Știri
Știri din categoria Energie
Nuclearelectrica negociază cumpărarea a 300 de tone de uraniu din Niger, o mișcare care ar putea securiza materia primă pentru programul nuclear de la Cernavodă, dar care riscă să fie blocată de un arbitraj internațional. Potrivit G4Media, compania de stat s-a poziționat pentru a cumpăra aproximativ o treime dintr-un stoc de „yellowcake” (concentrat de uraniu) blocat din 2025 pe aeroportul din Niamey.
Demersul ar fi avansat în primăvara acestui an și a fost dezvăluit inițial de Jeune Afrique și platforma MDMG Sahel, care susțin că au consultat documente oficiale, informație preluată de Rador.
Conform surselor citate, directorul general al Nuclearelectrica, Cosmin Ghiță, a transmis pe 13 aprilie 2026 o scrisoare de intenție autorităților din Niger pentru achiziția a 300 de tone de concentrat de uraniu, dintr-un stoc total de peste 1.000 de tone depozitat în containere lângă pista aeroportului din Niamey.
Junta militară ar fi răspuns favorabil pe 20 aprilie 2026, prin ministrul Minelor, colonelul Ousmane Abarchi, care a invitat o delegație română la discuții, în logica „diversificării partenerilor”.
Ulterior, în perioada 11–15 mai 2026, o echipă tehnică din România – cu reprezentanți ai fabricii de procesare a uraniului FPCU Feldioara (subordonată Nuclearelectrica) – s-a deplasat în Niger pentru a confirma interesul, iar valoarea tranzacției este estimată la aproximativ 40 de milioane de dolari (aprox. 180 de milioane de lei), notează publicația.
Miza este prezentată ca dublă. Pe plan intern, România ar urmări să-și securizeze sursele de materie primă pentru FPCU Feldioara, în contextul proiectelor de extindere a capacităților nucleare de la Cernavodă (Unitățile 3 și 4) și al retehnologizării Unității 1.
Pe plan extern, tranzacția ar fi privită favorabil de partenerii occidentali, pe fondul temerilor din SUA și UE că regimul militar din Niger ar putea vinde stocul către Federația Rusă (prin Rosatom) sau către Iran. În această logică, o vânzare către un stat membru UE și NATO ar aduce lichidități Nigerului fără escaladarea unei crize diplomatice globale.
Tranzacția ar putea însă să se lovească de „complicații juridice de proporții”. Uraniul provine din minele din Arlit (Somaïr) și este revendicat de grupul francez Orano, ale cărui active ar fi fost blocate de junta militară după lovitura de stat.
G4Media scrie că Orano a obținut în septembrie 2025 o decizie favorabilă la Centrul Internațional pentru Reglementarea Diferendelor Relative la Investiții (CIRDI), care interzice Nigerului să înstrăineze stocul fără acordul companiei. Acest arbitraj este indicat drept principalul obstacol care poate bloca sau contesta în instanță semnarea contractului final dintre Nuclearelectrica și guvernul din Niger.
