Energia care schimbă vieți: 26 de familii vor beneficia, pentru prima dată, de energie electrică prin instalarea de panouri fotovoltaice, în cadrul proiectului ”Energie pentru Viață”
august 10, 2026
România la ora 20:00: fără nuclear, nu mai discutăm despre prețul energiei, ci despre cine va fi deconectat
august 11, 2026
- DEȘI AVEM O CRIZĂ ENERGETICĂ ÎN ROMÂNIA DE 2 SĂPTĂMÂNI, AVEM STARE DE ALERTĂ DECRETATĂ, PREȚURILE PE PZU SUNT RELATIV MICI COMPARATIV CU ALTE PERIOADE ÎN CARE NU AM AVUT O CRIZĂ ENERGETICĂ.
Explicația principală este că PZU nu remunerează „gravitatea crizei” și nici starea de alertă declarată administrativ; PZU stabilește prețul marginal pentru fiecare interval de 15 minute, în funcție de ultima ofertă necesară pentru acoperirea consumului prognozat în ziua următoare.
În august 2026 avem o criză de siguranță și de adecvanță a sistemului, dar nu s-a produs, deocamdată, aceeași criză comercială extremă de ofertă care a apărut în seara de 30 iunie 2026, când s-a atins cel mai mare preț PZU din istoria pieței de energie din România.
Diferența esențială
| Element | Sfârșitul lunii iunie 2026 | Primele două săptămâni din august 2026 |
| Natura problemei | deficit efectiv în anumite ore | risc ridicat de deficit și pierdere suplimentară de capacitate |
| Preț maxim PZU | aproximativ 5.321 lei/MWh | vârfuri de circa 2.000–2.200 lei/MWh |
| Media zilei extreme | aproximativ 1.537 lei/MWh | aproximativ 1.180 lei/MWh |
| Importuri disponibile | insuficiente sau foarte scumpe în orele critice | mai bine anticipate și contractate |
| Cerere | caniculă, consum comercial și industrial ridicat | consum industrial și comercial mai redus, specific lunii august, dar și a opririlor voluntare |
| Reacția operatorilor | șoc relativ neașteptat | criza este cunoscută și măsurile sunt pregătite mai din timp |
Pe 30 iunie 2026, PZU a atins aproximativ 5.321 lei/MWh, iar media zilei a fost de circa 1.537 lei/MWh. În august 2026 există în continuare oscilații mari — de exemplu, pentru 5 august 2026 prețul a variat între aproximativ 237 și 2.123 lei/MWh — dar orele foarte scumpe sunt compensate în media zilnică de orele ieftine din timpul zilei.
1. Starea de alertă privește riscul, nu deficitul existent în fiecare oră
Starea de alertă a fost declarată deoarece:
- Unitatea 1 de la Cernavodă era indisponibilă;
- exista riscul opririi Unității 2;
- producția hidro era limitată de secetă;
- România putea pierde suplimentar aproape 20% din producția internă;
- în scenariul opririi celui de-al doilea reactor, importurile necesare puteau depăși 2.500 MWh.
Dar o capacitate aflată în pericol să se oprească nu este același lucru cu o capacitate care lipsește deja din balanța ofertelor PZU. Starea de alertă este, în bună măsură, o măsură preventivă, destinată evitării scenariului critic.
2. În iunie 2026 s-a produs o „furtună perfectă” într-un număr limitat de ore
În seara de 30 iunie 2026 s-au suprapus:
- scăderea rapidă a producției fotovoltaice;
- consumul ridicat produs de caniculă;
- producția hidro redusă;
- disponibilitatea limitată a capacităților clasice;
- deficitul regional;
- congestiile pe interconexiuni;
- importuri insuficiente pentru a egaliza prețul României cu piețele mai ieftine;
- intrarea în piață a unor oferte foarte scumpe necesare pentru acoperirea ultimilor MW.
Într-o piață marginală, nu este nevoie să lipsească mii de MW pentru ca prețul să explodeze. Uneori este suficient să lipsească ultimii 100–300 MWh, iar oferta marginală să sară de la 1.000 la 4.000–5.000 lei/MWh. Toată energia tranzacționată în acel interval primește atunci prețul ultimei oferte acceptate.
3. Criza din august a fost cunoscută și anticipată
Aceasta este aparent paradoxul: o criză anunțată poate produce prețuri mai mici decât un dezechilibru neașteptat.
