Pe 28 și 30 iulie 2026, România a făcut ceva ce operatorul său nuclear nu mai făcuse niciodată în trei decenii de funcționare comercială: a oprit, intenționat, ambele reactoare de la centrala nucleară de la Cernavodă în același interval, pentru că Dunărea nu mai avea suficientă apă pentru a le răci în siguranță. Unitatea 1, în funcțiune din 1996, și Unitatea 2, în funcțiune din 2007, au ieșit din sistem la doar două zile distanță, scoțând din priză aproximativ 1.400 MW, adică aproape 10% din producția de energie a țării, exact în perioada de vârf a consumului de vară.
Pentru cumpărătorii de energie, traderii și investitorii care își modelează expunerea de vară pe piața românească pornind de la premisa că hidro și nuclear reprezintă partea stabilă, independentă de vreme, din mixul energetic, acesta este evenimentul care demonteaza aceasta premisa. Hidro și nuclear nu au cedat din două motive separate vara aceasta. Au cedat din același motiv, în același timp, pentru că ambele depind de același fluviu.
Ce s-a întâmplat, de fapt, pe Dunăre vara aceasta
Debitul Dunării la Bazias, punctul unde fluviul intră în România, era deja mult sub nivelul normal încă de la mijlocul lunii iulie, iar în weekendul de 19 și 20 iulie a scăzut la cel mai mic nivel din 1996 încoace, adică de aproape trei decenii. Până pe 28 iulie, debitul din zona Cernavodă ajunsese la aproximativ 1.630, 1.650 metri cubi pe secundă, față de o medie normală pentru luna iulie de circa 4.700, 4.750 metri cubi pe secundă, ceea ce înseamnă că fluviul curgea la aproximativ o treime din nivelul sezonier obișnuit. Prognozele din acel moment indicau o scădere suplimentară, spre 1.500 metri cubi pe secundă până la începutul lunii august. Ca reper, cel mai mic debit înregistrat vreodată la intrarea Dunării în România a fost de 1.400 metri cubi pe secundă, în 1985.
Autoritățile au reacționat simultan pe mai multe planuri: s-au impus restricții de gradul III la utilizarea apei pentru irigații pe sectorul Călărași, Cernavodă, traficul de bacuri și barje pe fluviu a fost afectat, iar Apele Române au coordonat cu Hidroelectrica eliberări controlate de apă din lacurile de acumulare de pe Olt și Argeș, special pentru a menține debitul de care Cernavodă avea nevoie pentru răcire. Cu alte cuvinte, acumulările hidro erau deja golite pentru a proteja centrala nucleară, înainte ca centrala însăși să fie nevoită să se oprească.
De ce a trebuit oprită Cernavodă, de două ori
Reactoarele de la Cernavodă folosesc apa Dunării pentru a răci trei pompe esențiale pentru funcționarea în siguranță. Când debitul din zona centralei a scăzut la aproximativ 1.630 metri cubi pe secundă, pe 28 iulie, Nuclearelectrica, operatorul de stat, a oprit preventiv Unitatea 1, precizând clar că măsura era necesară pentru a proteja echipamentele asociate pompelor de răcire. Unitatea 2 a urmat la doar două zile distanță, fiind deconectată treptat de la Sistemul Energetic Național, ceea ce a dus pierderea combinată la aproape 1.400 MW, aproximativ 706,5 MW de la Unitatea 1 și 704,8 MW de la Unitatea 2. Nuclearelectrica a precizat că este prima dată când ambele unități au fost oprite voluntar și simultan, ca măsură de precauție, de când centrala a devenit pe deplin operațională.
