De ce avem cea mai scumpă electricitate din UE: cum a ajuns comuna Stâlpu capitala „băieților deștepți” din investițiile în energie. Transelectrica primește de 3 ori mai puțină energie decât are capacitatea

România are una din cele mai scumpe energii electrice din Europa. Motivul principal: produce prea puțin și, în orice caz, produce la ore în care consumul e mic.

Singura soluție de a crește producția de electricitate ar fi creșterea investițiilor în producție, mai ales că Transelectrica are capacitatea de-a primi 20.000 MWh energie, în condițiile în care România are nevoie de maximum (în perioadele de consum masiv) 9000 MWh pentru a funcționa.  La capacitatea pe care o are, de 20.000 MWh, Transelectrica primește cel mult 7500 MWh: atât se produce în România – diferența e acoperită din importuri.  
Problema e că, desi există circa 1500 de avize tehnice de racordare ATR) acordate de Tranelectrica, pentru circa 22.000 MWh (de două ori si jumătate necesarul României), cei care au obținut aceste avize nu investesc. Pur si simplu așteaptă un alt investitor, căruia să-i vândă ”investiția zero” dar cu aviz.

S-a creat, astfel, o întreagă rețea de ”băiați deștepți” care obțin ATR-urile, dar blochează investițiile în producție, o caracatiță care sufocă mecanismul prin care România și-ar putea crește producția de electricitate. Tentaculele au cuprins două mari noduri: cel de la Stâlpu (judetul Buzău) prin care se evacuează energie produsă în Dobrogea (mai ales din regenerabile) către restul țării, și Ilfov-București.
Așa se face că, deși avem multă energie hidro, nucleară și regenerabile, motovul pentru care avem prețuri mai mari decât în Ungaria e simplu: avem energie puțină, pentru că producem puțin.
Iată cum funcționează balaurul cu o mie de capete:

• Unul din motivele pentru care energia electrică din România este prea scumpă, undeva la peste 150 de euro pe MWh, cel puțin pentru activități economice, acolo unde prețul nu este plafonat în multe cazuri, este și pentru faptul că cererea este cel puțin egală cu energia care intră în sistemul național deținut de Transelectrica.
• În ultimul an, Tranelectrica a raportat că are o rețea capabilă să preia peste 20.000 de MW, sistem în care intră maximum 7.500 de MW.
• Din 2022, Curs de Guvernare a calculat peste 1.000 de cereri de potențial producători de energie cu o capacitate de 20.000 de MW, cât a întregului sistem. Doar 15% au primit autorizațiile de conectare la sistem, și sub 5% au început și să producă energie, conform datelor Transelectrica.

Pe lângă modul de tranzacționare a energiei electrice și sistemul de taxare, lipsa producției de energie electrică introdusă în Sistemul Energetic Național (SEN) este un alt motiv pentru care România are printre cele mai scumpe cinci prețuri atunci când vine vorba de puterea de cumpărare la nivelul Uniunii Europene, conform unui studiu Eurostat pentru începutul anului trecut.

Premierul României, Ilie Boljan, este cel care susține că lipsa energiei din sistem nu permite concurența și nu oferă posibilitatea consumatorilor, în special celor industriali, să aibă alternative pentru necesarul de energie. În acest scop, prim-ministrul a anunțat că în aprilie va publica lista „băieților deștepți”, cei care blochează sistemul energetic național administrat de Transelectrica.

Curs de Guvernare a analizat sistemul public de energie și a descoperit cine sunt și cum acționează acești „băieți deștepți”.

1, Cum funcționează piața investițiilor în energie din România și cum poate fi blocată de ”băieții deștepți”

Pentru început, să explicăm pe scurt cum funcționează sistemul și investițiile în piața de energie din România.

• Un investitor în acest domeniu trebuie să obțină aprobarea Transelectrica, compania de stat administrată de Secretariatul General al Guvernului, pentru a introduce energia produsă eolian, solar sau altfel în rețeaua Transelectrica. Pentru acest lucru, investitorul are nevoie de două decizii esențiale ale Transelectrica.

• Are nevoie de un ATR (Aviz Tehnic de Racordare), care arată că un proiect se poate conecta la rețea. Și, mult mai greu, de un CR (Contract de Racordare), care rezervă capacitatea rețelei Transelectrica de a prelua energia produsă. Fără aceste autorizații, orice proiect este inutil.

• După ce producătorul introduce energia în rețeaua de înaltă tensiune, apar companiile distribuitoare de energie, care preiau energia din rețeaua de înaltă tensiune și o introduc în rețelele de tensiune joasă, până în apartamentul unui consumator. Distribuitorul deține și operează rețeaua electrică regională și asigură livrarea energiei. Nu vinde energie și nu poate fi ales. Exemple de firme: Rețele Electrice România, Distribuție Energie Electrică România. Distribuitorii plătesc taxe la Transelectrica pentru a prelua energia și apoi taxează mai departe furnizorii.

