Știri
Știri din categoria Energie

România ar putea aproape să își tripleze capacitatea de producție a energiei nucleare în următorii 10 ani, potrivit ministrului Energiei, Bogdan Ivan, care a prezentat planurile țării la Summitul pentru Energie Nucleară organizat la Paris, informează Bursa.
Ministrul a subliniat că energia nucleară devine tot mai importantă în contextul creșterii consumului global de electricitate și al presiunilor pentru reducerea emisiilor de CO₂. În opinia sa, această sursă de energie oferă producție constantă, la scară mare și cu emisii reduse, contribuind la stabilitatea sistemelor energetice.
În prezent, energia nucleară asigură aproximativ 20% din consumul de electricitate al României, prin cele două reactoare de la centrala nucleară de la Cernavodă. Potrivit datelor prezentate de ministru, Unitățile 1 și 2 s-au clasat pe locurile 1 și 3 la nivel mondial în indicatorii de performanță pentru anul 2025, conform evaluărilor Agenției Internaționale pentru Energie Atomică (AIEA), cu un factor mediu de capacitate de peste 92%.
Strategia energetică a României prevede mai multe proiecte majore în domeniul nuclear:
Autoritățile susțin că aceste investiții ar aduce nu doar producție suplimentară de energie, ci și locuri de muncă, transfer de tehnologie și dezvoltarea lanțurilor industriale locale.
Bogdan Ivan a subliniat că securitatea energetică este o temă strategică pentru România, mai ales în contextul poziției geografice la granița estică a Uniunii Europene, într-o regiune în care volatilitatea piețelor energetice și tensiunile geopolitice pot avea efecte rapide asupra economiei.
Potrivit ministrului, extinderea capacităților nucleare, alături de dezvoltarea energiilor regenerabile, ar putea contribui la un sistem energetic mai stabil și mai competitiv, capabil să răspundă cererii în creștere din următorii ani.
Recomandate

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. [...]

Serbia a lansat selecția de parteneri pentru hidrocentrala Porțile de Fier 3 , un proiect estimat la 2,63 miliarde de euro (aprox. 13,2 miliarde lei), dar care depinde de acordul României , potrivit G4Media . Guvernul sârb și Ambasada SUA la Belgrad au anunțat o invitație publică pentru construcția hidrocentralei Djerdap 3 (Porțile de Fier 3), iar implicarea americană este prezentată inclusiv ca posibilă cale de mediere într-un dosar unde Bucureștiul s-a arătat până acum reticent. Companiile interesate au termen până pe 25 iunie să depună scrisori de intenție la Ministerul Minelor și Energiei din Serbia. Procedura urmărește selectarea unor parteneri strategici pentru pregătirea documentației tehnice, finanțarea și construcția viitoarei centrale. De ce contează pentru România: acordul Bucureștiului rămâne o condiție Expertul în energie Miodrag Kapor, citat în material, spune că rolul SUA ar putea fi „binevenit” ca mediator între Serbia și România, în condițiile în care proiectul are nevoie și de acordul României. România a avertizat în urmă cu doi ani că o eventuală construcție a Porțile de Fier 3 nu trebuie să pericliteze stabilitatea hidrocentralelor comune existente, Porțile de Fier 1 și Porțile de Fier 2. Atunci, ministrul Energiei, Sebastian Burduja, a afirmat că Bucureștiul nu va susține o soluție care ar putea afecta negativ sistemul existent de pe Dunăre. În prezent, au loc discuții între ministerele Energiei din cele două țări și comisiile mixte care evaluează consecințele hidrologice și ecologice ale proiectului. Procedură, finanțare și riscuri instituționale Pe lângă divergențele cu România, proiectul ridică de ani de zile întrebări legate de impactul asupra mediului, metoda de finanțare și selecția contractorilor, potrivit publicației sârbe Vreme, citată de G4Media. Kapor avertizează că modul de implementare poate deschide „probleme politice și instituționale serioase”, inclusiv prin riscul ca proiectul să fie împins prin acorduri bilaterale în afara procedurilor europene, ceea ce ar putea îndepărta Serbia de Uniunea Europeană și ar crea „un spațiu sporit” pentru potențială corupție. Ce se știe despre proiect: capacitate, amplasare, calendar Apelul pentru exprimarea interesului este prima etapă de selecție și este condus de un grup de lucru special al Guvernului Serbiei. Selecția ar urma să se facă pe baza Legii privind achizițiile publice și a acordului energetic interstatal dintre Serbia și Statele Unite. Proiectul Porțile de Fier 3 este descris ca o centrală hidroelectrică cu acumulare prin pompare (o centrală „reversibilă”, care poate produce energie și poate pompa apă înapoi în lacul de acumulare pentru stocare), amplasată la kilometrul 1007 al Dunării, pe teritoriul municipiului Golubac. Capacitatea proiectată este de 2.400 MW, cu posibilitatea de a integra încă 400 MW din surse regenerabile, în principal eoliană și solară. Finalizarea este planificată până în 2038. Materialul mai notează că Bechtel și-a arătat interesul pentru proiect încă din 2021, iar în 2022 a preluat pregătirea studiilor tehnice. [...]

