Este vorba de perioada 1 noiembrie 2025 – 31 martie 2026.
Înainte de a fi prezentată aici, informația a fost anunțată cu mult înainte pe Profit Insider
″Urmare a analizei efectuate, se constată faptul că, atât în scenariul moderat, cât și în scenariul pesimist, vârful de consum nu se poate acoperi integral din producția internă, fiind necesar importul de energie electrică. Astfel, în scenariul moderat, la vârful de consum de seară se înregistrează un deficit de aproximativ 1.120 MW.
Dat fiind că, pentru funcționarea în condiții de siguranță a sistemului energetic național (SEN), rezerva minimă necesară pentru funcționarea sigură a sistemului energetic este de 1.000 MW, și doar 520 MW pot fi acoperiți prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță în acest scenariu este de aproximativ 1.600 MW.
În scenariul pesimist, la vârful de seară, se înregistrează un deficit de producție de aproximativ 3.800 MW; pentru acoperirea rezervei minime, se pot acoperi doar 500 MW prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, de aceea, în acest scenariu, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță este de aproximativ 4.300 MW″, se arată într-un document analizat de Profit.ro.
Legislația UE în materie prevede că, atunci când un sistem energetic național funcționează fără rezerve, se află în stare de alertă. Conform Regulamentului UE 1485/2017, ″starea de alertă″ înseamnă starea în care sistemul se află în limitele de siguranță în funcționare, dar în care a fost detectată o contingență cuprinsă în lista de contingențe, la a cărei apariție măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menține starea normală de funcționare.
″Dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă (...), operatorii de transport și sistem (OTS) din blocurile RFP în cauză, în strânsă cooperare cu alți OTS din zona sincronă și cu OTS din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili și înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă. În acest scop, OTS dintr-un bloc RFP au dreptul de a solicita modificări ale producției sau consumului de putere activă al unităților generatoare sau al unităților consumatoare din zona lor de reglaj pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerințelor privind rezerva de putere activă″, stipulează Regulamentul european.
Riscuri similare au evidențiate de Dispecer, în anii anteriori, după cum a relatat Profit.ro, în avanpremiera iernilor 2021-2022 și 2022-2023.
În evaluarea scenariilor, DEN a luat în considerare următoarele ipoteze:
- condiții meteorologice deosebite, caracterizate de 7 ÷ 10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între -10 °C ÷ -20 °C, care conduc la lipsa producției în centralele electrice eoliene (în scenariul pesimist), respectiv la o producție moderată, de aproximativ 1.000 MW (în scenariul moderat);
- vârful de consum maxim prognozat de 9.500 MW (în scenariul pesimist), respectiv de 9.100 MW (în scenariul moderat), este considerat la vârful de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă;
- având în vedere contextul prezentat mai sus, în analiza de acoperire a sarcinii, soldul schimburilor externe ale SEN s-a considerat fără valori de export de energie electrică.
Din punctul de vedere al Rețelei Electrice de Transport, capacitatea maximă de transfer în interconexiune, pentru sezonul rece, se va situa în jurul valorilor medii de 4.500 MW la export, respectiv de 4.200 MW la import.
A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capabilitatea de a participa la acoperirea consumului și la asigurarea rezervelor de sistem (aFRR și mFRR). Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale și/sau de mediu.
″În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Complexului Energetic Oltenia având în vedere și Planul de decarbonizare, asumat de către Guvernul României:
- pentru scenariul moderat s-a luat în calcul la CTE Turceni un singur grup (TA 5) cu 250 MW și s-a considerat ca TA 4 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Rovinari s-au luat în calcul două grupuri (TA 4 și TA 5) cu un total de 600 MW și s-a considerat că TA 6 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Ișalnița TA 7 s-a considerat retras definiv din exploatare;
- pentru scenariul pesimist s-au considerat oprite toate grupurile energetice din CTE Turceni, CTE Rovinari și CTE Ișalnița.
În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Societății Electrocentrale Craiova, având în vedere că trebuie să asigure termoficarea orașului Craiova, pentru ambele scenarii, s-a luat în calcul un singur grup (TA 1) cu 100 MW, TA 2 s-a considerat rezervă în cazul indisponibilizării TA 1.
