Guvernul sub conducerea lui Ilie Bolojan a început activitatea la 23 iunie 2025. Inițial, responsabilitatea pentru Portofoliul Energiei a revenit lui Bogdan‑Gruia Ivan, care a gestionat ministerul până la 23 aprilie 2026. În acel moment, retragerea miniștrilor din PSD din cadrul Executivului a obligat premierul Bolojan să preia în mod direct interimatul sectorului.
Tranziția politică a fost dublată rapid de o explozie a costurilor pe piața liberă. La debutul mandatului, în iunie 2025, prețul mediu ponderat pe Piața pentru Ziua Următoare se situa la 459,37 lei/MWh, echivalentul a 91 de euro/MWh. Până în august 2026, acest indicator a urcat abrupt la 793,19 lei/MWh, înregistrând o creștere absolută de 333,82 lei/MWh, adică un salt de 72,7%. Evoluția nu a fost una lină, ci marcată de o volatilitate accentuată: media lunară a coborât la 565,05 lei/MWh în mai 2026, a urcat la 694,48 lei/MWh în iunie și s-a stabilizat temporar la 636,46 lei/MWh în iulie, înainte de explozia din august. Această traiectorie ascendentă ridică semne de întrebare serioase privind stabilitatea pieței și capacitatea de răspuns a autorităților.
Creșterea costurilor în perioada Bolojan nu poate fi privită izolat, ci trebuie înțeleasă în lumina unui climat internațional extrem de conflictual. Războiul din Ucraina și inițiativa european
Citește șiVideo Nicușor Dan, despre depunerea mandatului de către Siegfried Mureșan și scenariul unui guvern PSD-AUR: Nu există numai cele două opţiuni
În cadrul intern, piața de energie electrică a fost afectată simultan de seceră severă și de valuri de căldură extremă. În iulie 2026, debitul Dunării la Porțile de Fier a scăzut la 35% din valorile hidrologice normale, ceea ce a redus producția hidroelectrică și a generat probleme majore în răcirea reactoarelor de la Cernavodă. În consecință, sistemul a trebuit să se bazeze masiv pe centralele pe gaze și pe importuri costisitoare, iar prețul pe piață pentru ziua următoare a atins 155 euro/MWh la 31 iulie. În plus, lipsa cronică a capacităților de stocare și flexibilitatea redusă a rețelei naționale au împiedicat transferul surplusului de energie solară
În scopul de a evalua rezultatele acestei administrații, trebuie să examinăm modul în care au fost elaborate documentele de planificare strategică. Conform structurii legale stabilite
În contextul mandatului Bolojan, cronologia a fost complet inversată. Strategia energetică 2025–2035 a primit aprobarea în noiembrie 2024, iar programul de guvernare a fost adoptat în iunie 2025, depășind astfel Strategia Națională de Apărare a Țării 2025–2030, care a
Planul de guvernare 2025-2028 prezintă o perspectivă ambițioasă: sporirea producției interne, extinderea depozitării și a rețelelor, păstrarea capacităților de rezervă și reorganizarea firmelor de stat. În text, energia este considerată un coloană de bază pentru securitatea economică și se vizează o diversificare intensă a mixului național.
Miza energetică prezentată de executivul de stat este extinsă. În domeniul nuclear, planul prevede reînnoirea tehnologică a Unității 1 de la Cernavodă, construirea Unităților 3 și 4, dezvoltarea reactoarelor modulare mici de tip SMR și instalarea unei unități de detritiere. În sectorul gazelor naturale, strategiile vizează exploatarea zăcămintelor din Neptun Deep și Caragele pentru a dubla producția în 2027, însoțită de finalizarea unor centrale pe gaz cu capacitate superioară de 3.000 MW. În domeniul regenerabil, obiectivele includ instalarea a peste 5.000 MW în fotovoltaic și eolian, acumularea a 3.000 MWh în sisteme de stocare până în 202
În centrul arhitecturii propuse de Guvernul Bolojan se află tranziția de la simpla măsurare a megawaților instalați pe hârtie la garantarea unei producții efectiv disponibile în clipele de criză. Schimbarea de paradigmă este esențială într-un sistem în care dezvoltarea capacităților regenerabile intermitente creează dezechilibre majore între momentele de producție maximă și cele de consum de vârf.
