România a rămas joi, 13 august, fără producție de energie nucleară, după oprirea controlată a celui de-al doilea reactor al Centralei Nuclearoelectrice de la Cernavodă. Cu toate acestea, la începutul după-amiezii, producția națională de electricitate continua să fie mai mare decât consumul, datorită contribuției ridicate a centralelor fotovoltaice.
Datele Transelectrica arătau, la ora 14.00, o producție instantanee de 4.977 MW și un consum de 4.698 MW. Diferența de 279 MW era exportată. Energia nucleară avea o contribuție de zero MW, confirmând că ambele reactoare de la Cernavodă erau deconectate de la Sistemul Energetic Național (SEN).
Situația favorabilă de la mijlocul zilei nu înseamnă însă că România poate compensa fără probleme lipsa centralei nucleare pe parcursul întregii zile. Sistemul energetic va deveni mult mai vulnerabil seara, după scăderea producției fotovoltaice și creșterea consumului casnic.
Centrala de la Cernavodă asigura, în condiții normale, aproape 20% din producția de electricitate a țării. Cele două reactoare au fiecare o putere instalată de aproximativ 700 MW, astfel că dispariția lor din sistem înseamnă pierderea unei capacități constante de peste 1.400 MW.
UPDATE 21.45. Energia produsă de vânt și cea din bateriile de stocare au menținut lumina aprinsă în România și fără energia de la Cernavodă
Vremea mai răcoroasă a permis producție de energe eoliană, care în zielele anterioare era spre zero. Eolianul a produs 461 MW la prânz (14:05), 473 MW la 18:22, 446 MW la 20:04 (chiar în plin vârf de seară) și 477 MW la 21:41. Variație totală de sub 7% pe parcursul a aproape opt ore – o stabilitate neobișnuită pentru o sursă în mod normal volatilă, mai ales comparativ cu solarul, care s-a prăbușit în același interval de la peste 2.500 MW la aproape zero.
Stocarea a fost, de fapt, elementul cu evoluția cea mai spectaculoasă a zilei: de la 2 MW la prânz și doar 1 MW la 18:22, la 431 MW la 20:04 și 658 MW la 21:41 – o creștere de peste 300 de ori între prânz și seară, concentrată exact în fereastra 18:22-21:41, chiar înaintea și în timpul vârfului de consum.
În absența energiei de la Cernavodă, sistemul nu s-a bazat pe o combinație de eolian constant și stocare mobilizată agresiv chiar în orele critice – alături de importul masiv din Bulgaria (uneori și peste 2.400 MW de la Kozlodui).
Update, ora 21.00: Piața intrazilnică a confirmat prețurile de pe PZU
Rezultatele de cuplare pe piața intrazilnică (IDA1) pentru 13 august – exprimate, spre deosebire de PZU, în euro/MWh – confirmă aproape perfect tiparul deja observat pe piața pentru ziua următoare: aceleași ore sunt cele mai ieftine, aceleași ore sunt cele mai scumpe.
Extremele zilei. Prețul minim, 70,39 euro/MWh, a fost înregistrat la intervalul 46 (11:15-11:30) – exact intervalul care fusese și cel mai ieftin pe PZU (356,69 lei/MWh). Maximul absolut, 479,91 euro/MWh, a căzut la intervalul 80 (19:45-20:00) — din nou, identic cu intervalul de vârf de pe PZU (2.555,05 lei/MWh). Raportul dintre maxim și minim pe IDA este de 6,82 ori, apropiat de cel calculat anterior pe piața zilei următoare (7,16 ori).
La un curs aproximativ de 5 lei/euro, cele două piețe converg vizibil: 70,39 euro ≈ 352 lei (față de 356,69 lei pe PZU, la același interval — practic identic), iar 479,91 euro aproape 2.400 lei (față de 2.555 lei pe PZU – puțin mai jos, semn că tranzacțiile de ultim moment au mai temperat ușor vârful de preț la acea oră specifică).