În ceea ce privește grupul energetic funcționând pe huilă, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul TA 4 – 150 MW CET Paroșeni (Complexul Energetic Valea Jiului), având în vedere situația incertă cu privire la repornirea centralei, după evenimentul din luna iulie 2025″, scrie în documentul citat.
În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul ipoteza lipsei gazelor naturale, având în vedere dezvoltarea sistemului de înmagazinare.
În ceea ce privește disponibilitatea grupurilor pe gaze naturale, ipotezele au fost următoarele:
- pentru ambele scenarii la Electrocentrale București s-au luat în calcul două grupuri la CET București Sud, două grupuri la CET București Vest, două grupuri la CET Progresu și un grup la CET Grozăvești cu o putere totală de 420 MW;
- pentru ambele scenarii la CTE Iernut s-a luat în calcul singurul grup rămas disponibil din vechea centrală (TA 5) cu 150 MW, având în vedere că termenul estimat pentru centrala nouă este trim. II 2026;
- pentru ambele scenarii la CECC Brazi Petrom (OMV Petrom) s-a luat în calcul toate grupurile (TG 1, TG 2, TA) cu 800 MW;
- pentru ambele scenarii la CET Brazi (Termo Ploiești) s-a luat în calcul un singur grup (TA 5 împreună cu C 5) cu 70 MW, TA 6 este în rezervă, însă C 6 si TAG 8 sunt retrase din exploatare de lungă durată;
- CET Arad a fost preluată de către AOT Energy, însă având în vedere că TA1 – 50 MW este indisponibil, în ambele scenarii, producția acestuia a fost considerată ca fiind egală cu zero, dar s-au luat în considerare motoarele termice cu 20 MW.
De asemenea, pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar și la apariția unor situații limită conform scenariilor evaluate de DEN, operatorul de transport și de sistem consideră necesare, printre altele, punerea în funcțiune a primei turbine pe gaz din centrala electrică de la Mintia – Mass Global, de aproximativ 600 MW, cu asigurarea furnizării de gaze naturale către aceasta, precum și pornirea grupurilor din centrala CET Midia Năvodari, de aproximativ 70 MW, și CET Chimcomplex (Vâlcea), de circa 50 MW.
În vederea estimării producției de energie la iarnă, au fost avute în vedere unitățile de producție existente și funcționale, precum și cele puse în funcțiune în cursul anului 2025 (aproximativ 100 MW în grupuri pe gaze naturale și circa 575 MW în centrale electrice fotovoltaice). Până la sfârșitul acestui an, se estimează că vor mai fi puse în funcțiune grupuri pe gaze naturale de circa 130 MW, aproximativ 1.000 MW în centrale fotovoltaice și 300 MW în centrale eoliene.
Pentru iarna 2025 – 2026, s-a estimat un ritm de creștere al puterii instalate la prosumatori apropiat de cel din sezonul anterior, anticipându-se o putere instalată de circa 3.100 MW la data de 1 noiembrie 2025 și circa 3.300 MW la finalul lunii martie 2026. Pentru producția totală lunară a noilor prosumatori, s-a considerat o valoare a producției relativ apropiată cu cea realizată în centralele fotovoltaice ale operatorilor economici.
De asemenea, procentul de energie injectată în rețea de către aceștia, raportat la puterea lor instalată, s-a considerat similar cu al celor existenți (între circa 1,5 % în luna decembrie și circa 6 % în luna martie).
În aceste ipoteze, s-au estimat valorile lunare ale autoconsumului noilor prosumatori, care s-au scăzut din valorile prognozate pentru consumul din sezonul de iarnă 2025 – 2026 (între circa 10 GWh în lunile decembrie 2025 și ianuarie 2026 și 30 GWh în luna martie 2026).
![Opinii: De ce ROMÂNII EDUCAȚI IUBESC [ cel mai ] mult FRANȚA? De ce Românii needucați – și între ei se disting mai nou suveranist-izolaționiștii anti-U.E. - URĂSC [ cel mai tare ] aceeași Franță?](http://i0.1616.ro/media/2/2621/33245/22182133/1/radul.jpg?height=141)
