Știri
Știri din categoria Energie
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.
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”
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.
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”
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.
Recomandate
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. [...]
Japonia pregătește investiții de peste 65 de miliarde de dolari (aprox. 300 mld. lei) în reactoare nucleare modulare mici în SUA , o mișcare care poate accelera maturizarea tehnologiei SMR (reactoare modulare mici) și, indirect, poate influența și proiectul similar din România, de la Doicești , potrivit Libertatea . Investiția este parte dintr-un pachet mai amplu de investiții japoneze în Statele Unite, estimat la 550 de miliarde de dolari (aprox. 2.530 mld. lei), convenit în urma negocierilor comerciale dintre Washington și Tokyo. Dincolo de construcția de centrale, obiectivul declarat este dezvoltarea unui lanț de aprovizionare pentru SMR-uri și exportul tehnologiei la nivel global. Cum se împart banii: GE Vernova Hitachi și NuScale O componentă a planului este deja conturată: SUA și Japonia au anunțat în martie un pachet de până la 40 de miliarde de dolari (aprox. 184 mld. lei) pentru reactoare modulare mici dezvoltate de GE Vernova Hitachi, în Tennessee și Alabama, relatează Reuters. Proiectele ar urma să folosească tehnologia BWRX-300. Departamentul american al Energiei afirmă că parteneriatul urmărește desfășurarea reactoarelor BWRX-300 în cele două state, cu ținta de 3 gigawați de energie „curată și stabilă” pentru regiune. Separat, guvernul japonez analizează investiții de până la 25 de miliarde de dolari (aprox. 115 mld. lei) în proiectele companiei americane NuScale Power – tehnologia folosită și în proiectul SMR de la Doicești, dezvoltat de RoPower Nuclear și Nuclearelectrica. De ce contează pentru România: proiectul de la Doicești și efectul de „scară” România vrea să dezvolte la Doicești (Dâmbovița) prima centrală nucleară cu reactoare modulare mici NuScale din Europa, pe amplasamentul fostei termocentrale pe cărbune, la aproximativ 90 km de București. Planul prevede șase module NuScale, fiecare de 77 MW, cu o capacitate totală de 462 MW, însă proiectul pornește cu instalarea unui singur reactor, iar celelalte cinci module ar urma să fie cumpărate doar dacă primul funcționează conform așteptărilor. În acest context, un val de proiecte SMR în SUA – finanțat masiv și susținut de un lanț de aprovizionare comun SUA–Japonia – poate avea efecte economice indirecte asupra proiectelor similare: de la disponibilitatea componentelor și a furnizorilor, până la standardizare și ritmul de autorizare, deși materialul nu avansează concluzii ferme privind impactul direct asupra României. Miza strategică și riscul nerezolvat: cine răspunde în caz de accident Statele Unite urmăresc relansarea rapidă a energiei nucleare până în 2050, inclusiv pentru alimentarea centrelor de date și a infrastructurii de inteligență artificială, potrivit Departamentului american al Energiei. SMR-urile sunt prezentate ca o soluție deoarece pot fi amplasate mai aproape de consumatori mari (centre de date, fabrici, zone industriale) și pot funcționa continuu. În paralel, SUA și Japonia vor să recupereze teren într-o competiție globală în care China și Rusia sunt deja avansate, iar controlul asupra tehnologiei, combustibilului, finanțării și lanțurilor de aprovizionare este văzut ca o sursă de influență geopolitică. Rămâne însă o zonă de incertitudine: nu este clar cine ar răspunde în cazul unui accident nuclear. Japonia, marcată de Fukushima (2011), ar cere clarificări privind răspunderea pentru o centrală din SUA finanțată cu bani japonezi; un oficial american de rang înalt ar fi transmis că proiectele sunt americane și că Japonia nu va avea răspundere directă, iar detaliile ar urma să fie stabilite în negocierile finale. [...]
