Analiză Profit.ro: România va trebui să importe energie electrică în perioadele de vârf ale iernii 2025–2026

Pe partea de gaze naturale, analiza nu presupune lipsa gazelor, plecând de la dezvoltarea capacităților de stocare. Astfel, pentru ambele scenarii s-au considerat anumite grupuri pe gaze: la Electrocentrale București au fost luate în calcul mai multe grupuri însumând 420 MW, la CTE Iernut a fost considerat un grup disponibil de 150 MW (centrala nouă fiind așteptată în trim. II 2026), iar la CECC Brazi Petrom toate grupurile au fost considerate disponibile, totalizând 800 MW. La CET Brazi s-a luat în considerare un singur grup activ de 70 MW, iar CET Arad, preluată de AOT Energy, a fost estimată la producție zero pentru TA1 indisponibil, dar cu motoare termice de 20 MW incluse.
Regulamentul UE 1485/2017 definește situația în care un sistem energetic operează fără rezerve ca stare de alertă. În astfel de cazuri, operatorii de transport și de sistem (OTS) pot solicita modificări ale producției sau consumului unităților generatoare sau consumatoare din aria lor pentru a restabili rezervele necesare. Practic, există un cadru european care permite manevre coordonate între operatori pentru menținerea siguranței sistemului, dar măsurile au limite, în special dacă lipsește producția internă.
Pentru evaluarea scenariilor, Departamentul pentru Energie Națională (DEN) a considerat ipoteze meteorologice severe: 7–10 zile cu temperaturi între -10 °C și -20 °C. În astfel de condiții, producția eoliană poate scădea semnificativ, în scenariul pesimist producția eoliană poate fi aproape zero, iar în cel moderat ar putea fi în jur de 1.000 MW. Analiza consideră că vârful de consum survine seara, când panourile fotovoltaice nu produc, iar soldul schimburilor externe a fost estimat cu export zero pentru a testa capacitatea internă de acoperire. Transelectrica prognozează o capacitate medie de transfer în interconexiuni de circa 4.500 MW la export și 4.200 MW la import pentru sezonul rece.
Fiecare centrală convențională a fost evaluată pentru a stabili cât poate contribui la acoperirea consumului și la furnizarea rezervelor de frecvență (aFRR și mFRR). Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile tehnic, excluzându-se cele indisponibile pe termen lung din motive tehnice, comerciale sau de mediu. Situația centralelor pe lignit din Complexul Energetic Oltenia a fost tratată în funcție de Planul național de decarbonizare: în scenariul moderat s-a considerat un singur grup activ la Turceni (250 MW), două grupuri la Rovinari (600 MW) și retragerea definitivă a unui grup la Ișalnița; în scenariul pesimist toate grupurile din Turceni, Rovinari și Ișalnița au fost considerate oprite. Pentru Electrocentrale Craiova s-a luat în calcul un singur grup de 100 MW pentru asigurarea termoficării Craiovei, TA 2 rămânând rezervă. Un grup pe huilă de la CET Paroșeni nu a fost inclus din cauza incertitudinilor legate de repornire după un eveniment din iulie 2025.
Analiza examinează două scenarii, unul moderat și unul pesimist, pentru intervalul 1 noiembrie 2025–31 martie 2026. În scenariul moderat se prognozează un vârf de consum seara în jur de 9.100 MW și un deficit de producție de aproximativ 1.120 MW. Pentru operare sigură, SEN necesită o rezervă minimă de 1.000 MW; din mobilizarea integrală a rezervelor disponibile se pot obține doar 520 MW, astfel diferența neacoperită pentru siguranță ajunge la circa 1.600 MW. În scenariul pesimist situația este mai gravă: vârful serii este estimat la 9.500 MW, deficitul de producție la circa 3.800 MW, iar mobilizarea rezervelor ar acoperi doar 500 MW, rezultând o diferență neacoperită de aproximativ 4.300 MW. Aceste concluzii provin dintr-un document analizat de Profit.ro.
