Preț energie electrică 9 noiembrie 2026: PZU crește cu 55% în România — NRG-IA

Prețul energiei electrice pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) din România crește cu 54,74% pentru luni, 9 noiembrie 2026, ajungând la o medie de 2.073,46 lei/MWh, față de 1.339,98 lei/MWh în ziua precedentă. Datele publicate de OPCOM arată că scumpirea este și mai accentuată în orele de vârf, când prețurile depășesc 3.300 lei/MWh, atingând un maxim de 3.385,24 lei/MWh în intervalul 18:30–18:45. Este una dintre cele mai puternice creșteri zilnice din ultima perioadă, într-un context energetic în care România continuă să depindă de importuri și de disponibilitatea limitată a unor capacități interne de producție. Scumpirea nu este izolată. Pentru aceeași zi de livrare, România înregistrează un preț mediu de 388,23 euro/MWh, față de 373,20 euro/MWh în Ungaria, 371,50 euro/MWh în Bulgaria și 349,98 euro/MWh în Grecia. Prețurile sunt ridicate și în alte piețe europene, ceea ce indică o presiune care depășește granițele sistemului energetic românesc. Cu toate acestea, România rămâne printre cele mai scumpe zone de ofertare din Europa. Evoluția are loc într-un moment în care Unitatea 1 a centralei nucleare de la Cernavodă a fost recent repornită, în timp ce Unitatea 2 continuă să fie afectată de condițiile hidrologice de pe Dunăre. În paralel, producția eoliană este foarte redusă, iar sistemul energetic național utilizează cantități importante de energie importată. Combinația dintre aceste constrângeri și cererea specifică unei zile lucrătoare explică o parte importantă a presiunii asupra pieței. Prețurile cresc cel mai puternic în orele de vârf Datele OPCOM arată că indicele ROPEX_DAM_Peak, corespunzător intervalelor de vârf definite de operatorul pieței, ajunge la 2.407,63 lei/MWh, în creștere cu 69,22% față de ziua precedentă. În afara acestor intervale, indicele ROPEX_DAM_Off-Peak este de 1.739,29 lei/MWh, cu 44,84% peste nivelul de duminică. Diferența dintre cele două evoluții arată că presiunea asupra prețurilor este mult mai puternică în intervalele cu cerere ridicată. În a doua parte a zilei, prețul crește progresiv, depășind 2.500 lei/MWh și apoi pragul de 3.000 lei/MWh. Maximul de 3.385,24 lei/MWh, echivalentul a aproximativ 634 euro/MWh, este stabilit pentru un interval de 15 minute din vârful de seară. La acel nivel, energia tranzacționată pe PZU costă aproximativ 3,39 lei/kWh, înaintea tarifelor de rețea, taxelor și celorlalte componente ale prețului final. Comparația cu zilele precedente oferă o perspectivă suplimentară. Joi, 5 noiembrie, media PZU fusese de 1.731,40 lei/MWh, iar vineri, 6 noiembrie, de 1.638,50 lei/MWh. În weekend, prețul a coborât la 1.408,61 lei/MWh sâmbătă și la 1.339,98 lei/MWh duminică. Revenirea la activitatea economică obișnuită de luni explică parțial diferența față de weekend, dar media de 2.073,46 lei/MWh depășește semnificativ inclusiv nivelurile zilelor lucrătoare precedente. Un alt element important este volumul tranzacționat. Pentru 9 noiembrie, OPCOM raportează aproximativ 35.746 MWh pe PZU, comparativ cu circa 36.560 MWh pentru ziua precedentă. Astfel, prețul crește puternic, deși volumul tranzacționat pe această piață este ușor mai mic. Evoluția arată că scumpirea nu poate fi explicată prin simpla creștere a cantității cumpărate pe PZU, ci trebuie analizată în raport cu structura ofertelor, cererea pe intervale și disponibilitatea energiei în sistemul regional. Producția eoliană redusă și cererea de seară pun presiune pe sistem În dimineața zilei de 9 noiembrie, sistemul energetic românesc funcționa cu o contribuție foarte mică a centralelor eoliene. Potrivit datelor operative Transelectrica, agregate de platforma roEnergy, la ora 04:34 producția eoliană era de numai 41 MW, reprezentând aproximativ 1,1% din producția internă. În același moment, centralele pe hidrocarburi furnizau 1.658 MW, hidrocentralele 778 MW, centralele pe cărbune 610 MW, iar producția nucleară era de aproximativ 500 MW. Această structură a producției este relevantă pentru formarea prețului. Energia eoliană, odată disponibilă, are costuri marginale reduse și poate contribui la acoperirea cererii fără utilizarea unor capacități cu costuri variabile mai mari. Când producția din vânt este foarte scăzută, alte centrale trebuie să asigure o parte mai mare din necesarul sistemului. În funcție de ofertele disponibile și de condițiile pieței, acest lucru poate conduce la acceptarea unor oferte de vânzare mai scumpe. Presiunea devine mai importantă în orele de seară, când producția fotovoltaică se reduce și consumul gospodăriilor se suprapune peste o parte din activitatea economică. Prognoza operatorului de transport publicată pentru 9 noiembrie indică un vârf de consum de aproximativ 7.870 MW la ora 18:15, față de un minim prognozat de aproximativ 5.070 MW în timpul nopții. Diferența de circa 2.800 MW dintre aceste niveluri ilustrează necesarul important de flexibilitate al sistemului pe parcursul aceleiași zile. Prețul maxim PZU apare tocmai în apropierea acestui interval de consum ridicat. Relația…