De ce România rămâne fără energie? Politici energetice incoerente de decenii

România se confruntă cu o stare de alertă energetică, un paradox marcat de o capacitate instalată netă de aproape 19 GW, în contrast cu un vârf de consum de doar 7-8 GW și o producție maximă recentă de 6,9 GW. Deși nivelul scăzut al Dunării este indicat ca factor declanșator imediat, cauzele profunde ale acestei situații sunt mult mai complexe, înrădăcinate în trei decenii de transformări structurale ale producției și consumului de energie, fără măsuri preventive adecvate. O analiză recentă a Energy Policy Group (EPG) pentru InfoClima subliniază că România plătește acum prețul unui deceniu de abordări fragmentate, unde sistemul electroenergetic a fost gestionat ca o succesiune de urgențe, ducând la jumătăți de soluții: producție variabilă fără stocare, ținte de regenerabilă fără rețea și strategii fără șantiere.

Cu o capacitate totală instalată netă de aproape 19 GW, producția maximă înregistrată în primele cinci zile ale lunii august a atins doar 6,9 GW. Această discrepanță semnificativă generează o întrebare firească: de ce România nu poate valorifica întreaga sa capacitate energetică? Explicația constă în decalajul dintre capacitatea instalată și capacitatea maximă de producție efectiv atinsă de fiecare unitate, cauzat de o serie de factori restrictivi:

• Cărbune: 0,99 din 1,7 GW. O parte dintre unități sunt în conservare, iar repornirea durează până la 10 zile.
• Gaze: 1,45 din 2,3 GW. Multe centrale sunt în cogenerare și rămân oprite vara.
• Hidro: 2,1 din 6,36 GW. Nivelul scăzut al apelor limitează drastic producția.
• Nuclear: 0,69 din 1,3 GW. Nivelul scăzut al Dunării a forțat oprirea unei unități la Cernavodă.
• Eolian: 0,6 din 3,1 GW. Intensitatea slabă a vântului.
• Solar: 3,2 din 3,7 GW. O parte din capacitatea instalată poate fi în mentenanță.
• Biomasă: 0,06 din 0,1 GW. Similar cu gazul, unele centrale sunt în cogenerare, fiind oprite în lipsa cererii de energie termică.

Provocările din spatele surselor de energie

Structura producției de energie electrică a României a suferit modificări profunde în ultimele decenii, însă fără o planificare coerentă care să abordeze provocările asociate. Capacitatea pe cărbune, de exemplu, a scăzut drastic de la 6,0 GW în 2010 la 1,7 GW estimat pentru 2026, majoritatea centralelor fiind deja retrase din funcțiune. Legea decarbonizării (334/2022) prevede eliminarea treptată a cărbunelui până în 2032, un angajament pentru care România a beneficiat de ajutor de stat și fonduri europene, inclusiv prin a doua cerere de plată din PNRR, în valoare de 2,8 miliarde de euro. Cu toate acestea, dezbaterile parlamentare recente condiționează respectarea acestui calendar de punerea în funcțiune a noilor capacități pe gaz de la Complexul Energetic Oltenia. Expertiza EPG sugerează că o astfel de condiționare nu ar mai fi justificată în 2026 la fel ca în 2022, mai ales în contextul în care noua centrală pe gaz de la Mintia ar putea prelua o parte semnificativă din rolul cărbunelui.

Centralele pe gaze, concepute pentru a înlocui grupurile pe cărbune și a oferi flexibilitate sistemului, au înregistrat un avans lent, limitând capacitatea României de a gestiona atât retragerea unităților vechi, cât și integrarea tot mai mare a energiei regenerabile.

Sursele regenerabile, în special energia solară și eoliană, au cunoscut o expansiune rapidă, cu două valuri majore între 2010-2015 și în anii 2020, accelerate de criza energetică din 2022 și de invazia Ucrainei. În iulie 2026, România avea 3,0 GW capacitate solară (utility scale) și puțin peste 3,0 GW eoliană.

