Știri
Știri din categoria Energie
Prețul benzinei din România a crescut cu aproximativ 16% într-o lună, o evoluție „în linie cu media UE”, potrivit Ziarul Financiar, care citează o analiză a Erste Group pentru intervalul 23 februarie – 23 martie.
Banca arată că scumpirile la benzina Euro-super 95 au fost mai accentuate în Europa Centrală și de Est, în special în Cehia și Polonia, unde avansul a ajuns la circa 23% în aceeași perioadă. În România, ritmul a fost mai moderat, analiștii Erste indicând că dinamica este aliniată cu media Uniunii Europene.
„Comparăm schimbarea preţului benzinei Euro-super 95 la staţiile de alimentare din regiune între 23 februarie şi 23 martie pentru a surprinde impactul creşterii preţurilor la materii prime în urma conflictului din Iran”, se arată în raportul Erste.
Analiza pune diferențele dintre țări pe seama a doi factori principali: evoluția cursurilor valutare și intervențiile guvernamentale. În Polonia și Cehia, deprecierea monedelor locale ar fi amplificat scumpirile la pompă, în timp ce în Ungaria efectele ar fi fost temperate de măsuri ale statului.
În același interval, în Slovacia, Croația și Ungaria, prețurile carburanților au rămas relativ stabile, pe fondul intervențiilor directe sau indirecte ale autorităților, mai notează Erste. Banca amintește și că Euro-Super 95 este folosită frecvent ca reper în statistici, fiind cel mai utilizat tip de benzină în România și în majoritatea țărilor europene.
Pe scurt, concluziile-cheie ale analizei Erste sunt:
Erste mai estimează că scumpirea combustibililor ar urma să se vadă în inflația din martie atât la nivel regional, cât și în zona euro, printr-o accelerare a ratei generale a inflației, pe fondul creșterii prețurilor regionale la energie.
Recomandate
România a atins un nou vârf de producție solară, dar rămâne vulnerabilă seara la importuri din cauza stocării limitate și a indisponibilităților din producție , arată datele prezentate de Economica . La ora 13:04, producția instantanee a parcurilor fotovoltaice dispecerizabile (cele controlabile de operatorul de sistem), măsurată de Transelectrica , a urcat la 3.453 MW. Publicația notează că statistica nu include prosumatorii, care aveau atunci o producție estimată la 2.200 MW, fără a fi clar cât a fost autoconsum/stocare locală și cât injecție în rețea. De ce contează: solarul acoperă vârful de zi, dar nu rezolvă vârful de seară În momentul în care fotovoltaicul a depășit 3.400 MW, consumul național din rețele era de aproape 4.800 MW, într-o zi caniculară. Rezultatul: parcurile fotovoltaice au asigurat „undeva la 70%” din consum, potrivit calculelor din articol. Raportat la producția totală din acel moment, fotovoltaicul avea o pondere de 52%, în condițiile în care România exporta consistent, la o putere de 1.700 MW. Totuși, pe fondul unei capacități încă reduse a bateriilor de stocare (care ar putea muta energia din timpul zilei către seară), sistemul este așteptat să intre pe import la vârful de consum de seară. Economica leagă această perspectivă de mai mulți factori: oprirea centralei de la Cernavodă , aportul mai redus al hidrocentralelor și riscul unui consum mai mare din cauza temperaturilor ridicate. Context: capacitate instalată în creștere, prețuri de prânz încă ridicate Recordul vine pe fondul creșterii rapide a capacității instalate în fotovoltaic, care a depășit 4.000 MW în parcurile dispecerizabile, conform informațiilor citate de publicație dintr-un material al e-nergia.ro . Precedentul record, „de peste 3.300 MW”, fusese înregistrat zilele trecute, potrivit unei alte referințe e-nergia.ro . În același timp, articolul indică faptul că, pe fondul crizei energetice generate de secetă și de debitul mic al Dunării, prețurile de la miezul zilei sunt „destul de mari” pe piețele spot, intrazilnică și pentru ziua următoare, ceea ce reduce probabilitatea unor limitări voluntare de producție (curtailment) întâlnite atunci când prețurile sunt foarte mici sau negative. Ce urmează: echilibrarea de seară depinde de eolian și de disponibilitatea grupurilor clasice Economica anticipează importuri mai mari seara și din cauza opririi unicului grup pe cărbune de la Turceni, după o avarie, detaliată într-un articol separat al Economica . În contrapondere, publicația se așteaptă la un aport al eolienelor care să compenseze; la momentul redactării, energia eoliană livra circa 900 MW în Sistemul Energetic Național. [...]