Restul primelor cinci cele mai ieftine intervale confirmă platoul de amiază deja identificat pe PZU: 11:30-11:45 (80,56 euro), 16:00-16:15 (83,03 euro), 10:45-11:00 (84,52 euro), 11:45-12:00 (90,23 euro). Cele mai scumpe, în afară de maxim: 20:00-20:15 (404,96 euro), 20:15-20:30 (367,84 euro), 21:00-21:15 (339,89 euro), 19:30-19:45 (334,66 euro) — toate concentrate, ca și pe PZU, în fereastra 19:30-21:15.
Capacitatea de import dinspre Bulgaria a fost la maximum. Energia a fost cumpărata pe PZU
Datele de capacitate disponibilă (ATC) arată ceva important: în fereastra de vârf (aproximativ intervalele 74-92, adică 18:15-23:00), capacitatea disponibilă pentru import dinspre Bulgaria pe piața intrazilnică (BG_RO ATC) scade la 0 MW, în timp ce capacitatea pentru export către Bulgaria (RO_BG ATC) rămâne la maximul de 4.400 MW.
Cu alte cuvinte, toată capacitatea de interconexiune România-Bulgaria pe sensul de import fusese deja rezervată/alocată înainte de sesiunea IDA1 – cel mai probabil chiar pe piața pentru ziua următoare (PZU), unde am observat deja importul masiv de la Kozlodui (673+676 MW la ora 20:04). Practic, sistemul nu a mai avut nimic „de rezervă” pe intraday pentru import suplimentar din Bulgaria exact în momentul de maximă tensiune – întregul import fusese deja angajat cu o zi înainte.
În intervalul de mijlocul zilei (aproximativ 41-67, adică 10:00-17:00), fluxurile IDA active și capacitățile disponibile sunt mult mai mari și mai volatile pe ambele sensuri (RO_BG și BG_RO), sugerând că piața intrazilnică a fost folosită activ pentru ajustări fine legate de variabilitatea solarului – normal pentru orele cu producție fotovoltaică ridicată și predicții mai greu de anticipat cu o zi înainte.
Update, ora 20.00. Vârful de seară confirmă temerile: aproape 30% din energia consumată este importată din Bulgaria
La ora 20:04:10, chiar în miezul vârfului clasic de consum (20:00-22:00), sistemul energetic românesc arată cea mai mare presiune înregistrată din seria analizată astăzi. Consumul a urcat la 6.517 MW, în timp ce producția internă a scăzut, nu a crescut, la 4.701 MW – mai puțin decât la ora 18:22 (4.896 MW).
Deficitul: 1.816 MW, exact soldul afișat. Raportat la producția internă, sistemul consumă cu 38,6% mai mult decât produce (1.816/4.701 × 100). Raportat la consumul total, 27,9% din tot ce se consumă acum vine din import (1.816/6.517 × 100) – peste un sfert din energia folosită în acest moment nu are sursă românească.
Comparativ cu instantaneul de la 18:22, presiunea a crescut clar: consumul a urcat cu 9,8%, producția a scăzut cu 4,0%, iar soldul de import aproape s-a dublat, de la 1.040 la 1.816 MW (+74,6%).
Nuclearul rămâne la 0 MW, a patra captură consecutivă care confirmă oprirea ambelor reactoare de la Cernavodă, exact în cel mai solicitant moment al zilei.
Solarul a dispărut aproape complet: fotovoltaicul a scăzut la doar 71 MW, față de 1.095 MW la 18:22 – o pierdere de peste 1.000 MW în sub două ore, tiparul clasic al apusului. Cărbunele a mai urcat ușor (820 MW), la fel hidrocarburile (1.348 MW) și hidrocentralele (1.525 MW), dar niciuna dintre aceste creșteri nu a compensat integral pierderea solarului și absența nucleară.
