Cifra care lipsește din modelul tău
Aproape orice model de piață de energie construit în România în 2024 conține undeva o ipoteză de disponibilitate nucleară între 88 și 92 la sută. Acea cifră nu este greșită din cauza unei avarii tehnice, a unei probleme de combustibil, a unei greve sau a unei decizii de reglementare. Este greșită din cauza unei hidrograme.
Pe 28 iulie 2026, Unitatea 1 a centralei nucleare Cernavodă a fost oprită. Pe 13 august, la ora 10:53, s-a finalizat oprirea controlată a Unității 2. Ambele reactoare CANDU-6, de aproximativ 700 MW fiecare și împreună circa o cincime din producția de energie electrică a României, se află de atunci în stare de oprire sigură. La începutul lunii septembrie, Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor estimează că debitul Dunării la intrarea în țară va rămâne sub mediile multianuale pe septembrie, octombrie și noiembrie.
Variabila care a decis dacă România are producție de bandă în august nu a fost un grafic de mentenanță. A fost nivelul apei într-un canal.
Cifrele esențiale:
- Prețul mediu pe piața pentru ziua următoare, august 2026: 793 lei/MWh, aproximativ 150 euro/MWh. Cu 25 la sută peste iulie și mai mult decât dublu față de cele 396 lei/MWh din august 2025.
- România a fost a șasea cea mai scumpă piață de energie din Europa în august și are al patrulea cel mai mare preț spot din UE de la începutul anului, în jur de 120 euro/MWh.
- În seara de 11 august, consumul a depășit 8.000 MW, cu o producție internă de 5.873 MW și 2.151 MW acoperiți din import. Nuclearul a asigurat 13,7 la sută din mixul acelei ore.
- Cheltuieli guvernamentale pentru lucrări de urgență pe fluviu, inclusiv dinamitare controlată a rocilor și scufundarea de barje încărcate pentru redirecționarea debitului către priza de apă: peste 2 milioane de euro.
- Nuclearelectrica a emis un certificat de forță majoră pe 30 august 2026, cu posibilitate de prelungire.
Cronologia, pe scurt
Dunărea nu a scăzut lent. Analiza Copernicus arată că aproape două treimi din fluviu au înregistrat cele mai mici debite de iulie din ultimii 34 de ani. Cernavodă își ia apa de răcire din Dunăre prin Canalul Dunăre, Marea Neagră, iar centrala are un prag minim operațional sub care nu poate funcționa.
Secvența a fost comprimată:
- 28 iulie: Unitatea 1 oprită.
- 31 iulie: România declară stare de alertă în sectorul energetic.
- 6 august: Transelectrica anunță că nu există risc de avarie majoră, recunoscând totuși unele dintre cele mai dificile condiții de operare din ultimii ani. Conducerea centralei estimează pentru Unitatea 2 o marjă de aproximativ zece, unsprezece zile dacă lucrările de dragare și barjele reușesc.
- 7 august: România activează mecanismul de avertizare timpurie prevăzut de Regulamentul UE 2019/941.
- 10 august: Escaladare la notificarea formală de situație de criză. România devine eligibilă pentru până la 4.000 MWh de sprijin de solidaritate din sistemele vecine.
- 12 august: Nivelul apei la priză scade sub minimul operațional.
- 13 august: Unitatea 2 este oprită. Producția nucleară a României ajunge la zero pentru prima dată de când centrala funcționează cu două unități.
- 17, 18 august: Grupul 4 de la Rovinari, circa 300 MW pe lignit, este repornit pentru acoperirea vârfului de consum.
- 30 august: Se emite certificatul de forță majoră.
- 3, 5 septembrie: Nivelul apei la Canalul Cernavodă este de 1,86 metri. Se confirmă un plan de intervenție în trei etape: repoziționarea barjelor pe aproximativ 600 de metri, apoi o închidere modulară cu pontoane și baraj pe circa 170 de metri, apoi pompe de mare capacitate. Pragul de declanșare a intervenției în bazinul de priză este de 1,58 metri. Fără dată de repornire.
