Știri
Știri din categoria Energie
Europa riscă prețuri mai mari la gaze și electricitate în lunile următoare, pe fondul unei competiții în creștere cu Asia pentru volume limitate de gaze naturale lichefiate (GNL), într-un moment în care rezervele europene sunt sub media ultimilor cinci ani, potrivit Politico.
Miza este una direct economică: dacă cererea asiatică urcă în timpul verii (în special din cauza utilizării mai intense a aerului condiționat), iar Europa intră simultan într-o etapă de cumpărări accelerate pentru a-și reface stocurile, prețurile pe piața „spot” (unde prețul se stabilește zilnic) pot reacționa rapid în sus, avertizează analiști și oficiali citați de publicație.
Regulile UE obligă statele membre să-și umple depozitele de gaze la cel puțin 80% din capacitatea națională până în decembrie. În mod obișnuit, reumplerea se face vara, când cererea și prețurile sunt mai mici, iar traderii cumpără pentru stocare și vând iarna, când prețurile cresc.
Anul acesta, însă, prețurile ridicate din timpul verii au „stricat” acest mecanism, iar nivelul stocării a rămas sub media pe cinci ani, notează Politico. În acest context, orice șoc suplimentar de cerere poate amplifica presiunea pe importuri și pe facturi.
Țările asiatice se bazează în principal pe contracte pe termen lung, dar o combinație de cerere mai mare și rezerve în scădere le poate împinge să cumpere mai mult pe piața spot — adică exact segmentul pe care Europa s-a sprijinit „în mod special” anul acesta pentru a-și asigura volumele.
Dacă această cerere asiatică se suprapune cu „cumpărările de panică” ale Europei spre finalul verii, ar putea apărea o competiție directă pentru cargouri între continente, iar UE ar putea fi nevoită să liciteze peste Asia pentru a-și atinge țintele de stocare, potrivit lui Tobias Federico, analist-șef la Montel Energy.
Agenția europeană ACER estimează că atingerea țintelor din acest an ar putea necesita o creștere de până la 13% a importurilor de GNL față de 2025, ceea ce ar fi dificil „în circumstanțele actuale”, mai ales dacă producția din Golful Persic nu își revine, mai scrie Politico.
Politico subliniază o vulnerabilitate operațională cu efecte de piață: Europa, cu importatori privați și priorități diferite în 27 de state, are puține pârghii directe asupra companiilor care cumpără gaze, în timp ce economiile mai centralizate pot negocia și acționa mai unitar în situații de criză.
UE a încercat după invazia Rusiei din 2022 să coordoneze achizițiile prin platforma AggregateEU, menită să ajute companiile să obțină condiții mai bune prin cumpărare colectivă. Platforma a fost folosită mai ales de importatori mai mici, însă nu există vizibilitate asupra numărului de tranzacții încheiate, iar jucătorii mari au preferat, în general, să acționeze pe cont propriu, potrivit articolului.
Christoph Gottstein, responsabil de comunicare la compania germană SEFE, a declarat pentru Politico:
„Deși au fost inițiate mai multe negocieri, acestea nu s-au concretizat în tranzacții finalizate.”
Comisia Europeană ar fi luat în calcul relansarea platformei în contextul războiului din Iran, potrivit a doi oficiali UE citați anonim, dar aceștia au indicat că Bruxelles-ul nu poate obliga companiile să o folosească. În plus, importatorii se tem că o coordonare prea strânsă ar putea fi interpretată drept înțelegere anticoncurențială (coluziune), iar Comisia poate oferi doar sprijin informal pentru a evita încălcarea regulilor de concurență, potrivit articolului.
Pe termen scurt, un acord de pace SUA–Iran ar putea reduce o parte din presiuni, însă Politico notează că există deja semne că mai mulți cumpărători asiatici se îndreaptă spre piața spot în această vară: Coreea de Sud, Thailanda și Vietnam, potrivit analistului Kpler Charles Costerousse.
