Știri
Știri din categoria Energie
O metodă fără acizi pentru recuperarea pământurilor rare din cenușa de cărbune ar putea reduce dependența SUA de importuri, dacă va putea fi scalată industrial, potrivit Interesting Engineering.
Cercetători de la Georgia Tech au dezvoltat un proces electrochimic care extrage elemente din categoria „pământuri rare” (REE – metale folosite în motoare de vehicule electrice, turbine eoliene, sisteme de apărare și smartphone-uri) direct din deșeuri de cărbune, mai exact din cenușa rezultată după ardere („fly ash”). Miza este dublă: acces la materii prime critice și valorificarea unor depozite uriașe de deșeuri.
În prezent, SUA se bazează în mare parte pe lanțuri externe de aprovizionare pentru aceste materiale, ceea ce creează vulnerabilități geopolitice și de securitate. În același timp, în țară există aproximativ 2 miliarde de tone de cenușă de cărbune stocate în iazuri și depozite, care pot polua apele subterane sau pot provoca scurgeri în timpul furtunilor majore, notează publicația.
Metodele convenționale de extracție sunt descrise ca fiind intensive energetic și bazate pe acizi toxici și corozivi, cu riscuri de poluare. Alternativa propusă de echipa coordonată de profesorii Ching-Hua Huang și Xing Xie, împreună cu cercetătoarea postdoctorală Anuja Tripathi, elimină acizii și folosește un „lichid ionic” pe bază de săruri, reciclabil.
Pe scurt, procesul funcționează în doi pași:
Lichidul este ulterior curățat și reutilizat, iar sistemul este „reglabil”: prin ajustarea tensiunii, echipa poate viza metale specifice.
În testele inițiale de laborator, sistemul a recuperat „aproape jumătate” din neodimul disponibil, un element critic pentru magneții permanenți utilizați în tehnologii de energie curată. Următorul pas, însă, este cel mai dificil: trecerea de la loturi mici la procesarea unor cantități mari de deșeu, la costuri și viteze compatibile cu piața.
Dacă va funcționa la scară, aceeași abordare ar putea fi aplicată și altor fluxuri de deșeuri cu metale valoroase, precum telefoane mobile aruncate, baterii de vehicule electrice scoase din uz sau deșeuri medicale, mai arată articolul. Rezultatele au fost publicate în revista „Environmental Science and Technology”.
Recomandate
Nuclearelectrica oprește planul de repornire a fabricii de apă grea de la Halânga , după ce analiza internă a indicat blocaje de piață, finanțare și stare tehnică a instalațiilor, și se reorientează către testarea unei tehnologii noi, cu finanțare europeană, la ICSI Râmnicu Vâlcea, potrivit Profit . Decizia are impact operațional direct: compania a hotărât stoparea proiectului de preluare și repornire a uzinei istorice de la Halânga (Drobeta Turnu-Severin) și inițierea desființării punctului de lucru pe care și-l deschisese acolo. De ce a fost oprit proiectul Halânga Un grup de lucru înființat în noiembrie 2023 a evaluat proiectul „Reoperaționalizare a Fabricii de Apă Grea Halânga”, inclusiv identificarea unui partener, accesul la active și opțiuni de finanțare (inclusiv parteneriat public-privat). Concluziile documentului citat indică mai multe probleme care au făcut proiectul greu de dus mai departe, între care: lipsa apetitului pentru risc a potențialilor parteneri internaționali; incertitudini privind piața de desfacere (cantitate și preț); necesitatea unor acte normative pentru transferul activelor de producție de la CNMAG; neclarități legislative privind finanțarea prin parteneriat public-privat; lipsa unui consultant care să poată demonstra fezabilitatea și modul de implementare; starea avansată de deteriorare a instalațiilor de la Halânga. În paralel, Profit amintește că Nuclearelectrica lansase în februarie anul trecut o licitație pentru servicii de consultanță (analize de tip due diligence și studii pentru o potențială preluare și reoperaționalizare a fluxului tehnologic de producere a apei grele de la RAAN – Romag Prod). Achiziția era estimată la aproape 6 milioane lei plus TVA, însă procedura a fost anulată în august 2025 din lipsă de oferte admisibile. Pivot către o instalație pilot la ICSI Râmnicu Vâlcea, cu fonduri UE În locul repornirii capacităților vechi, Nuclearelectrica a început discuții cu Institutul Național de Cercetare-Dezvoltare