Știri
Știri din categoria Energie
Raportul Corpului de Control indică un transfer de valoare către privat în proiectul SMR Doicești, după ce terenul necesar investiției a fost cumpărat inițial cu circa 2,8 milioane euro și revândut companiei de proiect cu 46,39 milioane euro, printr-un mecanism care ar fi redus protecțiile legale ale acționarului de stat, potrivit Economedia.
Investigația Corpului de Control al Prim-Ministrului la Societatea Națională „Nuclearelectrica” (SNN) descrie o cronologie în care partenerul privat, Nova Power & Gas, ar fi vândut către RoPower (companie de proiect deținută 50/50 de SNN și Nova) terenul de la Doicești la un preț de 16 ori mai mare decât cel de achiziție, fără o justificare economică solidă pentru această creștere.
Conform raportului, în decembrie 2021 Nova Power & Gas a plătit efectiv aproximativ 2,8 milioane euro pentru circa 52 de hectare. În iunie 2025, aceeași suprafață a fost transferată către RoPower pentru 46,39 milioane euro (cu TVA), sumă formată din:
Documentul mai notează că amplasamentul de la Doicești a fost, potrivit consultantului american, pe locul al doilea din 9 amplasamente evaluate în final.
Una dintre concluziile majore este legată de modul în care ar fi fost ocolită expertiza independentă obligatorie în cazul unui aport în natură la capitalul social. Raportul arată că, dacă terenul ar fi fost adus ca aport în natură, Art. 44¹ din Legea 31/1990 ar fi impus evaluatori numiți de Registrul Comerțului, tocmai pentru a preveni supraevaluarea.
În schimb, partenerii ar fi ales vânzarea terenului către RoPower la 7 zile după expirarea termenului de 2 ani de la înființarea societății, moment după care restricțiile legale de protecție a acționarilor „nu mai sunt la fel de stricte”. Raportul reține explicit că această strategie „a scos SNN de sub protecția legii”.
Raportul descrie și un „acord de refacturare” folosit pentru a urca prețul peste valoarea de piață. Evaluatorul independent KPMG a stabilit valoarea de piață a amplasamentului la 24,45 milioane euro, excluzând cheltuieli de aproximativ 19,1 milioane euro care, în opinia experților, nu adăugau valoare terenului (de exemplu dobânzi la capitalul propriu sau renovări de clădiri).
Totuși, Nova ar fi refacturat către RoPower costuri excluse, în valoare de 19,49 milioane euro (fără TVA), inclusiv 5,44 milioane euro reprezentând „dobândă pe capitalul propriu Nova” și lucrări executate de Electrogrup (companie din același grup cu Nova). Concluzia raportului este că, astfel, statul ar fi ajuns să plătească din împrumuturi inclusiv profitul și dobânzile partenerului privat.
Documentul indică și modificări ale pragurilor de aprobare cu 7 zile înainte de semnarea contractului: pragul de la care era necesară aprobarea Adunării Generale a RoPower a fost ridicat de la 5 milioane euro la 50 milioane euro. În această configurație, tranzacția de circa 46 milioane euro a putut fi aprobată doar de Consiliul de Administrație, fără a mai trece printr-un nivel de aprobare care ar fi implicat un mandat formal pentru decizia SNN.
Până în martie 2026, cheltuielile totale ale proiectului Doicești au ajuns la 275,8 milioane dolari (aprox. 1,25 miliarde lei). Cea mai mare parte ar fi fost finanțată de Nuclearelectrica prin împrumuturi de acționar, de aproximativ 228,6 milioane dolari (aprox. 1,04 miliarde lei).
Raportul mai consemnează că Nova Power & Gas deține 50% din companie, dar contribuția sa financiară ar fi fost limitată la capitalul social (aproximativ 4 milioane euro, adică aprox. 20 milioane lei), restul „aportului” fiind, în esență, terenul vândut la un preț considerat supraevaluat, tot din banii împrumutați de SNN.
„Asocierea în cote egale nu a avut «o justificare logică sau economică» (…) riscurile, obligațiile și drepturile nu au fost stabilite echilibrat între compania de stat și Nova”, reține Corpul de Control în concluzii, potrivit documentului citat.
