ANRE vrea să modifice regulile după care se calculează prețurile reglementate la energia electrică vândută de furnizorul central – adică Energocom. Și la această etapă este doar un draft de proiect pe care l-am văzut și noi, așa că vom rezuma principalele modificări și prevederi, vom explica de ce vor să facă ei asta, de ce ANRE vrea să schimbe lucrurile acum și care este avantajul întregii mișcări. Vom atinge și ce spune Energocom despre prețuri, plus câteva exemple anterioare de ajustări similare, ca să punem totul în context tehnic.
Să o luăm pe firul logic: totul pornește de la Metodologia din 2017 (Hotărârea ANRE nr. 483), care dictează cum se stabilește prețul la care Energocom vinde energie furnizorilor de retail. Draftul, pus în consultare publică, vine să actualizeze formula, pentru că legislația s-a schimbat – mai ales Legea 10/2016 pe regenerabile și Legea 164/2025 pe energie electrică. ANRE vrea să evite ca Energocom să rămână cu costuri neacoperite, ceea ce ar destabiliza lanțul de furnizare. Sensul? O piață mai predictibilă, cu prețuri care reflectă realitatea operațională, fără riscuri financiare inutile. Avantajul: furnizorul central devine mai rezilient, producătorii regenerabili primesc sprijin stabil, iar furnizorii de retail știu la ce să se aștepte – indirect, consumatorii finali ar putea beneficia de o tranziție mai lină spre energie verde, fără șocuri majore în facturi.
Principalele modificări și prevederi noi în draft
Draftul introduce elemente tehnice precise în formula de calcul. Prețul reglementat, pe lângă o medie simplă a costurilor de achiziție plus marjă, include acum componente noi, calibrate pe obligațiile recente ale Energocom.
- Rezerva de lichidități pentru producători eligibili
Energocom trebuie să țină bani deoparte – echivalentul plăților estimate pentru o lună către producătorii mari (din licitații) și mici. Asta e o cerință din Legea 10/2016, ca să asigure fluxul financiar. În draft, suma asta intră direct în costuri, iar dacă nu se folosește (de exemplu, din cauza neplăților furnizorilor), devine deviație negativă pentru ajustări viitoare. - Costuri administrative pentru garanții de origine
Ca titular de cont în registrul european, Energocom suportă cheltuieli cu organizarea licitațiilor și gestionarea certificatelor verzi. Acestea se adaugă acum în ecuație, alături de impozite, taxe și devieri din anul precedent. - Decontarea dezechilibrelor din regenerabile
Producătorii verzi din grupul de echilibrare al Energocom pot genera fluctuații – rezultatul financiar din anul t-1 (pozitiv sau negativ) se integrează în preț, ca să echilibreze balanța. - Schimbarea la contracte pentru diferențe (CfD)
Aici e nucleul tehnic: dacă producătorii mari trec la CfD (în loc de contracte fixe de achiziție), prețul se recalculează pe baza diferenței dintre prețul pieței angro și prețul de exercitare. Cantitățile se vând direct pe piață, iar Energocom decontează doar delta. Dacă prețurile angro urcă mult, prețul reglementat poate ieși negativ – banii se rezervă pentru perioade viitoare. ANRE intervine doar când rezerva se epuizează și prețul devine pozitiv.
Marja comercială rămâne limitată la 1% (pornește de la 0,5%), asigurând că nu e loc de profituri exagerate. Totul se face cu transparență: veniturile din vânzarea garanțiilor de origine reduc devierile, iar termenii ca “devieri negative” se schimbă în “excedent tarifar” pentru claritate.
ANRE argumentează că Metodologia veche lasă găuri în bugetul Energocom, expunându-l la riscuri. Legislația primară s-a actualizat, adăugând obligații noi pe regenerabile, iar fără ajustări, furnizorul central ar putea falimenta operațional. Sensul? Aliniere la realitate – prețuri justificate, bazate pe costuri stricte și verificate. Avantajul major: predictibilitate pentru toți. Energocom devine mai eficient, furnizorii retail (cum ar fi Premier Energy, care ia 70-75% din cote) pot planifica mai bine, iar tranziția la verde se accelerează fără blocaje financiare. Pe termen lung, asta înseamnă o piață stabilă, cu potențial pentru prețuri mai competitive dacă regenerabilele cresc.
Energocom, ca furnizor central, susține de obicei ajustări care reflectă costurile reale, dar din declarațiile publice recente, ei se concentrează pe optimizări. De exemplu, în iulie 2025, au achiziționat 342,5 mii MWh la prețuri mixte din interne și import, iar în decembrie 2025, prețul mediu de achiziție a fost 132,57 euro/MWh – o scădere față de vârfurile anterioare. Compania a cerut ANRE reduceri de tarife: în 2025, au propus o scădere cu 10% la energia electrică, argumentând cu volume stabile (3,4 TWh total în 2025, 90% import). Poziția lor față de draftul actual? Nu au ieșit cu declarații directe, dar din contextul achizițiilor, susțin mecanisme care acoperă lichiditățile fără să umfle prețurile inutil. Ei văd avantajul în acoperirea riscurilor, mai ales că sunt desemnați de Guvern să gestioneze regenerabilele.
ANRE nu e la prima astfel de ajustare – au mai actualizat metodologii pentru a se adapta la schimbări legale. În 2023, au propus o modificare similară la Metodologia pentru prețurile reglementate, adăugând mecanisme pentru separarea clară a costurilor la furnizori specifici. Rezultatul? Prețuri mai transparente, cu micșorări ulterioare: în septembrie 2024, prețul de la Energocom a scăzut cu 21% la 1,80 lei/kWh (fără TVA). Alt exemplu din 2025: ANRE a aprobat o nouă metodologie pentru stabilirea prețurilor la anumite categorii de furnizori, separând mecanismele și ducând la facturi mai mici cu 15% – consumatorii din centru și sud au plătit 3,59 lei/kWh. Iar în ianuarie 2021, au redus tarifele generale, cu prețuri la 1,43 lei/kWh pentru tensiune medie. Aceste precedente arată că modificările duc adesea la stabilizare, nu la creșteri haotice.