Recomandate
Nuclearelectrica încearcă să-și securizeze finanțarea retehnologizării Unității 1 prin vânzarea în avans a energiei pe 20 de ani, într-o licitație care pornește de la un prag minim de 91,5 euro/MWh (480,3 lei/MWh), potrivit documentelor analizate de Profit . Miza economică este dublă: compania își blindează veniturile pe termen lung, iar potențialii finanțatori primesc un mecanism de reducere a riscului de preț într-un proiect despre care SNN spune că ar putea deveni nerentabil în scenariile de piață pe termen foarte lung. Nuclearelectrica (SNN) a scos la licitație o cantitate totală cuprinsă între minim 59,5 milioane MWh și maxim 70,1 milioane MWh, cu livrare în perioada 1 ianuarie 2027 – 31 decembrie 2046, „în funcție de opțiunea cumpărătorului privind opririle planificate și/sau neplanificate sau reduceri de putere”. Ce vinde SNN și la ce preț minim Pragul minim „garantat” sub care oferta nu poate coborî este de 91,5 euro/MWh (480,3 lei/MWh) , fără componenta de injecție în rețea a tarifului de transport și fără TVA. La acest nivel, cantitatea totală maximă scoasă la licitație ar depăși 6,4 miliarde euro (aprox. 32,0 miliarde lei) ca valoare, conform calculelor din documentația citată. Energia este ofertată prin contracte de tip PPA (Power Purchase Agreement – contract bilateral pe termen lung de cumpărare a energiei), pentru o cantitate de 400 MW echivalent bandă în intervalul 2027–2046. Cantitățile sunt împărțite în cinci loturi: două loturi de 7.446.000 MWh – 8.766.000 MWh fiecare; trei loturi de 14.892.000 MWh – 17.532.000 MWh fiecare. Ca ordin de mărime, producția anuală a centralei Cernavodă în ultimii ani a fost de circa 10 milioane MWh, adică aproximativ 5 milioane MWh pe fiecare unitate, potrivit aceleiași surse. De ce contează: contractele pe 20 de ani sunt gândite ca garanție pentru credite Motivația explicită din documente este legată de finanțarea retehnologizării Unității 1 (RTH U1). SNN arată că prognozele pe termen foarte lung privind prețurile angro indică o scădere care ar putea duce prețurile 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). În documentul de fundamentare citat, compania leagă direct licitația de accesul la finanțare: „SNN intenționează să încheie contracte pe termen lung (20 de ani, cu livrare din 2027 [...]) în piața de energie, pentru a facilita obținerea de finanțare pentru RTH U1”. În acest context, Nuclearelectrica are în vedere să garanteze împrumuturile necesare retehnologizării cu contractele de vânzare rezultate din licitația programată în septembrie, mai notează documentația. Cum sunt gestionate riscurile de nelivrare Documentația include opțiuni de nelivrare care țin de opriri planificate și neplanificate: pentru opriri planificate, vânzătorul poate avea până la 45 de zile/an , de regulă în trimestrul al doilea, cu notificări în două etape (orientativ cu 6 luni înainte și confirmare cu 30 de zile înainte, cu o variație de ±5 zile); pentru opriri neplanificate și/sau reduceri de putere, vânzătorul poate reduce cantitățile livrate „până la 0 MW” pentru până la 10 zile/an (240 ore/an) , cu notificare cu cel puțin o zi înainte, până la ora 10:00 CET. Licitația este programată „în ultima parte a lunii viitoare”, conform sursei. Calendarul licitației și pașii de aprobare Procedura este structurată în trei etape: negocierea clauzelor contractuale cu contrapărțile care trec criteriile prudențiale de eligibilitate (durată estimată: 30 de zile); licitație electronică (durată estimată: 1 zi); aprobări corporative, inclusiv acordul final al finanțatorilor SNN pentru proiectul RTH U1 (durată estimată: 40 de zile). Acționarii au aprobat strategia de ofertare și tranzacționare pentru 2027–2046, cu vot decisiv al autorității tutelare, iar compania își rezervă dreptul să reia procesul sau să îl anuleze dacă nu contractează întreaga cantitate propusă. [...]
