Știri
Știri din categoria Energie verde
România a atins cea mai mare producție de energie solară din istorie, potrivit Profit.ro, care consemnează un nou vârf al generării din surse fotovoltaice la nivel național.
Recordul vine pe fondul creșterii rapide a capacităților instalate în ultimii ani, atât în proiecte mari conectate la rețea, cât și în segmentul prosumatorilor (consumatori care își produc o parte din energie, de regulă cu panouri pe acoperiș, și pot livra surplusul în rețea). În zilele cu iradiere bună, acest mix poate împinge producția solară la maxime istorice.
Din perspectiva sistemului energetic, un asemenea vârf contează pentru că schimbă profilul de producție pe parcursul zilei și pune presiune pe echilibrarea rețelei, mai ales la prânz, când solarul produce mult, iar seara scade abrupt. În același timp, producția solară ridicată reduce necesarul de energie din surse fosile în orele de vârf solar și poate influența prețurile din piață în intervalele respective.
Pe scurt, elementele care fac acest record relevant pentru piață sunt:
Profit.ro nu oferă, în fragmentul disponibil, detalii numerice despre nivelul exact al producției sau momentul din zi în care a fost atins vârful. Următorul pas, pentru a evalua efectul economic complet, este corelarea acestui maxim cu datele de consum, export/import și cu evoluția prețurilor din piața de energie în intervalele în care solarul a avut contribuția cea mai mare.
Recomandate
România a depășit 10.000 MW instalați în fotovoltaic și eolian , însă acest prag nu se traduce automat într-o funcționare mai bună a Sistemului Energetic Național, potrivit Economedia . Datele citate indică faptul că, în aprilie 2026, România a trecut de 7.000 MW instalați în fotovoltaic (parcuri industriale și prosumatori, împărțiți aproximativ 50%-50%), iar împreună cu circa 3.200 MW în eolian, totalul din aceste două surse a sărit de 10.000 MW. La finalul lui 2025, prosumatorii depășiseră pragul de 3.500 MW, echivalentul a „cinci reactoare de la Cernavodă”, dispersate pe acoperișurile locuințelor și firmelor, în timp ce restul până la aproximativ 7.000 MW în fotovoltaic provine din parcuri industriale. În 2025 s-au adăugat peste 1.200 MW de capacitate nouă, aproape dublu față de anul anterior, conform informațiilor din articol. În eolian, capacitatea instalată este mai redusă, la circa 3.200 MW, pe fondul complexității proiectelor și a duratei mai mari de dezvoltare, ceea ce face ca totalul să rămână uneori neschimbat ani la rând. În plus, instalarea de turbine eoliene pentru autoconsum este rară în România, spre deosebire de fotovoltaic, unde prosumatorii au devenit o componentă importantă a creșterii. Un element esențial este că o parte semnificativă din energia solară nu „se vede” integral în producția raportată la nivel național: prosumatorii consumă local o mare parte din energia produsă, iar operatorul de transport vede în principal surplusul injectat în rețea . Astfel, în graficele de producție pot apărea 1.500–2.000 MW solar, deși producția totală a panourilor poate ajunge la 5.000 MW, restul fiind consumat la locul de producție. În plus, chiar și capacitatea instalată mare produce la putere maximă doar câteva ore pe zi, iar noaptea producția este zero , ceea ce accentuează dezechilibrele: România ajunge să exporte ziua la prețuri mai mici și să importe seara, la orele de vârf, la prețuri mai mari. În acest context, Economedia indică drept soluție un program susținut de investiții în baterii de stocare, pentru a muta surplusul din timpul zilei către intervalele de consum ridicat de seară. [...]
