România se confruntă cu riscuri majore de securitate energetică în pragul sezonului de iarnă, într-un context marcat de incertitudini. Vulnerabilitatea țării este accentuată de posibila nefuncționare a Centralei Nucleare de la Cernavodă, de impactul unei ierni geroase și de limitele de transport ale rețelei electrice la granițe. În cazul în care importurile de electricitate ating capacitatea maximă de transport în condiții de siguranță, stabilitatea sistemului poate fi compromisă.
Lipsa unei strategii energetice pe termen lung și deciziile politice din ultimul deceniu au afectat capacitatea de producție. Legea offshore din 2018 a cauzat întârzieri în extragerea gazului din zăcământul Neptun Deep, retragând compania ExxonMobil. De asemenea, termocentrale strategice precum Iernut și Mintia se confruntă cu întârzieri semnificative în funcționare. Termocentrala de la Iernut este așteptată abia pe 31 decembrie 2026, deși ar trebui să asigure între 5% și 7% din consumul total.
Situația reactoarelor de la Cernavodă adaugă presiune pe rețea, deoarece cele două unitate actuale produc 20% din necesarul de curent. Din cauza secetei, reactoarele au fost oprite, iar anul viitor Unitatea 1 va intra în retehnologizare pentru o perioadă de 32 de luni. Construcția reactoarelor 3 și 4 este în desfășurare, fiind estimate pentru funcționare în anii 2030 și 2031. România nu are încă proiecte clare pentru situațiile în care nivelul Dunărei scade drastic.
În ceea ce privește stocurile de gaz, directorul Transgaz, Ion Sterian, a indicat că acestea sunt cu peste 300 de milioane de metri cubi sub nivelul anului trecut. O iarnă severă ar putea forța importuri masive spre sfârșitul lunii ianuarie sau în februarie. Deși prețurile internaționale cresc din cauza conflictelor, populația românească beneficiază de schema de plafonare a costurilor până în primăvara anului viitor, oferind o anumită protecție economică.
Problema stocării energiei rămâne critică, sistemul actual fiind incapabil să gestioneze eficient surplusul de producție regenerabilă sau cererea maximă. Planurile de dezvoltare includ creșterea capacității de stocare la 3.000 MW până în 2027 și până la 4.800 MW până în 2035. În prezent, riscul principal nu este lipsa totală de energie, ci deficitul de putere în orele de vârf, când cererea este maximă și vecinii importă cantități mari de curent.
Sectorul energetic românesc funcționează într-un cadru de reglementări complexe, unde deciziile privind tranziția de la cărbune la gaz sau regenerabile sunt esențiale. În contextul actual, gestionarea stocurilor de gaz și menținerea funcționalității termocentralelor rămân priorități pentru a evita crizele de aprovizionare. Capacitatea de import și stabilitatea rețelelor electrice de la graniță vor determina dacă țara poate susține consumul în perioadele de temperaturi scăzute.