Schema de contracte pentru diferență (CfD) din România este cel mai bun lucru care s-a întâmplat pentru bancabilitatea proiectelor solare românești. Le oferă dezvoltatorilor un preț garantat pe 15 ani, a atribuit 2,75 GW de energie solară și eoliană ieftină într-o singură rundă de licitație și este motivul pentru care capitalul internațional tratează acum țara ca pe o piață serioasă.
De asemenea, transformă discret stocarea propriei energii solare într-o decizie care produce pierderi.
Nu este o greșeală de tipar și nu este un scandal. Este un detaliu de proiectare îngropat în regulile de decontare, rareori explicat în prezentările de investiții, și schimbă deja modul în care cei mai sofisticați dezvoltatori își structurează proiectele. Dacă evaluați o investiție solară din România în 2026, acesta este mecanismul pe care trebuie să îl înțelegeți înainte de a desena schema monofilară.
Cum funcționează CfD-ul bidirecțional
România operează un CfD bidirecțional (cu dublu sens) în baza Hotărârii de Guvern 318/2024. Un proiect ofertează un preț de exercitare într-o licitație competitivă organizată de Transelectrica, iar timp de 15 ani operatorul pieței OPCOM decontează diferența dintre acel preț de exercitare și un preț de referință.
Prețul de referință este media ponderată a prețurilor de pe piața românească pentru ziua următoare (PZU) pentru tehnologia respectivă. Decontarea funcționează în ambele sensuri. Când prețul de referință este sub prețul dumneavoastră de exercitare, primiți diferența. Când este peste prețul de exercitare, plătiți diferența înapoi. Această structură bidirecțională este cea care protejează consumatorii și reduce costul capitalului și este motivul pentru care schema funcționează.
Mai contează două reguli aici. În primul rând, pentru orice interval de decontare în care prețul de referință este negativ, beneficiarul nu primește nicio plată CfD. În al doilea rând, beneficiarii trebuie să își direcționeze toată producția sprijinită prin CfD către piețele organizate, cu excepția energiei folosite pentru consumul tehnologic propriu. Regula prețurilor negative este un design bun: împiedică statul să plătească producătorii pentru a inunda un sistem deja cu ofertă excedentară. Rețineți-o, pentru că acolo se ciocnește stocarea de schemă.
Defectul: CfD-ul nu plătește pentru energia stocată
Iată detaliul care remodelează economia proiectului.
Potrivit Energy Policy Group, energia electrică produsă de o centrală solară sau eoliană, stocată într-o baterie, descărcată și apoi injectată în rețea nu poate fi luată în calcul pentru plățile CfD. CfD-ul se decontează pe baza producției din surse regenerabile livrate pe măsură ce este generată. În momentul în care un megawatt-oră trece printr-o baterie co-amplasată, își pierde garanția prețului de exercitare și devine complet expus pieței (merchant).
Acum suprapuneți regulile una peste alta și urmăriți stimulentul.
Dacă stocați energia solară de la prânz și o descărcați seara, ați scos acea energie complet din CfD. Ați schimbat un preț garantat pe 15 ani cu un preț de piață volatil și ați plătit pentru acest privilegiu o pierdere de eficiență la ciclul complet (round-trip) de aproximativ 10 până la 15%. Mai rău, în cadrul decontării bidirecționale, descărcarea în prețurile mai mari de seară are loc exact atunci când prețul de referință se află peste prețul dumneavoastră de exercitare, adică atunci când ați plăti bani înapoi. Iar în timpul orelor de prânz cu prețuri negative, când un operator merchant ar dori cel mai mult să stocheze, CfD-ul nu vă plătește oricum nimic pentru acel interval, așa că nu există nicio valoare CfD de protejat prin stocare.
Pe scurt: în cadrul CfD-ului, mișcarea rațională este să împingi fiecare megawatt-oră în rețea în clipa în care panourile îl produc, chiar și într-un prânz cu preț negativ, în loc să îl stochezi pentru mai târziu. Schema nu doar că nu recompensează stocarea. Pe volumul contractat, o penalizează activ. CfD-ul din România te plătește să nu stochezi energie.
De ce nu este o simplă notă de subsol: prețurile negative și reducerea forțată a producției se apropie rapid
Aceasta ar fi o curiozitate academică dacă energia solară din România ar depăși rareori cererea de la prânz. Acea eră s-a încheiat.
