Daniel Pintilie, strateg în energie și antreprenor
Pe 13 august 2026, la ora 10:53, Unitatea 2 de la Cernavodă a fost deconectată controlat de la Sistemul Energetic Național, potrivit comunicării Ministerului Energiei. Unitatea 1 fusese deja oprită în dimineața de 28 iulie, în contextul nivelului extrem de scăzut al Dunării. Pentru prima dată în istoria centralei, România a rămas simultan fără ambele reactoare din cauza secetei, în mijlocul unui val de căldură. Nu a fost o avarie, o eroare de operare sau un incident nuclear. A fost o problemă legata de nivelul apei. Despre tranziția energetică vorbim adesea la condițional: ce facem dacă vine seceta, daca vântul se oprește, iar soarele dispare exact când consumul atinge maximul? În august 2026, întrebarea a devenit realitate. Ziua dificilă a avut dată, oră și consecințe. Lecția este simplă: valoarea unui sistem energetic nu stă în megawații instalați, ci în energia pe care o poate livra atunci când presiunea este maximă.
CE NU A FUNCȚIONAT, DE FAPT De regulă, producția este împărțită în surse variabile – solar și eolian – și surse dispecerizabile, precum nuclearul și hidroenergia. Criza din august arată însă limita acestei clasificări. Nuclearul poate fi dispecerizabil, dar nu a fost disponibil când nivelul Dunării a împiedicat răcirea reactoarelor. Hidroenergia este, la rândul ei, fl exibilă, însă producția ei scade în perioade de secetă. În condiții hidrologice extreme, ambele depind de aceeași resursă: apa. Distincția importantă nu este între energie regenerabila și energie convențională, ci între capacitatea instalată și energia disponibilă exact când sistemul este sub presiune si are cel mai mult nevoie de ea. Contribuția la adecvanța sistemului a unui reactor nuclear de 700 MW care nu poate funcționa din cauza lipsei apei pentru răcire, este în acel moment, la fel de mica precum cea a unui parc fotovoltaic după ce apune soarele: zero. România nu are nevoie doar de mai multă producție. Are nevoie de un sistem pregătit pentru orele în care oferta scade, consumul rămâne ridicat, iar soluțiile de urgență devin foarte scumpe.
ORA 20:00 ESTE MAI IMPORTANTĂ DECÂT PRÂNZUL Într-o zi de caniculă, producția fotovoltaică poate susține foarte bine sistemul energetic la prânz. Problema apare seara.
Între orele 19:00 și 23:00, energia solară scade rapid, în timp ce cererea poate rămâne ridicată din cauza răcirii spațiilor, activității comerciale și consumului industrial. Dacă vântul este slab, dacă hidroenergia este limitată și dacă una sau mai multe capacități convenționale nu sunt disponibile, presiunea se transferă aproape integral către importuri, stocare și capacități flexibile.
Pentru vârful de seară al zilei de 13 august, Ministerul Energiei a estimat un necesar de import de maximum 2.300 MW, precizând că valoarea se încadra în limitele capacităților comerciale disponibile. Acesta nu este un detaliu minor. Raportat la o capacitate transfrontalieră de import de aproximativ 4.000 MW, înseamnă circa 57% din interconectarea țării, angajată pentru a acoperi o singură fereastră de consum.
Prețul explică urgența. Media ponderată a Pieței pentru Ziua Următoare a fost de 636,46 lei/MWh în iulie 2026, după 694,48 lei în iunie și 565,05 lei în mai, potrivit OPCOM. Ziua de 13 august s-a tranzacționat la o medie de 857 lei/MWh, cu 18,6% peste ziua anterioară, iar vârful de seară a atins aproape 500 euro/MWh. Recordul absolut al pieței rămâne 30 iunie 2026, când între 19:00 și 19:15 energia s-a tranzacționat la 5.321 lei/MWh, echivalentul a 1.015 euro/MWh. Iar pe 5 august, prețul a variat între aproximativ 237 și 2.123 lei/MWh pe parcursul aceleiași zile.
Aceste episoade arată unde se decide, de fapt, securitatea alimentării. Nu în mediile anuale, nu în obiectivele de capacitate pentru 2030 și nici în numărul de proiecte anunțate. Se decide în intervalele scurte în care oferta de producție flexibilă este insuficientă.
