Capacitatea de stocare a României este printre cele mai scăzute din UE raportat la penetrarea SRE. Capacitatea instalată de stocare de 348 MW (in octombrie 2025) reprezintă doar 1,8% din capacitatea totală de generare, împărțită între baterii și acumulare prin pompaj. Potrivit unui raport EPG, dezvoltarea a fost încetinită de mai mulți factori: Lipsa unei viziuni strategice clare și a unor ținte pentru stocare în planurile naționale; Mecanisme de piață care favorizează arbitrajul, dar nu și stocarea pe termen lung sau proiectele hibride SRE-stocare; Ambiguități privind statutul energiei stocate și reintroduse în rețea ca energie regenerabilă; Acces limitat la finanțare privată, din cauza bancabilității reduse a proiectelor și a lipsei unor modele de afaceri validate. Totuși, interesul investitorilor este ridicat, sprijinit de oportunități de finanțare la nivelul UE și de creșterea ponderii SRE (peste 40% din capacitate, incluzând prosumatorii). Centrale hidroelectrice cu acumulare prin pompaj (CHEAP/PHES) rămân cea mai matură și rentabilă soluție pentru stocarea de lungă durată, însă proiectele noi se confruntă cu limitări geografice și de mediu.
Pe măsură ce sistemele energetice includ tot mai multe surse regenerabile (eolian, solar), apare o problemă majoră – producția lor este variabilă și imprevizibilă. De aceea, rețelele energetice au nevoie de o metodă de: echilibrare a producției cu consumul, stocare a surplusului atunci când este prea multă energie, furnizare rapidă atunci când cererea crește sau producția scade.
Dumitru Chisăliță, președintele Asociației România Inteligentă, ne-a declarat: “Dezvoltarea stocării energiei în România nu poate fi realizată exclusiv prin baterii, deoarece acestea au durată limitată de descărcare, costuri ridicate pe termen lung și o scalabilitate redusă pentru echilibrarea Sistemului Electroenergetic Național. Pentru a integra în siguranță capacitățile tot mai mari de energie eoliană și solară, sunt necesare soluții complementare de stocare de mari dimensiuni: hidrocentralele cu acumulare si pompaj, care oferă flexibilitate rapidă și eficiență economică ridicată, și hidrogenul, care permite stocarea sezonieră și valorificarea surplusului de energie regenerabilă. Doar combinația acestor tehnologii poate asigura stabilitatea și competitivitatea pieței energiei”.
Radu Cîrligeanu, EPG Senior Researcher, ne-a precizat: “Acumularea prin pompaj este o tehnologie de stocare a energiei matură din punct de vedere tehnologic, implementată pe scară largă la nivel mondial și in Europa. Caracteristicile constructive ale unei Centralele Hidroelectrice cu Acumulare prin Pompaj (CHEAP) permit o decuplare a puterii generate și a energiei stocate. În timp ce puterea electrică furnizată în rețea este o caracteristică a turbinelor instalate și a diferenței de nivel hidraulic, capacitatea de stocare a energiei este, în principal, dată de volumul de apă al bazinului de acumulare. Durata de viață a unei CHEAP este foarte mare, depășind 50 de ani și, în anumite condiții, putând ajunge chiar și la 100 de ani. Astfel, deși investiția inițială este semnificativă, volumul mare de energie ce poate fi tranzacționată pe durata vieții operaționale a centralei permite recuperarea investiției în condiții extrem de avantajoase pentru operator. Spre deosebire de sistemele de stocare a energiei pe bază de baterii, CHEAP oferă posibilitatea stocării pe termen mult mai lung (zile, săptămâni și chiar luni) permițând chiar și stocarea intersezonieră. Permite astfel o echilibrare a sistemului pe termen lung și foarte lung. Costul pe unitatea de energie stocată de sistemele CHEAP este mai mic decât costul aferent stocării în baterii, pentru durate de stocare mai mari de 6-8 ore, iar acest avantaj crește pe măsură ce durata stocării se extinde. O structură optimă a capacităților de stocare la nivel național ar trebui să includă atât sisteme de stocare pe termen scurt cât și pe termen lung. Astfel, acumularea prin pompaj și stocarea în baterii sunt două tehnologii care se completează reciproc într-un mod extrem de avantajos, atât din punct de vedere tehnologic, cât și din punct de vedere financiar.”
