Piața energiei la 15 iulie 2026: importurile scad temporar, dar prețurile urcă din nou

Sistemul energetic național a funcționat miercuri, 15 iulie, cu un deficit de producție mai redus decât cel înregistrat la începutul săptămânii. România a continuat însă să importe energie, iar prețul stabilit pentru ziua următoare a revenit peste 800 de lei/MWh. Piața proiectelor energetice se concentrează tot mai mult asupra bateriilor, racordării la rețea și investițiilor care au depășit faza documentelor preliminare.

Datele operative publicate de Transelectrica au indicat, într-unul dintre instantaneele zilei de 15 iulie, un consum de aproximativ 5.450 MW, o producție internă de aproape 4.860 MW și un import de circa 590 MW.

Față de începutul săptămânii, când deficitul instantaneu a depășit în anumite intervale 2.000 MW, situația s-a îmbunătățit. Diferența nu trebuie interpretată însă ca o schimbare de tendință. Datele se modifică pe parcursul zilei, în funcție de consum, producția solară și eoliană, aportul hidrocentralelor și disponibilitatea centralelor convenționale.

Ceea ce rămâne vizibil este dependența sistemului de condițiile momentului. România poate reduce importurile în orele cu producție regenerabilă ridicată, dar revine la achiziții externe atunci când consumul crește sau producția solară scade.

Preț de peste 800 de lei/MWh pentru 16 iulie

Pe Piața pentru Ziua Următoare, energia cu livrare în 16 iulie a fost tranzacționată la un preț mediu de 814,67 lei/MWh, pentru un volum total de 31.761 MWh.

Nivelul este cu aproape 28% mai mare decât cel stabilit pentru energia livrată în 14 iulie, când prețul mediu fusese de 637,02 lei/MWh. Este, de asemenea, peste media lunii iunie, de 694,48 lei/MWh.

Mai importantă decât media este amplitudinea variațiilor din interiorul zilei. Pentru 16 iulie, cotațiile pe intervalele de 15 minute au coborât până în apropierea valorii de 80 lei/MWh și au depășit, în orele scumpe, 1.700 lei/MWh. Datele sunt publicate de OPCOM.

Diferența arată cât de rapid se poate schimba valoarea energiei în funcție de raportul dintre producție și consum. În orele cu aport solar ridicat, prețurile scad. După reducerea producției fotovoltaice, piața are nevoie de energie din surse controlabile, din stocare sau din import, iar prețurile pot crește abrupt.

Această volatilitate reprezintă o problemă pentru consumatorii expuși direct pieței, dar și o oportunitate pentru capacitățile de stocare. Bateriile pot prelua energia când este abundentă și ieftină și o pot livra în perioadele în care cererea și prețurile cresc.

Contractele pentru august și septembrie indică o temperare

Piața la termen transmite un semnal mai puțin tensionat. Pe segmentul PC-OTC, energia cu livrare în august era cotată la 578,32 lei/MWh, iar cea pentru septembrie la 577,79 lei/MWh.

Pe piețele contractelor bilaterale, prețurile se situau la aproximativ 560,24 lei/MWh pentru august și 564,71 lei/MWh pentru septembrie.

Aceste cotații sugerează o posibilă reducere a prețului mediu în următoarele două luni, comparativ cu nivelurile ridicate ale pieței spot. Ele nu reprezintă însă o garanție. Temperaturile, regimul hidrologic, producția eoliană, indisponibilitatea unor grupuri energetice sau evoluțiile de pe piețele regionale pot modifica rapid prognoza.

Pentru consumatorul final, o eventuală scădere a prețului angro nu se transferă integral și imediat în factură. La energia activă se adaugă tarifele de transport și distribuție, taxele, costul furnizării și cheltuielile de echilibrare.

România produce mai multă energie solară, dar nu a rezolvat problema serii

Extinderea capacităților fotovoltaice a modificat profilul producției naționale. În zilele însorite, energia solară poate acoperi o parte importantă a consumului și poate reduce importurile.

Efectul se diminuează însă rapid spre seară. Consumul gospodăriilor rămâne ridicat, mai ales în perioadele caniculare, iar producția fotovoltaică dispare. Sistemul trebuie să înlocuiască într-un timp scurt energia solară cu producție hidro, nucleară, pe gaze sau cărbune, cu energie stocată ori cu importuri.

Energia nucleară asigură o producție constantă, dar nu poate urmări singură variațiile rapide ale consumului. Hidrocentralele oferă flexibilitate, însă disponibilitatea lor depinde de rezervele de apă. Producția eoliană poate contribui substanțial, fără să poată fi programată.

Prin urmare, creșterea capacității instalate nu este suficientă. Piața are nevoie de energie disponibilă la momentul potrivit, nu doar de o producție anuală mai mare.

