Mecanismele de compensare a energiei produse de prosumatori ar trebui să se bazeze pe valoarea economică reală a kilowatt-ului produs, nu pe simple formule administrative. Valoarea energiei electrice este determinată de momentul și locul livrării, precum și de profilul producției și efectele asupra sistemului energetic. O abordare corectă presupune o distincție clară între beneficiile autoconsumului, valoarea energiei injectate în rețea și impactul producției distribuite asupra întregului sistem.
Un kilowatt-oră produs la prânz nu are aceeași valoare economică cu unul consumat seara, din cauza raportului dintre cerere și ofertă. Într-o zi însorită, abundența producției fotovoltaice poate scădea prețurile, în timp ce seara, când producția scade, cererea rămâne ridicată. De exemplu, pe piața pentru ziua următoare din România, prețul a coborât la 372,46 lei/MWh între orele 13:45 și 14:00, pentru a urca la 2.989,52 lei/MWh între 19:45 și 20:00, ilustrând variația extremă.
Legislația introduce reglementări specifice pentru decontarea energiei, menținând distincția între compensarea cantitativă și regularizarea financiară. Pentru instalațiile de maximum 200 kW, se utilizează la decontare prețul energiei active din contractul de furnizare, fără anumite componente. În schimb, pentru unitățile cu capacitate între 200 kW și 400 kW, regularizarea financiară se face pe baza prețului mediu ponderat lunar al pieței pentru ziua următoare, conform modificărilor aduse prin Legea nr.160/2026.
Fenomenele economice precum prețurile negative reflectă perioadele în care oferta depășește cererea, situații care au fost consemnate și de OPCOM în România. În perioada 28 aprilie-4 mai 2025, pe piața pentru ziua următoare, au existat prețuri negative în fiecare zi. Aceste evenimente evidențiază faptul că valoarea unui kilowatt-oră poate varia considerabil, iar gestionarea abaterilor de la producția prognozată necesită mecanisme de echilibrare care pot avea efecte financiare diferite.
Autoconsumul reduce costurile de achiziție ale prosumatorului, însă energia injectată în rețea are un impact diferit asupra infrastructurii. În anumite zone, producția locală poate reduce pierderile de rețea și poate amâna investiții, însă în alte cazuri poate cauza creșteri de tensiune sau congestii. Evaluarea dezvoltării prosumatorilor nu trebuie să se limiteze la numărul de instalații, ci trebuie să includă modul în care producția modifică profilul consumului și necesarul de infrastructură.
Rețeaua electrică nu poate funcționa ca un simplu depozit contabil, deoarece costurile infrastructurii depind de capacitatea necesară și de vârfurile de consum și injecție. Experiența Olandei, care va elimina compensarea anuală de la 1 ianuarie 2027, arată importanța stimulării consumului direct pentru a reduce presiunea asupra rețelei. O reglementare echilibrată trebuie să recunoască valoarea economică efectivă a fiecărui participant, evitând transferul nejustificat de costuri între prosumatori și consumatorii fără instalații fotovoltaice.
În contextul energetic național, prețul gazelor rămâne reglementat până la 31 martie 2027, în timp ce reactorul 1 de la Cernavodă urmează să fie resincronizat la sistemul energetic național. Aceste elemente de stabilitate și infrastructură sunt esențiale pentru gestionarea tranziției către o producție distribuită și pentru menținerea echilibrului pieței de energie.