Oprirea simultană a reactoarelor de la Cernavodă, provocată de nivelul scăzut al Dunării, nu produce efecte doar în sectorul energetic. Șocul de preț se propagă în economie printr-un lanț în care primele companii afectate sunt furnizorii și traderii de energie, urmate de marii consumatori industriali și, ulterior, de furnizorii și subcontractanții acestora.
Analiza realizată de CITR, companie specializată în restructurare și insolvență, arată că impactul nu este uniform și nici simultan pentru toate companiile. Unele firme resimt imediat presiunea asupra lichidității, în timp ce pentru altele creșterea costurilor apare în rezultatele financiare cu întârziere, atunci când contractele comerciale sunt renegociate.
Efectele sunt deja vizibile pe piața energiei. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare a ajuns în august la 793 de lei/MWh, cu aproximativ 26% peste nivelul din iulie și aproape dublu față de august 2025.
Prima verigă: furnizorii și traderii de energie
Sistemul energetic național funcționează din 13 august fără producție nucleară, după oprirea reactoarelor de la Cernavodă pe fondul debitului redus al Dunării. Potrivit CITR, este pentru prima dată în istoria recentă când ambele reactoare sunt oprite simultan din acest motiv.
Ministerul Energiei a anunțat că repornirea nu este posibilă mai devreme de 10 septembrie, iar această dată reprezintă un moment de reevaluare a situației, nu un termen ferm pentru reluarea producției.
Presiunea se resimte în primul rând la companiile care au cumpărat energie la prețuri fixe și trebuie acum să își respecte obligațiile contractuale în condițiile în care producția nucleară nu mai este disponibilă.
Pe 10 august, Nuclearelectrica a anunțat că a primit de la Camera de Comerț, Industrie, Navigație și Agricultură Constanța mai multe avize privind existența cazului de forță majoră, cu efect începând din 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”, explică CITR.
În practică, partenerii contractuali trebuie să găsească alte surse de energie pentru a-și acoperi necesarul. Problema este diferența de preț.
Contractele de bandă încheiate cu Nuclearelectrica în ianuarie 2026, pentru livrări pe parcursul anului, au avut prețuri cuprinse între 550 și 560 de lei/MWh. În intervalul în care aceste livrări au fost afectate, prețurile orare de pe piața spot au urcat, în anumite ore de seară, spre 1.400 de 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 nu este fără precedent. În criza energetică din 2021-2022, potrivit datelor invocate de CITR, peste 20 de licențe de furnizare au fost retrase, iar aproximativ 100.000 de clienți ai unor furnizori de gaze și energie electrică au fost preluați de alte companii sau de furnizori de ultimă instanță.
A doua verigă: industria energointensivă
Al doilea nivel al lanțului este reprezentat de consumatorii industriali mari, pentru care energia reprezintă o componentă importantă a costurilor de producție.
În această categorie intră companii din metalurgie, industria chimică, producția de ciment, sticlă, hârtie sau prelucrarea metalelor.
„Expunerea este directă și, în general, cunoscută de management. Aceste companii au capacitate de negociere și vizibilitate publică”, arată CITR.
Creșterea costurilor cu energia se adaugă presiunilor deja existente asupra industriei, iar impactul poate fi diferit de la o companie la alta, în funcție de structura contractelor de furnizare, gradul de acoperire a consumului prin contracte la preț fix și capacitatea de a transfera scumpirea către clienți.
Datele INS citate de CITR indică o creștere cu 23,3% a prețurilor de producție a energiei în iunie 2026 față de aceeași lună a anului trecut.
Pentru companiile care operează cu marje reduse, chiar și o majorare temporară a costurilor energetice poate pune presiune asupra profitabilității și fluxurilor de numerar.
A treia verigă: furnizorii și subcontractanții
Efectul poate ajunge apoi la o categorie mai puțin vizibilă: furnizorii și subcontractanții companiilor mari.
Este vorba în special despre firme de dimensiune medie care au contracte la preț fix cu clienți mari și nu dispun de mecanisme de ajustare automată a prețurilor. Aceste companii absorb inițial scumpirea energiei, fără să o poată transfera imediat către clientul final.
