Știri
Știri din categoria Energie
Debitul foarte scăzut al Dunării riscă să scoată din piață până la 935 MW la Paks în 24–72 de ore, ceea ce ar adăuga presiune pe echilibrul regional de energie în plin episod de hidraulicitate redusă, potrivit Mediafax.
Centrala nucleară Paks din Ungaria „ar urma să fie închisă în cel mult 72 de ore”, conform informării publicate joi de MVM, companie controlată de guvernul de la Budapesta. În prezent, Paks produce 935 MW, iar oprirea ar însemna o reducere suplimentară de producție la nivelul pieței unice europene, într-un moment în care și hidrocentralele de pe Dunăre sunt afectate de debite mici.
MVM spune că oprirea devine inevitabilă din cauza nivelului scăzut al Dunării, folosită pentru răcirea instalațiilor. Compania indică faptul că, deși debitul ar putea permite „o cantitate suficientă de apă”, nivelul de aspirație al pompelor necesare este mai mare decât nivelul actual al apei, iar acesta „se așteaptă să continue să scadă”.
„Din cauza nivelului scăzut al apei Dunării, oprirea completă a Centralei Nucleare Paks și, implicit, încetarea producției de energie electrică, va deveni inevitabilă în următoarele 24-72 de ore”, au transmis oficialii MVM.
În comunicat, MVM precizează că Paks are o capacitate de aproximativ 2.000 MW și furnizează aproape jumătate din producția de energie electrică a Ungariei, iar în prezent se află în „etapa 3” dintr-un sistem de patru etape pentru condiții de nivel scăzut. Compania estimează o „șansă realistă” de intrare în etapa 4, care ar impune oprirea tuturor unităților.
MVM afirmă că a început „managementul tehnic” pentru amplasarea unor conducte de aspirație mai adânci, însă soluția este una pe termen de câțiva ani. Pentru scenariul opririi complete, compania spune că are proceduri și echipamente pentru a asigura răcirea unităților staționare, inclusiv prin utilizarea unor pompe „Pajtás” (12 funcționează continuu, 4 sunt în rezervă, iar 13 în standby, potrivit comunicatului).
În același timp, MVM face apel la consum responsabil de energie. Compania susține că, odată ce nivelul apei revine la un prag adecvat, repornirea se poate face „în câteva zile”, în etape, pe baza unor reguli stricte.
Mediafax notează că situația vine pe fondul debitelor foarte mici ale Dunării, care afectează și producția hidro. În paralel, în România, Unitatea 1 de la Cernavodă a fost oprită marți dimineața, iar Unitatea 2 ar fi urmat să fie oprită joi, însă Nuclearelectrica a revenit asupra deciziei.
Operatorul național de transport și sistem a transmis joi că Sistemul Electroenergetic Național este monitorizat continuu și funcționează „în parametri de siguranță operațională”, iar la momentul publicării informației era în derulare o ședință a Comandamentului Energetic Național pentru analiza evoluțiilor.
Recomandate
România rămâne temporar fără producție nucleară , după ce și Unitatea 2 de la CNE Cernavodă intră în oprire controlată pe fondul debitului extrem de scăzut al Dunării, o situație fără precedent care mută presiunea pe restul mixului de producție și pe echilibrarea Sistemului Energetic Național, potrivit Economica . Unitatea 2 va fi oprită „controlat” din cauza nivelului „extrem de scăzut, fără precedent” al Dunării, asociat secetei severe, în baza procedurilor aplicabile în astfel de situații. Decizia vine după cele mai recente prognoze ale Institutului Național de Hidrologie și Gospodărirea Apelor (INHGA) , iar compania arată că, atunci când parametrii se apropie de limitele admise, sunt aplicate măsuri preventive pentru menținerea marjelor de siguranță, inclusiv oprirea uneia sau a ambelor unități. Calendarul opririi și repornirii, conform datelor din sistem Ministerul Energiei a comunicat că Unitatea 2 va fi oprită controlat joi, 30 iulie, începând cu ora 10:00. Conform datelor Transelectrica citate în material, Unitatea 2 ar urma să fie deconectată de la Sistemul Energetic Național (SEN) la ora 13:00. Pe baza prognozei de la momentul publicării, Unitatea 2 ar urma să fie repornită pe 10 august, iar Unitatea 1 – care este deja oprită „în stare sigură”, conform raportului curent emis de SN Nuclearelectrica SA pe 27 iulie 2026 – ar urma să revină pe 4 august. De ce contează: un test operațional pentru SEN, în plină secetă Este pentru prima dată când ambele unități ale centralei de la Cernavodă se opresc din cauza debitului mic al Dunării, ceea ce înseamnă că România nu mai beneficiază deloc, temporar, de energie nucleară. Ministerul Energiei susține că alimentarea consumatorilor casnici și a operatorilor economici „nu va fi afectată”, necesarul urmând să fie acoperit integral, iar autoritățile și operatorii din sector ar urma să aplice măsuri operative pentru funcționarea stabilă și în siguranță a SEN, în funcție de evoluția situației hidrologice. [...]
