Energia nucleară în România: cum se formează prețul și ce înseamnă pentru factura ta
Cernavodă acoperă 17% din consumul național de electricitate la un cost de producție competitiv, dar prețul final pe factură nu reflectă direct acest cost. Analizăm de ce, ce urmează în 2027-2032 și cât te va costa concret tranziția nucleară.
10.912
GWh producție Cernavodă 2024
17%
din mixul național de electricitate
~7 mld
USD investiție CANDU 3 și 4
2031
prima conectare CANDU 3 estimată
Producția Cernavodă în 2024
Total brut produs
10.912 GWh
scădere de 2,5% față de 2023
Pondere în mixul național
~17%
cea mai mare sursă cu emisii zero
Costul mediu de producție
~25-35 EUR/MWh
de 3-4 ori sub PZU mediu 2024
Refurbishment Unit 1
Contract EPC semnat
Decembrie 2024
valoare 1,9 miliarde EUR
Deconectare estimată
2027 - 2029
2 ani fără ~5 TWh anual
Durata de viață extinsă
+30 ani, până în ~2060
consorțiu cu KHNP, EDF, Ansaldo
Capacități noi în pipeline
CANDU 3 și 4
2 × 720 MWe = 1.440 MWe
conectare estimată 2031-2032
SMR Doicești (NuScale)
6 × 77 MWe = 462 MWe
FID februarie 2026, ~4,9 mld USD
Pondere în mix la 2032
36% țintă
66% din electricitatea fără CO2
Date Eurostat actualizate ianuarie 2026
Energia nucleară în UE: harta interactivă 2022 - 2024
Producția netă de electricitate nucleară în GWh, pe statele UE care încă au reactoare în funcțiune. Apasă butoanele pentru a comuta între anii 2022 și 2024 și vezi cum s-a schimbat harta după închiderea reactoarelor germane și conectarea Olkiluoto-3 în Finlanda.
Producția nucleară în UE
An selectat: · total UE: GWh
2022
2024
Clasament
Franța +29% între 2022 și 2024: revenirea după criza de coroziune a circuitului secundar din 2022.
Germania la zero: ultimele trei reactoare (Isar 2, Emsland, Neckarwestheim 2) au fost oprite pe 15 aprilie 2023.
Finlanda +29%: Olkiluoto-3 (1.600 MWe) a intrat în regim comercial în aprilie 2023, după 18 ani de șantier.
Surse: Eurostat (ianuarie 2026), World Nuclear Association. Valori 2024 pentru Belgia, Cehia, Bulgaria, Slovacia, Ungaria, Slovenia și Olanda sunt aproximate din comunicatul Eurostat (top 4 + România publicate explicit).
Expertul Selectra explică
Cernavodă: structura, producția și ciclul de operare
Centrala folosește două reactoare CANDU-6 (CANada Deuterium Uranium) cu apă grea presurizată. Tehnologia produce un kilogram de electricitate echivalent cu 2,7 milioane de kilograme de cărbune ars, fără emisii de CO2 în timpul funcționării.
Infrastructura de pe amplasamentul Cernavodă
Unitatea 1 (operațională din 2 decembrie 1996)
Reactor CANDU-6 de 706 MWe brut. Va intra în refurbishment la sfârșitul lui 2027 pentru ~2 ani, urmând să funcționeze încă 30 de ani după repornire.
Unitatea 2 (operațională din 1 noiembrie 2007)
Reactor CANDU-6 identic cu U1, capacitate 706 MWe. Refurbishment-ul propriu este programat la sfârșitul anilor 2030.
Unitatea 3 (în construcție din 2025)
Reactor CANDU-6 nou, 720 MWe. Contract EPCM semnat la COP29 (noiembrie 2024) cu consorțiul Fluor, Sargent & Lundy, AtkinsRéalis, Ansaldo. Conectare la rețea estimată în 2031.
Unitatea 4 (planificată)
Reactor CANDU-6 nou, 720 MWe. Construcție în paralel cu U3, conectare estimată în 2032. Investiția totală pentru U3+U4 este de aproximativ 7 miliarde USD.
