Știri
Știri din categoria Energie
Pierderile NuScale au crescut cu peste 53%, după ce veniturile companiei americane din proiectul reactoarelor modulare mici (SMR) de la Doicești s-au redus abrupt, pe fondul încheierii unor contracte și al lipsei unor noi încasări de la dezvoltatorul român, potrivit Profit.
În T1 2026, încasările NuScale „s-au prăbușit” la 565.000 de dolari (aprox. 2,6 milioane lei), de la 13,375 milioane de dolari (aprox. 61,5 milioane lei) în primele trei luni din 2025. Directorul financiar al NuScale, Ramsey Hamady, a explicat că scăderea vine în principal din faptul că veniturile recunoscute din contractul de licență tehnologică cu RoPower au fost „finalizate” în T1 2025, iar veniturile aferente fazei 2 a studiului de inginerie FEED (Front-End Engineering Design – etapa de proiectare/inginerie înainte de execuție) au fost finalizate în ultima parte a lui 2025.
Potrivit companiei americane, NuScale a încasat în total circa 8 milioane de dolari (aprox. 36,8 milioane lei) din contractele cu RoPower Nuclear SA.
Oficialii NuScale au spus că, în prezent, așteaptă ca RoPower să obțină finanțare pentru continuarea proiectului SMR. Hamady a indicat că RoPower a făcut un anunț care „suna ca o decizie finală de investiție”, însă NuScale a comunicat pieței că decizia depinde de obținerea finanțării.
CEO-ul NuScale, John Hopkins, a declarat că au loc săptămânal discuții cu RoPower, Nuclearelectrica și alte entități implicate privind evoluția proiectului de la Doicești.
Proiectul cu SMR-uri NuScale de la Doicești este dezvoltat de RoPower Nuclear SA, companie mixtă deținută în proporții egale de Nuclearelectrica și Nova Power&Gas (din grupul E-INFRA al antreprenorilor Teofil Mureșan, Simion Mureșan și Marian Pantazescu).
În plan politic și de guvernanță corporativă, Profit notează că premierul Ilie Bolojan (și ministru interimar al Energiei) a criticat recent proiectul, iar Ministerul Energiei controlează Nuclearelectrica (cu peste 82% din capital), ceea ce îi permite să blocheze în AGA decizii favorabile continuării proiectului.
RoPower Nuclear SA a anunțat sprijinul de principiu al a două instituții financiare susținute de guvernul SUA:
Compania a precizat că scrisorile sunt „indicative și neangajante”, condiționate de due diligence și aprobări interne.
Într-un material separat, Profit a relatat că Exim Bank US ia în considerare un credit de până la 5,625 miliarde dolari (aprox. 25,9 miliarde lei), pe maximum 22 de ani, însă instituția așteaptă o cerere oficială de creditare din partea RoPower pentru achiziții de bunuri și servicii din SUA. Și DFC ar aștepta o solicitare oficială, în condițiile limitării la 25% din costurile proiectului, potrivit reglementărilor agenției.
România ar urma să plătească inițial un singur mini-reactor de 77 MW, dintre cele 6 preconizate (total 462 MW), iar restul de 5 doar după ce primul funcționează corespunzător. Într-un document oficial citat de Profit, scenariul recomandat (A1.3) include două opțiuni:
Potrivit aceleiași surse, data de începere a operării comerciale pentru primul modul ar urma să fie iulie 2033, iar pentru întreaga centrală de 462 MW – decembrie 2034, în funcție de acordurile comerciale pentru achiziția celorlalte 5 module.
În acest context, scăderea abruptă a veniturilor NuScale din relația cu RoPower și creșterea pierderilor companiei americane accentuează miza finanțării: fără bani noi și contracte noi, proiectul rămâne în faza în care decizia de investiție este, practic, condiționată de închiderea pachetului financiar și de acordurile comerciale aferente.
