Știri
Știri din categoria Piața energiei
Între 25% și 45% din factura la energie ar reflecta „costul disfuncției” sistemului, nu costul efectiv al producției, potrivit unei analize citate de Profit, atribuită Asociației Energia Inteligentă (AEI) și președintelui acesteia, Dumitru Chisăliță. Miza economică: dacă această estimare este corectă, o parte semnificativă din scumpirea resimțită de consumatori ar veni din modul în care funcționează piața și reglementarea, nu din lipsa resurselor sau din costuri de producție inevitabil mai mari.
AEI susține că România, deși are surse interne și relativ ieftine (hidro, nuclear, gaze și regenerabile), a ajuns să aibă una dintre cele mai apăsătoare facturi la energie raportate la puterea de cumpărare. În interpretarea organizației, explicațiile invocate frecvent în spațiul public – criza energetică, războiul, piețele europene, volatilitatea – sunt reale, dar insuficiente pentru a explica nivelul facturilor.
În centrul argumentului este ideea că „problema nu mai este strict costul producerii energiei”, ci „costul sistemului energetic în sine”, care ar adăuga „risc, ineficiență, distorsiuni și cost administrativ” pe lanțul dintre producător și consumator.
Președintele AEI afirmă că, din fiecare 100 de lei din factură:
Pe această bază, AEI susține că, într-o piață „normală” – descrisă ca fiind concurențială, predictibilă și coerent reglementată – factura finală ar fi cu 25–45% mai mică.
Un alt punct cheie din analiză este că România „nu mai are nici piață liberă autentică, nici sistem reglementat coerent”, după 2022 intrând într-un ciclu aproape permanent de plafonări, compensări, suprataxări, contribuții speciale, intervenții administrative și modificări legislative succesive.
„Adevărata problemă nu este că statul a intervenit. Problema este că a intervenit permanent, imprevizibil și contradictoriu. România nu mai are nici piață liberă autentică, nici sistem reglementat coerent. Are un hibrid care socializează costurile și privatizează volatilitatea.”
În această logică, consumatorul final ar ajunge să plătească, între altele, volatilitatea regională, mecanismul marginalist european (formarea prețului pe baza ultimei tehnologii necesare pentru acoperirea cererii), lipsa contractelor stabile, lichiditatea redusă, riscul de reglementare și concentrarea de piață.
AEI mai indică drept problemă majoră faptul că anumite blocaje ar fi devenit „convenabile”, în special întârzieri de proiecte, investiții amânate, capacități insuficiente, interconectări limitate și birocrație excesivă. În concluzia analizei, dacă un sistem ajunge „să câștige bani din propriile blocaje”, reforma devine dificilă, pentru că intră în conflict cu interesele celor care beneficiază de status quo.