Stocarea este răspunsul evident. Dar răspunsul trebuie calculat matematic, nu doar invocat in termeni generali. La 1 august 2026, România dispunea de instalații de stocare cu o putere totală de 989,3 MW și o capacitate energetică de 1.974,7 MWh, potrivit Transelectrica. În doar patru luni, capacitatea de stocare aproape s-a dublat: la 1 aprilie, sistemul avea 599 MW și circa 1.130 MWh.
Dacă intervalul critic durează patru ore, capacitatea actuală ar permite, teoretic, o livrare constantă de circa 494 MW. În practică, nivelul este mai mic: presupune că toate bateriile sunt complet încărcate la ora 19:00 și ignoră energia pierdută în procesul de încărcare, stocare și descărcare. La un randament total de 90%, livrarea reală ar fi de aproximativ 444 MW. Raportat la un necesar de import de 2.300 MW într-o seară dificilă, rezultă că fl ota existentă ar fi putut acoperi în jur de 21% din deficit. Este o contribuție importantă, dar nicidecum o soluție completă. Schema aprobată la 6 martie 2026, cu o valoare de 150 milioane euro și o țintă de cel puțin 2.174 MWh de stocare nouă, este necesară. Adăugată la baza existentă, ar duce sistemul la circa 4.150 MWh, adică în jur de 1.040 MW livrați constant pe patru ore, aproximativ 45% din deficitul unei seri ca cea din august. Dar schema acordă investitorilor 48 de luni de la momentul acordării ajutorului pentru punerea în funcțiune, iar apelul de proiecte e programat să se deschidă pe 1 septembrie și să se închidă pe 30 octombrie 2026. Acei 2.174 MWh nu vor exista în sistem în sezonul critic din 2027 și, cu probabilitate ridicată, nici în 2028. Aceasta este concluzia care trebuie spusă clar: stocarea nu este suficientă doar pentru că există. Contează câtă stocare avem, cât timp poate livra, unde este amplasată, când intră efectiv în operare și după ce tip de semnal economic operează. O baterie proiectată pentru două ore poate răspunde unei anumite părți din vârful de seară. Dacă deficitul continuă patru sau cinci ore, ea se oprește înainte ca sistemul să iasă din zona critică. Durata de stocare nu este doar un detaliu tehnic ci devine o alegere de securitate energetică.
TREI PROBLEME DE PROIECTARE CARE MERITĂ DEZBĂTUTE Prima este durata minimă de descărcare. Schema de finanțare a bateriilor cere o putere minimă de 1 MW și un raport de cel puțin 2:1 între capacitate și putere, adică două ore de funcționare la puterea instalată. Este un pas înainte, însă nu reflectă automat durata reală a deficitului din zilele cele mai dificile. Criteriile de sprijin trebuie corelate cu profilul de risc al Sistemului Energetic Național, nu doar cu praguri tehnice ușor de atins.
A doua problema este relația dintre stocare și proiectele hibride. Finanțarea exclusivă a bateriilor autonome urmărește, în mod legitim, evitarea dublei subvenționări și încurajarea operării lor în piață. Dar proiectele hibride pot utiliza mai eficient infrastructura existentă și pot reduce presiunea asupra racordărilor noi. Într-o țară în care accesul la rețea rămâne o constrângere majoră, excluderea lor din anumite instrumente de sprijin merită reanalizată prin prisma valorii aduse sistemului.
A treia este localizarea. O baterie amplasată într-un nod congestionat poate absorbi energie care altfel ar fi limitată și poate reduce presiunea asupra rețelei. O baterie amplasată într-o zonă fără constrângeri poate fi profitabilă, dar poate avea o valoare sistemică mai mică. Departajarea se face însă pe ajutorul solicitat, plafonat la 69.000 euro pe MWh instalat, fără nicio ponderare geografică. Dacă selecția se face exclusiv după cel mai mic ajutor solicitat pe MWh instalat, capitalul va merge in mod natural spre proiectele cele mai simple și mai ieftine, nu neapărat spre cele mai utile pentru sistem.
Nu orice MWh de stocare are aceeași valoare.
CINE PLĂTEȘTE PENTRU DISPONIBILITATE? Aceasta este întrebarea pe care piața românească trebuie să o rezolve.
România se află între două presiuni reale: nevoia de decarbonizare și obligația de a menține suficientă capacitate disponibilă în orele critice. Retragerea treptată a centralelor pe cărbune este necesară, dar ea reduce rezerva de capacitate într-un moment în care flexibilitatea alternativă nu este încă suficient de matură.