Olivian Savin, Director Executiv FEL România, spune: “Avantajele Centralelor Hidroelectrice cu Acumulare prin Pompare (CHEAP) includ eficiența energetică ridicată, aceste sisteme având o eficiență care ajunge la 90% și pot stoca mari cantități de energie pentru perioade lungi. Un al doilea avantaj este durata de viață lungă, centralele cu acumulare prin pompare având o durată de viață de până la 50 de ani sau mai mult, iar acestea pot fi retehnologizate, crescând și mai mult perioada de utilizare care poate depăși și 100 de ani, fiind o tehnologie matură. Un alt avantaj este capacitatea mare de stocare, acestea pot stoca cantități uriașe de energie, fiind ideale pentru echilibrarea rețelei la nivel național și regional. Dezavantajele includ costurile inițiale mari, investițiile necesare pentru construirea unor astfel de centrale fiind foarte ridicate, dar și dependența de topografie, aceste centrale fiind fezabile doar în anumite condiții geografice, necesitând o infrastructură specifică”.
În ceea ce privește tehnologiile de stocare, compania Transelectrica sugerează o abordare echilibrată, în care capacitatea cotată reprezintă un mix de BESS (stocarea în baterii litiu-ion)și PHES, în proporții egale. Alte tehnologii de stocare, precum hidrogenul și aerul comprimat, sunt sugerate ca fiind adecvate. Un criteriu important în luarea unei decizii de investiție este durata de viață a instalației de stocare. După cum subliniază Transelectrica, în timp ce durata de viață a unei instalații PHES este de 50 de ani (sau mai mult), cea a unei instalații BESS este de aproximativ 10 ani. În consecință, bateriile ar trebui schimbate de cinci ori pe durata de viață a unei instalații de stocare prin pompare. Evaluarea Transelectrica se bazează în principal pe provocările ridicate de noua structură a sistemului energetic românesc, în care instalațiile de producere a energiei electrice previzibile au fost înlocuite cu capacități variabile de energie din surse regenerabile (RES) care nu urmează curba cererii. Pe măsură ce ponderea RES crește în mixul energetic, echilibrarea devine din ce în ce mai dificilă.
Potrivit specialiştilor, hidrocentralele de pompaj (CHEAP/PHES) sunt esențiale pentru un sistem energetic modern, deoarece oferă stocare ieftină, masivă și fiabilă pentru energie regenerabilă. Sunt, în continuare, cea mai eficientă soluție de stocare pe termen lung și la scară mare. Printre avantajele principale ale hidrocentralelor de pompaj sunt: răspuns rapid (secunde → minute) pentru stabilitatea rețelei, eficiență ridicată (70–85%), durată de viață foarte mare, costuri totale reduse, fiabilitate dovedită – tehnologie folosită de peste 100 de ani.
Hidrocentralele de pompaj sunt, practic, un „acumulator uriaș”, dar cu o durată de viață de zeci de ani. Tehnologia de stocare hidroenergetică prin pompare (PHES) se bazează pe diferența de presiune hidrostatică a apei. Se pot identifica două tipuri principale de PHES: în circuit închis (când ambele corpuri de apă sunt izolate de alte surse) și în circuit deschis, când cel puțin unul dintre corpurile de apă este conectat la o sursă externă. Cele două corpuri de apă sunt conectate printr-un canal de alimentare, care permite apei să curgă în jos, datorită gravitației, alimentând astfel o turbină – atunci când energia trebuie eliberată, sau să fie pompată în sus – atunci când energia trebuie stocată. În teorie, nu există nicio limită în ceea ce privește puterea maximă pe care un astfel de sistem o poate furniza. Energia stocată este o funcție a dimensiunii celor două corpuri de apă.
Conform unui raport EPG, principalele avantaje ale instalațiilor de stocare a energiei hidroelectrice cu pompaj sunt: i) eficiență ridicată a ciclului, de obicei 70-85 %, ii) capacitate mare de stocare, limitată doar de volumul corpurilor de apă și de diferența de altitudine, iii) durată de viață foarte lungă, de ordinul a 50-100 de ani, iv) costuri de exploatare reduse, v) timp de răspuns rapid, ceea ce îi permite să furnizeze o multitudine de servicii pentru rețeaua electrică.
Printre dezavantaje se pot menționa: i) investiția inițială ridicată pentru infrastructură și dezvoltarea amplasamentului, ii) limitări geografice, deoarece sunt necesare caracteristici specifice ale terenului, iii) timp de construcție îndelungat, cu un timp de aprobare la fel de îndelungat, iv) impact semnificativ asupra mediului, v) flexibilitate limitată dată de constrângerile legate de teren.
