Avertisment de la AEI privind criza energetică. România poate ajunge rapid la prețuri mult mai mari dacă deficitul se adâncește

Președintele Asociației Energia Inteligentă (AEI), Dumitru Chisăliță, susține că situația actuală de pe piața energiei din România trebuie înțeleasă prin diferența dintre prețurile de pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) și prețurile contractelor bilaterale pentru următoarele 12 luni. Potrivit analizei, România traversează de aproximativ două săptămâni o criză energetică și are stare de alertă decretată, însă prețurile PZU sunt relativ mici comparativ cu alte perioade în care nu exista o astfel de stare.

Președintele AEI, Dumitru Chisăliță, avertizează că semnalele din piață sunt îngrijorătoare

Analiza explică faptul că PZU nu remunerează gravitatea crizei și nici starea de alertă declarată administrativ, ci stabilește prețul marginal pentru fiecare interval de 15 minute, în funcție de ultima ofertă necesară pentru acoperirea consumului prognozat în ziua următoare. În august 2026 există o criză de siguranță și de adecvanță a sistemului, dar nu s-a produs aceeași criză comercială extremă de ofertă care a apărut în seara de 30 iunie 2026, când a fost atins cel mai mare preț PZU din istoria pieței de energie din România.

AEI compară sfârșitul lunii iunie cu primele două săptămâni din august 2026 și arată diferențe importante. La sfârșitul lui iunie problema a fost un deficit efectiv în anumite ore, în timp ce în august este vorba despre un risc ridicat de deficit și de pierdere suplimentară de capacitate. Prețul maxim PZU a fost de aproximativ 5.321 lei/MWh la sfârșitul lunii iunie, față de vârfuri de circa 2.000-2.200 lei/MWh în august. Media zilei extreme a fost de aproximativ 1.537 lei/MWh în iunie și de aproximativ 1.180 lei/MWh în august. Importurile au fost insuficiente sau foarte scumpe în orele critice de la sfârșitul lui iunie, în timp ce în august au fost mai bine anticipate și contractate. Consumul din august este mai redus, specific perioadei concediilor și opririlor voluntare, iar operatorii au avut timp să pregătească măsuri de intervenție.

Pe 30 iunie 2026, PZU a atins aproximativ 5.321 lei/MWh, iar media zilei a fost de circa 1.537 lei/MWh. În august 2026 există în continuare oscilații mari, iar pentru 5 august prețul a variat între aproximativ 237 și 2.123 lei/MWh, însă orele foarte scumpe sunt compensate de orele ieftine din timpul zilei.

Președintele AEI spune că starea de alertă este în mare măsură o măsură preventivă

Starea de alertă a fost declarată deoarece Unitatea 1 de la Cernavodă era indisponibilă, exista riscul opririi Unității 2, producția hidro era limitată de secetă, România putea pierde suplimentar aproape 20% din producția internă, iar în scenariul opririi celui de-al doilea reactor importurile necesare puteau depăși 2.500 MWh. Analiza subliniază însă că o capacitate aflată în pericol să se oprească nu este același lucru cu o capacitate care lipsește deja din balanța ofertelor PZU, iar starea de alertă este în mare măsură o măsură preventivă.

În seara de 30 iunie 2026 s-au suprapus scăderea rapidă a producției fotovoltaice, consumul ridicat provocat de caniculă, producția hidro redusă, disponibilitatea limitată a capacităților clasice, deficitul regional, congestiile pe interconexiuni, importurile insuficiente pentru egalizarea prețului cu piețele mai ieftine și intrarea în piață a unor oferte foarte scumpe pentru acoperirea ultimilor megawați. Într-o piață marginală, este suficient ca ultimii 100-300 MWh să lipsească pentru ca oferta marginală să urce de la 1.000 la 4.000-5.000 lei/MWh, iar întreaga energie tranzacționată în acel interval să fie plătită la acel nivel.

Criza din august a fost cunoscută și anticipată. După declararea stării de alertă, furnizorii și traderii și-au acoperit mai devreme necesarul, au fost rezervate și utilizate mai atent capacitățile de import, producătorii și-au revizuit disponibilitățile, energia hidro a fost administrată mai prudent, operatorul de transport a pregătit rezerve și măsuri de intervenție, iar o parte dintre consumatorii industriali și-au redus sau deplasat consumul. În plus, riscul politic și operațional a devenit cunoscut de piață, iar aceste măsuri au împiedicat transformarea riscului fizic într-o explozie generalizată a prețului.

Consumul din august este structural mai mic, deoarece multe întreprinderi își reduc activitatea, există concedii colective, consumul comercial scade, iar unele instalații industriale și rafinării funcționează sub capacitate. Diferența dintre un consum orar de vârf de 7.200 MWh și unul de 6.500-6.700 MWh poate elimina din ordinea de merit exact centralele sau ofertele foarte scumpe care ar fi stabilit prețul marginal.

Analiza arată și rolul producției fotovoltaice. În orele însorite, producția internă și regională poate împinge PZU spre câteva sute de lei/MWh, însă după apus prețul poate urca de patru-cinci ori. Problema României nu este neapărat lipsa energiei pe parcursul întregii zile, ci lipsa puterii ferme disponibile în intervalul aproximativ 19:00-23:00.