Recomandate
Raportul Corpului de Control indică o achiziție de teren supraevaluată și ocolirea unor protecții legale în proiectul SMR de la Doicești , cu finanțarea suportată integral de Nuclearelectrica, potrivit Economica , care publică sinteza verificărilor Corpului de Control al Prim-Ministrului. Controlul, finalizat la 10 iunie 2026 după verificări derulate între octombrie 2025 și martie 2026, vizează activitatea Societății Naționale Nuclearelectrica în implementarea proiectului reactoarelor modulare mici (SMR) din România, derulat prin compania de proiect RoPower Nuclear , deținută 50%-50% de Nuclearelectrica și Nova Power & Gas (grupul E-Infra). Miza economică: terenul pentru componenta nucleară, cumpărat la un preț mult peste reperele de piață Constatarea centrală a raportului este că dobândirea amplasamentului de la Doicești a presupus plata unei sume care „depășește semnificativ” prețul de piață, prin includerea unor costuri refacturate pe care evaluatorul le-a exclus din valoarea de piață. Pentru suprafața aferentă proiectului nuclear (aprox. 52 ha), raportul reține un preț al achiziției de circa 46 milioane euro (aprox. 230 milioane lei), comparativ cu: valoarea de piață stabilită de evaluatorul independent (membru ANEVAR) la 24,45 milioane euro (fără TVA); circa 2,8 milioane euro, cât ar fi costat aceeași parte pe Nova, potrivit cronologiei prezentate în sinteză. Tranzacția din 5 iunie 2025 a fost structurată ca „vânzare + refacturare”: contract de vânzare de 24,34 milioane euro (fără TVA) și un acord de refacturare de 19,49 milioane euro (fără TVA), totalul ajungând la peste 46 milioane euro cu TVA (aprox. 44 milioane euro fără TVA). Cum a fost construită tranzacția și ce reproșează raportul Raportul descrie o succesiune de decizii care, în interpretarea Corpului de Control, au creat „aparența” unei tranzacții la preț de piață și au redus protecțiile legale pentru Nuclearelectrica. Printre elementele evidențiate: selectarea amplasamentului : studiul Sargent & Lundy (finalizat la 19 mai 2022) a clasat Doicești pe locul 2 din 9 amplasamente (1091 puncte vs. Iernut 1099), iar decizia de selecție ar fi fost luată fără analiză comparativă; asocierea 50/50 cu Nova (septembrie 2022) a fost justificată prin deținerea terenului și experiența grupului E-Infra, însă raportul concluzionează că „niciunul nu justifică o asociere”; terenul nu a fost adus ca aport în natură , deși, potrivit logicii invocate în raport, acesta ar fi trebuit să fie contribuția care să justifice participația de 50%; în schimb, terenul a fost vândut ulterior companiei de proiect; clauza inițială privind cumpărarea la valoarea contabilă ar fi fost contrară art. 44¹ din Legea nr. 31/1990 și cerințelor din Codul fiscal privind tranzacțiile între părți afiliate (preț de piață); raportul susține că respectarea dispozițiilor a fost „ocolită” în trei pași: valoare contabilă → „valoare de piață plus refacturare” → amânarea tranzacției până după împlinirea a doi ani, ceea ce „a scos SNN de sub protecția legii”. Separat, sinteza notează că, pe 29 mai 2025, RoPower a modificat pragurile interne de aprobare a contractelor (de la 5 milioane euro la 50 milioane euro pentru aprobarea în adunarea acționarilor), cu șapte zile înainte de tranzacție. Totodată, raportul indică faptul că acordul de refacturare ar fi necesitat aprobarea Consiliului de Administrație al RoPower, demers care nu s-a realizat. Finanțarea: Nuclearelectrica a suportat integral achiziția terenului Potrivit sintezei, Nuclearelectrica a devenit finanțatorul companiei de proiect printr-un contract-cadru de împrumut (august 2023), al cărui plafon a fost majorat până la 243 milioane dolari (aprox. 1,1 miliarde lei). Până în trimestrul I 2026, din linia de credit ar fi fost trase 228,6 milioane dolari. Pentru achiziția terenului, raportul reține că Nuclearelectrica a finanțat integral cumpărarea din împrumutul de acționar, iar Nova nu ar fi contribuit financiar, deși Acordul investitorilor ar fi prevăzut că Nova va acorda împrumut pentru achiziție. La 31 martie 2026, cheltuielile cumulate ale proiectului sunt prezentate la circa 275,8 milioane dolari (aprox. 