Bolojan cere să ne sacrificăm patriotic pe altarul electricităţii

Sistemul energetic naţional este la limita avariei din cauza secetei, iar reacţiile autorităţilor au fost să ceară consumatorilor să limiteze consumul şi prosumatorilor să alimenteze voluntar reţeaua naţională cu electricitate. Energia produsă din surse regenerabile nu acoperă întregul consum, iar bateriile pentru stocarea energiei par să fie doar motivul unor discuţii fără final la nivel politic.

Pentru prima dată în istoria Centralei Nuclearelectrice de la Cernavodă, unul dintre reactoare a fost oprit, iar al doilea ar putea fi oprit şi el din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării, potrivit comunicatului publicat de SNN Nuclearelectrica pe site-ul Bursei de Valori Bucureşti. Deşi miercuri seară anunţase că, în cursul serii respective sau în cursul dimineţii de joi, Nuclearelectrica va opri şi Unitatea 2, compania a revenit ieri la prânz cu un alt comunicat prin care arată că respectiva unitate va rămâne conectată la Sistemul Energetic National întrucât, ca urmare a analizei parametrilor de operare şi a echipamentelor, s-a constatat că parametrii de operare permit continuarea producţiei în condiţii de siguranţă.

Cu toate acestea, compania menţionează că situaţia este monitorizată permanent de experţii săi şi avertizează că, „având în vedere atât situaţia actuală, precum şi prognozele hidrologice referitoare la nivelul Dunării, oprirea Unităţii 2 poate fi necesară în orice moment, depinzând foarte mult de fluctuaţiile negative care apar şi efectele acestora asupra sistemelor centralei”.

Dacă la Cernavodă se va opri producţia şi la Unitatea 2, ţara noastră va pierde temporar aproximativ 1.400 Megawaţi(MW) de producţie constantă, echivalentul a aproape 20% din electricitatea generată în mod obişnuit la nivel naţional.

Nu este vorba despre un accident nuclear şi nici despre pierderea capacităţii de răcire a reactoarelor aflate în stare sigură, ci despre aplicarea preventivă a procedurilor de securitate. Dar oprirea celor două unităţi simultan ar reprezenta un incident istoric pentru politica energetică a statului român: seceta ar reuşi să scoată din funcţiune, în plină vară, cea mai stabilă sursă de electricitate a ţării, exact în momentul în care aceeaşi secetă reduce producţia hidroenergetică de la Porţile de Fier, blochează navigaţia, limitează irigaţiile şi amplifică presiunea asupra alimentării cu apă. Autorităţile centrale descoperă, astfel, că diversificarea surselor energetice nu înseamnă neapărat şi diversificarea riscurilor, atunci când centrala nucleară, cea mai mare hidrocentrală, agricultura, transportul fluvial şi o parte a industriei depind toate de aceeaşi resursă aflată în declin: apa Dunării.

La Baziaş, debitul Dunării coborâse zilele trecute la 1.650 metri cubi pe secundă, faţă de media multianuală de 4.700 metri cubi pe secundă pentru luna iulie, iar prognoza Institutului Naţional de Hidrologie şi Gospodărire a Apelor indică o scădere până spre 1.500-1.600 metri cubi pe secundă la începutul lunii august. Cu alte cuvinte, Dunărea mai transportă doar aproximativ o treime din cantitatea de apă caracteristică perioadei, apropiindu-se de minimul istoric de 1.400 metri cubi pe secundă înregistrat în 1985.

Menţionăm că, în august 2003, Unitatea 1 a fost oprită tot din cauza nivelului scăzut al Dunării, iar de atunci existau avertismente şi recomandări privind lucrările necesare pentru menţinerea capacităţii infrastructurii de alimentare cu apă. Mai mult, în 2011, Nuclearelectrica anunţa public pragurile la care urma să oprească o unitate şi apoi cea de-a doua unitate, dacă nivelul apei continua să scadă. Statul ştia, aşadar, de cel puţin două decenii că o secetă severă poate ajunge până în camera de comandă a centralei.

