Știri
Știri din categoria Energie
Proiectul SMR de la Doicești a consumat peste 240 mil. dolari (aprox. 1,1 mld. lei) fără un rezultat concret, iar România riscă să rămână „cu un teren și cu niște hârtii”, potrivit premierului interimar Ilie Bolojan, citat de news.ro. Declarația pune presiune pe modul în care sunt selectate și administrate investițiile mari din energie, într-un moment în care statul invocă nevoia de prețuri mai mici și de disciplină în cheltuirea banilor.
Bolojan a folosit exemplul proiectului de reactoare modulare mici (SMR) de la Doicești ca ilustrare a risipei și a investițiilor „încheiate în mod prost” sau fără analiză, susținând că astfel de decizii nu se traduc în beneficii pentru populație, inclusiv în facturi mai mici la energie.
„Știți cât a consumat nuclear, electric acolo? Peste 240 de milioane de dolari și vom rămâne cu un teren și vom rămâne cu niște hârtii. Întrebarea este: merită asta?”
În intervenția sa, premierul interimar a legat direct administrarea defectuoasă din energie de efecte economice mai largi: dacă accesul în rețele este blocat, „le permiți unora să speculeze să facă bani” în loc să fie reduse prețurile pentru toți consumatorii. În acest context, a invocat și problema ATR-urilor (avize tehnice de racordare), sugerând că „dacă nu faci ordine aici (…) n-ai făcut nimic”, indiferent de eforturile de colectare sau economisire bugetară.
În același material este menționat că Nuclearelectrica SA a aprobat în februarie aprobarea finală pentru reactoarele modulare mici de la Doicești, astfel încât proiectul a intrat în a treia etapă de dezvoltare. Obiectivul indicat anterior era ca proiectul să devină operațional la începutul următorului deceniu, cu respectarea aprobărilor corporative și a cadrului de reglementare aplicabil.
Declarațiile lui Bolojan introduc însă un semn de întrebare asupra eficienței cheltuielilor deja făcute și asupra modului în care vor fi justificate, mai departe, costurile și pașii următori ai proiectului.
Recomandate
Nuclearelectrica oprește planul de repornire a fabricii de apă grea de la Halânga , după ce analiza internă a indicat blocaje de piață, finanțare și stare tehnică a instalațiilor, și se reorientează către testarea unei tehnologii noi, cu finanțare europeană, la ICSI Râmnicu Vâlcea, potrivit Profit . Decizia are impact operațional direct: compania a hotărât stoparea proiectului de preluare și repornire a uzinei istorice de la Halânga (Drobeta Turnu-Severin) și inițierea desființării punctului de lucru pe care și-l deschisese acolo. De ce a fost oprit proiectul Halânga Un grup de lucru înființat în noiembrie 2023 a evaluat proiectul „Reoperaționalizare a Fabricii de Apă Grea Halânga”, inclusiv identificarea unui partener, accesul la active și opțiuni de finanțare (inclusiv parteneriat public-privat). Concluziile documentului citat indică mai multe probleme care au făcut proiectul greu de dus mai departe, între care: lipsa apetitului pentru risc a potențialilor parteneri internaționali; incertitudini privind piața de desfacere (cantitate și preț); necesitatea unor acte normative pentru transferul activelor de producție de la CNMAG; neclarități legislative privind finanțarea prin parteneriat public-privat; lipsa unui consultant care să poată demonstra fezabilitatea și modul de implementare; starea avansată de deteriorare a instalațiilor de la Halânga. În paralel, Profit amintește că Nuclearelectrica lansase în februarie anul trecut o licitație pentru servicii de consultanță (analize de tip due diligence și studii pentru o potențială preluare și reoperaționalizare a fluxului tehnologic de producere a apei grele de la RAAN – Romag Prod). Achiziția era estimată la aproape 6 milioane lei plus TVA, însă procedura a fost anulată în august 2025 din lipsă de oferte admisibile. Pivot către o instalație pilot la ICSI Râmnicu Vâlcea, cu fonduri UE În locul repornirii capacităților vechi, Nuclearelectrica a început discuții cu Institutul Național de Cercetare-Dezvoltare pentru Tehnologii Criogenice și Izotopice (ICSI) Râmnicu Vâlcea pentru dezvoltarea unei tehnologii noi de producție de apă grea, bazată pe hidrogen, denumită „Bithermal WaterHydrogen as front-end to CECE process” (un concept tehnologic asociat procesului CECE, folosit pentru separări izotopice). Planul descris în documentul citat vizează, în principal: crearea unui parteneriat pentru dezvoltarea tehnologiei; pregătirea aplicației de finanțare din fonduri europene pentru o instalație pilot (demonstrator); execuția instalației pilot; proiectarea unei instalații pentru exploatare comercială; identificarea de parteneri pentru construirea instalației. Pentru a susține implementarea, este considerată „oportună” înființarea unui punct de lucru al Nuclearelectrica pe amplasamentul ICSI, pentru comunicare și flux de informații continuu, cu raportare de date în timp real. Context: apă grea, RAAN și stocurile existente Apa grea este utilizată de reactoarele CANDU (precum cele de la Cernavodă) ca moderator și agent de răcire. Producția de apă grea a uzinei Romag Prod (RAAN) a fost oprită în vara lui 2015, iar RAAN a intrat în faliment în ianuarie 2016, după o perioadă de insolvență începută în 2013. Profit notează că RAAN vinde în prezent din stocurile produse anterior (distincte de rezervele strategice ale statului pentru nevoile centralei de la Cernavodă și excedentare acestora), pentru plata datoriilor către creditori. [...]
