De ce energia nucleară este, pe termen lung, mai ieftină decât regenerabilele intermitente?
Urmărește Libertatea in Google Discover
România se confruntă cu o criză energetică generată de două cauze fundamentale. Prima este de natură externă și ține de contextul energetic global: prețul gazului natural – care stabilește, în bună măsură, prețul pieței – a crescut semnificativ ca urmare a războiului din Ucraina și a tensiunilor din zona Golfului. În această privință, România nu are pârghii de intervenție. A doua cauză este internă și ține de modul în care guvernele succesive au gestionat industria energetică, sector în care statul deține peste 70% din producție.
Lipsa viziunii sistemice – o problemă structurală ignorată
Prima problemă structurală care trebuie pusă în discuție este absența unei entități specializate care să realizeze o analiză sistemică a industriei energetice. O astfel de structură ar trebui, în mod natural, să funcționeze în cadrul Ministerului Energiei și să ofere o viziune integrată asupra producției, consumului, investițiilor și riscurilor strategice ale sectorului.
Numiri politice, în loc de competență: costul pentru energia de stat
A doua problemă majoră este sistemul clientelar de atribuire a mandatelor în consiliile de administrație, consiliile de supraveghere și structurile de conducere ale companiilor energetice de stat. Analiza CV-urilor persoanelor care ocupă aceste posturi arată, în multe cazuri, o neconcordanță evidentă între pregătirea și experiența acestora, pe de o parte, și cerințele reale ale funcțiilor, pe de altă parte.
Din această practică derivă, în mod direct, riscul de corupție și de extragere a resurselor din companiile energetice aflate în proprietatea statului – companii care, adesea, nu operează cu un grad suficient de transparență.
Ce rămâne când soarele, vântul și apa nu sunt disponibile?
A treia problemă structurală este armonizarea potențialului energetic național cu cerințele europene. Întrebarea fundamentală care trebuie pusă este: ce costă mai puțin – un MWh produs atunci când sistemul are nevoie de el sau un MWh produs atunci când nu este necesar?
Putem accepta, în principiu, că fără o retehnologizare semnificativă, cărbunele trebuie exclus din mixul electroenergetic național din cauza poluării. Rămâne însă problema gazului natural. O parte a specialiștilor în politici publice și a celor care promovează cu prioritate energia regenerabilă (adesea numiți, pe bună dreptate, „apostolii regenerabilelor”) susțin că și aceste capacități ar trebui închise.
Realitatea este mai nuanțată. Gazul natural este recunoscut de Uniunea Europeană ca combustibil de tranziție. România deține rezerve care îi permit, estimativ, să le valorifice încă aproximativ 30 ani. În plus, proiectul Neptun Deep reprezintă o oportunitate concretă de valorificare a resurselor proprii în interes național.
Trebuie ținut cont și de durata de viață a capacităților de producție pe gaz sau pe cărbune, proiectate, de regulă, pentru peste 60 de ani. Exemplul ELCEN este relevant: după mai bine de 50 de ani de funcționare, instalațiile continuă să producă energie, chiar dacă cu eforturi tehnice considerabile. Gazul românesc, însă, nu va mai fi disponibil în cantități semnificative după 25–30 de ani.
În aceste condiții, se pune întrebarea: ce sursă rămâne disponibilă pentru producția de energie electrică în perioadele de secetă, de insolatie redusă (caracteristică sezonului rece) sau de absență a vântului? Răspunsul realist, pe termen mediu și lung, este energia nucleară.
Două narative dominante și realitatea geopolitică a aprovizionării
În ultima perioadă, în spațiul public s-au impus două narative care au căpătat aproape statutul de adevăruri incontestabile, tratate ca teoreme de către o parte a societății.
Primul „adevăr” afirmă că energia regenerabilă este cea mai ieftină. Al doilea susține că energia nucleară produsă prin reactoare modulare de mici dimensiuni (SMR) este cea mai scumpă. Revenim, așadar, la întrebarea fundamentală: ce costă mai puțin – un MWh produs atunci când sistemul are nevoie de el sau un MWh produs atunci când nu este necesar? Tocmai această întrebare motivează apariția prezentei analize.
