Știri
Știri din categoria Energie
Nivelul scăzut al Dunării nu impune, deocamdată, restricții la CNE Cernavodă, iar ambele reactoare funcționează la putere nominală, potrivit G4Media. Mesajul companiei Nuclearelectrica vine în contextul îngrijorărilor legate de secetă și de efectele ei asupra producției de energie, însă operatorul spune că impactul climatic asupra activității sale este, în mod obișnuit, redus.
Compania arată că singurul episod în care o unitate a centralei a fost afectată de secetă severă a avut loc în august 2003, când Unitatea 1 a fost deconectată de la Sistemul Energetic Național (SEN) din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării, considerat atunci cel mai redus din ultimii 160 de ani.
Centrala de la Cernavodă folosește apa din Dunăre pentru răcirea reactoarelor, iar elementul determinant pentru operare este nivelul apei din bazinul de aspirație din care este preluată apa, nu doar nivelul fluviului în general. Nuclearelectrica susține că, atât timp cât sunt îndeplinite condițiile de operare – în special cele privind securitatea nucleară – factorii climatici au un impact redus chiar și în perioade dificile pentru alți producători de energie.
Nuclearelectrica precizează că doar în scenariul unei secete extreme sunt prevăzute praguri de operare care pot duce la oprirea reactoarelor, pentru a asigura securitatea nucleară, conform procedurilor și specificațiilor de proiect. Pragurile menționate sunt:
(mdMB înseamnă „metri deasupra nivelului Mării Baltice”, sistemul de referință altimetric folosit în România pentru măsurarea cotelor.)
Compania mai afirmă că, în cazul opririi unuia sau ambelor reactoare, ar exista în continuare suficientă apă în bazinul de aspirație pentru răcire, prin utilizarea unor pompe speciale cu o înălțime de aspirație mai redusă, de aproximativ 1,4 mdMB.
Recomandate
Criza de combustibil din Rusia împinge piața spre soluții digitale de „monitorizare” în timp real , după ce mai multe platforme au lansat hărți interactive care indică benzinăriile unde se poate alimenta, potrivit G4Media . Instrumentele au apărut pe fondul unei crize a carburanților, iar una dintre hărți a fost dezvoltată de o bancă rusească, pe baza analizei a milioane de tranzacții anonime de achiziție de benzină. Din aceste date, banca a estimat disponibilitatea benzinei la nivel național. Harta respectivă acoperă peste 20.000 de benzinării și permite urmărirea stării acestora în timp real. În paralel, au fost lansate și alte hărți, inclusiv regionale, unele cu comentarii ale șoferilor despre cozile de la benzinării. Potrivit presei internaționale citate de EFE, criza combustibililor ar fi fost declanșată de atacurile ucrainene asupra rafinăriilor rusești și ar fi afectat o treime din populația țării. În plan de politică economică, guvernul rus a anunțat miercuri o interdicție privind exporturile de motorină și începerea importurilor de combustibil, măsuri prezentate ca încercare de stabilizare a pieței. [...]
Rețele Electrice România scoate la licitație lucrări de până la 387 milioane lei fără TVA , un pachet multianual care poate accelera modernizarea rețelelor de înaltă tensiune în trei regiuni și, implicit, capacitatea de racordare și siguranța alimentării, potrivit Economica . Licitația vizează contracte de lucrări la instalațiile de înaltă tensiune, structurate pe trei loturi, corespunzătoare celor trei regiuni operaționale deservite de companie: Muntenia (inclusiv București), Banat și Dobrogea. Informațiile sunt prezentate de Agerpres , citată în articol. Ce lucrări intră în pachet și unde se fac Proiectele includ racordări, întăriri de rețea și extinderi ale stațiilor de transformare și ale liniilor electrice, în municipiul București și în județele Ilfov, Giurgiu, Arad, Caraș-Severin, Hunedoara, Timiș, Constanța, Tulcea, Ialomița și Călărași. Pentru liniile electrice de înaltă tensiune (aeriene și subterane) sunt menționate activități precum lucrări preliminare construcției, sistematizări de terenuri, intervenții la stâlpi și la elemente electromecanice ale rețelei. În stațiile de transformare, lucrările includ demontarea echipamentelor existente și montarea unora noi de înaltă, medie și joasă tensiune, inclusiv echipamente de telecontrol și protecție (sisteme care permit operarea și supravegherea de la distanță și intervenția automată la defecte). Calendar și condiții de execuție Termenul de depunere a ofertelor este 17 august 2026, iar durata contractului atribuit este de 60 de luni de la semnare. Pe parcursul execuției, compania precizează că vor fi respectate cerințele legale și de reglementare privind protecția mediului, precum și standardele relevante în vigoare. Context: dimensiunea rețelei operate Rețele Electrice România operează o rețea de circa 136.000 km în Muntenia (inclusiv București), Banat și Dobrogea, acoperind o treime din piața locală de distribuție, și derulează un program de investiții pentru îmbunătățirea calității serviciilor, siguranței și performanței rețelelor, în linie cu standardele de mediu ale grupului PPC. Infrastructura include 293 de stații de transformare și peste 26.000 de posturi de transformare. [...]
