Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
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.
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.”
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.
Recomandate
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. [...]
Capacitatea instalată în solar şi eolian a depăşit pentru prima dată hidro , un prag care schimbă ordinea de mărime a investiţiilor şi presiunea pe reţea şi pe soluţiile de echilibrare, potrivit Ziarul Financiar . La 1 iulie 2026, România avea în parcuri fotovoltaice o putere instalată de 3.841 MW, în creştere cu 747 MW faţă de începutul anului şi cu 1.414 MW faţă de iulie 2025. Eolianul a ajuns la 3.185 MW la aceeaşi dată, cu un plus de 94 MW faţă de iulie anul trecut. Cumulate, cele două tehnologii trec de 7.000 MW şi depăşesc în premieră puterea instalată a Hidroelectrica , care rămâne la 6.689 MW. Ce se vede în cifre: accelerare pe solar şi revenire pe eolian Datele citate de publicaţie indică o recuperare „în forţă” după un început de an modest în privinţa investiţiilor conectate la reţea, cu un avans puternic pe fotovoltaic şi o creştere mai lentă pe eolian. În paralel, „cărbunii se retrag lent din sistem”, conform datelor Transelectrica menţionate în articol, ceea ce mută şi mai mult accentul pe surse variabile (dependente de vreme) şi pe capacităţi care pot stabiliza sistemul. Stocarea „galopează”, dar rămâne o piesă de echilibrare Un alt indicator urmărit de piaţă este stocarea de energie, care a ajuns în iulie la 878 MW. Ziarul Financiar notează că nivelul este aproape dublu faţă de începutul anului şi de 3,6 ori mai mare decât în iulie 2025. Miza economică, aşa cum o descrie articolul, este legată de aşteptarea ca, pe măsură ce ponderea energiei verzi creşte şi investiţiile în stocare reuşesc să capteze producţia, facturile să scadă. Publicaţia mai atrage atenţia asupra creşterii puterii instalate totale a sistemului, pe fondul unui istoric în care România „a închis mai rapid capacităţi decât a pus în funcţiune”, cu efecte vizibile în preţ. [...]
Capacitatea instalată în solar și eolian a trecut de hidro , un prag care schimbă raportul de forțe în producția de energie și mută presiunea pe rețele și pe investițiile în stocare, potrivit Ziarul Financiar . La 1 iulie 2026, energia solară ajunsese la o putere instalată de 3.841 MW, în creștere cu 747 MW față de începutul anului și cu 1.414 MW față de iulie 2025. În același timp, eolienele au urcat la 3.185 MW, cu un plus de 94 MW față de iulie anul trecut. Împreună, solarul și eolianul depășesc 7.000 MW și trec, în premieră, peste puterea instalată a Hidroelectrica , care rămâne la 6.689 MW, nivel menținut de ani de zile. De ce contează: rețeaua și stocarea devin „gâtul de sticlă” Dincolo de simbolistica depășirii hidro ca putere instalată, miza economică se mută spre capacitatea sistemului de a integra producția variabilă (dependentă de soare și vânt). În acest context, stocarea de energie avansează rapid: în iulie, capacitatea de stocare a ajuns la 878 MW, aproape dublu față de începutul anului și de 3,6 ori mai mult decât în iulie 2025, conform datelor Transelectrica citate de publicație. Așteptarea din piață, notează ZF, este ca pe măsură ce crește ponderea energiei verzi și se dezvoltă stocarea care poate „captura” producția, facturile să scadă. În paralel, un indicator urmărit atent este creșterea puterii instalate totale a sistemului, după ani în care România a închis capacități mai repede decât a pus în funcțiune, cu efecte vizibile în preț. Context: cărbunii se retrag treptat În același tablou, cărbunii „se retrag lent din sistem”, arată datele Transelectrica citate în articol, pe fondul schimbării structurii de producție către surse regenerabile și a accelerării investițiilor conectate la rețea în prima parte a anului. [...]
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. [...]
Cercetătorii suedezi vor să reducă dependența de China la magneți cu pământuri rare printr-o abordare care pornește de la resursele locale și urmărește o producție mai curată, potrivit Science Daily . Miza este dublă pentru tranziția energetică: securizarea lanțurilor de aprovizionare pentru tehnologii „verzi” și limitarea costurilor de mediu ale rafinării. În centrul proiectului se află Martin Sahlberg , profesor de chimia materialelor la Universitatea din Uppsala , care analizează dacă depozitele din Suedia pot deveni baza unei industrii mai sustenabile de magneți. În prezent, magneții pe bază de pământuri rare sunt fabricați în mare parte în China, unde regulile de mediu și standardele industriale diferă de cele suedeze, notează publicația. Riscul geopolitic din lanțul de aprovizionare Sahlberg descrie situația ca pe o problemă geopolitică, invocând episoade recente în care China a oprit exporturile de elemente din pământuri rare, pe fondul tensiunilor comerciale și al tarifelor americane. În același context, el menționează și alte fricțiuni geopolitice legate de resurse minerale, precum interesul SUA pentru Groenlanda și acordul privind resursele minerale dintre Ucraina și Statele Unite. „Este o problemă geopolitică.” De ce „pământurile rare” nu sunt neapărat rare, dar sunt greu de exploatat Deși sunt esențiale pentru ecrane, magneți și alte materiale funcționale folosite în tehnologii avansate și în tranziția către o economie mai sustenabilă, elementele din pământuri rare nu sunt, în sine, deosebit de rare. Problema practică este găsirea unor zăcăminte cu concentrații suficient de mari încât extracția să fie fezabilă economic. În Suedia, „posibilitățile” de extracție sunt „relativ bune” chiar și în comparație internațională, spune Sahlberg. Sunt menționate depozite cunoscute în Kiruna, Bergslagen și Norra Kärr (în afara localității Gränna). O schimbare de abordare: „rețete” de magneți adaptate la resursa locală O direcție-cheie a cercetării este să nu forțeze mineralele suedeze să se potrivească „rețetelor” industriale existente, ci să proiecteze magneți a căror compoziție chimică se apropie de materialele prezente natural în depozitele locale. Ideea este că astfel ar putea scădea nevoia de procesare, cu efecte potențiale asupra amprentei de mediu atât la purificare, cât și la fabricație. Sahlberg argumentează că Suedia are nu doar zăcăminte, ci și acces bun la apă și energie relativ ieftină, plus un interes de a conduce tranziția verde. Ce urmează: inventarierea detaliată a resurselor Efortul este interdisciplinar și este așteptat să continue mulți ani. Un prim pas este realizarea unei imagini detaliate a mineralelor cu pământuri rare disponibile în Suedia, printr-o inventariere mai largă decât practica istorică de a mina pentru un singur metal (fier, cupru sau aur). „Facem un inventar al «ce avem în frigider»… creăm noi «rețete de magneți» pe baza elementelor pe care le avem disponibile.” Echipe de fizicieni teoreticieni, geologi și ingineri de materiale lucrează împreună pentru a identifica „cea mai sustenabilă rută” de la rocă la produsul final, evaluând etapele de la geologie până la proiectare și fabricație. Sahlberg descrie demersul ca cercetare fundamentală inspirată de aplicații, într-o zonă „incredibil de importantă” tehnologic. [...]
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 . [...]
