Ar face Tarnița-Lăpuștești bani pe piața României?
Dacă hidrocentrala de 1.000 MW ar fi existat deja în masivul Someșului Cald, cât ar fi câștigat în fiecare zi? Am rulat instalația, interval cu interval, pe prețurile reale de închidere PZU/spot din 2019–2026.
Folosesc mai jos forma scurtă „Tarnița” pentru proiectul complet Tarnița-Lăpuștești. Barajul și lacul Tarnița există și ar fi bazinul inferior; lacul superior Lăpuștești și centrala de pompaj sunt proiectate, dar nu există încă. Parametrii tehnici vechi sunt etichetați „bază istorică de proiectare” — nu sunt neapărat proiectul final EDF/Hidroelectrica.
2026 este an parțial și nu intră în medii.
Ce testează de fapt modelul
- arbitrajul istoric de energie pe PZU
- pierderile de stocare (RTE)
- constrângerile de putere și stocare
- limita superioară cu previziune perfectă
- sensibilități transparente de captură și spread
- economia simplificată de recuperare a capitalului
- optimizarea intrazilnică completă
- veniturile din echilibrare și rezerve
- veniturile din servicii de sistem
- reclearing-ul endogen al pieței românești
- congestiile de rețea și structura de finanțare
- curbele hidraulice, riscul geotehnic, EIA de proiect
Este un model transparent de contrafactual istoric și economie de proiect, nu un studiu de fezabilitate sau un model bancabil de investiție.
Profilul hidraulic al proiectului Tarnița-Lăpuștești
Secțiune schematică prin munte: diferența de nivel de peste 500 de metri dintre platoul Lăpuștești și lacul Tarnița. Datele sunt baza istorică de proiectare.
Câtă energie poate stoca de fapt Tarnița?
În discursul public, Tarnița este descrisă adesea printr-un singur număr: o „baterie de 5 GWh”. Documentația de proiectare nu spune însă acest lucru. Ea vorbește despre patru lucruri diferite, iar amestecarea lor denaturează evaluarea economică.
| Conceptul | Valoarea | Ce înseamnă |
|---|---|---|
| 1. Putere instalată | 1.000 MW | Patru grupuri reversibile de 250 MW (bază istorică de proiectare). |
| 2. Volum util superior | 10 mil. m³ | Volumul util al lacului superior Lăpuștești în proiectarea istorică; nivelul minim de exploatare este de circa 0,35 mil. m³. |
| 3. Criteriul EPDC de 5 ore | 1.000 MW × 5 h | Capabilitate de funcționare continuă documentată. Nu este dovada că există doar cinci ore de volum util. |
| 4. Ciclul săptămânal istoric | umplere/golire săptămânală | Regimul de exploatare proiectat umple și golește lacul pe un tipar săptămânal — nu o baterie zilnică simplă. |
La debitul maxim de turbinare (4 × 53 m³/s), volumul util ar ajunge circa 13 ore. Este o intuiție fizică utilă, nu un rating electric certificat: energia electrică reală depinde de cădere, randament, nivelurile de exploatare și caracteristicile echipamentului final.
Pentru modelul de piață folosim un plafon de stocare derivat transparent din aceste valori — 13.100 MWh echivalent-energie livrabilă — marcat explicit ca parametru simplificat de model, nu ca putere nominală oficială. Valoarea „5 ore” este criteriul de funcționare continuă al EPDC; nu trebuie citită ca dovadă că există doar cinci ore de volum util.
Tributul randamentului: cât costă apa pompată
O hidrocentrală cu pompaj nu produce energie netă; mută energie în timp, cu pierderi. Frecarea apei prin galerii, pierderile din transformatoare și randamentul agregatelor reversibile impun un cost fizic: eficiența de ciclu complet (RTE).
La RTE central de 78,4%, pentru fiecare 1 MWh livrat în vârf trebuie pompați 1,28 MWh în orele ieftine. Dacă Tarnița cumpără cu 30 €/MWh, energia descărcată costă deja 38,3 €/MWh — înainte de orice cost de capital.
Modelul ia în calcul trei cazuri transparente de randament — iar fiecare rezultat al paginii se recalculează când schimbi cazul:
Joacă o zi pe rețeaua României
Preia comanda hidrocentralei Tarnița-Lăpuștești timp de 24 de ore. Fiecare scenariu este o zi reală de livrare, cu prețurile PZU observate atunci — nu o curbă generată. Zilele vechi au rezoluție orară, cele noi au sferturi de oră, exact cum a funcționat piața.
Jocul folosește același model ca backtest-ul istoric: aceeași contabilitate a stocării, același caz RTE selectat și același plafon de 13.100 MWh.
…
……
…
Prețul energiei și programul de funcționare pe parcursul zilei selectate
Apa rămasă stocată la miezul nopții nu primește niciun credit valoric: ziua începe cu lacul gol și se termină cu cel mult 75 MWh rămași (condiție neutră de frontieră).