România riscă să piardă încă 700 MW din producția internă , după ce nivelul Dunării a coborât sub limita de funcționare pentru Centrala nucleară de la Cernavodă, iar Nuclearelectrica avertizează asupra „posibilității opririi controlate” a Reactorului 2, potrivit HotNews . Centrala de la Cernavodă asigură circa 20% din producția totală de electricitate a țării, cu două reactoare de câte 700 MW fiecare. Reactorul 1 este deja oprit din 28 iulie, tot din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării, ceea ce amplifică presiunea asupra echilibrului dintre producție și consum. Oprirea Unității 2, posibilă pe 13 august Nuclearelectrica spune că există, în acest moment, posibilitatea opririi controlate a Unității 2 „în dimineața zilei de 13 august 2026”, pe baza monitorizării prognozelor INHGA, a scăderii nivelului Dunării și a parametrilor de operare. Compania precizează că va comunica separat dacă oprirea devine iminentă joi dimineață. Ministerul Energiei a anunțat, la rândul său, că au fost inițiate procedurile tehnice premergătoare opririi controlate, pe fondul debitului foarte scăzut al Dunării, subliniind că sunt proceduri „uzuale și preventive” și că nu indică un incident la nivelul centralei. Dacă prognoza rămâne nefavorabilă, oprirea controlată este așteptată „în cursul acestei săptămâni”. Cum ar urma să fie acoperit deficitul de producție Ministerul Energiei afirmă că a pregătit măsuri pentru compensarea energiei care nu ar mai fi produsă de Unitatea 2, printr-un mix de importuri și creșterea producției interne, inclusiv: utilizarea posibilităților de import din sistemele energetice regionale și europene; activarea unor resurse suplimentare de producție la nivel național; scoaterea din rezervă a grupului energetic Rovinari 4 (Complexul Energetic Oltenia) și punerea lui la dispoziția Sistemului Electroenergetic Național; utilizarea, în limitele tehnice și ale resursei de apă disponibile, a unei capacități suplimentare de producție a Hidroelectrica. Context: debit minim istoric și măsuri de ultimă instanță Directorul adjunct al „Apelor Române”, Sorin Rîndașu, a declarat la Digi24 că Dunărea a atins la intrarea în țară un nou minim istoric, de 1.370 mc/s, iar la Cernavodă s-a atins pragul de -230 cm, limita minimă necesară pentru răcirea reactorului 2 cu apă din Dunăre. În acest context, el a spus că intrarea în procedura de oprire a reactorului 2 este „inevitabilă” în 1–2 zile, în lipsa precipitațiilor relevante în bazinul Dunării, potrivit News.ro. Pe fondul crizei energetice, Guvernul a declarat stare de alertă energetică la nivel național pentru luna august și a dispus măsuri pentru menținerea în funcțiune a reactorului 2, inclusiv devierea Brațului Bala prin scufundarea unor barje, soluție care, potrivit publicației, a avut doar un efect temporar. Totodată, Executivul a adoptat o măsură care permite Transelectrica să limiteze sau să deconecteze mari consumatori industriali între 19:00 și 23:00, ca ultimă soluție, iar populația a fost îndemnată să reducă utilizarea simultană a echipamentelor cu consum ridicat în același interval și să reprogrameze consumul către 11:00–17:00, când producția fotovoltaică este mai mare. [...]
Nuclearelectrica ia în calcul anularea sau ajustarea unor plăți cerute de Nova Power & Gas în proiectul SMR de la Doicești , după ce Corpul de Control al prim-ministrului a identificat nereguli legate de cheltuieli și de tranzacția pentru teren, potrivit HotNews . Miza imediată este una financiară și de guvernanță: compania de stat vrea să verifice dacă sumele refacturate către RoPower Nuclear (societatea de proiect) sunt justificate și, dacă nu, să le conteste inclusiv în instanță. Nuclearelectrica va discuta în AGA din 10 septembrie o notă oficială întocmită la solicitarea Ministerului Energiei, după finalizarea raportului Corpului de Control. În document, compania arată că a cerut deja un „audit forensic” independent – o verificare financiară și documentară aprofundată, folosită pentru identificarea neregulilor și pentru a stabili dacă există elemente utilizabile ulterior într-un litigiu. Ce plăți sunt vizate și de ce contează Compania spune că va analiza sumele cerute de asociatul privat