Recomandate
Proiectul SMR Doicești intră într-o fază în care licențierea și achizițiile devin critice pentru calendar și costuri , pe măsură ce RoPower Nuclear pregătește trecerea către Etapa 3, care include contracte pre-EPC (înainte de proiectare–achiziții–construcție) și achiziții de materiale cu termen lung de fabricație, potrivit Economedia . Nuclearelectrica arată, într-un comunicat publicat la Bursa de Valori București, că proiectul se află în etapa premergătoare Etapei 3, cu o listă de activități care urmează să fie derulate de RoPower Nuclear, compania de proiect în care SNN are o participație de 50%. Ce se întâmplă acum: licențiere, pre-EPC și „long lead items” În perioada curentă, activitățile vizate înainte de Etapa 3 includ: finalizarea investigațiilor geotehnice pe amplasament; continuarea procesului de licențiere; finalizarea negocierii contractului pre-EPC; finalizarea negocierii contractelor de achiziție pentru materiale cu ciclu lung de fabricație; definirea lanțurilor de aprovizionare pentru materiale și echipamente; pregătirea companiei pentru etapele pre-EPC și EPC. Miza operațională este că, odată ce proiectul intră în zona de contractare și aprovizionare pentru componente cu timp mare de livrare, riscurile de întârziere și de creștere a costurilor se mută din zona de studii în zona de execuție și piață (furnizori, capacități de producție, condiții contractuale). Condițiile din decizia de investiție și rolul autorităților Compania reamintește că, prin hotărârea acționarilor SNN din 12 februarie 2026, decizia de investiție (FID) a fost aprobată cu „o serie de condiții suplimentare” menite să creeze un cadru de sprijin și cooperare între parteneri și autorități. Potrivit comunicatului, echipele RoPower și SNN lucrează la îndeplinirea acestor condiții, unele fiind în sarcina companiilor, iar altele în sarcina autorităților guvernamentale. În practică, această împărțire contează pentru ritmul de avansare: o parte din pașii necesari nu depind exclusiv de compania de proiect. Context: critici privind cheltuielile și valoarea sitului În spațiul public au apărut recent critici legate de cheltuielile din proiect. Economedia amintește că Ilie Bolojan a declarat într-un interviu pentru Hotnews că Nuclearelectrica ar fi cheltuit 240 de milioane de dolari pentru proiect, iar România ar rămâne „cu un teren și niște hârtii”. Ca reacție, Nova Power & Gas a susținut că tranzacția privind situl energetic de la Doicești a fost realizată în iunie 2025 la o valoare de aproximativ 24 milioane euro (aprox. 120 milioane lei) și a inclus, între altele, 50 de hectare de teren, o stație nouă de transformare 110 kV/MT, linii electrice aeriene de 110 kV, transformatoare și echipamente, clădire de birouri și infrastructură internă. Ce mai spune compania despre parcursul proiectului Nuclearelectrica plasează proiectul într-un calendar mai larg: programul SMR a fost inițiat în 2019, iar proiectul de la Doicești a fost demarat efectiv în septembrie 2022, după selecția tehnologiei și amplasamentului și aprobarea strategiei de implementare de către AGA. În 2023 și 2024 au fost parcurse etapele FEED 1 și FEED 2 (analize tehnice preliminare), iar compania afirmă că obiectivele FEED 2 au fost finalizate conform graficului și la un buget redus față de cel estimat. Compania susține, de asemenea, că proiectul ar aduce flexibilitate sistemului energetic și complementaritate cu resursele regenerabile și că, odată implementat, ar putea deveni un reper pentru proiecte similare. „În acest context, cu accent particular pe cazul României, Proiectul SMR Doicești prezintă un potențial enorm de dezvoltare a industriei nucleare românești, a Nuclearelectrica, a lanțului de furnizare, a sistemului educațional asociat, al atragerii de investiții.” La ce să ne așteptăm în continuare Următorul reper operațional este închiderea pachetului de activități premergătoare Etapei 3, în special pe două fronturi: avansarea licențierii și închiderea negocierilor pentru pre-EPC și achizițiile de materiale cu termen lung de fabricație. Sursa nu indică termene calendaristice sau valori contractuale pentru aceste etape, astfel că ritmul și costurile rămân, deocamdată, greu de cuantificat public. [...]
