HOTĂRÂRE nr. 916 din 30 octombrie 2025

Temperaturile medii lunare realizate în perioada noiembrie 2024-martie 2025 au fost mai ridicate decât mediile lunare multianuale în lunile decembrie 2024, ianuarie și martie 2025 și s-au situat sub acestea în lunile noiembrie și februarie. Cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în luna ianuarie (mai cald cu 3,7 °C), iar cea mai mică în luna februarie (mai rece cu 1,9 °C). Față de sezonul de iarnă 2023-2024, temperaturile medii lunare au fost mai scăzute în lunile noiembrie, decembrie și februarie și mai ridicate în lunile ianuarie și martie, diferența maximă înregistrându-se în luna februarie (mai rece cu 8,1 °C), iar cea minimă în luna martie (mai cald cu 0,4 °C).

În tabelul nr. 1 evidențiem valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă prin raportare la norma climatologică standard.

NormaLuna201820192020202120222023202420254,6Noiembrie4,78,74,25,74,65,53,1--0,4Decembrie-0,82,32,91,102,51,8--1,9Ianuarie0-2,1-0,7-0,1-0,83,2-0,21,8-0,2Februarie-0,71,52,91,42,10,76,0-2,14,1Martie2,46,42,64,22,05,56,97,3

În prima jumătate a anului 2025, în contextul unor temperaturi exterioare lunare mai scăzute decât în anul anterior (excepție făcând lunile ianuarie și martie) și al creșterii producției aferente panourilor fotovoltaice ale prosumatorilor și a autoconsumului alimentat de aceasta, consumul brut de energie electrică măsurat a înregistrat o scădere de circa 0,5% față de aceeași perioadă a anului precedent.

Evoluția consumului brut de energie electrică din ultimii ani, precum și informații privind valorile de consum înregistrate în perioada de iarnă 2024-2025 sunt prezentate în tabelele nr. 2 și 3 de mai jos:

LunaNoiembrie 2024Decembrie 2024Ianuarie 2025Februarie 2025Martie 2025[GWh]4.9785.1515.0654.8884.762Vârful maxim de consum[MW]8.7028.7778.9509.0118.402Temperatura medie lunară realizată[°C]3,11,81,8-2,17,3Temperatura medie lunară multianuală[°C]4,6-0,4-1,9-0,24,1Abaterea față de norma climatologică standard[°C]-1,52,23,7-1,93,2Vârful maxim de producție[MW]8.5708.7568.9138.9848.325

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 °C față de cele multianuale.

În scenariul mediu, pentru lunile din perioada noiembrie 2025-martie 2026, în ipoteza unor temperaturi similare celor multianuale, s-a aplicat o corecție cu temperatura între -3,7% (pentru luna ianuarie 2026) și + 1,9% (pentru luna februarie 2026), luând ca referință perioada similară din iarna 2024-2025 în care temperatura medie a sezonului a fost cu circa 1,2 °C peste cea multianuală. S-a considerat un gradient de variație a consumului cu temperatura de circa 75 GWh/°C pentru scenariul mediu. Prognoza DEN de consum intern brut pentru acest scenariu este de 25.280 GWh, în perioada 1.11.2025-31.03.2026.

În scenariul pesimist s-a făcut o analiză similară, considerând pentru fiecare lună temperaturi medii mai scăzute cu circa 2 °C decât cele multianuale, ceea ce determină un consum lunar cu până la 850 GWh mai mare decât în scenariul mediu. Consumul intern brut prognozat în acest scenariu pentru intervalul 1.11.2025-31.03.2026 este de 26.130 GWh, cu circa 5,1% mai mare decât valoarea de 24.844 GWh înregistrată în sezonul de iarnă precedent, considerând un gradient de variație a consumului cu temperatura de circa 100 GWh/°C pentru scenariul pesimist.

Pentru aceeași perioadă, respectiv noiembrie 2025-martie 2026, Comisia Națională de Strategie și Prognoză, denumită în continuare CNSP, a prognozat un consum mediu de 24.573 GWh, având în vedere prognoza de creștere economică de 1,4% pentru anul 2025 și de 2,4% pentru anul 2026.