Vârful solar de 3.174 MW a împins România spre un mix „de prânz” greu de susținut seara , ceea ce readuce în prim-plan nevoia de stocare și de surse controlabile într-un sistem deja tensionat de secetă și de indisponibilitatea producției nucleare, potrivit Agronet . La prânz, în 17 august, fotovoltaicele au produs 3.174 MW, adică aproximativ 55% din producția internă de electricitate, estimată la circa 5.800 MW. Datele sunt prezentate ca valori instantanee în graficul Sistemului Electroenergetic Național publicat de Transelectrica . Publicația notează că eticheta de „record absolut” nu poate fi preluată cu certitudine: un istoric care monitorizează datele SEN ar indica valori de până la 3.177 MW în 4 august 2026. În lipsa unei confirmări distincte din partea Transelectrica pentru 17 august, cifra de 3.174 MW este prezentată ca un nou vârf, foarte aproape de maximul observat în această lună. Context: nuclear oprit, solarul cântărește mai mult în mix Ponderea neobișnuit de mare a solarului a venit într-un moment în care sistemul energetic era afectat simultan de secetă și de indisponibilitatea producției nucleare. Nuclearelectrica a început în dimineața zilei de 13 august oprirea controlată a Unității 2 de la Cernavodă, după scăderea continuă a nivelului Dunării; Unitatea 1 era deja oprită, iar compania a precizat că ambele unități sunt menținute în stare de oprire sigură și vor fi reconectate în funcție de evoluția nivelului fluviului. „Prânz vs. seară”: problema operațională care rămâne Deși producția solară ridicată poate împinge România către export în orele însorite, aportul fotovoltaic scade rapid spre seară și dispare după apus. În lipsa unor capacități suficiente de stocare și a altor surse controlabile, acoperirea consumului revine atunci hidrocentralelor, centralelor pe gaze și cărbune, bateriilor sau importurilor. Aceeași logică se vede și la nivelul fermelor: investițiile în panouri sunt valorificate mai bine când consumurile pot fi suprapuse peste orele de producție solară, de la pomparea apei la răcire, ventilație sau procesare. Cererea pentru astfel de proiecte este deja ridicată: AFIR a primit în ultima sesiune 1.177 de proiecte pentru energie solară în agricultură și industria alimentară, cu solicitări de ajutor nerambursabil de peste 282 de milioane de euro (aprox. 1,41 miliarde lei), față de o alocare de 265 de milioane de euro (aprox. 1,33 miliarde lei). În concluzie, vârful de 3.174 MW din 17 august confirmă ritmul rapid în care energia solară câștigă pondere în SEN, dar mută discuția de la „cât instalăm” la „cât putem consuma direct și cât putem muta prin stocare” către orele în care cererea rămâne ridicată. [...]