pentru Tehnologii Criogenice și Izotopice (ICSI) Râmnicu Vâlcea pentru dezvoltarea unei tehnologii noi de producție de apă grea, bazată pe hidrogen, denumită „Bithermal WaterHydrogen as front-end to CECE process” (un concept tehnologic asociat procesului CECE, folosit pentru separări izotopice). Planul descris în documentul citat vizează, în principal: crearea unui parteneriat pentru dezvoltarea tehnologiei; pregătirea aplicației de finanțare din fonduri europene pentru o instalație pilot (demonstrator); execuția instalației pilot; proiectarea unei instalații pentru exploatare comercială; identificarea de parteneri pentru construirea instalației. Pentru a susține implementarea, este considerată „oportună” înființarea unui punct de lucru al Nuclearelectrica pe amplasamentul ICSI, pentru comunicare și flux de informații continuu, cu raportare de date în timp real. Context: apă grea, RAAN și stocurile existente Apa grea este utilizată de reactoarele CANDU (precum cele de la Cernavodă) ca moderator și agent de răcire. Producția de apă grea a uzinei Romag Prod (RAAN) a fost oprită în vara lui 2015, iar RAAN a intrat în faliment în ianuarie 2016, după o perioadă de insolvență începută în 2013. Profit notează că RAAN vinde în prezent din stocurile produse anterior (distincte de rezervele strategice ale statului pentru nevoile centralei de la Cernavodă și excedentare acestora), pentru plata datoriilor către creditori. [...]
Hidroelectrica își schimbă conducerea executivă până în 2027, într-un moment în care compania își extinde capacitățile și își consolidează poziția pe piața de furnizare , odată cu preluarea mandatului de președinte al Directoratului (CEO) de către Iulius Dan Plaveti , potrivit Profit . Mandatul acestuia se va derula până la 7 noiembrie 2027. Plaveti are peste 25 de ani de experiență în energie, reglementare și management executiv, iar anterior a ocupat funcții de conducere la Complexul Energetic Oltenia și la Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE). În prima zi de mandat, acesta a transmis un mesaj intern axat pe componenta umană și pe provocările din față. „Pentru mine, Hidroelectrica nu înseamnă doar cifre, proiecte sau investiții. Hidroelectrica înseamnă oameni. (...) Avem în față provocări importante, dar și oportunități extraordinare.” Cum arată Directoratul și ce se întâmplă cu funcția de CFO Structura Directoratului Hidroelectrica este, în prezent, formată din: Iulius Dan Plaveti – președinte al Directoratului (CEO); Bogdan Nicolae Badea – membru al Directoratului (CIO); Radu Ioan Constantin – membru al Directoratului (CAO); Ianăș Rădoi – membru al Directoratului (COO). Până la preluarea mandatului de către membrul Directoratului desemnat pentru funcția de Chief Financial Officer (CFO), atribuțiile acestei poziții vor fi exercitate în continuare de Radu Ioan Constantin, în calitate de Chief Administrative Officer (CAO). Context: retragerea lui Bogdan Badea și selecția reluată după eșecul din 2025 Schimbarea vine după ce Bogdan Badea, director general interimar, a anunțat recent că se retrage din cursa pentru șefia companiei, invocând presiuni politice. Conform informațiilor din articol, Badea a precizat că rămâne în companie și își păstrează funcția de director de investiții. Pe lista scurtă a procedurii de selecție au fost doi candidați: Bogdan Badea și Iulius Plaveti. Procedura aflată în derulare a fost inițiată în martie, după eșecul procesului din toamna lui 2025. De ce contează: lider în producție, creștere rapidă în furnizare și investiții în stocare Hidroelectrica și-a consolidat poziția de cel mai mare producător de energie electrică din România, cu „100% energie verde” și o cotă de circa 27% în ultimii cinci ani. În paralel, compania a devenit „într-un timp record (mai puțin de 4 ani)” cel mai mare furnizor de electricitate din România, cu o cotă de piață de 17,4% la 31 decembrie 2025 (18,6% pe segmentul concurențial). Compania administrează: 188 de hidrocentrale, cu o putere instalată de peste 6,3 GW; parcul eolian Crucea Nord, cu o capacitate instalată de 108 MW, unde urmează să fie pusă în funcțiune, în mai–iunie 2026, o baterie de stocare de 36 MW putere nominală și 72 MWh capacitate de stocare. [...]
