România traversează cel mai dificil sezon rece pentru sistemul energetic din ultimul deceniu, în condițiile în care ambele reactoare de la Cernavodă sunt oprite, iar seceta a redus și producția hidrocentralelor, arată o analiză Frames. Intrarea treptată în funcțiune a centralei pe gaze de la Mintia poate reduce dependența de importuri în orele de vârf, însă blocajele din rețea și capacitatea insuficientă de stocare rămân principalele vulnerabilități.
Cele două reactoare de la Cernavodă, care asigură în mod obișnuit aproximativ o cincime din electricitatea țării, sunt oprite de aproape trei luni. Seceta a coborât Dunărea sub nivelul necesar răcirii instalațiilor centralei și a redus, în același timp, producția hidrocentralelor. Sistemul Electroenergetic Național se află în stare de alertă încă de la 1 august.
Potrivit Frames, România a pierdut temporar exact capacitățile care produceau constant, la costuri reduse, și care contribuiau la echilibrarea rețelei indiferent de momentul zilei.
România a avut cel mai mare preț al energiei dintre piețele europene analizate
Lipsa producției nucleare și reducerea celei hidro se reflectă în prețurile de pe piața angro. Pentru energia livrată pe 28 octombrie, prețul mediu din Piața pentru Ziua Următoare de la București a ajuns la aproximativ 311 euro pe MWh, cel mai ridicat dintre cele 34 de piețe europene urmărite în acea zi.
În același interval, Germania a avut un preț de aproximativ 249 de euro pe MWh, Franța de circa 253 de euro, iar piețele nordice au rămas sub 10 euro pe MWh. Între orele 21:15 și 21:30, când consumul este ridicat, iar producția solară nu mai este disponibilă, prețul din România a depășit 434 de euro pe MWh.
Creșterile din piața angro nu ajung imediat în facturile tuturor consumatorilor casnici, o parte dintre aceștia având contracte cu preț fix. Ele se transmit însă mai repede în costurile companiilor cu contracte legate de piața spot și, ulterior, în prețurile bunurilor și serviciilor.
Mintia, principala soluție pentru orele de vârf
Cea mai importantă capacitate care poate intra în sistem în această iarnă este noua centrală în ciclu combinat pe gaze de la Mintia, construită de grupul Mass Global. Proiectul are o capacitate totală de aproximativ 1.700 MW și presupune o investiție de circa 1,4 miliarde de euro. Prima turbină a început să trimită energie în rețea pe 15 octombrie.
Calendarul operatorului de transport prevede integrarea unei capacități de aproximativ 1.000 MW până la sfârșitul anului. Această putere ar reprezenta aproape 12% din capacitatea funcțională actuală a sistemului, potrivit calculelor Frames.
Mintia nu va produce neapărat energie ieftină, deoarece costurile centralei depind de prețul gazelor naturale și de cel al certificatelor pentru emisiile de carbon. Rolul său principal va fi să ofere energie atunci când producția din surse dependente de vreme scade și să limiteze importurile scumpe din orele de seară.
„Mintia este o veste foarte bună pentru siguranța sistemului în această iarnă, pentru că reduce riscul ca România să rămână dependentă de importuri tocmai în orele de vârf. Nu trebuie însă să ne așteptăm ca o centrală pe gaze să facă energia ieftină. Ea stabilizează sistemul, dar prețul energiei produse depinde de piața gazelor”, a explicat Adrian Negrescu, manager Frames.
La Mintia ar urma să se adauge centrala de la Iernut, cu o capacitate de 430 MW. Proiectul are o întârziere de aproximativ cinci ani, iar intrarea în producție este estimată pentru prima parte a anului 2027.
Ținta de 5.800 MW și condiția pentru centralele pe cărbune
Noul ministru al Energiei, Dumitru Chisăliță, și-a asumat conectarea la rețea a 5.800 MW de capacități noi până la sfârșitul anului 2027. Ținta include atât surse regenerabile, cât și centrale care pot produce indiferent de condițiile meteorologice.
Ministrul a anunțat și că centralele pe cărbune ar trebui scoase din funcțiune numai după intrarea în exploatare a unor capacități care să le înlocuiască. Abordarea diferă de cea din ultimii ani, când România și-a asumat închiderea unor grupuri înainte de finalizarea alternativelor.
Printre priorități se numără investițiile în baterii și în centrale hidro cu acumulare prin pompaj, relansarea proiectelor eoliene offshore din Marea Neagră și repornirea reactoarelor de la Cernavodă.
Prima producție de gaze din proiectul Neptun Deep este programată pentru prima jumătate a anului 2027. Resursele ar putea fi folosite inclusiv pentru centrale flexibile care să compenseze variațiile producției eoliene și solare.
„Ținta de 5.800 de megawați este realistă doar dacă statul încetează să mai fie frâna. Investitorii privați au demonstrat că pot construi repede. Problema este că rețeaua, avizele și racordările merg de câteva ori mai încet decât șantierele. Iar decizia de a nu mai închide centralele pe cărbune până nu avem cu ce le înlocui este una de bun-simț, pe care trebuia să o luăm de la început”, potrivit managerului Frames.
