Românii plătesc mai mult la energie electrică. Avertismentul lansat de AEI pentru consumatori: Fără reforme, prețurile cresc mult

Prețul mare la energie electrică nu poate fi explicat simplu prin lipsa producției sau prin ideea că mai multe panouri solare și turbine eoliene ar rezolva automat problema. Potrivit explicațiilor oferite de Asociația Energia Inteligentă, creșterea capacităților regenerabile poate reduce prețul în anumite intervale orare, însă nu garantează scăderea facturii finale pentru consumatori.

Dacă extinderea se face fără rețele adaptate, stocare, flexibilitate în consum, capacități de echilibrare, piețe lichide, reguli corecte pentru prosumatori, management eficient și coordonare instituțională, costul total al sistemului poate crește, avertizează Asociația Energia Inteligentă (AEI).

De ce rămâne scumpă energia electrică în România

În România se observă deja diferența dintre energia ieftină în anumite ore și energia scumpă la nivel de sistem. Pe piața pentru ziua următoare, pentru livrarea din 26 aprilie 2026, OPCOM afișa un preț mediu de 36,63 euro/MWh, însă cu Peak de -21,28 euro/MWh și Off-Peak de 94,54 euro/MWh. Imaginea arată un sistem dezechilibrat: prețuri foarte mici sau chiar negative într-un interval și prețuri ridicate per total.

Printre factorii care împing prețurile în sus se numără blocajele la ATR și capacitatea rezervată artificial, canibalizarea producției solare și eoliene, centralele pe gaz și cărbune care funcționează mai puține ore, lipsa stocării adecvate, baterii prost dimensionate, compensarea incorectă a prosumatorilor, rețelele vechi și congestionate, piața nelichidă, managementul ineficient al companiilor energetice, legi populiste, lipsa unei coordonări sistemice, dezechilibrele de prognoză, costurile de rezervă și intervențiile statului.

„Creșterea producției de energie solară și eoliană nu garantează scăderea prețului final la consumator. Ea poate reduce prețul în anumite ore, dar poate crește costul total al sistemului dacă este făcută fără rețele adaptate, stocare, flexibilitate, capacități de echilibrare, piețe lichide, reguli corecte pentru prosumatori, management performant și coordonare instituțională.

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

Nr.	Cauză de cost/pret mare	Mecanism	Impact	Estimare pndere maximă în preț
1	Blocaj ATR / capacitate rezervată artificial	proiecte speculative blochează rețeaua, proiectele mature întârzie	Mare	4%
2	Canibalizarea solar/eolian	preț mic când produc, preț mare când nu produc	Foarte mare	8%
3	Centrale gaz/cărbune cu ore mai puține de functionare urmare a prioritizarii regenerabilelor	costurile fixe se împart pe mai puțini MWh	Foarte mare	13%
4	Lipsă stocare adecvată	dezechilibre, curtailment, prețuri de vârf	Mare	7%
5	Stocare prost dimensionată	baterii prea lungi/scumpe sau amplasate greșit	Medie	3%
6	Prosumatori compensați cantitativ nu valoric	livrează ieftin, primesc scump	Mare	4%
7	Rețele vechi / pierderi / congestii	pierderi tehnologice, investiții tardive, limitări	Foarte mare	17%
8	Piață nelichidă / concurență slabă	prețuri retail rigide, risc mare, contracte slabe	Foarte mare	9%
9	Management ineficient companii energetice	investiții proaste, mentenanță întârziată, politizare	Mare	7%
10	Legi populiste / racordări „gratuite”	costuri transferate în tarife	Mare	4%
11	Lipsă integrator sistemic	investiții necorelate între producție, rețea, consum	Foarte mare	8%
12	Dezechilibre și prognoză slabă	costuri de balansare, abateri producție/consum	Mare	4%
13	Cost de adecvanță / capacitate de rezervă	plata centralelor care stau pregătite	Foarte mare	8%
14	Intervenții stat  / scheme instabile	risc politic inclus în preț	Mare	4%

Într-un sistem dominat de regenerabile, nu mai contează doar cine produce energie, ci cine poate injecta energia în rețea

Problema ATR-urilor nu este doar tehnică, ci și instituțională. Dacă o zonă are 1.000 MW capacitate reală disponibilă, dar sunt rezervate solicitări de 5.000 MW, apare o piață paralelă a dreptului de acces în rețea. Proiectele speculative blochează capacitate, iar investițiile mature întârzie.

