Scăderea costurilor energiei solare și eoliene nu garantează singură finanțarea următorului val de capacități regenerabile. Pe măsură ce tot mai multe centrale produc simultan, ele împing în jos prețul electricității exact în orele în care încearcă să o vândă, reducând venitul obținut de producători și complicând recuperarea investițiilor, arată economistele Natalia Fabra și Mar Reguant într-o analiză publicată de Centre for Economic Policy Research.
Pe scurt
-
Fabra și Reguant descriu un efect de „canibalizare” a veniturilor prin care producția solară și eoliană reduce prețul de piață tocmai în orele cu cea mai mare producție regenerabilă. Electricitatea ieftină pentru sistem nu înseamnă automat venituri suficiente pentru finanțarea unor capacități noi.
-
Autoarele consideră contractele pe termen lung esențiale pentru reducerea riscului investitorilor. Contractele de achiziție de energie și contractele pentru diferență pot stabiliza veniturile, dar modul în care sunt proiectate influențează atât investițiile, cât și comportamentul producătorilor pe piață.
-
ACER confirmă problema mai largă a flexibilității. În 2025, energia regenerabilă a furnizat aproximativ jumătate din producția electrică a UE, iar variațiile zilnice ale prețurilor angro au ajuns la aproximativ de cinci ori nivelul din 2020, pe măsură ce producția solară a redus prețurile din timpul zilei și cererea de flexibilitate a crescut.
-
Contractele nu rezolvă singure dezechilibrul. Fabra și Reguant indică rețelele, bateriile, răspunsul consumului și electrificarea transportului, încălzirii și industriei drept elemente necesare pentru ca electricitatea produsă în orele abundente să poată fi transportată, stocată sau consumată.
Problema descrisă de Fabra și Reguant apare tocmai din succesul tehnologic al energiei regenerabile. Costurile investițiilor în solar, eolian și baterii au coborât puternic, iar aceste tehnologii au devenit competitive pentru noi capacități de producție. Odată ce suficiente instalații similare funcționează însă în același sistem, producția lor tinde să fie concentrată în aceleași ore.
Când soarele determină simultan creșterea producției unui număr mare de centrale fotovoltaice, oferta de electricitate se mărește și prețul angro scade. Același mecanism apare, în condiții diferite, pentru parcurile eoliene. Cu cât capacitatea unei tehnologii crește, cu atât prețul pe care centralele respective îl obțin în propriile ore de producție poate coborî mai mult față de media pieței.
În literatura economică, fenomenul este descris drept efect de canibalizare. El nu înseamnă că energia regenerabilă a devenit prea ieftină pentru consumatori și nici că Europa dispune deja de toată electricitatea curată de care are nevoie. Problema privește diferența dintre costul mic de producție al unei tehnologii și venitul pe care investitorul îl poate obține din piață în orele în care tehnologia respectivă funcționează.
Prețurile negative sunt forma cea mai vizibilă a acestei situații. Ele pot apărea atunci când producția este mare, cererea este redusă, capacitatea de stocare sau de transport nu poate absorbi surplusul, iar unele centrale au motive tehnice ori contractuale să continue să producă. Apariția lor este astfel și un semnal privind lipsa de flexibilitate a sistemului.
Datele Agenției Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei arată aceeași tensiune dintr-o altă perspectivă. Energia regenerabilă a furnizat aproximativ jumătate din producția electrică a UE în 2025, iar producția solară a continuat să crească. În același timp, variațiile prețului angro pe parcursul unei zile au fost de aproximativ cinci ori mai mari decât în 2020.
ACER explică faptul că producția solară tot mai mare reduce prețurile în timpul zilei, în timp ce retragerea acesteia în orele de seară creează nevoie de alte surse flexibile. Centralele pe gaz continuă să joace un rol important în această perioadă, ceea ce poate împinge din nou prețurile în sus.
Pentru investitorul într-un parc solar sau eolian, problema nu este astfel doar prețul mediu anual al electricității. Contează prețul efectiv din orele în care instalația produce. Un proiect poate funcționa într-o piață cu prețuri medii relativ ridicate și, în același timp, să încaseze mult mai puțin în propriile ore de producție dacă numeroase instalații similare livrează simultan.
Fabra și Reguant susțin că acest risc face contractele pe termen lung tot mai importante pentru finanțarea tranziției energetice. Un venit suficient de predictibil permite unui dezvoltator să împrumute bani în condiții mai bune și reduce expunerea proiectului la fluctuațiile zilnice ale pieței.
