Știri
Știri din categoria Energie
Premier Energy își asigură finanțare peste necesarul proiectului pentru a accelera investițiile în stocare și regenerabile, după ce a contractat o linie de credit de până la 100 de milioane de euro (aprox. 510 milioane lei) de la banca cehă ČSOB, în paralel cu demararea construcției unui sistem de stocare în baterii lângă Iași, potrivit Ziarul Financiar.
Compania a început lucrările la un sistem de stocare a energiei în baterii (BESS – instalație care stochează energie electrică pentru a o livra ulterior în rețea) cu o putere de 200 MW și o capacitate de 400 MWh, în apropierea municipiului Iași, conform unui raport curent transmis Bursei de Valori București.
Proiectul are un cost total estimat la aproximativ 75 de milioane de euro, iar instalația urmează să fie conectată la rețeaua principală de transport a energiei electrice din România. În același timp, amplasamentul – situat în apropierea frontierei cu Republica Moldova – a fost achiziționat în noiembrie 2025, când compania anunța că proiectul era pregătit pentru construcție.
Linia de credit de până la 100 de milioane de euro, obținută de la Československá obchodní banka (ČSOB), depășește costul estimat al proiectului BESS. Potrivit companiei, finanțarea va acoperi și dezvoltarea unor active suplimentare de energie regenerabilă, respectiv proiecte eoliene și solare.
Premier Energy PLC este listată la Bursa de Valori București pe Segmentul Principal, categoria internațională, sub simbolul PE, și are sediul în Nicosia, Cipru.
Recomandate
Ponderea regenerabilelor în producția de electricitate din UE rămâne dominantă, dar scăderea ușoară a volumelor și creșterea producției pe fosili indică o tranziție încă volatilă , potrivit Economedia , care citează date Eurostat preluate de Agerpres . În 2025, sursele regenerabile au asigurat 47,2% din producția totală de electricitate a Uniunii Europene. Regenerabilele au generat 1,33 milioane GWh, în ușoară scădere (minus 0,5%) față de 2024, în timp ce producția de electricitate din combustibili fosili a crescut cu 3,2% și a ajuns la 0,83 milioane GWh, adică 29,6% din total. Energia nucleară a contribuit cu 0,65 milioane GWh (23,2% din total), în creștere cu 0,2% față de anul anterior. Ce semnal transmit datele pentru piața energiei Dincolo de menținerea regenerabilelor pe primul loc, combinația dintre scăderea ușoară a producției „verzi” și avansul producției pe fosili sugerează că mixul energetic rămâne sensibil la factori precum disponibilitatea resurselor (de exemplu, hidro), cererea și condițiile de piață. În paralel, datele preliminare indică o creștere a aprovizionării cu gaze naturale și energii regenerabile în UE față de 2024, în timp ce aprovizionarea cu cărbune și produse petroliere a continuat să scadă. Aprovizionarea cu energie: gaze și regenerabile în creștere, cărbune în recul istoric Aprovizionarea cu gaze naturale a crescut pentru al doilea an consecutiv, după declinul sever din 2023. În 2025, a urcat cu 2,3% față de 2024, până la aproximativ 13,1 milioane terajouli (TJ). Aprovizionarea cu energii regenerabile a crescut cu 1,4% față de 2024, până la 11,5 milioane TJ, chiar dacă generarea de energie hidro a scăzut. A crescut și aprovizionarea cu energie nucleară, cu 0,2%, la 650.648 GWh. Pe partea de cărbune, declinul a continuat și a atins noi minime în seriile statistice: aprovizionarea cu lignit a scăzut cu 7,7%, la 184,741 milioane tone, iar cea cu huilă a coborât cu 3,2%, la 107,072 milioane tone — cele mai reduse niveluri de când se publică datele (1990). La produse petroliere, aprovizionarea a totalizat 448,656 milioane tone, în scădere cu 2,8% față de 2023. [...]
Oprirea reactoarelor de la Cernavodă scoate din sistem circa 1.300 MW și împinge România spre importuri în orele de vârf , iar premierul interimar Ilie Bolojan le cere marilor consumatori industriali să reducă temporar consumul, în special seara, potrivit Economedia . Bolojan a spus la Digi24 că oprirea Centralei de la Cernavodă obligă la creșterea importurilor de energie și a făcut un apel direct către „marii investitori industriali” pentru reducerea consumului „mai ales seara, atunci când avem deficit de energie”. De ce s-au oprit reactoarele: nivel scăzut al Dunării Premierul interimar a explicat că oprirea a fost determinată de scăderea debitului Dunării, care ar fi coborât la circa 1.600 metri cubi pe secundă și ar urma să scadă în zilele următoare, față de 3.900–4.500 metri cubi pe secundă în anii trecuți, în această perioadă. În aceste condiții, centrala are nevoie de apă pompată din bazinul alimentat din Dunăre, iar dacă nivelul scade sub un prag (sub 2 metri), pompele trebuie oprite, ceea ce duce la oprirea unităților. Impact operațional: deficit în vârf și presiune pe importuri Autoritățile ar fi fost informate încă de luni seară, în cadrul „comandamentului energetic”, despre decizia tehnică de oprire a primului reactor. Miercuri, specialiștii au decis oprirea și a celui de-al doilea reactor. Conform declarațiilor citate, efectul în sistem este semnificativ: după oprirea primului grup, România a pierdut aproximativ 550 MW (sub 10% din producție, în contextul unui consum zilnic de circa 7.000 MW); odată cu oprirea celui de-al doilea grup, pierderea suplimentară ar urma să fie de aproximativ 600–650 MW; cumulat, cele două grupuri produceau în jur de 1.300 MW, adică aproape 20% din consumul zilnic în această perioadă. Bolojan a indicat că intervalul critic pentru sistem rămâne între orele 20:00 și 23:00, când consumul atinge maximele, iar acoperirea deficitului ar urma să se facă prin pornirea tuturor capacităților disponibile (gaz, fotovoltaic, stocare, eolian) și prin importuri. [...]
