Știri
Știri din categoria Energie
Enlight Renewable Energy intră pe piața locală de stocare, cu proiecte de 848 MWh, un pariu care poate conta pentru echilibrarea rețelei și integrarea mai multor surse regenerabile, potrivit HotNews.
Compania israeliană, specializată în dezvoltarea și operarea de proiecte de energie regenerabilă, are în portofoliu proiecte de generare și stocare de peste 21 GW/74 GWh, aflate în diverse stadii de dezvoltare în SUA, Europa și regiunea MENA (Orientul Mijlociu și Africa de Nord).
Enlight a achiziționat un portofoliu inițial de proiecte de stocare a energiei în baterii (BESS – sisteme de stocare în baterii) cu o capacitate totală de 848 MWh, descrise ca fiind „gata sau aproape gata de construcție”. Compania spune că urmărește deja oportunități suplimentare de extindere pe plan local.
Portofoliul a fost denumit „clusterul Karpen”.
Proiectele din „clusterul Karpen” sunt așteptate să intre în operare comercială în etape, din a doua jumătate a anului 2028 până la jumătatea anului 2029, conform datelor analizate de Profit.ro, citate de HotNews.
Costurile totale sunt estimate la 154–162 milioane de dolari (aprox. 700–740 milioane lei), iar până la 30 iunie compania investise 3 milioane de dolari (aprox. 14 milioane lei) în portofoliul din România, sumă care ar reprezenta, cel mai probabil, cheltuieli legate de achiziții.
Recomandate
Capacitatea de stocare în baterii din România a ajuns la aproape 2.000 MWh , într-un ritm de creștere accelerat care începe să conteze operațional pentru echilibrarea Sistemului Energetic Național, potrivit unei analize Economica , pe fondul aprobării de noi capacități de producție și stocare și al unei presiuni crescute asupra producției clasice. Datele Transelectrica , valabile la 1 august, indică 989 MW putere instalată și 1.975 MWh capacitate în instalații de stocare a energiei electrice. Deși nivelul rămâne redus raportat la nevoile rețelei și la ce există în Bulgaria, dinamica este relevantă: în aproximativ patru luni, capacitatea ar fi crescut cu circa 900 MWh, de la 1.100 MWh la final de aprilie. Ce înseamnă creșterea rapidă a bateriilor pentru funcționarea sistemului Miza este una operațională: bateriile pot reduce tensiunile din sistem în perioadele în care producția tradițională este afectată, iar consumul are vârfuri greu de acoperit. Analiza notează că aceste evoluții vin „în aceste momente dificile” pentru sistem, în contextul debitului mic al Dunării , care a afectat producția de energie hidro și nucleară . În paralel, România are deja o capacitate solară „semnificativă”, de peste 3.000 MW dispecerizabili (capacitate care poate fi controlată de operator), ceea ce permite încărcarea bateriilor la prânz și descărcarea lor seara, în vârful de consum. Proiecte recente care au împins capacitatea în sus Printre unitățile intrate în operare, Economica menționează: prima baterie a Hidroelectrica de lângă parcul eolian Crucea, de 72 MWh (detalii în e-nergia.ro ); o instalație de stocare de 160 MWh la Izvoarele (Giurgiu), lângă un parc fotovoltaic, realizată de austriecii de la LSG (context în Economica ). Pentru comparația cu pragul anterior, analiza trimite și la un material care consemna depășirea nivelului de 1.000 MWh (link: e-nergia.ro ). Context de reglementare: ANRE schimbă și reguli în sectorul gazelor În aceeași ședință, ANRE a aprobat și un ordin care introduce reguli noi privind accesul la conductele de alimentare din amonte a gazelor naturale. Conform prevederilor, costurile de operare și exploatare ale racordurilor nu vor mai fi percepute printr-un tarif distinct în contractul de racordare, ci vor fi incluse în tariful aferent contractului de acces la conducta de alimentare din amonte. „Prin deciziile adoptate, ANRE sprijină dezvoltarea noilor capacităţi de producţie din surse regenerabile şi de stocare, precum şi aplicarea unor reguli mai clare şi unitare în sectorul gazelor naturale”, susţin oficialii ANRE. [...]
