Prețul energiei electrice tot crește, alimentat atât de condițiile meteo cât și de conflictele armate și deja consumatorii industriali din România acuză impactul dur asupra competitivității, oficialii Dacia fiind ultimii care au atras atenția asupra acestei situații. Pare că există însă și soluții, dar de alt tip.
Prețurile mari ale energiei electrice din piața românească, amplificate și de regimul hidrologic foarte slab, care a condus la scăderea producției hidro și oprirea centralei nucleare, stârnește deja rumoare printre directorii companiilor industriale. Fie ca o cer direct, așa cum face producătorul de aluminiu Alro Slatina, fie indirect, așa cum face Automobile Dacia, industria vrea prețuri mai mici sau măcar stabile la energie, într-o piață în care prețurile, oricum mari, sunt în creștere și afectează și mai mult competitivitatea industrială.
Din pacate, cel puțin marii consumatori de energie nu au îmbrățișat însă foarte larg conceputul de contract bilateral negociat direct pe termen lung de achiziție de energie din surse regenerabile (PPA- Power Purchase Agreements).
România a intrat în top 10 european din punct de vedere al energiei contractate prin PPA încă din 2024, dar clienții care au semnat astfel de contracte nu prea sunt marii consumatori din țară. Diferența de preț între cât au cerut dezvoltatorii de proiecte regenerabile pentru a vinde energia pe termen lung și cât au fost dispuși clienții să plătească a blocat în general semnarea acestotr contracte. În plus, România are și tradiția reglementării pieței atunci când lucrurile merg prost, deci încă persistă printre mulți clienți convingerea că Guvernul va face la un moment dat ceva ca să scadă prețurile.
Deocamdată însă, energia electrică a ajuns să se vândă la 150 de euro/MWh în piața spot (preț augist), iar contractele forward sunt la 170 de euro – livrare bandă pentru următoarele două trimestre de iarnă. Neplăcut pentru orice cponsumator mare.
La 1 septembrie, Jonathan Bruegel, analist al piețelor de energie de 20 de ani, a publicat pe site-ul Insttute for Energy Economics and Financial Analysis o scurtă cercateare, care are chiar acest titlu:
“Contractele directe de furnizare a energiei devin instrumente prin care companiile europene se protejează împotriva prețurilor mari”, pe care o prezentăm integral, mai jos
Principalele constatări ale analizei
- Criza energetică în curs a transformat acordurile directe de cumpărare a energiei electrice (PPA) în instrumente prin care companiile europene se protejează împotriva prețurilor ridicate la electricitate.
- Prețurile actuale din contractelele PPA din Europa sunt cam la jumătate din prețul energiei electrice de pe piața spot în perioadele de criză.
- În Europa s-a produs o schimbare rapidă în favoarea contractelor PPA care livrează energie companiilor în momentele în care riscul de cost este cel mai mare.
- Cererea mai ridicată de acorduri PPA din partea companiilor europene nu a accelerat încheierea tranzacțiilor, deoarece unii dezvoltatori de proiecte de energie regenerabilă preferă să vândă energia pe piața spot.
Pe larg
Înainte ca Statele Unite și Israelul să atace Iranul la 28 februarie 2026, contractele de cumpărare a energiei electrice încheiate de companii (PPA) erua, pentru majoritatea, un instrument de sustenabilitate. Acum a devenit un instrument de protecție împotriva prețurilor ridicate.
Echipele responsabile de achiziții semnau PPA-uri pentru a atinge obiectivele de mediu, sociale și de guvernanță și pentru a îndeplini cerințele de raportare privind emisiile. Conducerile lor acceptau primele față de prețurile angro ale energiei electrice ca pe un cost al conformării. Argumentul securității energetice exista la nivel teoretic, dar era rareori confirmat în practică.
Războiul din Iran din 2026 a schimbat această perspectivă mai rapid decât a reușit orice intervenție de politică publică în deceniul precedent. Companiile care, în ianuarie 2026, dezbăteau dacă prima de preț a unui PPA era justificată se confruntă acum cu prețuri ridicate ale energiei electrice pentru ziua următoare, de 120–150 de euro pe megawatt-oră (MWh), în Germania și Italia. Industriile mari consumatoare de electricitate pun acum o întrebare diferită: de ce mai suntem expuși acestui risc?
