Bulgaria readuce în funcțiune termocentralele pe lignit atunci când prețul energiei face producția rentabilă, în timp ce România continuă procesul de restructurare a sectorului energetic și încearcă să obțină amânări pentru închiderea unor grupuri. Cazul Maritsa East 3 readuce în discuție costurile reale ale energiei, securitatea energetică și viitorul capacităților pe cărbune din regiune.

 

Centrala termoelectrică ContourGlobal Maritsa East 3 din Bulgaria a revenit în producție la începutul lunii octombrie 2026, după o perioadă îndelungată de activitate întreruptă. În prezent, două dintre grupurile energetice funcționează cu o putere cumulată de aproximativ 400 MW, iar conducerea companiei caută încă 50 de specialiști pentru a putea reporni un al treilea grup. Informațiile au fost prezentate de publicația economică bulgară Money.bg, în urma declarațiilor directorului centralei, Vasil Ștonov.

 

Diferența de cost dintre cărbune și gaze atrage atenția. Potrivit directorului, costul de producție al energiei la Maritsa East 3 este de aproximativ 150 de euro/MWh, în timp ce centralele pe gaze ajung la 260–280 de euro/MWh, în actualele condiții de piață. Calculul indică un avantaj de aproximativ 42–46% pentru producția pe cărbune.

 

Cu alte cuvinte, în condițiile economice prezentate de conducerea centralei, producerea unui MWh de electricitate pe lignit costă cu peste 100 de euro mai puțin decât producerea aceleiași cantități de energie pe gaze.

 

De ce a fost oprită și de ce a revenit în producție?

 

Maritsa East 3 are o putere instalată de aproximativ 908 MW și utilizează lignit extras din bazinul energetic Maritsa East, unul dintre cele mai importante perimetre miniere din Bulgaria.

 

Centrala a intrat într-o perioadă de inactivitate după expirarea, în februarie 2024, a contractului pe termen lung prin care energia era cumpărată de compania națională bulgară NEK. Trecerea pe piața liberă a făcut ca funcționarea să depindă direct de prețurile energiei și de costurile de producție.

 

În momentul în care prețurile energiei electrice au crescut, repornirea grupurilor a redevenit o opțiune economică. Conducerea estimează că încasările din perioada de iarnă ar putea susține inclusiv plata salariilor în lunile în care centrala nu funcționează permanent.

 

În prezent, compania are aproximativ 200 de angajați și încearcă să readucă o parte dintre specialiștii disponibilizați anterior. Pentru pornirea unui al treilea grup sunt necesare încă aproximativ 50 de persoane cu pregătire tehnică.

 

Cărbunele nu este singura investiție. Centrala dezvoltă și capacități de stocare

 

Un alt aspect important este strategia de modernizare a amplasamentului. Pe lângă producția pe lignit, ContourGlobal a dezvoltat un sistem de stocare a energiei în baterii, cu o putere de 202 MW și o capacitate de 500 MWh, operațional de la începutul anului 2026.

 

Compania are în plan și instalarea a peste 100 MW de capacități fotovoltaice în următorii doi ani.

 

Așadar, centrala nu mizează exclusiv pe cărbune, ci încearcă să combine activele energetice existente cu investiții în stocare și energie solară. Directorul Vasil Ștonov a recunoscut că, în cazul normalizării situației geopolitice și al ieftinirii gazelor, producția pe cărbune ar putea deveni din nou nerentabilă.

 

România: în loc de reporniri, negocieri pentru amânarea închiderilor

 

Situația din Bulgaria contrastează cu direcția urmată de România, în special în ceea ce privește Complexul Energetic Oltenia, unul dintre principalii producători de energie pe bază de lignit din țară.

 

România și-a asumat prin PNRR retragerea din exploatare, până la 31 august 2026, a unor capacități energetice pe cărbune și lignit cu o putere instalată cumulată de 710 MW.

 

Totuși, problemele de adecvanță ale sistemului energetic au determinat Guvernul să prelungească temporar funcționarea unor grupuri. Potrivit memorandumului aprobat la 28 august 2026, capacitățile Craiova 1 și 2 vor rămâne în producție până la sfârșitul trimestrului al doilea din 2027, iar grupul Turceni 5 până la sfârșitul primului trimestru din 2028.

 

Executivul a justificat decizia prin deficitul hidrologic de pe Dunăre, creșterea consumului în orele de vârf, producția redusă prognozată din surse eoliene și fotovoltaice și riscul limitării importurilor în cazul unei crize energetice regionale.

 

În același timp, în august, secretarul de stat în Ministerul Energiei, Cristian Bușoi, declara că redeschiderea centralelor deja închise nu este luată în calcul, invocând inclusiv angajamentele asumate prin PNRR și riscurile financiare.

 

Două abordări diferite pentru aceeași problemă energetică

 

Bulgaria demonstrează că o centrală pe cărbune poate reveni în producție atunci când prețurile de pe piață justifică economic această decizie. România, în schimb, încearcă să gestioneze retragerea capacităților pe lignit, în paralel cu amânarea unor închideri considerate necesare pentru siguranța sistemului.

 

Comparația nu înseamnă că lignitul este întotdeauna mai ieftin decât gazul. Costurile depind de prețul combustibilului, certificatele de emisii, randamentul instalațiilor, cheltuielile de operare și condițiile pieței. Nici cele două centrale nu au aceleași condiții tehnice și comerciale.

 

Dar există o întrebare legitimă pentru strategia energetică a României: cât de mult ne costă renunțarea la capacitățile de producție înainte ca alternativele să fie efectiv disponibile și capabile să asigure aceeași stabilitate?

 

În timp ce Bulgaria repornește grupuri pe lignit și caută specialiști pentru creșterea producției, România se află încă în situația de a negocia prelungiri pentru propriile capacități. Iar pentru un sistem energetic, securitatea aprovizionării nu se măsoară doar în angajamente și calendare de închidere, ci și în capacitatea de a produce energie atunci când consumatorii au nevoie de ea.