Știri
Știri din categoria Energie
Racordarea noii centrale pe gaze de la Mintia la rețeaua națională este programată pentru 15 mai 2026, un termen devansat asumat de Transelectrica împreună cu executantul instalației de racordare, potrivit Economica. Miza este una operațională: intrarea în teste a primului grup (TG1), de 575,4 MW, care ar deschide drumul către punerea treptată în funcțiune a unei capacități mari de producție pe gaze.
Transelectrica arată că termenul de 15 mai vizează „energizarea” Turbinei cu Gaz 1, după o vizită de lucru și o ședință de analiză a stadiului lucrărilor la șantierul Mintia, la care au participat reprezentanți ai Transelectrica, Transgaz, Mass Global Energy, autorități locale și parteneri contractuali, sub coordonarea unui secretar de stat din Ministerul Energiei.
Energizarea TG1 nu echivalează cu intrarea imediată în exploatare comercială. După racordare, urmează probe și teste care vor dura „cel puțin o lună”, potrivit informațiilor Economica.
În comunicarea Transelectrica, pentru atingerea datei de 15 mai, dezvoltatorul Mass Global Energy Rom are de gestionat mai multe puncte critice:
La începutul anului, Mass Group a anunțat că a contractat un credit de 500 de milioane de dolari (aprox. 2,3 miliarde lei) pentru finalizarea centralei pe gaze de la Mintia, detaliu relatat de Economica într-un material separat: Economica. În același context, compania a indicat o valoare totală estimată a proiectului de 1,2 miliarde de euro.
Separat, Transgaz a anunțat la jumătatea lunii noiembrie finalizarea conductei care va alimenta cu gaze noua centrală, cu o capacitate de până la 2,5 miliarde de metri cubi pe an, pentru întreaga capacitate a centralei.
Vechea termocentrală pe cărbune Mintia (între timp oprită) a fost cumpărată în august 2022 de Mass Global Energy Rom, iar investitorul și-a asumat punerea în funcțiune a unei centrale noi pe gaze, cu o capacitate de până la 1.700 MW. Mass Energy Global Rom este controlată de omul de afaceri iordanian Ahmad Ismail Saleh.
Recomandate
Testele de interconectare ale centralei pe gaz de la Mintia încep în iunie , un pas operațional care condiționează intrarea în producție estimată pentru septembrie 2026 și, implicit, aportul unei noi capacități mari în sistemul energetic, potrivit Știrile Pro TV . Prim-ministrul demis Ilie Bolojan a vizitat sâmbătă proiectul centralei pe gaze de la Mintia, descris de Palatul Victoria drept „obiectiv strategic de importanță națională” în energie. În discuțiile cu reprezentanții Mass Global Energy Rom , tema principală a fost stadiul lucrărilor și calendarul de implementare, într-un proiect în care ar fi fost investiți peste 1,2 miliarde de euro (aprox. 6 miliarde de lei). Calendarul tehnic: interconectare, apoi gaz Potrivit comunicatului citat, în perioada următoare urmează să înceapă testele de interconectare dintre centrală și stația electrică, etapă necesară pentru punerea în funcțiune a capacităților de producție. Interconectările cu rețeaua electrică ar urma să fie finalizate în două etape, „din această lună și până în octombrie”, iar alimentarea cu gaz a noii centrale trebuie asigurată în luna august. „Este esențial ca toate instituțiile implicate să colaboreze eficient pentru ca aceste teste și etapele următoare să fie realizate fără întârzieri suplimentare.” În același mesaj, Bolojan leagă direct investițiile în capacități noi și infrastructură de competitivitatea economică și de „prețuri corecte” pentru consumatori. Ce se știe despre dimensiunea proiectului și stadiul execuției Proiectul de la Mintia are ca obiectiv atingerea, în acest an, a unei capacități instalate de 1.700 MW și ar urma să devină, la finalizare, „cea mai mare centrală electrică pe gaze din Uniunea Europeană, pe un singur amplasament”. Investiția a ajuns la un stadiu de realizare de 86%, iar testele de interconectare sunt programate să înceapă în iunie. Producția de energie electrică este estimată pentru septembrie 2026, conform aceleiași surse. [...]
