Știri
Știri din categoria Energie
Google încearcă să-și securizeze energia pentru centrele de date prin „capacitate” agregată din gospodării, într-un acord pe trei ani cu Voltus care mută o parte din presiunea de consum către resurse distribuite, potrivit TechRadar.
Miza este operațională: fiecare centru de date nou construit de Google ajunge să consume electricitate „la scara unui oraș mic”, pe fondul extinderii capacităților de inteligență artificială și cloud. În acest context, compania caută soluții care pot fi puse în funcțiune mai repede decât proiectele clasice de producție, într-o piață în care reactoarele nucleare ar putea avea nevoie de circa 15 ani pentru autorizare și construcție, iar centralele pe gaze se confruntă cu incertitudini de reglementare și volatilitatea prețului combustibilului.
În loc să investească direct în noi capacități centralizate, Google va plăti mii de gospodării pentru contribuții foarte mici de energie, obținute prin dispozitive conectate, precum termostate inteligente sau unități mici de baterii. Voltus agregă aceste resurse într-o rețea coordonată, folosind o platformă software proprie care se conectează în timp real la dispozitive.
Când cererea regională urcă spre vârfuri considerate riscante, sistemul poate declanșa automat acțiuni precum:
Voltus susține că ajustările sunt de ordinul minutelor, astfel încât un proprietar nu ar trebui să le resimtă.
Concret, Voltus ar urma să agregheze până la 100 MW de resurse energetice distribuite în fiecare an în rețeaua PJM, care acoperă zone din Midwest și Mid-Atlantic, de la Illinois la New Jersey. Pentru Google, această „capacitate” este descrisă ca fiind complementară, nu un substitut complet pentru alte surse.
„Google este angajată să se asigure că creșterea noastră energetică se traduce într-un viitor cu electricitate mai fiabilă și mai accesibilă pentru comunitățile locale”, a declarat Michael Terrell, Global Head of Advanced Energy la Google.
Acordul transformă nevoia Google de capacitate fiabilă în plăți directe către gospodăriile participante (și către mici afaceri) din teritoriul PJM. În paralel, TechRadar notează că există critici legate de dependența de participarea voluntară: un proprietar poate deconecta o baterie sau poate suprascrie setările termostatului fără notificare, ceea ce introduce incertitudine în sistem.
Ca ordin de mărime, sursa amintește că un reactor nuclear tipic ar genera în jur de 1.000 MW, de circa zece ori mai mult decât ceea ce oferă, în acest moment, schema de energie distribuită din acordul cu Voltus. În consecință, este posibil ca Google să își păstreze și planurile legate de nuclear, iar soluția cu gospodăriile să reducă doar o parte din necesarul de producție centralizată nouă.
Recomandate
Centrala pe gaz de 1.700 MW de la Mintia a ajuns la 83% execuție, iar miza imediată este conectarea la rețelele de electricitate și gaze , etape fără de care investiția nu poate intra în funcțiune, potrivit Antena 3 . Premierul Ilie Bolojan spune că proiectul, construit pe amplasamentul fostei termocentrale pe cărbune, este una dintre cele mai importante investiții energetice recente și ar urma să devină cea mai mare centrală pe gaz din UE realizată într-un singur loc. Proiectul vizează o centrală de 1.700 MW , realizată printr-o investiție privată de peste 1,2 miliarde de euro (aprox. 6 miliarde lei) . Bolojan afirmă că noua capacitate ar însemna „mai multă energie produsă în țară” și „mai puține importuri”, cu un rol important în acoperirea consumului în perioadele dificile, în special iarna. Ce trebuie rezolvat pentru punerea în funcțiune Dincolo de stadiul de execuție, calendarul tehnic și coordonarea instituțiilor devin critice în următoarele luni. Conform mesajului publicat de Ilie Bolojan, urmează: testele de interconectare dintre centrală și stația electrică, descrise ca o etapă tehnică importantă pentru punerea în funcțiune; finalizarea interconectărilor cu rețeaua electrică „în două etape”, din această lună până în octombrie ; asigurarea alimentării cu gaz pentru noua centrală până în august . De ce contează economic și operațional În evaluarea premierului, proiectul are un „rol strategic” pentru securitatea energetică, iar întârzierile în interconectare și în alimentarea cu gaz ar împinge în timp momentul în care capacitatea de 1.700 MW poate contribui efectiv la producția internă. Bolojan susține că, fără investiții în capacități noi și infrastructură modernă, România nu poate obține „competitivitate economică, stabilitate și prețuri corecte” pentru consumatori. [...]
