Știri
Știri din categoria Energie
PPC Energie extinde oferta pentru prosumatori cu sisteme de stocare și pachete de modernizare, plătibile în rate pe factura de energie, o formulă care poate accelera adoptarea bateriilor prin reducerea barierei de cost inițial, potrivit Economedia.
Compania spune că bateriile individuale și soluțiile „PPC Solar Upgrade” pentru instalații fotovoltaice non-hibride pot fi cumpărate în tranșe egale, direct pe factura de energie, iar în preț sunt incluse instalarea, punerea în funcțiune și suportul pentru depunerea documentației necesare obținerii certificatului de racordare.
„Investiția într-un sistem fotovoltaic este primul pas în tranziția energetică în care clientul joacă un rol activ, dar fără stocare și utilizare inteligentă a producției sunt ratate multe dintre avantaje. Sistemele de stocare și pachetele PPC Solar Upgrade vin să închidă acest cerc, astfel încât energia produsă independent rămâne în controlul clientului, iar facturile scad.”
Sistemele de stocare sunt compatibile cu invertoare de la Huawei și Deye și sunt disponibile în trei niveluri de capacitate: 5 kWh, 10 kWh și 15 kWh.
Pentru clienții care au deja un sistem fotovoltaic non-hibrid (adică unul care nu permite instalarea de baterii), PPC propune „PPC Solar Upgrade”, o soluție de modernizare prin adăugarea stocării. Portofoliul include șase variante, cu invertoare Deye și între 1 și 3 acumulatori, în funcție de configurație.
PPC precizează că prețurile pentru sistemele de stocare „încep de la 299 lei pe lună”, cu plata pe factura de energie „în până la 36 de tranșe egale, fără dobândă și fără comisioane”.
Pentru pachetele „PPC Solar Upgrade”, compania indică un preț care „pornește de la 599 lei pe lună”, cu plata tot în maximum 36 de tranșe egale, fără comision, instalarea și punerea în funcțiune fiind incluse.
Din perspectiva utilizatorului, obiectivele declarate ale acestor soluții sunt creșterea autoconsumului (folosirea energiei produse în propria locuință), creșterea independenței energetice și reducerea costurilor la energie.
Recomandate
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. [...]
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. Ce înseamnă PPA și de ce contează pentru piață 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. Baza operațională: clienți, instalări și proiecte livrate 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: peste 4.500 de sisteme fotovoltaice instalate anul trecut, cu 25% mai multe față de anul anterior; peste 9.200 de familii care utilizau soluții complete pentru producerea energiei verzi la sfârșitul anului; peste 670 de puncte private de încărcare instalate pentru vehicule electrice; peste 400 de centrale electrice fotovoltaice construite și livrate „la cheie” pentru companii; finalizarea unei centrale fotovoltaice pentru fabrica Webasto din Arad , proiect de aproximativ 1 milion de euro (aprox. 5,2 milioane lei), care a făcut compania și producător de energie regenerabilă. 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. [...]
E.ON Energie România își mută accentul investițional spre contracte PPA, cu 80 mil. euro (aprox. 400 mil. lei) dintr-un plan total de 120 mil. euro (aprox. 600 mil. lei) în următorii cinci ani , potrivit Economica . Miza este dezvoltarea segmentului de soluții energetice pentru clienți, unde compania spune că a trecut în 2025 de pragul de 100 mil. euro venituri. Cea mai mare parte a bugetului – circa 67% – este alocată dezvoltării soluțiilor de tip PPA (Power Purchase Agreement), adică acorduri de achiziție de energie pe termen lung, folosite în special de companii pentru a-și stabiliza costurile cu energia. „Am depășit, în 2025, pragul de 100 de milioane de euro în veniturile realizate pe segmentul soluțiilor și serviciilor energetice, în creștere cu 17% față de anul anterior, o premieră pentru companie de la intrarea pe această piață, în urmă cu zece ani. Ne vom concentra și mai mult pe dezvoltarea acestui segment în următorii ani, mai ales pe zona contractelor de achiziție de energie pe termen lung”, a declarat Claudia Griech, director general al E.ON Energie România. Ce include planul: de la fotovoltaice la încărcare pentru mașini electrice La finalul lui 2025, numărul clienților care utilizau soluții livrate de E.ON – sisteme fotovoltaice, pompe de căldură, stații de încărcare pentru vehicule electrice și sisteme moderne de încălzire și climatizare – a depășit 110.000, conform datelor citate. Pe zona rezidențială, compania indică faptul că peste 100.000 de familii folosesc centrale termice în condensare furnizate de E.ON, alături de pompe de căldură și sisteme de aer condiționat. Tracțiune în 2025 și primul PPA operaționalizat În 2025, E.ON a instalat peste 4.500 de sisteme fotovoltaice, cu 25% mai multe față de anul