# Ar face Tarnița-Lăpuștești bani pe piața României? Un test pe date reale

> **Autor:** Marius Comper
> **Model:** v1.1.0 — actualizat metodologic și de integritate a datelor, septembrie 2026
> **Date PZU:** 2019-01-01 → 2026-09-16 (2026 = YTD, 259 zile)
> **URL Canonic:** https://mariuscomper.uk/tarnita/
> **Ediție engleză:** https://mariuscomper.uk/tarnita/en/

---

## Ce testează de fapt modelul

Un model transparent de contrafactual istoric și economie de proiect, nu un studiu de fezabilitate sau un model bancabil de investiție.

**Modelat:** arbitrajul istoric de energie pe piața PZU (day-ahead) · pierderile de stocare · constrângerile de putere și stocare · limita superioară cu previziune perfectă · sensibilități transparente de captură și compresie · economie simplificată de recuperare a capitalului.

**Nemodelat:** optimizarea intrazilnică completă · venituri din echilibrare/rezerve · venituri din servicii de sistem · reclearing endogen al pieței românești · congestii de rețea · structură de finanțare de tip investment-grade · curbe hidraulice detaliate · risc geotehnic detaliat · EIA la nivel de proiect.

---

## Rezultatul principal (derivat din output-ul modelului)

- **Limita superioară cu previziune perfectă (cazul central RTE 78,4%), media 2019–2025: 167.5 mil. €/an** din arbitraj PZU, înainte de costurile de capital și operare.
- **Testul simplificat de capital (CAPEX 1300 mil. €, WACC 8%, 30 ani, OPEX 25 mil. €/an): 140.5 mil. €/an.**
- **Captura de echilibru („break-even”): 83.9%** din optimul ex-post — pragul peste care testul simplificat se închide, înainte de compresia spread-ului și de veniturile nemodelate.
- **2026 YTD (până la 2026-09-16): 209.3 mil. €** — an parțial, niciodată mediat cu anii compleți.
- Energie descărcată medie (derivată din simulare, nu presupusă): **2.43 TWh/an**.

Arbitrajul istoric PZU singur nu răspunde dacă Tarnița este finanțabilă. Pagina arată cât ar fi plătit piața de energie — și ce rămâne neexplicat de model.

---

## Backtest multianual (cazul central, RTE 78,4%)

| An | Medie PZU (€/MWh) | Min | Max | Marjă (mil. €) | Descărcat (TWh) | EFC |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 2019 | 50.41 | 0.00 | 158.09 | 61.7 | 2.38 | 182.0 |
| 2020 | 39.49 | 0.00 | 150.02 | 46.4 | 2.37 | 181.2 |
| 2021 | 111.42 | 0.02 | 542.50 | 125.5 | 2.28 | 173.8 |
| 2022 | 265.30 | 0.17 | 964.21 | 302.4 | 2.31 | 176.7 |
| 2023 | 103.74 | -23.18 | 436.89 | 169.1 | 2.43 | 185.3 |
| 2024 | 103.51 | -106.36 | 1021.61 | 245.4 | 2.60 | 198.3 |
| 2025 | 108.17 | -100.63 | 603.30 | 222.1 | 2.61 | 199.2 |
| 2026 YTD | 123.06 | -99.75 | 1015.65 | 209.3 | 1.79 | 136.7 |

EFC = cicluri echivalente complete (energie descărcată / 13.100 MWh). Marja = venituri din generare − costul energiei de pompare, fără credit pentru energia rămasă stocată.

---

## Patru zile reale (prețuri PZU observate, nu curbe generate)

- 2026-04-26 (15-min): Zi solară extremă (26 aprilie 2026) — Prețuri PZU reale: minim -99,8 €/MWh la amiază, maxim 137,7 €/MWh seara; spread 237,5 €/MWh cu 35 sferturi de oră negative. Pompatul la prânz înseamnă a fi plătit pentru a absorbi surplusul solar.
- 2024-12-12 (orar): Vârf de iarnă (12 decembrie 2024) — Prețuri PZU reale, rezoluție orară: vârf 843,3 €/MWh, minim 107,4 €/MWh, spread 735,9 €/MWh. O zi în care fiecare MWh descărcat la vârf contează enorm.
- 2023-02-11 (orar): Ziua în care centrala ar fi stat oprită (11 februarie 2023) — Prețuri PZU reale, rezoluție orară: între 129,4 €/MWh și 161,0 €/MWh. Maximul (161,0 €/MWh) nu acoperă pragul de rentabilitate 165,1 €/MWh (= 129,4 €/MWh / 78,4%), deci dispecerizarea optimă este repausul: profit optim 0 €.
- 2026-03-30 (15-min): Zi volatilă cu vârfuri multiple (30 martie 2026) — Prețuri PZU reale: 21 traversări ale mediei zilnice, spread 239,6 €/MWh. Pornește-oprește de mai multe ori pe zi — un test pentru flexibilitatea agregatelor reversibile.

---

## Concepte-cheie corectate în v1.1.0

1. **Putere instalată:** 1.000 MW (4×250 MW, bază istorică de proiectare).
2. **Volum util superior:** 10 mil. m³ (proiectare istorică).
3. **Criteriul EPDC de 5 ore:** capabilitate de funcționare continuă documentată — NU capacitatea totală de stocare.
4. **Ciclu săptămânal istoric:** umplere/golire pe model săptămânal, nu baterie zilnică simplă.
5. **Durata hidraulică derivată:** 10 mil. m³ / 212 m³/s ≈ 13,1 h la debit maxim documentat (nu rating electric oficial).
6. **RTE central 78,4%** = 1.649,46/2.103,33 GWh (CNSP 2019/ISPH); 76,2% alternativă documentată; 72% doar stres conservator.

---

## Date și reproducere

- Output anual (JSON): [backtest-annual.json](https://mariuscomper.uk/tarnita/data/backtest-annual.json)
- Zile reprezentative (JSON): [representative-days.json](https://mariuscomper.uk/tarnita/data/representative-days.json)
- Ipoteze și inspector (JSON): [assumptions.json](https://mariuscomper.uk/tarnita/data/assumptions.json)
- Manifest de proveniență (JSON): [data-manifest.json](https://mariuscomper.uk/tarnita/data/data-manifest.json)
- Tabel anual (CSV): [tarnita-opcom-backtest-2019-2026.csv](https://mariuscomper.uk/tarnita/data/tarnita-opcom-backtest-2019-2026.csv)
- Metodologie: [Metodologie și surse](https://mariuscomper.uk/tarnita/metodologie/)

Seria completă de intervale (92.852 observații) nu este redistribuită din motive de licență a oglinzii de date; poate fi reprodusă prin `scripts/fetch_opcom.mjs` + `scripts/process_opcom.mjs` și validată cu ancorele oficiale OPCOM.