România încearcă să amâne închiderea unei unități pe cărbune din PNRR, invocând riscuri pentru siguranța energetică în iarna viitoare , potrivit Mediafax . Guvernul avertizează că oprirea unității, programată în august, ar putea crea probleme majore în sezonul rece și face „lobby activ” la Bruxelles pentru prelungirea termenului. Miza este una operațională: mai multe proiecte care ar fi trebuit să înlocuiască treptat producția pe cărbune sunt întârziate, iar o parte din capacitatea nucleară ar urma să fie indisponibilă, ceea ce crește presiunea pe puținele centrale pe cărbune rămase în funcțiune. De ce cere Guvernul amânarea termenului din PNRR România s-a angajat prin PNRR să închidă până la 31 august o unitate a Complexului Energetic Oltenia , însă acum încearcă să obțină acceptul Comisiei Europene pentru amânare, conform publicației maghiare Világgazdaság, citată de Mediafax. Argumentele invocate țin de capacități alternative care nu sunt gata la timp: noua centrală de la Ișalnița, care trebuia predată din 2020, ar urma să fie abia în faza de testare la sfârșitul anului; finalizarea centralei de la Mintia ar întârzia probabil cu un an; iarna viitoare, centrala nucleară de la Cernavodă ar urma să funcționeze cu un singur reactor. În acest context, fiecare unitate pe cărbune rămasă în sistem devine importantă pentru acoperirea vârfurilor de consum din sezonul rece. Ce capacități pe cărbune mai sunt în sistem și ce se închide Mediafax notează că România a oprit în martie un bloc de 285 MW al CEO Turceni, ca parte a cerințelor din PNRR, iar centrala de la Ișalnița este deja închisă. Pentru august este planificată și oprirea a două blocuri de 50 MW de la Govora. În total, în prezent ar mai funcționa patru centrale pe cărbune cu „capacitate semnificativă”, cu o capacitate instalată totală de 1.905 MW, menționată ca fiind mai mare decât cea a centralei nucleare de la Cernavodă. Context: record la fotovoltaic, dar prețuri foarte mici la prânz Pe 29 mai, România a atins un nou record de producție fotovoltaică, de 2.600 MW la prânz, iar energia solară a acoperit două treimi din consumul național, potrivit aceleiași surse. În orele de vârf ale producției solare, prețul energiei pe bursă a scăzut puternic: la 11:00 era 5 euro/MWh, la prânz 2 euro, iar la 13:00 a ajuns la 0,2 euro/MWh. În acel interval, România exporta energie către Ungaria „aproape pe gratis”, folosind la maximum capacitatea liniei de interconectare. Pentru iarnă, însă, problema rămâne disponibilitatea unor capacități stabile (care pot produce la cerere), în condițiile întârzierilor la noile proiecte și ale reducerii temporare a producției nucleare. [...]
Absorbția foarte scăzută a banilor din Fondul de Modernizare la companiile energetice de stat riscă să blocheze investiții-cheie și să pună presiune pe prețurile la energie , avertizează Ilie Bolojan într-o postare citată de Economica . Acesta susține că, deși finanțarea este disponibilă și „banii sunt în conturi”, implementarea proiectelor se mișcă „cu mare greutate”, ceea ce poate duce inclusiv la pierderea fondurilor europene. Bolojan (premier demis și ministru interimar al Energiei, potrivit sursei) leagă direct problema investițiilor de competitivitatea economică: scumpirea energiei a afectat firmele, în special industriile cu pondere mare a energiei în costuri, iar „scăderea prețului energiei electrice” depinde de investiții în producție, stocare și rețele, plus eliminarea întârzierilor la proiectele deja finanțate. Miza: 12 miliarde de euro aprobate, dar execuție lentă În postare, Bolojan indică Fondul de Modernizare drept principala sursă de finanțare, alimentată din veniturile din certificatele de emisii. România are, potrivit lui, investiții aprobate nerambursabile de 12 miliarde de euro, din care 7,7 miliarde de euro sunt alocate energiei (și 2,7 miliarde de euro pentru proiecte de eficiență în transporturi etc.). Proiectele finanțate din acest fond trebuie finalizate cel târziu în 2030. Exemple invocate: CE Oltenia, Transelectrica, ELCEN