Vara lui 2026 a arătat cât de vulnerabil este sistemul energetic românesc. Capacitățile regenerabile au crescut rapid. Soarele și vântul produc tot mai mult. În același timp, stocarea și flexibilitatea rămân în urmă. Când hidraulica scade din cauza debitului redus pe Dunăre, când temperaturile ridicate împing consumul în orele de vârf și când producția solară scade seara, sistemul simte presiunea. Importurile și rezervele tehnice trebuie să intervină. Nu este o criză de generare pe termen lung. Este o problemă de sincronizare între producție, consum și capacitatea de a muta energia în timp, arată o analiză realizată de compania de consultanță Frames.
Pe 29 iunie, în plină caniculă, România a ajuns în vârful clasamentului european al prețurilor pe piața pentru ziua următoare, cu valori care au depășit 4.200 lei/MWh în orele de seară. Câteva săptămâni mai târziu, seceta prelungită a dus la oprirea, pe rând, a ambelor reactoare de la Cernavodă - pentru prima oară în 23 de ani țara a rămas fără producție nucleară, sursă care asigură în mod normal aproximativ o cincime din energia națională. Nivelul scăzut al Dunării a redus și producția hidrocentralelor de la Porțile de Fier. În unele zile critice, din aproape 19 GW de capacitate instalată, sistemul a reușit să producă doar 6,9 GW, adică mai puțin de o treime din potențialul teoretic.
,,Problema nu a fost lipsa investițiilor, ci dezechilibrul structurii lor. În doar patru ani, capacitatea solară și eoliană a explodat: de la circa 0,6 GW instalați la prosumatori în 2022, la peste 3 GW fotovoltaici, peste 3 GW eolian și 3,7 GW la prosumatori în 2026. Este o reușită reală a tranziției energetice’’, spune Adrian Negrescu, managerul Frames.
În schimb, investițiile în stocare, centrale pe gaz de rezervă și modernizarea rețelelor de transport au avansat mult mai lent. Planul Național Integrat Energie și Schimbări Climatice prevedea, până de curând, doar 16,2 MW de capacitate de stocare la nivel național - o cifră simbolică raportată la miile de megawați regenerabili. Comisia Europeană a subliniat, în raportul de țară pentru 2026, că rețeaua de transport și distribuție reprezintă una dintre principalele vulnerabilități ale României, incapabilă să țină pasul cu ritmul de dezvoltare a noilor capacități.
,,Pe scurt, am construit motorul, dar nu și rezervorul. Energia solară abundentă de la prânz nu a putut fi stocată pentru orele de vârf ale serii, când consumul crește și producția fotovoltaică scade’’, a mai spus Negrescu.
Proiectele care schimbă logica: stocare integrată la scară mare
Soluția nu mai este teoretică. Ea se construiește deja pe teren. Un exemplu relevant este proiectul hibrid de la Ogrezeni (județul Giurgiu), dezvoltat de compania austriacă Enery, considerat unul dintre cele mai mari proiecte solar-plus-stocare din Europa. Capacitatea fotovoltaică de 761 MWp este cuplată cu un sistem de stocare de 534 MW / 1.068 MWh. Investiția totală se ridică la aproximativ 460 de milioane de euro - una dintre cele mai mari investiții private din energie realizate în România. În faza de construcție sunt estimate circa 350 de locuri de muncă, cu o componentă importantă de execuție și aprovizionare locală. Odată finalizat, în 2027, parcul ar urma să producă anual 1,4-1,5 TWh, echivalentul consumului a aproximativ 684.000 de gospodării.
Ogrezeni ilustrează direcția necesară: proiecte care nu mai vând doar megawați de producție brută, ci și flexibilitate - capacitatea de a muta energia din intervalele de abundență către orele de deficit. Fiecare lună de întârziere în astfel de șantiere se traduce în ore de vârf acoperite din import scump, în loc de energie stocată local.
Cererea crește, iar mixul trebuie să se adapteze
Consumul intern net este estimat la circa 53.600 GWh în 2026, cu vârfuri instantanee care s-au apropiat de 7.000 MW în plină vară. Pe termen mediu, autoritățile anticipează adăugarea a aproape 13 GW de capacități noi până în 2032, într-un mix care include gaze naturale, nuclear, eolian, fotovoltaic și aproximativ 2,25 GW de stocare în baterii. Finalizarea unităților 3 și 4 de la Cernavodă ar putea ridica ponderea nucleară de la 18-20% către circa 30% din consum. În paralel, capacitățile pe cărbune (aproximativ 1.900 MW) urmează să fie retrase până cel târziu la finalul lui 2030, conform angajamentelor din PNRR. Acest calendar face urgentă înlocuirea lor cu surse flexibile, nu doar cu regenerabile suplimentare.
Două blocaje structurale rămân nerezolvate
Potrivit analiștilor de la Frames, primul este legislativ și de piață. Mecanismele de răspuns al cererii - prin care consumatorii mari sunt plătiți să-și reducă sau să-și mute consumul în orele critice - sunt încă afectate de bariere de reglementare. ANRE a anunțat că România devine prima țară din UE care adoptă un mecanism explicit de plată pentru reducerea cererii. Rămâne însă de văzut cât de rapid și de atractiv va fi implementat pentru industriile mari (siderurgie, ciment, chimie), al căror consum nu poate fi oprit instantaneu, dar poate fi programat dacă regulile sunt clare.
Al doilea blocaj este rețeaua. Modernizarea liniilor de transport și distribuție rămâne, potrivit Comisiei Europene, principala vulnerabilitate structurală. Fără ea, chiar și proiectele de stocare și regenerabile deja construite riscă să nu poată fi integrate eficient, iar congestiile pot anula parțial beneficiile investițiilor din amonte. De la 2026, alocarea de capacitate de rețea trece la un mecanism competitiv, ceea ce aduce mai multă disciplină, dar necesită o implementare predictibilă.
Flexibilitatea pe partea de consum: contoare inteligente și tarifare orară
O parte importantă a soluției vine din modul în care se consumă energia. Guvernul a anunțat instalarea a aproximativ 800.000 de contoare inteligente, capabile să măsoare consumul în timp real. Odată finalizat proiectul, va deveni posibilă introducerea tarifării dinamice.
Consumatorii care își programează aparatele electrocasnice sau încărcarea mașinilor electrice în orele cu surplus solar ar putea economisi, potrivit primelor estimări, între 10% și 20% din factura anuală. Prosumatorii - sute de mii de gospodării și firme - contribuie deja la acoperirea consumului local din timpul zilei și pot reduce presiunea pe rețea dacă sunt echipați cu baterii.
Vara lui 2026 a confirmat diagnosticul
,,România a investit corect și rapid în producție regenerabilă, dar insuficient, până acum, în capacitatea de a o folosi la momentul potrivit. Direcția s-a schimbat. Proiecte precum Ogrezeni arată că investițiile private pot aduce simultan capacitate și flexibilitate, cu impact local’’, spune Adrian Negrescu.
Miza pentru anii următori nu mai este dacă sistemul poate produce suficientă energie - capacitatea instalată există și continuă să crească -, ci dacă are disciplina de execuție și cadrul instituțional necesare pentru a finaliza la timp stocarea, modernizarea rețelelor și instrumentele de flexibilitate a consumului. Acestea vor decide dacă valul regenerabil se transformă într-un avantaj de securitate energetică sau dacă vulnerabilitățile de vară se repetă an după an.
Toate opiniile exprimate în această analiză Frames au caracter pur informativ și nu reprezintă un instrument asociat investițiilor financiare.
