Știri
Știri din categoria Piața energiei
Prețurile negative la electricitate arată o problemă de infrastructură și pot frâna investițiile în regenerabile, nu o ieftinire sustenabilă pentru consumatori, potrivit Antena 3. Fenomenul apare tot mai des pe piețele angro europene, pe fondul exploziei producției solare și eoliene, dar semnalul economic transmis este unul complicat: surplusul nu poate fi transportat și stocat eficient, iar volatilitatea subminează predictibilitatea veniturilor pentru producători.
În primul trimestru din 2026, Peninsula Iberică a atins un record de prețuri negative, conform firmei de analize Montel: Spania a avut 397 de ore cu prețuri sub zero între ianuarie și martie, față de 48 de ore în aceeași perioadă din 2025, iar Portugalia a ajuns la 222 de ore. O analiză Bloomberg, pe baza datelor Epex Spot SE, indică o creștere a numărului de ore cu prețuri negative și în Franța (aproape dublu față de 2025) și Germania (plus 50%).
Deși „a fi plătit să consumi curent” sună atractiv, prețurile negative de pe piața angro nu se traduc automat în facturi mai mici pentru consumatorul final, notează materialul. În schimb, ele pot descuraja investițiile în energie regenerabilă, tocmai într-un moment în care Europa are nevoie de capacități noi și de modernizarea sistemului energetic.
Mecanismul descris este specific pieței europene „ziua următoare”, unde producătorii licitează cantități și prețuri. Prețurile devin negative când oferta depășește mult cererea, situație frecventă primăvara, odată cu zile mai lungi (producție solară mai mare) și episoade de vânt puternic (producție eoliană ridicată), mai ales în zile de sărbătoare legală, când consumul scade.
În aceste condiții, unii producători ajung să liciteze prețuri negative pentru a evita oprirea unităților, care poate fi mai costisitoare la repornire. În unele cazuri, diferența este acoperită de subvenții sau este preferată în locul pierderilor tehnice asociate opririi.
Materialul dă și un exemplu de cost al dezechilibrelor: anul trecut, Marea Britanie a pierdut 1,47 miliarde lire sterline (aproximativ 1,67 miliarde euro, adică aprox. 8,3 miliarde lei) după ce a oprit turbine eoliene și a plătit centrale pe gaz să funcționeze.
O parte centrală a problemei este infrastructura. Rețeaua energetică europeană este descrisă ca fiind învechită și proiectată pentru centrale mari, amplasate central, nu pentru producția regenerabilă dispersată, adesea în zone izolate. Consecința: energia produsă nu ajunge întotdeauna acolo unde este nevoie (orașe mari, clădiri de birouri), iar surplusul apasă prețurile.
Deși investițiile în rețele au crescut cu 47% în ultimii cinci ani, până la circa 70 de miliarde de euro anual, experții citați avertizează că nivelul rămâne insuficient. Un raport al think-tank-ului Ember menționează că peste 120 GW de proiecte regenerabile programate sunt în pericol din cauza „capacității insuficiente a rețelelor”, problemă care afectează inclusiv 1,5 milioane de gospodării cu panouri fotovoltaice pe acoperiș.
O opțiune menționată este stimularea consumului prin energie gratuită sau cu reduceri mari, idee luată în calcul în Marea Britanie. Greg Jackson, CEO al Octopus Energy, susține că astfel de inițiative ar trebui să devină permanente pentru a încuraja investițiile consumatorilor în soluții electrice.
Pe termen mai lung, miza este stocarea. Surplusul de electricitate este greu de stocat, ceea ce a accelerat apelurile pentru extinderea sistemelor de stocare în baterii (BESS – sisteme de stocare a energiei în baterii). În 2025, UE a instalat capacități noi de stocare de 27,1 GWh, iar un raport Solar Power Europe din 2026 arată că flota de baterii a UE a crescut de zece ori din 2021 până în prezent, la 77 GWh, însă Europa este încă „departe de unde ar trebui să fie”.