anterior, iar la finalul anului peste 9.200 de familii utilizau soluții complete pentru producerea energiei verzi. Compania mai menționează un parteneriat strategic cu ATMOCE pentru furnizarea de echipamente fotovoltaice cu performanțe mai bune în condiții de lumină redusă, cu nivel ridicat de siguranță și garanții extinse. Pe mobilitate electrică, E.ON a depășit pragul de 670 de puncte private de încărcare instalate pentru vehicule electrice. Separat, aproximativ 835.000 de clienți au contractat pachete de servicii tehnice pentru diverse instalații și echipamente. În zona dedicată companiilor, E.ON spune că a depășit 400 de centrale fotovoltaice construite și livrate la cheie. Un reper operațional este „operaționalizarea primului contract” PPA, printr-un proiect fotovoltaic pentru fabrica Webasto din Arad , în valoare de aproximativ 1 milion de euro (aprox. 5 mil. lei), proiect dezvoltat, finanțat, implementat și operat de companie, ceea ce a făcut ca E.ON să devină producător de energie regenerabilă. Context: poziționarea E.ON în România E.ON Energie România, parte a grupului german E.ON, este furnizor integrat de gaze naturale, electricitate și soluții energetice, cu un portofoliu de circa 3,5 milioane de clienți (rezidențiali, companii și municipalități). De la intrarea pe piața locală, grupul a investit circa 2,7 miliarde de euro (aprox. 13,5 mld. lei), în principal în modernizarea rețelelor, iar contribuțiile virate la bugetul de stat și bugetele locale sunt prezentate la 4,2 miliarde de euro (aprox. 21 mld. lei). [...]
Senatul a votat un proiect de lege care acordă scutiri fiscale substanțiale industriei îngrășămintelor pe bază de gaze, măsură care în practică ar avantaja direct Romgaz în contextul preluării Azomureș , potrivit Economedia . Inițiativa merge acum la Camera Deputaților, care are votul final. Proiectul introduce, pentru companiile românești din industria îngrășămintelor care produc pe bază de gaze, două facilități principale: scutirea de impozit pe profit timp de cinci ani și scutirea de la plata impozitului pe clădiri. Deși textul este formulat general, contextul din piață face ca beneficiarul evident să fie Azomureș – singurul combinat încă funcțional – pe care Romgaz (controlată de stat) este în proces să îl cumpere de la Ameropa. De ce contează: legea poate schimba economia unei preluări strategice Cu o săptămână înainte de votul din Senat, Romgaz a anunțat la bursă că a ajuns la un „acord de principiu” pentru preluarea Azomureș, fără să comunice suma sau termenii înțelegerii, nici din partea Romgaz, nici din partea Ameropa. În acest cadru, facilitățile fiscale ar reduce costurile operaționale și ar îmbunătăți rentabilitatea activității industriale, într-un sector puternic dependent de prețul gazului. În urmă cu o lună, Guvernul a declarat industria îngrășămintelor chimice drept infrastructură critică, urmând să beneficieze de protecția legală a statului, tot cu scopul de a facilita transferul de proprietate al Azomureș către Romgaz, potrivit aceleiași surse. Argumentul energetic: mai mult gaz, presiune pentru „valorificare internă” Inițiatorii proiectului își justifică demersul prin nevoia de „valorificare superioară” a resurselor de gaze naturale ale României, într-un context în care competitivitatea industrială și securitatea energetică sunt tratate ca priorități strategice. În expunerea de motive sunt invocate: producția anuală de circa 9 miliarde metri cubi de gaze naturale; perspectiva creșterii producției odată cu Neptun Deep, unde producția comercială este prevăzută să înceapă în prima parte a anului 2027, cu aproximativ 8 miliarde metri cubi adăugați, ceea ce ar duce la aproape dublarea producției totale. Miza declarată este ca gazul produs în România să fie folosit mai mult în industrie, nu tratat „ca o marfă simplă” tranzacționată rapid pe piețe. Context operațional: Azomureș intră în conservare și concedieri De la 1 mai, Azomureș a intrat în proces de concediere colectivă și conservare a echipamentelor. Combinatul a funcționat doar sporadic în ultimii ani, pe fondul dificultății de a securiza gaz pe termen lung și la un preț accesibil. Azomureș este ultimul combinat de îngrășăminte încă funcțional din România. Alte unități, din fostul grup InterAgro, ar putea teoretic produce, dar sunt închise de mult timp și nu mai au autorizație de mediu. În consecință, România este în prezent total dependentă de importuri, conform Economedia. Ce urmează Proiectul adoptat de Senat va fi transmis Camerei Deputaților pentru votul final. Dacă va trece în forma actuală, cadrul fiscal ar putea deveni un element-cheie în fezabilitatea relansării producției interne de îngrășăminte pe bază de gaze, într-un moment în care preluarea Azomureș de către Romgaz este încă fără termeni financiari publici. [...]
