Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
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:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Recomandate
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. [...]
Două comune din Sălaj pregătesc investiții de circa 19 milioane de euro în sisteme centralizate pe biomasă , cu miză directă pe costuri și eficiență energetică la nivel local, potrivit Economedia . Proiectele sunt finanțate prin Programul Regional Nord-Vest 2021–2027 , iar informațiile au fost transmise de Agenția de Dezvoltare Regională (ADR) Nord-Vest , într-o postare pe Facebook. Investițiile vizează dezvoltarea unor sisteme centralizate de producere a energiei termice și electrice pe bază de biomasă (lemn), pentru locuințe și clădiri publice. În esență, modelul propus mută încălzirea de la sobe și cazane individuale către o infrastructură comună de producție și distribuție, cu efecte așteptate asupra consumului de resursă și a emisiilor. Cine sunt beneficiarii și ce acoperă proiectele În comuna Rus, noul sistem centralizat proiectat ar urma să deservească aproape jumătate din populația comunei. Beneficiarii includ locuințe individuale, două blocuri, precum și clădiri publice precum școala, dispensarul și primăria. În comuna Sărmășag, sistemul ar urma să deservească 256 de „gospodării echivalente”, inclusiv apartamente din 15 blocuri, dar și școala, grădinița și alte clădiri ale comunității. De ce contează economic: eficiență mai mare din aceeași resursă ADR Nord-Vest susține că noul model de utilizare a biomasei ar putea conduce la: o reducere cu aproximativ 38% a consumului de biomasă; o diminuare a emisiilor de CO2 cu peste 94%. Instituția argumentează că diferența nu este resursa (lemnul), ci modul de utilizare: în locul arderii separate în numeroase sobe și cazane, biomasa ar urma să fie folosită într-un sistem comun de producere a energiei, cu distribuție centralizată a căldurii și furnizare de apă caldă menajeră prin aceeași infrastructură. Ce urmează: intrarea în etapele de implementare Reprezentanții ADR Nord-Vest au făcut vizite în cele două comune pentru a analiza amplasamentele și pentru a discuta cu administrațiile locale pașii următori. Proiectele urmează să intre în etapele de implementare care preced realizarea efectivă a infrastructurii de producere și distribuție a energiei termice, iar ADR Nord-Vest avertizează că între semnarea contractelor și livrarea efectivă a căldurii și apei calde pot trece „câțiva ani de muncă”. [...]
Guvernul a deblocat pașii administrativi pentru concesionarea perimetrelor eoliene offshore , prin două hotărâri adoptate în ședință extraordinară pe 31 august, care fac posibilă lansarea procedurilor competitive și stabilesc regulile de recepție a lucrărilor, potrivit Mediafax . Noile reguli vizează atât concesionarea perimetrelor din sectorul românesc al Mării Negre, cât și recepția lucrărilor aferente viitoarelor centrale eoliene offshore, inclusiv componentele realizate pe uscat până la punctul de racordare la rețeaua de transport a energiei electrice. Ce schimbă prima hotărâre: cadrul pentru concesionare și taxe Una dintre hotărârile aprobate stabilește normele specifice pentru concesionarea perimetrelor eoliene offshore și cuantumul redevențelor și taxelor aplicabile. Actul normativ reglementează, între altele: organizarea procedurilor competitive; documentația de atribuire; condițiile de participare; modul de evaluare a ofertelor; atribuirea concesiunilor; garanțiile și obligațiile titularilor concesiunilor. Guvernul arată că aprobarea acestor norme permite lansarea procedurilor competitive pentru concesionarea perimetrelor eoliene offshore aprobate în baza Legii nr. 121/2024, etapă pe care o consideră esențială pentru pregătirea primelor proiecte de energie eoliană offshore din România. A doua hotărâre: recepția lucrărilor, inclusiv pe uscat A doua hotărâre stabilește procedura de recepție a lucrărilor pentru centralele electrice eoliene offshore. Regulile se aplică atât lucrărilor executate în perimetrul offshore, cât și celor realizate pe uscat, până la punctul de racordare la rețeaua de transport. Procedura definește modul de organizare a activităților de recepție, responsabilitățile instituțiilor implicate și etapele necesare pentru verificarea lucrărilor. Executivul precizează că nu este vorba despre o politică publică nouă, ci despre un set de reguli necesare pentru aplicarea cadrului juridic deja creat. Legătura cu PNRR și miza de reglementare Ambele hotărâri sunt prezentate de Guvern ca parte a demersurilor pentru îndeplinirea Jalonului 116 din Componenta Energie a Planului Național de Redresare și Reziliență (PNRR), cu obiectivul de a accelera tranziția către surse regenerabile și de a consolida securitatea energetică, inclusiv regional. În termeni practici, adoptarea celor două acte normative mută proiectele eoliene offshore din zona de „cadru legal” către etapa în care pot fi pregătite efectiv concesiunile și proiectele pentru valorificarea potențialului eolian din Marea Neagră . [...]
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. [...]
