Știri
Știri din categoria Energie
Meta mizează pe reactoare nucleare avansate pentru a susține expansiunea accelerată a AI, într-un context în care cererea uriașă de electricitate a centrelor de date împinge industria nucleară americană într-o nouă fază de creștere, potrivit Fortune.
După decenii de stagnare, pe fondul temerilor de siguranță și al costurilor mari, energia nucleară revine în discuție ca soluție pentru consumul constant și ridicat al infrastructurii de inteligență artificială. Articolul amintește cazul centralei Vogtle din Georgia, un proiect care a ajuns la 35 de miliarde de dolari și a durat 15 ani, devenind un exemplu de ce investițiile în nuclear au fost evitate.
Un element-cheie al „renașterii” este trecerea de la proiecte mari, lente și scumpe la reactoare modulare mici (SMR), care ar putea fi construite în circa trei ani, față de aproximativ zece ani pentru centralele tradiționale. În paralel, presiunea vine din partea „hyperscalerilor” (giganți care operează centre de date la scară foarte mare), care au nevoie de energie disponibilă permanent, nu doar atunci când bate vântul sau este soare.
„Acesta a fost primul semnal de alarmă”, afirmă Dan Ives, analist la Wedbush Securities, despre acordurile semnate de Meta, anticipând mișcări similare din partea altor companii tehnologice.
În ianuarie, Meta a semnat acorduri cu TerraPower (compania fondată de Bill Gates) și cu Oklo (startup susținut de Sam Altman) pentru dezvoltarea unor proiecte de aproximativ 4 gigawați, destinate să alimenteze viitorul mega-campus AI „Prometheus” din Ohio, notează Fortune. În detaliu, TerraPower are în plan punerea în funcțiune a două reactoare în 2032, cu opțiunea de a ajunge la opt unități (2,8 gigawați), iar Oklo vizează 1,2 gigawați până în 2034, cu lucrări care ar urma să înceapă în 2026 în Ohio.
Din text reies câteva motive pentru care AI-ul împinge nuclearul în prim-plan, dincolo de argumentul climatic:
Pe partea tehnologică, TerraPower și Oklo mizează pe reactoare răcite cu sodiu, diferite de reactoarele clasice cu apă ușoară. Sodiul transferă mai bine căldura și permite funcționarea la presiune scăzută, ceea ce ar reduce nevoia de structuri masive din beton și oțel. În plus, TerraPower menționează stocarea energiei în sare topită, ca „baterie termică” pentru vârfurile de consum, iar Oklo pune accent pe reciclarea combustibilului nuclear, într-un context în care Rusia domină aproape jumătate din capacitatea de îmbogățire a uraniului.
Totuși, accelerarea vine la pachet cu o dispută de reglementare. Fortune arată că obiectivul Casei Albe este creșterea capacității nucleare americane de la 100 la 400 de gigawați până în 2050, iar pentru a grăbi proiectele administrația Trump propune revizuirea normelor de siguranță și transferul unor competențe către Departamentul Energiei (DOE). Criticii, inclusiv Uniunea Oamenilor de Știință Preocupați (UCS), avertizează că viteza impusă de „cursa AI” poate împinge în plan secund cerințele de siguranță și transparență, ceea ce riscă să devină un punct sensibil al acestei renașteri nucleare.
Recomandate
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 . [...]
