România și-a redus importurile de energie electrică la 1,8%, iar regenerabilele au acoperit 52% din producție.

Următorul blocaj este capacitatea de export

Cifra din titlu este reală. Ceea ce măsoară nu este independența energetică. Este o țară care a învățat să vândă ieftin și să cumpere scump în aceeași zi, iar constrângerea nu mai este parcul de producție, ci rețeaua.

Citiți cuvântul ‘net’ înainte de orice altceva

În primele cinci luni din 2026, producția de energie electrică a României a crescut cu 6,2% față de anul anterior, la 22,3 TWh, în timp ce consumul intern, final și tehnologic, a scăzut cu 1,6%, la 22,7 TWh. Importurile nete s-au redus de cinci ori, la 0,4 TWh, adică 1,8% din consumul intern, față de 9,0% în aceeași perioadă din 2025. Producția din hidro, solar și eolian a crescut cu 23% și a acoperit 52% din total, cu solarul în avans de 35%.

Fiecare dintre aceste cifre este corectă. Împreună sunt citite ca o poveste despre autosuficiență, iar acea lectură nu supraviețuiește următorului rând din același set de date.

Importurile brute au scăzut doar cu 11,8%, la 6,9 TWh. Au rămas echivalentul a 30,3% din consumul intern total. Exporturile au crescut cu 13,1%, la 6,5 TWh. România nu a încetat să importe energie electrică. A început să exporte aproape cât importă, iar cele două cifre s-au anulat reciproc.

Aceasta nu este independență. Este rulaj, iar rulajul are un preț.

Asimetria de valoare este întreaga tranzacție

Cele două fluxuri nu se produc în aceleași ore și nici la aceleași prețuri. România importă la orele scumpe de vârf și exportă la mijlocul zilei, când producția fotovoltaică este maximă, iar prețul pe piața energiei electrice este minim. Combinația pune presiune în sus pe prețul energiei electrice din România chiar și atunci când balanța anuală în TWh arată sănătos.

Deci o țară poate fi aproximativ echilibrată în energie și structural negativă în bani. Pentru oricine tranzacționează la granița românească, această diferență nu este o notă de subsol. Este chiar poziția.

O nuanță care se pierde în titlu. O parte semnificativă din exporturile României merge către Republica Moldova, ceea ce nu înseamnă surplus solar aruncat pe piață la prânz, ci o relație reală de alimentare. Moldova consumă aproximativ o zecime din cât consumă România și își acoperă deja până la jumătate din necesar din resurse proprii. Scoateți volumul moldovean din calcul și restul portofoliului de export devine și mai concentrat pe energie solară ieftină de zi.

Ce a produs de fapt cei 52%

Creșterea din surse regenerabile de energie este reală. Hidro, solar și eolian au înregistrat toate creșteri solide, iar solarul în special se compune rapid. Dar o pondere este un raport, iar trei elemente au mișcat numitorul în aceeași direcție.

• Nuclearul a fost în scădere. O oprire planificată la Cernavodă a limitat producția la 4 TWh, cu 12,3% mai puțin față de anul anterior. Nuclearul reprezintă aproximativ o cincime din producția României într-un an normal, deci o scădere de două cifre ridică mecanic toate celelalte ponderi.
• Termo a fost folosit mai puțin, în scădere cu 4,4%, parțial un efect de ordine de merit, parțial un efect al costului combustibilului.
• Consumul a scăzut. Consumul final a coborât cu 3,4%, la 20,2 TWh, segmentul rezidențial a scăzut cu 11,3%, la 4,5 TWh, iar economia cu 0,8%, la 15,5 TWh. O parte din declinul rezidențial este un artefact statistic, pentru că autoconsumul prosumatorilor nu intră în producția raportată, dar o cerere industrială și comercială în stagnare nu este un motiv de sărbătoare.

 

O pondere de 52% obținută parțial prin disponibilitate nucleară mai slabă și cerere mai mică este un activ diferit de o pondere de 52% obținută exclusiv prin creștere. Ambele merită avute. Doar una este durabilă.

August 2026 a testat teza, iar teza s-a mutat

Cifra de 1,8% a fost publicată pe 20 iulie și acoperea perioada ianuarie-mai. În patru săptămâni a ajuns să descrie o altă țară.

Debitele record de mici ale Dunării au eliminat apa de răcire de care are nevoie Cernavodă. Unitatea 1 a fost oprită pe 28 iulie, Unitatea 2 a urmat la mijlocul lui august, iar singura centrală nucleară a României, în mod normal aproximativ 20% din producția națională, a ajuns la zero. Debitul Dunării la intrarea în țară era prognozat la circa 1.350-1.400 metri cubi pe secundă, față de o medie multianuală de august apropiată de 3.900. România a declarat stare de alertă în sectorul energetic, a emis o avertizare timpurie pe 7 august și a notificat Comisia Europeană pe 10 august, în temeiul articolului 14(2) din regulamentul european privind pregătirea pentru riscuri în sectorul energiei electrice. Retragerile din cărbune au fost amânate, inclusiv un grup de la Turceni programat să se închidă pe 31 august prin PNRR. Importurile din Bulgaria, Ungaria, Serbia și Ucraina au crescut. Dacia și Ford au suspendat producția pentru a scoate consum industrial din sistem.