Orice discuție serioasă trebuie să înceapă de la analiza mediului extern. La granița României se desfășoară un război care a afectat și va continua să afecteze posibilitățile de aprovizionare a acestei părți a Europei cu resurse energetice. La câteva mii de kilometri, o rută esențială de transport – Golful Persic – se confruntă cu riscuri majore, iar strâmtoarea Bab el-Mandeb este expusă pericolului de blocare. Nici transportul prin Marea Neagră nu este sigur, din cauza conflictului din proximitate, ceea ce generează dificultăți suplimentare în aprovizionarea cu petrol.
În acest context, trebuie analizate atât rutele alternative de aprovizionare, cât și resursele locale. Este evidentă necesitatea de a întări și dezvolta Coridorul Vertical de gaze, care integrează două surse importante: gazul din Azerbaidjan și terminalul LNG de la Alexandroupolis (Grecia). În paralel, trebuie valorificate resursele aflate pe teritoriul național: gazele din Marea Neagră, zăcământul din zona Urziceni, potențialul de dezvoltare a industriei nucleare, precum și producția de combustibili din biomasă și agrobiomasă.
De la vulnerabilitățile actuale la soluțiile nucleare fără dependențe strategice
Evenimentele din ultima perioadă oferă o lecție clară. Seceta a redus semnificativ producția de hidroenergie și a determinat oprirea, pentru câteva săptămâni, a centralei nucleare de la Cernavodă. Problema nu este una conjuncturală: perioadele de secetă pot reveni oricând, ceea ce limitează serios contribuția hidrocentralelor la asigurarea stabilității sistemului energetic.
În cazul centralei de la Cernavodă, consultarea specialiștilor din domeniu a confirmat existența unui risc real legat de disponibilitatea apei de răcire, risc care nu a fost suficient anticipat. Există, totuși, soluții tehnice pentru creșterea capacității de răcire a reactoarelor cu apă din Dunăre, soluții care trebuie implementate cât mai rapid posibil și pentru următoarele doua reactoare ce vor fi puse în funcțiune.
Aceiași specialiști subliniază că tehnologia reactoarelor modulare de mici dimensiuni (SMR) nu necesită cantități mari de apă pentru răcire. Noile sisteme se bazează pe mecanisme de răcire pasive. În cazul unui SMR de tip NuScale, căldura reactorului este transferată apei din circuitul primar, iar răcirea se realizează printr-un sistem integrat, bazat pe circulație naturală și schimb de căldură. Atât în regim normal, cât și în situații de accident, evacuarea căldurii nu depinde de pompe externe sau de o alimentare continuă cu apă dintr-o sursă hidrologică mare. Avantajul esențial al SMR-urilor nu constă în absența totală a apei, ci în capacitatea de a funcționa fără o sursă externă de răcire de mare capacitate. Acest lucru permite amplasarea unor astfel de centrale în locații unde centralele nucleare convenționale, cu răcire în circuit deschis, ar întâmpina constrângeri severe.
Atât tehnologia CANDU, cât și cea a SMR au un avantaj ecologic important: nu emit dioxid de carbon în atmosferă. Din această perspectivă, ele reprezintă o cale realistă pentru asigurarea energiei la nivel național. În plus, aceste tehnologii oferă un avantaj geostrategic: nu creează dependențe față de state potențial ostile.
Spre deosebire de acestea, tehnologiile fotovoltaice și eoliene sunt puternic dependente de lanțurile de aprovizionare controlate de Republica Populară Chineză. China și-a manifestat recent sprijinul față de Rusia și Iran, iar în cadrul întâlnirilor din septembrie ale BRICS și ale Organizației de Cooperare de la Shanghai a afirmat explicit dorința de a schimba ordinea mondială actuală. Cred că argumentele acestea stau în picioare în fața dependențelor asociate cu regenerabilele solare și eoliene.
Distincția esențială: NuScale nu este problema, ci modul de gestionare a proiectului
Trebuie abordat acum „elefantul din cameră”. Raportul Corpului de Control al Prim-Ministrului, publicat recent, trebuie citit cu o distincție clară între tehnologia SMR și modul în care a fost gestionat proiectul de la Doicești.
