Știri
Știri din categoria Energie
România riscă să transforme stocarea energiei într-o piață de arbitraj, nu într-o investiție care să reducă prețurile și importurile scumpe, avertizează Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă, într-o analiză preluată de Antena 3. Miza, în viziunea sa, este că bateriile cumpărate „în grabă” și fără criterii tehnice pot menține volatilitatea din piață și, implicit, facturi ridicate la consumatorul final.
Chisăliță susține că stocarea a fost abordată „târziu, fragmentar și în contratimp” și că, în loc să fie tratată ca infrastructură critică integrată cu dezvoltarea regenerabilelor, a rețelelor și a consumului flexibil, a devenit „o oportunitate comercială de moment”.
Potrivit specialistului, problema sistemului energetic nu mai este atât lipsa de producție, cât „lipsa de abordare inteligentă și de flexibilitate”. În acest context, el avertizează că simpla „goană după baterii” nu rezolvă dezechilibrele dacă nu există un plan coerent și un mix de tehnologii de stocare, adaptat nevoilor rețelei.
În analiza citată, Chisăliță atrage atenția că nu se discută suficient despre cerințe tehnice precum capacitatea bateriilor de a oferi inerție sintetică, stabilizare de frecvență și suport pentru o rețea cu pondere mare de producție din surse regenerabile.
Chisăliță afirmă că dezvoltarea regenerabilelor a avansat rapid, dar fără ca elementele care fac sistemul funcțional să țină pasul: stocare, dezvoltarea și adaptarea rețelelor, contorizare inteligentă, digitalizare, flexibilitate, consum controlabil și servicii de echilibrare.
În acest cadru, el susține că există riscul ca România să importe masiv baterii fără o „ierarhie clară a calității tehnologice” și fără cerințe ferme privind rolul lor în sistem, ceea ce ar putea duce la noi runde de achiziții peste câțiva ani, pentru a corecta limitele soluțiilor instalate acum.
„Într-un asemenea sistem, stocarea nu este un lux. Este condiția minimă pentru ca energia regenerabilă să nu devină sursă de volatilitate.”
El mai spune că, fără sisteme de stocare amplasate și dimensionate corect și operate în interesul sistemului, România poate ajunge „să producă energie ieftină când nu are nevoie de ea și să importe energie scumpă când are nevoie”.
În analiza citată, Chisăliță descrie direcția pe care ar trebui să o urmărească statul: bateriile să reducă volatilitatea și vârfurile de preț, să diminueze importurile scumpe și să crească securitatea energetică, nu să fie folosite preponderent pentru câștig din diferențe de preț (arbitraj).
În lipsa unei strategii, a unor criterii tehnice și a integrării stocării într-un plan coerent de dezvoltare energetică, el avertizează că România riscă „să nu construiască flexibilitate reală, ci doar să cumpere baterii”, cu efecte limitate asupra stabilității și costurilor pentru consumatori.
Recomandate
România plătește seara prețul lipsei de stocare și flexibilitate , după ce ziua exportă energie la tarife joase și ajunge să importe în orele de vârf la prețuri de până la cinci ori mai mari, potrivit unei analize citate de Antena 3 . Dezechilibrul, susține președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI) , Dumitru Chisăliță , este unul structural și ajută la explicarea facturilor ridicate la energie. În analiza sa, Chisăliță argumentează că „explozia prețurilor” din ultima perioadă nu indică o problemă de producție, ci una de funcționare a sistemului: lipsă de flexibilitate și de capacitate de a gestiona când este produsă și consumată energia, mai ales într-un mix tot mai dependent de solar și eolian. Export ieftin la prânz, import scump seara Datele invocate pentru luna aprilie arată un contrast puternic între prețurile din intervalele de surplus și cele din vârfurile de consum: România a exportat energie electrică la prețuri medii de aproximativ 50 euro/MWh . În aceleași săptămâni, a importat în orele de vârf de seară la prețuri care au urcat până la 250 euro/MWh . „Diferența nu este doar o anomalie de piață. Este radiografia unei vulnerabilități structurale. (…) nu contează cât produci, ci când produci”, a subliniat președintele AEI. Cazul Bulgariei: valoare de import de aproape șapte ori mai mare decât exportul În aprilie 2026, România a importat energie electrică din Bulgaria în valoare de aproximativ 33,4 milioane euro , în timp ce exporturile către Bulgaria au însumat circa 5 milioane euro . Deși cantitatea importată a fost de aproximativ două ori mai mare decât cea exportată, valoarea importurilor a fost de aproape șapte ori mai ridicată, diferență pusă pe seama prețurilor mult mai mari din orele