Cernavodă rămâne oprită, iar România se pregătește pentru 8.500 MW la vârful de seară. Ce poate face Transelectrica

România intră în ultima săptămână din octombrie fără niciunul dintre cele două reactoare ale centralei nucleare de la Cernavodă în producție și fără o prognoză sigură că măcar unul va putea fi repornit în noiembrie. Vineri, 23 octombrie, Ministerul Energiei a pus în consultare un proiect prin care vrea să prelungească până la 30 noiembrie măsurile speciale de siguranță pe piața electricității. Pentru orele de vârf din luna următoare, scenariul guvernamental indică un consum posibil de 8.500 MW.

În octombrie, Executivul lucra cu un vârf estimat de până la 8.000 MW. Diferența de 500 MW înseamnă 6,25% față de estimarea lunii precedente. Nu este o creștere deja înregistrată a consumului, ci o comparație între două scenarii de planificare. Dar arată câtă putere suplimentară trebuie să poată mobiliza operatorul rețelei într-un sistem în care producția nucleară lipsește, apa din lacuri și râuri este puțină, iar importurile nu sunt garantate.

Documentul este încă un proiect de hotărâre, publicat de Ministerul Energiei și descris în analiza proiectelor pentru noiembrie. Prelungirea nu trebuie confundată cu o decizie deja adoptată. Regulile aflate în vigoare pentru octombrie permit însă Transelectrica să intervină în etape, inclusiv prin reducerea exporturilor și, ca ultimă soluție, prin limitarea unor consumuri. Nu există în document un program anunțat de întreruperi pentru gospodării.

La Cernavodă, prognoza fluviului decide calendarul reactoarelor

Unitatea 1 a fost oprită în condiții de siguranță la 28 iulie, iar Unitatea 2 la 13 august 2026, după scăderea puternică a nivelului Dunării. Aceste date apar în documentația noului proiect, prezentată de publicația de specialitate InvesTenergy. Reactoarele au nevoie de o alimentare sigură cu apă pentru răcire. Când condițiile hidrologice nu oferă această garanție, simpla presiune pentru mai multă electricitate nu este un argument tehnic pentru repornire.

La 10 octombrie, cota locală măsurată în zona Cernavodă ajunsese la minus 259 de centimetri, numai trei centimetri peste pragul operațional invocat de autorități. Vector Est a explicat atunci intervențiile Apele Române pentru suplimentarea debitelor. În zilele următoare au fost semnalate valori și mai coborâte, iar documentele de urgență au insistat asupra vulnerabilității alimentării cu apă în zona Dunărea Veche.

Este important să separăm două tipuri de măsurători. Debitul Dunării la Baziaș, exprimat în metri cubi pe secundă, arată câtă apă intră în România. Cota locală de la Cernavodă, exprimată în centimetri față de reperul hidrometric, influențează condițiile de captare pentru răcire. O creștere ușoară la Baziaș nu se transformă automat în atingerea unui nivel sigur la priza de apă a centralei.

Conform prognozei INHGA pentru 23–30 octombrie, debitul la Baziaș urma să rămână în jur de 1.300 m³/s în primele cinci zile și să urce spre 1.400 m³/s ulterior. Media multianuală a lunii octombrie este 3.900 m³/s. Chiar la capătul superior al prognozei, raportul este de circa 36% din medie. Procentul spune cât de slab rămâne aportul de apă, nu când se poate reporni efectiv un reactor.

Mai există și obstacole fizice. Hotărârea CNSU nr. 24 din 8 octombrie descrie restricții de tranzitare pe Dunărea Veche, praguri de adâncime și intervenții temporare pentru susținerea debitelor către Cernavodă. Sunt avute în vedere pomparea, transferuri controlate de apă și lucrări succesive, cu verificarea efectului după fiecare etapă. Operatorul nu poate trata aceste lucrări ca pe o rezervă de apă nelimitată.

De ce contează 500 MW în plus tocmai seara

Intervalul indicat drept vulnerabil în noua documentație este 17:00–21:00. În acest răstimp, consumul rămâne ridicat după încheierea programului de lucru, iar producția fotovoltaică scade odată cu lumina zilei. În lunile de toamnă, seara vine mai devreme. Astfel, o capacitate solară instalată mare nu garantează că aceeași cantitate de electricitate va fi disponibilă când cererea atinge vârful.

