La peste cinci luni de la prima tranzacție pe platforma Operatorului Pieței de Energie din Moldova (OPEM), piața organizată de energie electrică a Republicii Moldova rămâne în mare parte nefuncțională. Prețul de închidere al Pieței pentru Ziua Următoare (PZU) se formează administrativ, nu prin intersecția cererii cu oferta. Participanții activi sunt câțiva. Iar producătorii de energie din surse regenerabile (SER) — cu o capacitate instalată care a depășit 1.000 MW — suportă riscuri financiare generate de modelul de prețuri pentru dezechilibre, de imposibilitatea exportului și de lipsa oricărui mecanism de protecție pe o piață aflată la început de drum.

Fractura dintre ritmul legislativ al reformei și capacitatea reală a pieței de a o absorbi a ajuns pe agenda Parlamentului. Pe 25 mai 2026, Comisia pentru economie, buget și finanțe a organizat consultări publice cu producătorii SER, Ministerul Energiei și OPEM. Discuțiile au scos la suprafață o tensiune structurală: normele de piață transpuse din acquis-ul european au fost proiectate pentru piețe lichide, cu mecanisme de echilibrare funcționale. Moldova nu dispune de niciuna dintre aceste condiții.

Cronologia lansării OPEM

• Martie 2024
  ANRE eliberează licența de operare a pieței energiei electrice pentru SRL „Operatorul Pieței de Energie M” (OPEM), subsidiară a bursei OPCOM din România.
• Iunie 2025
  ANRE desemnează OPEM drept operator al pieței de energie electrică (OPEED), cu mandatul de cuplare internațională a piețelor PZU și PPZ pe un orizont de patru ani.
• Septembrie 2025
  ANRE modifică Regulile pieței de energie electrică (RPEE) pentru operaționalizarea PZU și Pieței Intrazilnice (PI / PPZ). Estimarea ANRE: necesar de ~240 MW FRR pentru acoperirea a 99% din dezechilibre în intervalul 2025–2030.
• Noiembrie 2025
  OPEM deschide înscrierea participanților. Teste de tranzacționare programate 3–5 decembrie.
• 10–11 decembrie 2025
  Prima sesiune PZU: Energocom achiziționează simbolic 1 MWh. Din 24 de intervale orare, în 22 nu există oferte de vânzare sau cumpărare; prețul se stabilește administrativ — media aritmetică a Scalei de Preț (15.000 MDL/MWh). Pe 7 decembrie se lansează PPZ.
• 29 aprilie 2026
  Ministerul Energiei organizează un atelier cu ~130 de participanți din sector. Ministrul Dorin Junghietu recunoaște public: „Lichiditatea scăzută nu permite crearea semnalelor de preț robuste.”
• Mai 2026
  OPEM ridică prețul maxim al Scalei de Preț pentru PZU la 45.000 MDL/MWh (din ziua de livrare 19 mai). Pe 11 mai — ședința Ministerului Energiei cu producătorii SER, comunitatea bancară și instituțiile financiare, pe tema investițiilor în stocare. Pe 15 și 18 mai — două webinare tehnice OPEM–OPCOM. Pe 25 mai — consultări publice la Parlament.

Piață fără lichiditate: PZU produce prețuri administrative, nu semnale de piață

Starea de facto a PZU poate fi descrisă fără ambiguitate: platforma este operațională din punct de vedere tehnic, dar nu generează prețuri relevante economic. În cele mai multe intervale orare, nu există simultan oferte de vânzare și de cumpărare. Algoritmul european Euphemia — integrat în platforma OPEM în perspectiva cuplării cu piața UE — nu identifică un punct de echilibru cerere-ofertă. Prețul se stabilește prin formule administrative, iar PZU funcționează ca mecanism formal, nu ca piață.

Cauzele sunt identificabile. Piața rămâne dominată de contracte bilaterale negociate direct, în principal cele încheiate de Energocom în cadrul obligației de serviciu public. Volumele din contractele bilaterale nu tranzitează platforma OPEM, iar PZU rămâne fără masa critică necesară. Din cele 96 de companii licențiate pentru furnizare, doar trei operează pe segmentul concurențial, cu o cotă cumulată sub 2,1%. Concentrarea pieței face imposibilă generarea unui număr suficient de contrapărți pentru tranzacții competitive.

Ministerul Energiei a recunoscut situația la atelierul din 29 aprilie 2026 și a prezentat un set de măsuri: obligarea Energocom să achiziționeze o cotă din necesar de pe piețele organizate, extinderea acestei obligații din 2027 la furnizorii de serviciu universal și de ultimă opțiune, introducerea unor mecanisme temporare de market-making, obligații minime de ofertare și instrumente de gestionare a volatilității. Supraveghere și monitorizare — prin ANRE.

