Câștigarea unui contract pentru diferență (CfD) în România nu este linia de sosire. Este semnalul de start pentru un cronometru pe care puțini îl citesc cu atenție în documentația de licitație: o fereastră de 36 de luni de la semnarea contractului până la data punerii în funcțiune, susținută de o garanție de bună execuție care se activează în momentul în care un proiect nu reușește să pună în funcțiune cel puțin 90% din capacitatea alocată. România a alocat până acum 4,2 GW de capacitate solară și eoliană prin două runde CfD, depășind confortabil ținta de 3,5 GW. Întrebarea grea pentru oricine evaluează expunerea la aceste proiecte nu mai este dacă statul român își dorește această capacitate construită. Este dacă piața are suficientă capacitate EPC, forță de muncă calificată și echipamente, în special transformatoare și componente pentru turbine eoliene, ca să livreze la timp.
Această întrebare merită pusă acum, în 2026, cât deciziile de achiziție încă se iau, nu în 2028, când vine scadența primului val de garanții de bună execuție.
Ce a alocat, de fapt, România
Mecanismul CfD românesc este un contract bidirecțional: atunci când prețul de pe piața angro este sub prețul de exercitare, statul completează diferența către producător; atunci când prețul de piață este peste, producătorul plătește diferența înapoi. Contractele au o durată de până la 15 ani de la începerea plăților, iar schema este finanțată prin Fondul pentru Modernizare al UE.
Rezultatele de până acum arată o concurență reală pe preț. În rundele CfD derulate până acum, prețurile de exercitare pentru solar au coborât până la 35-51 euro/MWh pe bază de medie ponderată, cu mult sub plafonul de aproximativ 73-78 euro/MWh, în timp ce eolianul s-a stabilizat în jurul valorii de 65 euro/MWh, față de un plafon de 82 euro/MWh. Prima rundă, decisă în decembrie 2024, și a doua, încheiată în august 2025 cu 2.751 MW alocați, au dus totalul combinat la 4,2 GW, peste ținta inițială de 3,5 GW, pe fondul unor oferte care ar fi acoperit, potrivit presei, peste 5.500 MW de capacitate propusă. O a treia rundă, dedicată exclusiv eolianului, a mai adăugat 316 MW la finalul lui 2025. Guvernul a semnalat că restul unei ambiții mai largi, de 5 GW, urmează să fie scos la licitație.
Doar BERD a pus, din 2024, 350 de milioane de euro din capital propriu în spatele acestor licitații și a contribuit la mobilizarea a încă aproximativ 1,25 miliarde de euro în investiții suplimentare, parte a unui portofoliu românesc de aproape 12 miliarde de euro. Nu este capital speculativ. Este capital care așteaptă livrare efectivă.
Cronometrul care contează cu adevărat: termenul de punere în funcțiune
Detaliul care se pierde adesea în cifrele mari de capacitate alocată este calendarul de livrare atașat fiecărei alocări. Potrivit regulilor schemei, data țintă de punere în funcțiune a unui proiect câștigător nu poate depăși 36 de luni de la data anticipată a semnării contractului CfD. Pentru prima rundă, contractele trebuiau semnate până pe 20 ianuarie 2025, ceea ce plasează termenul de punere în funcțiune pentru acest lot undeva la începutul lui 2028. A doua rundă, încheiată în august 2025, are un orizont similar.
Dacă termenul este ratat, consecința nu este doar o întârziere. Garanțiile de bună execuție de 75.000 euro/MW pot fi executate dacă un proiect pune în funcțiune mai puțin de 90% din capacitatea alocată, iar depășirea datei țintă atrage propria penalizare contractuală, o scurtare a perioadei rămase din contract. Pentru un proiect de 200 MW, doar garanția înseamnă o expunere de 15 milioane de euro care stă în spatele calendarului de construcție.
Nu este un test teoretic. Proiectele câștigătoare din prima rundă CfD sunt deja publice în privința calendarelor de construcție, iar acestea confirmă cât de strânsă este, de fapt, fereastra. Portofoliul solar Dobrun și Sadova, de 190 MW, al norvegienilor de la Scatec, finanțat prin prima rundă CfD câștigată, a ajuns la închiderea financiară la începutul lui 2026, cu punerea în funcțiune comercială vizată pentru a doua jumătate a lui 2027, la aproximativ doi ani și jumătate de la alocare. Proiectul eolian Wind Rose, de 253 MW, al Greenvolt, din județul Ialomița, a obținut la începutul lui 2026 un pachet de finanțare de 348 de milioane de euro de la un consorțiu de șase bănci (UniCredit, Erste, Raiffeisen, Société Générale, BRD și Siemens Bank), vizând, de asemenea, punerea în funcțiune comercială în 2027. Ambele calendare se încadrează în regula celor 36 de luni, dar cu foarte puțin spațiu de manevră pentru întârzieri.
Unde se află, de fapt, riscul de livrare
Trei presiuni distincte converg spre această fereastră de construcție, și doar una dintre ele este specifică României.
Prima este aprovizionarea globală cu echipamente. Transformatoarele de putere mare, cel mai important echipament cu termen lung de livrare din orice proiect regenerabil racordat la rețea, au acum termene de livrare de 48-60 de luni în America de Nord și Europa, față de 12-14 luni înainte de pandemie, din cauza deficitului de tablă electrotehnică orientată granular, a numărului limitat de furnizori calificați de izolatoare și comutatoare sub sarcină și a unei flote globale de producători de transformatoare care operează deja la aproape 70% din capacitate. Pentru eolian, situația este similară: fabricile de pale funcționează aproape de capacitatea maximă, producția globală de nacele este estimată să rămână sub cerere în afara Chinei începând de la mijlocul acestui deceniu, iar blocajele privind fundațiile de tip monopile sunt prognozate să se intensifice în lanțul de aprovizionare european începând cu 2026. Nimic din toate acestea nu este o problemă specifică României. Este o constrângere de capacitate la nivel european, iar în cazul transformatoarelor, cu adevărat globală, pe care orice dezvoltator care construiește pe un termen fix de punere în funcțiune trebuie acum să o planifice cu ani, nu cu luni, înainte.