Testele de interconectare ale centralei pe gaz de la Mintia încep în iunie , un pas operațional care condiționează intrarea în producție estimată pentru septembrie 2026 și, implicit, aportul unei noi capacități mari în sistemul energetic, potrivit Știrile Pro TV . Prim-ministrul demis Ilie Bolojan a vizitat sâmbătă proiectul centralei pe gaze de la Mintia, descris de Palatul Victoria drept „obiectiv strategic de importanță națională” în energie. În discuțiile cu reprezentanții Mass Global Energy Rom , tema principală a fost stadiul lucrărilor și calendarul de implementare, într-un proiect în care ar fi fost investiți peste 1,2 miliarde de euro (aprox. 6 miliarde de lei). Calendarul tehnic: interconectare, apoi gaz Potrivit comunicatului citat, în perioada următoare urmează să înceapă testele de interconectare dintre centrală și stația electrică, etapă necesară pentru punerea în funcțiune a capacităților de producție. Interconectările cu rețeaua electrică ar urma să fie finalizate în două etape, „din această lună și până în octombrie”, iar alimentarea cu gaz a noii centrale trebuie asigurată în luna august. „Este esențial ca toate instituțiile implicate să colaboreze eficient pentru ca aceste teste și etapele următoare să fie realizate fără întârzieri suplimentare.” În același mesaj, Bolojan leagă direct investițiile în capacități noi și infrastructură de competitivitatea economică și de „prețuri corecte” pentru consumatori. Ce se știe despre dimensiunea proiectului și stadiul execuției Proiectul de la Mintia are ca obiectiv atingerea, în acest an, a unei capacități instalate de 1.700 MW și ar urma să devină, la finalizare, „cea mai mare centrală electrică pe gaze din Uniunea Europeană, pe un singur amplasament”. Investiția a ajuns la un stadiu de realizare de 86%, iar testele de interconectare sunt programate să înceapă în iunie. Producția de energie electrică este estimată pentru septembrie 2026, conform aceleiași surse. [...]
Întârzierile la decontările statului pentru plafonarea energiei și gazelor împing costuri de finanțare către furnizori , iar povara se vede atât în deficitul bugetar, cât și în credite bancare contractate de companii pentru a-și susține operațiunile, potrivit Mediafax , care citează declarațiile șefilor PPC România și E.ON România făcute la Power Summit 2026, la Helsinki. Alessio Menegazzo, country manager și CEO PPC România, spune că schema de sprijin aplicată timp de patru ani a fost „stufoasă” și „nebazată pe date”, iar după încheierea perioadei de prețuri plafonate „nu s-a întâmplat absolut nimic” în zona de reglementări și design de piață care să reducă dependența de fluctuații. El a legat direct costurile schemei de situația finanțelor publice și de restanțele către furnizori. „Implementarea, execuția, au fost absolut sub orice standard acceptabil pentru o țară modernă.” Blocaj la decontări și costuri cu dobânzile Volker Raffel, CEO E.ON România și președinte al ACUE, a descris situația decontărilor ca fiind „cam blocată”, cu speranța unei deblocări la ANRE , dar fără o certitudine. Potrivit acestuia, industria mai are de recuperat sume aferente anilor 2024 și 2025, chiar dacă „nu mai acumulăm sume noi”. Raffel a indicat, pe baza cifrelor ACUE, că cererile au fost de 9,5 miliarde de lei, din care aproximativ 40% ar fi fost decontate ca „avans”, iar restul ar fi rămas blocat. La nivelul E.ON, el a menționat decontări restante de „aproape 700 de milioane de lei”, în principal la energie electrică. Pe costul finanțării, șeful E.ON a spus că furnizorii au fost forțați să ia credite pentru a plăti producătorii și obligațiile fiscale, iar dobânzile sunt calculate la ROBOR plus marjă. În calculele sale, la o dobândă efectivă de 8%–9%, pentru circa 6 miliarde de lei lipsă, dobânda anuală la nivel de industrie ar ajunge la ordinul sutelor de milioane de lei (exemplificat printr-un ordin de mărime de 600 de milioane de