Ce sunt prețurile negative la energie și cum apare acest fenomen pe piață?
În mod tradițional, mecanismele economice de piață dictează că bunurile și serviciile au o valoare pozitivă, cumpărătorul fiind cel care plătește vânzătorul pentru a intra în posesia unei resurse.
Pe piețele de energie electrică angro însă, dinamica modernă a generat un paradox economic, adică momente în care prețul energiei scade sub pragul de zero. În aceste intervale specifice, producătorii de electricitate ajung să îi plătească pe furnizori sau pe marii consumatori pentru a le prelua energia injectată în rețea.
Acest fenomen nu reprezintă o anomalie tehnică accidentală, ci este rezultatul direct al modului în care funcționează corelația dintre cerere și ofertă într-un sistem energetic profund transformat de tranziția către surse regenerabile.
Cum funcționează
Mecanismul de formare a prețurilor negative este strâns legat de rigiditatea tehnică și economică a anumitor unități de producție dispecerizabile, cum sunt centralele nucleare sau cele pe cărbune.
Atunci când pe piață apare un excedent semnificativ de ofertă, de regulă în zilele de weekend sau în perioada sărbătorilor când consumul industrial scade dramatic, oprirea și repornirea unei centrale convenționale mari presupune costuri tehnice ridicate și riscuri operaționale substanțiale.
Pentru un operator de centrală pe cărbune sau nucleară, este adesea mai rentabil din punct de vedere financiar[1] să sufere o pierdere temporară, plătind o sumă de bani pe megawatt-oră (MWh) pentru a rămâne conectat la rețea, decât să treacă prin procedurile complexe și costisitoare de oprire și reaprindere a turbinelor.
Această rigiditate logistică a centralelor clasice se intersectează direct cu marea provocare a energiei verzi: intermitența în producție și deficitul de capacități de stocare la scară largă. În momentele în care condițiile meteorologice sunt extrem de favorabile, parcurile fotovoltaice și cele eoliene funcționează la randament maxim, alimentând rețeaua cu energie electrică al cărei cost marginal de producție este practic zero.
Deoarece energia electrică trebuie consumată atunci când este produsă pentru a menține stabilitatea frecvenței sistemului național, excesul de producție verde, suprapus peste producția de bandă a centralelor care nu pot fi oprite, determină scăderea prețurilor în teritoriu negativ pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU).
Un factor catalizator important în ecuația modernă a prețurilor negative este reprezentat de creșterea accelerată a numărului de prosumatori, o realitate evidentă și pe piața din România.
În zilele senine, panourile solare montate pe acoperișurile locuințelor și ale halelor comerciale asigură autoconsumul direct al acestora. Prin urmare, o mare parte din consumul care în mod normal se reflecta în sistemul dispecerizat dispare din rețeaua națională în intervalele de prânz.
Această reducere substanțială a cererii nete din rețea, concomitent cu producția de vârf din parcurile solare comerciale, generează o curbă a cererii extrem de abruptă, cunoscută în literatura de specialitate drept „curba de rață” (Duck Curve), aceasta fiind o metaforă vizuală legată de modul în care cererea zilnică scade abrupt la prânz și crește accelerat seara.
Efectul este amplificat la nivel continental prin cuplarea piețelor spot de energie. România face parte din mecanismul european de cuplare unică a piețelor pentru ziua următoare (SDAC), ceea ce înseamnă că energia circulă automat peste granițe din zonele cu prețuri mici și excedent de producție către zonele cu prețuri mai mari, în limita capacității comerciale de interconectare.
În consecință, când Europa de Vest înregistrează o supraproducție considerabilă de energie regenerabilă, unda de șoc a prețurilor scăzute sau negative se propagă și în Europa de Est, inclusiv pe bursa autohtonă OPCOM, chiar și în zilele în care producția internă de energie verde nu se află la un nivel record, presiunea venind direct din importuri.
Primăvara anului 2026
România a experimentat episoade intense de prețuri negative în primăvara anului 2026, evidențiind caracterul structural al acestei probleme. Un prim exemplu relevant a avut loc pe 5 aprilie 2026[2], când prețurile pe piața spot de la București au coborât sub zero timp de opt ore consecutiv, în intervalul orar 10:00 – 18:00, atingând o valoare minimă de minus 255 de lei/MWh, pe fondul reducerii consumului industrial generalizat din Europa.