Depozitul Intermediar de Combustibil Ars
Stochează în condiții uscate combustibilul uzat CANDU-6 (uraniu natural) provenit de la Unitățile 1 și 2. Capacitatea este suficientă pentru tot ciclul de viață al ambelor reactoare.
Depozitul Intermediar de Deșeuri Solide Radioactive
Stochează temporar deșeurile solide radioactive de joasă și medie activitate de la operarea Unităților 1 și 2.
Cum produce un reactor CANDU-6 electricitate
-
1
Atomii de uraniu natural sunt loviți de neutroni încetiniți cu apă grea (deuteriu) și se rup, eliberând fiecare 2-3 neutroni noi și o cantitate mare de căldură.
-
2
Reacția în lanț este controlată de moderatorul cu apă grea: neutronii sunt încetiniți pentru a menține un nivel constant de fisiune, fără să scape de sub control.
-
3
Căldura este preluată de un al doilea circuit cu apă obișnuită, care se transformă în abur la presiune înaltă.
-
4
Aburul învârte turbinele cuplate la generator, care produc electricitate. Un reactor de la Cernavodă livrează aproximativ 706 MWh pe oră, adică ~5,5 TWh anual la factor de capacitate de 90%.
De ce contează tehnologia CANDU pentru România
Reactorul CANDU folosește uraniu natural (nu îmbogățit), iar combustibilul provine integral din producția FCN Pitești. Asta înseamnă că Cernavodă funcționează fără dependență de filiera de îmbogățire, controlată de un număr restrâns de furnizori globali. Este unul dintre puținele lanțuri energetice 100% indigene din mixul național.
Expertul Selectra explică
De ce energia nucleară ieftină nu se vede direct pe factura ta
Cernavodă produce electricitate la sub 35 EUR/MWh, în timp ce prețul mediu pe Bursa Română de Mărfuri (PZU) a fost de 103,5 EUR/MWh în 2024. Diferența nu îți rămâne ție, consumatorul casnic, și asta nu este o coincidență. Iată mecanismul.
Premisa pe care toate articolele „mainstream” o ratează
„Avem nuclear ieftin, deci factura noastră ar trebui să fie ieftină.”
Această idee este intuitivă, dar greșită din punct de vedere structural. Pe piața angro de electricitate, prețul la fiecare oră nu este media costurilor de producție, ci costul marginal al ultimului MWh necesar pentru a echilibra cererea. În România, acest ultim MWh provine cel mai des din centrale pe gaz natural sau cărbune, nu din nuclear sau hidro. Cernavodă produce la 25-35 EUR/MWh, dar este plătită la prețul de echilibrare al pieței, exact ca toți ceilalți. Surplusul nu ajunge în factura ta: el rămâne între producători (ca rentă inframarginală) și statul român (ca acționar majoritar Nuclearelectrica și prin contribuții la buget).
Comparativ: cât costă efectiv fiecare MWh produs în România
Costul nivelat al energiei (LCOE) include toate cheltuielile de capital, combustibil, operare și mentenanță, raportate pe durata de viață a centralei. Valorile de mai jos sunt aproximate pentru contextul românesc din 2025-2026.
| Tehnologie | LCOE estimat (EUR/MWh) | Funcționează cât |
|---|---|---|
| Hidro mari (PHC existente) | 15 - 25 | flexibil |
| Nuclear CANDU refurbishat (Cernavodă 1) | 25 - 40 | 90% factor |
| Solar fotovoltaic mare (PPA) | 35 - 55 | 15-22% factor |
| Eolian onshore | 40 - 65 | 25-30% factor |
| Nuclear nou (CANDU 3 și 4) | 75 - 110 | 90% factor |
| Cărbune (Oltenia) | 85 - 120 | + certificate CO2 |
| SMR (NuScale Doicești) | 95 - 140 | 90% factor |
| Gaze naturale (CCGT, marginal) | 100 - 130 | flexibil, peak |
| PZU mediu România 2024 | ~103,5 | a 3-a în UE |
Surse: Energynomics, OPCOM, World Nuclear Association, estimări proprii pe baza contractelor publicate. Valorile sunt orientative pentru o gospodărie în 2025-2026.