Importul din Bulgaria a explodat: Kozlodui 1 și 2 aduc acum împreună 1.349 MW (673+676), aproape triplu față de cele 515 MW de la 18:22 – practic, centrala bulgărească umple aproape singură golul lăsat de Cernavodă. Exportul spre Moldova rămâne masiv (Vulcănești, -546 MW).
Confirmă ipoteza formulată anterior: presiunea a crescut, nu a scăzut, spre vârful serii — iar sistemul a rezistat, dar cu un cost vizibil în dependența de import, mai ales dinspre Bulgaria.
Update ora 18.30. Consumul depășește producția internă cu peste 21%
La ora 18:22:05, cu aproape două ore înainte de vârful clasic de seară (20:00-22:00), sistemul arată deja tensiune: consumul a urcat la 5.937 MW, față de doar 4.727 MW la prânz, în timp ce producția internă abia ține pasul, la 4.896 MW. Diferența e acoperită integral din import: soldul de 1.040 MW reprezintă exact decalajul.
Consumul depășește producția internă cu 1.041 MW (5.937 – 4.896), adică producția e cu 21,3% mai mică decât consumul (1.041/4.896 × 100). Privit din perspectiva consumului, importul acoperă 17,5% din tot ce se consumă în acest moment (1.040/5.937 × 100) — practic unul din șase megawați consumați vine de peste graniță.
Nuclearul rămâne la 0 MW — a treia captură consecutivă care confirmă că ambele reactoare de la Cernavodă sunt încă oprite, chiar în preajma vârfului de seară, momentul cel mai solicitant pentru sistem.
Solarul se stinge rapid: fotovoltaicul a scăzut la 1.095 MW, față de 2.599 MW la prânz — o pierdere de peste 1.500 MW în patru ore, exact tiparul de declin al după-amiezii de august. Eolianul (473 MW) și hidrocentralele (1.291 MW) rămân stabile, iar cărbunele a urcat vizibil, la 773 MW, semn că sistemul mobilizează deja resurse convenționale pentru vârful care se apropie.
Importul s-a reorientat masiv spre Bulgaria: Kozlodui 1 și 2 aduc acum 256 + 259 = 515 MW, față de un export simbolic la prânz — nuclearul bulgăresc preia, cel puțin parțial, rolul celui românesc oprit. În același timp, exportul spre Moldova s-a inversat de la +116 (import) la -455 MW (export).
Important de precizat: e un instantaneu, cu aproape două ore înainte de vârful real — presiunea asupra sistemului e probabil să crească, nu să scadă, până la ora 20-22.
Update, ora 18.00. Piața PZU pentru 14 august 2026: prima zi întreagă fără niciun watt de producție nucleară
Datele de tranzacționare pentru 14 august confirmă că sistemul funcționează integral fără aport nuclear – exact scenariul anticipat de anunțul Nuclearelectrica pentru 13 august. Contrar așteptării intuitive („fără nuclear înseamnă prețuri mai mari”), cifrele arată opusul: piața e mai ieftină, nu mai scumpă.
Explicația stă în faptul că presiunea pre prețuri a fost mutată de pe PZU pe piața intrazilnică a importurilor. Asta pentru că toți jucătorii de pe piață știu că nu mai este energie din producția națională pentru a asigura consumul așa că preferă să ofere prețuri mici știind că oricum vor avea concurență de pe piața externă
Prețul minim al zilei: 107,32 lei/MWh, la intervalul 52 (12:45-13:00) — cel mai jos nivel din seria analizată până acum. Platoul ieftin se întinde neobișnuit de larg, între 12:15 și 14:30, cu șapte intervale sub 200 lei/MWh (51: 120,00 lei — 12:30-12:45; 56: 131,69 lei — 13:45-14:00; 55: 141,35 lei — 13:30-13:45; 53-54: ~170 lei — 13:00-13:30; 50: 194,37 lei — 12:15-12:30; 57: 195,52 lei — 14:00-14:15).