Pentru obiectivele din 2030, UE ar trebui să repete această creștere de zece ori în următorii cinci ani, până la 750 GWh. Cinci piețe au concentrat peste 60% din capacitățile noi în 2025, cu Germania și Italia în frunte; Bulgaria este menționată drept piața cu cea mai rapidă creștere, urmată de Olanda și Spania.
Recomandate
Emmanuel Macron cere un moratoriu asupra atacurilor la infrastructura energetică dintre Ucraina și Rusia, o inițiativă care, dacă ar prinde contur, ar putea reduce riscul de noi șocuri pe piețele de energie și combustibili, într-un moment în care loviturile asupra rafinăriilor și rețelelor electrice alimentează volatilitatea regională, potrivit Politico . Propunerea a fost avansată la New York, în marja Adunării Generale a ONU . După o întâlnire cu președintele SUA, Donald Trump, Macron a scris pe X că au discutat despre „punerea în comun a eforturilor” pentru a obține „un moratoriu asupra loviturilor împotriva infrastructurii energetice”. Ulterior, Macron a discutat „perspectiva unui armistițiu energetic” și cu președintele ucrainean Volodîmîr Zelenski. De ce contează pentru piața energiei Demersul vine pe fondul unei intensificări a presiunii exercitate de Trump asupra lui Zelenski pentru a opri atacurile Kievului asupra sectorului energetic rusesc. Trump a susținut public că Ucraina ar trebui să înceteze să lovească producția de combustibili din Rusia și a legat creșterea prețurilor la energie la atacurile asupra infrastructurii energetice ruse. În pofida acestor apeluri, Ucraina a continuat să țintească infrastructura energetică a Rusiei, iar un atac a provocat un incendiu peste noapte, marți, la o rafinărie majoră din Samara (sud-vestul Rusiei), notează publicația. Forțele Armate ale Ucrainei au afirmat că loviturile asupra instalațiilor petroliere ruse, din iunie încoace, au distrus aproape jumătate din capacitatea de rafinare a țării. În paralel, Rusia a provocat frecvent pene de curent prin atacuri asupra sectorului energetic ucrainean, ceea ce menține riscul operațional ridicat pentru sistemul energetic al Ucrainei. Ce semnale dă Kievul și ce urmează Zelenski a indicat luni interesul Kievului pentru o „dezescaladare” reciprocă privind energia și infrastructura critică. În același context, el urma să se întâlnească cu Trump la New York marți, la ora 1:15 p.m. locală (20:15, ora României). Deocamdată, Politico relatează despre discuții și intenții politice, fără detalii despre un mecanism de implementare sau despre un acord acceptat de ambele părți. În lipsa unor pași concreți, piața rămâne expusă riscului ca atacurile asupra rafinăriilor și rețelelor electrice să continue să afecteze oferta și să amplifice volatilitatea prețurilor. [...]
Scumpirea motorinei și tensiunile din regiune au împins România să caute surse noi de aprovizionare , iar în august a importat, pentru prima dată, motorină din Albania și Tunisia, potrivit HotNews , care citează date Profit.ro. În portul Constanța au fost descărcate 34.000 de tone de motorină încărcată în portul albanez Porto Romano și 24.000 de tone expediate din terminalul La Șchira din Tunisia. Mișcarea vine pe fondul unei „situații tensionate” pe piața carburanților, cu accent pe motorină, care a intensificat concurența regională „pe fiecare baril”, conform datelor prezentate. Prețuri la pompă: reducerea accizei nu mai ține pasul cu cotațiile În același context, prețul motorinei a urcat la 10,76 lei/l în stațiile Rompetrol și Lukoil și la 10,79 lei/l în cele OMV, în pofida menținerii reducerii cu 25% a accizei, care „nu mai poate compensa explozia cotațiilor internaționale”, potrivit informațiilor citate. Materialul indică și un scenariu de referință: dacă s-ar adăuga cei 85 de bani pe litru (efectul reducerii accizei), prețul ar depăși 11,5 lei/l în toate stațiile, ajungând la 11,58 lei/l în stațiile Petrom, 11,61 lei/l la Rompetrol și Lukoil și 11,64 lei/l în cele OMV. Importuri în creștere și mai mulți furnizori: semnal de diversificare Importurile totale de motorină prin terminalele românești de la Marea Neagră au crescut în august cu 3%, până la 448.000 de tone. Totodată, numărul țărilor furnizoare a urcat de la 7 la 11, ceea ce sursa interpretează drept o tentativă de diversificare a surselor de aprovizionare. HotNews notează că informația a fost publicată inițial de Profit.ro, iar continuarea este disponibilă pe Profit.ro . [...]