Capacitatea solară instalată a României a depășit 7 GW în 2025, cu aproape 290.000 de prosumatori care au adăugat încă 3,35 GW până la finalul lunii noiembrie. La începutul lui 2026, producția solară comercială a atins un record de circa 2.048 MW, iar țara a înregistrat primele ore cu prețuri negative pe piața pentru ziua următoare. Aceste episoade nu mai sunt limitate la weekendurile însorite. Într-o zi lucrătoare recentă, prețurile au fost negative în cinci dintre orele cuprinse între 11:00 și 16:00, coborând aproape de minus 6 euro pe MWh, în timp ce vârful de seară, fără soare, a urcat la aproximativ 198 de euro pe MWh.
Această formă intrazilnică este întreaga poveste. La nivelul UE, prețurile negative au devenit structurale în 2025, ajungând la aproximativ 6% din totalul orelor pe piețe precum Franța, Germania, Țările de Jos și Spania, potrivit AIE. O analiză Synertics care acoperă unsprezece piețe europene a constatat că, deși ponderea orelor cu prețuri negative din România este încă mai mică decât în Europa de Vest, adâncimea acelor evenimente este mai severă, în intervalul de minus 7 până la minus 10 euro pe MWh, și că România se află pe primul loc în întregul set de date al UE la ecartul mediu zilnic de preț. Media sa pe PZU în 2025 a fost de aproximativ 110 euro pe MWh, cu un ecart zilnic maxim de circa 168 de euro pe MWh.
Citiți aceste două fapte împreună. Fiecare oră cu preț negativ sau cu reducere forțată a producției este o oră în care o baterie merchant câștigă cel mai bine, iar un megawatt-oră solar blocat în CfD nu câștigă nimic. Distanța dintre cele două nu este stabilă. Se lărgește cu fiecare gigawatt de energie solară pe care România îl adaugă.
Cum structurează capitalul inteligent în jurul acestei probleme
Răspunsul sofisticat nu este să eviți CfD-ul și nici să eviți stocarea. Este să nu le mai pui să împartă aceeași sursă de venit.
Structura care se conturează separă clar cele două logici. Componenta solară, sau o parte fermă din ea, intră sub CfD pentru a obține un prag minim garantat (floor), bancabil, pe 15 ani, pe producția livrată pe măsură ce este generată. Bateria se află în afara perimetrului CfD, ca activ contorizat separat, liberă să arbitreze ecartul intrazilnic și să cumuleze venituri din servicii de sistem fără a declanșa recuperarea sumelor (clawback) sau a-și pierde eligibilitatea. În practică, aceasta înseamnă să nu direcționezi energia solară sprijinită prin CfD prin baterie, să lași bateria să se încarce din rețea sau din energia pierdută prin clipping și din cea redusă forțat, care oricum nu ar aduce venit din CfD, și să o descarci în vârful de seară pur și simplu ca activ merchant.
Motivul pentru care bateria are nevoie de această libertate se vede în cifre. Modelarea realizată de DNV pe baza PLEXOS pentru dispecerizarea din România a estimat venitul anual total al unei baterii în intervalul de aproximativ 120 până la 180 de euro pe kilowatt de capacitate instalată, determinat în mare măsură de ecarturile zilnice ridicate, la care se adaugă substanțial piețele de echilibrare. Prețurile medii pentru Rezerva de restabilire a frecvenței cu activare automată (aFRR) au fost în jur de 9 euro pe MW pe oră, iar cele pentru Rezerva de menținere a frecvenței (FCR) în jur de 70 de euro pe MW pe oră. Niciun ban din acest venit nu este disponibil pentru o baterie a cărei producție este înghițită într-un CfD bidirecțional.
Fluxul de tranzacții urmează deja această logică. Bateriile de sine stătătoare avansează la scară mare, precum proiectul BRADU al El-Mor, de 203 MW / 800 MWh, în Argeș, și proiectul-soră BRAZI, în Prahova. Se construiesc proiecte hibride în care bateria este separată (ring-fenced) de ruta către piață a componentei solare, precum proiectul de 230 MW al RGreen Invest, care combină 150 MW de energie solară cu 80 MW de stocare. Renalfa a achiziționat o centrală solară de 365 MW împreună cu o baterie de sine stătătoare de 400 MW / 800 MWh, cu intenția de a le comasa într-un singur cluster. European Energy, constructorul celei mai mari centrale solare din România în 2025, a declarat că bateriile vor deveni standard în toate proiectele sale din România. Firul comun este o baterie care își păstrează libertatea comercială în loc să o cedeze CfD-ului.
Ce înclină și mai mult balanța către această structură
România a petrecut ultimul an eliminând fricțiunile care făceau greu de finanțat componenta de stocare merchant, adică tocmai componenta pe care CfD-ul o lasă deoparte.
