Energia pe cărbune a României, salvată la Bruxelles: Complexul Energetic Oltenia a vrut să-și vândă în avans peste 12% din producția pe 2026. Nimeni n-a venit să cumpere

Complexul Energetic Oltenia (CEO), cel mai mare producător de energie electrică pe bază de cărbune din România, s-a confruntat recent cu o situație fără precedent: compania de stat a încercat să vândă pe bursa de profil OPCOM peste 12% din producția sa anuală pentru 2026, dar nu a primit nicio ofertă de cumpărare, fiind nevoită să anuleze licitația. Paradoxal, acest eșec comercial vine exact în momentul în care Comisia Europeană a acceptat amânarea închiderii mai multor termocentrale pe cărbune, recunoscând implicit necesitatea lor pentru securitatea energetică a țării.

Situația evidențiază o criză profundă în sectorul energiei pe cărbune din România: pe de o parte, există o nevoie reală de capacități de producție pentru asigurarea stabilității sistemului energetic, confirmată de decizia Bruxelles-ului; pe de altă parte, piața refuză să cumpere electricitatea produsă de aceste centrale, punând sub semnul întrebării viabilitatea lor economică.

Licitația eșuată: Cifre și detalii

Conform datelor analizate de Profit.ro, CEO a scos la vânzare pe platforma de contracte bilaterale a OPCOM mai multe pachete de energie cu livrare în anul 2026, însumând o cantitate totală de aproape 690.000 MWh (megawați-oră).

Dimensiunea ofertei

Pentru a înțelege magnitudinea acestei cantități, să punem cifrele în perspectivă:

• 690.000 MWh pot asigura timp de un an consumul a peste 280.000 de apartamente medii de bloc

• Reprezintă peste 12% din producția efectivă a CEO din 2024, care a fost de peste 5,7 milioane MWh

• Este o cantitate semnificativă, suficientă pentru alimentarea unei zone urbane consistente

În 2024, CEO a produs peste 5,7 milioane MWh, potrivit raportului anual al administratorilor companiei, deși își bugetase inițial o cantitate totală de 7,1 milioane MWh. Diferența de aproximativ 1,4 milioane MWh (aproape 20% sub țintă) sugerează că producția efectivă a fost semnificativ mai mică decât estimările, posibil din cauza problemelor tehnice, disponibilității limitate a cărbunelui sau cererii scăzute de pe piață.

Structura pachetelor oferite

Toate pachetele scoase la vânzare prevedeau livrări în bandă (adică putere constantă pe toată durata perioadei), la puteri de 5 MW sau 10 MW pe interval de decontare (standardul pieței este de 15 minute sau o oră).

Perioadele de livrare propuse variauconfirmând că CEO încerca să își asigure vânzări pe termen lung:

• Întreg anul 2026 (ianuarie-decembrie)

• Primele 3 luni ale anului 2026 (ianuarie-martie)

• Primele 4 luni ale anului 2026 (ianuarie-aprilie)

Această structurare sugera o strategie de hedging (acoperire împotriva riscurilor de preț) și o încercare de a asigura un flux de venituri predictibil pentru companie.

Prețurile propuse: În linie cu piața, dar fără succes

Prețurile de pornire propuse au fost, în funcție de cantitate și perioadă:

• 570 lei/MWh

• 580 lei/MWh

• 630 lei/MWh

Aceste cotații erau în linie cu media pieței de contracte bilaterale, care a fost de 620,51 lei/MWh în luna noiembrie 2025. Mai mult, în prima săptămână din decembrie, pe piață s-au realizat tranzacții efective la niveluri de 575-576 lei/MWh și 592-593 lei/MWh, confirmând că prețurile propuse de CEO erau competitive și realiste.

Cu toate acestea, niciun potențial cumpărător nu s-a arătat interesat, astfel că toate licitațiile CEO au fost anulate. Această situație ridică întrebări serioase despre percepția pieței cu privire la fiabilitatea furnizării de către CEO și despre viitorul companiei în contextul tranziției energetice.

Contextul european: Amânarea închiderilor, o necesitate recunoscută

Eșecul licitației vine într-un context paradoxal: în timp ce piața refuză să cumpere electricitatea de la CEO, Comisia Europeană a acceptat amânarea închiderii mai multor termocentrale pe cărbune, recunoscând implicit necesitatea lor pentru securitatea energetică a României.

Noul grafic negociat cu Bruxelles-ul

România a reușit să renegocieze cu Comisia Europeană calendarul de închidere a capacităților pe cărbune, obținând o amânare semnificativă pentru anumite unități considerate critice pentru stabilitatea sistemului energetic național.