AMPERA a finalizat un modul de reactor nuclear la scară reală, realizat prin imprimare 3D , un pas care ar putea reduce timpii și costurile de fabricație pentru reactoare modulare, dacă tehnologia va fi validată ulterior în exploatare, potrivit IT之家 . Compania, cu sediul în SUA, a anunțat că modulul este „primul” de acest tip la dimensiune completă. Anunțul a fost făcut pe 2 iulie, ora locală din Florida, iar modulul este prezentat ca o etapă-cheie în dezvoltarea unui reactor pe toriu pe care AMPERA îl descrie drept „subcritic, solid și prefabricat în fabrică”. „Subcritic” înseamnă că reacția nucleară nu se autosusține fără o sursă externă de neutroni, o abordare urmărită de unele proiecte pentru a îmbunătăți profilul de siguranță, însă materialul citat nu oferă detalii despre calendarul de punere în funcțiune sau despre autorizări. Ce include modulul și ce promite tehnic În interiorul modulului, „miezul” este descris ca un ansamblu sferic realizat din carbură de siliciu (SiC), un material ceramic folosit în aplicații care cer rezistență ridicată la temperaturi și coroziune. Designul ar avea o durată de viață de până la 30 de ani, „fără a necesita completarea combustibilului nuclear” în acest interval, conform informațiilor din articol. Sistemul ar urma să folosească drept combustibil nuclear toriu de tip TRISO (particule de combustibil încapsulate în straturi ceramice, concepute pentru a reține produșii de fisiune). Publicația notează și o țintă de putere: fiecare modul ar putea furniza electricitate la nivelul de 30 MW. De ce contează pentru industrie Din perspectivă operațională, miza este mutarea unei părți mai mari din fabricație în procese standardizate, inclusiv imprimare 3D, și livrarea de module „gata de instalare”, ceea ce ar putea scurta ciclurile de producție față de construcția tradițională la amplasament. În acest stadiu, însă, informațiile disponibile se limitează la finalizarea modulului; materialul nu precizează dacă și când va urma integrarea într-un sistem complet, testele de performanță sau pașii de reglementare necesari pentru operare comercială. [...]
