Știri
Știri din categoria Energie
Nuclearelectrica își întărește baza tehnică pentru retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă printr-un memorandum de cooperare cu operatorul argentinian Nucleoelectrica Argentina (NASA), într-un demers care vizează schimb de experiență și sprijin pe proiecte legate de tehnologia CANDU 6, potrivit Agerpres.
SN Nuclearelectrica (SNN) și NASA au semnat joi un Memorandum de Înțelegere neangajant pentru cooperare în operarea și dezvoltarea tehnologiei CANDU 6. Miza imediată pentru compania românească este relevanța practică a experienței argentiniene în retehnologizare, în condițiile în care NASA a finalizat retehnologizarea centralei Embalse, iar Nuclearelectrica se află în faza a doua a retehnologizării Unității 1 de la CNE Cernavodă.
Compania românească susține că schimbul de experiență între cei doi operatori reprezintă un avantaj în derularea proiectului de retehnologizare a Unității 1, întrucât ambele părți au competențe în inginerie, operare, mentenanță, managementul proiectelor majore, extinderea duratei de viață și analize de securitate nucleară pentru reactoare CANDU 6.
Conform comunicatului citat, părțile vor explora oportunități de cooperare în mai multe arii, între care:
Cooperarea ar putea include și sprijin pentru construirea de noi unități, precum și schimb de experiență privind punerea în funcțiune.
Cele două companii vor înființa un „Steering Committee” (comitet de coordonare) responsabil cu avansarea activităților de identificare a oportunităților și cu dezvoltarea ulterioară a cooperării.
În comunicat este citat Mihai Gioară, director Dezvoltare și Managementul Participațiilor, care descrie parteneriatul ca o „evaluare inter-pares” (între operatori comparabili) cu beneficii pe termen mediu și lung pentru operare, retehnologizare, implementare de proiecte și punerea în funcțiune de noi capacități.
În același context, compania indică faptul că dezvoltarea bazelor de expertiză în domeniul nuclear are efecte pe termen lung, inclusiv prin contribuția energiei nucleare la securitatea energetică, lanțul de aprovizionare și dezvoltarea economică.
Recomandate
Prelungirea opririi reactoarelor 1 și 2 de la Cernavodă menține presiunea pe sistemul energetic , mai ales seara, însă autoritățile spun că au evitat până acum limitarea consumului la marii clienți industriali, potrivit Profit . Mesajul a fost transmis de secretarul de stat Cristian Bușoi , la conferința Profit Energy.Forum. În intervenția sa, Bușoi a spus că oprirea prelungită a celor două reactoare „creează o presiune pe sistemul energetic național” și „o problemă de adecvanță” (capacitatea sistemului de a acoperi cererea), în special în orele de seară. Cu toate acestea, oficialul a susținut că România a trecut perioada fără să ajungă la limitări pentru marii consumatori industriali, fiind pus „doar cadrul legal” pentru un scenariu considerat puțin probabil în practică. „Până acum România a reușit să treacă cu bine toată această perioadă fără să ajungă să facă limitări la marii consumatori industriali.” De ce nu există un termen public pentru repornire Bușoi a afirmat că redeschiderea reactoarelor este necesară „cât mai urgent”, dar a explicat că un anunț public privind momentul repornirii nu poate fi făcut, invocând două motive: rezervele experților de la Apele Române, ANM și Nuclearelectrica , după ce prognozele anterioare „au fost infirmate de realitate”, pe fondul secetei prelungite; riscul ca un anunț să influențeze comportamente în piață și decizii de afaceri ale unor furnizori, traderi și producători, motiv pentru care autoritățile vor să evite „speculațiile”. „Orice anunț îl facem (...) generează niște comportamente în piață (...) și e foarte important să nu speculăm în această direcție.” Ce urmează: repornirea depinde de „nivelul minim” și de avizul specialiștilor Deși „prognozele încep să arate o creștere”, secretarul de stat a spus că România este încă „departe de nivelul minim de redeschidere”. În plus, ar fi nevoie de prognoze în creștere susținută, pentru a evita situația în care centrala ar fi repornită, iar apoi oprită din nou după scurt timp. Decizia finală va ține de specialiști, care „vor avea ultimul cuvânt” din perspectiva siguranței echipamentelor, a mai spus Bușoi. În paralel, el a indicat că piața regională a fost stabilă, dar a atras atenția că lucrări de mentenanță în regiune și episoade de cerere excepțională în economiile vestice pot reapărea ca factori de presiune. [...]