de vârf. Interpretarea AEI este că România exportă energie ieftină în orele de surplus (de regulă la prânz, când producția fotovoltaică este ridicată), iar apoi o „recumpără” seara, când consumul crește și producția solară scade. Miza: bateriile care stabilizează rețeaua, nu doar „urmează” rețeaua Chisăliță aduce în discuție diferențele de infrastructură de stocare și tipul bateriilor instalate: În România, aproximativ 95% dintre bateriile instalate sunt de tip grid-following (sisteme care urmăresc rețeaua existentă, fără a o putea stabiliza independent). În Bulgaria, aproximativ 20% dintre baterii sunt deja grid-forming (baterii care pot „forma” și stabiliza rețeaua, oferind inerție sintetică și stabilizare de frecvență). Tot la nivel comparativ, analiza indică: raportul dintre capacitățile de stocare în baterii și totalul capacităților solare și eoliene: aprox. 6% în România vs aprox. 30% în Bulgaria; raportul dintre puterea instalată în baterii și consumul mediu orar de vârf: 7,5% în România vs aprox. 40% în Bulgaria. De ce contează economic Concluzia analizei este că, într-o piață dominată tot mai mult de producția variabilă (solar/eolian), avantajul competitiv se mută de la „cât produci” la „cât poți stoca și muta în timp”. În lipsa acestei flexibilități, România riscă să producă energie verde, dar să captureze prea puțină valoare din ea, rămânând expusă la prețuri ridicate în orele de vârf și la vulnerabilități mai mari, inclusiv cu potențiale implicații geopolitice, potrivit lui Chisăliță. [...]
Ford intră pe piața de stocare staționară a energiei cu „DC block”, mizând pe o capacitate anuală de 20 GWh și livrări din 2027 , într-o mișcare care repoziționează o parte din infrastructura sa de baterii din SUA către un segment aflat pe creștere, potrivit Smart Car . Compania a înființat o subsidiară deținută integral, Ford Energy , iar primul produs este un „container cu baterii” destinat proiectelor mari de stocare, care va concura direct cu Tesla Megapack . Producția este planificată în Glendale, Kentucky, iar soluția folosește celule prismatice litiu-fier-fosfat (LFP), o chimie asociată, în general, cu costuri mai mici și durată de viață ridicată față de bateriile cu nichel ridicat. Ce este „DC block” și pentru ce aplicații este gândit „DC block” are format de container standard de 20 de picioare (aprox. 6,1 metri) și integrează sute de celule LFP de 512 Ah, împreună cu electronica de putere necesară. Ford indică o durată de viață proiectată de cel puțin 20 de ani. Sunt prevăzute două versiuni de sistem, pentru livrare de energie pe: două ore; patru ore. La nivel de operare, produsul include răcire cu lichid și un sistem de management al bateriei pe trei niveluri, care monitorizează continuu tensiunea, curentul, temperatura, starea de încărcare și starea de sănătate a bateriei. Parametri tehnici și elemente de siguranță Conform informațiilor publicate, un singur container are: capacitate de stocare: 5,45 MWh; interval tensiune nominală DC: 1.040–1.500 V; plajă de funcționare: de la -35°C la 55°C; grad de protecție: IP55. Pe partea de siguranță, fiecare container are un sistem de stingere „pe straturi”, cu detecție de fum, căldură și hidrogen, plus ventilație și dispozitive de suprimare. Ce se schimbă în fabrica din Kentucky și când apar primele livrări Ford spune că aria planificată de fabricație acoperă de la materiale pentru electrozi, la module și până la carcasa containerului, cu o capacitate anuală estimată la 20 GWh. Primele livrări către clienți sunt programate pentru începutul lui 2027. Pentru a susține noua linie de business, Ford a ajustat fabrica de baterii din Glendale, Kentucky. Unitatea fusese folosită anterior în parteneriat cu SK On pentru asamblarea de pachete de baterii cu nichel ridicat destinate modelelor F-150 Lightning și E-Transit. După modificarea aranjamentului dintre companii la finalul anului trecut, Ford a păstrat fabrica din Kentucky, iar SK On a preluat integral o fabrică de baterii din Tennessee. Context de piață: cerere mai slabă la electrice, cerere în creștere la stocare Materialul notează că piața americană a vehiculelor electrice s-a temperat după eliminarea creditului fiscal federal de 7.500 de dolari (aprox. 34.500 lei), în timp ce cererea pentru stocare de energie continuă să crească. Ca reper competitiv, Tesla ar fi obținut în trimestrul al patrulea al anului trecut un profit brut de 1,1 miliarde de dolari (aprox. 5,1 miliarde lei) din Megapack, cu o capacitate anuală de stocare de circa 80 GWh și peste 47 GWh instalați în mai mult de 65 de țări, potrivit aceleiași surse. [...]