Motorina nu s-a scumpit uniform după expirarea plafonării accizei , iar diferențele de preț dintre lanțurile de benzinării din București au devenit vizibile încă din dimineața de 1 iulie, potrivit HotNews , pe baza datelor din Monitorul Prețurilor . Marți, cea mai ieftină motorină standard era la Petrom, la 9,18 lei/litru. La Lukoil, MOL, Rompetrol, OMV și Socar, prețul era 9,24 lei/litru, conform aceleiași surse. Cât costa motorina standard pe 1 iulie, după expirarea măsurii Miercuri dimineață, după expirarea plafonării accizei, unele rețele au păstrat prețul, în timp ce altele au afișat creșteri: Rompetrol: 9,24 lei/litru Lukoil: 9,24 lei/litru Petrom: 9,54 lei/litru MOL: 9,60 lei/litru OMV: 9,60 lei/litru Socar: 9,59 lei/litru Diesel premium: scăderi la unii, creșteri la alții Și la motorina premium, variațiile între companii au fost semnificative miercuri dimineață. Rompetrol a redus prețul la 9,99 lei/litru, același nivel fiind și la Socar. La polul opus, MOL afișa 10,45 lei/litru, cel mai ridicat preț menționat în datele citate. În același timp, OMV vindea cu 4 bani/litru sub prețul MOL, iar la Petrom motorina premium era 10,31 lei/litru. Marți, înainte de expirarea măsurii, premium-ul era cel mai ieftin la Petrom (9,95 lei/litru) și cel mai scump la Rompetrol (10,20 lei/litru). Context: măsura a expirat, prelungirea e blocată Reducerea temporară a accizei la motorină a expirat miercuri, 1 iulie. Plafonarea era de 36 de bani/litru (cu TVA). Proiectul legislativ care ar fi permis prelungirea până la 30 noiembrie este blocat în Parlament, iar aleșii au intrat în vacanță, potrivit Agerpres. [...]
Un program de „energie gratuită” la prânz poate reduce costurile sistemului, dacă mută consumul din orele scumpe de seară , arată primele rezultate ale unui proiect-pilot analizat de Asociația Energia Inteligentă (AEI) , potrivit Profit . Datele PPC indică faptul că peste 83% dintre participanți și-au modificat comportamentul de consum în intervalele cu energie activă la preț zero. Proiectul-pilot al PPC vizează 5.000 de clienți și oferă energie activă gratuită în anumite intervale orare. AEI descrie inițiativa drept un test de „flexibilitate a consumului” – adică măsura în care consumatorii își pot muta utilizarea energiei către orele în care sistemul are excedent (de regulă la prânz, când producția fotovoltaică este ridicată). „Introducerea energiei active la preț zero de către PPC pentru 5.000 de clienți reprezintă, dincolo de o campanie de marketing inteligentă, unul dintre cele mai interesante experimente de flexibilitate a consumului realizate până acum pe piața de energie din România”, susține Dumitru Chisăliță, președintele AEI. Ce arată primele date: consum mutat și reduceri pentru clienți În primele șase intervale orare cu energie activă gratuită, cei 5.000 de participanți au consumat în total 71 MWh, iar reducerea cumulată a fost de aproximativ 61.000 de lei, conform datelor publicate de PPC. Raportat la numărul de participanți, câștigul mediu este de aproximativ 12 lei per client înscris (0,096 lei/kWh, 7,3%) sau 14,5 lei pentru fiecare client care și-a modificat efectiv comportamentul de consum (0,116 lei/kWh, 9,2%). Analiza notează însă că valoarea principală nu este suma economisită individual, ci efectul asupra modului în care se consumă energia. „Elementul esențial este faptul că participanții au consumat cu 28,6% mai mult în intervalele gratuite decât în aceleași intervale din luna precedentă. Din cei 71 MWh consumați, aproximativ 55 MWh reprezintă consumul care s-ar fi produs oricum, iar circa 15,8 MWh constituie consum suplimentar generat de stimulentul oferit de PPC”, afirmă Chisăliță. De ce „gratuit” poate fi, de fapt, o optimizare economică Întrebarea-cheie ridicată de analiză este dacă energia gratuită este un cost net pentru furnizor sau dacă poate produce economii la nivel de sistem, prin reducerea achizițiilor în orele de vârf. Conform datelor OPCOM pentru luna mai 2026, în lipsa consumului suplimentar la prânz, energia disponibilă în sistem ar fi fost exportată la aproximativ 130 lei/MWh, iar energia necesară seara pentru acoperirea consumului ar fi fost importată la aproximativ 1.200 lei/MWh. În acest context, cei 71 MWh consumați în intervalele