Europa intră în iarnă cu stocuri de gaze mult sub normal, iar scumpirea accelerată a energiei riscă să alimenteze inflația și să împingă Banca Centrală Europeană spre noi majorări de dobândă , pe fondul unor presiuni economice și politice în creștere, potrivit HotNews . Europa se apropie de sezonul rece cu depozitele de gaze umplute în proporție de 69%, față de media de 85% pentru această perioadă, calculată pe ultimii cinci ani. În acest context, prețurile ridicate la gaze, motorină și alți combustibili sporesc presiunile asupra guvernelor, atât din perspectiva costurilor economice, cât și a riscurilor politice. Germania și Țările de Jos – care dețin împreună 35% din capacitatea de stocare a Uniunii Europene – sunt între statele cu cele mai mari întârzieri în refacerea rezervelor. Potrivit Reuters, citată de News.ro, scumpirile generate de perturbările asociate războiului SUA–Israel cu Iranul au descurajat companiile să cumpere gaze și au făcut guvernele mai reticente în a impune atingerea țintelor naționale de stocare. Prețul gazelor: +150% într-un an, cu riscul unui nou vârf Prețul de referință al gazelor europene a ajuns la 81 euro/MWh, nivel cu 150% peste cel de acum un an și peste scenariul advers luat în calcul de Banca Centrală Europeană. Morgan Stanley estimează că, în funcție de vreme, prețul ar putea urca până la 100 euro/MWh. Analiștii avertizează că și o iarnă cu temperaturi normale ar putea reduce puternic rezervele, iar refacerea lor în 2027 prin importuri ar putea menține piața gazelor naturale lichefiate (GNL – gaz transportat pe mare în stare lichefiată) sub presiune timp de mai multe luni. Efect de contagiune: combustibili mai scumpi și presiune pe inflație Tensiunile nu se limitează la gaze. După ce petrolul a depășit 100 de dolari pe baril (aprox. 450 lei), în UE benzina este cu 24% mai scumpă decât în urmă cu un an, motorina cu 38%, iar combustibilul pentru aviație cu peste 100%, conform datelor citate în articol. Pentru BCE, gazele și electricitatea devin o preocupare centrală din perspectiva inflației. Un studiu al Băncii Italiei indică faptul că scumpirea gazelor are efecte inflaționiste mai puternice și mai persistente decât șocurile petroliere, inclusiv asupra inflației de bază (indicator urmărit atent de banca centrală). „Atenţia mea este acum concentrată mai puţin asupra petrolului şi combustibililor şi tot mai mult asupra preţurilor gazelor şi electricităţii”, a declarat Peter Kazimir , membru al conducerii BCE. Investitorii estimează că BCE ar putea fi nevoită să majoreze dobânzile încă de trei sau patru ori dacă presiunile energetice persistă, iar printre sectoarele considerate cele mai vulnerabile sunt transportul aerian, industria chimică, industria auto și materialele de construcții. Miza politică: costuri bugetare și teme sensibile în Germania Pe lângă componenta economică, presiunea este și politică. În Germania, AfD a câștigat alegerile într-un land cu un program care cere pace cu Moscova și restabilirea contractelor pentru gaze rusești ieftine, în timp ce guvernul cancelarului Friedrich Merz analizează măsuri costisitoare pentru reducerea prețurilor combustibililor, potrivit informațiilor din articol. [...]
