România se confruntă cu un deficit major de producție pe piața de energie electrică, o situație care va avea un impact direct asupra costurilor plătite de consumatori. Din cauza lipsei de apă, centrala nucleară de la Cernavodă rămâne oprită, ceea ce obligă autoritățile să acopere cererea națională prin importuri. Această realitate impune prelungirea măsurilor excepționale de gestionare a cripei până la data de 30 noiembrie 2026.
Situația tehnică de la Cernavodă este critică din cauza secetei prelungite care afectează debitul Dunării. Nivelul scăzut al apei împiedică răcirea reactoarelor conform standardelor de siguranță, forțând oprirea unităților. Unitatea 1 a fost oprită pe 28 iulie 2026, iar Unitatea 2 a ieșit din exploatare pe 13 august 2026. Prognozele hidrologice pentru luna noiembrie nu indică un volum de apă suficient pentru a permite repornirea acestor reactoare.
Pentru a menține stabilitatea rețelei, Executivul va păstra prerogativele speciale acordate companiei Transelectrica. Operatorul sistemului energetic național are autoritatea de a limita consumul marilor consumatori industriali și de a opri exporturile de energie în perioadele de deficit acut. Această măsură de urgență a fost adoptată inițial pe 7 august și a fost prelungită lunar pentru a asigura funcționarea sistemului în condiții de criză energetică.
Producția internă nu poate acoperi consumul național, care va atinge 8.500 MW la vârful de sarcină în serile de toamnă. Grupurile pe cărbune oferă doar 1.200 MW în intervale scurte, iar energia eoliană va avea un minim de 50 MW. În același timp, energia fotovoltaică scade din cauza sezonului. Acest dezechilibru va genera costuri de echilibrare care se vor transfera direct în prețul final al facturilor pentru clienții casnici și companii.
Disponibilitatea importurilor este limitată de faptul că statele vecine au propriile restricții de producție. Bulgaria a retras 1.000 MW de la centrala Kozlodui până pe 19 noiembrie, iar Ungaria va scoate capacități similare de la centrala Paks. Cehia a oprit un grup de 1.000 MW la Temelin până la jumătatea lunii decembrie. Această ofertă regională redusă crește riscul sistemic și costurile de achiziție pe bursa de profil.
Evoluția piețelor energetice regionale este influențată de mentenanțele programate și de disponibilitatea infrastructurii de interconectare. În contextul în care anumite țări din regiune își reduc capacitatea de producție, stabilitatea prețurilor depinde de echilibrul dintre cerere și ofertă la nivel european. Lipsa rezervelor interne de echiliblare în România accentuează vulnerabilitatea la fluctuațiile financiare ce apar pe piața regională de energie electrică.