Compania nu a fost victima unei negocieri prost făcute, ci o societate aflată în pragul insolvenței încă de la finalul anului 2019, salvată printr-un plan finanțat și fundamentat tehnic, a cărui vulnerabilitate a apărut ulterior, în etapa de implementare a investițiilor.
Dezbaterea din vara anului 2026 amestecă frecvent instrumente juridice distincte: Planul de restructurare aprobat de Bruxelles prin Decizia (UE) 2022/1920, jaloanele PNRR, cadrul de decarbonizare din OUG 108/2022 și, cel mai recent, legea votată de Parlament la începutul lunii august, care condiționează retragerea capacităților pe cărbune de existența unor capacități noi care să le înlocuiască. Fără o separare corectă a acestor niveluri, orice concluzie privind responsabilitățile rămâne aproximativă.
La finalul lui 2019, 46 de furnizori puteau cere insolvența companiei
Puțini își mai amintesc astăzi situația în care se afla CE Oltenia la sfârșitul anului 2019. Creșterea puternică a prețului certificatelor de emisii de CO2 transformase costurile companiei într-o povară imposibil de susținut, iar modelul economic pe care fusese construită societatea nu mai putea funcționa în noile condiții ale pieței europene a certificatelor. Compania intrase într-o criză severă de lichiditate, neputând să își achite nici obligațiile curente, nici costurile generate de certificate.
Acest lucru nu rezultă dintr-o analiză politică, ci chiar din Decizia (UE) 2022/1920 a Comisiei Europene. Considerentul (22) al deciziei arată că CE Oltenia îndeplinea, încă de la sfârșitul anului 2019, criteriile prevăzute în dreptul intern pentru a face obiectul unei proceduri colective de insolvență la cererea creditorilor: la data deciziei privind ajutorul pentru salvare, 46 de furnizori ai companiei ar fi putut solicita deschiderea procedurii de insolvență, iar societatea nu avea capacitatea de a rambursa împrumutul pentru salvare plus dobânda aferentă. În lipsa unui plan de restructurare notificat Comisiei, CE Oltenia intra automat în lichidare, în temeiul dreptului intern.
Constatările schimbă fundamental perspectiva asupra întregii dezbateri: în 2020, România nu avea de ales între continuarea activității neschimbate și restructurare. Avea de ales între restructurare și faliment. Statul trebuia să atingă simultan trei obiective dificile — salvarea unei companii strategice, respectarea normelor europene privind ajutorul de stat și menținerea siguranței Sistemului Electroenergetic Național (SEN).
Un pachet de 2,66 miliarde euro, aprobat condiționat de Bruxelles
Pornind de la concluzia că CE Oltenia nu mai putea supraviețui fără intervenția statului, România a construit unul dintre cele mai complexe dosare de ajutor de stat negociate vreodată cu Comisia Europeană. Obiectivul nu era o subvenție permanentă pentru acoperirea pierderilor — un asemenea sprijin nu ar fi fost compatibil cu regulile europene —, ci salvarea societății printr-o restructurare profundă, capabilă să îi restabilească viabilitatea.
Planul avea cinci componente majore: asigurarea resurselor pentru certificatele de CO2, recapitalizarea și restructurarea financiară, investiții în capacități noi, utilizarea Fondului pentru Modernizare și retragerea treptată a activelor vechi pe lignit. Conform considerentului (72) din decizie, noile capacități urmau să însumeze circa 2.060 MW: 1.325 MW în două centrale pe gaze naturale — 850 MW la Ișalnița și 475 MW la Turceni —, 735 MW în parcuri fotovoltaice și 9,9 MW la microhidrocentrală. Aceste investiții reprezentau coloana vertebrală a restructurării: ele trebuiau să transforme CE Oltenia dintr-o companie dependentă aproape exclusiv de lignit într-un producător mai flexibil, mai puțin expus costurilor CO2.
Prin articolul 1 al Deciziei (UE) 2022/1920, Executivul UE a declarat compatibil cu piața internă un ajutor în valoare totală de 2.658,1 milioane euro (circa 13,15 miliarde lei), sub rezerva respectării condițiilor din articolul 2. Structura pachetului, descrisă la considerentul (27), cuprindea un grant de 1.090 milioane euro, o garanție de stat pentru un împrumut de 195,8 milioane euro, o injecție de capital de până la 226 milioane euro, transformarea în grant a împrumutului pentru salvare (circa 251 milioane euro) și 895,3 milioane euro din Fondul pentru Modernizare.