După declararea stării de alertă:
- furnizorii și traderii și-au acoperit mai devreme necesarul;
- au fost rezervate și utilizate mai atent capacitățile de import;
- producătorii și-au revizuit disponibilitățile;
- energia hidro a fost administrată mai prudent;
- operatorul de transport a pregătit rezerve și măsuri de intervenție;
- unii consumatori industriali și-au redus ori deplasat consumul;
- riscul politic și operațional a devenit cunoscut de piață.
Prin urmare, măsurile luate pentru gestionarea crizei au împiedicat, până acum, transformarea riscului fizic într-o explozie generalizată a prețului.
4. Consumul din august este structural mai mic
În august, multe întreprinderi își reduc activitatea, sunt concedii colective, consumul comercial scade, iar unele instalații industriale sau rafinării funcționează sub capacitate.
Diferența dintre un consum orar la varf de 7.200 MWh și unul de 6.500–6.700 MWh poate fi decisivă. Acei 500–700 MWh mai puțin pot elimina din ordinea de merit exact centralele sau ofertele foarte scumpe care ar fi stabilit prețul marginal.
Așadar, România poate avea mai puțină producție, dar și mai puțin consum, iar prețul să nu atingă recordul din iunie.
5. Fotovoltaicul ține jos media zilnică, dar nu rezolvă seara
În orele însorite, producția fotovoltaică internă și cea regională poate împinge PZU spre câteva sute de lei/MWh. După apus, prețul poate urca de patru-cinci ori.
De aceea, media zilnică poate părea relativ suportabilă, deși sistemul traversează câteva ore foarte tensionate. Problema României nu este neapărat lipsa energiei pe totalul celor 24 de ore, ci lipsa puterii ferme disponibile exact între aproximativ 19:00 și 23:00.
6. Prețul importului contează mai mult decât cantitatea importată
Importul nu duce automat la prețuri astronomice. Dacă Bulgaria, Serbia, Ucraina sau piețele central-europene au energie disponibilă la 120–180 euro/MWh și există capacitate de interconexiune, România poate importa masiv fără să atingă 1.000 euro/MWh.
Prețul explodează când se suprapun două condiții:
- România are nevoie de import;
- și vecinii au simultan deficit, iar interconexiunile sunt saturate.
La sfârșitul lui iunie, această suprapunere a fost mult mai severă în orele de seară. În august, deși situația regională este tensionată, importurile au compensat până acum o parte importantă din deficit. Comisia Europeană arăta că importurile regionale acoperă încă pierderile de producție și că nu exista, la acel moment, un pericol imediat pentru siguranța alimentării.
În iunie 2026, România nu avea stare de alertă pe hârtie, dar a avut pentru câteva ore un deficit comercial real, neașteptat și imposibil de acoperit prin importuri ieftine; în august 2026 are o stare de alertă justificată de vulnerabilitatea sistemului, însă riscul a fost anticipat, consumul este mai mic, importurile au fost mobilizate, iar producția fotovoltaică reduce puternic media zilnică. Altfel spus, Starea de alertă măsoară cât de aproape este sistemul de avarie; PZU măsoară cât costă ultimul MWh necesar mâine. Cele două pot evolua foarte diferit.
Prețurile actuale nu dovedesc că alerta a fost inutilă. Ele pot dovedi exact contrariul și anume că măsurile luate înaintea producerii deficitului au împiedicat, deocamdată, repetarea șocului din 30 iunie 2026. Totuși, dacă s-ar suprapune oprirea Unității 2, scăderea producției fotovoltaice, consumul ridicat și saturarea importurilor, recordul din iunie ar putea fi depășit foarte repede.
- PREȚURILE CONTRACTELOR BILATERALE PENTRU URMĂTORUL AN SUNT MAI MARI
Prețurile contractelor bilaterale pentru următorul an sunt mai mari arată că piața nu consideră actualele prețuri PZU sustenabile. Nu avem o contradicție, ci două piețe care evaluează două realități diferite:
- PZU reflectă situația de mâine, după reducerea consumului și folosirea măsurilor de urgență;
- contractul bilateral reflectă riscul cumulat al următoarelor 12 luni, când consumul industrial ar trebui să revină, iar măsurile de avarie nu pot fi menținute permanent.