lei/an la 10%). „Asta e o povară financiară puternică în comparație cu competitorii care nu au această povară.” Unde se blochează fluxul și ce arată cifrele bugetare Mecanismul descris în material presupune că furnizorii trimit cererile la ANRE pentru validare, iar după validare acestea merg la decontare către Ministerul Muncii (pentru clienți casnici) și Ministerul Energiei (pentru noncasnici). Mediafax notează că, în primele patru luni ale anului, statul a achitat 77.540.000 de lei către furnizori, conform execuției bugetului general consolidat publicate de Ministerul Finanțelor. La finalul lunii mai, erau în curs de validare la ANRE cereri care însumează peste 8,86 miliarde de lei, potrivit informațiilor publicației. În legea bugetului pe 2026 sunt prevăzute alocări de 3,75 miliarde de lei pentru compensarea costurilor la energie (1,75 miliarde lei la Ministerul Muncii și 2 miliarde lei la Ministerul Energiei). În 2025, plățile totale au fost de 3,85 miliarde de lei, din care 2,92 miliarde de lei pentru casnici și 931,32 milioane de lei pentru noncasnici. În ritmul actual, statul „ar urma să plătească doar 232,5 milioane de lei în 2026”, potrivit calculelor prezentate în material. Context: expirarea schemelor și tranziția la alte forme de sprijin Schema de plafonare și compensare pentru energia electrică a expirat la 31 iunie anul trecut, iar ulterior a fost introdus un ajutor de 50 de lei lunar pentru persoanele cu venituri modeste, până la finalul acestui an. Pentru gaze naturale, schema a expirat la sfârșitul lunii martie, iar de la 1 aprilie a fost introdusă o reglementare a modului de calcul al prețului, pentru un an, astfel încât acesta să nu fie „prea mare” față de nivelul plafonat. În paralel, materialul oferă și repere de piață: PPC este al doilea furnizor pe retailul de energie electrică, cu 27,01% cotă, după Electrica Furnizare (31,75%) și înaintea E.ON Energie România (16,22%), potrivit raportului ANRE pe ianuarie 2026. [...]
Marile companii chineze de panouri fotovoltaice își mută investițiile spre baterii , pe fondul încetinirii exporturilor și al prăbușirii prețurilor la minime istorice, într-o repoziționare care poate schimba echilibrul din lanțul global al energiei regenerabile, potrivit Profit . Industria fotovoltaică din China resimte presiunea unei cereri globale care, potrivit directorilor din sector, ar urma să se micșoreze în 2026. În acest context, jucători precum JinkoSolar , JA Solar, LONGi Green Energy și Trina Solar accelerează extinderea pe segmentul stocării energiei în baterii, unde mizează pe capacitatea de a livra pachete integrate „fotovoltaic + stocare”. De ce contează: marjele mici la panouri împing capitalul către stocare La târgul SNEC , un eveniment major al industriei fotovoltaice chineze care a atras peste o jumătate de milion de participanți, accentul s-a mutat vizibil către stocare. Un exemplu este JinkoSolar, care intenționează să își tripleze capacitatea de producție de baterii de la 5 GWh la 13–14 GWh până la finalul acestui an. Schimbarea este alimentată și de diferența de profitabilitate: panourile fotovoltaice au ajuns să ofere marje foarte mici, ceea ce face ca stocarea să devină noua direcție de creștere. Gloria Gao, director de marketing la JA Solar, a explicat rațiunea mutării: „Dacă ai doar afaceri cu panouri fotovoltaice, aceasta nu vă ajută afacerea să crească, deoarece marjele sunt foarte mici. De aceea, am început propriile noastre afaceri cu soluții de stocare a energiei, pentru că anticipăm ce se va întâmpla în viitor.” Semnale din comerț: exporturi lente la panouri, accelerare la baterii Datele centrului de reflexie Ember arată că exporturile chinezești de panouri fotovoltaice au crescut cu 4,7% în 2025, cel mai lent ritm din 2018. Pentru perioada mai–decembrie din anul curent, creșterea exporturilor este prognozată să fie mai mică decât cea din primele patru luni, potrivit analistului