gratuite ar fi valorat circa 9.230 lei dacă ar fi fost exportați, însă dacă aceeași cantitate ar evita achiziții la prețurile ridicate din orele de vârf, economia potențială ar ajunge la aproape 76.000 de lei. „Rezultatul este surprinzător. Deși PPC a acordat clienților un beneficiu de 61.000 de lei, economia realizată prin reducerea expunerii la prețurile ridicate din orele de seară poate depăși această sumă”, apreciază președintele AEI. Analiza introduce și o variantă prudentă: nu este clar câți dintre cei 71 MWh reprezintă consum mutat efectiv din intervalele de vârf de seară. Dacă doar cei 15,8 MWh suplimentari au redus consumul din orele scumpe, economia sistemică ar coborî la aproximativ 17.000 de lei, iar programul ar implica un cost net pentru PPC de circa 44.000 de lei. Ce ar însemna extinderea modelului: rolul contoarelor inteligente AEI susține că extinderea unui model similar (energie la un preț apropiat de cost) ar depinde de accelerarea instalării a circa 1,5 milioane de contoare inteligente, care permit tarifare diferențiată pe ore (preț variabil). În simularea citată, efectele ar include: reducerea prețurilor în orele cu deficit mic sau moderat cu 50–700 lei/MWh; orele cu excedent mare ar coborî frecvent sub 100 lei/MWh; vârfurile de peste 1.200–1.350 lei/MWh ar dispărea aproape complet; comprimarea volatilității la aproximativ 40–800 lei/MWh, față de 50–1.350 lei/MWh în prezent. În scenariul AEI, un program de flexibilizare ar reduce costurile cu energia în orele de vârf pentru mai multe categorii, inclusiv pentru clienții care își mută consumul în timpul zilei, furnizori (prin costuri de achiziție mai mici), clienți neparticipanți (prin prețuri mai mici în ofertă) și consumatori industriali expuși la PZU (Piața pentru Ziua Următoare). Concluzia analizei este că, pe măsură ce producția fotovoltaică crește, provocarea sistemului se mută de la „lipsă de energie” la prânz la „exces” la prânz și deficit seara, iar tarifele orare – inclusiv stimulentele de tip „preț zero” în intervale limitate – pot deveni un instrument economic de echilibrare, nu doar o reducere comercială. [...]
Ponderea regenerabilelor în producția de electricitate din UE rămâne dominantă, dar scăderea ușoară a volumelor și creșterea producției pe fosili indică o tranziție încă volatilă , potrivit Economedia , care citează date Eurostat preluate de Agerpres . În 2025, sursele regenerabile au asigurat 47,2% din producția totală de electricitate a Uniunii Europene. Regenerabilele au generat 1,33 milioane GWh, în ușoară scădere (minus 0,5%) față de 2024, în timp ce producția de electricitate din combustibili fosili a crescut cu 3,2% și a ajuns la 0,83 milioane GWh, adică 29,6% din total. Energia nucleară a contribuit cu 0,65 milioane GWh (23,2% din total), în creștere cu 0,2% față de anul anterior. Ce semnal transmit datele pentru piața energiei Dincolo de menținerea regenerabilelor pe primul loc, combinația dintre scăderea ușoară a producției „verzi” și avansul producției pe fosili sugerează că mixul energetic rămâne sensibil la factori precum disponibilitatea resurselor (de exemplu, hidro), cererea și condițiile de piață. În paralel, datele preliminare indică o creștere a aprovizionării cu gaze naturale și energii regenerabile în UE față de 2024, în timp ce aprovizionarea cu cărbune și produse petroliere a continuat să scadă. Aprovizionarea cu energie: gaze și regenerabile în creștere, cărbune în recul istoric Aprovizionarea cu gaze naturale a crescut pentru al doilea an consecutiv, după declinul sever din 2023. În 2025, a urcat cu 2,3% față de 2024, până la aproximativ 13,1 milioane terajouli (TJ). Aprovizionarea cu energii regenerabile a crescut cu 1,4% față de 2024, până la 11,5 milioane TJ, chiar dacă generarea de energie hidro a scăzut. A crescut și aprovizionarea cu energie nucleară, cu 0,2%, la 650.648 GWh. Pe partea de cărbune, declinul a continuat și a atins noi minime în seriile statistice: aprovizionarea cu lignit a scăzut cu 7,7%, la 184,741 milioane tone, iar cea cu huilă a coborât cu 3,2%, la 107,072 milioane tone — cele mai reduse niveluri de când se publică datele (1990). La produse petroliere, aprovizionarea a totalizat 448,656 milioane tone, în scădere cu 2,8% față de 2023. [...]
