Energocom a oferit redacției Renergy clarificări privind informațiile apărute în spațiul online despre presupuse schimbări la conducerea Sucursalei Furnizare. Potrivit companiei, Victor Puiu nu a fost numit administrator și nici administrator interimar al Energocom Furnizare.

Directorul general interimar Energocom, Eugen Buzatu, a precizat pentru Renergy că Victor Puiu activează în cadrul companiei din anul 2024, în funcția de șef de direcție. Anterior, acesta a ocupat funcția de director comercial în cadrul SA „Termoelectrica”.

În același timp, reprezentanții Energocom au confirmat că Igor Perjan, în prezent director comercial al companiei Vestmoldtransgaz, urmează să se alăture Energocom în calitate de consilier al directorului general interimar Eugen Buzatu.

Amintim că, astăzi în spațiul online, pe canalul de Telegram Moldova Energy, a apărut informația potrivit căreia Victor Puiu ar fi fost numit director interimar Energocom Furnizare, informație preluată și de noi.

Redacția Renergy își menține angajamentul de a reflecta informațiile din sectorul energetic în mod imparțial și echidistant și cere scuze pentru interpretarea eronată a datelor apărute inițial în spațiul public.

În sectorul energetic apar primele informații despre schimbări la conducerea sucursalei de furnizare a gazelor către consumatorii finali din cadrul Energocom”. Potrivit unor informații apărute pe canalul telegram “Moldova Energy”, Victor Puiu ar fi fost numit director interimar al Sucursalei Furnizare a companiei.

Funcția ar fi devenit vacantă după ce Victor Bînzari a anunțat că pleacă din fruntea Energocom Furnizare. Bînzari a comunicat public că își încheie activitatea în cadrul companiei, după o perioadă în care a gestionat activitatea de furnizare în contextul crizelor energetice prin care a trecut Republica Moldova.

Conform informațiilor, Victor Puiu activează în cadrul Energocom din 2023, unde ocupă funcția de șef de direcție. Anterior, acesta a fost director comercial al Termoelectrica, una dintre principalele companii din sectorul energetic al țării.

În același context, pe același canal Telegram au apărut și informații despre posibile alte mișcări în sector. Potrivit acestor postări, Igor Perjan, în prezent director comercial al companiei „Vestmoldtransgaz”, ar putea ajunge la Energocom în calitate de consilier al directorului general interimar Eugen Buzatu. Ulterior, după o perioadă de analiză a situației din companie, acesta ar putea prelua o funcție de conducere, fie în cadrul Energocom Furnizare, fie chiar la nivelul managementului Energocom.

Postarea menționează că Igor Perjan este absolvent al Academiei Ruse de Economie Națională și Administrație Publică de pe lângă Președintele Federației Ruse și sugerează existența unor conexiuni profesionale în sectorul energetic regional.

Proiectul de modificare a metodologiei de calculare a prețurilor reglementate pentru energia electrică furnizată de furnizorul central a ajuns în etapa finală de aprobare în cadrul ANRE, după parcurgerea consultărilor publice și includerea pe agenda proiectelor supuse adoptării de către Consiliul de administrație. Documentul actualizează metodologia aplicată din 2017 și urmează să fie adoptat în perioada imediat următoare, introducând ajustări relevante în mecanismul de formare a prețului energiei electrice aferente schemelor de sprijin pentru producătorii din sectorul regenerabil.

Proiectul nu introduce un tarif nou al energiei, ci revizuiește modul în care acesta este determinat. Metodologia stabilește mecanismul de calcul al prețului la care furnizorul central de energie electrică — funcție exercitată în prezent de Energocom — livrează energia către furnizorii care operează pe piața cu amănuntul și alimentează consumatorii finali. Prețul rezultat reflectă atât costul energiei achiziționate de la producătorii eligibili, cât și cheltuielile legate de administrarea schemelor de sprijin pentru energia din surse regenerabile.

