Știri
Știri din categoria Energie
ANRE pregătește reguli mai dure de racordare, cu garanții financiare pe etape, pentru a descuraja proiectele „speculative” care blochează artificial capacitatea rețelelor, potrivit Profit. Autoritatea spune că va publica o nouă formă a proiectului de modificare a reglementărilor privind racordarea la rețele, cu o „filosofie diferită” pentru investitorii interesați de producția de energie electrică.
Miza este una de reglementare cu efect direct în piață: proiectele care obțin avize și rezervă capacitate în rețele, dar nu au șanse reale de implementare, pot reduce „pe hârtie” spațiul disponibil pentru investiții viabile, în special în zona de noi capacități de producție.
ANRE indică faptul că noua versiune a Regulamentului de racordare va introduce:
În esență, abordarea urmărește să crească „costul” menținerii unui proiect doar la nivel de documente și să favorizeze investitorii care pot demonstra progres și capacitate de execuție.
Schimbarea vine după ce premierul Ilie Bolojan, care a preluat interimar și funcția de ministru al Energiei, a avertizat că, dacă ANRE nu rezolvă prin legislația secundară problema proiectelor „speculative” care diminuează artificial capacitatea rețelelor de transport și distribuție, Guvernul ar putea interveni prin legislație primară.
ANRE transmite acum că noul draft este rezultatul dezbaterii publice pe marginea proiectului de modificare a reglementărilor de racordare și că urmează să fie publicat într-o formă actualizată.
Recomandate
Finalizarea unui sistem de stocare de 98,617 MW în Caraș-Severin aduce în prim-plan rolul subvențiilor în accelerarea investițiilor în flexibilitatea rețelei , după ce grupul turc Guris a încheiat proiectul de baterii la scară utilitară din comuna Iaz, județul Caraș-Severin, potrivit Profit . Proiectul este prezentat ca „ cel mai mare sistem de stocare a energiei din Banat ” și a fost finalizat de Guris la o putere instalată de 98,617 MW, conform informațiilor publicate. Un element-cheie pentru fezabilitatea investiției a fost sprijinul public: pentru acest proiect, compania a primit o subvenție nerambursabilă de la Ministerul Energiei în valoare de 10,7 milioane euro (aprox. 54,6 milioane lei), acordată în noiembrie 2024, mai arată publicația. [...]
Electro-Alfa International își extinde expunerea pe infrastructura energetică printr-un proiect BESS de circa 52 MW, estimat la 25 milioane euro (aprox. 125 milioane lei), cu o durată de execuție de aproximativ 12 luni , potrivit Economica . Compania a cumpărat o firmă de proiect care deține drepturile și autorizațiile necesare pentru dezvoltarea instalației de stocare în Șelimbăr, județul Sibiu. Proiectul vizează o instalație de tip BESS (Battery Energy Storage System – sistem de stocare a energiei în baterii) , cu o capacitate instalată de aproximativ 52 MW. Investiția este prezentată ca „valoare estimată a dezvoltării proiectului”, iar calendarul indicat este de circa 12 luni de la finalizarea etapei de proiectare. Opțiuni după finalizare: operare sau vânzare După dezvoltarea proiectului, Electro-Alfa International spune că va analiza două direcții: operarea instalației; valorificarea investiției prin vânzare către potențiali investitori din sectorul energetic. Această abordare lasă deschis dacă proiectul va deveni un activ operațional în portofoliul companiei sau un proiect pregătit pentru tranzacționare, în funcție de interesul investitorilor și de condițiile din piață. Context bursier și profilul companiei Electro-Alfa International (BVB:EAI) s-a listat recent la Bursa de Valori București, iar capitalizarea bursieră la prețul de realizare al ofertei publice de 8,85 lei/acțiune este de aproximativ 1,67 miliarde lei (327 milioane euro), conform informațiilor transmise de companie. Electro-Alfa International este un jucător din zona echipamentelor electrice de medie și joasă tensiune, lucrări de tip EPC (inginerie, achiziții, construcție) și soluții de eficiență energetică. Compania produce în patru fabrici din Botoșani și operează, potrivit datelor prezentate, cu patru unități de producție (25.000 mp), un centru propriu de cercetare-dezvoltare și o bază de peste 500 de clienți. [...]