La prânz, fotovoltaicele au acoperit peste 82% din consumul din rețea , un vârf care arată cât de mult s-a schimbat mixul de producție în România și cât de dependent rămâne sistemul de importuri în orele de seară, potrivit Economica . La ora 12.00, producția instantanee a parcurilor fotovoltaice dispecerizabile era de 2.450 MW, în timp ce consumul de energie electrică din rețea era de 2.984 MW. Rezultatul: fotovoltaicele au asigurat peste 82% din consumul național (din rețea) la acel moment. Capacitatea instalată în fotovoltaic în România este de peste 4.000 MW. În același interval, România exporta „masiv” energie electrică, la o putere de peste 1.800 MW, chiar și cu celelalte surse de generare „mai coborâte”, notează publicația. De ce contează: vârf la prânz, vulnerabilitate seara Economica precizează că nu a inclus în calcul prosumatorii (consumatori care produc energie, de regulă cu panouri fotovoltaice), care au și ei o capacitate instalată de 4.000 MW. În orele însorite, aceștia consumă din producția proprie, ceea ce reduce consumul din rețea și poate amplifica ponderea fotovoltaicelor în consumul „văzut” de sistem. Spre seară, sistemul poate trece din nou pe import Situația „se va schimba spre seară”, avertizează sursa. România nu beneficiază în prezent de energie nucleară, deoarece cele două reactoare sunt oprite ca urmare a debitului mic al Dunării, ceea ce înseamnă și un aport redus al energiei hidro. În vârful de consum de seară, când nu mai este soare, sistemul „trece aproape mereu pe import”, în condițiile în care centralele pe gaze, cele pe cărbune și capacitatea actuală de stocare în baterii nu pot acoperi integral consumul din orele de vârf. Publicația estimează că „cel mai probabil” așa se va întâmpla și azi, chiar dacă este week-end și consumul este mai mic. Pentru context suplimentar, Economica trimite la analiza: „Cifre mai bune în energie înainte de problemele de acum: La șase luni, au crescut exporturile și producția de electricitate, deficitul este mult mai mic” . [...]
Reducerea cu 120 MW a producției la Kozlodui riscă să strângă oferta de import pentru România în orele de seară , într-un moment în care piața locală se bazează pe electricitatea din Bulgaria pentru acoperirea vârfurilor de consum, potrivit Adevărul . Ministerul Energiei de la Sofia a anunțat că Bulgaria va diminua cu 120 MW capacitatea unuia dintre cele două reactoare funcționale ale centralei nucleare de la Kozlodui, care asigură peste o treime din consumul de energie electrică al țării. Măsura este justificată de scăderea „fără precedent și critică” a nivelului Dunării, apă necesară pentru răcirea reactoarelor, reducerea fiind menită să „garanteze funcționarea în siguranță”. Prognozele hidrologice în amonte de centrală indică în continuare o tendință de scădere a cotelor, iar autoritățile bulgare spun că este prima dată în cei 52 de ani de exploatare când condițiile meteo și hidrologice extreme impun o astfel de decizie. De ce contează pentru România: importuri mai sensibile, presiune pe prețuri Pentru România, miza este disponibilitatea energiei de import din Bulgaria, în condițiile în care, în prezent, țara noastră aduce „cantități importante” de electricitate din statul vecin pentru a acoperi o parte din necesarul intern. Contextul invocat include producția internă mai scăzută, lucrări sau opriri la Centrala Nucleară Cernavodă și seceta care afectează debitul Dunării. În acest cadru, o diminuare a producției disponibile la Kozlodui poate reduce cantitatea pe care Bulgaria o poate exporta către România și poate amplifica presiunea asupra prețurilor pe piața regională, arată publicația. Problema structurală rămâne seara: surplus solar, stocare redusă Datele citate indică un profil tot mai dezechilibrat: România are energie în exces în intervalele cu producție solară ridicată, dar dispune de o capacitate foarte redusă de stocare pentru a muta această energie către orele de seară. Consecința este o dependență mai mare de importuri, în special seara, când producția solară scade. În acest context, reducerea producției nucleare de la Kozlodui poate pune presiune pe disponibilitatea energiei în regiune și poate duce la un deficit mai mare pe piața locală, potrivit aceleiași surse. Context suplimentar: Adevărul a mai detaliat separat diferențele de exploatare față de Cernavodă, într-un material despre exploatarea centralei , și despre faptul că România importă cantități importante de energie electrică din Bulgaria pe fondul condițiilor hidrologice din zonă. [...]
