Bateriile rezolvă ore. Tarnița poate rezolva problema flexibilității de peste noapte a României.

Piața de stocare energie electrică din România crește rapid, dar crește scurt. Hidrocentrala Tarnița Lăpuștești este primul răspuns credibil pentru partea din zi pentru care bateriile nu au fost niciodată dimensionate.

Golul pe care nimeni nu îl trece în model

România a construit o piață de baterii stocare energie în aproximativ optsprezece luni. Capacitatea instalată a urcat de la circa 138 MW și 269 MWh la aproape 500 MW și 914 MWh, depășind pragul de 1 GWh, cu aproximativ 600 MW dispecerizabili la finalul lui 2025 și un pipeline de proiecte care trece acum de 9 GW. Este o performanță reală și merită atenția pe care o primește.

Este însă, în medie, un parc de 1,8 ore.

Uitați-vă la ce face efectiv ziua energetică românească. Într-o zi recentă de tranzacționare, prețul mediu pe bursă energie electrică la OPCOM a fost undeva între 109 și 115 euro pe MWh, dar media este cel mai puțin interesant număr din pagină. Prețurile au coborât la 1 euro pe MWh după-amiaza și au atins 199,10 euro pe MWh seara. În martie, producția solară comercială a atins un record de 2.048 MW în jurul prânzului, acoperind aproximativ o treime din consumul instantaneu, iar piața pentru ziua următoare a înregistrat la scurt timp primele intervale orare cu preț negativ din 2026.

O baterie de două ore monetizează foarte bine vârful de seară. Ce nu face este să ducă sistemul energetic național de la apus până la rampa de dimineață. Acesta este intervalul pe care România îl acoperă astăzi cu importuri și cu grupuri termo pe care intenționează să le retragă. Este o problemă de durată deghizată în problemă de putere instalată, iar aproape nimic din ce se finanțează astăzi în România nu este dimensionat pentru ea.

Ce s-a schimbat efectiv în ianuarie 2026

Pe 27 ianuarie 2026, adunarea generală extraordinară a acționarilor Hidroelectrica a aprobat înființarea unei societăți mixte 50-50 cu EDF Power Solutions International pentru dezvoltarea Centralei Hidroelectrice cu Acumulare prin Pompaj Tarnița Lăpuștești, de 1.000 MW, pe Someșul Cald, în județul Cluj. Acționarii au aprobat și Acordul Acționarilor care guvernează vehiculul comun.

Citiți structura, nu titlul. Colaborarea se desfășoară în patru faze: prefezabilitate, fezabilitate, inclusiv studiul de racordare la sistemul energetic național și obținerea avizelor, implementare și construcție, apoi operare și monitorizare. Faza 1 are un buget de 400.000 de euro, suportat în cote egale de cei doi parteneri, și acoperă colectarea datelor de pe amplasament, o evaluare inițială a terenului și studiul de prefezabilitate. Nu există decizie finală de investiție, iar hotărârea acționarilor a fost explicită că nu se asumă niciuna.

Cea mai importantă linie comercială din tot dosarul este condiția pusă de partea franceză. Documentația de fundamentare a Hidroelectrica arată că EDF a solicitat adoptarea unui cadru de reglementare pentru o schemă de venituri de sprijin aferentă proiectului, numind explicit rezervarea de capacitate, un contract pentru diferență sau un feed-in tariff, pentru justificarea deciziei de a continua. În termeni simpli: cel mai mare utility din Europa nu finanțează un activ merchant de peste un miliard de euro în România pe designul actual de piață. Vrea mai întâi un prag de venit scris în lege.

În aceeași ședință a fost aprobată și achiziția de consultanță juridică pentru un due diligence privind preluarea, la punerea în funcțiune, a unui al doilea proiect de acumulare prin pompaj: CHEAP Frasin-Pângărați, de 300 MW, pe Bistrița, dezvoltat de Hydro Blue Energy, cu un termen optimist de 2030.

Numărul care schimbă termenii comparației

Configurația pe care hidrocentrala Tarnița o poartă din studiul de fezabilitate din 2008, actualizat în 2014, este de patru grupuri reversibile de câte 250 MW. Producția anuală a fost estimată la 1.625 GWh, față de 2.132 GWh consumați în pompaj, ceea ce dă un coeficient de conversie, adică un randament round-trip, de 0,76.

Aceste două cifre fac mai multă muncă analitică decât orice comunicat. Derivat din ele, centrala mută aproximativ 4,45 GWh într-o zi medie. La 300 de cicluri pe an, un ciclu înseamnă undeva la 5,4 GWh. Adică aproximativ cinci ore de descărcare la puterea nominală de 1 GW.