• Situaţie grea şi la Porţile de Fier

Efectul energetic nu se limitează la dispariţia temporară a celor aproximativ 1.400 MW nucleari. Aceeaşi Dunăre care nu mai poate susţine în condiţii normale alimentarea tehnologică a centralei de la Cernavodă ajunge mai întâi la Porţile de Fier, unde debitul redus taie producţia celei mai mari hidrocentrale din România. Partea românească a Porţilor de Fier I are o putere instalată de 1.166,4 MW şi o producţie anuală de proiect de 5,241 milioane MWh într-un an hidrologic mediu, adică aproximativ 10% din producţia naţională de electricitate. Centrala furnizează, totodată, aproape jumătate din serviciile tehnologice de sistem ale României, indispensabile pentru menţinerea frecvenţei, tensiunii şi echilibrului reţelei. Porţile de Fier II adaugă peste 250 MW pe partea românească. Puterea instalată înscrisă în documente nu înseamnă însă putere disponibilă atunci când lipseşte apa.

Hidroelectrica nu a publicat până acum o cifră oficială distinctă privind producţia curentă a Porţilor de Fier I şi II la debitul de 1.650 metri cubi pe secundă, astfel încât o estimare exactă ar fi riscantă. Relaţia dintre debit şi energia produsă nu este perfect liniară, fiind influenţată de căderea apei, nivelurile din amonte şi aval, regimul de exploatare comun cu Serbia, numărul agregatelor disponibile şi obligaţiile privind navigaţia şi debitele din aval. Comparaţia cu seceta din 2022 arată însă proporţiile presiunii: la un debit de circa 2.900 metri cubi pe secundă, reprezentanţii angajaţilor de la Porţile de Fier indicau o producţie de aproximativ 630-640 MW, faţă de circa 1.000 MW în condiţii normale. Debitul actual este cu aproximativ 43% mai mic decât cel de atunci şi cu aproape 65% sub media multianuală a lunii iulie. Nu se poate deduce mecanic că producţia a scăzut în aceeaşi proporţie, dar este limpede că Porţile de Fier funcţionează sub potenţial exact când sistemul ar avea nevoie de întreaga sa capacitate.

• Crizele de energie ar putea fi depăşite mai uşor dacă am avea o capacitate corespunzătoare de stocare

Situaţiile de acest gen ar putea fi depăşite mai uşor dacă am avea o capacitate corespunzătoare de stocare a energiei produsă în timpul zilei de capacităţile fotvoltaice şi eoliene.

Potrivit datelor aflate pe site-ul ANRE, ieri, ţara noastră dispunea de aproximativ 878 MW instalaţi în baterii - stocare insuficientă pentru a acoperi diferenţa de consum din timpul serii la nivel naţional -, în timp ce capacitatea energetică operaţională depăşea 1.430 MWh şi se apropia, potrivit proiectelor confirmate individual, de 1.600 MWh.

Printre cele mai mari instalaţii operaţionale se numără proiectul Nova Power & Gas de la Floreşti, judeţul Cluj, cu 200 MW/400 MWh, prima fază a sistemului Aukera de la Gura Ialomiţei, cu 150 MW/300 MWh, şi instalaţia de aproximativ 100 MW/200 MWh realizată de Simtel pentru Energy Capital Group. Majoritatea sistemelor româneşti funcţionează aproximativ două ore, suficient pentru a prelua surplusul fotovoltaic de la prânz şi a-l livra în orele scumpe de seară, dar insuficient pentru acoperirea nopţilor sau a perioadelor îndelungate fără soare şi vânt.

Investiţiile aflate în pregătire ar putea schimba radical piaţa. Aukera va extinde proiectul Gura Ialomiţei la 250 MW/500 MWh şi anunţă un portofoliu de 800 MW/1.600 MWh. R.Power construieşte la Scorniceşti o instalaţie de 127 MW/254 MWh, Premier Energy pregăteşte un proiect de aproximativ 200 MW/400 MWh, iar Nova Power & Gas intenţionează să adauge până în 2028 încă 600 MW/1.200 MWh. Hidroelectrica dezvoltă trei proiecte la Retezat, Ruieni şi Tudor Vladimirescu, cu un total de 170 MW/680 MWh, iar PPC Renewables va instala aproape 90 MW/181 MWh lângă parcurile eoliene Fântânele-Vest şi Corugea şi parcul fotovoltaic Colibaşi.

