Știri
Știri din categoria Energie
România plătește seara prețul lipsei de stocare și flexibilitate, după ce ziua exportă energie la tarife joase și ajunge să importe în orele de vârf la prețuri de până la cinci ori mai mari, potrivit unei analize citate de Antena 3. Dezechilibrul, susține președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI), Dumitru Chisăliță, este unul structural și ajută la explicarea facturilor ridicate la energie.
În analiza sa, Chisăliță argumentează că „explozia prețurilor” din ultima perioadă nu indică o problemă de producție, ci una de funcționare a sistemului: lipsă de flexibilitate și de capacitate de a gestiona când este produsă și consumată energia, mai ales într-un mix tot mai dependent de solar și eolian.
Datele invocate pentru luna aprilie arată un contrast puternic între prețurile din intervalele de surplus și cele din vârfurile de consum:
„Diferența nu este doar o anomalie de piață. Este radiografia unei vulnerabilități structurale. (…) nu contează cât produci, ci când produci”, a subliniat președintele AEI.
În aprilie 2026, România a importat energie electrică din Bulgaria în valoare de aproximativ 33,4 milioane euro, în timp ce exporturile către Bulgaria au însumat circa 5 milioane euro. Deși cantitatea importată a fost de aproximativ două ori mai mare decât cea exportată, valoarea importurilor a fost de aproape șapte ori mai ridicată, diferență pusă pe seama prețurilor mult mai mari din orele de vârf.
Interpretarea AEI este că România exportă energie ieftină în orele de surplus (de regulă la prânz, când producția fotovoltaică este ridicată), iar apoi o „recumpără” seara, când consumul crește și producția solară scade.
Chisăliță aduce în discuție diferențele de infrastructură de stocare și tipul bateriilor instalate:
Tot la nivel comparativ, analiza indică:
Concluzia analizei este că, într-o piață dominată tot mai mult de producția variabilă (solar/eolian), avantajul competitiv se mută de la „cât produci” la „cât poți stoca și muta în timp”. În lipsa acestei flexibilități, România riscă să producă energie verde, dar să captureze prea puțină valoare din ea, rămânând expusă la prețuri ridicate în orele de vârf și la vulnerabilități mai mari, inclusiv cu potențiale implicații geopolitice, potrivit lui Chisăliță.
Recomandate
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. [...]
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. [...]
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. [...]
Preluarea minei de uraniu Rössing de către o companie chineză a schimbat perspectiva a peste 2.000 de angajați locali , după ce fostul operator plănuia închiderea în 2020, potrivit unei relatări din Global Times . În centrul transformării este decizia de a anula planul de închidere, de a menține locurile de muncă și de a finanța modernizarea operațiunilor, într-un context în care mina era afectată de prețuri internaționale scăzute la uraniu, echipamente învechite și investiții oprite. În regiunea Erongo din vestul Namibiei, mina Rössing – cu o istorie de 50 de ani – ajunsese, conform mărturiei unui angajat, într-o situație de „numărătoare inversă” către închidere. Jacobus, maistru într-un atelier mecanic al minei, spune că în 2016 a găsit o companie marcată de defecțiuni frecvente, producție în scădere și anxietate legată de viitorul locurilor de muncă, pe fondul declinului prețurilor la uraniu. Punctul de cotitură a venit în 2019, când subsidiara China National Nuclear Corporation (CNNC) , China National Uranium Co., Ltd (CNUC), a preluat mina. Materialul descrie o perioadă inițială de neîncredere din partea unor angajați și a sindicatului, alimentată de teama de concedieri și reduceri salariale, dar și de diferențe culturale și de management. Stabilizarea forței de muncă și modernizarea operațiunilor Potrivit articolului, noul operator a anunțat public că renunță complet la planul de închidere din 2020, fără concedieri și fără reducerea pozițiilor de bază, și că va continua programul de extindere a duratei de viață a minei și modernizarea acesteia. O decizie operațională importantă a fost păstrarea echipei locale de management și funcționarea sub principiul „o singură echipă Rössing”, fără o structură separată de conducere chineză, cu rol de coordonare strategică și operare zilnică în mâini locale. În paralel, compania a investit în înlocuirea echipamentelor vechi și în tehnologii de automatizare și digitalizare a operațiunilor miniere, cu efecte vizibile asupra fluxurilor de producție, conform aceleiași surse. Pentru a susține tranziția, a fost creat un sistem de instruire gratuit, de la formare la locul de muncă până la programe de specializare în China, cu