Scumpirea accelerată a gazelor readuce presiunea pe inflație și poate împinge BCE spre noi majorări de dobândă , pe fondul riscurilor de aprovizionare și al unui nivel de stocare sub media istorică, potrivit Economica . Contractul pentru luna următoare la Dutch Title Transfer Facility (TTF) – reperul principal pentru tranzacționarea gazelor în Europa – a urcat cu 6% luni dimineață (ora Amsterdamului), până la 97,31 dolari (84,275 euro) pe MWh, cel mai ridicat nivel de la criza din 2022–2023. Prețurile marchează cinci săptămâni consecutive de creșteri săptămânale. De ce cresc prețurile: risc geopolitic și stocuri mai mici Ascensiunea este legată de intensificarea riscurilor privind aprovizionarea cu petrol și gaze din Orientul Mijlociu, după ce Arabia Saudită și-a închis conducta cheie de petrol Est–Vest, folosită pentru ocolirea Strâmtorii Hormuz. În paralel, Europa intră spre sezonul rece cu depozite mai puțin pline decât de obicei: sub 70% la nivelul întregii Europe, față de 82% în aceeași perioadă din 2025 și o medie pe cinci ani de peste 80%. În material se arată că Europa se îndreaptă spre iarnă cu unul dintre cele mai scăzute niveluri de stocare din ultimele două decenii, în contextul în care războiul din Orientul Mijlociu a afectat livrările de GNL (gaz natural lichefiat) din Qatar și a intensificat competiția globală pentru încărcături disponibile rapid. „Potențialul pentru o «luptă globală pentru combustibil» există, în special într-o iarnă mai friguroasă”, a declarat Go Katayama, analist principal pentru GNL la Kpler, pentru Bloomberg. Ca semn al acestei competiții, prețul spot al GNL în Asia a urcat săptămâna trecută la cel mai ridicat nivel din 2022 încoace. Efectul economic: energia reintră în ecuația dobânzilor Creșterea prețurilor la energie a ajuns pe agenda oficialilor Băncii Centrale Europene , mai mulți decidenți avertizând – potrivit Reuters – că inflația ar putea depăși estimările deja revizuite în sus. BCE a majorat dobânzile săptămâna trecută, însă petrolul și gazele sunt deja peste nivelurile de referință folosite în prognoze, ceea ce sugerează riscul unei inflații mai persistente. „Cele mai recente evoluții ale prețurilor la energie sunt destul de îngrijorătoare. Nu este vorba doar despre petrol… un factor deosebit de important pentru Europa îl reprezintă gazele, care au atins, și ele, valori foarte ridicate”, a declarat Isabel Schnabel, membră a Comitetului Executiv al BCE. În prognozele BCE, cotațiile futures la gaze erau estimate pentru decembrie la 60,1 euro/MWh în scenariul de bază și 77 euro/MWh în scenariul pesimist, în timp ce prețul de piață depășește deja 80 euro. Și petrolul este peste ipotezele BCE: Brent se tranzacționează la 108 dolari/baril. „Riscurile privind inflația sunt în mod clar orientate în sus”, a declarat Peter Kazimir, guvernatorul băncii centrale a Slovaciei și membru în consiliul guvernatorilor BCE. „Se conturează argumente solide pentru o nouă înăsprire a politicii monetare”, a declarat Martins Kazaks, guvernatorul băncii centrale a Letoniei, adăugând că dobânzile ar putea fi împinse „în teritoriu restrictiv”. Dobânda de referință a BCE este în prezent 2,5%, iar o nouă înăsprire ar putea afecta costurile de finanțare în economie, într-un moment în care energia riscă să împingă din nou în sus inflația. Ce urmează: ședința BCE din 29 octombrie și riscul de scumpiri la iarnă Următoarea ședință de politică monetară a BCE este programată pentru 29 octombrie, iar piețele financiare indică 60% șanse pentru o majorare a dobânzilor atunci, potrivit informațiilor din articol. În planul economiei reale, materialul notează că țările europene dependente de gaz pentru încălzire au ezitat să-și umple depozitele în timpul verii, iar acum se grăbesc să stocheze, ceea ce alimentează scumpirea. Consecința probabilă: costuri mai mari la încălzire și energie electrică pentru gospodării și companii, cu efect de propagare în inflație. Există însă și o nuanță importantă: unii economiști citați în articol susțin că extinderea producției din surse regenerabile după începutul războiului din Ucraina și încetinirea activității în industriile mari consumatoare de energie fac UE mai puțin vulnerabilă decât în trecut la șocurile din prețul gazelor. [...]
