Panelul de energie de la EBA Business Outlook 2026 a fixat tema corectă: Republica Moldova nu mai este în etapa în care își vinde potențialul, ci în etapa în care trebuie să demonstreze că poate duce un proiect de la intenție la finanțare, racordare și operare. Aici apare ruptura dintre discursul public și realitatea de piață. Interes există. Capital există. Tehnologie există. Ce lipsește sunt condițiile în care un investitor serios își poate închide modelul financiar fără să recalculeze, la fiecare câteva luni, riscul de reglementare, riscul de racordare și riscul de preț. 

De aici pornește și concluzia cea mai incomodă a discuției: în energie, problema nu este atragerea investitorilor, ci retenția lor. Investitorul industrial nu intră într-o piață pentru promisiuni, ci pentru venituri previzibile și reguli care rezistă pe toată durata proiectului. Or, exact aici piața locală continuă să piardă puncte. Schimbările operate asupra avizelor de racordare au tăiat direct în credibilitatea cadrului investițional. Într-un sector în care dezvoltarea durează ani, iar finanțarea se construiește pe stabilitate juridică, intervenția asupra regulilor deja emise nu este un detaliu tehnic. Este un semnal de risc.

Noua licitație pentru capacități eoliene cu stocare a fost tratată, pe bună dreptate, ca un semnal pozitiv. Faptul că a doua rundă vine la un an după prima înseamnă că statul încearcă să dea continuitate mecanismului. Dar aici se oprește partea comodă a tabloului. Eolianul nu este solar. Are altă structură de cost, altă durată de dezvoltare, alte cerințe tehnice, alte studii, alți furnizori și altă relație cu finanțatorii. Aici nu intră capital oportunist. Aici intră jucători care cer o piață lizibilă și contracte care pot trece prin comitete de credit. Exact acesta este filtrul la care Moldova încă nu răspunde suficient de clar. 

A doua problemă ține de arhitectura economică a licitației. Prețul este licitat în lei pentru 15 ani, în timp ce echipamentele și finanțarea sunt legate de euro. În același timp, mecanismul de indexare nu protejează realist investitorul față de expunerea pe care o are în practică. Aici nu discutăm despre o imperfecțiune de design, ci despre o vulnerabilitate care lovește exact în bancabilitate. Când venitul proiectului este în altă logică monetară decât costul capitalului și costul tehnologiei, proiectul devine mai greu de finanțat, chiar dacă pe hârtie pare eligibil.

Și mai apăsată a fost discuția despre racordare. Noul regulament aduce instrumente utile și o construcție procedurală mai matură. Asta este partea bună. Partea mai puțin comodă este că nu rezolvă automat problema de fond: racordarea de facto și capacitatea reală a rețelei de a absorbi noile proiecte. În momentul în care dezvoltatorului i se oferă racordare flexibilă, adică exact formula în care poate fi limitat sau scos din sistem în orele în care ar trebui să livreze, proiectul intră direct într-o zonă gri din punct de vedere financiar. Când peste acest risc se adaugă și o garanție mare pe MW, ecuația se strică și mai tare: dezvoltatorul preia costul, iar banca vede un activ fără suficientă certitudine comercială.

Aici se vede, de fapt, unde se blochează piața. Nu la nivel de slogan, ci la nivel de cash flow. Energia regenerabilă nu se finanțează din optimism. Se finanțează din garanția că energia va fi preluată și că prețul rezultat rămâne suficient de robust încât să susțină datoria și randamentul minim cerut de capital. În condițiile Moldovei, unde piața încă nu oferă suficientă profunzime pentru contracte pe termen lung, licitația rămâne principalul mecanism prin care poate fi creată această garanție. Tocmai de aceea, orice slăbiciune în designul licitației sau în regimul racordării nu rămâne la nivel administrativ. Se transferă imediat în costul finanțării sau în retragerea investitorului.

