Vara 2024: 147 de episoade de preț extrem, până la 1.000 €/MWh

Punctul de plecare al raportului ACER este documentarea crizei din vara anului 2024, când Europa de Sud-Est a traversat o perioadă prelungită de explozii de preț pe piața angro. Mecanismul a fost unul sistemic: generarea fotovoltaică colapsează brusc după apus, cererea rămâne ridicată pe fondul temperaturilor extreme, iar capacitatea de import din zone cu prețuri mai mici se dovedește insuficientă pentru a amortiza șocul.

Conform raportului, operatorii de transport au tendința de a rezerva capacitatea liniilor pentru compensarea dezechilibrelor interne, lăsând comercianților transfrontalieri o marjă insuficientă tocmai în momentele de stres maxim. Efectul este o fragmentare artificială a pieței regionale: zone cu surplus de generare ieftină nu pot exporta, zone cu deficit sunt forțate să preia prețurile marginale ale unor resurse de vârf extrem de costisitoare.

Nu un accident, ci o deficiență structurală

Concluzia centrală a raportului din mai 2026 — care actualizează și aprofundează raportul de monitorizare din septembrie 2025 — este că vârfurile de preț din vara lui 2024 nu au constituit un eveniment excepțional. Decalajul de preț față de Europa Centrală a persistat până în primele luni ale anului 2026, semn că factorii care l-au generat nu au dispărut odată cu trecerea sezonului cald.

ACER identifică două categorii distincte de disfuncționalități: deficit structural de capacitate transfrontalieră — cauzat de subutilizarea liniilor existente, planificarea deficitară a ieșirilor din funcțiune și lipsa implementării abordării flow-based — și absența resurselor de flexibilitate sistemică, adică a activelor care pot substitui generarea solară în orele de seară: stocarea în baterii, răspunsul la cerere, hidro reglabil.

Moldova în ecuație: cifre, nu teorie

Republica Moldova nu are control direct asupra deciziilor operatorilor de transport din regiune. Dar consecințele acestor decizii se reflectă direct în facturile de energie ale consumatorilor moldoveni, cu o latență determinată de cadrul de reglementare tarifară.

Datele publicate de Energocom sunt revelatoare pentru a înțelege mecanismul de transmisie. În cursul verii lui 2024, exact în perioada în care ACER consemnează vârfurile de preț de la nivel regional, Energocom raporta că prețul energiei achiziționate de pe bursa română OPCOM — sursă utilizată pentru acoperirea orelor de vârf — crescuse de patru ori în câteva săptămâni, de la circa 200 €/MWh la aproximativ 800 €/MWh.

Logica este clară: Energocom achiziționează energia de bază prin contracte bilaterale la prețuri relativ stabile, dar apelează la bursa spot — OPCOM, ulterior și OPEM — pentru acoperirea orelor de vârf și a golurilor de acoperire din programul zilnic. Tocmai aceste ore coincid cu momentele de spike descrise de ACER: seara, când solarul dispare și flexibilitatea regională este insuficientă.

Efectul în tariful reglementat: mecanismul devierilor

Cadrul tarifar moldovean funcționează cu un decalaj structural: ANRE aprobă un preț reglementat pentru Energocom pe baza unor ipoteze de cost, iar diferența față de costul real de achiziție se acumulează ca deviație tarifară — pozitivă sau negativă —, care se recuperează în perioadele ulterioare prin ajustări.

La 17 septembrie 2024, ANRE a redus prețul reglementat al Energocom cu 21%, de la un nivel anterior la 1,80 lei/kWh (fără TVA). Decizia reflecta în parte diminuarea costului de achiziție al energiei de la Cuciurgan, dar lua explicit în considerare și „devierile tarifare înregistrate de furnizorul central în perioada ianuarie–iulie 2024″ — adică tocmai lunile în care piețele spot regionale au atins vârfuri istorice.

Rapoartele financiare Premier Energy PLC consemnau, la finele lui 2024, un sold negativ acumulat de peste 8 milioane de euro al subsidiarei de furnizare din Moldova față de cadrul de reglementare — costul de achiziție depășind sistematic prețul reglementat aprobat. La 31 martie 2026, ANRE a aprobat un nou preț reglementat pentru Energocom de 2,01 lei/kWh — o reducere de circa 28% față de nivelul anterior, reflectând atât diminuarea prețurilor de import, cât și recuperarea devierilor tarifare acumulate.

Recomandările ACER și traiectoria de integrare a Moldovei

Din cele 10 recomandări formulate de ACER, cel puțin patru au implicații directe pentru traiectoria de integrare a Republicii Moldova în piața europeană de energie.

Regula de 70% și cuplarea de piețe cu vecinii non-UE. Moldova a lansat în decembrie 2025 piețele day-ahead și intrazilnice operate de OPEM. Cuplarea cu piețele UE — obiectiv explicit al unui proiect regional în curs — va transfera direct spre Moldova consecințele capacităților transfrontaliere disponibile în regiune. Dacă TSO-urile regionale nu implementează regula de 70%, prețurile cu care OPEM se va cupla vor continua să includă prime de congestionare semnificative.

Dynamic Line Rating și conductori HTLS. Linia Vulcănești–Chișinău, în faza finală de construcție, și interconexiunea Bălți–Suceava, în pregătire, reprezintă infrastructuri pe care astfel de tehnologii ar putea fi integrate din faza de proiectare, nu retrofitate ulterior la costuri majorate.

Resurse de flexibilitate. În aprilie 2025, peste un sfert din consumul intern al Moldovei provenea deja din surse regenerabile locale. Profilul de seară rămâne însă neacoperit de generare locală. Licitațiile pentru 170 MW eolian cu obligativitatea de 44 MWh stocare, planificate pentru 2026, adresează tocmai această vulnerabilitate — dar volumul rămâne modest față de necesarul de flexibilitate la nivel regional identificat de ACER.

Coordonarea planificării ieșirilor din funcțiune. ACER documentează că lucrările de mentenanță planificate au redus capacitatea transfrontalieră disponibilă tocmai în perioadele de stres din vara 2024. Republica Moldova, prin Moldelectrica, participă la mecanismele de coordonare ENTSO-E — dar gradul de integrare în procesele de planificare regională rămâne limitat față de statele membre cu experiență îndelungată în sistem.