Se pot identifica preocupări suplimentare legate de impactul negativ asupra mediului. În primul rând, cerințele de umplere a terenurilor pot duce la strămutarea populației și/sau la defrișări masive. În al doilea rând, aceste proiecte au un impact asupra biodiversității subalpine și alpine prin multiple căi: proliferarea florei exotice, pierderea habitatului din cauza defrișării vegetației, modificarea hidrologiei peisajului și reducerea calității apei. Un cost total indicativ de dezvoltare pentru instalațiile PHES de mari dimensiuni (putere de vârf de 1,28 GW) ajunge la 1810 €/kW și 101,7 €/kWh, în timp ce pentru instalațiile PHES de mici dimensiuni (putere de vârf de 116 MW) acest cost este de 4 384 €/kW și 439 €/kWh. Cu toate acestea, aceste costuri sunt foarte variabile, în funcție de factori precum dimensiunea proiectului, locația, terenul, autorizațiile și conectarea la rețea, potrivit EPG.
La nivelul UE, în 2023 existau 46 GW de capacități PHES instalate, în principal în regiuni montane din țări precum Italia (7,2 GW), Franța (7,1 GW), Germania (6,5 GW), Spania (6,4 GW) și Austria (5,8 GW) (UE – JRC, 2023). Cea mai mare instalație PHES din lume este stația de stocare prin pompare Bath County, din Virginia, SUA, cu o putere nominală de 3 GW. Stația a fost finalizată în 1985. Cea mai mare instalație PHES din Europa este barajul Grand’Maison, din Franța, cu o putere de 1,8 GW, pusă în funcțiune tot în 1985. (Engineering New-Record, 2018).
În ceea ce privește capacitatea de stocare hidroelectrică prin pompare (PHES), în România sunt disponibile în prezent 291,5 MW, toate deținute și operate de Hidroelectrica, din care doar 91,5 MW sunt operate în modul PHES , potrivit EPG.
Capacitățile PHES din România sunt:
- 200 MW – Centrala hidroelectrică Ipotești – Izbiceni (județul Olt), care cuprinde cinci centrale hidroelectrice pe cursul inferior al râului Olt (Ipotești, Drăgănești, Frunzaru, Rusănești și Izbiceni). Deși cele cinci centrale au fost renovate între 2011 și 2014, caracteristicile lor operaționale nu permit o exploatare rentabilă în modul de pompare, potrivit Hidroelectrica. Rentabilitatea va fi atinsă odată cu punerea în funcțiune a centralei hidroelectrice Islaz în 2030 (conform NECP românesc). Centrala Islaz va introduce o capacitate suplimentară de 13,2 MW de PHES (două module de câte 6,6 MW fiecare).
- 61,5 MW – Centrala hidroelectrică Lotru (județul Vâlcea). Construită între 1977 și 1978, aceasta conține trei stații PHES cu circuit deschis: Petrimanu – 31,5 MW, Jidoaia – 21 MW și Lotru-Aval – 9 MW (Hidroelectrica, 2024a). • 20 MW – Stația PHES Gâlceag (județul Alba). Operațională din 2023, instalația are două module de 10 MW și transferă apa din lacul Cugir în lacul Oașa.
- 10 MW – PHES Săcuieu (județul Cluj), operațională din 1991.
Există perspective pentru dezvoltarea a opt instalații PHES suplimentare în România. Două proiecte se remarcă, până în prezent, prin amploarea și publicitatea lor:
- Tarnița-Lăpuștești, cel mai discutat proiect, cu o capacitate instalată totală de 1.000 MW (36.660 MWh) în patru grupuri reversibile de 250 MW. Eficiența globală a centralei este estimată la 76% (Comisia Națională de Strategie și Prognoză, 2019). Deși proiectul a fost conceput înainte de 1989 și a avansat din punct de vedere administrativ între 2008-În 2010, nu s-au înregistrat progrese concrete. Proiectul se confruntă cu provocări semnificative, legate în principal de costurile inițiale ridicate, de inconsistența politică care duce la scăderea încrederii investitorilor, de provocările legate de rețeaua electrică și de mediu etc.
- Frasin-Pângărați (județul Neamț), un proiect cu o capacitate totală de 314 MW, constând în două unități reversibile (157 MW fiecare). La începutul anului 2025, proiectul era în fază incipientă – se aflau în curs procedurile de eliberare a certificatelor de mediu și de achiziție a terenurilor. Nu este indicată o dată clară pentru finalizare.
| Știri BVB