Vara în care Dunărea a oprit reactoarele. Cum evităm criza pe viitor

România a intrat în stare de alertă energetică pentru toată luna august, după ce seceta a coborât debitul Dunării la jumătate din normal și a forțat oprirea unui reactor de la Cernavodă. Importăm energie de urgență din Ucraina, la peste 500 de euro pe megawatt-oră în orele de vârf. În paralel, Parlamentul votează amânarea închiderii centralelor pe cărbune, premierul avertizează că riscăm corecții de peste un miliard de euro din PNRR, iar președintele anunță că va cere reexaminarea legii. Toate acestea sunt simptome ale aceleiași boli: douăzeci de ani în care s-au închis capacități înainte să fie construite altele. Iată ce s-a întâmplat, de ce, și ce ar costa să reparăm sistemul până în 2046.

Cronologia unei crize care nu a venit din senin

Pe 29 iulie, Nuclearelectrica anunța că Unitatea 2 de la Cernavodă va fi oprită controlat și deconectată de la Sistemul Energetic Național. Unitatea 1 fusese deja oprită. Motivul: nivelul extrem de scăzut al Dunării, fără precedent, cauzat de secetă severă.

A doua zi dimineață, compania revenea asupra deciziei. Analiza parametrilor din noaptea de 29 spre 30 iulie arătase că Unitatea 2 poate funcționa în continuare în siguranță. Reactorul a rămas conectat, dar pe muchie de cuțit.

Pe 31 iulie, Guvernul a declarat stare de alertă energetică la nivel național pentru întreaga lună august. Premierul interimar Ilie Bolojan a explicat public miza: debitul Dunării coborâse la aproximativ 1.600 de metri cubi pe secundă, față de valori normale de peste 4.000 pentru această perioadă a anului. Dacă se oprea și al doilea reactor, România pierdea aproximativ 20% din producția națională de energie electrică.

Institutul Național de Hidrologie prognoza o scădere spre 1.500 de metri cubi pe secundă la intrarea în țară, în condițiile în care media multianuală pentru iulie este de 4.700, iar pentru august de 3.900. Recordul negativ absolut, din 1985, a fost de 1.400.

Ce a urmat seamănă mai degrabă cu o operațiune militară decât cu managementul unui sistem energetic. Pe 2 august, Forțele Navale au încercat detonarea unei stânci de pe malul drept al Dunării, pentru a devia debitul spre priza de apă a centralei. Pe 3 august, operațiunea a reușit: nivelul apei la Cernavodă a crescut cu doi centimetri, suficient cât reactorul rămas în funcțiune să mai poată opera cel puțin o săptămână, în loc de cinci zile cât se estimase inițial. Urmează scufundarea controlată a unor barje încărcate cu piatră pe brațul Bala, pentru a împinge mai multă apă spre Dunărea Veche.

Doi centimetri. Atât a stat între România și pierderea unei cincimi din producția de electricitate.

Între timp, consumul de vârf a urcat spre 7.000 până la 7.500 MW în intervalul 20:00 până la 23:00, cu estimări de 8.000 MW pe caniculă. Importurile au ajuns la aproximativ 1.700 MW și ar fi putut depăși 2.500 dacă se oprea și al doilea reactor. Capacitatea tehnică de schimb transfrontalier a României este de aproximativ 4.000 MW, deci teoretic mai există spațiu. Practic, vecinii trec prin aceeași secetă și aceeași caniculă, iar energia disponibilă la import nu este garantată nici ca volum, nici ca preț.

Aici apare cifra care doare: în orele de vârf, România a importat energie la peste 500 de euro pe megawatt-oră. Pentru comparație, Cernavodă produce la un cost estimat între 25 și 35 de euro pe MWh.

Și mai există un detaliu cu valoare simbolică. România importă acum energie de urgență din Ucraina. În 2022 și în anii următori, rolurile erau inversate: noi eram cei care trimiteam energie de urgență unei țări aflate în război.

De ce oprește o secetă o centrală nucleară

Este întrebarea pe care și-a pus-o multă lume în ultimele zile, și merită un răspuns simplu.

