Știri
Știri din categoria Energie verde
Bulgaria adaugă 225 MW de solar cu stocare lângă România, întărind producția în zona Dunării, odată cu inaugurarea parcului fotovoltaic St. George din regiunea Silistra, un proiect care ar urma să acopere aproape 13% din producția actuală de energie solară a țării, potrivit Mediafax.
Parcul a fost inaugurat joi în nord-estul Bulgariei, aproape de granița cu România. Capacitatea instalată este de 225 MW, ceea ce îl plasează între cele mai mari proiecte fotovoltaice din Bulgaria.
Instalația a fost construită pe terenul unui fost aeroport, în apropierea satului Polkovnik Lambrinovo, în zona Silistra. Orașul Silistra este pe malul Dunării, vizavi de județul Călărași și relativ aproape de Constanța.
Proiectul include:
Investiția include și unul dintre cele mai mari sisteme de stocare a energiei în baterii din Bulgaria, ceea ce ar permite livrarea de electricitate și în intervalele fără soare, potrivit Novinite, citat de Mediafax.
„Avem, în plus, una dintre cele mai mari baterii pentru stocarea energiei electrice, ceea ce ne permite să furnizăm electricitate nu doar atunci când este soare”, a precizat Martin Langham, director operațional al companiei cehe de energie regenerabilă Resolve Energy, implicată în proiect.
Parcul solar va avea aproximativ 20 de angajați pentru activitățile de operare și mentenanță. Dezvoltatorii au anunțat și crearea unei academii de pregătire pentru specialiști în energie solară, destinată formării forței de muncă din regiune.
În context mai larg, pe măsură ce producția de energie solară crește în sud-estul Europei, Bulgaria accelerează investițiile în proiecte regenerabile și în sisteme de stocare, iar regiunea Silistra este indicată ca zonă-cheie pentru astfel de dezvoltări.
Recomandate
Un proiect fotovoltaic de 350,4 MW din Argeș are acces confirmat la rețeaua de transport , un avantaj tot mai rar pentru investițiile mari în regenerabile, potrivit Profit . Dezvoltarea, realizată de o companie olandeză, mizează pe racordare fără lucrări suplimentare de întărire a rețelei și pe posibilitatea adăugării unei componente de stocare în baterii, ceea ce poate crește atractivitatea pentru finanțare și contracte pe termen lung cu consumatori industriali. Proiectul este amplasat în comuna Rociu, județul Argeș, și este alcătuit din șapte centrale fotovoltaice independente, cu o capacitate instalată totală de 350,4 MW, interconectate prin infrastructură comună. Dezvoltarea folosește aproximativ 344 de hectare, teren securizat prin concesiuni pe 25 de ani. De ce contează: racordarea la 400 kV, fără întăriri de rețea Conform Avizului Tehnic de Racordare (ATR), proiectul poate fi conectat la Sistemul Energetic Național prin linia de transport de 400 kV Bradu–Brașov , unul dintre coridoarele energetice majore ale României. Publicația notează că soluția de racordare nu ar necesita lucrări suplimentare de întărire a rețelei — un element care, în contextul blocajelor și competiției pentru capacitate în rețelele de transport, poate face diferența între un proiect „pe hârtie” și unul bancabil (finanțabil). Componenta de stocare: până la 1.400 MWh, planificată Proiectul a fost conceput astfel încât să permită integrarea unui sistem de stocare a energiei în baterii (BESS), cu o capacitate de până la 1.400 MWh. Dezvoltatorul a securizat terenul necesar pentru această componentă, iar, dacă va fi implementată, stocarea ar urma să crească predictibilitatea livrărilor de energie, să ajute la echilibrarea sistemului și să faciliteze contracte pe termen lung de tip PPA (Power Purchase Agreement – acord bilateral de cumpărare a energiei) cu mari consumatori industriali. Stadiul proiectului și calendarul de autorizare Până în prezent, au fost finalizate certificatul de urbanism, studiile tehnice de racordare și aprobarea formală a soluției de conectare la rețea. ATR a fost emis la 19 decembrie 2025, iar finalizarea procesului de autorizare este estimată în cursul anului 2026, ceea ce ar deschide calea către statutul „Ready-to-Build” (pregătit pentru construcție). Cine dezvoltă investiția Proiectul este dezvoltat de GEM Europe B.V ., o platformă olandeză specializată în dezvoltarea de proiecte fotovoltaice și sisteme de stocare a energiei în România și în Europa Centrală și de Est, care operează sub brandul Green Energy Movement. Compania a fost fondată în 2023, cu activități de pregătire a pieței începute din 2021, și afirmă că acoperă întregul lanț de dezvoltare, de la identificarea și securizarea terenurilor până la autorizare, proiectare, racordare și structurare investițională. [...]
