Știri
Știri din categoria Energie

Comisia Europeană avertizează că amendamentele votate în Parlament la legea decarbonizării pot pune sub semnul întrebării îndeplinirea unor jaloane din PNRR, cu potențiale consecințe financiare, potrivit Economica.
Un purtător de cuvânt al Comisiei Europene arată, într-un răspuns scris transmis AGERPRES, că Executivul UE „va analiza cu atenție” amendamentele adoptate de Parlamentul României la 5 august 2026. Modificările, între altele, condiționează scoaterea din funcțiune a centralelor pe cărbune și lignit de existența unor surse alternative cu emisii reduse de carbon.
Comisia amintește că legea decarbonizării este o „reformă-cheie” din Planul Național de Redresare și Reziliență, iar intrarea ei în vigoare a stat la baza evaluării pozitive a jalonului 114. Amendamentele nu au fost încă promulgate de președintele României, însă Comisia spune că va evalua dacă acestea creează riscul ca jalonul 114 să nu mai fie considerat îndeplinit.
„În general, Comisia solicită tuturor statelor membre să își respecte pe deplin angajamentele asumate prin planurile de redresare și reziliență și reamintește că orice risc privind nerespectarea acestora va fi analizat cu atenție, putând atrage consecințe financiare.”
În plus, Comisia indică și un jalon viitor, 119A, din ultima cerere de plată care urmează să fie depusă ulterior: România ar trebui să scoată din funcțiune o anumită capacitate pe bază de cărbune și lignit, de 710 MW. Decizia privind unitățile care vor fi închise „aparține României”, iar evaluarea îndeplinirii jalonului 119A va fi făcută după includerea lui în cea de-a șasea și ultima cerere de plată.
Potrivit Comisiei, amendamentele condiționează închiderea centralelor pe cărbune de disponibilitatea unor capacități „similare” cu emisii reduse de carbon și „ar putea afecta caracterul ireversibil” al închiderii capacităților pe bază de cărbune și lignit, caracter evaluat anterior în cadrul jalonului 114.
În răspunsul citat, Comisia face referire și la termenul de închidere a centralelor pe bază de cărbune până la 31 august, precizând că va analiza impactul amendamentelor asupra acestui angajament.
Plenul Camerei Deputaților a adoptat proiectul de lege privind decarbonizarea sectorului energetic, introducând un amendament al PSD care prevede că scoaterea treptată din exploatare a capacităților pe lignit și huilă se va putea face numai după construirea și punerea în funcțiune a unor noi capacități energetice similare. La vot au fost 180 „pentru”, 9 „împotrivă”, 27 de abțineri, iar 80 de deputați nu au votat.
Deputatul Ionel Bogdan (PNL) a avertizat că modificările legislative pe acest subiect pot afecta finanțarea din PNRR.
„Riscăm să pierdem miliarde de euro din PNRR doar datorită unei singure legi – legea decarbonizării.”
Comisia Europeană spune că va analiza amendamentele și va evalua riscul asupra jalonului 114, în condițiile în care acestea nu sunt încă promulgate. Separat, Executivul UE afirmă că monitorizează îndeaproape securitatea aprovizionării cu energie electrică în România și că, „în acest stadiu”, nu există motive de îngrijorare imediată: alimentarea rămâne stabilă, iar piața funcționează corespunzător.
Recomandate

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. [...]

