România a produs 49,5 TWh și a consumat 53,2 TWh în 2025. Diferența obligă economia să cumpere curent din import

Adaugă Financiarul ca sursă preferată în Google

Companiile care iau în calcul investiții industriale mari în România și consumatorii care plătesc deja prețul volatilității din piața energiei se confruntă cu aceeași problemă: producția anuală nu asigură puterea disponibilă exact când consumul crește. Avertismentul, formulat în dezbaterea despre modelul suedez, mută discuția de la câți TWh produce un sistem într-un an la câți MW poate livra sigur în orele critice.

Suedia, o țară care a pornit de la un sistem electric 100% fără combustibili fosili, a ajuns la o criză de capacitate în sud după închiderea a șase din douăsprezece reactoare nucleare și integrarea în piața europeană. Lecția economică este directă pentru România: eliminarea sau subestimarea capacităților stabile transformă rapid un avantaj statistic într-un risc de preț și de aprovizionare.

Întrebarea-cheie a fost formulată limpede într-o analiză citată de Economica.net:

„Câți MW putem livra sigur într-o zi foarte rece, la ora 19:00, când producția solară este zero, vântul poate fi slab, iar consumul este foarte ridicat?”

Faptele din piața locală arată de ce această întrebare contează imediat. Conform datelor preliminare pentru 2025, România a avut o producție netă de 49,5 TWh și un consum intern net de 53,2 TWh, ceea ce o menține în poziția de importator net de energie electrică. Pentru economie, diferența se traduce în dependența de energie cumpărată din exterior, exact în perioadele în care sistemul intern nu acoperă cererea.

Presiunea vine într-un moment fragil pentru finanțele publice și pentru percepția de risc a pieței. România se confruntă cu riscul ca agențiile de rating să coboare evaluarea suverană în categoria „junk” din cauza presiunilor bugetare. În energie, o defecțiune recentă la un grup al termocentralei Turceni a scos din sistem 200 MW, reducând oferta internă și accentuând dependența de importuri. Costul unui sistem tensionat nu rămâne doar tehnic; el se transferă în volatilitatea prețurilor și în calculul de competitivitate al industriei.

Mixul energetic al României pentru 2025

Mixul de producție al României din 2025 rămâne divers, dar nu toate sursele oferă aceeași predictibilitate în orele de consum maxim. Datele preliminare Transelectrica indică următoarea structură:

• circa 16 TWh din termocentrale, adică 32-34% din producție;
• 12,2 TWh din hidrocentrale, adică 24-25%;
• 10,1 TWh din nuclear, adică 20-21%;
• 9,2 TWh din regenerabile, respectiv eolian, fotovoltaic și biomasă.

În termeni de business, diferența nu stă între surse „verzi” și „clasice”, ci între capacitatea disponibilă la nevoie și producția dependentă de condițiile meteorologice. Strategia energetică a României identifică energia nucleară drept opțiune strategică pentru securitatea energetică, tocmai pentru rolul de stabilitate și pentru dependența mai redusă de vreme.

Critica formulată de analistul suedez Magnus Henrekson asupra proiectelor industriale gigantice din nordul Suediei merge exact în această direcție. El contestă planurile pentru H2 Green Steel, LKAB, SSAB și Northvolt, proiecte care ar consuma zeci de TWh anual, și avertizează asupra riscului ca noua industrie să mizeze pe un surplus energetic care nu este asigurat în orice moment. Pentru România, aceasta înseamnă că atragerea de consumatori industriali mari înaintea consolidării bazei de producție stabile poate transforma o investiție anunțată ca oportunitate într-o sursă suplimentară de presiune pe sistem.

Subvențiile nu rezolvă problemele de infrastructură energetică

Henrekson adaugă o critică relevantă pentru orice stat care încearcă să accelereze industrializarea prin scheme publice: subvențiile de stat sau finanțarea europeană nu transformă un proiect industrial nerentabil într-unul bun. Evaluarea economică trebuie să includă și costurile suportate de contribuabili pentru infrastructura energetică și de transport necesară, nu doar bilanțul companiei beneficiare.

Aici apare riscul fiscal și strategic pentru România. Dacă investițiile energointensive sunt aprobate înainte ca energia fermă și rețeaua de transport să fie securizate, costul real nu se vede doar în CAPEX-ul privat, ci și în banii publici necesari pentru întărirea sistemului. Potrivit Economica.net, experiența suedeză arată că dezechilibrul dintre geografia producției, localizarea consumului și ritmul închiderii capacităților stabile poate eroda rapid avantajele inițiale ale tranziției.

Pe partea de infrastructură, Transelectrica are deja un plan de investiții pe zece ani pentru modernizarea rețelei, cu obiective care vizează securitatea energetică, digitalizarea, integrarea regenerabilelor și extinderea interconexiunilor. Pentru piață, acesta este semnalul util: extinderea producției intermitente fără rețea și fără surse stabile de bază nu elimină riscul, ci îl mută spre orele în care sistemul trebuie să livreze sigur.

Consecința practică începe de acum în orice decizie privind noile capacități industriale mari sau retragerea unor surse stabile de producție. Într-o economie care a produs 49,5 TWh și a consumat 53,2 TWh în 2025, fiecare MW sigur la vârf valorează mai mult decât un surplus anual teoretic, pentru că de el depind prețul energiei, continuitatea alimentării și costul total al investițiilor susținute din bani publici și privați.

Parteneri

Articole recomandate din rețeaua noastră

News24Houthi revendică lovituri asupra aeroportului din Riad și a unei rafinării AramcoDolce SportMan spune că României nu i-a ieșit nimic în meciul cu SuediaGetPonyPermisul pierdut se înlocuiește cu 139 de lei. Pașii pentru duplicat și dovada necesară în perioada de așteptareBravonetIulius Town Timișoara oferă 300 de pachete pe zi studenților, până pe 14 octombrieLylaCum îți păstrezi musculatura după 30 de ani. Exercițiile de forță pot încetini pierderea masei musculareRevista IoanaDin 23 octombrie 2027, varianta de tarif cu bagaj de mână va fi afișată implicit