România riscă o criză de consum înaintea crizei de producție.

Următoarea problemă majoră a sistemului energetic românesc ar putea să nu fie lipsa electricității, ci incapacitatea economiei de a o utiliza atunci când este disponibilă. România s-ar putea confrunta în continuare cu un deficit într-un număr limitat de ore critice și, în același timp, să producă în multe alte intervale mai multă energie decât poate absorbi eficient. Cele două riscuri pot coexista în același sistem, dar impun răspunsuri fundamental diferite din partea investitorilor și a autorităților.

Deficitul de capacitate devine imediat vizibil prin creșterea importurilor și apariția vârfurilor de preț, în timp ce excedentul de producție acționează mai discret, prin reducerea prețurilor efectiv obținute de producători, erodarea veniturilor și, în cele din urmă, slăbirea argumentelor economice pentru dezvoltarea unor noi capacități.

Astfel, România ar putea ajunge la o criză de consum înaintea unei crize de producție. Nu pentru că cererea de electricitate ar urma să scadă, ci pentru că producția crește mai repede decât se dezvoltă consumul capabil să o absoarbă.

Cinci concluzii ale TDP Blue Paper

• Producția începe să depășească cererea În aprilie 2026, România a înregistrat un excedent de peste 1,6 GWh în 15 intervale orare distincte. În luna mai, excedentul a depășit 700 MWh într-un interval orar, în pofida absenței producției nucleare și a contribuției reduse a energiei eoliene. Pe măsură ce asemenea episoade devin mai frecvente, prețurile medii ale pieței vor fi un indicator din ce în ce mai puțin relevant pentru performanța economică a proiectelor, reperul devenind prețurile obținute în orele în care fiecare tehnologie produce efectiv. În situația aceasta, fără o creștere mai rapidă a cererii, extinderea capacităților regenerabile riscă să reducă progresiv veniturile producătorilor și să facă noile investiții mai greu de finanțat.

• Excedentul și deficitul pot apărea în aceeași zi Dezechilibrul nu este determinat doar de cantitatea de energie produsă de sistem, ci și de momentul în care aceasta devine disponibilă. Spre exemplu, în intervalul 13:00–14:00 din 3 august 2026, producția fotovoltaică a fost în medie de 2.948 MW, echivalentul a aproape 3 GWh pe parcursul orei. România a înregistrat astfel un sold mediu de export de 832 MW, deși centrala de la Cernavodă funcționa la jumătate din capacitate, iar producția eoliană era de numai 81 MW. Până în intervalul 20:00–21:00, după dispariția producției fotovoltaice, România ajunsese la importuri nete medii de 1.994 MW. În decursul aceleiași zile, soldul orar al schimburilor transfrontaliere s-a modificat, așadar, cu aproximativ 2,8 GW.

• Stocarea poate transfera energia de la o oră la alta, dar nu poate acoperi deficite prelungite Potrivit estimărilor TDP, bazate pe ponderarea probabilistică a proiectelor aflate în dezvoltare, capacitatea operațională de stocare în baterii ar putea crește de la aproximativ 3,4 GWh la sfârșitul anului 2026 la peste 11 GWh în 2030. Această evoluție ar îmbunătăți semnificativ capacitatea sistemului de a transfera excedentul produs în timpul zilei către vârful de consum de seară. În scenariul nostru de vară, bateriile absorb aproximativ 2,7 GWh din excedentul de la prânz, acoperă un deficit de circa 1,8 GWh în orele de seară și păstrează în rezervă aproximativ 900 MWh. Bateriile nu pot însă compensa în mod economic mai multe zile consecutive cu producție eoliană redusă, debite scăzute ale râurilor și consum ridicat. Prin urmare, capacitățile ferme de producție și interconexiunile transfrontaliere vor rămâne indispensabile.

• Un număr limitat de ore critice creează o problemă economică dificilă Condiții critice ar putea apărea timp de aproximativ 50–200 de ore într-o vară dificilă și în alte 20–50 de ore pe parcursul iernii. Faptul că aceste episoade sunt limitate ca durată nu le face mai puțin importante, dar face mult mai dificilă finanțarea capacităților necesare pentru a le acoperi. Centralele convenționale ar putea funcționa mai puține ore și ar putea obține venituri mai mici din piață, rămânând totuși esențiale în momentele în care producția regenerabilă, stocarea și importurile nu reușesc să acopere integral consumul.

• Următorul ciclu de investiții trebuie construit în jurul consumului flexibil Mobilitatea electrică, pompele de căldură, centrele de date, industria, irigațiile, agricultura în medii controlate, depozitele frigorifice și procesarea alimentelor pot valorifica energia care, în lipsa cererii interne, ar fi exportată la prețuri relativ scăzute sau a cărei producție ar fi limitată. Beneficiul este cu atât mai mare atunci când consumul poate fi mutat către intervalele cu producție abundentă. România se află, astfel, în fața unei alegeri economice mai ample. Poate continua să trateze electricitatea în primul rând ca pe o marfă care trebuie exportată ori de câte ori cererea internă este insuficientă sau o poate transforma în baza unui nou ciclu de investiții în industrie, infrastructură digitală, mobilitate și producție alimentară. Prima direcție lasă o parte din valoarea creată de tranziția energetică să iasă din țară, pe când cea de-a doua transformă electricitatea în producție internă, locuri de muncă și competitivitate. În caz contrar, România riscă să construiască infrastructura energetică a viitorului pentru o economie care încă nu a învățat cum să o folosească.

De la analiza pieței la decizia de investiție

Schimbările structurale identificate în Blue Paper pun sub semnul întrebării și ipotezele pe care se sprijină evaluarea proiectelor energetice. Prețul mediu al pieței tinde să supraestimeze veniturile activelor care produc tocmai în orele de surplus, iar randamentele calculate pe volatilitatea de astăzi riscă să nu mai stea în picioare odată ce în sistem intră câțiva GWh de stocare. Când cererea, producția și flexibilitatea se mișcă în ritmuri diferite, un model financiar poate deveni irelevant cu mult înainte ca proiectul să intre în operare.

Tocmai de aceea, TDP Financial Compass compară trimestrial estimările privind prețul pieței și prețul captat de fiecare tehnologie cu valorile înregistrate efectiv. Analizăm erorile de prognoză și cauzele abaterilor semnificative, apoi recalibrăm ipotezele de venit și de randament pentru perioada următoare. Acest exercițiu continuu de validare ne menține în prezent eroarea de estimare a IRR sub 1,5 puncte procentuale.

TDP Blue Papers și TDP Financial Compass formează nucleul TDP Market Intel, platforma prin care transformăm datele de piață și informațiile obținute direct de la investitori în concluzii utile pentru decizie. Financial Compass duce evoluțiile pieței până la nivelul evaluării de proiect și al scenariilor de investiție, în timp ce Blue Papers urmăresc consecințele economice și strategice de ansamblu.

Fie că dezvoltați capacități de producție, de stocare sau o investiție care transformă surplusul de energie în valoare economică, echipa TDP poate testa logica economică a proiectului, modela expunerea la schimbările pieței și construi argumentația financiară a deciziei de investiție.