Modificările propuse extind structura formulei de calcul și introduc noi componente de cost care trebuie reflectate în prețul energiei. Formula metodologiei pornește de la prețurile de achiziție ale energiei de la producători și de la cantitățile procurate, la care se adaugă marja comercială a furnizorului central, devierile financiare din anul precedent, impozitele și taxele aferente activității reglementate, precum și rezultatul financiar generat de dezechilibrele producătorilor regenerabili care fac parte din grupul de echilibrare gestionat de furnizorul central.

Una dintre cele mai importante modificări este introducerea în formula de calcul a unui mecanism de lichiditate financiară. Conform legislației privind energia regenerabilă, furnizorul central trebuie să mențină permanent mijloace financiare echivalente cu plățile estimate pentru o lună de producție a centralelor eligibile, atât pentru producătorii mari selectați prin licitații, cât și pentru producătorii eligibili mici. Acest fond de lichiditate este destinat garantării plăților către producători și apare în metodologia tarifară ca o componentă nouă a costurilor recunoscute.

Proiectul introduce și reguli explicite privind includerea în calculul prețului a costurilor legate de administrarea garanțiilor de origine pentru energia regenerabilă. Costurile asociate gestionării registrului acestor certificate pot fi reflectate în prețul energiei, în timp ce veniturile obținute din comercializarea garanțiilor de origine sunt tratate ca excedent de venit reglementat și sunt reflectate în devierile financiare ale anului următor.

Metodologia introduce și un set de prevederi dedicate aplicării mecanismului contractelor pentru diferență (CfD), instrumentul de sprijin care urmează să fie utilizat în cadrul licitațiilor pentru noi capacități de producere a energiei din surse regenerabile. În eventualitatea în care contractele reglementate existente vor fi înlocuite cu contracte CfD, formula de calcul a prețului va lua în considerare cantitățile de energie comercializate pe piața angro și diferența dintre prețul de piață al energiei electrice și prețul de exercitare stabilit în contractele respective. Această diferență va determina fluxurile financiare care urmează să fie compensate prin mecanismul prețului reglementat aplicat energiei furnizate de furnizorul central.

Metodologia introduce și reguli pentru situațiile în care rezultatul mecanismului de calcul devine negativ. Dacă veniturile obținute de furnizorul central din comercializarea energiei regenerabile depășesc obligațiile de plată față de producători, sumele respective sunt utilizate pentru compensarea plăților din perioadele următoare. Acest mecanism permite amortizarea variațiilor de piață și reduce necesitatea ajustării frecvente a prețului reglementat.

Documentul stabilește și limitele unor parametri utilizați în formula de calcul. Marja comercială a furnizorului central este stabilită la 0,5% în primul an de aplicare, iar în anii următori aceasta poate fi ajustată prin decizie ANRE, fără a depăși plafonul de 1%. Marja este destinată acoperirii costurilor administrative ale furnizorului central și asigurării unei rentabilități rezonabile pentru activitatea reglementată.

Procesul de consultare publică a generat mai multe propuneri de modificare a proiectului. Ministerul Energiei a formulat patru propuneri tehnice, toate fiind acceptate și integrate în versiunea finală a documentului. Operatorul pieței de energie a propus modificări mai ample ale formulei de calcul, inclusiv introducerea unor componente legate de tranzacționarea energiei pe piețele pentru ziua următoare și intrazilnice, însă aceste propuneri nu au fost acceptate. Autoritatea de reglementare a argumentat că tratamentul dezechilibrelor producătorilor eligibili este deja stabilit în legislația primară și trebuie reflectat direct în mecanismul de formare a prețului reglementat.