Nova Power and Gas către RoPower Nuclear, unde Nuclearelectrica și partenerul privat dețin câte 50%, precum și „posibilitatea anulării sau ajustării” acestora. Verificarea are ca miză, potrivit notei, banii refacturați de Nova Power către RoPower. Contextul central al disputei este tranzacția prin care RoPower a cumpărat terenul de la Nova Power: asociatul privat ar fi vândut către compania de proiect un teren la un cost total de 46 milioane de euro, după ce îl cumpărase cu 2,8 milioane de euro. Recomandările Corpului de Control: litigiu și monitorizare a cheltuielilor Raportul Corpului de Control indică „numeroase probleme” în proiect, de la înființarea RoPower Nuclear și asocierea dintre părți, până la alegerea amplasamentului, tranzacția terenului, cheltuieli și finanțare. În acest cadru, recomandările către Nuclearelectrica includ: evaluarea costurilor refacturate de Nova Power, inclusiv analiza unui demers judiciar pentru anularea Acordului de refacturare; instituirea unui sistem de monitorizare eficace a cheltuielilor companiei de proiect RoPower Nuclear. Separat, nu este clar dacă raportul a fost transmis către instituții de anchetă. Guvernul a răspuns, la o solicitare a publicației, că „informațiile solicitate sunt exceptate de la accesul liber al cetățenilor”. Terenul de la Doicești și refacturarea: principalele constatări Raportul critică modul de selecție a amplasamentului: terenul de la Doicești, achiziționat de Nova Power, s-a clasat pe locul al doilea într-o evaluare realizată de consultantul Sargent & Lundy , iar alegerea ar fi fost fundamentată pe argumente generale, fără o analiză comparativă cuantificabilă a avantajelor și dezavantajelor tehnice și economice. În privința tranzacției, Corpul de Control arată că: Nova Power a cumpărat 170,59 hectare în decembrie 2021, cu un preț efectiv de 2,8 milioane de euro; achiziția de către RoPower a avut loc pe 5 iunie 2025: 24,4 milioane de euro pentru teren, plus un Acord de refacturare de 19,5 milioane de euro fără TVA (circa 22 milioane de euro cu TVA), ceea ce a dus costul total la peste 46 milioane de euro; Acordul de refacturare nu a fost supus aprobării Consiliului de Administrație, iar raportul respinge argumentul că suma fără TVA s-ar fi încadrat sub pragurile relevante. Raportul mai menționează că aproximativ 5 milioane de euro din costurile refacturate ar proveni din facturi emise de o firmă afiliată vânzătorului, pentru lucrări de organizare de șantier, considerate fără mandat clar din partea companiei de proiect sau anterioare asocierii. Costuri în creștere și finanțare: presiune pe controlul intern Pe fondul acestor constatări, raportul notează și escaladarea bugetului: în decembrie 2025, costurile proiectului ar fi fost estimate la 6,5 miliarde de dolari (aprox. 29,9 miliarde lei), cu circa 3,8 miliarde de dolari (aprox. 17,5 miliarde lei) peste estimarea din septembrie 2022. Nuclearelectrica a acordat împrumuturi către RoPower de 243 milioane de dolari (aprox. 1,1 miliarde lei), din care ar fi fost trase circa 228 milioane de dolari (aprox. 1,0 miliarde lei). Aportul de capital este egal, 39.886.000 lei pentru fiecare acționar, iar Corpul de Control a constatat absența unui sistem de monitorizare eficient la nivelul Nuclearelectrica pentru cheltuielile finanțate din creditul de acționar, deși exista drept contractual de audit. Poziția Nova Power: rol „tranzitoriu” și opțiune de reversare Nova Power & Gas a transmis, într-un răspuns solicitat de HotNews (după publicarea raportului), că rolul său în RoPower a fost gândit ca tranzitoriu, cu retragere din acționariat înainte de începerea construcției. În ipoteza abandonării definitive a proiectului SMR la Doicești, compania spune că a comunicat opțiunea de reversare a tranzacției de cumpărare a terenului, prin returnarea banilor încasați și renunțarea la pretențiile financiare privind lucrările neachitate. În perioada următoare, deciziile din AGA și rezultatele auditului forensic vor indica dacă Nuclearelectrica merge pe ajustări contabile, anularea acordului de refacturare sau pe un litigiu, cu efect direct asupra costurilor deja recunoscute în proiect și asupra relației cu partenerul privat. [...]
