Sistemul energetic național funcționează din 13 august fără producție 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. Este prima situație din istoria recentă în care ambele reactoare sunt oprite simultan din acest motiv. 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.
Efectul de piață este deja măsurabil. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare a fost în august de 793 lei/MWh, cu circa 26% peste nivelul din iulie și de aproximativ două ori mai mare decât în august 2025, când media a fost de 396 lei/MWh. În orele de seară, sistemul a funcționat pe import. Guvernul a convocat peste 80 de mari consumatori industriali și le-a solicitat reducerea voluntară a consumului.
CITR, cea mai mare companie de restructurare și insolvență din România, apreciază că efectul asupra companiilor nu se distribuie uniform în lanț și nu apare simultan.
Prima verigă: furnizorii și traderii de energie
Pe 10 august, Nuclearelectrica a informat piața că a primit din partea Camerei de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța o serie de avize de existență a cazului de forță majoră, aplicabile contractelor de livrare de energie electrică, cu efect începând cu 27 iulie 2026. Compania a precizat că nu își mai poate executa integral, din producția proprie, obligațiile contractuale asumate față de parteneri.
Avizul nu anulează contractele prin el însuși. Este un act constatator care, în funcție de clauzele fiecărui contract, poate exonera producătorul de penalități pentru energia nelivrată. Consecința practică, așa cum a fost descrisă în piață, este că partenerii contractuali trebuie să își acopere necesarul din alte surse, la prețul zilei. Interpretarea concretă a efectelor se stabilește contract cu contract, împreună cu consultanții juridici ai părților.
Ordinul de mărime al decalajului este vizibil din tranzacții publice. Contracte de bandă încheiate cu Nuclearelectrica în ianuarie 2026, cu livrare pe parcursul anului, au avut prețuri în intervalul 550-560 lei/MWh. În aceeași perioadă în care aceste livrări au fost afectate, prețurile orare din piața spot au urcat, în intervalul de seară, spre 1.400 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.
Mecanismul are precedent în piața românească. În criza de preț 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 de energie electrică au fost preluați de alți furnizori sau în regim de furnizor de ultimă instanță.
A doua verigă: consumatorii industriali energo-intensivi
Metalurgie, chimie, ciment, sticlă, hârtie, prelucrarea metalelor. Expunerea este directă și, în general, cunoscută de management. Aceste companii au capacitate de negociere și vizibilitate publică. Datele INS arată prețuri de producție a energiei cu 23,3% mai mari în iunie 2026 față de iunie 2025.
A treia verigă: furnizorii și subcontractanții acestora
Companii de dimensiune medie, cu contracte la preț fix încheiate cu clienți mari și fără mecanisme de ajustare. Acestea absorb creșterea de cost fără a o putea transfera în aval, iar efectul apare în situațiile financiare cu întârziere. Contractele de furnizare semnate în toamna lui 2025 se reînnoiesc în această perioadă, iar estimările de piață indică prețuri cu 15-20% mai mari la reînnoire.
„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”, 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. Producția solară a menținut prețurile din intervalul de zi la un nivel scăzut, în timp ce în orele de seară sistemul funcționa deja pe import. Iarna, vârful de consum se mută în intervalul în care producția fotovoltaică este nulă, iar consumul este structural mai mare.
Ordinele de mărime sunt publice. 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 concluzia că acest vârf nu poate fi acoperit integral din producție internă în niciunul dintre cazuri. Vârful efectiv atins pe 19 ianuarie 2026 a fost de 9.235 MW. Studiul de adecvanță al Transelectrica identifică decembrie, ianuarie și februarie drept perioadele critice, la vârfurile de dimineață și de seară, și indică iarna 2026-2027 ca primul test real al sistemului. La acestea se adaugă capacitatea hidro, afectată de aceeași secetă care a oprit reactoarele.
Observația rămâne valabilă indiferent de momentul repornirii reactoarelor înturcât este o afirmație despre structura sistemului.
„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.
Un context care nu se închide în septembrie
Potrivit declarațiilor Ministerului Energiei, retehnologizarea Unității 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 producția nucleară și 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.
”Pe orizontul imediat, de până la un trimestru, prioritatea este vizibilitatea asupra trezoreriei și claritatea asupra expunerii contractuale: cât din cost este fix, cât este expus pieței, când expiră contractele și ce marjă de ajustare există în relația cu clienții. În practică, multe companii descoperă în acest exercițiu că expunerea reală diferă de cea presupusă”, spun oficialii CITR.
Calendarul contează, iar fereastra de renegociere a contractelor de furnizare și de discuție cu finanțatorii este deschisă acum, înaintea ciclului contractual de iarnă.
O companie care intră în decembrie cu contractul de furnizare nerenegociat și fără vizibilitate pe trezorerie are mai puține opțiuni decât una care începe discuția în septembrie.
Pe orizontul de trei până la douăsprezece luni, discuția se mută pe structura de finanțare și pe relația comercială. Companiile care ajung devreme la aceste conversații au un set de opțiuni mai larg. Cadrul legal românesc pune la dispoziție instrumente de restructurare preventivă, concepute tocmai pentru a fi folosite înainte de apariția stării de insolvență. 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 autoproducție și ce configurație de capacități rămân viabile într-un regim de costuri diferit de cel 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.