Efectul opririi CNE Cernavodă se transmite pe trei verigi, iar prima care resimte presiunea este cea a furnizorilor de energie

Sistemul energetic naţional funcţionează din 13 august fără producţie nucleară. Unitatea 1 a CNE Cernavodă a fost oprită controlat la finalul lunii iulie, iar Unitatea 2 pe 13 august, din cauza scăderii fără precedent a nivelului Dunării, pe fondul secetei hidrologice severe, potrivit unui comunicat de presă emis de Citr. Este prima situaţie din istoria recentă în care ambele reactoare sunt oprite simultan din acest motiv, conform sursei citate. Ministerul Energiei a comunicat pe 2 septembrie că repornirea nu este posibilă mai devreme de 10 septembrie, precizând că data reprezintă un moment de reevaluare, nu un termen de repornire, potrivit aceleiaşi surse.

Conform comunicatului, efectul de piaţă este deja măsurabil. Preţul mediu pe Piaţa pentru Ziua Următoare a fost în august de 793 lei/MWh, cu circa 26% peste nivelul din iulie şi de aproximativ două ori mai mare decât în august 2025, când media a fost de 396 lei/MWh. În orele de seară, sistemul a funcţionat pe import. Guvernul a convocat peste 80 de mari consumatori industriali şi le-a solicitat reducerea voluntară a consumului.

Prima verigă: furnizorii şi traderii de energie

Pe 10 august, Nuclearelectrica a informat piaţa că a primit din partea Camerei de Comerţ, Industrie, Navigaţie şi Agricultură Constanţa o serie de avize de existenţă a cazului de forţă majoră, aplicabile contractelor de livrare de energie electrică, cu efect începând cu 27 iulie 2026. Compania a precizat că nu îşi mai poate executa integral, din producţia proprie, obligaţiile contractuale asumate faţă de parteneri.

Avizul nu anulează contractele prin el însuşi. Este un act constatator care, în funcţie de clauzele fiecărui contract, poate exonera producătorul de penalităţi pentru energia nelivrată. Consecinţa practică, aşa cum a fost descrisă în piaţă, este că partenerii contractuali trebuie să îşi acopere necesarul din alte surse, la preţul zilei. Interpretarea concretă a efectelor se stabileşte contract cu contract, împreună cu consultanţii juridici ai părţilor.

Ordinul de mărime al decalajului este vizibil din tranzacţii publice. Contracte de bandă încheiate cu Nuclearelectrica în ianuarie 2026, cu livrare pe parcursul anului, au avut preţuri în intervalul 550-560 lei/MWh. În aceeaşi perioadă în care aceste livrări au fost afectate, preţurile orare din piaţa spot au urcat, în intervalul de seară, spre 1.400 lei/MWh.

„Un furnizor care a contractat energie la preţ fix şi trebuie să o înlocuiască din piaţă la preţul zilei suportă diferenţa imediat, în numerar. Obligaţia lui de livrare către clientul final rămâne. De aceea aici presiunea apare prima, cea de lichiditate”, spune Florin Constantin, Partener CITR.

Mecanismul are precedent în piaţa românească. În criza de preţ din 2021-2022, potrivit ANRE, peste 20 de licenţe de furnizare au fost retrase, iar aproximativ 100.000 de clienţi ai unor furnizori de gaze şi de energie electrică au fost preluaţi de alţi furnizori sau în regim de furnizor de ultimă instanţă.

A doua verigă: consumatorii industriali energo-intensivi

Metalurgie, chimie, ciment, sticlă, hârtie, prelucrarea metalelor. Expunerea este directă şi, în general, cunoscută de management. Aceste companii au capacitate de negociere şi vizibilitate publică. Datele INS arată preţuri de producţie a energiei cu 23,3% mai mari în iunie 2026 faţă de iunie 2025.

A treia verigă: furnizorii şi subcontractanţii acestora

Companii de dimensiune medie, cu contracte la preţ fix încheiate cu clienţi mari şi fără mecanisme de ajustare. Acestea absorb creşterea de cost fără a o putea transfera în aval, iar efectul apare în situaţiile financiare cu întârziere. Contractele de furnizare semnate în toamna lui 2025 se reînnoiesc în această perioadă, iar estimările de piaţă indică preţuri cu 15-20% mai mari la reînnoire.

