Știri
Știri din categoria Energie
România renunță la grantul UE de 600 milioane euro pentru retehnologizarea Unității 1 Cernavodă, ceea ce împinge Nuclearelectrica spre mai multă datorie și presiune pe cash-flow în anii opririi reactorului, potrivit Profit.
Decizia apare într-un memorandum guvernamental analizat de publicație, prin care Executivul a aprobat ca Societatea Națională Nuclearelectrica (SNN) să distribuie anul acesta dividende de 50% din profit. Documentul arată că, în mai 2026, statul român a informat Comisia Europeană (DG Comp) că renunță la măsura de ajutor de stat sub formă de grant din Fondul de Modernizare (600 milioane euro), urmând ca această sursă să fie înlocuită cu extinderea împrumuturilor și cu o contribuție mai mare din surse proprii ale SNN, ceea ce „crește semnificativ gradul de îndatorare” al companiei.
În același memorandum se menționează că Banca Europeană de Investiții (BEI) ar urma să acorde Nuclearelectrica un împrumut de 800 milioane euro (aprox. 4,0 miliarde lei). Conform documentului, BEI a finalizat la începutul lunii mai 2026 analiza financiară și de risc a proiectului, iar în iulie 2026 ar urma să aprobe contractul de împrumut.
Memorandumul indică o valoare totală a proiectului de retehnologizare de peste 20,8 miliarde lei. Până în 2025 inclusiv s-ar fi cheltuit aproximativ 3,02 miliarde lei, iar necesarul de finanțare pentru 2026 este de 2,84 miliarde lei.
Documentul avertizează și asupra impactului operațional cu efect direct în finanțe: oprirea Unității 1 pe perioada retehnologizării, programată pentru 2027–2030, ar urma să ducă la o producție de energie electrică cu 50% mai mică și, implicit, la reducerea proporțională a veniturilor. În același timp, cheltuielile nu ar putea scădea în același ritm, deoarece o parte sunt fixe și vor fi menținute pe durata opririi, ceea ce ar diminua performanța financiară a SNN – sursă importantă pentru finanțarea proiectelor în derulare.
Lucrările sunt deja în derulare, iar recent a fost realizată prima turnare continuă de beton pentru structurile permanente ale proiectului, mai notează publicația.
În paralel, Comisia Europeană a deschis luna trecută o investigație aprofundată pentru a evalua dacă sprijinul public pe care România intenționează să îl acorde pentru retehnologizarea și prelungirea duratei de viață a Unității 1 este conform cu regulile UE privind ajutoarele de stat.
La momentul deschiderii investigației, România avea în vedere patru măsuri de sprijin: grantul de 600 milioane euro, garanții de stat pentru împrumuturi, un contract bidirecțional pentru diferență (CfD) pe 30 de ani (mecanism care urmărește stabilizarea veniturilor printr-un preț de referință) și un mecanism de protecție în cazul unor modificări de reglementare în timpul construcției și exploatării. Renunțarea la grant schimbă însă mixul de finanțare în favoarea datoriei, într-un moment în care compania se pregătește pentru o perioadă cu venituri mai mici pe fondul opririi planificate a reactorului.