ANRE indică 143 de proiecte aflate în stadii avansate care includ sisteme de stocare şi însumează o putere aprobată pentru evacuare de 9.147 MW, dintre care 36 de proiecte, totalizând 2.050 MW, ar urma să fie finalizate în 2026. Cifrele trebuie însă privite prudent: ele includ puterea proiectelor regenerabile asociate şi nu reprezintă exclusiv capacitatea bateriilor.

Statul susţine dezvoltarea prin PNRR şi Fondul pentru Modernizare, iar o nouă schemă de 150 milioane de euro urmăreşte realizarea a cel puţin 2.174 MWh în instalaţii autonome. Deşi la nivel naţional autorităţile şi-au asumat pentru anul 2030 o ţintă de numai 1.200 MW/2.400 MWh, Transelectrica estimează un necesar real de 2.000-4.000 MW şi 10.000-20.000 MWh.

România poate depăşi 1 GW operaţional în 2026-2027 şi poate ajunge la 2-3 GW înainte de 2030, dar problema decisivă nu mai este doar numărul de MW, ci durata stocării. Fără baterii de 8-12 ore, hidrocentrale cu pompaj şi reţele modernizate, România va continua să exporte ieftin energia verde produsă la prânz şi să importe scump electricitate în orele de seară.

• Importul de energie, singura soluţie pentru acoperirea consumului zilnic

Ţara noastră pierde simultan energie nucleară de bandă şi energie hidro flexibilă. Prima acoperă constant consumul, indiferent dacă este zi sau noapte; a doua intervine rapid pentru echilibrarea sistemului şi acoperirea vârfurilor. Fotovoltaicele pot compensa o parte importantă a deficitului în orele însorite, iar energia eoliană poate ajuta atunci când condiţiile meteorologice sunt favorabile, dar fără capacităţi suficiente de stocare excedentul de la prânz nu poate fi mutat integral în orele de seară. După apus, România rămâne dependentă de centralele pe gaze şi cărbune, de hidroenergia disponibilă şi de importuri.

După oprirea Unităţii 1 de la Cernavodă, Transelectrica estima un vârf de consum de aproximativ 7.300 MW, în timp ce producţia internă disponibilă coborâse în anumite intervale spre 4.300 MW. Diferenţa arată de ce siguranţa tehnică a sistemului nu înseamnă şi absenţa unui cost economic: interconexiunile pot împiedica o pană generalizată, dar energia cumpărată în orele de deficit poate fi mult mai scumpă, iar preţul se transferă ulterior către industrie, furnizori şi consumatori.

Importurile nu reprezintă nici ele o garanţie absolută într-o criză climatică regională. Seceta nu se opreşte la graniţă. Ungaria a fost nevoită să oprească un reactor al centralei nucleare Paks, iar debitele reduse afectează hidrocentralele, termocentralele şi transportul fluvial în mai multe state dunărene. În Serbia, nivelul apei a redus drastic cantităţile de combustibil transportate cu barjele. Dacă mai multe ţări pierd simultan producţie şi îşi măresc consumul din cauza caniculei, România concurează pentru aceeaşi energie disponibilă pe pieţele regionale. Interconectarea distribuie resursele, dar poate distribui şi deficitul, mai ales în orele în care soarele apune în întreaga regiune, vântul produce puţin, iar cererea pentru climatizare rămâne ridicată.

Cazul Cernavodă-Porţile de Fier demonstrează o vulnerabilitate structurală pe care strategiile energetice au tratat-o fragmentar. Nuclearul a fost prezentat drept sursă stabilă, iar hidroenergia drept sursă flexibilă şi regenerabilă, însă ambele depind de disponibilitatea apei. Această dependenţă comună transformă seceta într-o avarie cu efect multiplicator. Într-un an hidrologic sever, nu scade doar producţia lacurilor de acumulare de pe râurile interioare, ci este afectată şi puterea hidrocentralelor dunărene, în timp ce capacitatea centralelor termoelectrice şi nucleare de a evacua căldura poate fi limitată de nivelul şi temperatura apei. Canicula acţionează din ambele direcţii: reduce resursa de răcire şi producţie, dar măreşte simultan consumul de electricitate.

