Marți seara, în jurul orei 19:00, ceva s-a rupt în sistemul energetic românesc. Nu o pană, nu un incendiu la vreo centrală. Ceva mult mai discret și, în felul lui, mult mai grav.
Prețul energiei electrice pe piața pentru ziua următoare a sărit brusc la 5.321 de lei pe megawatt-oră, pentru un simplu sfert de oră. Tradus în euro, asta înseamnă peste 1.000 de euro pe MWh. Record absolut pe piața spot românească.
Pentru comparație, în aceeași seară, Franța plătea circa 124 de euro pe MWh. Germania, aproximativ 195. România a fost, a doua zi consecutiv, cea mai scumpă piață de energie din Europa, alături de Ungaria.
Explicația oficială a venit rapid: caniculă. Aerul condiționat merge non-stop, cererea crește, prețurile urmează. Simplu, logic, ușor de digerat.
Problema e că explicația asta e incompletă.
Ce s-a întâmplat, de fapt, în acea seară
Virgil Popescu, europarlamentar PNL și fost ministru al Energiei, a analizat public episodul. Potrivit lui, nu a existat o singură cauză, ci suprapunerea a cinci factori care au lovit sistemul exact în același moment.
Primul: cererea a urcat brusc din cauza valului de căldură, cu temperaturi de 38 de grade Celsius la București și cod roșu de caniculă activ.
Al doilea factor a fost mai neplăcut. Capacitatea fermă de producție a scăzut chiar când era nevoie de ea. Un reactor de la centrala nucleară de la Cernavodă se afla în mentenanță. Centrala pe gaz de la Brazi, operată de OMV Petrom, funcționa la doar jumătate din capacitate, iar revizia acesteia s-a prelungit cu trei săptămâni. Nu revine integral pe 1 iulie, cum era planificat, ci abia pe 23 iulie.
Al treilea factor ține de sincronizare, nu de cantitate. Solarul a atins un record instantaneu, cu aproximativ 2.992 de megawați produși la prânz. Numai că vârful de consum vine seara, la ora 19:00, când soarele deja apune. Vântul, la rândul lui, aproape nu a bătut. Eolianul nu a putut compensa.
Al patrulea: întreaga regiune se confrunta cu aceeași criză, în aceeași seară. La centrala nucleară Paks, din Ungaria, un reactor și-a redus producția cu 243 de megawați pentru că apa Dunării devenise prea caldă pentru răcire. Nici importul nu mai era ieftin, pentru că nici vecinii nu aveau surplus.
Al cincilea factor privește regiunea în ansamblu. Sud-estul Europei are un consum ridicat de energie și rămâne slab interconectat cu vestul continentului, unde există mai multe surse și prețuri mai mici.
“Am plătit scump nu pentru că producem scump, ci pentru că, într-un moment de stres, ne-au lipsit trei lucruri deodată: capacitate fermă disponibilă, stocare și interconectare”, explică Virgil Popescu.
Mecanismul care fixează prețul pentru toată piața
Pe piața europeană cuplată, prețul energiei nu se stabilește pe medie. Se stabilește după principiul marginal: costul ultimului megawatt-oră necesar pentru a acoperi tot consumul dintr-un anumit moment devine prețul pentru toată piața.
La prânz, acel ultim megawatt-oră vine, de regulă, din solar ieftin. Seara, când solarul dispare și consumul e la maxim, ultimul megawatt-oră trebuie extras fie din gaz, fie din cărbune, fie din import.
Când gazul e la capacitate redusă, un reactor nuclear e oprit, iar vecinii se confruntă cu aceeași presiune, prețul marginal urcă vertical. Așa s-a ajuns la peste 1.000 de euro pe MWh într-un singur sfert de oră.
România a importat electricitate toată ziua din Bulgaria, cu vârfuri de peste 2.000 de megawați, și pe timpul nopții din Ungaria. Chiar și așa, capacitatea de interconectare rămâne ea însăși o limită. Prețul local se decuplează în sus față de piețele din vestul Europei.
Dumitru Chisăliță, președintele Asociației Energia Inteligentă, a analizat separat fenomenul și a ajuns la o concluzie similară, dar formulată mai tăios.
“Adevărata vulnerabilitate a României este că a ajuns să depindă de importuri exact în momentele în care energia este cea mai scumpă. Nu importăm energie ieftină în perioade de excedent european. Importăm energie atunci când întreaga regiune este în deficit”, spune Chisăliță.
Cât costă, de fapt, caniculă în factura de acasă
Aici lucrurile devin mai nuanțate decât par la prima vedere. Chisăliță atrage atenția că majorarea facturii unui consumator casnic nu vine, în primul rând, din volatilitatea prețului pe piața angro.
Creșterea efectivă a consumului produsă de valul de căldură este, de regulă, între 80 și 120 de lei pe lună. În locuințele de la ultimul etaj, cu suprafețe vitrate mari și neumbrite, unde aerul condiționat funcționează aproape continuu, costul suplimentar poate depăși 180 până la 230 de lei lunar.
Un client casnic cu contract la preț fix nu vede imediat, în factură, saltul de pe piața spot. Efectul direct e consumul mai mare. Creșterile de preț ajung la consumator abia când furnizorii actualizează ofertele sau când expiră contractele existente.
Nici Grecia, nici Bulgaria, nici Ungaria nu au surplus în aceste zile. Toate trec prin același episod de consum ridicat. Ucraina continuă să absoarbă cantități importante de energie din regiune, presiune care se adaugă peste tot restul.
“Piața nu mai funcționează ca un mecanism de echilibrare, ci ca o competiție pentru o resursă limitată. Cine are nevoie de ultimul megawatt-oră disponibil îl cumpără la cel mai mare preț, iar acel preț ajunge să fie reper pentru întreaga piață”, mai spune președintele AEI.
De ce nu e o problemă de vară, ci una structurală
Chisăliță insistă asupra unui detaliu esențial: valul de căldură nu e cauza, ci testul care arată cât de vulnerabil a devenit sistemul energetic românesc.
Congestiile din rețelele de transport blochează energia mai ieftină din alte regiuni ale Europei să ajungă în sud-estul continentului, chiar dacă aceasta există. Rezultatul e o piață fragmentată, în care România și vecinii ei plătesc semnificativ peste media europeană.
Popescu recunoaște problema din interior. Ca ministru al Energiei, a lansat în 2022 primul mare apel de finanțare prin PNRR pentru regenerabile, aproape 458 de milioane de euro pentru circa 950 de megawați de eolian și solar. A pregătit și finanțarea pentru peste 1.300 de megawați de capacități noi pe gaz în Oltenia, la Turceni și Ișalnița, menite să înlocuiască grupurile pe cărbune.
Vechea termocentrală Mintia a fost vândută cu obligația fermă de a construi în locul ei o centrală modernă pe gaz de 1.700 de megawați. Proiectul e aproape finalizat și urmează să intre în funcțiune.
Restul proiectelor de capacitate nouă pe gaz rămân blocate în licitații care se anulează una după alta. Gazul din Marea Neagră, resursă care ar putea rezolva structural problema capacității ferme, intră în sistem abia din 2027.
“Nu există securitate energetică fără capacitate disponibilă. Nu există prețuri stabile fără investiții. Nu există tranziție energetică serioasă fără stocare, rețele și echilibrare”, conchide Virgil Popescu.
Chisăliță merge cu un pas mai departe și pune întrebarea care contează cu adevărat: discuția nu ar trebui să mai fie despre cât de sus urcă temperaturile în fiecare vară, ci despre cât de pregătit e, de fapt, sistemul energetic național să reziste la ceea ce a devenit deja normalitate.