Noul grafic convenit stabilește că România va închide până la finalul anului 2025 capacități de producție de energie electrică pe cărbune de 1.045 MW, nu de 1.755 MW, cât prevăd normele în prezent în vigoare.

Această reducere a obiectivului de închidere cu 710 MW (aproximativ 40%) reprezintă o recunoaștere importantă a vulnerabilității sistemului energetic românesc și a nevoii de a menține anumite capacități pe cărbune până când alternativele (energie regenerabilă, gaz, eventual nuclear) vor fi suficient de dezvoltate.

Detaliile modificărilor

Din cei 1.045 MW care vor fi efectiv retrași sau modificați:

• 200 MW provin din modificarea licențelor – adică vor fi schimbate condițiile tehnice de operare, fără o închidere fizică completă

• 845 MW vor fi retrași definitiv din exploatare – aceste capacități vor fi efectiv închise și demontate

Față de ceea ce prevede legea în momentul de față, capacități de producție pe lignit de 710 MW, programate să fie închise în 2025, vor fi menținute în funcțiune până la 31 august 2026. Este vorba de:

• Două grupuri energetice ale Complexului Energetic Oltenia (CEO) – cele mai importante pentru asigurarea stabilității sistemului

• Un grup de la CET Govora – o centrală de cogenerare care furnizează atât electricitate, cât și căldură pentru orașul Râmnicu Vâlcea

Perspective pe termen mediu: 2026-2030

Ministrul Energiei, Bogdan Ivan, a oferit asigurări suplimentare privind viitorul energiei pe cărbune în România, promițând că trei grupuri de la termocentrala Rovinari a CEO, cu putere însumată de 930 MW, vor continua să funcționeze până în 2030.

Aceasta este o extindere semnificativă față de planurile inițiale și demonstrează că, în ciuda angajamentelor de decarbonizare, România consideră că va avea nevoie de aceste capacități pe cărbune cel puțin până la sfârșitul deceniului, când se speră că proiectele de investiții în energie regenerabilă și în reactoarele 3 și 4 de la Cernavodă vor fi operaționale.

Vulnerabilitatea sistemului: Eolienele, o soluție nesigură

Unul dintre motivele principale pentru care Comisia Europeană a acceptat amânarea închiderii termocentralelor pe cărbune este îngrijorarea privind capacitatea surselor regenerabile, în special a energiei eoliene, de a compensa pierderea acestor capacități.

Studiul ENTSO-E: Avertisment asupra producției eoliene

Conform unui studiu realizat de Rețeaua Europeană a Operatorilor de Sisteme de Transport al Energiei Electrice (ENTSO-E) – organizație care grupează 40 de operatori naționali de transport și sistem (OTS) din Europa, printre care Transelectrica din România – producția parcurilor eoliene din România s-ar putea dovedi insuficientă pentru a compensa închiderile de termocentrale pe cărbune în iarna aceasta.

Studiul arată că producția eolienelor din România a scăzut cu aproximativ 1 TWh (1.000.000 MWh) în ultimii ani, ceea ce reprezintă o tendință îngrijorătoare, având în vedere că politica energetică mizează tocmai pe creșterea contribuției regenerabilelor la mixul energetic național.

Volatilitatea energiei eoliene: Problema fundamentală

Energia eoliană este, prin natura sa, extrem de volatilă și imprevizibilă:

• În zilele fără vânt, producția poate scădea la aproape zero, chiar dacă capacitatea instalată este mare

• În zilele cu vânt puternic, producția poate depăși cu mult cererea, necesitând limitarea (curtailment) sau export la prețuri foarte mici

• Imposibilitatea de a prevedea cu precizie producția cu mai mult de 24-48 de ore în avans creează dificultăți majore pentru operatorul de sistem

În iarna 2024-2025, România a experimentat deja perioade în care producția eoliană a fost extrem de scăzută, forțând sistemul să se bazeze pe termocentrale pe gaz (mai scumpe) și import de electricitate din țările vecine.

Aceasta este diferența fundamentală față de termocentralele pe cărbune care, deși poluante și vechi, oferă:

• Producție constantă și previzibilă – pot funcționa 24/7 la parametrii stabiliți

• Capacitate de reglaj – pot crește sau scădea producția în funcție de cerere

• Independență de factori externi – nu depind de vânt, soare sau alte condiții meteorologice

De ce nu cumpără nimeni electricitatea de la CEO?

Eșecul licitației ridică întrebări fundamentale: dacă energia pe cărbune este atât de necesară pentru sistem (cum demonstrează amânarea închiderilor), de ce refuză piața să cumpere electricitatea produsă de CEO?

