În decembrie 2024, România a derulat prima licitație pentru Contracte pentru Diferență (CfD) destinată energiei regenerabile. Dezvoltatorii din domeniul solar au plecat cu 432 MW de capacitate atribuită, la un preț mediu de exercitare de aproximativ 51 €/MWh.
Opt luni mai târziu, în august 2025, s-a închis a doua rundă. Ofertele pentru solar au fost adjudecate la o medie de 40,46 €/MWh, cea mai mică ofertă câștigătoare situându-se la 35,50 €/MWh, iar cea mai mare la 45,20 €/MWh. Licitația a fost suprasubscrisă: 1,49 GW au fost atribuiți față de cei 1,47 GW oferiți, iar dimensiunile proiectelor au crescut considerabil, de la un maxim de 70 MW în 2024 la 260 MW în 2025.
Pe o piață stagnantă, vorbim despre o scădere de peste 20% a prețurilor în doar două cicluri de licitație. Pe o piață sub presiune, este genul de cifră care îi face pe alocatorii de capital să tresară.
Întrebarea este care dintre interpretări este cea corectă și ce înseamnă cu adevărat acest lucru pentru oricine cântărește o alocare în energia solară din Europa Centrală și de Est în 2026.
Ce ne spune, de fapt, cifra principală
Există două narațiuni care concurează pentru aceleași date.
Prima narațiune: o piață care își descoperă costul real. România beneficiază de 1.900 până la 2.400 de ore de însorire pe an, la egalitate cu Grecia și Bulgaria și cu mult peste majoritatea piețelor vest-europene. Prețurile modulelor au continuat să scadă, finanțarea este disponibilă de la BERD, IFC, Erste, UniCredit și alții, iar dimensiunile proiectelor cresc rapid. Prețurile mai mici de adjudecare sunt exact ceea ce ar trebui să producă o licitație matură și competitivă. Ministrul Energiei al României, Bogdan Ivan, a încadrat lucrurile chiar în acești termeni, subliniind că a doua rundă a livrat 2.751 MW de energie curată și ieftină, cu 37% peste ținta din Planul Național de Redresare și Reziliență, la prețuri cu până la 50% sub maximul permis.
A doua narațiune: disperarea dezvoltatorilor. Energy Policy Group, un think tank cu sediul la București, a adoptat o poziție mai prudentă. Analiza lor sugerează că există un „sentiment de disperare” pe piața solară, cu atât de multe proiecte care se bat pe ofertanți limitați, încât unii dezvoltatori ar fi putut licita sub nivelul necesar pentru o profitabilitate marginală, mai ales odată ce iei în calcul numărul în creștere de ore cu prețuri negative și penalitățile de dezechilibru. EPG semnalează, de asemenea, o buclă de feedback: prețuri de adjudecare CfD foarte scăzute ancorează în jos așteptările privind PPA-urile, ceea ce face apoi mai dificilă finanțarea pipeline-ului nesubvenționat.
Ambele interpretări pot fi apărate. Răspunsul onest este că cifra din august 2025 conține atât semnal, cât și zgomot, iar cei care le vor separa vor fi și cei care vor aloca bine capital în 2026.
Argumentul structural care devine tot mai puternic
Dincolo de spectacolul licitațiilor, fundamentele României au continuat să se îmbunătățească pe parcursul anului 2025:
Țara a adăugat între 900 MW și 1 GW de capacitate solară doar în prima jumătate a anului 2025, fiind pe cale să depășească 7 GW capacitate instalată totală până la sfârșitul anului, de la sub 2 GW la începutul anului 2023. România și Bulgaria au intrat pentru prima dată în Top 10 al piețelor solare din UE întocmit de SolarPower Europe în 2025, România înregistrând cea mai rapidă rată de creștere din grupul de comparație.
Pe parcursul celor două runde de CfD, au fost atribuite aproximativ 4,2 GW de capacitate eoliană și solară, depășind ținta de 3,5 GW stabilită prin Planul Național de Redresare și Reziliență al României. Schema CfD este susținută de 3 miliarde de euro din Fondul de Modernizare al UE. O a treia licitație, axată pe 290 MW de capacitate eoliană onshore, a fost deschisă la sfârșitul anului 2025.
În mod esențial, două măsuri de politică publică adoptate în 2025 au abordat problema structurală din spatele dezbaterii privind prețurile: economia stocării. În iulie 2025, autoritatea de reglementare în energie a României, ANRE, a eliminat dubla impozitare a electricității stocate, scutind de tarifele de transport, distribuție, servicii de sistem și de cele aferente certificatelor verzi energia pe care bateriile o descarcă înapoi în rețea. Apoi, în noiembrie, guvernul a lansat un program de stocare municipală de 150 de milioane de euro, care se așteaptă să adauge 385 MW de capacitate, iar la începutul anului 2026 Comisia Europeană a aprobat schema mai amplă de subvenții pentru stocarea în baterii a României. R.Power, Engie, Electrica, Rezolv, Renovatio și alții își construiesc cu toții portofolii de proiecte BESS.
Iar investițiile străine directe continuă să voteze cu picioarele. Conform Sondajului de Atractivitate EY pe 2025, România a urcat de pe locul 17 pe locul 13 în Europa și a obținut locul al doilea la nivel regional între țările din Europa Centrală și de Est după numărul de proiecte, cu 94 de proiecte ISD în 2024 față de 60 în 2023, cea mai bună performanță a țării din 2019 încoace.