Bulgaria reia investițiile în eolian după 13 ani, cu două proiecte de 140 MW lângă Balcic , într-un moment în care regiunea caută soluții de echilibrare a sistemelor energetice pe fondul tranziției către regenerabile, potrivit Ziarul Financiar . Reluarea proiectelor vine pe fondul unei vulnerabilități recunoscute de experți locali: Bulgaria „a ratat cursa” pentru centrale pe gaze naturale, considerate cea mai rapidă soluție de echilibrare a unui sistem energetic cu pondere tot mai mare de producție variabilă (din surse precum vântul și soarele). Declarațiile îi aparțin lui Iordan Stankov, manager al companiei de energie DMT Prime , într-o intervenție pentru Bloomberg TV, citată de ZF. Ce se construiește: primele proiecte eoliene după o pauză lungă DMT Prime implementează „primele două proiecte eoliene din Bulgaria după o pauză de 13 ani”, cu o capacitate totală de 140 MW, aflate în construcție lângă Balcic, potrivit lui Stankov. În același timp, acesta afirmă că energia eoliană „lipsește cu desăvârșire”, iar contribuția centralelor fotovoltaice la mixul energetic al Bulgariei este „mică”, ceea ce explică de ce revenirea eolianului capătă greutate în discuția despre modernizarea mixului. De ce contează pentru regiune: exporturi de electricitate și rolul României Bulgaria este exportator net de electricitate, iar România se numără printre clienții majori, în contextul în care producția internă a României s-a redus din cauza opririi a două reactoare de la centrala nucleară de la Cernavodă , pe fondul scăderii cotelor Dunării la niveluri istorice, notează ZF. Publicația mai arată că Ungaria a fost, la rândul ei, un client important, însă și-a repus în funcțiune reactoarele oprite după ce a rezolvat problema nivelului insuficient al apei din Dunăre. Context operațional: seceta, Dunărea și echilibrarea sistemului Stankov spune că nu se așteaptă la probleme pentru sectorul energetic bulgar din cauza secetei din Europa, menționând că nivelurile Dunării au început să crească și în Bulgaria. El indică și faptul că termocentralele pe cărbune ale Bulgariei nu sunt amplasate în regiunea afectată, spre deosebire de situația Ungariei. Totodată, expertul afirmă că Bulgaria are „un avantaj” în prezent, inclusiv prin sisteme de stocare a energiei (soluții care permit acumularea energiei și livrarea ei ulterior în rețea), care au ajutat regiunea. „Spre deosebire de Ungaria, centralele noastre pe cărbune nu se află în această regiune. Aşadar, nu mă aştept să existe probleme pentru sectorul nostru energetic.” În ultimele zile, Bulgaria a început să reducă producția la centrala nucleară de la Kozlodui, mai notează ZF, în contextul discuției despre presiunile operaționale din sistemele energetice regionale. [...]
O turbină eoliană terestră ridicată la 300 m ar putea dubla producția anuală , prin creșterea factorului de capacitate la niveluri apropiate de cele offshore, potrivit PiataAuto . Proiectul, realizat în Germania de inginerii Gicon , mizează pe un turn metalic de tip „schelet” (similar celor pentru linii electrice aeriene), care permite montajul la înălțimi inaccesibile macaralelor clasice și, implicit, acces la vânturi mai puternice și mai constante. De ce contează: randament offshore, dar pe uscat În mod obișnuit, turbinele eoliene terestre au factori de capacitate semnificativ mai mici decât cele maritime, din cauza vânturilor mai slabe și mai variabile. Inginerii Gicon au plecat de la o observație simplă: la altitudini mai mari față de sol, viteza medie a vântului crește, ceea ce poate ridica substanțial producția de energie fără a schimba turbina în sine. În cazul de față, echipa estimează că ridicarea turbinei la 300 metri ar duce la o producție anuală de 18 GWh, față de 9,47 GWh pentru aceeași turbină montată la înălțime standard în condiții locale comparabile. În termeni operaționali, asta înseamnă dublarea energiei obținute folosind aceeași suprafață de teren și aceeași turbină, dar cu un turn mult mai înalt. Soluția tehnică: turn telescopic, ca să evite limita macaralelor O problemă majoră pentru un turn clasic de 300 metri este montajul: publicația notează că cele mai mari macarale ajung de regulă la 235–245 metri, iar o macara specială pe bază inelară poate atinge 274 metri, însă cu limitări de capacitate și costuri foarte mari de relocare și instalare. Gicon a rezolvat acest blocaj printr-un turn metalic telescopic, format din două segmente de aproximativ 160–170 metri. Turbina este montată inițial la sub 170 metri, după care segmentul interior este ridicat în interiorul celui exterior și fixat, rezultând un turn final de 300 metri. Cu palele turbinei, înălțimea totală a construcției ajunge la 365 metri, depășind înălțimea Turnului Eiffel (300 metri, conform comparației din material). Datele proiectului: turbină de serie, structură de oțel de 2.000 tone Pentru a izola efectul înălțimii, inginerii au ales intenționat o turbină de serie, astfel încât rezultatele să poată fi comparate cu turbine identice din aceeași regiune. Elementele-cheie menționate: Turbina : Vensys 126 (Germania), 3,8 MW , diametru rotor 126,2 metri . Parametri de funcționare : pornește la 3,0 m/s , viteză maximă a vântului 25 m/s . Generator : sincron cu magneți permanenți, fără cutie de viteze (sistem „direct drive”, adică antrenare directă). Turnul : bază cu latura de 48 metri , greutate totală 2.000 tone de oțel , alcătuit din 22.000 componente . Construcția a fost ridicată pe segmente cu o macara târâtoare Liebherr LR 11350 (1.350 tone), operată de Schmidbauer; la un moment dat, a fost ridicat un segment de 350 tone la aproape 100 metri, operatorii indicând că ar putea fi un record pentru combinația greutate–înălțime în cazul acestui model. Unde este instalată și ce urmează Noua turbină se află în parcul de testare Klettwitz din Germania. Estimarea de producție (18 GWh/an) nu este prezentată ca un simplu calcul teoretic: înainte de proiect, echipa a instalat un turn mai mic cu instrumente de măsurare a vântului la 300 metri și a colectat date timp de un an. Următorul pas este conectarea la rețea și contorizarea producției pe durata unui an, pentru a obține rezultate „de facto”. Abia după această etapă, Gicon intenționează să treacă la producția de serie a conceptului, ca o nouă categorie de turbine terestre montate la mare înălțime. [...]