Delgaz Grid își securizează 3 miliarde de lei pentru investiții 2026–2030 , o finanțare care poate accelera modernizarea rețelei electrice din nord-est și, implicit, reducerea întreruperilor și a pierderilor din rețea, potrivit Economedia . Banca Europeană pentru Reconstrucție și Dezvoltare (BERD) a acordat companiei Delgaz Grid SA un împrumut de 300 de milioane de lei (aprox. 57 de milioane de euro), ca parte a unei facilități sindicalizate mai ample, în valoare totală de 3 miliarde de lei (aprox. 573 de milioane de euro), la care participă și șase bănci comerciale. Ce se finanțează și de ce contează operațional Banii sunt destinați programului de investiții al Delgaz Grid pentru perioada 2026–2030, cu accent pe modernizarea și digitalizarea rețelei de distribuție a energiei electrice din nord-estul României. În plan intră și extinderea utilizării contoarelor inteligente . Potrivit BERD, investițiile ar urma să: reducă întreruperile în alimentarea cu energie electrică; diminueze pierderile din rețea; crească fiabilitatea sistemului; sprijine integrarea unei capacități mai mari de energie regenerabilă în rețea, în linie cu obiectivele României pentru 2030 privind tranziția energetică. Context: amprenta Delgaz Grid și rolul BERD în România Delgaz Grid operează rețele de distribuție de energie electrică și gaze naturale în nordul României, deservind aproximativ 1,6 milioane de clienți de energie electrică și peste 2 milioane de clienți de gaze naturale. Compania face parte din grupul german E.ON. BERD este unul dintre cei mai mari investitori instituționali activi în România; banca a investit până acum peste 12,5 miliarde de euro în 594 de proiecte din țară. [...]