Scăderea nivelului Dunării taie producția la Porțile de Fier și apasă pe costuri în plin vârf de consum , un risc operațional care poate lovi direct în bilanțurile companiilor energetice din regiune, potrivit Ziarul Financiar . În Serbia, producția de la hidrocentrala Porțile de Fier 1 a coborât la aproximativ o treime din capacitatea medie zilnică, pe fondul reducerii debitului Dunării. Compania de energie electrică EPS susține însă că nu vor exista penurii, potrivit publicației sârbe Srpske Novine, citată de ZF. De ce contează: presiune financiară în sezonul cu cerere ridicată Porțile de Fier 1 este descrisă ca cea mai mare centrală hidroelectrică din sistemul energetic al Serbiei, cu o capacitate instalată de peste 1.000 MW. În condiții hidrologice normale, asigură cea mai mare parte a producției de energie regenerabilă a țării. Scăderea volumului de apă care trece prin turbine se traduce direct în mai puțini kilowați-oră produși, iar reducerea la o treime „în vârful sezonului”, când consumul crește din cauza utilizării aparatelor de aer condiționat, este prezentată ca „o povară serioasă pentru bilanțul financiar”, notează Srpske Novine. Implicații pentru România: miza Porților de Fier în mixul național Porțile de Fier I și II sunt un proiect energetic comun România–Serbia. Pentru România, Porțile de Fier I reprezintă 10% din producția de energie la nivel național, conform ZF. Centrala funcționează pe partea română cu 6 grupuri de câte 194,4 MW și este gestionată de Hidroelectrica . ZF nu oferă în acest material o estimare a impactului imediat asupra producției din România, însă contextul indică o vulnerabilitate comună la condițiile hidrologice de pe Dunăre. [...]
Seceta începe să se traducă în risc financiar pentru Hidroelectrica , după ce nivelul de umplere al lacurilor de acumulare a coborât la un minim al perioadei din ultimii ani, potrivit Ziarul Financiar . Datele Transelectrica indică pentru 19 iulie un grad de umplere de circa 71%, cel mai scăzut nivel înregistrat pentru această perioadă din 2018 încoace (ultimul an pentru care sunt disponibile date pe site-ul operatorului). Pentru companie, miza este directă: prelungirea secetei poate reduce producția hidro și, implicit, poate pune presiune pe rezultate, într-un moment în care Hidroelectrica a raportat o creștere puternică la început de an. În primele trei luni, compania a avut venituri de 3,1 miliarde de lei, în urcare cu 67% față de perioada similară, pe fondul unei producții mai mari cu 35%, până la 3,7 TWh, conform ultimului raport financiar citat de publicație. Indicatorii hidrologici se deteriorează și pe Dunăre În paralel, Apele Române arată că debitul Dunării a ajuns la 1.650 mc/s la 28 iulie și ar urma să coboare la începutul lui august spre 1.600 mc/s, conform prognozei INHGA , adică de trei ori sub media multianuală a lunii iulie (4.750 mc/s). Instituția avertizează că România se confruntă cu „secetă severă” pe întreg bazinul Dunării și că nu sunt indicii de îmbunătățire pe termen scurt; precipitațiile prognozate în Austria (40–50 l/mp până la 4 august) nu ar urma să aibă un efect semnificativ pe sectorul românesc. Efecte deja vizibile în sistem: opriri la Cernavodă În energie, primul efect operațional menționat este oprirea Unității 1 de la Cernavodă, iar „mâine” (raportat la data publicării articolului) ar urma să se oprească și al doilea reactor, ceea ce ar însemna pierderea a 20% din capacitatea de producție a României, potrivit informațiilor din material. Pentru Hidroelectrica, întrebarea imediată rămâne dacă nivelurile mai scăzute ale lacurilor se vor reflecta în producție și în rezultatele financiare din trimestrele următoare, în funcție de durata și intensitatea secetei. [...]