În mandatul administrației Ministerului Energiei din perioada 2019-2023 nu a fost obținută doar aprobarea unui document. Au fost asigurate instrumentele financiare pentru evitarea colapsului, plata certificatelor de emisii, capitalizarea companiei și finanțarea noilor investiții. Nu întreaga sumă a fost virată simultan: decizia arată, la considerentul (80), că din pachetul total, 492 milioane euro erau deja acordate la data aprobării — 251 milioane euro ca ajutor pentru salvare și 241 milioane euro pentru certificatele de CO2 aferente anului 2020. Pachetul a fost însă autorizat integral, iar sumele urgente fuseseră deja puse la dispoziție.
Transelectrica: minimum 1.500 MW pe lignit, până la apariția efectivă a gazelor
Planul nu a fost construit doar pe criterii financiare sau climatice, ci și pe adecvanța SEN. La momentul respectiv, CE Oltenia dispunea de peste 3.000 MW instalați. Operatorul de transport și de sistem nu a cerut păstrarea întregului parc pe lignit, dar nici nu a considerat posibilă retragerea lui rapidă și necondiționată.
Considerentul (14) al deciziei descrie analiza Transelectrica din mai 2021 privind scenariul închiderii totale a capacităților CE Oltenia în 2022: SEN ar fi avut o problemă majoră de adecvanță, nemaidispunând de resursele necesare pentru a acoperi consumul național, chiar și la utilizarea maximă a capacității de import transfrontalier.
Considerentul (62) merge mai departe: pentru asigurarea unui nivel acceptabil de securitate energetică națională și regională în perioada 2021-2025, Transelectrica a stabilit că era necesar ca, până în 2030, să se mențină în exploatare comercială cel puțin 1.500 MW în centralele pe lignit existente ale CE Oltenia, iar dezafectarea acestora necesita creșterea concomitentă a puterii instalate în centrale pe gaze naturale. Cele două proiecte CCGT, de 850 MW la Ișalnița și 475 MW la Turceni, ar fi adus, conform aceluiași considerent, un plus de circa 4,4 TWh anual în sistem.
Concluzia tehnică era echilibrată: nu trebuiau menținute toate grupurile, dar minimum 1.500 MW pe lignit erau necesari până la apariția efectivă a noilor capacități pe gaze. Pe baza deciziei nu se poate afirma că Transelectrica a avizat formal fiecare element economic și corporativ al planului; se poate afirma însă fără echivoc că operatorul a validat tehnic premisa energetică fundamentală — înlocuire etapizată, nu închidere bruscă.
Ajutorul, retragerile și investițiile au fost aprobate împreună
Pentru a înțelege obligațiile României trebuie separată motivarea deciziei de partea sa obligatorie. Considerentele explică situația financiară și raționamentul tehnic; articolele 1 și 2 stabilesc obligațiile juridice. Articolul 1 aprobă ajutorul, dar precizează că acesta este compatibil cu piața internă numai sub rezerva îndeplinirii condițiilor din articolul 2. Ajutorul nu a fost acordat independent de restructurare, ci tocmai pentru implementarea integrală a planului.
Articolul 2 alineatul (1) obligă România să asigure implementarea măsurilor de restructurare și a celor de limitare a denaturării concurenței, iar litera (a) leagă, în aceeași arhitectură, închiderea sau conservarea temporară ca rezervă a capacităților pe lignit și lansarea noilor capacități de producție între 2023 și 2026. Comisia nu a aprobat, deci, doar un calendar de retrageri, ci un proces în care retragerea activelor vechi și dezvoltarea investițiilor noi erau componente complementare.
Un detaliu important pentru analiza responsabilității: articolul 2 alineatul (3) impune României rapoarte semestriale privind plățile, contribuția proprie, respectarea condițiilor, abaterile de la traiectoria financiară și operațională și măsurile corective. După aprobarea planului, administrația nu trebuia doar să observe întârzierile, ci să le identifice rapid, să le raporteze și să adopte măsuri corective.
