Prețul mediu al energiei cu furnizare în ziua de duminică tranzacționate pe OPCOM a fost de 80,65 de euro/MWh, acesta fiind al doilea cel mai mare preț după cel înregistrat în Italia, care a fost de 90,82 de euro/MWh. Prețul pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) au fost totuși în scădere comparativ cu zilele precedente, când am înregistrat și 123,47 de euro/MWh pentru energia livrată vineri, 22 mai. Prețul mediu PZU în România a fost în 2025 de 114,21 de euro/MWh, față de 103,51 de euro/MWh în 2024, potrivit datelor OPCOM. Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), numită și piața spot, este o componentă a pieţei angro de energie electrică pe care se realizează tranzacţii orare ferme cu energie electrică cu livrare în ziua următoare zilei de tranzacţionare. Prețurile mari de pe această piață demonstrează vulnerabilitățile sistemului energetic național.
PZU pune la dispoziţia participanţilor un instrument pentru a realiza echilibrul între portofoliul de contracte bilaterale, prognoza de consum şi disponibilitatea tehnică a unităţilor de producere. Surplusul sau deficitul de energie electrică se poate echilibra prin vânzarea sau cumpărarea ei pe PZU. Această piață este și una de tip speculativ, iar preţurile cresc în anumite momente la niveluri exagerate. În timp ce la noi energia pe această piață are prețuri extrem de mari, totuși, majoritatea țărilor UE înregistrează prețuri foarte mici. De exemplu, prețul mediu al energiei pe PZU cu livrare duminică era de 0,88 de euro/MWh în Finlanda, îm Estonia 1,30 de euro/MWh, în Suedia 17,97 de euro/MWh, iar în Franța 17,39 de euro/MWh. În ceea ce privește vecinii noștri, aici prețurile erau de 78,74 de euro/MWh în Bulgaria, 69,64 de euro/MWh în Ungaria și 76,10 MWh în Serbia.
Orele de vârf de consum pun presiune pe SEN
Analiza datelor OPCOM arată că sistemul energetic românesc (SEN) nu-și poate asigura în multe cazuri consumul de energie electrică în orele de vârf, atunci când nu poate beneficia de aportul fotovoltaicelor. La apariția acestei situații au mai contribuit și avariile produse la unele grupuri energetice, cum ar fi recenta deconectare de la sistem a celor două unități de la Centrala atomoelectrică de la Cernavodă.
„România a ajuns să plătească de aproape șapte ori mai mult pentru energia reimportată seara din Bulgaria decât a încasat pentru cea vândută bulgarilor la prânz, iar aprilie 2026 ar putea rămâne în istorie ca momentul în care s-a văzut limpede că nu mai contează doar cine produce energie, nu contează când produce, ci contează cine controlează flexibilitatea și aici țara vecină începe să câștige”, arăta recent președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI), Dumitru Chisăliță, într-o analiză a pieței de energie.
Oprirea centralei nucleare crește importurile și prețurile
Unitatea 1 a centralei nucleare de la Cernavodă a fost deconectată pe 10 mai de la rețea (o oprire planificată), în condițiile în care Unitatea 2 fusese oprită mai de mult, din cauza unei defecțiuni. În aceste condiții, cel puțin până la sfârșitul acestei luni centrala nucleară este oprită complet, iar sistemul energetic național pierde o capacitate instalată de 1.400 MW. Lipsa producției de energie în cele două unități, cele mai mari grupuri din sistemul energetic național, se face simțită puternic în perioada în care nu funcționează parcurile fotovoltaice, ceea ce duce la importuri masive de energie electrică. Acest lucru a dus și la o creștere a prețurilor energiei pe PZU în luna mai. După oprirea Unității 1, prețul mediu al energiei electrice din piața pentru ziua următoare de la București ajunsese imediat la 730 de lei/MWh, fiind cel mai mare din Europa. Pe de altă parte, în lipsa apariției unor noi capacități de producție cât mai repede, probleme vor continua să persiste, având în vedere că la anul Unitatea 1 de la Cernavodă va fi oprită pentru mai mult timp, ea urmând să fie supusă unui proces de retehnologizare.
Am ajuns să importăm peste 2.000 MW
O analiză realizată de Asociația Energia Inteligentă (AEI) arăta că în luna aprilie, pe timpul zilei, când producția din surse regenerabile era mare, România exporta energie cu 50 de euro/MWh, în medie, iar seara o importa cu 250 de euro/MWh, de cinci ori mai scumpă. Situația s-ar putea agrava din cauza închiderii reactoarelor nucleare de la Cernavodă. Importurile României au crescut semnificativ din cauza acestui fenomen. Seara, consumul de energie electrică ajunge la 6.850 MW, iar producția - la 4.500 MW. Asta înseamnă o diferență de 2.300 MW pe care România trebuie să o importe pentru a acoperi consumul.