O uzină demonstrativă din Wyoming ar urma să livreze datele economice pentru o capacitate comercială de separare a pământurilor rare în SUA , într-un moment în care lanțul de aprovizionare rămâne puternic dependent de China, potrivit Interesting Engineering . Rare Element Resources (RER) spune că va începe, spre finalul verii 2026, operarea unei instalații demonstrative de separare care va rula până la 12 luni și va produce până la 10 tone de oxid de neodim-praseodim (Nd/Pr). Instalația demonstrativă este prezentată ca un pas de „de-riscare” înaintea unei investiții la scară comercială: obiectivul este validarea procesului de separare la o scară suficientă pentru a genera date de proiectare și performanță, dar și indicatori economici pentru o posibilă uzină comercială ulterioară. Ce se testează și de ce contează operațional RER leagă proiectul Bear Lodge din Wyoming de un model „integrat vertical”, care acoperă exploatarea minereului și alimentarea unei facilități comerciale de procesare. Compania afirmă că uzina comercială ar urma să producă oxid NdPr separat, de înaltă puritate, folosind o tehnologie proprie descrisă drept „prietenoasă cu mediul”, iar designul ar fi de tip „zero discharge” (fără evacuări de efluenți). În declarația citată de publicație, Ken Mushinski , președinte și CEO al RER, indică miza practică a fazei demonstrative: „Obiectivul principal al unei uzine demonstrative este să identifice sistematic și să rezolve provocările mecanice și operaționale înainte de scalarea la o facilitate comercială.” Tot el afirmă că optimizările din zona de procesare primară și rezolvarea unor „ineficiențe de filtrare” ar reduce riscurile pentru etapa comercială și ar permite alimentarea continuă a circuitelor de separare pentru obținerea NdPr de înaltă puritate. Procesul tehnologic și produsele vizate Potrivit companiei, procesul proprietar de separare are patru etape, de la pregătirea materialului (zdrobire și cernere până la 1 mm), la levigare în contracurent și precipitare selectivă, digestie chimică și extracție cu solvenți, urmate de separare și rafinare. Publicația notează că etapa finală ar elimina Nd/Pr la o puritate mai mare de 99,5%, precum și alte elemente (samariu, europiu, gadoliniu, lantan) și concentrate de pământuri rare „grele”. RER mai spune că a derulat testări de laborator și la scară pilot și că a obținut două brevete legate de îndepărtarea toriului din soluții acide care conțin pământuri rare și de extracția selectivă cu acid oxalic, dezvoltate în colaborare cu General Atomics, acționarul majoritar. Calendar de autorizare și context de piață RER afirmă că evaluarea de mediu și autorizarea amplasamentului minier sunt în derulare și că ar urma să fie finalizate până în martie 2028. În paralel, uzina demonstrativă este programată să înceapă operarea spre finalul verii 2026. În context, Interesting Engineering amintește că SUA au capacitate internă limitată de separare și procesare a pământurilor rare în oxizi sau metale rafinate: Mountain Pass (California) este menționată ca singura mină de pământuri rare aflată în operare, iar concentratul este în mare parte trimis în China pentru separare, China fiind creditată cu 91% din producția globală rafinată. Publicația mai notează că, dincolo de proiecte, variabile precum termenele de autorizare, randamentele metalurgice și finanțarea susținută sunt cele care decid dacă un zăcământ trece de la estimări de resurse la o mină operațională. [...]