Cum se formează prețul pe care îl plătești tu
O factură de 250 kWh la o gospodărie tipică în 2026 are aproximativ următoarea structură (preț mediu cu TVA 21%):
| Componentă | Pondere | ~lei la 250 kWh | Influențată de nuclear? |
|---|---|---|---|
| Energia activă (preț angro) | ~50% | ~185 lei | Da, indirect |
| Distribuție (DEER, REM, etc.) | ~21% | ~78 lei | Nu |
| Transport (TG + TL) | ~3% | ~10 lei | Nu |
| Servicii sistem + cogenerare + acciză | ~3% | ~9 lei | Nu |
| CFD (Contribuția Fondul de Dezvoltare) | ~0,01% | ~0 lei | Nu |
| Marja furnizorului | ~5% | ~18 lei | Nu |
| TVA (21%) | ~17% | ~64 lei | Nu |
| Total factură | 100% | ~370 lei |
Doar componenta de „energie activă” (~50% din factură) este expusă la prețul angro, iar pe acel segment Cernavodă concurează cu toate celelalte surse într-un mod care nu îi recompensează direct prețul mic. Restul de ~50% este reglementat sau impozitat și nu se modifică deloc dacă nuclearul produce mai mult sau mai puțin.
Insight non-evident: scenariul 2027-2029
De ce factura ta va crește chiar înainte ca CANDU 3 să intre în funcțiune
Refurbishment-ul Unității 1 este programat să scoată din producție aproximativ 5 TWh anual timp de doi ani (între sfârșitul lui 2027 și 2029). Această cantitate reprezintă peste 8% din consumul anual al gospodăriilor din România. Pentru a o înlocui, sistemul va apela la importuri și la centrale pe gaz, care sunt cele mai scumpe surse marginale. Conform modelelor de echilibrare a pieței, fiecare 1 TWh de nuclear înlocuit cu gaz crește prețul mediu pe PZU cu aproximativ 1,5-3 EUR/MWh.
Lipsă de producție
~10 TWh
cumulat 2027-2029
Creștere PZU estimată
+8 până la +15 EUR/MWh
scenariu fără import suficient
Impact gospodărie 250 kWh/lună
+3 până la +10 lei/lună
la dispariția plafonului
Acest impact ar fi mai mare dacă plafonul de preț reglementat ar dispărea concomitent (calendarul actual prevede liberalizare progresivă în 2025-2026). Furnizorii cu portofolii axate pe ofertă liberă, precum cei pe care îi prezentăm la economisi.ro/energie/furnizori, vor reflecta primii această schimbare.
Subvenția pe care nu o vezi: cum finanțează factura ta noile reactoare
Investițiile pentru CANDU 3 și 4 (~7 mld USD) și SMR Doicești (~4,9 mld USD) sunt mult prea mari pentru a fi finanțate exclusiv din vânzarea de electricitate. Mecanismele care fac proiectele bancabile presupun, în diverse forme, transferarea unei părți din risc către consumatorul final:
-
1
Contracte CfD (Contract for Difference)
Statul garantează un preț minim per MWh pentru noua producție. Dacă piața plătește mai puțin, diferența este acoperită de o componentă în factura tuturor consumatorilor (similar cu modelul Hinkley Point C din Marea Britanie, ~92,50 GBP/MWh indexat).
-
2
RAB (Regulated Asset Base)
Modelul britanic pentru Sizewell C: chiar și în timpul construcției, o parte din costul de capital este recuperat lunar prin tarife reglementate. România nu a confirmat încă oficial acest model, dar este în discuție pentru SMR.
-
3
Garanții suverane și împrumuturi cu dobândă subvenționată
US EXIM finanțează 3,4 mld USD pentru CANDU 3-4, plus 98 mln USD pentru pre-EPC SMR. Aceste împrumuturi sunt garantate de statul român, deci de toți contribuabilii.
Concluzia analistului: ai motive solide să susții investiția în nuclear (decarbonizare, securitate energetică, prețuri stabile pe termen lung de 30-60 de ani), dar trebuie să accepți că plata se face acum, gradual, prin componente reglementate. Nu te aștepta la o reducere imediată a facturii din cauza nuclearului. Beneficiul real apare în deceniul 2035-2055, când CANDU 3-4 vor produce electricitate cu un cost amortizat de ~30-50 EUR/MWh, în timp ce gazul va fi probabil de 130-180 EUR/MWh sub presiunea ETS și a tranziției.