Starea de alertă a fost prelungită până pe 30 septembrie.
Unde au cedat ipotezele din 2024
Problema nu este că nu am prognozat corect vremea. Problema este de categorie.
Fermitatea în modelele de piață din România a fost tratată în mod convențional ca o chestiune de disponibilitate tehnică: rata de indisponibilitate accidentală, ferestrele de mentenanță planificată, aprovizionarea cu combustibil. Cernavodă a performat excelent pe toate trei. Istoricul său de factor de capacitate este printre cele mai bune din Europa. Nimic din dosarul tehnic al centralei nu ar fi semnalat un eveniment de peste 40 de zile cu producție zero.
Ce lipsea era un strat de disponibilitate hidrologică, iar acesta lipsea simultan din tot parcul termo și hidro. Priviți ce s-a întâmplat în bazinul dunărean în aceleași săptămâni:
- România: ambele unități nucleare oprite, iar producția hidro în scădere accentuată din lipsă de apă.
- Ungaria: Paks, care asigură în mod normal aproximativ jumătate din energia electrică a Ungariei, a ajuns să funcționeze cu o singură unitate. Producția a scăzut de la circa 2.000 MW până la 240 MW. Guvernul a construit un prag de piatră lângă Dunaszentbenedek, la un cost de aproximativ 6 miliarde de forinți, și a ținut două barje de 80 de metri în așteptare.
- Bulgaria: Kozlodui, 2 GW și circa 40 la sută din producția internă bulgară, se afla la jumătatea lunii august la aproximativ 10 centimetri peste pragul critic de oprire, măsurat la Oreahovo.
- Serbia: Porțile de Fier 1 a produs în jur de 5.000 MWh pe zi, aproximativ o treime din normal.
- Austria: producția hidro a Verbund a scăzut cu circa 25 la sută față de anul anterior.
Aici este partea care contează pentru construcția de portofoliu. Corelația pe care ai presupus că o ai nu există. Un cumpărător din România care își acoperă riscul cu import din Ungaria sau Bulgaria în momentul unui șoc de ofertă intern a descoperit că șocul este regional și că partenerul este scurt exact în aceeași oră, exact din același motiv. Capacitatea de interconexiune este reală, aproximativ 4.000 MW în prezent, dar capacitatea nu înseamnă energie atunci când toți vecinii sunt la fel de scurți.
Ce a acoperit efectiv golul și cât a costat
Trei lucruri au umplut golul, în ordinea volumului: importurile, producția termo și reducerea consumului.
Fluxurile de import de seară au urcat de la circa 1.700 MW înainte de oprirea Unității 2 la peste 2.500 MW după. Grupurile pe lignit programate pentru închidere prin PNRR au rămas în funcțiune. România a negociat cu Comisia Europeană pe Jalonul 119a, angajamentul de decarbonare legat de 771 de milioane de euro din PNRR, iar pe 14 august a obținut o reducere de zece ori a coeficientului de penalizare, de la 5 la 0,5. Grupurile de la Turceni și Rovinari au fost păstrate. Rămân de decomisionat aproximativ 710 MW.
Pe partea de cerere, Dacia la Mioveni și Ford Otosan la Craiova au fost oprite din 3 august, ambele companii prezentând oprirea drept mentenanță anuală și concediu planificate anterior, nu ca răspuns la criză, cu o economie de aproximativ 200 MW. Ford Otosan a repornit pe 20 august, Dacia pe 25 august. Kronospan a redus voluntar consumul în intervalul de vârf 21:00, 23:00. Restricționarea obligatorie a marilor consumatori industriali a fost pregătită, dar, potrivit guvernului, cel mai probabil nu urma să fie aplicată. Transelectrica a păstrat un mecanism cu preaviz de 24 de ore pentru deconectarea marilor consumatori industriali, cu excepția populației, spitalelor și infrastructurii critice.