Guvernul evaluează interministerial proiectul Porțile de Fier 3 , iar o eventuală implicare a Hidroelectrica ar putea schimba atât echilibrul energetic regional, cât și riscurile pentru producția existentă pe Dunăre , potrivit Economica . Executivul spune că analiza vizează impactul economic, efectele asupra sistemului energetic și aspectele de mediu și transmite că, „de principiu”, România „are toată deschiderea” pentru proiect. Miza imediată pentru România este dublă: pe de o parte, o hidrocentrală reversibilă (cu acumulare prin pompaj) poate aduce capacitate mare de echilibrare a rețelei – adică posibilitatea de a „stoca” energie când există surplus și de a produce când e nevoie; pe de altă parte, proiectul poate afecta disponibilitatea resursei de apă pe Dunăre și, implicit, producția de la Porțile de Fier I și II. Ce presupune proiectul și ce dimensiune are Conform Planului Național Integrat pentru Energie și Climă al Serbiei, centrala reversibilă Porțile de Fier 3 este planificată la o capacitate instalată totală de 1.800 MW , cu finalizare până în 2038 . Costul era estimat la 1,4 miliarde de euro (aprox. 7,0 miliarde lei) , iar acum ar ajunge la circa 2,6 miliarde de euro (aprox. 13,1 miliarde lei) , notează publicația. Proiectul ar folosi, în zona lacului de acumulare de la Porțile de Fier I, un lac de acumulare la altitudine mai mare, „legat” de Dunăre, astfel încât apa să fie pompată în sus când există energie în exces și eliberată înapoi prin turbine când e nevoie de producție. În termeni operaționali, asta ar crea o capacitate importantă de echilibrare pentru sistemele energetice din regiune. De ce contează pentru România: riscul asupra producției existente și al debitului Economica arată că această capacitate poate afecta producția de energie de la cele două hidrocentrale din aval, în condițiile în care se schimbă disponibilitatea resursei de apă pe Dunăre. EPS (producătorul de stat din Serbia) și Hidroelectrica operează deja împreună Porțile de Fier I și II la graniță. În partea românească, puterea instalată este: 1.164 MW la Porțile de Fier I; 251 MW la Porțile de Fier II. În plus, în spațiul public există și temeri legate de posibilitatea ca, odată cu noile reactoare 3 și 4 de la Cernavodă, să nu existe suficient debit de apă pentru răcire în toate momentele, mai notează sursa. Ce spune partea română și ce urmează Guvernul afirmă că se află „în faza unei evaluări interministeriale” și că analiza include impactul economic, asupra sistemului energetic și aspectele de mediu. Din această poziționare reiese că România încă evaluează proiectul și nu a transmis concluzii părții sârbe, dar semnalul politic este de deschidere. În același timp, publicația scrie că Hidroelectrica ar putea ajunge să se implice în proiect , pe baza unor informații obținute de la surse apropiate dosarului. Potrivit acestora, dacă evaluările sunt favorabile și după ce partea sârbă transmite toate informațiile, România ar putea analiza o participare prin Hidroelectrica, inclusiv cu 50% din proiect, pe argumentul că societatea „are resurse financiare” pentru o astfel de implicare. Context: discuții anterioare și linia roșie invocată public Ultimele declarații oficiale pe temă datează din toamna trecută, în contextul discuțiilor bilaterale. În august anul trecut, ministrul sârb al energiei a vorbit despre beneficii de stabilitate și integrare a regenerabilelor, iar în spațiul public a apărut și intenția de a semna un memorandum de înțelegere (MoU) România–Serbia privind proiectul, potrivit Economica. Fostul ministru al Energiei Sebastian Burduja a declarat, în august 2024, că România nu va accepta compromisuri care să afecteze producția de la Porțile de Fier I și II, deși recunoaște rolul unei hidrocentrale reversibile în furnizarea de servicii de echilibrare. Pentru România, următorul pas relevant rămâne finalizarea evaluării interministeriale și clarificarea, în baza datelor complete de la partea sârbă, dacă proiectul poate fi acceptat fără impact negativ asupra producției existente și în ce condiții ar putea intra Hidroelectrica într-o eventuală asociere. [...]