Recomandate
Proiectul SMR de la Doicești rămâne în așteptare , deși Rusia și China sunt, deocamdată, singurele țări care operează comercial reactoare nucleare modulare mici (SMR), potrivit unei analize Economedia . Pentru România, miza este una economică și operațională: un proiect de „miliarde de euro” are finanțări identificate, dar a intrat în stand-by după ce Guvernul a cerut Nuclearelectrica să reevalueze fezabilitatea. Cine are SMR-uri în funcțiune și ce înseamnă asta în practică Conform datelor World Nuclear Association citate în analiză, doar două proiecte sunt în exploatare comercială: Rusia – Akademik Lomonosov , o centrală nucleară plutitoare, funcțională comercial din mai 2020 în regiunea Ciukotka, care furnizează electricitate și căldură pentru comunități izolate din zona arctică. China – HTR-PM (Shidao Bay) , conectată la rețea în 2021 și intrată în exploatare comercială completă; folosește un reactor modular de generația IV, răcit cu gaz, cu o capacitate de aproximativ 200 MW . În paralel, există proiecte avansate în licențiere, dezvoltare sau construcție în SUA, Canada, Argentina și încă unul în China, iar planuri concrete sunt menționate și pentru Anglia și Cehia (grupul Rolls-Royce). Doicești: proiect „pe hârtie”, dar cu reevaluare de fezabilitate România are propriul plan, SMR Doicești , realizat în parteneriat cu compania americană NuScale . Deși proiectul are identificate unele surse de finanțare pentru o investiție de miliarde de euro, acesta este „încă în stand-by”, în condițiile în care Guvernul a cerut Nuclearelectrica să reevalueze fezabilitatea. Analiza indică faptul că, în lumea occidentală, SMR-urile comerciale sunt încă în faze de avizare și pregătire a șantierelor, cu termene de punere în funcțiune spre finalul acestui deceniu sau începutul anilor 2030. În SUA și Canada sunt menționate proiecte susținute de companii precum GE Hitachi sau NuScale , însă ar mai fi „cel puțin patru ani (2030)” până la intrarea în funcțiune a unuia dintre ele. De ce contează: costul inițial și riscurile de licențiere pot decide viabilitatea Dincolo de promisiunea tehnologică, analiza punctează că CAPEX-ul (costul inițial de capital) rămâne „extrem de ridicat” pentru primele modele industriale, inclusiv pentru NuScale Doicești, la care se adaugă dependența de combustibil avansat și riscurile de licențiere. Viabilitatea economică ar depinde direct de scalarea producției în serie , astfel încât costul pe MWh să ajungă competitiv. În același timp, SMR-urile sunt prezentate ca o sursă de energie „în bandă” (producție constantă), cu flexibilitate de amplasare pe suprafețe mici, inclusiv pentru înlocuirea centralelor pe cărbune și pentru alimentarea centrelor de date pentru inteligență artificială din proximitate. Comparativ cu eolianul și solarul, necesită investiții mai mari și termene mai lungi de implementare, dar pot susține stabilitatea rețelei fără dependență de vreme. [...]
Vârful solar de 3.174 MW a împins România spre un mix „de prânz” greu de susținut seara , ceea ce readuce în prim-plan nevoia de stocare și de surse controlabile într-un sistem deja tensionat de secetă și de indisponibilitatea producției nucleare, potrivit Agronet . La prânz, în 17 august, fotovoltaicele au produs 3.174 MW, adică aproximativ 55% din producția internă de electricitate, estimată la circa 5.800 MW. Datele sunt prezentate ca valori instantanee în graficul Sistemului Electroenergetic Național publicat de Transelectrica . Publicația notează că eticheta de „record absolut” nu poate fi preluată cu certitudine: un istoric care monitorizează datele SEN ar indica valori de până la 3.177 MW în 4 august 2026. În lipsa unei confirmări distincte din partea Transelectrica pentru 17 august, cifra de 3.174 MW este prezentată ca un nou vârf, foarte aproape de maximul observat în această lună. Context: nuclear oprit, solarul cântărește mai mult în mix Ponderea neobișnuit de mare a solarului a venit într-un moment în care sistemul energetic era afectat simultan de secetă și de indisponibilitatea producției nucleare. Nuclearelectrica a început în dimineața zilei de 13 august oprirea controlată a Unității 2 de la Cernavodă, după scăderea continuă a nivelului Dunării; Unitatea 1 era deja oprită, iar compania a precizat că ambele unități sunt menținute în stare de oprire sigură și vor fi reconectate în funcție de evoluția nivelului fluviului. „Prânz vs. seară”: problema operațională care rămâne Deși producția solară ridicată poate împinge România către export în orele însorite, aportul fotovoltaic scade rapid spre seară și dispare după apus. În lipsa unor capacități suficiente de stocare și a altor surse controlabile, acoperirea consumului revine atunci hidrocentralelor, centralelor pe gaze și cărbune, bateriilor sau importurilor. Aceeași logică se vede și la nivelul fermelor: investițiile în panouri sunt valorificate mai bine când consumurile pot fi suprapuse peste orele de producție solară, de la pomparea apei la răcire, ventilație sau procesare. Cererea pentru astfel de proiecte este deja ridicată: AFIR a primit în ultima sesiune 1.177 de proiecte pentru energie solară în agricultură și industria alimentară, cu solicitări de ajutor nerambursabil de peste 282 de milioane de euro (aprox. 1,41 miliarde lei), față de o alocare de 265 de milioane de euro (aprox. 1,33 miliarde lei). În concluzie, vârful de 3.174 MW din 17 august confirmă ritmul rapid în care energia solară câștigă pondere în SEN, dar mută discuția de la „cât instalăm” la „cât putem consuma direct și cât putem muta prin stocare” către orele în care cererea rămâne ridicată. [...]