Sistemului Național de Energie se concentrează pe adaptarea prin încorporarea bateriilor, a centralelor hidroelectrice cu stocare prin pompare și a grupurilor pe gaz care pot fi dispecerizate. Această strategie teoretică urmărea să combine decarbonizarea cu asigurarea aprovizionării, în încercarea de a armoniza producția, infrastructura și consumul. Din perspectiva instituțională, programul adaugă la arhitectura tehnică promisiunea reorganizării companiilor energetice de stat, eliminarea birocrației, digitalizarea rețelelor și fortificarea securității cibernetice.
Sectorul nuclear românesc, considerat pilon central al strategiei energetice, se confruntă cu o vulnerabilitate semnificativă față de condițiile climatice și instituționale. La Cernavodă, funcționarea celor două centrale CANDU depinde direct de apa Dunării, care alimentă un sistem de răcire în circuit deschis. În lunile iulie și august 2026, din cauza secetei prelungite și a scăderii drastice a debitului fluviului, autoritatea de reglementare CNCAN a fost obligată să impună oprirea controlată, succesivă, a Unităților 1 și 2 din motive de siguranță. Creșterea capacității nucleare la același sit, fără realizarea unor lucrări hidrotehnice masive de adaptare, constituie un risc operațional major pentru deceniile viitoare.
În același timp, inițiativa SMR din Doicești scoate în evidență probleme majore de guvernanță și administrare financiară. Deși decizia finală de investiție a fost ratificată de Nuclearelectrica în februarie 2026, raportul Corpului de Control al premierului din septembrie 2026 a expus un scenariu critic: întârzieri de 20 de luni în faza FEED 2, o majorare a costurilor de la nivelul inițial la 6,5 miliarde de dolari și tranzacții imobiliare controversate. Cu faza Pre‑EPC întârziată și termenul de punere în funcțiune amânat la 2033–2034, expansiunea nucleară demonstrează că proiectele mari sunt expuse nu doar la fluctuațiile vremii, ci și la defecțiuni în guvernanță.
În domeniul hidroenergetic, reactivarea unor inițiative istorice și în litigii – printre ele Răstolița, AHE Jiu și Pașcani – nu a reușit până la septembrie 2026 să genereze putere nouă și operațională la nivel semnificativ în rețea. În plus, schimbările hidrologice influențează atât producția centralelor în funcțiune, cât și estimările financiare ale proiectelor de stocare prin pompaj, care, de fapt, rămân în faze incipiente de planificare.
Situația din sectorul termo și al cărbunelui scoate în evidență o eroare strategică majoră. Complexul Energetic Oltenia a fost împins să își închidă capacitățile pe cărbune mai repede decât au putut fi construite centralele pe gaze sau stocarea în baterii. Dintre marile proiecte termo, doar centrala de la Mintia (care este investiție privată) a intrat în faza de teste, urmând ca din capacitatea de 1.700 MW să livreze comercial doar 1.000 MW în 2026. Centrala de la Iernut, a Romgaz, și-a amânat din nou funcționarea la capacitate maximă pentru primul trimestru din 2027. La Ișalnița licitația a fost anulată repetat și redirecționată spre baterii, iar proiectul de la Turceni a fost împins spre 2029. Retragerea grăbită a capacităților ferme pe cărbune, fără a avea înlocuitori funcționali la cheie, a creat un dezechilibru grav în securitatea sistemului.
Progresul cantitativ major observat în anul precedent a fost determinat și de sursa principală a dezechilibrelor semnificative din rețea. În primele opt luni ale anului 2026, România a instalat 1.331 MW de potențial fotovoltaic și 496 MW de energie eoliană, dar această avalanșă de energie verde a fost blocată de lipsa capacităților de stocare și de imposibilitatea de a menține echilibrul sistemului electroenergetic. La data de 1 septembrie 2026, capacitatea de stocare a bateriilor se ridică la doar 1.094 MW și 2.310 MWh, demonstrând că nu este suficientă pentru a absorbi creșterile bruște de producție.