China a pus în funcțiune comercial un centru de date subacvatic alimentat de eolian offshore , o configurație care vizează reducerea costurilor energetice ale infrastructurii pentru inteligență artificială prin răcire cu apă de mare și acces direct la energie regenerabilă, potrivit Interesting Engineering . Centrul de date este amplasat în largul coastei Shanghaiului, în zona Lingang Special Area , și a intrat în operare comercială completă după ce construcția s-a încheiat în octombrie 2025, iar testele inițiale au avut loc la începutul acestui an. Proiectul, estimat la 226 milioane de dolari (aprox. 1,0 miliarde lei), a fost lansat oficial în iunie 2025 printr-un acord de cooperare între comitetul administrativ al Lingang Special Area, Shanghai Lingang Special Area Investment Holding Group și HiCloud Technology . Eficiența energetică, miza centrală: PUE raportat de 1,15 Publicația notează că centrul de date ar avea un indicator PUE (Power Usage Effectiveness – raport între energia totală consumată și energia folosită efectiv de echipamentele IT) de aproximativ 1,15, ceea ce l-ar plasa printre cele mai eficiente centre de date de mari dimensiuni aflate în operare. Ca reper, centrele de date „enterprise” tradiționale operează adesea în jurul valorii de 1,5 sau mai mult, din cauza consumului suplimentar pentru răcire și infrastructură. Dezvoltatorii susțin că designul subacvatic: reduce consumul de electricitate cu 22,8%; elimină utilizarea apei dulci; reduce necesarul de teren cu peste 90%. Cum este alimentat și ce capacitate are Centrul de date subacvatic este poziționat între fazele 1 și 2 ale parcului eolian offshore din Lingang. Module subacvatice rezistente la presiune, care găzduiesc aproape 2.000 de servere, sunt amplasate lângă turbinele eoliene, astfel încât instalația să poată prelua electricitate direct din surse regenerabile. Proiectul a fost dezvoltat în două etape: de la o facilitate demonstrativă de 2,3 MW, până la o capacitate totală de 24 MW. În interior au fost instalate clustere GPU (unități de procesare grafică, folosite frecvent pentru antrenarea și rularea modelelor de inteligență artificială) de către China Telecom și furnizorul local LinkWise, pentru sarcini precum AI, etichetare de date („big data annotation”), infrastructură 5G și dezvoltarea de modele lingvistice mari (LLM). Răcirea cu apă de mare și limitele operaționale Spre deosebire de centrele de date terestre, care se bazează pe chillere industriale și sisteme HVAC (încălzire, ventilație și aer condiționat), proiectul din Shanghai folosește apa de mare ca mecanism pasiv de răcire. Un reprezentant HiCloud Technology a descris un circuit de schimb de căldură în care agentul frigorific își schimbă starea (lichid/gaz) și circulă prin module fără a necesita energie pentru procesul de schimb termic în sine. În același timp, infrastructura subacvatică vine cu riscuri operaționale: coroziune în apă sărată, etanșare pe termen lung la presiune, fiabilitatea cablurilor submarine și acces dificil la hardware. Înlocuirea componentelor defecte este mai complicată decât în centrele de date clasice, ceea ce împinge operatorii către module etanșe, monitorizare la distanță și redundanță ridicată pentru a limita intervențiile fizice. Ca precedent, Interesting Engineering amintește Project Natick al Microsoft, care a testat capsule subacvatice în 2015 (California) și 2018 (Insulele Orkney, Scoția). Microsoft a oprit proiectul până în 2024 fără a-l duce la implementare comercială, deși testele ar fi indicat rate mai mici de defectare a hardware-ului în mediu subacvatic. Pe fondul creșterii rapide a cererii de energie și răcire pentru infrastructura AI, astfel de centre de date alimentate offshore și răcite cu apă de mare sunt prezentate ca opțiuni tot mai analizate pentru viitoarele investiții în capacități de calcul. [...]