Factorul decisiv ar putea fi China. În timpul războiului din Iran, China și-a redus importurile și a folosit rezervele, ceea ce a avut un efect de stabilizare asupra pieței globale, însă acele rezerve de GNL ar fi fost reduse „mult sub media pe cinci ani” din martie, potrivit aceluiași analist. Dacă Beijingul revine „puternic” la cumpărări spot, impactul asupra prețurilor și disponibilității cargourilor pentru Europa poate deveni rapid vizibil, avertizează oficiali europeni citați de Politico.
Recomandate
Uniunea Europeană a plătit cu 47 miliarde de euro în plus pe importurile de energie în primele 100 de zile de la izbucnirea conflictului din Orientul Mijlociu, potrivit Antena 3 . Miza economică este directă: scumpirea importurilor de combustibili fosili apasă pe costurile din economie, chiar dacă aprovizionarea nu a fost întreruptă. Creșterea de 47 miliarde de euro (54,3 miliarde de dolari, adică aprox. 249 miliarde lei) este descrisă de Comisia Europeană drept un cost plătit „fără nicio moleculă de energie în plus”, într-un context în care tensiunile geopolitice au împins în sus prețurile la energie. „Acesta este preţul pe care îl plătim fără nicio moleculă de energie în plus”, a declarat un purtător de cuvânt al Comisiei Europene. În același timp, oficialul a susținut că UE nu a suferit perturbări ale aprovizionării, invocând diversificarea surselor, creșterea ponderii energiei produse intern și îmbunătățirea eficienței energetice. „Dar este important să spunem că nu am suferit niciun fel de perturbări. Securitatea aprovizionării este asigurată şi acesta este cel mai important lucru.” Ce pregătește Bruxelles-ul pentru a reduce factura la energie Pe fondul costurilor ridicate ale electricității, care „continuă să afecteze economia regiunii”, surse citate de Antena 3 (care au dorit să-și păstreze anonimatul) spun că UE lucrează la un pachet de măsuri ce ar urma să fie prezentat luna viitoare, sub forma unui nou regulament și a unei strategii de electrificare . Direcțiile menționate includ: reducerea taxelor pentru energia regenerabilă și „flexibilizarea” sistemelor de electricitate (adică adaptarea rețelelor și a regulilor de funcționare la producția variabilă din vânt și soare); obiective pentru adoptarea contoarelor inteligente: cel puțin 50% dintre clienții finali din fiecare stat membru până la finalul deceniului, respectiv cel puțin 65% în 2033; modificări fiscale pentru a promova energia curată, inclusiv intenția ca nivelul minim al accizei la electricitate să fie mai mic decât în cazul gazelor naturale; o opțiune „țintită” de reducere a impozitării energiei pentru industriile mari consumatoare, care avertizează că facturile ridicate le afectează capacitatea de a investi și pot duce la închiderea unor fabrici. Context: dependența de importuri rămâne ridicată Deși UE a stimulat utilizarea energiei eoliene și fotovoltaice, regiunea rămâne dependentă de combustibili fosili importați pentru 57% din consumul de energie, potrivit informațiilor din articol. În acest cadru, scumpirea importurilor se traduce rapid în presiune pe competitivitatea economică, chiar și în absența unor întreruperi fizice ale livrărilor. Comisia Europeană spune că este „pregătită să adopte acțiuni suplimentare dacă va fi necesar”, iar următorul reper este prezentarea propunerilor luna viitoare, împreună cu strategia de electrificare și măsuri pentru modernizarea rețelei, care ar necesita „investiții masive”. [...]