PZU spune „astăzi am evitat deficitul”. Bilateralele spun „mâine problema revine”
Dacă PZU se situează temporar la 550–650 lei/MWh, iar contractele pentru un profil apropiat consumului real sunt ofertate la 620–700 lei/MWh, diferența reprezintă o primă pentru:
- riscul de deficit viitor;
- volatilitatea PZU;
- profilul orar al consumului;
- costul echilibrării;
- riscul de volum;
- costul finanțării și al garanțiilor;
- indisponibilitatea capacităților nucleare, hidro, pe cărbune sau gaze;
- posibilitatea repetării unor intervale de 2.000–5.000 lei/MWh.
Furnizorul nu vinde energia pentru anul următor la media PZU dintr-o săptămână. El trebuie să garanteze livrarea în toate cele 8.760 de ore, inclusiv seara, iarna, în zilele fără vânt, fără soare sau cu importurile saturate.
- Reducerea consumului scade PZU, dar poate crește prețul contractelor viitoare
Aceasta este partea aparent paradoxală.
În august 2026, marii consumatori și-au redus activitatea. Eliminarea a câteva sute de MW din piață poate coborî prețul marginal imediat. Dar producătorii și traderii știu că:
- Dacia, Ford, Kronospan și ceilalți consumatori nu pot rămâne opriți un an;
- economisirea voluntară nu poate substitui permanent capacitățile de producție;
- consumul industrial va trebui să revină;
- iarna fotovoltaicul va produce mult mai puțin;
- hidroproducția poate rămâne redusă;
- România poate continua să aibă capacități ferme indisponibile;
- Ungaria și Serbia vor concura cu România pentru aceleași importuri;
- închiderea sau limitarea unor capacități pe cărbune va reduce și mai mult rezerva.
Astfel, scăderea temporară a consumului reduce prețul de mâine, dar confirmă vulnerabilitatea care scumpește energia pentru anul următor.
Bilateralele includ și orele pe care media PZU le ascunde
O medie PZU de 600 lei/MWh poate fi compusă din:
- 200–300 lei/MWh la prânz;
- 700–1.000 lei/MWh noaptea;
- 1.500–2.500 lei/MWh seara;
- ocazional, intervale de peste 5.000 lei/MWh.
Un consumator industrial nu cumpără media abstractă a zilei. El are un profil propriu. Dacă utilizează energie mai ales dimineața, seara și noaptea, costul profilului său va fi superior mediei PZU. De aceea pentru un profil apropiat consumului real, o ofertă de 620–700 lei/MWh nu poate fi comparată direct cu media simplă a orelor ieftine de pe PZU.
- Furnizorul vinde protecție împotriva crizei
Prin contractul bilateral, cumpărătorul transferă furnizorului riscul ca PZU să ajungă:
- la 1.500 lei/MWh într-o seară;
- la 3.000 lei/MWh într-o perioadă de deficit;
- sau din nou la peste 5.000 lei/MWh într-un interval critic.
Furnizorul cere o primă pentru preluarea acestui risc. Cu cât sistemul este mai vulnerabil, cu atât această primă este mai mare, chiar dacă prețul spot din ziua tranzacției pare moderat. Este similar unei asigurări, faptul că astăzi nu s-a produs accidentul nu face polița pentru anul următor mai ieftină dacă riscul accidentului a crescut.
- Contractele actuale au și o problemă de lichiditate
Piața românească la termen este relativ puțin lichidă. Volumele contractate pentru 2027 au reprezentat anterior numai aproximativ 1% din consumul anual, la prețuri istorice medii de circa 521–524 lei/MWh. Aceste valori istorice nu descriu automat ofertele disponibile astăzi, după agravarea crizei.
Când puțini producători sunt dispuși să vândă energie fermă pentru un an întreg, iar mulți furnizori și consumatori vor să cumpere protecție, apare o primă de lichiditate. Prețul ofertat poate ajunge la 620–700 lei/MWh chiar dacă unele produse OTC lunare apropiate se tranzacționează în jurul valorii de 578–585 lei/MWh.
Prețurile relativ temperate de pe PZU nu înseamnă că piața crede că România a depășit criza. Dimpotrivă, contractele bilaterale mai scumpe pentru anul următor arată că piața privește actuala scădere a consumului drept o soluție temporară și taxează anticipat revenirea industriei, lipsa capacităților ferme, seceta, volatilitatea importurilor și riscul repetării vârfurilor extreme.