Germania plătește printre cele mai mari prețuri la electricitate din UE, deși produce masiv energie verde , iar diferența vine în principal din modul de formare a prețului pe piață, din limitele rețelei și din taxele de sistem, potrivit unei analize prezentate de Digi24 . În același clasament, România apare la nivelul mediei UE. În 2025, Germania a produs mai multă energie electrică din surse solare și eoliene decât orice alt stat membru, iar 59% din electricitatea sa a provenit din surse curate, conform grupului de reflecție Ember , citat în material. Cu toate acestea, gospodăriile germane plătesc cu aproximativ o treime peste media UE, în condițiile în care prețul final rămâne influențat de centrale pe combustibili fosili, ale căror costuri sunt volatile. Unde se poziționează România în UE Pe baza datelor Eurostat pentru a doua jumătate a lui 2025, firma 1KOMMA5° estimează o medie a UE de 0,29 euro/kWh (aprox. 1,45 lei/kWh), taxe și impozite incluse. Germania este la 0,39 euro/kWh (aprox. 1,95 lei/kWh), iar România este la 0,29 euro/kWh (aprox. 1,45 lei/kWh), adică la nivelul mediei. Topul menționat în articol indică următoarele poziții (prețuri pentru gospodării, cu taxe): Irlanda: 0,40 euro/kWh (aprox. 2,00 lei/kWh) Germania: 0,39 euro/kWh (aprox. 1,95 lei/kWh) Belgia: 0,35 euro/kWh (aprox. 1,75 lei/kWh) … România: 0,29 euro/kWh (aprox. 1,45 lei/kWh) … Ungaria: 0,11 euro/kWh (aprox. 0,55 lei/kWh) Materialul mai arată și impactul la nivel de factură: pentru o gospodărie cu o singură persoană care consumă 1.500 kWh, prețurile din Germania ar însemna aproximativ 150 de euro pe an (aprox. 750 lei) peste media UE; pentru o familie cu 5.000 kWh, aproximativ 500 de euro (aprox. 2.500 lei) în plus. De ce rămâne scump curentul în Germania, în ciuda regenerabilelor Explicația centrală ține de „principiul ordinii de merit” (merit order) – mecanism prin care prețul energiei pe piață ajunge să fie dat de cea mai scumpă centrală încă necesară pentru acoperirea cererii. Cu alte cuvinte, dacă producția din surse regenerabile nu acoperă integral consumul, intră în mix surse mai scumpe, precum gazul sau cărbunele, iar acestea pot împinge prețul în sus. Articolul oferă și un reper de comparație: în Spania, dezvoltarea eolianului și solarului a redus influența producătorilor pe combustibili fosili asupra prețului electricității cu 75% din 2019, iar energia curată a ajuns la 75% din producția de electricitate anul trecut, față de 59% în Germania. Diferența este pusă și pe rolul altor surse curate, precum hidro și nuclear, care reduc dependența de combustibili fosili. Blocajele de rețea și „risipa” de energie curată cresc costurile Un alt factor major este lipsa de flexibilitate a sistemului energetic, care duce la situații în care producția regenerabilă nu poate fi preluată de rețea și este redusă intenționat (curtailment). Cofondatorul 1KOMMA5°, Jannik Schall, este citat astfel: „Germania nu are prea multă energie eoliană și solară ieftină, ci prea puțină flexibilitate în sistem.” În acest context, articolul descrie mecanisme precum oprirea producției în zone cu surplus și compensarea furnizorilor care nu pot livra în rețea, respectiv plăți de echilibrare pentru acoperirea deficitului în alte zone. În perioadele în care oferta depășește cererea, pot apărea inclusiv prețuri negative. Soluțiile discutate includ stocarea în baterii (BESS – sisteme de stocare a energiei în baterii). Potrivit unui raport Solar Power Europe din 2026, citat în material, UE a ajuns la peste 77 GWh capacitate de stocare, după o creștere de zece ori din 2021, dar ar fi nevoie de extindere la 750 GWh în următorii cinci ani pentru țintele din 2030. Germania și Italia sunt menționate ca lideri la instalări noi în 2025. Taxele de rețea: diferența dintre un preț „competitiv” și unul de top în UE În final, analiza indică taxele și impozitele de rețea ca element cu impact direct în prețul plătit de gospodării. 1KOMMA5° estimează că, fără aceste taxe, gospodăriile din Germania ar plăti 0,26 euro/kWh (aprox. 1,30 lei/kWh), ceea ce ar coborî prețul sub nivelurile din Belgia, Luxemburg și Țările de Jos. Schall leagă reducerea taxelor de rețea de evitarea mai bună a măsurilor de redispecerizare (porniri/opririi pe termen scurt ale centralelor pentru echilibrarea rețelei) și de utilizarea unui control inteligent care să mute anticipat volume de energie între stocare și consumatori flexibili, cu efect de reducere a costurilor pe termen lung. [...]
