Publicat de Momentum Energy | Mai 2026
Ceva neobișnuit s-a întâmplat pe piața de zi-următoare a energiei electrice din România la începutul acestui an. Într-o sâmbătă însorită de iarnă, producția comercială solară a atins un record de 2.048 de megawați. În orele care au urmat, trei intervale orare au înregistrat prețuri negative, pentru prima dată când s-a întâmplat asta într-o singură zi în 2026. Creșterea capacității instalate de energie regenerabilă, au remarcat analiștii, va duce probabil la un număr record de zile cu astfel de intervale înainte de sfârșitul anului.
Majoritatea dezvoltatorilor și investitorilor citesc astfel de titluri și își actualizează registrele de risc.
Un grup tot mai mare de participanți sofisticați pe piață le citesc și își actualizează planurile de afaceri.
Diferența dintre aceste două răspunsuri reprezintă, chiar acum, una dintre cele mai importante linii de demarcație din investițiile energetice românești. Iar decalajul dintre investitorii care înțeleg ce semnalează cu adevărat prețurile negative și cei care nu înțeleg va determina cine captează următorul val de valoare pe această piață.
Ce Înseamnă cu Adevărat Prețurile Negative
Prețurile negative la electricitate nu sunt un semn că o piață este disfuncțională. Sunt un semn că aceasta se maturizează mai repede decât infrastructura sa.
Mecanismele sunt bine înțelese. Atunci când producția din surse regenerabile crește brusc în orele de vârf solar, în special în perioadele însorite de la prânz, oferta poate depăși cererea. Rețeaua trebuie să se echilibreze în timp real. Centralele termice se confruntă cu costuri de oprire și repornire care pot depăși costul de a plăti pe cineva să preia surplusul de producție. Rezultatul este că prețurile devin pentru scurt timp negative: producătorii plătesc efectiv cumpărătorii să consume energia lor.
Acest fenomen nu mai este exotic în Europa. În 2025, Europa în ansamblu a înregistrat peste 9.000 de ore de prețuri negative la energie. Șapte țări din UE au înregistrat prețuri negative în 5 sau mai multe procente din totalul orelor. Germania le-a înregistrat 6,6 procente din timp. Acestea nu sunt anomalii. Sunt caracteristici structurale ale unui sistem energetic în care sursele regenerabile domină producția în anumite ferestre ale zilei.
România se situează într-o categorie distinctă în cadrul acestei imagini. Cercetările realizate de Synertics, acoperind 11 țări europene între noiembrie 2024 și octombrie 2025, au constatat că, deși ponderea energiei din România expuse la prețuri negative rămâne mai mică decât cea a piețelor din Europa de Vest, profunzimea acelor evenimente de prețuri negative este semnificativ mai severă, atingând între minus 7 și minus 10 euro pe megawatt-oră. Factorul principal este infrastructura limitată de interconexiune a rețelei electrice din Europa de Sud-Est, care restricționează exportul eficient al surplusului de energie pe piețele vecine atunci când apar excedente.
Cu alte cuvinte, România nu este piața cu cea mai mare frecvență a prețurilor negative. Dar atunci când acestea apar, sunt profunde. Și frecvența lor este în creștere.
Această combinație, volatilitate ridicată combinată cu transmisie constrânsă, este exact ceea ce creează condițiile pentru o economie extraordinară a sistemelor de stocare a energiei în baterii.
România Conduce Europa la Spread-ul de Preț Zilnic: Cifra pe Care Cei Mai Mulți Investitori o Ignoră
Indicatorul cheie care separă piețele cu oportunități reale pentru stocarea energiei în baterii de cele cu potențial modest nu este frecvența prețurilor negative. Este Spread-ul Maxim Zilnic de Preț, adică diferența dintre prețul maxim și cel minim pe oră într-o singură zi.
În 2025, piața de zi-următoare din România a înregistrat un preț mediu al electricității de 110 euro pe megawatt-oră. Cu mult mai semnificativ pentru economia stocării, Spread-ul Maxim Zilnic de Preț a atins 168 de euro pe megawatt-oră.