Nuclearelectrica încearcă să-și securizeze finanțarea retehnologizării Unității 1 prin vânzarea în avans a energiei pe 20 de ani, într-o licitație care pornește de la un prag minim de 91,5 euro/MWh (480,3 lei/MWh), potrivit documentelor analizate de Profit . Miza economică este dublă: compania își blindează veniturile pe termen lung, iar potențialii finanțatori primesc un mecanism de reducere a riscului de preț într-un proiect despre care SNN spune că ar putea deveni nerentabil în scenariile de piață pe termen foarte lung. Nuclearelectrica (SNN) a scos la licitație o cantitate totală cuprinsă între minim 59,5 milioane MWh și maxim 70,1 milioane MWh, cu livrare în perioada 1 ianuarie 2027 – 31 decembrie 2046, „în funcție de opțiunea cumpărătorului privind opririle planificate și/sau neplanificate sau reduceri de putere”. Ce vinde SNN și la ce preț minim Pragul minim „garantat” sub care oferta nu poate coborî este de 91,5 euro/MWh (480,3 lei/MWh) , fără componenta de injecție în rețea a tarifului de transport și fără TVA. La acest nivel, cantitatea totală maximă scoasă la licitație ar depăși 6,4 miliarde euro (aprox. 32,0 miliarde lei) ca valoare, conform calculelor din documentația citată. Energia este ofertată prin contracte de tip PPA (Power Purchase Agreement – contract bilateral pe termen lung de cumpărare a energiei), pentru o cantitate de 400 MW echivalent bandă în intervalul 2027–2046. Cantitățile sunt împărțite în cinci loturi: două loturi de 7.446.000 MWh – 8.766.000 MWh fiecare; trei loturi de 14.892.000 MWh – 17.532.000 MWh fiecare. Ca ordin de mărime, producția anuală a centralei Cernavodă în ultimii ani a fost de circa 10 milioane MWh, adică aproximativ 5 milioane MWh pe fiecare unitate, potrivit aceleiași surse. De ce contează: contractele pe 20 de ani sunt gândite ca garanție pentru credite Motivația explicită din documente este legată de finanțarea retehnologizării Unității 1 (RTH U1). SNN arată că prognozele pe termen foarte lung privind prețurile angro indică o scădere care ar putea duce prețurile sub LCOE (Levelized Cost of Electricity – costul nivelat al energiei, adică prețul minim necesar pentru a acoperi toate costurile pe durata de viață a centralei, inclusiv investiția, operarea, combustibilul, întreținerea și dezafectarea). În documentul de fundamentare citat, compania leagă direct licitația de accesul la finanțare: „SNN intenționează să încheie contracte pe termen lung (20 de ani, cu livrare din 2027 [...]) în piața de energie, pentru a facilita obținerea de finanțare pentru RTH U1”. În acest context, Nuclearelectrica are în vedere să garanteze împrumuturile necesare retehnologizării cu contractele de vânzare rezultate din licitația programată în septembrie, mai notează documentația. Cum sunt gestionate riscurile de nelivrare Documentația include opțiuni de nelivrare care țin de opriri planificate și neplanificate: pentru opriri planificate, vânzătorul poate avea până la 45 de zile/an , de regulă în trimestrul al doilea, cu notificări în două etape (orientativ cu 6 luni înainte și confirmare cu 30 de zile înainte, cu o variație de ±5 zile); pentru opriri neplanificate și/sau reduceri de putere, vânzătorul poate reduce cantitățile livrate „până la 0 MW” pentru până la 10 zile/an (240 ore/an) , cu notificare cu cel puțin o zi înainte, până la ora 10:00 CET. Licitația este programată „în ultima parte a lunii viitoare”, conform sursei. Calendarul licitației și pașii de aprobare Procedura este structurată în trei etape: negocierea clauzelor contractuale cu contrapărțile care trec criteriile prudențiale de eligibilitate (durată estimată: 30 de zile); licitație electronică (durată estimată: 1 zi); aprobări corporative, inclusiv acordul final al finanțatorilor SNN pentru proiectul RTH U1 (durată estimată: 40 de zile). Acționarii au aprobat strategia de ofertare și tranzacționare pentru 2027–2046, cu vot decisiv al autorității tutelare, iar compania își rezervă dreptul să reia procesul sau să îl anuleze dacă nu contractează întreaga cantitate propusă. [...]