Gazul stabilește prețul marginal al electricității în țări precum Germania și Italia într-o proporție semnificativă a intervalelor orare, după cum a evidențiat IEEFA. Asta se întâmplă deoarece centralele pe gaz sunt, de regulă, ultima și cea mai scumpă sursă utilizată pentru a acoperi cererea. Perturbările continue din Strâmtoarea Ormuz au dus la creșterea prețurilor gazului în Europa, antrenând și majorarea prețurilor angro la electricitate. Această situație a atras atenția asupra acordurilor PPA. Companiile și-au accelerat deciziile privind PPA-urile aflate deja în pregătire și, în mai multe cazuri, au reluat acorduri care fuseseră blocate în așteptarea aprobării.
Potrivit platformei de stabilire a prețurilor LevelTen Energy, prețurile actuale ale PPA-urilor europene se situează între 60 și 85 de euro/MWh. Aceasta reprezintă aproximativ jumătate din prețurile energiei electrice de pe piața spot, de 120–150 de euro/MWh, în perioadele de criză, potrivit datelor ENTSO-E.
Pentru producătorii industriali mari consumatori de energie, operatorii centrelor de date și marii comercianți cu amănuntul, întrebarea nu mai este dacă PPA-urile justifică prima de preț. Întrebarea este de ce nu au mai multe astfel de acorduri. Este o discuție diferită de cea purtată în urmă cu 12 luni în majoritatea industriilor europene mari consumatoare de electricitate.
De la conformare la gestionarea riscului
Capacitatea anuală contractată prin PPA-uri în Europa a atins un vârf de 17,1 gigawați în 2023. De atunci, condițiile acordurilor s-au schimbat semnificativ.
Trecerea de la achiziții PPA motivate de sustenabilitate la achiziții PPA motivate de gestionarea riscului generează contracte fundamental diferite. PPA-urile axate pe sustenabilitate au adesea durate lungi și prețuri fixe. Obiectivul este asigurarea unei raportări stabile a emisiilor de carbon și înregistrarea unor progrese în atingerea obiectivelor de sustenabilitate. Blocarea unei surse de energie regenerabilă pentru 15 ani asigură ambele beneficii.
Achizițiile motivate de gestionarea riscului acordă prioritate protecției împotriva creșterilor bruște de preț, mai degrabă decât certitudinii prețului pe termen lung. Rezultatul este o piață care se îndreaptă spre contracte cu durate de 5–10 ani, cu prețuri minime și maxime și clauze de indexare — caracteristici pe care platforma de stabilire a prețurilor Pexapark le identifică drept standard în tranzacțiile recente. În 2023, acestea erau preferințe minoritare.
Un prag minim de 50–55 de euro/MWh protejează dezvoltatorul în cazul în care războiul din Iran se încheie și prețurile gazului scad. Un plafon de preț care limitează suma plătită de cumpărători la 90–100 de euro/MWh oferă certitudine bugetară. Indexarea legată de prețurile gazului sau ale certificatelor de carbon înlocuiește creșterile anuale de preț, reflectând o piață care ia acum în calcul riscul asociat materiilor prime.
De asemenea, mai mulți dezvoltatori vând pe piața spot 30–40% din producția proiectelor, în loc să contracteze întreaga producție. În acest fel, ei pariază că actualul mediu de preț se va menține și se expun volatilității prețurilor globale ale gazului.
Contractele inovatoare ajung în prim-plan
Achizițiile motivate de gestionarea riscului scot la iveală o problemă structurală pe care achizițiile axate pe sustenabilitate o puteau în mare măsură ignora: neconcordanța dintre momentul în care activele regenerabile produc electricitate și momentul în care piața stabilește prețul acelei producții.
