Știri
Știri din categoria Energie
România primește o nouă investiție în stocarea energiei, potrivit Profit.ro, după ce compania americană Nuvve Holding și investitorul elvețian Omnia Global au anunțat dezvoltarea unui sistem independent de stocare prin baterii la Brașov, cu o capacitate de 60 MW și 120 MWh. Proiectul face parte dintr-un parteneriat mai amplu, semnat la începutul lunii martie 2026, pentru construirea unui portofoliu european de peste 1 GW în sisteme BESS, iar unitatea din România este a treia anunțată până acum, după cele din Suedia și Austria.
Miza este dublă: pe de o parte, investiția extinde infrastructura locală necesară pentru integrarea producției din surse regenerabile, iar pe de altă parte confirmă interesul investitorilor străini pentru piața românească de echilibrare și servicii auxiliare. Cele două companii spun că România oferă unele dintre cele mai ridicate venituri pe MW din Europa continentală pentru operatorii de stocare, pe fondul nevoii tot mai mari de stabilizare a rețelei electrice. În acest context, veniturile anuale estimate pot ajunge la până la 500.000 de dolari pe MW, un nivel pe care investitorii îl consideră excepțional.
Pe scurt, proiectul anunțat la Brașov arată astfel:
În cadrul acordului, Nuvve va încasa un onorariu de consultanță, o taxă de agregare la rețea de 9% din veniturile proiectului și va avea drept de preemțiune pentru cumpărarea activului finalizat. Tot compania americană va furniza și platforma de optimizare a veniturilor. Odată cu proiectul din România, capacitatea totală anunțată de Nuvve în acest parteneriat ajunge la 150 MW, după alte 50 MW în Suedia și 40 MW în Austria. Toate aceste proiecte sunt programate să intre în exploatare în cursul anului 2026.
Mesajul investitorilor este limpede: România nu mai este privită doar ca o piață emergentă, ci ca una dintre zonele în care stocarea energiei poate produce rapid randamente importante. Omnia Global susține că avea deja în dezvoltare peste 700 MW în 16 proiecte din Austria, România și Bulgaria, aflate în diverse faze de analiză și pregătire. Pentru piața locală, anunțul este relevant fiindcă arată că sistemele BESS devin o piesă tot mai importantă în infrastructura energetică, mai ales într-un moment în care producția din regenerabile crește, iar rețeaua are nevoie de flexibilitate suplimentară.
Recomandate
Deși fotovoltaicul a acoperit 70% din consum la prânz, prețul mediu al zilei a rămas ridicat , iar diferențele mari între orele ieftine și cele scumpe au împins costul total al energiei peste nivelurile din 2019, potrivit unei analize citate de Economedia . Mesajul central: fără stocare și flexibilitate în sistem, „succesul” tehnic al solarului nu se traduce automat în facturi mai mici. Paradoxul: energie foarte ieftină la prânz, foarte scumpă seara În intervalul de maximă producție fotovoltaică din 19 iunie 2026, prețurile pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) au coborât puternic: aproximativ 47,8 lei/MWh la ora 11 și circa 59,8 lei/MWh la ora 12. Problema, arată Dumitru Chisăliță (Asociația Energia Inteligentă), este că această energie ieftină este exportată în mare parte, astfel încât efectul de ieftinire nu se vede în aceeași măsură în România. În schimb, la vârful de consum din seară, când producția solară este practic inexistentă, prețul a urcat la aproximativ 1.360 lei/MWh (ora 21). Raportul dintre cele două momente ajunge la aproape 23 de ori, o volatilitate care, în analiza citată, indică o vulnerabilitate structurală: producția solară vine masiv când cererea și „valoarea economică” a energiei sunt mai mici, dar lipsește când consumul e ridicat. „Această volatilitate extremă evidenţiază una dintre principalele provocări ale sistemului energetic actual: energia solară produce masiv atunci când cererea şi valoarea economică a energiei sunt mai reduse, dar nu este disponibilă în intervalele cu consum ridicat, când energia este cea mai valoroasă” De ce nu se vede în prețul final: media zilei și costul flexibilității Pentru 19 iunie 2026, prețurile au variat între aproximativ 47,8 lei/MWh și 1.360 lei/MWh, iar prețul mediu zilnic a fost de 554 lei/MWh. Prin comparație, în 2019 prețul mediu pe PZU era de 246 lei/MWh. Chisăliță propune o comparație cu iunie 2019 (descris ca ultimul an fără influențe majore din crize energetice, intervenții administrative sau dezechilibre): atunci prețul mediu pe PZU România era în intervalul 45–55 euro/MWh, în timp ce pe 19 iunie 2026 prețul mediu zilnic a fost de aproximativ 106 euro/MWh. Concluzia analizei: prețul mediu al zilei din 2026 a