România se confruntă cu cel mai dificil sezon rece pentru sistemul energetic din ultimii 10 ani, în evaluarea companiei de consultanță Frames. Analiza leagă presiunea asupra prețurilor de reducerea producției interne și de importurile scumpe, dar avertizează că evoluțiile pieței angro nu se transferă imediat în toate facturile populației.
De ce este vulnerabil sistemul energetic
Potrivit evaluării, oprirea celor 2 reactoare de la Cernavodă, pe fondul nivelului scăzut al Dunării, a eliminat temporar o sursă care asigură în mod obișnuit aproximativ o cincime din producția națională de electricitate. Documentul indică o întrerupere de aproape 3 luni, într-un moment în care și hidrocentralele sunt afectate de secetă.
Diminuarea simultană a producției nucleare și hidro reduce energia disponibilă din surse constante și cu costuri relativ mici. În orele în care consumul nu poate fi acoperit intern, importurile capătă o importanță mai mare. Prețul la care este cumpărată electricitatea devine astfel o problemă atât pentru furnizori, cât și pentru economie.
Caracterizarea sezonului drept cel mai greu din ultimul deceniu aparține analiștilor și descrie situația energetică, nu o prognoză meteorologică. Pentru consumatori, miza este felul în care disponibilitatea producției, costul achizițiilor și condițiile contractuale vor influența cheltuiala cu electricitatea în lunile următoare.
Ce arată prețurile de pe piața pentru ziua următoare
La 28 octombrie, România a înregistrat un preț mediu de aproximativ 311 euro/MWh pe piața pentru ziua următoare, cel mai ridicat dintre cele 34 de piețe europene monitorizate în analiză. În Germania, valoarea era de circa 249 euro/MWh, iar în Franța, de aproximativ 253 euro/MWh.
În piețele nordice, nivelurile menționate au fost sub 10 euro/MWh. Pentru România, intervalul 21:15–21:30 a adus un preț de peste 434 euro/MWh. Aceste diferențe ilustrează presiunea din anumite ore, dar nu reprezintă tarifele finale înscrise automat pe facturile tuturor clienților casnici.
Contractele cu preț fix protejează consumatorul de transferul imediat al fiecărei fluctuații zilnice. Costurile mai mari de achiziție pot afecta însă industria și comerțul, iar ulterior se pot regăsi și în prețurile bunurilor și serviciilor. Din acest motiv, impactul energiei depășește plata directă a curentului folosit într-o locuință.
Mintia și Iernut, investițiile așteptate să aducă producție
Noua centrală pe gaze de la Mintia, construită de grupul Mass Global, are o capacitate totală proiectată de aproximativ 1.700 MW. Investiția este estimată la 1,4 miliarde de euro. Prima turbină a început să livreze energie la 15 octombrie, iar calendarul citat prevede disponibilitatea a aproximativ 1.000 MW până la sfârșitul anului.
Un alt proiect urmărit este centrala de la Iernut, cu 430 MW, pentru care intrarea în producție este estimată în prima parte a anului 2027. Termenul vine după întârzieri de aproximativ 5 ani. Ambele investiții sunt importante pentru creșterea energiei disponibile și pentru reducerea dependenței de import în perioadele solicitate.
Economistul Adrian Negrescu subliniază însă că o centrală pe gaze nu garantează electricitate ieftină. În evaluarea sa, Mintia îmbunătățește siguranța sistemului, în timp ce prețul energiei produse rămâne dependent de piața gazelor. Beneficiul urmărit este, înainte de toate, capacitatea de a răspunde consumului atunci când este nevoie.
Producția solară are nevoie de rețele și stocare
Analiza indică peste 300.000 de prosumatori la începutul anului 2026 și aproximativ 3.400 MW instalați. În primele 8 luni ale anului au fost conectate peste 2.500 MW de capacități noi, dintre care mai mult de jumătate în energie solară, alături de peste 660 MW în stocare.
Problema este diferența dintre orele de producție și cele de consum ridicat. Surplusurile solare din timpul zilei pot fi exportate ieftin, în timp ce seara sunt necesare importuri mai costisitoare. Bateriile și infrastructura de transport pot ajuta la folosirea energiei atunci când cererea crește, nu numai când aceasta este produsă.
Proiectul hibrid de la Ogrezeni, din Giurgiu, combină 534 MW de panouri fotovoltaice cu stocare de peste 1 gigawatt-oră. Investiția Enery, estimată la peste 460 de milioane de euro, are drept termen vara anului 2027. Analiștii condiționează beneficiile acestor proiecte de racordarea și utilizarea lor efectivă.
Stabilitatea prețului, înaintea promisiunilor de ieftinire
Ținta prezentată pentru sfârșitul anului 2027 este conectarea a 5.800 MW de noi capacități. Pentru Negrescu, avizele, racordările și modernizarea rețelelor sunt decisive. Mai multă producție internă ar putea reduce vârfurile și importurile scumpe, fără să însemne automat facturi înjumătățite într-o piață conectată cu cele europene.
Prețurile angro nu sunt identice cu tarifele finale din contracte.
Noile centrale pot îmbunătăți siguranța alimentării.
Stocarea poate reduce diferențele dintre zi și seară.
Estimările pentru 2027 depind de respectarea termenelor investițiilor.
Surse: Capital.
