Ministerul Energiei a discutat ieri, 28 aprilie, cu producătorii, furnizorii, traderii și agregatorii despre problema centrală a pieței de energie electrică: OPEM funcționează de câteva luni, dar are prea puține tranzacții pentru a livra un preț relevant. PZU și piața intrazilnică afișează prețuri, însă fără volume consistente acestea nu devin repere comerciale, nu susțin decizii de investiții și nu ajută băncile să evalueze proiecte noi, inclusiv capacități de stocare. Adică, bursa de energie electrică există tehnic, dar încă nu produce disciplină de piață.
Iar volumul lipsește dintr-un motiv pe care toată lumea îl știe: energia se vinde în continuare pe contracte bilaterale, direct între părți, în afara bursei. Câțiva producători, câțiva cumpărători, câteva telefoane, un contract semnat. OPEM rămâne un sistem informatic funcțional pe care aproape nimeni nu-l folosește la capacitate.
Ca măsură imediată, ministrul a spus că Energocom va cumpăra o parte din energie direct de pe piețele organizate. Din 2027, regula ar urma să fie extinsă și la furnizorii de serviciu universal și de ultimă opțiune. Ministerul pregătește și mecanisme de market-making, prin care anumiți participanți ar sta constant în piață cu oferte de cumpărare și vânzare. În paralel, se discută obligații minime de ofertare, astfel încât o parte din energia produsă să ajungă pe bursă, nu doar în contracte bilaterale.
Logica ministerului este simplă: Energocom intră cu achiziții pe bursă, iar asta aduce volum. Volumul face prețul mai credibil, prețul credibil atrage alți participanți, iar o piață activă poate fi conectată mai ușor la piața românească și, ulterior, la SDAC și SIDC. Fără acest traseu, OPEM rămâne o infrastructură corectă tehnic, dar insuficient folosită.
Problema e că producătorii nu stau pe margine din lene. Un dezvoltator de parc solar sau eolian din Moldova funcționează cu un contract bilateral cu Energocom sau cu un furnizor. Contractul îi dă preț fix, volum garantat, predictibilitate pe care o poate duce la bancă. Banca finanțează pe baza fluxului de numerar previzibil, nu pe baza unui preț bursier pe care-l mișcă trei tranzacții pe zi. Dacă muți producătorul pe bursă fără instrumente de hedging, îi ceri să-și asume volatilitate într-o piață în care nu are cu ce să se acopere. Nu e vorba de rezistență la modernizare. E vorba de matematica unui business plan.
Asociațiile din regenerabile au spus asta repetat în ultimele luni: nu contestă direcția, contestă ritmul. Integrarea în piața organizată e inevitabilă, dar fără contracte pe termen lung reglementate, fără instrumente de tip CfD sau PPA standardizate pe bursă, fără o piață de derivate care să permită acoperirea riscului — mutarea rapidă spre OPEM înseamnă transferul integral al riscului de preț de la stat la producător. Într-o piață de dimensiunile Moldovei, unde câteva megawatt-ore în plus sau în minus mișcă prețul vizibil, asta nu e un risc teoretic.
Practic, ministerul transmite acum că OPEM nu mai este o opțiune, ci devine parte obligatorie din funcționarea pieței. Bursa trebuie să primească volum, să formeze preț de referință și să oblige actorii să joace după reguli transparente. Etapa în care platforma era doar disponibilă s-a încheiat; urmează etapa în care statul împinge energia efectiv pe piață.
Rămâne întrebarea pe care ședința nu a tranșat-o: ce vine odată cu obligația? Dacă regulile noi vin însoțite de instrumente de stabilizare — contracte pentru diferență, garanții de preț minim, acces real la hedging —, atunci volumul crește organic și piața se construiește pe fundament solid. Dacă obligația vine goală, fără contrapartidă, riscul e să obții conformare pe hârtie și evitare în practică: producătorii pun volumul minim cerut pe bursă, restul rămâne în bilateral, iar prețul din PZU continuă să fie o ficțiune statistică.
Moldova nu e prima țară mică din regiune care se lovește de problema asta. Dar e prima care încearcă să o rezolve prin forțarea cererii înainte de a construi instrumentele care fac oferta posibilă. Ordinea contează.