fost aproximativ dublu față de nivelul caracteristic lunii iunie 2019, deoarece scăderile de la prânz au fost compensate (și depășite) de scumpirile din seară. Un factor-cheie este costul resurselor „flexibile” necesare după apus pentru a acoperi consumul: hidrocentrale, centrale pe gaze, importuri sau capacități de stocare. Aceste costuri se reflectă în prețurile ridicate din orele de vârf, potrivit analizei. Comparația 2019 vs 2026: mai mult solar, dar și diferențe de preț mult mai mari Analiza notează că la 19 iunie 2019 fotovoltaicul acoperea aproximativ 8% din consum la prânz, nu existau excedente semnificative, iar prețurile erau relativ uniforme pe parcursul zilei, cu diferențe mici între minim și maxim. La 19 iunie 2026, fotovoltaicul a acoperit aproximativ 70% din consum la prânz, dar energia din acel interval a avut o valoare economică scăzută, iar după apus a fost nevoie de înlocuire rapidă cu surse mai costisitoare. În acest context, Chisăliță vorbește despre „paradoxul fotovoltaic”: cu cât producția solară e mai mare în lipsa stocării și a flexibilizării, cu atât scade valoarea energiei la prânz, în timp ce energia necesară seara rămâne scumpă. „Ziua de 19 iunie 2026 demonstrează că succesul tehnic al energiei fotovoltaice nu se traduce în energie mai ieftină pentru consumatori, din contră ea este mai scumpă” Ce urmează, în logica analizei: investiții în stocare și managementul consumului Concluzia este că, fără investiții consistente în stocare, flexibilizarea consumului și mecanisme de valorificare a surplusului din timpul zilei, România riscă să se confrunte mai des cu același tipar: abundență de energie ieftină la prânz și deficit de energie foarte scumpă seara, cu diferențe care, în cazul zilei de 19 iunie 2026, au ajuns la un raport de aproximativ 23 la 1. [...]
Hidroelectrica își schimbă conducerea executivă până în 2027, într-un moment în care compania își extinde capacitățile și își consolidează poziția pe piața de furnizare , odată cu preluarea mandatului de președinte al Directoratului (CEO) de către Iulius Dan Plaveti , potrivit Profit . Mandatul acestuia se va derula până la 7 noiembrie 2027. Plaveti are peste 25 de ani de experiență în energie, reglementare și management executiv, iar anterior a ocupat funcții de conducere la Complexul Energetic Oltenia și la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). În prima zi de mandat, acesta a transmis un mesaj intern axat pe componenta umană și pe provocările din față. „Pentru mine, Hidroelectrica nu înseamnă doar cifre, proiecte sau investiții. Hidroelectrica înseamnă oameni. (...) Avem în față provocări importante, dar și oportunități extraordinare.” Cum arată Directoratul și ce se întâmplă cu funcția de CFO Structura Directoratului Hidroelectrica este, în prezent, formată din: Iulius Dan Plaveti – președinte al Directoratului (CEO); Bogdan Nicolae Badea – membru al Directoratului (CIO); Radu Ioan Constantin – membru al Directoratului (CAO); Ianăș Rădoi – membru al Directoratului (COO). Până la preluarea mandatului de către membrul Directoratului desemnat pentru funcția de Chief Financial Officer (CFO), atribuțiile acestei poziții vor fi exercitate în continuare de Radu Ioan Constantin, în calitate de Chief Administrative Officer (CAO). Context: retragerea lui Bogdan Badea și selecția reluată după eșecul din 2025 Schimbarea vine după ce Bogdan Badea, director general interimar, a anunțat recent că se retrage din cursa pentru șefia companiei, invocând presiuni politice. Conform informațiilor din articol, Badea a precizat că rămâne în companie și își păstrează funcția de director de investiții. Pe lista scurtă a procedurii de selecție au fost doi candidați: Bogdan Badea și Iulius Plaveti. Procedura aflată în derulare a fost inițiată în martie, după eșecul procesului din toamna lui 2025. De ce contează: lider în producție, creștere rapidă în furnizare și investiții în stocare Hidroelectrica și-a consolidat poziția de cel mai mare producător de energie electrică din România, cu „100% energie verde” și o cotă de circa 27% în ultimii cinci ani. În paralel, compania a devenit „într-un timp record (mai puțin de 4 ani)” cel mai mare furnizor de electricitate din România, cu o cotă de piață de 17,4% la 31 decembrie 2025 (18,6% pe segmentul concurențial). Compania administrează: 188 de hidrocentrale, cu o putere instalată de peste 6,3 GW; parcul eolian Crucea Nord, cu o capacitate instalată de 108 MW, unde urmează să fie pusă în funcțiune, în mai–iunie 2026, o baterie de stocare de 36 MW putere nominală și 72 MWh capacitate de stocare. [...]
