România amână cu 19 luni închiderea cărbunelui. Centralele pe gaze care trebuiau să-l înlocuiască nu sunt gata

România a închis și retras grupuri controlabile mai repede decât a construit centrale pe gaze, stocare și rețele capabile să compenseze pierderea lor. În august, seceta, oprirea temporară a producției nucleare și producția volatilă din regenerabile au arătat cât de mică este marja de siguranță. Cărbunele, tehnologia pe care statul vrea să o scoată din mix, a redevenit temporar plasă de siguranță.

Un termen european, o problemă românească

Prin PNRR, România și-a asumat eliminarea accelerată a capacităților pe lignit și huilă. Calendarul prevedea retrageri succesive, iar jalonul privind Turceni 5 împingea grupul de 330 MW spre închidere la 31 august 2026. Guvernul a cerut însă Comisiei Europene o reevaluare, invocând situația sistemului și necesitatea păstrării unor capacități controlabile.

Cristian Bușoi, secretar de stat în Ministerul Energiei, spunea înaintea deciziei că termenul nu mai putea fi tratat mecanic. „Trăim cu o speranță puternică, spre certitudine. Dar, în acest moment, nu există o intenție de a închide Turceni 5”, afirma el.

Guvernul a ales, în final, prelungirea. Craiova 1 și 2 mai primesc aproximativ zece luni, iar Turceni 5 aproape 19 luni. Este un răgaz, nu o anulare a decarbonizării. România rămâne angajată să scoată cărbunele din producția de electricitate, dar încearcă acum să sincronizeze mai bine închiderea cu apariția înlocuitorilor.

Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă, rezumă problema mai dur. „A închis prezentul înainte să construiască viitorul. Investiția însă nu a apărut”, spune el.

Gazul a rămas în PowerPoint

În planul inițial, o parte importantă a cărbunelui urma să fie înlocuită de centrale noi pe gaze. La Turceni era proiectată o unitate în ciclu combinat de aproximativ 475 MW, iar la Ișalnița una de 850 MW. Împreună, 1.325 MW de producție flexibilă și controlabilă.

Numai că proiectele nu au ajuns la timp în sistem. Contractul de finanțare pentru Turceni a fost semnat în 2023, cu un grant de aproximativ 831 milioane lei. Pentru Ișalnița, contractul a venit în 2024, cu circa 1,26 miliarde lei. Între timp, costurile cumulate ale celor două proiecte au urcat de la aproximativ 4,17 miliarde lei la peste 6,4 miliarde.

Asta a lăsat o gaură financiară de peste 2 miliarde lei numai din scumpirea proiectelor. Granturile au rămas la nivelurile inițiale, iar diferența trebuie acoperită de acționari, credite sau alte surse. Până în 2026, niciuna dintre cele două centrale nu intrase efectiv în producție.

Dumitru Chisăliță spune că tocmai aici s-a rupt logica tranziției. „Pe hârtie, ambii sunt «un MWh». În realitatea sistemului energetic, valoarea lor este complet diferită”, spune el.

Megawații nu sunt toți la fel

Problema nu este că România a construit prea multe regenerabile. Problema este că a tratat puterea instalată ca și cum ar fi identică cu puterea disponibilă. Un parc fotovoltaic de 500 MW nu poate înlocui, în orice oră, un grup controlabil de 500 MW.

Ziua, România poate avea surplus solar și prețuri foarte mici. Seara, producția fotovoltaică dispare exact când consumul casnic rămâne ridicat. Dacă hidroenergia este afectată de secetă, vântul nu bate, iar un reactor sau un grup pe gaze este oprit, sistemul are nevoie de altceva care să pornească la comandă.

Dumitru Chisăliță spune că tranziția trebuie judecată după siguranța livrării, nu doar după numărul de panouri instalate. „România nu are nevoie doar de energie regenerabilă, ci de energie sigură. Bateriile nu mai sunt o opțiune, ci o necesitate pentru viitorul sistemului energetic”, spune el.

Aici revine cărbunele. Nu pentru că a devenit brusc ieftin sau curat, ci pentru că este controlabil. Atât timp cât există combustibil și grupul este funcțional, producția poate fi programată. Într-o oră critică, această caracteristică valorează mai mult decât simpla putere înscrisă într-un tabel.

