Știri
Știri din categoria Energie
Coreea de Sud a deblocat trecerea reactorului nuclear Saeul 3 la „criticitate”, după ce autoritatea de reglementare a confirmat finalizarea inspecțiilor și testelor obligatorii înainte de prima reacție nucleară autosusținută, un pas care mută proiectul din zona de construcție și verificări în cea de operare efectivă, potrivit Interesting Engineering.
Comisia pentru Securitate și Siguranță Nucleară (NSSC) a anunțat că rezultatele arată că unitatea poate atinge în siguranță o reacție în lanț susținută. În termeni operaționali, „prima criticitate” este momentul în care reactorul intră într-o stare stabilă de fisiune, cu producția și pierderea de neutroni în echilibru, ceea ce deschide drumul către testele la putere și, ulterior, către producția comercială de electricitate.
Inspecțiile pre-operaționale au început după emiterea licenței de operare, la 30 decembrie anul trecut, și au vizat sistemele necesare înainte ca reactorul să ajungă la criticitate. Publicația notează că au fost parcurse cinci etape de inspecții, incluzând verificări la încărcarea combustibilului nuclear și teste funcționale la temperaturi ridicate.
NSSC a confirmat și finalizarea celor nouă inspecții obligatorii cerute înainte de prima criticitate. După acest prag, urmează o nouă rundă de verificări: 31 de inspecții suplimentare, inclusiv teste de creștere a puterii („power ascension tests”) și validări ale sistemelor în condiții de operare, până aproape de intrarea în exploatare comercială. În această fază, autoritățile vor verifica și sistemele de răspuns la urgențe, pentru a se asigura că centrala poate gestiona incidente la standarde similare celor aplicate instalațiilor nucleare aflate deja în funcțiune.
Odată operațional, Saeul 3 ar urma să asigure aproximativ 1,7% din consumul total de electricitate al Coreei de Sud și circa 37% din cererea regională a orașului Ulsan, conform aceleiași surse. Din perspectiva pieței, aceste procente indică o contribuție materială la securitatea alimentării, mai ales la nivel regional, într-un moment în care Seulul își consolidează mixul energetic cu capacități nucleare noi.
În privința calendarului, Saeul 3 este așteptat să înceapă operarea în jurul lunii august 2026, iar unitatea Saeul 4 ar urma să urmeze mai târziu în același an. Proiectul a ratat țintele inițiale de punere în funcțiune comercială (martie 2021 și martie 2022), după întârzieri și o pauză de trei luni în 2017, pe fondul schimbării guvernului; reluarea lucrărilor a fost susținută de un comitet public, cu 59,5% voturi pentru, pe motiv de stabilitate a alimentării cu energie.
Saeul 3 și 4 folosesc designul APR1400, iar Interesting Engineering amintește că Coreea de Sud își extinde flota pe această tehnologie, inclusiv prin proiecte de export în Emiratele Arabe Unite.
