Știri
Știri din categoria Energie
FCC a blocat autorizarea pentru noi invertoare solare conectate fabricate în afara SUA, o decizie care poate restrânge oferta și poate împinge în sus costurile pentru proiectele rezidențiale și off-grid, printr-un mecanism de reglementare care condiționează practic accesul pe piața americană de conținut și producție locală, potrivit Electrek.
Pe 28 iulie, Comisia Federală pentru Comunicații (FCC) a adăugat „invertoarele de putere conectate” fabricate în străinătate pe „Covered List”, ceea ce taie accesul la autorizarea federală de care noile modele au nevoie pentru a fi importate, comercializate sau vândute în SUA. Măsura vizează în principal radiourile din invertoarele moderne (Wi‑Fi, celular, Bluetooth) folosite pentru monitorizare și control la distanță, nu partea de electronică de putere.
Decizia are o acoperire largă: include orice invertor care convertește curent continuu în curent alternativ (sau invers) – microinvertoare, invertoare „string”, hibride sau integrate în baterii – dacă are un modul radio pentru comunicare, control sau monitorizare. Invertoarele fără radio („simple”) sunt exceptate.
Un punct esențial este că „fabricat în străinătate” nu înseamnă automat „chinez”. Conform unei analize juridice Morgan Lewis, criteriul este cel din regulile federale de achiziții privind conținutul intern: pentru a nu intra pe listă, produsul trebuie să aibă peste 65% conținut din SUA și să fie fabricat în SUA. FCC precizează că naționalitatea producătorului nu este relevantă.
Măsura este orientată spre viitor. Modelele care aveau deja un „grant” FCC la 28 iulie pot fi în continuare vândute, instalate și utilizate, iar comercianții pot lichida stocurile deja aprobate. Sistemele deja montate pe case sau în rulote nu sunt afectate, iar achizițiile federale nu intră în această restricție.
Pentru ca un nou model „fabricat în străinătate” să fie aprobat, producătorul trebuie să ceară „Conditional Approval” până la 1 ianuarie 2028, printr-o petiție către Department of Homeland Security sau Department of War. Documentația cerută include dezvăluiri despre beneficiarii reali, o listă de materiale la nivel de componentă cu țările de origine și un plan cu termene pentru construirea de capacități de producție în SUA. Nu este indicat un termen de analiză.
Electrek notează că proiectele mari pot traversa mai ușor perioada imediată, inclusiv pentru că dezvoltatorii au stocuri de echipamente deja certificate; Canary Media apreciază că impactul pe termen scurt în zona utilitară este modest.
În schimb, pe termen lung, lovitura ar putea fi mai puternică în segmentul off-grid și al proiectelor mici, unde ciclurile de produs sunt scurte, furnizorii sunt mici, iar lanțul de aprovizionare este în mare parte în afara SUA. Sursa enumeră mărci precum Bluetti, Victron, EG4, Growatt, Renogy, EcoFlow sau Redarc și argumentează că firmele mici ar putea să nu poată susține costurile și complexitatea procesului de „Conditional Approval”.
Rămân întrebări despre cât de dur va fi efectul în practică. Intertek CEA (citată de Electrek) indică posibilitatea ca producătorii să evite regula livrând „cutii simple” cu un port de comunicație, urmând ca instalatorii să adauge ulterior radiouri aprobate. Totodată, aceeași sursă arată că multe autorizări FCC existente acoperă componenta de comunicații, nu invertorul final, ceea ce complică delimitarea produselor „moștenite” (grandfathered). Electrek mai subliniază și o problemă de fond: aprobarea FCC nu a fost, istoric, o condiție prealabilă pentru vânzarea unui invertor, ceea ce ridică semne de întrebare privind aplicarea.
Măsura vine pe fondul îngrijorărilor de securitate. În mai 2025, Reuters a relatat că experți americani au găsit dispozitive de comunicație nedocumentate, inclusiv radiouri celulare, în unele invertoare fabricate în China, iar într-un caz un echipament ar fi fost oprit de la distanță din China; ulterior, senatori au deschis o investigație privind un posibil „kill switch”.
