Acționarii companiei de stat Nuclearelectrica vor discuta două puncte importante într-o ședință AGA care va avea loc pe 15 iulie: unul privind mini-reactoarele de la Doicești, iar celălalt pentru încheierea unui contract pe 20 de ani de vânzare a energiei electrice.
- Este analizată posibilitatea modificării strategiei inițiale de la Doicești, potrivit unei note a companiei care va fi discutată în ședința AGA. Acționarul majoritar este statul român, prin Ministerul Energiei.
- Mutarea Nuclearelectrica vine pe fondul unor controverse politice și financiare, iar în argumentația de schimbare a strategiei companie numește condițiile pe care consideră că nu le-a îndeplinit partenerul american NuScale, cel care urma să dezvolte proiectul.
- Nuclearelectrica vine cu o solicitare către acționari pentru un plan alternativ la reactoarele modulare mici (SMR).
- În aceeași ședință, Nuclearelectriva va propune un contract de vânzare a energiei electrice cu o valoare fără precedent.
Proiectul de la Doicești prevede realizarea a 6 module, cu capacitate totală 462 MW, fiind dezvoltat în parteneriat cu firma americană NuScale. Proiectul, lansat în septembrie 2022, se află într-un punct critic.
Condiții neîndeplinite de NuScale
Proiectul Doicești a ajuns într-un punct critic ca urmare a nerespectării condițiilor asociate Deciziei Finale de Investiție (FID), aprobate în februarie 2026, care aveau termen de implementare luna iunie 2026.
În documentul care va fi discutat în ședința AGA din 15 iulie, compania spune că s-au înregistrat dificultăți majore în ceea ce privește încheierea acordului-cadru (Framework Agreement). „Deși Nuclearelectrica a depus toate diligențele pentru crearea unui mecanism echitabil de împărțire a riscurilor, contractul nu a fost semnat până în prezent”.
Studiul de Fezabilitate făcut până acum recomandă fie achiziția primului modul de către compania de proiect RoPower Nuclear și plata celorlalte cinci doar după ce primul devine complet operațional, fie achiziția tuturor celor 6 module cu obligația NuScale de a rambursa integral costurile dacă primul modul nu funcționează conform proiectului.
Nuclearelectrica vrea să analizeze și alte tehnologii
„Până în prezent, NuScale nu a optat pentru un angajament ferm din acest punct de vedere”, se arată în nota Nuclearelectrica.
Deoarece hotărârea din februarie 2026 stipula clar că neîndeplinirea oricăreia dintre aceste condiții „antrenează imposibilitatea derulării Proiectului, acesta fiind, in caz de neindeplinire […], nefezabil”, Nuclearelectrica solicită acum aprobarea acționarilor pentru a iniția o evaluare privind actualizarea strategiei de implementare.
Această analiză în paralel va include evaluarea altor tehnologii SMR sau capacități de producție, analiza dependențelor de combustibil și compararea proiectelor FOAK cu proiecte de referință deja dezvoltate, menținând totodată tehnologia NuScale ca scenariu curent de lucru pentru un benchmarking complet.
Controversele de la Doicești
Premierul interimar, Ilie Bolojan, a criticat public, în mai multe rânduri, sumele cheltuite de Nuclearelectrica, arătând că s-au plătit deja 240 de milioane de dolari doar pentru un teren și studii de fezabilitate.
„Vom rămâne cu un teren și niște hârtii. Merita asta? În loc să facem investiții cu cap și să negociem clar contractele pentru a investi în nuclear cu adevărat în așa fel încât să avem dezvoltare în anii următori”, a declarat Ilie Bolojan.
Alte 600 de milioane de dolari urmau să fie cheltuite pe studii suplimentare în următorul an, ducând totalul la 900 de milioane de dolari, în timp ce valoarea totală necesară pentru realizarea investiției se ridică la 7 miliarde de dolari, fonduri care nu sunt încă identificate. Suma se adaugă obligațiilor strategice de peste 3 miliarde de euro pentru Unitatea 1 și celor peste 7 miliarde de euro estimate pentru viitoarele Unități 3 și 4 de la Cernavodă.
În plus, au existat și controverse legate de achiziția terenului de către RoPower Nuclear SA, compania de proiect deținută 50% de SNN și 50% de compania privată Nova Power and Gas.