Recomandate
România a ajuns să depindă de importuri scumpe în orele de vârf , iar efectul imediat se vede în prețul de pe piața pentru ziua următoare, unde energia electrică s-a tranzacționat la 224 euro/MWh (aprox. 1.120 lei/MWh), cel mai ridicat nivel din Uniunea Europeană, potrivit Euronews . Luni, România și Ungaria au avut cele mai mari prețuri din UE pe piața „day-ahead” (pentru ziua următoare), cu 224 euro/MWh, respectiv 223 euro/MWh, conform datelor centralizate la nivel comunitar. În același timp, în alte piețe mari din vestul Europei, prețurile au fost semnificativ mai mici, iar în țările nordice de câteva ori sub nivelul din România. De ce urcă prețul: consum mare și producție redusă în orele critice Contextul imediat este valul de căldură, care a împins consumul în sus. În paralel, au apărut limitări pe partea de producție: un reactor al Centralei Nucleare de la Cernavodă este în mentenanță, iar centrala pe gaze de la Brazi funcționează la jumătate din capacitate, potrivit informațiilor din material. Diferențele mari față de alte state sunt explicate și prin lipsa capacităților de producție disponibile în orele de consum maxim, în special seara, când cererea rămâne ridicată, dar producția din unele surse scade. Importurile, „supapa” care împinge costul în sus Pe fondul acestei situații, Ministerul Energiei a convocat un comandament de urgență. Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă, a avertizat că importurile din orele de seară pot veni la prețuri foarte ridicate, ceea ce se transmite în piață: „Prețul cu care vom importa în această seară va fi unul foarte ridicat. Discutăm de la 1.000 până la 2.000 de lei pe megawatt-oră, ceea ce practic ne pune în situația de a avea acest preț pe piața pentru ziua următoare foarte ridicat, mult mai ridicat decât în alte părți.” În explicația specialistului, problema de fond este „decalajul” dintre momentul producției și momentul consumului, în condițiile în care investițiile din ultimii ani au mers în special către capacități regenerabile, care nu asigură continuitate în toate orele zilei. Când acestea nu mai acoperă cererea, sistemul ajunge să se bazeze pe importuri, iar acestea sunt scumpe în orele de vârf. Cum arată comparația de preț în UE Datele citate în material (sursa: euenergy.live ) indică următoarele niveluri pe piața pentru ziua următoare: România: 224 euro/MWh Ungaria: 223 euro/MWh Franța: 125 euro/MWh Spania: 93 euro/MWh Portugalia: 84 euro/MWh Norvegia: 30 euro/MWh Finlanda: 24 euro/MWh Suedia: 11 euro/MWh Pentru companii și consumatori, semnalul principal este că, în perioade de caniculă și cu indisponibilități în producție, România rămâne vulnerabilă la scumpiri rapide în orele de vârf, prin mecanismul importurilor la prețuri ridicate. [...]
Conflictul dintre Bursa Română de Mărfuri și ANRE ridică semne de întrebare despre cum sunt gestionate rapid riscurile de fraudă și dezechilibru în piața de energie , după ce operatorul bursier a fost amendat pentru modul în care a blocat tranzacțiile unui trader suspectat că a vândut energie fără acoperire, potrivit HotNews . Bursa Română de Mărfuri (BRM) acuză Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) că „încurajează tentativele de fraudare a sistemului” prin sancționarea operatorilor de piață care încearcă să le oprească, în timp ce reglementatorul susține că sancțiunea vizează procedura și lipsa unor informații complete, nu oprirea în sine a traderului. De la ce a pornit: tranzacții fără acoperire și dezechilibre estimate la 31 milioane lei Potrivit informărilor transmise de BRM către acționari (cazul vizând perioada 20–26 decembrie 2025), traderul Dinergy Power SRL ar fi introdus ordine de vânzare fără să fi achiziționat în prealabil energia necesară, iar BRM susține că firma „a vândut ceea ce nu a avut și nu a intenționat niciodată să aibă”. BRM afirmă că aceste operațiuni au generat dezechilibre fizice în sistemul energetic național, administrat de Transelectrica, estimate de bursă la aproximativ 31 milioane de lei. În acest context, Transelectrica ar fi solicitat măsuri de echilibrare, iar BRM spune că sistemul său de tranzacționare nu i-a mai permis companiei să introducă ordine noi, din cauza lipsei fondurilor necesare. Dinergy a fost revocată ca parte responsabilă cu echilibrarea începând cu 16 ianuarie 2026, potrivit datelor Transelectrica. Miza financiară imediată: 7 milioane lei