Guvernul evaluează interministerial proiectul Porțile de Fier 3 , iar o eventuală implicare a Hidroelectrica ar putea schimba atât echilibrul energetic regional, cât și riscurile pentru producția existentă pe Dunăre , potrivit Economica . Executivul spune că analiza vizează impactul economic, efectele asupra sistemului energetic și aspectele de mediu și transmite că, „de principiu”, România „are toată deschiderea” pentru proiect. Miza imediată pentru România este dublă: pe de o parte, o hidrocentrală reversibilă (cu acumulare prin pompaj) poate aduce capacitate mare de echilibrare a rețelei – adică posibilitatea de a „stoca” energie când există surplus și de a produce când e nevoie; pe de altă parte, proiectul poate afecta disponibilitatea resursei de apă pe Dunăre și, implicit, producția de la Porțile de Fier I și II. Ce presupune proiectul și ce dimensiune are Conform Planului Național Integrat pentru Energie și Climă al Serbiei, centrala reversibilă Porțile de Fier 3 este planificată la o capacitate instalată totală de 1.800 MW , cu finalizare până în 2038 . Costul era estimat la 1,4 miliarde de euro (aprox. 7,0 miliarde lei) , iar acum ar ajunge la circa 2,6 miliarde de euro (aprox. 13,1 miliarde lei) , notează publicația. Proiectul ar folosi, în zona lacului de acumulare de la Porțile de Fier I, un lac de acumulare la altitudine mai mare, „legat” de Dunăre, astfel încât apa să fie pompată în sus când există energie în exces și eliberată înapoi prin turbine când e nevoie de producție. În termeni operaționali, asta ar crea o capacitate importantă de echilibrare pentru sistemele energetice din regiune. De ce contează pentru România: riscul asupra producției existente și al debitului Economica arată că această capacitate poate afecta producția de energie de la cele două hidrocentrale din aval, în condițiile în care se schimbă disponibilitatea resursei de apă pe Dunăre. EPS (producătorul de stat din Serbia) și Hidroelectrica operează deja împreună Porțile de Fier I și II la graniță. În partea românească, puterea instalată este: 1.164 MW la Porțile de Fier I; 251 MW la Porțile de Fier II. În plus, în spațiul public există și temeri legate de posibilitatea ca, odată cu noile reactoare 3 și 4 de la Cernavodă, să nu existe suficient debit de apă pentru răcire în toate momentele, mai notează sursa. Ce spune partea română și ce urmează Guvernul afirmă că se află „în faza unei evaluări interministeriale” și că analiza include impactul economic, asupra sistemului energetic și aspectele de mediu. Din această poziționare reiese că România încă evaluează proiectul și nu a transmis concluzii părții sârbe, dar semnalul politic este de deschidere. În același timp, publicația scrie că Hidroelectrica ar putea ajunge să se implice în proiect , pe baza unor informații obținute de la surse apropiate dosarului. Potrivit acestora, dacă evaluările sunt favorabile și după ce partea sârbă transmite toate informațiile, România ar putea analiza o participare prin Hidroelectrica, inclusiv cu 50% din proiect, pe argumentul că societatea „are resurse financiare” pentru o astfel de implicare. Context: discuții anterioare și linia roșie invocată public Ultimele declarații oficiale pe temă datează din toamna trecută, în contextul discuțiilor bilaterale. În august anul trecut, ministrul sârb al energiei a vorbit despre beneficii de stabilitate și integrare a regenerabilelor, iar în spațiul public a apărut și intenția de a semna un memorandum de înțelegere (MoU) România–Serbia privind proiectul, potrivit Economica. Fostul ministru al Energiei Sebastian Burduja a declarat, în august 2024, că România nu va accepta compromisuri care să afecteze producția de la Porțile de Fier I și II, deși recunoaște rolul unei hidrocentrale reversibile în furnizarea de servicii de echilibrare. Pentru România, următorul pas relevant rămâne finalizarea evaluării interministeriale și clarificarea, în baza datelor complete de la partea sârbă, dacă proiectul poate fi acceptat fără impact negativ asupra producției existente și în ce condiții ar putea intra Hidroelectrica într-o eventuală asociere. [...]