Creșterile bruște ale prețurilor energiei electrice determinate de gaz tind să apară în orele de vârf ale serii. Între timp, producția solară în creștere împinge tot mai mult prețurile energiei electrice de la mijlocul zilei spre zero sau chiar sub zero în piețe precum Germania, Spania și Italia. Proiectele solare din piețele cu o capacitate solară ridicată obțin venituri mai mici decât prețul energiei electrice de bază atunci când producția lor atinge nivelul maxim.
Un PPA conceput pentru protecția împotriva prețurilor ridicate nu poate livra energie doar atunci când aceasta este ieftină și abundentă. El trebuie să acopere orele în care prețurile cresc brusc. Răspunsul este o schimbare rapidă către contracte PPA care furnizează energie atunci când riscul de cost este cel mai mare. Aceste contracte includ structuri adaptate profilului de consum, împărțirea pe intervale zi/noapte, pachete hibride solare-eoliene-cu-stocare și produse echivalente energiei de bază susținute de sisteme de stocare. Ceea ce, în urmă cu doi ani, necesita o structurare personalizată devine o cerință obișnuită în tranzacțiile mai mari.
Rezerve din partea producătorilor
Deși mulți cumpărători consideră acum PPA-urile o modalitate de protecție financiară, producătorii de energie au și ei propriile rezerve. Prin urmare, cererea mai mare nu s-a tradus automat într-o accelerare a încheierii tranzacțiilor.
Semnarea unui PPA la 75–85 de euro/MWh înseamnă că dezvoltatorii ar renunța la veniturile de 120–150 de euro/MWh pe care le-ar putea obține vânzând energia pe piața spot. Mai mulți dezvoltatori din Germania și Italia preferă expunerea pe piața spot în locul blocării unor venituri contractuale la nivelurile actuale.
Finanțatorii proiectelor devin și ei mai stricți, solicitând adesea marje de siguranță mai mari pentru rambursarea datoriilor, prețuri minime garantate în cadrul PPA-urilor și contracte mai scurte.
Acest lucru creează o neconcordanță: creditorii solicită acoperire prin PPA pentru întreaga perioadă de 10–15 ani a împrumutului, însă piața dorește contracte pe 5–7 ani. Astfel apare un deficit de refinanțare în a doua jumătate a perioadei de împrumut, pe care dezvoltatorii trebuie să îl acopere prin veniturile preconizate de pe piața spot sau prin capital suplimentar.
Reforma UE privind structura pieței energiei electrice, care include contracte bidirecționale pentru diferență, atrage unii dezvoltatori către certitudinea veniturilor susținută de stat, în locul PPA-urilor corporative, în special în țările care dispun de programe de licitații.
O nouă eră pentru acordurile PPA
Schimbarea cererii de PPA-uri nu depinde de prelungirea războiului din Iran. La începutul lunii aprilie 2026, depozitele de gaze ale UE erau umplute în proporție de 27,6%, mult sub nivelul de 58,5% înregistrat în aceeași perioadă din 2024. Acest lucru lasă UE cu un deficit structural de gaze și expusă următorului șoc de preț, astfel încât stimulentul pentru protejarea împotriva riscului nu va dispărea odată cu încheierea războiului din Iran. Expunerea structurală a prețurilor angro la electricitate față de prețurile gazului rămâne neschimbată. O încetare a focului nu remediază această vulnerabilitate.
Memoria instituțională a crizei energetice din 2022 a supraviețuit celor 18 luni de normalizare a prețurilor. Consumatorii industriali nu vor uita prețurile energiei electrice de pe piața spot, de 120–150 de euro/MWh, pe care au fost nevoiți să le suporte în 2026, atunci când prețurile gazului de la TTF – hubul european de tranzacționare a gazului de referință — vor reveni la 40 de euro/MWh. (acum sunt 80 de euro/MWh – n.red.)
În Europa există un număr consistent de proiecte de energie regenerabilă care pot satisface cererea de PPA-uri. Piața PPA care va rezulta în urma războiului din Iran va fi mai sofisticată din punct de vedere financiar, mai diferențiată geografic și mai dificil de abordat decât cea existentă înainte de februarie 2026.
Însă baza cererii sale se întemeiază acum pe securitatea energetică, nu doar pe sustenabilitate. Aceasta este o fundație mult mai durabilă pentru piața PPA.
