În două runde de licitație, în 2024 și apoi în august 2025, Ministerul Energiei a alocat aproximativ 4,2 GW de capacitate solară și eoliană printr-un Contract pentru Diferență pe 15 ani, depășind ținta inițială de 3,5 GW asumată prin Planul Național de Redresare și Reziliență. Această cifră a fost prezentată pe scară largă ca un succes de politică publică și, pe hârtie, chiar este unul. Cifra care determină, de fapt, dacă România își va atinge țintele de energie regenerabilă pentru 2030 este alta: câtă din această capacitate de 4,2 GW are un contractor care poate să o construiască, echipamente care pot fi livrate la timp și un punct de racordare la rețea care o așteaptă la celălalt capăt.
Pentru investitorii care își asumă expunere pe piața românească de regenerabile, alocarea prin CfD este partea ușoară a poveștii. Ce se întâmplă între semnarea contractului și punerea în funcțiune comercială este locul unde stă riscul real, iar 2026 este anul în care acest risc devine vizibil.
Scorul real: ce înseamnă, de fapt, 4,2 GW
În cele două runde, dezvoltatorii au depus 128 de oferte tehnic valide, însumând 7,1 GW, pentru un plafon de aproximativ 5 GW, iar 70 de proiecte au câștigat contracte. Runda 1, încheiată în 2024, a alocat aproximativ 1,53 GW, împărțite între 10 proiecte eoliene, însumând 1,1 GW, și 11 proiecte fotovoltaice, însumând 432 MW. Runda 2, încheiată în august 2025, a alocat 2.751 MW, împărțite între 1.488 MW solar, pe 26 de proiecte, și 1.263 MW eolian, pe 23 de proiecte, ceea ce înseamnă că, la eolian, fiecare ofertă tehnic validă din runda respectivă a câștigat un contract. O a treia licitație, mai mică, din decembrie 2025, a completat capacitatea eoliană cu încă 315,8 MW, după ce runda a doua nu a atins ținta pentru eolian. Adunate, portofoliul românesc alocat prin CfD stă acum la aproximativ 1,92 GW solar și 2,36 GW eolian.
Câștigătorii cunoscuți oferă o imagine despre cine este, de fapt, poziționat pentru a construi. Rezolv Energy, care deja construiește parcul eolian VIFOR de 240 MW din runda 1, susținut de finanțare de proiect de 331 milioane de euro, a adăugat 731,2 MW în runda 2, prin proiectul fotovoltaic Dama Solar din județul Arad, pe care compania îl prezintă drept posibil cel mai mare parc solar din Europa, și prin parcul eolian Dunărea Est, de 300 MW, din județul Constanța. Proiectul fotovoltaic Heliolux al Econergy, de 125 MW, câștigat în runda 1 la 49,4 euro pe MWh, vizează construcție începând din 2025 și finalizare în 2027. Alți câștigători din runda 1 includ proiectul fotovoltaic Slobozia al Nofar Energy, de 70,2 MW, proiectul eolian Țăndărei al Greenvolt, de 125 MW, proiectul eolian Berești al European Energy, de 117,8 MW, și proiectul eolian Crucea Est al Electrica, de 54 MW. Pentru runda 2, la momentul redactării acestui articol, nu exista încă o listă oficială completă a câștigătorilor publicată, ceea ce este, în sine, o informație relevantă: vizibilitatea asupra celor care dețin, de fapt, restul de aproximativ 2,7 GW de contracte este încă incompletă.
Prețurile din spatele megawaților
Prețul de exercitare mediu ponderat pe cele două runde a fost de 57,9 euro pe MWh, 69,3 euro pentru eolian și 43,8 euro pentru solar, dar tendința din interiorul acestei medii este semnalul cu adevărat important. Prețurile pentru solar au scăzut de la o medie de 51 euro pe MWh în runda 1 la oferte de până la 35,77 euro pe MWh în runda 2, o scădere de aproape o treime într-un singur ciclu de licitație. Eolianul a mers în direcția opusă, urcând cu aproximativ 9 euro pe MWh între runde, până la o medie ponderată de 69,3 euro, runda 2 la eolian acoperind doar circa 60% din ținta de 2 GW, pentru că ofertanții nu au fost dispuși să coboare sub aproximativ 65 de euro pe MWh.
Această divergență contează pentru riscul de livrare. Analiștii de la Energy Policy Group au semnalat că prețurile de exercitare pe 15 ani din România se ajustează la inflație o singură dată la trei ani, și doar dacă inflația cumulată depășește 10%, ceea ce înseamnă că dezvoltatorii care au licitat agresiv de jos la solar își asumă ani întregi de eroziune reală a veniturilor dacă acesta costurile cresc chiar și moderat peste plan. Îngrijorarea ridicată este directă: la anumite prețuri de exercitare pentru solar, pierderea garanției de participare la licitație ar putea deveni, din punct de vedere economic, mai rațională pentru un dezvoltator decât construirea efectivă a proiectului.
De ce 2028 este anul care contează
Aproximativ 83% din cei 4,2 GW alocați vizează 2028 ca termen de punere în funcțiune comercială, iar licitația de completare din decembrie 2025 a stabilit același termen, 2028, și pentru proiectele eoliene adăugate atunci. Această concentrare înseamnă că România nu are o dezvoltare eșalonată, pe mai mulți ani, ci o singură fereastră de construcție, comprimată, în care aproape 3,5 GW de solar și eolian trebuie să treacă simultan prin autorizare, achiziții, construcție, testare și punere sub tensiune la rețea.