transferați către Transelectrica BRM susține că a refuzat să deconteze către Dinergy vânzările pe care le consideră „fictive” și neacoperite fizic, argumentând că energia ar fi fost furnizată în realitate de Transelectrica prin mecanismele pieței de echilibrare, nu de trader. În acest cadru, aproximativ 7 milioane lei aferente tranzacțiilor au fost transferate de BRM către Transelectrica pentru acoperirea parțială a dezechilibrului, în timp ce Dinergy ar fi cerut ulterior decontarea și reluarea tranzacționării, solicitări refuzate de bursă. De ce a amendat ANRE: procedură și informații incomplete, nu „oprirea” traderului După ce Dinergy a reclamat BRM, ANRE a făcut un control finalizat cu un proces-verbal din 13 august 2026 și a aplicat două amenzi, în total 85.000 lei: 35.000 lei pentru furnizarea incompletă a informațiilor solicitate de echipa de control; 50.000 lei pentru limitarea accesului Dinergy la tranzacționare și blocarea unor plăți către companie. ANRE afirmă că, la 5 martie 2026, BRM nu a pus la dispoziție „datele și informațiile complete solicitate”, invocând obligațiile din Legea energiei nr. 123/2012 privind furnizarea informațiilor necesare activității autorității. BRM contestă și spune că a transmis documente și clarificări în mai multe etape, indicând o serie de adrese din 2026. Pe a doua sancțiune, ANRE susține că limitarea accesului și blocarea plăților nu au avut un temei procedural identificat în reglementările aplicabile, invocând obligații din condițiile licenței, convenția de participare și procedura de clearing (compensare și decontare) a BRM. Bursa respinge interpretarea și afirmă că a acționat în baza propriilor regulamente aprobate de reglementator, inclusiv prin prevederi care permit măsuri urgente pentru buna funcționare a pieței. Ce urmează: investigație ANRE asupra faptelor traderului și litigiu în instanță ANRE spune că este „în desfășurare o acțiune de investigație” privind aspectele semnalate despre tranzacțiile traderului, dar că, până la finalizarea procedurii, nu poate comunica informații suplimentare. Separat, există un litigiu civil între Dinergy Power SRL și BRM, înregistrat la Tribunalul București pe 30 ianuarie 2026, având ca obiect „pretenții”, cu Dinergy reclamantă și BRM pârâtă, potrivit datelor de pe portalul instanțelor . [...]
România exportă la limită spre Ungaria, pe fondul unui surplus fotovoltaic care nu găsește consum intern , iar o parte din flux pare să fie tranzit, potrivit Economedia . La prânz, exporturile medii către Ungaria au depășit 3.000 MW, cu un vârf de 3.974 MW, aproape de maximul permis de rețea, conform datelor OPCOM . În același interval, România a importat peste 2.000 MW din Bulgaria, ceea ce sugerează că „este posibil ca jumătate din energia care pleacă în Ungaria să fie doar tranzit pe la noi”, notează publicația. Chiar și în acest scenariu, schimburile record se suprapun peste o penurie regională de energie din surse clasice (cu excepția Bulgariei) și peste un exces de producție fotovoltaică. Surplus fotovoltaic, export net de peste 2.000 MW Datele Transelectrica indică și un record de producție internă din fotovoltaic, de circa 3.400 MW între orele 12:00 și 13:00. În același timp, soldul exportului net a depășit 2.000 MW, ceea ce înseamnă că cel puțin 2.000 MW din energia fotovoltaică produsă local „se duce la vecini”, conform analizei. De ce nu intră masiv energia ieftină în consumul intern În paralel, consumul intern a fost acoperit din surse mai scumpe, dar predictibile: termocentrale pe gaze și cărbune (inclusiv repornirea de urgență a unui grup de la Rovinari) și hidro. Producția nucleară lipsește „pe moment”, deoarece ambele reactoare de la Cernavodă sunt oprite din cauza nivelului insuficient al apei din Dunăre pentru răcire. Pentru furnizorii mari de pe piața reglementată (PPC, E.ON, Premier Energy), achizițiile de bază se fac din surse „predictibile”, disponibile 24/24, în timp ce fotovoltaicul și eolianul, dependente de vreme, intră mai ales în achiziții marginale, de oportunitate. Context de piață: consum mai mic seara, prețuri încă ridicate Situația din piață s-a mai calmat față de săptămâna trecută, când Guvernul a declarat stare de alertă energetică: vârful de consum de seară nu mai urcă la 7.800–8.000 MW, ci la puțin peste 7.000 MW. Prețurile se mențin în intervalul 100–200 euro/MWh (aprox. 500–1.000 lei/MWh) pe durata zilei. [...]