Guvernul pune 5,1 milioane de lei pe dragarea Dunării pentru a reduce riscul de oprire a reactoarelor de la Cernavodă , într-o intervenție de urgență legată direct de siguranța alimentării cu energie, potrivit Economedia . Decizia urmează să fie luată luni, 10 august, într-o ședință extraordinară a Guvernului, pe fondul secetei hidrologice severe și al scăderii debitelor Dunării. Banii sunt alocați din Fondul de rezervă bugetară și vizează lucrări de dragaj în puncte considerate critice, în paralel cu o intervenție temporară pentru redistribuirea unei părți din debitul brațului Bala către Dunărea Veche. Miza, conform notei de fundamentare, este reducerea riscului ca unitățile CNE Cernavodă să devină indisponibile, cu efecte în lanț asupra Sistemului Electroenergetic Național. Unde se fac lucrările și ce volume sunt vizate Din totalul de 5,1 milioane de lei, câte 2,55 milioane de lei sunt prevăzute pentru fiecare dintre două puncte: Cochirleni (km fluviali 309–304): aproximativ 50.000 metri cubi de dragaj, la un cost de 51 lei/metru cub . Caragheorghe–Turcescu (km fluviali 345–342): aproximativ 50.000 metri cubi de material de dragat, la același tarif de 51 lei/metru cub . Documentul citat de publicație arată că evoluția debitelor și distribuția lor la bifurcația Bala–Dunărea Veche sunt esențiale pentru a asigura nivelurile și debitele necesare în zona Cernavodă, raportat la cerințele de funcționare ale centralei nucleare. Cost total mai mare și finanțări deja aprobate Nota de fundamentare indică un cost total estimat al intervenției de 17,5 milioane de lei , pe baza unei adrese a Administrației Fluviale a Dunării de Jos (AFDJ). În această estimare intră: 6,286 milioane de lei pentru servicii necesare redistribuirii de urgență a debitului de la brațul Bala către Dunărea Veche; 5,814 milioane de lei pentru lucrări de dragaj; 5,4 milioane de lei pentru operațiuni de recuperare și demobilizare, în funcție de măsurători topo-hidrografice și de debit, monitorizarea stabilității și evaluarea de mediu. Guvernul alocase deja, printr-o hotărâre adoptată la 31 iulie , 7 milioane de lei pentru intervenția de urgență de redistribuire a debitelor la bifurcația Bala–Dunărea Veche. Context: măsuri excepționale în sistem până la 31 august Alocarea pentru dragaj vine după ce Guvernul a aprobat vineri un set de măsuri excepționale pentru protejarea Sistemului Electroenergetic Național, în același context de secetă și risc la Cernavodă. Actul normativ permite Transelectrica , până la 31 august 2026 , să recurgă, dacă situația se deteriorează, la măsuri precum limitarea exporturilor de energie electrică sau restricționarea etapizată a consumului . Măsurile nu se aplică automat, ci doar în cazul materializării unei situații de criză pe piața energiei, atunci când este amenințată siguranța persoanelor, a instalațiilor sau integritatea Sistemului Electroenergetic Național. [...]
Facturile la energie ar putea urca cu 3–20% în următorul an contractual , pe fondul scumpirii gazelor și al costurilor deja acumulate în piața de electricitate, potrivit scenariilor prezentate de președintele Asociației Energia Inteligentă , Dumitru Chisăliță , în Adevărul . România nu ar urma să intre „neapărat” într-o criză a gazelor în iarna 2026–2027, dar piața ar putea fi mai tensionată decât sezonul trecut, din trei motive invocate de Chisăliță: prognoze de iarnă mai grea decât 2025–februarie 2026, tendință de creștere a prețurilor internaționale (în special pe TTF, indice de referință pentru gazele naturale) și un nivel mai redus al gazelor înmagazinate la nivel global și european. Informațiile sunt relatate de Adevărul, care citează Agerpres. De ce se vede presiunea în ofertele de electricitate În analiza sa, Chisăliță leagă scumpirile probabile de modul în care furnizorii își construiesc ofertele pentru clienți, în contextul în care multe contracte au fost pe un an, după liberalizarea din august anul trecut. El indică trei surse de presiune asupra prețurilor din ofertele noi: evoluția din ultimele șase luni, când România a avut al doilea cel mai mare preț pe PZU (piața pentru ziua următoare) din Europa, după Italia, ceea ce a generat costuri pentru companii; „criza fără precedent” din sistemul energetic, costuri decontate de furnizori, care ar urma să fie recuperate ulterior; o abordare mai prudentă a companiilor, care ar include „prime de risc” în prețuri, pentru a acoperi eventuale episoade similare. Trei scenarii pentru august 2026 – iulie 2027 Președintele AEI spune că o analiză realizată „săptămâna trecută” conturează trei scenarii probabile pentru perioada august 2026 – iulie 2027, cu majorări diferite ale ofertelor: Scenariul optimist: creștere de 3–5% . Scenariul intermediar: o „criză” estimată la circa trei săptămâni , cu cerere mai mare decât oferta și prețuri ridicate pe PZU, ar duce la creșteri de 10–15% . Scenariul pesimist: pe lângă tensiunile din sistemul energetic, apar și probleme legate de depozite de gaze „parțial umplute”, cu ofertă mai mică la gaze și prețuri mai mari, ceea ce ar împinge ofertele cu 15–20% peste nivelul mediu actual. În esență, mesajul pentru consumatori și companii este că riscul de scumpire în sezonul rece nu vine doar din piața gazelor, ci și din costurile deja înregistrate în electricitate și din felul în care acestea se transferă în noile oferte, odată cu reînnoirea contractelor. [...]
