Agenția Națională pentru Reglementare în Energetică a finalizat studiul de piață referitoare la sectorul energiei electrice din Republica Moldova pentru anul 2025. Documentul are rolul unui diagnostic tehnic complet asupra modului în care funcționează piețele de energie electrică, de la producere și tranzacționare angro până la furnizarea către consumatorii finali. În același timp, studiul oferă fundamentul necesar pentru deciziile de reglementare referitoare la obligațiile de serviciu public, la integrarea surselor regenerabile și la calendarul de ieșire treptată a centralelor electrice de termoficare urbane din mecanismul de sprijin.

Analiza pornește de la mandatul prevăzut de art. 150 alin. (17) din Legea nr. 164/2025 cu privire la energia electrică și urmărește câteva direcții: descrierea tipurilor de piețe, evaluarea eficienței și transparenței, măsurarea gradului de concentrare prin indicele Herfindahl–Hirschman, identificarea pozițiilor dominante și formularea de concluzii și recomandări referitoare la dezvoltarea pieței.

În esență, studiul răspunde la trei întrebări majore.

Prima întrebare privește organizarea pieței de energie electrică din Republica Moldova. ANRE descrie arhitectura instituțională, rolurile operatorului de transport și de sistem, ale operatorului pieței, ale producătorilor, distribuitorilor, furnizorilor și agregatorilor, precum și tipurile de piețe funcționale sau aflate în fază de lansare: piața contractelor bilaterale, piața pentru ziua următoare, piața intrazilnică, piața serviciilor de sistem și piața energiei de echilibrare.

A doua întrebare se referă la caracterul concurențial al pieței. În acest punct intervin indicatorii cantitativi, în special indicele Herfindahl–Hirschman, care exprimă gradul de concentrare al vânzărilor pe diferite segmente. Studiul calculează cotele de piață pentru actorii principali și arată în ce măsură un singur participant sau un grup restrâns controlează volumele și, implicit, influențează formarea prețurilor.

A treia întrebare se concentrează asupra riscurilor și priorităților de reformă. ANRE analizează dependența de import, dinamica investițiilor în capacități regenerabile, capacitățile limitate de export, stadiul interconexiunilor cu România și Ucraina, absența lichidității pe piețele spot și lipsa furnizorilor calificați de servicii de sistem. Pe această bază, studiul argumentează necesitatea unui calendar realist pentru renunțarea la schemele de sprijin și pentru trecerea la o concurență efectivă pe toate segmentele.

Cadrul normativ și arhitectura instituțională

Studiul confirmă faptul că, din punct de vedere normativ, piața moldovenească de energie electrică se apropie de modelul pieței interne de energie a Uniunii Europene. Legea cu privire la energetică, Legea energiei electrice, Legea referitoare la promovarea energiei din surse regenerabile și Legea energiei termice și a cogenerării definesc cadrul în care se organizează activitățile de producere, transport, distribuție și furnizare. Regulile pieței energiei electrice, codul rețelelor electrice și regulamentele de racordare completează această arhitectură cu norme operaționale și comerciale.

Moldelectrica are rol de operator de transport și de sistem, cu responsabilitate pentru siguranța în funcționare și pentru interconexiunile cu sistemele vecine. Operatorul pieței de energie, OPEM, gestionează mecanismele de tranzacționare centralizată și are mandatul de operator desemnat pentru integrarea pieței moldovenești în mecanismele europene de cuplare a piețelor pentru ziua următoare și intrazilnice. Distribuția se asigură prin două întreprinderi, cu împărțire teritorială clară. Segmentul de furnizare include un număr mare de licențe, dar un număr redus de furnizori activi, fapt care limitează concurența efectivă la nivel de client final.