Și mai există cifra de stocare, care merită un paragraf separat.
România avea în august aproximativ 2.300 MWh de stocare în baterii. Nu a fost suficient pentru acoperirea vârfului de seară, ceea ce a însemnat importuri scumpe în orele de noapte, alături de dispecerizare suplimentară pe gaz și cărbune. Aceasta nu este o critică la adresa ritmului de instalare, care a fost rapid: numai în primele opt luni din 2026 s-au racordat circa 663 MW de stocare, iar Transelectrica a raportat depășirea a 2.514 MW de noi capacități de producție și stocare racordate în 2026. Este o observație despre durată. Un gol de patru ore seara, pe un deficit nuclear de 2.000 MW, este o problemă de 8.000 MWh. România avea un sfert din atât.
Ce se schimbă concret într-un contract
Pentru oricine administrează un portofoliu de achiziție, un desk de PPA sau un activ cu expunere merchant în România, se mișcă patru lucruri:
1. Clauza de forță majoră a devenit activă, nu decorativă. Nuclearelectrica a emis certificat de forță majoră pe 30 august, cu posibilitate de prelungire. Oricine are un contract de furnizare în amonte sau în aval de acel certificat descoperă acum ce spune de fapt clauza sa despre evenimente hidrologice. Seceta nu este un eveniment enumerat standard în majoritatea contractelor de energie din regiune. Ar trebui să fie.
2. Riscul de profil s-a decuplat de riscul de volum. Balanța energetică a României în prima jumătate din 2026 se îmbunătățea vizibil. Deficitul fizic net s-a redus cu 68 la sută față de anul anterior, de la 2,47 TWh la 0,79 TWh, cu exporturi în creștere cu 52 la sută. Volumul anual arăta sănătos. Ce a cedat a fost profilul de seară, între aproximativ 19:00 și 23:00 în zilele cu vânt slab. Fotovoltaicul nu ajută acolo. Stocarea ajută atât timp cât este dimensionată să ajute.
3. Riscul de contraparte pe bandă este acum corelat hidrologic în patru țări. Dacă sistemul tău de risc tratează România, Ungaria, Bulgaria și Serbia drept diversificare, prețuiește greșit.
4. Curba spot s-a reprețuit și nu este evident că revine la medie pe orizontul 2026. Prețul pentru ziua următoare a fost de 109,56 euro/MWh în mai, 122,99 euro în iunie, 120,14 euro în iulie și aproximativ 150 euro în august. Media pe întreg anul 2025 a fost de 108,17 euro/MWh. Cu prognoze hidrologice sub medie până în noiembrie și fără dată de repornire, revenirea la nivelurile din 2025 în septembrie și octombrie este o ipoteză, nu un scenariu de bază.
Concluzia incomodă nu este cea evidentă
Citirea evidentă este că România a devenit o piață fragilă climatic și că investitorii ar trebui să o depuncteze. Această citire este greșită, dintr-un motiv concret și verificabil: locațiile alternative nu sunt mai puțin expuse, ci doar mai puțin avansate în a-și prețui expunerea.
Cel mai informativ lucru despre acest eveniment este reacția României.
Arhitectura de răcire se schimbă în proiectele viitoare, nu doar în parcul aflat în operare. Proiectul de reactoare modulare mici de la Doicești, care a primit decizia finală de investiție în februarie 2026, este o centrală de 462 MWe formată din șase module NuScale de 77 MWe fiecare, amplasată pe locul unei foste termocentrale pe cărbune, la aproximativ 90 de kilometri nord-vest de București. Esențial: proiectul nu este construit în jurul unei captări continue din râu. Fiecare modul este amplasat într-un bazin mare din beton armat care conține un volum fix de apă. În regim normal, evacuarea căldurii se face printr-un circuit secundar închis către turnuri de răcire, iar preluarea căldurii reziduale se face pasiv, în apa din bazin, fără pompe și fără apă din exterior, trecând la circulație naturală a aerului odată ce căldura reziduală scade sub aproximativ 400 kW pe modul. Acestea sunt specificații declarate de furnizor, nu performanțe auditate independent, iar proiectul are o întârziere de aproximativ 20 de luni față de graficul inițial și o schimbare de conducere la Nuclearelectrica, elemente care trebuie prețuite de investitori. Direcția este însă fără echivoc: următorii MW nucleari ai României nu vor depinde de Dunăre așa cum depind cei actuali. Ținta de operare comercială este 2033.