Documentul evidențiază dinamica dintre planurile de decarbonizare, repornirile sau retragerile unor centrale convenționale și necesitatea unor investiții rapide în grupuri pe gaze sau turbine precum cea de la Mintia pentru a reduce dependența de importuri iarna viitoare. Sunt prezentate cifre concrete: 600 MW pentru prima turbină pe gaz la Mintia, 70 MW la Midia Năvodari, 50 MW la Chimcomplex Vâlcea, plus zeci și sute de MW așteptați din fotovoltaice și eolian până la sfârșitul anului. Alinierea acestor capacități cu planurile de decarbonizare și cu nevoia de securitate a rețelei rămâne o provocare practică, nu doar teoretică.
Pentru a ridica gradul de certitudine în acoperirea cererii, operatorul de transport și sistem consideră necesară punerea în funcțiune a primei turbine pe gaz de la Mintia, Mass Global, de aproximativ 600 MW, cu asigurarea alimentării cu gaze pentru aceasta, precum și pornirea unor grupuri la CET Midia Năvodari (aprox. 70 MW) și CET Chimcomplex Vâlcea (aprox. 50 MW). Aceste măsuri ar ajuta la reducerea riscurilor la vârf.
Estimările pentru iarnă au inclus atât unitățile deja funcționale, cât și cele puse în funcțiune în 2025: circa 100 MW noi în grupuri pe gaze și aproximativ 575 MW în centrale fotovoltaice. Până la sfârșitul anului se estimează punerea în funcțiune a altor aproximativ 130 MW pe gaze, 1.000 MW în fotovoltaice și 300 MW în eolian. De asemenea, s-a prevăzut o creștere a puterii instalate la prosumatori: aproximativ 3.100 MW la 1 noiembrie 2025 și circa 3.300 MW la 31 martie 2026. Producția lunară a noilor prosumatori a fost estimată similar cu cea a centralelor fotovoltaice comerciale, iar procentul de energie injectată în rețea ar fi între circa 1, 5% în decembrie și aproximativ 6% în martie. Valoarea autoconsumului noilor prosumatori a fost estimată și scăzută din prognoza de consum pentru sezonul rece, între circa 10 GWh în decembrie–ianuarie și 30 GWh în martie.
Anunțul se referă la iarna 2025–2026 și indică că România va trebui să importe energie electrică pentru a acoperi vârfurile de consum, conform unei analize citate de Profit.ro. Situația nu este nouă: discuțiile privind securitatea energetică în sezonul rece reapar după iernile dificile din 2021–2023, când operatorii au semnalat rezerve insuficiente.
Analiza arată limpede că evoluția disponibilității grupurilor pe lignit, huilă și gaze și a capacităților noi (fotovoltaice, eoliene, prosumatori) va determina cât de mult va trebui să importăm. Între cifrele scenariilor, 1.120 MW deficit în scenariul moderat sau 3.800 MW în cel pesimist, și măsurile efective există un spațiu în care deciziile politice, comerciale și tehnice sunt esențiale. Ce părere ai: ar trebui prioritizată rapid punerea în funcțiune a turbinelor pe gaz anunțate sau accelerarea rulajului proiectelor regenerabile, chiar dacă unele sunt intermitente?
Documentul reconfirmă observațiile dispecerilor: iarna poate pune presiune pe sistem, iar combinația dintre condiții meteorologice severe, capacități interne limitate și anumite unități retrase sau indisponibile poate conduce la necesitatea importurilor și la declanșarea unor măsuri de gestionare a rezervelor. Un exemplu concret: în scenariul pesimist deficitul de producție la vârf ar putea ajunge la 3.800 MW, iar pentru operare în siguranță rămâne neacoperită o diferență de circa 4.300 MW dacă se mobilizează doar rezervele disponibile.