Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
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:
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.
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?”.
Recomandate
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. [...]
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. [...]
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. [...]
