Cernavodă oprită: 900 MW de contracte afectate, furnizorii pierd bani — NRG-IA

România se confruntă cu o situație neobișnuită pe piața energiei electrice: centrala nucleară de la Cernavodă este oprită, aproximativ 900 MW de energie contractată trebuie înlocuiți, iar furnizorii care contau pe această producție cumpără acum electricitate la prețuri mult mai mari. Problema a depășit nivelul producției de energie și a ajuns în contractele comerciale. Nuclearelectrica, compania de stat care operează centrala, a invocat forța majoră din cauza secetei severe, în timp ce furnizorii au în continuare obligația de a alimenta consumatorii cărora le-au vândut energia. Primul efect financiar major a devenit vizibil la începutul lunii octombrie: Getica 95 Com, unul dintre cei mai mari furnizori din România, a cerut deschiderea procedurii insolvenței. Alte companii se confruntă, potrivit informațiilor apărute în piață, cu dificultăți provocate de înlocuirea energiei contractate de la Cernavodă. Situația pune în discuție nu doar pierderile comerciale imediate, ci și încrederea în contractele pe termen lung și capacitatea furnizorilor de a menține prețurile convenite cu clienții. Cele două reactoare de la Cernavodă sunt oprite din cauza nivelului scăzut al Dunării Centrala nucleară de la Cernavodă asigură, în condiții normale de funcționare, aproximativ o cincime din producția de energie electrică a României. Cele două unități au împreună o putere instalată de aproximativ 1.400 MW și reprezintă una dintre cele mai importante surse de producție constantă din sistemul energetic național. Seceta hidrologică severă din vara anului 2026 a redus debitul și nivelul Dunării, afectând disponibilitatea apei necesare răcirii reactoarelor în condiții de securitate nucleară. Unitatea 1 a fost oprită controlat la sfârșitul lunii iulie, iar Unitatea 2 a fost oprită la 13 august. Opririle au fost măsuri preventive impuse de condițiile hidrologice, nu consecința unui accident nuclear. La 8 octombrie, ambele unități rămân oprite, iar revenirea în exploatare depinde de refacerea condițiilor necesare funcționării în siguranță. Estimările privind repornirea au fost amânate succesiv, fără o dată fermă comunicată pentru reluarea integrală a producției. Absența energiei nucleare afectează un sistem care se confruntă deja cu producție hidroenergetică redusă de secetă și cu variații importante ale producției din surse regenerabile. Energia necesară consumului trebuie asigurată, în aceste condiții, din celelalte centrale disponibile și din importuri. Aproximativ 900 MW de energie contractată trebuie cumpărați din alte surse Oprirea centralei produce un efect suplimentar față de pierderea producției nucleare: Nuclearelectrica încheiase anterior contracte pentru vânzarea energiei către furnizori și alți participanți la piață. Potrivit unei declarații a secretarului de stat în Ministerul Energiei, Cristian Bușoi, citată de publicația e-nergia, sunt afectate contracte bilaterale pentru aproximativ 900 MW. Această cifră reprezintă puterea corespunzătoare unor livrări contractate, nu întreaga capacitate instalată a centralei. Pentru volumele care nu mai sunt livrate, cumpărătorii trebuie să găsească energie de înlocuire. În cazul unei livrări constante de 900 MW, cantitatea corespunzătoare ar fi de 21.600 MWh într-o zi. Costul achiziționării acestei energii depinde de prețul la care poate fi cumpărată și de perioada efectivă pentru care trebuie înlocuite livrările. Pentru furnizori, dificultatea este că energia fusese contractată în avans, la prețuri stabilite înaintea actualei perioade de scumpiri. În timp ce unele contracte cu Nuclearelectrica au fost încheiate la prețuri de aproximativ 500–650 lei/MWh, achizițiile de înlocuire pot depăși 1.000 lei/MWh în zilele cu prețuri ridicate. Diferența devine o cheltuială suplimentară pe care furnizorii nu o pot recupera automat de la consumatorii care au contracte cu preț fix. Prețul energiei a depășit 1.100 lei/MWh în primele zile din octombrie Datele de piață prezentate de e-nergia arată o creștere importantă a prețului mediu al energiei electrice tranzacționate pentru livrare în ziua următoare. În august, prețul mediu a fost de aproximativ 793 lei/MWh, iar în septembrie a urcat la 927 lei/MWh. La începutul lunii octombrie, media zilnică a depășit 1.100 lei/MWh timp de trei zile consecutive, potrivit publicației. La aceste niveluri, înlocuirea energiei contractate anterior poate genera pierderi comerciale importante. De exemplu, dacă un furnizor trebuie să înlocuiască permanent 100 MW contractați la 600 lei/MWh cu energie cumpărată la 1.100 lei/MWh, diferența este de 500 lei pentru fiecare MWh. Pentru o zi întreagă, costul suplimentar rezultat este de 1,2 milioane de lei. În 30 de zile, dacă aceleași condiții s-ar menține permanent, suma ar ajunge la 36 de milioane de lei. Calculul este ilustrativ și nu reprezintă pierderea raportată de o companie anume. Costul real depinde de cantitățile nelivrate, prețurile contractuale și tranzacțiile efective prin care furnizorul își acoperă…