Producția de energie solară din România a atins un nou record istoric , iar aportul masiv al fotovoltaicelor a contribuit la menținerea unui preț al energiei electrice mai scăzut decât în multe state din vestul Europei, chiar în contextul tensiunilor geopolitice care au împins în sus cotațiile petrolului și gazelor. Potrivit Economica.net , sistemul energetic românesc a înregistrat luni, 9 martie 2026, cea mai mare producție instantanee de energie din parcurile fotovoltaice dispecerizabile din istorie. La ora 11:52 , producția solară a ajuns la 2.319 MW , depășind recordul stabilit cu doar câteva zile înainte, când fusese atins nivelul de 2.081 MW . În acel moment, producția totală de energie electrică a României era de aproximativ 6.504 MW , iar consumul intern era semnificativ mai mic, în jur de 4.900 MW , inclusiv din cauza energiei produse pentru autoconsum de prosumatori. Structura producției în momentul recordului Indicator Valoare Producție solară 2.319 MW Producție totală națională 6.504 MW Consum intern 4.900 MW Export de energie aprox. 2.600 MW Pondere solară în producție 34% Energia fotovoltaică a devenit astfel principala sursă de electricitate la mijlocul zilei , depășind alte tehnologii. Hidrocentralele și centralele pe gaze au funcționat la o capacitate redusă, iar centrala nucleară de la Cernavodă a continuat să livreze energie constantă în sistem. În condițiile surplusului de producție, România a exportat aproximativ 2.600 MW către rețelele electrice din statele vecine. Exportul are loc însă la prețuri relativ mici atunci când se realizează prin mecanismul european de cuplare a piețelor spot. Creșterea rapidă a capacităților fotovoltaice Expansiunea energiei solare din ultimii ani este una dintre cele mai rapide din Europa. În prezent: parcurile fotovoltaice dispecerizabile au o capacitate instalată de aproximativ 3.300 MW ; prosumatorii – gospodării și firme cu panouri – au instalat aproximativ 3.400 MW . Potrivit organizației Solar Power Europe , România a înregistrat în 2025 cea mai mare creștere a capacităților fotovoltaice din Europa , cu aproximativ 45% față de 2024 . Prognozele arată că până în 2030 capacitatea solară instalată ar putea ajunge la 24.000 MW . Impact asupra prețurilor energiei Creșterea producției din surse regenerabile are un efect direct asupra pieței. Abundența energiei solare în orele de zi – combinată cu scăderea consumului din rețea generată de autoconsumul prosumatorilor – a contribuit la menținerea unui preț moderat al electricității. Prețul mediu zilnic din piața pentru ziua următoare a fost de aproximativ 120 de euro/MWh , nivel care: este mai mic decât în multe state din centrul și vestul Europei ; este similar cu cel din Spania , țară cunoscută pentru prețuri energetice relativ scăzute; este comparabil cu cel din Franța , unde sistemul energetic este dominat de energia nucleară. Această situație apare într-un context tensionat pe piețele globale de energie. Escaladarea conflictului din Orientul Mijlociu a determinat o creștere bruscă a cotației petrolului Brent, care a urcat temporar spre 120 de dolari pe baril , înainte de a coborî spre aproximativ 105 dolari . În paralel, prețul gazelor naturale în Europa a crescut cu aproximativ 30% , până la circa 66 de euro/MWh . În aceste condiții, aportul tot mai mare al energiei solare contribuie la stabilizarea pieței interne de electricitate și reduce presiunea asupra costurilor pentru consumatori și industrie. [...]
