Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
Argumentul Departamentului Apărării este că turbinele eoliene pot afecta supravegherea radar. Publicația notează două mecanisme invocate în discuție:
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.
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.
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.
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. [...]
China își leagă decarbonizarea de securitatea energetică și de boom-ul AI , într-un nou plan pe cinci ani care fixează ținte de intensitate a emisiilor și accelerează investițiile în nuclear și regenerabile, dar păstrează o fereastră explicită pentru vârful consumului de cărbune și petrol în a doua jumătate a deceniului, potrivit South China Morning Post . Consiliul de Stat (cabinetul Chinei) a publicat joi planul pentru perioada următoare, într-un moment pe care îl descrie drept „crucial” pentru implementarea obiectivului de a atinge vârful emisiilor de dioxid de carbon până în 2030. Traiectoria are ca destinație neutralitatea climatică până în 2060, angajament asumat de președintele Xi Jinping în septembrie 2020. Ținte și calendar: intensitate mai mică, pondere mai mare a energiei fără combustibili fosili Planul include două repere cantitative majore pentru 2030, raportate la nivelurile din 2025: reducerea emisiilor de CO₂ pe unitatea de PIB cu 17%; creșterea ponderii energiei non-fosile în consumul total la 25%. În paralel, documentul prevede măsuri de „înlocuire curată” a cărbunelui și de optimizare a structurii de petrol și gaze. Totuși, planul afirmă explicit că utilizarea cărbunelui și a petrolului ar urma să atingă vârful în intervalul 2026–2030, semnalând o tranziție etapizată, nu o frânare abruptă a combustibililor fosili. AI și infrastructura de calcul devin un capitol energetic Un element cu relevanță economică directă este legarea politicii climatice de cererea accelerată de electricitate a sectorului de inteligență artificială. Planul subliniază necesitatea transformării infrastructurii de calcul (centre de date și facilități de procesare), pe fondul creșterii consumului de energie, și precizează că noile capacități de date și calcul vor folosi „în principal” electricitate din surse non-fosile. Mesajul implicit pentru companii este că extinderea infrastructurii digitale va fi condiționată tot mai mult de accesul la energie cu emisii reduse, într-o economie care încearcă simultan să-și schimbe modelul de creștere și să reducă decalajul tehnologic față de SUA. Investiții masive în regenerabile și nuclear, cu ținte de capacitate instalată Planul descrie o extindere amplă a bazelor de energie curată: hub-uri eoliene și solare în nord-vest; baze integrate hidro–eolian–solar în sud-vest; proiecte nucleare de-a lungul coastei; parcuri eoliene offshore. Pentru 2030, sunt indicate următoarele ținte de capacitate: eolian + solar: peste 2,8 miliarde kilowați; hidro: 410 milioane kilowați; nuclear (în operare): 110 milioane kilowați. Reglementare: contabilizare a carbonului, mecanisme de preț și răspundere locală Pe partea de politici publice, planul cere sisteme îmbunătățite de contabilizare a carbonului (măsurarea și raportarea emisiilor), sprijin financiar și mecanisme de preț „rafinate”. Sunt menționate și priorități industriale precum modernizarea sectoarelor tradiționale (oțel, aluminiu electrolitic, chimie), interconectarea rețelelor provinciale și promovarea fabricilor „zero-carbon”. În același timp, Beijingul anunță monitorizarea progresului la nivel local și avertizează că oficialii care întârzie atingerea obiectivelor de decarbonizare vor fi trași la răspundere. Oficiali ai Comisiei Naționale pentru Dezvoltare și Reformă (NDRC) au transmis presei de stat că există o bază solidă pentru atingerea țintei din 2030 „la timp”, dar au admis că transformarea energetică este „amplă și profundă” și dificilă, invocând complexități externe și dificultatea schimbării motoarelor interne de creștere. [...]
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. [...]
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). [...]
