Știri
Știri din categoria Energie
Proiectul SMR Doicești intră într-o fază în care licențierea și achizițiile devin critice pentru calendar și costuri, pe măsură ce RoPower Nuclear pregătește trecerea către Etapa 3, care include contracte pre-EPC (înainte de proiectare–achiziții–construcție) și achiziții de materiale cu termen lung de fabricație, potrivit Economedia.
Nuclearelectrica arată, într-un comunicat publicat la Bursa de Valori București, că proiectul se află în etapa premergătoare Etapei 3, cu o listă de activități care urmează să fie derulate de RoPower Nuclear, compania de proiect în care SNN are o participație de 50%.
În perioada curentă, activitățile vizate înainte de Etapa 3 includ:
Miza operațională este că, odată ce proiectul intră în zona de contractare și aprovizionare pentru componente cu timp mare de livrare, riscurile de întârziere și de creștere a costurilor se mută din zona de studii în zona de execuție și piață (furnizori, capacități de producție, condiții contractuale).
Compania reamintește că, prin hotărârea acționarilor SNN din 12 februarie 2026, decizia de investiție (FID) a fost aprobată cu „o serie de condiții suplimentare” menite să creeze un cadru de sprijin și cooperare între parteneri și autorități.
Potrivit comunicatului, echipele RoPower și SNN lucrează la îndeplinirea acestor condiții, unele fiind în sarcina companiilor, iar altele în sarcina autorităților guvernamentale. În practică, această împărțire contează pentru ritmul de avansare: o parte din pașii necesari nu depind exclusiv de compania de proiect.
În spațiul public au apărut recent critici legate de cheltuielile din proiect. Economedia amintește că Ilie Bolojan a declarat într-un interviu pentru Hotnews că Nuclearelectrica ar fi cheltuit 240 de milioane de dolari pentru proiect, iar România ar rămâne „cu un teren și niște hârtii”.
Ca reacție, Nova Power & Gas a susținut că tranzacția privind situl energetic de la Doicești a fost realizată în iunie 2025 la o valoare de aproximativ 24 milioane euro (aprox. 120 milioane lei) și a inclus, între altele, 50 de hectare de teren, o stație nouă de transformare 110 kV/MT, linii electrice aeriene de 110 kV, transformatoare și echipamente, clădire de birouri și infrastructură internă.
Nuclearelectrica plasează proiectul într-un calendar mai larg: programul SMR a fost inițiat în 2019, iar proiectul de la Doicești a fost demarat efectiv în septembrie 2022, după selecția tehnologiei și amplasamentului și aprobarea strategiei de implementare de către AGA.
În 2023 și 2024 au fost parcurse etapele FEED 1 și FEED 2 (analize tehnice preliminare), iar compania afirmă că obiectivele FEED 2 au fost finalizate conform graficului și la un buget redus față de cel estimat.
Compania susține, de asemenea, că proiectul ar aduce flexibilitate sistemului energetic și complementaritate cu resursele regenerabile și că, odată implementat, ar putea deveni un reper pentru proiecte similare.
„În acest context, cu accent particular pe cazul României, Proiectul SMR Doicești prezintă un potențial enorm de dezvoltare a industriei nucleare românești, a Nuclearelectrica, a lanțului de furnizare, a sistemului educațional asociat, al atragerii de investiții.”
Următorul reper operațional este închiderea pachetului de activități premergătoare Etapei 3, în special pe două fronturi: avansarea licențierii și închiderea negocierilor pentru pre-EPC și achizițiile de materiale cu termen lung de fabricație. Sursa nu indică termene calendaristice sau valori contractuale pentru aceste etape, astfel că ritmul și costurile rămân, deocamdată, greu de cuantificat public.