Principala lacună a politicii energetice a constatat că regenerabilele, stocarea și rețelele erau tratate ca inițiative separate, fără a fi integrate în cadrul SEN. În timp ce România a intensificat rapid instalarea panourilor fotovoltaice și a turbinelor eoliene – motorul implicit al sistemului – a omis complet elementul de reglare, cum ar fi bateriile, hidrocentralele cu pompaj și centralele de echilibrare termo sau hidro. Consecința a fost apariția unor intervale de surplus energetic colosal, imposibil de valorificat, urmate imediat de deficite de producție combătute prin importuri costisitoare. În domeniul transportului, deși Transelectrica a investit aproape un miliard de lei în 2026 și a ratificat noul plan de dezvoltare a rețelei, avansul lucrărilor la stațiile de 400 kV și la liniile transfrontaliere se limitează la recuperarea unui decalaj istoric, fără a accelera creșterea producției variabile.
În București, rețeaua de termoficare, cu mai mult de 50 de ani de vechime, a înregistrat pierderi uriașe, estimat la 41% în 2025 și 38% în 2026. Deși volumul de înlocuire a conductelor a crescut considerabil, ajungând la 102 kilometri reabilitați în 2026, intervențiile tehnice nu fac decât să ofere un aspect superficial unui sistem instituțional profund falimentar. Vulnerabilitățile grave persistă în infrastructura urbană de termoficare.
Întreținerea producției de energie termică revine la ELCEN, entitate aflată sub autoritatea Ministerului Energiei, în timp ce distribuția este realizată de Termoenergetica, companie municipală. Această structură instituțională provoacă blocaje financiare recurente: în august 2026, Termoenergetica avea datorii de 1,75 miliarde de lei față de ELCEN, la care se adăugau penalități considerabile. Costul efectiv al gigacaloriei se apropie de 1000 de lei, iar prețul plătit de cetățeni este menținut la un nivel redus prin subvenții dificil de susținut; astfel, modernizarea a câțiva kilometri de rețea reprezintă doar o intervenție parțială asupra unui sistem care persistă să pierdă resurse în masă.
În ceea ce privește reorganizarea firmelor de stat, inițiativele – de la diminuarea structurii administrative TESA cu până la 30% până la eliminarea influențelor politice din consiliile de conducere – au rămas în mare parte doar declarații teoretice. Autoritățile nu au reușit să transforme lanțul de energie într-un model funcțional, persistând în a accepta companii ineficiente cu proiecte amânate și cu atribuții care se suprapun.
Pe piața liberă, răspunsul autorităților la creșterea prețurilor a fost exclusiv unul de natură administrativă. Prin introducerea mecanismului de achiziție centralizată MACEE și prin plafonarea succesivă a facturilor la electricitate și gaze, statul a suspendat semnalul concurențial al pieței. Deși consumatorii au fost temporar protejați de un șoc financiar direct, măsura a acoperit simptomele fără a vindeca boala. Guvernul a cheltuit resurse considerabile pentru a subvenționa facturile scumpite de un sistem neeficient, în loc să urgenteze investițiile în capacități dispecerizabile și stocare care ar fi redus structural prețul energiei pe piață. Guvernul Bolojan a renunțat de acest mecanism (doar pentru energia electrică) dar a tras ponoasele deciziilor proaste din trecut.
După peste un an de la preluarea mandatului, bilanțul politicii energetice a Guvernului Bolojan, realizat pentru aproape 10 lui Bogdan Ivan, evidențiază o prăpastie între intențiile din programe și capacitățile efectiv puse în funcțiune. Arhitectura proiectată pe hârtie conținea toate ingredientele (aproape) corecte, însă transformarea lor în realitate tehnică a eșuat în punctele critice.
Resursele nucleare și hidroelectrice rămân vulnerabile la efectele schimbărilor climatice, iar centralele mari pe gaz întârziau în înlocuirea grupurilor de cărbune închise rapid. Expansiunea regenerabilelor fără sistem de stocare a intensificat instabilitatea rețelei. Deficiența guvernării nu constă în lipsa de investiții – există proiecte pe rețele și în parcuri solare – ci în lipsa unei viziuni integrate. Atâta timp cât producția, stocarea, transportul și reglementarea pieței progresează în ritmuri decalate, România va continua să fie afectată de un paradox costisitor: o
COMENTARII / 0