• Efectele schimbărilor climatice asupra infrastructurii

Datele OECD arată că România s-a încălzit cu peste două grade Celsius faţă de media perioadei 1981-2010, peste avansul mediu de 1,4 grade înregistrat în statele organizaţiei. În perioada 2020-2024, ţara a avut anual cu peste 18 zile de stres termic mai mult decât în intervalul de referinţă, ajungând la aproximativ 48 de zile de stres termic pe an, iar numărul nopţilor tropicale aproape s-a dublat. Umiditatea solului agricol a scăzut cu 7% faţă de reperul istoric, cea mai severă deteriorare dintre ţările OECD. Organizaţia avertizează explicit că seceta ameninţă atât hidroenergia, care furnizează în anii normali aproape o treime din electricitatea României, cât şi energia nucleară, cu o pondere de aproximativ 20%. Pierderile provocate în România de fenomene meteorologice şi climatice au ajuns la 19,6 miliarde de euro între 1980 şi 2023, echivalentul a circa 6% din PIB-ul anului 2023. Analiza OECD din 2026 arată, practic, că episodul actual nu este o anomalie izolată, ci materializarea unui risc deja cuantificat.

În seceta severă din 2022, producţia hidroenergetică a României a scăzut cu aproximativ o treime, potrivit evaluării regionale a securităţii apei realizate de Banca Mondială. Acelaşi an a adus restricţii de navigaţie, dificultăţi pentru irigaţii şi probleme de alimentare cu apă. În iulie 2026, bancurile de nisip reapărute pe Dunăre au redus încărcătura barjelor, au oprit unele feriboturi şi au afectat transportul cerealelor. Costul secetei este, aşadar, achitat de mai multe ori: prin electricitate mai puţină şi mai scumpă, prin transporturi mai costisitoare, prin pierderi agricole, prin limitarea irigaţiilor, prin afectarea industriei şi prin investiţiile de urgenţă care ajung invariabil mai scumpe decât prevenţia.

Conflictul real nu este între România şi climă, ci între infrastructura construită pentru regimul climatic al secolului trecut şi condiţiile în care aceasta trebuie să funcţioneze în prezent. Centralele, barajele, porturile, digurile, liniile ferate şi reţelele de alimentare cu apă au fost proiectate pornind de la serii istorice considerate relativ stabile. Or, această stabilitate a dispărut. Şinele se dilată în valurile de căldură, asfaltul se deformează, porturile dunărene devin inaccesibile navelor încărcate, barajele trebuie să gestioneze alternativ lipsa apei şi viituri violente, iar localităţile conectate la surse vulnerabile intră în restricţii exact când consumul creşte. Nu înseamnă că întreaga infrastructură trebuie abandonată, ci că standardele de proiectare, întreţinere şi exploatare trebuie recalculate pentru extreme care nu mai pot fi considerate improbabile.

• Menţinerea funcţionării infrastructurii energetice actuale, adevărata problemă a Guvernului

România are strategii de adaptare climatică, planuri energetice, programe de gospodărire a apelor şi proiecte de modernizare, însă responsabilitatea este împărţită între atât de multe instituţii încât riscă să dispară între ele. Nuclearelectrica exploatează centrala, Hidroelectrica administrează producţia de la Porţile de Fier, INHGA realizează prognozele, Apele Române gestionează resursele de apă, Administraţia Canalelor Navigabile răspunde de infrastructura canalelor, Transelectrica trebuie să menţină echilibrul sistemului, iar ministerele Energiei, Mediului şi Transporturilor stabilesc politicile şi investiţiile. Când apa scade, fiecare instituţie îşi execută procedura, dar nimeni nu pare să răspundă public pentru rezilienţa întregului lanţ.

Situaţia de la Cernavodă nu arată că energia nucleară trebuie abandonată, după cum scăderea producţiei de la Porţile de Fier nu demonstrează inutilitatea hidroenergiei. Dimpotrivă, ambele rămân componente strategice ale sistemului. Lecţia este că investiţia într-o centrală nu se termină la reactor, turbină sau generator. Ea include canalul de aducţiune, prizele de apă, dragajele, pompele, staţiile electrice, liniile de evacuare, prognoza hidrologică, stocarea energiei şi capacitatea de rezervă. România pregăteşte retehnologizarea Unităţii 1, construirea Unităţilor 3 şi 4, proiectul reactoarelor modulare de la Doiceşti şi analizează, împreună cu Serbia, proiectul Porţile de Fier III, estimat la peste 2,6 miliarde de euro. Înainte de a adăuga noi capacităţi pe hârtie, statul trebuie să demonstreze că poate menţine funcţionale capacităţile pe care le are în condiţiile climatice ale următoarelor decenii.

