Știri
Știri din categoria Energie
Comisia Europeană pregătește orientări pentru a limita riscul unei crize de kerosen în UE, inclusiv prin reducerea dependenței de importurile din Orientul Mijlociu și evaluarea creșterii importurilor din SUA, pe fondul perturbărilor de aprovizionare generate de războiul din Iran, potrivit G4Media.
Europa este vulnerabilă la șocuri externe deoarece importă aproximativ 30%–40% din kerosen, iar cel puțin jumătate din aceste importuri vin din Orientul Mijlociu, arată informațiile citate de Reuters. Companiile aeriene europene au avertizat că o penurie ar putea apărea în câteva săptămâni și ar putea afecta sezonul de călătorii de vară.
Orientările, descrise ca fiind neobligatorii și încă în curs de finalizare, ar urma să fie prezentate săptămâna viitoare și să pună accent pe autosuficiență și reziliență, inclusiv prin combustibil aviatic durabil (SAF) și combustibili sintetici.
Un purtător de cuvânt al Comisiei Europene a confirmat planurile de a prezenta un răspuns la criza energetică, care include măsuri privind combustibilii pentru avioane. Potrivit acestuia, disponibilitatea aprovizionării „rămâne principala preocupare”, iar dacă aprovizionarea ar rămâne blocată prin Strâmtoarea Hormuz, UE ar putea lua în calcul o eliberare coordonată a stocurilor de combustibil pentru avioane.
Directorul general al Asociației Internaționale de Transport Aerian (IATA), Willie Walsh, a spus că zborurile din Europa ar putea începe să fie anulate de la sfârșitul lunii mai din cauza lipsei de combustibil, iar companiile aeriene reduc zborurile și țin la sol unele avioane.
Documentul UE ar urma să ofere orientări pentru situații de gestionare în caz de penurie, inclusiv:
În același timp, potrivit sursei citate, UE a decis că solicitările companiilor aeriene de modificare sau suspendare a Sistemului de comercializare a cotelor de emisii (ETS) și a cotelor SAF nu erau justificate.
UE ar urma să analizeze și logistica necesară pentru creșterea utilizării combustibilului Jet A din SUA, care este rar folosit în Europa deoarece are un punct de îngheț mai ridicat decât standardul european. În schimb, Jet A-1 (standardul european) este mai potrivit pentru zboruri lungi, la altitudine mare și temperaturi scăzute și este preferat de armată.
Reuters notează că importurile europene de combustibil pentru avioane din SUA și Nigeria au crescut brusc în aprilie.
Iranul a deschis vineri Strâmtoarea Hormuz după un acord de încetare a focului în Liban, însă președintele SUA, Donald Trump, a spus că blocada navală rămâne în vigoare până la încheierea unui acord cu Teheranul. Un purtător de cuvânt al UE a spus că speră ca reluarea tranzitului în siguranță să dureze, dar a adăugat: „Vom vedea”.
Agenția Internațională pentru Energie (AIE) estimează o posibilă penurie de combustibil pentru avioane până în iunie, dacă regiunea va reuși să înlocuiască doar jumătate din aprovizionarea pe care o primește în mod normal din Orientul Mijlociu. Unele aeroporturi au avertizat că penuriile ar putea apărea în termen de trei săptămâni dacă strâmtoarea rămâne închisă pentru transporturile de combustibil, iar Comisia Europeană ar urma să avertizeze că aprovizionarea ar putea rămâne limitată chiar și dacă Hormuz este deblocată.
