De ce este prețul mare la energie electrică? Mitul „mai multe regenerabile, energie mai ieftină” este fals

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

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 un 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.

Cauzele prețurilor mari la energia electrică în România și influența acestora

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

Problema ATR-urilor nu este doar tehnică. Este și instituțională. Dacă o rețea are, să zicem, 1.000 MW capacitate reală disponibilă într-o zonă, dar sunt emise sau rezervate solicitări de 5.000 MW, apare o piață paralelă a „hârtiei” - proiecte imature blochează capacitatea, proiectele reale așteaptă, iar sistemul devine captiv.

Blocajul are la bază regulile ANRE. Aceiași arhitecți ai blocajului nu devin automat credibili doar pentru că anunță deblocarea într-o discuție cu ministrul interimar al Energiei. Comportamentul lor i-a compromis. Așa cum arată lucrurile, pare că „deblocarea ATR” se face doar pentru o redistribuire a rentei către alți viitori favorizați.

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

Aici apare o problemă structurală: dacă regulile de racordare sunt făcute prost, schimbate des sau capturate de interese, piața nu mai este concurențială. Ea devine o piață a accesului administrativ. Nu câștigă neapărat cel mai eficient producător, ci cel care obține acces la rețea. Asta poate ridica prețul, nu îl reduce.

 2.    Mai mult solar și eolian fără reengineering-ul întregului sistem 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: dimineața, seara, iarna, în zilele fără soare sau fără vânt.

Asta creează trei efecte:

 1.    Prețuri foarte mici în orele cu exces de producție. 

 2.    Prețuri mari în orele de consum mare și producția regenerabilă mică. 

 3.    Costuri mai mari pentru centralele clasice, care funcționează mai puține ore. 

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

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

Exemplu simplificat:

Nu înseamnă că energia solară costă efectiv 667 €/MWh. Înseamnă că venitul necesar pentru supraviețuirea investiției trebuie recuperat din mai puține ore profitabile. Când orele bune dispar, investitorul cere contracte garantate, CfD, subvenții, capacitate, dezechilibre compensate sau prețuri mai mari în alte intervale.

Deci afirmația „mai mult solar = mai ieftin” este incompletă. Corect este: mai mult solar fără stocare și consum flexibil înseamnă prețuri foarte mici la prânz, prețuri mari seara și costuri sistemice mai mari.

 3.    Centralele pe gaz și cărbune produc la prețuri mai mari dacă funcționează mai rar, pentru a lăsa loc regenerabilelor 

Centralele dispecerizabile au costuri fixe: personal, mentenanță, amortizare, taxe, capital, contracte de gaz, rezervă tehnică. Dacă funcționează mai puține ore, costul fix se împarte la mai puțini MWh produși, adică crește prețul în piață.

Formula este: cost/MWh = cost variabil + cost fix anual / MWh produși anual.

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

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

Asta produce paradoxul: mai multe regenerabile pot reduce orele de funcționare ale centralelor clasice și, astfel, cresc prețul energiei de vârf și costul de adecvanță.

 4.    Canibalizarea prețului regenerabilelor 

Regenerabilele se ieftinesc singure în orele în care produc masiv. Dacă toți producătorii fotovoltaici livrează în aceleași ore, prețul se prăbușește exact când ei produc.

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

Consecința este că investiția fotovoltaică pare ieftină în calcule teoretice, dar devine mai riscantă în piața reală. Dacă vinde multe ore la preț mic, are nevoie fie de contracte garantate, fie de baterii, fie de prețuri mai mari în alte intervale pentru recuperarea investiției.

În România, fenomenul a devenit vizibil prin apariția prețurilor negative în perioade de producție solară ridicată.

Prețul negativ nu este un succes. Este semn că sistemul nu mai poate absorbi eficient energia produsă și că prețurile trebuie să crească pentru a susține investițiile.

 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 frecvență, reducerea dezechilibrelor și arbitraj zilnic. Europa accelerează masiv investițiile 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 și concept în România.
Stocarea prost dimensionată poate scumpi sistemul. Bateria este economică pentru cicluri zilnice. Pentru stocare sezonieră sau pe mai multe zile, costurile cresc drastic și este nevoie de un 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 prețul este mic. Ei consumă adesea seara, dimineața sau iarna, când prețul este mai mare. Dacă mecanismul de compensare nu reflectă diferența orară de preț, apare o pierdere economică ascunsă.

Exemplu:

• Prosumatorul livrează 1 MWh la prânz, când energia valorează 20 euro/MWh.
• Primește compensare pentru 1 MWh seara, când energia valorează 120 euro/MWh.
• Diferența este: 120 - 20 = 100 euro/MWh.

Această diferență nu dispare. O plătește furnizorul, iar apoi o transferă în prețuri, crescându-le.