Portul Constanța ar putea deveni o verigă în diversificarea aprovizionării cu gaze a Europei , dacă România reușește să se conecteze la fluxuri din zona Caspică, inclusiv din Turkmenistan, printr-un traseu care ar lega infrastructura din Azerbaidjan și Georgia de conducta BRUA, potrivit Economica . Ideea a fost prezentată de Mihai Daraban , președintele Camerei de Comerț și Industrie a României (CCIR), care susține că un astfel de proiect ar putea accelera cooperarea economică dintre România și Turkmenistan, cu sectorul energetic drept „punct de plecare” în contextul european actual. Declarațiile sunt atribuite unui comunicat al CCIR. Traseul propus și rolul BRUA Conform declarațiilor, scenariul discutat presupune ca Portul Constanța să funcționeze ca punct de intrare pentru gaze naturale din Turkmenistan către Europa, prin: conectarea cu infrastructura de transport din Azerbaidjan și Georgia; continuarea către România și, ulterior, integrarea în conducta BRUA (coridor regional de transport al gazelor). În același context, Daraban a relansat ideea reluării proiectului AGRI , care „ar putea asigura accesul pe piața europeană” pentru volume de gaze din regiunea Caspică, începând cu Turkmenistan. În material nu sunt oferite detalii despre calendar, capacități sau investiții necesare, iar formularea rămâne la nivel de intenție. Cooperare economică România–Turkmenistan: port-to-port și distribuție Discuțiile au vizat identificarea de oportunități de cooperare bilaterală, cu accent pe energie și pe cooperarea port-to-port între Constanța și Turkmenbași. Ambasadorul Turkmenistanului, Annamammet Annayev, a prezentat oportunități economice din țara sa și a indicat o creștere a PIB de 6,3% în prima jumătate a anului 2026, precum și faptul că Turkmenistanul se află pe locul 4 în lume la rezerve certificate de gaze naturale, potrivit declarațiilor sale. „Cooperarea port-to-port dintre Turkmenbași și Constanța, alături de proiectul unui centru zonal de distribuție a produselor turkmene în Portul Constanța, poate deveni un pilon strategic al relației economice dintre cele două țări”, a declarat ambasadorul. De ce contează Pentru România, miza este poziționarea Portului Constanța și a infrastructurii conexe ca punct de tranzit într-un posibil lanț de aprovizionare cu gaze din regiunea Caspică spre piața europeană. În forma prezentată, proiectele invocate (inclusiv AGRI) sunt la nivel de discuții și necesită, potrivit lui Daraban, un „nucleu” de business care să coaguleze companii din ambele țări. [...]
România rămâne temporar fără producție nucleară , după ce și Unitatea 2 de la CNE Cernavodă intră în oprire controlată pe fondul debitului extrem de scăzut al Dunării, o situație fără precedent care mută presiunea pe restul mixului de producție și pe echilibrarea Sistemului Energetic Național, potrivit Economica . Unitatea 2 va fi oprită „controlat” din cauza nivelului „extrem de scăzut, fără precedent” al Dunării, asociat secetei severe, în baza procedurilor aplicabile în astfel de situații. Decizia vine după cele mai recente prognoze ale Institutului Național de Hidrologie și Gospodărirea Apelor (INHGA) , iar compania arată că, atunci când parametrii se apropie de limitele admise, sunt aplicate măsuri preventive pentru menținerea marjelor de siguranță, inclusiv oprirea uneia sau a ambelor unități. Calendarul opririi și repornirii, conform datelor din sistem Ministerul Energiei a comunicat că Unitatea 2 va fi oprită controlat joi, 30 iulie, începând cu ora 10:00. Conform datelor Transelectrica citate în material, Unitatea 2 ar urma să fie deconectată de la Sistemul Energetic Național (SEN) la ora 13:00. Pe baza prognozei de la momentul publicării, Unitatea 2 ar urma să fie repornită pe 10 august, iar Unitatea 1 – care este deja oprită „în stare sigură”, conform raportului curent emis de SN Nuclearelectrica SA pe 27 iulie 2026 – ar urma să revină pe 4 august. De ce contează: un test operațional pentru SEN, în plină secetă Este pentru prima dată când ambele unități ale centralei de la Cernavodă se opresc din cauza debitului mic al Dunării, ceea ce înseamnă că România nu mai beneficiază deloc, temporar, de energie nucleară. Ministerul Energiei susține că alimentarea consumatorilor casnici și a operatorilor economici „nu va fi afectată”, necesarul urmând să fie acoperit integral, iar autoritățile și operatorii din sector ar urma să aplice măsuri operative pentru funcționarea stabilă și în siguranță a SEN, în funcție de evoluția situației hidrologice. [...]
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. Teren de 52 de hectare, de la 2,8 milioane euro la 46,39 milioane euro 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: preț de vânzare: 24,34 milioane euro; „acord de refacturare”: 22,05 milioane euro. Documentul mai notează că amplasamentul de la Doicești a fost, potrivit consultantului american, pe locul al doilea din 9 amplasamente evaluate în final. Cum ar fi fost evitată evaluarea independentă prevăzută de Legea 31/1990 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”. „Refacturarea” și costurile excluse de evaluator, dar incluse în preț 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. Praguri de aprobare ridicate înainte de tranzacție 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. Finanțare majoritară de la Nuclearelectrica, beneficii împărțite 50/50 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. [...]
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 . [...]