România a reușit să țină temporar PZU sub control reducând consumul și activitatea economică, dar nu poate contracta viitorul la același preț. Piața bilaterală spune adevărul pe care spotul îl ascunde: energia pare mai ieftină astăzi fiindcă economia consumă mai puțin, însă energia pentru anul următor este mai scumpă fiindcă nimeni nu crede că România poate continua să-și echilibreze sistemul închizând fabrici.
Prin urmare, contractele bilaterale mai scumpe nu infirmă analiza. Ele confirmă că actualul nivel PZU este unul conjunctural, obținut prin anticipare, contractare prealabilă și comprimarea consumului, nu prin rezolvarea deficitului structural.
- DE CE PREȚUL PZU A FOST DE 3 ORI MAI MARE ÎN 30 IUNIE 2026 CÂND NU EXISTA CRIZĂ PE PIAȚA DE ENERGIE FAȚĂ DE AUGUST 2026 CÂND SUNTEM ÎN PLINĂ CRIZĂ
Recordul PZU din 29–30 iunie 2026 nu a fost provocat de un deficit regional mai mare decât cel din august, ci de blocarea României și Ungariei într-o „insulă comercială” cu capacitate de import saturată exact la dispariția fotovoltaicului. În august, deficitul fizic este mai mare, dar cererea a fost redusă administrativ și industrial, iar piața este mai uniform cuplată regional.
Cu alte cuvinte, în iunie a existat mai ales o criză de congestie și flexibilitate în câteva intervale, iar în august există o criză reală și persistentă de producție. PZU reacționează mult mai violent la prima dacă ultimii MWh nu pot traversa frontiera.
1. Ce s-a întâmplat efectiv în 29–30 iunie
Pentru livrarea din 29 iunie 2026:
| Indicator | Valoare |
| Consum total Europa de Sud-Est | 34,3 GWh |
| Creșterea consumului față de ziua precedentă | +3,76 GWh |
| Producție fotovoltaică regională la prânz | 8,30 GWh |
| Import net total al regiunii | 1,77 GWh |
| Import România | aproximativ 1,04 GWh |
| Import Ungaria | aproximativ 1,28 GWh |
| Import Serbia | aproximativ 0,54 GWh |
| Preț mediu România | 223,54 euro/MWh |
| Preț mediu Ungaria | 222,73 euro/MWh |
| Preț mediu Bulgaria | 90,32 euro/MWh |
| Preț mediu Grecia | 86,50 euro/MWh |
| Preț România în ora 21 | aproximativ 766,7 euro/MWh |
Datele arată că nu exista un deficit uniform în toată regiunea. Grecia exporta aproximativ 1,72 GWh, iar Bulgaria circa 738 MWh. Totuși, România avea un preț cu aproximativ 133 euro/MWh peste Bulgaria și cu 137 euro/MWh peste Grecia.
Această diferență nu poate fi explicată prin costul gazului, al cărbunelui sau al certificatelor CO₂. Prețurile combustibililor au fost relativ stabile. Explicația este că energia ieftină din sud nu mai putea ajunge în cantitate suficientă în România și Ungaria: capacitățile comerciale transfrontaliere disponibile PZU erau saturate.
Astfel s-au format două zone:
- Bulgaria–Grecia: aproximativ 86–90 euro/MWh;
- România–Ungaria: aproximativ 223 euro/MWh în medie și peste 750 euro/MWh seara.
Aceasta este proba cea mai puternică a faptului că recordul nu a fost produs de lipsa regională totală de energie, ci de congestia care a izolat comercial România și Ungaria.
2. Recordul din 30 iunie a fost produs de rampa solară, nu de deficitul mediu al zilei
Pe 30 iunie, recordul de 1.015,65 euro/MWh, echivalent cu aproximativ 5.321 lei/MWh, s-a înregistrat în intervalul 19:45–20:00 ora României.
Datele lunii iunie arată:
- preț mediu PZU: aproximativ 123 euro/MWh;
- abatere standard: 110 euro/MWh;
- preț minim: aproximativ –53 euro/MWh;
- preț maxim: 1.015,65 euro/MWh;
- intervale cu preț negativ: 124 de intervale de 15 minute;
- ecart mediu zilnic: aproximativ 317 euro/MWh.