Oprirea reactoarelor de la Cernavodă scoate din sistem circa 1.300 MW și împinge România spre importuri în orele de vârf , iar premierul interimar Ilie Bolojan le cere marilor consumatori industriali să reducă temporar consumul, în special seara, potrivit Economedia . Bolojan a spus la Digi24 că oprirea Centralei de la Cernavodă obligă la creșterea importurilor de energie și a făcut un apel direct către „marii investitori industriali” pentru reducerea consumului „mai ales seara, atunci când avem deficit de energie”. De ce s-au oprit reactoarele: nivel scăzut al Dunării Premierul interimar a explicat că oprirea a fost determinată de scăderea debitului Dunării, care ar fi coborât la circa 1.600 metri cubi pe secundă și ar urma să scadă în zilele următoare, față de 3.900–4.500 metri cubi pe secundă în anii trecuți, în această perioadă. În aceste condiții, centrala are nevoie de apă pompată din bazinul alimentat din Dunăre, iar dacă nivelul scade sub un prag (sub 2 metri), pompele trebuie oprite, ceea ce duce la oprirea unităților. Impact operațional: deficit în vârf și presiune pe importuri Autoritățile ar fi fost informate încă de luni seară, în cadrul „comandamentului energetic”, despre decizia tehnică de oprire a primului reactor. Miercuri, specialiștii au decis oprirea și a celui de-al doilea reactor. Conform declarațiilor citate, efectul în sistem este semnificativ: după oprirea primului grup, România a pierdut aproximativ 550 MW (sub 10% din producție, în contextul unui consum zilnic de circa 7.000 MW); odată cu oprirea celui de-al doilea grup, pierderea suplimentară ar urma să fie de aproximativ 600–650 MW; cumulat, cele două grupuri produceau în jur de 1.300 MW, adică aproape 20% din consumul zilnic în această perioadă. Bolojan a indicat că intervalul critic pentru sistem rămâne între orele 20:00 și 23:00, când consumul atinge maximele, iar acoperirea deficitului ar urma să se facă prin pornirea tuturor capacităților disponibile (gaz, fotovoltaic, stocare, eolian) și prin importuri. [...]
Portul Constanța ar putea deveni o verigă în diversificarea aprovizionării cu gaze a Europei , dacă România reușește să se conecteze la fluxuri din zona Caspică, inclusiv din Turkmenistan, printr-un traseu care ar lega infrastructura din Azerbaidjan și Georgia de conducta BRUA, potrivit Economica . Ideea a fost prezentată de Mihai Daraban , președintele Camerei de Comerț și Industrie a României (CCIR), care susține că un astfel de proiect ar putea accelera cooperarea economică dintre România și Turkmenistan, cu sectorul energetic drept „punct de plecare” în contextul european actual. Declarațiile sunt atribuite unui comunicat al CCIR. Traseul propus și rolul BRUA Conform declarațiilor, scenariul discutat presupune ca Portul Constanța să funcționeze ca punct de intrare pentru gaze naturale din Turkmenistan către Europa, prin: conectarea cu infrastructura de transport din Azerbaidjan și Georgia; continuarea către România și, ulterior, integrarea în conducta BRUA (coridor regional de transport al gazelor). În același context, Daraban a relansat ideea reluării proiectului AGRI , care „ar putea asigura accesul pe piața europeană” pentru volume de gaze din regiunea Caspică, începând cu Turkmenistan. În material nu sunt oferite detalii despre calendar, capacități sau investiții necesare, iar formularea rămâne la nivel de intenție. Cooperare economică România–Turkmenistan: port-to-port și distribuție Discuțiile au vizat identificarea de oportunități de cooperare bilaterală, cu accent pe energie și pe cooperarea port-to-port între Constanța și Turkmenbași. Ambasadorul Turkmenistanului, Annamammet Annayev, a prezentat oportunități economice din țara sa și a indicat o creștere a PIB de 6,3% în prima jumătate a anului 2026, precum și faptul că Turkmenistanul se află pe locul 4 în lume la rezerve certificate de gaze naturale, potrivit declarațiilor sale. „Cooperarea port-to-port dintre Turkmenbași și Constanța, alături de proiectul unui centru zonal de distribuție a produselor turkmene în Portul Constanța, poate deveni un pilon strategic al relației economice dintre cele două țări”, a declarat ambasadorul. De ce contează Pentru România, miza este poziționarea Portului Constanța și a infrastructurii conexe ca punct de tranzit într-un posibil lanț de aprovizionare cu gaze din regiunea Caspică spre piața europeană. În forma prezentată, proiectele invocate (inclusiv AGRI) sunt la nivel de discuții și necesită, potrivit lui Daraban, un „nucleu” de business care să coaguleze companii din ambele țări. [...]