Factori care ar putea explica eșecul licitației

1. Incertitudine privind continuitatea operațională

Companiile de furnizare de electricitate și consumatorii industriali mari pot fi reticenți să semneze contracte pe termen lung cu CEO din cauza incertitudinii privind viitorul companiei:

• Problemele financiare cronice ale CEO sunt binecunoscute

• Posibilitatea de insolvență sau restructurare radicală

• Riscul că grupurile energetice să fie oprite temporar sau definitiv, chiar înainte de termenele oficiale

2. Prețul relativ ridicat în contextul actual

Deși prețurile propuse (570-630 lei/MWh) erau în linie cu media pieței de contracte bilaterale din noiembrie, acestea pot fi considerate ridicate în comparație cu:

• Prețurile spot pe piața de zi cu zi (PZU), care au fost mai scăzute în anumite perioade

• Posibilitatea importului de electricitate mai ieftină din țările vecine

• Prețurile oferite de alte surse de producție (hidrocentrale, centrale pe gaz)

3. Preferința pentru contracte pe termen scurt

Într-un context de volatilitate crescută a piețelor energetice (cauzată de războiul din Ucraina, tranziția energetică, fluctuațiile prețurilor la gaz și cărbune), mulți actori de piață preferă să rămână flexibili și să cumpere energie pe termen scurt, chiar dacă acest lucru poate implica prețuri mai mari ocazional.

4. Percepția negativă asupra energiei pe cărbune

Companiile mari, în special cele cu acționariat internațional sau cu angajamente ESG (Environmental, Social, Governance), pot evita să semneze contracte pe termen lung cu producători de energie pe cărbune din motive de imagine și reputație:

• Presiunea investitorilor și a stakeholderilor pentru decarbonizare

• Raportările de sustenabilitate care penalizează consumul de energie din surse poluante

• Riscul de a fi asociați cu "stranded assets" (active care își pierd valoarea din cauza tranziției energetice)

5. Lipsa de încredere în capacitatea de livrare

CEO a avut în trecut probleme cu:

• Nerealizarea targeturilor de producție (în 2024, producția efectivă a fost cu 20% sub buget)

• Opriri neplanificate ale grupurilor energetice din cauza defecțiunilor tehnice

• Dificultăți în aprovizionarea cu cărbune de calitate corespunzătoare

Aceste antecedente pot face ca potențialii cumpărători să fie reticenți în a semna contracte ferme de livrare, preferând să achiziționeze energie de la producători considerați mai fiabili.

Criza Complexului Energetic Oltenia: Un caz de studiu

Situația CEO ilustrează perfect contradicțiile și provocările tranziției energetice în România:

Necesar, dar neprofitabil

CEO se află într-o situație paradoxală:

• Este necesar pentru securitatea energetică națională, cum demonstrează amânarea închiderilor aprobată de Bruxelles

• Nu reușește să își vândă producția pe piață la prețuri viabile, cum demonstrează eșecul licitației

Această situație sugerează că piața liberă de energie nu reușește să valorifice corect beneficiile pe care capacitățile pe cărbune le aduc sistemului energetic în termeni de:

• Securitate în aprovizionare

• Capacitate de reglaj și stabilizare a sistemului

• Independență energetică față de importuri

Investiții insuficiente și degradare tehnică

CEO se confruntă cu probleme structurale grave:

• Echipamentele învechite – majoritatea grupurilor energetice au peste 30-40 de ani de funcționare

• Lipsa investițiilor în modernizare – bugetele limitate au împiedicat upgrade-uri semnificative

• Eficiență scăzută – consumul specific de combustibil este mare, iar pierderile tehnice sunt ridicate

• Probleme de mediu – deși s-au făcut investiții în desulfurare și denitrifiere, emisiile rămân ridicate

Fără investiții masive (care nu par a fi disponibile în contextul actual), performanțele tehnice și economice ale CEO vor continua să se degradeze, făcând compania din ce în ce mai puțin competitivă pe piață.

Povara socială: Mii de angajați și comunități dependente

CEO nu este doar o companie de producție de electricitate, ci și:

• Un angajator major în zona Gorjului și Olteniei, cu mii de salariați direct și indirect dependenți

• Un pilon al economiilor locale, multe comunități fiind aproape complet dependente de activitatea sa

• Un operator de cariere de lignit, cu activități de extracție care angajează suplimentar mii de persoane

Orice decizie privind viitorul CEO trebuie să țină cont de impactul social și economic asupra acestor comunități, ceea ce complică și mai mult ecuația.

Opțiuni pentru viitor: Scenarii posibile

Situația actuală – în care CEO este necesar pentru sistem dar nu își poate vinde producția pe piață – nu este sustenabilă pe termen lung. Există mai multe scenarii posibile:

Scenariul 1: Mecanisme de capacitate și compensații

Statul ar putea introduce mecanisme de piață ale capacității (capacity market mechanisms), prin care producătorii sunt plătiți nu doar pentru energia livrată, ci și pentru disponibilitatea de a produce când este nevoie.