Escaladarea barierelor comerciale pentru tehnologii electrice riscă să scumpească modernizarea rețelelor și să întârzie tranziția energetică , într-un moment în care cererea de electricitate crește, iar investițiile în infrastructură sunt deja sub presiune, potrivit unei analize Politico . Miza economică este dublă: costuri mai mari pentru companii și utilități, respectiv facturi potențial mai ridicate pentru consumatori, pe fondul întârzierilor în livrări și al tarifelor în creștere. Tensiunile comerciale se extind de la produse finite (vehicule electrice, baterii) la componente și materiale critice pentru electrificare, de la celule fotovoltaice până la echipamente de rețea. Guverne din Europa, SUA și economii emergente justifică măsurile prin protecția locurilor de muncă, securitate economică și reducerea dependenței de China, însă industria avertizează că efectul cumulat poate încetini decarbonizarea și poate crește emisiile. Tarifele intră în „inima” lanțului de electrificare Analiza notează că barierele comerciale nu sunt noi, dar în ultimii ani au ajuns să acopere aproape întregul lanț de aprovizionare, de la materii prime și componente până la produse finale. Agenția Internațională a Energiei (IEA) a descris fenomenul drept o proliferare de tarife, taxe, măsuri antidumping, cerințe de conținut local și scheme de subvenții care „strâng” condițiile de comerț și schimbă tiparele comerciale (comentariul IEA menționat în articol: https://www.iea.org/commentaries/energy-technology-manufacturing-is-rebalancing-in-a-dynamic-era-for-trade-and-industrial-policy ). În ultimii doi ani, tarifele pentru baterii, vehicule electrice, electrolizoare, pompe de căldură și turbine eoliene au crescut, iar pentru solar „rata medie a taxelor” pe lanțul de aprovizionare a urcat de nouă ori între 2023 și 2024, potrivit analiștilor IEA citați de Politico. Consecința directă: tranziția energetică devine mai scumpă exact când ritmul ar trebui accelerat. Rețelele electrice, punctul sensibil: întârzieri, costuri și risc de facturi mai mari Cea mai imediată problemă operațională și economică este în infrastructura de rețea. Politico arată că, în multe țări, utilitățile și guvernele încearcă să modernizeze rețele îmbătrânite, în timp ce cererea de electricitate crește și volume mari de energie regenerabilă așteaptă conectarea. În acest context, tarifele pot ridica prețul echipamentelor și al lucrărilor, împingând în sus costul investițiilor și, implicit, presiunea asupra facturilor. Karen Wayland, CEO GridWise Alliance (coaliție a utilităților și furnizorilor de echipamente din SUA), rezumă efectul: „Cu siguranță încetinește lucrurile.” Wayland indică și un blocaj deja existent în lanțurile de aprovizionare pentru echipamente de rețea, amplificat de competiția cu centrele de date și de relocalizarea unor producții. În SUA, transformatoarele ar ajunge la termene de livrare de aproape doi ani și jumătate, iar prețurile ar fi crescut cu 158% din mai 2020; alte echipamente (comutatoare, automatizări de distribuție, regulatoare de tensiune) ar avea termene de cel puțin un an, conform aceleiași surse citate de Politico. Europa: cerințe „fabricat în Europa”, dar industrie insuficientă pe termen scurt În Uniunea Europeană, politicienii discută cerințe de tip „made in Europe” pentru anumite tehnologii curate achiziționate de autorități publice. Operatorii de distribuție avertizează însă că, în forma rigidă, măsura poate încetini electrificarea și instalarea de regenerabile, deoarece