Raportul Corpului de Control indică un transfer de valoare către privat în proiectul SMR Doicești , după ce terenul necesar investiției a fost cumpărat inițial cu circa 2,8 milioane euro și revândut companiei de proiect cu 46,39 milioane euro, printr-un mecanism care ar fi redus protecțiile legale ale acționarului de stat, potrivit Economedia . Investigația Corpului de Control al Prim-Ministrului la Societatea Națională „Nuclearelectrica” (SNN) descrie o cronologie în care partenerul privat, Nova Power & Gas, ar fi vândut către RoPower (companie de proiect deținută 50/50 de SNN și Nova) terenul de la Doicești la un preț de 16 ori mai mare decât cel de achiziție, fără o justificare economică solidă pentru această creștere. Teren de 52 de hectare, de la 2,8 milioane euro la 46,39 milioane euro Conform raportului, în decembrie 2021 Nova Power & Gas a plătit efectiv aproximativ 2,8 milioane euro pentru circa 52 de hectare. În iunie 2025, aceeași suprafață a fost transferată către RoPower pentru 46,39 milioane euro (cu TVA), sumă formată din: preț de vânzare: 24,34 milioane euro; „acord de refacturare”: 22,05 milioane euro. Documentul mai notează că amplasamentul de la Doicești a fost, potrivit consultantului american, pe locul al doilea din 9 amplasamente evaluate în final. Cum ar fi fost evitată evaluarea independentă prevăzută de Legea 31/1990 Una dintre concluziile majore este legată de modul în care ar fi fost ocolită expertiza independentă obligatorie în cazul unui aport în natură la capitalul social. Raportul arată că, dacă terenul ar fi fost adus ca aport în natură, Art. 44¹ din Legea 31/1990 ar fi impus evaluatori numiți de Registrul Comerțului, tocmai pentru a preveni supraevaluarea. În schimb, partenerii ar fi ales vânzarea terenului către RoPower la 7 zile după expirarea termenului de 2 ani de la înființarea societății, moment după care restricțiile legale de protecție a acționarilor „nu mai sunt la fel de stricte”. Raportul reține explicit că această strategie „a scos SNN de sub protecția legii”. „Refacturarea” și costurile excluse de evaluator, dar incluse în preț Raportul descrie și un „acord de refacturare” folosit pentru a urca prețul peste valoarea de piață. Evaluatorul independent KPMG a stabilit valoarea de piață a amplasamentului la 24,45 milioane euro, excluzând cheltuieli de aproximativ 19,1 milioane euro care, în opinia experților, nu adăugau valoare terenului (de exemplu dobânzi la capitalul propriu sau renovări de clădiri). Totuși, Nova ar fi refacturat către RoPower costuri excluse, în valoare de 19,49 milioane euro (fără TVA), inclusiv 5,44 milioane euro reprezentând „dobândă pe capitalul propriu Nova” și lucrări executate de Electrogrup (companie din același grup cu Nova). Concluzia raportului este că, astfel, statul ar fi ajuns să plătească din împrumuturi inclusiv profitul și dobânzile partenerului privat. Praguri de aprobare ridicate înainte de tranzacție Documentul indică și modificări ale pragurilor de aprobare cu 7 zile înainte de semnarea contractului: pragul de la care era necesară aprobarea Adunării Generale a RoPower a fost ridicat de la 5 milioane euro la 50 milioane euro. În această configurație, tranzacția de circa 46 milioane euro a putut fi aprobată doar de Consiliul de Administrație, fără a mai trece printr-un nivel de aprobare care ar fi implicat un mandat formal pentru decizia SNN. Finanțare majoritară de la Nuclearelectrica, beneficii împărțite 50/50 Până în martie 2026, cheltuielile totale ale proiectului Doicești au ajuns la 275,8 milioane dolari (aprox. 1,25 miliarde lei). Cea mai mare parte ar fi fost finanțată de Nuclearelectrica prin împrumuturi de acționar, de aproximativ 228,6 milioane dolari (aprox. 1,04 miliarde lei). Raportul mai consemnează că Nova Power & Gas deține 50% din companie, dar contribuția sa financiară ar fi fost limitată la capitalul social (aproximativ 4 milioane euro, adică aprox. 20 milioane lei), restul „aportului” fiind, în esență, terenul vândut la un preț considerat supraevaluat, tot din banii împrumutați de SNN. „Asocierea în cote egale nu a avut «o justificare logică sau economică» (…) riscurile, obligațiile și drepturile nu au fost stabilite echilibrat între compania de stat și Nova”, reține Corpul de Control în concluzii, potrivit documentului citat. [...]