Ținând cont de aceste ipoteze, prognozele de consum sunt prezentate în tabelul nr. 4 de mai jos:

LunaNoiembrie 2025Decembrie 2025Ianuarie 2026Februarie 2026Martie 20264.8805.2705.2604.9504.9205.0005.4605.4805.0605.130Prognoză CNSP4.9135.1264.9874.6764.8714.9785.1515.0654.8884.762

Având în vederea evoluția consumului de energie electrică din ultimele perioade de iarnă, dar și faptul că estimările meteorologice de lungă durată au un grad ridicat de incertitudine, balanța producție-consum conține ambele scenarii analizate de DEN, respectiv scenariul mediu, în care consumul intern brut prognozat pentru intervalul 1.11.2025-31.03.2026 este de 25.280 GWh, cu circa 1,7% mai mare decât valoarea de 24.844 GWh înregistrată în iarna anterioară, precum și scenariul pesimist în care a fost prognozată o creștere a consumului la valoarea de 26.130 GWh, cu circa 5,1% mai mare decât valoarea înregistrată în sezonul de iarnă 2024-2025.

În cadrul balanței de energii estimate pentru perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 au fost incluși producătorii de energie electrică și producătorii de energie electrică și termică în cogenerare cu unități dispecerizabile, precum și o parte dintre producătorii de energie electrică și termică în cogenerare aferenți unităților administrativ-teritoriale, considerați relevanți de către Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației. 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 circa 575 MW în centrale electrice fotovoltaice). Până la sfârșitul acestui an se estimează că vor mai fi puse în funcțiune grupuri pe gaze naturale de circa 130 MW, aproximativ 1.000 MW în centrale fotovoltaice și 300 MW în centrale eoliene.

Puterea instalată în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor era de 2.821 MW la data de 30 iunie 2025. Pentru iarna 2025-2026 s-a estimat un ritm de creștere a 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. Pentru producția totală lunară a noilor prosumatori s-a considerat o valoare a producției relativ apropiată cu cea realizată în centralele fotovoltaice ale operatorilor economici. De asemenea, procentul de energie injectată în rețea de către aceștia, raportat la puterea lor instalată, s-a considerat similar cu al celor existenți (între circa 1,5% în luna decembrie și circa 6% în luna martie). În aceste ipoteze, s-au estimat valorile lunare ale autoconsumului noilor prosumatori, care s-au scăzut din valorile prognozate pentru consumul din sezonul de iarnă 2025-2026 (între circa 10 GWh în lunile decembrie 2025 și ianuarie 2026 și 30 GWh în luna martie 2026).

Producțiile estimate și comunicate de producătorii clasici de energie electrică și de energie electrică și termică în cogenerare s-au bazat pe estimările aferente bugetelor de venituri și cheltuieli aprobate în anul 2025, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate.

Pentru energia regenerabilă s-au estimat producții de energie similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene și în cele care funcționează pe biomasă, producții mai mari cu până la 50% în cele fotovoltaice, ținând cont de puterile noi instalate în acest tip de centrale, și mai mici în centralele hidroelectrice, corespunzătoare unui sezon secetos.

Referitor la soldul de import/export (tabelul nr. 5), față de sezonul de iarnă anterior, în contextul unui consum estimat mai mare decât în anul precedent, DEN a considerat un sold de import pentru fiecare lună, pornind și de la evoluția schimburilor transfrontaliere din anii anteriori. În acest sens, valorile lunare ale soldului de import au fost estimate la 300 GWh (un total de 1.500 GWh) în scenariul mediu și 500 GWh în cel pesimist (un total de circa 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.

[UM] [GWh]Noiembrie 2025Decembrie 2025CumulatDENscenariul mediu3004004003503001.750scenariul pesimist5006506506005002.900

Deși soldul de schimb, ca valori medii lunare, rezultat din balanța producție-consum (tabelul nr. 6) indică un import pe perioada noiembrie-februarie, acest lucru nu se va regăsi pe toate intervalele de tranzacționare. Față de cel prognozat, nivelul soldului de schimb va varia în funcție de condițiile unui preț mai mic/mare din exterior față de prețul energiei produse în țară, de condițiile climatice înregistrate la nivel regional, precum și de existența unei lipse crescute/unui excedent de oferte de vânzare a energiei electrice la nivel național. Eventuala intrare în funcțiune a unor noi capacități de producere în perioada analizată (parcuri fotovoltaice, centrale eoliene, noi capacități instalate de prosumatori, centrala Iernut) poate afecta, de asemenea, nivelul soldului de schimb. De asemenea, nivelul soldului de schimb depinde și de capacitatea efectiv disponibilă pentru schimburi transfrontaliere.