Panelul a tăiat și una dintre formulele prea des repetate în piață: ideea că rețeaua este „blocată” pur și simplu de avize care nu se materializează. O asemenea lectură este prea comodă și prea superficială. În orice piață normală, nu toate proiectele ajung la construcție. Pe traseu intervin filtre de urbanism, mediu, arheologie, aviație sau pur și simplu lipsa de fezabilitate economică. Problema serioasă nu este că unele proiecte cad. Problema este că nici cele viabile nu găsesc încă un cadru suficient de coerent pentru a trece rapid spre finanțare și execuție.

Relevant a fost și mesajul venit după eveniment din partea Sedera Green, care a arătat cum se vede panelul dinspre mediul investițional, nu dinspre instituții. În reacția publicată ulterior, compania a insistat pe câteva puncte care spun mai mult despre starea reală a pieței decât multe formule oficiale: există interes pentru noile proiecte eoliene cu stocare, dar acesta depinde direct de calitatea investitorilor, de calitatea proiectelor și de existența unui cadru predictibil. Marcela Lefter, CEO și fondatoare Sedera Green, a readus astfel în prim-plan exact problema de fond: fără reguli stabile, fără o schemă de sprijin credibilă și fără încredere în aplicarea ei, interesul pieței rămâne interes, nu investiție.

Intervenția Moldelectrica a venit dintr-un alt unghi, dar a apăsat pe aceeași problemă structurală. Din perspectiva operatorului de transport, integrarea unor capacități mari de producere, în special din surse regenerabile, nu poate fi discutată separat de capacitatea rețelei și de ritmul în care aceasta este modernizată. Sergiu Carmanschi, directorul general al Moldelectrica, a pus accentul pe nevoia de corelare între proiectele noi și infrastructura de transport, respectiv pe rolul stocării în menținerea flexibilității și stabilității sistemului. Mesajul este important tocmai pentru că mută discuția din zona abstractă a tranziției energetice în zona tehnică în care se decide dacă noile capacități pot fi integrate fără costuri suplimentare și fără riscuri operaționale care, în final, se întorc tot în modelul economic al investiției.

Și Premier Energy Distribution a venit, după panel, cu o reconfirmare de poziționare. Mesajul companiei nu a adus o teză nouă, dar a fost relevant prin accentul pus pe continuitatea dialogului dintre sectorul public și cel privat și pe angajamentul pentru un sistem energetic modern, sigur și orientat spre viitor. Este, de fapt, poziția clasică a unui actor care operează într-un segment critic al pieței: sprijin pentru modernizare, susținere pentru tranziția energetică, dar și interes direct pentru un cadru de reglementare care să reducă fricțiunile dintre investiții, operare și securitatea sistemului. Faptul că panelul a fost moderat de Tatiana Gotișan, director Reglementări, Tarife și Achiziții de Energie în cadrul Premier Energy Distribution și președinta Comitetului EBA pentru Energie și Infrastructură, a dat și o cheie suplimentară discuției: piața nu mai cere doar obiective, ci arhitectură funcțională.

Și ANRE a venit în panel cu o poziție clară, axată pe liberalizare ca infrastructură de bază a pieței. Alexei Taran a susținut că o piață energetică sănătoasă nu poate funcționa în afara concurenței, a accesului nediscriminatoriu la rețele și a unor reguli clare pentru toți participanții. Din această perspectivă, mesajul autorității a fost că liberalizarea nu mai este doar o direcție de politică publică, ci fundația pe care trebuie construită funcționarea normală a sectoarelor de gaze și energie electrică. Taran a invocat actualizarea cadrului normativ, elaborarea Codului Rețelelor și a Regulilor pieței, implementarea prevederilor Pachetului Energetic III, precum și dezvoltarea platformelor de tranzacționare BRM și OPEM, prezentate ca pași necesari pentru o piață mai transparentă și mai competitivă. În aceeași logică, șeful ANRE a insistat și pe importanța informării continue a participanților la piață, cu ideea că reziliența sistemului nu vine doar din infrastructură și investiții, ci și din capacitatea pieței de a funcționa pe reguli înțelese și asumate. „O piață liberă este o piață rezilientă”, a rezumat Alexei Taran.