Fei Chen de la Rystad Energy. În schimb, Rystad estimează că exporturile de baterii pentru stocarea energiei vor crește cu 30%, până la 150 GWh în 2026. Competiția: intrare pe terenul CATL și BYD, cu pariul „soluției integrate” Producătorii de panouri intră însă pe o piață dominată de giganți ai bateriilor precum CATL și BYD. Strategia lor este să folosească avantajele din lanțul de aprovizionare și să vândă sisteme complete, care combină producția de energie solară cu stocarea. Un oficial Trina Solar a numit stocarea energiei „a doua curbă de creștere” după fotovoltaic. În primul trimestru, livrările companiei de soluții de stocare s-au multiplicat de peste patru ori față de aceeași perioadă a anului trecut, iar aproximativ 90% au mers la export, potrivit aceluiași oficial (care a cerut anonimatul). Pe termen mai lung, CATL se așteaptă ca stocarea energiei să reprezinte jumătate din vânzările sale globale în 2030, de la 25% în prezent, pe fondul nevoii de a stabiliza producția intermitentă din regenerabile. Wood Mackenzie leagă această tendință de schimbarea comportamentului de achiziție: clienții tind să cumpere panouri și stocare ca pachet, cu un angajament pe termen lung față de furnizor. „Când cumperi panouri fotovoltaice și soluții stocare, te căsătorești cu aceste companii pentru următorii 20 de ani. (…) În următorii doi ani, nu vom mai vorbi despre panouri fotovoltaice fără stocare”, a declarat Yana Hryshko, șefa cercetării pe lanțul de aprovizionare fotovoltaic la Wood Mackenzie. [...]
DP World ia în calcul SMR-uri pentru a acoperi creșterea consumului de energie din Portul Constanța , într-un demers care poate influența pe termen lung infrastructura energetică și planificarea investițiilor din cel mai mare port al României, potrivit Profit . Grupul din Dubai a semnat un acord cu Comisia Franceză pentru Energii Alternative și Energie Atomică (CEA) și cu think tank-ul european TerraWater Institute pentru lansarea unui studiu de fezabilitate privind modul în care tehnologia SMR (reactoare modulare mici) ar putea contribui la satisfacerea nevoilor energetice pe termen lung, la creșterea și decarbonizarea Portului Constanța. Ce va analiza studiul și de ce contează pentru port Studiul va modela cererea de energie proiectată în Portul Constanța în perioada 2030–2050, urmând să evalueze sisteme energetice integrate cu emisii reduse de carbon și să analizeze fezabilitatea tehnică, strategică și economică a soluțiilor bazate pe energie nucleară. În plus, analiza va include standarde și considerații de siguranță pentru comunitățile din jur, pe baza expertizei CEA în proiectarea SMR și siguranța nucleară. DP World argumentează că presiunea pe sistemele energetice existente crește pe fondul extinderii echipamentelor electrificate, al alimentării navelor la țărm, al centrelor de date cu inteligență artificială, al încălzirii rezidențiale și al activității industriale, ceea ce amplifică nevoia de energie „stabilă și scalabilă”. Condiționări: reglementare și consultare înainte de orice pas Compania precizează că orice dezvoltare viitoare ar urma să fie condiționată de evaluări tehnice suplimentare, revizuire de reglementare și implicarea părților interesate, ceea ce indică un parcurs lung și dependent de aprobări înainte de o eventuală implementare. Nicholas Mazzei, vicepreședinte pentru sustenabilitate în Europa la DP World, leagă proiectul de competitivitatea infrastructurii portuare și de „reziliența operațională”, în contextul tranziției către o economie cu emisii zero. Context operațional: electrificarea terminalului DP World din Constanța Demersul privind SMR-urile vine în paralel cu proiecte concrete de electrificare în port. Subsidiara românească a DP World, Constanța South Container Terminal (operator de terminal de containere în Portul Constanța, la care DP World este asociat unic), a lansat o licitație pentru contractarea de servicii