Pipeline-ul de capacitate fermă este real și are date. Unitățile 3 și 4 de la Cernavodă, câte 700 MW fiecare, țintesc operarea comercială în 2030 și 2031, susținute de un consorțiu EPCM format din Fluor, AtkinsRéalis, Ansaldo Nucleare și Sargent & Lundy și de angajamente de credit la export din partea US EXIM, EDC Canada și SACE Italia. Retehnologizarea Unității 1 are un contract EPC de 1,9 miliarde de euro și un împrumut de 800 de milioane de euro de la Banca Europeană de Investiții aprobat în iulie 2026, cu reactorul oprit pentru lucrări între 2027 și 2029. Neptun Deep, proiect de 4 miliarde de euro între OMV Petrom și Romgaz, țintește primul gaz în 2027, la aproximativ 8 miliarde de metri cubi pe an, din rezerve recuperabile de circa 100 de miliarde de metri cubi, ceea ce schimbă material poziția de combustibil intern a parcului de producție pe gaz.
Economia stocării a trecut de la teză la politică publică. România a primit 636,9 milioane de euro din Fondul pentru Modernizare pe 6 iulie 2026 special pentru stocarea în baterii, cea mai mare alocare națională dintr-o tranșă de 2,5 miliarde de euro distribuită în unsprezece state membre. O rundă națională suplimentară de 150 de milioane de euro s-a deschis pentru depunerea cererilor pe 1 septembrie 2026 și se închide pe 30 octombrie, cu plafon de 15 milioane de euro per companie și 69.000 de euro/MWh, țintind 2.174 MWh de capacitate nouă, cu contracte estimate în ianuarie, februarie 2027 și termen de realizare de 48 de luni.
Descoperirea prețului în regenerabile funcționează. În trei runde de CfD, România a atribuit aproximativ 4,6 GW. Prețurile de exercitare la fotovoltaic au scăzut de la o medie de 51 euro/MWh în runda din decembrie 2024 la 40,35 euro/MWh în august 2025. Eolianul s-a închis la 65 euro/MWh, apoi 73,89 euro/MWh, apoi între 59,95 și 74,90 euro/MWh în decembrie 2025. Capacitatea fotovoltaică a depășit 7 GW la finalul lui 2025, după 2,2 GW instalați într-un singur an, eolianul depășește 3,1 GW, iar capacitatea prosumatorilor a ajuns la 3,35 GW, în creștere cu 43 la sută față de anul anterior.
Și rețeaua se reprețuiește. ANRE a aprobat pe 4 septembrie 2026 planul de investiții al Transelectrica pentru perioada 2026, 2035, care acoperă 117 proiecte, dintre care 25 complet noi, și a cerut explicit un calendar accelerat pentru consolidarea interconexiunilor cu Ungaria și Bulgaria. Capacitatea transfrontalieră este în prezent de aproximativ 4.000 MW, cu o țintă declarată de 7.000 MW în doi, trei ani. Gradul de interconectare al României a fost de 18,5 la sută în 2024, peste minimul UE de 15 la sută.
Iar cererea vine oricum. Sany International a anunțat în aprilie 2026 o investiție de 1 miliard de euro care combină un centru de date de 70 MW la Timișoara cu 1.600 MW de fotovoltaic. România este estimată să devină al doilea hub de centre de date din Europa Centrală și de Est, după Polonia.