Rusia a lovit pentru a treia zi la rând infrastructura de gaze a Naftogaz , într-o serie de atacuri care ridică presiunea operațională asupra sistemului energetic ucrainean, în timp ce regiunea Cernihiv a fost vizată și de lovituri separate soldate cu morți și răniți, potrivit Kyiv Post . Atacul de marți dimineață a vizat mai multe obiective de infrastructură de gaze ale Naftogaz din regiunea Cernihiv. Compania de stat a transmis că drone rusești au lovit mai multe amplasamente, iar „echipamente critice” au fost distruse la facilități de producție. Personalul de la una dintre instalațiile vizate a fost evacuat, iar Naftogaz spune că nu au existat victime. Serviciile de urgență evaluau în continuare pagubele. Pagube la infrastructura de gaze și riscuri operaționale Faptul că atacurile asupra activelor Naftogaz se repetă pentru a treia zi consecutivă indică o intensificare a presiunii asupra infrastructurii energetice, într-un moment în care menținerea funcționării echipamentelor de producție și transport rămâne esențială pentru alimentarea internă. Publicația nu oferă o estimare a impactului asupra livrărilor de gaze sau a costurilor de reparație, iar amploarea exactă a avariilor nu este încă detaliată. Atacuri în regiunea Cernihiv: morți, răniți și distrugeri Separat de loviturile asupra infrastructurii Naftogaz, guvernatorul regiunii Cernihiv, Viacheslav Chaus, a declarat că Rusia a desfășurat o serie de atacuri în regiune peste noapte și până marți. În jurul orei 10:00 (ora Ucrainei), forțele ruse au lansat un atac cu rachetă balistică asupra centrului orașului Pryluky. Lovitura a vizat o facilitate de afaceri și a avariat un centru comercial, un supermarket și echipamente de stingere a incendiilor din apropiere. Bilanțul a ajuns la trei morți, după ce postul ucrainean Suspilne a relatat că un adolescent de 14 ani, rănit critic, a decedat ulterior la spital. În total, cel puțin 17 persoane au fost rănite, inclusiv copilul menționat. Chaus a mai spus că luni seara orașul Cernihiv a fost atacat cu drone Geran, fiind raportate două explozii: una a lovit terenul unei întreprinderi și a aprins un camion-cisternă, iar cealaltă a vizat o zonă rezidențială, avariind locuințe și un vehicul. Doi oameni (o femeie de 84 de ani și un bărbat de 58 de ani) au fost răniți și tratați la fața locului. Potrivit guvernatorului, în ultimele 24 de ore regiunea a înregistrat 50 de atacuri și 76 de explozii. Apărarea aeriană: 180 de drone doborâte sau bruiate Forțele Aeriene ale Ucrainei au anunțat că Rusia a lansat 209 drone de atac începând de luni, ora 18:00 (ora Ucrainei), inclusiv drone Shahed și variante cu propulsie, precum și drone-capcană (momeală). Conform datelor preliminare, până marți la 08:30, apărarea aeriană a doborât sau a bruiat electronic 180 de drone. Au fost raportate lovituri ale 27 de drone în 15 locații, iar fragmente din drone interceptate au căzut în alte cinci locuri. [...]
