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
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. [...]
AJ Brand are în livrare 2.204 MWh de stocare în baterii, cu punere în funcțiune în T2 2027 , un volum care indică accelerarea investițiilor în flexibilitatea rețelei necesară integrării noilor capacități regenerabile, potrivit Economedia . Compania românească spune că lucrează la patru proiecte de stocare a energiei în baterii ( BESS – sisteme de stocare cu baterii ), programate pentru punerea în funcțiune în trimestrul al doilea din 2027, conform unei postări pe LinkedIn. Proiectele sunt fie hibride, fie sisteme de stocare de sine stătătoare. Ce livrează AJ Brand și de ce contează pentru sistemul energetic AJ Brand descrie proiectele ca soluții complete de tip EPC (proiectare, achiziție și construcție), care includ atât componentele de producție și stocare, cât și infrastructura de conectare: configurații hibride fotovoltaic + BESS; configurații hibride eolian + BESS; BESS de sine stătătoare (stand-alone); stații de transformare și infrastructură de conectare la rețea. În argumentația companiei, stocarea la scară utilitară (adică proiecte mari, conectate la rețea) răspunde nevoii de echilibrare și flexibilitate, pe fondul creșterii producției din surse regenerabile, care este variabilă. Portofoliul din România: 1.194 MWh stocare în trei proiecte fotovoltaice Potrivit informațiilor de pe site-ul companiei, AJ Brand are în România trei proiecte fotovoltaice care includ și stocare în baterii: Butimanu (Dâmbovița): 638 MW și BESS de 400 MWh; Corbii Mari (Dâmbovița): 281 MW și 434 MWh; Vălter (Giurgiu): 178 MW și 360 MWh. În total, cele trei proiecte însumează 1.097 MW capacitate fotovoltaică și 1.194 MWh stocare în baterii. Compania mai menționează proiecte fotovoltaice în Spania și Portugalia și proiecte eoliene în România. Dimensiunea business-ului: 120 milioane euro cifră de afaceri în 2025 AJ Brand a fost fondată în 2008 de Adrian și George Stan, inițial ca subcontractor în instalații electrice pentru centrale industriale și nucleare, iar din 2010 s-a extins în zona energiei verzi, cu servicii electrice pentru parcuri eoliene. Extinderea internațională a venit din 2018 (proiecte BOS – „Balance of System”, adică lucrări și echipamente auxiliare pentru funcționarea unui parc energetic), urmată de contracte în Italia și Portugalia în 2020. În 2025, compania a raportat o cifră de afaceri de aproximativ 120 de milioane de euro (aprox. 600 milioane lei) și un profit de circa 16 milioane de euro (aprox. 80 milioane lei), cu un număr mediu de 298 de angajați. Context: stocarea, prioritate la nivelul UE Stocarea energiei este tratată ca prioritate în Uniunea Europeană, cu o nevoie estimată de circa 200 GW până în 2030, față de aproximativ 55 GW instalați la începutul lui 2026. În acest context, România a semnat, pe 26 iunie 2026, acordul tripartit al UE dedicat extinderii sectorului de stocare, potrivit unui material anterior al Economedia despre acordul de la Luxemburg (link în sursa principală). [...]
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. [...]