Serbia a lansat selecția de parteneri pentru hidrocentrala Porțile de Fier 3 , un proiect estimat la 2,63 miliarde de euro (aprox. 13,2 miliarde lei), dar care depinde de acordul României , potrivit G4Media . Guvernul sârb și Ambasada SUA la Belgrad au anunțat o invitație publică pentru construcția hidrocentralei Djerdap 3 (Porțile de Fier 3), iar implicarea americană este prezentată inclusiv ca posibilă cale de mediere într-un dosar unde Bucureștiul s-a arătat până acum reticent. Companiile interesate au termen până pe 25 iunie să depună scrisori de intenție la Ministerul Minelor și Energiei din Serbia. Procedura urmărește selectarea unor parteneri strategici pentru pregătirea documentației tehnice, finanțarea și construcția viitoarei centrale. De ce contează pentru România: acordul Bucureștiului rămâne o condiție Expertul în energie Miodrag Kapor, citat în material, spune că rolul SUA ar putea fi „binevenit” ca mediator între Serbia și România, în condițiile în care proiectul are nevoie și de acordul României. România a avertizat în urmă cu doi ani că o eventuală construcție a Porțile de Fier 3 nu trebuie să pericliteze stabilitatea hidrocentralelor comune existente, Porțile de Fier 1 și Porțile de Fier 2. Atunci, ministrul Energiei, Sebastian Burduja, a afirmat că Bucureștiul nu va susține o soluție care ar putea afecta negativ sistemul existent de pe Dunăre. În prezent, au loc discuții între ministerele Energiei din cele două țări și comisiile mixte care evaluează consecințele hidrologice și ecologice ale proiectului. Procedură, finanțare și riscuri instituționale Pe lângă divergențele cu România, proiectul ridică de ani de zile întrebări legate de impactul asupra mediului, metoda de finanțare și selecția contractorilor, potrivit publicației sârbe Vreme, citată de G4Media. Kapor avertizează că modul de implementare poate deschide „probleme politice și instituționale serioase”, inclusiv prin riscul ca proiectul să fie împins prin acorduri bilaterale în afara procedurilor europene, ceea ce ar putea îndepărta Serbia de Uniunea Europeană și ar crea „un spațiu sporit” pentru potențială corupție. Ce se știe despre proiect: capacitate, amplasare, calendar Apelul pentru exprimarea interesului este prima etapă de selecție și este condus de un grup de lucru special al Guvernului Serbiei. Selecția ar urma să se facă pe baza Legii privind achizițiile publice și a acordului energetic interstatal dintre Serbia și Statele Unite. Proiectul Porțile de Fier 3 este descris ca o centrală hidroelectrică cu acumulare prin pompare (o centrală „reversibilă”, care poate produce energie și poate pompa apă înapoi în lacul de acumulare pentru stocare), amplasată la kilometrul 1007 al Dunării, pe teritoriul municipiului Golubac. Capacitatea proiectată este de 2.400 MW, cu posibilitatea de a integra încă 400 MW din surse regenerabile, în principal eoliană și solară. Finalizarea este planificată până în 2038. Materialul mai notează că Bechtel și-a arătat interesul pentru proiect încă din 2021, iar în 2022 a preluat pregătirea studiilor tehnice. [...]
