Centralele pe gaz ale României intră sub presiune: ENTSO-E avertizează asupra viabilității economice a 2,15 GW CCGT — NRG-IA

România intră într-o etapă dificilă a tranziției energetice: trebuie să închidă treptat cărbunele, să integreze mai mult solar și eolian, să mențină siguranța alimentării și să evite construirea unor active scumpe care pot funcționa prea puțin pentru a-și recupera investiția. În centrul acestei dileme se află noile centrale pe gaz. Planul energetic al României include dezvoltarea unor capacități noi pe gaze naturale, în special centrale CCGT, adică unități cu ciclu combinat. Aceste centrale folosesc o turbină pe gaz și recuperează căldura pentru a produce suplimentar energie printr-o turbină cu abur, obținând eficiență mai mare decât turbinele simple. Ele pot aduce putere controlabilă într-un sistem cu tot mai multă producție variabilă, dar economia lor depinde de orele de funcționare, prețul gazului, prețul certificatelor CO₂, contracte și venituri de piață. Semnalul de avertizare vine din evaluările europene de adecvanță. În ERAA 2024, ENTSO-E arată că scenariul de referință pentru România reflectă eliminarea cărbunelui și înlocuirea capacităților scoase cu, în principal, centrale CCGT pe gaz. Același document avertizează că punerea în funcțiune a acestor CCGT-uri este „highly uncertain”, iar întârzierile pot afecta România și, potențial, regiunea. Mai important, rezultatele evaluării de viabilitate economică indică faptul că 2,15 GW de capacitate CCGT pe gaz nu ar fi viabili economic până în 2035 și ar trebui scoși din model în acel orizont; fiind vorba despre capacități care încă nu există, asumate pentru perioada 2026–2030, există riscul ca investițiile să nu se materializeze deloc. Gazul poate ajuta sistemul, dar nu orice MW pe gaz are același rol Pentru public, distincția este esențială. O centrală pe gaz poate fi utilă sistemului chiar dacă funcționează puține ore pe an. Ea poate acoperi vârfuri de consum, poate interveni când producția solară și eoliană scade, poate susține echilibrarea și poate reduce riscul de deficit în ore critice. Problema apare când investiția este prea mare pentru rolul real pe care piața îl poate plăti. O centrală CCGT are logică economică mai bună când funcționează suficient de multe ore. Dacă ajunge să fie folosită doar rar, ca rezervă pentru situații de vârf, veniturile devin incerte. Într-o piață bazată pe energie vândută, un activ care funcționează câteva sute de ore pe an trebuie fie să prindă prețuri foarte mari în acele ore, fie să primească un venit suplimentar prin contracte sau mecanisme de capacitate. În lipsa acestora, investitorul poate amâna sau abandona proiectul. EPG formulează exact această tensiune pentru România. Think tank-ul arată că PNIESC-ul României indică pentru 2030 o capacitate totală pe gaze pentru producția de energie electrică de 5,8 GW, dintre care 4,4 GW CCGT și 1,4 GW CHP. Ținta ar urma să fie atinsă prin noi centrale, inclusiv 2,615 GW CCGT și circa 900 MW CHP , alimentate inițial cu gaze naturale și, în perspectivă, cu hidrogen după 2036. Aceasta nu înseamnă că toate proiectele sunt greșite. Înseamnă că fiecare proiect trebuie să răspundă unei întrebări simple: funcționează ca producție semnificativă în piață sau ca rezervă de siguranță? Dacă răspunsul este al doilea, trebuie clarificat cine plătește disponibilitatea. 2,15 GW neviabili economic nu înseamnă că România poate renunța la capacitate controlabilă Riscul unei interpretări greșite este mare. Avertismentul ENTSO-E nu spune că România nu are nevoie de gaz în tranziție. Spune că o parte importantă din capacitățile CCGT asumate în modelare pot să nu fie viabile economic în condițiile analizate. Aici apare diferența dintre necesar tehnic și model economic. Sistemul poate avea nevoie de o centrală în puține ore cu stres ridicat, dar piața poate să nu ofere venituri suficiente pentru construirea și menținerea ei. În acest caz, problema nu dispare. Ea se mută în zona mecanismelor de sprijin, a contractelor pe termen lung, a pieței de capacitate sau a costurilor transferate indirect către consumatori. ERAA 2025 întărește această preocupare. În comentariile de țară pentru România, documentul arată că rezultatele indică preocupări crescute de adecvanță, reflectând schimbarea datelor din PNIESC, stadiul proiectelor noi și scenariile privind aversiunea la risc a investitorilor. Pentru România, ERAA 2025 identifică risc ridicat de adecvanță pe termen scurt și mediu, determinat de scoaterea din piață, din motive de neviabilitate economică, a unor capacități termice pe lignit și gaz, peste retragerea planificată a Unității 1 de la Cernavodă pentru retehnologizare. Datele sunt relevante: ERAA 2025 indică pentru România un vârf de risc în 2028, când LOLE ajunge la 7,59–13,30 ore/an în medie, iar în scenarii extreme poate urca la 49,05–57,05 ore/an . LOLE înseamnă Loss of Load Expectation, adică numărul statistic de ore în care sistemul poate să nu acopere integral cererea. Documentul subliniază și incertitudinile privind neviabilitatea economică a noilor unități pe gaz așteptate. Proiectele…