Analiză Frames: România traversează cea mai dificilă iarnă pentru sistemul energetic din ultimul deceniu

România traversează cel mai dificil sezon rece pentru sistemul energetic din ultimul deceniu, potrivit unei analize Frames. Cele două reactoare de la Cernavodă, care asigură în mod obişnuit aproximativ o cincime din electricitatea ţării, sunt oprite de aproape trei luni, seceta a coborât Dunărea sub nivelul la care centrala nucleară îşi poate răci instalaţiile, iar aceeaşi lipsă de apă a redus serios producţia hidrocentralelor, sistemul energetic naţional aflându-se în stare de alertă încă din 1 august. Potrivit analiştilor Frames, România a pierdut temporar exact acele surse care produceau constant, la costuri mici, şi care asigurau echilibrul reţelei în orice moment al zilei.

Golul se vede imediat în preţuri, potrivit analizei. Pe 28 octombrie, piaţa românească pentru ziua următoare a înregistrat cel mai ridicat preţ mediu dintre cele 34 de pieţe europene urmărite zilnic, de aproximativ 311 euro pe megawatt-oră, în timp ce Germania a avut circa 249 de euro, Franţa circa 253, iar ţările nordice au rămas sub 10 euro. În intervalul de seară, între 21:15 şi 21:30, preţul la Bucureşti a urcat peste 434 de euro pe megawatt-oră, iar aceste cifre nu ajung imediat în facturile populaţiei, protejate parţial de contractele cu preţ fix, dar se transmit rapid în costurile industriei, ale comerţului şi, cu întârziere, în preţurile de consum, conform Frames.

Cea mai mare speranţă pentru lunile reci vine de la Mintia, potrivit analizei. Noua centrală în ciclu combinat pe gaze, construită de grupul Mass Global, are o capacitate totală proiectată de aproximativ 1.700 de megawaţi şi o investiţie de circa 1,4 miliarde de euro, iar prima turbină a început să trimită energie în reţea pe 15 octombrie, calendarul operatorului de transport prevăzând ca aproximativ 1.000 de megawaţi să fie disponibili până la sfârşitul anului, ceea ce ar fi echivalentul a aproape 12% din capacitatea funcţională actuală a sistemului. La aceasta se adaugă centrala de la Iernut, de 430 de megawaţi, un proiect întârziat de aproximativ cinci ani, care ar trebui să intre în producţie cel mai probabil în prima parte a lui 2027, conform Frames.

Rolul acestor centrale este unul de echilibru, nu de ieftinire a energiei, potrivit analizei. Ele pot produce oricând, indiferent de vreme, şi pot acoperi exact orele de seară în care România importă astăzi energie la preţuri foarte mari, însă costul electricităţii produse la Mintia rămâne legat de preţul gazelor naturale şi de cel al certificatelor de emisii de carbon. „Mintia este o veste foarte bună pentru siguranţa 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 aşteptăm ca o centrală pe gaze să facă energia ieftină. Ea stabilizează sistemul, dar preţul energiei produse depinde de piaţa gazelor”, explică Adrian Negrescu, manager Frames, potrivit analizei.

Noul ministru al Energiei, Dumitru Chisăliţă, a pus pe masă o ţintă ambiţioasă: conectarea a 5.800 de megawaţi noi de producţie până la sfârşitul lui 2027, atât din surse regenerabile, cât şi din centrale care pot funcţiona indiferent de condiţiile meteo, potrivit Frames. Ministrul a stabilit şi o condiţie clară pentru centralele pe cărbune, acestea putând rămâne în funcţiune până când există suficientă capacitate nouă care să le înlocuiască, o schimbare de abordare faţă de ultimii ani, în care România s-a angajat să închidă capacităţi înainte să construiască altele. Printre priorităţile anunţate se numără stocarea, prin baterii şi prin centrale hidro cu acumulare prin pompaj, cu scopul declarat de a reduce importurile scumpe din anumite intervale orare, relansarea proiectelor eoliene offshore din Marea Neagră, extracţia gazelor din perimetrul de mare adâncime programată pentru prima jumătate a lui 2027, precum şi repornirea reactoarelor de la Cernavodă, descrisă drept o urgenţă naţională, conform analizei.

„Ţinta de 5.800 de megawaţi este realistă doar dacă statul încetează să mai fie frâna. Investitorii privaţi au demonstrat că pot construi repede. Problema este că reţeaua, avizele şi racordările merg de câteva ori mai încet decât şantierele. Iar decizia de a nu mai închide centralele pe cărbune până nu avem cu ce le înlocui este una de bun-simţ, pe care trebuia să o luăm de la început”, spune Adrian Negrescu, conform Frames.

Transformarea cea mai rapidă a sistemului energetic românesc s-a petrecut pe acoperişuri şi pe terenurile agricole transformate în parcuri fotovoltaice, potrivit analizei. Numărul prosumatorilor a trecut de 300.000 la începutul acestui an, cu o capacitate instalată de aproximativ 3.400 de megawaţi, de peste două ori mai mult decât la sfârşitul lui 2023, iar în primele opt luni din 2026 s-au conectat la reţea peste 2.500 de megawaţi noi, dintre care mai mult de jumătate în solar şi peste 660 de megawaţi în stocare, operatorul de transport estimând încă aproximativ 2.000 de megawaţi până la finalul anului, jumătate în baterii, conform Frames.