1,25 miliarde lei), cu următoarea structură: inginerie și costuri tehnice: ~208,4 milioane dolari (75,6%); amplasament (achiziție + refacturare + taxe): ~50,5 milioane dolari (18,3%); funcționare (OPEX): ~16,9 milioane dolari (6,1%). Ce include refacturarea de 19,49 milioane euro (fără TVA) Sinteza detaliază principalele categorii de costuri refacturate către RoPower, între care: curățarea/dezafectarea rezervoarelor de păcură (BS Recycling): 4,54 milioane euro; smulgerea fundațiilor vechi (Novatex): 3,47 milioane euro; lucrări de amenajare a sitului SMR, inclusiv stații de încărcare electrică (Electrogrup, grup E-Infra): 4,81 milioane euro; cheltuieli de funcționare Nova, inclusiv dobândă pe capitalul propriu (~10%): 6,23 milioane euro; renovarea și dotarea clădirii administrative: 0,44 milioane euro. Raportul notează că valoarea refacturării (19,49 milioane euro fără TVA) este chiar mai mare decât costurile pe care evaluatorul le-a exclus din valoarea terenului (~19,1 milioane). Documentul oficial Sinteza acțiunii de control este publicată de Corpul de Control al Prim-Ministrului și poate fi consultată pe site-ul instituției, la Corpul de Control al Prim-Ministrului . [...]
Retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă riscă să nu se mai închidă economic , iar Nuclearelectrica (SNN) încearcă să-și securizeze finanțarea prin vânzarea în avans, pe 20 de ani, a unei cantități mari de energie, potrivit Profit . Miza este dublă: compania își reduce riscul de finanțare într-un proiect de peste 20,8 miliarde lei, dar își poate „bloca” o parte din producție la un preț minim într-o perioadă în care propriile estimări indică scăderi ale prețurilor pe termen lung. Acționarii au aprobat, cu votul decisiv al autorității tutelare, strategia de ofertare și tranzacționare pentru 2027–2046, inclusiv propunerea de contracte pe termen lung care urmează să fie negociate cu câștigătorii unei licitații. Contracte pe 20 de ani: 400 MW „în bandă”, livrare din 2027 Pachetul propus de SNN vizează vânzarea prin contracte de tip PPA (Power Purchase Agreement – contract bilateral pe termen lung de cumpărare a energiei) a unei cantități de 400 MW echivalent bandă pentru perioada 1 ianuarie 2027 – 31 decembrie 2046 . Cantitatea ar urma să fie împărțită în tranșe de: 3 x 100 MW 2 x 50 MW Documentul citat de Profit arată că, pentru cantitatea minimă contractuală anuală și fără inflație adăugată, valoarea minimă a contractelor pe 20 de ani este de aproximativ 5,6 miliarde euro (aprox. 28,4 miliarde lei) , iar alegerea volumului are legătură cu faptul că valoarea contractului depășește valoarea lucrărilor de retehnologizare. SNN își rezervă dreptul să reia procesul sau să îl anuleze dacă nu reușește să contracteze întreaga cantitate propusă. Preț „floor” și licitație în trei etape În document se menționează un preț „floor” (prag minim de vânzare) care „va fi stabilit în urma sesiunii de licitație electronică” pentru fiecare licitație în parte. Licitația este structurată în trei etape: negocierea clauzelor contractuale cu contrapărțile eligibile (estimare: 30 de zile); licitație electronică (estimare: 1 zi); aprobări corporative, inclusiv acordul final al finanțatorilor proiectului (estimare: 40 de zile). SNN propune ca tranzacționarea să se facă pe Bursa Română de Mărfuri , unde tariful este de 0,01 lei/MWh (aplicat doar cumpărătorului), comparativ cu OPCOM , unde tariful este de 0,05 lei/MWh și se aplică ambelor părți. De ce apare presiunea pe rentabilitate: prețuri estimate în scădere și costuri „LCOE” În documentul analizat se arată că estimările de preț pe termen foarte lung, realizate de companii cu care SNN are contracte, indică o scădere a prețurilor, până sub LCOE (Levelized Cost of Electricity – costul nivelat al energiei, adică prețul minim necesar pentru a acoperi toate costurile pe durata de viață a centralei, inclusiv investiția, operarea, combustibilul, întreținerea și dezafectarea) estimat după retehnologizare. Această dinamică ridică riscul ca energia produsă după retehnologizare să fie vândută, în medie, sub pragul necesar pentru acoperirea costurilor totale. Finanțare mai scumpă: România renunță la grantul de 600 milioane euro din Fondul de Modernizare Un element-cheie pentru ecuația financiară este că România nu va mai accesa fonduri nerambursabile de 600 milioane euro (aprox. 