Aceste valori descriu o piață dezechilibrată structural:
- la prânz existau până la aproximativ 3.000 MWh fotovoltaici în România;
- centralele clasice erau împinse în afara pieței sau la sarcini reduse;
- către seară, fotovoltaicul a dispărut foarte repede;
- consumul pentru climatizare a rămas ridicat;
- centralele clasice nu au putut reveni suficient de repede;
- importurile dinspre Bulgaria și Grecia ajunseseră la limita comercială;
- România și Ungaria au rămas dependente de ultimele oferte foarte scumpe.
Important este că nu lipsa energiei pe 24 de ore a produs recordul, ci lipsa puterii disponibile în cei 15–60 de minute ai rampei de seară.
Un sistem poate avea un deficit zilnic mare, dar gestionabil, și să aibă un preț de 170 euro/MWh. În schimb, poate lipsi numai 100–200 MWh într-un singur interval, iar dacă frontierele sunt saturate și următoarea ofertă este de 1.000 euro/MWh, aceasta stabilește prețul întregii piețe.
3. În august situația fizică este mult mai gravă
Aici observația dumneavoastră este complet corectă.
În august:
- România a pierdut aproximativ 700 MWh nucleari, în funcție de zi;
- producția hidro este sever limitată;
- Ungaria a ajuns cu Paks la circa 10% din capacitate;
- Serbia are hidro și termocentrale afectate;
- Slovenia, Austria și alte state au probleme hidro sau nucleare;
- consumul de climatizare este ridicat;
- România a ajuns la producție internă de circa 4.300 MWh înaintea unor opriri, față de un consum maxim prognozat de aproximativ 7.300 MWh;
- importurile României au ajuns frecvent la 1.700 MWh.
Aceasta este indiscutabil o criză fizică mai gravă decât cea din iunie.
Dar prețurile săptămânii 32 au fost:
| Piață | Preț mediu |
| România | 166,62 euro/MWh |
| Serbia | 166,63 euro/MWh |
| Ungaria | 165,92 euro/MWh |
Cele trei prețuri aproape identice arată că România, Serbia și Ungaria nu mai sunt separate între ele de o congestie comercială majoră. Ele formează o singură zonă regională scumpă, dar cuplată.
În iunie, diferența România–Bulgaria era de circa 133 euro/MWh. În august 2026, diferențele România–Ungaria–Serbia sunt sub 1 euro/MWh.
4. În august 2026 deficitul a fost acoperit și prin reducerea economiei
În august nu a apărut energie suplimentară miraculos. A fost redusă cererea:
- Dacia și Ford Otosan și-au diminuat activitatea;
- Kronospan și alți consumatori industriali și-au redus sarcina;
- în Ungaria, peste 300 de întreprinderi și consumatori au răspuns solicitărilor de reducere;
- MOL, Samsung SDI și Audi au redus consumul;
- iluminatul decorativ și o parte a iluminatului public au fost oprite;
- luna august are opriri tehnologice și concedii industriale.
Aceste reduceri sunt relevante în special între orele 19:00 și 23:00. Dacă se elimină 400–800 MWh din consumul regional exact în acea perioadă, pot fi evitate ofertele situate la 500–1.000 euro/MWh.
Pe 30 iunie 2026 nu era mai puțină energie în regiune decât în august. Era mai puțină energie care putea ajunge comercial în România exact în cele 15 minute critice. Congestia a transformat câțiva producători flexibili în furnizori indispensabili, iar ultima ofertă acceptată a urcat la 1.015 euro/MWh.
În august, România, Ungaria și Serbia sunt „în găleată”, dar sunt în aceeași găleată, prețurile lor sunt aproape identice. Deficitul este persistent, însă este gestionat prin reducerea ,consumului, contractare anticipată și importuri regionale distribuite. De aceea prețul mediu este foarte mare — circa 166 euro/MWh — dar nu apare automat recordul de 1.015 euro/MWh.
În concluzie recordul din iunie nu demonstrează că energia lipsea de cinci ori mai mult; demonstrează că, într-o piață congestionată și lipsită de flexibilitate, ultimii MW au putut fi vânduți la un preț de patru-cinci ori peste costul lor marginal. Augustul vine cu o criză fizică mai gravă, dar fără aceeași configurație de congestie și ofertare strategică, prețul nu ajunge la recordul din 30 iunie 2026.