costuri acoperite de companie. Efecte sociale: burse, sprijin pentru comunități și incluziune Relatarea plasează o parte din impact în afara perimetrului industrial, prin proiecte derulate de Rossing Foundation, înființată de Rossing Uranium Limited. Accentul este pus pe educație, pe fondul sărăciei și șomajului – inclusiv șomaj ridicat în rândul tinerilor – descrise ca probleme persistente în Namibia. Șeful CNUC Namibia Mining Limited, Chang Jingtao, este citat spunând: „Credem că educația este cea mai eficientă modalitate de a rupe ciclul sărăciei intergeneraționale.” Conform acestuia, fundația a construit un sistem de burse pe mai multe niveluri, de la școli primare și secundare din apropierea minei până la învățământ superior, finanțând anual sute de copii ai minerilor și elevi/studenți din comunități defavorizate. Tot potrivit articolului, de la preluarea din 2019, peste 200 de copii ai minerilor au finalizat studii superioare. Materialul mai menționează proiecte pentru: femei din mediul rural (sere, irigații, instruire practică și sprijin pentru acces la piață); tineri fără loc de muncă (echipamente, îndrumare tehnică pentru inițierea de mici afaceri); persoane cu dizabilități, inclusiv cazul unei studente cu deficiențe de vedere sprijinită cu o bursă de 200.000 dolari namibieni (12.064 dolari, aprox. 55.000 lei) pentru taxe și cazare, plus dispozitive asistive și un stagiu de practică în zona administrativă a minei. Ce urmează Pe fondul aniversării de 50 de ani a minei, CNNC a prezentat, potrivit articolului, o viziune de continuare a programelor de vizite de studiu în China și a inițiativelor caritabile „Love U Namibia”, cu angajamente de sprijin pe termen lung pentru tinerii namibieni. În plan economic și operațional, mesajul central rămâne că prelungirea duratei de viață a minei și modernizarea tehnologică sunt legate direct de menținerea ocupării și de stabilitatea comunităților dependente de activitatea Rössing. [...]
SpaceX pregătește o conductă de gaz de ~13 km pentru a reduce dependența de transportul cu cisterne și a susține o frecvență mai mare a lansărilor Starship , potrivit iThome , care citează o dezvăluire Reuters bazată pe un document depus la autoritățile din Texas. Documentul, depus la Comisia Feroviară din Texas de compania Lone Star Mineral Development (afiliată SpaceX), indică faptul că lucrările la conducta „Starpipe” ar urma să înceapă luna viitoare. Conducta ar avea aproximativ 13 km, ar lega facilitățile de lansare din Texas de Starbase și este estimată să intre în funcțiune la 26 ianuarie 2027. De ce contează: alimentarea cu combustibil devine un blocaj operațional Conform informațiilor citate, Starship folosește metan lichid, iar fiecare lansare ar necesita circa 630.000 de galoane (aprox. 2,866 milioane litri). În prezent, combustibilul este transportat în principal cu sute de camioane-cisternă, iar alimentarea durează câteva ore, ceea ce limitează practic ritmul lansărilor. În acest context, o conductă dedicată ar reduce timpul și complexitatea logistică a aprovizionării, un element esențial dacă SpaceX vrea să crească frecvența lansărilor. Ce arată datele din document: capacitate peste nivelul aprobat acum Potrivit documentului menționat, conducta ar avea un diametru de 16 inch (aprox. 0,41 metri) și o capacitate de transport a combustibilului care depășește necesarul pentru nivelul de lansări aprobat în prezent de Federal Aviation Administration (FAA), respectiv 25 de lansări Starship pe an. Reuters interpretează această dimensionare ca un semnal că SpaceX accelerează dezvoltarea programului Starship, racheta complet reutilizabilă pe care compania o consideră un pilon al sistemului său viitor de lansare. Context: planuri pe termen lung pentru lanțul de aprovizionare cu gaz În același material, Reuters mai notează că Starpipe ar putea fi doar primul pas într-un plan mai amplu legat de gazul natural. Agenția spune că, din verificarea registrelor de teren din comitatul Cameron, SpaceX ar fi explorat de-a lungul anilor posibilitatea unor activități de foraj în apropierea Starbase și în alte zone din Texas. Separat, președinta SpaceX, Gwynne Shotwell , a declarat într-un interviu CNBC din 12 iunie că SpaceX intenționează să construiască o conductă și să gestioneze intern producția de combustibil pentru propulsie, menționând și analiza opțiunii de a extrage singură gaz natural. Starship a efectuat 12 zboruri de test din 2023 până în prezent, iar Elon Musk și-a exprimat obiectivul de a crește treptat ritmul la zeci și sute de lansări anual, pe termen lung chiar la mii — ambiții care, dacă rămân valabile, fac din infrastructura de alimentare un factor critic pentru scalare. [...]
