Știri
Știri din categoria Energie

E.ON Energie România își mută centrul de greutate spre contracte PPA, alocând 80 mil. euro dintr-un plan de 120 mil. euro în următorii cinci ani, o direcție care poate accelera investițiile private în producție regenerabilă și poate oferi companiilor mai multă predictibilitate a costurilor cu energia, potrivit Ziarul Financiar.
Compania, unul dintre cei mai mari furnizori de gaze și electricitate de pe piața locală, spune că investițiile vizează în principal dezvoltarea portofoliului de soluții energetice: fotovoltaice, pompe de căldură, eficiență energetică și infrastructură pentru mobilitate electrică. Din total, circa 67% din buget, adică 80 milioane euro (aprox. 417 milioane lei), ar urma să meargă către dezvoltarea sistemelor de soluții energetice de tip PPA (Power Purchase Agreement) – contracte de achiziție de energie pe termen lung.
„Am depăşit, în 2025, pragul de 100 de milioane de euro în veniturile realizate pe segmentul soluţiilor şi serviciilor energetice, în creştere cu 17% faţă de anul anterior, o premieră pentru companie de la intrarea pe această piaţă, în urmă cu zece ani. Ne vom concentra şi mai mult pe dezvoltarea acestui segment în următorii ani, mai ales pe zona contractelor de achiziţie de energie pe termen lung”, a declarat Claudia Griech, director general al E.ON Energie România.
PPA (Power Purchase Agreement) este un contract pe termen lung prin care un consumator (de regulă o companie) cumpără energie la condiții stabilite dinainte, de la un producător. În practică, astfel de contracte pot reduce expunerea la volatilitatea prețurilor și pot susține finanțarea unor noi capacități de producție, în special regenerabile, deoarece oferă un flux de venituri mai previzibil.
La finalul lui 2025, E.ON avea peste 110.000 de clienți care utilizau soluții precum sisteme fotovoltaice, pompe de căldură, stații de încărcare pentru vehicule electrice și sisteme moderne de încălzire și climatizare, conform datelor prezentate.
Alte repere operaționale menționate:
E.ON Energie România, parte a grupului german E.ON, are un portofoliu de circa 3,5 milioane de clienți (rezidențiali, companii și municipalități). Publicația mai notează că, de la intrarea pe piața din România, E.ON a investit circa 2,7 miliarde de euro, în principal în modernizarea rețelelor.
Recomandate

NEPI Rockcastle începe să reducă vârfurile de consum din mall-uri prin reglaje la climatizare , într-un moment în care sistemul energetic românesc este sub presiune, potrivit Economedia . Primele măsuri au fost aplicate la Promenada București și Mega Mall, unde funcționarea instalațiilor de climatizare a fost ajustată în funcție de disponibilitatea energiei pe parcursul zilei. Compania spune că urmărește o utilizare mai echilibrată a energiei și reducerea consumului în intervalele de vârf, fără să afecteze confortul clienților. Temperaturile din interior sunt monitorizate permanent, iar intervențiile sunt adaptate fiecărei proprietăți. Efectul operațional: minus 4 MW pe zi la Mega Mall, prin mutarea consumului spre orele cu solar La Mega Mall, optimizarea consumului ar fi redus solicitarea rețelei cu aproximativ 4 MW pe zi, prin corelarea consumului cu intervalele în care producția de energie solară este mai ridicată. „NEPI Rockcastle implementează, în centrele comerciale din portofoliul local, măsuri de optimizare a consumului de energie, adaptate fiecărei proprietăți”, transmite compania. De ce contează: stres în sistem, importuri și limitări pe producția internă Măsurile de reducere sau decalare a consumului în orele de vârf sunt prezentate ca relevante în contextul unei perioade de stres pentru sistemul energetic, pe fondul temperaturilor ridicate, al consumului crescut pentru climatizare și al producției hidro afectate de nivelul foarte scăzut al Dunării. În acest cadru, reducerea consumului în anumite intervale poate diminua presiunea asupra rețelei, mai ales atunci când diferența dintre consum și producția internă este acoperită prin importuri. Extindere și legătura cu investițiile în energie regenerabilă NEPI Rockcastle spune că va extinde măsurile în funcție de profilul de consum al fiecărei proprietăți, de capacitatea sistemelor tehnice și de disponibilitatea energiei regenerabile. Inițiativa este susținută și de investițiile în infrastructură proprie de energie regenerabilă, inclusiv instalarea de panouri fotovoltaice la centrele comerciale. Într-un interviu anterior pentru Economedia, compania a descris și primul parc fotovoltaic amenajat lângă Chișineu-Criș (județul Arad), o investiție de 30 de milioane de euro (aprox. 150 milioane lei), cu alte două proiecte planificate în județul Prahova, destinate consumului propriu al mall-urilor. NEPI Rockcastle are un portofoliu de aproximativ 8,2 miliarde de euro (aprox. 41 miliarde lei), cu 60 de proprietăți în opt țări din Europa Centrală și de Est, România și Polonia fiind cele mai mari piețe ale grupului. [...]