Rusia a lovit pentru a treia zi la rând infrastructura de gaze a Naftogaz , într-o serie de atacuri care ridică presiunea operațională asupra sistemului energetic ucrainean, în timp ce regiunea Cernihiv a fost vizată și de lovituri separate soldate cu morți și răniți, potrivit Kyiv Post . Atacul de marți dimineață a vizat mai multe obiective de infrastructură de gaze ale Naftogaz din regiunea Cernihiv. Compania de stat a transmis că drone rusești au lovit mai multe amplasamente, iar „echipamente critice” au fost distruse la facilități de producție. Personalul de la una dintre instalațiile vizate a fost evacuat, iar Naftogaz spune că nu au existat victime. Serviciile de urgență evaluau în continuare pagubele. Pagube la infrastructura de gaze și riscuri operaționale Faptul că atacurile asupra activelor Naftogaz se repetă pentru a treia zi consecutivă indică o intensificare a presiunii asupra infrastructurii energetice, într-un moment în care menținerea funcționării echipamentelor de producție și transport rămâne esențială pentru alimentarea internă. Publicația nu oferă o estimare a impactului asupra livrărilor de gaze sau a costurilor de reparație, iar amploarea exactă a avariilor nu este încă detaliată. Atacuri în regiunea Cernihiv: morți, răniți și distrugeri Separat de loviturile asupra infrastructurii Naftogaz, guvernatorul regiunii Cernihiv, Viacheslav Chaus, a declarat că Rusia a desfășurat o serie de atacuri în regiune peste noapte și până marți. În jurul orei 10:00 (ora Ucrainei), forțele ruse au lansat un atac cu rachetă balistică asupra centrului orașului Pryluky. Lovitura a vizat o facilitate de afaceri și a avariat un centru comercial, un supermarket și echipamente de stingere a incendiilor din apropiere. Bilanțul a ajuns la trei morți, după ce postul ucrainean Suspilne a relatat că un adolescent de 14 ani, rănit critic, a decedat ulterior la spital. În total, cel puțin 17 persoane au fost rănite, inclusiv copilul menționat. Chaus a mai spus că luni seara orașul Cernihiv a fost atacat cu drone Geran, fiind raportate două explozii: una a lovit terenul unei întreprinderi și a aprins un camion-cisternă, iar cealaltă a vizat o zonă rezidențială, avariind locuințe și un vehicul. Doi oameni (o femeie de 84 de ani și un bărbat de 58 de ani) au fost răniți și tratați la fața locului. Potrivit guvernatorului, în ultimele 24 de ore regiunea a înregistrat 50 de atacuri și 76 de explozii. Apărarea aeriană: 180 de drone doborâte sau bruiate Forțele Aeriene ale Ucrainei au anunțat că Rusia a lansat 209 drone de atac începând de luni, ora 18:00 (ora Ucrainei), inclusiv drone Shahed și variante cu propulsie, precum și drone-capcană (momeală). Conform datelor preliminare, până marți la 08:30, apărarea aeriană a doborât sau a bruiat electronic 180 de drone. Au fost raportate lovituri ale 27 de drone în 15 locații, iar fragmente din drone interceptate au căzut în alte cinci locuri. [...]