Prin aceste modificări, ANRE urmărește ajustarea cadrului de calcul al prețului energiei furnizate de furnizorul central astfel încât formula tarifară să reflecte complet costurile asociate implementării schemelor de sprijin pentru energia din surse regenerabile. Potrivit autorității, metodologia revizuită este concepută pentru a oferi o bază mai clară și predictibilă pentru formarea prețului reglementat și pentru a integra, în același mecanism tarifar, noile instrumente de sprijin care urmează să fie aplicate în sector, inclusiv contractele pentru diferență.

După adoptarea de către Consiliul de administrație al ANRE, hotărârea va intra în vigoare la o lună de la publicarea în Monitorul Oficial.

După reorganizarea profundă a cadrului de funcționare a pieței de energie electrică și după lansarea piețelor organizate pentru ziua următoare și intrazilnică la sfârșitul anului 2025, urmează o nouă etapă: actualizarea regulilor care guvernează echilibrarea sistemului electroenergetic. Agenția Națională pentru Reglementare în Energetică lucrează acum la un proiect de modificare a Regulilor pieței energiei electrice, aprobate prin Hotărârea ANRE nr. 283/2020, document aflat în această perioadă în faza inițială de elaborare și consultare publică. Noile ajustări vizează modul în care sistemul este echilibrat în timp real și modul în care participanții la piață sunt responsabilizați pentru abaterile dintre producția sau consumul prognozat și cel efectiv. Din proiectul publicat pot fi deja identificate câteva modificări relevante pe care le analizăm mai jos, schimbări motivate în principal de necesitatea alinierii cadrului național la regulile europene de operare a piețelor de electricitate și de pregătirea funcționării complete a pieței de echilibrare în Republica Moldova.

Regulile pieței energiei electrice au fost aprobate inițial în 2020 și au intrat în vigoare deplină abia la 1 iunie 2022, după mai multe amânări determinate de criza energetică și de necesitatea menținerii securității aprovizionării. Acestea au introdus pentru prima dată responsabilitatea financiară pentru dezechilibre și mecanismele unei piețe angro liberalizate.

Între timp însă cadrul legislativ s-a schimbat radical. În 2025 a fost adoptată noua Lege a energiei electrice nr. 164/2025, iar ANRE a transpus pachetul european de integrare a piețelor de electricitate printr-un set de coduri de rețea și linii directoare europene. Printre acestea se numără regulamentele privind:

• alocarea capacității și gestionarea congestiilor (CACM)
• echilibrarea sistemului electroenergetic (EBGL)
• alocarea capacităților pe termen lung
• operarea sistemului de transport
• gestionarea situațiilor de urgență și restaurarea sistemului.

Aceste acte introduc o arhitectură de piață diferită de cea prevăzută în regulile din 2020. Pentru ca noile reguli să poată funcționa, ANRE trebuie să elimine prevederile vechi din RPEE care descriu mecanisme depășite sau incompatibile cu standardele europene.

Proiectul propus de ANRE este în mare parte o curățare structurală a regulilor existente.

Mai multe capitole ale Regulilor pieței energiei electrice sunt abrogate integral, în special cele care reglementau:

• piața serviciilor de sistem
• piața energiei de echilibrare
• mecanismele de decontare a dezechilibrelor
• procedurile pentru părțile responsabile pentru echilibrare.

Aceste elemente nu dispar, ci sunt transferate în regulamente separate aprobate deja de ANRE:

• Regulamentul privind furnizorii de servicii de echilibrare (FSE)
• Regulamentul privind părțile responsabile pentru echilibrare (PRE).

Mecanismul de echilibrare este reorganizat după modelul aplicat pe piețele europene: operatorul sistemului activează rezervele necesare pe baza ofertelor economice disponibile, iar costurile dezechilibrelor sunt alocate participanților în funcție de abaterea reală pe care o generează în sistem. În același timp, regulile sunt ajustate și din punct de vedere terminologic pentru a corespunde noțiunilor introduse în noua Lege a energiei electrice. Astfel, sintagma „piața pe parcursul zilei” este înlocuită cu „piața intrazilnică”, termen utilizat în legislația europeană și în platformele regionale de tranzacționare a energiei electrice.

