De ce este preţul mare la energie electrică? Mitul „mai multe regenerabile înseamnă automat energie mai ieftină” este fals.

Creşterea producţiei de energie solară şi eoliană nu garantează scăderea preţului final la consumator. Ea poate reduce preţul în anumite ore, dar poate creşte costul total al sistemului dacă este făcută fără reţele adaptate, stocare, flexibilitate, capacităţi de echilibrare, pieţe lichide, reguli corecte pentru prosumatori, management performant şi coordonare instituţională.

În România se vede deja ruptura dintre „energie ieftină în anumite ore” şi „energie scumpă ca sistem”. Pe PZU, pentru livrarea din 26 aprilie 2026, OPCOM afişa preţ mediu de 36,63 euro/MWh, dar cu Peak -21,28 euro/MWh şi Off-Peak 94,54 euro/MWh. Aceasta este imaginea perfectă a sistemului dezechilibrat: preţuri foarte mici sau negative într-un interval şi preţuri mari per total.

Cauzele preţurilor mari la energie electrică în România şi influenţa acestora

1. ATR-urile blocate administrativ, aduc speculă şi capturare de capacitate, dar deblocarea lor nu vor aduce preţuri mai mici în haosul din energie

Problema ATR-urilor nu este doar tehnică. Este şi instituţională. Dacă o reţea are, să zicem, 1.000 MW capacitate reală disponibilă într-o zonă, dar sunt emise sau rezervate solicitări de 5.000 MW, apare o piaţă paralelă a „hârtiei” - proiecte imature blochează capacitate, proiecte reale aşteaptă, iar sistemul devine captiv.

Blocajul are la bază regulile ANRE. Aceiaşi arhitecţi ai blocajului nu devin automat credibili, doar pentru că anunţă deblocarea într-o discuţie cu Ministrul Interimar al Energiei. Comportamentul lor i-a compromis. Aşa cum arată lucrurile, pare că „Deblocarea ATR” se doar pentru o redistribuire a rentei către alţi viitori favorizaţi.

Într-un sistem energetic cu multe proiecte solare şi eoliene, problema nu mai este doar cine produce energie, ci cine are dreptul să injecteze energia în reţea. ATR-ul devine o formă de privilegiu economic. Cine obţine capacitate de racordare obţine acces la venituri viitoare. Cine nu obţine, rămâne cu proiecte blocate.

Aici apare o problemă structural, dacă regulile de racordare sunt făcute prost, schimbate des sau capturate de interese, piaţa nu mai este concurenţială. Ea devine o piaţă a accesului administrativ. Nu câştigă neapărat cel mai eficient producător, ci cel care obţine acces la reţea. Asta poate ridica preţul, nu îl reduce.

2. Mai mult solar şi eolian fără reengineering întregului sostem energetic (nu doar electroenergetic) produce dezechilibru, nu ieftinire

Energia solară produce masiv la prânz. Energia eoliană produce când bate vântul. Consumul însă are alte vârfuri: dimineaţa, seara, iarna, în zilele fără soare sau fără vânt.

Asta creează trei efecte:

1. Preţuri foarte mici în orele cu exces de producţie.

2. Preţuri mari în orele de consum mare şi producţia regenerabilă mică.

3. Costuri mai mari pentru centralele clasice, care funcţionează mai puţine ore.

În 2025, media anuală PZU România a fost 108,16 euro/MWh, cu Peak 101,87 euro/MWh şi Off-Peak 114,45 euro/MWh. Preţul mediu a crescut cu 4,49% faţă de anul anterior, deşi regenerabilele au continuat să crească.

Aceasta arată că ideea „mai multe regenerabile = automat preţ mai mic” nu funcţionează în practică.

Exemplu simplificat:

Nu înseamnă că energia solară costă efectiv 667 euro/MWh. Înseamnă că venitul necesar pentru supravieţuirea investiţiei trebuie recuperat din mai puţine ore profitabile. Când orele bune dispar, investitorul cere contracte garantate, CfD, subvenţii, capacitate, dezechilibre compensate sau preţuri mai mari în alte intervale.

Deci afirmaţia „mai mult solar = mai ieftin” este incompletă. Corect este: Mai mult solar fără stocare şi consum flexibil = preţuri foarte mici la prânz, preţuri mari seara şi costuri sistemice mai mari.

3. Centralele pe gaz şi cărbune produc la preţuri mai mari dacă funcţionează mai rar, pentru a lăsa loc regenerabilelor

Centralele dispecerizabile au costuri fixe: personal, mentenanţă, amortizare, taxe, capital, contracte de gaz, rezervă tehnică. Dacă funcţionează mai puţine ore, costul fix se împarte la mai puţini MWh produşi, adică creşte preţul în piaţă.

Formula este: cost/MWh = cost variabil + cost fix anual / MWh produşi anual

Dacă o centrală are costuri fixe de 50 milioane euro/an:

Deci aceeaşi centrală devine „mai scumpă” pe MWh nu pentru că e mai proastă, ci pentru că este chemată doar când nu mai bate vintul sau nu este soare. În acel moment nu mai vinzi „energie”, vinzi siguranţa sistemului.