Peste 2.500 MW de capacități noi au intrat în sistem
Cea mai rapidă schimbare din sistemul energetic s-a produs în sectorul fotovoltaic și în zona stocării. Numărul prosumatorilor a depășit 300.000 la începutul anului, iar capacitatea instalată a acestora a ajuns la aproximativ 3.400 MW, de peste două ori mai mult decât la sfârșitul lui 2023.
În primele opt luni din 2026 au fost conectați la rețea peste 2.500 MW de capacități noi de producție și stocare. Mai mult de jumătate au provenit din proiecte solare, iar peste 660 MW au reprezentat instalații de stocare.
Operatorul de transport estima conectarea altor aproximativ 2.000 MW până la sfârșitul anului, jumătate din această capacitate urmând să provină din baterii.
Proiectul de la Ogrezeni combină energia solară cu stocarea
Următorul val de investiții este reprezentat de proiectele hibride, care combină producția regenerabilă cu baterii de mari dimensiuni. Parcul de la Ogrezeni, din județul Giurgiu, dezvoltat de compania austriacă Enery, va avea 534 MW de capacitate fotovoltaică și un sistem de stocare de peste un GWh.
Investiția depășește 460 de milioane de euro, iar finalizarea proiectului este estimată pentru vara anului 2027.
„Este un proiect de amploare, care demonstrează că există potențial, însă totul depinde și de cum tratează statul acest tip de investiție privată. Dacă susține astfel de investiții prin toate metodele posibile, inclusiv fiscale, sau dacă doar se limitează în a-i suprataxa pe cei care au curajul de a face astfel de afaceri în România”, a declarat Negrescu.
Avantajul unui asemenea proiect este că energia produsă la prânz poate fi păstrată în baterii și livrată seara, când cererea și prețurile sunt mai mari.
România vinde ieftin la prânz și importă scump seara
În zilele cu producție solară ridicată, România poate genera la prânz mai multă energie decât consumă și exportă surplusul la prețuri reduse. După apus, când producția fotovoltaică dispare, sistemul ajunge să importe energie la prețuri de câteva ori mai mari.
Frames estimează că România are nevoie de cel puțin 3.500 MW de capacități de stocare pentru a valorifica eficient energia solară și eoliană deja instalată. Dacă marile proiecte hibride, centralele de la Mintia și Iernut și gazele din Marea Neagră respectă calendarul anunțat, România ar putea redeveni exportator net de electricitate în 2027, potrivit analizei.
Principala condiție este modernizarea rețelei. Doar 41% dintre proiectele care au primit aviz tehnic de racordare au fost conectate într-un interval de un an și jumătate, arată Frames.
În zonele cu multe instalații fotovoltaice, rețeaua ajunge în zilele însorite la limita capacității, iar o parte din energia produsă nu poate fi preluată.
Transelectrica are un plan de investiții de peste două miliarde de euro pentru următorii zece ani, însă ritmul lucrărilor trebuie accelerat pentru a ține pasul cu investițiile private.
„Independența energetică nu mai depinde de cât producem, ci de cât reușim să transportăm și să stocăm. Avem deja mii de megawați solari care lucrează la jumătate de capacitate pentru că rețeaua nu îi poate prelua. Dacă Transelectrica rezolvă blocajele de transport, parcurile hibride de tipul celui de la Ogrezeni pot schimba complet echilibrul sistemului încă din 2027”, spune Adrian Negrescu.
Ce ar putea însemna investițiile pentru prețurile energiei
Mai multă producție internă nu înseamnă automat că prețul energiei din România se va separa de cel european. Piața de la București este cuplată cu cele din regiune, iar electricitatea circulă spre zonele în care prețul este mai mare, în limita capacității liniilor de interconexiune.
Prețurile din România vor rămâne astfel influențate de evoluțiile din Ungaria, Bulgaria și din restul Europei Centrale.
Creșterea producției disponibile seara și dezvoltarea stocării ar putea însă reduce frecvența vârfurilor de preț și diferența dintre orele ieftine de la prânz și cele scumpe de după apus. Atunci când liniile de interconexiune sunt saturate, prețul intern poate coborî sub cel al piețelor vecine.
Contractele bilaterale pe termen lung, încheiate la prețuri fixe cu producătorii de energie regenerabilă, pot oferi industriei și furnizorilor mai multă stabilitate decât achizițiile zilnice din piața spot. Pentru prosumatori, avantajul direct este că energia produsă și consumată în propria locuință nu mai trebuie cumpărată din rețea.
„Nu trebuie să promitem românilor curent la jumătate de preț, pentru că piața este europeană. Le putem promite însă ceva la fel de valoros: un preț stabil, fără șocurile din ultimii ani, și o țară care nu mai cumpără energie din import la cel mai scump tarif din Europa. Pentru o economie cu inflație ridicată, stabilitatea prețului la energie este una dintre cele mai importante pârghii de dezinflație”, a concluzionat Negrescu.
Editor : A.D.