Sistemul socialist alimenta fără Cernavodă o industrie de trei ori mai mare, cu 22.479 MW instalați, cu de aproape patru ori mai mult gaz extras din țară și fără preț pe carbon, pe când România de azi, cu doar 1.600 MW pe cărbune și cu o piață care afișează prețul fiecărui sfert de oră, transformă orice secetă într-o criză vizibilă.
Întrebarea care circulă de la oprirea reactoarelor de la Cernavodă: de ce o țară care consuma enorm înainte de 1989 nu avea crize de energie electrică, iar azi, una care consumă de trei ori mai puțin în industrie, le are, pornește de la o premisă falsă, pentru că sistemul energetic socialist a funcționat în regim de avarie din 1981 până în 1990, fără ca acest lucru să poată fi recunoscut oficial. Diferența dintre cele două epoci ține de resursele care au dispărut între timp, capacitatea termică supradimensionată, gazul ieftin extras din țară și puterea statului de a ascunde penuria tăind consumul celor fără voce, și de una apărută după 2021, prețul public al fiecărui sfert de oră. Isteria de azi apare, în bună măsură, ca preț al vizibilității, iar remediul acesteia ține de capacitatea construită pentru orele de seară.
Premisa greșită: ieri sistemul nu a funcționat fără criză
La 3 februarie 1981, din ordinul lui Nicolae Ceaușescu, Sistemul energetic național a fost deconectat de rețeaua interconectată a țărilor socialiste, iar frecvența a coborât sub pragul de 50 Hz, astfel că sistemul a funcționat în regim de avarie până la 13 martie 1990. În ianuarie 1985, într-o ședință a Comitetului Politic Executiv ținută la Predeal, conducerea partidului a hotărât reducerea cu 50% a consumului de electricitate al populației și al tuturor consumatorilor din afara industriei grele, cu gătitul permis între orele 11 și 13, fără ca măsura să fie anunțată public, iar la 17 octombrie 1985 Decretul nr. 208 a instituit starea de necesitate și regimul militarizat în unitățile sistemului, în anul în care Dunărea coborâse la Baziaș la 1.400 de metri cubi pe secundă.
Locuințele populației, frecvența rețelei și instalațiile exploatate până la uzură au preluat astfel o criză pe care nicio statistică publică nu o înregistra, motiv pentru care comparația cu prezentul cere două întrebări distincte, ce resurse permiteau atunci alimentarea industriei și cine suporta deficitul atunci când resursele nu ajungeau.
Tabelul 1. Cum se împarte lipsa de energie, ieri și azi
| Mecanism | Ieri (1985-1989) | Azi (2026) |
| Debitul minim al Dunării la Baziaș | 1.400 m³/s | 1.350-1.400 m³/s (august) |
| Starea sistemului | Regim de avarie din 1981, deconectat de rețeaua țărilor socialiste, frecvență sub 50 Hz | Alertă națională din 31 iulie, Plan de pregătire pentru riscuri în sectorul electric |
| Cine pierde primul curentul electric | Populația, cu o reducere de 50% a consumului (1985) | Consumatorii industriali, prin limitare prin rotație cu preaviz de 24 de ore, gospodăriile fiind exceptate |
| Prețul | Fixat administrativ, sub costul real de producție | Format la fiecare 15 minute în piața europeană cuplată |
| Informația publică | Presă controlată, penuria nedeclarată | Prețuri OPCOM publice zilnic, consum, producție și import vizibile în timp real |
Surse: Europa Liberă (stenogramele CPEx din 1985), Decretul nr. 208/1985, Hotnews (6 august 2026), INHGA, Ministerul Energiei.
Ieri: ce făcea posibilă alimentarea unei industrii uriașe fără Cernavodă
Între anii ’60 și ’80, statul a ridicat, prin acumulare forțată plătită cu un consum reprimat, hidrocentralele de pe Argeș și de la Porțile de Fier și termocentralele pe lignit de la Rovinari și Turceni, astfel încât raportul Oficiului General de Contabilitate al Congresului american (GAO) consemna în 1992 o putere instalată de 22.479 MW, mai mare decât cei 19.732 MW ai sistemului de astăzi, chiar dacă doar 8.000-9.000 MW mai puteau fi folosiți la acea dată. În 1989, termocentralele au produs 63,2 TWh, iar hidrocentralele 12,6 TWh, din totalul de 75,9 TWh.
