Ce se întâmplă cu prețul la energie electrică după 1 ianuarie. Anunțul ANRE
O notificare de la ANRE a pus pe jar consumatorii de gaze: schema de sprijin se încheie la 1 aprilie 2026, iar furnizorii sunt obligați să anunțe noile prețuri contractuale până pe 2 martie. Vestea, deși vizează direct gazele, deschide o discuție mult mai amplă și pentru piața de electricitate. Într-un moment în care România este inundată de o producție record de energie regenerabilă, întrebarea de pe buzele tuturor este simplă: de ce nu se reflectă asta în facturi mai mici? Răspunsul este un amestec complex de investiții masive, rețele depășite și noi reguli de conectare care intră în vigoare chiar acum.
Tsunami-ul energiei verzi: o producție record
Piața de energie din România a trecut printr-o transformare radicală în ultimii ani, culminând cu o explozie a capacităților de producție din surse regenerabile. Cifrele sunt clare: capacitatea instalată a crescut de la 17,73 gigawați (GW) în 2025 la 19,24 GW la începutul lui 2026, conform analizelor de piață. Motorul principal al acestei creșteri este energia solară, care a înregistrat o creștere anuală de 59%, ajungând la o capacitate cumulată de 5,3 GW. Se estimează că sectorul fotovoltaic va continua pe un trend ascendent, cu o rată de creștere anuală compusă de peste 14% până în 2031.
Această avalanșă de proiecte verzi nu este întâmplătoare. Ea este alimentată de mai mulți factori. Fondurile europene, prin Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR) și Fondul pentru Modernizare, au injectat capital vital. Schema de sprijin prin Contracte pentru Diferență (CfD), care garantează un venit pe 15 ani producătorilor, a avut deja două runde de succes, adăugând aproximativ 4 GW în proiecte eoliene și solare la prețuri de 78-82 de euro/MWh. În plus, marile companii industriale, pentru a evita taxele pe carbon la export și pentru a-și asigura accesul pe piața UE, au început să încheie contracte de achiziție pe termen lung (PPA). Acorduri precum cel dintre OMV Petrom și DRI pentru 100 GWh anual sau cel al Saint-Gobain pentru 800 GWh din surse eoliene, efectiv din 2026, creează o cerere stabilă și predictibilă, încurajând investițiile.
Gâtuirea rețelei: de ce mai multă energie nu înseamnă facturi mai mici
Producția masivă de energie verde este doar o parte a ecuației. Marea problemă a României este că rețeaua de transport nu poate prelua eficient toată această nouă energie. Dobrogea, regiunea cu cel mai mare potențial eolian, este exemplul perfect. Liniile de 220 kV sunt saturate, limitând dezvoltarea a cel puțin 500 MW de capacitate nouă. În nopțile cu vânt puternic, până la 8% din producție este redusă forțat (curtailment), ceea ce afectează direct profitabilitatea proiectelor.
Soluțiile sunt în curs de implementare, dar necesită timp și bani. Un pachet de 815 milioane de euro din Fondul de Modernizare al UE este alocat special pentru modernizarea rețelei și deblocarea conexiunilor. Transelectrica a demarat deja lucrări la linia de înaltă tensiune Constanța Nord-Medgidia Sud, o investiție de 134 milioane de euro care ar trebui să elibereze 273 MW de capacitate blocată. Obiectivul este adăugarea a peste 2 GW de capacitate transferabilă în rețea până la finalul acestui an.
O schimbare majoră, intrată în vigoare la începutul lui 2026, modifică fundamental procesul de conectare la rețea. Pentru a gestiona congestia, a fost introdus un mecanism de licitație pentru alocarea capacității de racordare pentru proiectele de peste 5 MW. Practic, dezvoltatorii vor licita pentru un loc în rețea, iar cel care oferă prețul cel mai mare câștigă. Veniturile din aceste licitații vor fi folosite pentru a finanța modernizarea rețelei. Deși este o soluție pentru deblocarea sistemului, acest cost suplimentar pentru dezvoltatori se va regăsi, inevitabil, în prețul final al energiei.
Ce urmează: gaze, vânt offshore și baterii
Strategia energetică a României pe termen lung, 2025-2035, se bazează pe diversificare și securitate. Renunțarea la cărbune până în 2032 este un obiectiv asumat legal, iar acest proces eliberează terenuri valoroase, deja conectate la rețea, în special în județele Gorj și Hunedoara. Aceste zone, susținute de fonduri pentru o tranziție justă, sunt extrem de atractive pentru dezvoltatorii de parcuri solare.
Pe lângă regenerabile, gazul natural joacă un rol cheie. România, unul dintre cei mai mari producători de gaz din UE, țintește să devină exportator net până în 2030, odată cu demararea proiectului de foraj în ape de mare adâncime din Marea Neagră. Prima livrare de gaze este așteptată în 2027, ceea ce va reduce dependența de importuri și va oferi o sursă stabilă de energie pentru a echilibra fluctuațiile producției eoliene și solare.
Următorul mare pariu este energia eoliană offshore. Cadrul legal a fost stabilit prin Legea 121/2024, care vizează instalarea a până la 7 GW în Marea Neagră până în 2035, cu prima producție estimată pentru 2032. Potențialul tehnic este uriaș, estimat de Banca Mondială la 76 GW, iar factorii de capacitate superiori din larg pot reduce costurile cu peste 30% față de parcurile de pe uscat.
Pentru ca acest puzzle complex să funcționeze, este nevoie de o piesă esențială: stocarea energiei. Fără baterii care să preia surplusul din orele de vârf de producție solară și să-l livreze seara, rețeaua nu poate rămâne stabilă. România și-a setat o țintă ambițioasă de a instala 2 GW în capacități de stocare până în 2030. Sectorul este în plină expansiune, crescând de la câțiva megawați în 2024 la sute de megawați în dezvoltare în prezent. Cursa este, Deci, una contra-cronometru: între viteza cu care se instalează noi capacități de producție și ritmul în care rețeaua și sistemele de stocare se modernizează pentru a le putea susține. Prețul final de pe factura consumatorului depinde direct de cine va câștiga această cursă.
