Întrebați un investitor expus la piața spot din Ungaria cum au evoluat prețurile de captură ale proiectelor sale solare din 2021 încoace și veți primi un răspuns incomod. Puneți aceeași întrebare în România, și răspunsul este cu totul altă poveste, iar motivul nu este norocul. Este ce se află sub solar în sistemul energetic.
Boom-ul solar din România este real: aproximativ 7 GW de capacitate instalată, un nou record de producție comercială de 2.048 MW stabilit în martie 2026, și adăugări de la prosumatori care se apropie de 1 GW pe an. Fiecare dintre aceste cifre, luată separat, ar trebui să îngrijoreze un investitor expus la piața spot, pentru că exact o creștere rapidă a capacității solare este ceea ce a erodat prețurile de captură în alte părți ale regiunii. Ce face diferența în România este ce se întâmplă sub această curbă: 26% din producția țării vine din hidro și încă 19% din nuclear, o bază combinată de 45% capacitate de bază și flexibilă, care este activ extinsă, nu lăsată să se erodeze. Această combinație este motivul pentru care episoadele de preț negativ din România rămân rare și superficiale, în timp ce piețe comparabile își văd economia proiectelor solare erodându-se în timp real.
Cum arată „doar solar” chiar lângă noi
Ungaria este cel mai clar avertisment din regiune. Capacitatea solară de acolo a explodat de la 700 MW în 2018 la aproximativ 8 GW până în 2025, ducând ponderea solarului în producție de la 2% la 18% în șapte ani. Rezultatul a fost o prăbușire a ceea ce câștigă efectiv solarul: prețurile de captură, adică prețul mediu pe care producătorii îl primesc efectiv raportat la referință, au scăzut de la 90% în 2020/21 la doar 55% în prima jumătate a lui 2025. Doar aproximativ 1,4 GW din cei peste 4,6 GW de active solare mari ale Ungariei sunt expuse pieței prin PPA sau tranzacționare spot, restul funcționează pe tarife fixe de tip feed-in, fără niciun stimulent de a reduce producția în perioadele de supraofertă, ceea ce înrăutățește prăbușirea de preț pentru toți cei care rămân expuși pieței. Cu o capacitate convențională care a scăzut de la 9,5 GW în 2012 la 6,7 GW în 2025, resurse hidro limitate și o flotă nucleară inflexibilă la Paks, care nu poate urma variațiile solarului de la amiază, Ungaria cheltuiește acum aproximativ 1,5 miliarde de euro pe an pe importuri, câștigând doar circa 32 de milioane de euro din exporturi, practic vânzându-și ieftin propriul surplus solar și răscumpărându-l scump câteva ore mai târziu.
Polonia spune o versiune mai subtilă a aceleiași povești. Mixul său energetic bazat pe cărbune a menținut, deocamdată, prețurile de captură ale solarului mai ridicate decât în Europa de Vest, dar linia de tendință tot coboară: prețurile de captură au scăzut de la aproximativ 0,54 la 0,40 între aprilie 2025 și aprilie 2026, o scădere de 25% într-un singur an, chiar dacă cărbunele continuă să facă exact munca pe care ar face-o, altfel, o bază curată și flexibilă. Nu este un avantaj durabil. Este unul temporar, susținut de o sursă de producție pe care Polonia încearcă să o elimine treptat.
Baza României, în cifre
Episoadele de preț negativ din România sunt, într-adevăr, diferite ca natură. Primul episod de preț negativ dintr-un an recent a implicat doar cinci ore din douăzeci și patru, cu media zilnică rămânând ferm pozitivă, la 76,54 euro/MWh. În ziua în care România a stabilit recordul de producție solară din martie 2026, cu solarul comercial atingând 2.048 MW și producția solară totală, inclusiv prosumatorii, ajungând la o estimare de 4.000 MW, aproximativ două treimi din cererea instantanee, doar trei intervale orare au devenit negative, prima dată când s-a întâmplat asta în acel an. Comparați asta cu Spania, unde orele de preț negativ doar în primul trimestru al lui 2026 au ajuns la 347, mai mult decât totalul întregii UE-27 cu doar trei ani în urmă, sau cu Slovenia, unde orele negative au urcat de la 219 într-un an întreg la 72 înainte ca regiunea să fi intrat măcar în sezonul de producție maximă.