Importurile nu duc automat la prețuri astronomice

Dacă Bulgaria, Serbia, Ucraina sau piețele central-europene au energie disponibilă la 120-180 euro/MWh și există capacitate de interconexiune, România poate importa fără a atinge 1.000 euro/MWh. Prețul explodează doar când România are nevoie de import, iar vecinii au simultan deficit și interconexiunile sunt saturate. La sfârșitul lui iunie această suprapunere a fost mult mai severă decât în august, când importurile au compensat o parte importantă din deficit, iar Comisia Europeană arăta că nu exista un pericol imediat pentru siguranța alimentării.

AEI concluzionează că în iunie România a avut pentru câteva ore un deficit comercial real, neașteptat și imposibil de acoperit prin importuri ieftine, în timp ce în august are o stare de alertă justificată de vulnerabilitatea sistemului, însă riscul a fost anticipat, consumul este mai mic, importurile au fost mobilizate, iar producția fotovoltaică reduce media zilnică. Starea de alertă măsoară cât de aproape este sistemul de avarie, iar PZU măsoară cât costă ultimul MWh necesar pentru ziua următoare. Prețurile actuale nu ar demonstra că alerta a fost inutilă, ci că măsurile preventive au împiedicat repetarea șocului din 30 iunie 2026, deși o suprapunere între oprirea Unității 2, scăderea fotovoltaicului, consumul ridicat și saturarea importurilor ar putea depăși rapid recordul din iunie.

În același timp, contractele bilaterale pentru următorul an sunt mai scumpe, ceea ce arată că piața nu consideră actualele prețuri PZU sustenabile. PZU reflectă situația de mâine, după reducerea consumului și folosirea măsurilor de urgență, în timp ce contractele bilaterale reflectă riscul cumulat al următoarelor 12 luni, când consumul industrial ar trebui să revină, iar măsurile de avarie nu pot fi menținute permanent.

Dacă PZU se situează temporar la 550-650 lei/MWh, iar contractele pentru un profil apropiat consumului real sunt ofertate la 620-700 lei/MWh, diferența reprezintă o primă pentru riscul de deficit viitor, volatilitatea PZU, profilul orar al consumului, costul echilibrării, riscul de volum, costul finanțării și al garanțiilor, indisponibilitatea capacităților nucleare, hidro, pe cărbune sau gaze și posibilitatea repetării unor intervale de 2.000-5.000 lei/MWh. Furnizorii trebuie să garanteze livrarea în toate cele 8.760 de ore ale anului, inclusiv seara, iarna și în perioadele fără vânt sau soare.

Reducerea consumului din august poate coborî PZU, dar poate crește prețul contractelor viitoare

Reducerea consumului din august poate coborî PZU, dar poate crește prețul contractelor viitoare, deoarece producătorii și traderii știu că marii consumatori industriali nu pot rămâne opriți un an, că economisirea voluntară nu poate substitui permanent capacitățile de producție, că iarna producția fotovoltaică va fi mult mai mică, că hidroproducția poate rămâne redusă și că România poate continua să aibă capacități ferme indisponibile. În plus, Ungaria și Serbia vor concura cu România pentru aceleași importuri, iar limitarea unor capacități pe cărbune va reduce și mai mult rezerva.

Analiza subliniază că media PZU poate ascunde ore foarte scumpe. O medie de 600 lei/MWh poate include 200-300 lei/MWh la prânz, 700-1.000 lei/MWh noaptea, 1.500-2.500 lei/MWh seara și ocazional intervale de peste 5.000 lei/MWh. Un consumator industrial cumpără un profil propriu de consum, nu media abstractă a zilei, iar ofertele de 620-700 lei/MWh pentru un profil apropiat consumului real nu pot fi comparate direct cu media simplă a orelor ieftine.

Contractul bilateral funcționează și ca o protecție împotriva crizei, deoarece cumpărătorul transferă furnizorului riscul ca PZU să ajungă la 1.500 lei/MWh într-o seară, la 3.000 lei/MWh într-o perioadă de deficit sau din nou la peste 5.000 lei/MWh într-un interval critic. Cu cât sistemul este mai vulnerabil, cu atât această primă de risc este mai mare.

AEI arată că piața românească la termen este relativ puțin lichidă. Volumele contractate pentru 2027 au reprezentat anterior doar aproximativ 1% din consumul anual, la prețuri istorice de circa 521-524 lei/MWh. Aceste valori istorice nu descriu automat ofertele actuale, iar când puțini producători sunt dispuși să vândă energie fermă pentru un an întreg și mulți furnizori și consumatori caută protecție, apare o primă de lichiditate care poate ridica ofertele la 620-700 lei/MWh, chiar dacă unele produse OTC lunare apropiate se tranzacționează în jurul valorii de 578-585 lei/MWh.

Analiza concluzionează că prețurile relativ temperate de pe PZU nu înseamnă că piața crede că România a depășit criza. Contractele bilaterale mai scumpe arată că participanții anticipează revenirea industriei, lipsa capacităților ferme, seceta, volatilitatea importurilor și riscul repetării vârfurilor extreme. România a reușit temporar să țină PZU sub control prin reducerea consumului și a activității economice, însă piața bilaterală indică faptul că energia pentru anul următor este mai scumpă tocmai pentru că nimeni nu consideră această soluție una durabilă. Potrivit AEI, actualul nivel PZU este unul conjunctural, obținut prin anticipare, contractare prealabilă și comprimarea consumului, nu prin rezolvarea deficitului structural al sistemului energetic.