SoftBank își securizează energia pentru centrele de date AI prin producție proprie de baterii , urmând să pornească o linie de fabricație la scară mare în fosta uzină Sharp din Sakai (Osaka), cu o țintă de aproximativ 1 GWh pe an după atingerea capacității, potrivit The Next Web . Proiectul este gândit în primul rând pentru a alimenta cu stocare centrele de date pentru inteligență artificială pe care SoftBank le construiește deja, dar compania vizează și clienți din rețea (stocare pentru sistemul energetic), industrie și segmentul rezidențial. Calendarul și partenerii: start în anul fiscal din aprilie 2026 SoftBank (prin subsidiara sa de servicii mobile) va începe producția de masă în anul fiscal care începe în aprilie 2026. Compania lucrează cu două firme din Coreea de Sud: Cosmos Lab , care contribuie cu chimia celulelor zinc-halogenură (zinc-halide); DeltaX , responsabilă de integrarea sistemelor (asamblarea și conectarea celulelor în soluții utilizabile). Pentru 2027 este vizată producția pe zinc-halogenură, în timp ce volumele inițiale ar urma să fie asigurate din chimii precum litiu-fier-fosfat (LFP) și altele. De ce contează: stocarea devine infrastructură critică pentru AI Logica economică, așa cum este descrisă în material, pleacă de la nevoile centrelor de date AI: acestea au nevoie de stocare mare, cu descărcare rapidă, pentru a „netezi” vârfurile de consum și pentru a rezista la evenimente din rețea. SoftBank mizează pe combinații LFP și zinc-halogenură și pe faptul că acestea evită lanțuri de aprovizionare cu materiale precum cobaltul și „pământurile rare”, aflate sub presiunea controalelor de export din China. Un argument operațional important pentru zinc-halogenură este că ar fi neinflamabilă și folosește materiale larg disponibile, ceea ce poate conta atât la aprobările de securitate la incendiu, cât și la amplasarea bateriilor în interiorul sau lângă sălile cu servere. Reutilizarea unei uzine Sharp și integrarea verticală SoftBank semnalase conversia încă din aprilie, când confirmase că fosta fabrică LCD de 440.000 mp cumpărată pentru circa 100 miliarde yeni (aprox. 3,1 miliarde lei ) va găzdui cea mai mare linie de producție de baterii din Japonia. Actualizarea de acum „strânge” calendarul, fără a-l prezenta drept ferm, notează publicația. Miza este și una de integrare verticală : SoftBank ar fi simultan operator de centre de date și client pentru baterii, încercând să reducă dependența de achiziții la prețuri „spot” și să-și controleze termenele de livrare, într-un sector în care proiectele de stocare au adesea întârzieri. Dimensiunea proiectului și reacția pieței O capacitate de 1 GWh/an este relevantă la nivelul Japoniei, dar nu plasează uzina în „liga globală”, unde, potrivit materialului, unele fabrici din China operează la peste 100 GWh, iar cele mai mari situri din SUA se îndreaptă spre 35 GWh. În Tokyo, investitorii au tratat anunțul ca pozitiv pe termen lung, dar fără efect imediat: acțiunile SoftBank au închis „aproape neschimbat” luni, iar discuția dominantă a rămas cea legată de datoria grupului și de negocierile privind un împrumut garantat cu participații la OpenAI , conform aceleiași surse. [...]
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. [...]