Raportul nu formulează nicio concluzie potrivit căreia tehnologia NuScale ar fi nefiabilă sau invalidă din punct de vedere tehnic. Criticile sale vizează, în principal, guvernanța proiectului, fundamentarea unor decizii, calendarul de implementare și expunerea financiară a Nuclearelectrica.
În ceea ce privește majorarea estimării de cost, documentul consemnează creșterea de la aproximativ 2,7 miliarde de dolari la 6,5 miliarde de dolari. Această evoluție trebuie interpretată în contextul condițiilor economice și al pieței de echipamente și componente pentru proiectele nucleare, unde costurile au fost reevaluate pe măsură ce proiectul a avansat.
Prin urmare, creșterea costului proiectului nu trebuie confundată cu o infirmare a tehnologiei SMR. Ea reflectă, între altele, reevaluarea costurilor de investiție într-o perioadă în care inflația, prețurile materialelor, echipamentelor și perturbările lanțurilor de aprovizionare au modificat substanțial estimările inițiale.
Costul ascuns al regenerabilelor și avantajul duratei de viață a nuclearului - MW instalat versus MW ferm
Rămâne de demonstrat de ce energia nucleară este, în termeni sistemici, mai ieftină.
Într-un sistem energetic modern, un MW nu are aceeași valoare în orice moment. Există o diferență fundamentală între: un MW de care nu avem nevoie, un MW disponibil „în bandă” și un MW ferm.
Un MW de care nu avem nevoie reprezintă o capacitate disponibilă într-un moment în care producția depășește consumul sau sistemul dispune deja de suficientă energie. Valoarea sa este redusă și poate ajunge chiar să fie limitată.
Un MW „în bandă” este un MW produs constant și predictibil, pe perioade îndelungate, asigurând o parte stabilă a necesarului sistemului.
Un MW ferm este însă mai mult decât un MW instalat: este un MW pe care sistemul poate conta exact atunci când este necesar – inclusiv în perioadele de vârf sau atunci când producția variabilă eoliană și fotovoltaică scade.
De aceea, în planificarea energetică nu trebuie comparată doar puterea instalată, ci valoarea sistemică a MW-ului: când este disponibil, cât timp rămâne disponibil și dacă poate fi livrat în momentul precis în care sistemul are nevoie de el.
În cazul capacităților fotovoltaice și eoliene, mulți factori esențiali nu sunt, de regulă, incluși în calculele de cost. Trebuie luate în considerare explicit: supradimensionarea capacității instalate, stocarea energiei, pierderile la încărcare și descărcare a ”bateriilor”, înlocuirea succesivă a panourilor, invertoarelor (cele care transformă curentul continuu în curent alternativ) și bateriilor, capacitățile de rezervă, redundanța, serviciile de echilibrare, întărirea și extinderea rețelelor, repowering-ul parcurilor eoliene și dezafectarea și reciclarea (care azi nu intră in costuri).
În plus, durata de viață a acestor capacități – inclusiv a celor de stocare – este, în medie, de aproximativ 20 de ani. În contrast, capacitățile nucleare (și, în general, cele pe combustibili fosili convenționali) au o durată de viață de minimum 60 de ani. Rezultă că, pentru a menține același MW ferm pe termen lung, investițiile în tehnologii regenerabile intermitente trebuie realizate de trei ori.
De ce 1 MW nuclear este mai ieftin decât 1 MW „verde” pe termen lung?
Pornind de la această distincție fundamentală, putem reface calculele realizate de specialiștii în politici publice care nu cunosc în detaliu fizica sistemului electroenergetic.
La un calcul pur economic, nu există nicio îndoială că, în 2026, costul investiției pentru o capacitate de 1 MW pe tehnologia SMR este semnificativ mai ridicat decât pentru orice altă tehnologie: aproximativ 12 milioane de euro.