Negocierile pentru proiectul SMR de la Doicești rămân blocate pe împărțirea riscurilor , după ce NuScale ar fi refuzat să semneze acorduri cu caracter angajant și ar fi propus, ca alternativă, doar un mecanism de tip „warrants” (drepturi de subscriere de acțiuni la un preț prestabilit), potrivit unui document al Nuclearelectrica analizat de Profit . Miza economică este majoră: România ar urma să plătească inițial un singur modul, iar restul doar după validarea funcționării acestuia. Documentul citat indică drept „cea mai importantă” condiție faptul că România ar urma să plătească un singur mini-reactor de 77 MW din cele 6 preconizate pentru Doicești, iar pentru celelalte 5 module plata să fie făcută doar după ce se dovedește că primul funcționează corespunzător. Blocaj la „FID” și refuzul unui acord obligatoriu În document se arată că, deși propunerile companiei de proiect (RPN) ar fi aliniate practicilor de piață pentru proiecte „FOAK” (First of a Kind – primele proiecte de acest tip, cu riscuri mai mari), NuScale ar fi refuzat semnarea unui acord „binding” (obligatoriu). Conform aceleiași surse, abordarea ar fi „condiționată și restrictivă” din perspectiva unei asumări echilibrate a riscurilor și nu ar oferi o soluție concretă pentru îndeplinirea condiției „FID” (decizia finală de investiție). Tot în document se menționează că propunerile NuScale ar include „limitări și exonerări extinse”, prin care s-ar evita asumarea unor obligații privind rambursarea costurilor pentru cele cinci module și garanții de performanță. „NuScale a încetat a mai da curs acestor discuții”, se arată în documentul Nuclearelectrica citat de Profit. „Framework Agreement”, înlocuit cu o propunere de acțiuni la preț prestabilit O altă condiție descrisă ca esențială pentru SNN (Nuclearelectrica) este încheierea unui acord-cadru („Framework Agreement”), văzut ca instrument pentru o alocare corectă a riscurilor („risk sharing”) și pentru obținerea de beneficii strategice proporționale cu implicarea și riscurile asumate. Potrivit documentului, nu există în prezent o formă agreată a acestui acord sau un mecanism alternativ angajant, iar întârzierile ar fi fost generate de partenerul NuScale, care ar fi renunțat treptat la elemente angajante. În acest context, NuScale ar fi adus în discuție o alternativă bazată pe „warrants” – dreptul SNN de a subscrie acțiuni NuScale la un preț de exercitare prestabilit. Din perspectiva SNN, mecanismul nu ar fi suficient, în forma propusă, pentru îndeplinirea condiției FID, iar solicitarea exprimată este revenirea la „Framework Agreement”. Amplasamentul: condiție neîndeplinită privind riscul de gaze naturale A treia condiție menționată vizează clarificarea/soluționarea situației privind existența gazelor naturale pe amplasament, inclusiv clasificarea puțului Soceram și lucrări de abandonare a puțului – element considerat esențial pentru evaluarea acceptabilității amplasamentului din perspectiva hazardului asociat gazelor naturale. Documentul indică faptul că această condiție este neîndeplinită, nefiind confirmat un cadru procedural pentru măsuri de diminuare a riscurilor, în linie cu cerințele autorităților și bunele practici aplicabile proiectelor nucleare, inclusiv standarde ale AIEA (Agenția Internațională pentru Energie Atomică) . Se mai arată că lipsa suportului instituțional ar fi afectat calendarul proiectului, prin întârzierea unor studii necesare pentru obținerea autorizației de amplasament. RPN ar fi încheiat un acord pentru o evaluare independentă; rezultatele preliminare indicative ar urma să fie disponibile din martie 2027, iar studiul final ar urma să fie emis în octombrie 2027, conform documentului citat. [...]