Seceta din acest an nu va duce la prăbuşirea Sistemului Energetic Naţional, dar ne prezintă o radiografie brutală a securităţii energetice româneşti.

• Ilie Bolojan: Consumatorii industriali să reducă timp de două săptămâni consumul de seară

În contextul opririi celor două reactoare ale Centralei Nucleare de la Cernavodă, premierul interimar Ilie Bolojan le-a cerut marilor consumatori industriali să reducă, timp de două săptămâni, consumul de electricitate, îndeosebi în intervalul critic 20:00-23:00. „Fac un apel către marii investitori industriali să aibă în vedere o reducere a consumului, mai ales seara, atunci când avem deficit de energie”, a declarat Ilie Bolojan. Premierul a explicat: „Cumulat, cele două grupuri produceau în jur de 1.300 MW, ceea ce reprezintă aproape 20% din consumul nostru într-o zi în această perioadă. Ca atare, vom fi puşi în situaţia ca, pe de o parte, să pornim tot ce se poate porni din punct de vedere al producţiei pe gaz, pe fotovoltaic, pe stocare, pe eolian şi, în asemenea, să recurgem la importuri”.

• Prosumatorii, chemaţi să susţină voluntar sistemul energetic în orele critice

Asociaţia Prosumatorilor şi a Comunităţilor de Energie din România (APCE) le solicită prosumatorilor care deţin sisteme de stocare şi au posibilitatea tehnică de a injecta energie în reţea să sprijine voluntar Sistemul Energetic Naţional în intervalul critic 20:00-23:00, după oprirea simultană a ambelor reactoare nucleare de la Cernavodă. Apelul se adresează exclusiv celor care pot livra energie din baterii fără să-şi afecteze confortul sau siguranţa alimentării.

„În ultimii ani, prosumatorii au demonstrat că reprezintă un element esenţial al sistemului energetic românesc. Într-un moment în care fiecare kilowatt disponibil contează, energia stocată în bateriile prosumatorilor poate contribui la reducerea presiunii asupra sistemului şi la diminuarea necesarului de importuri de energie”, a declarat Dan Pîrşan, preşedintele APCE. Acesta a adăugat: „România are nevoie de energia noastră. Nu pentru furnizori, nu pentru politicieni, ci pentru stabilitatea Sistemului Energetic Naţional din care facem cu toţii parte”.

• AEI: Importurile pot salva România numai într-un scenariu regional favorabil

Oprirea ambelor reactoare de la Cernavodă elimină din sistem aproximativ 1.400 MW de producţie continuă şi predictibilă, iar România ar putea fi nevoită să funcţioneze fără aceste capacităţi aproximativ trei săptămâni, avertizează Asociaţia Energia Inteligentă (AEI). La vârful de seară, producţia internă este estimată la 3.500-4.700 MW, în timp ce importul necesar poate ajunge la 2.600-3.500 MW până la 3 august şi la 3.300-3.500 MW în perioada caniculară 4-9 august. În condiţiile în care importurile disponibile sunt estimate la numai 2.400-3.000 MW, deficitul ar putea urca până la 1.100 MW.

„Importul de aproximativ 3.300 MWh este posibil tehnic, dar nu este garantat comercial. România nu se află încă într-un scenariu inevitabil de întreruperi, însă a ajuns într-o situaţie în care pierderea a încă 500-1.000 MW de producţie în Bulgaria sau Ungaria poate transforma o problemă de preţ într-o problemă de adecvanţă şi securitate energetică”, arată Dumitru Chisăliţă, preşedintele AEI. Potrivit acestuia, evitarea întreruperilor depinde de funcţionarea centralei bulgare Kozlodui, de situaţia reactoarelor ungare de la Paks, de menţinerea consumului la cel mult 7.000-7.300 MWh şi de folosirea la maximum a capacităţilor pe gaze, cărbune, hidro şi a bateriilor.