Bolojan oferă trei exemple de proiecte de aproape 2 miliarde de euro, unde gradul de decontare/realizare este foarte redus: Complexul Energetic Oltenia : 11 investiții aprobate, de aproape 900 de milioane de euro (parcuri fotovoltaice și centrale pe gaz). Lucrările decontate reprezintă „sub 10%”, iar Bolojan avertizează asupra unui „risc mare” ca centralele pe gaz să nu fie finalizate, deși „ar fi trebuit să fie gata anul acesta”. El leagă întârzierea de riscuri pentru jaloanele de decarbonizare și de posibilitatea pierderii fondurilor europene. Transelectrica : 11 contracte, de peste 530 de milioane de euro (linii noi, interconexiuni, retehnologizări). După patru ani, s-au decontat lucrări de aproape 20 de milioane de euro, „adică sub 4%”. Consecința indicată: întârzieri în accesul la rețele și interconexiuni, cu „pierderi pentru producători” și „distorsiuni în piața de energie”. ELCEN București : trei contracte pentru modernizarea CET-urilor din București, semnate în toamna lui 2024, de peste 360 de milioane de euro. „Nu s-a decontat nimic până acum”, proiectele fiind încă în licitație. Bolojan avertizează că, pe fondul uzurii centralelor vechi, există riscul de avarii și întreruperi ale încălzirii. Ce schimbare anunță: indicatori de performanță legați de investiții În explicația sa, Bolojan pune o parte din responsabilitate pe modul în care sunt evaluate conducerile companiilor de stat: în contractele de mandat nu ar exista indicatori care să lege evaluarea de realizarea investițiilor, utilizarea fondurilor și respectarea termenelor. El spune că a convenit cu responsabilii din Energie să lucreze la modificarea indicatorilor de performanță pentru companiile care nu își realizează investițiile, criticând „indicatorii formali” (de tipul unor obligații administrative, precum elaborarea la timp a bugetului de venituri și cheltuieli). „Nu mai putem continua în acest fel. Nu este normal să deții funcții de conducere în companii de stat de tip monopolist, să ai câștiguri mari, fără ca acestea să fie condiționate de realizări și performanță.” În logica prezentată, performanța managerială și accelerarea investițiilor devin condiții pentru creșterea capacităților și modernizarea rețelelor, cu efect final asupra prețurilor la energie și asupra competitivității economiei. Sursa nu oferă un calendar sau un proiect concret de act normativ pentru schimbarea indicatorilor, ci doar intenția de lucru la aceste modificări. [...]
Reducerea prețului energiei depinde de accelerarea investițiilor blocate în producție, stocare și rețele, iar întârzierile din companiile de stat riscă să mențină costuri ridicate pentru industrie și populație, potrivit G4Media , care citează o postare a premierului Ilie Bolojan. Mesajul premierului este că ieftinirea energiei electrice nu poate veni „prin decizie”, ci doar după realizarea efectivă a investițiilor în capacități noi de producție, în stocare și în modernizarea rețelelor, inclusiv prin eliminarea întârzierilor la proiecte care au deja finanțarea asigurată. „Vom reduce prețul energiei doar odată cu realizarea investițiilor în producția de energie, în stocare și în modernizarea rețelelor, precum și prin eliminarea întârzierilor la investițiile pentru care avem deja finanțarea asigurată.” De ce contează: competitivitatea industriei și redresarea economică Bolojan leagă direct prețul energiei de competitivitatea firmelor românești și de evoluția producției industriale. El afirmă că scumpirea energiei din ultimii ani a pus presiune pe bugetele familiilor și a afectat companiile, în special industriile cu valoare adăugată mai mică sau cele în care energia are o pondere mare în costuri, lucru care „se vede în scăderea producției industriale din ultimii cinci ani”. 12 miliarde euro finanțare nerambursabilă, dar investiții „cu mare greutate” Premierul indică drept principală sursă de finanțare Fondul de Modernizare , alimentat din transferuri provenite din certificatele de emisii de gaze cu efect de seră, bani care pot fi utilizați doar pentru investiții în energie regenerabilă, eficiență energetică și modernizarea rețelelor. În total, România are „investiții aprobate, nerambursabile, de 12 miliarde de euro (aprox. 