2, Lipsa energiei din rețea

Pe tot acest parcurs al energiei electrice, o mare problemă care duce la prețuri ridicate este lipsa energiei introduse în rețeaua Transelectrica.

Spre exemplu, duminică 29 martie 2026, ora 19,45, România înregistra un consum de 6400 MW, în timp ce producția totală de energie era de 6.670 MW.

Deși, conform datelor Transelectrica, rețeaua pe care o administrează are o capacitate de aproximativ 20.000 MW, în majoritatea timpului sistemul funcționează la valori mai reduse: între 6.000 și 7.500 MW în zile obișnuite și doar ocazional aproape de limitele maxime, în perioadele de vârf de iarnă. La nivel anual, acest lucru se traduce prin aproximativ 50–60 TWh de energie transportată.

Explicația nu ține de capacitatea totală a sistemului, ci de distribuția ei inegală și de lipsa energiei introdusă în nodurile de rețea.

3, Cum funcționează blocarea sistemului de către falși investitori, care nu urmăresc decât să obțină avizele, dar nu mai fac investițiile

Acum apare fenomenul ATR-urilor (autorizațiile tehnice de racordare) neconvertite în contracte de racordare contribuie la această percepție. De exemplu, în 2022, sistemul Transelectrica avea peste 1.000 de avize tehnice de racordare (ATR), documente care, teoretic, confirmă că un proiect poate fi conectat la rețea, conform unei monitorizări Curs de Guvernare.

Dacă în 2022 totalul era estimat la aproximativ 8.000–10.000 MW, în 2025 acesta depășește 21.000 MW.

Între 2022 și 2025, capacitatea proiectelor cu ATR din România a crescut până la 1.500, dar procentul ATR-urilor care au încheiat CR-uri (contracte de racordare) este sub 15%. Ca și cantitate, doar 1.700 – 1.900 MW au fost convertiți prin confirmări CR în 2025. Mai departe, doar între 30% și 50% din aceste proiecte cu CR-uri chiar produceau energie, conform datelor Transelectrica. (Diferența mare de 20% este dată de faptul că nu sunt date care să verifice dacă dezvoltatorii introduc în rețeau capacitatea cerută sau mai puțin, așa cum se întâmplă de obicei.).

4, Rețeaua „băieților deștepți” – de ce întârzie măsurile de destructurare a ei

În urma acestei diferențe între capacitatea rețelei Transelectrica și energia din sistem și cea dintre numărul firmelor care primesc ATR și, apoi, CR-uri, și cel al producătorilor de energie real l-a făcut pe premier să acuze o rețea a „băieților deștepți” care blochează sistemul.

„Există capacități rezervate în rețea de proiecte care nu sunt realizate, ceea ce blochează investițiile reale”, a declarat Ilie Bolojan

Urmarea: prețuri mai mari la energie.

Până în 2026, o firmă putea solicita un ATR de la Transelectrica, prin care rezerva capacitate în rețea fără obligația de a construi imediat proiectul. Multe companii obțineau ATR-uri și le păstrau fără a trece la contract de racordare (CR), blocând astfel accesul altor investitori și ocupând capacitate fără producție reală.

Acest lucru ar trebui să se schimbe, teoretic. Începând cu 2026, conform Ordinului Ordinul ANRE nr. 79/2025, accesul la capacitatea disponibilă din rețeaua electrică urmează să fie acordat prin licitații competitive, înlocuind treptat sistemul actual bazat pe ATR. Măsura vizează eliminarea blocajelor și prioritizarea proiectelor mature.

Asta la nivel teoretic, pentru că practic, până în prezent, nu a fost organizată nicio licitație efectivă, ceea ce menține incertitudinea în piață și întârzie deblocarea capacităților rezervate.

a, Băieți deștepți de la Stâlpu – de la rudele lui Marcel Ciolacu, la cele ale lui Sebastian Ghiță

La stația electrică Stâlpu (Buzău) au existat mai multe investiții ale Transelectrica în ultimii zece ani, însă acestea nu reprezintă un singur proiect, ci un pachet de lucrări etapizate. Până în 2020 a fost realizată infrastructura de bază pentru nodul Stâlpu: linia electrică aeriană de 400 kV Cernavodă – Stâlpu.

Rolul acestei rețele era evacuarea energiei din Dobrogea (eolian plus nuclear) către restul țării. Lucrările Transelectrica de modernizare și extindere continuă și în prezent, însă după 2020 Stâlpu a devenit, practic, unul dintre cele mai importante noduri de tranzit al energiei din România.