• Răzvan Nicolescu: Oprirea reactoarelor de la Cernavodă poate împinge facturile în sus

Oprirea ambelor reactoare ale Centralei Nucleare de la Cernavodă, determinată de scăderea extremă a nivelului Dunării şi de imposibilitatea utilizării apei în condiţii normale pentru răcirea instalaţiilor, va reduce producţia naţională de electricitate şi poate exercita o presiune suplimentară asupra preţurilor, avertizează Răzvan Nicolescu, fost ministru al Energiei.

„Vom avea o producţie mai mică la nivel naţional. Atunci când oferta, când producţia scade, dacă cererea rămâne constantă sau dacă cererea creşte, preţurile sunt afectate în sensul pe care nu ni-l dorim, adică vom avea facturi mai mari. Este, repet, o ofertă mai mică şi, la o cerere egală, preţurile, de regulă, dacă ne raportăm la legile economiei, se duc în sus”, a declarat, pentru Digi 24, Răzvan Nicolescu.

Potrivit acestuia, deficitul de energie poate fi acoperit prin majorarea producţiei din alte surse, însă fiecare soluţie implică dificultăţi şi costuri suplimentare: „Această lipsă de energie poate fi compensată de o producţie mai mare în fotovoltaic sau, dacă nu, luăm din alte surse: pornim centrale pe gaz, pornim centrale pe cărbune sau importăm de la vecini”.

• Silvia Vlăsceanu: „Este o situaţie care poate fi gestionată cu calm şi fără să intrăm în panică”

Deocamdată nu există probleme care să justifice alarmarea populaţiei, iar situaţia din Sistemul Energetic Naţional poate fi gestionată cu calm, printr-o exploatare prudentă a resurselor disponibile, afirmă Silvia Vlăsceanu, directorul executiv al Asociaţiei Producătorilor de Energie Electrică - HENRO. Aceasta consideră că mesajele publice privind reducerea consumului au fost inoportune şi au provocat o temere nejustificată în rândul consumatorilor casnici, care sunt ultimii deconectaţi în eventualitatea unor avarii extinse sau a unor situaţii excepţionale.

„Este o situaţie care poate fi gestionată cu calm şi fără să intrăm în panică. Trebuie gestionată foarte corect din punct de vedere tehnic şi fără excese, fără a induce panică, de genul «închidem becurile» şi aşa mai departe. Nu este un mesaj oportun. Populaţia nici nu simte deocamdată impactul în facturi. Consumatorul casnic trebuie însă să fie atent la ce semnează, ce contracte încheie şi ce furnizor are. Furnizorii, în proporţie de peste 90-95%, au contracte cu consumatorii casnici cu preţuri fixe timp de cel puţin şase luni sau un an, astfel că aceştia nu sunt afectaţi de aceste fluctuaţii”, a declarat, pentru ziarul BURSA, Silvia Vlăsceanu.

Directorul executiv al HENRO precizează că reducerea producţiei hidro nu trebuie interpretată automat drept un semnal de criză, deoarece funcţionarea centralelor este adaptată permanent structurii producţiei şi consumului. În timpul zilei, energia fotovoltaică acoperă o parte considerabilă a necesarului, ceea ce permite conservarea apei din lacurile de acumulare pentru intervalele în care producţia solară dispare.

„În clipa de faţă, fiind ora prânzului şi soare peste tot, 50% din energie vine din fotovoltaic. Trebuie tot timpul să ai mixul cât mai echilibrat. Apa este în lacuri, iar gradul de umplere a lacurilor este satisfăcător. Cu toată seceta existentă, în lacuri se adună apa inclusiv din precipitaţii. Stăm foarte bine la nivelul apei din lacuri, dar aceasta trebuie gestionată prudent. Asta vreau să se înţeleagă: apa trebuie gestionată prudent. Dacă ai atât de mult soare acum, nu are rost să produci energie din hidro. Seara, dacă vă veţi uita, veţi vedea că producţia hidro va creşte”, explică Silvia Vlăsceanu.

Problema principală apare la vârful de consum din cursul serii, când producţia fotovoltaică dispare, energia eoliană este aproape inexistentă, iar unul dintre grupurile nucleare este indisponibil. În aceste condiţii, sistemul se sprijină pe hidroenergie, cărbune şi gaze naturale.

