Cernavodă: Transelectrica trebuie să înlocuiască 13.680 MWh din piața spot după oprirea reactoarelor — NRG-IA

Seceta hidrologică de la Cernavodă începe să producă o factură măsurabilă în piața de energie. Transelectrica nu mai primește de la Nuclearelectrica cei 30 MW cumpărați în bandă pentru acoperirea consumului propriu tehnologic al rețelei de transport și trebuie să înlocuiască energia din piață. Pentru intervalul 13–31 august, volumul contractual indisponibil ajunge la 13.680 MWh . Energia fusese contractată pentru întreg anul 2026 la un preț indicat de reprezentanții Transelectrica la aproximativ 100 și ceva de euro/MWh . Dacă prețul mediu al energiei cumpărate pentru înlocuire din piața pentru ziua următoare ar ajunge la 250 €/MWh, diferența ar putea genera un cost suplimentar de aproximativ 2 milioane de euro , potrivit calculului prezentat de companie. Aceasta este limita superioară a unui scenariu, nu o factură deja înregistrată. Costul final va depinde de prețurile efective la care Transelectrica reușește să înlocuiască energia până la sfârșitul perioadei. Dar mecanismul economic este deja vizibil: energia nucleară contractată anticipat la un anumit preț dispare din portofoliu, iar necesarul fizic rămâne și trebuie acoperit la prețurile disponibile în piață. 30 MW timp de 19 zile înseamnă 13.680 MWh de înlocuit Contractul dintre Transelectrica și Nuclearelectrica prevede livrarea în bandă a unei puteri de 30 MW pe parcursul anului 2026. Energia este destinată consumului propriu tehnologic, adică acoperirii pierderilor fizice care apar inevitabil în transportul electricității prin rețeaua de înaltă tensiune. Consumul nu dispare odată cu oprirea producătorului de la care energia a fost cumpărată. Rețeaua continuă să funcționeze, pierderile continuă să existe, iar operatorul trebuie să procure energia necesară din alte surse. Suspendarea livrării pentru 19 zile înseamnă 30 MW multiplicați cu 24 de ore și cu cele 19 zile ale intervalului: 13.680 MWh . La un reper contractual simplificat de aproximativ 100 €/MWh, această energie ar avea o valoare de circa 1,37 milioane de euro. Dacă aceeași cantitate ar trebui cumpărată la un preț mediu de 250 €/MWh, valoarea ar urca spre 3,42 milioane de euro. Diferența depășește 2 milioane de euro. Transelectrica a prezentat acest calcul drept un scenariu maximal. Nivelul de 250 €/MWh nu reprezintă prețul mediu deja plătit pentru întreaga perioadă 13–31 august, iar factura finală poate fi mai mică. Seceta mută costul din centrală în piață Unitatea 1 de la Cernavodă a fost oprită controlat la sfârșitul lunii iulie, după ce scăderea nivelului Dunării a apropiat condițiile hidrologice de limitele impuse de procedurile de exploatare în siguranță. Unitatea 2 a continuat temporar să funcționeze, dar a fost oprită controlat la rândul său pe 13 august. România a rămas astfel fără producția celor două reactoare, care însumează aproximativ 1.400 MW capacitate instalată . La 24 august, Nuclearelectrica informa în continuare că ambele unități se află în stare de oprire sigură, iar revenirea lor depinde de evoluția condițiilor hidrologice și de prognozele disponibile. Impactul nu se limitează la dispariția temporară a unei surse importante de producție. Nuclearelectrica avea deja energia vândută prin contracte, iar cumpărătorii își construiseră propriile portofolii pe baza acestor livrări. Seceta hidrologică a determinat Nuclearelectrica să invoce forța majoră pentru contractele afectate de imposibilitatea producerii energiei în condițiile actuale de la Cernavodă. Camera de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța a emis avize constatatoare privind existența cazului de forță majoră. În plan economic, efectul este simplu: energia care urma să fie produsă și livrată conform contractelor trebuie procurată din altă parte dacă beneficiarul continuă să aibă nevoie de ea. Riscul de preț se mută astfel către cumpărător pentru contractele în care livrarea este suspendată în baza forței majore. Prețul spot transformă oprirea tehnică într-un cost financiar Diferența dintre contractul Transelectrica și piața spot arată de ce durata opririi contează aproape la fel de mult ca puterea indisponibilă. Un contract în bandă oferă cumpărătorului predictibilitate: aceeași cantitate de energie este livrată continuu, la un preț stabilit anterior. Când sursa respectivă dispare, energia de înlocuire trebuie cumpărată într-o piață în care prețul se schimbă de la o zi la alta și de la o oră la alta. La un preț mediu de înlocuire de 150 €/MWh, diferența față de un reper contractual de 100 €/MWh ar însemna aproximativ 684.000 de euro pentru cei 13.680 MWh. La 200 €/MWh, costul suplimentar ar urca spre 1,37 milioane de euro . La 250 €/MWh, scenariul ajunge în jurul pragului de 2 milioane de euro . Aceste valori nu sunt costuri realizate, ci arată sensibilitatea expunerii la prețul mediu al energiei de înlocuire. Cu cât reactoarele rămân oprite mai mult și cu cât piața spot este mai scumpă, cu atât crește diferența față de energia contractată înaintea crizei hidrologice. Cei 2 milioane de euro…