Promisiunea Chinei de a livra Australiei 600.000 de barili de kerosen vine pe fondul riscului de penurie de combustibil în regiune, după blocarea strâmtorii Ormuz , un punct-cheie pentru fluxurile globale de hidrocarburi, potrivit Economica . Cele trei transporturi de kerosen sunt așteptate să ajungă în iunie, după discuțiile purtate luna trecută între premierul australian Anthony Albanese și premierul chinez Li Qiang pe tema securității energetice, relatează Agerpres, citând France Presse. De ce contează: Australia nu are rezerve naționale, iar Ormuz e blocată din februarie Australia încearcă să evite o penurie într-un moment în care strâmtoarea Ormuz este blocată din februarie, în urma atacurilor israeliano-americane asupra Iranului. În timp de pace, prin Ormuz trece o cincime din producția mondială de hidrocarburi, iar regiunea Asia-Pacific este „puternic dependentă” de acest coridor, notează sursa. În acest context, premierul australian a anunțat mai devreme în mai că țara va acumula un stoc de un miliard de litri de combustibil, în condițiile în care „în prezent nu are rezerve naționale”. Context comercial: China e furnizor major pentru aviația australiană Anul trecut, China a furnizat o treime din combustibilul utilizat de aviația australiană. În același timp, Beijing importă din Australia cantități mari de minereu de fier, cărbune și gaz natural lichefiat (GNL), ceea ce arată interdependența economică dintre cele două economii. Comerțul bilateral Australia–China a ajuns la 326 de miliarde de dolari australieni (aproape 200 de miliarde de euro) anul trecut, fiind dominat de exporturile australiene de materii prime. Ce urmează: discuții la nivel de miniștri și măsuri pentru piața internă de gaze Ministrul australian al comerțului, Don Farrell, urmează să se întâlnească săptămâna aceasta la Suzhou cu omologul său chinez, Wang Wentao, în marja reuniunii miniștrilor comerțului din APEC. Separat, Farrell era așteptat marți la Tokyo pentru discuții despre securitatea energetică și comerț cu Japonia, un alt cumpărător important de GNL și cărbune australian. Australia a anunțat luna aceasta și o măsură de protecție a pieței interne: va rezerva echivalentul a 20% din exporturile sale de gaz pentru consumul intern, pentru a reduce riscul de penurie. [...]
Primele facturi după eliminarea plafonării arată scumpiri la gaze și energie , cu tarife care urcă și la peste 0,40 lei/kWh, ceea ce împinge costul lunar în sus chiar și pentru consumuri uzuale, potrivit Antena 3 . După ieșirea din schema de preț plafonat, Guvernul a introdus o formulă de reglementare, însă primele facturi ajunse la consumatori au venit la prețuri peste nivelul plafonat anterior. În material este dat exemplul unui preț care a fost 0,31 lei/kWh, în timp ce noile tarife ajung și la peste 0,40 lei/kWh. Ce înseamnă în bani pentru un consumator Antena 3 indică un exemplu de consum de 1.000 kWh, unde diferența de preț se traduce într-o factură mai mare cu până la 90 de lei: Preț plafonat: 0,31 lei/kWh → 310 lei la 1.000 kWh Preț neplafonat: 0,40 lei/kWh → 400 lei la 1.000 kWh În București, din 34 de oferte menționate, doar patru ar fi la nivelul plafonului, ceea ce sugerează că, pentru o parte importantă a clienților, alternativele din piață sunt în medie mai scumpe decât vechiul prag. Măsura discutată: reducerea TVA la gaze pentru consumatorii casnici Ca posibilă soluție de atenuare a scumpirilor, președintele Autorității Naționale de Reglementare în Energie (ANRE), George Niculescu , propune reducerea TVA la gaze naturale de la 21% la 11%, pe fondul creșterii accelerate a prețurilor pe piața europeană a gazelor. „O soluție ar fi scăderea TVA-ului, în așa fel încât consumatorii casnici să înregistreze imediat o scădere în factură. Vorbim despre o scădere de la 21% la o cotă de TVA de 11% pentru consumatorii casnici de gaze naturale, automat scăderea în factură s-ar vedea de luna următoare.” Materialul nu precizează dacă o astfel de reducere a TVA este deja în lucru la nivel guvernamental sau care ar fi calendarul unei eventuale decizii. [...]