Consecințele apar astfel cu întârziere în situațiile financiare.
Contractele de furnizare semnate în toamna anului 2025 intră în această perioadă într-un nou ciclu de negociere, 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”, explică Florin Constantin.
Problema este, prin urmare, nu doar nivelul facturii la energie, ci și perioada în care compania trebuie să finanțeze diferența dintre costul mai mare și prețul pe care îl poate încasa de la client.
Iarna 2026-2027, următorul test pentru sistem
Riscurile devin mai importante odată cu apropierea sezonului rece. Dispeceratul Energetic Național a prognozat pentru sezonul precedent un vârf de consum instantaneu cuprins între 9.100 și 9.500 MW, în funcție de scenariu. Potrivit estimărilor, producția internă nu ar fi fost suficientă pentru acoperirea integrală a acestui vârf în niciunul dintre scenariile analizate.
Vârful efectiv atins pe 19 ianuarie 2026 a fost de 9.235 MW.
CITR atrage atenția că studiul de adecvanță al Transelectrica identifică lunile decembrie, ianuarie și februarie drept perioadele critice, în special în timpul vârfurilor de consum de dimineață și seară.
Iarna 2026-2027 poate deveni astfel un test important pentru capacitatea sistemului de a acoperi consumul în perioadele de vârf.
La problema producției nucleare se adaugă și riscul hidrologic. Seceta care a afectat funcționarea reactoarelor de la Cernavodă a afectat și producția hidro, reducând simultan două surse importante de energie.
Unitatea 1 intră în retehnologizare
Presiunea asupra sistemului ar putea deveni mai complexă începând din 2027, când este programată retehnologizarea Unității 1 de la Cernavodă.
Potrivit declarațiilor Ministerului Energiei, lucrările urmează să înceapă în 2027, iar reactorul va fi oprit pentru o perioadă de peste doi ani.
Astfel, actuala problemă hidrologică este suprapusă peste un calendar cunoscut de reducere temporară a capacității nucleare. Pentru companiile mari consumatoare de energie, această perspectivă face ca gestionarea costurilor să devină o problemă de strategie financiară, nu doar una conjuncturală.
„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.
Companiile trebuie să își verifice contractele și lichiditatea
În opinia CITR, pe termen imediat, de până la trei luni, companiile expuse ar trebui să își concentreze atenția asupra trezoreriei și a contractelor de energie.
Mai exact, este important de identificat cât din costul energiei este fix, cât este expus pieței, când expiră contractele și ce posibilități de ajustare există în relația cu clienții.
O problemă poate apărea atunci când o companie consideră că este protejată de un contract pe termen lung, dar descoperă că acesta nu acoperă integral consumul sau că există alte componente ale costului expuse pieței.
„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”, susțin reprezentanții CITR.
Pe un orizont de trei până la 12 luni, problema se mută către structura de finanțare și relația comercială. Companiile care nu pot transfera rapid costurile către clienți pot avea nevoie de capital de lucru suplimentar pentru a acoperi perioada dintre scumpirea energiei și renegocierea contractelor.
CITR atrage atenția că există și instrumente de restructurare preventivă care pot fi utilizate înainte de apariția insolvenței, aplicabilitatea acestora urmând să fie evaluată în funcție de situația fiecărei companii.
Pe termen de unu până la trei ani, miza devine și mai largă: modelul de business, structura contractelor de energie, nivelul de autoproducție și viabilitatea capacităților industriale într-un mediu cu costuri energetice diferite de cele din ultimii ani.
Oprirea reactoarelor de la Cernavodă arată astfel că un șoc produs într-un singur punct al sistemului energetic poate ajunge, prin prețuri și contracte, până la companiile care nu au nicio legătură directă cu producția de electricitate. Prima presiune este asupra lichidității furnizorilor, apoi asupra marjelor industriei și, cu întârziere, asupra furnizorilor și subcontractanților care nu își pot ajusta rapid prețurile.
Fii la curent cu tot ce contează în business-ul din România și abonează-te la canalul nostru de Whatsapp Forbes Romania.
De asemenea, intră în comunitatea Forbes România de pe Facebook și urmărește cele mai importante știri, analize și noutăți din business-ul local și nu numai.
