România suportă astăzi costuri ridicate ale energiei în anumite intervale orare, iar această situație provine din decizii ale ultimului deceniu privind mixul energetic și din angajamente asumate la nivel european. După „revoluția” energetică din ultimii ani, cu inițiative verzi, investiții în panouri fotovoltaice și promisiuni de decarbonizare, vedem consecințele practice: lipsa unor capacități de producție stabile și absența stocării transformă perioadele fără soare într-o povară pentru buzunare și pentru sistemul energetic.
Ministrul Energiei, Bogdan Ivan, a afirmat că, în ultima săptămână, prețul mediu la bursă pentru un megawatt-oră în România a fost de 145 de euro, în timp ce media Franței este în jur de 61 de euro. Ca exemplu concret: în anumite zile România a vândut energie în Ungaria la echivalentul unui leu pe megawatt, iar în alte intervale, în special între orele 18:00 și 22:00, importăm energie la prețuri de 1.000, 2.000 sau chiar 2.500 de lei pe megawatt. Ministrul a amintit și un episod extrem din anii trecuți când prețul a urcat la 27.000 de lei pentru un megawatt, o valoare greu de acceptat pentru oricine urmărește facturile.
Cadrul este însă mai amplu: în ultimii zece ani, capacități de producție pe bază de gaz și cărbune de aproximativ 7.000 MW au fost scoase din funcțiune, iar în loc au fost instalate doar circa 1.200 MW de capacitate programabilă. Expansiunea rapidă a fotovoltaicelor a venit fără soluții de stocare suficiente și fără o altă capacitate constantă care să preia sarcina când soarele nu mai oferă energie. Consecința: când toată regiunea are soare, oferta crește și prețurile scad; când soarele lipsește, cererea rămâne și prețurile sar. Pe scurt, am trecut de la statutul de exportator net la cel de importator în anumite momente critice.
Referitor la motivele pentru închiderea centralelor, Ivan a explicat că România și-a asumat prin Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR) închiderea minelor și a centralelor pe cărbune din Valea Jiului și de la Complexul Energetic Oltenia până la 31 decembrie 2025. Această țintă de decarbonizare a fost mai ambițioasă decât a unor state precum Germania sau Polonia, care și-au stabilit orizonturi către 2040 sau 2050. Ministrul susține că această țintă a fost asumată de România, nu impusă de Comisia Europeană. Totuși, când a cerut Comisiei o amânare a unui jalon legat de închideri, oficialii europeni i-au reamintit că România a acceptat obiectivul și că a primit fonduri, 2, 6 miliarde de euro, pentru a construi noi capacități pe gaz, pe care până acum nu le-a pus efectiv în funcțiune.
Problema practică e clară: au fost semnate contracte de finanțare în 2022–2023, au avut loc licitații, dar nu au venit ofertanți pentru proiectele planificate, astfel încât implementarea întârzie. În acest context, ministerul dispune de o fereastră scurtă de timp pentru a evita un risc real de deficit energetic sau chiar de blackout, iar alternativa ar fi returnarea a circa 2 miliarde de euro din fondurile primite, ceea ce ar agrava situația.
Pe scurt, este vorba despre o combinație de factori: decizii politice privind calendarul rapid de închidere a centralelor pe cărbune, investiții masive în regenerabile fără pachetul necesar de stocare și lipsa suficientă de capacitate constantă de rezervă. Aceste elemente, luate împreună, explică de ce uneori plătim mult mai mult pe megawatt-oră decât alte țări europene și de ce importăm energie la prețuri greu de justificat.
Bogdan Ivan vorbește despre o fereastră de trei luni pentru a gestiona problema acută a Sistemului Energetic Național, pentru a obține flexibilitate din partea Comisiei Europene sau pentru a găsi soluții rapide de implementare a proiectelor finanțate. Până atunci, fluctuațiile de preț și dependența temporară de import rămân realități care afectează piața și consumatorii.
Ivan a oferit date și termene concrete, 145 euro/MWh media recentă, 61 euro/MWh media Franței, 7.000 MW scoși din producție, 1.200 MW instalați în loc, obiectivul de închidere până la 31 decembrie 2025 și 2, 6 miliarde euro finanțare pentru capacități pe gaz, toate acestea conturând tabloul tensionat al energiei din România. Modul în care se vor rezolva problemele în lunile următoare depinde de viteza cu care proiectele finanțate vor fi puse în funcțiune sau de capacitatea autorităților de a renegocia termenele fără a pierde finanțările.
România a acceptat ținta de decarbonizare prin PNRR, dar problema a apărut din disonanța dintre promisiuni și implementare; proiectele de pe hârtie nu produc kilowați, iar kilowații lipsă se văd imediat în prețuri. Observatorii vor urmări în perioada următoare licitațiile rămase, contractele semnate în 2022–2023 și potențialele soluții de stocare sau capacitate de rezervă pe gaz care ar putea stabiliza piețele. Care crezi că ar fi măsura cea mai eficientă pe termen scurt: amânarea închiderii centralelor pe cărbune, accelerarea proiectelor pe gaz sau investiții majore în stocare?
Fii primul care comentează