Într-un context european, acest nivel de volatilitate este excepțional. Cercetările Synertics privind potențialul stocării energiei în baterii pe piețele europene au plasat România pe primul loc în întregul set de date al UE pentru spread-ul mediu zilnic de preț. Bulgaria și Grecia s-au clasat, de asemenea, ridicat, dar România a condus. Factorul principal, după cum a remarcat Synertics, este insuficiența conexiunilor electrice de interconexiune din Europa de Sud-Est, care limitează transportul eficient al energiei din piețele europene majore în regiune, creând oscilații pronunțate în cursul zilei pe care operatorii de stocare le pot exploata.
DNV, grupul de consultanță în energie, a evaluat în detaliu potențialul de venituri al stocării energiei în baterii în România, aplicând un instrument de evaluare a activelor bazat pe PLEXOS pentru a modela desfășurarea orară a unui BESS pe piețele angro și de servicii auxiliare. Concluziile lor au fost remarcabile. Pe fondul dinamicii de prețuri observate în 2025, veniturile totale anualizate din BESS variază între aproximativ 120 și 180 de euro pe kilowatt de capacitate instalată, cu o pondere semnificativă determinată de tranzacționarea pe piața angro și de spread-urile ridicate ale prețurilor zilnice.
Alături de arbitrajul angro, piața serviciilor auxiliare din România contribuie în mod semnificativ la stiva de venituri. Prețurile medii pentru Rezerva de Restaurare Automată a Frecvenței (aFRR) au fost de aproape 9 euro pe megawatt pe oră. Prețurile pentru serviciile de Rezervă de Contenție a Frecvenței (FCR), de aproximativ 70 de euro pe megawatt pe oră, reprezintă cel mai lucrativ serviciu auxiliar, deși cu o profunzime de piață mai limitată. Luate împreună, aceste multiple surse de venituri, cuprinzând arbitrajul pe piața de zi-următoare, tranzacționarea intrazilnică, aFRR, FCR și participarea pe piața de echilibrare, fac din România una dintre cele mai atractive piețe de stocare a energiei în baterii de pe continent.
Pentru context, referințele din industrie ale Indicelui European BESS plasează România în nivelul de mare valoare, cu un potențial anual de venituri confortabil peste media europeană și la niveluri care susțin o economie solidă a proiectelor față de costurile actuale ale bateriilor litiu-ion, care au scăzut cu peste 85 de procente în ultimul deceniu.
Schimbarea de Reglementare Care a Transformat Calculul Investițional
Înțelegerea oportunității este un lucru. A dispune de infrastructura de reglementare necesară pentru a o valorifica este altul. România a trecut un obstacol semnificativ în această privință în iulie 2025.
Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat o reformă de referință care elimină dubla impozitare a energiei electrice stocate. În cadrul vechiului sistem, energia încărcată din rețea și descărcată ulterior înapoi în aceasta era supusă tarifelor reglementate în ambele etape. Această barieră financiară suprimase economia proiectelor și descurajase investițiile. Conform noului Ordin privind Normele Metodologice, electricitatea ciclată prin stocare este acum scutită de tariful de extracție din transmisie, tariful de distribuție și tariful pentru serviciile de sistem. Obligația de achiziționare a certificatelor verzi pentru energia ciclată a fost, de asemenea, eliminată.
Președintele ANRE, George Niculescu, a descris reforma în termeni direcți: „Nu putem construi un sistem energetic echilibrat și rezistent cu reguli care penalizează inovația. Prin această reglementare, transmitem un semnal clar investitorilor: România susține stocarea energiei, nu doar ca opțiune tehnologică, ci ca pilon al tranziției energetice.”
Reforma a aliniat România cu cele mai bune practici europene, conform recomandărilor Agenției Uniunii Europene pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare în Domeniul Energiei (ACER), și a poziționat România ca una dintre primele țări din UE care susține investițiile în stocarea energiei prin politici moderne de prețuri la electricitate. Analiștii din industrie au remarcat că, prin eliminarea acestei bariere, România a îmbunătățit semnificativ economia proiectelor din sectorul stocării energiei în baterii și a accelerat portofoliul de proiecte viabile comercial.
Ambiția României în domeniul stocării se reflectă în obiectivele sale. Țara și-a stabilit un țel de 5 gigawați de capacitate de stocare în baterii până la sfârșitul anului 2026. Deși acel plafon va fi probabil ajustat pe măsură ce cozile de racordare la rețea și termenele de finanțare interacționează cu realizarea concretă, direcția politicii este neechivocă.