Pe de altă parte, hidroenergia a rămas relativ constantă. Investițiile s-au concentrat preponderent pe retehnologizarea centralelor existente (ex: Vidraru, Stejaru, Mărișelu, Râul Mare-Retezat) cu scopul prelungirii duratei de viață, creșterii eficienței și menținerii siguranței în exploatare, în timp ce proiecte noi, demarate cu zeci de ani în urmă, au rămas blocate din motive legislative, de mediu sau administrative.

Prosumatorii au înregistrat o creștere spectaculoasă între 2022 și 2026, ajungând la 3,7 GW capacitate instalată în iulie 2026, susținuți de schemele Autorității Fondului pentru Mediu. Această dezvoltare pune însă o presiune inedită pe rețea, care a fost proiectată pentru un flux unidirecțional de energie, nu pentru preluarea simultană a energiei din mii de puncte, generând provocări de stabilitate.

Stocarea energiei electrice în baterii a accelerat cu adevărat abia în 2026, după ani de zile în care a fost frânată de dubla taxare și rentabilitatea scăzută a investițiilor, fiind recent impulsionată de fonduri din PNRR și Fondul pentru Modernizare.

Infrastructura de rețea – punctul nevralgic

Un alt pilon esențial al crizei actuale îl reprezintă întârzierile masive în dezvoltarea și modernizarea rețelelor de energie electrică. Acestea nu au fost proiectate pentru tranziția de la o producție centralizată, cu centrale mari care alimentau industria și consumatorii pasivi, la un sistem descentralizat, cu prosumatori activi care injectează energie în rețea.

Rețelele se împart în două mari categorii: cele de transport (linii de înaltă tensiune, care transportă energia pe distanțe mari și sistemele asociate, gestionate de operatorul național, Transelectrica) și cele de distribuție (linii de medie și joasă tensiune care distribuie energie până la consumatori și sistemele asociate, administrate de operatori precum Distribuție Energie Electrică România - Grupul Electrica, Rețele Electrice - Grupul PPC, Delgaz Grid - Grupul E.ON și Distribuție Energie Oltenia). Funcționând ca monopoluri naturale, reglementate de ANRE, aceste companii își obțin veniturile preponderent din tarifele plătite de consumatorii finali, aproximativ 30% din factura casnică de energie fiind alocată rețelelor.

Dezvoltarea rețelelor este însă obstrucționată de bariere birocratice și legislative. Agenția Internațională pentru Energie (AIE) estimează că obținerea avizelor și construcția unei noi linii de înaltă tensiune pot dura până la 15 ani, în timp ce un proiect de producție regenerabilă se finalizează în 1-5 ani. Această discrepanță se reflectă în date: la 1 iulie 2026, doar 223 din cele 1.530 de proiecte cu ATR în termen de valabilitate (echivalentul a 10,70 GW din 91 GW total) obținuseră contracte de racordare, autorizații de construire și autorizații de înființare.

O problemă suplimentară este așa-numita preferință pentru investițiile în active fizice (CAPEX bias), în detrimentul soluțiilor digitale care cresc eficiența. Operatorii de rețea sunt stimulați să investească în infrastructură, deoarece profitul lor reglementat este calculat în funcție de valoarea acestor active. Astfel, doar 35% dintre consumatorii români beneficiază de contoare inteligente, iar ritmul instalării lor a fost, ani la rând, sub țintele asumate.

Conform estimărilor EPG , România necesită investiții de aproximativ 6,8 miliarde de euro în rețelele de transport și 9,2-11,5 miliarde de euro în rețelele de distribuție până în 2030, ceea ce ar presupune dublarea ritmului anual de investiții în distribuție, de la 0,5 miliarde de euro la 1-1,2 miliarde de euro. Finanțarea rămâne o provocare, tariful de rețea de pe factura consumatorului fiind principala sursă, în condițiile unei capacități limitate a Transelectrica de a atrage alte fonduri (scheme de comercializare a emisiilor, Fondul pentru Modernizare, PNRR) și a unei alocări insuficiente pentru rețelele de distribuție din Fondul pentru Modernizare (1,1 miliarde de euro față de 2,4 miliarde de euro proiecte depuse de operatori), la care se adaugă un ritm lent de evaluare a dosarelor.