Pe linia oficială, ministrul Energiei, Dorin Junghietu, a pus accentul pe integrarea în piața energetică europeană, modernizarea infrastructurii, creșterea capacității comerciale de transfer, investițiile în rețelele gestionate de Moldelectrica și dezvoltarea stocării. Direcția strategică este formulată corect. Problema începe în punctul în care această direcție trebuie convertită în mecanisme de piață care pot susține capitalul privat până la capăt.

Aici se va vedea dacă strategia poate fi transformată în rezultate. Nu la nivel de obiective, ci la nivel de execuție. Pentru a accelera investițiile, statul trebuie să închidă trei vulnerabilități clare: instabilitatea regulilor, un regim de racordare care transferă prea mult risc către dezvoltator și o schemă de sprijin care ridică semne de întrebare din perspectiva finanțării. Fără aceste ajustări, Republica Moldova poate continua să lanseze licitații și să mențină o agendă ambițioasă, dar numărul proiectelor care trec efectiv în faza de implementare va rămâne limitat. 

Aceasta a fost, de fapt, linia dură a discuției de la EBA Business Outlook 2026. Nu diferența dintre ce își propune statul și ce declară investitorii, ci diferența dintre direcția politică și mecanica reală a pieței. Concluzia este simplă: problema nu mai este dacă există apetit investițional pentru sectorul energetic din Republica Moldova, ci dacă piața locală oferă suficientă coerență, predictibilitate și profunzime pentru a transforma acest apetit în proiecte finanțate și puse în operare. 

Sistemul electroenergetic al Moldovei funcționează astăzi cu un aport intern important, dar rămâne dependent de fluxurile transfrontaliere pentru acoperirea integrală a consumului. La ora 18:15, consumul instantaneu era de 800 MW, iar producția internă ajungea la 336 MW, ceea ce înseamnă că sursele locale acopereau 42% din cerere.

Diferența a fost compensată prin schimburile externe. Pe interconexiunea cu România, la aceeași oră, Moldova importa 1.183 MW, iar pe direcția Ucraina exporta 723 MW. Rezultatul net era un import de 460 MW, echivalentul a 57,5% din consumul intern.

În mixul de producție de la ora 18:15, termocentralele au livrat 265 MW, hidrocentralele 44 MW, iar sursele regenerabile non-hidro 27 MW. Raportat la consum, termocentralele au acoperit 33,1%, hidrocentralele 5,5%, iar regenerabilele 3,4%. Împreună, hidro și regenerabilele au asigurat 71 MW, adică 8,9% din consum.

Privind intervalul de la începutul zilei și până la 18:15, consumul cumulat a ajuns la aproximativ 11.047,5 MWh, iar producția internă cumulată la 6.296,75 MWh. Asta înseamnă că, pe ansamblul zilei, producția locală a acoperit 57% din consum, iar 42,5% au fost acoperite din import net.

Cea mai mare parte a producției interne a venit din termocentrale, cu 4.648 MWh până la ora 18:15. Hidrocentralele au produs 596,5 MWh, iar regenerabilele 1.052,25 MWh. În total, sursele regenerabile în sens larg — hidro plus RES — au livrat 1.648,75 MWh, adică 14,9% din consumul cumulat al zilei.

Pe liniile de interconexiune, datele arată un import brut cumulat din România de 18.105,5 MWh și un export cumulat spre Ucraina de 13.399 MWh. Soldul schimburilor externe rămâne astfel pozitiv pentru import, la 4.697,75 MWh.

Vârful producției interne a fost atins la ora 12:15, când centralele locale au generat 437 MW. Tot atunci s-a înregistrat și vârful pentru regenerabilele non-hidro, la 137 MW. Dacă adăugăm și hidro, producția din surse regenerabile a urcat la 178 MW, tot la 12:15. La acel moment, regenerabilele totale au acoperit 26,6% din consum și 40,7% din producția internă.