Această tendință a continuat în mod excepțional în zilele următoare, România bifând o serie de șase zile consecutive cu prețuri negative la prânz[3], determinată de un val de zile însorite care a maximizat producția solarelor comerciale și a redus cererea prin autoconsumul prosumatorilor.
Un nou punct culminant a fost atins, duminică, 26 aprilie 2026, când piața din România a înregistrat un record de nouă ore cu prețuri negative. În intervalul orar 13:00 – 14:00, prețul orar a coborât până la valoarea istorică de minus 496,8 lei/MWh, existând chiar și un sfert de oră pe piața intrazilnică în care s-a atins pragul de minus 508 lei/MWh.
Practic, producătorii au fost taxați, prin mecanismul de decontare centralizat al bursei, cu aproape 500 de lei/MWh, sumă care a creditat conturile celor care au preluat energia excedentară (furnizori sau mari consumatori).
Deși producția locală solară și eoliană a fost una moderată, presiunea majoră a fost importată din Europa Centrală și de Vest, unde prețurile medii zilnice în state precum Franța, Cehia sau Slovacia au fost complet negative pe întreaga durată a zilei de duminică.[4]
Scăderea sincronizată a prețurilor la nivel european din perioada 25-26 aprilie, urmată de un al doilea val pe 30 aprilie și 1 mai 2026, a activat un algoritm de urgență reglementat la nivelul UE.
Deoarece prețurile spot au atins în mai multe state europene limita minimă tehnică de minus 500 de euro/MWh stabilită prin regulamentul SDAC, operatorul pieței din România, OPCOM, a anunțat că[5], începând cu ziua de livrare 29 mai 2026, prețul minim de închidere a pieței armonizat aplicabil pe bursele europene va fi coborât oficial la valoarea de minus 600 de euro/MWh.
Această decizie subliniază faptul că autoritățile de reglementare se așteaptă ca episoadele de supraofertă severă să devină și mai frecvente în viitorul apropiat.
Din punct de vedere economic, deși prețurile negative pot părea un avantaj teoretic pentru consumatorul final, ele ascund riscuri financiare semnificative pentru investitori și sistemul de distribuție.
Pentru dezvoltatorii de parcuri de energie regenerabilă, apariția frecventă a prețurilor negative chiar în orele de producție maximă erodează profitabilitatea proiectelor, fenomen cunoscut ca „efectul de canibalizare” al prețurilor.
Totodată, furnizorii pot profita preluând energie la prețuri avantajoase, însă consumatorii casnici nu înregistrează aceste scăderi direct în facturi, deoarece tarifele lor sunt stabilite prin contracte pe termen lung, iar prețurile finale includ componente fixe de transport, distribuție și certificate verzi.
Articol publicat în mai 2026.
💡 ENERGIA ROMÂNIEI este un proiect editorial BusinessPedia, realizat cu sprijinul grupului E-INFRA, prin care documentăm istoriile, evenimentele și subiectele care definesc trecutul, prezentul și perspectivele de viitor ale sistemului energetic din România.
[1] https://e-nergia.ro/premiera-in-romania-preturile-la-energie-eletrica-devin-negative-azi-dupa-amiaza-pentru-prima-data-intr-o-zi-lucratoare
[2] https://www.economica.net/pret-negativ-al-energiei-electrice-azi-in-romania-timp-de-opt-ore_929447.html
[3] https://www.profit.ro/povesti-cu-profit/energie/preturi-negative-la-energie-a-6-a-zi-consecutiva-grafic-22404794
[4] https://www.profit.ro/povesti-cu-profit/energie/record-9-ore-cu-pret-negativ-la-energie-producatorii-au-platit-furnizorilor-500-de-lei-mwh-pentru-a-le-prelua-energia-excedentara-grafice-22423448
[5] https://businesspedia.ro/articole/ce-este-opcom-rolul-operatorului-pietei-de-energie-electrica-si-gaze-naturale-din-romania/