Știri
Știri din categoria Energie verde
Zece clădiri și obiective publice din Sibiu vor fi alimentate cu energie produsă local, după o investiție de 4,61 milioane lei care vizează reducerea costurilor cu electricitatea și creșterea independenței energetice a municipalității, potrivit Ziarul Financiar.
Proiectul este finanțat din fonduri europene nerambursabile prin Fondul pentru Modernizare al Ministerului Energiei. Din totalul de 4,61 milioane lei, 3,36 milioane lei reprezintă finanțare europeană, iar diferența este acoperită din bugetul local, ca contribuție proprie și pentru cheltuieli neeligibile.
În cadrul proiectului vor fi montate 919 panouri fotovoltaice cu microcristalin, împreună cu sistemele tehnice necesare funcționării. Producția estimată este de circa 602 MWh/an, nivel considerat suficient pentru acoperirea necesarului de energie al obiectivelor incluse. Contractantul va furniza și un sistem/aplicație de monitorizare a funcționării instalațiilor.
Municipalitatea estimează și un efect de mediu: reducerea emisiilor cu 180 tone echivalent CO2 anual.
Panourile fotovoltaice vor fi instalate pe următoarele clădiri și obiective publice:
Separat de acest proiect, Primăria Sibiu intenționează să depună o cerere de finanțare europeană pentru achiziția de baterii de stocare, după deschiderea liniilor de finanțare. Scopul este ca surplusul de energie neconsumat imediat să poată fi păstrat, pentru o independență mai mare inclusiv în perioadele fără soare.
În același timp, clădirile ar putea deveni prosumatori – adică ar putea livra în rețeaua electrică centralizată surplusul de energie produs de instalații.
În paralel, municipalitatea are în derulare sau a finalizat proiecte de eficiență energetică pentru 19 clădiri publice și 24 de blocuri. Totodată, a fost inițiată și urmează să se implementeze o investiție pentru un parc fotovoltaic în Dealul Dăii, cu o capacitate instalată de 4,8312 MW și o producție anuală de 6.468,574 MWh, proiect evaluat la peste 40 de milioane lei, destinat alimentării iluminatului public din oraș, modernizat în proporție de peste 65% cu corpuri eco-eficiente, comandate și monitorizate prin telegestiune.
Recomandate
AFIR a deschis o sesiune de finanțare de 265 milioane euro (aprox. 1,33 mld. lei) pentru capacități fotovoltaice destinate autoconsumului , o măsură care poate reduce direct costurile cu energia pentru ferme și unități din industria alimentară, potrivit Agronet . Cererile se depun online între 15 iunie și 14 august 2026. Schema vizează întreprinderile din sectorul agricol și din industria alimentară care vor să construiască noi capacități de producere a energiei electrice din surse solare , cu energia folosită pentru consumul propriu. Este a treia sesiune din cadrul „Schemei de energie”, iar sprijinul este 100% nerambursabil , în limitele stabilite în funcție de puterea instalată. Cum se împarte bugetul și care sunt plafoanele de sprijin Bugetul total este împărțit pe două categorii de proiecte, cu plafoane diferite ale ajutorului maxim: Capacitatea instalată Ajutorul maxim Buget alocat ≤ 1 MW 650.000 euro/MW (aprox. 3,25 mil. lei/MW) 145 mil. euro (aprox. 725 mil. lei) > 1 MW 550.000 euro/MW (aprox. 2,75 mil. lei/MW) 120 mil. euro (aprox. 600 mil. lei) Solicitanții trebuie să își stabilească dinainte categoria proiectului, deoarece aceasta determină plafonul finanțării. Condiții-cheie: doar capacități noi și energie pentru consum propriu Investiția trebuie să vizeze o capacitate nouă de producere a energiei electrice. Nu sunt vizate extinderile sau finanțarea retroactivă a unor instalații deja realizate. În plus, energia produsă trebuie utilizată pentru autoconsumul întreprinderii beneficiare. Depunere și calendar: sesiunea rămâne deschisă până la termen Cererile se transmit exclusiv online , prin platforma AFIR, iar sesiunea rămâne deschisă până la 14 august 2026 chiar dacă valoarea proiectelor depuse depășește bugetul . Asta permite depunerea documentației până la termen, însă finanțarea efectivă depinde de îndeplinirea condițiilor și de evaluarea și selecția proiectelor. Documentația (ghid, cerere de finanțare și lista actelor) este disponibilă în Ghidul solicitantului și pe portalul Agenției pentru Finanțarea Investițiilor Rurale . Programul este finanțat prin Fondul pentru Modernizare , gestionat de Ministerul Energiei, iar schema de ajutor de stat este administrată de Ministerul Agriculturii și Dezvoltării Rurale prin AFIR. [...]
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. [...]
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. [...]
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?” . [...]
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. [...]