CATL mizează pe stocare staționară mai ieftină pe termen lung, cu un sistem pe sodiu proiectat pentru 25–30 de ani , potrivit Car News China , care relatează despre lansarea Tener Sodium-Ion la un eveniment de produs organizat pe 22 iunie 2026, la München . Mesajul central al companiei: reducerea costului total de operare prin durată mare de viață, stabilitate în exploatare și eficiență energetică mai bună. Ce aduce tehnic Tener și de ce contează operațional Sistemul are o arhitectură complet modulară și o capacitate nominală de energie de peste 30 MWh. Fiecare modul cântărește sub 42 de tone, iar un amplasament de 1 GWh poate fi construit cu 34 de module, conform datelor prezentate. CATL indică cinci îmbunătățiri tehnologice care țintesc direct utilizarea în proiecte de stocare la scară mare: Durată de viață extinsă: 15.000 de cicluri la 25°C, ceea ce ar însemna 25–30 de ani de viață a sistemului, pe baza unui standard de 70% State of Health (SOH) (nivelul de „sănătate” al bateriei, raportat la capacitatea inițială). Adaptare la temperaturi variate: peste 92% din capacitate păstrată la -20°C și peste 10.000 de cicluri la 45°C, fără izolație suplimentară sau răcire forțată. Siguranță intrinsecă: reducerea forței de expansiune a celulei cu 40% și a generării de gaze cu 35%; temperatura la suprafață în caz de „thermal runaway” (reacție termică necontrolată) ar fi în jur de 200°C, cu circa 60% mai mică decât la bateriile litiu-ion; sistemul este descris ca rezistent la incendiu și explozie în condiții extreme. Eficiență energetică: prin ventilație optimizată și răcire cu lichid, consumul propriu al sistemului ar fi redus de la media industriei de 2% la 1%. Impact redus asupra comunităților: nivel de zgomot de 65 dB, cu 10 dB sub echipamentele tradiționale, ceea ce ar permite amplasarea mai aproape de centrele de consum. Stabilitate și continuitate: control al tensiunii și „auto-vindecare” în milisecunde Pentru partea de conversie a energiei, CATL menționează un Power Conversion System (PCS) cu control bidirecțional al tensiunii, adaptat intervalului de 1,5–3,65 V al bateriei sodiu-ion, care stabilizează ieșirea la 690 V. Compania susține că acest lucru îmbunătățește Round Trip Efficiency (RTE) cu aproape 2% (randamentul „dus-întors” al stocării). În plus, sistemul ar avea o funcție de „auto-vindecare” la nivel de milisecunde, capabilă să izoleze defectele și să restabilească alimentarea în zonele neafectate în 350 ms, cu scopul de a reduce pierderile din opriri neplanificate. Producție și calendar: livrări în China din septembrie, extindere globală în 2027 CATL afirmă că are un lanț de aprovizionare complet pentru bateriile sodiu-ion și capacități de producție în masă pentru materialele de anod și catod. Compania își extinde producția cu 40 GWh capacitate în Fuding și are planuri pentru încă 160 GWh în Jining. Tener este prezentat ca fiind compatibil cu platformele existente de stocare litiu-ion, ceea ce ar permite integrarea fără reproiectări. Livrările interne în China sunt programate să înceapă în septembrie 2026, cu o țintă de 1 GWh livrări până la finalul anului, urmate de o lansare globală în 2027. [...]