Recomandate
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 mizează pe intrarea în sistem a peste 1.500 MW noi la Iernut și Mintia, ca piesă centrală pentru reducerea deficitului de producție și stabilizarea prețurilor , într-un plan pe care premierul Ilie Bolojan îl leagă de un „pact politic” pe energie, potrivit Economica . Bolojan a susținut, într-o declarație citată de Agerpres, că problemele recurente din energie sunt efectul lipsei unei strategii și al subinvestițiilor din anii trecuți, iar corecția ar necesita politici stabile pe termen lung, investiții „serioase” și un cadru predictibil. În viziunea sa, un acord politic ar trebui discutat la începutul sesiunii parlamentare din această toamnă, astfel încât să poată fi adoptate măsuri legislative care să rămână în picioare „cel puțin pe parcursul câtorva ani”. Iernut și Mintia: calendarul anunțat și miza în Sistemul Energetic Național Premierul a indicat finalizarea investițiilor la centralele de la Iernut și Mintia drept o direcție majoră pentru creșterea producției interne. Iernut (Romgaz) : Guvernul a convenit cu conducerea Romgaz ca, „la sfârșitul acestui an”, centrala să injecteze primele cantități de energie în Sistemul Energetic Național. Mintia (proiect privat) : centrala are un grafic de intrare în probe „în perioada următoare”, începând din luna septembrie , etapizat, într-un calendar convenit cu Transgaz (pentru alimentarea cu gaze) și Transelectrica (pentru evacuarea energiei în rețea). Împreună, cele două centrale ar urma să depășească 1.500 MW în producție normală, ceea ce, potrivit premierului, ar însemna peste 20% din necesarul Sistemului Energetic Național. Bolojan a argumentat și rolul centralelor pe gaz în acoperirea vârfurilor de consum seara și în sezonul rece, când flexibilitatea lor devine „vitală”. Contextul imediat: înlocuirea celor 600 MW pierduți la Cernavodă Pe termen scurt, Bolojan a descris măsurile luate pentru funcționarea sistemului „în condiții de criză”, după ce Grupul 2 de la Cernavodă a fost scos din producție, pe fondul scăderii debitelor Dunării. Deficitul de 600 MW ar urma să fie acoperit printr-un mix de: producție din fotovoltaic și eolian ; intrarea în producție, „începând de săptămâna viitoare”, a grupului în rezervă de la Rovinari , care ar acoperi „aproape jumătate” din deficit; importuri ; uzinare suplimentară în hidrocentralele gestionate de Hidroelectrica . Premierul a afirmat că, „din toate datele” disponibile, sistemul nu are probleme de funcționare. Proiectul „Bala 2”, condiție pentru extinderea nucleară Bolojan a legat vulnerabilitatea de la Cernavodă de necesitatea proiectului „Bala 2”, care urmărește creșterea debitului pe Dunărea Veche spre centrală, astfel încât debitul actual să fie „aproape dublat”. El a spus că studiul de fezabilitate este finalizat de opt ani și că proiectul are avizele obținute, inclusiv de mediu, iar indicatorii tehnico-economici ar fi fost aprobați în 2024. În acest context, premierul a susținut că dezvoltarea Unităților 3 și 4 nu poate fi discutată realist fără realizarea acestei lucrări și a menționat că a avut loc prima ședință a unui comitet interministerial de experți care verifică încă o dată proiectul. Ce urmează, din perspectiva Guvernului Din declarațiile premierului, următoarele repere sunt cele mai concrete: discuția despre un „pact politic” pe energie și eventuale modificări legislative la începutul sesiunii parlamentare din toamnă; intrarea în probe la Mintia din septembrie, etapizat; primele injecții de energie la Iernut până la finalul anului. Rămâne neclar, din informațiile disponibile în sursă, ce formă ar lua exact „pactul” (conținut legislativ, termene, obligații) și ce mecanisme de implementare ar garanta continuitatea măsurilor pe mai mulți ani. [...]
Guvernul spune că poate acoperi rapid lipsa a circa 650 MW de la Cernavodă, dar pune pe masă o investiție hidrotehnică pentru a reduce riscul repetării opririlor cauzate de seceta pe Dunăre , potrivit HotNews . Premierul interimar Ilie Bolojan a declarat vineri dimineață că „nu există riscuri pentru alimentarea cu energie la nivel național”, la o zi după oprirea controlată a Unității 2 de la Cernavodă, pe fondul scăderii debitului Dunării. Pe termen scurt, Bolojan a spus că energia nucleară lipsă – „circa 650 MW”, adică „aproape 10% din totalul consumului la nivel național” – este compensată printr-un mix de producție hidro, eoliană, pe cărbune și importuri, în coordonare cu Dispecerul Energetic Național. În același mesaj, premierul a precizat că a notificat Comisia Europeană privind situația de criză și a indicat o capacitate transfrontalieră de import