Prețul maxim: 1.571,25 lei/MWh, la intervalul 80 (19:45-20:00) – vârful clasic de seară, dar semnificativ mai temperat decât în zilele anterioare. Următoarele cele mai scumpe intervale rămân toate sub 1.410 lei/MWh, concentrate în fereastra 19:15-21:45.
Indicatorii de ansamblu: preț mediu de bază 748,94 lei/MWh, pe un volum total de 34.933,5 MWh; medie de vârf 575,30 lei/MWh; medie în afara vârfului 922,57 lei/MWh. Raportul dintre maxim și minim urcă la 14,64 ori – cea mai mare amplitudine din seria analizată, semn al unei piețe mai volatile, nu mai stabile.
Comparație 13 august vs. 14 august
Deși ambele reactoare de la Cernavodă rămân oprite și pe 14 august, prețurile scad, nu cresc, față de 13 august: minimul se prăbușește de la 356,69 la 107,32 lei/MWh (-70%), maximul coboară de la 2.555,05 la 1.571,25 lei/MWh (-38,5%), iar media de bază scade cu 12,6% (857,33 la 748,94 lei/MWh).
Volumul tranzacționat scade și el cu aproape 24% (45.830,4 la 34.933,5 MWh). Singurul indicator care crește e amplitudinea: raportul maxim/minim aproape se dublează, de la 7,16 la 14,64 ori – piața devine mai ieftină la vârf de zi, dar cu un contrast și mai mare față de seară. Datele sugerează că absența nucleară, cel puțin în aceste 48 de ore, a fost compensată suficient de alte surse (probabil solar și eolian, la orele de amiază) pentru ca prețurile să nu explodeze – dar fără o defalcare pe surse de producție din 14 august, cauza exactă rămâne o ipoteză, nu o certitudine.
Cifrele reale, producția e mai mare față de consum
Cu toate acestea, sistemul nu parea în dificultate la ora 14.00. Consumul (4.727 MW) e chiar sub producție (4.957 MW), iar soldul e negativ, -229 MW — România exportă net, nu importă, chiar în primele ore fără nuclear.
Explicația stă în timpul zilei: ora 14:00, plin soare de august, aduce fotovoltaicul la 2.599 MW, aproape jumătate din toată producția internă – practic mai mult decât ar fi acoperit cei aproximativ 1.400 MW pe care i-ar fi dat, la această oră, cele două reactoare la capacitate maximă.
Eolianul contribuie cu 461 MW, hidrocarburile cu 974 MW, hidrocentralele cu 283 MW, iar cărbunele rămâne la 583 MW – un mix diversificat, fără semne de suprasolicitare.
Fluxurile la graniță confirmă calmul: exporturi mici către Bulgaria (Kozlodui 1 și 2, -10 și -8 MW) și Dobrogea/Varna (-85, -71 MW), export mai consistent spre Serbia (Djerdap, -473 MW), dar și importuri modeste dinspre Ungaria (Bekescsaba, +131 MW) și Moldova (Vulcănești, +116 MW).
Concluzia, cu rezerva că e vorba despre un singur instantaneu, la prânz, în plin soare — nu neapărat reprezentativ pentru seară, când solarul dispare: primele ore fără niciun nuclear par gestionabile, grație aportului solar de vârf de zi. Testul real al pierderii celor 1.400 MW nucleare va veni diseară, când fotovoltaicul se stinge și rămân doar hidro, gaz, cărbune și import.
Soarele a înlocuit temporar energia nucleară
La ora analizată, cea mai importantă sursă de electricitate a României era energia solară. Parcurile fotovoltaice dispecerizabile produceau 2.541 MW, adică peste jumătate din întreaga producție națională raportată de Transelectrica.
Centralele pe gaze naturale furnizau 1.005 MW, cele pe cărbune aproximativ 581 MW, iar turbinele eoliene 462 MW. Hidrocentralele aveau o contribuție redusă, de numai 295 MW, pe fondul secetei care afectează atât nivelul Dunării, cât și rezervele de apă disponibile pentru producția hidroenergetică. Centralele pe biomasă produceau încă 55 MW.