Finanțarea proiectelor de energie verde devine mai greu de structurat pe fondul volatilității pieței și al cerinței de predictibilitate din partea băncilor și investitorilor, iar proiectele mici și medii sunt printre cele mai expuse, potrivit Ziarul Financiar , care îl citează pe Andrei Gavriliță, CEO și fondator al Vector Capital . Vector Capital, firmă de consultanță financiară activă în România din 2025, spune că își concentrează activitatea pe facilitarea accesului la capital și pe optimizarea finanțărilor corporate, având un portofoliu diversificat, cu o pondere în creștere a proiectelor din energie, în special producție și stocare. Gavriliță indică stocarea ca „noua vedetă” a pieței, dar atrage atenția că acest segment cere competențe diferite, mai ales în operare, pentru ca proiectul să poată susține un model financiar atractiv pentru investitori. De ce se blochează mai ușor finanțările: variabilele se schimbă rapid Problema centrală, în viziunea lui Gavriliță, este că finanțatorii preferă predictibilitatea, în timp ce dezvoltatorii de proiecte traversează o perioadă în care „variabilele domină net certitudinile”. În practică, dinamica ridicată a pieței complică atât evaluarea riscului, cât și negocierea condițiilor de finanțare. Printre variabilele care se mișcă rapid și obligă băncile și investitorii să se adapteze „din mers” sunt: prețul energiei; estimarea costurilor de echilibrare; costul echipamentelor; cadrul de reglementare. La acestea se adaugă, potrivit lui, decalaje între așteptările unor investitori și cerințele finanțatorilor, inclusiv în privința aportului de capital, a experienței relevante și a demonstrării viabilității financiare. PPA-urile pe termen lung, condiție frecventă și greu de îndeplinit Un punct sensibil pentru bancabilitatea proiectelor este condiționarea finanțării de existența unor contracte de tip PPA (Power Purchase Agreement – contract bilateral de vânzare-cumpărare a energiei) pe termen lung. Gavriliță spune că astfel de contracte sunt dificil de obținut în contextul actual, mai ales pentru proiectele mici și medii, ceea ce poate întârzia sau chiar bloca accesul la creditare. În acest cadru, el indică drept provocări recurente pentru cei care caută finanțare: predictibilitatea veniturilor, accesul la finanțare în condiții competitive și termenele extinse de livrare pentru anumite echipamente. Contextul geopolitic apasă pe costuri și pe deciziile de investiții Gavriliță leagă dificultatea structurării finanțărilor și de un context extern „distorsionat semnificativ” de conflictele din Orientul Mijlociu, după șocul anterior al invaziei Rusiei în Ucraina . El susține că escaladarea conflictului din regiunea Golfului poate împinge în sus prețurile la petrol și gaze, cu efecte inclusiv asupra Europei și României, iar scumpirea energiei se transmite în economie prin presiune pe costuri și prin afectarea competitivității companiilor. În același timp, el vede și o fereastră de oportunitate: România ar putea deveni un hub energetic regional prin dezvoltarea infrastructurii și valorificarea resurselor disponibile, iar investițiile în capacități de producție ar ajuta la consolidarea independenței energetice. Ce face Vector Capital și unde spune că intervine Vector Capital afirmă că oferă servicii integrate pe întregul proces de obținere a finanțării: de la analiza nevoilor, definirea strategiei și pregătirea documentației (planuri de afaceri, modele financiare), până la identificarea surselor de finanțare, structurarea tranzacțiilor și negocierea condițiilor. Compania mai asistă clienți în tranzacții de tip M&A (fuziuni și achiziții) și în atragerea de capital pentru dezvoltarea proiectelor. În energie, Gavriliță spune că interesul a crescut pentru proiecte fotovoltaice, eoliene și de stocare, dar și pentru finanțarea contractelor companiilor EPC (inginerie, achiziții și construcție). Rolul consultanței, în această logică, este să „transforme proiectele în unele bancabile” și să alinieze așteptările investitorilor cu criteriile băncilor, inclusiv prin recomandarea de parteneri specializați (avocați, contractori EPC, administratori de active), atunci când este necesar. Pe termen lung, compania își propune consolidarea poziției în structurarea finanțărilor complexe, cu un accent tot mai mare pe sectorul energetic, pe care îl consideră unul dintre cele mai dinamice, inclusiv dincolo de regenerabile – cu potențial și în infrastructură, capacități pe gaz și energie nucleară. [...]
