Cum a rămas România fără cărbune și fără centralele pe gaze promise

România a reușit una dintre cele mai costisitoare contradicții ale tranziției energetice. Și-a asumat închiderea unor capacități pe cărbune, a obținut finanțare europeană pentru centralele care urmau să le înlocuiască, a creat societăți de proiect și structuri de conducere, însă investițiile propriu-zise au rămas în urmă.

Cu alte cuvinte, statul a început să renunțe la vechile capacități înainte ca noile surse de producție să existe.

Prin Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR), România s-a angajat să reducă accelerat producția de energie pe bază de lignit și huilă. Strategia prezentată Comisiei Europene prevedea înlocuirea grupurilor pe cărbune cu două centrale moderne în ciclu combinat pe gaze naturale: una de aproximativ 475 MW la Turceni și alta de 850 MW la Ișalnița. În total, 1.325 MW de capacitate flexibilă, capabilă să susțină Sistemul Energetic Național.

Planul părea coerent. În practică însă, închiderile au avansat mai repede decât investițiile destinate să le compenseze.

Au fost create companiile, dar nu și centralele

Pentru dezvoltarea proiectelor au fost constituite societăți mixte între Complexul Energetic Oltenia și investitori privați.

La Ișalnița, CE Oltenia controlează 59,9% din compania CCGT Power Ișalnița, iar ALRO deține restul de 40,1%. La Turceni, partener este Tinmar.

Au fost înființate societăți de proiect, numite consilii de administrație, directorate și echipe executive. Au fost angajați consultanți, au fost întocmite rapoarte și au funcționat toate mecanismele administrative specifice unei investiții.

Singurul element care lipsește este chiar investiția.

Ani la rând, aceste structuri au generat documente, proceduri și cheltuieli administrative, fără ca proiectele să producă măcar un megawatt-oră de energie.

Situația ilustrează una dintre vulnerabilitățile cronice ale administrației românești: organizarea aparatului birocratic înainte ca proiectul pe care acesta ar trebui să îl gestioneze să intre efectiv în execuție.

Pentru consumatori însă, existența unor consilii de administrație sau a unor directorate nu poate suplini lipsa unor capacități de producție. Un grup energetic nu poate fi înlocuit prin organigrame, sedii sau ședințe.

Calendarul investițiilor a fost împins cu ani

Potrivit angajamentelor asumate, cele două centrale trebuiau să fie operaționale în 2026. În realitate, în perioada 2025-2026 autoritățile încă derulau procedurile pentru desemnarea constructorilor.

În cazul centralei de la Ișalnița, societatea de proiect a fost înregistrată abia în septembrie 2023, iar contractul de finanțare din Fondul pentru Modernizare, în valoare de aproximativ 253 milioane de euro, a fost semnat în februarie 2024.

Licitația pentru proiectare și execuție a fost lansată în martie 2025, însă termenul pentru depunerea ofertelor a fost amânat succesiv din iulie în septembrie și apoi în noiembrie. În februarie 2026 procedura a fost anulată, deoarece nu au fost depuse oferte conforme.

La Turceni, procedura de achiziție pentru centrala de 475 MW a fost deschisă în ianuarie 2025. La începutul lui 2026 exista o singură ofertă pentru un contract estimat la circa 525 milioane de euro plus TVA. Chiar și în ipoteza unei atriburi imediate, contractul prevede aproximativ 36 de luni pentru proiectare și execuție.

În aceste condiții, o centrală care trebuia să funcționeze în 2026 nu ar putea fi finalizată înainte de 2029, în cel mai optimist scenariu.

Nu mai este vorba despre o simplă întârziere de câteva luni, ci despre decalarea întregului calendar pe baza căruia România și-a fundamentat renunțarea la cărbune.

În timp ce alte state comandau turbine, România pregătea documentații

În perioada 2022-2023, când au fost elaborate proiectele, costurile echipamentelor și termenele de livrare erau cu totul diferite de cele din prezent. Pe baza acelor valori au fost întocmite bugetele transmise instituțiilor europene.

Între timp, numeroase state au lansat rapid comenzile pentru turbine și alte echipamente, anticipând cererea ridicată generată de tranziția energetică.

România a întârziat selectarea partenerilor, constituirea societăților, realizarea studiilor de fezabilitate, elaborarea documentațiilor și organizarea licitațiilor. Procedurile au fost prelungite sau reluate, iar timpul pierdut a schimbat complet contextul pieței.

Când proiectele românești au ajuns la producătorii de turbine, capacitățile de fabricație erau deja rezervate pentru mai mulți ani, termenele de livrare crescuseră la trei-patru ani, iar costurile echipamentelor, construcțiilor și finanțării urcaseră considerabil.

Problema nu a fost schimbarea pieței internaționale, ci faptul că România a ajuns mult mai târziu decât alte state în etapa comenzilor.

Întârzierile au făcut proiectele mai scumpe și mai greu de finanțat

La Ișalnița, investiția era estimată inițial la aproximativ 730 milioane de euro, din care circa 253 milioane urmau să provină din Fondul pentru Modernizare. Relansarea licitației a ridicat valoarea contractului la aproximativ 755 milioane de euro, fără garanția că va exista un constructor interesat.

La Turceni, estimarea a crescut de la aproximativ 410 milioane la circa 525 milioane de euro, la care se adaugă TVA.

Creșterea costurilor are un efect direct asupra finanțării. Contribuția europeană rămâne aceeași, ceea ce înseamnă că partea care trebuie acoperită din surse proprii sau prin credite devine tot mai mare.