Recomandate
Europa intră în T4 cu un deficit estimat de 510.000 barili/zi la combustibil de aviație , iar presiunea pe aprovizionare împinge continentul spre importuri din surse mai îndepărtate, inclusiv Coreea de Sud, potrivit Mediafax . Conflictul din Iran, izbucnit în urmă cu peste șase luni, a afectat livrările din Orientul Mijlociu și a redus cu aproximativ jumătate importurile europene de combustibil pentru aviație, notează Reuters, citată de publicație. În acest context, Europa a crescut importurile din țări precum Nigeria, Statele Unite și Canada. Importurile din Coreea de Sud urcă la maxime din 2022 Coreea de Sud a devenit în septembrie una dintre principalele noi surse de combustibil pentru aviație ale Europei, pe baza datelor de fluxuri comerciale. Importurile europene din această țară au ajuns până acum în septembrie la 129.000 de barili pe zi, conform companiei Kpler , cel mai ridicat nivel din octombrie 2022. Stocuri în scădere și risc de noi șocuri de aprovizionare Pe fondul tensiunilor în creștere din Orientul Mijlociu, Europa rămâne expusă riscului unor noi probleme de aprovizionare. Compania de consultanță Energy Aspects estimează pentru trimestrul al patrulea un deficit european de 510.000 de barili pe zi, în timp ce Statele Unite ar urma să aibă un excedent de 18.000 de barili pe zi. Creșterea importurilor din Coreea de Sud vine într-un moment în care stocurile europene sunt reduse: stocurile din hub-ul Amsterdam–Rotterdam–Anvers au coborât la cel mai scăzut nivel din ultimii șapte ani. Capacitate mai mare de export în Asia, dependență mai mare în Europa În paralel, producția de combustibil pentru aviație a Coreei de Sud a ajuns în iulie la aproape 13,89 milioane de barili, cel mai ridicat nivel din ultimii șapte ani, iar exporturile au atins cel mai ridicat nivel din ultimii trei ani și jumătate, potrivit datelor guvernamentale citate de Mediafax. În condițiile în care deficitul este așteptat să continue, Europa va rămâne dependentă de importuri, într-o piață în care distanța mai mare față de furnizori poate însemna costuri logistice mai ridicate și vulnerabilitate la întreruperi de transport și livrare. [...]
România intră în iarnă cu risc de deficit de putere la vârf și importuri scumpe , pe fondul opririi reactoarelor de la Cernavodă, al secetei care reduce producția hidro și al întârzierilor la capacități pe gaz, potrivit unei analize publicate de Adevărul . Miza nu este doar „câtă energie există” în total, ci dacă sistemul poate acoperi orele de consum maxim fără să lovească limitele tehnice ale importurilor. România se apropie de o criză energetică „mai ales dacă” se cumulează trei condiții: Centrala Nucleară de la Cernavodă nu pornește, iarna este geroasă, iar importurile de electricitate ajung la limita rețelei (capacitatea maximă pe care interconexiunile o pot transporta în siguranță). Într-un astfel de scenariu, țara ar urma să importe masiv curent la prețuri mari, iar marja de siguranță a sistemului s-ar reduce puternic în orele de vârf. De ce contează: problema e „puterea” disponibilă, nu energia în ansamblu Analiza susține că riscul imediat este deficitul de putere în vârfurile de consum, când și statele vecine au nevoie de electricitate. Cu alte cuvinte, chiar dacă există energie pe parcursul zilei, sistemul poate rămâne vulnerabil în intervalele în care cererea urcă rapid, iar producția internă nu poate fi crescută suficient de repede. În acest context, oprirea reactoarelor de la Cernavodă și producția hidro afectată de secetă reduc capacitatea internă tocmai în perioadele critice, împingând România spre importuri mai mari și mai scumpe. Decizii și întârzieri care au blocat investiții și capacități noi Materialul indică lipsa unei strategii energetice pe termen lung și enumeră cinci decizii/derapaje care au contribuit la vulnerabilitatea actuală: Legea offshore din 2018 , asociată în text cu Liviu Dragnea, care a introdus taxe suplimentare și condiții comerciale considerate descurajante de investitori, întârziind proiectul Neptun Deep . ExxonMobil s-a retras, iar Romgaz a preluat participația cu 1 miliard de dolari (aprox. 