România a rămas temporar fără producție nucleară, dar exportă energie pe fondul consumului scăzut , potrivit Economica , după ce Unitatea 2 de la Cernavodă a fost deconectată dimineață, iar Unitatea 1 fusese scoasă din sistem la finalul lunii trecute. Motivul invocat este debitul prea mic al Dunării, care nu mai asigură răcirea. Cele două unități sunt cele mai mari grupuri de generare din Sistemul Energetic Național (SEN), cu 700 MW fiecare . Publicația notează că nu există o dată certă pentru revenirea lor: programările indică orientativ 23 august pentru Unitatea 1 și 30 august pentru Unitatea 2, însă repunerea în funcțiune depinde de evoluția debitului Dunării. De ce exportă România fără nuclear Datele aproape în timp real citate de Economica arată că, în momentul respectiv, România avea export net de 327 MW , în condițiile unui consum redus și ale unei producții ridicate din alte surse. Printre factorii menționați: autoconsumul prosumatorilor, care reduce cererea din rețea; producție fotovoltaică mare, de peste 2.200 MW (cea mai mare sursă la acel moment); producție eoliană de circa 700 MW ; centrale pe gaze cu aproape 1.000 MW ; cărbune sub 700 MW . Pe interconexiuni, România exporta către Serbia, Ungaria și Republica Moldova și importa din Bulgaria , conform aceleiași surse. Riscul se mută în vârful de seară Economica subliniază că intervalele sensibile pentru SEN sunt cele din vârful de seară, când fotovoltaicele nu mai produc, capacitatea de stocare rămâne încă limitată, iar consumul crește. Pentru ziua respectivă, prognoza indica un consum la vârf de aproximativ 7.000 MW , iar lipsa Unității 2 ar urma să fie compensată cel puțin parțial de producția eoliană, însă „sistemul va trece oricum pe import”. Pentru context suplimentar, publicația trimite la analiza e-nergia.ro privind acoperirea deficitului și la materialul Economica despre rolul stocării: „Bateriile de stocare a energiei din România contează din ce în ce mai mult…” . [...]
