Europa, vulnerabilă fără vânt. Șocul prețurilor la energie a ajuns și în România

Prețuri record la energie într-o zi fără vânt

Piața europeană de energie electrică a transmis, pe 14 septembrie 2026, un avertisment despre vulnerabilitățile tranziției energetice. Europa dispune de numeroase capacități instalate, însă nu are încă suficiente surse ferme și flexibile pentru momentele în care producția eoliană și solară scade. În aceste intervale, sistemul depinde de centrale convenționale, importuri și rețele de transport capabile să aducă rapid energia către zonele deficitare, se arată într-un document emis de Asociația Energia Inteligentă.

Germania a fost epicentrul tensiunilor. În seara de 14 septembrie, producția eoliană germană era de aproximativ 4,4 GW, din care circa 2,36 GW proveneau din parcurile onshore și aproximativ 2,08 GW din cele offshore. După apus, fotovoltaicele nu au mai contribuit, iar consumul a crescut într-o zi lucrătoare. Peste 15 GW de capacități convenționale erau indisponibile, astfel că Germania a avut nevoie, în anumite intervale, de importuri de aproximativ 8–9 GW.

În momentul critic, centralele pe lignit produceau aproape 11,85 GW, cele pe gaze aproximativ 8,68 GW, iar cele pe huilă circa 5,55 GW. Imaginea contrazice percepția unei Germanii alimentate în principal de regenerabile: atunci când vântul și soarele nu livrează, sistemul revine la lignit, cărbune, gaze și importuri.

Gazul scump a amplificat șocul

Gazul european a depășit 83 de euro/MWh. Pentru o centrală cu un randament de 50–55%, numai combustibilul necesar producerii unui MWh electric a costat aproximativ 151 de euro. După adăugarea

certificatelor de CO₂, a costurilor de operare, a pornirilor și a primei pentru orele de vârf, costul marginal poate depăși 220–270 de euro/MWh.

Mecanismul marginal explică de ce un număr limitat de oferte foarte scumpe poate ridica prețul pentru întreaga piață. Nu toate centralele au produs energie la 740 de euro/MWh, însă ultima ofertă necesară pentru acoperirea cererii a stabilit prețul intervalului. Într-o piață tensionată, fiecare megawatt disponibil poate deveni esențial.

Plasa regională de siguranță nu a fost suficientă

În mod obișnuit, deficitul german poate fi atenuat prin energia nucleară franceză, hidroenergia din Norvegia și Suedia, producția eoliană din Danemarca și Țările de Jos, centralele pe cărbune din Polonia și Cehia, precum și importurile din Austria și Elveția. Pe 14 septembrie, însă, această plasă de siguranță a fost insuficientă.

Franța a depășit 214 euro/MWh, sudul Suediei a ajuns la 270 de euro/MWh, Danemarca la 258 de euro/MWh, iar Polonia, Cehia, Slovacia și Ungaria s-au apropiat de 250 de euro/MWh. Șocul nu a fost, prin urmare, exclusiv german. A fost o tensiune regională amplificată de piața cuplată, de interconexiunile congestionate și de lipsa unui surplus ieftin suficient în țările vecine.

Cuplarea piețelor poate direcționa energia către zonele deficitare, dar nu poate produce electricitate care nu există și nu poate transporta volume mai mari decât permit rețelele. Atunci când liniile de interconexiune ajung la limită, regiunile se separă, iar diferențele dintre prețuri se accentuează.

CITEȘTE ȘI:

Dumitru Chisăliță: Piața europeană de energie a arătat în două zile vulnerabilitățile tranziției energetice

Prețurile au scăzut în 24 de ore

Pe 15 septembrie, cotațiile au coborât în mai multe piețe, fără ca în Europa să fi fost construite între timp centrale, baterii sau interconexiuni noi. Principalul factor a fost schimbarea condițiilor meteorologice și a anticipațiilor privind producția regenerabilă.

În Europa Centrală și de Est, scăderile au fost în general de 20–30%. Reduceri de aproximativ 50–70% au apărut în special în nordul Scandinaviei: în nordul Norvegiei, prețul a coborât de la 92 la 29 de euro/MWh, iar în nordul Suediei de la 99–106 la aproximativ 31 de euro/MWh. Diferențele arată că Europa nu funcționează ca o singură piață perfect integrată; prețurile converg doar atât cât permit interconexiunile.

România a importat șocul european

România a coborât de la 238 la aproximativ 190 de euro/MWh, o reducere de circa 20%, dar a rămas mai scumpă decât Bulgaria și Grecia. Pe 14 septembrie, România a funcționat ca zonă de tranzit între energia relativ mai ieftină din sud și deficitul foarte scump din Ungaria și Europa Centrală.

Episodul arată că România nu este izolată de șocurile europene. Chiar dacă are producție internă, prețul este influențat de fluxurile comerciale, de capacitățile de interconectare și de deficitul regional. Mai multă stocare, hidroenergie disponibilă în orele critice, producție controlabilă și răspuns al consumului ar putea limita importul prețurilor extreme.

Lecțiile pentru tranziția energetică

• Europa nu are doar o problemă de capacitate instalată, ci una de capacitate disponibilă. Mii de MW de panouri și turbine nu garantează electricitate într-o seară fără soare și cu vânt slab.
• Producția controlabilă a fost redusă mai rapid decât a fost construită flexibilitatea necesară pentru înlocuirea ei: stocare de durată, centrale flexibile, managementul consumului și rețele suficiente.
• Gazul rămâne asigurarea sistemului în orele critice, dar la peste 80 de euro/MWh această asigurare devine foarte scumpă și poate ridica prețul întregii piețe.
• Piața cuplată distribuie energia și prețurile, însă nu multiplică energia. Când Germania absoarbe importuri, presiunea se poate transmite până în România.
• Scăderea rapidă din 15 septembrie nu a reprezentat rezolvarea problemei. S-au schimbat prognoza vântului și echilibrul anticipat pentru ziua următoare, nu structura sistemului energetic.

Concluzie

Evenimentele din 14 și 15 septembrie 2026 au oferit o radiografie a sistemului energetic european: multe capacități instalate, dar insuficiente în orele critice; gaze scumpe; rețele congestionate și volatilitate ridicată. Un sistem energetic rezilient trebuie să poată muta energia din orele cu producție mare către cele cu producție redusă. Altfel, consumatorii vor alterna între electricitate aproape gratuită la prânz și energie prohibitivă seara.