„Producţia hidro va creşte seara, dar nu poate acoperi tot, pentru că un grup nuclear este scos din funcţiune, iar vântul nu bate deloc. Producţia eoliană este acum de 12 MW, adică 0,2%, deci este inexistentă. Cărbunele funcţionează la maximum cu ceea ce a mai rămas, asigurând aproximativ 15%, adică 800 MW, iar apoi avem gazele naturale, atât cât se poate produce, pentru că aceasta este şi o perioadă de revizii capitale. Apa trebuie însă gestionată cu cea mai mare prudenţă. Nu are rost să produci acum, în timpul zilei, când ai energie fotovoltaică”, afirmă Silvia Vlăsceanu.

Domnia sa recunoaşte că debitul Dunării este foarte scăzut, precizându-ne că ieri la prânz era în jurul valorii de 1.900 de metri cubi pe secundă, mult sub media multianuală a lunii iulie, dar a adăugat subliniază că România a mai traversat perioade secetoase severe în 1985, 2002 şi 2022.

„Nu este cel mai mic debit înregistrat vreodată. Au mai fost ani secetoşi, pentru că nu este primul an în care este secetă. În anii buni, când şi producţia era mare, debitul depăşea 4.500 de metri cubi pe secundă la intrarea în ţară, la Baziaş. Acum este mai mic. Degeaba a plouat la noi dacă nu a plouat unde trebuie şi vine puţină apă din amonte, din Germania şi din celelalte ţări traversate de Dunăre”, ne-a transmis doamna Vlăsceanu.

• Laurenţiu Urluescu: Preţul energiei nu creşte la consumatorii cu contracte pe termen lung, la preţ fix

Preţul energiei electrice nu va creşte pentru consumatorii care au contracte pe termen lung, la preţ fix, deoarece oprirea producţiei de la Centrala Nuclearoelectrică de la Cernavodă influenţează în principal tranzacţiile realizate pe termen scurt, susţine Laurenţiu Urluescu, preşedintele Asociaţiei Furnizorilor de Energie Electrică din România (AFEER).

Domnia sa ne-a declarat: „Furnizorii care au un management de portofoliu precaut şi şi-au închis poziţiile, adică au cumpărat energie pe termen lung şi au deja contracte de achiziţie, nu sunt afectaţi. Schimbările de producţie nu afectează contractele pe termen lung, fiindcă acestea rămân în derulare la preţurile contractate. Pentru contractele încheiate pe termen lung, pentru care furnizorul are contracte de cumpărare la preţ fix, nu ar trebui să existe schimbări. Practic, nu sunt probleme nici pentru furnizor, nici pentru consumator în această perioadă, ţinând cont de existenţa contractelor pe termen lung”.

Preşedintele AFEER a precizat, însă, că oprirea producţiei nucleare determină scumpirea energiei tranzacţionate pe Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), ceea ce poate majora costurile furnizorilor atunci când aceştia trebuie să acopere rapid un consum suplimentar: „Problema apare în cazul consumatorilor care îşi schimbă furnizorul sau atunci când consumul este mai mare, iar furnizorul este nevoit să cumpere energie suplimentară pe termen scurt, din PZU sau din alte surse. În momentul în care lipseşte producţia de la Cernavodă, preţurile din PZU şi, în general, preţurile pe termen scurt cresc. În consecinţă, energia cumpărată pe termen scurt va avea un preţ mai mare. Întotdeauna mai este nevoie să cumperi şi din PZU, iar când preţul din această piaţă este ridicat, automat cresc şi costurile”.

Laurenţiu Urluescu a avertizat că impactul s-ar putea transmite şi în facturile consumatorilor finali dacă oprirea centralei s-ar prelungi: „Dacă perioada de oprire a Cernavodă se prelungeşte foarte mult, într-adevăr, aceasta va influenţa şi preţurile pentru consumatorul final. Dacă se ajunge la o lună, cu siguranţă va exista o influenţă. În momentul de faţă, consumatorii trebuie să ştie că o mare parte din energia consumată este deja contractată pe termen lung, iar aceste contracte de achiziţie, cu preţ fix, rămân în vigoare. Tot ceea ce este acoperit prin hedging, pe termen lung nu se schimbă”.