România extrăgea în 1986 aproximativ 39,6 miliarde de metri cubi de gaze, iar în 1989 circa 33 de miliarde, potrivit seriei GAO convertite din picioare cubice, față de aproximativ 9 miliarde în 2025, când producția internă, de 7,5 milioane de tone echivalent petrol, a scăzut pentru al doilea an consecutiv, iar importurile au crescut cu 75%. La gazul abundent se adăugau lignitul din Oltenia și huila din Valea Jiului, resurse naturale arse fără niciun cost pentru emisii și fără standardele de mediu care au închis ulterior majoritatea grupurilor. Golul rămas se acoperea din import, care a urcat de la 0,5 TWh în 1980 la 7,6 TWh în 1989 și provenea, în 1990, în proporție de aproape două treimi din Uniunea Sovietică.
Tabelul 2. Resursele sistemului electric românesc, ieri și azi
| Indicator | Ieri (1989) | Azi (2025-2026) |
| Putere instalată | 22.479 MW (din care disponibili 8.000-9.000 MW la începutul anilor ’90) | 19.732 MW (2026) |
| Grupuri pe cărbune | Baza sistemului (Rovinari, Turceni, Valea Jiului) | 10 grupuri, 1.600 MW (mijlocul lui 2026), putere înjumătățită în patru ani |
| Producția internă de gaze | circa 33 mld. m³ (vârf de circa 39,6 mld. m³ în 1986) | circa 9 mld. m³ (7,5 mil. tep, 2025), import în creștere cu 75% |
| Producție de electricitate | 75,9 TWh, din care 63,2 TWh termo și 12,6 TWh hidro | 49,5 TWh (2025, date preliminare) |
| Nuclear | 0 (Cernavodă în construcție) | 10,1 TWh (2025), ambele unități oprite din august 2026 |
| Solar și prosumatori | 0 | 3.840 MW în parcuri și circa 3.700 MW la prosumatori (2026) |
| Stocare în baterii | 0 | 989 MW (1 august 2026) |
| Import | 7,6 TWh, în majoritate din URSS | Import net de circa 3,7 TWh (2025), până la 1.800-2.000 MW seara în august 2026 |
| Consumul industriei și construcțiilor | 57,1 TWh | 17,1 TWh (2024) |
| Consumul gospodăriilor | 4,3 TWh | 13,9 TWh (2024) |
| Prețul emisiilor de CO2 | Inexistent | circa 86 €/tonă (septembrie 2026) |
Surse: GAO NSIAD-92-257 (date RENEL), Transelectrica prin Economica.net, INS (balanța energetică și producția de gaze, prin Gândul), INCE, Hotnews, IndexBox. Conversia gazelor din picioare cubice și din tep în metri cubi aparține autorului. Indicatorii de consum din 1989 și de azi au perimetre diferite și indică ordinul de mărime.
Ce a dispărut în treizeci și șase de ani
În iulie 2026, în sistemul energetic românesc mai funcționau zece grupuri pe cărbune, cu o putere totală de 1.600 MW, de două ori mai puțin decât acum patru ani, iar alți 335 MW dispăruseră doar în primul trimestru, potrivit datelor Transelectrica analizate de Economica.net. În același interval, parcurile fotovoltaice licențiate au ajuns la 3.840 MW, mai mult decât dublu față de începutul lui 2025, iar prosumatorii la circa 3.700 MW. Capacitatea pierdută putea produce iarna și seara, la comandă, pe când capacitatea câștigată produce mai ales vara și la prânz, astfel încât puterea instalată totală a rămas apropiată, iar puterea disponibilă în orele de vârf a scăzut.
