România a intrat în stare de alertă energetică. Deși avem aproape 19 GW capacitate netă instalată, aceasta nu este de ajuns, chiar dacă vârful de consum este de 7-8 GW. Motivul declarat al crizei actuale este nivelul Dunării. Problema din spate este alta, arată un nou material EPG realizat pentru InfoClima. Tragem ponoasele unui deceniu în care am tratat sistemul electroenergetic precum o succesiune de urgențe și numeroase întârzieri din cauza cărora am construit doar jumătăți de sistem cu producție variabilă fără stocare, ținte de regenerabilă fără rețea, strategii fără șantiere.

Criza actuală este rezultatul a trei decenii în care structura producției și a consumului de energie electrică s-a transformat complet, în lipsa unor măsuri care să prevină provocările acestor schimbări.

Cărbunele a scăzut de la 6,0 GW în 2010 la 1,7 GW în 2026, majoritatea centralelor fiind deja retrase, iar cele rămase se confruntă cu costuri mari, echipamente vechi și o mentenanță tot mai dificilă. Legea decarbonizării (334/2022) prevede eliminarea treptată a cărbunelui până în 2032. 

Însă, dezbaterile recente din Parlament condiționează respectarea acestui calendar de punerea în funcțiune a noilor capacități pe gaz de la Complexul Energetic Oltenia. Textul argumentează că această condiționare nu se mai justifică în 2026 la fel ca în 2022, având în vedere că noua centrală pe gaz de la Mintia poate acoperi o parte semnificativă din capacitatea pe cărbune. Mai mult, România a acordat ajutor de stat și a încasat bani europeni tocmai pentru obiectivele asumate în legea decarbonizării, inclusiv prin intermediul celei de-a doua cereri de plată în valoare de 2,8 miliarde de euro.

Centralele pe gaze, menite să înlocuiască grupurile pe cărbune și să aducă flexibilitate sistemului, au avansat mult prea lent. Aceste întârzieri au redus capacitatea României de a înlocui grupurile pe cărbune retrase din exploatare și de a răspunde mai eficient creșterii ponderii energiei regenerabile în sistem. 

Sursele regenerabile de energie (solar și eolian) au trecut prin două valuri de expansiune, în perioada 2010-2015 și în anii 2020. Aceste măsuri au fost accelerate după invazia Ucrainei de către Rusia, respectiv criza energetică din anul 2022. Astfel, în iulie 2026, România avea 3,0 GW capacitate instalată în energie solară (utility scale) și puțin peste 3,0 GW capacitate instalată în energie eoliană.

Hidroenergia a rămas relativ constantă. Eforturile investiționale s-au concentrat, în principal, pe retehnologizarea centralelor existente, precum Vidraru, Stejaru, Mărișelu sau Râul Mare-Retezat, cu scopul prelungirii duratei de viață, creșterii eficienței și menținerii siguranței în exploatare. În paralel, proiecte hidro începute cu zeci de ani în urmă au rămas blocate din motive legislative, de mediu sau administrative.

Prosumatorii au crescut spectaculos în perioada 2022-2026 de la 0.6 GW la 3.7 GW capacitate instalată în iulie 2026, susținuți și de schemele de sprijin ale Autorității Fondului pentru Mediu. Provocarea aici derivă din faptul că rețeaua a fost gândită să livreze energia într-un singur sens, dinspre marile centrale spre consumatori, însă acum trebuie să și preia energia, simultan, din mii de puncte concomitent, ceea ce ridică probleme de stabilitate. 

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

La o capacitate totală instalată netă de producție de aproape 19 GW, în primele cinci zile din august, producția maximă a înregistrat doar 6,9 GW. Apare, în mod firesc, întrebarea de unde este această diferența până la 19 GW? Răspunsul trebuie să facă trimitere la diferența dintre capacitatea instalată și capacitatea maximă de producție observată pentru fiecare capacitate de producție în parte și motivele pentru care capacitățile maxime nu pot fi atinse.

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 

Rețelele de energie electrică nu au fost proiectate pentru tranziția sistemului energetic de la producția centralizată cu o serie de centrale mari, care trimiteau energia electrică către industrie în anumite regiuni și milioane de clienți pasivi, la producția descentralizată, cu consumatori activi (prosumatori) care injectează energie electrică.

Rețele se împart în două mari categorii:

• Rețelele de transport de energie electrică, constând în liniile de înaltă tensiune, care transportă energia electrică pe distanțe mari și sistemele asociate, administrate de operatorul de transport (Transelectrica).
• Rețelele de distribuție de energie electrică, constând în liniile de medie și joasă tensiune care distribuie energie până la consumatori și sistemele asociate, administrate de operatorii de distribuție. România are patru mari operatori de distribuție: (i) Distribuție Energie Electrică România (Grupul Electrica), (ii) Rețele Electrice (Grupul PPC), (iii) Delgaz Grid (Grupul E.ON) și (iv) Distribuție Energie Oltenia.

Companiile care gestionează rețelele funcționează precum un monopol natural, reglementate de ANRE. Veniturile principale ale acestor companii provin din tarifele reglementate plătite de consumatorii finali. Din prețul total al energiei electrice de pe factura consumatorului casnic, aproximativ 30% se duce către rețele. 

Dezvoltarea rețelelor este îngreunată de bariere birocratice și legislative. Potrivit AIE, obținerea avizelor și construcția efectivă a unei linii noi de înaltă tensiune pot dura până la 15 ani, în timp ce un proiect de producție regenerabilă se finalizează în 1-5 ani, iar un centru de date în 1-3 ani. 

