România a ajuns să importe energie din Ucraina, țară aflată în război și a cărei infrastructură energetică este una dintre țintele principale ale atacurilor rusești. Seceta extremă explică momentul, nu însă și vulnerabilitatea. În spate sunt centrale promise și neterminate, capacități vechi retrase înainte de apariția înlocuitorilor, investiții insuficiente în rețele și stocare, proiecte foarte scumpe și contestate, dar și „băieți deștepți” din energie care s-au adaptat și au prosperat de-a lungul tuturor administrațiilor din ultimii peste 30 de ani. Pe scurt: incompetență și corupție sistemică.
României nu i-au lipsit resursele. Avea una dintre cele mai bune poziții din regiune: gaze naturale, hidroenergie, două reactoare nucleare funcționale și alte două începute, cărbune, rafinării și un potențial important pentru energia eoliană și solară.
A lipsit însă capacitatea și dorința forțelor politice care au condus România de a transforma aceste avantaje într-un sistem coerent, care, în final, să aducă beneficii românilor.
Cum a ajuns România să ceară energie Ucrainei
Debitul Dunării a coborât la aproximativ 1.600 de metri cubi pe secundă, față de peste 4.000 într-o perioadă normală. Scăderea apei a redus producția hidro și a afectat sistemul de răcire al centralei nucleare de la Cernavodă.
Unitatea 1, cu o putere de aproximativ 700 MW, a fost oprită, iar autoritățile au luat în calcul oprirea Unității 2. Pierderea ambelor reactoare ar fi eliminat aproximativ 20% din producția națională de electricitate, tocmai sursa care funcționează constant, inclusiv seara, când panourile fotovoltaice nu mai produc.
În aceste condiții, Guvernul a declarat stare de alertă energetică pentru luna august. Ilie Bolojan a anunțat că România importa deja aproximativ 1.700 MW la orele de vârf și că necesarul putea depăși 2.500 MW dacă era oprit și al doilea reactor. În grabă, Executivul a alocat bani pentru lucrări prin care să aducă apă către sistemul de răcire al Unității 2 și a început discuții pentru importuri din Ucraina, Bulgaria și Grecia.
Ucraina a acceptat să livreze electricitate în condiții comerciale. Bolojan a explicat că este vorba despre reciprocitate: România a furnizat energie Ucrainei când sistemul acesteia a avut probleme, iar Kievul poate exporta acum în perioadele în care dispune de un surplus. Importul nu este o anomalie într-o piață europeană interconectată. Problema este că România a ajuns să depindă la vârful de consum de disponibilitatea unui sistem bombardat constant de Rusia.
Unitatea 2 a fost menținută în cele din urmă în funcțiune. Condițiile naturale nu se schimbaseră în câteva ore. Într-o analiza a Asociației Energia Inteligentă, se apreciază că autoritățile au reevaluat riscurile și au ajuns la concluzia că pierderea altor 700 MW ar fi fost mai periculoasă pentru sistem decât continuarea funcționării reactorului în limitele procedurilor de siguranță.
România a câștigat astfel timp. Nu și-a rezolvat vulnerabilitatea.
Seceta a fost declanșatorul, nu cauza profundă
Orice sistem energetic ar fi afectat de o asemenea secetă. Producția hidro scade, iar centralele care folosesc apa pentru răcire trebuie să își reducă activitatea. Și Ungaria a fost obligată să reducă producția centralei nucleare de la Paks.
Diferența dintre o perioadă dificilă și o criză este dată de rezervele existente. Un sistem robust trebuie să poată compensa pierderea temporară a unei surse prin alte centrale, capacități de stocare, reducerea controlată a consumului industrial și importuri utilizate ca instrument normal al pieței.
În România, seceta a lovit simultan hidroenergia și energia nucleară. Seara, când producția solară ajunge la zero, sistemul a rămas dependent de centralele pe gaz și cărbune, de vânt și de importuri. Aici se văd găurile create de deciziile amânate în ultimii ani.
Am închis capacități înainte să construim altele
România și-a asumat retragerea treptată a cărbunelui, atât din cauza poluării și a instalațiilor învechite, cât și prin angajamentele din PNRR. Tranziția era necesară. Eroarea a fost lipsa sincronizării.
Noile centrale pe gaz, capacitățile eoliene și fotovoltaice, bateriile și rețelele care să le susțină trebuiau să fie gata înainte de închiderea vechilor centrale pe cărbune. În realitate, multe dintre proiectele de înlocuire au întârziat.