Electrica își extinde producția cu o centrală de cogenerare la Craiova, menită să înlocuiască termoficarea pe cărbune pentru circa 53.000 de locuințe , după semnarea contractului pentru noua unitate, potrivit Economica . Miza proiectului este una operațională: asigurarea unei surse alternative pentru încălzirea orașului, într-un context în care actualul CET pe cărbune ar fi trebuit închis, dar funcționarea lui urmează să fie prelungită din lipsă de înlocuitor. Noua centrală este proiectată ca o unitate flexibilă, „pregătită pentru hidrogen” (poate funcționa pe gaz natural, cu posibilitatea utilizării hidrogenului în amestec, pe măsură ce acesta devine disponibil la scară industrială) și cu capacitate de pornire autonomă „din pană” (black-start), adică fără alimentare din exterior, pentru a ajuta la repornirea rețelei în caz de avarie majoră. Ce capacități va avea noua unitate și cum ar trebui să funcționeze Din punct de vedere tehnic, proiectul prevede: putere electrică instalată de circa 82 MW ; capacitate termică de aproximativ 179 Gcal/h (circa 208 MWt ), obținută prin cogenerare de înaltă eficiență, completată de instalații pentru producerea energiei termice de vârf/rezervă; stocare de energie termică , care permite decuplarea producției de căldură de cea de electricitate: motoarele pot rula în orele cu prețuri ridicate la energie, iar căldura produsă simultan este stocată și livrată ulterior, în funcție de cerere. Electrica susține că această arhitectură poate crește eficiența economică a investiției și poate ajuta la menținerea unor costuri competitive ale căldurii în sistemul centralizat al Craiovei. Calendarul de implementare: două etape Proiectul va fi realizat în două etape: montarea cazanelor de apă fierbinte (CAF), pentru asigurarea capacității de producere a energiei termice; punerea în funcțiune a motoarelor de cogenerare, pentru producția simultană de energie electrică și termică. În ceea ce privește funcționarea în sistem, compania arată că unitatea este concepută să atingă puterea maximă în circa două minute de la pornire și să se sincronizeze cu rețeaua în mai puțin de 30 de secunde, ceea ce ar permite participarea la servicii tehnologice de sistem și la piața de echilibrare. Context: investiție aprobată și presiune pe înlocuirea cărbunelui Acționarii Electrica au aprobat săptămâna trecută proiectul unei centrale electrice de termoficare la Craiova, în valoare de 235 milioane euro (aprox. 1,18 miliarde lei) , statul fiind cel mai important acționar, prin Ministerul Energiei . Electrica SA a fost desemnată în iunie câștigătoare la licitația organizată de Municipiul Craiova pentru delegarea prin concesiune a activității de producere de energie termică și electrică în cogenerare și/sau din surse regenerabile; compania a fost singurul ofertant. În paralel, producătorul local Electrocentrale Craiova (companie de stat) este în insolvență, cu pierderi cumulate de peste 1,5 miliarde lei și cu instalații vechi de circa 50 de ani. CET-ul pe cărbune din Craiova ar fi trebuit închis conform PNRR la 31 august, însă autoritățile de la București au anunțat că îi vor prelungi funcționarea, în lipsa unei surse alternative încă disponibile, potrivit unei informații anterioare publicate de Economica (link în materialul sursă). Separat, Electrica intenționează să contracteze un pachet de finanțare de până la 8,7 miliarde lei , conform unei decizii AGA menționate în articol (detaliile finanțării și destinația exactă a sumelor nu sunt dezvoltate în textul citat). [...]
Craiova trece de la cărbune la cogenerare pe gaz, cu miză directă pe stabilitatea termoficării , după ce Primăria și Grupul Electrica au semnat contractul pentru o centrală de cogenerare de înaltă eficiență, investiție de până la 235 milioane euro (aprox. 1,17 miliarde lei), fără TVA, potrivit Economedia . Proiectul ar urma să înlocuiască sursa actuală pe bază de cărbune și să reducă riscul repetării avariilor care au lăsat orașul fără căldură în sezonul rece. Contractul a fost semnat la sediul primăriei de primarul Lia Olguța Vasilescu și CEO-ul Electrica, Alexandru Aurelian Chiriță. Bugetul aprobat de acționarii Electrica vizează două componente: o capacitate modernă de cogenerare pe motoare pe gaz și instalații de producere a energiei termice de vârf – cazane de apă fierbinte (CAF). Ce se schimbă în termoficarea Craiovei Noua unitate va funcționa pe gaze naturale și este proiectată „pregătită pentru hidrogen” (hydrogen-ready), adică adaptabilă pentru utilizarea hidrogenului în viitor, pe măsură ce acesta devine disponibil la scară și la costuri competitive. Proiectul