Prețurile la carburanți au urcat brusc peste praguri psihologice în noaptea de 24 aprilie, cu scumpiri aplicate simultan de mai mulți mari jucători, ceea ce ridică direct costurile de transport pentru companii și consumatori, potrivit Profit . OMV Petrom , Rompetrol , Lukoil și Socar au majorat considerabil prețurile „la prima oră a acestei nopți”, iar în unele stații motorina standard a sărit de 9 lei/l, în timp ce benzina a depășit 8,7 lei/l, conform datelor analizate de publicație. OMV Petrom: creșteri în două etape, în 12 ore Liderul pieței, OMV Petrom, a aplicat o nouă rundă de scumpiri: benzina a fost majorată cu 35 de bani/l, iar motorina cu 25 de bani/l, după ce joi compania efectuase deja alte creșteri de 20 de bani/l, atât în stațiile Petrom, cât și în cele OMV. În intervalul menționat de Profit, în doar 12 ore, prețul benzinei a crescut: în stațiile Petrom: de la 8,07 la 8,62 lei/l; în stațiile OMV: de la 8,18 la 8,73 lei/l. Publicația notează că benzinăriile OMV Petrom au ajuns „unele dintre cele mai scumpe”, deși cu doar 12 ore înainte erau cele mai ieftine, pe baza datelor analizate. De ce contează: presiune imediată pe costurile de transport Trecerea peste 9 lei/l la motorină în unele stații și accelerarea scumpirilor într-un interval foarte scurt se traduc într-o creștere rapidă a costurilor operaționale pentru transportatori și pentru companiile cu flote, cu efecte potențiale în lanț asupra prețurilor bunurilor și serviciilor. În lipsa altor detalii în material despre cauzele scumpirilor, rămâne de urmărit dacă mișcarea se stabilizează sau continuă în zilele următoare. [...]
Transgaz a trecut pe pierdere o creanță de circa 170 milioane lei (aprox. 34 milioane euro) față de Gazprom , ceea ce reduce direct rezultatul contabil al companiei și, implicit, afectează un emitent controlat de stat, cu relevanță pentru buget. Informațiile apar în Fanatik , pe baza raportării Transgaz pentru 2025. Creanța provine dintr-un contract de tranzit al gazului rusesc pe firul 3 al conductei Isaccea–Negru Vodă, încheiat în 1999 și reziliat în 2020. Potrivit datelor citate, Gazprom Export LLC a rămas cu facturi neachitate de 23 milioane euro (114,8 milioane lei), iar valoarea datoriei a urcat la 155 milioane lei la final de 2024 și la 170 milioane lei la final de 2025. Litigiul: arbitraj la Geneva, dar recuperarea e tratată ca improbabilă Transgaz a inițiat demersuri juridice pentru recuperarea debitului și s-a adresat Curții de Arbitraj de la Geneva la finalul lui 2023, conform informațiilor preluate de publicație din raportările companiei. În raportul anual, Transgaz descrie facturile emise în baza acordului de încetare a contractului istoric și neplătite de Gazprom, pentru care au fost pornite proceduri de recuperare. „În categoria creanțe tranzit sunt prezentate facturile emise (...) facturi care nu au fost achitate de Gazprom Export LLC și pentru care Transgaz a inițiat proceduri juridice necesare recuperării debitului restant înregistrat”, se arată în raportul financiar al Transgaz pentru anul 2025. În paralel cu litigiul, compania a tratat contabil suma ca fiind „incertă”, aplicând o depreciere de 100% (adică a recunoscut integral riscul de neîncasare). Imaginea de ansamblu: creanțe de peste 1 miliard lei, majoritatea greu de recuperat Raportul pe 2025 indică datorii totale de recuperat de peste 1 miliard de lei, peste profitul net raportat de Transgaz (788,5 milioane lei). Din totalul creanțelor de 1,04 miliarde lei, compania estimează că mai poate recupera doar 386 milioane lei, restul fiind considerat pierdut sau foarte greu de încasat. În detaliu, materialul menționează următoarele categorii și tratamentul contabil asociat: Creanțe de tranzit : 169 milioane lei, cu depreciere de 100% (include în principal datoria Gazprom Export). Clienți în insolvență : 209,1 milioane lei, depreciere de 100% (în contextul standardului IFRS 9, menționat în articol). Creanțe față de părți afiliate : 213,9 milioane lei, din care 68,2 milioane lei depreciați (aprox. 