de aproximativ 4.000 MW. Miza: infrastructură pe Dunăre pentru a evita opriri similare Dincolo de măsurile de echilibrare pe termen scurt, Bolojan a legat episodul de la Cernavodă de o problemă structurală: dependența funcționării reactoarelor de condițiile hidrologice. El a afirmat că situația este „consecința secetei din bazinul Dunării”, dar și rezultatul „multor ani” de „lipsă de viziune, decizii proaste și fuga de răspundere”. În acest context, premierul a indicat drept exemplu lucrările „proiectate și avizate” pentru creșterea debitului Dunării spre Cernavodă, despre care susține că au fost amânate, iar dacă ar fi fost prioritizate „am fi avut centrala nucleară în funcțiune”. Proiectul „Bala 2”: grup interministerial și țintă de 3 ani Bolojan a anunțat că a semnat decizia de constituire a unui grup interministerial pentru deblocarea proiectului „Bala 2”, destinat asigurării debitului necesar funcționării unităților de la Cernavodă. Proiectul include: lucrări hidrotehnice; lucrări de dragare; lucrări pentru siguranța navigației. Conform datelor din proiect, investiția ar permite creșterea nivelului apei pe Dunărea Veche cu „peste un metru” și „aproape o dublare a debitului”. Premierul a mai spus că studiul de fezabilitate a început în urmă cu 10 ani, iar din 2024 proiectul are toate avizele și aprobările, inclusiv hotărârea de guvern privind indicatorii, însă „Ministerul Transporturilor nu l-a considerat prioritar și nu l-a finanțat”. Licitația pentru proiectare și execuție ar urma să fie organizată de Administrația Fluvială de la Galați. „Realist, în 3 ani, am putea finaliza lucrările”, a afirmat Bolojan, susținând că astfel ar fi asigurată apa de răcire atât pentru reactoarele 1 și 2, cât și pentru reactoarele 3 și 4. Context: oprirea controlată a Unității 2 a fost anunțată anterior de HotNews, într-un material separat despre situația de la Cernavodă, disponibil aici . [...]
Oprirea controlată a Unității 2 de la Cernavodă devine probabilă până la final de august , după ce debitul Dunării a coborât la un nou minim istoric, iar nivelul apei la Cernavodă a ajuns la minus 233 cm, potrivit Antena 3 . Miza este una operațională pentru Sistemul Energetic Național: reducerea treptată a puterii și scoaterea din funcțiune a unui reactor de peste 700 MW, în plină secetă hidrologică. Datele din programul Transelectrica indică faptul că reducerea puterii Unității 2 va începe joi, 13 august, la ora 8:00, și se va face treptat timp de trei ore, înainte de desincronizarea de la rețea. Cum se reduce puterea și când se deconectează reactorul Conform graficului publicat de Transelectrica, scăderea puterii active este planificată în trei pași: 08:00–09:00: de la 678 MW la 420 MW 09:00–10:00: de la 420 MW la 200 MW 10:00–11:00: de la 200 MW la 50 MW La ora 11:00 este programată desincronizarea Unității 2 de la Sistemul Energetic Național. În tabelul Transelectrica pentru grupuri energetice de peste 100 MW, reactorul 2 apare ca fiind oprit din 13 august, ora 11:00, până în 30 august, ora 23:59 . Unitatea 2 are putere instalată de 706,5 MW , iar „puterea maximă disponibilă netă” menționată în document este de 650 MW . De ce contează: seceta limitează răcirea și forțează opriri planificate Oprirea este legată de seceta hidrologică severă , care a redus debitul și nivelul Dunării sub valorile necesare pentru alimentarea cu apă tehnologică folosită la sistemele de răcire. În ziua de miercuri, cota Dunării la Cernavodă era de minus 233 cm , cu 4 cm mai mică decât în ziua precedentă. La intrarea în România, debitul Dunării a coborât marți la aproximativ 1.370 metri cubi pe secundă , nivel descris ca nou minim istoric . Directorul centralei, Romeo Urjan, a explicat că oprirea controlată este menită să evite stres suplimentar asupra centralei și asupra Sistemului Energetic Național și a precizat că nu este vorba despre o problemă de securitate nucleară. „Nu vorbim de probleme de securitate nucleară, nu suntem în avarie, nu suntem în urgență. Pur și simplu oprim pentru că funcționarea la parametri nominali, producere 700 MW, nu mai este posibilă cu acest debit de răcire.” Acesta a mai spus că repornirea, atunci când nivelul Dunării o permite, este o procedură standard și durează între 24 și 48 de ore . Context: Unitatea 1 a fost deja oprită, iar Nuclearelectrica a invocat forța majoră Seceta a dus deja la oprirea controlată a Unității 1 , iar Nuclearelectrica a invocat forța majoră pentru unele contracte de livrare, motivând că debitul și nivelul fluviului au coborât sub valorile necesare pentru alimentarea în condiții de securitate nucleară cu apă tehnologică și de răcire. [...]
