Marea Neagră, 3,1 GW pe hartă. Fără licitații și rețea, turbinele rămân o promisiune

Energie1 month ago47 Views

Cristian Radu | News Connect

Guvernul a aprobat, în 27 august 2026, primele trei perimetre din sectorul românesc al Mării Negre care vor putea fi concesionate pentru dezvoltarea centralelor eoliene offshore. Capacitatea estimată este de aproximativ 3,1 GW, suficientă, în scenariul prezentat de autorități, pentru atingerea obiectivului de 3 GW prevăzut în Strategia energetică a României pentru anul 2035.

Este un pas necesar și, pentru prima dată, statul delimitează concret zonele în care investitorii vor putea concura pentru dreptul de explorare, construire și exploatare. Dar hotărârea nu înseamnă că România are deja proiecte de 3,1 GW. Nu există încă licitații finalizate, concesionari desemnați, avize de racordare, decizii finale de investiție sau turbine comandate.

Între o zonă desenată pe hartă și primul megawatt livrat în Sistemul Energetic Național se află un traseu de ani, investiții de miliarde de euro și o întrebare pe care comunicatul Guvernului o atinge doar indirect: va fi rețeaua pregătită să preia energia produsă în larg?

Primii 3,1 GW dintr-un plan mai mare

Studiul realizat cu sprijinul Băncii Europene pentru Reconstrucție și Dezvoltare a analizat condițiile tehnice, de mediu și sociale, precum și suprapunerea viitoarelor parcuri cu navigația, activitățile petroliere, pescuitul, zonele militare și celelalte utilizări ale spațiului maritim.

Prima fază cuprinde perimetrele 1, 2 și 3, considerate potrivite pentru turbine cu fundații fixe. Acestea au fost prioritizate deoarece pot fi dezvoltate cu tehnologiile disponibile în prezent și evită zonele evaluate ca având sensibilitate ridicată.

Documentele pregătitoare au identificat însă un potențial etapizat mult mai mare: aproximativ 2,4 GW în perimetrele 4 și 5 și până la 6 GW într-o a treia zonă, ceea ce ar duce totalul teoretic la peste 11 GW. Fazele următoare nu se află în aceeași situație. Unele zone se suprapun cu obiective militare, inclusiv cu zona-tampon a unui poligon de tragere, iar proiectele din a treia etapă ar necesita maturizarea soluțiilor pentru fundații fixe la mare adâncime sau a tehnologiilor flotante.

Așadar, hotărârea din 27 august trebuie citită ca deschiderea primei etape, nu ca aprobarea construirii întregului potențial eolian al Mării Negre.

O decizie venită cu peste un an întârziere

Legea nr. 121/2024 obliga Guvernul să aprobe lista perimetrelor concesionabile până la 31 martie 2025. Decizia a venit în august 2026, cu aproximativ 17 luni după termenul prevăzut de lege.

Și legislația secundară a acumulat întârzieri. Normele privind procedurile de concesionare, taxele, redevențele și eventualele scheme de sprijin trebuiau aprobate până la 30 iunie 2025. Proiectul normelor de concesionare a fost pus în consultare publică abia la 17 august 2026, cu termen pentru observații până la 27 august.

Această succesiune contează. Aprobarea perimetrelor permite trecerea la etapa următoare, dar licitația nu poate porni efectiv fără norme definitive și fără documentația de atribuire. Legea mai prevede că anunțul de concesionare trebuie publicat cu cel puțin trei luni înaintea termenului-limită pentru depunerea ofertelor.

După desemnarea câștigătorilor urmează explorarea perimetrelor, măsurătorile de vânt, studiile geotehnice și de fund marin, evaluarea de mediu, proiectarea, obținerea avizului tehnic de racordare, finanțarea, contractarea turbinelor și a navelor specializate, instalarea cablurilor și construirea efectivă.

În cazul acordării unei scheme de sprijin, legea condiționează ajutorul de punerea proiectului în funcțiune în cel mult opt ani de la semnarea contractului de concesiune. Dacă atribuirea se prelungește până în 2027 sau mai târziu, obiectivul de 3 GW în 2035 intră deja într-un calendar foarte strâns.

Concesiunea nu include și un loc garantat în rețea

Aceasta este diferența esențială dintre un perimetru eolian și un proiect energetic bancabil. Conform proiectului normelor de concesionare, informațiile privind racordarea au caracter orientativ. Câștigarea unui perimetru nu oferă automat un drept ferm sau o capacitate garantată de conectare la rețeaua de transport.

Dezvoltatorul trebuie să construiască, pe cheltuială proprie, rețeaua internă a parcului, stațiile offshore de transformare sau conversie și cablurile necesare până la punctul de racordare, care poate fi pe mare sau pe uscat. El suportă și costurile explorării, proiectării, turbinelor, fundațiilor, instalării, operării și viitoarei dezafectări, precum și taxele, redevențele, garanțiile financiare și obligațiile de mediu.