Auditul intern al Departamentului Energiei din SUA arată că sprijinul public pentru proiectul SMR NuScale a ignorat riscuri-cheie de cost și piață , un semnal de avertizare relevant pentru proiectul de mini-reactoare de la Doicești , care folosește aceeași tehnologie, potrivit Profit . Raportul de audit, întocmit în acest an de Biroul Inspectorului General al Departamentului pentru Energie al SUA , concluzionează că structura responsabilă din departament („Nuclear Energy”) a subevaluat masiv importanța unor riscuri decisive pentru succesul proiectului: creșterea costurilor, rentabilitatea economică și, mai ales, existența unui număr suficient de cumpărători dispuși să semneze din timp angajamente de achiziție a energiei. De ce a eșuat proiectul NuScale din Idaho: costuri mai mari și prea puțini cumpărători NuScale a anunțat în noiembrie 2023 anularea proiectului său de centrală SMR de 462 MW din statul Idaho (Carbon Free Power Project – CFPP), care urma să fie construit pentru Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS), o asociere de companii municipale de utilități. Proiectul nu a reușit să strângă suficiente angajamente ferme de cumpărare a energiei. La momentul anulării, existau angajamente pentru doar 26% din capacitate (120 MW din 462 MW), în condițiile în care acordurile prevedeau obligatoriu atingerea pragului de 80% (370 MW). Inițial, ținta fusese de 100%. Reticența potențialilor cumpărători a fost legată de temerile privind prețul energiei necesar pentru recuperarea investiției, calculat prin indicatorul LCOE („costul nivelat al energiei”, adică un cost mediu pe durata de viață a proiectului), menționat în material cu trimitere la definiția de pe Wikipedia . În paralel, estimările de cost total ale investiției au crescut cu peste 75%, de la 5,3 miliarde dolari (aprox. 24,4 miliarde lei) la 9,3 miliarde dolari (aprox. 42,8 miliarde lei). Miza pentru România: proiectul de la Doicești are aceeași putere instalată ca cel anulat în SUA În România, proiectul SMR de la Doicești este tot de 462 MW, iar costurile sunt estimate la până la 7 miliarde dolari (aprox. 32,2 miliarde lei), în linie cu cele ale proiectului reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă (aproape 1.400 MW), evaluate la circa 7 miliarde euro (aprox. 35 miliarde lei), potrivit informațiilor citate de publicație. Ministerul Energiei a estimat la un moment dat costurile Doicești la sub 5 miliarde euro (aprox. 25 miliarde lei), conform unui document anterior, menționat în material. Proiectul de la Doicești a devenit, în ultimele luni, subiect de dispută politică, după ce premierul Ilie Bolojan a criticat în repetate rânduri fezabilitatea proiectului cu tehnologie NuScale, într-un articol anterior al publicației, disponibil aici . Ce spune auditul despre ajutorul de stat: criterii economice tratate ca „opționale” În 2020, „Nuclear Energy” a atribuit subvenții totale de 1,36 miliarde dolari (aprox. 6,3 miliarde lei) pentru proiectul din Idaho, însă a plătit efectiv circa 183 milioane dolari (aprox. 842 milioane lei), inclusiv un avans de 143,5 milioane dolari (aprox. 660 milioane lei). Restul finanțării, de ordinul miliardelor de dolari, ar fi trebuit atras din surse private, iar angajamentele de cumpărare a energiei erau esențiale ca garanții pentru finanțatori. Raportul notează că, deși „Nuclear Energy” a susținut că țintele privind angajamentele de achiziție și nivelul LCOE nu erau cerințe ale Departamentului pentru Energie pentru definirea succesului (pentru că proiectul le putea modifica), omisiunea de a le transforma în criterii obligatorii a intrat în contradicție cu criteriul de succes economic. Auditul mai arată că instituția a urmărit în principal instalarea operațională (racordarea la rețea și punerea în funcțiune), însă pentru atingerea completă a scopului public era „imperativ” ca proiectul să obțină acoperire de 100% a angajamentelor de cumpărare, finanțarea privată integrală și o implementare comercială „cu sens economic”. „Fonduri guvernamentale de circa 183 milioane dolari au fost cheltuite fără a se obține rezultate-cheie”, se afirmă în raportul citat. Consecințe financiare după anulare Materialul mai arată că, anul trecut, NuScale a convenit să restituie Washingtonului peste 32 milioane dolari (aprox. 147 milioane lei) din ajutorul de stat primit, pentru a intra în posesia componentelor și echipamentelor fabricate pentru proiectul din Idaho. Anterior, NuScale le plătise celor de la UAMPS aproape 50 milioane dolari (aprox. 230 milioane lei), reprezentând costurile asocierii de utilități locale cu proiectul eșuat. În document se menționează și că „Nuclear Energy” nu și-ar fi analizat și controlat propria tendință de a favoriza un proiect sprijinit deja în trecut, în contextul unei istorii de asistență financiară către NuScale, cu angajamente totale de circa 586 milioane dolari (aprox. 2,7 miliarde lei), pe fondul unei „lipse de interes” din partea industriei și al concurenței cu alte tehnologii de generare. Context pentru relația cu România: primul memorandum de înțelegere între NuScale și Nuclearelectrica a fost semnat în martie 2019, vizând schimb de informații tehnice și de business despre tehnologia SMR. [...]
