Import masiv electricitate: 3.400 MW sâmbătă seară — NRG-IA

Deficit istoric acoperit din rețeaua europeană — importurile au depășit producția internă sâmbătă seară România a importat sâmbătă seară aproape 3.400 MW, depășind întreaga producție națională de electricitate. Potrivit datelor furnizate de operatorul național de transport Transelectrica, citate de publicațiile G4Media , e-nergia.ro și Economica.net , fluxurile de import au înregistrat un vârf masiv în seara zilei de sâmbătă, 3 octombrie 2026. Acest volum fără precedent a adus sistemul energetic național extrem de aproape de limita tehnică maximă de interconexiune transfrontalieră, care este stabilită în prezent la valoarea de 4.000 MW. În timp ce consumul național a crescut pe fondul răcirii vremii și al orelor de vârf de seară, capacitățile de producție din țară au funcționat la un nivel minim istoric. Dependența de rețeaua europeană interconectată a fost singura soluție pentru a menține echilibrul sistemului și pentru a evita declanșarea unor limitări în alimentare. Situația evidențiază o vulnerabilitate structurală majoră a României, care dintr-un exportator net de energie în regiune a devenit un importator captiv în momentele de consum maxim, în lipsa unor capacități de stocare și de producție în bandă suficiente. Oprirea reactorului de la Cernavodă și seceta hidrologică prelungită Această situație critică a fost determinată de suprapunerea a doi factori de impact major asupra mixului energetic național. În primul rând, sistemul energetic a fost lipsit de aportul masiv al unității oprite temporar de la Centrala Nuclearoelectrică de la Cernavodă, o pierdere directă de aproximativ 700 MW de energie stabilă în bandă. Această indisponibilitate a lăsat un gol uriaș în acoperirea consumului de bază al țării. În al doilea rând, deficitul de producție a fost amplificat de aportul extrem de redus al energiei hidro. Hidroelectrica, cel mai mare producător local de energie, s-a confruntat cu un debit extrem de scăzut al Dunării și al râurilor interioare, limitând sever utilizarea turbinelor pentru a conserva rezervele de apă din lacurile de acumulare pentru perioada de iarnă. La aceste două probleme structurale s-a adăugat și o producție nesemnificativă din surse regenerabile variabile. În lipsa vântului și în condiții de întuneric, parcurile eoliene și fotovoltaice nu au putut contribui la echilibrarea rețelei, lăsând sarcina exclusiv pe seama importurilor fizice din țările vecine cu care România este cuplată comercial. Presiune pe prețurile de dezechilibru și riscuri pentru furnizorii locali Consecința imediată a acestui dezechilibru masiv se va reflecta în costurile de achiziție de pe piețele pe termen scurt, în special pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) și pe Piața de Dezechilibre. Atunci când un stat importă masiv la orele de vârf, prețurile marginale de import sunt stabilite de cele mai scumpe centrale pornite în regiune, de regulă cele pe gaze naturale din Ungaria sau Austria. Aceste prețuri ridicate sunt suportate direct de furnizorii de electricitate din România, care trebuie să achiziționeze energia necesară clienților finali la tarife mult mai mari decât cele estimate inițial. Pe termen mediu, chiar dacă tarifele pentru consumatorii casnici sunt în prezent plafonate, presiunea financiară uriașă exercitată asupra furnizorilor riscă să destabilizeze piața de retail și să mărească sumele pe care statul trebuie să le deconteze de la bugetul public. Pe de altă parte, funcționarea rețelei atât de aproape de capacitatea maximă de import de 4.000 MW reduce semnificativ marja de siguranță a operatorului Transelectrica. Orice avarie neprevăzută pe o linie de interconexiune majoră în astfel de momente ar putea genera riscuri severe de stabilitate pentru întregul Sistem Energetic Național. Reconectarea unității nucleare și provocările sezonului rece Perspectiva pe termen scurt depinde în mod critic de data la care unitatea oprită de la Cernavodă va fi reconectată la rețea și va reîncepe să livreze energie în bandă. Până la acel moment, România va rămâne extrem de expusă variațiilor de temperatură și fluctuațiilor de producție ale centralelor eoliene. De asemenea, Transelectrica și Ministerul Energiei trebuie să gestioneze pregătirile pentru sezonul rece, în condițiile în care stocurile de cărbune sunt reduse, iar grupurile pe gaze noi, cum este cel de la Iernut, nu sunt încă complet operaționale. Această conjunctură menține un risc ridicat de prețuri volatile în lunile următoare. În interpretarea NRG-IA, acest episod reprezintă un semnal de alarmă sever privind ritmul lent de instalare a unor capacități noi de producție constante și a sistemelor de stocare în baterii, care să preia sarcina atunci când sursele regenerabile și cele hidro nu sunt disponibile.