Pe 19 ianuarie 2026, la vârful de 9.235 MW, producția internă acoperea 7.992 MW, iar importul restul, în timp ce recordul absolut de iarnă rămâne de 9.930 MW, din ianuarie 2017. În seara de 5 august 2026, după oprirea primei unități de la Cernavodă, consumul de aproximativ 7.600 MW era acoperit de o producție internă de 5.800 MW și de 1.800 MW din import. Noile centrale pe gaze de la Iernut și Mintia, menite să înlocuiască o parte din cărbune, sunt așteptate abia spre sfârșitul lui 2026, iar centrala cu acumulare prin pompaj de la Tarnița-Lăpuștești, discutată de decenii ca soluție pentru orele de vârf, nu a fost construită.
Prețul carbonului a schimbat aritmetica lignitului
Certificatele de emisii din sistemul european de comercializare au fost cotate în septembrie 2026 în jur de 86 de euro pe tona de dioxid de carbon. La factorii de emisie uzuali, de aproximativ 1-1,2 tone pe MWh pentru lignit și de circa 0,35-0,4 tone pentru o centrală modernă pe gaze, numai costul carbonului adaugă între 86 și 103 euro la fiecare MWh produs din lignit și în jur de 30-34 de euro la fiecare MWh produs din gaze, potrivit calculului autorului. Termocentralele care susțineau industria socialistă nu plăteau nimic pentru acest cost, după cum nu plăteau nici pentru poluarea Văii Jiului sau a Olteniei.
Uniunea Europeană a reintrodus în prețul fiecărui MWh costul pe care economia socialistă îl trecea în contul sănătății publice și al mediului, iar România, care a ales să rămână în piața comună și să își închidă grupurile pe cărbune până în 2032, plătește astăzi această diferență în orele în care cărbunele și gazul stabilesc tariful.
Ieri prețul se fixa prin decret, azi se formează la fiecare sfert de oră
În mai 1992, după primele corecții, populația plătea 3,7 lei pe kWh, deși producerea lui costa în jur de 12 lei, diferență acoperită ani la rând din buget și din amânarea investițiilor, într-un sistem în care prețul se fixa administrativ. Piața de azi, cuplată cu cea europeană, stabilește prețul fiecărui interval de 15 minute după oferta cea mai scumpă de care sistemul are nevoie pentru a acoperi cererea, iar seara această ofertă vine dintr-o centrală pe gaze sau din import, limitat de capacitatea liniilor de graniță. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare s-a aproape dublat în august și septembrie 2026 față de aceleași luni din 2025, iar după eliminarea plafonării, la 1 iulie 2025, ofertele noi pentru gospodării ar putea urca, potrivit Asociației Energia Inteligentă, de la circa 1,30 la aproximativ 1,67 lei pe kWh.
Regimul din anii ’80 a întrerupt această rețea, iar penuria a circulat prin ședințe secrete și decrete. Piața de azi transmite aceeași informație cu precizie de un sfert de oră, către fiecare consumator, iar o parte din ceea ce presa numește isterie reprezintă tocmai această informație ajunsă, pentru prima oară, la toți cei afectați.
Tabelul 3. Prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare, lei/MWh
| Interval | 2025 | 2026 | Variație |
| August | 409,45 | 793,19 | +93,7% |
| Septembrie | 506,05 | 917,36 | +81,3% |
| 29 iunie 2026, media zilei | 1.171 (224 €/MWh) | Bulgaria 90 €/MWh, Grecia 87 €/MWh | |
| 29 iunie 2026, 19:00-19:15 | 4.250 (811 €/MWh) | Import din Bulgaria de 1.600 MW |
Surse: OPCOM, prin Asociația Energia Inteligentă (Gândul, 7 octombrie 2026), Economica.net, Digi24. Variațiile sunt calculele autorului.
De ce ieri era tăcere, iar azi este isterie
În 1989, gospodăriile foloseau 4,3 TWh, aproximativ 6% din electricitatea țării, iar ponderea lor a urcat la 9% într-un singur an după eliminarea cotelor, prin Decretul-lege nr. 3 din 28 decembrie 1989. În 2024, consumul gospodăriilor ajunsese la 13,9 TWh, aproape o treime din consumul final de electricitate, iar consumatorii casnici sunt expuși direct prețului pieței din iulie 2025. Populația a devenit, așadar, cel mai mare grup de consumatori cu voce politică, iar presa liberă, datele OPCOM publicate zilnic și transparența fluxurilor transfrontaliere fac ca fiecare seară scumpă să devină o știre.