Consum, producere locală și dependența de import

Studiul descrie în detaliu profilul de consum și de producere. În anul 2024, energia livrată consumatorilor finali se apropie de 4,25 miliarde kWh, cu un ritm mediu de creștere pe termen lung de aproape 3 la sută pe an. Ponderea consumului casnic crește vizibil, fapt ce reflectă electrificarea treptată a unor consumuri termice și creșterea dotării gospodăriilor cu echipamente electrice. Consumatorii noncasnici rămân majoritari în volum, dar dinamica lor este mai moderată.

Pe partea de producere, documentul evidențiază schimbarea accelerată a mixului. Capacitățile bazate pe surse regenerabile se apropie de pragul de 1 000 MW în perspectivă apropiată, cu pondere dominantă a instalațiilor fotovoltaice, urmate de capacitățile eoliene și de proiectele pe biogaz și hidro de dimensiuni reduse. În primele nouă luni ale anului 2025, producerea locală acoperă în jur de 43 la sută din energia livrată consumatorilor, iar restul provine din import, în principal din România și Ucraina. Din producerea internă, sursele regenerabile dețin o pondere de aproximativ două treimi, iar centralele de termoficare urbane, care funcționează în cogenerare, acoperă aproximativ o treime.

Această fotografie tehnică indică un paradox clasic al tranziției energetice. Republica Moldova parcurge un ritm ridicat de investiții în surse regenerabile și o creștere rapidă a capacităților instalate, însă nivelul de dependență de import rămâne ridicat, iar exportul rămâne aproape blocat din cauza interconexiunilor insuficiente și a capacităților comerciale limitate.

Interconexiuni și constrângeri de rețea

Studiul subliniază importanța infrastructurii de interconectare. Sistemul electroenergetic funcționează sincron cu sistemul european, dar legăturile fizice cu România și Ucraina nu acoperă integral necesitatea de import sau potențialul de export. În prezența unui nivel ridicat de capacități regenerabile, această limitare capătă o dimensiune strategică.

Capacitatea comercială de export se situează aproximativ la 100 MW, nivel net inferior posibilităților tehnice de producere locală, inclusiv pentru proiectele planificate până în 2027. În aceste condiții, surplusul de producție în perioade cu vânt și soare puternic nu găsește ușor debușeu regional, fapt care poate impune limitarea producției și reduce rentabilitatea investițiilor. În același timp, pentru acoperirea vârfurilor de consum și a situațiilor cu producție locală insuficientă, piața se sprijină în continuare masiv pe import.

Analiza insistă asupra rolului viitoarelor interconexiuni de înaltă tensiune, în special linia Vulcănești–Chișinău și proiectul Bălți–Suceava. Aceste investiții reprezintă condiții necesare pentru integrarea reală a pieței moldovenești în regiune, pentru reducerea dependenței unilaterale de import și pentru valorificarea capacităților regenerabile în exces.

Piața contractelor bilaterale constituie, în acest moment, segmentul cu adevărat lichid. Volumul tranzacționat lunar gravitează în jur de 360–500 GWh, iar numărul participanților este relativ ridicat. În acest cadru funcționează și furnizorul central, care cumpără energia de la producători beneficiari ai schemelor de sprijin, în special surse regenerabile și centrale de cogenerare, și o revinde furnizorilor de pe piața cu amănuntul la prețuri reglementate. Mecanismul reduce riscul comercial pentru producători, dar concentrează decizia asupra unui singur actor și limitează spațiul pentru concurență liberă.

Piața pentru ziua următoare, construită pe modelul european Euphemia, are reguli aprobate și operator desemnat, dar nu dispune încă de tranzacții reale. Situația este similară pentru piața intrazilnică. Din perspectivă tehnică, designul respectă standardele europene, cu oferte orare și oferte bloc, cu oră de închidere la prânz pentru ziua următoare și cu corelare continuă în ziua de livrare. Totuși, fără volume tranzacționate și fără un portofoliu divers de participanți, aceste piețe nu își îndeplinesc rolul de mecanisme de formare a prețului și de gestionare a riscului.