TerraPower a intrat în evaluarea de reglementare din Marea Britanie pentru reactorul Natrium de 345 MW , un pas care poate deschide drumul către stabilirea unor calendare de implementare și, ulterior, către o flotă de reactoare avansate pe piața britanică, potrivit Interesting Engineering . Compania americană de energie nucleară, cu sediul la Washington, a demarat oficial procesul britanic de „Generic Design Assessment” (GDA) pentru centrala Natrium și a lansat subsidiara TerraPower UK Ltd. TerraPower descrie aceste demersuri drept cele mai importante de până acum în direcția implementării în Regatul Unit. Ce înseamnă GDA și unde este TerraPower în proces TerraPower a început „Step 1” din GDA, un mecanism prin care autoritățile britanice evaluează designul unui reactor înainte de orice decizie de amplasare și construire. Compania a depus aplicația pentru GDA în octombrie 2025, iar Departamentul pentru Securitate Energetică și Net Zero a acceptat-o formal în februarie 2026, conform informațiilor citate de publicație. CEO-ul TerraPower, Chris Levesque, a indicat că intrarea pe piața britanică este o angajare pe termen lung, cu obiectivul de a susține tranziția energetică și securitatea energetică a țării. De ce contează: designul Natrium și componenta de stocare Natrium este descris ca un „first mover” în sectorul reactoarelor avansate. Designul include un reactor rapid răcit cu sodiu, de 345 MW, plus un sistem brevetat de stocare a energiei pe bază de săruri topite (stocare termică), care poate crește puterea livrată până la 500 MW atunci când este nevoie. În termeni operaționali, această arhitectură urmărește să mențină o producție de bază constantă și să permită creșteri rapide în vârfurile de consum, element pe care TerraPower îl prezintă ca diferențiator față de alte proiecte de reactoare avansate. Semnale din partea autorităților și legătura cu experiența din SUA În material sunt citate declarații ale unor oficiali britanici, inclusiv ale ministrului pentru Știință, Inovație, Cercetare și Nuclear, Lord Vallance, care a numit decizia TerraPower de a-și crea o prezență în Regatul Unit un „vot de încredere” pentru investițiile nucleare. De asemenea, ONR (Office for Nuclear Regulation) arată că stabilirea aranjamentelor este un pas necesar pentru a putea evalua designul Natrium, iar NRW (Natural Resources Wales) afirmă că GDA permite integrarea timpurie a protecției mediului în proiect și abordarea riscurilor înainte de o eventuală implementare. TerraPower derulează în paralel activități de reglementare în Statele Unite, unde prima centrală Natrium este în construcție; articolul menționează că U.S. Nuclear Regulatory Commission a acordat recent aprobarea de construcție pentru începerea lucrărilor. În Regatul Unit, GDA ar urma să ajute compania să își stabilească „deployment timelines” (calendare de implementare) pentru amplasamentele Natrium, conform comunicării citate de Interesting Engineering . [...]
Electrica a câștigat concesiunea pe 12 ani pentru producția de energie termică și electrică în cogenerare la Craiova , ceea ce mută serviciul de termoficare al orașului către un operator privat și deschide etapa de implementare a unei capacități noi, „modernă și verde”, după problemele acumulate la actualul producător aflat în insolvență, potrivit G4Media . Primăria Craiova a demarat încă din ianuarie procedura de licitație pentru concesionarea serviciului de producție a energiei termice și electrice în cogenerare, vizând externalizarea producerii de apă caldă și căldură pentru municipiu către un investitor privat. Contextul invocat este situația Electrocentrale Craiova SA, companie care a generat „probleme multiple” și care se află în insolvență „din cauza datoriilor uriașe”. Ce presupune concesiunea câștigată de Electrica Electrica SA a fost singurul ofertant și a câștigat licitația, informând Bursa de Valori București că a fost desemnată câștigătoare pentru „delegarea prin concesiune” a activității de producere a energiei termice și electrice, bazate pe cogenerare și/sau surse regenerabile, în municipiul Craiova. Concesiunea este pe 12 ani și presupune realizarea unui sistem nou de producere a energiei termice pentru rețeaua centralizată a orașului (SACET), pe o soluție bazată pe cogenerare de înaltă eficiență și/sau surse regenerabile. De ce contează: trecerea de la un producător în insolvență la un proiect nou, aliniat cerințelor UE Proiectul este prezentat ca răspuns atât la necesarul de energie termică al orașului, cât și la cerințele de eficiență energetică impuse de legislația europeană, fiind menționată Directiva 2023/1791. Primarul Lia Olguța Vasilescu a declarat că urmează „procedurile corporative necesare” pentru implementare și a susținut că, „în câteva luni”, orașul ar urma să intre „într-o nouă eră energetică”, adăugând că Primăria Craiova a obținut și ATR-ul (aviz tehnic de racordare) necesar implementării proiectului. „În cel mai scurt timp se vor demara procedurile corporative necesare în vederea implementării proiectului. Ce înseamnă acest lucru pentru Craiova? Că, în câteva luni, orașul va intra într-o nouă eră energetică: fără poluare, fără avarii! Sperăm ca proiectul să fie implementat cât mai rapid! Tot astăzi, Primăria Craiova a reușit să obțină și ATR-ul necesar implementării proiectului.” [...]