Asta produce paradoxul mai multe regenerabile pot reduce orele de funcţionare ale centralelor clasice, şi astfel cresc preţul energiei de vârf şi costul de adecvanţă.

4. Canibalizarea preţului regenerabilelor

Regenerabilele se ieftinesc singure în orele în care produc masiv. Dacă toţi producătorii fotovoltaici livrează în aceleaşi ore, preţul se prăbuşeşte exact când ei produc.

Asta înseamnă că parcul fotovoltaic nu vinde la „preţul mediu al pieţei”, ci la preţul specific orelor solare. Acest preţ poate fi mult mai mic decât media zilnică.

Consecinţa este că investiţia fotovoltaică pare ieftină în calcule teoretice, dar devine mai riscantă în piaţă reală. Dacă vinde multe ore la preţ mic, are nevoie fie de contracte garantate, fie de baterii, fie de preţuri mari în alte intervale pentru recuperarea investiţiei.

În România, fenomenul a devenit vizibil prin apariţia preţurilor negative în perioade de producţie solară ridicată. Preţul negativ nu este succes. Este semn că sistemul nu mai poate absorbi eficient energia produsă şi că preţurile trebuie să crească pentru a supravieţui investiţia.

5. Bateriile sunt bune, dar nu sunt magie

Bateriile de 2-4 ore sunt excelente pentru mutarea energiei de la prânz spre seară, reglaj de frecvenţă, reducerea dezechilibrelor şi arbitraj zilnic. Europa accelerează masiv investiţiile în baterii, capacitatea urmând să crească puternic până în 2030, dar estimările industriei arată că necesarul real ar putea fi mult mai mare decât capacitatea planificată.

Dar bateriile nu rezolvă tot. Se impune un mix de stocare, care nu există astăzi ca şi concept în România.

Stocarea prost dimensionată poate scumpi sistemul. Bateria este economică pentru cicluri zilnice. Pentru stocare sezonieră sau multi-zile, costurile cresc drastic şi ai nevoie de alt mix: hidro, pompaj, gaz flexibil, nuclear, demand response, interconexiuni, hidrogen doar acolo unde are sens economic.

6. Prosumatorii, energie ieftină la livrare, energie scumpă la compensare

Prosumatorii produc în principal la prânz, când preţul este mic. Ei consumă adesea seara, dimineaţa sau iarna, când preţul este mai mare. Dacă mecanismul de compensare nu reflectă diferenţa orară de preţ, apare o pierdere economică ascunsă.

Exemplu:

Prosumatorul livrează 1 MWh la prânz, când energia valorează 20 euro/MWh.

Primeşte compensare pentru 1 MWh seara, când energia valorează 120 euro/MWh.

Diferenţa este: 120 - 20 = 100 euro/MWh

Această diferenţă nu dispare. O plăteşte furnizorul, iar apoi o transferă în preţuri, crescându-le.

La final de noiembrie 2025, România avea aproape 290.000 de prosumatori, cu aproximativ 3,35 GW instalaţi.

Aceasta este deja o „centrală virtuală” uriaşă, dar necontrolabilă. Dacă 3,35 GW produc simultan la prânz, pot împinge preţul în jos. Dar seara aceşti MW dispar, iar sistemul trebuie să cumpere energie din alte surse.

Modelul prosumatorilor este vândut politic ca democratizare energetică. Parţial este adevărat. Dar economic, în forma prost reglementată, creează transferuri de cost şi creşteri de preţ.

7. Reţelele aduc costul ascuns al tranziţiei prost proiectate

Reţelele vechi nu au fost proiectate pentru mii de producători mici, fluxuri inverse şi volatilitate mare. Au fost proiectate pentru flux clasic: producător mare → transport → distribuţie → consumator.

Acum sistemul este inversat în multe zone, consumatorul devine producător, satul injectează în reţea, cartierul produce la prânz, iar distribuitorul trebuie să ţină tensiunea în limite. Asta produce, pierderi mai mari, congestii, investiţii urgente, transformatoare suprasolicitate, costuri de echilibrare, costuri cu consmul tehnologic propriu.

Electrica raporta în anul 2025 o creştere a cheltuielilor cu energia cumpărată pentru acoperirea consumului propriu tehnologic, generată de creşterea cu 24% a preţului de achiziţie pentru CPT faţă de 2024. Deci reţeaua nu este un detaliu tehnic. Este un cost major în factură.

8. Piaţă nefuncţională înseamnă concurenţă formală, preţ mare real

O piaţă poate avea furnizori mulţi şi totuşi să nu funcţioneze bine. Concurenţa reală cere: lichiditate, transparenţă, încredere, contracte clare, supraveghere, consumatori mobili, oferte comparabile. Dacă există oferte mai mici, dar consumatorii nu migrează, reducerea nu se vede în facturi. Piaţa rămâne blocată psihologic şi instituţional.

După criza energetică, consumatorii au devenit suspicioşi. Mulţi preferă să stea în contracte vechi, chiar dacă există oferte mai bune, pentru că nu au încredere în furnizori, în stat sau în stabilitatea regulilor.