Piața a interpretat proiectul ca un avantaj pentru producția locală: Electrek menționează creșteri ale acțiunilor Enphase (până la 17%), SolarEdge (aprox. 11%) și Sunrun (aprox. 7%), în timp ce Tesla a fost relativ stabilă. Totuși, „câștigătorii” sunt cei cu producție în SUA, nu neapărat companiile cu brand american: Electrek amintește că Enphase asamblează microinvertoare în SUA și și-a închis linia din Mexic, SolarEdge a început în acest an livrări de invertoare fabricate în SUA din Austin și Florida, iar Tesla produce intern Powerwall 3P și invertorul aferent.
În ansamblu, decizia FCC schimbă regulile de acces pentru modelele noi de invertoare conectate și poate reconfigura lanțurile de aprovizionare, cu un risc mai mare de reducere a opțiunilor și de creștere a prețurilor în segmentele rezidențial și off-grid, în timp ce efectul exact depinde de clarificările de aplicare și de cât de repede pot producătorii să se conformeze prin producție locală sau prin soluții tehnice alternative.
Recomandate
Revenirea Unității 1 la Cernavodă readuce aproape 1.000 MW în Sistemul Energetic Național , ceea ce înseamnă că centrala nucleară operează din nou cu ambele reactoare, potrivit Mediafax . Reactorul 1 a fost reconectat la Sistemul Energetic Național în primele ore de sâmbătă. Conform datelor Transelectrica citate de publicație, sincronizarea cu rețeaua a avut loc în jurul orei 01:00, iar în cursul dimineții centrala livra aproape 1.000 MW. Impact operațional: producția nucleară revine după o perioadă dificilă Repunerea ambelor unități în funcțiune încheie, potrivit informațiilor prezentate, o perioadă de peste trei luni și jumătate în care România nu a mai avut energie nucleară în sistem, pe fondul opririlor succesive ale celor două unități. Unitatea 2 a fost conectată la Sistemul Energetic Național miercuri, iar joi a ajuns la puterea nominală de 700 MW. Ce a dus la opriri și ce schimbări au fost anunțate Unitatea 1 fusese oprită neplanificat la începutul acestei săptămâni, la trei zile după o reconectare anterioară, din cauza unei defecțiuni identificate la partea nenucleară a instalației, mai notează Mediafax. În urma acestei defecțiuni, directorul Nuclearelectrica a anunțat schimbări în managementul tehnic al centralei, inclusiv înlocuirea directorului tehnic începând cu 1 decembrie 2026. Oprirea inițială a Reactorului 1 a avut loc pe 28 iulie, pe fondul secetei și al nivelului scăzut al Dunării , care nu permitea asigurarea apei necesare răcirii instalațiilor. Unitatea 2 a fost oprită la rândul ei pe 13 august. [...]
Oprirea accidentală a Unității 1 de la Cernavodă a scos din sistem circa 600 MW și a împins România spre importuri mai scumpe , cu efecte în prețul energiei, în timp ce autoritățile verifică inclusiv o posibilă eroare de mentenanță, potrivit Digi24 . Unitatea 1 s-a decuplat de la Sistemul Energetic Național luni, la ora 17:57, după apariția unei defecțiuni tehnice. Secretarul de stat în Ministerul Energiei, Pavel-Casian Nițulescu, a spus că problema a fost localizată la un ejector – echipament care asigură vidul necesar funcționării condensatorului turbinei – iar în paralel se analizează dacă a existat și o neglijență umană în procesul de mentenanță. „Se analizează dacă a fost și o neglijență umană, a factorului uman, în acest proces de mentenanță.” Impact în sistem: 600 MW lipsă, acoperiți inclusiv din import Potrivit oficialului, oprirea Unității 1 a însemnat că Dispeceratul Energetic Național a rămas fără aproximativ 600 MW pe care îi avea în calcul pentru acoperirea consumului. Energia neprodusă la Cernavodă a fost înlocuită inclusiv prin importuri, cumpărate la prețuri mai mari, ceea ce ar fi contribuit la dezechilibre și la creșterea prețului energiei electrice. În