Ce poți face concret ca gospodărie
- Compară furnizorii cel puțin o dată pe an, mai ales înainte de 2027. Diferențele între ofertele concurențiale pot ajunge la 20-30 lei/lună la 250 kWh; în 2028, când lipsa Unității 1 se va simți pe PZU, această diferență va crește.
- Atenție la ofertele cu preț fix pe 12-24 luni. Pentru perioada 2027-2029 ele pot deveni mai avantajoase decât tarifele variabile, exact din cauza presiunii pe PZU în absența unității nucleare.
- Investiția în autoconsum (panouri fotovoltaice + baterie) are sens economic exact pentru ca prețurile angro vor fi mai volatile în deceniul 2027-2035, când vechile resurse ies din funcțiune iar cele noi încă nu au sosit la capacitate plină.
- Urmărește vot parlamentar pentru CfD-uri sau RAB: când cadrul legal va fi adoptat, componenta reglementată din factură (azi ~3% pentru cogenerare) ar putea include o nouă linie pentru investițiile nucleare. Asta nu este neapărat rău, dar este vizibil pe factură.
Expertul Selectra explică
CANDU 3 și 4: cea mai mare investiție energetică post-1989
Două reactoare CANDU-6 noi, identice tehnologic cu Unitățile 1 și 2 dar mai eficiente la combustibil. Investiția totală este estimată la ~7 miliarde USD, cu finanțare distribuită între SUA, Canada, Italia și statul român.
Cronologia proiectului
Memorandum cu CGN (China General Nuclear)
Acord-cadru pentru construirea CANDU 3-4 cu finanțare chineză. Anulat în 2020 sub presiunea SUA și a sancțiunilor împotriva CGN.
Pivot strategic: parteneriat cu SUA și Canada
Acord interguvernamental România-SUA semnat în octombrie 2020 (~8 mld USD), urmat de acord cu Canada pentru tehnologie CANDU.
Contract EPCM semnat la COP29 (noiembrie)
Consorțiu Fluor (lider), Sargent & Lundy, AtkinsRéalis, Ansaldo Nucleare. Pre-EPC început imediat după semnare.
Începerea lucrărilor pregătitoare
Lucrări civile și de infrastructură pe amplasament; finalizarea documentației de mediu. Împrumut JP Morgan de 80 mln EUR pentru continuarea fazei pre-EPC.
Decizie Finală de Investiție
Aprobarea pachetului financiar complet și semnarea contractului EPC final. Începerea producției componentelor lungi (vase de presiune, turbine).
Conectare estimată Unitatea 3
Dacă șantierul respectă graficul (durată tipică pentru CANDU-6: 69-78 luni). Putere brută 720 MWe, contribuție anuală ~5,7 TWh.
Conectare estimată Unitatea 4
Decalată cu 12 luni față de Unitatea 3. Cele patru unități împreună vor putea livra ~22-23 TWh anual (~36% din consumul total al României).
Finanțarea: cine acoperă cele ~7 miliarde USD
US EXIM Bank
3,4 mld USD
cea mai mare componentă
Italia (SACE)
2,2 mld USD
via Ansaldo Nucleare
Canada (EDC)
1,4 mld USD
tehnologie CANDU și AtkinsRéalis
Stat român + capital privat
~1 mld USD
Nuclearelectrica + bugetul de stat
Notă: Februarie 2026, Comisia Europeană a deschis o investigație privind ajutorul de stat acordat refurbishment-ului Unității 1. O decizie favorabilă este așteptată în cursul anului 2026 și ar valida implicit modelul aplicabil pentru CANDU 3-4.
Expertul Selectra explică
SMR Doicești: primul reactor modular mic din Europa
România va găzdui prima centrală cu reactoare modulare mici (Small Modular Reactors) din Europa, pe amplasamentul fostei termocentrale de la Doicești, județul Dâmbovița. Tehnologia este NuScale (SUA), cu module standardizate de 77 MWe.
