România intră în ultima săptămână în care mai poate îndeplini jaloanele și țintele care vor fi luate în calcul la evaluarea Planului Național de Redresare și Reziliență. În energie, bilanțul nu se va reduce însă la banii cheltuiți: forma finală a PNRR cere capacități regenerabile instalate și conectate, baterii și electrolizoare energizate, capacități pe cărbune retrase și reforme care ar trebui să schimbe modul în care funcționează piața.
Planul cu care România ajunge la acest termen este substanțial diferit de cel aprobat inițial. Ultima revizuire a vizat 94 de măsuri și a redus valoarea totală a PNRR la aproximativ 20,1 miliarde de euro, din care 13,57 miliarde de euro granturi și 6,54 miliarde de euro împrumuturi. Unele măsuri au fost eliminate, altele modificate.
Toate jaloanele și țintele trebuie îndeplinite până pe 31 august, iar acțiunile realizate după această dată nu mai pot fi luate în considerare de Comisia Europeană la evaluarea cererilor de plată. România mai are până la 30 septembrie pentru depunerea ultimei cereri de plată și a documentelor justificative, iar plățile finale pot continua până la sfârșitul anului. România a încasat până acum aproximativ 13 miliarde de euro din PNRR, dintr-un buget actualizat la 20,1 miliarde de euro. Suma rămasă teoretic de atras este de aproximativ 7,57 miliarde de euro.
Dincolo de absorbție, PNRR are ținte fizice
Datele publice nu oferă încă un bilanț consolidat construit pe forma finală a PNRR. Platforma Transparenta.eu, construită din date publicate de MIPE, sau dashboardul oficial Status PNRR oferă încă informații neactualizate, inclusiv elemente din structura anterioară ultimei revizuiri. Stocarea și eficiența energetică industrială, de exemplu, apar în continuare în Componenta 6, deși forma finală a Planului le-a transferat către REPowerEU.
Pentru regenerabile, PNRR conține două măsuri diferite. Prima este o țintă pentru întregul sistem: capacitatea eoliană și fotovoltaică trebuie să crească cu cel puțin 3.000 MW, de la baza de 4.408 MW existentă la începutul Planului, care include marile parcuri construite în primul val de investiții din anii 2010-2013, la minimum 7.408 MW. Separat, schema de investiții finanțată direct prin PNRR trebuie să livreze cel puțin 950 MW instalați și conectați.
Datele Transelectrica sugerează că prima țintă a fost deja depășită. La 1 ianuarie 2026, România avea aproximativ 6.230 MW de eolian și fotovoltaic cu licență de exploatare comercială, iar până la 20 august au fost conectați în cursul acestui an încă 1.827 MW, dintre care 1.331 MW fotovoltaici și 496 MW eolieni. Cele două serii duc capacitatea eoliană și solară la aproximativ 8.057 MW.
Creșterea de aproximativ 3.650 MW față de baza Planului nu poate fi însă atribuită complet finanțării prin PNRR. Planul a finanțat direct o parte a noilor capacități și a urmărit, prin reforme precum CfD, PPA și simplificarea racordării și autorizării, să creeze condițiile pentru un volum mult mai mare de investiții private. România și-a asumat prin PNRR semnarea de contracte CfD pentru cel puțin 3.500 MW de capacități regenerabile.
Jalonul a fost depășit, dar efectul său principal asupra producției și asupra adecvanței sistemului urmează încă să se materializeze. OPCOM arată 75 de contracte semnate în urma celor trei runde de licitație, pentru 4.544,82 MW. Dintre aceștia, 2.630,48 MW sunt capacități eoliene onshore, prin 41 de contracte, iar 1.914,34 MW sunt fotovoltaice, prin 34 de contracte. Volumul contractat depășește astfel cu peste 1.000 MW nivelul prevăzut în PNRR.
Cei 4,5 GW nu reprezintă însă capacitate deja adăugată sistemului. Registrul OPCOM arată proiecte cu termene de punere în funcțiune care se întind până în 2028 și cu date-limită pentru intrarea în exploatare comercială până în 2030. În plus, contractul CfD nu acoperă neapărat întreaga capacitate a proiectului.
Astfel, megaWații contractați prin CfD sunt un rezultat concret al perioadei PNRR, dar reprezintă în primul rând un portofoliu de investiții securizate comercial pentru următorii ani. O parte dintre proiecte sunt deja în construcție, altele tocmai au ajuns la finanțare sau se pregătesc să intre în șantier, iar cea mai mare parte a capacității va apărea efectiv în sistem după închiderea PNRR.
Seceta, cărbunele și banii
În cazul cărbunelui și lignitului, ținta prevedea creșterea capacității retrase cumulativ de la 3.070 MW la 3.780 MW. Diferența de 710 MW trebuie demonstrată până la finalul PNRR prin retragerea licențelor și certificarea deconectării. În luna mai, documentele Guvernului indicau încă ținta drept „în curs”. Îndeplinirea ei este completată în Plan de contracte pentru 1.200 MW de regenerabile și 1.500 MWh de stocare amplasată la consumatori.
Ultimele săptămâni au adus însă o evoluție în sens invers din perspectiva funcționării sistemului. Pe fondul deficitului de producție, Guvernul a permis pornirea grupurilor aflate în rezervă tehnică, iar Grupul 4 Rovinari, cu o putere instalată de aproximativ 330 MW, a revenit în producție pe 17 august. Complexul Energetic Oltenia a ajuns astfel să opereze trei grupuri la Rovinari și unul la Turceni, iar producția centralelor pe cărbune a depășit temporar 1.100 MW. Pe 18 august a revenit în sistem și grupul aflat în rezervă de la Paroșeni.
