Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
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.
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:
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.
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.
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.
Recomandate
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?” . [...]
Germania pregătește din 2027 o tăiere graduală a subvențiilor pentru noile proiecte regenerabile , pe fondul presiunii crescânde pe rețeaua electrică și al costurilor bugetare, potrivit G4Media . Miza economică este dublă: statul caută să limiteze nota de plată a sprijinului, iar investitorii ar putea vedea o încetinire a ritmului de dezvoltare în eolian și fotovoltaic terestru. Ce se schimbă în schema 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”. În practică, propunerea urmărește să stimuleze proiectele care se aliniază mai bine cererii de electricitate și care nu agravează congestia din rețea. Totodată, tarifele „feed-in” pentru noile instalații ar urma să fie eliminate treptat. Aceste tarife reprezintă o schemă prin care energia produsă este cumpărată la un preț stabilit de reglementator, reducând riscul de piață pentru producători. Presiune pe investiții, în contextul prețurilor negative Modificările ar putea încetini investițiile în proiecte eoliene și fotovoltaice terestre, într-un moment în care dezvoltatorii se confruntă deja cu costuri mai mari și venituri în scădere, pe măsură ce prețurile la energie ajung tot mai des în teritoriu negativ. În paralel, Ministerul Economiei își menține ținta de a crește ponderea regenerabilelor în consumul brut de electricitate al Germaniei la 80% până în 2030, de la aproximativ 58% în prezent, și intenționează să organizeze licitații suplimentare pentru noi capacități eoliene. Costul bugetar și blocajele din rețea, în centrul reformei Analiștii citați în material 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. Pe partea operațională, creșterea rapidă a capacităților regenerabile — susținută de tarifele feed-in acordate, de regulă, pe 20 de ani și de reducerea birocrației — nu a fost însoțită de o extindere suficientă a liniilor de transport. Rezultatul: blocaje care obligă operatorii să reducă producția în anumite intervale, iar producătorii pot cere despăgubiri pentru pierderile de producție. Măsuri țintite: plăți mai mici în zone congestionate și baterii mai des În cadrul reformei, operatorii de rețea ar urma să poată reduce plățile pentru noile proiecte regenerabile în zonele unde rețeaua este frecvent congestionată, o variantă „mai blândă” față de o propunere anterioară criticată de dezvoltatori. Proiectul mai include: un mecanism de limitare a subvențiilor și de recuperare a profiturilor considerate excesive, pentru alinierea la cerințele UE, apropiind sistemul de modelul „ Contractelor pe Diferență ” (statul completează veniturile când prețurile sunt mici și recuperează bani când prețurile urcă peste un prag); 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. Proiectul de lege este încă supus modificărilor, după ce Ministerul Economiei a solicitat contribuții de la părțile interesate. [...]
O fermă din Colorado își acoperă costurile cu energie vândută din panouri solare și, în același timp, își protejează culturile de caniculă : pe 24 de acri (aprox. 9,7 hectare), familia Kominek a instalat mii de panouri și testează „agrivoltaicele” – folosirea simultană a terenului pentru agricultură și producție de electricitate, potrivit BGR . La Jack’s Solar Garden , în Longmont (Colorado), Byron Kominek a montat 3.276 de panouri solare. Sistemul produce anual 2 gigawați-oră (GWh) de electricitate, pe care fermierul o vinde unei companii locale de utilități pentru a acoperi costurile fermei, conform relatării publicate de The Guardian. Umbra panourilor devine „infrastructură” agricolă Dincolo de veniturile din energie, panourile creează umbră și reduc stresul termic pentru plante, formând microclimate în care pot prospera culturi diferite. Articolul dă exemple concrete: inul, care are o temperatură ideală de germinare între 65 și 70°F (aprox. 18–21°C); salvie sclarea, care se ofilește la temperaturi de peste 95°F (aprox. 35°C). Logica economică este dublă: electricitatea vândută susține bugetul fermei, iar umbrirea poate ajuta la menținerea productivității în verile tot mai fierbinți. Costuri mari la început și dificultăți de operare Modelul nu este „plug-and-play”. Kominek spune că investiția pentru cele peste 3.000 de panouri a fost de 2 milioane de dolari (aprox. 9,2 milioane lei), iar structurile metalice ale panourilor sunt obstacole în lucrările agricole. În plus, cercetătorii parteneri ai fermei încă lucrează la „bune practici” care să poată fi aplicate pe scară largă. De ce contează: venit suplimentar și reziliență la secetă BGR notează că panourile nu oferă doar umbră: ele blochează o parte din radiația solară și pot ajuta solul să rețină mai multă umiditate – un avantaj într-un context de temperaturi în creștere și secete mai frecvente. Publicația indică și o alternativă pentru fermierii care nu își permit investiții de milioane: unele parcuri solare colaborează cu agricultori pentru pășunat sub panouri (de exemplu, oi și vite), ceea ce poate aduce venituri suplimentare. În material este menționat că „ciobanii solari” pot câștiga de două până la trei ori mai mult decât ciobanii tradiționali. În ansamblu, exemplul din Colorado sugerează că agrivoltaicele pot transforma panourile solare dintr-un consumator de teren într-o infrastructură care susține atât producția de energie, cât și agricultura – cu condiția ca finanțarea inițială și modul de exploatare să fie gestionate realist. [...]