Capitalul Se Mișcă Deja
Poate cel mai clar semnal că investitorii sofisticați au făcut deja calculul este ritmul în care capitalul se angajează în proiecte de stocare a energiei în baterii în România.
Repono, cu sediul în Suedia, lansată cu sprijinul EIT InnoEnergy și cu un obiectiv de 100 de gigawați-oră de implementare în toată Europa până în 2030, a achiziționat în octombrie 2025 un proiect standalone BESS de 202 megawați per 404 megawați-oră în județul Argeș. Proiectul era pregătit pentru construcție, cu o conexiune la rețea la substația Transelectrica de 220 kilovolți de la Pitești. Traderul de mărfuri Gunvor și optimizatorul Enspired au fost angajați pentru a gestiona comercializarea și ruta sa de piață. Repono a stabilit simultan un cadru cu dezvoltatori locali pentru proiecte suplimentare de stocare în România cu o capacitate combinată de până la 1,4 gigawați.
Premier Energy Group a început construcția unui BESS de 200 de megawați per 400 megawați-oră în estul României în mai 2026, obținând finanțare verde de până la 100 de milioane de euro de la banca ČSOB. Compania a invocat explicit oportunitatea de arbitraj creată de frecvența și profunzimea crescândă a prețurilor negative ca parte a justificării economice.
Compania israeliană El-Mor Electric Installations and Services avansează două proiecte gata de livrare în România: BRADU BESS, o facilitate de 203 megawați per 800 megawați-oră în Argeș, și BRAZI BESS, un proiect comparabil în județul Prahova, ambele vizând punerea în funcțiune în prima jumătate a anului 2027.
RGREEN INVEST s-a angajat într-un proiect hibrid solar și BESS de 230 de megawați în regiunea Giurgiu, combinând 150 de megawați de capacitate fotovoltaică solară cu 80 de megawați de stocare în baterii, desfășurate în două faze.
Renalfa Power Clusters, într-o tranzacție anunțată în aprilie 2026, a achiziționat centrala solară Horia 2 de 365 de megawați din județul Arad împreună cu un BESS standalone de 400 megawați per 800 megawați-oră, cu planuri de a le integra într-un singur cluster hibrid, vizând lansarea comercială în 2027.
European Energy, care a construit proiectul Studina de 174 de megawați, cea mai mare centrală solară din România în 2025, a confirmat că sistemele de stocare a energiei în baterii vor deveni o caracteristică standard a tuturor proiectelor sale regenerabile din România în 2026, vizând conectarea a peste 1 gigawatt-oră de capacitate de stocare în cursul anului.
Acesta nu este un portofoliu speculativ. Sunt proiecte finanțate, autorizate și, în mai multe cazuri, deja în construcție. Capitalul instituțional care a urmărit România de la distanță ani de zile și-a luat decizia.
Modelul Hibrid: Unde Solarele și Stocarea Încetează să Concureze și Încep să se Potențeze Reciproc
Consensul emergent în rândul celor mai activi dezvoltatori din România nu este pur și simplu de a construi active BESS standalone pentru a exploata spread-urile de preț. Este de a integra stocarea în proiectele solare de la bun început, schimbând fundamental profilul de venituri al acelor active.
Logica este simplă. Un proiect pur solar generează cea mai mare parte a energiei sale în aceleași ore de prânz când canibalizarea solară este cea mai puternică și prețurile negative sunt cele mai probabile. Un hibrid solar plus stocare poate încărca bateriile în acele ferestre de prețuri scăzute sau negative, poate decala producția spre vârfurile de cerere de seară și poate prezenta un profil de rată de captare semnificativ îmbunătățit potențialilor cumpărători în cadrul PPA. De asemenea, beneficiază de infrastructura de racordare la rețea partajată, reducând semnificativ cheltuielile de capital per megawatt.
Așa cum a explicat George Tecușan, Country Manager al Renalfa România, într-un interviu din martie 2026: „Industria fotovoltaică se îndreaptă de la proiecte PV izolate spre parcuri hibride complet integrate care combină solar, eolian și BESS într-un produs unic, cu caracter dispatchabil.”