3,0 miliarde lei) din Fondul de Modernizare pentru proiectul retehnologizării U1, urmând să acopere necesarul prin creșterea împrumuturilor bancare și a contribuției din surse proprii a SNN. Într-un memorandum guvernamental citat în material se precizează că, în mai 2026, statul român a informat Comisia Europeană (DG Comp) despre renunțarea la această măsură de ajutor de stat, ceea ce ar urma să ducă la creșterea semnificativă a gradului de îndatorare al companiei. În același context, documentul menționează că Banca Europeană de Investiții (BEI) ar urma să acorde Nuclearelectrica un împrumut de 800 milioane euro (aprox. 4,0 miliarde lei) , după ce analiza financiară și de risc ar fi fost finalizată la începutul lunii mai 2026, iar aprobarea contractului de împrumut ar urma să aibă loc în iulie 2026. Impact operațional: oprirea U1 în 2027–2030 și presiune pe cash-flow Memorandumul citat indică faptul că oprirea Unității 1 pentru retehnologizare, programată pentru 2027–2030 , va duce la o producție de energie electrică cu 50% mai mică , ceea ce reduce proporțional veniturile, în timp ce cheltuielile nu pot fi reduse în aceeași măsură din cauza componentei fixe a costurilor. Consecința anticipată este o diminuare a performanței financiare tocmai în perioada în care compania are nevoie de resurse pentru proiectele în derulare. Potrivit materialului, lucrările sunt în derulare, fiind realizată „prima turnare continuă de beton” pentru structurile permanente ale proiectului. [...]
Nivelul scăzut al Dunării nu impune, deocamdată, restricții la CNE Cernavodă , iar ambele reactoare funcționează la putere nominală, potrivit G4Media . Mesajul companiei Nuclearelectrica vine în contextul îngrijorărilor legate de secetă și de efectele ei asupra producției de energie, însă operatorul spune că impactul climatic asupra activității sale este, în mod obișnuit, redus. Compania arată că singurul episod în care o unitate a centralei a fost afectată de secetă severă a avut loc în august 2003, când Unitatea 1 a fost deconectată de la Sistemul Energetic Național (SEN) din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării, considerat atunci cel mai redus din ultimii 160 de ani. De ce contează pentru funcționarea centralei Centrala de la Cernavodă folosește apa din Dunăre pentru răcirea reactoarelor, iar elementul determinant pentru operare este nivelul apei din bazinul de aspirație din care este preluată apa, nu doar nivelul fluviului în general. Nuclearelectrica susține că, atât timp cât sunt îndeplinite condițiile de operare – în special cele privind securitatea nucleară – factorii climatici au un impact redus chiar și în perioade dificile pentru alți producători de energie. Pragurile de operare în caz de secetă extremă Nuclearelectrica precizează că doar în scenariul unei secete extreme sunt prevăzute praguri de operare care pot duce la oprirea reactoarelor, pentru a asigura securitatea nucleară, conform procedurilor și specificațiilor de proiect. Pragurile menționate sunt: 2,50 mdMB – poate fi oprită prima unitate; 2,35 mdMB – poate fi oprită și a doua unitate. (mdMB înseamnă „metri deasupra nivelului Mării Baltice”, sistemul de referință altimetric folosit în România pentru măsurarea cotelor.) Compania mai afirmă că, în cazul opririi unuia sau ambelor reactoare, ar exista în continuare suficientă apă în bazinul de aspirație pentru răcire, prin utilizarea unor pompe speciale cu o înălțime de aspirație mai redusă, de aproximativ 1,4 mdMB . [...]
