Știri
Știri din categoria Energie verde
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.
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:
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.
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.
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.
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.
Recomandate
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%. [...]
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. [...]
Un studiu Anker arată că sistemele solare de balcon se amortizează aproape întotdeauna , însă calculele devin mai greu de susținut economic atunci când sunt adăugate baterii de stocare, din cauza costurilor inițiale mai mari și a garanțiilor mai scurte. Analiza companiei se bazează pe date reale de utilizare din Germania, dintr-un eșantion aleator de circa 230.000 de gospodării în 2025, provenite de la utilizatori care și-au dat acordul pentru prelucrarea datelor. Documentul complet („From Balcony Power Plant to Energy System”) nu este disponibil gratuit și poate fi obținut doar la cerere. Ce arată datele pentru un sistem standard, fără baterie Concluzia principală pentru un sistem solar de balcon „standard” este că, în majoritatea cazurilor, aduce un beneficiu economic. Conform informațiilor , un sistem limitat la 800 W putere de ieșire a invertorului poate produce, în medie, aproape 900 kWh pe an. Pentru o configurație uzuală cu până la 2.000 W putere totală a panourilor (patru panouri), producția ar depăși 1.200 kWh. În medie, aproximativ 40% din energia generată ar fi consumată direct în gospodărie, ceea ce contează pentru economii, deoarece energia autoconsumata reduce direct energia cumpărată din rețea. În termeni de calcul economic, Notebookcheck indică un exemplu la un preț al energiei de 0,30 euro/kWh: un sistem de 500 euro s-ar amortiza în aproximativ trei ani și ar putea genera ulterior economii nete teoretice de circa 150 euro pe an. Publicația notează însă că rezultatul depinde puternic de prețul energiei, orientarea sistemului, umbrire și consumul de bază al locuinței. Riscuri și costuri care pot schimba amortizarea Pe lângă variabilele tehnice, există și riscuri care pot influența rentabilitatea: pagube provocate de furtuni, vandalism sau erori de instalare. Deși nu sunt prezentate ca fiind frecvente, sunt posibile, iar sursa noastră menționează că merită verificat înainte de achiziție dacă asigurarea locuinței acoperă astfel de situații sau dacă sistemul trebuie adăugat explicit în poliță, cu un cost suplimentar care intră în calculul final. Elementele care pot influența decisiv amortizarea, așa cum reies din material, includ: prețul efectiv al energiei electrice (euro/kWh); orientarea și umbrirea (care reduc producția); consumul de bază și ponderea autoconsumului; costuri de asigurare și riscuri de avarie (furtună, vandalism, instalare). De ce stocarea „complică” ecuația Partea de stocare este prezentată de Anker într-o lumină favorabilă, dar cu informații incomplete privind dimensionarea necesară pentru a atinge anumite economii. Potrivit comunicatului companiei , sistemele evaluate ar fi generat în total 206 milioane kWh de electricitate solară în 2025, iar 83% ar fi fost folosită direct în gospodărie; economiile totale la costurile cu energia ar fi ajuns la 65 milioane euro, cu economii medii anuale de 270–360 euro per gospodărie. „Anker vorbește despre aproximativ cinci ani, dar își bazează calculul pe un preț al energiei electrice de 0,40 euro per kWh.” Sistemele mai mari, precum Anker SOLIX Solarbank 3 E2700 Pr o, pot ajunge la 5.376 Wh capacitate de stocare cu o baterie suplimentară și ar costa în jur de 1.500 euro atunci când sunt asociate cu 2.000 W putere a panourilor. Costul inițial mai ridicat prelungește perioada de amortizare, iar la prețuri mai mici ale energiei decât cele folosite în exemplul Anker (0,40 euro/kWh), recuperarea investiției poate dura considerabil mai mult. Un alt element important este diferența de garanție: panourile solare au, de regulă, garanții în jur de 25 de ani, în timp ce bateriile au adesea garanții de aproximativ 10 ani. În această logică, un sistem de balcon cu stocare devine o investiție mai „speculativă”, care se justifică pe termen lung și doar în condiții favorabile, potrivit concluziilor prezentate în material. [...]
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. [...]
Uniunea Europeană pregătește lansarea unui fond major pentru infrastructura energetică verde , destinat să sprijine investițiile uriașe necesare tranziției către un sistem bazat pe energie curată. Potrivit Bursa , care citează informații transmise de Agerpres, noul mecanism financiar ar urma să susțină proiecte de infrastructură energetică în următorii ani, într-un moment în care Uniunea Europeană încearcă să reducă dependența de combustibilii fosili. Planul este inclus într-un proiect al Strategiei de investiții în energie curată , document pe care Comisia Europeană urmează să îl adopte în cursul acestei săptămâni. Estimările oficiale arată că tranziția energetică a blocului comunitar va necesita investiții de aproximativ 695 de miliarde de euro pe an în următorul deceniu , iar noul fond ar trebui să contribuie la mobilizarea unei părți importante din aceste resurse. Rolul Băncii Europene de Investiții Un rol central în acest mecanism îl va avea Banca Europeană de Investiții (BEI) , care ar urma să ofere finanțarea inițială pentru viitorul „Fond de investiții strategice în infrastructură”. Acesta va avea ca obiectiv principal sprijinirea operatorilor de rețele electrice pentru a-și consolida capacitatea financiară și pentru a realiza investițiile necesare modernizării sistemului energetic. În proiectul de strategie se subliniază că rețelele electrice reprezintă „coloana vertebrală” a sistemului energetic european , iar extinderea și modernizarea lor sunt esențiale pentru integrarea surselor regenerabile de energie și pentru creșterea securității energetice a Uniunii. De ce este nevoie de investiții uriașe Transformarea sistemului energetic european presupune investiții masive în mai multe domenii: extinderea și digitalizarea rețelelor electrice dezvoltarea capacităților de energie regenerabilă infrastructură pentru stocarea energiei sisteme de transport și distribuție adaptate noilor surse de energie Autorii proiectului consideră că sprijinul public este necesar pentru a distribui costurile tranziției pe termen lung și pentru a evita creșteri bruște ale prețurilor la energie. Context geopolitic tensionat Inițiativa apare într-un moment în care tensiunile din Orientul Mijlociu și conflictul din Iran au readus în prim-plan vulnerabilitatea Europei față de fluctuațiile piețelor de energie. Creșterea recentă a prețurilor petrolului și gazelor a demonstrat încă o dată dependența continentului de importurile de combustibili fosili. Prin noul fond, Uniunea Europeană încearcă să accelereze investițiile în infrastructura necesară pentru energia regenerabilă și să își consolideze autonomia energetică pe termen lung. Deocamdată, autoritățile europene nu au anunțat dimensiunea exactă a fondului și nici valoarea contribuției inițiale a Băncii Europene de Investiții, însă proiectul ar urma să mobilizeze investiții de ordinul miilor de miliarde de euro în următorii 15 ani . [...]
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: creșterea ponderii energiei solare în mixul de producție, în special în orele de zi; nevoia mai mare de flexibilitate în sistem (capacități care pot urca/coborî rapid, stocare, management al consumului); impactul potențial asupra prețurilor intrazilnice, în funcție de cerere și de disponibilitatea altor surse. 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. [...]