Cum va funcționa piața de echilibrare

În modelul european, echilibrarea sistemului se bazează pe trei tipuri principale de rezerve:

• FCR – rezervă primară de frecvență
• aFRR – rezervă automată de restaurare a frecvenței
• mFRR – rezervă manuală de restaurare a frecvenței.

Estimările operatorului sistemului de transport arată că Moldova are nevoie de cel puțin:

• ±6 MW rezervă FCR
• +65 MW / −35 MW rezervă aFRR
• +180 MW / −65 MW rezervă mFRR.

În prezent însă sistemul nu dispune de furnizori calificați pentru aceste servicii. În lipsa lor, stabilitatea sistemului depinde în mare parte de fluxurile de energie din exterior și de mecanisme administrative.

Datele operatorului de sistem arată că dezechilibrele din piață sunt încă ridicate.

În perioada ianuarie–noiembrie 2025 au fost înregistrate:

• aproximativ 242 mii MWh dezechilibre în excedent
• aproximativ 194 mii MWh dezechilibre în deficit.

Raportat la consumul total de energie electrică, aceste abateri reprezintă aproximativ 5–6% din energia livrată consumatorilor.

Actualul cadru de piață nu generează încă semnale economice suficient de puternice pentru a corecta comportamentul participanților. Penalizarea dezechilibrelor nu reflectă întotdeauna impactul real asupra sistemului, iar instrumentele disponibile pentru echilibrarea rețelei rămân limitate, ceea ce reduce stimulentele pentru o prognoză mai precisă a producției și consumului.

Odată cu intrarea în vigoare a noilor reguli, comportamentul pieței se va schimba în câteva direcții importante.

Producătorii și furnizorii vor avea o responsabilitate mai clară pentru prognozele de producție și consum. Dezechilibrele vor fi calculate pe baza unui preț unic al dezechilibrului, mecanism utilizat în majoritatea piețelor europene.

Operatorul sistemului de transport va putea contracta rezerve de echilibrare pe baza ofertelor economice, folosind principiul merit order – activarea celor mai ieftine resurse disponibile.

Pentru investitori apare o piață nouă: cea a serviciilor de flexibilitate. Centralele flexibile, bateriile de stocare sau agregatorii de resurse distribuite vor putea participa la piața rezervelor de echilibrare.

Modificarea regulilor nu are doar o dimensiune tehnică, ci și una strategică pentru evoluția sistemului energetic. Pe măsură ce capacitățile solare și eoliene cresc, producția devine tot mai variabilă, iar sistemul are nevoie de resurse capabile să compenseze rapid diferențele dintre producție și consum. În absența acestor mecanisme de flexibilitate, integrarea noilor proiecte regenerabile devine tot mai dificilă. Dezvoltarea pieței de echilibrare și a serviciilor de sistem oferă operatorului de transport instrumente suplimentare pentru gestionarea acestor variații și creează condițiile necesare pentru conectarea unor capacități suplimentare de energie regenerabilă la rețea.

Autorii proiectului atrag atenția că menținerea actualelor reguli ar crea un blocaj instituțional. Operatorul de sistem nu ar putea contracta servicii de echilibrare conform noilor standarde europene, iar piața serviciilor de sistem nu ar putea fi lansată. În acest scenariu, sistemul ar rămâne dependent de mecanisme administrative și de fluxuri externe de energie pentru stabilizarea rețelei.

Proiectul propune ca modificările să intre în vigoare la 1 iunie 2026, în același moment cu regulamentele privind furnizorii de servicii de echilibrare și părțile responsabile pentru echilibrare. Sincronizarea este necesară pentru ca piața de echilibrare să poată funcționa pe baza unui cadru juridic coerent.