O centrală nucleară nu produce electricitate din reacția nucleară direct. Reacția produce căldură, căldura produce abur, aburul învârte o turbină, turbina produce curent. Ca să funcționeze ciclul, aburul trebuie răcit după ce a trecut prin turbină, ca să redevină apă și să o ia de la capăt. Răcirea se face cu apă din Dunăre, adusă printr-un canal.

Când nivelul fluviului scade sub un anumit prag, apa nu mai ajunge în cantitatea și la temperatura necesare. Nu este o problemă de securitate nucleară, ci una termodinamică și de proceduri: centrala are reguli stricte pentru situații de secetă severă și se oprește controlat înainte de a ajunge la limite.

Ideea importantă, care depășește cu mult episodul acesta, este că energia nucleară nu este imună la schimbările climatice. Franța își reduce periodic producția nucleară vara, din același motiv. Iar hidroenergia, cealaltă sursă ieftină a României, depinde direct de aceeași apă care lipsește.

Cu alte cuvinte, în vara lui 2026 România a descoperit pe pielea ei că două dintre cele trei surse ieftine ale sale sunt vulnerabile simultan la același risc. Anul 2025 fusese deja cel mai slab an hidro din istoria țării. Anul 2026 adaugă la asta oprirea reactoarelor.

Asta este definiția unei corelații de risc, iar în energie corelațiile de risc sunt exact lucrul pe care un sistem bine proiectat trebuie să îl evite.

Cearta despre cărbune: două argumente reale care se ciocnesc

Pe fondul crizei, s-a reaprins conflictul politic cel mai vechi din energia românească.

Prin PNRR, aprobat în 2021, România s-a angajat să închidă capacitățile de producție pe cărbune. Ordonanța de urgență 108/2022 prevede retragerea a 4.920 MW pe lignit și huilă, cu oprirea producției de energie pe cărbune până cel târziu la finalul lui 2030 și finalizarea închiderii minelor până la finalul lui 2032. Un jalon concret cerea închiderea unei unități până pe 31 august 2026.

Pe 4 august, Senatul a adoptat, ca for decizional, un proiect de lege care amână închiderea unor capacități pe huilă și lignit și permite, în anumite condiții, chiar construirea unor centrale noi pe cărbune. Votul a fost 73 pentru, 42 de abțineri, niciun vot împotrivă. Inițiator principal: Sebastian Burduja, fost ministru al Energiei.

Argumentul taberei care susține amânarea este simplu și greu de contrazis factual: înlocuitorii nu sunt gata. Centrala de la Mintia, 1.700 MW pe gaz, intră doar parțial în funcțiune. Iernut, 430 MW, funcționează deocamdată în teste, după zece ani de șantier. Ișalnița și Turceni au alunecat spre 2029, cu patru ani față de plan. Ministrul Energiei estimase anterior că respectarea calendarului ar lăsa sistemul fără aproximativ 1.700 MW exact în sezonul rece, ceea ce pe anumite intervale orare înseamnă în jur de 20% din necesar.

Argumentul taberei opuse este la fel de concret, dar de altă natură. Premierul Bolojan a avertizat în plen că România a încasat deja bani pentru acest jalon, în cererea de plată numărul 2, iar modificarea unui jalon considerat îndeplinit poate atrage penalități suplimentare și poate bloca cererile de plată rămase. România urma să depună cererea numărul 5 pe 7 august și cererea finală, numărul 6, la sfârșitul lui septembrie. Bolojan a vorbit despre riscul unor corecții de peste un miliard de euro. Consiliul Suprem de Apărare a Țării avertizase, la rândul lui, că măsura poate duce la creșterea prețurilor la energie.

Președintele Nicușor Dan a intervenit în seara aceleiași zile, anunțând că a promulgat legile necesare pentru jaloanele critice din PNRR, dar că, în privința legii decarbonizării, va folosi toate prerogativele constituționale, inclusiv cererea de reexaminare, pentru ca România să nu piardă miliarde de euro. Legea nu poate produce efecte până la promulgare, iar o cerere de reexaminare sau o sesizare la Curtea Constituțională ar împinge calendarul dincolo de 31 august.