Recomandate
Comisia Europeană vrea să transforme ETS într-un motor de investiții pentru industrie, cu o „bancă” de 100 mld. euro, în paralel cu un plan de accelerare a electrificării , potrivit Mediafax . Miza declarată este dublă: reducerea dependenței de importurile de combustibili fosili și creșterea competitivității economiei europene, pe fondul șocurilor geopolitice care au împins în sus prețurile la energie pentru gospodării și companii. În prezent, circa 70% din energia electrică din UE provine din surse curate autohtone, însă electrificarea cererii de energie a stagnat la 23% în ultimul deceniu, sub nivelurile raportate în China, Coreea sau Japonia (peste 30%). Comisia spune că electrificarea trebuie accelerată în special în industrie, transporturi și clădiri și va evalua un obiectiv indicativ de 46% până în 2040, în cadrul pachetului privind uniunea energetică post-2030. Ținta de electrificare și impactul economic invocat Executivul european susține că atingerea obiectivului indicativ de 46% electrificare până în 2040 ar putea reduce factura UE la importurile de combustibili fosili cu 260 de miliarde de euro pe an până în 2040. În argumentația Comisiei, electrificarea ar aduce beneficii prin scăderea prețurilor la energie, creșterea competitivității și consolidarea securității energetice. Comisia indică și exemple de economii la nivel de consumator: utilizarea unui vehicul electric cu baterii ar putea reduce costurile cu până la 78% față de o mașină echivalentă pe combustibili fosili; trecerea de la centrale pe gaz la pompe de căldură ar reduce factura medie de încălzire a gospodăriilor din UE cu până la 60%. În același timp, Bruxellesul recunoaște barierele: energia electrică este „adesea de trei ori mai scumpă decât gazul”, conectarea la rețea poate dura ani, iar multe tehnologii inovatoare nu ajung la scară comercială. ETS revizuit: reguli mai graduale și accent pe investiții Comisia prezintă schema UE de comercializare a certificatelor de emisii (ETS) drept un instrument care, de la lansarea din 2005, a generat venituri de peste 270 de miliarde de euro reinvestite în inovare, decarbonizare industrială și modernizarea sistemului energetic. Totodată, ETS ar fi contribuit la reducerea emisiilor cu 50% în sectoarele acoperite. Revizuirea propusă urmărește să adapteze ETS la „realitățile globale în schimbare” și la presiunile asupra industriei UE. Printre elementele menționate: actualizarea factorului liniar de reducere (LRF) la 3,7% pentru 2031–2035 și 1,7% pentru 2036–2040, pentru o traiectorie mai treptată; posibilitatea utilizării a până la 2% credite internaționale „de înaltă calitate” pentru finanțarea proiectelor de decarbonizare în afara UE, ca spațiu de manevră în 2036–2040. Piesa centrală din perspectiva finanțării este „Banca pentru decarbonizarea industrială”, cu o finanțare de 100 de miliarde de euro, iar o primă fază a stimulării investițiilor ar urma să fie disponibilă înainte de 2030. Ce se schimbă pentru industrie și statele membre, inclusiv România Comisia menține ideea de „solidaritate” în ETS și notează că Fondul pentru modernizare , de care beneficiază 12 state, inclusiv România, va continua să sprijine modernizarea sistemelor energetice și transformarea industrială în țările cu venituri mai mici. În arhitectura ETS revizuit, Comisia mai indică: obligația statelor membre de a cheltui 50% din veniturile naționale din ETS pentru investiții în decarbonizarea sectoarelor ETS (peste 100 de miliarde euro investiții înainte de 2030, potrivit Comisiei); continuarea alocării gratuite pentru companii și după 2030, mai strâns legată de investițiile în decarbonizare în Europa; o propunere separată privind indicii de referință pentru creșterea alocării gratuite pentru industrie cu 6 miliarde de euro în perioada 2026–2030; pentru sectoarele acoperite de mecanismul de ajustare la frontieră în funcție de carbon (CBAM), încetinirea reducerii alocării gratuite și prelungirea eliminării treptate până în 2038. Comisia mai propune reformarea rezervei pentru stabilitatea pieței, pentru stabilitate și previzibilitate investițională, menținerea lichidității și reducerea volatilității excesive a prețurilor. Planul de electrificare: reducerea diferențialului de preț și accelerarea rețelelor Pe partea de electrificare, Comisia spune că planul vizează reducerea decalajului de preț dintre electricitate și combustibili fosili și stimularea adoptării tehnologiilor electrice (pompe de căldură, vehicule electrice, baterii). O propunere privind „facturile la energie electrică adaptate exigențelor viitorului” ar permite statelor membre să reducă taxele de rețea pentru anumite grupuri de consumatori și impozitele pentru întreprinderile mari consumatoare de energie și urmărește ca electricitatea să nu fie impozitată mai mult decât gazul. Executivul european insistă și pe accelerarea implementării rețelelor, menționând că adoptarea rapidă a pachetului privind rețelele propus anul trecut, până la finalul anului, ar fi „esențială” pentru accelerarea electrificării. În paralel, Comisia leagă electrificarea de investiții în competențe și de potențialul de creare de locuri de muncă, afirmând că tranziția ar putea genera „sute de mii” de joburi de calitate, fără a detalia o estimare numerică. [...]