Piața serviciilor de sistem și piața energiei de echilibrare apar în aceeași fază incipientă. ANRE a stabilit produsele de rezervă și regulile de participare, Moldelectrica a organizat licitații pentru rezerve de frecvență și rezerve de restabilire, dar numărul ofertelor rămâne nul sau insuficient. Lipsa participanților calificați și rentabilitatea incertă împiedică formarea unei piețe veritabile a serviciilor de sistem, iar echilibrarea sistemului se realizează, în continuare, pe baza unor mecanisme administrative și a unor obligații de serviciu public impuse operatorului de sistem.

Dinamica prețurilor pe piața angro

În lipsa unei piețe spot lichide, prețul angro al energiei electrice reflectă în principal costul contractelor bilaterale și al importurilor. Studiul arată o creștere a prețului mediu de achiziție în primele nouă luni ale anului 2025 față de perioada similară a anului precedent, cu un plus de aproximativ cincizeci de bani pe kWh. Explicația principală constă în renunțarea la energia furnizată anterior de centrala de la Cuciurgan pentru malul drept și în dependența tot mai mare de piețele regionale, caracterizate prin volatilitate ridicată.

Indicatorul de volatilitate descris în document evidențiază perioade cu fluctuații accentuate, corelate cu episoade de tensiune pe piețele vecine și cu variațiile de producere regenerabilă. În absența unor instrumente de acoperire pe termen lung și a unei piețe spot active, furnizorii și consumatorii mari rămân expuși la aceste variații, iar prețul final către consumator reacționează cu întârziere și cu limitări generate de regimul de tarifare reglementată.

Piața cu amănuntul și gradul de concentrare

La nivel de client final, studiul confirmă o deschidere formală a pieței, dar o concurență limitată în practică. Existența unui număr mare de licențe de furnizare nu se traduce într-un număr mare de furnizori activi. În realitate, doar câteva companii furnizează energie unui volum semnificativ de clienți, iar restul licențelor rămân inactive sau cu activitate marginală. Această structură reduce opțiunile reale ale consumatorului care dorește să schimbe furnizorul sau să negocieze condițiile contractuale.

Indicele Herfindahl–Hirschman calculat pe segmentul angro atinge valoarea de 7 016, nivel care descrie o piață extrem de concentrată. Principala cauză o reprezintă rolul central al S.A. „Energocom”, desemnată prin obligații de serviciu public pentru asigurarea energiei necesare operatorilor de sistem și furnizorilor serviciului universal și de ultimă opțiune. Pe segmentul cu amănuntul, concentrarea este mai redusă decât pe angro, dar rămâne ridicată, cu câțiva furnizori mari și cu un număr restrâns de concurenți efectiv activi.

Nota de fundamentare care însoțește studiul explică în mod explicit legătura dintre rezultatele analizei de piață și propunerea referitoare la excluderea centralelor electrice de termoficare urbane din mecanismul de sprijin. Data propusă, 1 mai 2028, nu reprezintă un termen arbitrar, ci rezultatul unei echilibrări între mai multe constrângeri tehnice și economice.

Piața angro foarte concentrată și lipsa lichidității pe PZU și pe piața intrazilnică arată că CET-urile nu pot trece imediat la un regim pur concurențial fără riscuri majore. Aceste centrale produc energie electrică în cogenerare, cu profil sezonier corelat cu încălzirea urbană. Orice șoc asupra veniturilor din energie electrică afectează indirect serviciul de termoficare, cu implicații sociale sensibile în marile orașe.

Capacitatea de export limitată și absența unei piețe funcționale a serviciilor de sistem reduc spațiul pentru valorificarea surplusurilor de producție și pentru flexibilitatea necesară în integrarea SRE. Licitațiile organizate de Moldelectrica pentru rezerve și pentru capacități de echilibrare au termene de punere în funcțiune până la sfârșitul anului 2027. Sistemul are nevoie de câțiva ani pentru a crea baza tehnică și comercială care poate înlocui rolul implicit de pilon de echilibrare deținut în prezent de CET-uri.