mod obișnuit, cele două reactoare de la Cernavodă asigură împreună aproximativ 20% din producția de energie electrică a României, conform aceleiași surse. Ce urmează: repornirea Unității 2 și intervenții la Unitatea 1 Nițulescu a anunțat că procedurile de repornire a Unității 2 ar urma să înceapă în cursul nopții, în jurul orei 4:00, iar reactorul ar urma să ajungă la puterea nominală în 24–48 de ore de la începerea manevrelor. În paralel, echipele continuă lucrările de remediere la Unitatea 1, iar oficialul și-a exprimat speranța că ambele unități vor reveni în funcțiune în cel mult 48 de ore, urmând să furnizeze împreună 1.300–1.350 MW. Totuși, Digi24 notează că această estimare este mai optimistă decât calendarul comunicat de Nuclearelectrica : compania a indicat că Unitatea 2 ar urma să fie sincronizată cu Sistemul Energetic Național pe 11 noiembrie și să atingă puterea nominală pe 12 noiembrie. Pentru Unitatea 1, articolul citat este trunchiat și nu include integral intervalul comunicat de companie, astfel că termenul exact nu poate fi redat din textul disponibil. [...]
Hidroelectrica intră în iarna 2026–2027 cu rezerve de apă sub 50%, ceea ce limitează producția și obligă compania să prioritizeze energia pentru vârfuri de consum și echilibrare , potrivit Economedia , care citează declarațiile lui Dan Plaveti , președintele Directoratului, făcute la o conferință despre provocările sezonului rece pentru sistemul energetic. Contextul hidrologic rămâne nefavorabil: debitele Dunării și ale râurilor interioare sunt mult sub mediile multianuale, ceea ce reduce cantitatea de energie hidroelectrică ce poate fi produsă. Plaveti a spus că seceta a afectat „foarte mult” producția din acest an și a forțat compania să își reanalizeze modul de gestionare a resurselor. Debite sub mediile multianuale, cu presiune directă pe producție Șeful Hidroelectrica a indicat că prognozele pentru lunile decembrie și ianuarie arată debite ale Dunării semnificativ mai mici decât normalul multianual: pentru decembrie: 2.500 metri cubi pe secundă, față de o medie multianuală de 5.100 metri cubi pe secundă; pentru ianuarie: 3.000 metri cubi pe secundă, comparativ cu o medie de 5.400 metri cubi pe secundă. În prezent, deși Dunărea ar fi „la aproape 1.800 metri cubi pe secundă”, prognozele „nu sunt favorabile”, a mai spus Plaveti. El a adăugat că debitele Dunării sunt la 30–40% din mediile multianuale, iar pe râurile interioare toate debitele sunt sub 50% din valorile multianuale, ceea ce se traduce într-o producție hidroelectrică „mult mai mică”. Strategia pentru sezonul rece: apă folosită când aduce „cea mai mare valoare” sistemului În paralel cu constrângerile de resursă, Hidroelectrica susține că este pregătită tehnic pentru iarnă, după finalizarea programului de mentenanță, revizii și reparații, iar hidroagregatele sunt gata de funcționare. „Încercăm să gestionăm rezervele de apă cu multă prudență, cu multă disciplină. Apa din lacuri este o resursă limitată și practic o folosim doar când aduce cea mai mare valoare pentru sistem, pentru vârful de consum, în echilibrare, și încercăm să susținem partea de siguranță a funcționării sistemului energetic.” Plaveti a mai spus că Hidroelectrica își adaptează permanent programul de funcționare la evoluția debitelor și că, deși compania „nu intră în iarnă în condițiile” dorite, este pregătită cu echipamentele și personalul pentru a exploata „cu foarte multă diligență” resursele de apă disponibile. Declarațiile au fost făcute la conferința „Provocările iernii 2026 – 2027 pentru sistemul energetic național”, organizată de Focus Energetic, în parteneriat cu Comisia de industrii și servicii din Camera Deputaților, conform relatării citate de Economedia. [...]