FCC a blocat autorizarea pentru noi invertoare solare conectate fabricate în afara SUA , o decizie care poate restrânge oferta și poate împinge în sus costurile pentru proiectele rezidențiale și off-grid, printr-un mecanism de reglementare care condiționează practic accesul pe piața americană de conținut și producție locală, potrivit Electrek . Pe 28 iulie, Comisia Federală pentru Comunicații (FCC) a adăugat „invertoarele de putere conectate” fabricate în străinătate pe „Covered List”, ceea ce taie accesul la autorizarea federală de care noile modele au nevoie pentru a fi importate, comercializate sau vândute în SUA. Măsura vizează în principal radiourile din invertoarele moderne (Wi‑Fi, celular, Bluetooth) folosite pentru monitorizare și control la distanță, nu partea de electronică de putere. Ce intră, de fapt, sub interdicție Decizia are o acoperire largă: include orice invertor care convertește curent continuu în curent alternativ (sau invers) – microinvertoare, invertoare „string”, hibride sau integrate în baterii – dacă are un modul radio pentru comunicare, control sau monitorizare. Invertoarele fără radio („simple”) sunt exceptate. Un punct esențial este că „fabricat în străinătate” nu înseamnă automat „chinez”. Conform unei analize juridice Morgan Lewis , criteriul este cel din regulile federale de achiziții privind conținutul intern: pentru a nu intra pe listă, produsul trebuie să aibă peste 65% conținut din SUA și să fie fabricat în SUA. FCC precizează că naționalitatea producătorului nu este relevantă. Efectul imediat: doar modelele noi, nu și cele deja instalate Măsura este orientată spre viitor. Modelele care aveau deja un „grant” FCC la 28 iulie pot fi în continuare vândute, instalate și utilizate, iar comercianții pot lichida stocurile deja aprobate. Sistemele deja montate pe case sau în rulote nu sunt afectate, iar achizițiile federale nu intră în această restricție. Pentru ca un nou model „fabricat în străinătate” să fie aprobat, producătorul trebuie să ceară „Conditional Approval” până la 1 ianuarie 2028, printr-o petiție către Department of Homeland Security sau Department of War. Documentația cerută include dezvăluiri despre beneficiarii reali, o listă de materiale la nivel de componentă cu țările de origine și un plan cu termene pentru construirea de capacități de producție în SUA. Nu este indicat un termen de analiză. Cine resimte presiunea: off-grid și proiectele mici Electrek notează că proiectele mari pot traversa mai ușor perioada imediată, inclusiv pentru că dezvoltatorii au stocuri de echipamente deja certificate; Canary Media apreciază că impactul pe termen scurt în zona utilitară este modest. În schimb, pe termen lung, lovitura ar putea fi mai puternică în segmentul off-grid și al proiectelor mici, unde ciclurile de produs sunt scurte, furnizorii sunt mici, iar lanțul de aprovizionare este în mare parte în afara SUA. Sursa enumeră mărci precum Bluetti, Victron, EG4, Growatt, Renogy, EcoFlow sau Redarc și argumentează că firmele mici ar putea să nu poată susține costurile și complexitatea procesului de „Conditional Approval”. Incertitudini de aplicare și posibile ocoliri Rămân întrebări despre cât de dur va fi efectul în practică. Intertek CEA (citată de Electrek) indică posibilitatea ca producătorii să evite regula livrând „cutii simple” cu un port de comunicație, urmând ca instalatorii să adauge ulterior radiouri aprobate. Totodată, aceeași sursă arată că multe autorizări FCC existente acoperă componenta de comunicații, nu invertorul final, ceea ce complică delimitarea produselor „moștenite” (grandfathered). Electrek mai subliniază și o problemă de fond: aprobarea FCC nu a fost, istoric, o condiție prealabilă pentru vânzarea unui invertor, ceea ce ridică semne de întrebare privind aplicarea. Context: securitate și efecte de piață Măsura vine pe fondul îngrijorărilor de securitate. În mai 2025, Reuters a relatat că experți americani au găsit dispozitive de comunicație nedocumentate, inclusiv radiouri celulare, în unele invertoare fabricate în China, iar într-un caz un echipament ar fi fost oprit de la distanță din China; ulterior, senatori au deschis o investigație privind un posibil „kill switch”. Piața a interpretat proiectul ca un avantaj pentru producția locală: Electrek menționează creșteri ale acțiunilor Enphase (până la 17%), SolarEdge (aprox. 11%) și Sunrun (aprox. 7%), în timp ce Tesla a fost relativ stabilă. Totuși, „câștigătorii” sunt cei cu producție în SUA, nu neapărat companiile cu brand american: Electrek amintește că Enphase asamblează microinvertoare în SUA și și-a închis linia din Mexic, SolarEdge a început în acest an livrări de invertoare fabricate în SUA din Austin și Florida, iar Tesla produce intern Powerwall 3P și invertorul aferent. În ansamblu, decizia FCC schimbă regulile de acces pentru modelele noi de invertoare conectate și poate reconfigura lanțurile de aprovizionare, cu un risc mai mare de reducere a opțiunilor și de creștere a prețurilor în segmentele rezidențial și off-grid, în timp ce efectul exact depinde de clarificările de aplicare și de cât de repede pot producătorii să se conformeze prin producție locală sau prin soluții tehnice alternative. [...]