Europa nu produce suficient din unele tehnologii-cheie (de exemplu, anumite componente pentru transformatoare) pentru a acoperi cererea, potrivit European Distribution System Operators (documentul menționat: https://www.edsoforsmartgrids.eu/content/uploads/2026/08/e.dso-made-in-europe-position-paper.pdf ). Asociația susține că, în aceste condiții, cerințele stricte de origine ar putea „constrânge achizițiile și crește costurile”, fără să întărească rapid capacitatea industrială europeană. SUA: restricții pe importuri de echipamente de rețea și efecte în lanț pentru solar În SUA, Politico descrie o combinație de tarife și restricții mai dure sub administrația Trump, inclusiv un ordin executiv din august care interzice cumpărarea, vânzarea sau instalarea unor echipamente de rețea fabricate de companii străine considerate risc de securitate națională (material Politico Pro menționat: https://subscriber.politicopro.com/article/2026/08/trump-bans-use-of-some-foreign-electric-grid-parts-over-security-risks-01051953 ). Ordinul nu numește explicit țări, iar Departamentul Energiei ar urma să stabilească ce echipamente și ce companii intră sub incidența interdicției. Casa Albă a transmis, potrivit Politico, că ordinul vizează țări aflate sub embargo de armament și că acestea ar reprezenta o parte mică din echipamentele de rețea pentru majoritatea categoriilor de produse; totodată, Departamentul Energiei ar urma să echilibreze securitatea națională cu nevoia de extindere a rețelei în ghidurile de implementare. Pe solar, analiza menționează o succesiune de măsuri care pot afecta costurile și ritmul instalărilor, inclusiv stabilirea unor prețuri minime la import pentru polisiliciu (materia primă-cheie pentru majoritatea panourilor) și tarife pentru alte echipamente. Tim Pawlenty, CEO al Solar Energy Industries Association, spune că tarifele ar putea ajuta la relocalizarea producției, dar avertizează că nivelul și „secvențierea” lor pot crea probleme dacă furnizorii interni nu pot acoperi rapid golurile din lanțul de aprovizionare. De ce contează: decarbonizarea poate încetini, iar costurile pot urca Politico citează avertismente din industrie și analize care indică un risc comun: electrificarea și tranziția către energie mai curată pot deveni mai lente și mai scumpe. O analiză a Băncii Centrale Europene a avertizat că barierele comerciale ar face produsele „verzi” mai scumpe decât tehnologiile convenționale, cu efect asupra eforturilor de limitare a schimbărilor climatice (link menționat: https://www.ecb.europa.eu/press/research-publications/resbull/2026/html/ecb.rb260324~0b81bd7e3c.en.html ). În același timp, argumentul politic rămâne puternic: dependența totală de China pentru tehnologiile curate poate eroda sprijinul public pentru decarbonizare. În acest registru, comisarul european Stéphane Séjourné a întrebat, la prezentarea propunerii în martie, cum poate fi explicată populației „că decarbonizarea este o oportunitate” dacă bateriile sunt fabricate în China (discursul menționat: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/fr/speech_26_532 ). Pentru companii și utilități, implicația practică este că planurile de investiții în rețele, regenerabile și electrificare vor trebui recalibrate în funcție de costuri, termene de livrare și reguli de origine tot mai stricte. Iar pentru consumatori, riscul este ca întârzierile și scumpirile din infrastructură să se traducă, în timp, în presiune suplimentară asupra facturilor la energie. [...]