4,6 miliarde lei). Șefa OMV Petrom, Christina Verchere, este citată cu ideea că fără întârzierea din 2018 producția ar fi început în 2022. Centrale pe gaz construite/refăcute prea târziu : termocentrala Iernut (unitate strategică) trebuia finalizată în 2020, dar este așteptată să pornească pe 31 decembrie 2026 și ar urma să acopere 5%–7% din consumul României. La Mintia , a fost pusă în funcțiune prima turbină de 135 MW dintr-un total planificat de 1.700 MW; testările sunt descrise ca prelungite. Renunțarea la cărbune înainte ca alternativele să fie gata , în baza calendarului din PNRR , cu închideri de mine înainte de finalizarea centralelor pe gaz. România ar fi cerut amânări „prea târziu”. În text este menționată poziția ministrului Energiei, Dumitru Chisăliță, care apreciază că lignitul rămâne indispensabil iernii următoare și are valoare strategică. Stocarea energiei rămasă în urmă față de regenerabile , ceea ce a dus la un sistem care produce mult când cererea e mică și insuficient când cererea e maximă. Sunt menționate ținte de creștere a stocării: 3.000 MW / 11.000 MWh până în 2027; 3.300 MW / 12.400 MWh până în 2030; 4.800 MW / 18.400 MWh până în 2035. Întârzieri la reactoarele 3 și 4 de la Cernavodă , estimate pentru punere în funcțiune în 2030 și 2031. Cernavodă: opriri, secetă și o retehnologizare care complică 2027 Analiza arată că cele două reactoare de la Cernavodă acoperă circa 20% din necesarul de electricitate al României, dar sunt oprite din cauza secetei. În plus, Unitatea 1 (în funcțiune din 1996) ar urma să fie oprită anul viitor pentru retehnologizare, pe o durată de 32 de luni (aproape trei ani). Textul notează explicit că nu este clar cum va fi compensată oprirea Reactorului 1 și că nu există încă proiecte pentru situațiile în care scăderea Dunării împiedică funcționarea reactoarelor. Ca element de comparație, sunt menționate centralele de la Kozlodui (Bulgaria) și Paks (Ungaria), tot pe Dunăre, care au continuat să producă; diferența ar ține, potrivit analizei, de proiectarea captării apei și amplasament. În perioada descrisă, Bulgaria ar fi exportat energie la niveluri record, iar România ar fi fost principalul cumpărător. Gazele: stocuri mai mici și importuri „pe ușile laterale” Pe partea de gaze, directorul Transgaz, Ion Sterian, este citat cu ideea că stocurile sunt cu peste 300 de milioane de metri cubi sub nivelul de anul trecut, iar o iarnă geroasă ar putea împinge România spre importuri la final de ianuarie și în februarie. În paralel, populația rămâne protejată de schema de plafonare până în primăvara anului viitor, conform textului. Ministerul Energiei afirmă că România nu importă gaz din Rusia și că nu a avut contracte directe cu Gazprom, însă analiza susține că aprovizionarea poate veni indirect prin Bulgaria și Ungaria (țări care importă gaz rusesc), inclusiv prin TurkStream, conductă în care „sunt multe molecule de gaz rusesc”. Sunt menționate și evoluții regionale: creșterea ponderii gazului rusesc în importurile Ungariei între 2021 și 2025 și existența unui contract pe 15 ani cu Gazprom semnat în 2021, fără o decizie formală de reziliere anunțată. La ce să ne așteptăm în următoarele luni Concluzia analizei este că urmează „trei-patru luni complicate”, cu Sistemul Energetic Național în stare de alertă la nivel guvernamental, în condițiile opririi de la Cernavodă, ale secetei și ale întârzierilor la Iernut și Mintia. Dacă repornirea Cernavodă întârzie și iarna este severă, marja de siguranță se îngustează, iar România riscă să depindă de importuri scumpe exact în momentele în care și vecinii au nevoie de energie. [...]