O companie americană vrea să repornească o infrastructură nucleară veche pentru producție industrială de „baterii nucleare”. Potrivit Interesting Engineering , Zeno Power plănuiește să deschidă o unitate de fabricație la Vallecitos Nuclear Center , în California, mizând pe faptul că situl are deja infrastructură „nuclear-grade” și un cadru de licențiere existent, ceea ce ar putea scurta drumul până la livrări către clienți guvernamentali. Proiectul se derulează în baza unui contract de închiriere cu NorthStar, care oferă Zeno Power acces la facilități specializate. Compania spune că ar putea face livrări inițiale către clienți guvernamentali „încă din 2027”, urmând o creștere treptată a capacității și țintirea posibilității de a scala producția de baterii nucleare din 2028. De ce contează: reutilizarea unei facilități licențiate poate reduce barierele operaționale Vallecitos este un complex de circa 1.600 de acri, înființat în 1957, care a găzduit prima centrală nucleară privată din SUA și a avut „Power Reactor License No. 1”, emisă de Atomic Energy Commission. Istoric, situl a fost folosit pentru cercetare în domeniul reactoarelor, testare de combustibil și producție de izotopi. În martie 2025, foștii operatori au finalizat un acord cu NorthStar pentru dezafectarea și restaurarea mai largă a facilității, iar lucrările de remediere continuă în paralel cu operațiunile de producție ale Zeno Power într-o zonă desemnată de tip „hot cell” (încăpere puternic ecranată pentru manipularea în siguranță a materialelor radioactive). Ce se întâmplă la Vallecitos: „hot cells” decontaminate și pași de reglementare Zeno Power a preluat deja primele „hot cells” decontaminate, iar operațiunile non-radiologice au început la fața locului. Activitățile radiologice ar urma să înceapă mai târziu în acest an, însă compania precizează că acest pas depinde de aprobarea autorităților de reglementare. Centrul Vallecitos are licențe de dezafectare existente de la US Nuclear Regulatory Commission și de la autoritățile de reglementare din California, iar infrastructura de tip „hot cell” este descrisă ca fiind rară în SUA. Aceste spații permit manipularea de la distanță a materialelor nucleare, cu brațe mecanice și sisteme de observare prin sticlă cu plumb, pentru asamblări care implică componente radioactive. Impact local și extindere: a treia locație în California Compania își extinde prezența în California și afirmă că va folosi baza regională de competențe din Berkeley, Livermore și Silicon Valley. Noua facilitate ar fi a treia locație a Zeno Power, pe lângă birourile și laboratoarele existente în Seattle (Washington) și Washington, D.C. La nivel local, un oficial din Alameda County, David Haubert, a descris proiectul drept o dezvoltare importantă pentru regiune, invocând crearea de locuri de muncă înalt calificate, păstrarea expertizei nucleare specializate și creșterea activității economice. Context: aliniere la agenda SUA de întărire a infrastructurii nucleare Inițiativa este prezentată de companie ca fiind aliniată unui ordin executiv al Casei Albe care vizează extinderea sectorului nuclear american. Zeno Power susține că utilizarea unei facilități deja licențiate pentru producție ar contribui la eforturile de refacere a unei părți din baza industrială nucleară internă, pentru aplicații energetice și misiuni critice pe termen lung. [...]
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. [...]