Victor Bînzari anunță că își încheie activitatea la Energocom Furnizare, după o perioadă în care a fost unul dintre managerii implicați direct în gestionarea celor mai dificile momente ale sectorului energetic din Republica Moldova.

Bînzari a devenit cunoscut publicului larg în 2022, când a fost numit director general interimar al S.A. Energocom, compania de stat responsabilă de achiziția energiei electrice și a gazelor pentru Republica Moldova, într-o perioadă în care piața energetică regională era puternic afectată de războiul din Ucraina și de ruptura energetică față de Rusia. În acei ani, Energocom a devenit principalul instrument prin care statul a organizat importurile de energie, a negociat contracte regionale și a stabilizat aprovizionarea pieței interne.

Mandatul său la conducerea Energocom s-a încheiat în decembrie 2024, când Consiliul societății a decis încetarea contractului de management. Ulterior, Bînzari a continuat activitatea în cadrul Energocom Furnizare, iar acum anunță că părăsește definitiv compania.

În mesajul pe rețelele sociale, acesta descrie perioada petrecută în companie drept una definitorie profesional.

„Astăzi închid un capitol care mi-a schimbat viața. Este ultima mea zi la SA Energocom — locul unde am învățat ce înseamnă să porți pe umeri responsabilitatea unei țări”, a scris Bînzari.

Fostul manager al Energocom amintește și de anii de criză energetică prin care a trecut Republica Moldova, subliniind rolul echipei în menținerea funcționării sistemului energetic.

„Am ținut țara în lumină și cald atunci când părea că toate ușile se închid. Am construit mecanisme noi, am deschis piețe și am creat soluții acolo unde nu existau”, notează acesta.

Bînzari spune că pleacă din companie cu sentimentul că a contribuit la consolidarea unei instituții importante pentru securitatea energetică a țării.

„Astăzi plec cu inima plină. Nu pentru că a fost ușor, ci pentru că a fost adevărat. Pentru că am crescut împreună și pentru că munca noastră chiar a contat”, a mai scris el.

Deocamdată, Victor Bînzari nu a anunțat care va fi următoarea sa etapă profesională.

ANRE a publicat pentru consultări publice proiectele de calcul pentru toate componentele principale ale prețului reglementat al energiei electrice pentru anul 2026. Documentele acoperă întreg lanțul energetic – de la transport și distribuție până la furnizare – și arată cum sunt formate costurile care ajung în factura finală a consumatorilor.

Analiza proiectelor indică un element comun: majoritatea componentelor tarifare sunt ajustate ușor în sens descendent, ca urmare a devierilor tarifare din anii precedenți și a actualizării costurilor recunoscute în reglementare.

Transportul energiei electrice – Moldelectrica

În partea de transport, proiectul de calcul pentru serviciul prestat de operatorul sistemului de transport indică un tarif mediu anual de aproximativ 23,5 bani/kWh pentru 2026. 

Costurile reglementate ale activității de transport sunt estimate la aproximativ 1,20 miliarde lei, cea mai mare parte fiind formată din cheltuieli operaționale. În această categorie intră consumul tehnologic de energie electrică, cheltuielile cu personalul, întreținerea rețelei de transport și costurile de operare a sistemului electroenergetic. 

După includerea devierilor tarifare din anul precedent, proiectul indică o corecție de aproximativ –0,6 bani/kWh, ceea ce ar reduce tariful efectiv de transport la aproximativ 23 bani/kWh în perioada martie–decembrie 2026. 

Această ajustare are loc în principal pe fondul recuperării diferențelor dintre veniturile planificate și cele efectiv realizate în anii anteriori.

Distribuția energiei electrice – Premier Energy Distribution

Pentru operatorul de distribuție din centrul și sudul țării, proiectul ANRE estimează un tarif mediu de distribuție de aproximativ 57,1 bani/kWh pentru 2026. 