Senatul a avizat o „acciză dinamică” care ar reduce automat taxarea carburanților când prețurile cresc , o schimbare cu impact direct asupra veniturilor bugetare și asupra modului în care statul intervine în piață, potrivit Ziarul Financiar . Comisia economică a Senatului a dat aviz favorabil, luni, proiectului de lege privind reducerea prețului carburanților. Forma proiectului ar fi fost convenită după discuții între ministrul interimar al Finanțelor, Alexandru Nazare , și fostul ministru al Energiei, Bogdan Ivan, astfel încât în Parlament să ajungă „o singură inițiativă legislativă”. Cum ar funcționa noua formulă și cine o aplică Măsura introduce, potrivit ministrului interimar al Finanțelor, o „acciză dinamică”, adică o ajustare a accizei în funcție de evoluția prețului la pompă. „Este pentru prima oară când introducem o formă de acciză dinamică. Forma de acciză dinamică înseamnă că, în funcţie de creşterea preţului, aceasta poate să scadă între 5 şi 25%.” Nazare a mai spus că mecanismul ar urma să fie operat prin hotărâre de Guvern, iar Ministerul Finanțelor ar analiza nivelul accizei la fiecare două săptămâni. Impact bugetar și constrângeri: deficitul și ratingul Ministrul a indicat un impact bugetar estimat, dar dependent de condițiile de piață și de amplitudinea scumpirilor. „Probabil că discutăm de un impact de în jur de 100 de milioane pe lună. Dar acest impact depinde foarte mult de condiţiile de piaţă şi de cât de mult vor creşte preţurile.” În același context, Nazare a afirmat că Ministerul Finanțelor va evalua costurile măsurii astfel încât ținta de deficit bugetar să poată fi respectată până la finalul anului. Totodată, el a salutat eliminarea propunerii privind reducerea TVA, despre care a spus că nu era compatibilă cu legislația europeană și ar fi putut afecta evaluările agențiilor de rating, menționând raportul Fitch așteptat în această săptămână și raportul Moody’s așteptat săptămâna viitoare. Calendar și riscuri operaționale în piață Potrivit ministrului, măsura ar putea fi aplicată timp de trei luni de la promulgarea legii, cu posibilitatea de prelungire. El a avertizat însă că orice măsură de plafonare poate genera riscul apariției unei penurii de carburanți. Următorul pas este votul din Parlament, după avizul Comisiei economice a Senatului; aplicarea efectivă depinde de adoptarea și promulgarea legii și de deciziile ulterioare ale Guvernului privind ajustarea accizei. [...]
Prăbușirile repetate ale rețelei electrice împing Cuba spre o criză economică și socială mai adâncă , pe fondul lipsei de combustibil și al imposibilității de a repara centralele vechi, relatează Adevărul . În ultimele zile, sistemul energetic național s-a prăbușit de trei ori în 10 zile, iar întreruperile locale, deja cronice, se suprapun peste penele la nivel național. Insula, cu o populație de 9,5 milioane de locuitori, se confruntă de șase luni cu un „blocaj petrolier” impus de Statele Unite, descris ca parte a unei campanii de presiune asupra guvernului comunist. În paralel, vulnerabilitatea energetică este alimentată de degradarea infrastructurii: potrivit cercetătorului Jorge Piñon (Universitatea din Texas), „coloana vertebrală” a sistemului o reprezintă centralele mari, însă acestea sunt „vechi, defecte și epuizate”. Lipsa de combustibil și piese de schimb blochează intervențiile Guvernul cubanez susține că marja de manevră este redusă. Ministrul energiei, Vicente de la O Levy , invocă două constrângeri: deficitul de combustibil și accesul limitat la componente pentru unitățile termoelectrice. În teren, efectele sunt imediate: curentul revine „sporadic”, iar întreruperile scurte fac dificilă funcționarea serviciilor de bază, de la pomparea apei până la încărcarea telefoanelor, pe fondul temperaturilor de vară și al umidității ridicate menționate în articol. Efecte în lanț: tensiuni sociale, servicii publice slăbite și plecarea firmelor Penele de curent se suprapun peste o economie deja