Decizie Finală de Investiție
Aprobată 12 februarie 2026
Acționarii Nuclearelectrica au aprobat oficial trecerea la faza de pre-EPC. Studiile FEED 2 (Front-End Engineering Design, etapa 2) au fost finalizate, iar costurile de capital au fost recalculate cu o marjă de incertitudine de ±20-30%. Prima conectare la rețea este țintită pentru sfârșitul deceniului sau începutul anilor 2030.
Capacitate
462 MWe
6 module × 77 MWe
Cost total
~4,9 mld USD
±20-30%
Pre-EPC
15 luni
600 mln USD
Producție anuală
~3,6 TWh
la factor 90%
Avantajele tehnologiei SMR
- Modularitate: module identice fabricate în serie reduc costurile pe termen lung.
- Răcire pasivă: NuScale folosește convecția naturală, fără pompe active necesare în cazuri de urgență.
- Reutilizare amplasament: Doicești este o fostă termocentrală, deci infrastructura de conectare la rețea există deja.
- Pionierat regional: România poate exporta know-how și forme de servicii pentru proiecte similare în Polonia, Ucraina, Bulgaria.
Riscuri și incertitudini reale
- Cost pe MWe ridicat: ~10,6 mln USD/MWe pentru SMR vs ~5-6 mln USD/MWe pentru CANDU clasic. SMR-urile devin competitive doar dacă seria de producție este suficient de mare.
- Anularea proiectului UAMPS din SUA în 2023 (NuScale Carbon Free Power Project) a ridicat semne de întrebare privind viabilitatea comercială a tehnologiei la actuala scară de cerere.
- Marja ±20-30% la cost este foarte mare pentru o investiție FID-aprobată: în scenariul superior, costul real ar putea atinge 6,4 mld USD.
- Combustibil HALEU: NuScale are nevoie de uraniu îmbogățit până la 4,95% (vs 0,7% natural pentru CANDU). Lanțul de aprovizionare HALEU este dominat de Rusia (Tenex), o vulnerabilitate strategică în actualul context.
Expertul Selectra explică
Energia nucleară: avantaje structurale și limite reale
Analiza echilibrată, fără hype și fără demagogie anti-nucleară. Atât beneficiile cât și costurile sunt importante pentru o decizie informată.
Avantaje confirmate
-
Producție continuă, baseload garantat
Factor de capacitate ~90%, independent de vânt, soare sau debit hidraulic. Cernavodă funcționează 24/7, exact ce are nevoie sistemul ca punct de echilibru.
-
Emisii de CO2 negligibile în operare
Cernavodă evită emisia a ~10-12 milioane tone CO2 anual față de o termocentrală pe gaz echivalentă.
-
Densitate energetică extremă
1 kg uraniu natural eliberează energia echivalentă a 2,7 milioane kg de cărbune, cu volume de combustibil incomparabil mai mici.
-
Lanț 100% indigen pe combustibil
FCN Pitești produce combustibilul CANDU local; mineritul de uraniu de la Crucea (Suceava) și Câmpuri (Bacău) furnizează materia primă.
-
Cost amortizat ultra-competitiv pentru reactoare existente
Refurbishment-ul costă mai puțin decât construcția nouă, iar amortizarea este împărțită pe încă 30 de ani de operare.
Limite și costuri ascunse
-
Costuri de capital uriașe pentru reactoare noi
~7 mld USD pentru CANDU 3-4, ~4,9 mld USD pentru SMR. Riscul de depășire a bugetului este structural în acest sector (Olkiluoto-3 a costat de 3 ori mai mult decât bugetul inițial).
-
Deșeuri radioactive de mare activitate
Combustibilul ars trebuie izolat și răcit timp de zeci de mii de ani. Niciun depozit geologic profund nu este încă operațional în UE; toate țările folosesc soluții temporare.
-
Inflexibilitate față de cererea variabilă
Reactoarele CANDU funcționează optim la putere constantă; nu sunt potrivite pentru a urmări vârfurile de cerere zilnică, ceea ce solicită surse complementare flexibile.
-
Lipsa beneficiului direct pe factura consumatorului
Așa cum am arătat în secțiunea de mai sus, costul de producție mic nu se transferă în preț reglementat. Beneficiul este sistemic și pe termen lung, nu lunar și individual.