PNRR nu a fost planul de restructurare al CE Oltenia
În dezbaterea publică, Planul de restructurare și PNRR sunt adesea prezentate ca și cum ar fi același document. Nu sunt. Planul de restructurare era un dosar de ajutor de stat pentru salvarea unei companii aflate în pragul insolvenței — sprijin financiar, certificate, capitalizare, investiții în gaze și regenerabile, revenire la viabilitate. PNRR era un program național mult mai larg, care, în domeniul energetic, a preluat în principal o parte din calendarul retragerii unor capacități pe lignit și huilă și adoptarea cadrului legislativ de decarbonizare.
Chiar decizia Comisiei, la considerentul (74), avertizează explicit că elementele planului de restructurare privind capacitățile dezafectate în perioada 2023-2025 sunt exemple furnizate fără a aduce atingere conținutului PNRR și nu pot fi interpretate ca modificând jaloanele și țintele stabilite în acesta. Cu alte cuvinte, Bruxelles-ul a tratat cele două instrumente ca distincte încă de la momentul aprobării.
PNRR nu a creat dificultățile financiare ale CE Oltenia, nu a creat nevoia de restructurare și nu a negociat pachetul de 2.658,1 milioane euro. Compania avea nevoie de restructurare indiferent de PNRR, pentru că riscul de insolvență exista de la sfârșitul lui 2019. Afirmația că întreaga situație actuală este rezultatul unei negocieri greșite a PNRR ignoră această cronologie și confundă două instrumente juridice distincte.
Plasa de siguranță de 660 MW, aproape absentă din dezbatere
Un element rar discutat public este existența unei plase juridice de siguranță pentru primele capacități prevăzute pentru retragere. Articolul 4 alineatul (3) din OUG 108/2022 a permis ca 660 MW de capacități pe lignit să fie trecuți în conservare până la sfârșitul anului 2025, cu posibilitatea de a fi scoși din conservare și activați prin ordin al ministrului Energiei, numai la solicitarea Transelectrica. Odată activați, acești MW rămâneau în afara pieței și puteau fi dispecerizați numai dacă operatorul de sistem risca să își epuizeze resursele de echilibrare.
Era o rezervă de ultimă instanță: capacitățile puteau fi contabilizate în procesul de decarbonizare fără a fi eliminate fizic înainte de finalul perioadei de tranziție. Mecanismul confirmă că arhitectura negociată nu urmărea o închidere brutală — exista o perioadă de tranziție, un rol decisiv al Transelectrica și posibilitatea reactivării în caz de necesitate. Este exact tipul de instrument pe care Guvernul îl folosește în vara lui 2026 pentru menținerea unor capacități pe cărbune ca rezervă de sistem, în contextul secetei severe și al scăderii debitului Dunării.
Iunie 2023: se încheie negocierea, începe implementarea
În iunie 2023, procesul de negociere cu Comisia era, în esență, încheiat. CE Oltenia fusese salvată de riscul imediat al insolvenței, planul fusese aprobat, ajutorul de 2.658,1 milioane euro autorizat, finanțarea certificatelor de CO2 asigurată, Fondul pentru Modernizare integrat în arhitectura financiară, investițiile definite, societățile de proiect constituite, iar cadrul juridic — inclusiv mecanismul de siguranță pentru 660 MW — adoptat. Analiza Transelectrica stabilise necesitatea nucleului de minimum 1.500 MW pe lignit până la intrarea în funcțiune a noilor centrale pe gaze.
Din vara lui 2023, provocarea României nu mai era diplomatică, ci administrativă și contractuală: proceduri de achiziție, autorizări, finanțare, contractare, coordonarea partenerilor și execuția investițiilor. Negocierea nu construiește centrale; negocierea creează condițiile pentru construirea lor. Din acel moment începea responsabilitatea efectivă a implementării.
Unde s-a rupt planul
Privind retrospectiv, planul nu a evoluat în ritmul în care fusese conceput. Au apărut întârzieri în proceduri, decalaje ale proiectelor, creșteri de costuri, dificultăți în lanțurile de aprovizionare și o disponibilitate redusă a contractorilor pentru proiecte energetice complexe. Licitațiile EPC pentru cele două centrale pe gaze au fost anulate în mod repetat din lipsă de ofertanți — prima procedură pentru Ișalnița în noiembrie 2024, a doua în ianuarie 2026 —, după cum a relatat pe larg Profit.ro.