Motivul este structural. Centrala nucleară de la Cernavodă, cu două reactoare însumând 1.300 MWe, furnizează deja aproape o cincime din energia electrică a țării, iar aceasta este extinsă, nu redusă: retehnologizarea Unității 1, susținută printr-un contract de 1,9 miliarde de euro, îi prelungește durata de funcționare cu cel puțin 25 de ani, cu construcția începând în 2027, în timp ce două noi unități de 720 MWe, printr-un contract de inginerie de 3,2 miliarde de euro, sunt vizate pentru punerea în funcțiune comercială în 2030 și 2031. Pe partea de hidro, Hidroelectrica nu doar operează flota existentă, îi adaugă flexibilitate: o nouă societate mixtă, în cote egale, cu EDF, va dezvolta proiectul de hidrocentrală cu acumulare prin pompaj Tarnița-Lăpuștești, de 1 GW, amânat de multă vreme, o altă capacitate de pompaj de 300 MW este planificată la Frasin-Pângărați, iar retehnologizări cu baterii la centrale hidro și eoliene existente fac parte dintr-un efort spre aproximativ 2,2 GW de capacitate națională de stocare până la finalul lui 2026. Este o bază care devine tot mai flexibilă, nu mai puțin, exact în momentul în care solarul are nevoie de asta.
De ce hidro plus nuclear este un tip diferit de tampon față de cărbune plus solar puțin
Avantajul actual al Poloniei se bazează pe o sursă de producție cu dată de expirare și cu un apetit încă redus pentru solar, motiv pentru care prețurile sale de captură scad deja chiar și la niveluri de penetrare solară mult sub cele ale României. Tamponul românesc funcționează diferit: hidro este dispecerizabil și, cu pompaj, cu adevărat flexibil, într-un fel în care cărbunele nu este, iar nuclearul, deși mai puțin flexibil decât hidro, este o producție continuă, cu cost marginal redus, care nu depinde de importuri de combustibil sau de un calendar de eliminare treptată. Piețele nordice oferă o dovadă de concept utilă din afara regiunii: zona SE2 din Suedia și Finlanda au văzut orele de preț negativ revenind la zero chiar în timp ce solarul și eolianul continuau să crească, un tipar pe care analiștii regionali îl atribuie direct dinamicii de stocare hidro, nu unei creșteri a cererii sau unei reduceri a producției regenerabile.
Rezerva onestă
Nimic din toate acestea nu face România imună, iar o citire corectă a datelor spune că avantajul este condiționat, nu permanent. Franța este cel mai clar avertisment în acest sens: propria flotă nucleară, mare, a devenit parte a problemei, nu a soluției, pentru că atunci când producția nucleară rămâne ridicată în orele însorite de amiază, lasă mai puțin loc în ordinea de merit pentru solar, iar prețurile de captură franceze s-au prăbușit de la 0,42 la 0,10 într-un singur an din această cauză. Spania arată celălalt mod de eșec: nici resursele hidro puternice nu au fost suficiente odată ce extinderea solarului a depășit capacitatea sistemului de a-l absorbi, iar prețurile de captură de acolo au scăzut de la 0,71 la 0,18 doar în februarie. Avantajul de astăzi al României se bazează pe faptul că penetrarea sa solară, în jur de 9% din producție, nu a ajuns încă din urmă baza sa de 45% hidro și nuclear, așa cum s-a întâmplat în Ungaria sau Spania. La aproape 1 GW de capacitate solară nouă pe an, acest decalaj se va reduce în timp, iar proiectele de pompaj și extinderile nucleare aflate în derulare sunt cel mai bine înțelese ca o cursă pentru a menține baza flexibilă crescând cel puțin la fel de repede ca solarul pe care trebuie să-l absoarbă.
Argumentul pentru România
Cântărită față de piețele regionale similare, România este, deocamdată, piața solară merchant mai apărabilă din regiune, nu pentru că îi lipsește creșterea solară, ci pentru că își însoțește această creștere de o bază care este activ întărită, nu epuizată. Ungaria arată ce se întâmplă atunci când solarul crește mai repede decât capacitatea sistemului de a-l absorbi. Polonia arată cum arată un tampon temporar, bazat pe cărbune, pe măsură ce se erodează. Combinația României de hidro dispecerizabil, capacitate de pompaj în construcție și o flotă nucleară în extindere oferă investitorilor expuși pieței spot un profil de risc cu adevărat diferit astăzi, cu condiția să urmărească în continuare cifra care contează cel mai mult: cât de repede se adaugă capacitate solară nouă, raportat la capacitatea flexibilă care intră în funcțiune în paralel.
Perspectiva Momentum Energy
Construim și administrăm active solare într-o piață în care mixul de producție, nu doar harta de radiație solară, este adevăratul determinant al valorii merchant pe termen lung, iar datele de aici se potrivesc cu ce vedem în performanța propriilor active: solarul românesc captează o pondere semnificativ mai mare din prețul de referință decât exemplele de avertisment din restul regiunii. Recomandarea noastră pentru investitorii expuși pieței spot care evaluează România este să trateze baza hidro și nuclear ca pe un avantaj actual care trebuie evaluat cu atenție, nu ca pe o caracteristică permanentă care poate fi presupusă, și să structureze proiectele solare noi și hibride solar-plus-stocare ținând cont de această traiectorie, nu doar de fotografia de astăzi. Dacă vreți o evaluare clară a modului în care expunerea la piața spot a unui proiect anume se raportează la mixul de producție în continuă evoluție al României, vă stăm la dispoziție.