În jurul acestui nod energetic, dezvoltarea de proiecte de energie a devenit o afacere sigură, deoarece rețeaua este capabilă să preia energia, iar costurile de racordare sunt reduse. În acest context au apărut și proiecte speculative.

Aici a dezvoltat două proiecte nepotul lui Marcel Ciolacu, Mihai Cristian Ciolacu. Proiecte de hârtie pentru care a obținut ATR-uri de la Transelectrica și fonduri europene prin PNRR, prin Ministerul Investițiilor Europene, pentru producerea de energie. Firmele Solar Energy Production SRL și Development Power Solar Energy SRL, înființate de acesta, au obținut finanțare în decembrie 2023 pentru două parcuri fotovoltaice.

Aceste aprobări și fonduri „pe hârtie” i-au permis ulterior să vândă firmele către grupul Premier Energy PLC, controlat de fondul de investiții al omului de afaceri ceh Jiri Smejc, pentru peste 10 milioane de euro, conform datelor Curs de Guvernare.

Proiectele nu au nici până în acest moment contracte de racordare și nu produc energie în sistemul național.

Investițiile Transelectrica au atras și alți investitori cu conexiuni puternice. Compania Omega Eolian Project dezvoltă proiectul „CEE Stâlpu”, un parc eolian de aproximativ 120 MW, racordat direct în stația Stâlpu la nivel de 110 kV. Proiectul a parcurs rapid toate etapele: a primit ATR în aprilie 2021 și a ajuns la contract de racordare în octombrie același an, cu termen de punere în funcțiune estimat pentru finalul lui 2024.

Și unchiul lui Sebastian Ghiță are prevăzute investiții: acționarii Omega Eolian Project SRL sunt Gheorghe Manole (45%), Radu Vasile (15%), Dragoș Dan Vasile (15%), Domente Vasile (15%) și Radu-Adrian Popoiu (10%). Vasile Domente este unchiul lui Sebastian Ghiță și a făcut parte din rețeaua de interpuși a acestuia, conform unui rechizitoriu DNA. Proiectul nu este încă pus în funcțiune.

Tot în 2021 apare un proiect mult mai mare, dezvoltat de First Look Solutions, în zona Buzău–Pogoanele. Cu o capacitate de aproximativ 450 MW, acesta nu se racordează direct în stația Stâlpu, ci în linia de 400 kV Stâlpu–Gura Ialomiței, ceea ce îl plasează în sfera acestui nod energetic.

Și acest proiect a parcurs etapele administrative: a primit ATR la finalul lui 2021 și contract de racordare în decembrie 2022, cu termen estimat de punere în funcțiune în 2025. Cu toate acestea, proiectul nu este pus în funcțiune și nici măcar nu a început construcția. First Look Solutions este deținută de firma olandeză Nero Renewables Romania SA, o structură de tip „cutie poștală”.

În trecut, compania a fost deținută de Dorinel Mihai Mucea, fost adjunct al șefului Oficiului Participațiilor Statului și Privatizării în Industrie (OPSPI), condamnat definitiv în 2015 în dosarul privatizărilor strategice.

Același circuit de firme deține și proiectul „CEE Buzău Vest”, dezvoltat de Quick & Smart Solutions, un proiect de circa 165 MW amplasat în zona Stâlpu. Acesta a primit ATR în ianuarie 2024 și este prevăzut să se racordeze în barele de 110 kV ale stației, însă nu apare încă în listă cu un contract de racordare.

b, Zona Bucureștiului

În jurul Capitalei, principalele noduri energetice sunt București Sud și Fundeni.

Primul coridor relevant este cel de 220 kV București Sud – Ghizdaru, unde se conturează un adevărat cluster de proiecte fotovoltaice de mari dimensiuni. Aici apare proiectul „CEF Sohatu”, dezvoltat de Future Vision Consult SRL, cu o capacitate de 156 MW (152,8 MW aprobați), racordat într-o stație nouă conectată la această linie. Proiectul a primit aviz tehnic de racordare în 2024, dar nu figurează încă cu un contract de racordare, ceea ce îl plasează în faza incipientă. Future Vision Consult SRL face parte din Anchor Group, un investitor imobiliar în București deținut de holdingul turcesc FIBA Group.

În același coridor, compania Solar Revolution SRL (deținută de grecii de la PPC) dezvoltă proiectul „CEF Călugăreni 2”, de aproximativ 123 MW. Spre deosebire de Sohatu, acest proiect a trecut deja de etapa de aviz și a obținut contract de racordare în 2023, fiind unul dintre puținele exemple din zona Bucureștiului care au avansat complet în procesul administrativ.