Oprirea a două reactoare la Cernavodă scoate din sistem circa 900 MW și împinge România spre achiziții mai scumpe din piață, ceea ce poate însemna facturi mai mari la energie în această toamnă , potrivit Mediafax , care îl citează pe secretarul de stat Cristian Bușoi. Bușoi spune că estimările exacte privind evoluția facturilor nu sunt încă finalizate, inclusiv pentru că nu este clar cât timp vor rămâne oprite cele două reactoare de la Cernavodă. În plus, el indică drept factor de presiune „ prețurile record la gazul natural ” la nivel european, care se reflectă și în costul electricității în întreaga Uniune Europeană. De ce se scumpește energia: 900 MW lipsă și prețuri mai mari în orele de vârf Oprirea reactoarelor înseamnă că aproximativ 900 MW, care făceau obiectul unor contracte bilaterale între Nuclearelectrica și furnizori sau mari consumatori, trebuie înlocuiți prin achiziții din piață. Bușoi afirmă că energia cumpărată astfel vine la „prețuri sensibil mai mari”, uneori chiar duble în orele de vârf, față de scenariul în care centrala ar fi funcționat. În același timp, România a înregistrat importuri record de energie electrică: potrivit secretarului de stat, sâmbătă s-a ajuns la 3.500 MW, aproape de capacitatea maximă de import, de aproximativ 4.000 MW. El susține însă că, în acest moment, nu există risc de lipsă de electricitate și nici perspectiva unor limitări de consum pentru marii consumatori industriali. Cât de mare ar putea fi creșterea: „nu avem date” pentru 50%, dar urmează scumpiri Întrebat despre un scenariu de scumpire de până la 50% a electricității, Bușoi spune că datele disponibile „nu susțin în prezent” o astfel de majorare, dar anticipează o creștere „semnificativă”, pe fondul complicațiilor din piața europeană. El mai afirmă că redeschiderea reactoarelor până la jumătatea lunii octombrie „nu mai este realistă”, iar autoritățile așteaptă prognoze pentru a doua parte a lunii. În paralel, speranța este ca unele capacități indisponibile de la Cernavodă să fie repuse în funcțiune spre sfârșitul acestei luni sau începutul lunii viitoare. Efecte în economie: risc de scumpiri în lanț și presiune pe buget pentru sprijin Bușoi avertizează că scumpirea energiei pentru marii consumatori industriali (electricitate și gaze) se poate transfera în prețurile produselor, cu efecte asupra inflației și puterii de cumpărare. Pentru consumatorii vulnerabili, el indică drept instrument existent voucherele de 50 de lei și spune că, dacă situația se deteriorează, un viitor guvern sau Parlamentul ar putea decide suplimentarea sprijinului. În acest moment, potrivit lui Bușoi, nu există discuții concrete, iar guvernul interimar nu poate lua astfel de decizii. Tot el subliniază că eventualele măsuri suplimentare depind de resursele bugetare ale viitorului Executiv. [...]
România intră în iarnă cu risc de deficit de putere la vârf și importuri scumpe , pe fondul opririi reactoarelor de la Cernavodă, al secetei care reduce producția hidro și al întârzierilor la capacități pe gaz, potrivit unei analize publicate de Adevărul . Miza nu este doar „câtă energie există” în total, ci dacă sistemul poate acoperi orele de consum maxim fără să lovească limitele tehnice ale importurilor. România se apropie de o criză energetică „mai ales dacă” se cumulează trei condiții: Centrala Nucleară de la Cernavodă nu pornește, iarna este geroasă, iar importurile de electricitate ajung la limita rețelei (capacitatea maximă pe care interconexiunile o pot transporta în siguranță). Într-un astfel de scenariu, țara ar urma să importe masiv curent la prețuri mari, iar marja de siguranță a sistemului s-ar reduce puternic în orele de vârf. De ce contează: problema e „puterea” disponibilă, nu energia în ansamblu Analiza susține că riscul imediat este deficitul de putere în vârfurile de consum, când și statele vecine au nevoie de electricitate. Cu alte cuvinte, chiar dacă există energie pe parcursul zilei, sistemul poate rămâne vulnerabil în intervalele în care cererea urcă rapid, iar producția internă nu poate fi crescută suficient de repede. În acest context, oprirea reactoarelor de la Cernavodă și producția hidro afectată de secetă reduc capacitatea internă tocmai în perioadele critice, împingând România spre importuri mai mari și mai scumpe. Decizii și întârzieri care au blocat investiții și capacități noi Materialul indică lipsa unei strategii energetice pe termen lung și enumeră cinci decizii/derapaje care au contribuit la vulnerabilitatea actuală: Legea offshore din 2018 , asociată în text cu Liviu Dragnea, care a introdus taxe suplimentare și condiții comerciale considerate descurajante de investitori, întârziind proiectul Neptun Deep . ExxonMobil s-a retras, iar Romgaz a preluat participația cu 1 miliard de dolari (aprox. 