Sistemul energetic al Ucrainei intră în iarnă cu o reziliență mai mare , după lecțiile dure ale întreruperilor de curent din sezonul rece trecut, iar miza imediată este evitarea repetării „blackout-urilor” în lanț, potrivit Kyiv Post , care citează declarațiile CEO-ului DTEK , Maxim Timchenko . Timchenko, șeful celui mai mare furnizor privat de energie din Ucraina, a spus că sistemul „va fi mai pregătit” pentru sezonul rece, după ce atacurile rusești cu drone și rachete au vizat aproape zilnic infrastructura energetică, forțând întreruperi programate de alimentare în timpul celei mai aspre ierni de la începutul invaziei din 2022. „Vom fi mai pregătiți, învățăm lecțiile din iarna trecută.” Declarațiile au fost făcute la o conferință despre reconstrucția Ucrainei, organizată în Polonia. Potrivit lui Timchenko, „prioritatea absolută” pentru DTEK și pentru restul companiilor din sector este să nu se repete situația din iarna trecută, el afirmând că privește „cu optimism” către sezonul de încălzire. Atacurile asupra infrastructurii, factorul care dictează riscul operațional Contextul rămâne unul de risc ridicat: Rusia a lansat cel puțin 6.194 de atacuri asupra facilităților energetice ucrainene de la începutul invaziei, în februarie 2022, potrivit Ministerului Energiei din Ucraina, citat de AFP. În iarna trecută, temperaturile au coborât până la -20°C, iar Kievul a acuzat Moscova că a urmărit deliberat să terorizeze populația civilă prin lovirea infrastructurii critice. Tranziția spre regenerabile, accelerată de război În paralel cu măsurile de întărire a sistemului, Timchenko a indicat că amenințarea atacurilor împinge Ucraina să grăbească tranziția către surse regenerabile și capacități de stocare (baterii), pentru a construi o „nouă generație” de producție mai rezilientă. „Trebuie să construim un nou sistem energetic în Ucraina, o nouă generație mult mai rezilientă. O prioritate sunt regenerabilele: eolian, solar, stocare în baterii.” Ținta oficială a Ucrainei este ca 27% din producția de electricitate să vină din surse regenerabile până în 2030, de la 11% în prezent, conform unui plan adoptat în 2024, mai notează materialul. [...]
Linde Gaz România a intrat pe scădere în 2025, dar rămâne foarte profitabilă , cu un rezultat net de peste 260 mil. lei, în condițiile în care cifra de afaceri a coborât sub pragul de 1 mld. lei, potrivit datelor analizate de Ziarul Financiar pe baza raportărilor de la Ministerul Finanțelor . Linde Gaz România, filiala locală a grupului industrial germano-american Linde Plc., a raportat pentru 2025 o cifră de afaceri de 945,7 mil. lei (187,6 mil. euro), în scădere cu 7% față de 2024, când compania a avut afaceri de 1,016 mld. lei (204,4 mil. euro), conform calculelor ZF. Profitul net a ajuns la 263,6 mil. lei (52,3 mil. euro), cu 10,3% mai mic decât în anul anterior, când compania a raportat un câștig net de 294,1 mil. lei (59,1 mil. euro), potrivit datelor publice. În 2025, compania a avut un număr mediu de 330 de angajați. Ce arată cifrele despre businessul local Scăderea simultană a veniturilor și a profitului indică o temperare a performanței financiare în 2025, însă nivelul profitului rămâne ridicat în termeni absoluți, raportat la dimensiunea afacerilor. Datele publicate surprind, pe scurt, următoarele repere: cifra de afaceri: 945,7 mil. lei în 2025, față de 1,016 mld. lei în 2024; profit net: 263,6 mil. lei în 2025, față de 294,1 mil. lei în 2024; număr mediu de angajați: 330 în 2025. Portofoliul de produse și poziționarea în industrie Compania operează pe segmentul gazelor, cu un portofoliu care include gaze industriale, alimentare, tehnice, speciale și medicinale. În listă intră, între altele, oxigen, azot, argon, dioxid de carbon, hidrogen, acetilenă, heliu, gaze de protecție la sudare, gaze de înaltă puritate, amestecuri de gaze și refrigeranți. În lipsa unor detalii suplimentare în material despre cauzele scăderii (prețuri, volume, costuri sau investiții), datele disponibile permit doar concluzia că 2025 a adus o corecție față de anul anterior, pe ambele linii – venituri și profit. [...]