România a înregistrat cele mai mari scumpiri din UE la electricitate și gaze pentru gospodării , în prima jumătate din 2026 față de aceeași perioadă din 2025, potrivit datelor Eurostat citate de Biziday . Creșterile sunt calculate în moneda națională: +51,6% la energia electrică și +9,3% la gaze naturale, într-un context în care media UE indică, per ansamblu, ieftiniri. Electricitate: România, pe primul loc la creșteri, în timp ce media UE scade La nivelul Uniunii Europene, prețurile medii la energia electrică plătite de gospodării au scăzut cu 2,2% în prima jumătate a anului, până la 0,28 euro/kWh. Ponderea taxelor și contribuțiilor în factura finală s-a redus cu 0,5 puncte procentuale, la 28,4%. În schimb, exprimate în moneda națională, cele mai mari creșteri au fost: România: +51,6% Irlanda: +19,8% Finlanda: +18,4% Gaze naturale: scădere la nivelul UE, dar majorare în România Și la gaze naturale, media UE arată o scădere: prețurile medii plătite de gospodării au coborât cu 3,5% față de prima jumătate din 2025, la 0,11 euro/kWh. Eurostat explică evoluția prin revenirea fluctuațiilor sezoniere la tiparul de dinaintea crizei din 2022 . În moneda națională, cele mai mari majorări au fost: România: +9,3% Croația: +8,9% Slovacia: +6,6% Miza pentru consumatori și pentru economie este că România se decuplează de tendința medie europeană de temperare a costurilor la energie pentru gospodării, ceea ce poate menține presiunea pe bugetele populației și pe consum, în special în sezonul rece. [...]
Rosatom își extinde ofensiva comercială în Africa, cu discuții pentru centrale nucleare mari în patru țări , într-un demers care poate redesena pe termen lung piața de infrastructură energetică de pe continent și influența fluxurile de investiții în proiecte strategice, potrivit HotNews . Șeful companiei nucleare de stat Rosatom, Alexei Lihacev, a declarat că Rusia este pregătită să furnizeze centrale nucleare „de diverse dimensiuni și configurații” pentru țările africane. El a precizat că Rosatom discută cu Uganda, Ghana, Etiopia și Egipt pentru construirea de centrale nucleare mari , informație atribuită de HotNews agenției Reuters. „Abordare adaptată” și extinderea relațiilor economice Lihacev a descris „principiul” pe care îl invocă Rosatom în relația cu statele africane: „Parteneriatul nostru se bazează pe principiul că Africa este diversă, iar pentru fiecare țară avem o abordare adaptată, care depășește cadrul unui singur proiect.” Cooperarea nucleară a fost unul dintre subiectele discutate la al treilea Summit Rusia–Africa , organizat la Moscova în această săptămână, cu participarea reprezentanților din aproximativ 50 de țări africane , inclusiv șefi de stat și de guvern. Forumul, lansat în 2019, este prezentat ca parte a eforturilor Rusiei de a-și aprofunda legăturile politice și economice cu Africa. Miza: proiecte mari, dar și „nuclear la scară mică” și centrale plutitoare După summit, Vladimir Putin a spus că statele africane ar fi arătat interes pentru: centrale nucleare, tehnologii nucleare la scară mică, aplicații nucleare în medicină și agricultură. Separat de discuțiile pentru centrale mari, Lihacev a afirmat că nouă țări africane au exprimat un „interes semnificativ” pentru centralele nucleare plutitoare promovate de Rosatom, ca soluție pentru țările de coastă care vor să intre în sectorul nuclear. Potrivit oficialului, ar exista negocieri detaliate cu Egipt, Tanzania, Togo și Namibia . Context: Africa are o singură centrală nucleară funcțională În prezent, continentul are o singură centrală nucleară în funcțiune : Koeberg din Africa de Sud, construită cu tehnologie franceză și pusă în exploatare la mijlocul anilor 1980. În Egipt , Rosatom construiește prima centrală nucleară a țării, El Dabaa , cu patru reactoare , iar compania discută și o posibilă extindere la șase reactoare . HotNews nu oferă detalii despre calendar, valoarea investițiilor sau stadiul negocierilor pentru celelalte state menționate. [...]