În iulie 2025, ANRE a eliminat dubla taxare a energiei electrice stocate. Energia ciclată printr-o baterie și reintrodusă în rețea este acum scutită de componenta de extracție a tarifului de transport, de tariful de distribuție, de tariful pentru serviciile de sistem și de obligația certificatelor verzi. Doar autoconsumul bateriei și pierderile acesteia rămân supuse tarifelor standard. Președintele ANRE a formulat-o tranșant, spunând că țara nu poate construi un sistem rezilient cu reguli care penalizează inovația. De la 1 ianuarie 2026, România a trecut și alocarea capacității de rețea pentru amplasamente de cel puțin 5 MW la un proces bazat pe licitații, care recunoaște explicit stocarea de sine stătătoare și stocarea cuplată cu producția, ceea ce face structurile izolate mai ușor de autorizat. În plus, o schemă de ajutor de stat de 150 de milioane de euro, aprobată de Comisia Europeană în martie 2026, susține cel puțin 2.174 MWh de capacitate nouă de stocare de sine stătătoare.
Tiparul este consecvent. România reduce activ riscul pentru stocarea merchant și de sine stătătoare, în timp ce CfD-ul său ține acea stocare la distanță. Pentru un investitor, aceste două fapte indică aceeași structură.
Constrângerile și interpretarea corectă
Câteva rezerve mențin lucrurile echilibrate.
CfD-ul nu este defect. A adus în sistem gigawați de capacitate regenerabilă ieftină, iar regula prețurilor negative care contribuie la crearea acestui paradox este o protecție solidă a consumatorilor, nu o eroare. Defectul este îngust și specific: energia stocată este exclusă de la plățile CfD. De asemenea, nu este unic pentru România. CfD-urile bidirecționale de primă generație din întreaga Europă se confruntă cu aceeași tensiune între recompensarea producției livrate pe măsură ce este generată și recompensarea flexibilității de care are nevoie rețeaua, motiv pentru care atât reforma pieței din Regatul Unit, cât și procesul UE de reproiectare a pieței de energie electrică se învârt în jurul acestei probleme. România se află pe această frontieră și a arătat deja disponibilitatea de a corecta bariere adiacente, așa cum o dovedește reforma dublei taxări.
Există și un risc real în structura însăși. Menținerea bateriei ca activ merchant înseamnă acceptarea volatilității pieței și a dependenței de nodul de rețea, fără un prag minim contractat pe termen lung pentru stocare, deoarece România nu are încă un mecanism dedicat de venituri pentru stocare. Separarea protejează bancabilitatea componentei solare, dar lasă bateria expusă ciclurilor de piață și calității poziției sale în rețea. Iar calculul s-ar putea schimba din nou: dacă România urmează sugestia Energy Policy Group și permite stocării co-amplasate să opteze pentru păstrarea eligibilității CfD, structura optimă s-ar modifica. Investitorii care proiectează astăzi ar trebui să păstreze această opționalitate deschisă.
Perspectiva Momentum Energy
Considerăm că defectul este real și credem că este cel mai bine citit ca un indicator, mai degrabă decât ca un avertisment.
CfD-ul îți spune, în termenii cei mai clari cu putință, unde se află fiecare tip de valoare. Veniturile contractate și bancabile se află în energia solară livrată pe măsură ce este generată. Valoarea flexibilității se află pe piața merchant. Structura de proiect câștigătoare nu se luptă cu această împărțire. Se construiește de-a lungul ei, plasând componenta solară sub pragul CfD și lăsând bateria să urmărească ecartul.
Ceea ce face România atractivă este că este, fără îndoială, cel mai bun loc din UE pentru a rula exact această separare. Obții un prag minim garantat prin CfD pentru componenta solară și obții cele mai mari ecarturi intrazilnice din UE, potrivit datelor Synertics, pentru bateria merchant, plus un val de reforme, de la eliminarea dublei taxări a stocării la o alocare a capacității de rețea care ține cont de stocare și până la sprijinul prin granturi, care reduc riscul componentei merchant pe care CfD-ul o ignoră. Este neobișnuit să găsești un prag contractat și un potențial de câștig merchant de cel mai înalt nivel disponibile pe aceeași piață, structurate prin același proiect.
Am însoți acest lucru cu realism. Este inginerie, nu alchimie. Necesită contorizare atentă și proiectarea perimetrului, o evaluare onestă a riscului merchant al bateriei și disciplină în privința nodului de rețea. Dacă greșești structura, fie pierzi valoarea din CfD, fie rămâi cu bateria blocată economic. Dacă o faci corect, puține piețe din Europa oferă această combinație.
Așadar, nu citiți „CfD-ul din România te plătește să nu stochezi” ca pe un motiv de a sta departe. Citiți-l ca pe manualul de instrucțiuni pentru cum să construiți aici. Capitalul inteligent deja o face.