Reactorul 1 de la Cernavodă a fost deconectat din nou de la SEN, la trei zile de la repornire, iar Nuclearelectrica anunță schimbări de management tehnic la nivelul centralei, potrivit Adevărul . Compania spune că oprirea a fost provocată de o defecțiune în „partea clasică” (nenucleară) a unității și că nu există impact asupra securității nucleare. Deconectarea Unității 1 a avut loc în seara zilei de 9 noiembrie 2026, iar incidentul a fost „gestionat conform procedurilor de operare aflate în vigoare”, conform raportării transmise pieței de capital. Nuclearelectrica afirmă că echipele tehnice lucrează la remedierea problemei și la repornirea reactorului „în cel mai scurt timp”. Ce spune Ministerul Energiei despre incident Ministerul Energiei a transmis că monitorizează permanent situația de la CNE Cernavodă și că defecțiunea nu afectează securitatea nucleară, personalul sau mediul. În comunicarea citată, ministerul precizează că deconectarea a fost cauzată de o problemă în partea clasică a unității și că procedurile de repunere în funcțiune și reconectare la Sistemul Energetic Național vor continua „în perioada imediat următoare”, cu respectarea cerințelor de securitate nucleară. „Defecțiunea de la Reactorul 1 al CNE Cernavodă nu afectează securitatea nucleară.” Schimbare la vârful tehnic al centralei, de la 1 decembrie Pe lângă intervenția tehnică, Nuclearelectrica anunță măsuri la nivel managerial, vizând zona responsabilă de „disponibilitatea echipamentelor necesare operării” Unității 1. Compania precizează că, începând cu 01.12.2026, directorul tehnic al CNE Cernavodă va fi înlocuit, iar „cauza de profunzime” a incidentului va face obiectul unui raport ulterior. În paralel, specialiștii centralei desfășoară lucrări atât pentru Unitatea 1, cât și pentru Unitatea 2, cu obiectivul reconectării la SEN „în cel mai scurt timp”. Nuclearelectrica mai arată că va informa investitorii și publicul cu privire la orice evoluție relevantă, în linie cu obligațiile unei companii listate la Bursa de Valori București . [...]
Revenirea Unității 2 la Cernavodă readuce centrala la capacitate, după o perioadă în care sistemul a compensat lipsa energiei nucleare din alte surse , iar intrarea în funcțiune este estimată pentru marți, 10 noiembrie, potrivit Newsweek . Ministerul Energiei a anunțat luni, 9 noiembrie 2026, că au început procedurile de repornire a Unității 2 a Centralei Nuclearoelectrice Cernavodă, oprită în august din cauza nivelului foarte scăzut al Dunării, care nu mai permitea asigurarea cantităților necesare de apă pentru răcire. „Luni, 9 noiembrie 2026, la ora 00:42, a fost inițiată secvența de pornire a Unității 2 a Centralei Nuclearoelectrice Cernavodă. Intrarea în funcțiune este estimată pentru marți, 10 noiembrie 2026.” Repornirea Unității 2 vine după ce Unitatea 1 a fost reconectată la Sistemul Energetic Național vineri, 6 noiembrie, în urma unei opriri de peste trei luni. În perioada de vârf a problemei, centrala a încetat complet să mai producă energie electrică: Unitatea 1 a fost oprită controlat pe 28 iulie, iar Unitatea 2 a fost deconectată treptat pe 13 august, pe fondul secetei severe și al debitului scăzut al Dunării. De ce contează pentru sistemul energetic Reluarea funcționării ambelor reactoare înseamnă revenirea centralei de la Cernavodă la „întreaga capacitate disponibilă” pentru producția națională de energie electrică. În intervalul în care cele două unități au fost oprite, sistemul energetic a fost nevoit să compenseze lipsa producției nucleare prin alte surse. Condiția-cheie: nivelul Dunării și răcirea instalațiilor Sâmbătă, 7 noiembrie, directorul centralei, Romeo Urjan, declara că nivelul Dunării ajunsese la 2,08 metri în zona centralei, suficient pentru funcționarea Unității 1, dar pentru repornirea celui de-al doilea reactor erau necesare condiții suplimentare. Potrivit explicațiilor sale, funcționarea primului reactor influențează nivelul apei din bazinul de răcire, deoarece pompele utilizate consumă volume importante de apă, iar nivelul Dunării ar fi trebuit să mai crească cu aproximativ 10–15 centimetri pentru a permite pornirea Unității 2. Ministerul Energiei a confirmat ulterior începerea procedurilor, cu estimarea că Unitatea 2 va intra în funcțiune marți, dacă operațiunile decurg conform planului. Informațiile privind „ultima etapă” a revenirii centralei la producție sunt atribuite de Newsweek publicației News.ro , care este citată în material. [...]