Acum păstrați energia constantă și scădeți puterea. Rulați un singur grup de 250 MW în loc de patru și același volum stocat livrează aproape douăzeci de ore. Această flexibilitate între putere și durată este diferența structurală dintre un lac de acumulare și un rack de baterii, și este motivul pentru care cuvântul overnight are ce căuta în această discuție. Tarnița nu este un activ de douăsprezece ore în sensul în care este o cavernă de hidrogen. Este o mașină care poate alege să fie un activ de cinci ore și 1 GW într-o seară tensionată sau un activ de douăzeci de ore și 250 MW într-o noapte fără vânt.

Pentru scară: un singur ciclu al hidrocentralei Tarnița mută de aproximativ două ori capacitatea totală de energie pe care schema de 150 de milioane de euro din Fondul pentru Modernizare este proiectată să o contracteze pentru baterii, respectiv minimum 2.174 MWh la nivelul întregului program național. Zilnic.

Două rezerve oneste. Cifrele de durată sunt derivate din parametri de proiectare revizuiți ultima dată în 2014, nu dintr-o specificație curentă, iar faza de prefezabilitate există exact pentru a-i actualiza. Și o centrală care poate rula douăzeci de ore nu este același lucru cu o centrală dispecerizată douăzeci de ore, ceea ce depinde integral de forma prețului cu care se confruntă.

Ce face 1 GW de stocare de lungă durată asupra calculului merchant

Aceasta este partea care contează pentru oricine construiește un business case pe venituri din stocare energie electrică în România după 2030.

• Comprimarea spread-ului. Bateriile din România monetizează diferența zi-noapte, iar acest spread se lărgește pe măsură ce solarul de prânz se adâncește. Tarnița monetizează același spread, la un volum capabil să aplatizeze exact curba din care se hrănește. Orice model care proiectează venituri din arbitraj pentru anii 2030 pornind de la spread-urile din 2026, fără o senzitivitate Tarnița, proiectează curba greșită.
• Saturarea serviciilor de sistem vine prima și vine fără Tarnița. Cu peste 9 GW în pipeline și peste 2 GW așteptați operaționali până la finalul lui 2026, piața de echilibrare și rezervele de frecvență se vor aglomera cu mult înainte ca o centrală cu acumulare prin pompaj să fie pusă în funcțiune. Business case-urile merchant construite majoritar pe servicii de sistem se confruntă cu această compresie indiferent de ce se întâmplă la Cluj.
• Serviciile pe care bateriile le vând prost. Inerția sincronă, reglajul de tensiune și capabilitatea de black start au fost menționate explicit în evaluarea oficială a proiectului, alături de restaurarea sistemului după un blackout. Acestea sunt structural sub-monetizate în piața românească de astăzi. Este un gol de design de piață, nu unul tehnologic, iar închiderea lui mută valoarea către mașini sincrone.
• Arbitrajul de durată urcă în gamă. Comparațiile tehnologice publicate pun litiu-ion în avantaj sub aproximativ patru ore și la ciclare moderată, iar acumularea prin pompaj în avantaj peste opt ore, cu diferența care se lărgește pe măsură ce durata crește. Dacă Tarnița se construiește, nișa durabilă pentru baterii în România se îngustează către produse rapide, scurte, cu ciclare intensă, către shifting-ul solarului co-locat și către flexibilitate la nivel de distribuție. Este o afacere perfect bună, doar că este alta decât cea descrisă în multe prezentări de astăzi.

 

Argumentele contra, spuse corect

Obiectivitatea nu este aici un ornament. Proiectul are un istoric de livrare neobișnuit de prost, iar a pretinde altceva ar fi un deserviciu pentru oricine alocă capital.