Rularea Tarniței pe piața reală (2019–2026)
Am simulat cronologic fiecare interval al pieței — 92.852 de observații — cu stocarea reportată de la o zi la alta. Rezultatul principal este limita superioară cu previziune perfectă: cât arbitraj PZU ar fi fost disponibil cu vederea perfectă a trecutului, sub constrângerile declarate. Anul 2026 este parțial (1 ianuarie – 16 septembrie) și nu intră niciodată în medii.
Nu este o estimare de acuratețe a prognozei. Întreabă cât rămâne dacă operatorul captează doar X% din valoarea optimă ex-post.
Sensibilitate de scenariu (marjă × (1 − compresie)), nu o estimare a impactului Tarniței asupra prețurilor de echilibru.
| An | Preț mediu PZU (€) | Spread mediu (€) | Marjă scenariu (€) | Descărcat (TWh) | EFC | Ore negative | Top 10% din venit |
|---|
Marja din tabel aplică scenariul selectat (captură × compresie) peste optimul ex-post. Mediile anuale oficiale OPCOM sunt reproduse de setul de date în toleranța de rotunjire (vezi Metodologie).
Cât venit rămâne neacoperit de piața modelată?
La 27 ianuarie 2026, acționarii Hidroelectrica au aprobat asocierea în proporții egale (50%-50%) cu EDF Power Solutions International pentru dezvoltarea proiectului Tarnița. Este un statut de dezvoltare de proiect — nu o decizie finală de investiție, nu un angajament de construcție, nu un proiect tehnic final aprobat: faza de prefezabilitate (~400.000 €) și studiile până la FID (~30 mil. €) sunt încă înainte.
Întrebarea economică corectă are trei straturi: (A) veniturile comerciale modelate aici — arbitrajul PZU; (B) veniturile potențiale nemodelate — intrazilnic, echilibrare, rezerve, servicii de sistem, contracte de disponibilitate; (C) necesarul anual simplificat de capital + OPEX. Diferența dintre (C) și (A) este necesarul anual de venit rămas neacoperit în model — nu automat o subvenție, nu automat un eșec.
Testul simplificat de recuperare anuală a capitalului
Cât venit anual din afara arbitrajului PZU (echilibrare, rezerve, servicii de sistem, contracte) ar închide necesarul? Glisează pentru a vedea puntea.
Testul anuitizează CAPEX-ul, adaugă OPEX-ul și scade marja PZU din scenariul selectat. Nu include: grafic de trageri, dobânda pe construcție, structura datorie/capital, taxe, amortizare fiscală, refinanțare, conturi de rezervă, depășiri de cost, rampă de punere în funcțiune, contracte de venit sau stiva completă de venituri. Nu este un model bancabil de tip lender-grade.
Cum s-ar putea stabiliza, în principiu, veniturile unei infrastructuri
Secțiune educativă: conceptele de mai jos explică formele prin care infrastructura energetică își stabilizează veniturile în general. Pagina nu proiectează scheme contractuale și nu calculează prețuri de exercitare sau plăți garantate gata de semnat.
Plată de disponibilitate / capacitate. O plată pentru MW disponibili și fermi, indiferent de energia tranzacționată — remunerează existența capacității, nu producția.
Contract pentru diferență (CfD). Un preț de referință față de care diferențele se decontează periodic; designul real (bază de decontare, volume eligibile, alocarea riscului) este o construcție juridică întreagă, nu un număr din LCOS.
Bază de active reglementate (RAB). Activele recunoscute primesc un randament reglementat; riscul de volum și de spread se mută, prin design, către consumatori.
Servicii de sistem: ce știm, ce bănuim, ce cuantificăm
| Serviciu / capabilitate | Statut documentat | Cuantificat în acest model? |
|---|---|---|
| Arbitraj PZU (mutare de energie) | Mecanism documentat al stocării prin pompaj | DA — singurul venit modelat |
| Rezervă secundară / terțiară | Evaluată în studiile istorice de proiectare | NU — niciun venit cuantificat aici |
| Putere reactivă / susținere de tensiune | Capabilitate tehnică în documentația istorică | NU |
| Inerție rotativă | Potențială, în funcție de topologia finală a mașinilor și de constanta de inerție H | NU — nicio valoare de inerție calculată |
| Pornire autonomă (black-start) | Funcție relevantă în documentația istorică; capabilitate potențială dacă este specificată și echipată în proiectul final | NU |
| Reducerea limitărilor regenerabilelor | Efect de sistem plauzibil în unele condiții | NECUANTIFICAT — necesită model de sistem |
| Efectul asupra prețurilor angro | Efect endogen posibil | NEMODELAT — doar sensibilitate la compresie |
Ce ar schimba concluzia?
Patru praguri calculate din matematica modelului, pentru scenariul selectat acum. Fiecare răspunde la întrebarea: cât de mult trebuie să se miște o variabilă pentru ca testul simplificat să se închidă exact?
Cursa stocării: Tarnița vs. parcurile de baterii
În timp ce Tarnița a rămas în faza de studii, pe rețeaua României s-au instalat parcuri de baterii electrochimice (BESS) cu o viteză fără precedent. La 1 septembrie 2026, datele Transelectrica indicau 1.094 MW putere și 2.310 MWh energie (capacitate conectată și în probe de punere în funcțiune).