Evoluția prețurilor pe piața spot în 2026 (lei/MWh)
Aprilie 2026 - 486,98 (430,21 aprilie 2025)
Martie 2026 - 535,81 (529,34 martie 2025)
Februarie 2026 - 508,18 (782,31 martie 2025)
Ianuarie 2026 - 766,48 (693,74 ianuarie 2025)
31,65 % din energia consumată anul trecut în România a fost asigurată de pe PZU la un preț mediu de 108,16 euro/MWh (544,98 de lei), în creștere față de 2024, când a fost de 103,61 de euro/MWh (514,96 de lei).
Cum ne influențează piața spot facturile
Scăderea prețurilor PZU este un semnal pozitiv, dar insuficient pentru a reduce imediat facturile consumatorilor. Pentru ca acest lucru să se întâmple, trebuie ca reducerea prețurilor pe piața spot să se manifeste pe o perioadă mai lungă și să tragă în jos prețurile contractelor pe termen lung. Furnizorii au un „coș” de energie format în baza contractelor pe termen lung încheiate, iar impactul în facturi se vede doar pe măsură ce expiră contractele vechi și se încheie altele noi, la prețuri mai mici sau la prețuri mai mari. Astăzi, aproximativ 55% din valoarea facturii pe care o primim reprezintă costul cu energia activă, iar 45% înseamnă tarife reglementate și taxele (tariful de transport, de distribuție, serviciile de sistem, contribuțiile pentru schemele de sprijin, accize și TVA).
Ce recomandă Autoritatea europeană de reglementare
Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER) recomandă o serie de măsuri pentru a reduce riscul unor viitoare perioade de stres asupra sistemului în regiune, după ce în vara anului 2024, Europa de Sud-Est a trecut printr-o perioadă prelungită de creșteri accentuate ale prețurilor la electricitate. Ca răspuns, Comisia Europeană a solicitat ACER să evalueze ce măsuri ar putea ajuta la prevenirea sau atenuarea unor episoade similare în viitor, în întreaga regiune. Analiza a vizat Slovenia, Croația, Ungaria, România, Bulgaria și Grecia, țări afectate de creșteri ale prețurilor la energie. Potrivit raportului ACER publicat săptămâna trecută, pe lista recomandărilor se află:
- Implementarea mai rapidă a tehnologiilor de îmbunătățire a rețelei (precum evaluarea dinamică a liniilor și conductoarele avansate).
- Îmbunătățirea coordonării regionale, inclusiv în ceea ce privește planificarea întreruperilor și acțiunile corective în calculul capacității.
- Continuarea aplicării regulilor UE privind integrarea pieței (cerința minimă de 70% capacitate transfrontalieră, abordarea flow-based în Europa de Sud-Est și de Est, precum și cuplarea piețelor cu țările vecine din afara UE).
- Accelerarea proiectelor de investiții în rețea pentru consolidarea interconectivității Europei de Sud-Est.
- Măsuri pentru creșterea flexibilității sistemului prin eliminarea barierelor de piață pentru participanții mici și susținerea investițiilor în flexibilitate.
Întârzierea proiectelor energetice ale României
-
Cazul Complexului Energetic Oltenia
Deși are planuri ambițioase pentru creșterea capacităților de producție, planurile României în acest domeniu sunt întârziate. De exemplu, pentru Complexul Energetic Oltenia Guvernul a cerut recent Comisiei Europene aprobarea pentru prelungirea cu trei ani a perioadei de restructurare, până la sfârșitul anului 2029 față de 2026 cum fusese stabilit, din cauza întârzierilor în dezafectarea capacităților de lignit și în punerea în funcțiune a noilor capacități de producție, precum și în închiderea carierelor miniere aferente și în reabilitarea unei microhidrocentrale. Reamintim că în luna ianuarie a fost anulată a doua licitație de contractare a lucrărilor de construire a unei centrale pe gaze naturale cu putere instalată de 850 MW la Ișalnița, parte a planului de restructurare și decarbonizare al complexului energetic. Un alt proiect al Complexului Energetic Oltenia este un grup de 475 MW, tot pe gaze, la Turceni, dar și aici se înregistrează întârzieri.