Auditul intern al Departamentului Energiei din SUA arată că sprijinul public pentru proiectul SMR NuScale a ignorat riscuri-cheie de cost și piață , un semnal de avertizare relevant pentru proiectul de mini-reactoare de la Doicești , care folosește aceeași tehnologie, potrivit Profit . Raportul de audit, întocmit în acest an de Biroul Inspectorului General al Departamentului pentru Energie al SUA , concluzionează că structura responsabilă din departament („Nuclear Energy”) a subevaluat masiv importanța unor riscuri decisive pentru succesul proiectului: creșterea costurilor, rentabilitatea economică și, mai ales, existența unui număr suficient de cumpărători dispuși să semneze din timp angajamente de achiziție a energiei. De ce a eșuat proiectul NuScale din Idaho: costuri mai mari și prea puțini cumpărători NuScale a anunțat în noiembrie 2023 anularea proiectului său de centrală SMR de 462 MW din statul Idaho (Carbon Free Power Project – CFPP), care urma să fie construit pentru Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS), o asociere de companii municipale de utilități. Proiectul nu a reușit să strângă suficiente angajamente ferme de cumpărare a energiei. La momentul anulării, existau angajamente pentru doar 26% din capacitate (120 MW din 462 MW), în condițiile în care acordurile prevedeau obligatoriu atingerea pragului de 80% (370 MW). Inițial, ținta fusese de 100%. Reticența potențialilor cumpărători a fost legată de temerile privind prețul energiei necesar pentru recuperarea investiției, calculat prin indicatorul LCOE („costul nivelat al energiei”, adică un cost mediu pe durata de viață a proiectului), menționat în material cu trimitere la definiția de pe Wikipedia . În paralel, estimările de cost total ale investiției au crescut cu peste 75%, de la 5,3 miliarde dolari (aprox. 24,4 miliarde lei) la 9,3 miliarde dolari (aprox. 42,8 miliarde lei). Miza pentru România: proiectul de la Doicești are aceeași putere instalată ca cel anulat în SUA În România, proiectul SMR de la Doicești este tot de 462 MW, iar costurile sunt estimate la până la 7 miliarde dolari (aprox. 32,2 miliarde lei), în linie cu cele ale proiectului reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă (aproape 1.400 MW), evaluate la circa 7 miliarde euro (aprox. 35 miliarde lei), potrivit informațiilor citate de publicație. Ministerul Energiei a estimat la un moment dat costurile Doicești la sub 5 miliarde euro (aprox. 25 miliarde lei), conform unui document anterior, menționat în material. Proiectul de la Doicești a devenit, în ultimele luni, subiect de dispută politică, după ce premierul Ilie Bolojan a criticat în repetate rânduri fezabilitatea proiectului cu tehnologie NuScale, într-un articol anterior al publicației, disponibil aici . Ce spune auditul despre ajutorul de stat: criterii economice tratate ca „opționale” În 2020, „Nuclear Energy” a atribuit subvenții totale de 1,36 miliarde dolari (aprox. 6,3 miliarde lei) pentru proiectul din Idaho, însă a plătit efectiv circa 183 milioane dolari (aprox. 842 milioane lei), inclusiv un avans de 143,5 milioane dolari (aprox. 660 milioane lei). Restul finanțării, de ordinul miliardelor de dolari, ar fi trebuit atras din surse private, iar angajamentele de cumpărare a energiei erau esențiale ca garanții pentru finanțatori. Raportul notează că, deși „Nuclear Energy” a susținut că țintele privind angajamentele de achiziție și nivelul LCOE nu erau cerințe ale Departamentului pentru Energie pentru definirea succesului (pentru că proiectul le putea modifica), omisiunea de a le transforma în criterii obligatorii a intrat în contradicție cu criteriul de succes economic. Auditul mai arată că instituția a urmărit în principal instalarea operațională (racordarea la rețea și punerea în funcțiune), însă pentru atingerea completă a scopului public era „imperativ” ca proiectul să obțină acoperire de 100% a angajamentelor de cumpărare, finanțarea privată integrală și o implementare comercială „cu sens economic”. „Fonduri guvernamentale de circa 183 milioane dolari au fost cheltuite fără a se obține rezultate-cheie”, se afirmă în raportul citat. Consecințe financiare după anulare Materialul mai arată că, anul trecut, NuScale a convenit să restituie Washingtonului peste 32 milioane dolari (aprox. 147 milioane lei) din ajutorul de stat primit, pentru a intra în posesia componentelor și echipamentelor fabricate pentru proiectul din Idaho. Anterior, NuScale le plătise celor de la UAMPS aproape 50 milioane dolari (aprox. 230 milioane lei), reprezentând costurile asocierii de utilități locale cu proiectul eșuat. În document se menționează și că „Nuclear Energy” nu și-ar fi analizat și controlat propria tendință de a favoriza un proiect sprijinit deja în trecut, în contextul unei istorii de asistență financiară către NuScale, cu angajamente totale de circa 586 milioane dolari (aprox. 2,7 miliarde lei), pe fondul unei „lipse de interes” din partea industriei și al concurenței cu alte tehnologii de generare. Context pentru relația cu România: primul memorandum de înțelegere între NuScale și Nuclearelectrica a fost semnat în martie 2019, vizând schimb de informații tehnice și de business despre tehnologia SMR. [...]