4,6 miliarde lei). Șefa OMV Petrom, Christina Verchere, este citată cu ideea că fără întârzierea din 2018 producția ar fi început în 2022. Centrale pe gaz construite/refăcute prea târziu : termocentrala Iernut (unitate strategică) trebuia finalizată în 2020, dar este așteptată să pornească pe 31 decembrie 2026 și ar urma să acopere 5%–7% din consumul României. La Mintia , a fost pusă în funcțiune prima turbină de 135 MW dintr-un total planificat de 1.700 MW; testările sunt descrise ca prelungite. Renunțarea la cărbune înainte ca alternativele să fie gata , în baza calendarului din PNRR , cu închideri de mine înainte de finalizarea centralelor pe gaz. România ar fi cerut amânări „prea târziu”. În text este menționată poziția ministrului Energiei, Dumitru Chisăliță, care apreciază că lignitul rămâne indispensabil iernii următoare și are valoare strategică. Stocarea energiei rămasă în urmă față de regenerabile , ceea ce a dus la un sistem care produce mult când cererea e mică și insuficient când cererea e maximă. Sunt menționate ținte de creștere a stocării: 3.000 MW / 11.000 MWh până în 2027; 3.300 MW / 12.400 MWh până în 2030; 4.800 MW / 18.400 MWh până în 2035. Întârzieri la reactoarele 3 și 4 de la Cernavodă , estimate pentru punere în funcțiune în 2030 și 2031. Cernavodă: opriri, secetă și o retehnologizare care complică 2027 Analiza arată că cele două reactoare de la Cernavodă acoperă circa 20% din necesarul de electricitate al României, dar sunt oprite din cauza secetei. În plus, Unitatea 1 (în funcțiune din 1996) ar urma să fie oprită anul viitor pentru retehnologizare, pe o durată de 32 de luni (aproape trei ani). Textul notează explicit că nu este clar cum va fi compensată oprirea Reactorului 1 și că nu există încă proiecte pentru situațiile în care scăderea Dunării împiedică funcționarea reactoarelor. Ca element de comparație, sunt menționate centralele de la Kozlodui (Bulgaria) și Paks (Ungaria), tot pe Dunăre, care au continuat să producă; diferența ar ține, potrivit analizei, de proiectarea captării apei și amplasament. În perioada descrisă, Bulgaria ar fi exportat energie la niveluri record, iar România ar fi fost principalul cumpărător. Gazele: stocuri mai mici și importuri „pe ușile laterale” Pe partea de gaze, directorul Transgaz, Ion Sterian, este citat cu ideea că stocurile sunt cu peste 300 de milioane de metri cubi sub nivelul de anul trecut, iar o iarnă geroasă ar putea împinge România spre importuri la final de ianuarie și în februarie. În paralel, populația rămâne protejată de schema de plafonare până în primăvara anului viitor, conform textului. Ministerul Energiei afirmă că România nu importă gaz din Rusia și că nu a avut contracte directe cu Gazprom, însă analiza susține că aprovizionarea poate veni indirect prin Bulgaria și Ungaria (țări care importă gaz rusesc), inclusiv prin TurkStream, conductă în care „sunt multe molecule de gaz rusesc”. Sunt menționate și evoluții regionale: creșterea ponderii gazului rusesc în importurile Ungariei între 2021 și 2025 și existența unui contract pe 15 ani cu Gazprom semnat în 2021, fără o decizie formală de reziliere anunțată. La ce să ne așteptăm în următoarele luni Concluzia analizei este că urmează „trei-patru luni complicate”, cu Sistemul Energetic Național în stare de alertă la nivel guvernamental, în condițiile opririi de la Cernavodă, ale secetei și ale întârzierilor la Iernut și Mintia. Dacă repornirea Cernavodă întârzie și iarna este severă, marja de siguranță se îngustează, iar România riscă să depindă de importuri scumpe exact în momentele în care și vecinii au nevoie de energie. [...]