În primul trimestru din 2024, puterea instalată a termocentralelor a scăzut cu aproximativ 11%, de la 6.185 la 5.447 MW, potrivit Transelectrica. Ulterior, România a cerut Comisiei Europene amânarea închiderii unor grupuri pe cărbune tocmai pentru că noile capacități pe gaz și regenerabile nu erau gata.
Statul a rămas astfel prins între două riscuri: dacă închide centralele vechi, pierde o parte din producția controlabilă; dacă le păstrează, suportă în continuare costurile economice și de mediu ale unor instalații ineficiente.
Iernut: centrala care trebuia terminată în 2020
Centrala pe gaz de la Iernut este unul dintre cele mai clare exemple de investiție strategică întârziată. Proiectul de 430 MW a început în 2016 și trebuia finalizat la începutul anului 2020. Primul contract de construcție a fost reziliat în 2021. Romgaz a încheiat un nou contract în 2023, dar l-a reziliat și pe acesta în septembrie 2025, după alte întârzieri. Termenul-limită pentru finalizarea și punerea în funcțiune a centralei a fost prelungit până la 31 decembrie 2026.
Guvernul recunoaște că investiția începută în 2016 a întârziat în urma rezilierii contractelor cu constructorii. Din vechea centrală, care avea o putere nominală de 800 MW, numai grupul 5, de 200 MW, mai are în prezent licență de exploatare comercială, potrivit Romgaz. Celelalte grupuri au fost retrase din cauza neconformării cu normele europene privind emisiile și a lucrărilor necesare noii centrale.
Cei 430 MW ai noii centrale nu ar fi eliminat deficitul actual, dar ar fi echivalat cu peste jumătate din puterea unui reactor de la Cernavodă. Mai important, Iernut ar fi oferit sistemului o capacitate controlabilă, capabilă să producă electricitate independent de soare, vânt sau debitele râurilor, în limita disponibilității gazului și a condițiilor tehnice de operare.
Cernavodă 3 și 4: două reactoare și peste trei decenii de amânări
România dispune la Cernavodă de amplasamentul, o parte dintre construcțiile și infrastructura necesare, precum și de experiența exploatării a două reactoare CANDU. Lucrările la Unitățile 3 și 4, începute în anii ’80, au fost oprite, iar cele două unități au intrat în conservare în 1992. Proiectul a trecut ulterior prin mai multe încercări de relansare, formule de finanțare și schimbări de parteneri, fără ca lucrările de finalizare să înceapă efectiv.
În noiembrie 2024 a fost semnat contractul pentru inginerie, achiziții și managementul construcției – EPCM –, cu un consorțiu format din Fluor, AtkinsRéalis, Ansaldo Nucleare și Sargent & Lundy. Cele două reactoare ar urma să aibă aproximativ 700 MW fiecare. Potrivit calendarului publicat de Nuclearelectrica, Unitatea 3 ar urma să intre în funcțiune în 2030, iar Unitatea 4 în 2031. Acestea sunt însă termene estimate, dependente de parcurgerea etapelor tehnice, financiare și de autorizare.
Între timp, Unitatea 1 va fi oprită, conform calendarului actual, la sfârșitul anului 2027, pentru o retehnologizare estimată să dureze aproximativ doi ani, potrivit raportului Nuclearelectrica pentru 2025. România va pierde astfel temporar aproximativ 700 MW de producție constantă. Oprirea este pregătită de ani buni, dar noua centrală de la Iernut nu este încă terminată, iar Unitățile 3 și 4 nu pot intra în funcțiune înainte de 2030, ceea ce menține presiunea asupra sistemului în perioada retehnologizării.
Doicești: până la 7 miliarde de dolari pentru o tehnologie încă netestată comercial
În paralel cu retehnologizarea Unității 1 și construirea reactoarelor 3 și 4 de la Cernavodă, România a ales să dezvolte la Doicești, împreună cu compania americană NuScale, o centrală formată din șase reactoare modulare mici – SMR –, cu o putere totală de 462 MW.
Proiectul a primit decizia finală de investiție în februarie 2026, prin votul acționarilor Nuclearelectrica, companie controlată de stat. Ilie Bolojan nu a susținut însă proiectul. Dimpotrivă, a criticat costurile și modul în care a fost angajată investiția, afirmând că centrala ar putea costa între 6 și 7 miliarde de dolari și că România nu avea încă o formulă clară de finanțare.
Numai etapa premergătoare construcției are un buget estimat la aproximativ 600 de milioane de dolari. În mai, Bolojan a revenit cu o critică și mai dură: aproximativ 240 de milioane de dolari fuseseră deja cheltuiți, iar rezultatul concret era, în formularea sa, „un teren și niște hârtii”. El a pus astfel sub semnul întrebării nu doar costul viitor, ci și felul în care statul angajase deja sute de milioane de dolari într-o tehnologie care nu funcționează încă nicăieri comercial.