• Cincizeci de ani de nelivrare. Schema datează din anii `70, a fost studiată în 1993 și 1994, aprobată din nou în 2019, considerată nejustificată economic de Ministerul Energiei în 2020, iar compania de proiect Hidro Tarnița a intrat în faliment în 2023. Două licitații pentru studiul de fezabilitate au eșuat din lipsă de oferte conforme.
• Nu există decizie finală de investiție, iar condiția pentru una nu există încă. România nu a legiferat o rezervare de capacitate, un contract pentru diferență dedicat stocării sau o plată de disponibilitate pentru active de lungă durată.
• Faza 1 înseamnă 400.000 de euro pentru un proiect evaluat ultima dată la peste 1 miliard de euro, cu o estimare de 1,15 miliarde atașată aprobării din 2019 și 1,3 miliarde citate în alte surse. Aceste cifre sunt anterioare inflației costurilor de construcție din ultimii cinci ani.
• Cinci până la șapte ani de construcție după un FID pozitiv. Chiar și pe un traseu agresiv, prima energie comercială este un eveniment de la mijlocul anilor 2030. Nimic din acest proiect nu ajută golul de flexibilitate din 2027 până în 2030.
• Randament round-trip de 0,76 față de valori de peste 85 la sută pentru litiu-ion nou. Tarnița returnează circa 24 la sută din throughput ca pierdere de pompaj, unde o baterie modernă returnează aproximativ 12. Penalizarea este severă când energia de încărcare este scumpă și aproape irelevantă când energia de încărcare este gratuită sau cu preț negativ, adică exact direcția în care se îndreaptă prânzul românesc.
• Hidrologia și regimul apei. România a văzut deja anul acesta deficite hidro care au tensionat alimentarea regională, iar cadrul de concesionare a perimetrelor de apă pentru proiectele CHEAP a fost clarificat abia recent.

 

De ce România este un loc credibil pentru stocare de lungă durată

Lăsați istoricul proiectului deoparte și evaluați amplasamentul pe merit. Dovezile sunt mai bune decât sugerează palmaresul.

• Jumătate din lucrările civile există deja. Lacul Tarnița este construit și în operare. Scopul fazei de prefezabilitate acoperă explicit rezervorul inferior plus posibile rezervoare superioare, ceea ce este un profil de risc semnificativ diferit față de un greenfield cu două rezervoare.
• Operatorul este deja la scară. Hidroelectrica operează 188 de hidrocentrale și peste 6,3 GW putere instalată, asigură aproximativ 27 la sută din producția națională și este a doua cea mai mare companie românească după capitalizare bursieră, cu acțiuni Hidroelectrica listate la BVB sub simbolul H2O. România operează deja cinci grupuri de pompaj însumând 91,5 MW, deci operarea reversibilă nu este o disciplină necunoscută, ci doar o scară necunoscută. Compania a anunțat separat investiții de peste 500 de milioane de euro în proiecte de stocare.
• Semnalul de preț se ascute conform calendarului. Capacitatea fotovoltaică racordată a ajuns la aproximativ 3,34 GW în aprilie 2026, numărul de prosumatori a depășit 359.000 cu peste 4 GW instalați la finalul lui iunie, iar țara este așteptată să treacă de 7 GW de solar total. Un prag de 1 euro pe MWh la prânz și vârfuri de seară aproape de 199 de euro pe MWh nu sunt o anomalie de gestionat, ci sunt chiar stiva de venituri pentru orice activ care poate muta energie peste apus.
• Semnalul de cerere este cuantificat oficial și neacoperit. Transelectrica estimează că integrarea capacităților regenerabile planificate necesită între 10 și 20 GWh de stocare până în 2030. Apelul național pentru baterii contractează minimum 2.174 MWh. Chiar și un parc de baterii de 2 GW livrat integral nu închide singur un gol de 10 până la 20 GWh. Aritmetica indică lungă durată, indiferent dacă politica publică o face sau nu.
• Fereastra de politică publică este deschisă chiar acum. Statele membre au fost obligate să depună evaluările privind nevoile de flexibilitate până la 1 iulie 2026, cu ținte de stocare la începutul lui 2027 și scheme de ajutor de stat construite pe baza acelor evaluări începând din 2027. Exact acesta este traseul legitim prin care cadrul de venituri cerut de EDF poate fi creat. România a mutat deja stocarea în legislația primară, în regulile de licențiere ANRE și în mecanismul de alocare a capacității de rețea prin licitație, intrat în vigoare la 1 ianuarie 2026.
• Banii europeni curg vizibil către această clasă de active. În ianuarie 2026, Mecanismul pentru Interconectarea Europei a acordat 243 de milioane de euro către două proiecte de acumulare prin pompaj, aproape 40 la sută din alocarea totală de energie a acelui apel, dintre care 180 de milioane pentru proiectul Aguayo II de 1 GW din Spania. Un nou apel CEF pe energie era planificat pentru trimestrul al doilea din 2026. Sectorul hidro european și Eurelectric fac lobby susținut pentru un cadru dedicat lungii durate, iar Paris Pledge identifică un pipeline de aproximativ 35 GW la nivel continental.
• Nodul este un activ regional, nu doar național. Clujul se află în nord-vest, aproape de dezvoltarea de energie regenerabilă din Transilvania, într-o zonă de ofertare cuplată sincron cu Ungaria, Bulgaria, Serbia și Ucraina. Energia stocată în România este vandabilă într-o regiune care este deficitară exact în orele în care Tarnița ar descărca.
• Nu este un monument, este o categorie. Frasin-Pângărați, de 300 MW, dezvoltat privat cu o rută de preluare de către stat, dă României un al doilea proiect de acumulare prin pompaj și începutul unui argument de lanț de furnizori intern.