A doua presiune este capacitatea internă de rețea și administrativă. Transelectrica introduce în 2026 un nou sistem de alocare a capacității care va restricționa racordările noi în funcție de zonă, nu prin taxe generale de utilizare a rețelei, un răspuns direct la presiunea pe care creșterea rapidă a numărului de prosumatori a pus-o pe rețea în 2024. Contractorii EPC activi pe piață semnalează și un blocaj mai puțin vizibil, dar la fel de real: volumul pur administrativ al documentării și energizării centralelor, care poate bloca un proiect finalizat tehnic timp de săptămâni dacă respectivul contractor nu are capacitatea internă de back-office să țină pasul. Băncile care finanțează aceste proiecte au semnalat, separat, o lipsă de contractori EPC cu experiență de livrare cu adevărat internațională, mai ales pentru instituțiile care vor implicare încă din faza de proiectare pentru a reduce riscul de execuție.
A treia presiune este forța de muncă. Panourile pot fi importate, iar transformatoarele pot fi livrate, în cele din urmă, dar punerea în funcțiune a unei centrale tot are nevoie de tehnicieni instruiți, iar vocile din industrie prezente la un workshop Intersolar din 2026 au semnalat un deficit real de competențe, cu programe de formare abia începând să mute lucrători din sectoare precum mineritul spre domeniul energiei regenerabile.
Contraargumentul: baza EPC a României nu mai este ce era
Nimic din toate acestea nu înseamnă că România este o piață slabă pentru construcție. Comparația utilă nu este România față de un ideal, ci România față de alte piețe cu scheme CfD sau de licitații care se confruntă cu aceleași constrângeri globale de echipamente, iar din această perspectivă tabloul arată mai bine decât ar sugera doar lista de riscuri.
O analiză de industrie prezentată la Intersolar în 2026 a descris România ca fiind „nu mai este un outsider” în segmentul solar european, cu contractori EPC locali care au trecut de la statutul de subcontractori la cel de contractori principali, bancabili, unii dintre ei exportând deja această expertiză în Germania și Italia, păstrându-și în același timp baza în România. Capacitatea locală în domenii conexe, inclusiv producția incipientă de baterii, este de asemenea în formare, nu complet absentă. Iar partea de finanțare a pieței răspunde deja la întrebarea privind livrarea cu capital real: un consorțiu de șase bănci care garantează un proiect eolian de 253 MW pentru o punere în funcțiune în 2027, și un dezvoltator listat la bursă care duce un portofoliu solar de 190 MW la închidere financiară pe același calendar, sunt ambele pariuri că ecosistemul EPC și de rețea din România poate executa în interiorul regulii de 36 de luni, nu doar că economia contractului CfD este atractivă.
Argumentul pentru România
Concluzia onestă este următoarea. Riscul legat de echipamente din spatele celor 4,2 GW alocați de România este, în mare parte, un risc global, pe care orice piață europeană care construiește regenerabile pe un termen fix îl absoarbe în prezent, nu un defect specific României. Ce este specific României este faptul că riscul de livrare aici este neobișnuit de vizibil și deja este evaluat de capital serios, în loc să rămână ascuns în spatele unor termene de finalizare vagi. Investitorii care evaluează expunerea la acest portofoliu ar trebui să testeze, proiect cu proiect, capacitatea contractorului EPC, calendarul de achiziție pentru transformatoare și turbine, și stadiul alocării de capacitate în rețea, pentru că acest lucru cântărește acum mai mult în randament decât prețul de exercitare din contractul CfD. Din această perspectivă, o piață cu o bază EPC locală în plină maturizare, cu dovezi timpurii de finalizări în 2027 susținute bancar și cu un guvern care lucrează activ la următoarea tranșă din ambiția de 5 GW este un loc rezonabil în care riscul ascuns este mai mic decât în piețe unde există aceleași constrângeri globale de echipamente, dar cu mult mai puțină transparență despre cine construiește, de fapt, proiectele.
Perspectiva Momentum Energy
Construim proiecte fotovoltaice în România, ceea ce înseamnă că fereastra de 36 de luni descrisă mai sus nu este pentru noi o abstracție, ci un calendar pe care îl gestionăm pe fiecare proiect activ. Ce am spune oricărui investitor care se uită la acest portofoliu este simplu: tratați data alocării CfD ca prima zi a unei evaluări de risc de construcție, nu ca prima zi a unui model de venituri. Întrebați-vă partenerul EPC, înainte să întrebați despre prețul de exercitare, când au fost comandate transformatoarele și componentele cu termen lung de livrare și dacă echipa lor de documentare și punere în funcțiune poate, efectiv, să țină pasul cu graficul de șantier. Dezvoltatorii care tratează achiziția de echipamente ca activitate de anul unu, nu ca pe o discuție amânată pentru anul doi, sunt cei care vor atinge datele de punere în funcțiune din 2027 și 2028, nu cei care vor înregistra pierderi din garanții de bună execuție executate.
Dacă evaluați o expunere la proiecte CfD din România și vreți o analiză clară a riscului de livrare din spatele unui proiect sau portofoliu anume, vă stăm la dispoziție.