Știri
Știri din categoria Energie
Carburanții ating prețuri record în România, apropiindu-se de 10 lei pe litru, potrivit Digi24, după a noua scumpire în doar două săptămâni, pe fondul tensiunilor internaționale și al presiunilor din piața energetică. Benzina standard a ajuns până la 8,82 lei/litru, motorina la 9,39 lei, iar variantele premium urcă chiar la 9,94 lei, depășind nivelurile din criza energetică din 2022.
Creșterile recente vin după majorări succesive aplicate în ultimele zile:
Comparativ, în 2022 – considerat până acum vârful crizei – benzina ajunsese la aproximativ 8,65 lei, iar motorina la 9,24 lei, niveluri deja depășite în prezent.
Autoritățile discută mai multe scenarii pentru a tempera scumpirile, însă nicio decizie nu a fost luată până acum. Opțiunile analizate includ:
Deocamdată, singura măsură concretă rămâne sprijinul pentru transportatori, în valoare de 0,85 lei/litru, aplicat până la finalul anului. În rest, impactul scumpirilor este resimțit direct de consumatori și companii, într-un context economic deja tensionat.
Specialiștii avertizează că tendința ar putea continua, iar pragul psihologic de 10 lei/litru ar putea fi depășit chiar în zilele următoare, dacă evoluțiile internaționale nu se stabilizează.
În ansamblu, scumpirea accelerată a carburanților reflectă dependența pieței locale de contextul global și pune presiune atât pe bugetele populației, cât și pe costurile din economie, într-un moment în care soluțiile guvernamentale sunt încă în analiză.
Recomandate
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. [...]
Deși fotovoltaicul a acoperit 70% din consum la prânz, prețul mediu al zilei a rămas ridicat , iar diferențele mari între orele ieftine și cele scumpe au împins costul total al energiei peste nivelurile din 2019, potrivit unei analize citate de Economedia . Mesajul central: fără stocare și flexibilitate în sistem, „succesul” tehnic al solarului nu se traduce automat în facturi mai mici. Paradoxul: energie foarte ieftină la prânz, foarte scumpă seara În intervalul de maximă producție fotovoltaică din 19 iunie 2026, prețurile pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) au coborât puternic: aproximativ 47,8 lei/MWh la ora 11 și circa 59,8 lei/MWh la ora 12. Problema, arată Dumitru Chisăliță (Asociația Energia Inteligentă), este că această energie ieftină este exportată în mare parte, astfel încât efectul de ieftinire nu se vede în aceeași măsură în România. În schimb, la vârful de consum din seară, când producția solară este practic inexistentă, prețul a urcat la aproximativ 1.360 lei/MWh (ora 21). Raportul dintre cele două momente ajunge la aproape 23 de ori, o volatilitate care, în analiza citată, indică o vulnerabilitate structurală: producția solară vine masiv când cererea și „valoarea economică” a energiei sunt mai mici, dar lipsește când consumul e ridicat. „Această volatilitate extremă evidenţiază una dintre principalele provocări ale sistemului energetic actual: energia solară produce masiv atunci când cererea şi valoarea economică a energiei sunt mai reduse, dar nu este disponibilă în intervalele cu consum ridicat, când energia este cea mai valoroasă” De ce nu se vede în prețul final: media zilei și costul flexibilității Pentru 19 iunie 2026, prețurile au variat între aproximativ 47,8 lei/MWh și 1.360 lei/MWh, iar prețul mediu zilnic a fost de 554 lei/MWh. Prin comparație, în 2019 prețul mediu pe PZU era de 246 lei/MWh. Chisăliță propune o comparație cu iunie 2019 (descris ca ultimul an fără influențe majore din crize energetice, intervenții administrative sau dezechilibre): atunci prețul mediu pe PZU România era în intervalul 45–55 euro/MWh, în timp ce pe 19 iunie 2026 prețul mediu zilnic a fost de aproximativ 106 euro/MWh. Concluzia analizei: prețul mediu al zilei din 2026 a fost aproximativ dublu față de nivelul caracteristic lunii iunie 2019, deoarece scăderile de la prânz au fost compensate (și depășite) de scumpirile din seară. Un factor-cheie este costul resurselor „flexibile” necesare după apus pentru a acoperi consumul: hidrocentrale, centrale pe gaze, importuri sau capacități de stocare. Aceste costuri se reflectă în prețurile ridicate din orele de vârf, potrivit analizei. Comparația 2019 vs 2026: mai mult solar, dar și diferențe de preț mult mai mari Analiza notează că la 19 iunie 2019 fotovoltaicul acoperea aproximativ 8% din consum la prânz, nu existau excedente semnificative, iar prețurile erau relativ uniforme pe parcursul zilei, cu diferențe mici între minim și maxim. La 19 iunie 2026, fotovoltaicul a acoperit aproximativ 70% din consum la prânz, dar energia din acel interval a avut o valoare economică scăzută, iar după apus a fost nevoie de înlocuire rapidă cu surse mai costisitoare. În acest context, Chisăliță vorbește despre „paradoxul fotovoltaic”: cu cât producția solară e mai mare în lipsa stocării și a flexibilizării, cu atât scade valoarea energiei la prânz, în timp ce energia necesară seara rămâne scumpă. „Ziua de 19 iunie 2026 demonstrează că succesul tehnic al energiei fotovoltaice nu se traduce în energie mai ieftină pentru consumatori, din contră ea este mai scumpă” Ce urmează, în logica analizei: investiții în stocare și managementul consumului Concluzia este că, fără investiții consistente în stocare, flexibilizarea consumului și mecanisme de valorificare a surplusului din timpul zilei, România riscă să se confrunte mai des cu același tipar: abundență de energie ieftină la prânz și deficit de energie foarte scumpă seara, cu diferențe care, în cazul zilei de 19 iunie 2026, au ajuns la un raport de aproximativ 23 la 1. [...]
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. De ce contează pentru funcționarea centralei 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. Pragurile de operare în caz de secetă extremă 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: 2,50 mdMB – poate fi oprită prima unitate; 2,35 mdMB – poate fi oprită și a doua unitate. (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 . [...]
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. [...]