PPC își accelerează expansiunea regională prin preluarea unor platforme de dezvoltare cu peste 2 GW în lucru potrivit Ziarul Financiar , care notează că grupul elen a semnat un acord strategic cu compania germană ABO Energy pentru achiziția filialelor din Polonia și Ungaria, împreună cu un portofoliu de proiecte din surse regenerabile (RES) de peste 2 GW. Tranzacția vizează ABO Energy Polska z.o.o. și ABO Energy Hungary Kft. și aduce în PPC două echipe locale „complet funcționale”, specializate în dezvoltarea proiectelor de energie regenerabilă. Miza este operațională: PPC cumpără nu doar proiecte, ci și capacitatea de a le duce de la identificarea amplasamentelor și securizarea terenurilor până la obținerea licențelor, conectarea la rețea și etapa „Ready-to-Build” (gata de construit), plus supravegherea construcției și operarea. Ce include portofoliul cumpărat Portofoliul menționat în acord include 29 de vehicule de proiect (SPV-uri), care dețin: 99 MW proiecte fotovoltaice aflate în exploatare sau aproape de finalizare; peste 2 GW proiecte în diverse stadii de dezvoltare, în fotovoltaic, eolian și stocare (stocarea înseamnă, în practică, baterii care pot echilibra producția variabilă din regenerabile). Context: o serie de achiziții în regiune Acordul vine după alte două intrări recente ale PPC în regiune, tot prin achiziții: un parc solar de 57,5 MW în Ungaria și un portofoliu RES de 277,3 MW în Polonia. Potrivit publicației, aceste mișcări sunt parte din planul strategic 2026–2030, care combină creșterea organică (dezvoltare internă) cu achiziții. Calendar și condiții de închidere Finalizarea tranzacțiilor este programată etapizat: pentru subsidiara din Polonia : septembrie 2026 ; pentru subsidiara din Ungaria : trimestrul IV 2026 . Închiderea depinde de condițiile uzuale pentru astfel de tranzacții, inclusiv obținerea aprobărilor necesare de la autoritățile relevante de supraveghere. Ținta până în 2030: dublarea capacității instalate PPC își propune să își dubleze capacitatea totală instalată la 24,3 GW până în 2030, de la 12,4 GW în 2025, prin adăugarea a 2,4 GW pe an , în principal în regenerabile, generare flexibilă și stocare. În același orizont, grupul estimează că 45% din capacitatea instalată va fi în afara Greciei, pe fondul extinderii în piețe precum Polonia și Ungaria, dar și Italia, Bulgaria și Croația. [...]

România a rămas temporar fără producție nucleară, dar exportă energie pe fondul consumului scăzut , potrivit Economica , după ce Unitatea 2 de la Cernavodă a fost deconectată dimineață, iar Unitatea 1 fusese scoasă din sistem la finalul lunii trecute. Motivul invocat este debitul prea mic al Dunării, care nu mai asigură răcirea. Cele două unități sunt cele mai mari grupuri de generare din Sistemul Energetic Național (SEN), cu 700 MW fiecare . Publicația notează că nu există o dată certă pentru revenirea lor: programările indică orientativ 23 august pentru Unitatea 1 și 30 august pentru Unitatea 2, însă repunerea în funcțiune depinde de evoluția debitului Dunării. De ce exportă România fără nuclear Datele aproape în timp real citate de Economica arată că, în momentul respectiv, România avea export net de 327 MW , în condițiile unui consum redus și ale unei producții ridicate din alte surse. Printre factorii menționați: autoconsumul prosumatorilor, care reduce cererea din rețea; producție fotovoltaică mare, de peste 2.200 MW (cea mai mare sursă la acel moment); producție eoliană de circa 700 MW ; centrale pe gaze cu aproape 1.000 MW ; cărbune sub 700 MW . Pe interconexiuni, România exporta către Serbia, Ungaria și Republica Moldova și importa din Bulgaria , conform aceleiași surse. Riscul se mută în vârful de seară Economica subliniază că intervalele sensibile pentru SEN sunt cele din vârful de seară, când fotovoltaicele nu mai produc, capacitatea de stocare rămâne încă limitată, iar consumul crește. Pentru ziua respectivă, prognoza indica un consum la vârf de aproximativ 7.000 MW , iar lipsa Unității 2 ar urma să fie compensată cel puțin parțial de producția eoliană, însă „sistemul va trece oricum pe import”. Pentru context suplimentar, publicația trimite la analiza e-nergia.ro privind acoperirea deficitului și la materialul Economica despre rolul stocării: „Bateriile de stocare a energiei din România contează din ce în ce mai mult…” . [...]