Japonia pregătește investiții de peste 65 de miliarde de dolari (aprox. 300 mld. lei) în reactoare nucleare modulare mici în SUA , o mișcare care poate accelera maturizarea tehnologiei SMR (reactoare modulare mici) și, indirect, poate influența și proiectul similar din România, de la Doicești , potrivit Libertatea . Investiția este parte dintr-un pachet mai amplu de investiții japoneze în Statele Unite, estimat la 550 de miliarde de dolari (aprox. 2.530 mld. lei), convenit în urma negocierilor comerciale dintre Washington și Tokyo. Dincolo de construcția de centrale, obiectivul declarat este dezvoltarea unui lanț de aprovizionare pentru SMR-uri și exportul tehnologiei la nivel global. Cum se împart banii: GE Vernova Hitachi și NuScale O componentă a planului este deja conturată: SUA și Japonia au anunțat în martie un pachet de până la 40 de miliarde de dolari (aprox. 184 mld. lei) pentru reactoare modulare mici dezvoltate de GE Vernova Hitachi, în Tennessee și Alabama, relatează Reuters. Proiectele ar urma să folosească tehnologia BWRX-300. Departamentul american al Energiei afirmă că parteneriatul urmărește desfășurarea reactoarelor BWRX-300 în cele două state, cu ținta de 3 gigawați de energie „curată și stabilă” pentru regiune. Separat, guvernul japonez analizează investiții de până la 25 de miliarde de dolari (aprox. 115 mld. lei) în proiectele companiei americane NuScale Power – tehnologia folosită și în proiectul SMR de la Doicești, dezvoltat de RoPower Nuclear și Nuclearelectrica. De ce contează pentru România: proiectul de la Doicești și efectul de „scară” România vrea să dezvolte la Doicești (Dâmbovița) prima centrală nucleară cu reactoare modulare mici NuScale din Europa, pe amplasamentul fostei termocentrale pe cărbune, la aproximativ 90 km de București. Planul prevede șase module NuScale, fiecare de 77 MW, cu o capacitate totală de 462 MW, însă proiectul pornește cu instalarea unui singur reactor, iar celelalte cinci module ar urma să fie cumpărate doar dacă primul funcționează conform așteptărilor. În acest context, un val de proiecte SMR în SUA – finanțat masiv și susținut de un lanț de aprovizionare comun SUA–Japonia – poate avea efecte economice indirecte asupra proiectelor similare: de la disponibilitatea componentelor și a furnizorilor, până la standardizare și ritmul de autorizare, deși materialul nu avansează concluzii ferme privind impactul direct asupra României. Miza strategică și riscul nerezolvat: cine răspunde în caz de accident Statele Unite urmăresc relansarea rapidă a energiei nucleare până în 2050, inclusiv pentru alimentarea centrelor de date și a infrastructurii de inteligență artificială, potrivit Departamentului american al Energiei. SMR-urile sunt prezentate ca o soluție deoarece pot fi amplasate mai aproape de consumatori mari (centre de date, fabrici, zone industriale) și pot funcționa continuu. În paralel, SUA și Japonia vor să recupereze teren într-o competiție globală în care China și Rusia sunt deja avansate, iar controlul asupra tehnologiei, combustibilului, finanțării și lanțurilor de aprovizionare este văzut ca o sursă de influență geopolitică. Rămâne însă o zonă de incertitudine: nu este clar cine ar răspunde în cazul unui accident nuclear. Japonia, marcată de Fukushima (2011), ar cere clarificări privind răspunderea pentru o centrală din SUA finanțată cu bani japonezi; un oficial american de rang înalt ar fi transmis că proiectele sunt americane și că Japonia nu va avea răspundere directă, iar detaliile ar urma să fie stabilite în negocierile finale. [...]
TerraPower a intrat în evaluarea de reglementare din Marea Britanie pentru reactorul Natrium de 345 MW , un pas care poate deschide drumul către stabilirea unor calendare de implementare și, ulterior, către o flotă de reactoare avansate pe piața britanică, potrivit Interesting Engineering . Compania americană de energie nucleară, cu sediul la Washington, a demarat oficial procesul britanic de „Generic Design Assessment” (GDA) pentru centrala Natrium și a lansat subsidiara TerraPower UK Ltd. TerraPower descrie aceste demersuri drept cele mai importante de până acum în direcția implementării în Regatul Unit. Ce înseamnă GDA și unde este TerraPower în proces TerraPower a început „Step 1” din GDA, un mecanism prin care autoritățile britanice evaluează designul unui reactor înainte de orice decizie de amplasare și construire. Compania a depus aplicația pentru GDA în