Nuclearelectrica oprește Reactorul 1 de la Cernavodă, riscul opririi și a Unității 2 rămâne pe masă

Publicat: 28 iul. 2026, 12:03, de Andreea Pavaloiu, în ACTUALITATE

Nuclearelectrica oprește Reactorul 1 de la Cernavodă, riscul opririi și a Unității 2 rămâne pe masă

Nivelul Dunării a scăzut atât de mult încât Nuclearelectrica a fost nevoită să oprească un reactor: marți, 28 iulie, la ora 11:00, Unitatea 1 a fost scoasă din Sistemul Energetic Național, cu un debit al fluviului ajuns la circa 1.630 de metri cubi pe secundă la Baziaș. Este o treime din cât curge în mod normal Dunărea în iulie și doar cu 230 de metri cubi peste minimul absolut din 1985. Nuclearelectrica avertizează că, dacă seceta ține, urmează și al doilea reactor.

Prima oprire de secetă a unui reactor de la Cernavodă în 23 de ani

Un reactor nuclear are nevoie de apă multă și constantă. Când Dunărea coboară sub un anumit prag, pompele care trag apa de răcire ajung la limita de funcționare, iar de acolo până la o avarie serioasă e un pas. Tocmai ca să nu ajungă acolo, operatorul a preferat să oprească preventiv Unitatea 1. Ministerul Energiei explică miza: dacă una dintre cele trei pompe s-ar strica, reparația ar putea ține luni întregi, în cel mai rău caz aproape un an. Comparat cu asta, o oprire controlată e alegerea ieftină.

Decizia a fost luată luni seară, într-un Comandament Energetic convocat pe repede-înainte, la care a venit și premierul Ilie Bolojan, care ține acum și interimatul la Energie. Prognozele hidrologilor de la INHGA nu lăsau loc de amânare.

Reactorul de la Cernavodă a mai fost oprit din cauza secetei o singură dată, în august 2003. Atunci apa a scăzut sub nivelul de captare, iar unitatea a stat pe tușă până în septembrie, când au venit ploile. Nu tehnicienii au repornit-o, ci vremea.

Diferența față de o avarie obișnuită e tocmai asta: o oprire din cauza hidrologiei nu se rezolvă cu piese de schimb și ture de noapte. Se rezolvă când plouă. Iar prognoza pentru intervalul următor arată în continuare debite sub mediile obișnuite ale verii.

Unitatea 1 funcționează din 1996 și acoperă în jur de 10% din energia de care are nevoie România. Cele două reactoare de la Cernavodă, de câte 700 de megawați fiecare, produc împreună cam a cincea parte din curentul țării atunci când totul merge normal.

Ce se întâmplă cu prețul energiei

Vestea bună, pentru moment: e vară, e sezon de concedii, consumul e mai mic. Ministerul Energiei estimează un vârf de 7.300 de megawați pe săptămâna asta, cu vreo 700 mai puțin decât în perioadele aglomerate, și promite că diferența se acoperă din producție internă plus importuri, fără scumpiri la consumatorii casnici, care au contracte cu preț fix.

Problema e că seceta nu lovește punctual. Aceeași lipsă de apă care oprește Cernavodă golește și barajele hidrocentralelor, inclusiv Porțile de Fier, cea mai mare din țară. Practic, sistemul pierde nuclearul exact în clipa în care hidro e și el la pământ, iar importurile se cumpără de la vecini care duc și ei aceeași caniculă.

Șocul îl încasează imediat consumatorii industriali cu contracte indexate la spot și furnizorii care se echilibrează în piață. De acolo, cu întârzierea obișnuită de un ciclu de contractare, prețul ar putea migra în ofertele de anul viitor. Conform estimărilelor Asociației Energia Inteligentă, formulate înainte de oprire, scumpirile ajungeau și la 110% pe piața spot din cauza secetei.

Acțiunea SNN, o oprire care cade peste o lună neagră la Bursă

Pentru investitori, evenimentul contează mai puțin izolat și mai mult ca ultimă piesă într-o acumulare. În trei luni, SNN a strâns deconectarea automată a Unității 2 pe 4 mai și resincronizarea abia pe 30 mai, reconectarea Unității 1 după revizia planificată pe 5 iulie, respingerea de către acționari, pe 15 iulie, a reevaluării strategiei SMR propuse de Consiliul de Administrație și publicarea, luni, a raportului Corpului de Control al Prim-Ministrului, care susține că amplasamentul de la Doicești ar fi fost plătit semnificativ peste prețul pieței.

Reactorul oprit marți funcționase, de altfel, doar trei săptămâni de la reconectare. Risc operațional, risc de guvernanță și risc de alocare a capitalului apar simultan, fără catalizatori pozitivi pe termen scurt.

Comportamentul pieței în situații similare este documentat. În iunie 2020, combinația dintre corecția ex-dividend și anunțul opririi Unității 1 ar fi produs cinci ședințe consecutive de scădere și un minus de 6% într-o singură dimineață. Configurația se repetă aproape identic: SNN vine imediat după plata dividendului record de 1,2 miliarde de lei, pe 13 iulie, deci fără suportul tehnic al randamentului de dividend.

Riscul opririi Unității 2, scenariul care ar replica episodul din mai

Pe termen scurt, piața urmărește două variabile. Prima este durata opririi. Fiecare zi înseamnă circa 16-17 GWh de producție pierdută, la prețuri spot de vârf de vară, venituri care nu se recuperează.

A doua, mai importantă, este riscul opririi Unității 2, pe care compania îl menține explicit pe masă. Un asemenea scenariu ar replica integral episodul din mai, când ambele reactoare au fost simultan indisponibile, iar România a devenit cea mai scumpă piață de energie din Europa, cu media cotațiilor spot peste 700 lei/MWh și un cost total al episodului estimat la aproximativ 60 de milioane de euro.

Există și o asimetrie care lovește direct compania. Nuclearelectrica își vinde cea mai mare parte a producției prin contracte forward, deci energia pe care nu o mai produce ar trebui, eventual, acoperită din piață, la prețuri umflate chiar de propria absență.

Miza reală: prima de risc climatic a unui activ unic

Sunt în joc retehnologizarea Unității 1, care va scoate reactorul din funcțiune între 2027 și circa 2030, Unitățile 3 și 4 și proiectul SMR de la Doicești, angajamente cumulate de peste 10 miliarde de euro, toate pe același amplasament sau pe aceeași logică de finanțare.

Oprirea în sine rămâne gestionabilă: 700 MW, într-o săptămână de consum redus, cu importuri disponibile. Ce nu se gestionează prin comunicate este întrebarea pe care și-o va pune de acum orice finanțator al proiectelor nucleare românești, aceea a primei de risc pe care o merită o companie a cărei disponibilitate o decide, tot mai des, nu operatorul din camera de comandă, ci nivelul Dunării.