poate reduce suma netă obținută de vânzător. Costuri ulterioare: invertorul și bateria se înlocuiesc înaintea panourilor Chiar dacă durata de viață a panourilor este frecvent prezentată la 25–30 de ani , sistemul include componente care se uzează mai repede. Invertorul (echipamentul care transformă energia produsă în electricitate utilizabilă) are, potrivit analizei, o durată de viață de 5–15 ani , ceea ce face probabilă cel puțin o înlocuire înainte ca panourile să ajungă la final. Costul de înlocuire al invertorului este indicat la până la 3.000 de dolari (aprox. 14.000 lei ). În plus, bateriile litiu-ion vin, de regulă, cu garanții de funcționare de 10 ani și își pierd din capacitate în timp, ceea ce trebuie inclus în calculele de cost total. Reglementările locale pot limita producția și pot cere upgrade-uri de infrastructură Chiar și cu spațiu suficient pe acoperiș, producția poate fi limitată de reguli electrice și de siguranță. Analiza dă exemplul „ regulii de 120% ”, care limitează suma dintre curentul întrerupătorului principal și curentul solar la 120% din capacitatea panoului electric. În plus, autoritățile locale și serviciile de pompieri pot impune culoare libere pe acoperiș pentru acces în caz de incendiu, reducând suprafața disponibilă pentru panouri. Pentru a depăși unele limite electrice, proprietarii pot ajunge să facă un upgrade complet al infrastructurii (de exemplu, înlocuirea panoului principal cu unul de capacitate mai mare), ceea ce poate crește costul inițial și poate împinge și mai mult în timp momentul în care investiția începe să aducă randament financiar. [...]