Fermele solare mari ar putea deveni o „infrastructură dublă” în deșert: produc energie și, în anumite condiții, pot crește precipitațiile , potrivit unei analize prezentate de TechRadar , bazată pe un studiu de modelare climatică. Pentru regiuni aride precum Emiratele Arabe Unite, implicația economică este directă: dacă efectul se confirmă în teren, extinderea capacităților fotovoltaice ar putea aduce și un beneficiu rar și scump local – apă. Ce arată modelarea: panourile încălzesc aerul și pot „declanșa” nori Studiul, condus de climatologul Oliver Branch (Universitatea din Hohenheim), pornește de la o diferență fizică simplă: panourile solare, fiind foarte închise la culoare, absorb mai multă căldură decât nisipul deșertic, care reflectă o parte mai mare din radiația solară. Această diferență de temperatură poate genera curenți ascendenți (updrafts) care favorizează formarea norilor – dar numai dacă există suficientă umezeală în atmosferă. În model, umezeala necesară ar putea veni din vânturile umede, la altitudine, dinspre Golful Persic. Praguri de dimensiune și un ordin de mărime al „câștigului” de apă Conform simulărilor, efectul devine relevant când fermele solare depășesc aproximativ 15 kilometri pătrați. Pentru un câmp solar de 20 kilometri pătrați, modelul indică o creștere a precipitațiilor de aproape 600.000 metri cubi, în condițiile potrivite. Autorii traduc acest volum ca echivalentul a 1 cm de ploaie pe o suprafață de mărimea Manhattanului. Dacă astfel de furtuni s-ar produce de zece ori într-o vară, ar rezulta suficientă apă pentru „mai mult de 30.000 de oameni” timp de un an, potrivit articolului. Limite și obstacole: panourile din simulare sunt mai „negre” decât cele din piață O limitare importantă ține de ipotezele din model: panourile simulate au fost tratate ca suprafețe aproape negre, care absorb 95% din lumina solară. În practică, o parte dintre panourile moderne sunt proiectate să fie mai reflectorizante, tocmai pentru a reduce încălzirea locală, ceea ce ar diminua efectul de „producere” a ploii. Climatologul Zhengyao Lu (Universitatea Lund) numește lucrarea „foarte stimulativă”, dar atrage atenția asupra acestei diferențe dintre model și realitatea din producție. De ce contează pentru EAU: alternativa (încă neconfirmată) la însămânțarea norilor Emiratele Arabe Unite au finanțat cercetarea de modelare, însă țara rămâne angajată în programul de însămânțare a norilor, cu aproximativ 300 de misiuni pe an. Acest detaliu sugerează că autoritățile locale nu tratează, deocamdată, „ploaia indusă de ferme solare” ca alternativă practică. Branch spune că ideea ar putea fi testată în lumea reală, menționând că unele ferme solare care intră în funcțiune în China sunt aproape suficient de mari. El mai propune plantarea între rândurile de panouri a unor culturi rezistente la secetă și închise la culoare (de exemplu, arbuști de jojoba) pentru a amplifica efectul. Unde s-ar mai putea aplica Echipa indică și alte regiuni aride unde mecanismul ar putea funcționa, inclusiv Namibia și peninsula Baja California din Mexic. Concluzia rămâne însă condiționată: este vorba despre rezultate din modelare, iar utilitatea operațională depinde de validarea prin măsurători în teren și de modul în care sunt proiectate efectiv panourile (culoare/reflectivitate) în proiectele comerciale. [...]
Transelectrica își reduce costurile operaționale și dependența de energia din piață printr-un proiect finanțat din PNRR care aduce panouri fotovoltaice și stocare în 29 de stații electrice, cu ținta de a tăia la jumătate consumul acestora din rețea, potrivit Adevărul . Investiția vizează instalarea de centrale fotovoltaice (CEF) și sisteme de stocare pentru alimentarea serviciilor interne din 29 de stații electrice de transformare. Proiectul are o finanțare de 29,557 milioane de euro (aprox. 147,8 milioane lei) prin componenta REPowerEU din Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR). Ce se instalează și ce efect economic are Transelectrica urmărește montarea instalațiilor fotovoltaice și de stocare în 35% din totalul stațiilor electrice de transformare pe care le gestionează. Capacitățile planificate sunt: putere instalată totală: 11,25 MW (fotovoltaic); capacitate de stocare: 19,10 MWh (la o putere de 5 MW). Compania indică drept rezultat așteptat o scădere cu 50% a consumului de energie electrică din rețea pentru cele 29 de stații, prin utilizarea energiei solare și a soluțiilor de stocare, ceea ce ar reduce dependența de energia cumpărată de pe piață și ar optimiza costurile operaționale. Stadiul lucrărilor: 13 stații în execuție, 16 în proiectare Lucrările sunt în desfășurare în 13 stații, iar alte 16 se află în