Amânarea scufundării barjelor pentru Cernavodă prelungește riscul de pierderi de producție și importuri scumpe la vârf , în condițiile în care operațiunea de avarie menită să crească artificial nivelul apei pentru răcirea reactorului a fost oprită în ultimul moment, potrivit Newsweek . Manevra critică a fost amânată pentru joi, după ce specialiștii de la Apele Române și AFDJ au refuzat să își asume semnătura pe o procedură considerată vulnerabilă din punct de vedere structural. În același timp, Ministerul Transporturilor a comunicat că amânarea vine pe fondul solicitării de verificări suplimentare. De ce a fost oprită operațiunea în ultimul moment Conform articolului, studii de dinamică a fluidelor realizate în regim de urgență au indicat că o blocare bruscă a albiei ar putea genera fenomene de eroziune accelerată pe malul opus, cu potențial de a pune în pericol digurile de protecție existente. Din acest motiv, inginerii au cerut recalcularea unghiurilor de poziționare a barjelor înainte de inundarea compartimentelor etanșe, informație atribuită de Newsweek publicației Antena 3. Riscul invocat: dislocare structurală și anularea câștigului de nivel Ministerul Transporturilor a transmis că amânarea are la bază un risc operațional major: „Există un risc ca presiunea acumulată în spatele barajului de avarie să provoace o dislocare structurală și pare să fie substanțial, ceea ce ar fi anulat complet câștigul de nivel obținut anterior prin detonarea stâncilor”. Impactul asupra sistemului energetic Newsweek leagă întârzierea de efecte directe în Sistemul Energetic Național: fiecare oră în care „barajul improvizat” rămâne nefuncțional ar menține presiunea pe producția disponibilă la orele de vârf ale serii și ar prelungi dependența de importuri de urgență, mai scumpe, din rețeaua regională. Publicația mai notează că joi este văzută ca un termen-limită, dincolo de care „marja de manevră hidrologică” a centralei s-ar reduce semnificativ, fără a oferi însă detalii cantitative despre niveluri sau capacități afectate. [...]
Amendamentul care condiționează închiderea centralelor pe cărbune de punerea în funcțiune a unor alternative riscă să complice finanțarea din PNRR , după ce Camera Deputaților a adoptat legea de modificare a ordonanței privind decarbonizarea sectorului energetic, potrivit Digi24 . Proiectul a trecut cu 180 de voturi „pentru”, 9 „împotrivă” și 27 de abțineri, în timp ce 80 de deputați nu au votat. Legea introduce, între altele, regula că nicio capacitate de producție a energiei electrice pe bază de cărbune nu poate fi închisă înainte ca alte surse alternative de energie să fie puse în funcțiune. Amendamentul a fost susținut în Parlament de PSD și AUR, pe fondul unei dezbateri în care miza a fost legată explicit de riscul de penalități și blocaje în Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR). Miza: un jalon PNRR deja „închis” și riscul de reversibilitate Premierul Ilie Bolojan a avertizat că modificarea legislației poate atrage penalități în cadrul PNRR, în condițiile în care România și-a asumat închiderea etapizată a centralelor pe cărbune până în 2032, iar jalonul aferent a fost considerat îndeplinit, cu fonduri deja încasate prin Cererea de plată nr. 2. Ministrul interimar al Investițiilor și Proiectelor Europene, Dragoș Pîslaru, a susținut că adoptarea amendamentului poate obliga România să restituie Comisiei Europene banii primiți pentru îndeplinirea jalonului și poate afecta depunerea următoarelor cereri de plată (5 și 6). În intervenția din Parlament, el a spus că nu există „niciun risc iminent” de închidere a vreunei centrale pe cărbune și că Guvernul discută deja cu Comisia Europeană menținerea capacităților pe cărbune până la punerea în funcțiune a unor noi capacități pe gaz. „Am în fața mea documentele tehnice primite de la Comisia Europeană, care spun foarte clar că există un risc de reversibilitate și confirmă atât aplicarea unei penalități, cât și blocarea cererilor de plată 5 și 6.” (Dragoș Pîslaru) Ce susțin partidele: securitate energetică vs. „blocarea PNRR” PSD a argumentat că măsura este necesară în contextul crizei energetice regionale, al capacității limitate de import și al problemelor de producție din regiune. Deputatul PSD Ilie Toma a invocat și dificultatea repornirii unor capacități dacă sunt oprite mai multe luni. AUR, prin liderul George Simion, a