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.

Cauzele prețurilor mari la energie electrică în România și influența acestora

Nr.	Cauză de cost/pret mare	Mecanism	Impact	Estimare pondere 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%

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 capacitate, proiecte 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 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:

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

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 = 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:

Ore funcționare/an	Producție la 500 MW	Cost fix/MWh
5.000 h	2.500.000 MWh	20 €/MWh
2.500 h	1.250.000 MWh	40 €/MWh
1.000 h	500.000 MWh	100 €/MWh

Deci aceeași centrală devine „mai scumpă” pe MWh nu pentru că e mai proastă, ci pentru că este chemată doar când nu mai bate vântul sau nu este soare. În acel moment nu mai vinzi „energie”, vinzi 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 piață reală. Dacă vinde multe ore la preț mic, are nevoie fie de contracte garantate, fie de baterii, fie de prețuri 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 succes. Este semn că sistemul nu mai poate absorbi eficient energia produsă și că prețurile trebuie să crească pentru a supraviețui investiția.

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 multi-zile, costurile cresc drastic și 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 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 final de 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 flux 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 țină 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 furnizori mulți 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 stea 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 și ele nu se transformă în facturi mai mici, cauza nu este lipsa de regenerabile. Cauza este piața retail nefuncțională, inerția consumatorilor, lipsa de informare, bariere 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 care este proiectată/executată prost și necesită corecții de 15%, produce 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 sunt cauzatoare de prețuri 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 în prețuri mari.

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. 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, 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 ca să realizeze investițiile, să optimizeze costurile și să reducă prețurile, deoarece fiecare instituție optimizează doar bucata ei.

Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica, Transgaz, distribuitorii, furnizori, 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 dau subvenții fără calcul de cost total,
• se discută producție 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 prost;
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.