România a înregistrat cele mai mari scumpiri din UE la electricitate și gaze pentru gospodării , în prima jumătate din 2026 față de aceeași perioadă din 2025, potrivit datelor Eurostat citate de Biziday . Creșterile sunt calculate în moneda națională: +51,6% la energia electrică și +9,3% la gaze naturale, într-un context în care media UE indică, per ansamblu, ieftiniri. Electricitate: România, pe primul loc la creșteri, în timp ce media UE scade La nivelul Uniunii Europene, prețurile medii la energia electrică plătite de gospodării au scăzut cu 2,2% în prima jumătate a anului, până la 0,28 euro/kWh. Ponderea taxelor și contribuțiilor în factura finală s-a redus cu 0,5 puncte procentuale, la 28,4%. În schimb, exprimate în moneda națională, cele mai mari creșteri au fost: România: +51,6% Irlanda: +19,8% Finlanda: +18,4% Gaze naturale: scădere la nivelul UE, dar majorare în România Și la gaze naturale, media UE arată o scădere: prețurile medii plătite de gospodării au coborât cu 3,5% față de prima jumătate din 2025, la 0,11 euro/kWh. Eurostat explică evoluția prin revenirea fluctuațiilor sezoniere la tiparul de dinaintea crizei din 2022 . În moneda națională, cele mai mari majorări au fost: România: +9,3% Croația: +8,9% Slovacia: +6,6% Miza pentru consumatori și pentru economie este că România se decuplează de tendința medie europeană de temperare a costurilor la energie pentru gospodării, ceea ce poate menține presiunea pe bugetele populației și pe consum, în special în sezonul rece. [...]
Rosatom își extinde ofensiva comercială în Africa, cu discuții pentru centrale nucleare mari în patru țări , într-un demers care poate redesena pe termen lung piața de infrastructură energetică de pe continent și influența fluxurile de investiții în proiecte strategice, potrivit HotNews . Șeful companiei nucleare de stat Rosatom, Alexei Lihacev, a declarat că Rusia este pregătită să furnizeze centrale nucleare „de diverse dimensiuni și configurații” pentru țările africane. El a precizat că Rosatom discută cu Uganda, Ghana, Etiopia și Egipt pentru construirea de centrale nucleare mari , informație atribuită de HotNews agenției Reuters. „Abordare adaptată” și extinderea relațiilor economice Lihacev a descris „principiul” pe care îl invocă Rosatom în relația cu statele africane: „Parteneriatul nostru se bazează pe principiul că Africa este diversă, iar pentru fiecare țară avem o abordare adaptată, care depășește cadrul unui singur proiect.” Cooperarea nucleară a fost unul dintre subiectele discutate la al treilea Summit Rusia–Africa , organizat la Moscova în această săptămână, cu participarea reprezentanților din aproximativ 50 de țări africane , inclusiv șefi de stat și de guvern. Forumul, lansat în 2019, este prezentat ca parte a eforturilor Rusiei de a-și aprofunda legăturile politice și economice cu Africa. Miza: proiecte mari, dar și „nuclear la scară mică” și centrale plutitoare După summit, Vladimir Putin a spus că statele africane ar fi arătat interes pentru: centrale nucleare, tehnologii nucleare la scară mică, aplicații nucleare în medicină și agricultură. Separat de discuțiile pentru centrale mari, Lihacev a afirmat că nouă țări africane au exprimat un „interes semnificativ” pentru centralele nucleare plutitoare promovate de Rosatom, ca soluție pentru țările de coastă care vor să intre în sectorul nuclear. Potrivit oficialului, ar exista negocieri detaliate cu Egipt, Tanzania, Togo și Namibia . Context: Africa are o singură centrală nucleară funcțională În prezent, continentul are o singură centrală nucleară în funcțiune : Koeberg din Africa de Sud, construită cu tehnologie franceză și pusă în exploatare la mijlocul anilor 1980. În Egipt , Rosatom construiește prima centrală nucleară a țării, El Dabaa , cu patru reactoare , iar compania discută și o posibilă extindere la șase reactoare . HotNews nu oferă detalii despre calendar, valoarea investițiilor sau stadiul negocierilor pentru celelalte state menționate. [...]
