Valoarea economică a energiei electrice nu este determinată doar de cantitatea produsă, ci și de momentul și locul livrării, de profilul producției și de efectele asupra funcționării sistemului energetic. Acest principiu ar trebui să constituie un reper fundamental în evaluarea mecanismelor de remunerare și compensare a energiei produse de prosumatori.
Aceste contribuții trebuie recunoscute. Recunoașterea lor corectă presupune însă o distincție între beneficiile autoconsumului, valoarea energiei injectate în rețea și efectele mai largi ale producției distribuite asupra sistemului.
Un kilowatt-oră nu are aceeași valoare în orice moment
Un kilowatt-oră produs și livrat la prânz nu este echivalent economic cu unul consumat seara. Valoarea energiei depinde de momentul livrării, de raportul dintre cerere și ofertă, de disponibilitatea surselor de producție și de condițiile de funcționare a sistemului energetic.
Într-o zi însorită, producția fotovoltaică poate fi abundentă în orele de la prânz, inclusiv atunci când cererea este relativ redusă. Oferta suplimentară poate conduce la scăderea prețurilor energiei. Seara, pe măsură ce producția fotovoltaică scade, cererea poate rămâne ridicată sau chiar crește. Nu este doar o situație teoretică. Pe piața pentru ziua următoare din România (ex. 4 august 2026), prețul energiei a coborât la 372,46 lei/MWh între orele 13:45 și 14:00 și a urcat la 2.989,52 lei/MWh între 19:45 și 20:00. În aceeași zi, energia a avut un preț de aproximativ opt ori mai mare într-un interval de seară decât într-unul de la prânz. Acest exemplu ilustrează de ce un preț mediu zilnic sau lunar nu reflectă neapărat valoarea de piață a energiei în intervalele în care aceasta a fost efectiv injectată.
Există și alte diferențe economice. Producția fotovoltaică urmează disponibilitatea soarelui, nu profilul consumului. Această nepotrivire trebuie gestionată prin achiziții și vânzări de energie în intervale diferite, cu efecte economice de profilare. În plus, producția efectivă poate fi mai mare sau mai mică decât cea prognozată. Abaterile trebuie gestionate prin mecanismele de echilibrare, iar efectele financiare pot fi favorabile sau nefavorabile, în funcție de condițiile sistemului.
În anumite situații, prețurile pot deveni chiar negative. În Germania, în 2025 au fost înregistrate 573 de ore cu prețuri negative, comparativ cu 457 în 2024. Și în România, OPCOM a consemnat intervale cu prețuri sub zero. În perioada 28 aprilie-4 mai 2025, pe piața pentru ziua următoare au existat prețuri negative în fiecare zi. Aceste situații reflectă intervale în care, la prețuri negative, oferta disponibilă depășește cererea, ținând seama de flexibilitatea producției, a consumului, a stocării și a interconectărilor.
Prețurile negative, efectele de profil și dezechilibrele sunt fenomene economice distincte, care nu trebuie confundate sau contabilizate de mai multe ori. Ele evidențiază însă aceeași realitate. Un kilowatt-oră reprezintă aceeași cantitate fizică de energie, dar valoarea sa economică poate varia considerabil în funcție de momentul livrării.
Compensarea contabilă nu elimină diferențele economice
Un mecanism de compensare poate permite ca energia injectată într-un interval să fie compensată cu energia consumată într-un alt interval. Administrativ, operațiunea este simplă. Economic însă, cele două cantități pot avea valori diferite. O formulă de compensare poate recunoaște o valoare mai mare, mai mică sau apropiată de cea asociată profilului real al energiei injectate. Dar dimensiunea diferenței nu trebuie presupusă, ci determinată pe baza datelor.
Modificările aduse prin Legea nr.160/2026 schimbă modul de facturare și decontare a energiei produse de prosumatori, păstrând distincția dintre compensarea cantitativă și regularizarea financiară. Pentru instalațiile de cel mult 200 kW, legea menține compensarea cantitativă, utilizând la decontare prețul energiei active din contractul de furnizare, cu excluderea componentelor prevăzute expres. Pentru instalațiile de peste 200 kW și până la 400 kW, regularizarea financiară utilizează prețul mediu ponderat lunar al pieței pentru ziua următoare.
Noua reglementare introduce și posibilități suplimentare de utilizare a sumelor rezultate din energia injectată, fără a transforma toate categoriile de prosumatori într-un regim unic de compensare financiară.
Indiferent de forma juridică a mecanismului, întrebarea economică rămâne. În ce măsură valoarea recunoscută energiei injectate reflectă momentul livrării, condițiile pieței, costurile și beneficiile efective asociate acesteia? De la ea trebuie să pornească evaluarea mecanismelor.