România ajunge în topul european al câștigurilor potențiale din stocarea energiei , ceea ce poate accelera investițiile în baterii și poate schimba modul în care se echilibrează Sistemul Energetic Național, potrivit unei analize publicate de Economica . Indicatorul folosit este calculat de ENTSO-E (rețeaua europeană a operatorilor de transport și sistem) și estimează „valoarea stocării” exclusiv din diferențele de preț din Piața pentru Ziua Următoare (PZU), pe perioada 1 iunie 2025 – 1 iunie 2026. Metoda pornește de la diferența medie zilnică dintre cele 8 ore cu cele mai mici prețuri (încărcare) și cele 8 ore cu cele mai mari prețuri (descărcare), adică o aproximare a veniturilor din arbitrajul zilnic (cumpărare ieftin, vânzare scump). De ce contează: semnal puternic de rentabilitate pentru investitori La nivel european, ENTSO-E indică un minim mediu de aproximativ 215 euro/MW pe zi, în timp ce în multe țări oportunitățile depășesc 600 euro/MW pe zi, pe fondul volatilității prețurilor spot. În acest context, România apare drept una dintre cele mai atractive piețe din regiune. Conform calculelor citate, România ar oferi un câștig de 792 euro/MW pe zi la utilizarea unei baterii de stocare, al patrulea nivel din Europa, după: Ungaria: 800 euro/MW pe zi Bulgaria: 798 euro/MW pe zi Grecia: 797 euro/MW pe zi Câtă stocare există deja în România și cât de repede crește Pe partea operațională, datele Transelectrica menționate în analiză arată că, la 20 iunie , România avea 878 MW putere instalată și 1.630 MWh capacitate de stocare în baterii. Ritmul de creștere este rapid: în urmă cu două luni, capacitatea era de circa 1.100 MWh , ceea ce înseamnă un plus de 500 MWh în aproximativ două luni, pe fondul intrării în exploatare a unor instalații mari. Așteptări pentru 2026: pragul de 2.000 MW În februarie, vicepreședintele ANRE Gabriel Andronache a declarat că puterea instalațiilor de stocare ar urma să se tripleze față de finalul anului trecut, până la 2.000 MW la finalul acestui an, pe ideea că stocarea poate „întârzia” vârful de producție din timpul zilei și poate reduce expunerea la prețurile mari din vârful de sarcină. „Am terminat anul trecut cu o capacitate de stocare dispecerizabilă (în sens de putere instalată – n.red.) de aproape 600 MW, la finalul acestui an ne așteptăm să depășim pragul de 2.000 MW”, a spus atunci Andronache. Pentru piață, combinația dintre câștigurile potențiale ridicate din diferențele de preț și creșterea accelerată a capacităților instalate sugerează că bateriile vor avea un rol tot mai vizibil în echilibrarea SEN și în modul în care se formează prețurile în orele de vârf. [...]
Motorina nu s-a scumpit uniform după expirarea plafonării accizei , iar diferențele de preț dintre lanțurile de benzinării din București au devenit vizibile încă din dimineața de 1 iulie, potrivit HotNews , pe baza datelor din Monitorul Prețurilor . Marți, cea mai ieftină motorină standard era la Petrom, la 9,18 lei/litru. La Lukoil, MOL, Rompetrol, OMV și Socar, prețul era 9,24 lei/litru, conform aceleiași surse. Cât costa motorina standard pe 1 iulie, după expirarea măsurii Miercuri dimineață, după expirarea plafonării accizei, unele rețele au păstrat prețul, în timp ce altele au afișat creșteri: Rompetrol: 9,24 lei/litru Lukoil: 9,24 lei/litru Petrom: 9,54 lei/litru MOL: 9,60 lei/litru OMV: 9,60 lei/litru Socar: 9,59 lei/litru Diesel premium: scăderi la unii, creșteri la alții Și la motorina premium, variațiile între companii au fost semnificative miercuri dimineață. Rompetrol a redus prețul la 9,99 lei/litru, același nivel fiind și la Socar. La polul opus, MOL afișa 10,45 lei/litru, cel mai ridicat preț menționat în datele citate. În același timp, OMV vindea cu 4 bani/litru sub prețul MOL, iar la Petrom motorina premium era 10,31 lei/litru. Marți, înainte de expirarea măsurii, premium-ul era cel mai ieftin la Petrom (9,95 lei/litru) și cel mai scump la Rompetrol (10,20 lei/litru). Context: măsura a expirat, prelungirea e blocată Reducerea temporară a accizei la motorină a expirat miercuri, 1 iulie. Plafonarea era de 36 de bani/litru (cu TVA). Proiectul legislativ care ar fi permis prelungirea până la 30 noiembrie este blocat în Parlament, iar aleșii au intrat în vacanță, potrivit Agerpres. [...]