O idee de tarif pe „poluare transfrontalieră” reaprinde discuția despre o taxă globală pe carbon , după ce republicani americani au sugerat sancționarea Canadei pentru fumul provenit din incendiile de vegetație care afectează estul și centrul SUA, potrivit Electrek . Dincolo de caracterul politic al propunerii, miza economică și de reglementare este că logica „plătești pentru daunele produse peste graniță” seamănă cu mecanismele discutate pentru emisiile de CO₂. Fumul care a acoperit zone întinse din SUA este pus în contextul unui val de căldură și al încălzirii globale, care cresc probabilitatea unor veri cu incendii recurente. Publicația notează că incendii există și în SUA, iar Rusia – cu o geografie comparabilă (păduri boreale întinse) – a avut la rândul ei episoade majore în ultimii ani. De ce contează pentru energie și industrie: precedentul „poluatorul plătește” la frontieră Electrek argumentează că, deși ideea de a „tarifa” Canada pentru fum este prezentată ca reacție politică, principiul din spate – responsabilizarea pentru poluare care traversează granițe – este relevant pentru politicile climatice. În termeni de reglementare, acesta este nucleul unui „ mecanism de ajustare la frontieră pentru carbon ” (carbon border adjustment mechanism): o taxare a bunurilor importate în funcție de emisiile asociate producerii lor, pentru a evita ca industriile din țările cu reguli mai stricte să fie dezavantajate competitiv. Publicația face legătura cu un exemplu intern din SUA: planul EPA „good neighbor ”, care pornește de la ideea că poluarea aerului nu se oprește la granița dintre state, iar sursele „din amonte” nu ar trebui să evite reglementarea doar pentru că sunt dincolo de o limită administrativă. „Prețul carbonului” și problema competitivității Textul susține că un „preț al carbonului” (cost atașat emisiilor, pentru a reflecta daunele economice și sociale) este văzut de economiști ca instrument necesar pentru corectarea unei „externalități negative” – adică un cost real care nu este inclus în prețurile de piață. Obstacolul major, în această logică, este că unele state mari poluatoare pot refuza să aplice un astfel de preț, ceea ce creează un avantaj pentru producătorii lor. Un mecanism de ajustare la frontieră ar încerca să rezolve această problemă: dacă un grup suficient de țări îl aplică, costul ar putea fi „recuperat” la import, chiar și de la state care nu participă, prin taxarea exporturilor lor proporțional cu emisiile. Ce precedente există deja Electrek indică faptul că ideea nu este complet nouă și menționează câteva exemple de cooperare sau implementare: schema comună de tip cap-and-trade (plafonare și tranzacționare) între California și Quebec; demersurile Europei de a implementa un mecanism de ajustare la frontieră pentru carbon; o propunere recentă a World Inequality Lab (Thomas Piketty), care ar sugera că un grup de țări ar putea impune taxe semnificative pe exporturi în funcție de daunele produse de poluare, chiar dacă SUA și China nu ar participa. Ce urmează Materialul nu indică pași concreți de implementare pentru un tarif legat de fumul din incendii, ci tratează propunerea ca pe un pretext pentru o discuție mai largă: dacă statele acceptă ideea de a sancționa poluarea care trece granițe, atunci aceeași logică ar putea fi aplicată mai coerent și mai util economic în cazul CO₂, prin instrumente de tip „taxă la frontieră pe carbon”. Limitarea rămâne politică: astfel de mecanisme cer cooperare internațională și reguli de calcul acceptate, altfel riscă să se transforme în dispute comerciale. [...]
Pentagonul a înghețat autorizarea pentru 155 de proiecte eoliene, blocând 44 GW și generând costuri suplimentare de 2 miliarde de dolari (aprox. 9,2 miliarde lei) , pe fondul unei dispute care mută energia regenerabilă în zona deciziilor de securitate națională, potrivit The Next Web . Măsura afectează proiecte din 24 de state americane și durează de aproape un an. Blocajul vizează „cel puțin” 155 de proiecte noi, cu o capacitate cumulată de 44 gigawați, de patru ori mai mare decât capacitatea proiectelor eoliene offshore pe care administrația Trump le-ar fi anulat deja, cu plăți federale de 2,6 miliarde de dolari (aprox. 12 miliarde lei), conform Grist . De ce a intervenit Pentagonul: riscul ca dronele să „dispară” în parcuri eoliene Argumentul Departamentului Apărării este că turbinele eoliene pot afecta supravegherea radar. Publicația notează două mecanisme invocate în discuție: „blade flash” (efectul palelor în mișcare pe ecranele radar); reflexia undelor electromagnetice de către bazele din oțel ale turbinelor, care poate îngreuna separarea turbinelor de aeronave. Pentagonul a evaluat proiecte eoliene timp de peste un deceniu și a cerut dezvoltatorilor să finanțeze modernizări ale radarului. Acum însă susține că aceste îmbunătățiri ar putea fi insuficiente în fața dronelor mici, care ar putea traversa parcurile eoliene fără a fi detectate. Impact economic și operațional: 2 miliarde de dolari în costuri și risc pe credite fiscale Dezvoltatorii afirmă că au acumulat 2 miliarde de dolari (aprox. 9,2 miliarde lei) în costuri suplimentare pe durata înghețării autorizărilor. În plus, unele companii ar fi putut rata un termen de construcție de 4 iulie, necesar pentru a se califica la credite fiscale federale în cadrul „ One Big Beautiful Bill Act ”, potrivit materialului. Dispută de reglementare: proces și acuzații de lipsă de transparență Industria eoliană contestă măsura în instanță. O coaliție de organizații din zona energiei regenerabile a dat în judecată Departamentul Apărării în mai, descriind pauza de autorizare drept: „cea mai dăunătoare nouă tactică” într-o „campanie fără precedent” împotriva industriei Reclamanții susțin că înghețarea a fost introdusă fără notificarea publică și transparența cerute pentru o schimbare de regulă federală. Pentagonul răspunde că este vorba despre o întârziere, nu despre o modificare de reglementare. Separat, 55 de reprezentanți democrați au semnat o scrisoare prin care cer un briefing confidențial al Pentagonului privind întârzierile, însă departamentul nu a răspuns, conform aceleiași surse. [...]