Ministerul Energiei a fost clar că alimentarea era gestionabilă și la fel de clar că prețurile vor crește pentru a reflecta importurile costisitoare. Aceasta este versiunea onestă a securității energetice românești în 2026: rezilientă fizic, expusă financiar și rezilientă în bună măsură pentru că interconexiunile au ținut.

Exact acesta este punctul. Aceeași infrastructură care a permis României să treacă peste august este infrastructura care decide dacă poate monetiza un surplus în mai.

De ce capacitatea de export este următorul blocaj, în patru straturi

Capacitatea de export nu este o singură problemă. Sunt patru, iar doar prima este făcută din oțel.

• Evacuarea fizică. Planul de dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport pe zece ani al Transelectrica valorează peste 2 miliarde de euro. Programul de investiții pentru 2026 este de 914 milioane de lei, cu peste 30% peste cele 691 de milioane cheltuite în 2025. Proiectele care contează pentru export sunt punctuale: trecerea la 400 kV a stațiilor Stâlpu și Teleajen pentru evacuarea energiei din Dobrogea către Muntenia, LEA 400 kV Timișoara-Arad, nodul Porțile de Fier și linia Suceava-Bălți care integrează Republica Moldova în ENTSO-E. Transelectrica estimează circa 5.000 MW capacitate suplimentară de integrare în Dobrogea și Banat până în 2027.
• Capacitatea comercială. Firele fizice nu sunt același lucru cu capacitatea oferită pieței. Regulile europene cer operatorilor de transport să pună la dispoziție cel puțin 70% din capacitatea interconexiunilor pentru tranzacționare transzonală, regula MACZT, cu un termen deja depășit. Monitorizarea ACER a constatat în mod repetat că ținta este departe de a fi atinsă la nivelul blocului. Un gigawatt de cupru care nu este oferit pieței pentru ziua următoare nu exportă nimic.
• Metodologia. Piețele Core din Europa Centrală funcționează pe cuplare de piață bazată pe fluxuri. Europa de Sud-Est rulează în continuare pe capacitate netă de transfer. Un studiu din martie 2026 publicat în Academia Green Energy privind transmiterea cauzală a prețurilor a arătat că zona Core formează un sistem mai integrat, cu convergență mai rapidă a prețurilor, în timp ce piețele din Sud-Est prezintă conectivitate cauzală mai slabă și ajustare mai lentă. În termeni practici, România și vecinii operează un regim de reglementare parțial decuplat, iar acea decuplare valorează bani reali, în direcția greșită.
• Legislația. Pe 26 iunie 2026, miniștrii europeni ai energiei au agreat poziția Consiliului privind pachetul european pentru rețele, care include revizuirea TEN-E și o directivă de accelerare a autorizării. Prevederea cea mai interesantă comercial este reciclarea veniturilor din congestie către proiecte transfrontaliere, pornind de la 10% de la 1 ianuarie 2028 și crescând la 25% până în 2031. Pachetul tratează proiectele de electricitate și regenerabile ca fiind de interes public major și permite statelor membre să considere tăcerea autorităților drept aprobare tacită. Trilogul cu Parlamentul este vizat să se încheie în 2026.

 

Costul unei erori aici este măsurabil. Pe 10 iulie 2024, prețurile pentru ziua următoare din regiune s-au aliniat dimineața și s-au decuplat brusc între ora 19:00 și miezul nopții: Ungaria a atins aproximativ 693 de euro pe MWh, România circa 442 de euro, în timp ce Austria a rămas sub 200. Studiul atribuie divergența disponibilității reduse de transfer pe interfețe precum România-Bulgaria și Grecia-Bulgaria. Un spread de 250 de euro pe MWh între vecini nu este o problemă de producție.

Pipeline-ul va înrăutăți situația înainte să o îmbunătățească

România a depășit pragul de 2.500 MW capacitate nouă de producție și stocare racordată la rețea numai în 2026, ajungând la 2.514 MW odată cu racordarea instalației de stocare IS Părău, de 76,76 MW și 150,288 MWh. Transelectrica estimează încă aproximativ 1.000 MW solar și eolian plus circa 1.000 MW stocare până la finalul anului, alături de noile capacități pe gaz de la Mintia și Iernut.