Experiența Spaniei oferă un reper util. Mecanismul simplificat de compensare valorică permite evaluarea distinctă a energiei excedentare injectate în rețea și compensarea valorii acesteia cu componenta eligibilă a facturii de consum, în limitele stabilite de reglementare. Energia injectată și energia consumată sunt astfel tratate ca fluxuri distincte, cărora li se atribuie valori monetare potrivit regulilor aplicabile. Exemplul arată că separarea cantităților fizice de evaluarea lor financiară este o opțiune de reglementare posibilă.
Dacă un mecanism acordă, în urma unei evaluări complete, un beneficiu suplimentar față de valoarea economică identificată, diferența poate constitui un instrument de sprijin urmărit prin politica publică. Dar un asemenea sprijin trebuie distins de remunerarea propriu-zisă a energiei. Distincția este importantă. Remunerarea urmărește recunoașterea valorii economice, în timp ce sprijinul public urmărește stimularea unor comportamente sau investiții considerate utile societății.
Cele două obiective pot coexista, dar nu trebuie confundate. Valoarea energiei diferă în timp. Formulele administrative pot estompa aceste diferențe, însă ele trebuie măsurate, iar eventualul sprijin public trebuie identificat distinct de remunerarea economică.
Autoconsumul și energia injectată au efecte economice diferite
Autoconsumul instantaneu reduce cantitatea de energie preluată din rețea și, implicit, costurile de achiziție suportate de prosumator. Energia injectată în rețea are însă un efect economic diferit. Ea trebuie integrată într-un sistem în care valoarea livrării depinde de cererea existentă, de capacitatea infrastructurii și de condițiile de funcționare.
În anumite zone și intervale, producția locală poate reduce pierderile de rețea, poate diminua încărcarea infrastructurii și poate contribui la evitarea sau amânarea unor investiții. În alte situații, concentrarea producției fotovoltaice poate determina creșteri de tensiune, congestii sau necesitatea unor investiții suplimentare pentru adaptarea rețelelor. Prin urmare, nici beneficiile, nici costurile producției distribuite nu trebuie presupuse uniforme.
Prețul angro reprezintă un reper important pentru valoarea comercială a energiei, dar nu surprinde singur toate efectele economice ale producției distribuite. Acestea trebuie evaluate și în raport cu rețeaua, cu flexibilitatea și cu eventualele servicii furnizate sistemului, fără a contabiliza de mai multe ori aceleași beneficii sau costuri.
De aceea, evaluarea dezvoltării prosumatorilor nu ar trebui să se limiteze la numărul instalațiilor sau la capacitatea totală instalată. Este necesară și înțelegerea modului în care producția distribuită modifică profilul consumului, necesarul de infrastructură și costurile de funcționare a sistemului.
Autoconsumul simultan cu producția, stocarea energiei și flexibilitatea consumului pot îmbunătăți atât economia investiției individuale, cât și integrarea producției fotovoltaice în sistem. Utilizarea aparatelor electrice în orele însorite, încărcarea vehiculelor electrice sau stocarea surplusului pentru seară sunt exemple accesibile. Politica publică ar trebui, așadar, să încurajeze atât instalarea de capacități fotovoltaice, cât și utilizarea lor eficientă pentru întregul sistem.
Rețeaua electrică nu funcționează ca un depozit contabil de energie
Un prosumator poate ajunge la un bilanț redus între energia injectată și cea consumată, fără ca utilizarea efectivă a rețelei să scadă în aceeași proporție. Rețeaua trebuie să alimenteze consumatorul în perioadele fără producție fotovoltaică și, în același timp, să poată prelua surplusul atunci când acesta apare. Costurile infrastructurii nu depind exclusiv de cantitatea netă facturată, ci și de capacitatea necesară, de amplasarea instalațiilor, de vârfurile de consum și injecție și de investițiile în rețea pentru menținerea parametrilor tehnici.
Experiența Olandei ilustrează efectele pe care compensarea anuală le poate avea asupra celorlalți consumatori și asupra rețelei. Guvernul olandez a decis eliminarea, de la 1 ianuarie 2027, a mecanismului de compensare anuală a energiei injectate cu cea consumată. Printre motive – costurile reflectate de furnizori în prețurile plătite de clienții fără panouri, reducerea veniturilor fiscale și dorința de a stimula consumul direct al energiei produse, pentru diminuarea presiunii asupra rețelei. Eliminarea compensării anuale nu înseamnă eliminarea remunerării energiei injectate. Prosumatorii păstrează dreptul la o remunerație pentru energia livrată, în condițiile stabilite de reglementare. Se modifică, în schimb, relația dintre compensarea energiei consumate și valorificarea surplusului injectat.