Tot pe linia București Sud – Ghizdaru apare și proiectul „CEM Lac Gălățui”, dezvoltat de Piscicola Prod Com SRL, cu o capacitate de 184 MW. Acesta este racordat printr-o stație nouă la Adunații-Copăceni și figurează doar cu ATR emis în 2024, fără contract. Piscicola Prod Com este controlată indirect de Mihaela Cosmi, care în trecut a fost parteneră de afaceri cu fostul lider al Serviciului de Telecomunicații Speciale (STS), generalul Marcel Opriș.

Situația este similară pentru proiectul „CEF Tălgat”, dezvoltat de Talgat Solar Energy SRL, de 247 MW, care a primit ATR în 2024, dar nu apare încă în faza contractuală. Firma este deținută de grupul german BayWa, listat la bursele din Frankfurt și München.

Un caz mai avansat este proiectul „CEF Gurbănești”, dezvoltat de Gura Ialomița Solar SRL (deținută de Greenvolt Power Group din Polonia), cu o capacitate de 252 MW. Acesta a primit ATR în 2023 și a trecut în 2024 la contract de racordare, fiind unul dintre puținele proiecte mari din jurul Bucureștiului care au depășit faza de avizare. Proiectul a fost dezvoltat inițial de grupul Renovatio, controlat de Aurel Arion.

Al doilea coridor major este cel de 400 kV București Sud – Slatina, unde dezvoltarea este și mai intensă, dar mult mai puțin matură. Aici apare proiectul „CEM Săceni”, dezvoltat de Greenlight Renewable SRL (deținută de Renalfa IPP, un dezvoltator și producător independent de energie din Viena), cu o capacitate de aproximativ 250 MW, racordat într-o stație nouă conectată la această linie și aflat doar în faza de ATR emis în 2024.

Proiectul a fost dezvoltat inițial de Mihnea-Ioan Olariu, Vlad Tudorie și Mihnea Mihalache, fiecare cu participații egale. Cei trei au afaceri în domeniul farmaceutic, iar Mihnea-Ioan Olariu se prezintă ca stră-strănepot al lui Mihai Eminescu.

În aceeași zonă, Fravezac SRL (deținută de portughezii de la EDPR) dezvoltă proiectul „CEF Colibași”, de 130 MW, aflat de asemenea doar la nivel de ATR în 2024.

Cea mai mare concentrare de proiecte se află însă în clusterul Mârșa–Blejești, unde mai mulți investitori dezvoltă simultan capacități semnificative. Black Sea Energy SRL apare cu trei proiecte: „CEM Mârșa 6–7” (131 MW), „CEM Mârșa 4–5” (121 MW) și „CEM Gălățeni” (65 MW).

În paralel, Danube Green Energy Renewables SRL dezvoltă „CEM Mârșa 2–3” (107 MW), compania fiind deținută în prezent de dezvoltatorul imobiliar israelian Shikun & Binui. Proiectul a fost inițial dezvoltat de o firmă deținută de Francesca Signorio.

Danube Renewables SRL (deținută de grupul israelian The Doral Group) dezvoltă „CEM Blejești 1” (65 MW) și „CEM Blejești 2–3” (69 MW). Toate aceste proiecte sunt racordate prin stații noi la linia București Sud – Slatina și apar exclusiv cu ATR emis în 2024, fără contracte de racordare.

Tot pe această axă se regăsește și proiectul „CEF Mihăilești”, dezvoltat de Eco Sun Mihăilești SRL (deținută de compania israeliană Econergy), cu o capacitate de 48 MW, aflat în aceeași situație – ATR emis în 2024, fără contract.

Al treilea coridor important este cel de 400 kV București Sud – Pelicanu, unde apare proiectul „CEE Alexandru Odobescu”, dezvoltat de CEF Pelicanu SRL, cu o capacitate de 155 MW. Acesta a primit ATR în 2023, dar nu figurează încă cu contract de racordare. Firma este deținută de societatea portugheză RNVQ FCR și, indirect, de Aurel Arion.

Privite împreună, aceste proiecte au o capacitate totală estimată între 1.700 și 2.000 MW. Cu toate acestea, doar două dintre ele – Călugăreni 2 și Gurbănești – au trecut în faza de contract de racordare, în timp ce majoritatea covârșitoare rămâne la nivel de ATR.

*

Cazurile de mai sus reprezintă numai câteva exemple: restul, până la capacitatea de 21.000 MWh, angajați prin ATR, sunt ”hârtii”, iar cele  mai multe dintre ele așteaptă să fie vândute către adevărații investitori.

(Citește și: ”De la -0,05 la peste 2.100 lei/MWh într-o săptămână: În absența unor capacități suplimentare de 2.000 MW, volatilitatea extremă a prețurilor la energie se va accentua”)

***