Vârful de consum de electricitate urcă spre 7.800 MW săptămâna viitoare , pe fondul caniculei, într-un moment în care producția internă este deja tensionată de oprirea Unității 1 de la Cernavodă și de scăderea producției hidro din cauza secetei, potrivit Antena 3 . Transelectrica estimează pentru joi seară un vârf de circa 7.200 MW, iar săptămâna viitoare consumul de seară ar urma să crească treptat până la 7.800 MW. Cum spune Transelectrica că ține sistemul în echilibru Operatorul de transport arată că echilibrarea Sistemului Electroenergetic Național (SEN) se face prin „utilizarea tuturor resurselor disponibile”, inclusiv prin schimburi comerciale transfrontaliere, în limitele tehnice ale rețelei europene și ale pieței regionale. Capacitatea de schimb transfrontalier a rețelei naționale este, în prezent, de aproximativ 4.000 MW import/export. „În aceste condiţii de presiune, echilibrarea Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN) este realizată prin utilizarea tuturor resurselor disponibile, inclusiv prin schimburile comerciale transfrontaliere de energie electrică, în limitele capacităţilor tehnice ale reţelei electrice europene şi ale pieţei regionale.” Transelectrica mai precizează că Dispecerul Energetic Național va adapta în timp real măsurile de operare pentru menținerea funcționării SEN „în parametri de siguranță”. Compania avertizează și că seceta și canicula afectează majoritatea statelor europene, ceea ce pune presiune suplimentară atât pe sistemele electroenergetice, cât și pe piața regională. Presiune dublă: caniculă și indisponibilități în producție Ministerul Energiei a convocat joi după-amiază, la sediul Dispecerului Energetic Național, a doua ședință din această săptămână a Comandamentului Energetic, în contextul: retragerii din exploatare a Unității 1 a Centralei Nuclearelectrice Cernavodă; posibilității opririi Unității 2, „în funcție de evoluția din următoarele zile a condițiilor tehnice”, pe fondul debitului redus al Dunării; valului de caniculă prognozat. La reuniune au participat, între alții, președintele ANRE, George Niculescu, vicepreședintele ANRE, Gabriel Andronache, și entități relevante din SEN. Ședința a fost condusă de secretarul de stat Cristian Bușoi, iar discuțiile au vizat prognozele de consum, disponibilitatea capacităților de producție și măsurile operative pentru funcționarea „fără întreruperi” a sistemului, în condițiile suprapunerii caniculei cu indisponibilitatea nucleară și cu producția hidro redusă. Totodată, începând cu 3 august, ar urma să intre în SEN, în regim de probe, noi capacități de producție fotovoltaice și de stocare, însumând aproape 300 MW. Cum arăta joi seară balanța producție–consum și mixul energetic Conform datelor Transelectrica afișate în timp real, joi seară România producea 5.272 MW și consuma 7.142 MW. Din producție, structura era: hidro: 1.647 MW (31,28%) hidrocarburi: 1.351 MW (25,6%) cărbune: 955 MW (18,04%) nuclear: 685 MW (12,94%) stocare: 326 MW (6,16%) eolian: 250 MW (4,72%) biomasă: 68 MW (1,29%) Contextul hidrologic: Dunărea, aproape de minime istorice Administrația Națională „Apele Române ” a indicat că România traversează una dintre cele mai dificile perioade hidrologice din ultimele decenii, iar în bazinul superior al Dunării nu sunt prognozate precipitații în perioada imediat următoare. Debitul Dunării la intrarea în țară, la Baziaș, era joi de 1.600 mc/s, iar prognoza Institutului Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor indică o scădere până la aproximativ 1.500 mc/s în jurul datei de 6 august, aproape de minimul istoric din 1985 (1.400 mc/s). În acest context, Unitatea 1 de la CNE Cernavodă a fost oprită controlat marți dimineață, din cauza debitului scăzut al Dunării. [...]