România și alte 11 state din Europa Centrală și de Est cer majorarea finanțării pentru tranziția energetică , pe fondul riscului ca revizuirea sistemului UE de comercializare a certificatelor de emisii (ETS) să reducă resursele disponibile pentru investiții verzi, potrivit Agerpres . Comisia Europeană pregătește pentru iulie o revizuire a ETS, menită să alinieze mecanismul la obiectivele climatice ale Uniunii pentru 2040. În paralel, dezbaterea politică s-a mutat pe impactul asupra competitivității industriale, iar unele guverne – precum Italia și Cehia – au cerut „slăbirea” ETS pentru a reduce costurile pe termen scurt pentru industriile locale, ceea ce ar putea însemna mai puțini bani direcționați către tranziția la energia verde. Miza: finanțarea „ Fondului de modernizare ”, alimentat din ETS Într-o scrisoare către Comisia Europeană, datată 19 iulie, 12 guverne solicită consolidarea „fondului de modernizare” – un instrument finanțat din veniturile obținute din comercializarea certificatelor de emisii de carbon. Fondul a investit din 2021 peste 20 miliarde de euro pentru a sprijini statele membre mai sărace să renunțe treptat la combustibilii fosili. Semnatarii argumentează că, într-un context de incertitudini economice și riscuri geopolitice mai mari, predictibilitatea finanțării devine esențială pentru ca tranziția energetică să rămână fezabilă. „În actualul context politic și economic, caracterizat de sporirea incertitudinilor și a riscurilor geopolitice, mecanismele previzibile de finanțare rămân o condiție esențială pentru succesul tranziției energetice a UE. Cerem o majorare semnificativă a nivelului finanțării, aliniat dificultăților în creștere ale tranziției.” Cine cere majorarea și cine beneficiază Scrisoarea este semnată de 12 state: România, Polonia, Bulgaria, Estonia, Grecia, Cehia, Croația, Ungaria, Letonia, Lituania, Slovacia și Slovenia. Fondul de modernizare sprijină aceste 12 state, plus Portugalia, pentru a ajuta țările cu venituri mai mici să țină pasul cu obiectivele climatice ale UE. Ce urmează În lipsa unor detalii suplimentare în material despre forma concretă a „majorării semnificative” cerute, miza imediată rămâne modul în care revizuirea ETS va influența fluxul de bani către Fondul de modernizare, într-un moment în care statele din regiune încearcă să evite ca presiunea pe competitivitate să se traducă în finanțare mai mică pentru investițiile de decarbonizare. [...]
Un startup american vrea să mute o parte din centrele de date în largul oceanului, ca să reducă presiunea pe rețelele electrice și pe resursele de răcire de pe uscat , folosind platforme plutitoare care își produc singure energia din valuri, potrivit Interesting Engineering . Panthalassa , companie de tehnologie din SUA, a închis recent o rundă de finanțare Series B de 140 milioane de dolari (aprox. 630 milioane lei) pentru a crește producția „platformelor maritime de date” autopropulsate. Banii ar urma să fie folosiți pentru finalizarea unei facilități de asamblare lângă Portland, Oregon, și pentru accelerarea unei implementări pilot în nordul Oceanului Pacific, mai târziu în acest an. De ce contează: centrele de date se lovesc de limite pe uscat Miza operațională este evitarea constrângerilor tot mai vizibile pentru centrele de date terestre, într-un context de creștere a cererii de electricitate și de putere de calcul (inclusiv pentru aplicații de inteligență artificială). Compania enumeră, într-un comunicat citat de publicație, probleme precum capacitatea limitată a rețelelor, lipsa apei pentru răcire, blocaje în lanțurile de aprovizionare, întârzieri la autorizare și impactul asupra comunităților locale și infrastructurii. Articolul notează și opoziția rezidenților față de noi proiecte de centre de date, pe fondul temerilor legate de costuri mai mari la utilități, poluare fonică și redirecționarea resurselor publice. Cum funcționează: energie din valuri și răcire cu apa oceanului Modelul Panthalassa este să amplaseze „noduri” autonome direct în ape adânci, pentru a ocoli barierele regionale de reglementare și mediu asociate construcțiilor pe uscat. Potrivit descrierii citate, nodurile sunt sisteme energetice plutitoare, produse în masă din tablă de oțel în fabrici de coastă, care operează în ocean și „generează electricitate curată non-stop”. Electricitatea este obținută prin conversia mișcării valurilor în energie utilizabilă, iar compania susține că astfel obține o sursă continuă, independentă de variabilitatea unor regenerabile terestre precum solarul sau eolianul. Un element-cheie este că energia nu este trimisă la țărm: platformele o consumă direct pentru