Motorina s-a ieftinit sâmbătă în două valuri, cu reduceri de până la 10 bani/l , ceea ce împinge în jos costurile de alimentare pentru transport și firmele cu flote, într-un interval foarte scurt, potrivit Economedia . După ce OMV Petrom a redus prețul motorinei sâmbătă dimineață, la prânz au urmat ajustări și la alte rețele mari: Socar a tăiat 10 bani/l, Rompetrol a redus cu 6 bani/l, iar MOL cu 4 bani/l. În același timp, benzina standard a rămas neschimbată la toți operatorii în intervalul analizat. Două valuri de ieftiniri într-o singură zi Economedia notează că tăierile de preț s-au desfășurat în două etape: primul val : sâmbătă dimineață (Petrom și OMV); al doilea val : sâmbătă la prânz (MOL, Rompetrol și Socar). La prânz, cea mai ieftină motorină era la Petrom și Socar , unde litrul a coborât până la 10,47 lei . Cum au evoluat prețurile la motorina standard (vineri–sâmbătă) Rețea benzinării Vineri (7 aug) Sâmbătă dimineață (8 aug) Sâmbătă la prânz (8 aug) Scădere Petrom 10,57 lei/l 10,47 lei/l 10,47 lei/l – 0,10 lei Socar 10,57 – 10,59 lei/l 10,57 – 10,59 lei/l 10,47 – 10,49 lei/l – 0,10 lei OMV 10,63 lei/l 10,53 lei/l 10,53 lei/l – 0,10 lei Rompetrol 10,59 lei/l 10,59 lei/l 10,53 lei/l – 0,06 lei MOL 10,63 lei/l 10,63 lei/l 10,59 lei/l – 0,04 lei Lukoil 10,63 lei/l 10,63 lei/l 10,63 lei/l Neschimbat Benzina standard a rămas pe loc; minimul e la Rompetrol Pe benzina standard nu au existat modificări în intervalul urmărit. Cea mai ieftină variantă a rămas la Rompetrol: 9,32 lei/l , urmată de Petrom (9,36 lei/l) și Socar (9,36 – 9,39 lei/l). Rețea benzinării Preț benzină standard (lei/l) Rompetrol 9,32 Petrom 9,36 Socar 9,36 – 9,39 OMV 9,42 MOL 9,42 Lukoil 9,42 [...]
Comisia Europeană monitorizează securitatea alimentării cu energie electrică în România și în regiunea Europei de Sud-Est , pe fondul valului de căldură și al secetei, dar transmite că, la acest moment, nu vede „motive imediate de îngrijorare”, potrivit G4Media . Mesajul Comisiei vine într-un context în care temperaturile ridicate și lipsa precipitațiilor pot pune presiune simultan pe consum (cerere mai mare, inclusiv pentru răcire) și pe producție, în special acolo unde resursele de apă contează pentru funcționarea unor capacități energetice. Din perspectiva pieței, semnalul de la Bruxelles are relevanță de reglementare și coordonare: indică faptul că situația este urmărită la nivel european și că există mecanisme pregătite pentru intervenție, dacă apar riscuri. Ce spune Comisia și cine răspunde, în arhitectura europeană Comisia arată că „arhitectura europeană privind securitatea alimentării cu energie electrică” stabilește responsabilități în principal pentru operatorii de transport și sistem (TSO – companiile care gestionează rețeaua de transport al energiei) și pentru statele membre. În informarea citată, instituția precizează că este „în contact permanent” cu: autoritățile naționale; părțile contractante ale Comunității Energiei; ENTSO-E (Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică), și că primește actualizări continue privind evoluția situației. De ce contează: coordonare regională și opțiunea unei reuniuni ad-hoc Comisia afirmă explicit că, „în acest moment nu există motive imediate de îngrijorare privind securitatea alimentării cu energie electrică”. Totuși, instituția spune că va continua monitorizarea și că este pregătită să convoace, dacă va fi necesar, o reuniune ad-hoc a Grupului de coordonare pentru energie electrică (Electricity Coordination Group). Potrivit aceleiași informări, o astfel de reuniune ar putea lua forma unei discuții regionale cu statele cele mai afectate, cu scopul de a facilita schimbul de informații și coordonarea unor eventuale răspunsuri operaționale sau de politică, în funcție de cum evoluează situația. [...]