32%), iar restul considerați recuperabili; este menționată și expunerea legată de Eurotransgaz (Republica Moldova). Cine mai apare în topul datornicilor și ce semnal dau ajustările Gazprom este indicat drept cel mai mare datornic. Pe locul al doilea apare Electrocentrale Constanța, cu un sold de 104 milioane lei la finalul anului, iar ajustarea (provizionarea) a scăzut în 2025 la 79,2 milioane lei, de la provizionarea integrală menționată pentru 2024. În schimb, pentru OMV Petrom, E.ON și ENGIE, deși sunt menționate solduri între 61 și 102 milioane lei, ajustarea este zero, ceea ce sugerează că Transgaz le consideră creanțe recuperabile. De ce contează: pierdere contabilă la o companie cu statul acționar majoritar Din perspectiva impactului economic, deprecierea de 100% pe creanța față de Gazprom înseamnă că Transgaz a recunoscut deja pierderea în contabilitate, chiar dacă procesul continuă. Întrucât statul român este acționar majoritar, neîncasarea unor astfel de sume se traduce într-o deteriorare a poziției financiare a unei companii de interes strategic și într-o presiune indirectă asupra veniturilor publice (prin dividende potențial mai mici sau prin resurse interne mai reduse pentru investiții). Materialul notează totuși că Transgaz speră să câștige în instanță, în contextul unui val de litigii la adresa Gazprom, inclusiv o decizie finală din martie 2026 a unei instanțe elvețiene, într-un caz separat, privind datorii de tranzit către Ucraina. [...]
Grupul PPC vrea să atragă circa 4 miliarde de euro (aprox. 20 mld. lei) prin emiterea de noi acțiuni , o mișcare care ar urma să susțină un program de investiții până în 2030 și să limiteze presiunea pe îndatorare, potrivit Agerpres . Majorarea de capital este propusă printr-o ofertă publică în Grecia și un plasament privat către investitori instituționali din afara Greciei (ofertă internațională). Compania indică faptul că operațiunea ar urma să fie făcută fără drept de preempțiune (dreptul acționarilor existenți de a cumpăra cu prioritate), dar cu posibilitatea unui mecanism de alocare prioritară pentru acționarii care participă la oferta combinată. Ce finanțează și de ce contează pentru regiune PPC leagă majorarea capitalului de Planul Strategic 2030 , care vizează accelerarea investițiilor în principalele piețe, extinderea internațională și intrarea în sectoare considerate complementare, inclusiv în zona tehnologică. Compania argumentează că o structură de capital „mai eficientă și sustenabilă” ar crește flexibilitatea strategică și operațională. În Europa Centrală și de Sud-Est (CSEE), PPC indică drept factori de investiții: dezechilibre cerere-ofertă pe energia electrică, închiderea unor capacități pe surse termice, interconectarea insuficientă a regiunii cu restul Europei, plus o cerere estimată în creștere în următorul deceniu (pe fondul electrificării, relocalizării producției și dezvoltării centrelor de date). Ținte de capacitate: România, între piețele vizate În comunicatul citat, PPC afirmă că urmărește dublarea capacității instalate a grupului la 24,3 GW în 2030, de la 12,4 GW în 2025, și creșterea ritmului anual de adăugare de capacități la 2,4 GW (față de 1,4 GW anterior), prin investiții în energie regenerabilă, producție flexibilă și stocare. Pe piețe, planurile menționate includ: Grecia : adăugarea a 5 GW până în 2030, pentru o capacitate instalată totală de 13,3 GW, în contextul eliminării complete a producției pe cărbune (finalizare în 2026) și al dezafectării a 40% din producția pe hidrocarburi din insule. România : triplarea capacității instalate între 2025 și 2030, până la 5,3 GW , prin investiții în energie regenerabilă, stocare, noi unități