Deficitul de producție de la Cernavodă va majora facturile la energie. Centrala ar putea rămâne închisă și în noiembrie

România înregistrează un deficit major de producție pe piața de energie electrică, situație care impune prelungirea măsurilor excepționale până la data de 30 noiembrie 2026.

Centrala nucleară de la Cernavodă rămâne oprită pe fondul secetei prelungite, deoarece debitul scăzut al Dunării împiedică răcirea reactoarelor conform standardelor de siguranță.

Acest blocaj tehnic obligă autoritățile să acopere consumul național prin importuri, iar dezechilibrul dintre producția internă și cerere va influența în mod direct prețul final al facturilor la utilități.

Măsuri de urgență și limitarea consumului

Executivul va menține prerogativele speciale acordate companiei Transelectrica pentru gestionarea perioadelor de criză. Operatorul sistemului energetic național păstrează autoritatea de a limita consumul marilor consumatori industriali și de a opri exporturile de energie ale României în situații de deficit acut. Guvernul a adoptat această măsură inițial pe 7 august și a prelungit-o succesiv în fiecare lună pentru a garanta stabilitatea rețelei.

Din motive de siguranță, Unitatea 1 de la Cernavodă a fost oprită pe 28 iulie 2026, în timp ce Unitatea 2 a ieșit din exploatare pe 13 august 2026. Prognozele hidrologice pentru luna noiembrie nu indică un volum de apă suficient pentru repornirea reactoarelor. În același timp, nivelul apelor pe râurile interioare se menține scăzut din cauza lipsei precipitațiilor, astfel că aportul hidroelectric la nivel național rămâne la un nivel minim.

Costurile de echilibrare și impactul asupra facturilor

Consumul național va atinge valori de până la 8.500 MW la vârful de sarcină din serile de toamnă, iar scăderea temperaturilor va accelera depășirea acestei limite. Producția internă nu poate acoperi necesarul sistemului în aceste condiții. Grupurile pe cărbune asigură un maximum de 1.200 MW doar pe intervale scurte, în timp ce producția de energie eoliană va înregistra fluctuații majore, cu un minim estimat la 50 MW. Totodată, energia fotovoltaică marchează un declin firesc, cauzat de scurtarea zilelor și de nebulozitatea specifică sezonului.

Acest deficit înregistrat la orele de vârf impune achiziția de energie de pe piețele externe, unde prețurile sunt ridicate. Costurile de echilibrare a sistemului se vor transfera în prețul final plătit de consumatori. Prin urmare, clienții casnici și companiile vor achita tarife majorate la energie electrică pe parcursul iernii, conform profit.ro.

Disponibilitatea limitată a importurilor regionale

Importurile de energie sunt restricționate de o ofertă regională limitată, în contextul în care mai multe state vecine au oprit grupuri nucleare pentru lucrări de mentenanță. Bulgaria a retras o capacitate de 1.000 MW la centrala Kozlodui până pe 19 noiembrie. Ungaria va scoate din exploatare capacități similare la centrala Paks pe parcursul acestei luni, iar Cehia a oprit un grup de 1.000 MW la Temelin până la jumătatea lunii decembrie.

Analiza realizată de Ministerul Energiei indică un risc sistemic la nivelul adecvanței. Lipsa rezervelor interne de echilibrare poate afecta funcționarea optimă a rețelelor europene interconectate. Orice dezechilibru suplimentar va genera costuri de achiziție mai mari pe bursa de profil, iar facturile românilor vor reflecta direct aceste fluctuații financiare de pe piața regională