Guvernul mizează pe importuri și rezerve interne ca să evite un deficit de energie după oprirea controlată a Unității 2 de la CNE Cernavodă, programată să înceapă de joi, pe fondul scăderii debitelor Dunării, potrivit news.ro . Executivul spune că estimările indică acoperirea integrală a consumului național din surse alternative și importuri, dar reia apelul la consum responsabil, mai ales seara. Oprirea Unității 2 este justificată de „condițiile hidrologice actuale”, iar Guvernul afirmă că Sistemul Electroenergetic Național are „mai multe resurse” pentru a compensa deficitul de producție, care vor fi folosite în funcție de evoluția reală a sistemului și de condițiile din perioada următoare. Ce resurse sunt luate în calcul pentru compensare În comunicatul citat, Executivul indică mai multe opțiuni pe care Dispecerul Energetic Național le poate utiliza, fără a anticipa „în acest moment” activarea tuturor capacităților de rezervă: producție eoliană: pentru următoarele 7 zile, o medie estimată de 525 MW, cu un maxim de 1.560 MW și un minim de 100 MW, în funcție de condițiile meteo; Grupul energetic Rovinari 4 ( Complexul Energetic Oltenia ), cu o putere instalată de 330 MW, aflat în rezervă; minimum 300 MW disponibili din producția Hidroelectrica, „în limitele tehnice și ale resursei de apă disponibile”; importuri, pe fondul unei capacități transfrontaliere de aproximativ 4.000 MW. Guvernul mai arată că prognozele pentru weekend indică o posibilă îmbunătățire a condițiilor hidrologice, iar măsurile vor fi ajustate în funcție de debitul Dunării, producție și consum. De ce revine apelul la „consum responsabil” Ministerul Energiei menține recomandarea de reducere a consumului în orele de vârf, în special între 19:00 și 23:00, pentru a diminua presiunea asupra sistemului. În paralel, autoritățile spun că operatorii de transport și sistem din Europa sunt coordonați în contextul unei „crize energetice regionale” asociate condițiilor meteorologice, iar Dispecerul Energetic Național evaluează permanent situația. [...]

Ana Birchall cere implicarea Parchetului General și a DNA pentru a verifica blocajele repetate din marile proiecte energetice , pe care le leagă de un tipar ce poate afecta investițiile și securitatea energetică, potrivit Economedia . Fostul consilier prezidențial și fost ministru al Justiției susține, într-o postare pe Facebook, că România ajunge recurent în situația în care identifică resurse strategice, atrage investitori și cheltuiește ani și bani, iar apoi apar modificări legislative, blocaje administrative sau contestații care amână proiectele și, uneori, duc la retragerea investitorilor. „România identifică o resursă strategică. Găsește investitori. Cheltuiește bani. Investește ani de muncă. Proiectul înaintează și ajunge aproape de momentul în care ar trebui să producă energie, venituri și securitate pentru țară. Apoi, brusc, «ceva» se întâmplă.” Exemplele invocate și miza pentru investiții Birchall indică drept exemple gazele de șist (și retragerea Chevron), proiectul Neptun Deep și hidrocentrale începute, dar rămase ani de zile fără să fie puse în funcțiune. În cazul Neptun Deep, ea amintește că ExxonMobil a fost implicată în descoperirea resurselor din Marea Neagră, înainte de a-și vinde participația către Romgaz, după ani de incertitudine legislativă și întârzieri. „Este bine că statul român participă astăzi direct la proiect. Dar trebuie să avem curajul să ne întrebăm de ce a fost nevoie de atâția ani, de o schimbare fundamentală a formulei și de plata a peste un miliard de dolari pentru preluarea participației companiei americane.” Suma menționată, „peste un miliard de dolari”, înseamnă aproximativ peste 4,6 miliarde lei (conversie orientativă). Ipoteza influențelor externe, fără acuzații fără probe Birchall ridică ipoteza unei posibile intervenții externe în blocarea unor proiecte strategice, dar precizează explicit că nu are dovezi și că nu pot fi formulate acuzații fără probe. În același timp, argumentează că energia este un domeniu cu mize economice și geopolitice ridicate, iar o Românie mai independentă energetic ar putea schimba raporturi de putere în regiune. „Nu știm dacă a existat o asemenea intervenție externă. Nu avem dreptul să formulăm acuzații fără probe. Dar nici nu avem dreptul să excludem din start această ipoteză.” Totodată, ea avertizează că această ipoteză nu trebuie folosită pentru a acoperi probleme interne, indicând drept vulnerabilități schimbarea regulilor „în timpul jocului”, politizarea instituțiilor, lipsa de continuitate și teama funcționarilor de a lua decizii. Ce cere concret instituțiilor statului Birchall solicită investigații privind deciziile care au dus la întârzieri și cere verificarea existenței unor tipare comune. Întrebările pe care le formulează vizează, între altele: cine a schimbat regulile înaintea unor decizii de investiții; cine a întârziat avizele și autorizațiile; cine ar fi beneficiat economic sau politic de retragerea unor investitori; cine răspunde pentru proiectele construite în proporții foarte mari, dar rămase nefuncționale. În final, ea spune că este un „grav semn de întrebare” faptul că, până acum, Parchetul General și DNA nu s-ar fi autosesizat sau nu ar fi fost sesizate oficial în legătură cu aceste situații. [...]