- EXISTĂ MULTE VOCI CARE SPUN CA ACEASTA CRIZĂ ESTE FABRICATA, TOCMAI DATORITĂ CĂ PREȚURILE DIN PZU SUNT PREA MICI
Acesta este principalul argument al celor care susțin că „criza este fabricată”, dacă România, Ungaria și Serbia se confruntă cu un deficit energetic sever, de ce PZU nu explodează? Argumentul este intuitiv, dar incomplet. Prețul relativ temperat al PZU nu demonstrează că această criză este fabricată. Demonstrează că PZU nu reflectă integral costul crizei.
Există trei niveluri diferite care trebuie separate:
- Criza fizică este reală – producție nucleară și hidro redusă, importuri mari, rezerve restrânse și dificultăți similare în Ungaria și Serbia.
- Criza comercială a fost anticipată – o parte din necesar a fost contractată bilateral, importată programat sau acoperită în afara PZU.
- Criza economică a fost ascunsă prin reducerea consumului – fabricile și-au redus activitatea, iluminatul a fost limitat, iar consumul care ar fi împins prețul marginal la valori extreme a dispărut din piață.
- Prețul mic nu înseamnă energie suficientă
România a avut în aceste zile la vârf de consum un:
- consum orar de cca. 7.300 MWh;
- producție orară de cca 4.800 MWh;
- deficit brut orar de cca 2.500 MWh.
Dacă înaintea licitației PZU s-a contractat 1.500 MWh din import și s-a redus voluntar cu 600 MWh de consum, pe PZU a mai rămas de acoperit un deficit marginal de numai 400 MWh. Astfel, piața nu a văzut deficitul inițial de 2.500 MWh. Vede doar ceea ce a rămas după contractare și reducerea consumului. Prețul PZU poate astfel să rămână moderat, deși sistemul energetic este într-o situație critică.â
- Criza energetică a fost puternic folosită politic
Criza energetică din România a fost prezentată exagerat, administrată netransparent și folosită politic, fără ca aceasta să însemne că a fost fabricată de la zero.
Datele privind debitele Dunării, indisponibilitatea unor capacități, reducerea producției hidro, situația Paks și importurile ridicate sunt elemente fizice verificabile. Acestea nu pot fi fabricate doar printr-un comunicat guvernamental.
În schimb, pot fi discutate legitim:
- dacă declararea stării de alertă a fost proporțională;
- dacă autoritățile au prezentat scenariul cel mai grav ca și cum ar fi fost deja realitate;
- dacă au fost ascunse contractele și sursele de import deja asigurate;
- dacă reducerea consumului industrial aferent lunii august a fost trecută sub tăcere;
- dacă alerta a fost folosită pentru justificarea unor achiziții sau măsuri excepționale;
- dacă publicul a fost informat despre riscul potențial sau despre deficitul efectiv;
- care este costul real al energiei cumpărate în afara PZU.
- Contractele bilaterale contrazic ideea unei crize complet fabricate
Dacă piața ar considera că deficitul este inventat, contractele pentru anul următor ar trebui să se ieftinească. În realitate, ofertele pentru un profil apropiat consumului real se situează în jurul valorii de 620–700 lei/MWh, peste unele medii PZU observate în perioadele fără vârfuri.
Acest lucru arată că participanții profesioniști nu cred că actualele prețuri spot mai scăzute vor continua. Ei introduc în contracte:
- riscul hidrologic;
- lipsa capacităților ferme;
- revenirea consumului industrial;
- volatilitatea importurilor;
- riscul congestiilor;
- costul echilibrării;
- posibilitatea repetării vârfurilor de preț.
Prin urmare, piața la termen spune că riscul este real, chiar dacă piața spot îl afișează doar parțial.
- Ce poate alimenta totuși suspiciunea
Suspiciunea publică este legitimă deoarece autoritățile nu au publicat clar:
- consumul redus voluntar și administrativ, oră cu oră;
- companiile care și-au diminuat activitatea și puterea retrasă;
- cantitățile cumpărate bilateral înaintea declarării alertei;
- importurile comerciale și ajutoarele de avarie;
- costul energiei achiziționate în afara PZU;
- costurile transferate în piața de echilibrare;
- scenariul exact care a stat la baza declarării alertei;
- rezerva efectivă disponibilă în fiecare interval.