Scăderea debitelor Dunării expune vulnerabilități operaționale în alimentarea cu apă a Centralei de la Cernavodă , iar intervenția de urgență coordonată de stat arată cât de strâns a devenit echilibrul dintre producție și consum în sistemul energetic, potrivit News . Fostul ministru al Energiei Radu Miruță a declarat la Euronews că situația „nu a apărut din senin” și a pus-o pe seama unei administrări slabe a balanței producție–consum, susținând că România „de ani de zile, doar a închis” capacități de producție, în special pe cărbune, fără să pună în loc alternative funcționale. În același timp, el a respins ideea că închiderile ar fi fost impuse de Comisia Europeană sau de PNRR. „Este doar consecinţa unei gestionări proaste a echilibrului între producţie şi consum a energiei electrice.” Intervenție de urgență pentru menținerea alimentării cu apă a CNE Cernavodă În plan operațional, Ministerul Apărării Naționale a anunțat că peste o sută de militari au intervenit pentru a devia debitul brațului Bala către brațul Dunărea Veche, astfel încât Centrala Nucleară Cernavodă să poată fi alimentată cu apă. Scafandrii de luptă au făcut primele teste cu încărcături explozive de mici dimensiuni, urmând trei detonări controlate, fiecare cu o încărcătură de mare putere. Contraamiralul Marcel Neculae, locțiitorul șefului Statului Major al Forțelor Navale, a spus că stânca Pârjoaia nu a fost dislocată în urma intervenției de duminică, iar procedura urma să fie reluată luni, cu speranța ca misiunea să fie îndeplinită până marți. Debite în scădere și fereastră scurtă de funcționare „la limită” Directorul general adjunct al Administrației Naționale „Apele Române”, Sorin Rîndașu, a afirmat că se face „tot ceea ce este omenește posibil” pentru menținerea în funcțiune a centralei, însă contextul regional este nefavorabil, pe fondul secetei și caniculei. El a indicat că doar în Austria s-au înregistrat ploi, dar efectul asupra debitului Dunării la Cernavodă ar ajunge în aproximativ două săptămâni. Potrivit aceleiași surse, la intrarea în țară pe Dunăre se înregistrau 1.590 m³/s, cu tendință de scădere până în jur de 1.450 m³/s la 7 august, ceea ce ar însemna o scădere a nivelului de 2–3 cm pe zi. În aceste condiții, „Cernavodă poate să reziste circa 4–5 zile la limită”, a declarat Rîndașu. Miza pentru piața energiei: risc operațional și reacție interinstituțională Miruță a susținut că episodul de pe Dunăre arată, totuși, capacitatea de reacție a instituțiilor, chiar și în contextul unui guvern interimar, prin colaborarea între premier și ministere (Mediu, Apărare, Transporturi) atunci când apare o problemă în zona energiei. Din perspectiva pieței, mesajul central rămâne unul de risc operațional: un șoc hidrologic poate pune rapid presiune pe funcționarea unui activ critic, iar soluțiile pe termen scurt depind de intervenții de urgență, nu de capacități noi care să preia sarcina în sistem. [...]