România a ajuns să exporte peste 1.200 MW la prânz, dar riscă să revină la import seara , pe măsură ce producția solară scade, într-un mix energetic puternic dependent de vreme, potrivit Ziarul Financiar . Datele Transelectrica pentru ora 14:33 arată că aproape 50% din energia produsă în acel moment în România venea din parcurile solare. A doua sursă era gazul, urmat de cărbuni – ambele cu circa 14% – și de Unitatea 2 de la Cernavodă . În același interval, eolienele nu produceau deloc, contribuția lor fiind influențată direct de căldură. Pe partea de echilibru producție–consum, România avea un consum de 4.581 MW și o producție de 5.787 MW, ceea ce a permis exportul a 1.205 MW, descris de publicație ca energie verde, solară. De ce contează: export la prânz, presiune la vârfurile de consum Imaginea de la mijlocul zilei ascunde o vulnerabilitate operațională: perioadele tensionate sunt așteptate dimineața și seara, când consumul urcă, iar energia solară „se retrage”. În aceste intervale, România ar putea fi nevoită să importe pentru a acoperi cererea, pe fondul schimbării mixului de producție spre seară. Cernavodă rămâne cu Unitatea 2 cuplată, deși era programată oprirea Ziarul Financiar notează că, deși centrala de la Cernavodă ar fi trebuit „scoasă complet din funcțiune” prin retragerea Unității 2, autoritățile au decis să mențină reactorul cuplat „deocamdată”. În regiune, aceeași sursă indică un context complicat pentru producția nucleară: seceta și nivelul scăzut al Dunării afectează, pe rând, statele care operează centrale nucleare. [...]
Debitul foarte scăzut al Dunării riscă să scoată din piață până la 935 MW la Paks în 24–72 de ore , ceea ce ar adăuga presiune pe echilibrul regional de energie în plin episod de hidraulicitate redusă, potrivit Mediafax . Centrala nucleară Paks din Ungaria „ar urma să fie închisă în cel mult 72 de ore”, conform informării publicate joi de MVM, companie controlată de guvernul de la Budapesta. În prezent, Paks produce 935 MW, iar oprirea ar însemna o reducere suplimentară de producție la nivelul pieței unice europene, într-un moment în care și hidrocentralele de pe Dunăre sunt afectate de debite mici. De ce se ajunge la oprire: problema nu e doar cantitatea de apă, ci nivelul la prize MVM spune că oprirea devine inevitabilă din cauza nivelului scăzut al Dunării, folosită pentru răcirea instalațiilor. Compania indică faptul că, deși debitul ar putea permite „o cantitate suficientă de apă”, nivelul de aspirație al pompelor necesare este mai mare decât nivelul actual al apei, iar acesta „se așteaptă să continue să scadă”. „Din cauza nivelului scăzut al apei Dunării, oprirea completă a Centralei Nucleare Paks și, implicit, încetarea producției de energie electrică, va deveni inevitabilă în următoarele 24-72 de ore”, au transmis oficialii MVM. În comunicat, MVM precizează că Paks are o capacitate de aproximativ 2.000 MW și furnizează aproape jumătate din producția de energie electrică a Ungariei, iar în prezent se află în „etapa 3” dintr-un sistem de patru etape pentru condiții de nivel scăzut. Compania estimează o „șansă realistă” de intrare în etapa 4, care ar impune oprirea tuturor unităților. Măsuri și ce urmează: oprire, răcire, apoi repornire în etape MVM afirmă că a început „managementul tehnic” pentru amplasarea unor conducte de aspirație mai adânci, însă soluția este una pe termen de câțiva ani. Pentru scenariul opririi complete, compania spune că are proceduri și echipamente pentru a asigura răcirea unităților staționare, inclusiv prin utilizarea unor pompe „Pajtás” (12 funcționează continuu, 4 sunt în rezervă, iar 13 în standby, potrivit comunicatului). În același timp, MVM face apel la consum responsabil de energie. Compania susține că, odată ce nivelul apei revine la un prag adecvat, repornirea se poate face „în câteva zile”, în etape, pe baza unor reguli stricte. Context regional: presiune pe producție într-o perioadă de debite mici Mediafax notează că situația vine pe fondul debitelor foarte mici ale Dunării, care afectează și producția hidro. În paralel, în România, Unitatea 1 de la Cernavodă a fost oprită marți dimineața, iar Unitatea 2 ar fi urmat să fie oprită joi, însă Nuclearelectrica a revenit asupra deciziei. Operatorul național de transport și sistem a transmis joi că Sistemul Electroenergetic Național este monitorizat continuu și funcționează „în parametri de siguranță operațională”, iar la momentul publicării informației era în derulare o ședință a Comandamentului Energetic Național pentru analiza evoluțiilor. [...]