Un proiect de stocare de până la 5 GWh, estimat la 55 milioane de euro (aprox. 275 milioane lei), ar putea adăuga României o infrastructură de echilibrare pe termen lung , diferită de bateriile clasice, prin folosirea cavităților saline naturale, potrivit Economedia . Hagag Europe a semnat un acord strategic cu Airengy pentru dezvoltarea proiectului, bazat pe tehnologia de aer comprimat AirBattery. De ce contează: stocare pe zile, nu pe ore Miza proiectului este stocarea de „lungă durată” a energiei (LDES), adică livrarea de electricitate timp de mai multe zile, în contrast cu bateriile litiu-ion, care oferă de regulă doar câteva ore de stocare. În contextul creșterii rapide a investițiilor în solar și eolian, o astfel de capacitate ar putea reduce volatilitatea producției și ar sprijini echilibrarea rețelei. Conform informațiilor prezentate, instalația ar urma să ajungă la o capacitate de stocare de până la 5 GWh și o putere de descărcare de aproximativ 25 MW . Structura proiectului și calendarul estimat Proiectul va fi dezvoltat în două etape, printr-o companie de proiect în care Hagag Europe și Airengy vor deține fiecare câte 40%, iar restul de 20% ar urma să revină unui al treilea partener. Etapa 1: capacitate de stocare de aproximativ 200 MWh , investiție estimată la 4,5 milioane de euro (aprox. 22,5 milioane lei) . Companiile estimează că va deveni operațională în 12–18 luni de la începerea lucrărilor . Etapa 2: extindere la ~25 MW și ~5 GWh (5.000 MWh) , cu o investiție suplimentară estimată la ~50 milioane de euro (aprox. 250 milioane lei) . Pentru această etapă, partenerii intenționează să atragă finanțare dedicată proiectului. În acordul dintre părți, Hagag Europe ar urma să asigure drepturile de utilizare asupra cavităților saline, iar Airengy să fie responsabilă de proiectare, construcție și operare. Cum funcționează AirBattery și unde ar putea produce venituri Tehnologia AirBattery folosește surplusul de energie electrică (în special din regenerabile) pentru a comprima aer, care este apoi stocat în cavități saline subterane. Când este nevoie de energie, aerul este eliberat și pune în funcțiune un sistem hidraulic ce antrenează turbine generatoare. Airengy susține că proiectul ar putea: cumpăra energie regenerabilă când prețurile sunt reduse; beneficia de mecanisme de remunerare pentru disponibilitatea capacității; vinde energie pe piețele pentru ziua următoare și intrazilnică; furniza servicii de echilibrare rapidă a rețelei prin integrarea unor baterii litiu-ion. Extindere în energie pentru Hagag și un test european pentru Airengy Hagag Europe, cunoscută în principal pentru proiecte imobiliare în România, își extinde astfel activitatea în energie și afirmă că dezvoltă zeci de proiecte de infrastructură pentru transportul gazelor naturale în România. Airengy, companie listată la Bursa din Tel Aviv, încearcă să se poziționeze pe piața europeană a stocării de lungă durată; în 2025 a semnat memorandumuri de colaborare în Marea Britanie și Germania pentru proiecte similare. Dacă proiectul din România va fi implementat conform planurilor, ar putea deveni una dintre primele aplicații comerciale la scară mare ale tehnologiei și un test pentru utilizarea cavităților saline ca soluție de stocare în Europa. [...]