„Pentru companiile industriale, efectul apare cu decalaj. Costul creşte acum, ajustarea preţului către client vine la următorul ciclu contractual, iar intervalul se finanţează din capitalul de lucru”, adaugă Florin Constantin.

De ce scenariul de acum nu este cel mai dificil

Media de 793 lei/MWh a fost înregistrată în luna cu cel mai bun aport fotovoltaic din an. Producţia solară a menţinut preţurile din intervalul de zi la un nivel scăzut, în timp ce în orele de seară sistemul funcţiona deja pe import. Iarna, vârful de consum se mută în intervalul în care producţia fotovoltaică este nulă, iar consumul este structural mai mare.

Ordinele de mărime sunt publice. Dispeceratul Energetic Naţional a prognozat pentru sezonul rece precedent un vârf de consum instantaneu între 9.100 şi 9.500 MW, în funcţie de scenariu, cu concluzia că acest vârf nu poate fi acoperit integral din producţie internă în niciunul dintre cazuri. Vârful efectiv atins pe 19 ianuarie 2026 a fost de 9.235 MW. Studiul de adecvanţă al Transelectrica identifică decembrie, ianuarie şi februarie drept perioadele critice, la vârfurile de dimineaţă şi de seară, şi indică iarna 2026-2027 ca primul test real al sistemului. La acestea se adaugă capacitatea hidro, afectată de aceeaşi secetă care a oprit reactoarele.

Observaţia rămâne valabilă indiferent de momentul repornirii reactoarelor înturcât este o afirmaţie despre structura sistemului.

„Cifra din august a fost obţinută în condiţii favorabile pentru sistem. De aceea nu ar trebui folosită ca reper pentru bugetul de toamnă-iarnă”, spune Florin Constantin, Partener CITR.

Un context care nu se închide în septembrie

Potrivit declaraţiilor Ministerului Energiei, retehnologizarea Unităţii 1 începe în 2027, iar reactorul va rămâne oprit pentru o perioadă de peste doi ani. La acest calendar se adaugă riscul hidrologic, care în vara aceasta a afectat simultan producţia nucleară şi cea hidro.

„Este un motiv suficient pentru ca planificarea financiară a companiilor expuse să pornească de la ipoteza unui cost energetic ridicat pe o perioadă mai lungă”, spune Florin Constantin.

Recomandările CITR

Pe orizontul imediat, de până la un trimestru, prioritatea este vizibilitatea asupra trezoreriei şi claritatea asupra expunerii contractuale: cât din cost este fix, cât este expus pieţei, când expiră contractele şi ce marjă de ajustare există în relaţia cu clienţii. În practică, multe companii descoperă în acest exerciţiu că expunerea reală diferă de cea presupusă.

Calendarul contează, iar fereastra de renegociere a contractelor de furnizare şi de discuţie cu finanţatorii este deschisă acum, înaintea ciclului contractual de iarnă.

O companie care intră în decembrie cu contractul de furnizare nerenegociat şi fără vizibilitate pe trezorerie are mai puţine opţiuni decât una care începe discuţia în septembrie.

Pe orizontul de trei până la douăsprezece luni, discuţia se mută pe structura de finanţare şi pe relaţia comercială. Companiile care ajung devreme la aceste conversaţii au un set de opţiuni mai larg. Cadrul legal românesc pune la dispoziţie instrumente de restructurare preventivă, concepute tocmai pentru a fi folosite înainte de apariţia stării de insolvenţă. Aplicabilitatea lor se evaluează de la caz la caz.

Pe orizontul de unu până la trei ani, întrebarea devine una de model de business: ce contracte de aprovizionare cu energie, ce grad de autoproducţie şi ce configuraţie de capacităţi rămân viabile într-un regim de costuri diferit de cel din ultimii ani.

În experienţa noastră, diferenţa dintre o restructurare care reuşeşte şi una care ajunge în procedură ţine în bună măsură de momentul în care compania acceptă că are o problemă.