Un proiect de stocare de până la 5 GWh, estimat la 55 milioane de euro (aprox. 275 milioane lei), ar putea adăuga României o infrastructură de echilibrare pe termen lung , diferită de bateriile clasice, prin folosirea cavităților saline naturale, potrivit Economedia . Hagag Europe a semnat un acord strategic cu Airengy pentru dezvoltarea proiectului, bazat pe tehnologia de aer comprimat AirBattery. De ce contează: stocare pe zile, nu pe ore Miza proiectului este stocarea de „lungă durată” a energiei (LDES), adică livrarea de electricitate timp de mai multe zile, în contrast cu bateriile litiu-ion, care oferă de regulă doar câteva ore de stocare. În contextul creșterii rapide a investițiilor în solar și eolian, o astfel de capacitate ar putea reduce volatilitatea producției și ar sprijini echilibrarea rețelei. Conform informațiilor prezentate, instalația ar urma să ajungă la o capacitate de stocare de până la 5 GWh și o putere de descărcare de aproximativ 25 MW . Structura proiectului și calendarul estimat Proiectul va fi dezvoltat în două etape, printr-o companie de proiect în care Hagag Europe și Airengy vor deține fiecare câte 40%, iar restul de 20% ar urma să revină unui al treilea partener. Etapa 1: capacitate de stocare de aproximativ 200 MWh , investiție estimată la 4,5 milioane de euro (aprox. 22,5 milioane lei) . Companiile estimează că va deveni operațională în 12–18 luni de la începerea lucrărilor . Etapa 2: extindere la ~25 MW și ~5 GWh (5.000 MWh) , cu o investiție suplimentară estimată la ~50 milioane de euro (aprox. 250 milioane lei) . Pentru această etapă, partenerii intenționează să atragă finanțare dedicată proiectului. În acordul dintre părți, Hagag Europe ar urma să asigure drepturile de utilizare asupra cavităților saline, iar Airengy să fie responsabilă de proiectare, construcție și operare. Cum funcționează AirBattery și unde ar putea produce venituri Tehnologia AirBattery folosește surplusul de energie electrică (în special din regenerabile) pentru a comprima aer, care este apoi stocat în cavități saline subterane. Când este nevoie de energie, aerul este eliberat și pune în funcțiune un sistem hidraulic ce antrenează turbine generatoare. Airengy susține că proiectul ar putea: cumpăra energie regenerabilă când prețurile sunt reduse; beneficia de mecanisme de remunerare pentru disponibilitatea capacității; vinde energie pe piețele pentru ziua următoare și intrazilnică; furniza servicii de echilibrare rapidă a rețelei prin integrarea unor baterii litiu-ion. Extindere în energie pentru Hagag și un test european pentru Airengy Hagag Europe, cunoscută în principal pentru proiecte imobiliare în România, își extinde astfel activitatea în energie și afirmă că dezvoltă zeci de proiecte de infrastructură pentru transportul gazelor naturale în România. Airengy, companie listată la Bursa din Tel Aviv, încearcă să se poziționeze pe piața europeană a stocării de lungă durată; în 2025 a semnat memorandumuri de colaborare în Marea Britanie și Germania pentru proiecte similare. Dacă proiectul din România va fi implementat conform planurilor, ar putea deveni una dintre primele aplicații comerciale la scară mare ale tehnologiei și un test pentru utilizarea cavităților saline ca soluție de stocare în Europa. [...]
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. [...]
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.” [...]