ar urma să deservească peste 53.000 de gospodării și instituții publice și să livreze atât energie termică în sistemul centralizat (SACET), cât și energie electrică în Sistemul Energetic Național. Primarul a indicat și rolul investiției în eliminarea lignitului ca sursă de bază, cu efecte asupra emisiilor și poluării locale. „Prin înlocuirea lignitului ca sursă de bază, proiectul elimină arderea cărbunelui la Craiova și reduce semnificativ emisiile și poluarea locală asociate acestuia, cu efect direct asupra calității aerului din oraș.” Parametri tehnici și componenta de stocare, relevantă pentru costuri Conform detaliilor prezentate de edil, proiectul prevede: putere electrică instalată de circa 82 MW ; capacitate termică de aproximativ 179 Gcal/h (circa 208 MWt ); stocare de energie termică , care permite decuplarea producției de căldură de cea de energie electrică, astfel încât motoarele să poată funcționa în orele cu prețuri ridicate la electricitate, iar căldura să fie livrată ulterior în sistem. În logica proiectului, această arhitectură ar crește eficiența economică a investiției și ar putea sprijini menținerea unor costuri competitive ale căldurii pentru populație. Calendar: două etape și ieșirea din dependența de Electrocentrale Craiova Un element operațional important este momentul în care Craiova ar urma să reducă dependența de infrastructura veche operată de Electrocentrale Craiova (entitate în subordinea Guvernului). Primarul a afirmat că actuala situație a fost afectată de lipsa fondurilor pentru reparații, ceea ce a dus la avarii majore iarna trecută și la întreruperea furnizării timp de șapte zile. Implementarea investiției este împărțită în două etape: prima etapă (anul viitor): montarea CAF-urilor, care asigură capacitatea de producere a energiei termice; în acest moment ar urma să fie întrerupt contractul cu Electrocentrale Craiova, după depășirea primei etape; a doua etapă (peste doi ani): punerea în funcțiune a motoarelor de cogenerare. Proiectul include și capabilități de flexibilitate operațională, inclusiv pornire autonomă („black-start”), adică posibilitatea de a porni fără alimentare din exterior și de a contribui la repornirea rețelei în caz de pană majoră. [...]
Programul de baterii pentru prosumatori ar urma să reducă importurile scumpe de seară , dacă va fi lansat în octombrie și va aduce în sistem cel puțin 400 MWh de capacitate de stocare, potrivit news.ro . Ministrul interimar al Mediului, Diana Buzoianu , spune că ziua energia produsă de panourile fotovoltaice „nu este stocată nicăieri”, iar seara România ajunge să importe la prețuri mai ridicate. Ce se schimbă: de la „primul venit” la selecție pe criterii Buzoianu afirmă că, pentru prima dată, programul nu va mai funcționa pe principiul „primul venit, primul servit”, ci printr-un dosar analizat pe mai multe criterii. Un exemplu de criteriu menționat este nivelul de cofinanțare: cei care contribuie cu un procent mai mare ar urma să fie prioritizați. Totodată, platforma de înscriere va fi modificată față de anul trecut, tocmai pentru a susține noul mecanism de evaluare. Buget, beneficiari și condiții financiare Conform declarațiilor citate, statul ar urma să aloce 400 de milioane de lei pentru achiziția de baterii. Programul se adresează persoanelor fizice care au deja panouri fotovoltaice și certificat de racordare (document care confirmă conectarea la rețea). Principalele repere financiare prezentate: cofinanțare minimă: 25% din costul stocării (beneficiarul acoperă cel puțin acest procent); voucher: 1.250 lei pe kilowatt ; plafon maxim: 15.000 lei cu TVA pe beneficiar (sumă pe care statul o poate plăti, potrivit ministrului). Ministrul susține că, la final, programul ar trebui să asigure un minim de 400 MWh capacitate de stocare , cu efecte așteptate inclusiv în „prețuri scăzute la energie”. Impact operațional: energia produsă ziua, folosită seara Miza invocată de minister este folosirea energiei produse în timpul zilei de prosumatori (consumatori care și produc energie) în intervalele de seară, când cererea crește și România importă energie. „Seara, când România importă energie la un preț mult mai ridicat, am putea de fapt să ne bazăm pe aceste sisteme de stocare”, a declarat Diana Buzoianu. Cum se depun dosarele Înscrierea ar urma să se facă tot prin instalatori , „același sistem” ca anul anterior, potrivit ministrului. Ghidul programului este în curs de îmbunătățire, pe baza observațiilor din spațiul public, iar Buzoianu spune că speră ca „în zilele următoare” să existe o versiune finală, pentru a putea lansa proiectul în acest an. [...]