etapa de proiectare, urmând să intre în execuție în perioada următoare. Au fost finalizate montările de panouri fotovoltaice în șase stații din zona sucursalelor teritoriale Craiova (cinci stații) și Bacău (o stație), respectiv: Târgu Jiu Nord, Craiova Nord, Ișalnița, Turnu Severin Est, Calafat și FAI. De ce proiectul e diferit: funcționare „off-grid” și reguli de separare Proiectul este descris ca inovator prin natura sa „off-grid”, adică sistemele sunt concepute exclusiv pentru autoconsum, fără injectare în rețeaua de energie electrică. Transelectrica precizează că abordarea respectă regulile de „unbundling” (separarea activităților în sectorul energetic), conform Directivei 2019/944. Energia produsă va fi folosită direct pentru consum intern, iar surplusul va fi stocat în baterii și utilizat ulterior în același scop. Efect operațional: autonomie în avarii și la restaurarea sistemului Pe lângă componenta de cost, instalațiile sunt proiectate să susțină funcționarea continuă și autonomă a celor 29 de stații în situații neprevăzute, inclusiv avarii sau procese de restaurare a sistemului. În material sunt menționate explicit servicii interne precum răcirea transformatoarelor, iluminatul și sistemele HVAC (încălzire, ventilație și aer condiționat), cu impact asupra siguranței în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național și a Rețelei Electrice de Transport. Alte proiecte PNRR în grup: echipamente pentru intervenții și centru de date Materialul mai menționează două proiecte finanțate prin PNRR, cu impact asupra operării rețelei: „Retehnologizarea SMART SA” (13,79 milioane de euro, aprox. 68,9 milioane lei): achiziția a 46 de tipuri de echipamente, în total 355 de utilaje și echipamente, deja recepționate și folosite la intervenții; investiția este în etapa de monitorizare a datelor pentru o țintă de reducere cu 50% a duratei medii a intervențiilor în rețea. Centru de date al TELETRANS (8,44 milioane de euro, aprox. 42,2 milioane lei): finalizat și operaționalizat la sfârșitul lunii martie, folosit pentru consolidarea securității cibernetice; proiectul vizează modernizarea rețelei de comunicații și crearea centrului de date, cu o țintă de creștere a disponibilității tehnice a infrastructurii de fibră optică până la 99,5%. [...]
Germania pregătește stimulente pentru ca noile parcuri fotovoltaice să includă baterii , într-o încercare de a reduce costurile generate de supraproducția la prânz și presiunea asupra rețelei, potrivit Agerpres . Ministerul Economiei intenționează să introducă aceste stimulente odată cu revizuirea Legii privind Energia Regenerabilă, a declarat Christian Schmidt, șeful Departamentului pentru energie din minister. Miza este limitarea „risipei” de energie în zilele foarte însorite, când producția fotovoltaică depășește consumul și împinge în jos prețurile energiei pentru ziua următoare, situație vizibilă și în perioada recentelor sărbători de Paște. În viziunea ministerului, integrarea stocării în baterii ar permite ca energia să nu mai fie injectată în rețea la prânz, când cererea este redusă, ci în orele de vârf. Schmidt a susținut că această flexibilitate ar reduce atât costurile subvențiilor, cât și costurile energiei electrice. Reducerea subvențiilor și costul dezechilibrelor din rețea Pe lângă stimularea proiectelor „fotovoltaic + baterii”, reformele așteptate „în lunile următoare” ar include și scăderea subvențiilor pentru energia fotovoltaică, cu obiectivul de a diminua povara asupra rețelei germane, care nu s-a extins în același ritm cu noile capacități regenerabile. Această diferență dintre ritmul de dezvoltare a regenerabilelor și cel al rețelei este estimată să genereze în acest an costuri de 3,7 miliarde de euro (aprox. 18,4 miliarde lei) din măsuri de reducere a consumului de energie, potrivit lui Barbie Haller, vicepreședinte al Agenției Federale pentru Rețele , față de o estimare anterioară de 3,1 miliarde de euro (aprox. 15,4 miliarde lei). De ce contează și pentru operarea sistemului Un argument suplimentar invocat de Schmidt este că dezvoltarea „la pachet” a stocării cu producția regenerabilă ar reduce riscul ca bateriile instalate separat să devină o povară pentru rețea. Conform explicațiilor sale, atunci când bateriile sunt folosite exclusiv pentru arbitraj energetic (încărcare când prețul e mic și descărcare când prețul e mare), ele pot ajunge să se încarce și să se descarce de până la 20 de ori pe zi, ceea ce ar putea provoca probleme de sistem, inclusiv căderi frecvente de tensiune. În acest stadiu, articolul nu oferă detalii despre nivelul stimulentelor sau despre forma exactă a obligațiilor/condițiilor care ar urma să fie introduse în lege. [...]