Centrala nucleară Zaporizhzhia a rămas fără alimentare externă și a trecut pe generatoare diesel , după ce ultima linie de 330 kV funcțională s-a deconectat de la rețeaua ucraineană, într-un incident care ridică din nou riscuri operaționale pentru siguranța nucleară, potrivit Kyiv Post . Este a 16-a pană de curent externă înregistrată la instalație de la începutul lui 2026. Operatorul ucrainean Energoatom a transmis că pierderea alimentării externe a avut loc duminică, 8 noiembrie, la ora 2:36 (ora locală), după deconectarea ultimei linii aeriene de 330 kV aflate în funcțiune, „Ferrosplavna-1”. Încercarea de reconectare automată a liniei a eșuat, iar necesarul intern de energie al centralei este acoperit „exclusiv” de generatoarele diesel de rezervă, conform comunicării Energoatom. De ce contează: alimentarea externă este critică pentru răcire, chiar și cu reactoarele oprite Energoatom avertizează că funcționarea în regim de blackout (fără alimentare externă) crește riscul de defecțiuni, epuizare a combustibilului și degradare a răcirii, elemente care pot duce la un accident radiologic necontrolat. Compania amintește că centralele nucleare au nevoie de electricitate externă continuă pentru a alimenta pompe de circulație a agentului de răcire, circuitele de răcire și senzorii de monitorizare a radiațiilor, inclusiv atunci când unitățile sunt în „oprire la rece” (cold shutdown). „Operarea în regim de blackout creează un risc direct de defectare a sistemelor vitale și de răcire a combustibilului nuclear în cazul în care generatoarele diesel se defectează sau își epuizează rezervele de combustibil, ceea ce ar putea duce la un accident radiologic”, a avertizat Energoatom. Toate cele șase unități ale centralei – cea mai mare din Europa – sunt în oprire la rece, însă au nevoie de circulație neîntreruptă a apei de răcire pentru a preveni deteriorarea elementelor de combustibil, inclusiv în bazinele de combustibil uzat. Presiune pe rezervele de combustibil și vulnerabilități recurente ale conexiunii la rețea Potrivit informațiilor citate de Kyiv Post din date ale serviciilor de informații militare ale Ucrainei (HUR), penele prelungite pun presiune mare pe rezervele locale de motorină: centrala ar avea nevoie de aproximativ 150 de tone metrice de combustibil pe zi pentru a alimenta ansamblurile de generatoare de urgență în cazul unei deconectări totale de la rețea. În același timp, linia „Ferrosplavna-1” a fost deconectată în mod repetat pe parcursul anului, inclusiv în trei episoade separate doar în luna august. În iunie, echipe de ingineri au reconectat instalația după o pană de 65 de ore, perioadă în care centrala a depins aproape trei zile de generatoarele de urgență. Un alt factor de risc menționat este scăderea nivelului apei din bazinul principal de răcire: datele de informații ucrainene indică o coborâre de la 12,9 metri în iulie la 12,6 metri spre final de august, sub pragul de 15 metri considerat necesar pentru operare optimă. Energoatom susține că „pierderea sistematică a alimentării externe” este o consecință directă a ocupării centralei. În lipsa unor detalii suplimentare în material despre cauzele tehnice ale deconectării din 8 noiembrie, rămâne neclar ce a declanșat exact incidentul din rețea. [...]