Perspectiva Momentum Energy
Nu credem că august 2026 este un motiv de reducere a expunerii pe România. Credem că este un motiv de restructurare a ei.
Poziția noastră, formulată direct.
Riscul climatic la producția de bandă nu este o problemă românească. Este o problemă a producției termo amplasate pe râuri, iar România este pur și simplu prima piață din regiune unde acest lucru a produs o cifră de primă pagină în loc de o notă de subsol. Ungaria, Bulgaria, Serbia și Austria au încasat aceeași lovitură în aceleași săptămâni. Un investitor care realocă din România către o piață vecină din bazinul dunărean nu și-a redus expunerea. A redenumit-o.
Reprețuirea se face în direcția corectă, iar aceasta este partea investibilă. Răspunsul structural al României la un mod de avarie de tip vârf de seară, apă puțină, vânt slab este mai multă stocare, mai multă capacitate fermă care nu depinde de fluviu, interconexiuni mai puternice și o piață CfD mai adâncă. Toate patru sunt finanțate, datate și în mișcare chiar acum, nu declarative. Alocarea de 636,9 milioane de euro din Fondul pentru Modernizare și runda națională de 150 de milioane deschisă până pe 30 octombrie sunt cel mai clar semnal disponibil: țara cumpără exact clasa de active pe care august a demonstrat-o deficitară.
Pentru cumpărători și desk-uri de PPA, răspunsul corect înseamnă trei schimbări concrete, nu o decizie la nivel de țară. Întâi, includeți explicit evenimentele hidrologice în clauza de forță majoră și în definițiile de disponibilitate, în loc să vă bazați pe formulări generice. Al doilea, prețuiți separat profilul de seară față de volumul anual, pentru că august a rupt profilul în timp ce balanța anuală se îmbunătățea. Al treilea, nu mai tratați contrapărțile din România, Ungaria și Bulgaria drept fermitate necorelată, pentru că într-un episod de debit scăzut pe Dunăre sunt aceeași tranzacție.
Pentru investitorii cu expunere merchant, acest eveniment întărește argumentul pentru stocare și pentru capacitate fermă flexibilă în România și slăbește argumentul pentru ipoteze neacoperite de tip bandă. O piață care tocmai a demonstrat o fereastră de deficit de patru ore seara, la medii lunare de 150 euro/MWh și cu vârfuri intrazilnice semnificativ peste, și care subvenționează simultan tehnologia care captează acea fereastră, este o piață în care flexibilitatea este plătită să se prezinte. Nu este o piață din care să ieși. Este o piață în care mixul de produse trebuie să se schimbe.
Unde suntem sinceri în privința riscului: data de repornire este cu adevărat necunoscută, prognozele hidrologice indică valori sub medie până în noiembrie, Unitatea 1 iese din nou din funcțiune pentru retehnologizare în 2027, iar programul de reactoare modulare mici are risc de grafic și de guvernanță care trebuie subscris, nu presupus. Oricine modelează nuclearul românesc la 90 la sută disponibilitate pentru 2027 și 2028 ar trebui să refacă acel calcul în acest trimestru.
România rămâne, în opinia noastră, locația potrivită din Europa Centrală și de Est pentru capitalul destinat regenerabilelor și stocării. Motivul nu este că a evitat acest șoc. Motivul este că este piața din regiune care plătește cel mai mult, și se mișcă cel mai repede, pentru a repara exact ceea ce șocul a scos la iveală.
Ce ne-ar schimba opinia: un al doilea an consecutiv de secetă fără o accelerare corespunzătoare a punerii în funcțiune a stocării, sau o alunecare a graficului Unităților 3 și 4 de la Cernavodă dincolo de 2031.
Ce disponibilitate nucleară asumă desk-ul dumneavoastră pentru România în 2027? Ne-ar interesa sincer dacă cineva a modificat deja acea cifră.