Într-un sistem dominat de regenerabile, nu mai contează doar cine produce energie, ci cine poate injecta energia în rețea. ATR-ul devine un privilegiu economic. Dacă regulile sunt prost făcute, schimbate frecvent sau capturate de interese, piața nu mai recompensează eficiența, ci accesul administrativ. Acest lucru poate ridica prețurile.

Formula „mai multe regenerabile = energie mai ieftină” nu funcționează automat

Energia solară produce puternic la prânz, iar eolianul când bate vântul. Consumul are însă alte vârfuri: dimineața, seara, iarna și în zilele fără soare sau fără vânt.

Rezultatul este triplu:

• prețuri foarte mici în orele cu exces de producție;
• prețuri mari în orele de consum ridicat și producție regenerabilă scăzută;
• costuri mai mari pentru centralele clasice, obligate să funcționeze mai puține ore.

În 2025, media anuală PZU România a fost 108,16 euro/MWh, cu Peak de 101,87 euro/MWh și Off-Peak de 114,45 euro/MWh. Prețul mediu a crescut cu 4,49% față de anul anterior, deși regenerabilele au continuat să se extindă.

„Aceasta arată că ideea „mai multe regenerabile = automat preț mai mic” nu funcționează în practică”, subliniază AEI.

Tehnologie	Cost anual fix	Ore utile/an	Cost necesar pe MWh
Parc solar A	1.000.000 €	1.500 h	667 €/MWh pentru recuperarea costului fix
Parc solar B, după canibalizare	1.000.000 €	900 h cu preț acceptabil	1.111 €/MWh echivalent
Centrală pe gaz	10.000.000 €	4.000 h	2.500 €/MWh cost fix
Centrală pe gaz, împinsă afară de solar	10.000.000 €	1.500 h	6.667 €/MWh cost fix

Cum cresc costurile investițiilor

Un parc solar cu cost anual fix de 1 milion euro și 1.500 ore utile pe an are nevoie de un venit echivalent de 667 euro/MWh pentru recuperarea costurilor fixe. Dacă, după apariția canibalizării prețului, rămân doar 900 ore rentabile, necesarul urcă la 1.111 euro/MWh.

La fel, o centrală pe gaz cu costuri fixe de 10 milioane euro și 4.000 ore utile are cost fix echivalent de 2.500 euro/MWh. Dacă este împinsă în afara pieței și funcționează doar 1.500 ore, costul urcă la 6.667 euro/MWh.

Nu înseamnă că acesta este prețul energiei, ci că investițiile trebuie recuperate din mai puține ore profitabile. De aceea apar cereri pentru contracte garantate, subvenții, plăți de capacitate sau prețuri mai mari în alte intervale.

Centralele clasice devin mai scumpe când funcționează mai rar

Centralele dispecerizabile suportă costuri fixe cu personalul, mentenanța, amortizarea, taxele, contractele de gaz și rezerva tehnică. Dacă sunt chemate mai rar, costurile se împart la mai puțină energie produsă.

Pentru o centrală cu 50 milioane euro costuri fixe anuale:

• la 5.000 ore funcționare și 500 MW produce 2,5 milioane MWh, iar costul fix este 20 euro/MWh;
• la 2.500 ore costul urcă la 40 euro/MWh;
• la 1.000 ore costul ajunge la 100 euro/MWh.

Aceeași centrală pare mai scumpă nu pentru că este ineficientă, ci pentru că este utilizată doar când nu bate vântul sau nu există soare. În acel moment vinde siguranță de sistem.

Când mulți producători fotovoltaici livrează simultan, prețul se prăbușește exact în orele lor de producție

Când mulți producători fotovoltaici livrează simultan, prețul se prăbușește exact în orele lor de producție. Astfel, parcurile solare nu vând la media pieței, ci la prețurile foarte mici ale intervalelor solare.

În România fenomenul a devenit vizibil prin apariția prețurilor negative în perioadele cu producție solară ridicată. Acesta nu este un succes economic, ci semnul că sistemul nu poate absorbi eficient energia produsă.