Ioannis Kalapodas, Directorul European Energy pentru România, a întărit același punct de vedere: „Pe măsură ce costurile BESS continuă să scadă, volatilitatea prețurilor crește, în special cu prețurile negative din timpul zilei din ce în ce mai frecvente, iar valoarea decalării producției crește substanțial. Această dinamică de piață consolidează justificarea economică pentru stocare și face parcurile regenerabile colocate semnificativ mai reziliente.”
Cercetările publicate în ScienceDirect privind economia bateriilor la scară utilitară în România au constatat că participarea la mai multe servicii auxiliare, dincolo de aFRR-ul standard, poate scurta perioadele de recuperare a investiției la aproximativ 3,72 ani atunci când veniturile sunt diversificate pe control de tensiune, rezervă terțiară și alte servicii de echilibrare. Pentru un activ hibrid bine optimizat care stivuiește venituri simultan din arbitraj angro și servicii auxiliare, teza investițională devine cu adevărat convingătoare.
Constrângerea Rețelei: Context, Nu Factor Decisiv Negativ
O evaluare echilibrată impune recunoașterea faptului că rețeaua din România rămâne o constrângere în ceea ce privește ritmul de implementare. Backlog-ul de racordare la rețea al Transelectrica se ridică la zeci de gigawați, iar procesul de aprobare a noilor conexiuni poate depăși cu mult 12 luni. Cei mai experimentați dezvoltatori de pe piața românească, inclusiv mai mulți dintre cei care se angajează acum la proiectele BESS descrise mai sus, integrează calitatea autorizațiilor și claritatea interfeței de rețea în procesul lor de reducere a riscurilor proiectelor încă de la prima etapă.
Constrângerea de rețea este, în mod paradoxal, și parte din ceea ce creează oportunitatea de spread de preț. Infrastructura insuficientă de interconexiune care determină prețuri negative profunde în perioadele de surplus este același decalaj de infrastructură care face ca volatilitatea prețului angro din România să fie atât de ridicată față de piețele mai bine conectate din Europa de Vest. Pe măsură ce rețeaua se modernizează și interconexiunile se extind pe parcursul acestui deceniu, o parte din prima de spread se va comprima. Investitorii care se mișcă acum o fac tocmai pentru că acea fereastră nu s-a închis încă.
Sistemul de transport al României este în curs de modernizare. BERD a sprijinit a doua licitație CfD și a semnat un Memorandum de Înțelegere cu Ministerul Energiei pentru avansarea schemelor de sprijin pentru stocare. BEI continuă să canalizeze finanțări în infrastructura regenerabilă românească. Direcția politicii este clar orientată spre rezolvarea blocajului de rețea în timp.
Perspectiva Momentum Energy
La Momentum Energy, trecerea la tratarea prețurilor negative la energie ca un semnal de venituri, mai degrabă decât ca un factor de risc, nu este o poziție teoretică. Reflectă ceea ce datele celor mai credibile proiecte și cel mai activ capital instituțional din România fac deja în practică.
Piața energetică românească a evoluat, într-un interval de timp comprimat, de la o poveste a energiei solare în stadiu incipient la ceva considerabil mai sofisticat. Combinația dintre spread-urile ridicate ale prețurilor zilnice, un cadru de reglementare reformat care a eliminat dubla impozitare a stocării, o piață de servicii auxiliare în creștere, costuri în scădere ale bateriilor și un obiectiv guvernamental de 5 gigawați de capacitate de stocare a creat condiții care rivalizează cu, și în mai multe dimensiuni de venituri depășesc, cele disponibile pe piețele de stocare europene mai consacrate.
Investitorii care vor defini următorul capitol al energiei românești nu sunt cei care așteaptă stabilizarea pieței. Sunt cei care înțeleg că instabilitatea în sine, volatilitatea, oscilațiile profunde ale prețurilor, surplusurile de la prânz și deficitele de seară, este produsul. Gestionată corespunzător, prin active hibride integrate, optimizare sofisticată pe mai multe piețe și contracte care reflectă profiluri reale de valoare, mai degrabă decât șabloane moștenite, acea volatilitate devine un flux de venituri durabil și defensibil.
România nu este următoarea Spanie. Nu este următoarea Germanie. Este o piață energetică hibridă emergentă cu propria sa economie distinctă, iar acele economii, chiar acum, favorizează investitorii care și-au făcut temele.
Noi ne-am făcut temele. Și explorăm activ acest spațiu cu intenție serioasă.