PNRR și realitatea din sistemul energetic ajung astfel la 31 august într-o tensiune greu de ignorat. Planul cere României să demonstreze retragerea unor capacități suplimentare pe cărbune, în timp ce necesitățile de adecvanță din această vară au impus creșterea capacității pe cărbune disponibile pentru producție.
Unul dintre punctele importante ale celor mai recente negocieri cu Bruxelles-ul a fost jalonul 119a, referitor la eliminarea a 710 MW de capacități pe cărbune. Coeficientul de penalizare pentru neîndeplinirea acestuia a fost redus de zece ori, de la 5 la 0,5. Cum circa 4.500 de proiecte, din toate sectoarele, nu sunt încă recepționate, pentru proiectele care sunt aproape finalizate, Legea nr. 141/2026 a introdus mecanismul recepției parțiale excepționale. Acesta permite recepționarea părții esențiale a unei investiții dacă lucrările auxiliare rămase reprezintă cel mult 5% din valoarea contractului.
Diferența dintre țintele formale și funcționarea sistemului este cu atât mai relevantă cu cât cei 1.200 MW de regenerabile și cei 1.500 MWh de stocare prevăzuți în Plan reprezintă contracte asumate pentru înlocuirea capacităților retrase, nu în mod necesar capacitate deja disponibilă. Măsurăm astfel, în același proces de tranziție, rezultate aflate în stadii foarte diferite: retragere, contractare, instalare și conectare.
Stocarea oferă poate cel mai bun test
Pentru investiția PNRR în baterii, forma finală cere minimum 240 MW și 480 MWh instalați și conectați. Datele disponibile despre proiectele contractate arată că ținta poate fi deja acoperită de numai câteva dintre investițiile finalizate. Proiectul Aukera de la Gura Ialomiței a pus în funcțiune în iunie prima fază de 150 MW și 300 MWh, Energy Capital Group a finalizat la Iaz un sistem de 100 MW și 200 MWh, iar proiectul Teiuș Solar a ajuns la 60 MW și 120 MWh, cu energizarea confirmată public în iunie. Împreună, cele trei proiecte însumează 310 MW și 620 MWh, peste pragurile asumate prin PNRR.
Lista oficială mai include între proiectele finalizate sistemul Renovatio de la Toplița, de 30,6 MW și 60,96 MWh, precum și proiectul Panda Investment de la Tușnad. Pentru Toplița, beneficiarul indică finalizarea investiției la 30 iulie. În cazul proiectului de la Tușnad, dashboardul PNRR îl marchează drept finalizat, dar informațiile publice disponibile nu permit o verificare independentă a energizării.
Printre proiectele aflate încă în construcție sau cu termen de operare ulterior lui 31 august se numără investiții de dimensiuni importante, inclusiv R.Power la Scornicești, Electrica la Fântânele și proiectul Ogrezeni.
PNRR pare astfel să fi produs un rezultat relevant în stocare chiar dacă nu întregul portofoliu contractat ajunge la final. Câteva proiecte mari sunt suficiente pentru a depăși ținta națională, în timp ce aproape jumătate dintre contracte se află în reziliere sau sunt considerate la risc.
Impactul trebuie pus și în contextul dezvoltării mult mai rapide a pieței. Transelectrica raporta la 1 august o putere totală instalată în sisteme de stocare de 989 MW, iar numai în 2026 fuseseră conectați 663 MW. Cele trei proiecte PNRR pentru care există dovezi publice solide de finalizare însumează 310 MW, echivalentul a aproape jumătate din capacitatea de stocare conectată în acest an.
PNRR nu explică, prin urmare, întregul boom al bateriilor din România, dar investițiile finanțate prin Plan reprezintă deja o parte importantă a saltului din 2026. În același timp, experiența programului arată că atingerea unei ținte agregate în MW și MWh poate coexista cu întârzieri sau eșecuri la nivelul unui număr semnificativ de proiecte individuale.
Investițiile și reformele se verifică în funcționarea sistemului
PNRR energetic nu a fost doar un program de construire de active. Reformele asumate includ mecanismul CfD, posibilitatea încheierii directe a contractelor PPA, simplificarea autorizării regenerabilelor, cadrul pentru investițiile offshore și participarea răspunsului la cerere, inclusiv a consumatorilor industriali, la piața de echilibrare.
Importanța unora dintre aceste reforme a fost mult atenuată în această vară cu secetă severă și debite foarte reduse ale Dunării. Autoritățile au pus în mișcare un mecanism temporar prin care Transelectrica poate lua succesiv măsuri de siguranță a sistemului, inclusiv limitarea consumului unor mari consumatori industriali în intervalul 19:00-23:00, dacă situația tehnică o va impune.
Cu PNRR sau fără, situația din august 2026 ridică întrebări cheie pentru viitor: câtă flexibilitate reală are sistemul, cât de mult poate răspunde cererea la semnalele pieței și câte dintre noile baterii pot interveni atunci când producția și consumul se depărtează?
Mai bine decât procentul de absorbție prin PNRR, astfel de răspunsuri vor arăta ce rămâne de fapt în sistemul energetic românesc după 31 august
Sursă: Energynomics