a rula hardware de inteligență artificială la bord. Pentru răcire, oceanul este folosit ca „rezervor termic” natural, ceea ce ar menține temperaturile optime ale cipurilor și ar reduce degradarea echipamentelor fără a folosi apă dulce municipală. Transmiterea datelor se face prin rețele de sateliți pe orbită joasă, pentru a primi comenzi și a trimite către clienți rezultatele procesării (în articol sunt menționate „tokenuri de inferență”, adică unități de ieșire generate de modele de inteligență artificială). Calendar: pilot în Pacific și țintă de disponibilitate comercială în 2027 Implementarea planificată a seriei pilot Ocean-3 ar urma să vină după un ciclu de dezvoltare de zece ani. Panthalassa a mai făcut teste pe mare cu Ocean-1, Ocean-2 și designul Wavehopper în 2021 și 2024, pentru a verifica stabilitatea generării de energie și software-ul de navigație. Testele din Pacific ar urma să se concentreze pe procesarea unor sarcini de calcul active și pe standardizarea protocoalelor de fabricație, în pregătirea unei disponibilități comerciale pe scară largă în 2027, conform articolului. [...]
Ucraina își mută investițiile în energie spre proiecte regenerabile descentralizate, ca să reducă vulnerabilitatea rețelei la atacuri , arată o analiză preluată de Agerpres , în contextul loviturilor repetate asupra infrastructurii energetice de la începutul invaziei ruse din 2022. Ministerul Energiei de la Kiev a raportat că, de la declanșarea invaziei, Rusia a lansat 6.194 de atacuri asupra infrastructurii energetice ucrainene. În acest cadru, autoritățile au accelerat tranziția către un model mai „distribuit” (producție în mai multe puncte, nu concentrată în câteva centrale mari), pentru ca sistemul să fie mai greu de paralizat. Energia eoliană, fotovoltaică și bioenergia au câștigat pondere tocmai pentru a reduce dependența de marile unități moștenite din perioada sovietică, vizate frecvent. De ce contează: reziliența rețelei devine criteriu de investiții Un raport al Ministerului Energiei ucrainean, citat în material, numește diversificarea „fundamentul rezilienței energetice a Ucrainei” și acordă energiei eoliene „un rol special” datorită implementării rapide. Un exemplu este parcul eolian Oriv , la circa 100 km de Lvov, început înainte de război și pus în funcțiune în 2024, cu zece turbine. Proiectul acoperă 5% din consumul regiunii Oriv și poate alimenta zeci de mii de locuințe. Potrivit Agenției Internaționale pentru Energie , în 2023 aproximativ o treime din producția de electricitate a Ucrainei provenea din combustibili fosili, jumătate din nuclear, iar restul din surse regenerabile. Ținte până în 2030 și capacități pierdute în război Înainte de 2022, Ucraina avea o capacitate eoliană de aproximativ 1,67 GW, în principal în apropierea Mării Azov, însă 90% din această capacitate a fost pierdută din cauza ocupației și bombardamentelor rusești. Pe fondul acestor pierderi, Ucraina a adoptat în 2024 un plan național cu obiectivul ca 27% din producția de electricitate să provină din surse regenerabile până în 2030, cu 6,2 GW planificați în eolian și 12,2 GW în fotovoltaic. Asociația Ucraineană pentru Energie Eoliană a anunțat că de la începutul invaziei au fost construiți 700 MW de noi capacități, aproape jumătate până în 2025. Conform cifrelor oficiale citate, regenerabilele reprezintă acum 11% din producția de electricitate, față de 9% înainte de război. Între proiectele eoliene lansate sau finalizate în timpul războiului sunt menționate cele de la Tiligul și Nistru (sud), precum și investiții în vest, în Transcarpatia și Munții Carpați. În paralel, companiile și autoritățile locale au început să investească în instalații mici, în special fotovoltaice, pentru a-și asigura independența energetică în timpul penelor de curent. Blocaje operaționale: asigurarea de război și lipsa bateriilor Materialul indică două frâne majore pentru extinderea rapidă a proiectelor. Prima este lipsa asigurărilor care să acopere riscurile de război, problemă care complică inclusiv logistica: la Oriv, parteneri străini ar fi refuzat să trimită transport și personal, iar compania a recurs la un transportator ucrainean și la reîncărcarea pieselor la granița cu Polonia, fără asigurare, pe propriul risc. A doua este deficitul de sisteme de stocare (baterii) necesare pentru echilibrarea unei rețele destabilizate de atacuri. Centrul pentru Strategie Economică avertizează că sunt necesare investiții semnificative în stocare, iar Eco-Optima intenționează să adauge un sistem de baterii de aproximativ 60 MWh, pentru a stoca energia și a o injecta ulterior în rețea, în funcție de necesități. [...]