Stocarea devine criteriu de investiție

Achiziția BESS Sibiu SRL de către compania americană Nuvve rămâne una dintre tranzacțiile relevante ale lunii iulie. Proiectul prevede realizarea unei capacități de stocare de 42 MW.

Tranzacția are un preț inițial de aproximativ 420.000 de euro și o plată suplimentară de circa 1,26 milioane de euro, condiționată de obținerea licenței de producere. Cumpărătorul va achita, de asemenea, o taxă lunară de dezvoltare până la atingerea etapelor stabilite contractual.

Formula utilizată arată cum sunt evaluate în prezent proiectele energetice. Valoarea nu mai este stabilită numai prin înmulțirea numărului de megawați cu un preț orientativ. Contează drepturile asupra terenului, racordarea, garanțiile depuse, avizele, autorizațiile, licențele și probabilitatea reală de construire.

Un alt proiect important este dezvoltat de Repono în județul Argeș. Capacitatea anunțată este de 202 MW și 404 MWh, iar intrarea în exploatare este prevăzută pentru trimestrul al doilea din 2027, dacă sunt îndeplinite condițiile de finanțare și construcție.

Piața românească nu mai privește bateriile ca pe o anexă a parcurilor regenerabile. Stocarea devine o investiție de sine stătătoare, cu venituri posibile din arbitrajul prețurilor, echilibrare și servicii tehnologice de sistem.

Racordarea decide valoarea proiectului

Preluarea companiei Elemo de către WALDEVAR Holding confirmă interesul pentru infrastructura de înaltă și foarte înaltă tensiune. Noua structură, WALDEVAR Power Grid, va integra proiectarea, construcția, stocarea și realizarea lucrărilor necesare racordării.

Mișcarea este importantă deoarece rețeaua a devenit principalul filtru al pieței. România are numeroase proiecte anunțate, dar o parte dintre ele nu dispun de capacitate de racordare, nu au garanțiile necesare sau nu pot susține costul lucrărilor de întărire a rețelei.

Investitorii verifică tot mai atent dacă un proiect are un aviz tehnic de racordare valabil, un contract de racordare, terenul securizat, autorizații și un calendar realist. Proiectele aflate numai în faza de intenție își vor susține tot mai greu evaluările solicitate de dezvoltatori.

Reglementarea se concentrează asupra pieței reale

ANRE lucrează la modificarea regulamentului de furnizare a energiei electrice, la normele privind consumul propriu tehnologic și la Planul de dezvoltare a rețelei electrice de transport pentru perioada 2026–2035.

Autoritatea a stabilit și parametrii schemei certificatelor verzi. Pentru anul 2026, consumul final estimat supus obligației de achiziție este de aproximativ 42,08 TWh, iar cota estimată este de 0,499387 certificate verzi/MWh.

Pentru 2027, ANRE propune menținerea impactului mediu al certificatelor verzi în factura consumatorului final la 14,5 euro/MWh, deși aplicarea strictă a algoritmului ar fi condus la 13,03 euro/MWh. Argumentul autorității este necesitatea reducerii treptate a excedentului acumulat în piață. ANRE.

Perspective pentru următoarele două luni

În august, piața va rămâne expusă temperaturilor ridicate și consumului pentru climatizare. Producția fotovoltaică va limita presiunea în timpul zilei, dar intervalele de seară pot continua să aducă importuri și prețuri ridicate.

În septembrie, reducerea temperaturilor poate tempera consumul. În același timp, scurtarea zilei va diminua producția solară, iar rezultatul va depinde mai mult de energia eoliană, de disponibilitatea hidrocentralelor și de funcționarea grupurilor convenționale.

Cotațiile la termen indică pentru ambele luni prețuri în jurul valorii de 560–580 lei/MWh. Scenariul este credibil ca medie, dar nu exclude episoade zilnice în care piața spot să depășească din nou 1.000 de lei/MWh.

În sectorul investițiilor este de așteptat ca proiectele cu stocare, racordare avansată și autorizații clare să atragă cea mai mare parte a interesului. Tranzacțiile vor include, tot mai frecvent, plăți condiționate de atingerea etapelor de dezvoltare.

Miza News Connect

La 15 iulie, România importa mai puțină energie decât la începutul săptămânii, dar cumpăra mai scump energia pentru ziua următoare. Cele două informații nu se contrazic. Ele arată că piața este influențată nu doar de cantitatea totală produsă, ci și de ora la care energia este disponibilă.

Adevărata problemă a sistemului nu mai este lipsa proiectelor anunțate. Este distanța dintre proiectele prezentate și capacitățile care pot fi construite, racordate și folosite atunci când consumul o cere.

Cristian Radu

News Connect I ContraPunct