Blocajul EPC și de echipamente
Actorii din piață semnalează deja constrângerile în care se va lovi această fereastră de construcție. Transelectrica a confirmat că, din 2026, racordările la rețea vor fi alocate în funcție de capacitatea disponibilă pe zone, o schimbare pe care Costel Constantin, reprezentant Transelectrica, a descris-o fără ocolișuri: disponibilitatea racordării va depinde acum de locul din țară unde se află un proiect, nu doar de momentul depunerii cererii. Transelectrica a alocat 9,5 miliarde de lei, aproximativ 2 miliarde de euro, pentru modernizarea rețelei, o parte destinată exact problemelor de stocare și de congestie care limitează deja cât de multă capacitate nouă pot absorbi rețelele locale.
Pe partea de construcție, Kamen Nedyalkov, de la SolarPRO, a semnalat un blocaj mai puțin vizibil, dar foarte real: volumul administrativ al punerii în funcțiune și înregistrării noilor centrale fotovoltaice. Dezvoltatorii fără capacitate internă suficientă pentru această documentație, a spus el, vor înregistra întârzieri strict din cauza hârtiilor, independent de stadiul real al construcției. Pe partea de finanțare, Cătălin Cepișcă, de la Raiffeisen Bank, a fost explicit despre golul de contractori în sine, cerând un grup mai mare de contractori EPC cu experiență internațională reală, și îndemnând băncile și dezvoltatorii să aducă această expertiză încă din faza de proiectare, nu după închiderea financiară, tocmai pentru a reduce riscul de execuție pe proiecte deja legate de termene fixe de punere în funcțiune.
Două moduri distincte prin care 4,2 GW alocați nu devin 4,2 GW în funcțiune
Investitorii care testează la stres acest portofoliu își asumă, de fapt, două riscuri separate care se întâmplă să cadă în același an. Primul este financiar: proiectele solare care au licitat până spre 35 de euro pe MWh s-ar putea, pur și simplu, să nu mai atingă un randament bancabil odată ce costurile reale de construcție, costurile de finanțare și un deceniu de inflație necompensată sunt incluse în calcul, ceea ce face din pierderea garanției o posibilitate reală, nu doar un scenariu extrem. Al doilea este fizic: chiar și proiectele care rămân viabile economic concurează pentru aceeași rezervă limitată de contractori EPC cu experiență internațională de livrare, aceleași lanțuri de aprovizionare cu echipamente și aceleași sloturi de racordare la rețea, limitate pe zone, toate convergând spre termenul din 2028. Un proiect poate trece testul financiar și tot poate eșua la cel fizic, și invers.
Este România un loc credibil pentru a paria pe livrare
Evaluarea sinceră este că schema CfD din România este, într-adevăr, bine construită pe partea de cerere: o garanție de preț pe 15 ani, susținere din Fondul de Modernizare al UE în valoare de aproximativ 3 miliarde de euro, și sprijin din partea BERD, care a ajutat deja la mobilizarea a aproape 1,6 miliarde de euro în finanțare din 2024 încoace, oferă dezvoltatorilor o certitudine reală a veniturilor pe care mulți vecini din regiune nu o pot oferi. Victoria Zinchuk, de la BERD, a subliniat suprasubscrierea licitației ca dovadă a unui mecanism credibil și competitiv, iar faptul că runda 2 la solar a fost suprasubscrisă, chiar și la prețuri în scădere, spune ceva despre cât de atractivă rămâne certitudinea veniturilor din România pentru capitalul internațional. Ce nu rezolvă încă schema este partea de ofertă: contractorii EPC, logistica echipamentelor și sloturile de racordare la rețea, toate fiind resurse limitate, iar piața descoperă acum că acestea nu au fost dimensionate pentru o creștere de aproape trei ori a capacității licitate între runda 1 și programul CfD complet. România arată ca un loc solid pentru a contracta venituri din regenerabile. Dacă este, în acest moment, un loc solid pentru a garanta livrarea construcției până în 2028 depinde de ce contractor EPC și de ce slot de racordare la rețea are, de fapt, fiecare proiect în parte.
Perspectiva Momentum Energy
Credem că cifra de 4,2 GW este cea mai puțin utilă informație din această poveste pentru oricine face o evaluare serioasă. Exercițiul mai util este să întrebi, proiect cu proiect, dacă un dezvoltator are un contractor EPC numit, cu experiență, sub contract, dacă comenzile de echipamente sunt plasate și programate în funcție de alocarea de rețea pe zone pe care Transelectrica o operează acum, și dacă prețul de exercitare la solar mai atinge un randament bancabil odată ce se aplică un scenariu realist de creștere a costurilor, nu doar declanșatorul de inflație de 10% la trei ani inclus în termenii CfD. Proiectele care răspund clar la toate cele trei întrebări, în mare parte cele susținute de dezvoltatori cu un proiect deja finalizat pe teren, arată ca printre cele mai credibile pariuri merchant și cvasi-merchant din regiune. Restul celor 4,2 GW rămâne, sincer, doar o cifră într-un tabel până când 2028 va dovedi altceva.
Dacă evaluați expunerea pe CfD din România, cum ponderează diligența voastră experiența contractorului EPC față de simplul preț de exercitare? Ne interesează cum separă alți investitori proiectele care vor ajunge probabil la punerea în funcțiune de cele care riscă mai degrabă să piardă garanția.