Cine are dreptate? Din punct de vedere strict tehnic, ambele tabere descriu corect o parte a realității. Sistemul chiar are nevoie de acele capacități la iarnă. Banii din PNRR chiar sunt în pericol. Problema este că niciuna dintre poziții nu rezolvă cauza, pentru că amândouă sunt consecințe ale aceleiași greșeli: calendarul de închidere a fost negociat în 2021 fără să fie condiționat de punerea efectivă în funcțiune a înlocuitorilor, iar între timp înlocuitorii au întârziat cu ani. În martie 2026 a fost închis definitiv grupul 4 de la Turceni, de 285 MW, tocmai ca România să nu rateze jalonul. La Rovinari mai funcționează trei grupuri de câte 330 MW. România a cerut Comisiei menținerea a 854 MW la Turceni și Rovinari.

Lecția care contează pentru viitor este de sistem, nu de partid: nu închizi o capacitate până nu ai pornit înlocuitorul. Este o regulă banală, aplicată peste tot unde tranziția energetică a mers bine, și încălcată sistematic la noi.

Ce urmează, și de ce iarna 2027-2029 este mai periculoasă decât august 2026

Criza actuală este acută, dar temporară. Va ploua. Dunărea va crește. Reactoarele vor reporni.

Problema este că următorul episod este deja programat în calendar și nimeni nu îl poate anula.

Retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă, o lucrare necesară care prelungește viața reactorului cu circa trei decenii și costă aproximativ 1,9 miliarde de euro, va scoate din sistem în jur de 5 TWh pe an, timp de doi ani, începând de la sfârșitul lui 2027. Este mai mult de 8% din consumul anual al gospodăriilor din România.

Suprapunerea arată așa:

Fiecare rând din coloana din dreapta a alunecat deja cel puțin o dată. Proiectul SMR de la Doicești a primit decizia finală de investiție în februarie 2026, cu un cost total estimat la aproximativ 4,9 miliarde de dolari pentru 462 MW și o marjă de eroare declarată de plus sau minus 20 până la 30%. România plătește deocamdată un singur modul de 77 MW din cele șase, restul doar după ce primul funcționează. Termenul pentru primul modul a alunecat de la sfârșitul lui 2029 spre 2033.

Concluzia: fereastra de risc real nu este august 2026, ci intervalul 2028 până în 2030, iarna, seara, între orele 18:00 și 22:00.

Paradoxul facturii: producem ieftin, plătim scump

Aici este locul unde criza actuală se leagă de nemulțumirea de fond a oricărui român care deschide factura.

România are unele dintre cele mai ieftine active de producție din Europa. Cernavodă produce la 25 până la 35 de euro pe MWh. Hidroelectrica, și mai ieftin. Avem gaz autohton. Avem peste 10.000 MW instalați în solar și eolian, dintre care aproximativ 7.000 MW fotovoltaic, jumătate în parcuri, jumătate pe acoperișuri.

Și totuși, din iulie 2026 prețul serviciului universal ajunge la 1,756 lei pe kWh cu TVA, adică aproximativ 0,335 euro pe kWh, peste media Uniunii Europene de 0,29 euro. Datele Eurostat arată că România a înregistrat cea mai mare creștere a prețului la electricitate pentru consumatorii casnici din întreaga UE, aproape 59% într-un an. Raportat la puterea de cumpărare, factura românească a devenit una dintre cele mai apăsătoare din Uniune.

Explicația are trei straturi, și niciunul nu ține de costul de producție.

Unu: cum se formează prețul. Pe piața angro, prețul fiecărei ore se stabilește la costul ultimului megawat-oră necesar pentru a echilibra sistemul. În România, acel ultim MWh vine cel mai des dintr-o centrală pe gaz, iar în perioade ca cea de acum, din import scump. Întreaga piață se decontează la acel preț, chiar dacă majoritatea energiei a fost produsă cu 30 de euro la Cernavodă. Diferența nu ajunge la consumator. Rămâne ca rentă la producători, iar în cazul companiilor de stat, indirect la buget.

Doi: structura facturii. Aproximativ jumătate din ce plătește un consumator casnic nu este energie, ci tarife de distribuție și transport, servicii de sistem, contribuții, acciză și TVA de 21%. Această jumătate nu se schimbă deloc dacă se construiesc centrale noi.