Diferența dintre prețul spot și contractele PPA riscă să lase industria românească expusă la volatilitate , într-un moment în care energia se tranzacționează la niveluri ridicate, iar companiile cer costuri mai mici sau măcar previzibile, potrivit Economica . În România, prețurile mari ale energiei electrice sunt puse și pe seama unui regim hidrologic foarte slab, care a redus producția hidro, la care se adaugă oprirea unei centrale nucleare, context care alimentează nemulțumirea din industrie. Publicația dă exemple de presiune venită atât direct ( Alro Slatina ), cât și indirect ( Automobile Dacia ), pe fondul unei piețe în care prețurile „oricum mari” sunt în creștere și afectează competitivitatea. În acest cadru, Economica notează că marii consumatori nu au adoptat pe scară largă contractele bilaterale negociate direct pe termen lung pentru energie din surse regenerabile (PPA – „Power Purchase Agreements”, adică acorduri de cumpărare a energiei). Deși România a intrat în top 10 european la energia contractată prin PPA încă din 2024, clienții care au semnat astfel de contracte nu sunt, în general, marii consumatori industriali, pe fondul diferențelor de preț dintre așteptările dezvoltatorilor și disponibilitatea de plată a clienților. În plus, persistă și așteptarea că statul va interveni pentru a reduce prețurile, pe fondul istoricului de reglementare în perioade dificile. Cât costă energia acum și de ce PPA-urile devin relevante În piața românească, energia electrică a ajuns la 150 de euro/MWh în piața spot (preț din august), iar contractele forward sunt la 170 de euro/MWh pentru livrare „bandă” în următoarele două trimestre de iarnă, potrivit datelor prezentate. În paralel, o analiză publicată la 1 septembrie de Jonathan Bruegel pe site-ul Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) arată că, în Europa, PPA-urile au trecut de la un instrument asociat mai ales obiectivelor de sustenabilitate la unul de protecție împotriva prețurilor ridicate, în contextul volatilității accentuate. Printre concluziile reținute în material: criza energetică a transformat PPA-urile în instrumente de „acoperire” a riscului de preț pentru companii; prețurile PPA din Europa sunt „cam la jumătate” față de prețurile spot în perioade de criză; cererea mai mare de PPA nu a dus automat la mai multe tranzacții, deoarece unii dezvoltatori preferă vânzarea pe spot. De ce nu se închid mai repede tranzacțiile PPA în Europa Analiza citată indică o tensiune între interesul cumpărătorilor pentru stabilitate și interesul producătorilor pentru venituri mai mari pe termen scurt. Potrivit datelor LevelTen Energy, prețurile PPA în Europa sunt între 60 și 85 de euro/MWh, în timp ce prețurile spot în perioade de criză sunt de 120–150 de euro/MWh (date ENTSO-E). În aceste condiții, semnarea unui PPA la 75–85 de euro/MWh poate însemna pentru dezvoltatori renunțarea la venituri potențial mai mari din piața spot, ceea ce frânează unele acorduri. În plus, finanțatorii proiectelor ar fi devenit mai stricți, cerând marje de siguranță mai mari, prețuri minime garantate și contracte mai scurte. Aici apare o neconcordanță: creditorii vor acoperire prin PPA pe 10–15 ani (durata tipică a împrumutului), în timp ce piața tinde spre contracte de 5–7 ani, ceea ce poate crea un risc de refinanțare în a doua parte a perioadei de creditare. Cum se schimbă structura PPA-urilor: de la „verde” la gestionarea riscului Materialul IEEFA descrie o schimbare de design al contractelor: de la PPA-uri lungi, cu preț fix, orientate spre raportarea emisiilor, către contracte care urmăresc protecția împotriva vârfurilor de preț. În tranzacțiile recente apar mai des: durate de 5–10 ani; prețuri minime și maxime (praguri și plafoane); clauze de indexare (de exemplu, legate de prețul gazului sau al certificatelor de carbon). Totodată, se conturează contracte care încearcă să rezolve „neconcordanța” dintre momentul producției regenerabile (de exemplu, solar la prânz) și orele în care apar vârfurile de preț (seara), prin structuri pe intervale zi/noapte, pachete hibride (solar–eolian–stocare) sau produse echivalente energiei de bază susținute de stocare. Miza pentru România: competitivitate și predictibilitate Pentru industria românească, mesajul de fond este că, într-o piață cu prețuri spot ridicate și volatile, accesul la contracte pe termen mai lung, cu prețuri mai stabile, poate deveni un instrument de competitivitate, nu doar o opțiune „verde”. În același timp, materialul sugerează că blocajele de preț și așteptările privind intervenția statului au limitat până acum apetitul marilor consumatori pentru PPA-uri, chiar dacă România a urcat în clasamentele europene la energia contractată astfel. Ca reper de context, Economica trimite și la informații despre poziționarea României în piața PPA din Europa, într-un material publicat de e-nergia.ro: e-nergia.ro . Analiza IEEFA este disponibilă aici: Institute for Energy Economics and Financial Analysis . [...]
