Potrivit proiectului de Hotărâre de Guvern pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic naţional, precum și măsurile în legătură cu realizarea stocurilor de siguranță ale Sistemului electroenergetic naţional în ceea ce privește combustibilii și volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2025 – 31 martie 2026, producătorii de energie electrică și termică în cogenerare au nevoie de 5,4 miliarde de lei (circa 1,1 miliarde euro) pentru a trece iarna cu bine.
Proiectul de HG elaborat de către Ministerul Energiei arată că, ”pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei 1 noiembrie 2025 – 31 martie 2026, Dispecerul Energetic Național, denumit în continuare DEN, a transmis o evaluare cu luarea în considerare a unui scenariu mediu, cu temperaturi în jurul mediilor lunare multianuale și a unui scenariu pesimist, cu temperaturi medii lunare mai scăzute cu circa 2 ⁰C față de cele multianuale”.
În scenariul mediu, prognoza DEN de consum intern brut este de 25.280 GWh. În scenariul pesimist, consumul intern brut prognozat de către DEN este de 26.130 GWh, cu circa 5,1% mai mare decât valoarea de 24.844 GWh înregistrată în sezonul de iarnă precedent. Pentru aceeași perioadă, noiembrie 2025 – martie 2026, Comisia Națională de Strategie și Prognoză (CNSP) a prognozat un consum mediu 24.573 GWh, având în vedere prognoza de creștere economică de 1,4 % pentru anul 2025 și de 2,4% pentru anul 2026.
În vederea estimării producției, au fost avute în vedere unitățile de producție existente și funcționale, precum și cele puse în funcțiune în cursul anului 2025 (aproximativ 100 MW în grupuri pe gaze naturale și cca. 575 MW în centrale electrice fotovoltaice). Până la sfârșitul acestui an, potrivit proiectului de HG, se estimează că vor mai fi puse în funcțiune grupuri pe gaze naturale cca. 130 MW, aproximativ 1.000 MW în centrale fotovoltaice și 300 MW în centrale eoliene.
Puterea instalată în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor era de 2821 MW la data de 30 iunie 2025. Pentru iarna 2025 – 2026 s-a estimat un ritm de creștere al puterii instalate la prosumatori apropiat de cel din sezonul anterior, anticipându-se o putere instalată de circa 3.100 MW la data de 1 noiembrie 2025 și circa 3.300 MW la finalul lunii martie 2026, se mai arată în proiectul de HG al Ministerului Energiei.
Referitor la soldul de import/export, valorile lunare au fost estimate de către DEN la 300 GWh (un total de 1.500 GWh), în scenariul mediu, și 500 GWh, în cel pesimist (un total de cca. 2.500 GWh). Totodată, ”CNSP a estimat, pentru perioada noiembrie 2025 – martie 2026, un sold total de import de 3.650 GWh, cu mențiunea că această estimare este supusă unor riscuri privind evoluția contextului geopolitic actual și a condițiilor climatice, având valabilitate limitată în timp (…) Eventuala intrare în funcțiune a unor noi capacități de producere în perioada analizată (parcuri fotovoltaice, centrale eoliene, noi capacități instalate de prosumatori, centrala Iernut) pot afecta, de asemenea, nivelul soldului de schimb. De asemenea, nivelul soldului de schimb depinde și de capacitatea efectiv disponibilă pentru schimburi transfrontaliere”, se mai arată în proiect.
Pentru consumul brut al țării, cea mai mare capacitate luată în calcul este de 7.530 MW, în scenariul pesimist, în luna februarie 2026. În scenariul optimist, cea mai redusă capacitate este de 6.613 MW, în luna martie 2026.
În ceea ce privește producția, grupuri cu o capacitate de maxim 881 MW pe cărbune, ar trebui să producă, în perioada noiembrie 2025 – martie 2026, circa 3 TWh. Grupuri de maxim 1721 MW pe gaze, ar trebui să producă 5,85 TWh. La Cernavodă ar trebui să se producă 4,5 TWh, iar în hidrocentrale – 6 TWh (în grupuri cu o capacitate totală de maxim 2.000 MW). Eolienele ar urma să producă 2,85 TWh, fotovoltaicele – 0,81 TWh, iar centralele pe biomasă – 0,16 TWh.
Vârful de consum maxim este prognozat la 9.500 MWh (în scenariul pesimist) și 9.100 MWh (în scenariul moderat), la vârful de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă.
Din punctul de vedere al Rețelei Electrice de Transport, capacitatea maximă de transfer în interconexiune, pentru sezonul rece, se va situa în jurul valorilor medii de 4.500 MW la export, respectiv de 4.200 MW la import.
În scenariul pesimist, la vârful de seară se înregistrează un deficit de producție de aproximativ 3.800 MWh; pentru acoperirea rezervei minime se pot acoperi doar 500 MWh prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, de aceea, în acest scenariu, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță este de aproximativ 4.300 MWh.
Pentru iarna care vine, sunt necesare 5,4 milioane tone de cărbune și 1,7 miliarde mc de gaze naturale. Lacurile de acumulare au rezerve între 11% și 94%, echivalent unui coeficient mediu de umplere de 58,8%.
Totodată, se înființează Comandamentul energetic de iarnă, format din reprezentanți ai Ministerului Energiei, Ministerului Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației, ANRE, Apele Române, operatorii de transport și sistem pentru energie electrică și gaze naturale, OPCOM și companiile de producție și distribuție.