Promisiunea Chinei de a livra Australiei 600.000 de barili de kerosen vine pe fondul riscului de penurie de combustibil în regiune, după blocarea strâmtorii Ormuz , un punct-cheie pentru fluxurile globale de hidrocarburi, potrivit Economica . Cele trei transporturi de kerosen sunt așteptate să ajungă în iunie, după discuțiile purtate luna trecută între premierul australian Anthony Albanese și premierul chinez Li Qiang pe tema securității energetice, relatează Agerpres, citând France Presse. De ce contează: Australia nu are rezerve naționale, iar Ormuz e blocată din februarie Australia încearcă să evite o penurie într-un moment în care strâmtoarea Ormuz este blocată din februarie, în urma atacurilor israeliano-americane asupra Iranului. În timp de pace, prin Ormuz trece o cincime din producția mondială de hidrocarburi, iar regiunea Asia-Pacific este „puternic dependentă” de acest coridor, notează sursa. În acest context, premierul australian a anunțat mai devreme în mai că țara va acumula un stoc de un miliard de litri de combustibil, în condițiile în care „în prezent nu are rezerve naționale”. Context comercial: China e furnizor major pentru aviația australiană Anul trecut, China a furnizat o treime din combustibilul utilizat de aviația australiană. În același timp, Beijing importă din Australia cantități mari de minereu de fier, cărbune și gaz natural lichefiat (GNL), ceea ce arată interdependența economică dintre cele două economii. Comerțul bilateral Australia–China a ajuns la 326 de miliarde de dolari australieni (aproape 200 de miliarde de euro) anul trecut, fiind dominat de exporturile australiene de materii prime. Ce urmează: discuții la nivel de miniștri și măsuri pentru piața internă de gaze Ministrul australian al comerțului, Don Farrell, urmează să se întâlnească săptămâna aceasta la Suzhou cu omologul său chinez, Wang Wentao, în marja reuniunii miniștrilor comerțului din APEC. Separat, Farrell era așteptat marți la Tokyo pentru discuții despre securitatea energetică și comerț cu Japonia, un alt cumpărător important de GNL și cărbune australian. Australia a anunțat luna aceasta și o măsură de protecție a pieței interne: va rezerva echivalentul a 20% din exporturile sale de gaz pentru consumul intern, pentru a reduce riscul de penurie. [...]
Primele facturi după eliminarea plafonării arată scumpiri la gaze și energie , cu tarife care urcă și la peste 0,40 lei/kWh, ceea ce împinge costul lunar în sus chiar și pentru consumuri uzuale, potrivit Antena 3 . După ieșirea din schema de preț plafonat, Guvernul a introdus o formulă de reglementare, însă primele facturi ajunse la consumatori au venit la prețuri peste nivelul plafonat anterior. În material este dat exemplul unui preț care a fost 0,31 lei/kWh, în timp ce noile tarife ajung și la peste 0,40 lei/kWh. Ce înseamnă în bani pentru un consumator Antena 3 indică un exemplu de consum de 1.000 kWh, unde diferența de preț se traduce într-o factură mai mare cu până la 90 de lei: Preț plafonat: 0,31 lei/kWh → 310 lei la 1.000 kWh Preț neplafonat: 0,40 lei/kWh → 400 lei la 1.000 kWh În București, din 34 de oferte menționate, doar patru ar fi la nivelul plafonului, ceea ce sugerează că, pentru o parte importantă a clienților, alternativele din piață sunt în medie mai scumpe decât vechiul prag. Măsura discutată: reducerea TVA la gaze pentru consumatorii casnici Ca posibilă soluție de atenuare a scumpirilor, președintele Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), George Niculescu , propune reducerea TVA la gaze naturale de la 21% la 11%, pe fondul creșterii accelerate a prețurilor pe piața europeană a gazelor. „O soluție ar fi scăderea TVA-ului, în așa fel încât consumatorii casnici să înregistreze imediat o scădere în factură. Vorbim despre o scădere de la 21% la o cotă de TVA de 11% pentru consumatorii casnici de gaze naturale, automat scăderea în factură s-ar vedea de luna următoare.” Materialul nu precizează dacă o astfel de reducere a TVA este deja în lucru la nivel guvernamental sau care ar fi calendarul unei eventuale decizii. [...]