Prognoza pentru noiembrie, citată din evaluarea Ministerului Energiei, indică aproximativ 8.500 MW la vârful de seară în condiții meteorologice apropiate de normal. În comunicarea oficială pentru luna octombrie, Guvernul estima până la 8.000 MW. Diferența calculată este de 500 MW, adică 6,25% din baza de 8.000 MW. Dacă noiembrie aduce temperaturi mai reci decât media, cererea ar putea depăși și scenariul de 8.500 MW.

Aceste cifre nu reprezintă producția care lipsește sigur din sistem. Pentru a calcula un deficit efectiv sunt necesare producția disponibilă în fiecare oră, importurile, starea rețelelor și rezerva operativă. Două prognoze ale vârfului de consum indică o nevoie potențial mai mare, nu dimensiunea unei întreruperi inevitabile. Tocmai de aceea Transelectrica urmărește adecvanța, adică posibilitatea ca producția și schimburile să acopere consumul în condiții reale.

În evaluarea tehnică citată de Economica.net, grupurile pe cărbune ar putea aduce temporar până la 1.200 MW, dar funcționarea susținută este limitată de stocurile de combustibil, iar pentru exploatarea curentă apare și nivelul de 900 MW. Aceste valori sunt estimări de disponibilitate pentru o resursă care poate fi pornită la comandă, nu o promisiune că puterea maximă va fi furnizată în fiecare oră a lunii.

Producția eoliană introduce o altă variație. Documentele de planificare folosesc intervale foarte largi, cu niveluri minime și maxime dependente de vreme. Vântul poate sprijini sistemul în unele seri, dar nu este o rezervă dispecerizabilă la fel ca un grup termic cu combustibil disponibil. Când se suprapun lipsa producției nucleare, scăderea solarului și importuri mai greu de obținut, orele de seară devin testul real.

Ce poate face Transelectrica și ce nu înseamnă alerta

România are deja un mecanism legal pentru intervenții graduale. Informarea oficială privind hotărârea pentru octombrie stabilește o ordine de priorități, nu o autorizație de a întrerupe imediat alimentarea oricărui client. Prima etapă urmărește majorarea rezervelor în centralele capabile să treacă la combustibili alternativi. A doua înseamnă pornirea grupurilor aflate în rezervă tehnică, la dispoziția Dispeceratului Energetic Național.

Abia apoi apar măsurile privind schimburile transfrontaliere: reducerea capacității disponibile de interconexiune în direcția export și reducerea sau anularea unor exporturi deja notificate, în limitele reglementărilor aplicabile. Ultima treaptă descrisă de hotărâre este limitarea consumului pe tranșe, potrivit normativelor speciale, în situația materializării unei crize.

Ordinea este esențială. Existența unui act care permite limitări nu demonstrează că dispecerul a dispus asemenea măsuri sau că toți consumatorii industriali vor fi afectați. Nu există un calendar public de întreruperi pentru populație inclus în acest proiect. Nici interzicerea exporturilor nu se produce automat prin publicarea unei note de fundamentare. Sunt măsuri condiționate de situația operativă și de autoritatea legală aflată efectiv în vigoare.

Proiectul pentru noiembrie vizează prelungirea până la 30 noiembrie a perioadei în care Transelectrica ar putea apela la aceste instrumente. Pentru octombrie, termenul stabilit în actul Guvernului este 30 octombrie. Ministerul a propus extinderea deoarece riscurile se mută în sezonul rece, fără o garanție a repornirii la Cernavodă și cu o rezervă de producție greu de crescut rapid.

Pe piața regională, un export limitat într-o țară poate reduce și disponibilitatea energiei pentru vecini. În același timp, România se bazează ea însăși pe posibilitatea importurilor în perioadele dificile. Autoritățile trebuie, prin urmare, să țină cont de interconexiunile din Europa Continentală și de regulile schimburilor comune. Deciziile despre securitatea aprovizionării nu sunt numai naționale.