Un parc fotovoltaic de 50,9 MWp intră în construcție la Turda, pe baza unor contracte de circa 20 milioane euro (aprox. 101 milioane lei) pentru execuție „la cheie” și pentru infrastructura de racordare la rețea , potrivit Economica . Proiectul este relevant prin faptul că include nu doar producția, ci și stația de transformare 20/110 kV – componentă critică pentru conectarea efectivă la Sistemul Energetic Național . Contractele sunt încheiate cu RES INVEST SOUTH EAST EUROPE S.R.L. și acoperă: realizarea „Full EPC” (inginerie, achiziții, construcție) a centralei fotovoltaice de 50,9 MWp, inclusiv testare, punere în funcțiune și operare/mentenanță timp de doi ani, până la emiterea Certificatului de Performanță; proiectarea și execuția stației de transformare 20/110 kV, cu furnizare de echipamente, testare și punere în funcțiune, pentru racordarea investiției la rețea. Implementarea centralei fotovoltaice se va face în parteneriat cu Waldevar Energy S.R.L . De ce contează: proiectul include și „veriga” de conectare la rețea Dincolo de capacitatea instalată, investiția include explicit infrastructura de racordare, descrisă ca „indispensabilă” pentru integrarea sigură și eficientă în Sistemul Energetic Național a energiei produse. În practică, acest tip de componentă (stație de transformare și echipamente aferente) poate face diferența dintre un proiect „autorizat” și unul care livrează efectiv energie în sistem. Primarul municipiului Turda, Cristian Octavian Matei, a legat proiectul de beneficii economice locale și de rolul orașului în tranziția energetică. „Parteneriatul pentru dezvoltarea acestui parc fotovoltaic cu sistem de stocare a energiei marchează un moment de referință în parcursul municipiului Turda către un viitor sustenabil.” Cine sunt actorii și ce urmează în portofoliu Allview Energy (divizia de energie a Visual Fan S.A.) își extinde, prin acest proiect, capabilitățile către zona de infrastructură electrică de înaltă tensiune, inclusiv integrarea sistemelor SCADA (sisteme de monitorizare și control la distanță), protecții și automatizări. Compania menționează un portofoliu de peste 200 MW de infrastructură energetică livrată și peste 160 MWh capacitate BESS implementată (BESS = sisteme de stocare a energiei în baterii). CEO-ul Visual Fan S.A., Lucian Peticilă, a indicat că semnarea contractelor este o etapă importantă în dezvoltarea direcției dedicate proiectelor energetice integrate. „Tranziția energetică se construiește prin dezvoltarea de noi capacități de producție, dar și prin infrastructura care permite integrarea acestora în Sistemul Energetic Național, în condiții de siguranță, stabilitate și eficiență.” Proiectul este dezvoltat prin PRESEE (Perpetuum Renewable Energy South East Europe). Partenerul PRESEE, Stefano Albarosa, a precizat că proiectul de la Turda (50 MWp, 120 MWh BESS) are o investiție de 40 milioane euro (aprox. 203 milioane lei) și că, „peste câteva luni”, ar urma să înceapă lucrările și la proiectul Hărman (90 MWp, 200 MWh BESS), estimat la 70 milioane euro (aprox. 355 milioane lei). Conform aceleiași surse, împreună, cele două proiecte ar totaliza 140,9 MWp și 317,6 MWh capacitate de stocare, pentru o investiție combinată de aproximativ 110 milioane euro (aprox. 558 milioane lei). [...]