Trebuie însă introdus factorul de capacitate – un indicator care exprimă randamentul real al unei capacități pe parcursul unui an. Pentru industria energetică românească, pe baza datelor pe mai mulți ani, factorul de capacitate este de aproximativ 27% pentru eolian și de 11% pentru fotovoltaic. Aceste tehnologii funcționează, așadar, un număr relativ redus de ore pe an.
O capacitate de 1 MW ferm trebuie să livreze 8.760 MWh pe an. Pentru a obține acest rezultat din surse regenerabile intermitente, sunt necesare investiții considerabil mai mari.
Ce înseamnă, concret, factorul de capacitate? În cazul fotovoltaicelor, soarele strălucește extrem de puțin iarna (fără a mai socoti zilele noroase). Pentru a acoperi necesarul de electricitate este nevoie de suprafețe mari de panouri și de capacități de stocare mult mai generoase. Aceste capacități de stocare înregistrează pierderi de aproximativ 15%. În plus, energia fotovoltaică este produsă sub formă de curent continuu, trebuie stocată și ulterior convertită în curent alternativ.
O socoteală similară se aplică și energiei eoliene. Instalațiile eoliene nu funcționează eficient în zilele toride sau în perioadele de ger extrem. Avantajul este că produc direct curent alternativ. În Dobrogea, numărul maxim de ore de funcționare pe an este de aproximativ 3.500 din totalul de 8.760. Pentru stocare, energia trebuie convertită din curent alternativ în continuu și apoi din nou în alternativ, generând pierderi suplimentare. Mai există și o problemă structurală: perioade îndelungate (peste o săptămână) și greu de previzionat în care vântul nu bate deloc. Probabil acesta este unul dintre motivele pentru care specialiștii bulgari nu au mizat pe această variantă, deși regimul eolian al țării vecine este similar.
Rezultă că, pentru ambele tehnologii, trebuie luate în calcul cel puțin 48 de ore de stocare, la care se adaugă o rezervă de 20%. În aceste condiții, calculele se schimbă fundamental. Investiția inițială necesară pentru ca un parc fotovoltaic să poată furniza 1 MW ferm în rețea ajunge la aproximativ 13 milioane de euro, iar pentru un parc eolian la aproximativ 10,2 milioane de euro.
De obicei, un astfel de sistem are o durată de viață de circa 12 ani. Pentru a simplifica calculul, o considerăm de 15 ani. Pe o perioadă de funcționare de 60 de ani, sistemul trebuie înlocuit de trei ori (în anul 15, 30 și 45). Investiția se multiplică, așadar, de trei ori, iar sumele rezultate devin astronomice.
CAPEX construiește, O&M menține: adevăratul cost pe durata de viață
Pe lângă investiția inițială, trebuie luate în calcul și cheltuielile pe întreaga perioadă de funcționare.
O&M (Operation & Maintenance) reprezintă costurile de operare și mentenanță ale unei capacități energetice după ce aceasta a fost construită și pusă în funcțiune. Pe scurt, CAPEX-ul construiește centrala, iar O&M-ul asigură funcționarea ei pe întreaga durată de viață.
Componenta Operation include toate costurile necesare pentru exploatarea instalației: personalul de operare, dispecerizarea și monitorizarea, consumurile auxiliare, serviciile tehnice, securitatea, administrarea și celelalte servicii indispensabile funcționării. Aceste costuri variază semnificativ în funcție de tehnologie. O centrală nucleară, de exemplu, are cerințe de operare și securitate mult mai complexe decât un parc fotovoltaic.
Componenta Maintenance acoperă mentenanța preventivă și corectivă: inspecții, revizii, reparații, înlocuirea componentelor uzate și intervențiile necesare pentru menținerea instalației în parametrii tehnici. În cazul energiei eoliene, pot apărea costuri importante legate de turbine și de componentele mecanice. La fotovoltaic, costurile de mentenanță sunt, în general, mai reduse, însă apar cheltuieli cu invertoarele, echipamentele electrice și, pe termen lung, cu degradarea sau înlocuirea unor componente.