Trei: expunerea la import. Cu un sistem pe deficit structural, prețul intern se aliniază la cel regional prin cuplarea piețelor. Cu cât importăm mai mult, cu atât suntem mai expuși. În 2025, importurile fizice au fost de aproximativ 11,1 TWh față de 7,4 TWh exporturi, la o producție netă de 49,3 TWh și un consum intern net de 53,1 TWh. Producția a coborât sub 50 TWh pentru prima dată.

Concluzia practică este incomodă: poți construi oricâtă generare ieftină, dacă structura pieței și componenta reglementată rămân neschimbate, factura nu scade proporțional. Investiția în capacități noi este necesară, dar nu suficientă.

Cum ar trebui să arate mixul energetic

Există o eroare de gândire care domină dezbaterea publică românească: căutarea „soluției". Nuclearul. Sau solarul. Sau gazul. Sau cărbunele, la nevoie.

Sistemele energetice nu funcționează așa. Un sistem electric are de rezolvat patru probleme diferite, pe patru scale de timp, și fiecare cere alt instrument:

Ultimul rând merită un exemplu numeric, pentru că explică de ce ideea „construim baterii și rezolvăm" este o iluzie. Stocarea în baterii litiu a producției anuale a Cernavodei, adică 11,1 TWh, ar costa la prețurile actuale aproximativ 2.000 de miliarde de euro. Este de peste cinci ori PIB-ul României. Nimeni nu va face niciodată asta, nicăieri.

În schimb, o baterie care mută energia de la prânz la seară, cu 10 până la 12 GWh capacitate, costă în jur de 2 miliarde. Este de o mie de ori mai mică și rezolvă problema care chiar apare în fiecare zi, inclusiv acum, în orele critice 20:00 până la 23:00.

Pornind de aici, un mix rezonabil pentru România spre 2045 ar arăta astfel, ca pondere din producția anuală:

Cea mai importantă schimbare de direcție este prima linie. România are astăzi aproximativ 7.000 MW în solar și doar 3.200 MW în eolian, adică exact invers față de ce i-ar trebui. Solarul produce vara, la prânz, când avem deja surplus și prețuri care se apropie de zero. Eolianul produce iarna și noaptea, adică exact atunci când sistemul cedează. Potențialul există: Dobrogea, Moldova, zonele înalte și deschise, iar pe termen mai lung offshore în Marea Neagră, unde profilul de producție diferă de cel din interior.

A doua observație importantă privește hidroul. După anii 2025 și 2026, ipoteza că „hidro salvează sistemul" nu mai poate fi făcută. Rezervoarele trebuie gestionate ca rezervă strategică pentru vârfurile de iarnă și perioadele fără vânt, nu golite ori de câte ori prețul pe piață este atractiv.

Cât ar costa să creștem producția cu 50% în douăzeci de ani

Să punem întrebarea concret. Creșterea producției de la 49,3 TWh la aproximativ 74 TWh înseamnă 25 TWh în plus. La aceștia trebuie adăugată înlocuirea cărbunelui, încă vreo 8 TWh. Deci aproximativ 33 TWh de generare nouă cu emisii scăzute, în douăzeci de ani.

Iată o estimare de ordin de mărime, cu factorii de capacitate realiști pentru România:

Din cei 40 TWh bruți, între 8 și 10% se pierd prin restricționare, adică prin acele momente în care se produce mai mult decât poate prelua sistemul. Rămân aproximativ 36 TWh utili, suficient pentru creșterea de 50% plus înlocuirea cărbunelui.

La generare se adaugă infrastructura fără de care nimic nu funcționează:

Totalul general ajunge la 48 până la 68 de miliarde de euro pe douăzeci de ani, adică între 2,4 și 3,4 miliarde pe an. Raportat la un PIB de aproximativ 380 de miliarde de euro, înseamnă între 0,6% și 0,9% din PIB anual.