fragilizată, statul cubanez fiind descris ca slăbit încă din perioada pandemiei, inclusiv prin hiperinflație. În acest context, articolul notează: proteste de tip „cacerolazos” (bătăi în oale și tigăi), ca formă de exprimare a nemulțumirii; degradarea serviciilor publice; creșterea infracționalității, cu violențe și tâlhării, în condițiile în care poliția ar ajunge mai greu la intervenții (informație atribuită în text publicației The Guardian); presiune asupra activității economice, inclusiv prin plecarea unor companii străine (operatori hotelieri, companii aeriene, firme miniere și de transport maritim), pe fondul sancțiunilor. Un exemplu de blocaj logistic menționat este cel al unui importator de mașini electrice, care afirmă că are containere blocate în Kingston și în China, fără o estimare privind livrarea. Ce urmează: reforme anunțate, dar fără efect imediat Pe partea de politici economice, guvernul cubanez a anunțat 176 de măsuri „încă neaplicate”, menite să extindă sectorul privat și să atragă investiții. Departamentul de Stat al SUA le-a respins însă ca fiind „simple semnale de fum superficiale”, potrivit articolului. În lipsa unei stabilizări a aprovizionării cu combustibil și a accesului la piese pentru centrale, riscul operațional rămâne același: întreruperile repetate ale alimentării cu energie continuă să afecteze direct economia și funcționarea serviciilor esențiale, amplificând tensiunile sociale. [...]
Taiwan pregătește o obligație de autoproducere a energiei pentru marii consumatori , o schimbare de reglementare care ar putea ridica semnificativ costurile operaționale ale TSMC , cel mai mare consumator de electricitate din insulă, potrivit Wccftech . Ministerul Economiei din Taiwan conduce un amendament la „ Energy Management Law ”, iar legislativul ar urma să îl dezbată pe 22 iulie. Ținta este ca marii consumatori comerciali de electricitate să fie obligați să își instaleze propria infrastructură de generare și stocare a energiei, cu excepții pentru școli și spitale. Pragul propus și cine intră sub incidența legii Amendamentul ar urma să includă toate entitățile comerciale cu un consum de cel puțin 5 MW, ceea ce ar acoperi peste 400 de obiective industriale și tehnologice, inclusiv: fabrici din semiconductori și optoelectronică; combinate din oțel și petrochimie; centre de date pentru inteligență artificială. Măsura ar veni peste cadrul existent: regulile taiwaneze privind dezvoltarea energiei regenerabile și actele subsecvente cer deja marilor consumatori să compenseze 10% din consum prin surse regenerabile. De ce TSMC este expusă: volum uriaș și pierderea „economiilor de scară” ale rețelei TSMC ar fi compania cea mai afectată dacă amendamentul devine lege, deoarece consumul său este foarte mare. Publicația notează că, în 2024, TSMC ar fi consumat aproximativ 25,55 miliarde kWh în Taiwan, echivalentul a circa 9% din consumul total de electricitate al țării. În scenariul în care fabricile ar trebui alimentate din „captive power plants” (capacități proprii dedicate, în afara rețelei), compania ar pierde avantajele de cost asociate alimentării din rețeaua publică, adică „economiile de scară” ale producției și distribuției centralizate. Ca ordin de mărime operațional, Wccftech enumeră că TSMC are în Taiwan: 6 facilități „GIGAFAB” pentru plachete de 12 inch (Fab 12, 14, 15, 18, 20 și 22); 4 fabrici/laboratoare pentru plachete de 8 inch (Fab 3, 5, 6 și 8); 1 fabrică pentru plachete de 6 inch (Fab 2), plus mai multe unități de ambalare avansată. Ce urmează: perioadă de grație și penalități Proiectul ar include o perioadă de grație pentru instalarea infrastructurii de generare și stocare, iar nerespectarea ar fi sancționată cu penalități financiare descrise drept „modeste” în material. Rămâne de văzut forma finală a amendamentului după dezbaterea programată pe 22 iulie și cum va fi calibrată obligația pentru consumatori cu profil energetic foarte mare, precum TSMC. [...]