În același timp, un proiect întârziat, cu termene incerte și costuri aflate în creștere devine mai puțin atractiv pentru investitori și instituțiile financiare.

Astfel, întârzierile nu au afectat doar calendarul investițiilor, ci și fezabilitatea lor economică.

Cine răspunde?

România trebuia să dispună în această perioadă de 1.325 MW instalați în centrale pe gaze, o capacitate apropiată de cea a Centralei Nuclearoelectrice Cernavodă. În schimb, în 2026 nici măcar contractele de execuție pentru ambele proiecte nu sunt finalizate.

Rămân astfel întrebări privind responsabilitatea pentru studiile întârziate, licitațiile lansate cu ani întârziere, procedurile anulate, majorarea costurilor și funcționarea ani la rând a unor societăți de proiect fără rezultate concrete.

În mod tradițional, în administrația românească astfel de eșecuri sunt transferate de la o conducere la alta, fiecare invocând probleme moștenite. Costurile însă rămân în sarcina consumatorilor și a economiei.

Cărbunele a fost programat să dispară înainte ca alternativa să existe

Închiderea unui grup energetic se poate decide printr-un act administrativ. Construirea unei centrale noi presupune însă ani de proiectare, finanțare, achiziții, execuție și teste tehnologice. România a tratat aceste două procese ca și cum ar avea același ritm.

În consecință, autoritățile sunt nevoite să solicite Comisiei Europene prelungirea funcționării unor grupuri pe cărbune pe care se angajaseră să le retragă pentru că investițiile menite să îl înlocuiască nu au fost realizate la timp.

Aceasta reprezintă dimensiunea reală a eșecului: statul solicită acum prelungirea funcționării unor capacități pe care promisese să le închidă, deoarece nu a construit centralele pe care promisese să le pună în exploatare.

Întârzierile, birocrația și dificultățile administrative au transformat proiectele de la Turceni și Ișalnița în exemple ale unei tranziții energetice inversate: capacitățile existente sunt eliminate înainte ca noile investiții să fie disponibile, susțin reprezentanții Asociației Energia Inteligentă.

Există inclusiv riscul ca aceste centrale să nu mai fie realizate niciodată.

În acest scenariu, România ar rămâne cu societățile de proiect, consiliile de administrație, studiile, consultanța și cheltuielile administrative – estimate de AEI la aproximativ 20 de milioane de euro – dar fără centralele pentru care au fost create.

Iar această sumă reprezintă doar o parte infimă din costurile economice generate de întârzieri, evaluate la miliarde de lei.

În esență, este imaginea unei investiții strategice în care infrastructura administrativă a fost construită complet, însă infrastructura energetică a rămas doar pe hârtie.

PNRR a impus termene clare pentru eliminarea cărbunelui, însă nu a finanțat direct centralele pe gaze de la Turceni și Ișalnița

1. Capacitățile pe cărbune prevăzute pentru retragere

Programul de decarbonizare asumat de România prin PNRR și transpus ulterior în OUG nr. 108/2022 stabilește un calendar etapizat pentru scoaterea din exploatare a centralelor pe lignit și huilă. Documentele care au fundamentat actul normativ identifică explicit grupurile energetice vizate, iar Comisia Europeană a confirmat că România a raportat dezafectarea primelor 1.695 MW în cadrul primei cereri de plată din PNRR.

2. Centralele pe gaze care trebuiau să înlocuiască o parte din capacitățile retrase

În paralel cu calendarul de închidere a grupurilor pe cărbune, Complexul Energetic Oltenia a propus dezvoltarea unor centrale în ciclu combinat pe gaze naturale. Aceste investiții nu au fost însă finanțate prin PNRR, ci prin Fondul pentru Modernizare și din contribuțiile partenerilor privați.

3. Evoluția costurilor proiectelor

Întârzierile au modificat substanțial bugetele inițiale ale celor două investiții.

Contractul de finanțare pentru centrala de la Turceni a fost semnat la 17 iulie 2023 și prevedea un grant de aproximativ 831 milioane lei, reprezentând circa jumătate din valoarea inițială a proiectului.

În cazul centralei de la Ișalnița, contractul a fost semnat la 23 februarie 2024 și stabilea o finanțare nerambursabilă de 1,259 miliarde lei, raportată la un cost eligibil estimat atunci la aproximativ 2,51 miliarde lei.

4. Ce s-a închis și ce trebuia construit

Comparația dintre calendarul retragerii cărbunelui și stadiul investițiilor pe gaze evidențiază principalul dezechilibru al programului.

Efectele modificării legislative

Proiectul adoptat de Senat la 4 august 2026 nu enumeră expres anumite grupuri energetice, ci introduce o regulă generală: nicio capacitate pe lignit sau huilă nu poate fi retrasă definitiv înainte ca o capacitate de înlocuire, cu aceeași putere disponibilă, să fie deja pusă în funcțiune.

În practică, această modificare urmărește în primul rând situația Grupului 6 Rovinari și a Grupului 4 Turceni, acesta din urmă neavând în prezent licență de funcționare. Totodată, formularea generală a textului poate conduce la amânarea închiderii și a altor grupuri pe cărbune până la apariția unor capacități noi care să le substituie efectiv.

Asociația Energia Inteligentă susține că România a corelat, din punct de vedere juridic și politic, închiderea a 3.780 MW pe cărbune cu promisiunea realizării unor noi capacități energetice. Totuși, centralele pe gaze prevăzute în planul Complexului Energetic Oltenia însumează doar 1.325 MW, iar niciuna dintre acestea nu era în construcție în 2026.