Unul dintre instrumente este contractul de achiziție de energie, cunoscut drept PPA. Un producător și un cumpărător, de regulă o companie mare sau un grup de consumatori, stabilesc condițiile pentru furnizarea electricității pe o perioadă mai lungă. Producătorul obține astfel mai multă predictibilitate asupra veniturilor, iar cumpărătorul își poate limita expunerea la variațiile viitoare ale prețurilor.
Comisia Europeană consideră PPA-urile un instrument important pentru construirea de noi capacități de energie curată. În aprilie 2026, Comisia a publicat o recomandare pentru eliminarea unor bariere care limitează utilizarea lor, printre care accesul cumpărătorilor mai mici, garanțiile financiare, distribuția riscului, contabilitatea și anumite probleme legate de contractele transfrontaliere.
Al doilea instrument important este contractul pentru diferență în două sensuri. Într-un asemenea mecanism, producătorul vinde electricitatea pe piață, dar venitul este raportat la un preț stabilit contractual. Dacă piața produce venituri insuficiente, mecanismul poate compensa diferența. Dacă prețurile sunt foarte ridicate, o parte din veniturile suplimentare este returnată.
Reforma pieței europene a electricității adoptată în 2024 a consolidat rolul acestor contracte pentru schemele publice de sprijin destinate noilor investiții în anumite tehnologii de producție. Obiectivul este reducerea riscului investițional fără izolarea completă a producătorilor de semnalele pieței.
Fabra și Reguant avertizează însă că existența unui contract nu este suficientă. Designul acestuia poate modifica modul în care centralele reacționează la prețurile pieței. Dacă plata recompensează producția indiferent de situația sistemului, un contract poate diminua stimulentul de a reduce producția în perioadele de surplus.
Licitațiile prin care sunt acordate contractele contează la rândul lor. Cele două economiste susțin că selectarea proiectelor exclusiv pe baza celui mai mic preț poate ignora diferențe importante între locurile și orele în care energia va fi produsă. Un proiect poate avea o valoare mai mare pentru sistem dacă produce acolo unde rețeaua este mai puțin congestionată sau în momente în care energia este mai necesară.
Contractele rezolvă însă doar problema financiară. Un sistem cu o pondere tot mai mare de energie solară și eoliană are nevoie să poată muta energia atât geografic, cât și în timp.
Rețelele de transport permit electricității să ajungă din regiunile cu producție abundentă către zonele unde există cerere. Bateriile pot absorbi electricitate în orele cu producție solară ridicată și o pot furniza seara. Răspunsul la cerere poate muta consumul industrial sau al gospodăriilor către perioadele în care electricitatea este mai abundentă și mai ieftină.
ACER identifică aceste forme de flexibilitate ca parte a răspunsului la volatilitatea tot mai mare a pieței. Agenția recomandă dezvoltarea răspunsului la cerere, utilizarea bateriilor și a vehiculelor electrice pentru flexibilitate și consolidarea interconexiunilor dintre state pentru ca surplusurile de energie să poată fi utilizate dincolo de piața în care sunt produse.
Ultima parte a problemei este consumul. Fabra și Reguant argumentează că oferta de electricitate curată a crescut mai repede decât electrificarea unor segmente ale economiei. Dacă transportul, încălzirea și industria nu își mută suficient consumul de la combustibili fosili către electricitate, sistemul poate avea simultan perioade cu exces de producție regenerabilă și o dependență persistentă de combustibili fosili în alte momente.
Această contradicție explică de ce prețurile foarte mici sau negative în anumite ore nu reprezintă dovada că Europa are prea multă energie regenerabilă. Ele pot arăta că sistemul nu dispune încă de suficiente rețele, capacități de stocare, consum flexibil și cerere electrificată pentru a folosi eficient producția disponibilă.
Analiza CEPR este o sinteză a literaturii economice și nu prezintă un nou eșantion empiric care să măsoare efectul pentru toate piețele europene. Coloana publicată de Fabra și Reguant dezvoltă argumentele unui discussion paper anterior al acelorași autoare, publicat la începutul lunii septembrie.
Concluzia lor este că următoarea etapă a tranziției nu depinde numai de construirea unor tehnologii regenerabile mai ieftine. Finanțarea proiectelor, contractele, rețelele, stocarea și electrificarea cererii trebuie coordonate astfel încât energia ieftină produsă într-o parte a zilei să poată susține economic și următoarea generație de investiții.