Știri
Știri din categoria Energie
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.
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).
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.
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.
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.
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. [...]
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.” [...]
Donald Trump spune că SUA ar putea reimpune în curând sancțiuni asupra exporturilor de petrol rusesc , după ce riscurile de întrerupere a aprovizionării globale s-au redus odată cu reluarea fluxurilor prin Strâmtoarea Hormuz , relatează Kyiv Post . Mesajul, transmis la summitul G7 de marți, indică o posibilă întărire a presiunii economice asupra Moscovei, într-un moment în care politica americană a oscilat în ultimele luni din cauza volatilității pieței energetice. Trump a spus că măsura a fost amânată din cauza temerilor legate de perturbarea livrărilor de energie în timpul recentului conflict din Orientul Mijlociu. Potrivit acestuia, „în curând vom putea face asta”, deoarece petrolul „curge din nou” prin Hormuz, făcând trimitere la acordul cu Iranul care a pus capăt războiului regional. De ce contează: sancțiunile au fost „relaxate” ca tampon pentru piața globală În material se arată că politica SUA privind sancțiunile pe petrolul rusesc s-a schimbat repetat. În martie, Departamentul Trezoreriei, condus de secretarul Scott Bessent, a introdus excepții limitate care au permis livrarea unor transporturi de țiței rusesc deja încărcate, după o creștere a prețurilor la energie pe fondul războiului SUA–Israel cu Iran (izbucnit pe 28 februarie) și al perturbărilor rutelor de transport din Golf. Măsurile au fost prezentate ca un „tampon” temporar pentru piețele globale, iar derogările au fost ulterior prelungite până în aprilie prin licența generală 134B. Kyiv Post notează că, potrivit Reuters, excepțiile urmăreau și să ajute „țările sărace și vulnerabile” care se confruntau cu penurii, pe fondul accesului mai dificil la petrolul din Orientul Mijlociu. Oscilații în mai și presiune din partea aliaților În mai, abordarea Washingtonului a continuat să se schimbe: pe 17 mai, administrația Trump a încheiat un program de derogări pentru sancțiuni, semnalând o revenire la presiune economică mai dură asupra Rusiei. O zi mai târziu, pe 18 mai, SUA au extins totuși derogarea pentru încă 30 de zile, invocând din nou îngrijorări privind instabilitatea pieței energiei. Aceste ajustări repetate au atras critici din partea aliaților europeni și a Ucrainei. Președintele Volodîmîr Zelenski a avertizat că Rusia, dependentă de veniturile din petrol pentru finanțarea războiului, nu ar trebui să beneficieze de relaxarea sancțiunilor în timp ce continuă atacurile asupra orașelor ucrainene. În acest context, stabilizarea fluxurilor prin Hormuz ar putea elimina principalul argument invocat pentru amânare și ar deschide calea pentru reintroducerea unor măsuri mai dure asupra exporturilor de petrol rusesc, conform declarațiilor lui Trump citate de publicație. [...]
Google își asumă integral costurile de energie și infrastructură pentru extinderea unui centru de date din Alabama , într-un angajament care urmărește să limiteze presiunea asupra tarifelor locale la electricitate, potrivit TechRadar . Compania promite o investiție de 1,5 miliarde de dolari (aprox. 6,9 miliarde lei) pentru extinderea campusului din Jackson County în următorii doi ani și spune că va plăti 100% din energia pe care o consumă acolo. Miza economică este transferul explicit al costurilor generate de creșterea consumului către operatorul centrului de date, nu către comunitate, într-un moment în care impactul infrastructurii de date asupra rețelelor electrice și a mediului este tot mai contestat în SUA. Ce include investiția și ce promite Google Conform anunțului companiei (document PDF), finanțarea vizează extinderea centrului de date din Jackson County, Alabama, unde Google este prezentă din 2018, pe amplasamentul unei foste centrale pe cărbune. Pe lângă lucrările de extindere, Google afirmă că va acoperi: costurile cu energia consumată de facilitate; costurile de infrastructură „direct determinate” de operațiunile sale, asociate extinderii. În comunicare, compania leagă proiectul de creșterea cererii și de rolul centrelor de date în funcționarea unor servicii critice (de la servicii online până la spitale și sisteme de urgență). Legătura cu „ Ratepayer Protection Pledge ” și efectul asupra tarifelor Google spune că angajamentul este „în linie” cu „Ratepayer Protection Pledge” al Casei Albe, ceea ce, în practică, înseamnă că ar trebui să se asigure că facturile la electricitate ale consumatorilor locali nu cresc ca urmare a activității suplimentare generate de extinderea centrului de date. În acest cadru, compania susține că va plăti pentru „toată energia și infrastructura” necesare proiectului, tocmai pentru a evita ca majorarea cererii să se traducă în costuri mai mari pentru rezidenții din zonă. Opțiunea nucleară și acordul pentru până la 50 MW Google indică și o posibilă schimbare a sursei de energie către nuclear, menționând un parteneriat stabilit în august 2025 între Google, Kairos Power și Tennessee Valley Authority (TVA), care ar urma să furnizeze până la 50 megawați de energie „curată” pentru centre de date din Alabama și Tennessee. Publicația notează că un astfel de aranjament ar permite Google să tragă energie dintr-o rețea dedicată, în loc să crească presiunea pe sursele locale, cu potențial efect asupra cererii și prețurilor pentru consumatorii din proximitate. Fonduri locale: eficiență energetică și educație STEM Pe lângă investiția principală, compania anunță și inițiative locale: un „Energy Impact Fund” de 2 milioane de dolari (aprox. 9,2 milioane lei), în parteneriat cu TVA și CAANEAL, pentru programe de eficiență energetică și „weatherization” (lucrări de îmbunătățire a locuințelor pentru reducerea pierderilor de energie); o donație de 550.000 de dolari (aprox. 2,5 milioane lei) pentru kituri STEM destinate elevilor de clasa a IV-a până la a VIII-a. În material sunt incluse și declarații de susținere din partea liderului majorității din Senatul statului Alabama, Steve Livingston, precum și din partea lui Thomas Gamble, responsabil local Google pentru Jackson County, care leagă extinderea de beneficii economice și de investiții în comunitate. Ce urmează Calendarul indicat este de „următorii doi ani” pentru extinderea campusului. În privința energiei nucleare, sursa vorbește despre planuri și despre un acord pentru până la 50 MW, fără a detalia un termen de punere în funcțiune sau o structură completă de implementare la nivelul centrului din Alabama. [...]