Rosatom își extinde modelul de export energetic prin centrale nucleare plutitoare, cu mentenanța și combustibilul controlate din Rusia , într-un format contractual care poate lega pe termen lung state africane de furnizorul rus, potrivit HotNews . Grupul rus Rosatom spune că se află în discuții avansate cu cel puțin patru state africane cu ieșire la mare pentru furnizarea de centrale nucleare plutitoare. Informațiile au fost prezentate de oficiali ai companiei controlate de statul rus la un summit Rusia–Africa, pe baza unei relatări Reuters preluate de Agerpres. De ce contează: energie „la cheie”, dar cu dependențe operaționale Rosatom propune implementarea proiectelor prin contracte de tip PPA (Power Purchase Agreement – acord de cumpărare a energiei) , în care mentenanța și realimentarea cu combustibil nuclear ar urma să fie făcute în Rusia. În acest aranjament, unitatea ar putea funcționa „până la 60 de ani”, conform declarațiilor citate în material. Vladimir Aptekarev, director adjunct în divizia de construcții de echipamente a Rosatom, a susținut că 38 dintre cele peste 50 de țări africane au o zonă de coastă suficientă pentru a găzdui o astfel de centrală. Ce sunt centralele nucleare plutitoare și ce promite Rosatom La nivel mondial funcționează în prezent o singură centrală nucleară plutitoare, în regiunea Ciukotka din extremul orient al Rusiei, intrată în exploatare în 2020. Conceptul folosește reactoare nucleare mai mici, integrate într-o navă care poate fi remorcată până la destinație și care necesită o infrastructură terestră mai redusă. Rosatom argumentează că această soluție ar permite obținerea mai rapidă a unei surse noi de energie, „la costuri mai mici”, și o prezintă ca un posibil „prim pas” pentru țările care vor să intre în clubul statelor cu energie nucleară. Pentru piețele internaționale, compania spune că propune unități plutitoare de 100 MW, echipate cu reactoare de tip RITM-200M, adaptate pentru climate calde. Țările menționate și contextul proiectelor nucleare ale Rosatom în Africa Directorul general al Rosatom, Alexei Lihaciov, a declarat că discuțiile avansate vizează: Egipt Togo Namibia Tanzania În paralel, Rosatom construiește la El Dabaa prima centrală nucleară din Egipt, care ar urma să devină a doua centrală nucleară de pe continentul african după Koeberg (Africa de Sud). Proiectul din Egipt include patru unități energetice de 1.200 MW, cu reactoare rusești VVER-1200. Lihaciov a mai spus că perspectiva implementării unor centrale nucleare plutitoare în Egipt ar putea căpăta contur și în urma unei întrevederi programate între președinții Rusiei și Egiptului. Separat de Africa, Rosatom afirmă că a încheiat deja un acord cu Indonezia pentru ceea ce descrie drept prima livrare mondială de electricitate produsă de două unități nucleare plutitoare, cu o capacitate cumulată de 200 MW. [...]
Avertismentul IEA privind penuria globală de motorină până în 2027 indică presiuni persistente pe costuri și inflație , cu efect direct în prețurile bunurilor transportate și în cheltuielile operaționale ale agriculturii și transportului, potrivit agrarheute . Piața globală a motorinei rămâne tensionată și în iarna următoare, iar Agenția Internațională a Energiei (IEA) avertizează, în cel mai recent raport lunar, că blocajele de ofertă ar putea continua „mult în 2027”. Publicația indică drept cauze principale tensiunile geopolitice, distrugerea unor rafinării rusești în urma atacurilor cu drone ucrainene, restricții rusești la export, dar și cererea ridicată din transportul rutier de marfă, amplificată de nivelurile scăzute ale apelor (care afectează transportul pe căi navigabile) în Germania și Europa, plus creșterea sezonieră a cererii de păcură/combustibil de încălzire. De ce contează economic: motorina „taxează” fiecare kilometru și fiecare transport În analiza citată, costurile ridicate la motorină funcționează ca o „taxă” pe