Impactul imediat asupra sistemului a fost semnificativ. Cu un consum național de vârf de aproximativ 7.300 MW și o producție internă limitată la circa 4.000, 4.300 MW pe durata opririlor, România a trebuit să acopere diferența prin importuri, un decalaj care se adâncește seara, odată ce producția solară scade. Capacitatea națională de stocare în baterii, puțin peste 600 MW, acoperă doar aproximativ 15 minute din consumul național, mult prea puțin pentru a atenua o oprire de această amploare. Autoritățile au precizat că alimentarea populației și a agenților economici nu va fi afectată, dar costul acoperirii acestui decalaj nu a dispărut, s-a mutat pur și simplu pe piața angro.
Prețul pe care piața l-a plătit deja
România a avut deja o previzualizare a ceea ce înseamnă o perturbare la Cernavodă pentru prețuri, cu ocazia unei opriri separate de reactor din mai 2026. Prețurile zilei următoare pe OPCOM, bursa de energie a României, au urcat de la aproximativ 461 lei pe MWh înainte de criza respectivă până la un vârf de 761 lei pe MWh, cu aproape 65% peste nivelul dinaintea crizei, media săptămânii fiind cu 44% peste săptămâna precedentă. Analiștii au estimat că prețurile ridicate au adăugat pieței costuri de ordinul a 60 de milioane de euro în luna următoare, pe baza unor volume zilnice pe piața spot de aproximativ 36.000 MWh, tranzacționate cu 250, 350 lei peste nivelul sezonier obișnuit. În timpul opririi din iulie, energia importată la orele de vârf a atins, potrivit presei, peste 1.000 de euro pe MWh, un nivel care transformă un deficit de producție într-un cost direct și imediat pentru oricine nu are volumul acoperit prin contracte de hedging.
Otilia Nuțu, de la Expert Forum, a rezumat fără ocolișuri situația de fond: prețurile spot din România se numără printre cele mai mari din Europa, în mare parte pentru că nu există suficientă energie ieftină disponibilă atunci când sursele flexibile au probleme. O secetă care lovește deodată hidro și nuclear este exact scenariul care scoate la iveală acest deficit.
De ce hidro și nuclear nu sunt două riscuri separate, ci unul singur
Modelele standard de risc pentru producția de energie tind să trateze nuclearul ca pe o sursă de bază independentă de vreme, iar hidro ca pe o sursă separată, sensibilă la vreme, dar în mare parte necorelată cu restul. Seceta de pe Dunăre din 2026 arată de ce această separare nu funcționează în cazul României. Necesarul de răcire al Cernavodei leagă direct disponibilitatea centralei de același debit al fluviului care determină și producția hidro pe sistemele de pe Olt, Argeș și Dunăre. Când fluviul scade suficient cât să amenințe producția hidro, scade și suficient cât să amenințe răcirea centralei nucleare, în același timp, în același sezon. Un portofoliu sau o carte de hedging care tratează aceste riscuri ca independente subestimează riscul real, de coadă, al unei veri secetoase în România.
Aceasta nu este o întâmplare izolată. Anul 2025 a fost deja cel mai secetos an din istoria Hidroelectrica, cu o producție estimată puțin peste 11 TWh, un rezultat discutabil chiar mai slab decât 2012, anul în care compania a fost aproape de insolvență, deși afacerea a rămas profitabilă, cu aproximativ 590 de milioane de euro, tocmai pentru că raritatea a împins prețurile în sus chiar dacă volumele au scăzut. Nivelurile din lacurile de acumulare, la intrarea în vara lui 2026, erau deja cele mai scăzute pentru această perioadă din 2018 încoace. Seceta din 2026 a lovit peste o bază hidro deja tensionată, nu una odihnită, iar meteorologii semnalau deja precipitații sub normal pentru august, ceea ce amenință și producția eoliană, extinzând problema riscului climatic corelat la o a treia tehnologie.