Analiza trebuie făcută în ambele sensuri. Un mecanism care scutește implicit o categorie de utilizatori de costuri pe care continuă să le genereze poate transfera sarcina asupra celorlalți. Unul care ignoră beneficiile reale ale producției distribuite poate suprataxa prosumatorii și descuraja investițiile eficiente. Ambele situații trebuie evitate. Modul de decontare poate influența distribuția costurilor între consumatori, stimulentele pentru autoconsum și funcționarea economică a pieței.
Diferența dintre prețul energiei injectate și prețul energiei consumate nu reprezintă automat profitul furnizorului
Dezbaterea publică despre remunerarea prosumatorilor se reduce frecvent la comparația dintre prețul primit pentru energia injectată în rețea și prețul plătit pentru energia cumpărată. La prima vedere, diferența poate părea un câștig comercial al furnizorului. Cele două prețuri nu reflectă însă produse, servicii și obligații economice identice.
Furnizorul trebuie să asigure energia potrivit profilului de consum și obligațiilor contractuale, în timp ce energia injectată de prosumator are propriul profil de producție și propriile implicații privind prognoza și echilibrarea. Aceste diferențe nu justifică automat orice nivel al prețului de preluare și nici nu exclud necesitatea unei comunicări transparente. Furnizorii trebuie să poată explica structura costurilor relevante, inclusiv modul în care sunt tratate energia preluată de la prosumatori și dezechilibrele asociate. Aceeași exigență trebuie aplicată și modului de determinare a remunerației prosumatorilor. O analiză economică riguroasă compară componente echivalente, nu doar două valori de pe factură.
Experiența europeană arată că remunerarea energiei injectate poate fi organizată prin mecanisme instituționale diferite. În Franța există scheme de achiziție reglementată a energiei fotovoltaice, în condițiile cadrului de sprijin aplicabil. În Germania, mecanismele asociate legislației EEG combină remunerarea producției regenerabile cu reguli specifice de comercializare și sprijin. În Portugalia, valorificarea energiei excedentare poate implica și intermediari sau agregatori, în funcție de aranjamentele comerciale și de reglementare. Exemplele arată că remunerarea energiei, obligațiile comerciale ale furnizorilor și instrumentele de politică publică pot fi organizate instituțional în moduri diferite.
Nu este vorba despre exonerarea furnizorilor de responsabilități și nici despre atribuirea unor costuri nejustificate prosumatorilor. Principiul este același pentru toți participanții. Fiecare preț, cost și beneficiu trebuie explicat și evaluat potrivit naturii sale economice.
Reglementarea trebuie să reflecte economia, nu să o înlocuiască
Consultarea publică privind aplicarea noilor prevederi pentru prosumatori aduce în discuție probleme concrete: prețurile de referință, componentele facturii, termenele de decontare, datele de măsurare și alocarea valorică între mai multe locuri de consum. Dincolo de aceste aspecte, rămâne însă întrebarea fundamentală. În ce măsură mecanismele de compensare reflectă valoarea economică a energiei și ce efecte produc asupra participanților la piață?
Răspunsul presupune o evaluare fundamentată pe date, care să examineze valoarea energiei în intervalele efective de injecție, costurile de profilare, echilibrare și administrare, beneficiile verificabile ale producției distribuite și eventualele transferuri de costuri între participanți. La fel de important este modul în care regulile de compensare influențează deciziile privind autoconsumul, stocarea și flexibilitatea.
Dezvoltarea prosumatorilor nu trebuie transformată într-o confruntare între producătorii mici, furnizori și consumatorii fără instalații fotovoltaice. Toți participă la același sistem energetic, iar contribuțiile, costurile și beneficiile fiecăruia trebuie evaluate după principii economice consecvente. O reglementare echilibrată nu trebuie să favorizeze sau să penalizeze o categorie de participanți, ci să recunoască valoarea economică efectivă a contribuției fiecăruia. Formula de compensare trebuie să rezulte din această evaluare, nu să o înlocuiască.
***
Material susținut de Federația ACUE, în cadrul campaniei de informare și educare „Racordați la viitor”.
Federația ACUE reprezintă 23 de companii din sectorul energetic, active în distribuția și furnizarea energiei electrice și a gazelor naturale, precum și în serviciile conexe. Companiile membre reunesc peste 25.000 de angajați și generează o cifră de afaceri anuală de peste 5,5 miliarde de euro.
Sursă: Financial Intelligence