-
Concentrare a riscurilor pe un singur amplasament
Toate cele patru viitoare unități sunt la Cernavodă. Un eveniment major (cutremur, sabotaj, inundație Dunăre) ar putea afecta simultan ~36% din producția națională.
Expertul Selectra răspunde
Întrebări frecvente despre energia nucleară în România
Pe piața angro de electricitate, prețul fiecărei ore se formează la costul marginal al ultimului MWh necesar pentru a echilibra cererea. În România, acest ultim MWh provine cel mai des din centrale pe gaz natural, nu din nuclear. Cernavodă produce la 25-35 EUR/MWh, dar este plătită la prețul de echilibrare al pieței (~100 EUR/MWh în 2024). Diferența nu ajunge în factura consumatorului casnic; ea rămâne ca rentă inframarginală la producători și la statul român (acționar majoritar Nuclearelectrica).
Costul de producție al Cernavodă (Unitățile 1 și 2 amortizate) este estimat la 25-35 EUR/MWh, conform rapoartelor Nuclearelectrica și estimărilor World Nuclear Association. După refurbishment-ul Unității 1, costul nivelat (LCOE) pe noua durată de viață crește la ~40-55 EUR/MWh, dar rămâne sub PZU mediu actual.
Lipsa a 5 TWh anual timp de doi ani va presa prețul angro în sus, mai ales în orele de vârf. Modelele estimează o creștere de 8-15 EUR/MWh la PZU, ceea ce s-ar traduce, în absența plafonării, în 3-10 lei/lună suplimentar pentru o gospodărie cu 250 kWh/lună. Gospodăriile cu ofertă fixă semnată înainte de 2027 sunt protejate; cele pe ofertă variabilă vor simți creșterea direct.
LCOE estimat pentru CANDU 3-4 este 75-110 EUR/MWh în primii ani de operare (componentă mare de amortizare). Asta este peste prețul angro de astăzi, dar competitiv față de gaz cu ETS la 90-120 EUR/tonă CO2. Beneficiul real pentru factură apare după 2045-2055, când investiția se amortizează parțial iar costul scade către 30-50 EUR/MWh, în timp ce gazul va fi probabil 130-180 EUR/MWh.
Reactorul CANDU-6 este amplasat într-o anvelopă etanșă din beton precomprimat, are două sisteme independente de oprire rapidă, iar volumul mare de moderator cu apă grea acționează ca tampon termic care absoarbe căldura excesivă. CNCAN (autoritatea națională) și ENSREG (organismul european) verifică periodic stress-test-urile post-Fukushima. Unitățile 1 și 2 au trecut toate evaluările desfășurate între 2011 și 2024.
Tehnologia NuScale a primit certificare de design de la NRC (Nuclear Regulatory Commission, SUA) în 2023, prima de acest fel pentru un SMR. Reactorul folosește răcire pasivă prin convecție naturală, ceea ce elimină dependența de pompe în caz de pană de curent. Riscurile sunt în principal economice (cost peste estimări) și legate de lanțul de aprovizionare HALEU, nu de siguranța operării.
Combustibilul nuclear pentru CANDU este 100% românesc: uraniul natural este extras la Crucea (Suceava) și prelucrat la Feldioara, iar fasciculele de combustibil sunt fabricate la FCN Pitești. Pentru SMR, lanțul HALEU este în prezent dependent de Rusia (Tenex) sau de viitoarea capacitate occidentală (URENCO, Centrus). Aceasta este o vulnerabilitate strategică pentru proiectul Doicești, urmărită activ de Comisia Europeană.
Pregătește-te pentru perioada 2027-2029
Refurbishment-ul Unității 1 va presa prețul angro în sus. Verifică acum oferta ta de furnizare și vezi dacă există variante mai stabile pentru următorii ani.
Citește și pe Economisi.ro
Proiectul Neptun Deep
Cele mai mari rezerve de gaze offshore din UE.
Producția de electricitate
Mixul energetic al României, sursă cu sursă.
Amprenta de carbon
Comparație CO2 între sursele de electricitate.
Tariful dinamic electric
Cum funcționează prețurile orare pe PZU.
Toți furnizorii de energie
Compară ofertele de electricitate și gaze.
Comparator energie
Găsește oferta potrivită pentru consumul tău.