Oprirea reactoarelor de la Cernavodă începe să se simtă în economie. Companiile, primele afectate

Oprirea simultană a reactoarelor de la CNE Cernavodă se transmite în economie pe trei verigi, iar prima care resimte presiunea este cea a furnizorilor de energie, obligați să înlocuiască energia nelivrată din producția nucleară la prețurile din piață. Șocul se manifestă mai întâi printr-o presiune asupra lichidității în lanțul de furnizare a energiei, pentru ca, ulterior, cu un decalaj estimat de două-trei trimestre, efectele să se reflecte în rezultatele financiare ale companiilor industriale, punctează specialiştii în insolvenţe ai CITR.

Oprirea reactoarelor de la Cernavodă pune presiune pe companii. Foto: Adevărul

Sistemul energetic național funcționează din 13 august fără producție nucleară, după ce Unitatea 1 a centralei de la Cernavodă a fost oprită controlat la sfârșitul lunii iulie, iar Unitatea 2 a fost oprită pe 13 august, pe fondul scăderii fără precedent a nivelului Dunării, în contextul secetei hidrologice severe. Este pentru prima dată în istoria recentă când ambele reactoare sunt oprite simultan din acest motiv, iar efectele asupra companiilor se transmit diferit în economie, de la presiunea imediată asupra furnizorilor de energie până la costurile suportate ulterior de industria energo-intensivă și de furnizorii și subcontractanții acesteia.

Ministerul Energiei a comunicat pe 2 septembrie că repornirea nu este posibilă mai devreme de 10 septembrie, data reprezentând însă un moment de reevaluare, nu un termen ferm de repornire.

Prețul energiei a crescut puternic

Efectul asupra pieței este deja vizibil în prețurile energiei. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare a fost în august de 793 de lei/MWh, cu aproximativ 26% peste nivelul din iulie și aproape dublu față de august 2025, când media a fost de 396 de lei/MWh.

În intervalele de seară, sistemul energetic a funcționat pe import, iar Guvernul a convocat peste 80 de mari consumatori industriali și le-a solicitat reducerea voluntară a consumului.

Potrivit CITR, efectele nu se produc simultan în toate sectoarele economiei, ci se transmit succesiv de-a lungul lanțului, prima presiune fiind una de lichiditate în zona furnizorilor și traderilor de energie, urmată de impactul asupra consumatorilor industriali și, ulterior, asupra furnizorilor și subcontractanților acestora.

Furnizorii și traderii resimt primii presiunea

Pe 10 august, Nuclearelectrica a informat piața că a primit din partea Camerei de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța mai multe avize privind existența unui caz de forță majoră, aplicabile contractelor de livrare a energiei electrice, cu efect începând din 27 iulie 2026.

Compania a precizat că nu mai poate executa integral, din producția proprie, obligațiile contractuale asumate față de parteneri.

Avizul de forță majoră nu anulează contractele, ci reprezintă un act constatator care, în funcție de clauzele fiecărui contract, poate exonera producătorul de anumite penalități pentru energia nelivrată. În practică, partenerii contractuali trebuie să își acopere necesarul din alte surse, iar costul acestei energii poate fi semnificativ mai mare decât cel prevăzut inițial în contractele pe termen lung.

Diferența dintre prețurile contractuale și cele din piața spot poate fi observată și în tranzacțiile publice. Contractele de bandă încheiate cu Nuclearelectrica în ianuarie 2026, cu livrare pe parcursul anului, au avut prețuri de aproximativ 550-560 de lei/MWh, în timp ce, în perioada în care livrările au fost afectate, prețurile orare din piața spot au urcat în intervalele de seară spre 1.400 de lei/MWh.

„Un furnizor care a contractat energie la preț fix și trebuie să o înlocuiască din piață la prețul zilei suportă diferența imediat, în numerar. Obligația lui de livrare către clientul final rămâne. De aceea aici presiunea apare prima, cea de lichiditate”, spune Florin Constantin, Partener CITR.

Piața românească a mai trecut printr-o situație în care creșterea puternică a prețurilor la energie a afectat capacitatea furnizorilor de a-și onora obligațiile comerciale. În criza energetică din 2021-2022, potrivit ANRE, peste 20 de licențe de furnizare au fost retrase, iar aproximativ 100.000 de clienți ai unor furnizori de gaze și energie electrică au fost preluați de alți furnizori sau de furnizori de ultimă instanță.

Industria energo-intensivă suportă costul energiei

A doua zonă în care presiunea devine vizibilă este reprezentată de marii consumatori industriali, în special companiile din metalurgie, chimie, ciment, sticlă, hârtie și prelucrarea metalelor, pentru care energia reprezintă o componentă importantă a costului de producție.

