Prețuri energie iunie 2026: De ce ne-a depășit Bulgaria la stocare — NRG-IA

Iunie 2026 a arătat cât de repede poate deveni scumpă energia electrică într-un sistem care produce mult la prânz, dar nu poate muta suficientă energie spre seară. Media lunară a Pieței pentru Ziua Următoare de la București este estimată la 645 lei/MWh, cu 13% peste mai și cu 48,6% peste iunie 2025. Valoarea este o estimare de piață raportată înainte de publicarea mediei ponderate oficiale de către OPCOM pentru luna iunie, însă direcția este deja clară: România a intrat în vară cu prețuri spot semnificativ mai ridicate decât în aceeași perioadă a anului trecut. În seara de 30 iunie, piața a trecut de la scump la extrem. Pentru intervalul de 15 minute dintre 19:45 și 20:00, energia livrată a doua zi s-a tranzacționat la 5.321 lei/MWh, echivalentul a circa 1.015 euro/MWh. Prețul nu reprezintă factura plătită de fiecare gospodărie și nici media întregii zile. Este prețul angro rezultat pentru ultimii MWh necesari într-o fereastră foarte scurtă, când cererea a rămas ridicată, producția solară a dispărut, iar opțiunile rămase au fost insuficiente sau foarte scumpe. Problema nu a fost lipsa totală de electricitate. România nu a intrat în blackout și nici nu a rămas fără energie în sens fizic. Sistemul a rămas funcțional, iar Transelectrica a anunțat măsuri preventive, inclusiv anularea unor retrageri programate din exploatare pentru a menține rețeaua disponibilă la capacitate maximă. Operatorul estima un consum de până la aproximativ 8.000 MW în vârfurile de seară, pe fondul caniculei. Miza reală este alta: câtă energie controlabilă, flexibilă și livrabilă există la ora la care consumul rămâne mare, iar energia solară se retrage abrupt din sistem. Iunie a crescut prin vârfuri, nu printr-un preț uniform ridicat Cifra de 645 lei/MWh rezumă o lună întreagă, însă ascunde mecanismul care a împins piața în sus. România a avut în continuare ore de prânz cu producție solară mare și cu prețuri mai reduse. Problemele au apărut după apus, când curba de producție fotovoltaică a coborât rapid, iar consumul de răcire a rămas ridicat în gospodării, spații comerciale, birouri și industrie. Acesta este punctul în care sistemul are nevoie de surse care pot intra rapid în piață: hidrocentrale cu apă disponibilă, centrale pe gaze funcționale, unități nucleare disponibile, baterii încărcate și importuri care mai au loc pe interconexiuni. În iunie, mai multe dintre aceste opțiuni au fost limitate simultan. Potrivit datelor relatate de e-nergia, România a intrat în perioada de caniculă cu un singur grup nuclear disponibil la Cernavodă, cu centrala Brazi operând la capacitate redusă, cu alte centrale pe gaze indisponibile sau limitate, cu debite hidro mai mici și cu producție eoliană modestă. În același timp, producția solară a rămas ridicată la prânz, ceea ce a accentuat contrastul dintre energia abundentă din mijlocul zilei și energia scumpă din orele de seară. Această diferență dintre prânz și seară este mai importantă decât simpla putere instalată a României. La 1 ianuarie 2026, Sistemul Electroenergetic Național avea 19.368 MW putere brută instalată. Cifra pare confortabilă raportată la un consum de aproximativ 8.000 MW. Ea nu spune însă câți MW pot produce exact la ora critică, câți sunt conectați în zona potrivită, câți sunt în mentenanță, câți depind de soare sau de vânt și câți pot fi dispecerizați rapid. Un parc solar instalat nu produce la ora 20:00. Un parc eolian nu poate acoperi vârful dacă vântul este slab. O centrală aflată în revizie nu poate intra în piață. O baterie poate livra, însă numai dacă a fost încărcată, este disponibilă comercial și are suficientă durată de descărcare pentru intervalul în care sistemul are nevoie de ea. Importurile au funcționat, dar interconexiunile nu au putut egaliza prețul Pe 29 iunie, România a avut un preț mediu PZU de aproximativ 224 euro/MWh, cel mai ridicat nivel din Europa în ziua respectivă. Bulgaria avea un preț de circa 90 euro/MWh, iar Grecia de aproximativ 87 euro/MWh. Diferența arată că piața regională nu a fost uniformă în acel moment și că energia mai ieftină din sud nu a putut ajunge nelimitat în România. În intervalul de vârf din seara următoare, România importa din Bulgaria circa 1.500 MW, nivel apropiat de capacitatea oferită pentru acel moment, plus încă aproximativ 90 MW din Ungaria. Importurile au existat și au contribuit la echilibrarea sistemului, însă nu au fost suficiente pentru a împinge prețul românesc spre nivelul pieței bulgare. Aici se vede limita practică a interconectării. O piață europeană comună nu înseamnă că energia cea mai ieftină din regiune ajunge instant și fără limită acolo unde prețul este cel mai mare. Ea poate circula numai în limita capacității fizice și comerciale disponibile pe liniile de transport. Când importul din Bulgaria ajunge deja la plafonul oferit, iar România are nevoie de încă energie în același sfert de oră, prețul local este stabilit de ultima ofertă disponibilă intern sau regional. Dacă acea ofertă vine dintr-o centrală scumpă,…