de proiectare și execuție pentru electrificarea terminalului, cofinanțată prin Mecanismul pentru Interconectarea Europei (CEF) . Contractul este estimat la 153,4 milioane lei plus TVA , iar termenul-limită de primire a ofertelor este 29 iunie , cu o atribuire preconizată până la finalul lui septembrie 2026 . Lucrările vizează, între altele: post de distribuție de medie tensiune 20 kV și buclă de redundanță; electrificarea blocurilor de containere; 3 posturi de transformare (cu canalizație și cabluri); hub de încărcare pentru camioane și utilaje electrice; sistem PMS de dispecerizare și monitorizare a rețelei; sisteme de detecție incendii, control acces, detecție efracție și CCTV. Ministerul Transporturilor și Infrastructurii a anunțat anterior că proiectul a fost selectat pentru finanțare UE prin CEF; potrivit comunicării de atunci, costurile eligibile totale erau de 39,646 milioane euro (aprox. 198,2 milioane lei) , din care jumătate, 19,823 milioane euro (aprox. 99,1 milioane lei) , finanțare UE. Potrivit datelor publice disponibile prin termene.ro, Constanța South Container Terminal a încheiat anul 2024 cu profit net de 231,8 milioane lei , la venituri totale de 619,7 milioane lei , și un efectiv mediu de 575 de angajați . [...]
Testul reușit al micro-reactorului Mark-0 mută discuția despre SMR-uri din laborator în zona de autorizare și utilizare , cu implicații directe pentru ritmul în care astfel de tehnologii pot ajunge în aplicații militare și, ulterior, comerciale, potrivit Digi24 . Start-upul american Antares a anunțat că prototipul său de micro-reactor nuclear, Mark-0, a atins „nivelul critic” – adică a declanșat o reacție în lanț auto-susținută, etapă care, odată atinsă, înseamnă că reactorul poate genera continuu propria energie. Informația este transmisă de AFP, citată de Digi24. Testul a avut loc la Laboratorul Național Idaho (INL) , în Idaho Falls, iar Antares spune că este prima companie care reușește această etapă în cadrul Programului Pilot de Reactoare al Departamentului Energiei din SUA (DOE). Programul include 11 proiecte de micro-reactoare (SMR – reactoare modulare mici), iar obiectivul este ca mai multe companii să ajungă la „stare critică” până la 4 iulie, ziua națională a SUA. Ce schimbă tehnologia aleasă și unde apar riscurile Spre deosebire de tehnologia clasică din energia nucleară civilă, Mark-0 nu folosește răcire cu apă sub presiune, ci răcire cu sodiu – mai exact, sodiu lichid pentru răcirea miezului reactorului. Avantajul operațional menționat este că aceste reactoare funcționează la presiune atmosferică, ceea ce reduce riscul de suprapresiune și de explozii de abur. În același timp, soluția vine cu constrângeri de siguranță specifice: sodiul se poate aprinde la contactul cu aerul și poate exploda la contactul cu apa, ceea ce impune măsuri suplimentare de protecție și proceduri stricte de operare. Următorul prag: aprobarea de reglementare și calendarul de utilizare Antares intenționează să pună în funcțiune reactoare mici în situri militare americane până în septembrie 2028. CEO-ul companiei, Jordan Bramble, a declarat: „Am trecut de la concept la stare critică în mai puțin de 12 luni.” Pentru a deveni disponibil comercial, reactorul va trebui însă aprobat de Comisia de Reglementare Nucleară din SUA (NRC). În prezent, doar proiectul de la start-upul NuScale a fost aprobat de NRC, mai notează AFP. Context pentru România: proiectul SMR de la Doicești În același material este menționat și proiectul din România de la Doicești, unde este planificată prima centrală cu reactoare modulare mici (SMR) din UE, pe amplasamentul fostei termocentrale. Proiectul este dezvoltat de RoPower (Nuclearelectrica și Nova Power & Gas) și folosește tehnologia NuScale. Planul inițial prevede testarea unui modul de 77 MW, cu extindere ulterioară la șase unități (462 MW în total), iar investiția estimată este de 4,9 miliarde euro. [...]
