Sistemul energetic naţional funcţionează din 13 august fără producţie nucleară, iar efectul opririi CNE Cernavodă se transmite pe trei verigi, începând cu furnizorii şi traderii de energie, urmaţi de consumatorii industriali energo-intensivi şi de furnizori şi subcontractanţii acestora, potrivit unei analize realizate de CITR.
„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.
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, ci este un act constatator care, în funcţie de clauzele fiecărui contract, poate exonera producătorul de penalităţi pentru energia nelivrată. Consecinţa practică este că partenerii contractuali trebuie să îşi acopere necesarul din alte surse, la preţul zilei.
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.
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.
Impactul opririi Centralei de la Cernavodă va fi resimţit însă şi de marii consumatori industriali energo-intensivi din metalurgie, chimie, ciment, sticlă, hârtie, prelucrarea metalelor. Potrivit CITR, 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 afectată sunt furnizorii şi subcontractanţii acestora, companii de dimensiune medie, cu contracte la preţ fix încheiate cu clienţi mari şi fără mecanisme de ajustare. CITR atrage atenţia că aceste firme 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.
În august, preţul mediu pe Piaţa pentru Ziua Următoare a fost 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.
Dar media de 793 lei/MWh a fost înregistrată în luna cu cel mai bun aport fotovoltaic din an. Iarna, vârful de consum se mută în intervalul în care producţia fotovoltaică este nulă, iar consumul este structural mai mare.
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 nucleare.
„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.
În acest context, CITR recomandă ca prioritate pentru companii 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. 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. Cadrul legal românesc pune la dispoziţie instrumente de restructurare preventivă, concepute tocmai pentru a fi folosite înainte de apariţia stării de insolvenţă