Cărbunele e scump, dar încă ține sistemul

Laurențiu Ciurel, fostul președinte al Directoratului Complexului Energetic Oltenia, insistă exact pe această predictibilitate. „La CEO cărbunele este un combustibil cert, cu un preț predictibil. Singura problemă este cea a certificatelor de CO2 și contextul decarbonizării”, spune el.

Problema este că și această plasă de siguranță a fost lăsată să se subțieze. În august, Grupul 4 de la Rovinari a fost repornit într-un moment de tensiune energetică, dar operațiunea a scos la suprafață lipsa de cărbune și de personal specializat. Au fost chemați inclusiv pensionari pentru completarea turelor.

Laurențiu Ciurel contestă ideea că România ar fi păstrat disciplinat grupul ca rezervă strategică. „El a fost în rezervă din cauza lipsei de cărbune. S-a oprit din cauza lipsei de cărbune”, spune el.

Și Turceni are problema vârstei instalațiilor. Menținerea unui grup pentru încă 19 luni nu înseamnă că acesta poate funcționa fără incidente. O parte dintre echipamente sunt vechi, iar investițiile mari devin greu de justificat economic când orizontul de funcționare este atât de scurt.

Cristian Bușoi recunoaște această limită. „Multe dintre echipamentele de la Complexul Energetic Oltenia sunt vechi. Atunci există aceste incidente”, spune el.

Importul nu este o centrală de rezervă

În perioadele tensionate, România compensează o parte din lipsa de producție prin importuri. Dar importul funcționează numai dacă vecinii au energie disponibilă în aceeași oră. În august, problema a devenit regională: seceta a lovit hidroenergia, iar mai multe sisteme din sud-estul Europei au avut simultan nevoie de energie.

Aici apare riscul unei tranziții construite pe presupunerea că diferența poate fi cumpărată din afară. Capacitatea tehnică a interconexiunilor nu înseamnă că energia există întotdeauna dincolo de frontieră.

Dumitru Chisăliță avertizează că reducerea consumului poate ajuta, dar nu poate înlocui capacitățile mari dispărute. „Dar economisirea voluntară nu produce miracole. Aceste măsuri sunt utile, dar insuficiente în raport cu dimensiunea problemei”, spune el.

În scenariile tensionate din august, analiza AEI estima că România ar putea avea nevoie de importuri de 2.500-2.600 MW în orele de seară. Asta însemna aproape 60% din producția internă rămasă într-un scenariu fără nuclear. O asemenea dependență nu poate fi tratată ca rezervă garantată.

România a cumpărat timp, nu a rezolvat problema

Amânarea închiderii Turceni și Craiova rezolvă o problemă imediată. Nu rezolvă însă mecanismul care a produs-o. România are nevoie de centralele pe gaze promise, de stocare, de rețele mai puternice și de suficientă flexibilitate pentru a folosi regenerabilele fără să transforme fiecare seară dificilă într-o cursă după importuri.

Dumitru Chisăliță spune că perioada de criză și angajamentele de după criză trebuie tratate separat. „Sunt două aspecte care trebuie aici discutate. Orice contract are și penalități”, spune el.

Asta este limita politică a amânării. PNRR nu este doar o strategie energetică, ci un contract cu jaloane și bani europeni. România poate argumenta că securitatea sistemului cere flexibilitate, dar nu poate transforma fiecare întârziere internă într-o renegociere permanentă.

Pe termen lung, nici Chisăliță, nici Ciurel nu prezintă lignitul drept soluția finală. Costul certificatelor de carbon îl face tot mai greu de susținut, iar investițiile în grupuri vechi au o logică economică tot mai slabă. Cărbunele este astăzi o punte. Problema este că România a început să demonteze puntea veche înainte ca cea nouă să fie terminată.

România a câștigat acum până la 19 luni. În acest interval trebuie să transforme proiectele de gaze, stocare și rețea din documente în megawați reali. Altfel, în 2028 vom descoperi aceeași problemă, doar cu centrale pe cărbune și mai vechi, facturi de mentenanță mai mari și mai puțin timp de negociat cu Bruxelles-ul.