Cât costă, de fapt, să ții o capacitate în funcțiune
Fotovoltaic (PV)
O&M-ul este relativ simplu: monitorizare permanentă, controlul invertoarelor și intervenții la defecțiuni. Nu există combustibil sau procese termice. Mentenanța include curățarea panourilor, verificarea conexiunilor, mentenanța invertoarelor și înlocuirea componentelor. Panourile se degradează, iar invertoarele au o durată de viață mai scurtă, generând costuri de înlocuire. Costul O&M este redus, dar nu zero; pe 25–30 de ani trebuie incluse atât cheltuielile anuale, cât și înlocuirile de echipamente.
Eolian
O&M-ul este mai complex din cauza componentelor mecanice în mișcare (rotor, pale, rulmenți, generator, sisteme de orientare). Include monitorizare, intervenții tehnice, inspecții, lubrifiere și reparații. Un element esențial este repowering-ul – înlocuirea unor componente majore sau a turbinelor după o perioadă de exploatare. Acesta reprezintă o reinvestiție majoră, distinctă de O&M-ul anual curent.
CANDU
O&M-ul este de o cu totul altă anvergură: personal specializat, supraveghere permanentă, securitate nucleară, protecție radiologică și respectarea reglementărilor stricte. Mentenanța acoperă sistemele nucleare și convenționale, inclusiv perioade de oprire planificate. Avantajul major: factorul de capacitate ridicat distribuie costul O&M pe un volum mare de energie. Proiectele de retehnologizare/extindere a duratei de viață trebuie modelate separat, nu ca O&M curent.
SMR
Principiul este similar celui nuclear clasic (personal specializat, supraveghere, securitate, protecție radiologică). Designul compact și standardizat urmărește, în teorie, reducerea costurilor O&M pe unitatea de capacitate. Problema metodologică este că nu există încă o flotă comercială matură de SMR NuScale din care să se extragă costuri istorice. Prin urmare, valorile O&M pentru SMR rămân estimări/proiecții, nu date certe.
Mix energetic realist versus mituri ieftine
Criza energetică a României nu este doar rezultatul unor factori externi, ci și al unor deficiențe interne de guvernanță: lipsa unei analize sistemice, numiri clientelare și absența unei viziuni pe termen lung.
Narativele dominante – conform cărora energia regenerabilă ar fi cea mai ieftină, iar cea nucleară (inclusiv SMR) cea mai scumpă – nu rezistă unei evaluări complete a costurilor. Atunci când se trece de la MW instalat la MW ferm, ținând cont de factorul de capacitate, stocare, pierderi, înlocuiri periodice și durata reală de viață, investițiile în regenerabile intermitente se dovedesc semnificativ mai ridicate pe termen lung.
Gazul rămâne un combustibil de tranziție legitim, iar resursele naționale (inclusiv Neptun Deep) trebuie valorificate. Pe termen mediu și lung, însă, doar energia nucleară – atât prin tehnologia CANDU, cât și prin SMR – poate asigura producție stabilă, fără emisii de CO₂ și fără dependențe strategice problematice.
Soluția nu este alegerea ideologică a unei singure tehnologii, ci construirea unui mix realist, bazat pe valoare sistemică, nu pe putere instalată.
Sunt dator și cu sursele de unde am informațiile folosite în articol:
Dan_Danciu 19.09.2026, 09:14
Articolul face o sinteză coerentă a unor părți importante a capitolelor care ar trebui să reprezinte analiza unei strategii energetice, dar după părerea mea nu pune suficient accentul pe următorii factori: 1. Flexibilitatea sistemului în condițiile în care fluctuațiile zilnice de cerere/consum cresc de la an la an 2. Din gaz se mai pot obține și îngrășăminte chimice și mase plastice (de la construcții la industria textilă, plus toate ambalajele mai mult sau mai puțin ecologice) 3. NuScale folosește uraniu îmbogățit, asta ridică o serie de probleme care merită analizate 4. Seceta poate fi un risc și pentru sistemele energetice cu răcire în sistem închis (e adevărat, mai mic) 4. Lipsa viziunii, tendința de a transforma modernizarea sistemului într-o bulă speculativă, ignorarea specialiștilor conduc la lipsa strategiei, etc.