-
Hidroelectrica s-a mutat la tribunal. Ultima lovitură - Răstolnița
Nici la Hidroelectrica lucrurile nu arată prea bine. „Toate proiectele de dezvoltare pe energie hidro sunt blocate de ONG-uri”, a declarat șefului Hidroelectrica, Bogdan Badea. El a explicat că aceste litigii au blocat investiții de peste un miliard de euro, iar echipamentele moderne de sute de milioane de euro, care aparțin statului român, stau degeaba pe șantiere. „Vorbim de proiectul de la Răstolița, de proiectul de la Bumbești-Livezeni, de proiectul de la Nehoiu, vorbim de acțiuni în instanță care vizează suspendarea acordurilor de mediu, suspendarea lucrărilor, suspendarea efectelor hotărârilor de guvern de defrișare și expropriere”, a spus Bogdan Badea. Ultima lovitură a venit pe 22 mai, când Înalta Curte de Casație și Justiție (ÎCCJ) a blocat definitiv defrișarea a peste 30 de hectare de pădure din Munții Călimani pentru realizarea Hidrocentralei Răstolița, după ce Guvernul României și Hidroelectrica au pierdut procesul intentat de organizațiile Comunitatea Declic și Bankwatch România. Proiectul Amenajării Hidroenergetice Răstolița este considerat de autorități ca fiind o investiție strategică de interes național, fiind vorba despre un proiect realizat în proporție de 90%.
-
Sfârșitul anului, noul termen pentru centrala de la Iernut
Deși trebuia să fie gata în 2019, centrala pe gaze de la Iernut de 430 MW nu este gata nici astăzi. „Proiectul a început acum peste 10 ani și ar fi trebuit finalizat în 3 ani. Întârzierea a generat pierderi financiare, probleme legate de investiție și costuri energetice la nivel național. Romgaz va prelua lucrările în calitate de antreprenor general. Extinde caracterul de urgență pe întreaga durată a lucrărilor necesare până la punerea în funcțiune a centralei. Acest lucru permite Romgaz să încheie contracte cu cei aproape 50 de foști subcontractanți ai firmei spaniole Duro Felguera. Compania a abandonat lucrările pentru a doua oară, intrând în faliment. Restul de executat, aproximativ 2%, trebuie finalizat de aceiași subcontractanți, atât pentru continuitatea lucrărilor, cât și pentru menținerea garanțiilor”, a scris Ilie Bolojan, sâmbătă, pe Facebook, după ce Executivul demis a adoptat în ultima sa ședință un memorandum prin care este reconfirmat caracterul de interes public major al proiectului. Termenul pentru intrarea în funcțiune a centralei este acum sfârșitul acestui an.
-
Prelungiri și pentru finalizarea centralei Mintia
Un alt proiect major este construirea centralei pe gaze de la Mintia (1.290 MW). Recent, și aici dezvoltatorul a solicitat prelungirea cu un an a termenului de finalizare a investiției, până la sfârșitul anului 2027. Prelungirea termenului se referă însă doar la instalarea a 190 MW. Într-o solicitare transmisă în noiembrie 2025, dezvoltatorul a cerut oficial prelungirea calendarului investiției, invocând întârzieri administrative și logistice. Compania a susținut că proiectul este realizat în proporție de peste 85%, iar cea mai mare parte a capacității ar urma să fie finalizată în prima parte a anului 2026. Compania Mass Global Energy Rom, deținută de omul de afaceri iordanian Ahmad Ismail Saleh, a cumpărat în 2022 activele fostei termocentrale Mintia și s-a angajat să construiască o nouă unitate energetică de minimum 1.290 MW până la finalul lui 2026. Surse apropiate investitorului spun că și prețul mare la gaze ar fi o problemă pentru companie, existând temeri că investiția nu va fi amortizată, conform preconizărilor inițiale, a scris recent profit.ro.
-
SMR-ul de la Doicești, viitor incert
După ce în ultimii ani autoritățile de la București și-au făcut un obiectiv strategic din construirea unei centrale nucleare de mici dimensiuni la Doicești, acest plan este incert astăzi, după ce premierul demis Ilie Bolojan a ieșit de mai multe ori public să declare că această investiție nu este justificată din perspectiva prețului de producție. Printre altele, Ilie Bolojan a declarat că proiectul reactoarelor de la Doiceşti, iniţiat în parteneriat cu o companie americană, are probleme şi că responsabili pentru gestionarea „păguboasă” a acestei investiţii sunt cei din conducerea societății Nuclearelectrica.