PPC își extinde amprenta regională prin intrarea în Polonia cu 277,3 MW , o mișcare care susține ținta grupului de a-și dubla capacitatea instalată până în 2030, potrivit Ziarul Financiar . Intrarea se face prin achiziția unui portofoliu de proiecte eoliene și solare de la EDP Renewables Polska și EDP Renewables Polska HoldCo, în cadrul strategiei de investiții de 24 miliarde de euro (aprox. 125,9 mld. lei) până în 2030. Portofoliul include 175,4 MW capacități regenerabile deja operaționale (eolian și solar) și 101,9 MW proiecte fotovoltaice în dezvoltare, care ar urma să intre în exploatare în 2029. Finalizarea tranzacției depinde de condițiile uzuale, inclusiv aprobările autorităților de reglementare relevante. Ce cumpără PPC în Polonia: mix între active în funcțiune și proiecte noi În zona eoliană, PPC preia 130,5 MW operaționali, prin trei parcuri: Ilza (54 MW), Tomaszów (46,5 MW) și Poturzyn (30 MW). Compania indică un factor de capacitate de până la 33% pentru aceste proiecte (indicator care arată cât de mult produce efectiv o centrală față de puterea instalată, într-o perioadă dată). Pe solar, portofoliul include 44,9 MW deja funcționali, prin parcurile Pakoslaw (25,1 MW) și Recz (19,8 MW). Pentru aceste active, PPC spune că există, în primii ani de funcționare, contracte pe termen lung cu preț fix, care reduc expunerea la volatilitatea prețurilor la electricitate. Separat, cele 101,9 MW în dezvoltare sunt două proiecte solare: Ilza CP (50,9 MW) și Tomaszów CP (51 MW), așteptate să devină operaționale în 2029. Impact operațional: „cable pooling” și presiunea conectării la rețea Un element tehnic cu impact direct asupra implementării este utilizarea unui model de tip „cable pooling”, prin care proiectele fotovoltaice în dezvoltare vor folosi aceeași infrastructură de conectare la rețea ca parcurile eoliene existente. PPC susține că această soluție permite utilizarea mai eficientă a capacității rețelei, reduce constrângerile de conectare și creează sinergii între producția eoliană și cea solară, care au profiluri de generare complementare. Compania estimează pentru întregul portofoliu o durată de viață operațională de 35 de ani. De ce contează: Polonia, piață în creștere și ținta de 24,3 GW până în 2030 PPC descrie Polonia ca una dintre piețele europene cu cel mai ridicat ritm de dezvoltare în energia curată și indică o rată medie anuală de creștere de peste 17% a regenerabilelor în perioada 2016–2025. Totodată, Polonia și-a propus ca până în 2030 peste 50% din producția de energie electrică să provină din surse regenerabile. Achiziția se leagă de planul strategic 2026–2030, care urmărește creșterea capacității totale instalate de la 12,4 GW în 2025 la 24,3 GW în 2030, adică aproape o dublare în cinci ani. Pentru a ajunge acolo, PPC intenționează să accelereze adăugarea de capacități noi la aproximativ 2,4 GW pe an, în special în regenerabile, producție flexibilă și stocare. În paralel cu extinderea în Polonia, PPC indică drept piețe-țintă cu potențial ridicat Ungaria, Polonia și Slovacia, unde obiectivul este dezvoltarea a 2,2 GW de proiecte de energie regenerabilă și stocare. Până în 2030, grupul estimează că 45% din capacitatea instalată va fi în afara Greciei, ceea ce arată accelerarea internaționalizării în Europa Centrală și de Sud-Est. [...]
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. [...]