Este mult? Depinde de comparație. Este mai puțin decât plătește România anual pentru importuri de energie și combustibili. Este comparabil cu bugetul anual de infrastructură rutieră. Și este cu siguranță mai puțin decât costul câtorva veri și ierni ca aceasta, în care se importă la peste 500 de euro pe MWh și se cere industriei să oprească producția în orele de vârf.

Două avertismente onest formulate.

Primul: costul nuclearului este cea mai mare incertitudine din tabel. Cifra oficială de 7 până la 8 miliarde de euro pentru unitățile 3 și 4 ar face din proiect unul dintre cele mai ieftine din Occident în acest secol. Este posibil, pentru că structurile există parțial din anii '80 și tehnologia CANDU este cunoscută. Dar experiența europeană recentă spune că estimările inițiale la nuclear se depășesc frecvent, iar semnalul de alarmă vine chiar din România: Doicești costă pe unitatea de putere aproape dublu față de ce se presupune la Cernavodă.

Al doilea: rețeaua este componenta cel mai des uitată și cel mai des subfinanțată. Fără ea, parcurile construite nu se pot conecta, iar energia produsă nu ajunge unde trebuie. Coada la racordare este deja un obstacol mai mare decât prețul panourilor.

Cum scad, totuși, facturile

Trebuie separate două discuții care se amestecă permanent.

Costul sistemului scade prin investiție: surse ieftine, stocare care reduce risipa, rețea care reduce pierderile, eficiență care reduce consumul.

Prețul de pe factură scade prin decizii de piață și fiscale. Concret:

Contractele pentru diferență. Este mecanismul prin care un producător primește un preț fix pe termen lung, iar diferența față de prețul pieței se întoarce la consumatori atunci când piața este scumpă. Efectul practic: energia nucleară și cea regenerabilă, care au cost fix și predictibil, ajung la consumator la costul lor real, nu la prețul gazului sau al importului de urgență. Este singurul instrument care rupe legătura dintre factura românească și șocurile din piața regională. România are deja o schemă începută; extinderea ei la toată producția nouă este cea mai mare pârghie disponibilă.

Componenta reglementată. Dacă jumătate din factură nu este energie, atunci jumătate din soluție nu ține de energie. Tarifele de rețea, contribuțiile și TVA-ul de 21% pe un bun de strictă necesitate sunt decizii politice, nu inginerești.

Autoconsumul. România are peste 250.000 de prosumatori și aproximativ 3.500 MW pe acoperișuri, echivalentul a cinci reactoare de la Cernavodă. Bateriile rezidențiale au explodat în 2026, în bună parte fără subvenție de stat. Fiecare kWh consumat pe loc ocolește complet componenta de rețea și taxele.

Consumul mutat în orele ieftine. Încărcarea mașinilor la prânz, boilerele pornite când e soare, procesele industriale programate în orele cu surplus. Este cea mai ieftină formă de stocare care există, pentru că nu costă nimic construită: costă un tarif inteligent și un contor care îl aplică. În criza de acum, autoritățile cer exact acest lucru, dar prin apel la bunăvoință. Un sistem de tarife dinamice ar fi făcut-o automat, tot anul, fără conferințe de presă.

Eficiența. Kilowattul-oră cel mai ieftin este cel care nu trebuie produs. Fondul de clădiri din România este printre cele mai risipitoare din Europa. Izolarea, pompele de căldură eficiente și termoficarea modernizată reduc direct vârful de iarnă, adică exact ora în care sistemul este cel mai fragil și energia cea mai scumpă.

Decarbonizarea, dar în ordinea corectă

Pe partea de electricitate, România pornește dintr-o poziție mai bună decât își imaginează. Într-un an hidro normal, aproximativ două treimi din producție este deja fără emisii de carbon, datorită combinației dintre hidro, nuclear, eolian și solar.

Ce a rămas de rezolvat este ultima treime, iar ordinea contează mai mult decât viteza:

Până în 2030, cărbunele iese, dar numai pe măsură ce înlocuitorii intră efectiv în funcțiune. Acesta este exact miezul conflictului politic de acum, iar soluția tehnică este cunoscută: condiționarea închiderilor de punerea în funcțiune a capacităților noi, negociată din timp cu Comisia, nu cu trei săptămâni înainte de termen. Înlocuirea vine din eolian și solar pentru energie, baterii pentru mutarea ei în orele de seară, și capacitate flexibilă pe gaz pentru siguranță. Gazul din Neptun Deep, care intră în producție din 2027, face ca această punte să fie construită cu resursă internă, nu importată.