Nuclearelectrica își acoperă juridic întârzierile la livrări după oprirea Unității 1 , invocând forța majoră pe fondul secetei severe de pe Dunăre, situație care poate pune presiune pe contractele din piața de energie și pe echilibrul Sistemului Energetic Național. Informațiile apar în HotNews , pe baza raportării companiei către Bursa de Valori București . Nuclearelectrica a anunțat că a primit de la Camera de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța (CCINA) avize de „existență a cazului de forță majoră” pentru contractele de livrare a energiei electrice. Avizele au fost emise la solicitarea companiei și au la bază seceta hidrologică severă din bazinul Dunării, care a coborât debitul și nivelul fluviului sub valorile necesare pentru alimentarea, în condiții de securitate nucleară, a sursei de apă tehnologică și de răcire a centralei de la Cernavodă. Ce schimbă forța majoră în relația cu partenerii comerciali Forța majoră este mecanismul juridic prin care o companie poate arăta că neexecutarea unor obligații contractuale nu îi este imputabilă, fiind cauzată de un eveniment extraordinar, extern și imprevizibil. În acest caz, Nuclearelectrica spune că nu își mai poate îndeplini integral, din producția proprie, obligațiile asumate prin anumite contracte de energie electrică, începând cu 27 iulie 2026 și pe perioada în care persistă efectele evenimentului. Compania precizează, totodată, că declararea forței majore nu o exonerează automat de orice obligație, ci oferă baza legală pentru invocarea evenimentului în condițiile prevăzute de contracte. Nuclearelectrica afirmă că va transmite partenerilor o estimare privind durata perioadei în care nu își poate îndeplini obligațiile, „în măsura în care această estimare va fi disponibilă”, subliniind caracterul dinamic al situației hidrologice. Impact operațional: Unitatea 1 este oprită, Unitatea 2 poate urma Situația de pe Dunăre a dus deja la oprirea controlată a Unității 1 de la Cernavodă, din 28 iulie. Nuclearelectrica avertizează că există posibilitatea opririi controlate și a Unității 2, compania indicând dimineața zilei de 13 august 2026 ca moment posibil, în funcție de prognozele Institutului Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor (INHGA), de evoluția nivelului Dunării și de parametrii de operare ai centralei. O eventuală oprire a Unității 2 ar avea „o importanță majoră” pentru sistemul energetic, deoarece cele două reactoare de la Cernavodă sunt principala sursă de producție în bandă (producție constantă), cu o putere instalată cumulată de circa 1.400 MW. Dacă și Unitatea 2 ar fi scoasă din funcțiune, întreaga capacitate nucleară de la Cernavodă ar deveni temporar indisponibilă. De ce contează pentru piață: contracte mari și rolul centralei în consum Printre cei mai mari clienți ai Nuclearelectrica se află Electrica Furnizare, descrisă ca unul dintre liderii pieței de furnizare către consumatori. Potrivit raportărilor de pe Bursa de Valori București, Electrica Furnizare are zeci de contracte încheiate în ultimul an, iar valoarea tranzacțiilor depășește 700 milioane de lei; ultimele contracte menționate au fost încheiate pe 28 iulie. Contracte mari sunt indicate și cu Engie Romania, cu tranzacții care depășesc, de asemenea, 700 milioane de lei pentru vânzări de energie în 2026 și 2027, precum și cu Societatea Energy Distribution Services S.R.L., descrisă ca unul dintre cei mai mari traderi și furnizori din România. În context, centrala de la Cernavodă asigură circa 20% din necesarul de consum național, iar România a mai trecut în 2026 printr-o perioadă fără ambele unități: în luna mai, cele două reactoare au fost simultan indisponibile timp de 20 de zile, după deconectarea automată a Unității 2 (defecțiune la un separator electric) și intrarea Unității 1 în oprirea planificată. Context tehnic: legătura dintre Dunăre și funcționarea centralei Centrala de la Cernavodă folosește apa Dunării în sistemul de răcire. Scăderea debitului și a nivelului fluviului poate afecta condițiile în care apa este prelevată și utilizată, iar miza este menținerea parametrilor tehnici și de securitate necesari răcirii instalațiilor, nu „lipsa apei” pentru consumul reactorului. În condiții hidrologice extreme, operatorul poate reduce puterea sau opri controlat reactorul pentru a păstra funcționarea în limitele de securitate. [...]
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. Ce vrea să cumpere România și cât ar costa 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. De ce contează: combustibil pentru Cernavodă, dar și o miză geopolitică 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. Obstacolul major: disputa juridică legată de Orano 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. [...]