CATL mizează pe stocare staționară mai ieftină pe termen lung, cu un sistem pe sodiu proiectat pentru 25–30 de ani , potrivit Car News China , care relatează despre lansarea Tener Sodium-Ion la un eveniment de produs organizat pe 22 iunie 2026, la München . Mesajul central al companiei: reducerea costului total de operare prin durată mare de viață, stabilitate în exploatare și eficiență energetică mai bună. Ce aduce tehnic Tener și de ce contează operațional Sistemul are o arhitectură complet modulară și o capacitate nominală de energie de peste 30 MWh. Fiecare modul cântărește sub 42 de tone, iar un amplasament de 1 GWh poate fi construit cu 34 de module, conform datelor prezentate. CATL indică cinci îmbunătățiri tehnologice care țintesc direct utilizarea în proiecte de stocare la scară mare: Durată de viață extinsă: 15.000 de cicluri la 25°C, ceea ce ar însemna 25–30 de ani de viață a sistemului, pe baza unui standard de 70% State of Health (SOH) (nivelul de „sănătate” al bateriei, raportat la capacitatea inițială). Adaptare la temperaturi variate: peste 92% din capacitate păstrată la -20°C și peste 10.000 de cicluri la 45°C, fără izolație suplimentară sau răcire forțată. Siguranță intrinsecă: reducerea forței de expansiune a celulei cu 40% și a generării de gaze cu 35%; temperatura la suprafață în caz de „thermal runaway” (reacție termică necontrolată) ar fi în jur de 200°C, cu circa 60% mai mică decât la bateriile litiu-ion; sistemul este descris ca rezistent la incendiu și explozie în condiții extreme. Eficiență energetică: prin ventilație optimizată și răcire cu lichid, consumul propriu al sistemului ar fi redus de la media industriei de 2% la 1%. Impact redus asupra comunităților: nivel de zgomot de 65 dB, cu 10 dB sub echipamentele tradiționale, ceea ce ar permite amplasarea mai aproape de centrele de consum. Stabilitate și continuitate: control al tensiunii și „auto-vindecare” în milisecunde Pentru partea de conversie a energiei, CATL menționează un Power Conversion System (PCS) cu control bidirecțional al tensiunii, adaptat intervalului de 1,5–3,65 V al bateriei sodiu-ion, care stabilizează ieșirea la 690 V. Compania susține că acest lucru îmbunătățește Round Trip Efficiency (RTE) cu aproape 2% (randamentul „dus-întors” al stocării). În plus, sistemul ar avea o funcție de „auto-vindecare” la nivel de milisecunde, capabilă să izoleze defectele și să restabilească alimentarea în zonele neafectate în 350 ms, cu scopul de a reduce pierderile din opriri neplanificate. Producție și calendar: livrări în China din septembrie, extindere globală în 2027 CATL afirmă că are un lanț de aprovizionare complet pentru bateriile sodiu-ion și capacități de producție în masă pentru materialele de anod și catod. Compania își extinde producția cu 40 GWh capacitate în Fuding și are planuri pentru încă 160 GWh în Jining. Tener este prezentat ca fiind compatibil cu platformele existente de stocare litiu-ion, ceea ce ar permite integrarea fără reproiectări. Livrările interne în China sunt programate să înceapă în septembrie 2026, cu o țintă de 1 GWh livrări până la finalul anului, urmate de o lansare globală în 2027. [...]