La 1 iulie 2026, doar 223 de proiecte, însumând circa 10,70 GW, obținuseră contracte de racordare, autorizații de construire și autorizații de înființare, dintr-un total de 1.530 de proiecte cu ATR în termen de valabilitate, echivalentul a aproximativ 91 GW. 

O alta provocare este preferința pentru investiții în active fizice, în detrimentul soluțiilor digitale care cresc eficiența, fenomenul cunoscut drept CAPEX bias. Operatorii de rețea sunt stimulați să investească în infrastructură pentru că profitul lor reglementat se calculează în funcție de valoarea acestor active. 

Doar 35% din consumatorii de energie electrică din România au contoare inteligente, iar ritmul instalării lor a fost, ani la rând, sub ținte. 

Potrivit estimărilor EPG, România are nevoie, până în 2030, de aproximativ 6,8 miliarde de euro investiți în rețelele de transport și de 9,2-11,5 miliarde de euro în rețelele de distribuție. Astfel, ritmul investițiilor, cel puțin în rețelele de distribuție ar trebui să se dubleze spre 1-1,2 miliarde de euro pe an, față de aproximativ 0,5 miliarde de euro.

Cea mai importantă sursă de finanțare a rețelelor rămâne tariful de rețea, mai precis factura consumatorului, întrucât România a dovedit fie capacitatea limitată din partea Transelectrica pentru atragerea altor fonduri (scheme de comercializare a emisiilor, Fondul pentru Modernizare, PNRR), fie alocarea insuficientă (1,1 miliarde de euro pentru rețelele de distribuție din FM, față de 2,4 miliarde proiecte depuse de operatori) , cuplate cu ritmul lent de evaluare a dosarelor.

Sunt urmărite simultan obiective divergente, determinate de interese politice pe termen scurt, fiecare argumentat separat, însă imposibil de reconciliat cu celelalte.

Vrem bani de la UE pentru decarbonizare, dar și păstrarea cărbunelui pe termen nedeterminat. Ne-am asumat, prin PNRR, un calendar de închideri ale grupurilor pe lignit, însă am cerut amânări. Un prim demers în acest sens a fost amânarea a 710 MW la finalul anului 2025, un altul constă în amendamentele depuse la OUG nr. 108/2022 în Parlament zilele acestea.

Vrem rețele de energie electrică modernizate, dar fie ne mișcăm greu în ceea ce privește transportul de electricitate, fie limităm apetitul pentru investiții pe distribuție. Investițiile în transport avansează lent, prinse în birocrație și autorizări, în timp ce metodologiile ANRE limitează apetitul pentru investiții în distribuție, ca să nu pună presiune pe factura consumatorilor. Cererile de racordare pentru proiecte de energie regenerabilă însumau aproximativ 10 GW în stadiu pregătit de dezvoltare, un semnal că vrem gigawați, dar nu am construit rețeaua care să-i primească. O reglementare necesară trebuie să lege, așadar, trei lucruri: un randament suficient de atractiv cât să aducă bani privați pe lângă cei europeni, o procedură de racordare care stimulează proiectele mature în locul celor speculative și un calendar de digitalizare pe care operatorii chiar îl respectă 

Vrem prosumatori, dar nu înțelegem efectele lor agregate în contextul actual. Cei 3,7 GW de prosumatori sunt o reușită reală, dar fără stocare sunt gigawați instalați care produc la prânz, când cererea este redusă cu un surplus la amiază, pe care nu avem unde-l duce, și o rampă abruptă seara, când soarele apune și consumul crește. I-am încurajat fără a pregăti rețeaua.

Vrem energie nucleară, dar cu transparență limitată pentru publicul larg. Obiectivele privind Unitățile 3 și 4 au rămas în sertar, iar proiectele propuse (inclusiv reactoarele modulare de la Doicești) au transparență redusă privind costuri, calendare și finanțare.

Vrem gaz natural pentru tranziție, dar nu construim la timp. Ișalnița a rămas fără constructor după două licitații fără oferte valide și se ia în calcul înlocuirea cu BESS; Iernut pare că nu va fi gata până la iarnă; Turceni are un singur ofertant, calendarul fiind probabil decalat spre 2028-2029; Mintia e în teste, cu șanse să livreze energie până la finalul anului. 

Spunem constant că gazul e „tranziția” spre hidrogen, dar infrastructura de hidrogen nu există nici la nivel de hârtie, iar o analiză EPG indică un preț mult mai mare pentru amestecul gaz-hidrogen, cu reducere foarte limitată a emisiilor.

Vrem zone de accelerare pentru regenerabile, dar prioritățile sunt în altă parte. Deși transpuse legislativ, perimetrele nu au fost desemnate, iar termenul din februarie 2026 a fost ratat; similar, eolianul offshore a întârziat față de Legea 121/2024.

Vrem fonduri din EU-ETS, dar și să reducem impactul prețului certificatelor de CO2 asupra companiilor care poluează. Nu este asimilat faptul că veniturile ETS au devenit una dintre cele mai importante surse de finanțare pentru tranziția energetică din România.

Vrem energie sigură, accesibilă, competitivă și fără emisii, dar nu spunem clar că aceasta are costuri de investiție. Dacă nu folosim acum banii europeni, va trebui să-i luăm din surse proprii deja limitate, precum: apărare, digitalizare, chiar sănătate sau educație.

Criza din august 2026 este, de fapt, factura pentru un deceniu în care am tratat sistemul electroenergetic precum o succesiune de urgențe și numeroase întârzieri din cauza cărora am construit doar jumătăți de sistem cu producție variabilă fără stocare, ținte de regenerabilă fără rețea, strategii fără șantiere.

Textul integral al materialului Energy Policy Group poate fi consultat aici.