Dilemele politicilor energetice: obiective divergente

Principala problemă de fond, relevată de analiza EPG, o constituie urmărirea simultană a unor obiective divergente, adesea dictate de interese politice pe termen scurt, imposibil de reconciliat în practică:

• Decarbonizare vs. păstrarea cărbunelui: Se dorește atragerea de fonduri europene pentru decarbonizare, în timp ce se urmărește păstrarea cărbunelui pe termen nedeterminat. România s-a angajat prin PNRR la un calendar de închidere a grupurilor pe lignit, însă a solicitat amânări, inclusiv prin amendamente la OUG nr. 108/2022.
• Rețele modernizate vs. blocaje investiționale: Deși se aspiră la rețele de energie modernizate, investițiile în transport avansează lent, blocate în birocrație și autorizări. Pe de altă parte, metodologiile ANRE limitează apetitul pentru investiții în distribuție, pentru a nu pune presiune pe factura consumatorilor. Aproximativ 10 GW de proiecte regenerabile așteaptă racordarea, demonstrând dorința de noi capacități, dar fără o rețea pregătită să le preia. O reglementare eficientă ar trebui să combine un randament suficient de atractiv pentru a atrage bani privați, proceduri de racordare care stimulează proiectele mature și un calendar real de digitalizare, pe care operatorii să îl respecte.
• Prosumatori vs. efecte agregate neînțelese: Creșterea spectaculoasă a numărului de prosumatori (3,7 GW) este o reușită, dar fără soluții de stocare, acești gigawați generează un surplus la prânz, când cererea este redusă, și o creștere bruscă a cererii seara, la apusul soarelui, fără ca rețeaua să fie pregătită să gestioneze aceste fluctuații.
• Energia nucleară și transparența limitată: Obiectivele privind Unitățile 3 și 4 ale centralei nucleare de la Cernavodă au rămas în așteptare, iar proiectele propuse, inclusiv reactoarele modulare de la Doicești, se confruntă cu o transparență limitată privind costurile, termenele și finanțarea.
• Gazul natural pentru tranziție vs. întârzieri în construcție: Deși gazul natural este considerat un combustibil de tranziție, construcția centralelor pe gaz este marcată de întârzieri. Ișalnița a rămas fără constructor după două licitații fără oferte valide, Iernut riscă să nu fie gata până la iarnă, iar Turceni are un singur ofertant, cu un calendar probabil decalat spre 2028-2029. Centrala Mintia este în teste, cu șanse să livreze energie până la finalul anului. Deși se vorbește despre hidrogen ca pas ulterior, infrastructura necesară nu există nici măcar pe hârtie, iar o analiză EPG indică un cost mult mai mare pentru amestecul gaz-hidrogen, cu o reducere limitată a emisiilor.
• Zone de accelerare regenerabile vs. priorități divergente: Zonele de accelerare pentru regenerabile, deși transpuse legislativ, nu au fost încă desemnate, iar termenul din februarie 2026 a fost ratat. Similar, dezvoltarea eolianului offshore a întârziat față de Legea 121/2024.
• Fonduri ETS vs. impactul pe companii: Se dorește utilizarea fondurilor din EU-ETS, dar și reducerea impactului prețului certificatelor de CO2 asupra companiilor poluatoare, ignorând faptul că veniturile ETS reprezintă una dintre cele mai importante surse de finanțare pentru tranziția energetică din România.
• Costurile reale ale tranziției energetice: Deși se dorește energie sigură, accesibilă, competitivă și fără emisii, nu se comunică clar publicului că această tranziție implică costuri semnificative de investiție. Neutilizarea eficientă a fondurilor europene acum va forța României să apeleze la resurse proprii, deja limitate, din domenii vitale precum apărarea, digitalizarea, sănătatea sau educația.

Criza energetică din august 2026 este, așadar, o consecință directă a unei abordări fragmentate și reactive, specifică ultimului deceniu. Sistemul electroenergetic românesc a fost construit din „jumătăți de sistem cu producție variabilă fără stocare, ținte de regenerabilă fără rețea, strategii fără șantiere”, conform EPG, care oferă textul integral al analizei aici .

Explorează subiectele:

Criză energetică RomâniaEnergy Policy GroupInfrastructură electrică

Distribuie Distribuie Comentarii