China mizează pe proiecte solare gigantice, dar „gâtul de sticlă” rămâne rețeaua de transport a energiei , într-un „coridor” fotovoltaic care traversează deșertul Kubuqi pe 400 de kilometri și ar urma să ajungă la 100 GW până în 2030, potrivit Libertatea , care citează date și observații NASA . Proiectul, numit de NASA „Marele zid solar”, este construit într-o fâșie de dune la sud de Fluviul Galben, între orașele Baotou și Bayannur, o zonă cu mult soare, teren relativ plat și apropiere de centre industriale. În paralel cu extinderea capacităților, provocarea majoră este integrarea în sistem: energia produsă în deșert trebuie livrată către consumatori aflați la sute sau chiar peste 1.000 de kilometri, ceea ce impune linii de înaltă tensiune, stocare și rețele capabile să preia volume mari de producție intermitentă (dependentă de soare). Ținta: 100 GW până în 2030, de la 5,4 GW instalați Conform NASA, proiectul ar urma să aibă, la final, aproximativ 400 km lungime, până la 5 km lățime și o capacitate maximă de 100 GW până în 2030. Până la momentul analizat de NASA, autoritățile chineze indicau că au instalat aproximativ 5,4 GW, ceea ce sugerează un ritm de implementare care trebuie accelerat semnificativ pentru atingerea țintei. O componentă importantă este dezvoltată și de China Three Gorges Corporation , care arată că proiectul său fotovoltaic de 2 GW din Kubuqi a finalizat instalarea panourilor și ar urma să producă 4,1 miliarde kWh anual. Compania estimează și o reducere a emisiilor de carbon cu 3,94 milioane de tone pe an, respectiv refacerea unei suprafețe de peste 6.400 de hectare de deșert. De ce contează: fără rețele și stocare, capacitatea instalată nu se transformă integral în energie livrată Miza economică și operațională a „zidului solar” nu este doar dimensiunea capacității instalate, ci posibilitatea de a o valorifica în consum. Libertatea notează că energia trebuie transportată din zone îndepărtate de marile orașe, iar pentru funcționarea la scară mare sunt necesare: linii de transport de înaltă tensiune; sisteme de stocare a energiei; rețele care pot gestiona cantități mari de energie produsă intermitent. În lipsa acestor investiții, proiecte de ordinul zecilor de gigawați riscă să fie limitate de infrastructură, nu de potențialul de producție. „Calul” Junma și rolul secundar: combaterea deșertificării Cea mai vizibilă parte a complexului este centrala Junma, o instalație care, văzută de sus, formează un cal în galop. Potrivit Guinness World Records , imaginea este alcătuită din 196.320 de panouri, iar recordul a fost stabilit pe 9 iulie 2019. NASA notează că „Junma” înseamnă „cal nobil” sau „cal bun” în mandarină. Pe lângă producția de energie, proiectul este folosit și ca instrument împotriva deșertificării: panourile sunt ridicate mai sus decât în mod obișnuit, pentru a reduce viteza vântului la nivelul solului, a fixa nisipul și a crea umbră, ceea ce poate ajuta la apariția vegetației sub și în jurul instalațiilor. Context: China domină capacitatea solară globală Potrivit NASA, care citează Global Energy Monitor, China avea în iunie 2024 o capacitate solară operațională de 386.875 MW (aproximativ 51% din totalul mondial), urmată de Statele Unite (79.364 MW) și India (53.114 MW). Între 2017 și 2023, capacitatea solară operațională a Chinei a crescut, în medie, cu aproape 40.000 MW pe an, peste ritmul SUA. Pentru proiecte precum Kubuqi, următorul test nu este doar instalarea de panouri, ci capacitatea sistemului energetic de a transporta și echilibra energia produsă la distanță, la scară industrială. [...]