Planul pentru iarnă cere cărbune, gaze și grupuri gata de pornire

Ministerul Energiei a publicat și un al doilea proiect, dedicat funcționării sistemului energetic și de gaze pe durata iernii 2026–2027. Acesta prevede un comandament energetic pentru intervalul 1 noiembrie 2026 – 31 martie 2027. Structura ar urma să urmărească funcționarea rețelelor, stocurile de combustibil și pregătirea unităților de producție. Este o propunere distinctă de prelungirea instrumentelor de urgență ale Transelectrica.

Printre măsurile pregătite se află menținerea în exploatare comercială a patru grupuri pe lignit ale Complexului Energetic Oltenia, trei la Rovinari și unul la Turceni, cu demersurile necesare față de Comisia Europeană. Documentația privind iarna indică și nevoia de a constitui stocuri de combustibil la centralele pe cărbune și de a păstra o rezervă energetică în lacurile hidrocentralelor.

O altă condiție este nivelul depozitelor de gaze. Propunerea indică o umplere de cel puțin 90% din capacitate la începutul sezonului și o extracție graduală, astfel încât rezervele să nu ajungă insuficiente spre februarie și martie. Gazele nu servesc numai încălzirii locuințelor. Unele centrale electrice depind de ele, iar o reducere a livrărilor poate afecta simultan producția de electricitate și alimentarea termică.

Proiectul menționează centrale pe gaze la Brazi, Iernut, Mintia și București, împreună cu lucrări de reparații și puneri în funcțiune. Capacitățile nominale ale acestor proiecte nu trebuie însumate și prezentate drept energie sigur disponibilă la 1 noiembrie. Termenele de pornire, alimentarea cu gaz, probele tehnologice și accesul la rețea pot limita contribuția lor în vârful de consum.

Investițiile în regenerabile și noi centrale vor conta pentru anii următori. Riscul descris acum este mai apropiat: un sistem care intră într-o seară rece cu puțină putere controlabilă, după luni de secetă și fără producția de la Cernavodă. El nu poate fi corectat doar prin capacități promise în comunicate.

Trei cifre de urmărit înainte de sfârșitul lui noiembrie

Prima este nivelul real al Dunării la priza de apă a centralei, nu numai debitul prognozat la Baziaș. Sunt necesare măsurători locale și o evaluare de siguranță care să permită reluarea exploatării. Cele 1.300–1.400 m³/s estimate la intrarea fluviului în țară rămân departe de media de 3.900 m³/s, iar îmbunătățirea locală a cotelor nu poate fi presupusă dintr-un singur procent.

A doua este puterea dispecerizabilă efectiv disponibilă în orele 17:00–21:00. Pentru aceasta contează cât pot furniza hidrocentralele, grupurile pe gaz și pe cărbune, ce stocuri le susțin și câte unități pot porni la ordin. Un interval teoretic de 900–1.200 MW pentru cărbune nu spune ce va livra sistemul la ora 19:00 într-o zi cu avarii sau cerere ridicată.

A treia este marja dintre cererea de vârf și totalul surselor utilizabile, inclusiv importurile. Dacă Guvernul își bazează planificarea pe 8.500 MW, Transelectrica trebuie să poată prezenta și resursele pentru acel nivel, împreună cu rezervele de siguranță. Fără aceste date, nu se poate calcula onest câte gospodării sau întreprinderi ar putea fi afectate de eventuale măsuri excepționale.

La 24 octombrie, România are în față o decizie administrativă pentru noiembrie, o centrală nucleară ținută în siguranță în stare oprită și un risc pentru orele de consum maxim. Nu este anunțată o întrerupere generalizată a energiei. Dar nici revenirea reactoarelor nu este garantată de câteva zile cu debit ceva mai mare. Diferența dintre o iarnă gestionabilă și o criză va fi arătată de apa disponibilă la Cernavodă, puterea reală a centralelor și rezerva rămasă în sistem în serile cele mai solicitante.

Foto principală: centrala nucleară Cernavodă, județul Constanța, fotografiată la 13 aprilie 2026. Imagine reală a amplasamentului, folosită pentru a ilustra situația reactoarelor, nu fotografia unei ședințe sau a unei reporniri din octombrie. Foto: Petr Štefek / Wikimedia Commons, CC BY-SA 3.0 CZ.