Prețul unic pentru dezechilibre: factură triplă fără mecanisme de protecție

Problema cu cel mai mare impact financiar imediat asupra participanților la piață: mecanismul de preț unic pentru dezechilibre, aplicat de Î.S. Moldelectrica în calitate de operator al sistemului de transport (OST).

Mediul de afaceri a semnalat — inclusiv prin corespondență oficială adresată ANRE, cu copie la Moldelectrica — că prețurile unice pentru dezechilibre comunicate de OST pentru 2025 conțin variații extreme pe anumite intervale orare. Analize efectuate în cadrul PRE (Părți Responsabile cu Echilibrarea) arată următorul scenariu: un furnizor major, care operează cu instrumente de prognozare adecvate și înregistrează o deviere medie de maximum 3%, ar acumula costuri de dezechilibre estimate la ~25 de milioane de lei. În baza prețurilor unice comunicate de Moldelectrica, suma reală de plată se triplează la ~70 de milioane de lei. Diferența se transferă, inevitabil, în tariful consumatorului final.

Cererea este explicită: implementarea unui model de preț unic însoțit de mecanisme de plafonare și filtre de protecție, ca soluție de tranziție. Propunerea a fost formulată ca modificare a RPEE, aflate în proces de ajustare și consultare publică.

Ora de închidere a PZU: 12:00 blochează accesul la piețele regionale

Al doilea aspect tehnic ridicat de mediul de afaceri: ora de închidere a PZU, stabilită la 12:00 conform pct. 96 din RPEE.

Argumentul: în contextul lichidității reduse pe piața locală, un producător care nu reușește să vândă întreaga cantitate disponibilă pe platforma OPEM nu mai dispune de timp suficient pentru a redirecta volumele către piețele regionale — OPCOM (România) sau piața ucraineană. Propunerea: mutarea orei de închidere de la 12:00 la 10:00, oferind un interval suplimentar de două ore pentru gestionarea pozițiilor necontractate și pentru rezervarea capacităților disponibile pe piețele transfrontaliere.

Într-un stadiu în care volumele tranzacționate pe PZU sunt neglijabile, rigiditatea programului de tranzacționare nu susține eficiența pieței. Dimpotrivă, generează costuri suplimentare și acumulare de penalități de dezechilibru.

Consultările de la Parlament: semnal de alarmă

Consultările publice din 25 mai 2026, convocate de Comisia pentru economie, buget și finanțe, au reprezentat primul moment în care disfuncționalitățile pieței organizate au fost ridicate la nivel legislativ. Ședința a fost inițiată ca răspuns la sesizările repetate ale mediului de afaceri.

Principalele probleme expuse de producătorii SER:

Reprezentanții Ministerului Energiei și ai OPEM au confirmat dificultățile tehnice și comerciale. Au invocat necesitatea stocării energiei pentru valorificarea producției din intervalele de vârf și au precizat că transpunerea directivelor europene și lansarea platformelor OPEM constituie un progres substanțial, care necesită perioadă de adaptare.

Consultările s-au încheiat cu angajamentul autorităților de a reanaliza aspectele semnalate. Dialogul urmează să continue pe platforma comisiilor parlamentare și guvernamentale, pentru ajustarea legislației secundare.

Stocarea energiei: instrument strategic, dar nu remediu imediat

Autoritățile invocă sistemele de stocare a energiei (BESS — Battery Energy Storage Systems) drept soluția principală pentru gestionarea surplusului de producție SER. Ministerul Energiei a introdus componenta de stocare în noua rundă de licitații pentru capacități regenerabile: investitorii câștigători trebuie să instaleze minimum 44 MWh de stocare. Instalațiile pot fi amplasate pe terenuri agricole, iar importul echipamentelor urmează să fie scutit de taxe.

Pe 11 mai 2026, Ministerul a reunit producători SER, bănci și instituții financiare într-o ședință dedicată investițiilor în stocare. Barierele identificate: acces limitat la finanțare, costuri ridicate de capital, proceduri complexe de avizare și autorizare, dificultăți de integrare în rețea.

Problema: BESS nu reprezintă un răspuns pe termen scurt. Investițiile necesită timp, capital și — critic — un cadru de reglementare clar privind tarifarea ciclurilor de încărcare/descărcare, unde riscul dublei taxări nu este încă eliminat. Până la operaționalizarea unor capacități semnificative de stocare, producătorii rămân expuși integral la prețurile de dezechilibre și la volatilitatea intervalelor de vârf solar.