Producția și consumul brut de energie electricăUMNoiembrie 2025Decembrie 2025Ianuarie 2026Februarie 2026Martie 2026CumulatTotal producție S.E.N. prognozatămii MWh4.449,0934.732,8094.584,7884.370,6995.102,42223.239,811MW6.179,2956.361,3026.162,3506.504,0166.858,0946.412,751Cărbunemii MWh634,900639,208628,168559,934596,8243.059,034MW881,806859,151844,312833,235802,183844,104Hidrocarburi mii MWh1.100,0331.171,7851.266,6201.157,1091.154,8205.850,367MW1.527,8231.574,9791.702,4471.721,8881.552,1781.614,340Nuclearmii MWh884,160921,816930,000838,656925,7784.500,410MW1.228,0001.239,0001.250,0001.248,0001.244,3251.241,835Surse regenerabile, din caremii MWh1.830,0002.000,0001.760,0001.815,0002.425,0009.830,000MW2.541,6672.688,1722.365,5912.700,8933.259,4092.712,472în centrale hidroelectrice*mii MWh1.100,0001.200,0001.100,0001.100,0001.500,0006.000,000MW1.527,7781.612,9031.478,4951.636,9052.016,1291.655,629Total eoliene, fotovoltaice, biomasă, respectivmii MWh730,000800,000660,000715,000925,0003.830,000MW1.013,8891.075,269887,0971.063,9881.243,2801.056,843în centrale eolienemii MWh550,000700,000500,000500,000600,0002.850,000MW763,889940,860672,043744,048806,452786,424în centrale fotovoltaicemii MWh150,00070,000125,000180,000290,000815,000MW208,33394,086168,011267,857389,785224,890în centrale pe biomasămii MWh30,00030,00035,00035,00035,000165,000MW41,66740,32347,04352,08347,04345,530Consum brut țară scenariul mediumii MWh4.880,0005.270,0005.260,0004.950,0004.920,00025.280,000MW6.777,7787.083,3337.069,8927.366,0716.612,9036.975,717Consum brut țară scenariul pesimistmii MWh5.000,0005.460,0005.480,0005.060,0005.130,00026.130,000MW6.944,4447.338,7107.365,5917.529,7626.895,1617.210,265

* Valorile includ și producția aferentă autoproducătorilor. Prognoza Societății de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A. este realizată pe baze statistice în ipoteze de hidraulicitate de 95% pe Dunăre și 85% pe apele interioare, ținând cont de retragerea CHE Vidraru pentru retehnologizare. În funcție de evoluția situației hidrologice, valorile pot suferi modificări.

Analizând valorile estimative medii lunare și având în vedere evoluția producției interne de energie electrică din iernile anterioare, se constată că închiderea balanței producție-consum va fi direct influențată de producțiile din surse regenerabile și că, în condiții meteorologice deosebite (viscol, secetă pedologică, temperaturi extrem de reci etc.), vor exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producția internă. În același timp, în cazul în care se va înregistra o scădere a consumului de energie electrică pe fondul unor temperaturi ridicate pe perioada de iarnă, valorile de import și potențialele perioade de neacoperire a vârfurilor de consum ar putea fi mai reduse decât cele estimate.

Pentru vârfurile de sarcină previzionate pentru iarna 2025-2026, DEN a luat în considerare două scenarii privind adecvanța Sistemului electroenergetic național, denumit în continuare SEN, respectiv acoperirea consumului intern de energie electrică la vârful de sarcină, într-un scenariu mediu și unul pesimist, conform tabelului nr. 7.

În evaluarea scenariilor s-au luat în considerare următoarele ipoteze:

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.

A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capabilitatea de a participa la acoperirea consumului și la asigurarea rezervelor de sistem (aFRR și mFRR). Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale și/sau de mediu.

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Societății Complexul Energetic Oltenia - S.A., având în vedere și Planul de decarbonizare, asumat de către Guvernul României:

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe lignit, aparținând Societății Electrocentrale Craiova - S.A., având în vedere că trebuie să asigure termoficarea orașului Craiova pentru ambele scenarii, s-a luat în calcul un singur grup (TA 1) cu 100 MW, iar TA 2 s-a considerat rezervă în cazul indisponibilizării TA 1.