Acest sistem, deja implementat în unele țări europene, ar recunoaște valoarea pe care capacitățile pe cărbune o aduc sistemului în termeni de siguranță în aprovizionare, chiar dacă nu sunt cel mai ieftin producător marginal.

Scenariul 2: Contracte garantate de stat

Statul ar putea semna contracte pe termen lung (contracts for difference - CfD) cu CEO, garantând un preț minim pentru energia produsă. Acest mecanism ar oferi predictibilitate financiară companiei și ar asigura continuitatea operațiunilor.

Dezavantajul este că ar putea implica costuri suplimentare pentru consumatori sau pentru bugetul de stat, dacă prețurile de piață scad sub nivelul garantat.

Scenariul 3: Restructurare radicală și privatizare

CEO ar putea trece printr-o restructurare profundă, urmată de privatizare totală sau parțială. Un investitor strategic cu expertiză în domeniu ar putea:

• Aduce capital pentru modernizări și creșterea eficienței

• Implementa management performant

• Diversifica activitățile (de exemplu, prin cogenerare sau servicii de reglaj)

Riscul este că niciun investitor privat nu ar fi interesat de active în declin demografic, fără perspective clare de rentabilitate pe termen lung.

Scenariul 4: Închidere accelerată și compensații sociale

Statul ar putea decide închiderea accelerată a capacităților pe cărbune, concentrându-se pe:

• Programe masive de reconversie profesională pentru angajați

• Investiții în dezvoltarea economică a zonelor afectate (prin noi industrii, turism, etc.)

• Accelerarea investițiilor în capacități alternative (regenerabile, gaz, nuclear, baterii de stocare)

Acest scenariu ar fi cel mai aliniat cu obiectivele de decarbonizare, dar implică costuri sociale și economice masive pe termen scurt.

Lecții pentru politica energetică românească

Situația CEO oferă câteva lecții importante pentru viitorul politicii energetice din România:

1. Tranziția energetică necesită planificare atentă și realistă

Nu se poate închide producția pe cărbune fără alternative viabile și funcționale. Experiența din 2024-2025, când producția eoliană a scăzut semnificativ, demonstrează că renewables-urile singure nu pot asigura încă securitatea energetică.

2. Piața liberă nu rezolvă automat toate problemele

Liberalizarea piețelor energetice are beneficii importante, dar există situații în care mecanismele pure de piață nu reflectă corect valoarea unor active pentru securitatea sistemului. Sunt necesare mecanisme de corecție și intervenție.

3. Investițiile în capacități de producție sunt critice

România a subin-investit sistematic în capacități noi de producție (cu excepția regenerabilelor volatile). Reactoarele 3 și 4 de la Cernavodă, proiectele pe gaz, sistemele de stocare – toate sunt în întârziere și necesită accelerare urgentă.

4. Dimensiunea socială nu poate fi ignorată

Orice plan de tranziție energetică trebuie să includă măsuri concrete pentru comunitățile și angajații afectați. Just Transition Fund-ul european oferă resurse, dar implementarea măsurilor sociale este încă deficitară.

Concluzii: Un paradox care trebuie rezolvat urgent

Situația în care Complexul Energetic Oltenia nu reușește să își vândă producția, în timp ce Comisia Europeană acceptă amânarea închiderii termocentralelor sale, evidențiază contradicțiile profunde din sectorul energetic românesc.

Pe de o parte, există o nevoie reală și recunoscută de capacități de producție pe cărbune pentru asigurarea securității sistemului energetic, mai ales în contextul volatilității producției din surse regenerabile.

Pe de altă parte, piața refuză să cumpere această energie la prețurile propuse, sugerând probleme structurale cu fiabilitatea, competitivitatea sau percepția asupra companiei.

Această situație nu este sustenabilă pe termen lung. Fie vor fi necesare intervenții de politică publică (mecanisme de capacitate, contracte garantate, compensații), fie va trebui accelerată dramatic dezvoltarea de capacități alternative care să permită închiderea definitivă a producției pe cărbune.

În lipsa unor decizii clare și acțiuni concrete, CEO riscă să ajungă într-o spirală descendentă: incapacitatea de a-și vinde producția va duce la probleme financiare crescânde, care la rândul lor vor afecta negativ capacitatea operațională, ceea ce va face compania și mai puțin atractivă pentru potențialii cumpărători de energie.

România are nevoie urgent de o strategie coerentă pentru sectorul energetic, care să reconcilieze obiectivele de decarbonizare cu necesitățile de securitate energetică, ținând cont de realitățile tehnice, economice și sociale ale tranziției energetice.