Bateriile nu rezolvă stocarea sezonieră sau pe mai multe zile

Bateriile de 2-4 ore sunt eficiente pentru mutarea energiei de la prânz spre seară, reglaj de frecvență, reducerea dezechilibrelor și arbitraj zilnic. Europa accelerează investițiile în acest domeniu, însă necesarul real poate depăși planurile actuale.

Problema este că bateriile nu rezolvă stocarea sezonieră sau pe mai multe zile. Pentru acestea este nevoie de un mix format din hidro, pompaj, gaz flexibil, nuclear, demand response, interconexiuni și hidrogen acolo unde are sens economic. România nu are încă o strategie coerentă în acest sens.

Prosumatorii produc mai ales la prânz, când prețul este mic, și consumă frecvent seara sau iarna

Prosumatorii produc mai ales la prânz, când prețul este mic, și consumă frecvent seara sau iarna, când energia este mai scumpă. Dacă sistemul de compensare nu ține cont de diferențele orare de preț, apare o pierdere economică.

Exemplul este simplu: un prosumator livrează 1 MWh la prânz când energia valorează 20 euro/MWh și primește compensare pentru 1 MWh seara când energia valorează 120 euro/MWh. Diferența de 100 euro/MWh este suportată inițial de furnizor și ulterior transferată în prețuri.

La final de noiembrie 2025, România avea aproape 290.000 de prosumatori și circa 3,35 GW instalați, echivalentul unei centrale virtuale uriașe, dar necontrolabile.

Rețelele au fost proiectate pentru flux clasic

Rețelele au fost proiectate pentru flux clasic: producător mare, transport, distribuție, consumator. Astăzi, consumatorul devine producător, apar fluxuri inverse, tensiuni fluctuante și congestii.

Acest lucru generează pierderi tehnologice, investiții urgente, transformatoare suprasolicitate și costuri mai mari cu consumul tehnologic propriu.

Electrica a raportat în 2025 o creștere a cheltuielilor cu energia cumpărată pentru CPT, determinată de majorarea cu 24% a prețului de achiziție față de 2024.

Chiar dacă există mulți furnizori, piața poate funcționa prost dacă lipsește lichiditatea

Chiar dacă există mulți furnizori, piața poate funcționa prost dacă lipsește lichiditatea, transparența și încrederea. După criza energetică, mulți consumatori au rămas în contracte vechi, deși există oferte cu 30-40% mai mici.

Reducerea nu se vede în facturi din cauza inerției consumatorilor, lipsei de informare, barierelor contractuale și neîncrederii acumulate.

Companiile energetice de stat sunt adesea conduse politic, cu obiective birocratice

Companiile energetice de stat sunt adesea conduse politic, cu obiective birocratice, subliniază AEI. Costurile se văd în investiții întârziate, contracte slabe, mentenanță scumpă, litigii și achiziții supraevaluate.

Un exemplu: o investiție de rețea de 500 milioane lei executată prost și care necesită corecții de 15% produce un cost suplimentar de 75 milioane lei. Aceste sume ajung în tarife și facturi.

Dacă un cartier nou are nevoie de lucrări de rețea de 10 milioane lei, iar dezvoltatorul plătește doar 2 milioane lei, diferența de 8 milioane lei este recuperată din sistem. Practic, costul este mutat către ceilalți consumatori sau către bugetul public.

Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica, Transgaz, distribuitorii, furnizorii, OPCOM, Consiliul Concurenței și alte instituții acționează separat, deși sistemul funcționează simultan.

Dacă se adaugă 8.000 MW solar fără rețea, baterii, consum flexibil, contracte dinamice, capacități de echilibrare, prognoză și piețe forward lichide, rezultatul nu este tranziție energetică, ci haos energetic scump.

Prețul final din factură este influențat de mai mulți factori

Factura finală depinde de costul rețelei, echilibrării, capacităților de rezervă, stocării, congestiilor, managementului, reglementărilor, piețelor nelichide, subvențiilor încrucișate și capturării instituționale. Energie ieftină nu apare automat prin creșterea capacității instalate.

Potrivit sursei menționate, formula reală este: energie ieftină = producție potrivită + rețea adecvată + stocare corectă + piață lichidă + management competent + reglementare curată

„Fără reforme, prețurile cresc mult; cu reforme, cresc mai puțin sau se stabilizează; abia după amortizarea investițiilor și funcționarea corectă a sistemului, prețurile pot scădea real”, a conchis AEI.