Deşi astăzi există oferte cu 30-40% mai mici şi ele nu se transformă în facturi mai mici, cauza nu este lipsa de regenerabile. Cauza este piaţa retail nefuncţională, inerţia consumatorilor, lipsa de informare, bariere contractuale şi neîncrederea acumulată.

Asta înseamnă că preţul mare nu mai este doar rezultat economic. Este şi rezultat al neîncrederii.

9. Managementul defectuos al companiilor energetice aduce costuri politice mari în factură

Sectorul energetic românesc este plin de active strategice conduse adesea ca feude politice. Indicatorii de performanţă sunt frecvent formali. AGA, CA, CS şi directoratele au deseori obiective birocratice, nu economice.

Dacă managementul este slab, politizat sau numit pe criterii de influenţă, costul apare în: investiţii întârziate, investiţii greşite, mentenanţă scumpă, contracte proaste, pierderi, litigii, consultanţă inutilă, achiziţii supraevaluate.

Exemplu economic care se repetă de 20 de ani:

O investiţie de reţea de 500 milioane lei care este proiectată/executată prost şi necesită corecţii de 15%, produce un cost suplimentar de: 500 milioane lei × 15% = 75 milioane lei

Aceşti 75 milioane lei nu sunt abstracţi. Ei intră în tarife, amortizări, costuri reglementate sau pierderi suportate indirect de consumatori. Adică sunt cauzatoare de preţuri mari.

Un sector energetic prost condus nu poate livra energie ieftină, indiferent câte panouri solare instalează. În energie, managementul prost nu se vede imediat ca într-un magazin care dă faliment. Se vede peste 5-10 ani, sub formă de tarife mai mari, avarii, congestii, capacitate indisponibilă şi investiţii refăcute şi necesită alşi 5 - 10 ani pentru a reduce influenţa în preţuri mari.

10. Legi care creează costuri. Racordarea „gratuită” înseamnă plătită de altcineva, adică măriri de costuri.

Racordarea gratuită, extinderea gratuită a reţelelor sau facilităţile acordate unor categorii nu sunt gratuite. Ele sunt costuri mutate. Mutate în preţuri mai mari. Dacă un dezvoltator imobiliar primeşte extindere de reţea fără să plătească integral costul real, diferenţa se mută către operatorul de distribuţie, tariful general, consumatorii existenţi, bugetul public.

Exemplu:Un cartier nou are nevoie de lucrări de reţea de 10 milioane lei. Dezvoltatorul plăteşte doar 2 milioane lei.Diferenţa de 8 milioane lei se recuperează din sistem.

Asta înseamnă subvenţie mascată. Nu pentru consumatorul vulnerabil, ci pentru dezvoltare imobiliară.

11. Lipsa integratorului face ca să realizeze investiţiile, să optimizeze costurile şi să reducă preţurile, deoarece fiecare instituţie optimizează doar bucata ei

Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica, Transgaz, distribuitorii, furnizori, OPCOM, Consiliul Concurenţei, Ministerul Finanţelor, SGG, producătorii şi furnizorii operează pe bucăţi. Dar sistemul energetic nu funcţionează pe bucăţi. Funcţionează simultan.

Dacă adaugi 8.000 MW solar fără să ai:

- reţea;

- baterii;

- consum flexibil;

- contracte dinamice;

- capacităţi de echilibrare;

- prognoză;

- reguli pentru prosumatori;

- pieţe forward lichide;

- investiţii în vârf de consum;

nu ai tranziţie energetică. Ai haos energetic scump, ambalat verde.

Sistemul energetic nu poate funcţiona prin fragmente. Dacă fiecare acţionează separat, apar decizii contradictorii:

- se aprobă prosumatori fără reţea,

- se aprobă parcuri fără stocare,

- se modifică reguli fără impact sistemic,

- se dau subvenţii fără calcul de cost total,

- se discută producţie fără consum flexibil.

Rezultatul este un sistem care produce energie ieftină în ore inutile şi energie scumpă în ore critice. Per total preţuri mai mari pentru consumatori.

Mitul „creştem regenerabilele şi scade preţul” este o jumătate de adevăr folosită politic. Regenerabilele pot reduce costul marginal al energiei în anumite ore. Dar factura finală depinde de:

1. costul reţelei;

2. costul echilibrării;

3. costul capacităţilor de rezervă;

4. costul stocării;

5. costul congestiilor;

6. costul managementului prost;

7. costul reglementărilor greşite;

8. costul pieţelor nelichide;

9. costul subvenţiilor încrucişate;

10. costul corupţiei şi al capturării instituţionale.

Energie ieftină nu apare automat dacă mărim capacitatea instalată.

Energie ieftină = producţie potrivită + reţea adecvată + stocare corectă + piaţă lichidă + management competent + reglementare curată.

Fără reforme, preţurile cresc mult; cu reforme, cresc mai puţin sau se stabilizează; abia după amortizarea investiţiilor şi funcţionarea corectă a sistemului, preţurile pot scădea real.

Dumitru Chisăliţă

Preşedinte AEI