Oprirea controlată a Unității 2 de la Cernavodă devine probabilă până la final de august , după ce debitul Dunării a coborât la un nou minim istoric, iar nivelul apei la Cernavodă a ajuns la minus 233 cm, potrivit Antena 3 . Miza este una operațională pentru Sistemul Energetic Național: reducerea treptată a puterii și scoaterea din funcțiune a unui reactor de peste 700 MW, în plină secetă hidrologică. Datele din programul Transelectrica indică faptul că reducerea puterii Unității 2 va începe joi, 13 august, la ora 8:00, și se va face treptat timp de trei ore, înainte de desincronizarea de la rețea. Cum se reduce puterea și când se deconectează reactorul Conform graficului publicat de Transelectrica, scăderea puterii active este planificată în trei pași: 08:00–09:00: de la 678 MW la 420 MW 09:00–10:00: de la 420 MW la 200 MW 10:00–11:00: de la 200 MW la 50 MW La ora 11:00 este programată desincronizarea Unității 2 de la Sistemul Energetic Național. În tabelul Transelectrica pentru grupuri energetice de peste 100 MW, reactorul 2 apare ca fiind oprit din 13 august, ora 11:00, până în 30 august, ora 23:59 . Unitatea 2 are putere instalată de 706,5 MW , iar „puterea maximă disponibilă netă” menționată în document este de 650 MW . De ce contează: seceta limitează răcirea și forțează opriri planificate Oprirea este legată de seceta hidrologică severă , care a redus debitul și nivelul Dunării sub valorile necesare pentru alimentarea cu apă tehnologică folosită la sistemele de răcire. În ziua de miercuri, cota Dunării la Cernavodă era de minus 233 cm , cu 4 cm mai mică decât în ziua precedentă. La intrarea în România, debitul Dunării a coborât marți la aproximativ 1.370 metri cubi pe secundă , nivel descris ca nou minim istoric . Directorul centralei, Romeo Urjan, a explicat că oprirea controlată este menită să evite stres suplimentar asupra centralei și asupra Sistemului Energetic Național și a precizat că nu este vorba despre o problemă de securitate nucleară. „Nu vorbim de probleme de securitate nucleară, nu suntem în avarie, nu suntem în urgență. Pur și simplu oprim pentru că funcționarea la parametri nominali, producere 700 MW, nu mai este posibilă cu acest debit de răcire.” Acesta a mai spus că repornirea, atunci când nivelul Dunării o permite, este o procedură standard și durează între 24 și 48 de ore . Context: Unitatea 1 a fost deja oprită, iar Nuclearelectrica a invocat forța majoră Seceta a dus deja la oprirea controlată a Unității 1 , iar Nuclearelectrica a invocat forța majoră pentru unele contracte de livrare, motivând că debitul și nivelul fluviului au coborât sub valorile necesare pentru alimentarea în condiții de securitate nucleară cu apă tehnologică și de răcire. [...]