Unde se poziționează România în peisajul european al prețurilor
Contextul contează. Indicele de Preț PPA European al LevelTen Energy pentru T2 2025 a arătat că prețurile PPA pentru solar scad în majoritatea Europei, cu Italia, Polonia și România înregistrând cele mai pronunțate scăderi, în mare parte determinate de supraoferta de proiecte din pipeline. Până în T3 2025, prețurile medii PPA pentru solar din Europa scăzuseră sub 35 €/MWh, Spania și Portugalia conducând coborârea cu scăderi anuale de 14,1% și, respectiv, 16,3%.
Citit în acest context, rezultatele CfD ale României arată mai puțin ca o anomalie și mai degrabă ca o țară al cărei design de licitație tarifează eficient aceleași fundamente pe care investitorii le văd pe întregul continent. Diferența este că România, alături de Bulgaria, Italia și Spania, este una dintre puținele piețe unde dependența de gaze și nivelurile prețurilor cu ridicata încă stimulează acoperirea pe termen lung prin contracte corporative de cumpărare de energie, susținând argumentul în favoarea unei cereri stabile.
Pentru comparație, cea mai recentă licitație de inovare a Germaniei pentru solar hibrid plus stocare s-a adjudecat în jurul valorii de 0,05 €/kWh (50 €/MWh). Solarul pur al României, la 40 €/MWh, este genuin competitiv la o comparație directă, ținând cont de diferențele de iradianță, chiar înainte de a adăuga stocarea în ecuație.
Riscurile reale, numite onest
Pentru ca un articol să fie util, trebuie să numească ce ar putea, totuși, să meargă prost.
Ore cu prețuri negative și curtailment. România, ca tot restul Europei, se confruntă cu tot mai multe ore cu prețuri zero sau negative în timpul vârfurilor solare de la prânz. Mixul energetic al României este acum 64% regenerabil, iar curtailment-ul este real, în special în weekendurile cu cerere scăzută. Plățile CfD nu acoperă energia stocată și reinjectată dintr-o baterie (doar generarea injectată direct se califică), ceea ce a descurajat istoric stocarea colocată. Reforma din iulie 2025 privind dubla impozitare a atenuat acest aspect, dar interacțiunea dintre mecanica CfD și economia stocării are încă nevoie de rafinare.
Efectul de ancorare asupra PPA-urilor. Prețuri de exercitare CfD mai scăzute stabilesc un punct de referință pe care cumpărătorii de PPA îl vor folosi în negociere. Dezvoltatorii fără CfD care sperau să se adjudece la 55 €/MWh pe piața liberă s-ar putea trezi sub presiune.
Garanțiile de origine. România nu este încă membră a Asociației Organismelor Emitente (AIB), ceea ce înseamnă că Garanțiile de Origine nu pot fi tranzacționate transfrontalier. Acest lucru limitează piața PPA corporativă transfrontalieră și rămâne cea mai des invocată cerere de reglementare din partea industriei.
Rețea și execuție. Termenele de autorizare de 1,5 până la 2 ani sunt mult mai bune decât erau, dar congestia rețelei este reală, iar cozile de proiecte conțin o pondere semnificativă de rezervări speculative. Piața se îndreaptă către recompensarea proiectelor cu teren, autorizații, finanțare și căi de racordare la rețea credibile, ceea ce este sănătos, dar înseamnă că riscul de execuție îi separă pe câștigători de învinși.
Perspectiva Momentum Energy
O scădere de 20% a prețurilor de adjudecare este genul de cifră care invită la o concluzie rapidă în oricare direcție. Noi nu credem că vreuna dintre interpretările simple este pe deplin corectă.
Scenariul pesimist, conform căruia piața solară a României este acum structural neprofitabilă, se sprijină mai mult pe dinamici de preț presupuse decât pe ce se întâmplă efectiv pe teren. Capitalul circulă, proiecte multi-GW precum Dama Solar sunt construite de sponsori serioși, cu facilități internaționale de creditare de la BERD, IFC și creditori comerciali de Tier 1, iar cadrul de politică publică se mișcă în direcția corectă pe problemele care contează cu adevărat, și anume economia stocării, reforma rețelei și disciplina pipeline-ului.
Scenariul optimist, conform căruia România este destinația evidentă pentru orice euro de capex solar din Europa Centrală și de Est, trece prea ușor peste frictiuni reale. Prețurile negative, curtailment-ul, efectele de ancorare asupra PPA-urilor și problema nerezolvată a AIB nu sunt triviale. Investitorii care nu le includ în preț vor fi dezamăgiți.
Citirea noastră este mai specifică. România în 2026 este o piață care recompensează un anumit tip de proiect, nu un anumit tip de pariu. Investitorii care se vor descurca bine sunt cei care construiesc active hibride solar plus stocare, care își asigură fluxuri duble de venituri printr-o combinație de CfD și PPA corporativ, care se asociază din timp cu dezvoltatori locali și EPC-uri experimentați și care tratează bancabilitatea, mai degrabă decât IRR-ul de titlu, ca filtru principal.
Pe aceste criterii, credem că România stă în continuare mai bine decât majoritatea omologilor săi regionali. Combinația dintre iradianță, scară, vizibilitate a finanțării UE până în 2030, un pipeline CfD activ, o piață PPA în maturizare, o țintă de 10 GW până în 2030 și un guvern tot mai dispus să remedieze ce identifică piața ca fiind defectuos compune o oportunitate credibilă pe termen lung. Prețul de exercitare din august 2025 nu este un avertisment că piața se prăbușește. Este un semnal că piața devine lizibilă, ceea ce este exact ceea ce capitalul serios a așteptat.
Investitorii care citesc 40 €/MWh ca pe un semnal roșu pot citi semnalul greșit. Investitorii care îl citesc ca pe o confirmare că solarul românesc a trecut de la „frontier” la „investibil la scară” sunt, în opinia noastră, mai aproape de adevăr, cu condiția să aducă la masă stocare, realism privind rețeaua și disciplină de execuție.