BYD își mută pariul pe bateriile cu sodiu către stocarea staționară, cu o țintă de cost de 0,3 yuani (0,04 dolari, aprox. 0,18 lei) pe Wh până în 2027 , într-o strategie care ocolește competiția directă din zona bateriilor pentru autoturisme și vizează infrastructura energetică, potrivit Car News China . Datele de piață din 2026 indică o „bifurcație” în sectorul bateriilor sodiu-ion: aplicațiile industriale și de rețea se separă tot mai mult de traseul bateriilor pentru vehicule de pasageri. În timp ce Changan Automobile și CATL au lansat un model de serie cu un pachet de 45 kWh pe sodiu (conform unui material din 12 iunie al Securities Daily ), BYD își concentrează platforma de generația a treia pe chimia polianionică (NFPP) pentru sisteme staționare de stocare a energiei. De ce contează: costul și durata de viață pot schimba economia stocării în rețea Miza BYD este o arhitectură de celulă „heavy-duty” de 189Ah și 2,9V, gândită pentru cerințe de durată (nu pentru constrângerile de greutate/volum ale mașinilor). Publicația notează că obiectivul este un prag de fabricație „stabilizat” de 0,3 yuani (0,04 dolari, aprox. 0,18 lei) pe watt-oră până în 2027, ceea ce ar putea împinge în jos costul total al stocării staționare, dacă ținta este atinsă la scară industrială. În paralel, datele de laborator agregate într-un raport din 8 iunie al Minmetals Securities indică parametri proiectați pentru utilizare îndelungată în rețea, nu pentru transport: profiluri termice și de degajare de gaze care susțin instalări stabile în aplicații dense, inclusiv în spații comerciale. Un element central al strategiei este durata de viață: cadrul tehnologic descris în material vizează un prag de cel puțin 10.000 de cicluri , echivalat cu 33 de ani de operare în regimuri standardizate de distribuție a energiei, ceea ce ar susține amortizarea pe termen lung în proiecte de infrastructură (context legat și de materialul anterior despre BYD și tehnologia de 10.000 de cicluri: BYD breaks ground with solid-state battery and 10,000-cycle sodium tech ). Obstacolul tehnic: „paradoxul conductivității” la polianioni Materialul descrie o limitare structurală a chimiei polianionice: cadrul tridimensional legat de grupări fosfat (PO₄³⁻) duce la o conductivitate electronică intrinsecă foarte mică (10⁻⁹–10⁻¹⁰ S/cm), practic izolatoare în forma nemodificată. Pentru a reduce degradarea la temperaturi ridicate și depunerile interne de sodiu în sarcină, BYD ar fi introdus o metodă de „dublă modificare”: micșorarea particulelor sub 100 nm (nanofabricație), pentru a scurta traseele de transport al electronilor; acoperire cu o matrice de carbon amorf la granițele dintre granule, pentru a crește conductivitatea cu patru-cinci ordine de mărime. Lanțul de aprovizionare și calendarul: paritatea cu LFP nu e „mâine” Chiar dacă bateriile cu sodiu sunt adesea prezentate ca alternativă la litiu, materialul subliniază o fricțiune industrială importantă: lanțul global pentru anodul din „carbon dur” (hard carbon) este încă fragmentat, fără proces standardizat, ceea ce poate genera variații de randament în producția de masă. În proiecțiile financiare citate de Minmetals Securities, paritatea de cost la scară între liniile de producție sodiu și liniile consacrate de litiu-fier-fosfat (LFP) nu ar urma să se materializeze înainte de 2027 . În acest context, publicația indică accelerarea tranziției către sodiu ca răspuns la volatilitatea resurselor macroeconomice, menționând și materialul: CATL and BYD fast-track the shift to sodium-ion batteries . Piața rămâne concentrată la bateriile pentru vehicule, iar „nișele” devin strategie În timp ce BYD își caută un culoar în stocarea staționară, datele din mai ale China EV DataTracker arată că instalările de baterii pentru vehicule electrice rămân puternic centralizate: CATL conduce cu 33,08 GWh (46,7% cotă), iar BYD este pe locul doi cu 11,87 GWh (16,8%). În spate urmează producători de nivel secund precum Gotion High-tech (6,3%) și Calb (6,1%). Concluzia de fond a analizei este o „coexistență” pe mai multe chimii: LFP și variantele cu nichel ridicat rămân dominante în transport, în timp ce celulele polianionice stabile ar fi direcționate către utilaje grele, instalații staționare și infrastructură energetică, unde longevitatea cântărește mai mult decât densitatea energetică. [...]

Hidroelectrica reduce la 30 de zile termenul de plată pentru contractele casnice noi , o schimbare care accelerează încasările și mută o parte dintre clienți pe un regim de scadență deja folosit în zona business, potrivit HDSatelit . Noua regulă se aplică doar contractelor încheiate după 1 aprilie 2026 și celor prelungite ulterior prin act adițional. Pentru contractele aflate deja în derulare înainte de 1 aprilie 2026, termenul de plată rămâne, „deocamdată”, la 45 de zile. Practic, schimbarea nu este una generală pentru toți clienții casnici, ci vizează strict noile relații contractuale (sau prelungirile) după data menționată. Ce se schimbă și pentru cine Contracte casnice semnate după 1 aprilie 2026: scadența coboară de la 45 la 30 de zile . Contracte casnice existente înainte de 1 aprilie 2026: rămân la 45 de zile . Prelungiri după 1 aprilie 2026 prin act adițional: intră sub regula de 30 de zile . Context: aliniere la practica din segmentul business Materialul citat arată că, în comunicările anterioare despre facturare, Hidroelectrica indica 45 de zile pentru clienții casnici și 30 de zile pentru consumatorii non-casnici, fără penalități în aceste intervale. În oferta business pentru 2026, plata rămâne la 30 de zile de la data facturii, iar compania enumeră mai multe canale de plată: portalul propriu, aplicații bancare, automate de plată, scanarea codului de bare sau debit direct. Schimbarea vine pe fondul creșterii portofoliului: Hidroelectrica a depășit 1 milion de clienți în noiembrie 2025 și a pus în funcțiune un nou sistem informatic de facturare, despre care compania a spus că urmărește să susțină mai bine volumul mai mare de clienți și să reducă problemele de emitere a facturilor. Opțiuni dacă plata devine dificilă Conform informațiilor prezentate, facturile restante pot fi eșalonate în maximum 6 rate lunare egale , cu condiția achitării facturilor curente pe perioada eșalonării. Hidroelectrica mai precizează că data emiterii și data scadentă sunt înscrise pe factură și recomandă atenție la identificatorii de plată (cont contract, număr factură), iar pentru clienții cu mai multe locuri de consum există opțiuni de repartizare a plăților la nivel de cod client sau cont contract. [...]