Dar după punctul de racordare începe problema sistemului național. Energia trebuie transportată din Dobrogea către marile zone de consum. Regiunea concentrează deja producție eoliană terestră și fotovoltaică, centrala nucleară de la Cernavodă și numeroase proiecte noi aflate în diferite stadii de racordare. Dacă reactoarele 3 și 4 și noile capacități regenerabile se vor realiza, presiunea asupra aceleiași infrastructuri va crește.

Planul Transelectrica pentru perioada 2026–2035 include lucrări pentru creșterea capacității de evacuare a energiei din Dobrogea și Moldova. În același document, coridorul HVDC Constanța Sud–Arad, cu extindere spre Ungaria, apare însă în categoria investițiilor care nu sunt încă incluse ferm în plan și care vor putea fi introduse după parcurgerea etapelor de decizie necesare.

Altfel spus, investitorul poate plăti cablul de la turbine până la țărm și totuși să nu aibă, la termen, o autostradă electrică suficientă pentru a transporta cei 3,1 GW spre interiorul țării. Această incertitudine afectează finanțarea, costul capitalului și prețul la care energia va putea fi oferită.

Cine suportă cu adevărat costurile

Comunicatul Guvernului precizează că dezvoltarea proiectelor va fi finanțată de concesionari din surse proprii sau atrase. Afirmația este corectă pentru centrale și pentru instalațiile până la punctul de racordare. Nu înseamnă însă că întreaga infrastructură necesară celor 3,1 GW va fi plătită exclusiv de dezvoltatori.

Întăririle rețelei naționale sunt investiții ale operatorului de transport, finanțate din tarife reglementate, din sursele Transelectrica și, după caz, din fonduri europene sau alte mecanisme publice. Costurile lor ajung, direct sau indirect, în sistemul energetic. De aceea, publicul trebuie să cunoască nu doar suma investițiilor private, ci și valoarea infrastructurii publice necesare pentru integrarea acestora.

Mai există costurile portuare. Un sector eolian offshore are nevoie de dane capabile să suporte componente foarte grele, suprafețe pentru asamblare, macarale, nave specializate, centre de mentenanță și personal calificat. Dacă România nu dezvoltă aceste capacități, turbinele și serviciile vor fi importate, iar o parte importantă din beneficiul economic va fi realizată în alte țări.

Între 16 și 27 de miliarde de euro, dar în ce condiții?

Executivul estimează că dezvoltarea sectorului ar putea genera o valoare adăugată cuprinsă între 16 și 27 de miliarde de euro. Este cifra cea mai spectaculoasă a anunțului, dar comunicatul nu explică intervalul de timp, capacitatea totală analizată și ipotezele privind conținutul local.

Comparația cu evaluarea Băncii Mondiale arată de ce metodologia contează. „Offshore Wind Roadmap for Romania” estima că scenariul de 3 GW până în 2035 ar putea aduce aproximativ 1,4 miliarde de euro valoare adăugată brută prin activitățile lanțului local de aprovizionare. Pentru scenariul de 7 GW, estimarea urca la 5,3 miliarde de euro. Cifrele nu se contrazic neapărat: pot măsura perioade, capacități și efecte economice diferite. Dar tocmai de aceea intervalul de 16–27 de miliarde trebuie însoțit de studiul complet și de ipotezele de calcul.

Valoarea nu se creează doar prin rotirea turbinelor. Ea depinde de cât din proiectare, producția de turnuri și fundații, cabluri, lucrări portuare, instalare, operare și mentenanță va fi realizat în România. Dacă marile componente și serviciile sunt importate, România obține energie și redevențe, dar nu întreaga valoare economică anunțată.

Legea permite punctarea suplimentară a ofertanților care folosesc porturi, companii și forță de muncă locale sau investesc în formare profesională. Calitatea criteriilor din licitație va decide dacă acest avantaj rămâne o declarație sau devine industrie.

Dincolo de știre

Hotărârea din 27 august este importantă pentru că transformă o intenție generală în trei perimetre care pot fi concesionate. Dar cei 3,1 GW există deocamdată doar ca estimare tehnică.

Testul real începe acum: aprobarea rapidă și predictibilă a normelor, o licitație credibilă, accesul investitorilor la date complete, stabilirea schemei de sprijin și sincronizarea cu investițiile Transelectrica și ale Portului Constanța.

România are vântul și are spațiul maritim. Nu are încă turbinele, cablurile și rețeaua capabilă să transporte energia. Iar în energie, distanța dintre potențial și producție nu se măsoară în declarații, ci în megawați conectați efectiv la sistem.