Un activ care produce puțin într-un an, dar poate funcționa într-o seară de august cu hidroenergie limitată, nucleare indisponibilă și importuri tensionate, are o valoare pe care piața de energie, singură, nu o remunerează întotdeauna corect. Aceasta poate însemna baterii, hidrocentrale cu acumulare prin pompaj, capacități fl exibile pe gaze, management al consumului sau agregarea resurselor distribuite. Tehnologia nu trebuie aleasă politic. Ceea ce trebuie remunerat este disponibilitatea verificabilă în orele în care sistemul are nevoie de ea. Dacă plătim exclusiv energia produsă, vom subevalua sistematic capacitatea care protejează consumatorii în orele de stres. Iar aceeași dezbatere despre închideri neprogramate, derogări și importuri de urgență va reapărea în fiecare perioadele hidrologice dificile.
UNEORI, CEA MAI SCUMPĂ PROBLEMĂ ESTE O INVESTIȚIE AMÂNATĂ. Criza de la Cernavodă scoate la lumină și o problemă mai puțin discutată: întârzierea proiectelor de infrastructură care reduc direct riscul de sistem. Proiectul BALA II, destinat să îmbunătățească alimentarea cu apă pe traseul relevant pentru Cernavodă, avea indicatorii tehnico-economici aprobați de Guvern din 2024 și aviz de mediu, dar nu avea contract de execuție: două proceduri de achiziție publică au fost anulate, iar contractul de proiectare și execuție nu a fost semnat. După oprirea reactoarelor, Guvernul a anunțat constituirea unui comitet interministerial pentru deblocarea proiectului, finanțare de la bugetul de stat și un termen estimat de aproximativ trei ani pentru finalizare.
Lecția este una incomodă. O investiție de peste un miliard de lei, aprobată în 2024 și neîncepută în 2026, poate proteja o capacitate nucleară de aproximativ 1.400 MW și ar ridica nivelul pe Dunărea Veche cu peste un metru, aproape dublând debitul. Costul amânării se plătește deja, prin importuri scumpe, forță majoră invocata in contractele de furnizare a energiei și trei ani suplimentari de expunere la un risc similar.
Uneori, cele mai scumpe ore ale anului sunt produse de decizii care nu au fost luate la timp.
În primul rând, planificarea adecvanței trebuie să pornească de la scenarii hidrologice adverse, nu doar de la mediile istorice. Seceta nu mai poate fi tratată drept excepție într-un sistem în care apa condiționează simultan hidroenergia și răcirea unor capacități nucleare.
În al doilea rând, sprijinul pentru stocare și regulile privind accesul la rețea trebuie să includă mai clar valoarea data de locație. Investițiile trebuie direcționate către zonele în care bateriile reduc blocajele din rețea, ajută la echilibrarea sistemului și creează spațiu pentru noi proiecte cu valoare economică reală.
În al treilea rând, România trebuie să stabilească cine și cum plătește pentru siguranța alimentării: garanția că energia rămâne disponibilă într-o seară de august, între ora 19:00 și 23:00, când Dunărea este la cote critice, producția solară a scăzut, iar piața regională este sub presiune.
Pe 13 august, sistemul a rezistat. A rezistat printr-o combinație de surse alternative de energie, importuri și intervenții operaționale. La ora 15:00, producția fotovoltaică era de 2.673 MW și acoperea peste jumătate din consumul de 4.583 MW din acel moment, potrivit datelor Transelectrica în timp real.
Dar capacitatea de a trece peste o criză punctuală nu poate înlocui o politică energetică solidă.
Ziua în care energia verde nu a acoperit singură nevoile sistemului nu este un argument împotriva tranziției energetice. Ar trebui, însă, să devină argumentul decisiv pentru o tranziție planificată nu pentru scenariul ideal, ci pentru realitatea în care sistemul trebuie să funcționeze.
_____________________________________________
Analiza a apărut și în varianta tipărită a Energynomics Magazine, ediția Q3 2026.
Dacă vrei să primești prin curier revista Energynomics, în format tipărit sau electronic, scrie-ne la adresa office [at] energynomics.ro, pentru a te include în lista de distribuție. Toate numerele anterioare sunt accesibile AICI, în format electronic.