octombrie 2025, iar Departamentul pentru Securitate Energetică și Net Zero a acceptat-o formal în februarie 2026, conform informațiilor citate de publicație. CEO-ul TerraPower, Chris Levesque, a indicat că intrarea pe piața britanică este o angajare pe termen lung, cu obiectivul de a susține tranziția energetică și securitatea energetică a țării. De ce contează: designul Natrium și componenta de stocare Natrium este descris ca un „first mover” în sectorul reactoarelor avansate. Designul include un reactor rapid răcit cu sodiu, de 345 MW, plus un sistem brevetat de stocare a energiei pe bază de săruri topite (stocare termică), care poate crește puterea livrată până la 500 MW atunci când este nevoie. În termeni operaționali, această arhitectură urmărește să mențină o producție de bază constantă și să permită creșteri rapide în vârfurile de consum, element pe care TerraPower îl prezintă ca diferențiator față de alte proiecte de reactoare avansate. Semnale din partea autorităților și legătura cu experiența din SUA În material sunt citate declarații ale unor oficiali britanici, inclusiv ale ministrului pentru Știință, Inovație, Cercetare și Nuclear, Lord Vallance, care a numit decizia TerraPower de a-și crea o prezență în Regatul Unit un „vot de încredere” pentru investițiile nucleare. De asemenea, ONR (Office for Nuclear Regulation) arată că stabilirea aranjamentelor este un pas necesar pentru a putea evalua designul Natrium, iar NRW (Natural Resources Wales) afirmă că GDA permite integrarea timpurie a protecției mediului în proiect și abordarea riscurilor înainte de o eventuală implementare. TerraPower derulează în paralel activități de reglementare în Statele Unite, unde prima centrală Natrium este în construcție; articolul menționează că U.S. Nuclear Regulatory Commission a acordat recent aprobarea de construcție pentru începerea lucrărilor. În Regatul Unit, GDA ar urma să ajute compania să își stabilească „deployment timelines” (calendare de implementare) pentru amplasamentele Natrium, conform comunicării citate de Interesting Engineering . [...]
Electrica a câștigat concesiunea pe 12 ani pentru producția de energie termică și electrică în cogenerare la Craiova , ceea ce mută serviciul de termoficare al orașului către un operator privat și deschide etapa de implementare a unei capacități noi, „modernă și verde”, după problemele acumulate la actualul producător aflat în insolvență, potrivit G4Media . Primăria Craiova a demarat încă din ianuarie procedura de licitație pentru concesionarea serviciului de producție a energiei termice și electrice în cogenerare, vizând externalizarea producerii de apă caldă și căldură pentru municipiu către un investitor privat. Contextul invocat este situația Electrocentrale Craiova SA, companie care a generat „probleme multiple” și care se află în insolvență „din cauza datoriilor uriașe”. Ce presupune concesiunea câștigată de Electrica Electrica SA a fost singurul ofertant și a câștigat licitația, informând Bursa de Valori București că a fost desemnată câștigătoare pentru „delegarea prin concesiune” a activității de producere a energiei termice și electrice, bazate pe cogenerare și/sau surse regenerabile, în municipiul Craiova. Concesiunea este pe 12 ani și presupune realizarea unui sistem nou de producere a energiei termice pentru rețeaua centralizată a orașului (SACET), pe o soluție bazată pe cogenerare de înaltă eficiență și/sau surse regenerabile. De ce contează: trecerea de la un producător în insolvență la un proiect nou, aliniat cerințelor UE Proiectul este prezentat ca răspuns atât la necesarul de energie termică al orașului, cât și la cerințele de eficiență energetică impuse de legislația europeană, fiind menționată Directiva 2023/1791. Primarul Lia Olguța Vasilescu a declarat că urmează „procedurile corporative necesare” pentru implementare și a susținut că, „în câteva luni”, orașul ar urma să intre „într-o nouă eră energetică”, adăugând că Primăria Craiova a obținut și ATR-ul (aviz tehnic de racordare) necesar implementării proiectului. „În cel mai scurt timp se vor demara procedurile corporative necesare în vederea implementării proiectului. Ce înseamnă acest lucru pentru Craiova? Că, în câteva luni, orașul va intra într-o nouă eră energetică: fără poluare, fără avarii! Sperăm ca proiectul să fie implementat cât mai rapid! Tot astăzi, Primăria Craiova a reușit să obțină și ATR-ul necesar implementării proiectului.” [...]