Cuplarea cu piața europeană: obiectiv fără substanță operațională

Obiectivul final al reformei: cuplarea pieței de energie din Republica Moldova cu piața unică europeană. OPEM a primit de la ANRE mandatul de realizare a cuplării internaționale a PZU și PI/PPZ pe un orizont de patru ani. Primele tranzacții transfrontaliere au fost estimate pentru prima jumătate a anului 2026 — termen care nu pare respectat.

Cuplarea necesită: funcționarea algoritmului Euphemia pe date reale de piață (nu pe intervale goale), lichiditate minimă pe ambele piețe, interconexiuni electrice operaționale, alocare coordonată a capacităților transfrontaliere. Moldova trebuie, în paralel, să finalizeze transpunerea „Pachetului Energie Curată” — Directiva (UE) 2019/944 și Regulamentul (UE) 2019/943 — pentru care Secretariatul Comunității Energetice a deschis cazul de neconformare ECS-09/24.

Ministrul Energiei a afirmat repetat că întârzierile în implementarea reformelor afectează direct procesul de cuplare cu piața românească și, pe termen lung, integrarea în piața internă a UE. Dar fără volume reale pe PZU, cuplarea rămâne un obiectiv instituțional, nu unul operațional.

Cauzele structurale ale impasului

Coroborarea elementelor — declarații instituționale, solicitările mediului de afaceri, datele OPEM, cadrul regulatoriu — permite identificarea a cinci cauze structurale:

Concentrare excesivă a pieței. Furnizorii independenți dețin sub 2,1% din piața de furnizare. Energocom operează sub obligație de serviciu public. Volumele tranzacționate pe piața liberă sunt insuficiente pentru alimentarea unei piețe organizate funcționale.

Mecanisme de echilibrare inexistente la nivel intern. Sistemul nu dispune de aFRR/mFRR cu activare competitivă. Echilibrarea s-a realizat prin cooperarea cu NEK Ukrenergo în blocul MD-UA. Fără licitații interne de rezerve, piața de echilibrare rămâne teoretică.

Discrepanță între capacitatea SER instalată și capacitatea de absorbție a sistemului. Peste 1.000 MW instalați, ~72% fotovoltaic: surplusuri masive în orele de vârf solar, fără stocare și fără capacități de export suficiente.

Cadru de reglementare proiectat pentru piețe mature. RPEE au fost elaborate pe modelul european, dar aplicate într-un context de tranziție, fără mecanisme tranzitorii de protecție. Rezultat: efecte financiare imprevizibile pentru participanți.

Capacitate de interconexiune limitată. Exportul de energie rămâne dificil din punct de vedere tehnic. LEA 400 kV Strășeni–Gutinaș (finanțată de Guvernul SUA) nu va fi operațională pe termen scurt.

Solicitările mediului de afaceri: trei orizonturi de acțiune

Imediat: mecanisme cap/floor pentru prețurile de dezechilibre, ca filtru de stabilizare pe durata tranziției. Modificarea orei de închidere a PZU de la 12:00 la 10:00. Constituirea unui grup de lucru la ANRE, cu participarea actorilor pieței, pentru analiza metodologiei de calcul a prețurilor unice pentru dezechilibre (deficit și excedent) și a efectelor asupra participanților și consumatorului final.

Termen mediu: obligarea Energocom — și, ulterior, a furnizorilor de serviciu universal — să achiziționeze o cotă din necesar de pe piețele organizate. Implementarea market-making și a obligațiilor minime de ofertare. Recunoașterea garanțiilor de origine moldovenești în statele UE. Deblocarea procedurilor de export direct.

Termen lung: dezvoltarea capacităților de stocare. Finalizarea interconexiunilor electrice. Cuplarea efectivă a piețelor PZU/PI cu piața europeană prin OPEM–OPCOM. Desemnarea, până la 8 iulie 2026, a furnizorilor de serviciu universal și de ultimă opțiune prin proceduri competitive organizate de ANRE. Liberalizarea completă a pieței pentru consumatorii noncasnici mari și mijlocii, prevăzută pentru 1 ianuarie 2027.

Piața organizată de energie din Republica Moldova se află la un punct de inflexiune. Reforma a fost lansată cu ambiții europene legitime, dar implementarea nu a ținut pasul cu cadența legislativă. OPEM funcționează tehnic, nu economic. Prețul de referință nu reflectă cererea și oferta reale. Producătorii SER — care ar trebui să fie beneficiarii direcți ai pieței libere — suportă riscuri financiare superioare celor din regimul anterior de contracte bilaterale.

Consultările din 25 mai 2026 au adus problema în spațiul public și legislativ. Angajamentele autorităților rămân de urmărit. Miza este concretă: fără o piață funcțională, cuplarea cu UE riscă să devină un orizont perpetuu amânat. Iar investițiile private din sectorul SER — resursă strategică pentru securitatea energetică a țării — pot fi compromise ireversibil.