fiecare kilometru parcurs și pe fiecare transport de marfă, iar aceste costuri se transferă în prețurile bunurilor. Consecința macroeconomică, în interpretarea materialului, este că menținerea motorinei la niveluri ridicate face mai dificilă atingerea țintei de inflație a Băncii Centrale Europene, ceea ce poate prelungi perioada de dobânzi ridicate. Motorina este prezentată ca input critic pentru transportul de mărfuri, agricultură, industrie și comerț internațional, astfel că scumpirea ei nu rămâne o problemă doar pentru șoferi, ci se propagă în lanțurile de aprovizionare. Ce arată datele IEA: exporturi mai mici și prețuri mult peste țiței IEA estimează că, în septembrie, exporturile globale de motorină și combustibili similari au fost cu aproximativ 700.000 de barili/zi sub nivelul din aceeași perioadă a anului anterior. Scăderea cumulată a exporturilor din Rusia și Orientul Mijlociu a fost și mai mare, de circa 1,3 milioane de barili/zi, iar livrările suplimentare din SUA și China au compensat doar parțial deficitul. Pe partea de preț, articolul notează că în septembrie prețul angro al motorinei în Europa și SUA a urcat la circa 220 de dolari/baril (aprox. 990 lei), iar în Singapore a depășit 200 de dolari/baril (aprox. 900 lei). Deși ulterior prețurile au mai scăzut, IEA indică faptul că motorina rămâne aproape de două ori mai scumpă decât țițeiul și semnificativ peste nivelurile de dinaintea crizei. Un semnal suplimentar de stres în piață vine din zona stocării: rafinăriile și traderii ar prelungi tot mai rar contractele de depozitare pentru motorină, pe fondul lipsei de volum disponibil pentru stocare, conform datelor citate de la brokerul de stocare The Tank Tiger. Stocuri și intervenții: reumplerea ar putea dura până în a doua jumătate din 2027 În mod obișnuit, țările își cresc rezervele înainte de iarnă, când cererea pentru combustibili de încălzire urcă. În acest an, însă, mai multe state au fost nevoite să apeleze la stocuri pentru a acoperi lipsurile, arată materialul. IEA se așteaptă ca rafinăriile să producă mai mult în lunile următoare, ceea ce ar putea duce la o perioadă în care oferta să depășească temporar cererea la începutul lui 2027. Totuși, agenția consideră că această producție suplimentară nu ar fi suficientă pentru a acoperi „golurile” mari acumulate în 2026, iar refacerea stocurilor ar putea dura până în a doua jumătate din 2027. În acest context, G7 a anunțat la începutul lui octombrie accelerarea eliberării rezervelor strategice de petrol deja promise, motorina având prioritate pentru a ajunge mai rapid pe piața internațională, potrivit articolului. Context: și țițeiul rămâne vulnerabil la șocuri Problemele nu se limitează la motorină. Materialul arată că piața internațională a petrolului rămâne expusă la întreruperi din cauza conflictului din Orientul Mijlociu: în septembrie, prețul Brent a crescut cu peste 26 de dolari până la o medie de 116,89 dolari/baril (aprox. 525 lei), iar în momentul redactării raportului IEA ar fi ajuns la circa 134 dolari/baril (aprox. 605 lei). La 28 octombrie, Brent este indicat la 115 dolari/baril (aprox. 520 lei). În același timp, IEA anticipează o scădere a consumului global de petrol în acest an cu 2,6 milioane de barili/zi, până la o medie de 102,4 milioane barili/zi, motorina având o contribuție importantă la această reducere (aproximativ un sfert din scăderea estimată a cererii, conform agenției). Pe partea de ofertă, IEA estimează că producția globală ar urma să scadă în 2026, cu o revenire așteptată în 2027, dar vulnerabilă la noi atacuri asupra infrastructurii energetice și a navelor petroliere. Pentru companii și sectoare dependente de motorină, mesajul central este că presiunea pe costuri ar putea rămâne structural ridicată încă cel puțin 12–18 luni, iar eventualele relaxări de preț ar putea fi intermitente și sensibile la evoluțiile geopolitice și la nivelul stocurilor. [...]