Ce înseamnă asta pentru hedgingul de vară și expunerea pe contractele PPA
Pentru cumpărătorii de energie și traderii cu expunere pe piața românească, implicațiile practice sunt concrete. În primul rând, indicii hidrologici precum debitul Dunării la Bazias și procentul de umplere a lacurilor de acumulare merită un loc explicit ca factori de risc corelați în modelele de hedging și de portofoliu, nu o notă de subsol pusă sub forța majoră. În al doilea rând, clauzele de producție estimată și de volum din contractele PPA de vară care presupun că producția hidro și cea nucleară se mișcă independent ar trebui testate la stres pentru scenariul în care ambele scad simultan, pentru că 2026 arată că acest scenariu nu este un caz teoretic de coadă, ci se întâmplă în timp real. În al treilea rând, expunerea la prețul importurilor are nevoie de o ipoteză realistă de coadă, nu de media sezonieră, având în vedere că prețurile spot au atins deja patru cifre în euro pe MWh anul acesta, în opriri comparabile. În al patrulea rând, absența aproape totală a stocării la scara rețelei, doar 15 minute din consumul național, înseamnă că bateriile nu reprezintă încă un tampon relevant împotriva unui deficit corelat de acest tip, ceea ce este la fel de mult un gol de investiții pe cât este un factor de risc.
Există și un orizont mai lung de luat în calcul. Unitatea 1 de la Cernavodă este programată separat pentru o retehnologizare majoră, un proiect de 2,9 miliarde de euro, pe care Nuclearelectrica l-a confirmat ca urmând să scoată reactorul din funcțiune pentru o perioadă extinsă, începând cu sfârșitul lui 2027, independent de orice secetă viitoare. Modelele de hedging construite doar în jurul șocului din această vară vor rata acea reducere structurală a capacității nucleare, care sosește pe un calendar fix, la mai puțin de optsprezece luni de acum.
Este România o piață mai riscantă sau una mai interesantă
Răspunsul sincer este că este și una, și cealaltă, iar cele două sunt legate. Vara aceasta a scos la iveală o corelație reală, până acum subevaluată, între cele mai mari două surse de energie de bază ale României, iar orice investitor sau cumpărător care ignoră această corelație poartă mai mult risc decât arată modelele sale. În același timp, același eveniment arată că designul pieței românești lasă raritatea să se transmită direct în preț, motiv pentru care Hidroelectrica a rămas profitabilă chiar și în cel mai secetos an din istoria sa, și motiv pentru care capitalul poziționat pentru volatilitate, producție flexibilă, stocare, capacitate de import, portofolii de aprovizionare diversificate, are o oportunitate mai clară și mai bine plătită în România decât pe piețele unde reglementatorii suprimă prețul raritatii în loc să îl lase să arate unde este nevoie de investiții. Criza a redeschis deja dezbaterea privind proiecte de infrastructură amânate de mult timp, inclusiv proiectul hidroenergetic Porțile de Fier III, ceea ce sugerează că răspunsul de politică publică începe, cel puțin, să recupereze din decalajul față de risc.
Perspectiva Momentum Energy
Credem că această vară ar trebui să schimbe definitiv modul în care se modelează riscul de producție în România. Tratarea hidro și nuclear ca pe doi piloni independenți, în mare parte imuni la vreme, ai mixului de vară a fost întotdeauna o aproximare, iar Dunărea tocmai a arătat cât poate costa această aproximare atunci când se rupe: o oprire istorică a ambelor reactoare, un șoc real de preț la nivelul întregii piețe și importuri la niveluri care penalizează pe oricine este sub-acoperit prin hedging. Companiile care vor ieși în avantaj de aici încolo vor fi cele care introduc explicit corelația hidrologică în cărțile lor de hedging pe piața românească și cele care construiesc producția flexibilă, stocarea și capacitatea de import de care această piață duce acum, în mod vizibil, lipsă. Urmărim debitul Dunării la Bazias și nivelurile din lacurile Hidroelectrica la fel de atent cum urmărim curba forward, pentru că, în acest moment, sunt același semnal.
Dacă aveți expunere pe vara românească, cum prețuiește în acest moment portofoliul vostru corelația dintre disponibilitatea hidro și cea nucleară? Ne interesează cum testează și alții acest risc după iulie.