Vârful de consum din zi a fost consemnat chiar la 18:15, la 800 MW. Maximul importului din România a fost atins la 17:30, la 1.287 MW, iar cel mai mare export către Ucraina a fost la 06:45, când fluxul a ajuns la 891 MW.

Premier Energy Distribution a transmis, la cererea Moldelectrica, un apel public către producătorii de energie electrică pentru respectarea strictă a programelor de producere, reacție promptă la solicitările operatorilor de sistem și menținerea instalațiilor de generare în parametrii notificați. Textul publicat pe 20 martie spune direct că abaterile de la programele asumate generează dezechilibre, afectează stabilitatea rețelei și cer intervenții suplimentare de echilibrare. Comunicatul este scurt. Problema pe care o comprimă este una mare și ține de felul în care sistemul începe să opereze un volum tot mai mare de producție regenerabilă. 

Cifrele explică de ce operatorii au schimbat tonul. Ministerul Energiei arată că, în 2025, 24,5% din consumul final brut de energie electrică al Republicii Moldova a fost acoperit din surse regenerabile. Tot ministerul notează că puterea instalată a depășit 980 MW la finele lui 2025, cu peste 400 MW adăugați într-un singur an. Piața liberă a ajuns la 538,58 MW, iar ținta pentru 2030 urcă la cel puțin 31,2% energie electrică din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică. Într-un astfel de cadru, abaterea de la program iese din zona unei neconformări comerciale și intră direct în zona siguranței de operare. 

În momentul în care producția efectivă se abate de la programul notificat, dezechilibrul se transferă imediat în sarcina operatorului de sistem. Corecția cere rezerve disponibile, activare rapidă și capacitate de reglaj. Moldelectrica a construit în 2025 infrastructura de piață pentru aceste intervenții, prin lansarea pieței serviciilor de sistem, a pieței energiei electrice de echilibrare și a procedurilor de calificare tehnică. Regulile publicate de operator arată că participarea la licitațiile de capacitate este rezervată furnizorilor care exploatează unități calificate pentru serviciile de reglaj. Din această perspectivă, diferența relevantă pentru sistem nu mai este între proiect autorizat și proiect construit, ci între capacitate racordată și capacitate aptă să participe efectiv la echilibrare.

În acest punct, discuția se mută din zona abaterii comerciale în zona controlului operațional. Pentru operator, problema nu stă doar în diferența dintre programul notificat și producția efectivă, ci în capacitatea centralei de a rămâne sub comandă și în parametri într-un regim de exploatare mai exigent. Hotărârea ANRE din martie 2024 fixează exact acest standard pentru unitățile generatoare. Pentru centralele de tip B, reglementarea cere interfață de intrare pentru reducerea puterii active la dispoziția operatorului, compatibilitate a echipamentelor de schimb de date cu sistemul SCADA relevant și posibilitatea integrării în infrastructura de comandă pentru reducerea de la distanță a puterii active. În absența unor prevederi specifice, executarea dispoziției trebuie realizată în cel mult 60 de secunde, în limitele tehnice de rampă și precizie stabilite de cod.

Aceasta este, de fapt, linia de separație dintre o centrală racordată și o centrală exploatabilă în regim modern. În momentul în care operatorul cere disciplină operațională, discuția trece din zona avizului de racordare în zona de date, telecomandă și execuție de consemn. Dacă centrala transmite cu întârziere, dacă semnalele sunt incomplete, dacă protocolul de comunicare nu este integrat corect, dacă portul de intrare există formal și răspunde lent în exploatare, operatorul pierde timp exact în secvența în care sistemul are nevoie de reacție rapidă. Citit împreună cu hotărârea ANRE, apelul Premier indică foarte probabil un deficit de conformare operațională la o parte din noile unități, nu un simplu exercițiu de reamintire instituțională. 