Datele INS indică prețuri de producție a energiei cu 23,3% mai mari în iunie 2026 față de aceeași lună din 2025.

Pentru aceste companii, impactul depinde de structura contractelor de energie, de posibilitatea de a transfera costurile către clienți și de perioada în care pot absorbi diferențele prin capitalul de lucru sau prin marjele comerciale.

„Pentru companiile industriale, efectul apare cu decalaj. Costul crește acum, ajustarea prețului către client vine la următorul ciclu contractual, iar intervalul se finanțează din capitalul de lucru”, spune Florin Constantin.

Presiunea ajunge ulterior la furnizorii și subcontractanții industriei

A treia verigă este reprezentată de companiile de dimensiune medie care furnizează produse sau servicii marilor consumatori și care au, la rândul lor, contracte la preț fix, fără mecanisme suficiente de ajustare.

În această situație, creșterea costurilor cu energia este suportată inițial de furnizor, în condițiile în care prețul către client nu poate fi modificat imediat. Efectul poate deveni vizibil în rezultatele financiare cu întârziere, după consumarea marjelor și creșterea necesarului de capital de lucru.

Contractele de furnizare încheiate în toamna anului 2025 ajung în această perioadă la reînnoire, iar estimările de piață indică prețuri cu 15-20% mai mari pentru unele dintre contractele renegociate.

Iarna poate pune o presiune mai mare pe sistem

Nivelul de 793 de lei/MWh înregistrat ca medie în august trebuie privit și prin prisma condițiilor favorabile existente în această perioadă pentru producția de energie. August este una dintre lunile cu cel mai bun aport fotovoltaic, iar producția solară a contribuit la menținerea unor prețuri mai reduse în intervalele de zi, în timp ce presiunea asupra sistemului a fost mai vizibilă seara, când producția fotovoltaică dispare.

În sezonul rece, situația este diferită, deoarece vârful de consum se concentrează în intervalele în care producția fotovoltaică este nulă, iar consumul de energie este structural mai ridicat.

Dispeceratul Energetic Național a prognozat pentru sezonul rece precedent un vârf de consum instantaneu între 9.100 și 9.500 MW, în funcție de scenariu, cu precizarea că acest nivel nu putea fi acoperit integral din producția internă în niciunul dintre scenarii. Vârful efectiv atins pe 19 ianuarie 2026 a fost de 9.235 MW.

Studiul de adecvanță al Transelectrica identifică lunile decembrie, ianuarie și februarie drept perioade critice pentru sistem, în special în intervalele de vârf de dimineață și de seară, și indică iarna 2026-2027 drept un test important pentru capacitatea sistemului de a acoperi consumul. În același timp, seceta care a afectat producția nucleară influențează și producția hidro.

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

Presiunea asupra costurilor poate continua și după repornirea reactoarelor

Situația nu se încheie însă odată cu repornirea reactoarelor, întrucât calendarul energetic al României include și oprirea Unității 1 pentru retehnologizare.

Potrivit declarațiilor Ministerului Energiei, lucrările de retehnologizare urmează să înceapă în 2027, iar reactorul va rămâne oprit pentru o perioadă de peste doi ani. Peste acest calendar se suprapune riscul hidrologic, care a afectat în această vară atât producția nucleară, cât și producția 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.

Ce urmărește CITR în cazul companiilor expuse

Pe termen imediat, de până la un trimestru, CITR indică drept prioritare vizibilitatea asupra trezoreriei și identificarea exactă a expunerii contractuale, inclusiv ponderea costurilor fixe și variabile, momentele de expirare a contractelor și posibilitățile de ajustare a prețurilor în relația cu clienții.

Fereastra de renegociere a contractelor de furnizare și de discuție cu finanțatorii este deschisă înaintea ciclului contractual de iarnă, iar diferența poate fi importantă pentru companiile care intră în sezonul rece fără o imagine clară asupra necesarului de numerar și a costurilor energetice.

Pe un orizont de trei până la douăsprezece luni, atenția se mută către structura finanțării și relația comercială, iar cadrul legal românesc include instrumente de restructurare preventivă care pot fi utilizate înainte de apariția stării de insolvență, aplicabilitatea acestora urmând să fie analizată în funcție de situația fiecărei companii.

Pe termen de unu până la trei ani, problema se mută către modelul de business și către structura aprovizionării cu energie, gradul de autoproducție și configurația capacităților de producție necesare într-un mediu în care costurile energetice pot rămâne diferite de cele din ultimii ani.

„În experiența noastră, diferența dintre o restructurare care reușește și una care ajunge în procedură ține în bună măsură de momentul în care compania acceptă că are o problemă”, spune Florin Constantin.