Offshore-ul stă la coadă în spate. În iulie 2026, Ministerul Energiei a publicat în consultare șase zone în Marea Neagră însumând 11,5 GW, etapizat, cu o primă tranșă de 3,1 GW formată dintr-un perimetru de 1.900 MW și două de câte 600 MW, țintind obiectivul de 3 GW până în 2035 din Strategia Energetică a României 2025-2035. Foaia de parcurs a Băncii Mondiale estimează potențialul tehnic offshore al României la aproximativ 76 GW, dintre care circa 22 GW cu fundație fixă, cu viteze medii ale vântului de peste 7,5 metri pe secundă. Un parc eolian offshore în Marea Neagră ar produce, în plus, în ore în care fotovoltaicul onshore nu produce.

Fiecare megawatt din acest pipeline aterizează în aceleași ore de prânz care împing deja prețul energiei electrice din România spre zero. Fără evacuare și fără capacitate transzonală, producția suplimentară nu devine venit suplimentar. Devine curtailment suplimentar și expunere suplimentară la prețuri negative.

De ce România este locul potrivit pentru a construi pentru export

Argumentul de amplasament este mai puternic decât sugerează cifrele curente și se sprijină pe geografie plus instituții, nu pe optimism.

• Cinci granițe. România este interconectată sincron cu Ungaria, Bulgaria, Serbia și Ucraina și alimentează Republica Moldova. Foarte puține piețe din Uniunea Europeană stau pe atâtea interfețe, iar fiecare este o suprafață de preț distinctă pe care se poate tranzacționa.
• O piață de desfacere non-UE în creștere, chiar alături. Linia de 400 kV Suceava-Bălți se construiește tocmai pentru integrarea Republicii Moldova în ENTSO-E. Moldova este mică, dar este o piață structural deficitară imediat adiacentă producției românești și se conectează la sistemul european prin infrastructură românească.
• Un coridor nou către Caucaz, cu România ca punct de aterizare. Cablul submarin din Marea Neagră, de la Constanța la Anaklia, a primit statutul de Proiect de Interes Reciproc din partea Parlamentului European și a Consiliului în aprilie 2026, iar Transelectrica a semnat un memorandum de înțelegere cu Georgian State Electrosystem, proiectul intrând în faza de pregătire tehnică în iulie. Legătura este planificată la 1.155 km, dintre care circa 1.115 km submarini, cu o capacitate de până la 1.300 MW. Dacă se construiește, România nu mai este o piață periferică a Uniunii. Devine o poartă.
• O adâncime de resursă pe care niciun alt stat UE la Marea Neagră nu o are. România este singurul membru al Uniunii cu potențial eolian offshore semnificativ la această scară în Marea Neagră, iar profilul de producție offshore îmbunătățește portofoliul de export în loc să îl înrăutățească.
• Evacuarea este finanțată, nu doar discutată. O creștere de 30% a programului de investiții în transport și o țintă explicită de 5.000 MW capacitate suplimentară de integrare în Dobrogea și Banat până în 2027 reprezintă un angajament concret și datat, orientat exact către cele două regiuni unde se concentrează dezvoltarea regenerabilă.
• Banii europeni vor urma congestia. Mecanismul de reciclare a veniturilor din congestie agreat în poziția Consiliului direcționează fonduri către reducerea blocajelor transfrontaliere începând din 2028. România se află pe interfețe congestionate. O țară cu congestie scumpă este, prin acest design, o țară cu o pretenție de finanțare.
• Deficitul taie în ambele sensuri. Deficitul de seară care face din România un importator este același deficit care există în toată Europa de Sud-Est la aceeași oră. Orice activ românesc care poate livra energie fermă sau stocată în acea fereastră vinde într-un deficit regional, nu doar într-unul intern.

 

România nu va deveni exportator net pentru că produce mai mult. Va deveni, dacă va deveni, pentru că poate muta și programa în timp ceea ce produce deja.

Argumentele contra, spuse corect

• Cei 1,8% sunt o cifră pe cinci luni, măsurată pe un consum în scădere, iar august 2026 a testat-o deja până la rupere.
• Contracția cererii nu este o fundație. Consumul rezidențial în scădere cu 11,3% și cererea industrială plată spre negativă înseamnă că poziția de export reflectă parțial o economie mai slabă.
• Riscul hidrologic este acum sistemic, nu sezonier. Debitele mici ale Dunării au lovit simultan răcirea nucleară, producția hidro, funcționarea grupurilor termo și logistica de combustibil. Este risc corelat pe întregul parc dispecerizabil.
• Eolianul offshore are o problemă de credibilitate. Termenele din Legea 121/2024 pentru perimetre, reguli de concesiune și scheme de sprijin au fost ratate, iar un calendar public de licitații încă nu există. Zonarea pusă în consultare este un pas real, dar primul oțel în apă rămâne un eveniment din anii 2030.
• Cablul din Marea Neagră este în stadiu de memorandum. Statutul PMI și pregătirea tehnică sunt semnificative, dar o legătură submarină de 1.155 km este un proiect de ordinul deceniului, fără decizie finală de investiție și fără un pachet de finanțare anunțat.
• Conformarea la regula de 70% nu depinde exclusiv de România. Capacitatea transzonală se stabilește împreună cu operatorii vecini, iar reducerile unilaterale de capacitate de cealaltă parte a graniței limitează exporturile românești indiferent ce face Transelectrica.