susținut amendamentul pe ideea că „nu închidem nimic (…) până nu punem ceva în loc”. De cealaltă parte, PNL și USR au criticat amendamentele susținute de PSD și AUR. Deputatul PNL Ionel Ovidiu Bogdan a afirmat că nu există o decizie guvernamentală privind închiderea centralelor pe cărbune, iar deputatul USR Bogdan-Ionel Rodeanu a acuzat că amendamentul face proiectul „nefuncțional” și pune în pericol fondurile din PNRR. Alte obligații incluse: contoare individuale până la final de 2030 și reguli pentru biomasă Textul adoptat include și măsuri care vizează sectorul de încălzire și răcire, cu accent pe reducerea emisiilor: instalarea de contoare individuale pentru încălzire și apă caldă în blocurile racordate la sistemele centralizate de alimentare cu energie termică, până la sfârșitul anului 2030 ; obligația ca biomasa forestieră comercializată în scopuri energetice să provină exclusiv din surse sustenabile , plus programe de sprijin pentru înlocuirea unităților de încălzire, derulate de autoritățile locale împreună cu cele centrale. Context procedural Proiectul a fost adoptat de Senat pe 4 august, apoi a revenit la Camera Deputaților pentru o nouă dezbatere, în baza articolului 75 alin. (4) și (5) din Constituție, iar Camera a dat votul final. Comisia pentru industrii și servicii și Comisia pentru politică economică au adoptat raportul final de admitere. [...]
Ieftinirea anunțată a motorinei riscă să lase în urmă costuri deja propagate în economie , pentru că scăderea de la pompă ar veni după o perioadă de scumpiri care au intrat deja în prețurile de transport și, implicit, în cele ale bunurilor de consum, potrivit unei analize a președintelui Asociației Energia Inteligentă (AEI), Dumitru Chisăliță , citate de Agerpres . Chisăliță susține că România asistă la un „Black Friday al motorinei”, în sensul în care prețul ar fi fost „împins în sus” înainte de intrarea în vigoare a unei legi prezentate drept sprijin pentru șoferi, iar apoi ar urma să fie redus până aproape de nivelul de la care „n-ar fi trebuit să plece”. În analiza transmisă miercuri, acesta afirmă că, după aplicarea legii, prețul motorinei „ar putea coborî” la aproximativ 10–10,20 lei/litru, dar avertizează că nu ar fi vorba de o reducere reală, ci de o revenire spre un nivel „normal”. De ce contează pentru economie: scumpirea se transmite rapid, ieftinirea – lent Expertul argumentează că efectul scumpirii motorinei se multiplică în economie: fiecare ban adăugat la pompă ajunge să se reflecte în costurile de transport, apoi în prețul alimentelor, al materialelor de construcții, al serviciilor și al produselor transportate. În schimb, atunci când carburantul se ieftinește, ajustarea în jos a prețurilor din economie este, de regulă, mult mai lentă: alimentele nu se ieftinesc „a doua zi”, tarifele de transport nu revin automat, iar produsele deja scumpite rămân adesea la același nivel, susține Chisăliță. Exemplul de preț invocat: „returnarea” unei părți din scumpire Chisăliță oferă un exemplu pentru a ilustra diferența dintre o reducere și o corecție după o scumpire: dacă motorina „trebuia să coste 10,2 lei”, prețul ar fi ajuns la 10,84 lei, iar apoi ar fi fost „redusă” la 10,35 lei. În această situație, spune el, consumatorul „nu a primit 34 de bani”, ci „a pierdut 15 bani” față de prețul considerat justificat și a plătit în plus în perioada în care motorina a fost peste 10,20 lei. „Nu ni se oferă o reducere. Ni se returnează o parte dintr-o scumpire”, afirmă președintele AEI. Întrebările AEI către autorități: justificări, supraveghere, responsabilitate În acest context, AEI cere răspunsuri privind: de ce a fost permisă „cursa scumpirilor” înainte de intrarea în vigoare a legii; ce justificări economice concrete au existat pentru fiecare majorare; cât din creștere a provenit din cotațiile internaționale, fiscalitate, curs valutar și marje comerciale; de ce mecanismele de supraveghere ale statului ar reacționa „după ce românii au plătit deja”; cine răspunde dacă se constată că prețurile au fost majorate anticipat pentru a „absorbi” efectul viitoarei reduceri. Mesajul central al analizei este că, chiar dacă prețul la pompă scade, costurile generate de scumpirea anterioară pot rămâne în economie, în cheltuielile companiilor, în facturile populației și în inflație, în timp ce beneficiul ieftinirii se vede mai ales „pe panoul benzinăriei”. [...]
