Strategia Energetică a României ar trebui revizuită astfel încât prețul energiei să devină un criteriu economic explicit în alegerea viitorului mix de producție, a declarat Cătălin Stancu, Associated Senior Expert Horváth, la Forumul Gazelor Naturale, organizat de Financial Intelligence. Potrivit modelărilor prezentate de acesta, în scenariul de referință prețurile angro ale energiei electrice s-ar menține în jurul valorii de 100 euro/MWh până în 2040, în timp ce utilizarea gazelor naturale pentru producția de electricitate ar trebui orientată în principal către flexibilitate, echilibrare și rezerve, astfel încât să fie redus numărul de ore în care gazul stabilește prețul pe piață.
Cătălin Stancu a pornit de la situația actuală a României pe piața europeană a energiei. Potrivit datelor prezentate de Horváth, prețul mediu ponderat pe Piața pentru Ziua Următoare din România a fost de 108,1 euro/MWh în 2025, țara noastră situându-se, constant în ultimii patru ani, în top cinci al celor mai ridicate prețuri din Uniunea Europeană.
VEZI AICI PREZENTAREA – Strategia_Energetica_Romaniei_Prezentare
„Suntem din nou în topul țărilor cu cel mai mare preț din Europa. Suntem constant în ultimii ani și, după cum o să vedeți, nici în viitor nu arată mai bine”, a spus Cătălin Stancu.
În opinia sa, securitatea aprovizionării și sustenabilitatea trebuie completate de un al treilea criteriu esențial în construcția strategiei energetice: prețul final al energiei.
„Criteriul de succes al unei strategii este cel mai bun mix pentru cel mai bun preț posibil pe termen lung. Dacă o să citiți strategia, o să constatați că acest criteriu nu există”, a afirmat reprezentantul Horváth.
Prezentarea Horváth sintetizează această abordare printr-un „test acid” pentru Strategie: scenariile mixului energetic trebuie să acopere o cerere realistă și necesarul de rezerve, să respecte obiectivele climatice, iar dintre scenariile fezabile să fie selectat cel care conduce la cel mai redus preț total pe termen lung.
*Gazul poate stabili prețul electricității mult mai des decât ar sugera ponderea sa în producție
Cătălin Stancu a atras atenția asupra rolului disproporționat pe care gazele naturale îl pot avea în formarea prețului energiei electrice.
Potrivit datelor prezentate, la nivelul UE, în 2022, gazele naturale au reprezentat aproximativ 20% din producția de electricitate, dar au stabilit prețul în circa 63% din intervale. Explicația ține de mecanismul costului marginal: ultima ofertă necesară pentru acoperirea cererii stabilește prețul ofertelor acceptate pe PZU.
„Cu cât ai mai multe intervale în care ai măcar un singur megawatt produs pe combustibili fosili, cu atât mai tare prețul mediu ponderat al zilei va crește”, a explicat Stancu.
Conform prezentării Horváth, gazul și cărbunele includ în costul marginal atât combustibilul, cât și costul certificatelor ETS, în timp ce fotovoltaicul și eolianul au costuri marginale apropiate de zero.
Studiul de caz al Spaniei: de la 5 GW la 45 GW de fotovoltaic
Cătălin Stancu a prezentat și cazul Spaniei, care, potrivit analizei Horváth, a trecut de la o piață cu prețuri ridicate la una dintre cele mai performante din Europa.
Unul dintre factorii evidențiați este creșterea capacităților fotovoltaice de la 5 GW la 45 GW, concomitent cu reducerea rolului surselor fosile. Prezentarea arată însă că România are și un dezavantaj structural legat de efectul regional al cuplării piețelor.
„Spania este a doua cea mai performantă piață de energie din Europa, după Nord”, a spus Stancu, apreciind că evoluția acestei piețe „ar merita mult mai multă atenție”.
Neptun Deep: gazele oferă securitate, dar contează cum valorifică România resursa
În ceea ce privește gazele din Neptun Deep, Cătălin Stancu a subliniat avantajul lor pentru securitatea energetică, mai ales într-o perioadă în care crizele energetice au devenit mai frecvente.