Nova Power and Gas cumpărase terenul de la Doicești în 2021, cu doar câteva luni înainte de lansarea oficială a proiectului național. În vara anului trecut, firma privată a vândut acest teren către RoPower Nuclear la prețul de 24 de milioane de euro, de patru ori mai mult decât valoarea sa de achiziție. Terenul a reprezentat aportul Nova Power and Gas la proiect, aceasta păstrându-și cota de 50% din acțiuni, deși Nuclearelectrica este entitatea care asigură finanțările de sute de milioane de euro sub formă de împrumuturi către compania de proiect, potrivit unor dezvăluiri ale HotNews.
Contract de vânzare a energiei pe 20 de ani
Contextul energetic al României din acest moment este marcat de o închidere de capacitate. Unitatea 1 de la Cernavodă, de 700 MW, care asigură cel puțin 10% din necesarul de consum al României, trebuie să intre într-un proces de retehnologizare, urmând să fie închisă începând de anul viitor, pentru lucrări.
Finanțările necesare acestei investiții de la Cernavodă sunt estimate la peste 3,7 miliarde de dolari.
În aceste condiții, Nuclearelectrica încearcă să încheie un contract foarte mare de vânzare a energiei, pe o perioadă de 20 de ani, ca o garanție cu care să se prezinte în fața instituțiilor financiare pentru a obține finanțări, coform unui document al companiei.
Conform documentelor interne ale companiei, situația actuală a sectorului energetic impune măsuri de stabilizare pe termen foarte lung. Potrivit Nuclearelectrica, rapoartele Autorității de Reglementare în Energie indică o scădere de aproximativ 3% a producției interne în anul 2025 comparativ cu 2024. În consecință, dependența de importuri în perioadele de vârf de consum a crescut cu circa 24% în 2025 față de 2024. Prețurile din România sunt strâns corelate cu cele din Ungaria și Bulgaria, țara devenind importator net în perioadele de secetă sau de producție eoliană redusă.
Potrivit înțelegerilor europene, România este obligată să instaleze peste 1.400 MW noi din surse regenerabile (în special solar) până la finele anului 2026, în timp ce costul certificatelor de CO2 forțează închiderea sau transformarea unităților pe cărbune ale Complexului Energetica Oltenia.
În acest context, Unitatea 1 de la Cernavodă (700 MW), care asigură minimum 10% din consumul național, urmează să fie oprită începând de anul viitor pentru lucrări de retehnologizare (RTH U1), o investiție estimată la peste 3,7 miliarde de dolari. Pentru a obține creditele necesare de la instituțiile financiare, Nuclearelectrica utilizează contractele pe termen lung (Power Purchase Agreement – PPA) ca o alternativă la o schemă de ajutor de stat.
Detaliile tehnice și comerciale ale strategiei de vânzare pe 20 de ani
Strategia supusă aprobării Adunării Generale Ordinare a Acționarilor (AGOA) prevede vânzarea unei cantități de 400 MW echivalent bandă (reprezentând aproape 35% din producția anuală a SNN) pentru perioada cuprinsă între 1 ianuarie 2027 și 31 decembrie 2046. Cantitatea va fi împărțită în fracții de 3×100 MW și 2×50 MW, valoarea minimă totală a contractelor pe cei 20 de ani fiind de aproximativ 5,6 miliarde de euro, fără inflație adăugată.
Cantitatea livrată anual poate varia, SNN rezervându-și două opțiuni de nelivrare pentru securizarea riscului de piață: 45 de zile pe an pentru opriri planificate și 10 zile pe an pentru opriri neplanificate.
Moneda contractului este Euro, iar prețul de pornire supus licitației este prețul FLOOR (minim garantat), care va fi fix în primul an și ulterior indexat anual cu inflația din zona euro.
Companiile de specialitate estimează o scădere a prețurilor la energie pe termen foarte lung (următorii 30 de ani).
Surse din Ministerul Energiei au declarat pentru HotNews că Nuclearelectrica a discutat despre acest contract de achiziție cu producătorul de stat Hidroelectrica. Nuclearelectrica nu a confirmat și nici nu a negat discuțiile cu Hidroelectrica, precizând doar că detaliile vor fi publice la finalizarea procedurii.
Pentru derularea tranzacției, Nuclearelectrica a propus utilizarea platformei Bursei Române de Mărfuri (BRM).