Prețul unei pompe de căldură ajunge în Germania la circa 28.000 de euro (aprox. 140.000 lei) în medie, aproape dublu față de Marea Britanie, pe fondul unui „suprapreț” alimentat de reguli tehnice, TVA și costuri de instalare , potrivit unei analize publicate de Focus . Diferența contează direct pentru ritmul de electrificare a încălzirii: chiar și cu subvenții generoase, costul inițial rămâne o barieră. Studiul citat în material, realizat de RWTH Aachen pentru furnizorul de pompe de căldură Octopus, indică o medie de aproximativ 28.000 de euro (aprox. 140.000 lei) pentru instalare în Germania, față de circa 14.000 de euro (aprox. 70.000 lei) în Marea Britanie. Focus notează că diferențele sunt vizibile și față de Franța, unde costurile sunt, de asemenea, mai mici. De ce sunt mai scumpe în Germania: reglementări și cerințe tehnice O parte importantă a diferenței vine din cerințe tehnice și standarde care nu se aplică în aceeași formă în alte țări. Materialul dă exemple precum: obligația ca fiecare cameră să poată fi reglată individual (cerință legală în Germania), ceea ce influențează schema instalației; componente suplimentare uzuale pe piața germană, precum „puffer” pentru dezgheț (rezervor tampon folosit iarna la degivrare) și rezistență electrică de rezervă; cerințe privind tratarea apei din instalație, inclusiv VDI 2035, despre care se afirmă că poate adăuga în jur de 2.000 de euro (aprox. 10.000 lei); reguli mai stricte de zgomot și eficiență, care duc la echipamente mai silențioase (și mai grele) și, implicit, la nevoia unui soclu de beton; pentru fundație sunt menționate costuri suplimentare de 1.000–2.200 de euro (aprox. 5.000–11.000 lei); trecerea la agent frigorific natural propan R290, descris ca modern, dar mai scump. Concluzia implicită a analizei: o parte din „suprapreț” reflectă standarde mai ridicate de confort, eficiență și durată de viață, însă acestea cresc costul de achiziție și montaj. TVA și instalarea, două diferențe cu impact direct în factură Focus indică TVA ca element major de diferențiere: în Germania este 19%, în Franța 5,5%, iar în Marea Britanie pompele de căldură sunt scutite de TVA. Publicația estimează că doar această diferență poate însemna în jur de 5.000 de euro (aprox. 25.000 lei) în plus. Cel mai mare „bloc” de cost rămâne însă instalarea. O analiză a 160 de oferte realizată de Verbraucherzentrale Rheinland-Pfalz (centrul de protecție a consumatorilor din land) arată o variație mare a costurilor între furnizori chiar în interiorul Germaniei, semn că piața nu este uniformă. Materialul explică și de ce instalarea poate fi mai scumpă: firmele de instalații (zona sanitare–încălzire–climatizare) nu sunt neapărat specializate pe pompe de căldură și au nevoie și de competențe de electrică; experiența mai redusă, comparativ cu țări unde încălzirea electrică e mai răspândită, poate însemna mai mult timp de lucru și refaceri; potrivit unei analize Heat Pump Watch citate, diferențele de costuri cu forța de muncă ar explica 500–3.000 de euro (aprox. 2.500–15.000 lei) față de țările vecine; tablourile electrice vechi ar necesita modernizări, iar o evaluare a Verbraucherzentrale indică un cost mediu de peste 3.000 de euro (aprox. 15.000 lei). Subvenții mari, dar cu efecte discutate Germania oferă, potrivit materialului, o subvenție de până la 70% din costuri, cu un plafon de până la 21.000 de euro. Textul menționează ipoteza că o subvenție calculată procentual din preț ar putea încuraja prețuri mai ridicate, însă argumentează că această explicație nu este suficientă: piața ar trebui să fie constrânsă de cerere și ofertă, iar în 2023/24 piața de încălzire ar fi scăzut puternic. În plus, Focus citează constatarea Verbraucherzentrale că prețurile pompelor de căldură nu au crescut mai mult decât cele ale centralelor pe gaz, în pofida noii scheme de sprijin, ceea ce ar susține ideea că nu doar subvenția explică diferențele. Ce ar putea reduce costurile, potrivit analizei Printre măsurile indicate în material pentru ieftinirea pompelor de căldură se numără: reducerea birocrației și a reglementărilor care cresc costurile; simplificarea schemei de sprijin, pentru procese mai eficiente; un mesaj politic mai stabil în favoarea pompelor de căldură și combaterea dezinformării, pentru a reduce „incertitudinea” care, indirect, crește costurile de vânzare și consultanță (costuri de atragere a clienților). Articolul mai leagă scumpirea de climatul de incertitudine din jurul „legii încălzirii”, care ar fi dus la amânarea deciziilor în gospodării și la creșterea costurilor comerciale ale instalatorilor (timp de consultanță, calcule, vizite la fața locului), costuri care ajung apoi în prețul final. [...]