 

Ce urmărim

1. Dacă a doua jumătate a lui 2026 inversează trendul importurilor nete. Dată fiind oprirea nucleară, o revenire către o dependență netă de import de câteva procente bune este scenariul de bază, iar cifra pe an întreg va tranșa discuția.
2. Valorile MACZT pe interfețele România-Ungaria și România-Bulgaria în următorul ciclu de monitorizare ACER. Acest singur set de date spune mai mult despre potențialul de export decât orice anunț de capacitate.
3. Calendarul migrării Europei de Sud-Est de la capacitate netă de transfer la calcul de capacitate bazat pe fluxuri. Este reforma cu cel mai mare efect de levier și cea mai puțin spectaculoasă de pe listă.
4. Rezultatul trilogului pe pachetul pentru rețele și dacă procentele de reciclare a veniturilor din congestie supraviețuiesc intacte negocierii cu Parlamentul.
5. Rezultatele licitațiilor Transelectrica pentru capacitate de rețea și repartiția regională a capacității disponibile, care arată unde există efectiv evacuare, nu unde își doresc proiectele să fie.
6. Calendarul licitațiilor de concesiune offshore și forma schemei de sprijin, care decid dacă 3,1 GW este un plan sau un comunicat de presă.
7. Etapele cablului din Marea Neagră: structura de finanțare, aplicațiile CEF și orice trecere de la memorandum către decizie de investiție.
8. Hidrologia Dunării și dacă termenele de retragere a grupurilor pe cărbune alunecă din nou. Fiecare amânare este un semnal despre câtă capacitate fermă crede sistemul, de fapt, că are.

 

Perspectiva Momentum Energy

Cei 1,8% sunt un reper real și un titlu înșelător, iar ambele lucruri trebuie spuse în aceeași frază. România nu a obținut independență energetică. A obținut un echilibru volumetric temporar, rămânând structural expusă pe preț, iar august 2026 a demonstrat cât de repede se inversează acel echilibru când un singur grup mare iese din funcțiune.

Indicatorul care contează nu este balanța în TWh. Este diferența în euro dintre orele în care România exportă și orele în care importă. Pe acest indicator România nu este nici pe departe echilibrată, iar nicio cantitate suplimentară de fotovoltaic nu rezolvă problema. Mai multă producție la prânz într-o rețea constrânsă înrăutățește spread-ul, nu îl îmbunătățește.

Asta reformulează teza de investiție. Oportunitatea în România nu este capacitatea de producție. Este mutarea în timp și în spațiu: stocare care duce energia peste apus, capacitate fermă care rezistă la secetă și capacitate transfrontalieră care duce surplusul către o piață dispusă să plătească pentru el. Trei din cele patru blocaje sunt de reglementare, nu fizice, ceea ce este neobișnuit și neobișnuit de rezolvabil.

În privința amplasamentului, lectura noastră a dovezilor favorizează România. Cinci vecini interconectați, o piață moldovenească racordată la ENTSO-E prin linii românești, un coridor spre Caucaz cu statut european de Proiect de Interes Reciproc, aproximativ 76 GW potențial tehnic offshore, un program de investiții în transport mai mare cu 30% și un mecanism european din 2028 care canalizează veniturile din congestie exact către blocajele pe care România le are. Puține piețe din regiune dețin această combinație.

Ce îi lipsește României nu este resursa, partenerii sau apetitul de capital. Îi lipsesc capacitatea transzonală efectiv oferită pieței, o metodologie de calcul al capacității armonizată cu vecinii și evacuare fermă în Dobrogea și Banat înaintea cozii de racordare, nu în urma ei. Acestea sunt decizii, nu constrângeri.

Pentru traderi, avantajul pe termen scurt stă în formă, nu în balanță, și în special pe interfețele unde disponibilitatea de transfer este restricționată în orele de stres de seară. Pentru producătorii independenți, riscul pe termen scurt este să presupună că un aviz de racordare echivalează cu certitudinea evacuării. Pentru investitorii în infrastructură, poziția durabilă este orice scurtează distanța dintre un prânz românesc ieftin și o seară regională scumpă.

România a petrecut un deceniu fiind descrisă ca o piață expusă la importuri. Acum este o piață cu un surplus pe care nu îl poate vinde întotdeauna. Este o problemă mai bună și una rezolvabilă, dar nu este același lucru cu a fi rezolvată.