60 miliarde lei)”. Din această sumă, potrivit premierului, 7,7 miliarde de euro (aprox. 38,5 miliarde lei) sunt alocate energiei, iar 2,7 miliarde de euro (aprox. 13,5 miliarde lei) proiectelor de eficiență în transporturi. În același mesaj, Bolojan susține că fondurile sunt transferate și „banii sunt în conturi”, însă implementarea se mișcă greu. Exemple de întârzieri la trei companii-cheie din energie Bolojan spune că, „spre exemplificare”, la trei actori importanți gradul de realizare a investițiilor este „infim” față de finanțarea disponibilă (menționează un total de 2 miliarde de euro disponibilă pentru aceste exemple): Complexul Energetic Oltenia : 11 investiții aprobate de aproape 900 milioane euro, însă „lucrările decontate în toți acești ani reprezintă sub 10%”. Premierul avertizează asupra riscului ca centralele pe gaz să nu fie gata, ceea ce ar crea probleme la jaloanele de decarbonizare și ar putea duce la pierderea fondurilor europene. Transelectrica : contracte de peste 530 milioane euro, multe semnate din 2022; s-au decontat lucrări de aproape 20 milioane euro, „adică sub 4%”. Bolojan afirmă că întârzierile generează pierderi pentru producători și distorsiuni în piața de energie. ELCEN București : contracte de peste 360 milioane euro semnate în 2024 pentru modernizarea CET-urilor, dar „nu s-a decontat nimic până acum”, proiectele fiind încă în licitație. Premierul avertizează că există riscul apariției unor avarii și al întreruperii încălzirii. Ce urmează: schimbarea indicatorilor de performanță în companiile de stat În același mesaj, premierul anunță că Guvernul va lucra la modificarea indicatorilor de performanță pentru conducerea companiilor energetice de stat, cu obiectivul de a elimina criteriile „formale” care permit încasarea de bonusuri fără avans real în investiții. Bolojan afirmă că salariile mari ar trebui condiționate de „realizări și performanță”, nu de îndeplinirea unor obligații birocratice, precum elaborarea la timp a bugetului de venituri și cheltuieli. [...]
Centrala pe gaz de 1.700 MW de la Mintia a ajuns la 83% execuție, iar miza imediată este conectarea la rețelele de electricitate și gaze , etape fără de care investiția nu poate intra în funcțiune, potrivit Antena 3 . Premierul Ilie Bolojan spune că proiectul, construit pe amplasamentul fostei termocentrale pe cărbune, este una dintre cele mai importante investiții energetice recente și ar urma să devină cea mai mare centrală pe gaz din UE realizată într-un singur loc. Proiectul vizează o centrală de 1.700 MW , realizată printr-o investiție privată de peste 1,2 miliarde de euro (aprox. 6 miliarde lei) . Bolojan afirmă că noua capacitate ar însemna „mai multă energie produsă în țară” și „mai puține importuri”, cu un rol important în acoperirea consumului în perioadele dificile, în special iarna. Ce trebuie rezolvat pentru punerea în funcțiune Dincolo de stadiul de execuție, calendarul tehnic și coordonarea instituțiilor devin critice în următoarele luni. Conform mesajului publicat de Ilie Bolojan, urmează: testele de interconectare dintre centrală și stația electrică, descrise ca o etapă tehnică importantă pentru punerea în funcțiune; finalizarea interconectărilor cu rețeaua electrică „în două etape”, din această lună până în octombrie ; asigurarea alimentării cu gaz pentru noua centrală până în august . De ce contează economic și operațional În evaluarea premierului, proiectul are un „rol strategic” pentru securitatea energetică, iar întârzierile în interconectare și în alimentarea cu gaz ar împinge în timp momentul în care capacitatea de 1.700 MW poate contribui efectiv la producția internă. Bolojan susține că, fără investiții în capacități noi și infrastructură modernă, România nu poate obține „competitivitate economică, stabilitate și prețuri corecte” pentru consumatori. [...]