Scăderea nivelului Dunării taie producția la Porțile de Fier și apasă pe costuri în plin vârf de consum , un risc operațional care poate lovi direct în bilanțurile companiilor energetice din regiune, potrivit Ziarul Financiar . În Serbia, producția de la hidrocentrala Porțile de Fier 1 a coborât la aproximativ o treime din capacitatea medie zilnică, pe fondul reducerii debitului Dunării. Compania de energie electrică EPS susține însă că nu vor exista penurii, potrivit publicației sârbe Srpske Novine, citată de ZF. De ce contează: presiune financiară în sezonul cu cerere ridicată Porțile de Fier 1 este descrisă ca cea mai mare centrală hidroelectrică din sistemul energetic al Serbiei, cu o capacitate instalată de peste 1.000 MW. În condiții hidrologice normale, asigură cea mai mare parte a producției de energie regenerabilă a țării. Scăderea volumului de apă care trece prin turbine se traduce direct în mai puțini kilowați-oră produși, iar reducerea la o treime „în vârful sezonului”, când consumul crește din cauza utilizării aparatelor de aer condiționat, este prezentată ca „o povară serioasă pentru bilanțul financiar”, notează Srpske Novine. Implicații pentru România: miza Porților de Fier în mixul național Porțile de Fier I și II sunt un proiect energetic comun România–Serbia. Pentru România, Porțile de Fier I reprezintă 10% din producția de energie la nivel național, conform ZF. Centrala funcționează pe partea română cu 6 grupuri de câte 194,4 MW și este gestionată de Hidroelectrica . ZF nu oferă în acest material o estimare a impactului imediat asupra producției din România, însă contextul indică o vulnerabilitate comună la condițiile hidrologice de pe Dunăre. [...]
Seceta începe să se traducă în risc financiar pentru Hidroelectrica , după ce nivelul de umplere al lacurilor de acumulare a coborât la un minim al perioadei din ultimii ani, potrivit Ziarul Financiar . Datele Transelectrica indică pentru 19 iulie un grad de umplere de circa 71%, cel mai scăzut nivel înregistrat pentru această perioadă din 2018 încoace (ultimul an pentru care sunt disponibile date pe site-ul operatorului). Pentru companie, miza este directă: prelungirea secetei poate reduce producția hidro și, implicit, poate pune presiune pe rezultate, într-un moment în care Hidroelectrica a raportat o creștere puternică la început de an. În primele trei luni, compania a avut venituri de 3,1 miliarde de lei, în urcare cu 67% față de perioada similară, pe fondul unei producții mai mari cu 35%, până la 3,7 TWh, conform ultimului raport financiar citat de publicație. Indicatorii hidrologici se deteriorează și pe Dunăre În paralel, Apele Române arată că debitul Dunării a ajuns la 1.650 mc/s la 28 iulie și ar urma să coboare la începutul lui august spre 1.600 mc/s, conform prognozei INHGA , adică de trei ori sub media multianuală a lunii iulie (4.750 mc/s). Instituția avertizează că România se confruntă cu „secetă severă” pe întreg bazinul Dunării și că nu sunt indicii de îmbunătățire pe termen scurt; precipitațiile prognozate în Austria (40–50 l/mp până la 4 august) nu ar urma să aibă un efect semnificativ pe sectorul românesc. Efecte deja vizibile în sistem: opriri la Cernavodă În energie, primul efect operațional menționat este oprirea Unității 1 de la Cernavodă, iar „mâine” (raportat la data publicării articolului) ar urma să se oprească și al doilea reactor, ceea ce ar însemna pierderea a 20% din capacitatea de producție a României, potrivit informațiilor din material. Pentru Hidroelectrica, întrebarea imediată rămâne dacă nivelurile mai scăzute ale lacurilor se vor reflecta în producție și în rezultatele financiare din trimestrele următoare, în funcție de durata și intensitatea secetei. [...]