Războiul din Ucraina, inflația și schimbările pieței au afectat, într-adevăr, investițiile, iar aceste circumstanțe trebuie recunoscute. Dar ele aparțin etapei de implementare și nu schimbă logica planului aprobat în 2022: nu schimbă situația de prefaliment a companiei, concluziile Transelectrica, necesitatea restructurării sau faptul că planul era construit pe înlocuirea treptată a lignitului. Un plan poate fi corect conceput și totuși prost implementat — confuzia dintre aceste două etape a alimentat o mare parte a dezbaterii publice.
Renegocierea: consecința întârzierilor, nu dovada că salvarea a fost greșită
Întârzierile acumulate au făcut necesară adaptarea planului la realitatea tehnică și economică. În decembrie 2025, România a notificat Comisiei un plan de restructurare modificat, care prevede majorarea ajutorului de la 2.658,1 milioane euro la 2.860 milioane euro și prelungirea perioadei de restructurare cu trei ani, până la sfârșitul lui 2029. În februarie 2026, Executivul de la Bruxelles a deschis o investigație aprofundată privind planul modificat, arătând că are îndoieli cu privire la compatibilitatea acestuia cu cerințele Orientărilor privind ajutoarele de stat pentru salvarea și restructurarea întreprinderilor nefinanciare aflate în dificultate.
Renegocierea nu înseamnă că diagnosticul din 2022 a fost greșit — CE Oltenia era în pragul insolvenței, iar continuarea activității fără ajutor și restructurare nu era o alternativă realistă. Ea confirmă însă existența unor întârzieri semnificative față de configurația și calendarul inițiale: nu demonstrează că salvarea companiei a fost o eroare, ci că planul nu a fost implementat în ritmul pentru care fusese aprobat.
Un element central pentru dezbaterea actuală, rar discutat public, privește chiar conținutul planului modificat: din informațiile publice rezultă că o parte din centralele pe gaze prevăzute inițial ca înlocuitori ai lignitului ar urma să fie substituite cu capacități de stocare. Aceasta modifică fundamental logica înlocuirii producției de bandă asumată în 2022 și ridică întrebări legitime privind adecvanța SEN în contextul unor secete severe precum cea din vara lui 2026, când producția hidro scade, iar importurile din regiune devin nesigure.
România trebuie să demonstreze din nou Comisiei că varianta actualizată restabilește viabilitatea pe termen lung, protejează adecvanța sistemului, continuă reducerea emisiilor, nu denaturează suplimentar concurența și nu transformă ajutorul de restructurare într-un sprijin permanent pentru o companie rămasă dependentă de lignit. Modificările substanțiale nu pot fi făcute unilateral — ele trebuie notificate, analizate și aprobate. Recuperarea ajutorului nu este un efect automat și nici primul pas procedural, dar reprezintă un risc juridic real în scenariul în care România nu poate demonstra că noua arhitectură îndeplinește obiectivele restructurării. De aceea, renegocierea trebuie făcută cu competență, discreție și coordonare deplină între Ministerul Energiei, CE Oltenia, Transelectrica, MIPE, Ministerul Finanțelor și reprezentanții României în dialogul cu Comisia.
Ce a votat Parlamentul și cele cinci vulnerabilități ale noii reguli
La 4-5 august 2026, Senatul a adoptat proiectul care modifică OUG 108/2022, introducând principiul potrivit căruia capacitățile pe lignit și huilă disponibile la finalul anului 2021 nu ar trebui scoase din exploatare înainte ca în SEN să fie instalate, racordate și puse în funcțiune comercială capacități noi care să le înlocuiască. Privit din perspectiva securității energetice, principiul este firesc și confirmă chiar filosofia planului din 2022 — aceeași logică pe care Comisia o consacrase în articolul 2 litera (a) din decizie. Forma votată prezintă însă vulnerabilități serioase.
Prima este conflictul potențial dintre condiția existenței înlocuitorului și termenul final de decarbonizare: dacă investițiile nu sunt finalizate la timp, legea poate impune simultan ca grupul să nu fie retras și ca termenul final să fie respectat.