Întârzierile la decontările statului pentru plafonarea energiei și gazelor împing costuri de finanțare către furnizori , iar povara se vede atât în deficitul bugetar, cât și în credite bancare contractate de companii pentru a-și susține operațiunile, potrivit Mediafax , care citează declarațiile șefilor PPC România și E.ON România făcute la Power Summit 2026, la Helsinki. Alessio Menegazzo, country manager și CEO PPC România, spune că schema de sprijin aplicată timp de patru ani a fost „stufoasă” și „nebazată pe date”, iar după încheierea perioadei de prețuri plafonate „nu s-a întâmplat absolut nimic” în zona de reglementări și design de piață care să reducă dependența de fluctuații. El a legat direct costurile schemei de situația finanțelor publice și de restanțele către furnizori. „Implementarea, execuția, au fost absolut sub orice standard acceptabil pentru o țară modernă.” Blocaj la decontări și costuri cu dobânzile Volker Raffel, CEO E.ON România și președinte al ACUE, a descris situația decontărilor ca fiind „cam blocată”, cu speranța unei deblocări la ANRE , dar fără o certitudine. Potrivit acestuia, industria mai are de recuperat sume aferente anilor 2024 și 2025, chiar dacă „nu mai acumulăm sume noi”. Raffel a indicat, pe baza cifrelor ACUE, că cererile au fost de 9,5 miliarde de lei, din care aproximativ 40% ar fi fost decontate ca „avans”, iar restul ar fi rămas blocat. La nivelul E.ON, el a menționat decontări restante de „aproape 700 de milioane de lei”, în principal la energie electrică. Pe costul finanțării, șeful E.ON a spus că furnizorii au fost forțați să ia credite pentru a plăti producătorii și obligațiile fiscale, iar dobânzile sunt calculate la ROBOR plus marjă. În calculele sale, la o dobândă efectivă de 8%–9%, pentru circa 6 miliarde de lei lipsă, dobânda anuală la nivel de industrie ar ajunge la ordinul sutelor de milioane de lei (exemplificat printr-un ordin de mărime de 600 de milioane de lei/an la 10%). „Asta e o povară financiară puternică în comparație cu competitorii care nu au această povară.” Unde se blochează fluxul și ce arată cifrele bugetare Mecanismul descris în material presupune că furnizorii trimit cererile la ANRE pentru validare, iar după validare acestea merg la decontare către Ministerul Muncii (pentru clienți casnici) și Ministerul Energiei (pentru noncasnici). Mediafax notează că, în primele patru luni ale anului, statul a achitat 77.540.000 de lei către furnizori, conform execuției bugetului general consolidat publicate de Ministerul Finanțelor. La finalul lunii mai, erau în curs de validare la ANRE cereri care însumează peste 8,86 miliarde de lei, potrivit informațiilor publicației. În legea bugetului pe 2026 sunt prevăzute alocări de 3,75 miliarde de lei pentru compensarea costurilor la energie (1,75 miliarde lei la Ministerul Muncii și 2 miliarde lei la Ministerul Energiei). În 2025, plățile totale au fost de 3,85 miliarde de lei, din care 2,92 miliarde de lei pentru casnici și 931,32 milioane de lei pentru noncasnici. În ritmul actual, statul „ar urma să plătească doar 232,5 milioane de lei în 2026”, potrivit calculelor prezentate în material. Context: expirarea schemelor și tranziția la alte forme de sprijin Schema de plafonare și compensare pentru energia electrică a expirat la 31 iunie anul trecut, iar ulterior a fost introdus un ajutor de 50 de lei lunar pentru persoanele cu venituri modeste, până la finalul acestui an. Pentru gaze naturale, schema a expirat la sfârșitul lunii martie, iar de la 1 aprilie a fost introdusă o reglementare a modului de calcul al prețului, pentru un an, astfel încât acesta să nu fie „prea mare” față de nivelul plafonat. În paralel, materialul oferă și repere de piață: PPC este al doilea furnizor pe retailul de energie electrică, cu 27,01% cotă, după Electrica Furnizare (31,75%) și înaintea E.ON Energie România (16,22%), potrivit raportului ANRE pe ianuarie 2026. [...]