MW măsoară puterea instantanee, iar MWh măsoară energia livrată în timp. Bateriile din România au o durată medie de circa 2,1 ore; modelul de piață al Tarniței folosește un plafon derivat de 13.100 MWh (≈13,1 ore la 1.000 MW), iar criteriul EPDC cere 5 ore de funcționare continuă.
Frontiera costului nivelat (LCOS)
Ce tehnologie are LCOS modelat mai mic, în funcție de durata de descărcare și de ciclarea anuală. Ambele părți folosesc aceeași rată de actualizare, același preț al energiei de încărcare și aceeași monedă (EUR).
…
Ipoteze: bateria are randament complet AC–AC de 85%, viață de cel mult 15 ani și aproximativ 4.000 de cicluri complete; O&M fix 2,5% din CAPEX (inclusiv augmentare, cadru NREL ATB 2024). Hidrocentrala folosește cazul RTE selectat, viață financiară de 60 de ani și același OPEX ca testul de capital. Costurile bateriei urmează o traiectorie ilustrativă de scădere (vezi inspectorul de ipoteze). LCOS-ul este calculat în acest model — nu este un număr NREL sau BNEF. LCOS nu prețuiește toate serviciile de sistem și nu trebuie citit ca un clasament tehnologic complet.
Laboratorul de incertitudine: 1.000 de scenarii alese de tine
Megaproiectele subterane depășesc sistematic bugetele și termenele. Pragurile deterministe de mai sus arată unde se află echilibrul; laboratorul de mai jos arată cât de des s-ar atinge el în distribuțiile alese de tine. Rezultatul este condiționat de intervalele pe care le setezi — nu este o probabilitate estimată a lumii reale.
Distribuția valorii actualizate nete (VAN) în scenariile tale
Fiecare variabilă este extrasă uniform din intervalul setat de tine. Construcția este eșalonată pe durata de execuție, iar 40 de ani de operare încep după punerea în funcțiune. Seed determinist … — rezultatul inițial e reproductibil; „Reeșantionează” trage alte 1.000 de scenarii.
Ce se construiește de fapt pe Someșul Cald?
Dimensiunea inginerească a Tarniței este adesea eclipsată de calculele financiare. Proiectul istoric implică o intervenție hidrotehnică majoră în Munții Gilăului: puțuri, galerii și o cavernă subterană a agregatelor, cu volume mari de rocă excavată.
Evaluarea strategică de mediu (SEA, 2019) elaborată pentru strategiile energetice naționale a cartografiat o posibilă intersecție a amprentei istorice a proiectului cu două situri din rețeaua europeană Natura 2000:
- ROSCI0263 Valea Ierii și ROSCI0427 Pajiștile de la Liteni–Săvădisla — constatare a unui exercițiu strategic din 2019 asupra unei amprente istorice, nu o concluzie despre proiectul final sau un substitut pentru o evaluare de impact (EIA) și o evaluare adecvată la nivel de proiect, care ar urma.
Apă, niveluri, maluri: ce este documentat și ce trebuie evaluat
CONDIȚIE DOCUMENTATĂ Tarnița se află în cascada Someșului Cald, care susține alimentarea cu apă din aval. Documentația istorică notează necesarul de apă potabilă și industrială din aval și identifică acumularea Gilău ca alimentând stația de tratare a Clujului.
DE EVALUAT Transferurile mari de apă între cele două acumulări ar putea afecta nivelurile de exploatare și, prin ele, turbiditatea, stabilitatea malurilor și agrementul — chestiuni pentru o evaluare hidrologică și de mediu coordonată, nu valori stabilite aici.
NECUANTIFICAT AICI Niciun impact de mediu nu este cuantificat în acest model economic.
Rețeaua pentru care a fost gândită vs. rețeaua în care ar intra
Amplasamentul geografic este neschimbat de jumătate de secol. Însă problema energetică pe care Tarnița trebuia să o rezolve în anii '70 nu mai seamănă deloc cu realitatea pieței de astăzi.
Rețeaua solară cu curba raței și piețe pe 15 minute
Astăzi, noaptea nu mai este singurul moment ieftin. Explozia panourilor fotovoltaice și a prosumatorilor prăbușește prețurile la amiază (frecvent negative), creând o rampă brutală la apusul soarelui. Noua concurență vine de la parcurile modulare de baterii conectate la nodurile de rețea.
Catalogul datelor și ipotezelor
Fiecare număr important al paginii aparține uneia dintre categoriile de mai jos. Apasă pe orice rând (sau pe ⓘ din text) pentru sursă, rol în model și sensibilitate.
| Parametru | Valoare | Statut | Sursă / bază |
|---|
Seria completă de intervale (92.852 de observații) nu este redistribuită din motive de licență a oglinzii de date; manifestul arată cum poate fi reprodusă și validată. Zilele reprezentative și ieșirile anuale sunt derivate publicate cu proveniență.