Un program de „energie gratuită” la prânz poate reduce costurile sistemului, dacă mută consumul din orele scumpe de seară , arată primele rezultate ale unui proiect-pilot analizat de Asociația Energia Inteligentă (AEI) , potrivit Profit . Datele PPC indică faptul că peste 83% dintre participanți și-au modificat comportamentul de consum în intervalele cu energie activă la preț zero. Proiectul-pilot al PPC vizează 5.000 de clienți și oferă energie activă gratuită în anumite intervale orare. AEI descrie inițiativa drept un test de „flexibilitate a consumului” – adică măsura în care consumatorii își pot muta utilizarea energiei către orele în care sistemul are excedent (de regulă la prânz, când producția fotovoltaică este ridicată). „Introducerea energiei active la preț zero de către PPC pentru 5.000 de clienți reprezintă, dincolo de o campanie de marketing inteligentă, unul dintre cele mai interesante experimente de flexibilitate a consumului realizate până acum pe piața de energie din România”, susține Dumitru Chisăliță, președintele AEI. Ce arată primele date: consum mutat și reduceri pentru clienți În primele șase intervale orare cu energie activă gratuită, cei 5.000 de participanți au consumat în total 71 MWh, iar reducerea cumulată a fost de aproximativ 61.000 de lei, conform datelor publicate de PPC. Raportat la numărul de participanți, câștigul mediu este de aproximativ 12 lei per client înscris (0,096 lei/kWh, 7,3%) sau 14,5 lei pentru fiecare client care și-a modificat efectiv comportamentul de consum (0,116 lei/kWh, 9,2%). Analiza notează însă că valoarea principală nu este suma economisită individual, ci efectul asupra modului în care se consumă energia. „Elementul esențial este faptul că participanții au consumat cu 28,6% mai mult în intervalele gratuite decât în aceleași intervale din luna precedentă. Din cei 71 MWh consumați, aproximativ 55 MWh reprezintă consumul care s-ar fi produs oricum, iar circa 15,8 MWh constituie consum suplimentar generat de stimulentul oferit de PPC”, afirmă Chisăliță. De ce „gratuit” poate fi, de fapt, o optimizare economică Întrebarea-cheie ridicată de analiză este dacă energia gratuită este un cost net pentru furnizor sau dacă poate produce economii la nivel de sistem, prin reducerea achizițiilor în orele de vârf. Conform datelor OPCOM pentru luna mai 2026, în lipsa consumului suplimentar la prânz, energia disponibilă în sistem ar fi fost exportată la aproximativ 130 lei/MWh, iar energia necesară seara pentru acoperirea consumului ar fi fost importată la aproximativ 1.200 lei/MWh. În acest context, cei 71 MWh consumați în intervalele gratuite ar fi valorat circa 9.230 lei dacă ar fi fost exportați, însă dacă aceeași cantitate ar evita achiziții la prețurile ridicate din orele de vârf, economia potențială ar ajunge la aproape 76.000 de lei. „Rezultatul este surprinzător. Deși PPC a acordat clienților un beneficiu de 61.000 de lei, economia realizată prin reducerea expunerii la prețurile ridicate din orele de seară poate depăși această sumă”, apreciază președintele AEI. Analiza introduce și o variantă prudentă: nu este clar câți dintre cei 71 MWh reprezintă consum mutat efectiv din intervalele de vârf de seară. Dacă doar cei 15,8 MWh suplimentari au redus consumul din orele scumpe, economia sistemică ar coborî la aproximativ 17.000 de lei, iar programul ar implica un cost net pentru PPC de circa 44.000 de lei. Ce ar însemna extinderea modelului: rolul contoarelor inteligente AEI susține că extinderea unui model similar (energie la un preț apropiat de cost) ar depinde de accelerarea instalării a circa 1,5 milioane de contoare inteligente, care permit tarifare diferențiată pe ore (preț variabil). În simularea citată, efectele ar include: reducerea prețurilor în orele cu deficit mic sau moderat cu 50–700 lei/MWh; orele cu excedent mare ar coborî frecvent sub 100 lei/MWh; vârfurile de peste 1.200–1.350 lei/MWh ar dispărea aproape complet; comprimarea volatilității la aproximativ 40–800 lei/MWh, față de 50–1.350 lei/MWh în prezent. În scenariul AEI, un program de flexibilizare ar reduce costurile cu energia în orele de vârf pentru mai multe categorii, inclusiv pentru clienții care își mută consumul în timpul zilei, furnizori (prin costuri de achiziție mai mici), clienți neparticipanți (prin prețuri mai mici în ofertă) și consumatori industriali expuși la PZU (Piața pentru Ziua Următoare). Concluzia analizei este că, pe măsură ce producția fotovoltaică crește, provocarea sistemului se mută de la „lipsă de energie” la prânz la „exces” la prânz și deficit seara, iar tarifele orare – inclusiv stimulentele de tip „preț zero” în intervale limitate – pot deveni un instrument economic de echilibrare, nu doar o reducere comercială. [...]