Amânarea repetată a scufundării barjelor prelungește riscul de reducere a producției la Cernavodă , într-un moment în care Dunărea a ajuns la un minim istoric de debit, iar autoritățile încearcă să câștige „câțiva centimetri” de nivel pentru alimentarea cu apă a centralei, potrivit HotNews . Administrația Națională „Apele Române” (ANAR) a anunțat că operațiunile programate pentru joi au fost amânate pentru vineri „din condiții de siguranță”, după ce și tentativa inițială, planificată pentru miercuri, fusese amânată din cauza curenților. Instituția spune că echipele și barjele sunt pregătite, însă manevrele rămân sensibile. De ce contează: presiune pe Sistemul Energetic Național Miza este menținerea în funcțiune a Unității 2 de la Cernavodă , în condițiile în care Reactorul 1 a fost deja oprit din cauza debitului scăzut al Dunării. Directorul centralei a avertizat că există riscul opririi în următoarele cinci-șase zile; dacă ar fi oprit și al doilea reactor, România ar pierde 20% din producția de energie, conform informațiilor din articol. Pe fondul nivelului foarte scăzut al Dunării, Unitatea 1 a fost oprită controlat și deconectată de la Sistemul Energetic Național (SEN) la 28 iulie 2026, decizia fiind luată preventiv, fără impact asupra populației, personalului sau mediului, potrivit datelor prezentate. Cum se schimbă intervenția: amplasare diferită și scufundare prin pompare Planul de intervenție a fost ajustat după discuții cu experți, „ținând cont de siguranța amplasamentului și de efectele potențiale”, a explicat directorul general adjunct al ANAR, Sorin Rîndașu (citat de News.ro). Autoritățile au combinat două propuneri de soluții: două barje ar urma să fie scufundate la circa 500 de metri de intrarea în brațul Bala; celelalte două ar urma să fie amplasate mai în amonte, oblic față de direcția curentului. Barjele vor fi amplasate controlat și inundate prin pompare de apă, nu prin umplere cu draga, variantă exclusă de autorități; această alegere „va dura mai mult”, dar este considerată mai potrivită pentru condițiile de siguranță. Rîndașu a vorbit și despre „incertitudini” legate de manevrarea simultană a două barje, mizând pe experiența căpitanilor celor trei împingătoare implicate. Calendar și parametri: 3–4 ore pe barjă, dar efecte estimate mai mici ANAR a precizat că scufundarea se face „una câte una”, iar durata unei scufundări este de „trei-patru ore”, prin „inundare controlată”. Scopul este „de a câștiga câțiva centimetri în plus” pentru menținerea nivelurilor minime în dreptul CNE Cernavodă. Totuși, instituția avertizează că, pe fondul scăderii nivelurilor, „efectele vor fi puțin mai mici, dar vor fi”, în funcție de modalitatea de amplasare urmând să se decidă și dacă barjele vor fi ancorate la mal. Dunărea la minim istoric și măsuri de sistem La intrarea în țară, în secțiunea Baziaș, debitul Dunării a ajuns la 1.400 m³/s, valoare similară minimului istoric din 1985 și mult sub media multianuală a lunii august (aprox. 3.900 m³/s). ANAR arată că debitul se va menține la acest nivel pe durata săptămânii, într-o perioadă de staționare. La Cernavodă, nivelul Dunării a scăzut de miercuri până joi cu 2 cm, iar prognoza reactualizată indică -216 cm la 6 august și -230 cm la 13 august ( Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor ). Pentru gestionarea efectelor scăderii producției, Comitetul Național pentru Situații de Urgență a declarat stare de alertă la nivel național pentru 30 de zile (din 31 iulie 2026). Guvernul a alocat fonduri pentru intervențiile de la Dunăre, iar Transelectrica aplică măsuri operative pentru funcționarea SEN, inclusiv mobilizarea producției disponibile, maximizarea capacităților transfrontaliere pentru import și, dacă este necesar, reducerea consumului. [...]

Guvernul pregătește un mecanism de „oprire controlată” a consumului industrial în criză , printr-o hotărâre care ar urma să permită Transelectrica să deconecteze mari consumatori industriali de la Sistemul Energetic Național, cu scopul de a proteja alimentarea populației și a infrastructurii critice, potrivit Ziarul Financiar . Măsura vine în contextul în care Guvernul a adoptat joi „ Planul de Pregătire pentru Riscuri în domeniul energiei electrice ”, act normativ care stabilește procedurile aplicabile în cazul unei crize, iar vineri ar urma să aprobe hotărârea care operationalizează posibilitatea de deconectare a unor mari consumatori, „în anumite condiții”, conform declarațiilor premierului interimar Ilie Bolojan. Ce se schimbă pentru companiile mari consumatoare de energie Transelectrica va putea pune în aplicare măsurile prevăzute de actul normativ cu o notificare prealabilă de 24 de ore. Din perspectivă operațională, asta înseamnă că, într-un scenariu de criză energetică sau de forță majoră, unele unități industriale pot fi obligate să își reducă sau să își oprească temporar consumul, prin deconectare de la rețea. Bolojan a precizat că România „nu se află deocamdată într-o situație atât de gravă”, iar mecanismele aprobate sunt gândite ca proceduri pentru o eventuală criză. Cine este protejat de la deconectare Guvernul susține că populația și consumatorii esențiali nu intră în această logică de întrerupere. Premierul interimar a spus: „Cetăţenii, locuinţele, consumatorii casnici nu vor fi deconectaţi. Sunt exceptaţi. Inclusiv spitale, sanatorii, staţii care alimentează unităţi de gaze, de ţiţei nu vor fi incluse în act.” Orizontul de timp și costurile: fără compensatorii, cel puțin în prima fază Ilie Bolojan a afirmat că estimează că „5-7 zile nu vom avea consumatori industriali afectaţi”. Tot el a adăugat că, dacă se ajunge la măsuri de limitare, „nu se pune problema acordării de compensatorii” în acea perioadă. Premierul a legat necesitatea acestor măsuri de condițiile de funcționare ale sistemului, menționând că „atâta timp cât Reactorul 2 de la Cernavodă funcționează și importurile la ore de seară continuă” nu ar fi nevoie de aplicarea lor. [...]

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). Ce cumpără în România și în ce stadiu sunt proiectele 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 ”. Calendar și buget: operațiuni comerciale din 2028, investiții estimate la până la 162 milioane dolari 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. [...]

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. [...]