România a încheiat 2025 cu o producție netă de 49,5 TWh și un consum intern net de 53,2 TWh. Diferența păstrează piața locală în poziția de importator net de energie electrică, iar pentru economie înseamnă energie cumpărată din exterior exact în intervalele în care producția internă nu acoperă cererea.
Problema nu ține doar de volumul anual produs, ci de puterea care poate fi livrată sigur în orele de vârf. În dezbaterea despre modelul suedez, accentul s-a mutat de la totalul de TWh produși într-un an la numărul de MW disponibili în momentele critice. Întrebarea formulată într-o analiză citată de Economica.net rezumă miza: „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?”
Exemplul Suediei arată presiunea care apare atunci când capacitățile stabile sunt retrase mai repede decât poate sistemul să compenseze. Țara a pornit de la un sistem electric 100% fără combustibili fosili, dar a ajuns la o criză de capacitate în sud după închiderea a șase din douăsprezece reactoare nucleare și integrarea în piața europeană. Pentru România, lecția economică este directă: dacă sunt eliminate sau subestimate sursele stabile, un avantaj statistic se poate transforma rapid într-un risc de preț și de aprovizionare.
Contextul intern face presiunea și mai clară. România se află într-un moment fragil pentru finanțele publice și pentru percepția de risc a pieței, cu posibilitatea ca agențiile de rating să coboare evaluarea suverană în categoria „junk” din cauza presiunilor bugetare. În paralel, o defecțiune recentă la un grup al termocentralei Turceni a scos din sistem 200 MW, reducând oferta internă și accentuând dependența de importuri. Costul nu rămâne doar în zona tehnică, ci se vede în volatilitatea prețurilor și în calculele de competitivitate ale industriei.
Conform datelor preliminare Transelectrica pentru 2025, mixul de producție a rămas divers. Termocentralele au livrat circa 16 TWh, adică 32-34% din producție. Hidrocentralele au produs 12,2 TWh, echivalentul a 24-25%. Nuclearul a asigurat 10,1 TWh, adică 20-21%, iar regenerabilele, respectiv eolian, fotovoltaic și biomasă, au ajuns la 9,2 TWh. În practică, diferența nu este între surse „verzi” și „clasice”, ci între capacitatea disponibilă când sistemul are nevoie și producția care depinde de condițiile meteorologice.
Strategia energetică a României tratează energia nucleară drept opțiune strategică pentru securitatea energetică, tocmai pentru rolul de stabilitate și pentru dependența mai redusă de vreme. În același registru, analistul suedez Magnus Henrekson critică proiectele industriale foarte mari din nordul Suediei și contestă planurile pentru H2 Green Steel, LKAB, SSAB și Northvolt. Argumentul lui este că aceste proiecte ar consuma zeci de TWh anual și că există riscul ca noua industrie să mizeze pe un surplus energetic care nu este disponibil în orice moment, potrivit Financiarul.
Pentru România, concluzia practică este că atragerea unor consumatori industriali mari înainte de consolidarea bazei de producție stabile poate transforma o investiție prezentată ca oportunitate într-o presiune suplimentară pe sistem. Henrekson adaugă și o critică legată de intervenția publică: 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.
Riscul pentru România este atât fiscal, cât și strategic. 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. Experiența suedeză arată că dezechilibrul dintre geografia producției, localizarea consumului și ritmul închiderii capacităților stabile poate eroda rapid avantajele inițiale ale tranziției.
Pe infrastructură, Transelectrica are deja un plan de investiții pe zece ani pentru modernizarea rețelei, cu obiective legate de securitatea energetică, digitalizare, integrarea regenerabilelor și extinderea interconexiunilor. Pentru piață, semnalul este clar: extinderea producției intermitente fără rețea și fără surse stabile de bază nu elimină riscul, ci îl mută în orele în care sistemul trebuie să livreze sigur. Într-o economie care a produs 49,5 TWh și a consumat 53,2 TWh în 2025, fiecare MW sigur la vârf cântărește 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.
