Prețul energiei electrice a urcat la 645 lei/MWh în iunie.

Prețul mediu al energiei electrice pe Piața pentru Ziua Următoare a ajuns în iunie la 645 lei/MWh, cu 13% peste nivelul din mai și cu 48,6% peste iunie 2025. Pentru companiile expuse direct la piața spot sau la contracte indexate la PZU, mișcarea înseamnă o nouă rundă de presiune pe costul de operare, după ce și în mai piața urcase cu 17% față de aprilie.

In practica, creșterea de la 571 lei/MWh în mai la 645 lei/MWh în iunie adaugă 74 lei pentru fiecare MWh cumpărat. Raportat la iunie 2025, când media era 434 lei/MWh, diferența este de 211 lei/MWh. Pentru consumatorii industriali energofagi, acest ecart intră direct în marja operațională, iar acolo unde transferul în prețul final nu este posibil imediat, efectul se vede în EBITDA și în competitivitate.

Presiunea nu vine doar din media lunară, ci și din volatilitate. În seara zilei de 30 iunie, piața a atins cel mai mare preț la sfert de oră din istorie, 5.321 lei/MWh, echivalentul a 1.015 euro/MWh. Un asemenea vârf schimbă evaluarea de risc pentru companiile cu profil de consum concentrat în orele de seară, mai ales în sectoarele unde oprirea producției nu este o opțiune economică.

Si poziționarea regională agravează problema. România a fost cea mai scumpă piață din Uniunea Europeană în mai multe zile din iunie, după ce același lucru se întâmplase și în mai. Pentru investitori și pentru managementul companiilor cu operațiuni în mai multe state, acesta nu mai este doar un episod de piață, ci un semnal despre costul relativ al producției locale față de alte jurisdicții europene.

Oferta internă redusă a împins piața spre importuri scumpe în orele de vârf

Scumpirea din iunie a venit într-o lună în care sistemul a funcționat cu limitări importante pe producția convențională. La Centrala Nucleară de la Cernavodă (Cernavodă, județul Constanța) a fost disponibil un singur grup, iar centrala pe gaze de la Brazi (Brazi, județul Prahova) a funcționat la jumătate din capacitate.

Numai că lipsa de producție stabilă a coincis cu o structură dezechilibrată a ofertei. Producția fotovoltaică a atins la prânz un record de aproape 3.000 MW, fără prosumatori, ceea ce arată că energie există în intervalele cu iradiere ridicată, dar nu în orele în care consumul de seară pune cea mai mare presiune pe sistem. Fără capacități de echilibrare și fără stocare menționată în datele publicate, piața a ajuns să vândă ieftin la mijlocul zilei și să cumpere scump seara.

Pe baza datelor de la Economica, importurile de energie electrică au urcat și la puteri orare de 5.000 MW în vârfurile de consum de seară, pe fondul caniculei. Pentru comparație, acest nivel este cu 2.000 MW peste producția fotovoltaică de aproape 3.000 MW înregistrată la prânz, ceea ce descrie clar ruptura dintre orele cu surplus și cele cu deficit.

Dar efectul economic nu se oprește la companiile care cumpără direct din piață. Costurile mai mari ale energiei tind să fie transferate în lanțul de aprovizionare, de la producție la logistică și preț final. Într-o economie care a pierdut șase poziții în clasamentul competitivității mondiale, până pe locul 69 la mediul de afaceri și pe locul 62 la performanță economică, energia scumpă riscă să adâncească dezavantajul costurilor fixe față de alte piețe. Industria românească, de exemplu, se confruntă cu aceste provocări de 19 luni consecutive, așa cum este detaliat în Industria românească, 19 luni consecutive sub linia de plutire.

Volatilitatea devine risc de investiții, nu doar o problemă de utilități

Pentru management, semnalul relevant este succesiunea a două luni de scumpire accelerată. După plus 17% în mai față de aprilie, iunie a adăugat încă 13% față de mai. Cumulat, piața a trecut prin două ajustări consecutive într-un interval scurt, iar companiile care își fundamentează bugetele pe costuri energetice stabile trebuie să reia scenariile de cash-flow și de preț.

Iar diferența față de anul trecut schimbă și calculele de investiții. Un preț mediu de 645 lei/MWh față de 434 lei/MWh în iunie 2025 înseamnă un nivel mai mare cu aproape jumătate într-un singur an. Pentru proiectele industriale noi, această variație intră în analiza randamentului și poate afecta decizia privind localizarea capacităților, mai ales acolo unde energia are pondere mare în costul unitar de producție.

Datele disponibile leagă scumpirea de trei factori concreți: disponibilitate redusă la Cernavodă, funcționare la jumătate de capacitate la Brazi și dependență de importuri în orele de seară, în timp ce producția fotovoltaică record de aproape 3.000 MW nu a putut acoperi vârful de consum de după apus. Acesta este și motivul pentru care media lunară de 645 lei/MWh nu spune totul: riscul real pentru companii stă în combinația dintre preț ridicat și episoade de extremă, precum sfertul de oră de 5.321 lei/MWh din seara zilei de 30 iunie.

Parteneri

Articole recomandate din rețeaua noastră

LylaHoroscop 27 septembrie 2026. Taur și Gemeni, o decizie de luat aziRevista IoanaCanicula și seceta pot crăpa pereții casei. Cum afectează solul argilosNews24Sebastian Burduja intră primul la audieri luni, cu planul pentru Ministerul EnergieiDolce SportCCA explică fazele de ofsaid de la Oțelul cu Corvinul și Rapid cu FC ArgeșGetPonyChery Tiggo 9 CSH a plecat în mod electric după ce bateria a stat 24 de ore și 5 minute în apă săratăBravonetClaudia Schiffer pozează în costum de baie la 56 de ani. Rutina ei nu include antrenamente intense