Riscul nu este doar financiar, ci și tehnologic. Modelul de 77 MW al NuScale a fost aprobat de autoritatea americană de reglementare nucleară, dar nu există încă nicio centrală comercială funcțională care să îl utilizeze. Primul proiect pregătit de companie în Statele Unite a fost abandonat în 2023, după creșterea costurilor și retragerea unor clienți. Costul estimat urcase de la 5,3 la 9,3 miliarde de dolari, iar prețul-țintă al energiei crescuse de la 58 la 89 de dolari/MWh.
Susținătorii proiectului invocă producția stabilă, fără emisii de carbon, posibilitatea înlocuirii centralelor pe cărbune și sprijinul american. Dincolo de disputele pe surse de finanțare și tehnologie, este o problemă de ordine a priorităților. Un stat care nu a reușit să termine într-un deceniu centrala pe gaz de la Iernut, are nevoie urgentă de investiții în rețele și stocare și trebuie să finanțeze simultan retehnologizarea Unității 1 și construirea reactoarelor 3 și 4 s-a angajat într-un al treilea proiect nuclear, experimental, riscant și foarte scump.
Gazele din Marea Neagră, întârziate exact când puteau conta
Neptun Deep este un alt exemplu al prețului plătit pentru decizii întârziate. România descoperise una dintre cele mai importante rezerve de gaze din Uniunea Europeană, dar modificările fiscale și legislative din 2018 au amânat ani la rând decizia de investiție.
Legea offshore a fost corectată abia în 2022, după invadarea Ucrainei și declanșarea crizei energetice europene. OMV Petrom și Romgaz au luat decizia finală de investiție în iunie 2023, iar primele gaze sunt așteptate în 2027.
O analiză Deutsche Welle numește această întârziere „păcatul fondator”: România avea resursa care i-ar fi oferit mai multă siguranță, dar a blocat-o prin legislație impredictibilă.
Gazele de la Neptun Deep nu devin automat electricitate. Este nevoie de centrale funcționale, rețele și infrastructură de transport. Întârzierea exploatării s-a suprapus însă cu întârzierea centralelor care ar trebui să folosească gazul pentru a înlocui cărbunele.
Regenerabile fără suficientă stocare: exportăm ieftin la prânz, importăm scump seara
Creșterea producției solare, inclusiv prin numărul mare de prosumatori, este necesară și utilă. Dar panourile produc cel mai mult la prânz și deloc după apus, tocmai înaintea vârfului de consum de seară.
Fără baterii, hidrocentrale cu acumulare prin pompaj și consum flexibil, energia ieftină de la prânz nu poate fi mutată seara. România poate ajunge astfel să exporte ieftin când există surplus solar și să importe scump câteva ore mai târziu.
Dezvoltarea stocării a fost mult mai lentă decât instalarea capacităților fotovoltaice. Până în iulie 2025, energia preluată din rețea, stocată și apoi reintrodusă putea fi supusă repetat unor tarife reglementate, ceea ce reducea rentabilitatea investițiilor. La 8 iulie 2025, ANRE a aprobat scutirea energiei stocate și restituite rețelei de tarifele de transport pentru extragere, distribuție și servicii de sistem, precum și de obligația achiziționării certificatelor verzi. La acel moment, România avea aproximativ 399 MWh instalați în baterii.
Mereu apar noi „băieți deștepți”
Peste această lipsă de investiții s-a suprapus o nouă formă de parazitare a sistemului. Dacă vechii „băieți deștepți” cumpărau ieftin energie de la Hidroelectrica și o revindeau cu profit, noii intermediari au învățat să monetizeze dreptul de racordare la rețea.
Pentru a conecta o centrală, un parc regenerabil sau o baterie este nevoie de un aviz tehnic de racordare - ATR. Documentul rezervă o parte din capacitatea rețelei.
România emisese peste 1.400 de asemenea avize, pentru proiecte de peste 80.000 MW, de aproape zece ori puterea necesară în mod obișnuit sistemului. Alte aproximativ 30.000 MW erau în curs de avizare.
O analiză făcută pe 722 de firme, care controlau avize pentru aproximativ 72.000 MW, a arătat că 76% avuseseră cifră de afaceri zero în 2024, 78% nu aveau angajați, iar 318 aveau capital social sub 1.000 de lei, potrivit datelor publicate de Guvern. Aceste cifre nu înseamnă că toate proiectele sunt fictive. Lista include și investiții serioase. Dar arată că numeroase firme fără bani sau activitate au putut rezerva ani la rând o resursă publică limitată.