Prețul unei pompe de căldură ajunge în Germania la circa 28.000 de euro (aprox. 140.000 lei) în medie, aproape dublu față de Marea Britanie, pe fondul unui „suprapreț” alimentat de reguli tehnice, TVA și costuri de instalare , potrivit unei analize publicate de Focus . Diferența contează direct pentru ritmul de electrificare a încălzirii: chiar și cu subvenții generoase, costul inițial rămâne o barieră. Studiul citat în material, realizat de RWTH Aachen pentru furnizorul de pompe de căldură Octopus, indică o medie de aproximativ 28.000 de euro (aprox. 140.000 lei) pentru instalare în Germania, față de circa 14.000 de euro (aprox. 70.000 lei) în Marea Britanie. Focus notează că diferențele sunt vizibile și față de Franța, unde costurile sunt, de asemenea, mai mici. De ce sunt mai scumpe în Germania: reglementări și cerințe tehnice O parte importantă a diferenței vine din cerințe tehnice și standarde care nu se aplică în aceeași formă în alte țări. Materialul dă exemple precum: obligația ca fiecare cameră să poată fi reglată individual (cerință legală în Germania), ceea ce influențează schema instalației; componente suplimentare uzuale pe piața germană, precum „puffer” pentru dezgheț (rezervor tampon folosit iarna la degivrare) și rezistență electrică de rezervă; cerințe privind tratarea apei din instalație, inclusiv VDI 2035, despre care se afirmă că poate adăuga în jur de 2.000 de euro (aprox. 10.000 lei); reguli mai stricte de zgomot și eficiență, care duc la echipamente mai silențioase (și mai grele) și, implicit, la nevoia unui soclu de beton; pentru fundație sunt menționate costuri suplimentare de 1.000–2.200 de euro (aprox. 5.000–11.000 lei); trecerea la agent frigorific natural propan R290, descris ca modern, dar mai scump. Concluzia implicită a analizei: o parte din „suprapreț” reflectă standarde mai ridicate de confort, eficiență și durată de viață, însă acestea cresc costul de achiziție și montaj. TVA și instalarea, două diferențe cu impact direct în factură Focus indică TVA ca element major de diferențiere: în Germania este 19%, în Franța 5,5%, iar în Marea Britanie pompele de căldură sunt scutite de TVA. Publicația estimează că doar această diferență poate însemna în jur de 5.000 de euro (aprox. 25.000 lei) în plus. Cel mai mare „bloc” de cost rămâne însă instalarea. O analiză a 160 de oferte realizată de Verbraucherzentrale Rheinland-Pfalz (centrul de protecție a consumatorilor din land) arată o variație mare a costurilor între furnizori chiar în interiorul Germaniei, semn că piața nu este uniformă. Materialul explică și de ce instalarea poate fi mai scumpă: firmele de instalații (zona sanitare–încălzire–climatizare) nu sunt neapărat specializate pe pompe de căldură și au nevoie și de competențe de electrică; experiența mai redusă, comparativ cu țări unde încălzirea electrică e mai răspândită, poate însemna mai mult timp de lucru și refaceri; potrivit unei analize Heat Pump Watch citate, diferențele de costuri cu forța de muncă ar explica 500–3.000 de euro (aprox. 2.500–15.000 lei) față de țările vecine; tablourile electrice vechi ar necesita modernizări, iar o evaluare a Verbraucherzentrale indică un cost mediu de peste 3.000 de euro (aprox. 15.000 lei). Subvenții mari, dar cu efecte discutate Germania oferă, potrivit materialului, o subvenție de până la 70% din costuri, cu un plafon de până la 21.000 de euro. Textul menționează ipoteza că o subvenție calculată procentual din preț ar putea încuraja prețuri mai ridicate, însă argumentează că această explicație nu este suficientă: piața ar trebui să fie constrânsă de cerere și ofertă, iar în 2023/24 piața de încălzire ar fi scăzut puternic. În plus, Focus citează constatarea Verbraucherzentrale că prețurile pompelor de căldură nu au crescut mai mult decât cele ale centralelor pe gaz, în pofida noii scheme de sprijin, ceea ce ar susține ideea că nu doar subvenția explică diferențele. Ce ar putea reduce costurile, potrivit analizei Printre măsurile indicate în material pentru ieftinirea pompelor de căldură se numără: reducerea birocrației și a reglementărilor care cresc costurile; simplificarea schemei de sprijin, pentru procese mai eficiente; un mesaj politic mai stabil în favoarea pompelor de căldură și combaterea dezinformării, pentru a reduce „incertitudinea” care, indirect, crește costurile de vânzare și consultanță (costuri de atragere a clienților). Articolul mai leagă scumpirea de climatul de incertitudine din jurul „legii încălzirii”, care ar fi dus la amânarea deciziilor în gospodării și la creșterea costurilor comerciale ale instalatorilor (timp de consultanță, calcule, vizite la fața locului), costuri care ajung apoi în prețul final. [...]