Microsoft își securizează pe 20 de ani energie pe gaz, în afara rețelei, pentru un centru de date uriaș din Texas , într-un aranjament care ocolește blocajele din rețeaua electrică și mută presiunea pe infrastructura de combustibili fosili. Potrivit The Next Web , Chevron va alimenta unul dintre cele mai mari centre de date din SUA prin arderea gazului natural, pe baza unui acord pe 20 de ani. Centrala, numită Project Kilby , urmează să fie construită lângă orașul Pecos, în Reeves County, în bazinul Permian. Chevron spune că va livra prima energie în 2028, iar capacitatea ar urma să crească în timp până la 2,67 gigawați, aproximativ cât consumul a circa 2 milioane de locuințe. Un proiect „off-grid”, gândit să nu apese pe rețeaua din Texas Elementul definitoriu este că proiectul va funcționa separat de rețeaua publică: centrala își va produce energia la fața locului și nu va trage din rețeaua Texasului și nici nu se va baza pe o companie locală de utilități. Președintele diviziei New Energies din Chevron, Jeff Gustavson, a argumentat că cererea în creștere pentru electricitate se vede deja în costuri pentru consumatori, iar proiectul a fost proiectat „în această parte a țării” tocmai pentru a evita astfel de efecte. De ce Permian: gaz ieftin, adesea irosit Amplasarea în Permian este esențială pentru modelul economic: regiunea produce atât de mult gaz ca produs secundar al extracției de petrol încât conductele nu pot prelua întotdeauna tot volumul. Excesul este uneori ars (flare), ceea ce menține prețurile locale scăzute. Gustavson a descris bazinul drept „cel mai abundent” din SUA, „poate din lume”, iar centrala ar urma să creeze cerere locală pentru gazul care altfel ar fi irosit. Detalii tehnice și efecte economice locale Cea mai mare parte a energiei ar urma să fie produsă cu turbine mari de la GE Vernova ; Solar Turbines (subsidiară Caterpillar) va furniza, de asemenea, echipamente. Chevron și partenerul său au comandat șapte turbine GE Vernova, iar publicația notează că astfel de echipamente au, de regulă, termene de livrare de ani. Chevron mai spune că: proiectul va folosi apă subterană salmastră, nu apă dulce; vor fi instalate sisteme de reducere catalitică pentru diminuarea emisiilor de oxizi de azot; amplasamentul ar susține aproape 2.000 de locuri de muncă; veniturile din taxe la nivel de stat și local ar depăși 10 miliarde de dolari (aprox. 46 miliarde lei) pe durata de viață a centralei. Structura investiției și calendarul: decizie finală la final de 2026 Chevron dezvoltă Project Kilby împreună cu fondul de investiții Engine No. 1, care are opțiunea de a cumpăra jumătate din proiect și de a acoperi aceeași pondere din costuri. Chevron nu a comunicat costul construcției. Când Bloomberg a relatat anterior discuțiile, persoane familiarizate cu subiectul au estimat investiția la circa 7 miliarde de dolari (aprox. 32 miliarde lei). Compania se așteaptă la o decizie finală de investiție până la finalul lui 2026 și afirmă că țintește randamente „mid-teen” (adică în jurul intervalului 15–19%). Miza pentru Microsoft: energie „dedicată” la scară mare, dar cu o legătură pe termen lung de combustibili fosili Pentru Microsoft, acordul este prezentat ca o soluție de capacitate: compania își extinde centrele de date pe fondul competiției în inteligență artificială cu Alphabet și Amazon și intenționează să-și dubleze amprenta de centre de date în următorii doi ani. Noelle Walsh, președinte Cloud Operations and Innovation la Microsoft, a explicat rațiunea astfel: „Acordul nostru cu Chevron ajută la asigurarea unei energii dedicate, la scară mare.” Publicația notează însă că angajamentul pe gaz, pe două decenii, complică poziționarea Microsoft față de combustibilii fosili, în condițiile în care compania a mizat preponderent pe energie regenerabilă și, tot mai mult, nucleară pentru a-și compensa emisiile. Context: criza de putere pentru centrele de date și ocolirea „cozii” din rețea BloombergNEF estimează că SUA ar urma să-și dubleze capacitatea centrelor de date la 77 gigawați până în 2030, ceea ce pune presiune pe rețele și alimentează nemulțumiri politice în mai multe state. În acest context, Project Kilby își produce energia în afara rețelei, evitând atât timpii de conectare, cât și o parte din tensiunile publice legate de impactul asupra facturilor. Rămâne de văzut dacă modelul se va extinde: analiza sugerează că depinde de câte companii petroliere vor considera că vânzarea de electricitate către infrastructura de AI devine mai atractivă decât vânzarea de țiței. [...]