 

România nu va fi cel mai ieftin loc din Europa pentru a construi acumulare prin pompaj. Ar putea fi însă unul dintre puținele locuri în care lacul, operatorul, forma prețului, interconectarea și fereastra de reglementare se aliniază în același deceniu.

Ce urmărim de aici până la FID

1. Dacă studiul de prefezabilitate este livrat la termen sau alunecă. Un studiu de 400.000 de euro care întârzie este cel mai ieftin semnal de avertizare timpurie posibil.
2. Dacă evaluarea românească a nevoilor de flexibilitate numește explicit lunga durată și dacă ținta de stocare de la începutul lui 2027 este exprimată în ore, nu doar în MW și MWh.
3. Dacă o rezervare de capacitate, un contract pentru diferență dedicat stocării sau o plată de disponibilitate intră în legislația românească. Fără asta nu există FID, iar restul este procedură.
4. Dacă Tarnița reintră în scenariile Planului de Dezvoltare a RET al Transelectrica. A fost exclusă din planul 2022-2031 din lipsă de informații despre proiect, ceea ce este o măsură discretă dar precisă a încrederii instituționale.
5. Dacă societatea mixtă depune la următorul apel CEF pe energie și dacă proiectul urmărește statutul de Proiect de Interes Comun.
6. Ce concluzionează prefezabilitatea despre durată. Dacă proiectarea urcă peste șase ore, argumentul de valoare pentru sistem se întărește semnificativ, iar întrebarea despre canibalizarea bateriilor devine mai ascuțită.

 

Perspectiva Momentum Energy

Încadrarea de tip acumulare prin pompaj versus baterii este dezbaterea greșită și este exact dezbaterea pe care piața românească o poartă în continuare. Cele două tehnologii nu concurează pentru aceleași ore. Concurează pentru aceleași bilanțuri, iar asta este o problemă foarte diferită.

Poziția noastră este simplă. Bateriile rămân instrumentul corect pentru următorii cinci ani în România, pentru că sunt singura clasă de active care poate fi autorizată, finanțată și pusă sub tensiune în interiorul ferestrei actuale de preț, și pentru că apelul din Fondul pentru Modernizare care se deschide la 1 septembrie 2026 face următoarele douăsprezece luni neobișnuit de favorabile. Nimic din ce ține de Tarnița nu schimbă asta.

Dar oricine construiește venituri merchant pentru baterii după 2032 pe o extrapolare a spread-urilor din 2026 modelează o piață pe care un singur proiect aprobat o poate remodela. Nu este un motiv să eviți bateriile. Este un motiv să introduci un scenariu Tarnița în cazul pesimist, să ponderezi mai puternic veniturile contractate și pe cele din servicii de sistem în partea finală a modelului și să încetezi să presupui că raritatea duratei este permanentă.

În privința amplasamentului, dovezile susțin România mai mult decât o face istoricul proiectului. Rezervorul inferior există, operatorul rulează 6,3 GW, interconectarea face producția vandabilă regional, iar țara are un gol cuantificat de 10 până la 20 GWh pe care bateriile singure nu îl vor închide. Ce îi lipsește României nu este geologia, ingineria sau cererea. Îi lipsește un cadru de venituri pentru lungă durată, iar ciclul european de evaluare a flexibilității tocmai i-a oferit o fereastră legitimă ca să îl scrie.

Aceasta este întreaga decizie. Dacă România legiferează un prag de venit pentru stocarea de lungă durată în fereastra de ajutor de stat din 2027, Tarnița devine unul dintre cele mai investibile proiecte de acumulare prin pompaj din Europa Centrală și de Est, iar ipotezele merchant din spatele fiecărui model de baterii din România trebuie revizuite. Dacă nu, rămâne ce a fost timp de cincizeci de ani: un amplasament excelent, fără un cumpărător bancabil pentru ce produce.

Preferăm ca investitorii români și regionali să fie devreme la această întrebare, nu surprinși de ea.