Proiectele de interconexiune cu România, în special linia Bălți–Suceava, au calendar de finalizare apropiat de anul 2028. Doar după punerea în funcțiune a acestor interconexiuni piața moldovenească va dispune de posibilități reale de export și de integrare profundă în piața regională, condiție esențială pentru funcționarea unui mix dominat de surse regenerabile și pentru operarea CET-urilor în condiții de piață.

În acest context, anul 2028 apare ca un orizont în care se aliniază trei factori cheie: maturizarea piețelor angro și a serviciilor de sistem, apariția capacităților interne de echilibrare contractate competitiv și finalizarea principalelor interconexiuni cu sistemul românesc. Excluderea CET-urilor din mecanismul de sprijin înainte de atingerea acestor jaloane ar amplifica riscurile de securitate a aprovizionării și ar crea tensiuni importante în sistemul de termoficare urbană.

Din perspectiva noastră, acest studiu indică foarte clar direcțiile care merită monitorizate în următorii ani.

Gradul de dezvoltare efectivă a pieței pentru ziua următoare și a pieței intrazilnice reprezintă primul reper. Numărul de participanți, volumele tranzacționate, frecvența și tipologia ofertelor vor arăta dacă modelul teoretic de piață se transformă într-un instrument real de formare a prețului și de gestionare a riscului.

Apariția și consolidarea unei piețe reale a serviciilor de sistem constituie al doilea element critic. Numărul de unități calificate, capacitățile contractate pentru rezerve, nivelul prețurilor și corelarea lor cu costurile tehnice vor indica dacă investițiile în flexibilitate, stocare, cogenerare eficientă și consum dispecerizabil devin atractive pentru operatori.

Al treilea aspect îl formează dinamica investițiilor în interconexiuni și în rețele interne. Rata de realizare a proiectelor Vulcănești–Chișinău și Bălți–Suceava, respectiv modernizarea rețelelor de distribuție, va determina măsura în care sistemul poate integra volume mari de energie regenerabilă fără congestii și fără costuri exagerate de echilibrare.

Al patrulea indicator se referă la modificarea structurii pieței de furnizare. Intrarea unor furnizori noi activi, diversificarea ofertelor comerciale, apariția contractelor dinamice și creșterea numărului de clienți care schimbă furnizorul vor arăta dacă piața cu amănuntul trece de la concurență formală la concurență efectivă.

În final, calibrarea corectă a obligațiilor de serviciu public rămâne decisivă. Aceste obligații au un rol util într-o perioadă de tranziție, dar, la un anumit moment, devin un factor de rigiditate. Armonizarea lor cu dezvoltarea piețelor și cu obiectivele de decarbonare trebuie să urmeze o traiectorie clară, predictibilă și bine comunicată tuturor actorilor din sector.

Așadar, studiul ANRE referitor la piețele de energie electrică pentru 2025 descrie o piață care, la nivel de reglementare, seamănă tot mai mult cu modelul european, dar care, în practică, se află încă într-o fază de tranziție dominată de câțiva jucători mari și de mecanisme de sprijin. Republica Moldova parcurge o etapă intensă de investiții în surse regenerabile și de aliniere normativă, însă succesul acestui proces depinde de capacitatea de a construi piețe funcționale de energie, servicii de sistem și echilibrare, de a finaliza interconexiunile critice și de a deschide segmentul de furnizare către concurență reală.

Data de 1 mai 2028, propusă pentru excluderea CET-urilor din mecanismul de sprijin, nu marchează doar un termen calendaristic, ci și un prag de maturitate a sistemului. Până la acel moment, politicile publice și reglementările trebuie să urmărească, coerent, trei obiective: creșterea siguranței în alimentare, susținerea tranziției către un mix cu pondere mare de regenerabile și protejarea consumatorului final prin concurență reală și prin tarife sustenabile. Studiul de piață oferă baza tehnică pentru această traiectorie și arată, cu date și analize, poziția actuală a sistemului și pașii indispensabili pentru următorii ani.