În total, producția internă depășea consumul cu aproximativ 6%. Excedentul era însă rezultatul unei conjuncturi favorabile: consum relativ scăzut și o producție solară de peste 2.500 MW.
Datele Transelectrica nu includ întreaga producție a prosumatorilor, care își acoperă direct o parte din consum și reduc astfel cantitatea de electricitate preluată din rețeaua națională. Din acest motiv, contribuția reală a panourilor fotovoltaice era chiar mai mare decât cea vizibilă în raportarea operatorului de transport.
Momentul critic va veni după apus
Faptul că România producea la ora 14.09 mai multă energie decât consuma oferă numai o fotografie a sistemului dintr-un moment favorabil al zilei. Cele peste 2.500 MW furnizate de centralele fotovoltaice vor scădea rapid spre seară și vor ajunge la zero după apus.
Pierderea energiei solare și absența celor aproximativ 1.400 MW de la Cernavodă trebuie compensate prin creșterea producției centralelor pe gaze, cărbune și apă sau prin importuri.
Spre deosebire de energia solară și cea eoliană, producția nucleară este relativ constantă și nu depinde de oră sau de condițiile meteorologice pe termen scurt. Reactoarele funcționează în bandă și asigură o bază stabilă pentru Sistemul Energetic Național. Tocmai această stabilitate lipsește acum.
Hidrocentralele pot fi folosite pentru acoperirea vârfului de seară, dar contribuția lor este limitată de secetă. La ora 14.09, acestea produceau sub 300 MW, un nivel foarte redus în raport cu puterea lor instalată. Autoritățile trebuie să gestioneze atent apa din lacurile de acumulare, pentru a păstra rezerve care să poată fi folosite în orele cu cel mai mare consum.
Centralele pe gaze și cărbune pot suplimenta producția, dar au costuri mai ridicate și emisii mult mai mari decât reactoarele nucleare. România poate apela și la importuri, capacitatea tehnică de schimb transfrontalier fiind de aproximativ 4.000 MW, potrivit Ministerului Energiei.
De ce au fost oprite reactoarele
Unitatea 1 a Centralei de la Cernavodă fusese oprită anterior din cauza nivelului extrem de scăzut al Dunării. Joi a început și oprirea controlată a Unității 2, singurul reactor care mai producea energie nucleară în România.
Nuclearelectrica a explicat că decizia a fost determinată de continuarea scăderii semnificative a nivelului fluviului. Măsura este una preventivă și urmărește păstrarea marjelor de securitate nucleară și protejarea instalațiilor.
Apa Dunării nu intră în reactor și nu răcește direct combustibilul nuclear. Ea este folosită în circuitul de răcire al centralei, pentru evacuarea căldurii. Atunci când nivelul fluviului se apropie de limitele tehnice admise, pompele nu mai pot funcționa în condiții optime, iar operatorul trebuie să reducă puterea sau să oprească unitatea.
Oprirea centralei nu reprezintă, așadar, consecința unui incident nuclear, ci aplicarea procedurilor stabilite pentru situațiile de secetă severă. Reactoarele sunt aduse controlat într-o stare sigură și vor putea fi repornite atunci când nivelul apei și parametrii tehnici vor permite acest lucru.
Autoritățile au încercat să evite oprirea completă prin intervenții asupra cursului Dunării. Au fost realizate lucrări de dragare și au fost scufundate barje încărcate cu piatră, pentru limitarea cantității de apă care se îndreaptă către brațul Bala și redirecționarea unei părți mai mari a debitului către sectorul care alimentează centrala de la Cernavodă.
Măsurile nu au reușit însă să compenseze scăderea continuă a fluviului. Nuclearelectrica a decis oprirea ultimului reactor funcțional înainte ca nivelul apei să ajungă la limita care ar fi putut afecta siguranța exploatării.