Programul Casa Verde Baterii schimbă regula de acces la finanțare, trecând de la „primul venit, primul servit” la selecție pe bază de punctaj , o modificare cu impact direct asupra modului în care prosumatorii își pot planifica investițiile și asupra riscului de „înscrieri la viteză” în platformă, potrivit Economica . Bugetul programului este de 400 de milioane de lei, iar schema vizează finanțarea bateriilor pentru stocarea energiei, nu a unor noi sisteme fotovoltaice. Diana Buzoianu a argumentat că finanțarea stocării vine după ani în care s-a investit masiv în panouri fără sisteme de stocare, ceea ce a pus presiune pe sistemul energetic național. În același timp, schimbarea mecanismului de selecție urmărește să elimine competiția de tip „cine apasă mai repede”, inclusiv folosirea de automatizări („roboți”) pentru înscriere. Cum se face departajarea: punctaj, nu ordine de înscriere În proiectul de ghid pus în consultare publică, selecția se face pe bază de punctaj (maximum 100 de puncte), cu trei criterii principale: contribuția proprie (cofinanțarea) – maximum 40 de puncte; capacitatea sistemului de stocare – maximum 40 de puncte; puterea instalată a sistemului fotovoltaic – maximum 20 de puncte. Ministerul Mediului a susținut, ca principiu, prioritizarea celor care cofinanțează mai mult, în timp ce AFM a venit cu propuneri legate de capacitatea și puterea instalată, criterii aflate acum în dezbatere publică, pe fondul unor observații apărute în spațiul public. Parametrii financiari și tehnici ai schemei Conform informațiilor prezentate, programul are următoarele repere: buget total: 400 de milioane de lei; finanțare: maximum 75% din valoarea totală a proiectului; plafon pe sistem: maximum 15.000 de lei (TVA inclus); standard de cost maxim eligibil: 1.250 lei/kWh (TVA inclus); capacitate minimă a bateriei: 12 kWh; implementare: exclusiv prin instalatori validați de AFM. Sunt eligibile tehnologii precum Li-Ion, LiFePO4, Na-Ion sau echivalente fără plumb; acumulatorii pe plumb-acid nu sunt eligibili. Sistemele trebuie să aibă garanție de minimum 5 ani și minimum 3.000 de cicluri. Cine poate aplica și când ar putea începe programul Pot aplica persoanele fizice care au calitatea de prosumator, indiferent dacă au devenit prosumatori prin programele anterioare Casa Verde sau prin investiții din fonduri proprii. Proiectul de ghid este disponibil din 18 august 2026 pe site-ul Ministerului Mediului, Apelor și Pădurilor, iar Diana Buzoianu a spus că își dorește lansarea programului „cât mai rapid posibil”, cu o țintă indicată pentru luna octombrie. Separat, Buzoianu a menționat că, prin implementarea programului la nivel național, ar urma să se asigure stocarea a minimum 400 MWh, însă detaliile finale depind de forma ghidului după consultarea publică. [...]
Ministerul Energiei spune că industria nu a primit notificări de deconectare , iar mesajele transmise către marii consumatori vizează doar un cadru procedural folosit în situații-limită, potrivit Economedia . Miza pentru companii este una operațională: evitarea panicii și a deciziilor luate pe baza unor informații eronate despre continuitatea alimentării cu energie. Ministerul afirmă că marii consumatori industriali nu au primit „notificări de limitare sau deconectare”, ci o înștiințare că se află „pe un normativ”. Conform comunicatului, doar dacă s-ar ajunge la o „situație limită”, ar urma să fie transmisă o înștiințare de limitare a consumului cu 24 de ore înainte. Ce înseamnă, de fapt, „limitarea” invocată Instituția precizează că o eventuală solicitare de reducere temporară a consumului, în anumite condiții legate de siguranța sistemului, nu echivalează cu deconectarea industriei și nici nu ar indica faptul că România „a rămas fără energie”. În explicația Ministerului, este vorba despre un instrument de echilibrare și protejare a Sistemului Energetic Național , folosit preventiv atunci când apar: vârfuri de consum; indisponibilități de energie din producția internă sau din import. Contextul: secetă, vreme extremă și acuzații de „colaps energetic” Ministerul susține că situația energetică trebuie urmărită „cu maximă atenție” și că industria trebuie protejată în fața unor factori care „perturbă sectorul energetic”, precum seceta și vremea extremă. În același timp, instituția respinge ideea că România ar fi în pragul unui „colaps energetic” și critică dezinformarea din spațiul public, cu atât mai mult cu cât ar proveni de la un fost ministru al Energiei, Bogdan Ivan (PSD). [...]