Pentru centralele relevante, cadrul de reglementare cere un schimb de date în timp real mult mai amplu decât simpla raportare a energiei livrate. Setul minim de informații include puterea activă injectată în punctul de racordare, puterile active pe grupuri, producția totală pe tipuri de module generatoare, puterea reactivă, tensiunea, frecvența, stările echipamentelor de comutație și, în monitorizarea răspunsului la frecvență, valoarea puterii active programate. ANRE cere și un sistem propriu de monitorizare a calității energiei la nivelul centralei. Pentru operator, aceste cerințe definesc nivelul de observabilitate necesar pentru a urmări funcționarea instalației în timp real și pentru a lua decizii operative pe baza unui flux de date complet și utilizabil.

În primii ani, accentul a stat pe racordare și pe creșterea rapidă a capacităților instalate. În 2026, presiunea se mută pe comportamentul operațional al acestor unități: acuratețea prognozei, mărimea abaterii față de program, viteza de răspuns la consemn, calitatea datelor disponibile în timp real pentru operator și capacitatea de corecție fără întârziere. Ministerul Energiei include între măsurile-cheie ale anului 2025 și Legea nr. 45/2025, prezentată drept instrument de responsabilizare a titularilor de avize de racordare și de ajustare a toleranțelor aplicabile dezechilibrelor. Direcția de reglementare este clară: standardele de conformare tehnică și comercială devin mai stricte.

Producția regenerabilă rămâne un segment atractiv pentru investiții, iar datele oficiale arată că o parte importantă din noile capacități vând deja energia pe piața liberă, într-un cadru în care proiectele încep să funcționeze cu mai puțină dependență de schemele clasice de sprijin. În paralel, creșterea ponderii acestor surse face ca neconformarea operațională să aibă un impact direct și mai ușor de măsurat în sistem. Dezechilibrul ajunge în rezerva contractată, în activarea serviciilor de sistem, în consum suplimentar de flexibilitate și, în final, în costul total de operare al SEN. Pentru investitori, ecuația proiectului include acum și componenta de conformare tehnică: telemetrie, integrare SCADA, comandă operativă și raportare în timp real, alături de costul investiției, resursa disponibilă și performanța de producție.

Premier Energy Distribution nu dezvoltă aceste vulnerabilități în comunicatul public, însă formularea folosită indică precis zona de intervenție urmărită de operatori: reacție operativă la solicitările de sistem, respectarea parametrilor notificați și menținerea centralei într-un regim de funcționare compatibil cu cerințele de dispecerizare. În termeni tehnici, așteptarea operatorului se concentrează pe trei componente: acuratețea programării, calitatea vizibilității în timp real asupra instalației și capacitatea efectivă de executare a comenzilor operative. În lipsa acestor condiții, variația producției se transferă direct în sarcina de echilibrare a sistemului.

Evaluarea începe din zona de telemetrie: ce date transmite centrala, cum sunt marcate în timp, cu ce frecvență sunt actualizate, cât de fiabile sunt canalele de comunicație, ce nivel de securitate există și în ce măsură protocolul utilizat este compatibil cu infrastructura operatorului. Apoi vine partea de telecomandă, unde contează interfața de recepție a dispozițiilor, logica de execuție, timpul de răspuns, capacitatea de reducere a puterii active și confirmarea executării consemnului. În paralel, programarea producției intră la rândul ei sub presiune: calitatea prognozei, controlul abaterilor, corecțiile intrazilnice și disciplina de notificare. Acestea sunt componentele prin care se verifică, în mod real, dacă o unitate de generare poate funcționa în parametrii ceruți de actuala arhitectură operațională a sistemului.

Apelul Premier Energy Distribution ridică direct pragul de toleranță al sistemului. Capacitatea instalată, luată separat, nu mai are relevanță operațională pentru operatori. Contează respectarea programului, executarea fără întârziere a consemnului, calitatea datelor și funcționarea instalației în parametrii ceruți. Unitățile care rămân în afara acestui standard vor împinge dezechilibre, costuri suplimentare și risc operațional în SEN, iar reacția va veni prin restricții, limitări de operare și aplicarea fără concesii a regulilor din codurile de rețea. În etapa care se deschide acum, o centrală care nu poate fi văzută, comandată și corectată în timp real nu mai este tratată ca activ util pentru sistem, ci ca sursă de vulnerabilitate.