În lipsa acestor informații, publicul vede două imagini contradictorii: Guvernul vorbește despre o criză istorică, dar PZU nu repetă recordul din iunie. De aici apare concluzia că alerta este inventată.
Prețurile PZU relativ temperate nu dovedesc că actuala criză energetică este fabricată. Ele arată că deficitul a fost anticipat, acoperit parțial prin contracte și importuri și, mai ales, redus prin comprimarea consumului industrial. Criza nu a dispărut; o parte a costului ei a fost mutată din bursă în economia reală.
Ceea ce poate fi fabricat nu este lipsa fizică de energie, ci percepția asupra dimensiunii imediate a pericolului. Autoritățile pot prezenta un risc posibil drept o catastrofă deja produsă, mai ales dacă refuză să publice balanța completă, contractele, reducerile de consum și costurile măsurilor de urgență.
Criza fizică nu pare fabricată. Însă modul în care a fost comunicată, amploarea declarată și folosirea stării de alertă trebuie verificate separat. Prețul PZU nu infirmă criza, dar nici nu validează automat întreaga narațiune oficială.
- CE SE VA ÎNTÂMPLA PE PIAȚĂ DACĂ S-AR ÎNCHIDE ȘI REACTORUL 2
Dacă Reactorul 2 se închide, România pierde aproape instantaneu aproximativ 700 MWh de producție continuă și ieftină, adică în jur de 10% din consumul curent. Impactul asupra prețurilor va depinde decisiv de modul opririi: anticipată sau accidentală.
- Dacă oprirea este anunțată cu o zi înainte
Piața va introduce pierderea celor 700 MWh direct în ofertele PZU. În condițiile actuale, estimările sunt:
| Scenariu | Preț mediu PZU | Vârfuri seara |
| Importuri suficiente și reducere suplimentară a consumului | 850–1.050 lei/MWh | 1.500–2.500 lei/MWh |
| Importuri limitate, dar fără deficit fizic | 1.000–1.400 lei/MWh | 2.500–4.500 lei/MWh |
| Importuri saturate, producție solară/eoliană redusă | 1.300–1.800 lei/MWh | 4.500–5.000 lei/MWh |
| Deficit regional simultan și lipsă de rezervă | peste 1.800 lei/MWh | posibil peste 5.000 lei/MWh în intervale izolate |
Acestea sunt intervale de scenariu, nu prognoze punctuale. Prețul nu va crește uniform în toate orele:
- la prânz, fotovoltaicul poate limita scumpirea;
- între 19:00 și 23:00, impactul va fi maxim;
- noaptea, lipsa producției nucleare continue va menține prețurile ridicate;
- în weekend, reducerea consumului ar putea tempera creșterea.
- Dacă Reactorul 2 se oprește brusc
În acest caz, prima reacție nu va apărea pe PZU, deoarece PZU pentru ziua respectivă este deja închisă.
Șocul se va transfera imediat în:
- piața intrazilnică;
- piața de echilibrare;
- activarea rezervelor;
- importuri de avarie;
- reducerea sau întreruperea consumului industrial.
Prețul PZU din ziua respectivă poate rămâne aparent neschimbat, deși costurile reale ale sistemului explodează în piața de echilibrare. Abia pentru ziua următoare oprirea se va reflecta complet în PZU.
De aceea, o oprire accidentală ar putea produce pentru câteva ore prețuri foarte mari în echilibrare fără ca publicul să vadă imediat aceeași explozie pe OPCOM-PZU.
- De ce pierderea celor 700 MWh este atât de importantă
Reactorul nu livrează doar 700 MWh, ci livrează:
- permanent;
- inclusiv noaptea;
- fără dependență de vânt sau soare;
- cu un cost variabil redus;
- fără consum de gaze;
- fără certificate CO₂;
- fără necesitatea importurilor.
Numai costul suplimentar angro al înlocuirii Reactorului 2 s-ar putea situa între aproximativ 7 și 12 milioane lei pe zi, fără piața de echilibrare, congestii și costurile întreruperii industriei.