Costurile totale ale activității de distribuție sunt evaluate la aproximativ 1,83 miliarde lei, incluzând întreținerea rețelelor, amortizarea investițiilor, cheltuielile administrative și energia cumpărată pentru acoperirea pierderilor tehnologice. 

Și aici devierile tarifare produc o ajustare descendentă. Proiectul indică o reducere de aproximativ 2 bani/kWh, ceea ce ar duce tariful efectiv la aproximativ 55 bani/kWh din martie 2026. 

Structura costurilor arată că aproape jumătate din cheltuielile recunoscute sunt legate direct de operarea rețelelor, iar restul este format din amortizarea activelor și rentabilitatea reglementată a investițiilor.

Distribuția energiei electrice – RED Nord

În zona de nord a țării, operată de RED Nord, costurile de distribuție sunt mai ridicate, în principal din cauza structurii rețelei și a densității mai reduse a consumatorilor.

Proiectul de calcul indică un tarif mediu anual de distribuție de aproximativ 105,5 bani/kWh pentru 2026. 

Costul total al serviciului de distribuție este estimat la aproximativ 975 milioane lei, iar o parte importantă a cheltuielilor este legată de întreținerea infrastructurii și de costurile cu personalul. 

Și în acest caz apare o corecție tarifară. Proiectul indică o scădere de aproximativ 1,5 bani/kWh, ceea ce ar reduce tariful de distribuție la aproximativ 104 bani/kWh începând din martie 2026. 

Furnizarea energiei electrice – FEE Nord

Pentru furnizorul reglementat din nordul țării, proiectul ANRE indică un preț mediu de furnizare de aproximativ 366 bani/kWh pentru 2026. 

Structura costurilor arată că cea mai mare componentă este energia cumpărată de la producători și importuri, cu un cost mediu de aproximativ 248 bani/kWh. La aceasta se adaugă tarifele de transport și distribuție, precum și costurile operaționale ale activității de furnizare. 

După ajustarea devierilor tarifare, proiectul indică o corecție de aproximativ –1,1 bani/kWh, ceea ce ar duce prețul reglementat la circa 365 bani/kWh începând din martie 2026. 

Furnizarea energiei electrice – Premier Energy

Pentru furnizorul din centrul și sudul țării, proiectul de calcul arată un preț mediu reglementat de furnizare de aproximativ 334–335 bani/kWh. 

Costul energiei cumpărate este estimat la aproximativ 260 bani/kWh, iar restul este format din tarifele de rețea și costurile activității de furnizare. 

În urma recalculării devierilor tarifare, ANRE propune o reducere de aproximativ 1,26 bani/kWh, ceea ce ar duce prețul de furnizare la aproximativ 333 bani/kWh din martie 2026. 

Furnizorul central

În cazul furnizorului central de energie electrică, proiectul indică un preț calculat de aproximativ 2,33 lei/kWh, care după ajustarea devierilor tarifare scade la circa 2,02 lei/kWh. 

Acest indicator reflectă în principal costul energiei procurate pentru sistemul reglementat și este utilizat ca referință în formarea prețurilor finale din piață.

Privite împreună, proiectele de calcul publicate pentru 2026 indică mai degrabă o corecție ușor descendentă a componentelor tarifare din sistemul electroenergetic, nu o presiune de majorare a prețurilor. Transportul energiei electrice ar urma să scadă cu aproximativ 0,6 bani/kWh, tarifele de distribuție se corectează cu circa 1,5–2 bani/kWh, iar prețurile reglementate de furnizare sunt ajustate în jos cu aproximativ 1–1,3 bani/kWh, în principal ca urmare a devierilor tarifare din anii precedenți. Dacă aceste calcule vor fi aprobate în forma propusă, structura costurilor pentru 2026 ar putea duce la o ușoară reducere a presiunii asupra tarifelor finale la energie electrică, chiar dacă nivelul general al prețurilor rămâne în continuare determinat în mare parte de costul energiei procurate din piață.