Pe 6 august, Guvernul a adoptat Planul de pregătire pentru riscuri în sectorul energiei electrice, care permite Transelectrica să limiteze prin rotație consumul, cu preaviz de 24 de ore, numai în cazul consumatorilor industriali, gospodăriile fiind exceptate, iar suspendarea pieței rămâne o ultimă soluție. Ministerul Energiei a cerut în același timp populației să își reducă voluntar consumul între orele 19 și 23 și să își mute activitățile între 11 și 17, în orele cu producție solară, un program care amintește, în alt registru, de intervalul 11-13 fixat pentru gătit în 1985. Ordinea priorităților s-a răsturnat complet, de la fabrică înaintea casei la casă înaintea fabricii, iar această răsturnare explică de ce aceeași secetă produce astăzi dezbatere publică acolo unde în 1985 producea tăcere.
Cine încasează diferența
Hidroelectrica a raportat pentru 2025, anul cu cea mai puțină apă în râuri și lacuri din istoria sa recentă, un profit net de 3,37 miliarde de lei, pentru că hidrocentralele, ca și reactorul de la Cernavodă, își vând energia la prețul pieței, stabilit de centralele cele mai scumpe. Dividendele aprobate, de 3,3 miliarde, la care s-a adăugat un dividend special de un miliard, aduc statului, acționar cu 80%, peste 3,4 miliarde de lei, bani obținuți în bună parte din baraje construite înainte de 1989.
Cei 663 MW de stocare conectați în 2026, mai mulți decât în toți anii anteriori la un loc, au apărut tocmai pentru că diferența de preț dintre prânz și seară a devenit profitabilă, de unde și limita acestei critici, de vreme ce prețul administrat al anilor ’80 a alungat exact investițiile pe care prețul de piață le atrage acum și a lăsat sistemul cu 22.479 MW instalați și doar o treime disponibili. O nouă plafonare generală ar repeta, la scară mai mică, aceeași eroare, iar dezbaterea utilă privește destinația rentei pe care statul o încasează din propriile companii energetice, dacă finanțează capacitatea care ar ieftini seara sau acoperă golurile bugetului.
Puterea disponibilă în intervalul 19-23 într-o vară cu Dunărea la minimul istoric și partea din renta hidrocentralelor și a reactorului pe care statul o reinvestește în această putere oferă criteriul după care politica energetică a anilor următori poate fi judecată. În 1985, statul a ascuns penuria tăind consumul populației, iar în 2026 nu o mai poate ascunde, astfel încât singura alternativă la isterie rămâne capacitatea construită înaintea următoarei secete.
Patru decizii pentru orele de seară
1. Dividendele energetice, legate de capacitatea de vârf. Guvernul poate prevedea, prin legea bugetului, o cotă fixă din dividendele încasate de la Hidroelectrica și Nuclearelectrica pentru licitații de stocare și capacități flexibile organizate de Ministerul Energiei, cu ținte anuale exprimate în MW disponibili între orele 19 și 23.
2. Acumularea prin pompaj, reevaluată. Hidroelectrica și Ministerul Energiei pot actualiza studiul de fezabilitate pentru Tarnița-Lăpuștești, comparând costul său cu cel al bateriilor pentru aceeași putere disponibilă seara, pe o durată de exploatare de cel puțin 40 de ani.
3. Tarife orare pentru gospodării. ANRE poate obliga furnizorii să ofere contracte cu preț diferențiat pe intervale orare clienților cu contoare inteligente, transformând apelul voluntar din august 2026 într-un stimulent permanent.
4. Calendar ferm pentru gaze și interconexiuni. Ministerul Energiei și Transelectrica pot publica termene și penalități pentru centralele de la Iernut și Mintia și pentru noile linii de interconexiune, astfel încât importul de seară să nu depindă de o singură graniță.