Ilie Bolojan a explicat mecanismul prin imaginea unei mese la care toate scaunele au fost ocupate. Când apare un investitor real, i se spune fie că rețeaua este plină, fie că trebuie să plătească lucrări costisitoare pentru extinderea ei. Ulterior poate apărea o firmă care îi oferă spre vânzare proiectul și avizul deja obținut.
Câștigul nu vine din producerea energiei, ci din ocuparea aproape gratuită a rețelei. Investițiile reale sunt întârziate sau scumpite, iar capacitățile de producție și stocare nu mai pot fi conectate.
Bolojan a publicat lista titularilor de ATR-uri și a încercat să introducă o garanție de 30 de euro pentru fiecare kilowatt instalat. Pentru un proiect de 100 MW, aceasta înseamnă trei milioane de euro – suficient pentru a obliga solicitantul să demonstreze că are finanțare și intenția reală de a construi.
Ordonanța a fost adoptată chiar în ziua în care Guvernul Bolojan a fost demis prin moțiunea PSD–AUR. Pentru că articolele referitoare la garanții fuseseră adăugate în ședința de Guvern, era necesar un nou aviz al Consiliului Legislativ. Acesta a venit după căderea Cabinetului, când Executivul interimar nu mai putea emite ordonanțe de urgență. Actul nu a mai putut fi publicat.
- Ordonanța lui Bolojan împotriva „băieților deștepți” din energie a picat. Avizul a venit prea târziu
O parte a reformei a fost recuperată ulterior de ANRE. Autoritatea a majorat garanția de racordare de la 5% la 20% și a introdus garanția de 30 de euro/kW pentru autorizațiile de înființare, potrivit reglementărilor adoptate în mai.
Noile reguli pot descuraja specula viitoare, dar nu eliberează imediat întreaga rețea și nu anulează automat toate avizele existente. Testul real este dacă proiectele fără progres vor pierde dreptul de racordare sau dacă firmele vor găsi noi metode de a păstra „scaunele” ocupate.
Paradoxul este complet: România avea pe hârtie zeci de mii de megawați în proiecte, dar nu dispunea de cei 1.000–2.000 MW de stocare și de câteva mii de megawați de producție reală care i-ar fi fost necesari în timpul secetei.
O strategie energetică adoptată după 17 ani
Toate aceste întârzieri au o explicație comună. România a avut numeroase proiecte și planuri, dar timp de 17 ani nu a adoptat o nouă strategie energetică națională.
Strategia 2025–2035, cu perspectiva anului 2050, a fost aprobată abia în noiembrie 2024. Până atunci, fiecare guvern a venit cu propriile priorități: cărbune, gaze, hidro, nuclear clasic, reactoare modulare, hidrogen sau regenerabile.
Proiectele energetice durează însă mai mult decât un mandat. Când direcțiile și termenele se schimbă politic, rezultatul este cel de astăzi: multe capacități promise pentru anii 2030 și prea puține disponibile acum.
Factura deciziilor amânate
România nu a ajuns aici pentru că a intrat în piața europeană, pentru că dezvoltă energie regenerabilă sau pentru că a decis să renunțe treptat la cărbune. A ajuns aici pentru că a făcut fiecare schimbare fără să pregătească la timp pasul următor.
A retras capacități vechi înainte ca înlocuitorii să fie gata. A început Iernut în 2016 și nu l-a terminat nici după un deceniu. A lăsat reactoarele 3 și 4 în așteptare peste 30 de ani. A întârziat Neptun Deep prin legislație impredictibilă. A instalat panouri fără să dezvolte în același ritm bateriile și rețelele. A blocat capacitatea de racordare cu proiecte existente doar pe hârtie. În același timp, a angajat miliarde într-o tehnologie nucleară încă netestată comercial.
România nu duce lipsă de resurse energetice, ci de capacitatea statului de a le transforma, la timp și în interes public, în siguranță energetică. Până când incompetența, amânările și interesele care parazitează sistemul nu vor fi înlocuite de investiții coerente și răspundere pentru decizii, fiecare secetă, avarie sau criză regională va expune din nou aceeași vulnerabilitate: o țară cu aproape toate avantajele energetice, dar care nu se poate baza pe ele atunci când are cea mai mare nevoie. (S.D.S.)
Plaja din România cu nisip fin unde poți închiria un șezlong cu doar 30 de lei pe zi (Foto)
FCSB i-a decis soarta lui Ștefan Târnovanu după eșecul jenant cu Auda
BCE avertizează: Criza climatică și degradarea naturii amenință stabilitatea financiară a Europei
Google nu mai trimite oamenii către site-uri. Cum schimbă inteligența artificială Internetul și presa online