În ceea ce privește grupul energetic funcționând pe huilă, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul TA 4 - 150 MW CET Paroșeni (Societatea Complexul Energetic Valea Jiului - S.A.), având în vedere situația incertă cu privire la repornirea centralei, după evenimentul din luna iulie 2025.

În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul ipoteza lipsei gazelor naturale, având în vedere dezvoltarea sistemului de înmagazinare. În ceea ce privește disponibilitatea grupurilor pe gaze naturale, ipotezele au fost următoarele:

Ca urmare a analizei efectuate, se constată faptul că atât în scenariul moderat, cât și în scenariul pesimist vârful de consum nu se poate acoperi integral din producția internă, fiind necesar importul de energie electrică. Astfel, în scenariul moderat, la vârful de consum de seară se înregistrează un deficit de aproximativ 1.120 MW. Dat fiind că pentru funcționarea în condiții de siguranță a SEN rezerva minimă

necesară pentru funcționarea sigură a sistemului energetic este de 1.000 MW și doar 520 MW pot fi acoperiți prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, diferența neacoperită pentru funcționarea în condiții de siguranță în acest scenariu este de aproximativ 1.600 MW. În scenariul pesimist, la vârful de seară se înregistrează un deficit de producție de aproximativ 3.800 MW; pentru acoperirea rezervei minime se pot acoperi doar 500 MW 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 MW.

Menționăm faptul că, în conformitate cu regulamentele europene, atunci când sistemul funcționează fără rezerve se află în stare de alertă. Conform Regulamentului (UE) nr. 1.485/2017, „starea de alertă“ înseamnă starea în care sistemul se află în limitele de siguranță în funcționare, dar în care a fost detectată o contingență cuprinsă în lista de contingențe, la a cărei apariție măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menține starea normală de funcționare. Art. 152 alin. (11) din același regulament prevede că „Dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă în conformitate cu articolul 18, OTS din blocurile RFP în cauză, în strânsă cooperare cu alți OTS din zona sincronă și cu OTS din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili și înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă. În acest scop, OTS dintr-un bloc RFP au dreptul de a solicita modificări ale producției sau consumului de putere activă al unităților generatoare sau al unităților consumatoare din zona lor de reglaj pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerințelor privind rezerva de putere activă“.

În cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populație, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,19 mil. Gcal. Estimările sunt făcute în ipoteza că centralele în cogenerare vor avea posibilitatea de a-și asigura combustibilul necesar pentru producerea de energie electrică și termică (în principal gaze naturale).

Producția de energie termică1 noiembrie 2025-31 martie 2026Noiembrie 2025Decembrie 2025Ianuarie 2026Februarie 2026Martie 2026[mii Gcal]1.122,4341.297,9691.380,2491.236,2381.149,647

UMCărbunemii tone799773 Păcurămii tone1,31,2Gaze naturale înmagazinate*mld. mc3,103,28Rezerva de energie echivalentă în principalele lacurimii MWh1.7872.175

* Obligația de stocare este de 2,85 mld. mc, respectiv 90% din capacitatea de stocare.

Noiembrie 2025Decembrie 2025Februarie 2026Cărbune763,897653,969577,751541,476446,225Păcură1,1921,0750,9660,9180,810Biomasă15,00015,60013,90013,70014,000Grad de umplere depozite înmagazinare gaze*9080655540

* Gradul de umplere este estimativ și depinde de gradul efectiv de umplere la data de 1.11.2025, de evoluția climatică din sezonul rece 2025-2026 și de posibile influențe ale factorilor geopolitici asupra acestuia.

Octombrie 2025Noiembrie 2025Decembrie 2025Februarie 20261.7871.5401.3141.16996572758,850,541,736,429,622,2

* Corespunzător volumelor utile.

Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligația de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârșitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puțin egală cu cea din tabelul nr. 13.

Prin exploatarea centralelor hidroelectrice, operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale va urmări ca valorile volumelor de apă din amenajările hidroenergetice să se încadreze în Programele de exploatare a principalelor lacuri de acumulare ce vor fi elaborate lunar de către ANAR și reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale.

În cazul unui deficit hidrologic accentuat, la solicitarea Comandamentului energetic de iarnă se vor conveni măsurile necesare astfel încât să nu fie pusă în pericol funcționarea sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, în urma unor analize efectuate cu toți factorii implicați.