pe gaze naturale și unități pentru acoperirea vârfurilor de consum. Italia, Bulgaria și Croația : extindere a investițiilor, în principal în regenerabile și stocare, plus unități pe gaze naturale, cu ținta de 3,5 GW capacitate instalată până în 2030. Intrare în noi țări (CSEE extins) : Ungaria, Polonia și Slovacia, prin creștere organică și achiziții, cu o țintă de 2,2 GW în regenerabile și stocare până în 2030. Până în 2030, 45% din capacitatea instalată a grupului ar urma să fie în afara Greciei, iar mixul energetic vizat include solar, eolian, hidro, gaze naturale și stocare. Cheltuieli de capital și calendarul operațiunii Planul Strategic indică cheltuieli de capital estimate la 24,2 miliarde euro (aprox. 121 mld. lei) în perioada 2026–2030, cu 95% alocate proiectelor de creștere și 48% în afara Greciei. În structura de finanțare menționată, 54% ar urma să vină din fluxuri de numerar din operațiuni, 31% din creșterea datoriei nete, iar majorarea de capital ar acoperi 15% din cheltuielile de capital. Adunarea Generală Extraordinară este convocată pentru 14 mai 2026 pentru aprobarea majorării. Dacă acționarii aprobă, compania estimează că operațiunea va fi lansată și finalizată la finalul lunii mai. Citigroup Global Markets Europe AG și Goldman Sachs Bank Europe SE sunt menționate ca coordonatori globali comuni și bookrunneri comuni pentru oferta internațională. Planul include și dezvoltarea unui centru de date de 300 MW în Kozani (nordul Greciei), cu începerea construcției prognozată în 2026 și cheltuieli de capital relevante de 1,2 miliarde euro (aprox. 6 mld. lei), compania afirmând că este în negocieri cu „hyperscaleri” (operatori foarte mari de infrastructură de cloud și centre de date). [...]
Hidroelectrica își finanțează extinderea în stocare cu 43,37 milioane lei nerambursabili , bani care reduc presiunea pe bugetul investițional al companiei și accelerează un proiect-cheie pentru flexibilitatea Sistemului Electroenergetic Național, potrivit Antena 3 . Contractul de finanțare nerambursabilă, în valoare de 43,37 milioane de lei, a fost obținut prin Fondul pentru Modernizare și vizează proiectul de stocare cu baterii de la Porțile de Fier II , descris drept cel mai amplu proiect de acest tip dezvoltat până acum de companie. Informația este atribuită de Antena 3 agenției Agerpres. Ce include proiectul și cât costă Conform comunicatului companiei citat în material, investiția are o valoare totală estimată de aproximativ 310 milioane lei și prevede instalarea unei capacități de: 64 MW (putere instalată) 256 MWh (capacitate de stocare) Hidroelectrica susține că proiectul va furniza servicii de echilibrare și reglaj, cu efect direct asupra integrării mai eficiente a surselor regenerabile în sistem. De ce contează: infrastructură existentă, costuri și termene Un element operațional important este că implementarea „valorifică infrastructura hidroenergetică existentă” și capacitățile de racordare disponibile, ceea ce ar permite optimizarea costurilor și accelerarea termenelor de realizare , potrivit aceleiași surse. În declarația citată, CEO-ul Hidroelectrica, Bogdan Badea , leagă investiția de creșterea producției din regenerabile și de nevoia mai mare de servicii de echilibrare: „Stocarea energiei nu mai este o opțiune, ci o necesitate, mai ales într-un context în care producția din surse regenerabile este tot mai mare, crescând totodată necesarul de servicii de echilibrare.” Context: poziția Hidroelectrica în piață Hidroelectrica este prezentată ca cel mai mare producător de energie electrică din surse regenerabile din România, cu un portofoliu de peste 6,3 GW capacitate instalată în hidrocentrale, la care se adaugă parcul eolian de la Crucea. Materialul mai notează că societatea a depășit recent o valoare de piață de 70 de miliarde, record pentru Bursa de Valori București. [...]