China a urcat la un nivel-record finanțarea proiectelor de energie verde în „Belt and Road” , într-un moment în care scumpirea petrolului, pe fondul războiului din Iran, face mai atractive alternativele precum solarul, bateriile și transportul electric, potrivit Mediafax . În primele șase luni din 2026, valoarea proiectelor chinezești de energie verde din cadrul Inițiativei „Belt and Road” („Noul Drum al Mătăsii”) a ajuns la 20,1 miliarde de dolari (aprox. 92,5 miliarde lei), depășind totalul întregului an trecut. Din această sumă, circa 11,8 miliarde de dolari (aprox. 54,3 miliarde lei) au fost contracte de construcție, iar 8,3 miliarde de dolari (aprox. 38,2 miliarde lei) investiții directe, conform unui studiu realizat de cercetători de la University of Queensland și Green Finance & Development Center din Shanghai. Miza economică: tranziția energetică devine „asigurare” contra șocurilor petroliere Contextul imediat este criza energetică declanșată după atacurile americane și israeliene asupra Iranului, la 28 februarie, care a afectat producția și exporturile din Golful Persic. Strâmtoarea Ormuz – pe unde trecea înainte de conflict aproximativ o cincime din petrolul consumat la nivel mondial – a fost în mare parte blocată sau supusă restricțiilor, iar reluarea ostilităților după o scurtă acalmie a împins din nou prețurile în sus. Petrolul Brent a crescut cu aproximativ 28% doar în luna iulie, conform aceleiași surse. În acest context, economiile asiatice dependente de importuri sunt cele mai expuse, iar China era cel mai mare cumpărător de petrol iranian. Scumpirea combustibililor face însă ca energia solară, bateriile și electrificarea transportului să devină mai atractive, iar statele care cumpără tehnologie energetică din China își pot reduce atât costurile, cât și riscurile asociate volatilității petrolului și gazelor. Investițiile totale „Belt and Road” accelerează, cu o pondere mai mare a sectorului privat Dincolo de energia verde, investițiile și contractele Chinei în cadrul Belt and Road au totalizat 126,3 miliarde de dolari (aprox. 581 miliarde lei) în prima jumătate a anului 2026, cel mai ridicat nivel pentru un semestru de la lansarea programului, în 2013. Suma include 49,8 miliarde de dolari (aprox. 229 miliarde lei) investiții și 76,5 miliarde de dolari (aprox. 352 miliarde lei) contracte de construcție. Finanțările au crescut și în alte sectoare – industrie prelucrătoare, tehnologie, minerit și infrastructură pentru centre de date și dezvoltarea inteligenței artificiale – iar un element important este rolul tot mai mare al companiilor private chineze. Acestea au reprezentat 48% din implicarea Beijingului în proiectele Belt and Road în S1 2026, față de 13% în 2022, semnalând o mutare de la proiecte dominate de companii de stat și bănci controlate de Beijing către investiții mai puternic motivate comercial. Cererea de petrol a Chinei: revizuiri în jos pe fondul electrificării În paralel cu expansiunea externă, electrificarea transportului și înlocuirea combustibililor fosili reduc estimările privind cererea de petrol a Chinei. HSBC și-a diminuat prognoza pentru consumul chinez cu aproximativ 780.000 de barili pe zi în 2026 și cu 550.000 de barili pe zi în 2027, comparativ cu estimările de dinaintea războiului. Analiștii se așteaptă ca piața globală a petrolului, aflată în deficit în 2026, să revină la un excedent de aproximativ 1,9 milioane de barili pe zi în 2027, inclusiv pe fondul cererii mai slabe din China. Unde se duc banii: Africa crește, Rusia și Pakistan lipsesc Africa a fost una dintre principalele destinații ale noilor investiții: valoarea proiectelor chinezești pe continent aproape s-a triplat față de aceeași perioadă a anului trecut, ajungând la aproximativ 33,5 miliarde de dolari (aprox. 154 miliarde lei). În schimb, în prima jumătate a anului nu au fost anunțate proiecte noi Belt and Road în Rusia sau Pakistan. Reducerea implicării în Rusia este pusă pe seama dificultății de a transforma cooperarea politică în proiecte comerciale private, iar Pakistanul încearcă să-și diversifice relațiile externe și să se apropie din nou de Statele Unite. În ansamblu, criza petrolului provocată de războiul din Iran creează pentru China o fereastră de oportunitate: să-și consolideze poziția nu doar ca finanțator al infrastructurii globale, ci și ca furnizor dominant al tehnologiilor de tranziție către energie verde. [...]