Analiza Horváth arată însă că gazul autohton, deși îmbunătățește securitatea aprovizionării și balanța comercială, păstrează costul de oportunitate european, iar TTF și condițiile regionale rămân relevante pentru valoarea economică a resursei.
Stancu a precizat că aceasta nu înseamnă că gazele extrase din Marea Neagră vor fi vândute automat la prețul TTF.
„Spun că referința corectă economic este prețul TTF. Precis, sunt și contracte încheiate over-the-counter, cu prețuri probabil mai mici, dar dacă e să faci un calcul economic corect, trebuie să iei referințele economice corecte”, a explicat el.
În opinia sa, există utilizări ale gazului care pot genera mai multă valoare adăugată decât simpla producție de electricitate în bandă.
Prezentarea Horváth indică petrochimia, producția de îngrășăminte și procesele industriale dificil de electrificat drept domenii în care gazul poate fi transformat în produse cu valoare adăugată. În sectorul electric, rolul centralelor pe gaze ar trebui să fie în principal cel de flexibilitate, adecvanță și rezervă.
Horváth: Prețuri angro în jur de 100 euro/MWh până în 2040, în scenariul de referință
Modelarea Horváth prezentată la Forum indică persistența unor prețuri angro ridicate în următorii ani.
În scenariul de referință, prețul mediu PZU este estimat la 93 euro/MWh în 2030, 98 euro/MWh în 2035 și 102 euro/MWh în 2040. Într-un scenariu cu prețuri mai ridicate ale certificatelor de CO₂, estimările ajung la 110 euro/MWh în 2030, 124 euro/MWh în 2035 și 138 euro/MWh în 2040.
Stancu a atras atenția și asupra ipotezelor de consum. Strategia Energetică ia în calcul aproximativ 73 TWh în 2030, în timp ce modelarea Horváth folosește pentru acel an o cerere de referință de 64,2 TWh. Raportat la consumul de 55,4 TWh din 2025, ipoteza de 73 TWh ar presupune o creștere de peste 32% în patru ani.
Un alt criteriu esențial este, potrivit lui Cătălin Stancu, timpul efectiv necesar pentru realizarea investițiilor.
Datele prezentate de Horváth indică, orientativ, un termen de implementare de 10–15 ani sau mai mult pentru nuclear, aproximativ 1–2 ani pentru centrale CCGT noi și circa un an pentru proiectele fotovoltaice, după dezvoltare și autorizare.
„Noi avem nevoie de energie ieftină mâine. Pe cale de consecință, un criteriu esențial este perioada de realizare a unui proiect”, a spus Stancu.
În același timp, acesta a atras atenția asupra costului finanțării și asupra necesității ca Strategia să ia în calcul CAPEX-ul, bancabilitatea și impactul proiectelor asupra tarifelor.
Horváth propune opt factori care ar trebui luați în calcul la revizuirea Strategiei: o prognoză transparentă și realistă a cererii, un criteriu economic explicit bazat pe minimizarea prețului total, evaluarea în tandem a costului marginal și LCOE, termene realiste de execuție și alternative de rezervă, finanțare realizabilă, modularitate și concurență, utilizarea gazului preponderent pentru flexibilitate și revizuirea periodică a Strategiei, cel puțin o dată la doi ani sau atunci când apar abateri majore.
Cătălin Stancu a pledat în acest context pentru ceea ce a numit „democratizarea pieței de energie”, respectiv existența unui număr mai mare de competitori și evitarea concentrării excesive în proiecte de foarte mari dimensiuni.
„Cel mai bun sistem pe termen lung este să ai mulți concurenți fără putere asupra pieței, astfel încât piața funcțională să-ți dea prețul corect. Cel mai bun preț posibil”, a spus el.
Mesajul final al prezentării Horváth a fost că performanța politicii energetice nu ar trebui evaluată prin capacitățile anunțate sau instalate, ci prin efectul lor economic asupra consumatorilor și companiilor.
„Succesul unei strategii se măsoară prin prețul energiei electrice livrate consumului, nu prin numărul de gigawați instalați.”
Aceeași concluzie este formulată explicit și în prezentarea Horváth: „Succesul Strategiei se măsoară prin prețul energiei livrate economiei, nu prin numărul GW instalați.”
| Știri BVB