A doua este definiția insuficientă a noțiunii de capacitate similară. Echivalența nu poate fi stabilită doar prin MW instalați sau producție medie anuală — trebuie evaluate puterea fermă, durata de funcționare, flexibilitatea, serviciile de sistem, amplasarea în rețea și disponibilitatea la vârf. Este exact problema tehnică ridicată de substituirea centralelor pe gaze cu stocare în planul modificat: MW-ii de stocare nu sunt echivalenți cu MW-ii de producție de bandă.
A treia este riscul unei prelungiri fără termen real: într-un sistem administrativ care implementează greu investiții mari, condiționarea retragerii de finalizarea investițiilor poate transforma întârzierea administrativă într-o justificare pentru menținerea cărbunelui sine die.
A patra vulnerabilitate este raportul cu PNRR — o lege internă nu poate modifica unilateral jaloanele europene; dacă noua regulă împiedică retragerile asumate, România trebuie fie să demonstreze compatibilitatea, fie să renegocieze formal obligațiile. A cincea este raportul cu decizia de ajutor de stat: o lege care împiedică aplicarea angajamentelor din plan poate fi percepută ca o modificare unilaterală a condițiilor în baza cărora ajutorul a fost aprobat, cu atât mai mult în plină investigație aprofundată a Comisiei.
O formulare mai sigură ar fi trebuit să prevadă un studiu de adecvanță Transelectrica, o perioadă strict determinată, un calendar executoriu al investițiilor, raportare periodică, criterii tehnice clare și respectarea expresă a PNRR și a deciziilor Comisiei privind ajutorul de stat.
Adevărata întrebare a dezbaterii
Istoria CE Oltenia nu începe cu PNRR, ci la sfârșitul anului 2019, când compania se afla, juridic și financiar, în pragul insolvenței. În mandatul administrației 2019-2023 a fost negociată salvarea, a fost obținută aprobarea Comisiei pentru pachetul de 2.658,1 milioane euro, au fost asigurate sumele urgente pentru certificate și a fost construită arhitectura financiară și investițională a transformării, inclusiv plasa de siguranță de 660 MW din OUG 108/2022. Transelectrica a arătat că România nu avea nevoie de întregul parc pe lignit, dar avea nevoie de cel puțin 1.500 MW până la creșterea concomitentă a capacității pe gaze. Din iunie 2023, provocarea principală a devenit implementarea — iar contractele nu au fost semnate la timp.
Legea votată de Parlament în august 2026 confirmă principiul fundamental al planului din 2022: România nu trebuie să retragă producția necesară sistemului fără să construiască înlocuitori. Dar legea nu poate substitui investițiile și nu trebuie să transforme întârzierea lor într-o justificare pentru menținerea cărbunelui pe termen nedefinit. Soluția responsabilă rămâne sincronizarea investițiilor cu retragerile, pe baza adecvanței SEN și în cadrul obligațiilor europene renegociate și aprobate transparent.
Adevărata întrebare a acestei dezbateri nu este cine a negociat PNRR, ci de ce, după ce CE Oltenia a fost salvată, planul aprobat și banii asigurați, investițiile nu au fost transformate în capacități energetice funcționale la termenele asumate — și cine avea, la fiecare moment, competența juridică să o facă.
Tănase Stamule este conferențiar universitar doctor și decan al Facultății de Administrarea Afacerilor cu predare în limbi străine (FABIZ) din cadrul Academiei de Studii Economice din București, unde predă cursuri de managementul afacerilor și management intercultural în limba germană. Doctor în economie al ASE, are peste 15 ani de experiență în management academic, privat și public, fiind consilier de stat pentru afaceri economice la Cancelaria Prim-Ministrului între 2019 și 2021. Sub conducerea sa, FABIZ și-a dublat numărul de studenți și și-a internaționalizat programele, reunind astăzi peste 1.500 de studenți din peste 30 de țări. Este o voce activă în dezbaterea economică publică, cu analize și articole de opinie publicate constant în publicații economice (pe teme precum fiscalitate, deficit bugetar, pensii private și competitivitate), precum și aparitii frecvente în emisiuni economice.
