Dumitru Chisăliță: Cum arată nota de plată a unei tranziții energetice eșuate

România și-a asumat prin PNRR eliminarea accelerată a capacităților de producție a energiei electrice pe lignit și huilă, însă centralele pe gaze care trebuiau să asigure tranziția nu au fost construite. Mai mult, costurile proiectelor de la Turceni și Ișalnița au crescut cu peste 2,2 miliarde de lei față de estimările inițiale, în timp ce granturile europene au rămas la valoarea stabilită inițial, arată o analiză realizată de Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI).

Concluzia sa este extrem de dură: România a stabilit termene obligatorii pentru scoaterea din funcțiune a centralelor pe cărbune, fără să se asigure că noile capacități care trebuiau să le înlocuiască vor fi gata la timp.

"A închis prezentul înainte să construiască viitorul", sintetizează Dumitru Chisăliță situația în care a ajuns sistemul energetic.

Aproape 3.800 MW pe cărbune trebuiau eliminați până la sfârșitul lui 2025

Potrivit analizei AEI, documentația care a stat la baza OUG 108/2022 prevedea un calendar amplu de retragere a capacităților pe lignit și huilă.

Până la sfârșitul lui 2021 fuseseră vizate pentru închidere definitivă capacități totalizând 1.695 MW: Grupul 3 Turceni, Grupul 8 Ișalnița și cinci grupuri de câte 210 MW de la Mintia.

Ulterior, jalonul cumulat aferent anului 2022 a ajuns la 2.355 MW, iar ținta inițială pentru sfârșitul lui 2025 era de 3.780 MW.

Problema remarcată de Chisăliță este că obligațiile privind cărbunele au avut termene concrete, în timp ce investițiile care trebuiau să asigure înlocuirea acestor capacități au avansat mult mai încet.

Turceni și Ișalnița trebuiau să aducă 1.325 MW noi

În planul de restructurare a Complexului Energetic Oltenia, două dintre investițiile majore erau noile centrale în ciclu combinat pe gaze de la Turceni și Ișalnița.

La Turceni urma să fie construită o centrală de aproximativ 475 MW, iar la Ișalnița una de 850 MW. În total, 1.325 MW de capacitate nouă.

Pentru realizarea lor au fost create inclusiv societăți de proiect. La Ișalnița, CE Oltenia deține 59,9% din compania de proiect, iar ALRO 40,1%. Proiectul Turceni este dezvoltat în asociere cu Tinmar Energy.

Chisăliță atrage atenția că există însă o confuzie importantă în dezbaterea publică despre finanțarea acestor investiții.

Centralele pe gaze de la Turceni și Ișalnița nu sunt finanțate direct din PNRR. Granturile europene provin din Fondul pentru Modernizare.

Pentru Turceni a fost contractat un grant de aproximativ 831,46 milioane de lei, iar pentru Ișalnița unul de aproximativ 1,259 miliarde de lei.

În opinia președintelui AEI, aici se află una dintre vulnerabilitățile construcției întregului plan: România și-a asumat obligatoriu scoaterea cărbunelui din sistem, în timp ce capacitățile de înlocuire au rămas dependente de proiecte separate, cofinanțare, credite, parteneri și proceduri de achiziție.

Centrale promise pentru 2026, licitații lansate abia în 2025

Întârzierile au devenit decisive.

La Ișalnița, societatea de proiect a fost înmatriculată în septembrie 2023, iar contractul de finanțare a fost semnat în februarie 2024. Licitația pentru construirea centralei a fost lansată în martie 2025, termenul de depunere a ofertelor fiind prelungit succesiv. Procedura a fost ulterior anulată în februarie 2026, în lipsa unor oferte conforme, potrivit analizei.

La Turceni, licitația pentru centrala de 475 MW a fost lansată în ianuarie 2025. În februarie 2026 exista o singură ofertă pentru un contract estimat la aproximativ 525 milioane de euro plus TVA.

Chiar și în ipoteza atribuirii contractului, proiectarea și construcția sunt estimate la aproximativ 36 de luni.

"Cu alte cuvinte, o centrală promisă pentru 2026 nu poate fi gata, în cel mai optimist scenariu, înainte de 2029", arată Dumitru Chisăliță.

Costurile au explodat. Peste 2 miliarde de lei trebuie găsiți în plus

Întârzierea a provocat și o problemă financiară majoră.

Costul inițial eligibil al celor două proiecte era de aproximativ 4,17 miliarde de lei. Granturile europene însumează aproximativ 2,09 miliarde de lei, restul urmând să fie asigurat prin contribuțiile partenerilor și finanțare.

Între timp, valoarea estimată a proiectelor a urcat la aproximativ 6,43 miliarde de lei.

Diferența față de bugetele inițiale este de circa 2,26 miliarde de lei.

Chisăliță explică faptul că problema nu constă numai în faptul că investițiile costă mai mult. Granturile europene au rămas la nivelurile inițiale. Astfel, fiecare majorare a costului trebuie acoperită din alte surse.

În același timp, proiectele devin mai greu de finanțat pe măsură ce cresc costurile, termenele se îndepărtează, iar riscurile pentru investitori devin mai mari.

"În timp ce România făcea studii, ceilalți cumpărau turbine"

Președintele AEI pune o parte importantă a creșterii costurilor pe seama întârzierii cu care România a ajuns pe piață pentru achiziția echipamentelor.

Cererea internațională pentru turbine și echipamente destinate centralelor pe gaze a crescut, capacitățile producătorilor au fost rezervate pentru următorii ani, iar termenele de livrare au ajuns în unele cazuri la trei-patru ani.

"Nu piața mondială este vinovată că România a ajuns ultima la cumpărături. Piața a fost aceeași pentru toate statele. Diferența este că alții au cumpărat atunci când echipamentele erau disponibile, iar noi am organizat ședințe despre cum vom organiza viitoarea licitație", spune Chisăliță.

0 MW construiți din cei 1.325 MW promiși

Situația este rezumată brutal de cifrele prezentate în analiză.

Față de o țintă inițială cumulată de retragere a 3.780 MW pe cărbune până la sfârșitul lui 2025, cele două centrale pe gaze promise în planul CE Oltenia însumează 1.325 MW.

La începutul lui 2026, capacitatea nouă pe gaze construită prin aceste două proiecte era de 0 MW.

Chisăliță estimează, de asemenea, că aproximativ 20 de milioane de euro ar fi fost cheltuite până acum pentru organizarea proiectelor, societățile constituite și activitățile conexe, fără ca noile centrale să existe.

Riscul cel mai mare: centralele să nu mai fie construite niciodată

Analiza AEI merge însă mai departe de simpla constatare a unei întârzieri.

Dumitru Chisăliță consideră că există acum un risc real ca investițiile să nu mai fie realizate deloc.

În această situație, România ar rămâne cu capacități pe cărbune retrase, cu proiecte care nu și-au atins obiectivul, cu costuri administrative deja suportate și cu necesitatea de a menține în funcțiune unele grupuri vechi pentru a proteja siguranța sistemului energetic.

"România cere voie să mai țină în funcțiune centralele pe care promisese că le închide, fiindcă nu a construit centralele pe care promisese că le deschide", este concluzia lui Dumitru Chisăliță.

În opinia sa, cazul Turceni-Ișalnița a devenit imaginea unei tranziții energetice executate în ordinea greșită: retragerea capacităților existente a fost tratată ca o obligație cu termene ferme, în timp ce construcția capacităților care trebuiau să le înlocuiască a rămas în urma calendarului.