La finalul lunii noiembrie 2025, România avea aproape 290.000 de prosumatori, cu aproximativ 3,35 GW instalați.
Aceasta este deja o „centrală virtuală” uriașă, dar necontrolabilă. Dacă 3,35 GW produc simultan la prânz, pot împinge prețul în jos. Dar seara acești MW dispar, iar sistemul trebuie să cumpere energie din alte surse.

Modelul prosumatorilor este vândut politic ca democratizare energetică. Parțial este adevărat. Dar, economic, în forma prost reglementată, creează transferuri de cost și creșteri de preț.

 7.    Rețelele aduc costul ascuns al tranziției prost proiectate 

Rețelele vechi nu au fost proiectate pentru mii de producători mici, fluxuri inverse și volatilitate mare. Au fost proiectate pentru fluxul clasic: producător mare → transport → distribuție → consumator.

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

Electrica raporta, în anul 2025, o creștere a cheltuielilor cu energia cumpărată pentru acoperirea consumului propriu tehnologic, generată de creșterea cu 24% a prețului de achiziție pentru CPT față de 2024. Deci rețeaua nu este un detaliu tehnic. Este un cost major în factură.

 8.    Piață nefuncțională înseamnă concurență formală, preț mare real 

O piață poate avea mulți furnizori și totuși să nu funcționeze bine. Concurența reală cere lichiditate, transparență, încredere, contracte clare, supraveghere, consumatori mobili, oferte comparabile. Dacă există oferte mai mici, dar consumatorii nu migrează, reducerea nu se vede în facturi. Piața rămâne blocată psihologic și instituțional.

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

Deși astăzi există oferte cu 30-40% mai mici, ele nu se transformă în facturi mai mici. Cauza nu este lipsa de regenerabile. Cauza este piața de retail nefuncțională, inerția consumatorilor, lipsa de informare, barierele contractuale și neîncrederea acumulată.

Asta înseamnă că prețul mare nu mai este doar rezultat economic. Este și 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 performanță sunt frecvent formali. AGA, CA, CS și directoratele au deseori obiective birocratice, nu economice.

Dacă managementul este slab, politizat sau numit pe criterii de influență, costul apare în investiții întârziate, investiții greșite, mentenanță scumpă, contracte proaste, pierderi, litigii, consultanță inutilă, achiziții supraevaluate.

Exemplu economic care se repetă de 20 de ani:

• O investiție de rețea de 500 milioane lei, proiectată sau executată prost și care necesită corecții de 15%, generează un cost suplimentar de: 500 milioane lei × 15% = 75 milioane lei.
• Acești 75 milioane lei nu sunt abstracți. Ei intră în tarife, amortizări, costuri reglementate sau pierderi suportate indirect de consumatori. Adică generează prețuri mai 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 și investiții refăcute și necesită alți 5-10 ani pentru a reduce influența asupra prețurilor.

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

Racordarea gratuită, extinderea gratuită a rețelelor sau facilitățile acordate unor categorii nu sunt gratuite. Ele sunt costuri mutate în prețuri mai mari. Dacă un dezvoltator imobiliar primește extindere de rețea fără să plătească integral costul real, diferența se mută către operatorul de distribuție, tariful general, consumatorii existenți sau către bugetul public.

Exemplu:

Un cartier nou are nevoie de lucrări de rețea de 10 milioane lei. Dezvoltatorul plătește doar 2 milioane lei. Diferența de 8 milioane lei se recuperează din sistem.

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

 11.    Lipsa integratorului face imposibilă optimizarea sistemului 

Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica, Transgaz, distribuitorii, furnizorii, OPCOM, Consiliul Concurenței, Ministerul Finanțelor, SGG, producătorii și furnizorii operează pe bucăți. Dar sistemul energetic nu funcționează pe bucăți.

Funcționează simultan.

Dacă adaugi 8.000 MW solar fără să ai:

• rețea;
• baterii;
• consum flexibil;
• contracte dinamice;
• capacități de echilibrare;
• prognoză;
• reguli pentru prosumatori;
• piețe forward lichide;
• investiții în vârf de consum;
• nu ai tranziție energetică. Ai haos energetic scump, ambalat verde.

Sistemul energetic nu poate funcționa prin fragmente. Dacă fiecare acționează separat, apar decizii contradictorii:

• se aprobă prosumatori fără rețea,
• se aprobă parcuri fără stocare,
• se modifică reguli fără impact sistemic,
• se acordă subvenții fără calcul de cost total,
• se discută producția fără consum flexibil.

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

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

 1.    costul rețelei; 

 2.    costul echilibrării; 

 3.    costul capacităților de rezervă; 

 4.    costul stocării; 

 5.    costul congestiilor; 

 6.    costul managementului defectuos; 

 7.    costul reglementărilor greșite; 

 8.    costul piețelor nelichide; 

 9.    costul subvențiilor încrucișate; 

 10.costul corupției și al capturării instituționale. 

Energie ieftină nu apare automat dacă mărim capacitatea instalată.

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.