Următorul val este cel al proiectelor hibride de mari dimensiuni, potrivit analizei. Parcul de la Ogrezeni, din judeţul Giurgiu, dezvoltat de compania austriacă Enery, combină 534 de megawaţi de panouri fotovoltaice cu un sistem de stocare de peste un gigawatt-oră, într-o investiţie de peste 460 de milioane de euro, care ar urma să fie finalizată în vara lui 2027. „Este un proiect de amploare, care demonstrează că există potenţial însă totul depinde şi de cum tratează statul acest tip de investiţie privată. Dacă susţine astfel de investiţii 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”, afirmă Negrescu, conform Frames.

Valoarea acestor proiecte vine din combinaţie, potrivit analizei. Panourile produc ieftin la prânz, iar bateriile păstrează energia pentru seară, exact când România plăteşte astăzi cele mai mari preţuri, însă în acest moment sistemul funcţionează pe dos: la prânz, România produce mai mult decât consumă şi vinde surplusul vecinilor la preţuri mici, iar seara, după apus, cumpără înapoi energie la preţuri de câteva ori mai mari. Sistemul are aproximativ 2.000 de megawaţi de baterii, în timp ce specialiştii apreciază că ar fi nevoie de cel puţin 3.500 pentru a valorifica eficient energia eoliană şi solară deja instalate, conform Frames.

Frames estimează că, dacă marile proiecte hibride, centralele pe gaze de la Mintia şi Iernut şi gazele din Marea Neagră intră în funcţiune în calendarul anunţat, România are şanse serioase să devină din nou exportator net de electricitate în 2027 şi să se apropie de independenţa energetică, potrivit analizei. Condiţia decisivă este reţeaua, iar racordarea prosumatorilor şi a parcurilor fotovoltaice avansează mult mai lent decât construcţia lor: doar 41% dintre proiectele care au primit aviz tehnic au ajuns să fie conectate în termen de un an şi jumătate, iar în zilele cu mult soare reţeaua din anumite zone ajunge la limita capacităţii, energia produsă neputând fi preluată. Transelectrica are un plan de investiţii de peste 2 miliarde de euro pe zece ani, însă ritmul lui trebuie accelerat pentru a ţine pasul cu investiţiile private, conform Frames.

„Independenţa energetică nu mai depinde de cât producem, ci de cât reuşim să transportăm şi să stocăm. Avem deja mii de megawaţi solari care lucrează la jumătate de capacitate pentru că reţeaua 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”, afirmă Adrian Negrescu, potrivit analizei.

Întrebarea care contează pentru familii şi companii este dacă mai multă producţie internă va duce la facturi mai mici, iar potrivit analiştilor Frames răspunsul are două părţi, conform analizei. Prima este că România nu va avea un preţ angro complet separat de cel european, bursa de energie de la Bucureşti funcţionând cuplat cu pieţele din regiune, iar electricitatea îndreptându-se mereu spre piaţa care plăteşte mai mult, atât cât permit liniile de interconexiune, astfel încât preţul de referinţă va rămâne apropiat de cel din Ungaria, Bulgaria şi restul Europei Centrale. A doua parte este mai încurajatoare: cu mai multă energie disponibilă seara, România poate ieşi din situaţia în care plăteşte cel mai scump preţ din regiune, cum s-a întâmplat la sfârşitul lui octombrie, iar estimările Frames arată că vârfurile de preţ vor deveni mai rare şi mai mici, iar diferenţa dintre orele ieftine de la prânz şi cele scumpe de seară se va reduce, potrivit analizei.

Contractele bilaterale pe termen lung cu producătorii din surse regenerabile, la preţuri fixe, pot oferi industriei şi furnizorilor energie mai ieftină şi mai stabilă decât cea cumpărată zilnic din bursă, iar pentru prosumatori avantajul este direct, energia produsă şi consumată acasă nemaifiind cumpărată la preţul pieţei, conform Frames. „Nu trebuie să promitem românilor curent la jumătate de preţ, pentru că piaţa este europeană. Le putem promite însă ceva la fel de valoros: un preţ stabil, fără şocurile din ultimii ani, şi o ţară care nu mai cumpără energie din import la cel mai scump tarif din Europa. Pentru o economie cu inflaţie ridicată, stabilitatea preţului la energie este una dintre cele mai importante pârghii de dezinflaţie”, concluzionează Adrian Negrescu, potrivit analizei.

Pe termen scurt, România are nevoie de noroc şi de punctualitate: un debit mai bun al Dunării pentru repornirea Cernavodei şi punerea în funcţiune la termen a centralei de la Mintia, conform Frames. Pe termen mediu, sistemul energetic are toate ingredientele unei transformări reale: investiţii private record în solar şi stocare, gaze proprii în Marea Neagră şi un obiectiv guvernamental de 5.800 de megawaţi noi până la finalul lui 2027, iar veriga slabă rămâne reţeaua de transport şi distribuţie, de viteza cu care va fi modernizată depinzând dacă 2027 va fi anul independenţei energetice sau încă un an în care energia ieftină de la prânz se pierde, iar cea scumpă de seară se importă, potrivit analizei.