Creșterea nivelului Dunării permite Ungariei să repornească treptat producția nucleară la Paks , după ce debitul scăzut a forțat centrala să funcționeze la o fracțiune din capacitate, cu efect direct asupra securității energetice a țării, potrivit HotNews . Ungaria a început luni repunerea în funcțiune a unei turbine la centrala nucleară de la Paks , după ce nivelul apelor Dunării – folosită pentru răcirea centralei – a crescut. Centrala furnizează aproape jumătate din energia electrică a țării. De ce contează: Paks a coborât la circa 10% din capacitate În ultimele săptămâni, Dunărea a scăzut la minime istorice pe fondul unui val de căldură prelungit și al secetei din Europa, ceea ce a forțat centrala să funcționeze la aproximativ 10% din capacitate, cu o singură turbină din opt rămasă în funcțiune. În acest context, premierul ungar Peter Magyar a confirmat că tehnicienii au început lucrările pentru repunerea în funcțiune a celei de-a doua turbine, după ce nivelul Dunării a crescut cu 19 centimetri față de minimul înregistrat săptămâna trecută. A doua turbină ar urma să înceapă să producă energie electrică luni seara, potrivit declarației sale pe Facebook. Creșterea e „temporară”, iar guvernul caută soluții structurale Magyar a avertizat că majorarea nivelului Dunării ar putea fi de scurtă durată, deși precipitațiile prognozate în Austria ar fi putut contribui la creșterea debitului. Pe termen lung, el a indicat că guvernul lucrează la soluții care includ revizuirea proiectului de extindere Paks 2, deoarece planurile actuale ar face ca noua centrală să depindă tot de apa de răcire din Dunăre. În același timp, guvernul vrea să diversifice aprovizionarea cu energie, prin: organizarea unei licitații pentru o capacitate eoliană de 700 MW până la 31 august; dezvoltarea unei capacități eoliene de 4 GW până în 2030. Context regional: și România a intervenit pentru a proteja răcirea la Cernavodă În România, măsurile luate pe brațul Bala al Dunării au oprit temporar scăderea debitului în zona centralei nucleare de la Cernavodă. Operațiunea a presupus scufundarea controlată a patru barje pentru redirecționarea unei părți din debit către zona centralei. Directorul centralei a anunțat că Unitatea 2 are asigurată apa de răcire pentru următoarele nouă zile, după o creștere a nivelului apei cu 8 centimetri, conform informațiilor publicate anterior de HotNews în articolele aici și aici . Secretarul de stat Ionel Scrioșteanu a avertizat însă că pericolul nu a trecut, deoarece barjele pot fi dislocate, ceea ce ar diminua sau anula redirecționarea debitului suplimentar. La sfârșitul lunii iulie, Unitatea 1 de la Cernavodă a fost oprită controlat din același motiv, iar autoritățile au căutat soluții pentru menținerea Unității 2 în funcțiune. În mod normal, centrala de la Cernavodă asigură aproape o cincime (20%) din energia electrică a României. [...]