Între 2030 și 2040, gazul rămâne instalat, dar funcționează din ce în ce mai puține ore pe an, pe măsură ce eolianul, stocarea și interconexiunile preiau munca. Nu contează câți megawați pe gaz există. Contează câte ore pe an funcționează.

După 2040, partea reziduală, adică acele câteva săptămâni pe an cu vânt slab și soare puțin, se acoperă cu o combinație de nuclear, hidro prin pompaj și eventual combustibili cu emisii scăzute. Hidrogenul este candidat, dar trebuie spus limpede că are un randament dus-întors de doar 25 până la 40%: din 100 kWh introduși recuperezi între 25 și 40. Este ineficient, deci merită folosit doar acolo unde nimic altceva nu funcționează, iar probabil este mai valoros mai întâi în industrie, la îngrășăminte și oțel, decât în producția de electricitate.

Șapte lucruri de făcut, în ordinea urgenței

1. O regulă simplă, scrisă în lege: nu se închide nimic până nu pornește înlocuitorul. Nu ca amendament de conjunctură, votat în criză, ci ca principiu negociat din timp cu Comisia Europeană, cu un calendar condiționat de jaloane de punere în funcțiune, nu de date calendaristice.

2. Un plan explicit pentru iarna 2028-2029. Retehnologizarea Cernavodă 1 este cunoscută de ani de zile. Contractele de import, rezerva de capacitate și calendarul centralelor pe gaz trebuie aliniate acum, nu în octombrie 2028.

3. Reechilibrarea spre eolian. Licitații și contracte pentru diferență orientate spre eolian, inclusiv offshore, nu spre încă un val de solar care se adaugă unui prânz deja saturat.

4. Diversificarea răcirii și a resursei de apă. Episodul de acum a arătat că 20% din producția națională atârnă de nivelul unui braț al Dunării. Sistemele alternative de răcire, gestionarea bazinului și analiza amplasamentelor viitoare nu mai pot fi tratate ca detalii tehnice.

5. Rețeaua ca prioritate egală cu producția. Fără racordări, restul planului rămâne pe hârtie.

6. Stocare în două straturi. Baterii pentru ore, hidro prin pompaj pentru zile. Proiectul Tarnița, relansat în ianuarie 2026 printr-o asociere între Hidroelectrica și EDF, are cincizeci de ani de amânări în spate. Al șaselea început nu are voie să semene cu primele cinci.

7. Reforma facturii. Contracte pentru diferență extinse, revizuirea componentei reglementate și tarife dinamice care recompensează consumul în orele ieftine, tot anul, nu doar când premierul face apel la televizor.

Nimic din toate acestea nu este imposibil, nu depășește puterile economice ale țării și nu depinde de o tehnologie care încă nu există. Vorbim despre o cheltuială sub 1% din PIB pe an, timp de douăzeci de ani, și despre respectarea unor calendare.

Partea grea nu a fost niciodată ingineria. Partea grea a fost întotdeauna aceea de a lua decizii care dau roade peste zece ani, într-un sistem politic care gândește în cicluri de patru. Vara aceasta, cu barje scufundate în Dunăre ca să răcim un reactor, este factura pentru douăzeci de ani de amânări. Următoarea factură va veni iarna, și va fi mai mare.

Datele privind starea de alertă, debitele Dunării și situația de la Cernavodă provin din comunicatele Nuclearelectrica, INHGA și din declarațiile oficiale din perioada 29 iulie până în 5 august 2026. Datele privind producția, consumul și importurile provin din rapoartele Transelectrica pentru 2025. Datele de preț provin din Eurostat și din ofertele publicate ale furnizorilor. Informațiile despre proiectele Cernavodă, Doicești, Tarnița, Mintia, Iernut și Neptun Deep provin din comunicate oficiale și din presa economică. Estimările de cost pentru portofoliul de investiții sunt calcule proprii de ordin de mărime.