- Importul nu poate rezolva singur problema
România importa deja în unele ore aproximativ 1.700 MWh. Adăugarea altor 700 MWh ar duce necesarul teoretic spre 2.400 MWh, iar în orele cu producție regenerabilă redusă chiar peste acest nivel.
Problema nu este doar capacitatea fizică a liniilor. Contează:
- capacitatea comercială oferită pieței;
- disponibilitatea energiei în țările vecine;
- situația Ungariei și Serbiei;
- producția Bulgariei;
- disponibilitatea exporturilor ucrainene;
- fluxurile paralele;
- competiția cu Moldova și alte piețe deficitare.
Dacă Ungaria, Serbia și România cumpără simultan, ultimii 700 MWh nu vor fi cumpărați la prețul mediu regional. Ei vor fi cumpărați la prețul marginal al unei regiuni aflate deja aproape de limită.
- Doar reducerea consumului poate împiedica explozia PZU
Pentru a compensa complet Reactorul 2 fără o majorare extremă a prețului, România ar trebui să obțină o combinație precum:
- 300–400 MWh importuri suplimentare;
- 200–300 MWh reducere industrială;
- 50–100 MWh reducere comercială și publică;
- mobilizarea rezervelor și a stocării disponibile.
Dacă se retrag din consum aproximativ 500–700 MWh, PZU poate rămâne sub 1.000–1.200 lei/MWh în medie. Dar aceasta nu înseamnă că oprirea nu costă. Costul este transferat în economia reală:
- producție industrială pierdută;
- angajați trimiși temporar acasă;
- comenzi întârziate;
- importuri mai mari;
- costuri de echilibrare;
- reducerea activității comerciale.
Prețul energiei poate fi ținut jos prin reducerea consumului, dar costul economic total poate crește.
- Ce se va întâmpla cu prețurile din contractele bilateralele
Oprirea Reactorului 2 ar afecta imediat și ofertele pentru următoarele 12 luni, mai ales dacă durata opririi este incertă.
Pentru un profil apropiat consumului real, ofertele actuale de aproximativ 620–700 lei/MWh ar putea urca orientativ la:
- 670–750 lei/MWh, dacă oprirea este scurtă și revenirea este credibilă;
- 720–820 lei/MWh, dacă oprirea devine prelungită și riscul hidrologic persistă;
- peste 800 lei/MWh, pentru profile dezechilibrate, cu consum ridicat seara și fără flexibilitate.
Producătorii vor deveni mai reticenți să vândă cantități ferme, iar furnizorii vor include o primă mai mare pentru riscul de volum, profil și echilibrare.
Închiderea Reactorului 2 nu va conduce automat la un preț unic de 5.000 lei/MWh, dar va muta permanent curba de ofertă cu aproximativ 700 MWh spre zona scumpă. Dacă importurile și reducerea consumului acoperă pierderea, media PZU ar putea rămâne în jur de 850–1.200 lei/MWh. Dacă frontierele se saturează și consumul nu mai poate fi redus, vârfurile de 3.000–5.000 lei/MWh devin probabile, iar depășirea recordului din iunie devine posibilă.
Cu Reactorul 2 oprit, România va avea de ales între energie mult mai scumpă și economie mai mică. Dacă PZU nu explodează, aceasta nu va însemna că oprirea nu costă, ci că prețul a fost ținut sub control prin importuri de urgență și prin oprirea unei părți din consum.
- CUM VA INFLUENȚA ACEASTA OFERTELE DE PREȚ LA ENERGIE
Pentru un preț angro de 620–700 lei/MWh, aferent deja unui profil apropiat consumului real, estimez că prețul final ofertat consumatorului casnic în perioada septembrie 2026–septembrie 2027 va fi: 1,40–1,62 lei/kWh, TVA inclus, în funcție de furnizor și zona de distribuție.
Estimarea pe categorii
- Oferte foarte competitive/producători integrați: 1,25–1,40 lei/kWh
- Ofertele dominante ale pieței: 1,48–1,56 lei/kWh
- Oferte prudente, cu primă mare de risc: 1,60–1,75 lei/kWh
Estimarea presupune că tarifele reglementate nu cresc substanțial în 2027 și că nu apare un nou șoc major, oprirea prelungită a Reactorului 2, o iarnă foarte rece sau saturarea persistentă a importurilor. Într-un asemenea scenariu, ofertele pot trece de 1,65 – 1,75 lei/kWh.
