România a devenit una dintre cele mai atent urmărite piețe de energie regenerabilă din Europa, și pe bună dreptate. Energia solară se extinde rapid, cadrul de politici devine tot mai favorabil investițiilor, iar țara trece clar de la „potențial” la „execuție”. Transelectrica afirmă că, în 2024, au fost adăugați 581 MW de capacitate fotovoltaică în centrale licențiate, în timp ce capacitatea prosumatorilor ajunsese deja la 2.336 MW la 1 decembrie 2024. Prima licitație CfD a României a transformat, de asemenea, interesul în angajamente, atribuind 432 MW de solar și 1.096 MW de eolian în decembrie 2024.
Dar atunci când o nouă oportunitate în domeniul regenerabilelor din România ajunge pe biroul tău, ce ar trebui să auditezi cu adevărat mai întâi?
Este vorba despre dimensiunea pipeline-ului din titluri? Despre rețea? Sau despre prețul proiectat al energiei?
La prima vedere, dimensiunea pipeline-ului poate părea punctul de plecare evident. La urma urmei, o piață cu zeci de gigawați de proiecte anunțate sau aprobate pare o piață cu un impuls puternic de execuție. Și prețul pare esențial, mai ales într-o țară în care așteptările privind veniturile s-au îmbunătățit datorită cadrului CfD și unui mediu de comercializare mai matur.
Dar, în România de astăzi, prima și cea mai importantă întrebare de audit este adesea mai simplă:
Cât din acel pipeline a avansat efectiv suficient pentru a deveni construibil?
De aceea, în multe cazuri românești din solar și stocare, cea mai inteligentă ordine a procesului de due diligence este:
Mai întâi maturitatea proiectului. Apoi rețeaua. Pe locul trei, prețul și ruta către piață.
Nu pentru că riscurile de rețea și de preț ar fi mai puțin importante, ci pentru că ambele devin mult mai greu de evaluat corect dacă megawații în cauză sunt încă, în mare parte, doar „MW pe hârtie”.
De ce dimensiunea pipeline-ului nu ar trebui să fie primul tău filtru
Orice investitor în regenerabile analizează în cele din urmă dimensiunea pipeline-ului. Dar România este o piață în care cifra totală de MW din titluri poate fi profund înșelătoare dacă este luată ca atare.
Fotografia ANRE (Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei) de la 1 ianuarie 2026 arată 1.436 de proiecte regenerabile de cel puțin 1 MW cu avize tehnice de racordare valabile, totalizând 78.094 MW. Sună enorm. Dar același set de date arată un filtru mult mai îngust dedesubt: 45.941 MW aveau contracte de racordare semnate, 25.700 MW aveau atât contracte de racordare, cât și autorizații de construire, iar doar 7.434 MW obținuseră și autorizația de înființare de la ANRE. Cu alte cuvinte, coada totală din titluri nu este o prognoză de construire. Este un amestec de proiecte aflate în stadii foarte diferite de seriozitate și probabilitate.
Această distincție contează deoarece România arată deja decalajul dintre amploarea anunțată și capacitatea efectiv livrată. Potrivit datelor ANRE publicate în ianuarie 2025, 77 de proiecte regenerabile, totalizând 950 MW, au fost puse în funcțiune în 2024. Estimarea ANRE pentru cohorta mai avansată din 2025 era de 2.712 MW, pe baza proiectelor cu contracte de racordare încheiate, autorizații de construire depuse la operatori și autorizații de înființare deja emise. Acesta este un impuls real. Dar este totuși foarte diferit de a presupune că întreaga coadă de proiecte aprobate este la fel de finanțabilă sau la fel de probabil să fie construită.
Există, de asemenea, o mare diferență între un proiect care și-a asigurat un loc în coada administrativă și un proiect care a trecut suficiente etape pentru a merita pondere în evaluarea investițională.
Așadar, da, dimensiunea pipeline-ului contează. Contează întotdeauna.
Dar dacă proiectul se află încă în partea de sus a filtrului, cifra totală de MW din titlu poate crea mai mult zgomot decât claritate.
De ce maturitatea proiectului merită să fie auditată prima
Aici cazurile românești din regenerabile devin cu adevărat concrete.
România are un impuls clar în implementarea proiectelor regenerabile, dar maturitatea documentară rămâne una dintre cele mai importante linii de separare între proiectele care arată impresionant pe o hartă de piață și proiectele care rezistă în fața unui comitet de investiții.
Politicile evoluează în direcția corectă, iar acest lucru este încurajator. România are acum un cadru CfD funcțional. Regulatorul a aprobat, de asemenea, un mecanism de alocare prin licitație a capacității de rețea pentru proiectele de 5 MW și peste, începând cu 1 ianuarie 2026, în timp ce a înăsprit regulile privind garanțiile financiare pentru cererile mai mari de racordare. Toate acestea indică, în timp, o structură de piață mai disciplinată.
Dar, pentru un proiect individual, întrebarea este mult mai specifică.
Nu „Are România un pipeline mare de regenerabile?”, ci mai degrabă: Unde se află exact acest proiect în filtrul real de conversie?
Are doar un ATR? A semnat contractul de racordare? Are autorizație de construire? A obținut autorizația de înființare de la ANRE? Sunt datele credibile sau doar nominale? Acesta este primul audit real.
Acestea nu mai sunt detalii secundare. Sunt elemente centrale ale valorii proiectului.
Iar piața arată deja de ce. Datele proprii ale ANRE comprimă puternic coada din titluri pe măsură ce treci de la aprobare la contract, de la contract la autorizația de construire și de acolo la autorizația de înființare. Odată ce acest filtru devine vizibil, „MW pe hârtie” nu mai arată ca o capacitate efectivă și începe să arate ca o opționalitate.
Cu alte cuvinte, maturitatea documentară nu mai este o anexă administrativă la model.
În multe cazuri, este modelul.
Unde se încadrează riscul de rețea
Riscul de rețea contează în continuare enorm în România, mai ales după ce un proiect a avansat suficient prin filtrul de maturitate pentru a merita atenție serioasă.
Un proiect poate avea o cale de racordare semnată și progrese credibile în autorizare, dar dacă este localizat într-un nod slab, dependent de întăriri incerte ale rețelei sau expus la congestie și reducere a producției în orele de vârf solar, economia sa se poate deteriora rapid.
Totuși, sistemul românesc evoluează într-o direcție pozitivă.
Planul de dezvoltare 2024–2033 al Transelectrica presupune explicit o creștere puternică a regenerabilelor, cu aproximativ 11,6 GW de capacitate regenerabilă suplimentară în perioada 2024–2033, din care peste 11,1 GW sunt așteptați să provină din eolian și solar. În același timp, operatorul de transport și sistem este neobișnuit de clar în a arăta că concentrarea unei mari capacități instalate într-o singură zonă creează probleme operaționale și pierderi și că integrarea unor volume mari de regenerabile necesită întăriri, echilibru geografic și mai multă flexibilitate.
Aceasta nu este doar o problemă de planificare românească. Raportul IEA din 2024 privind integrarea solarului și eolianului avertizează că, dacă rețelele, flexibilitatea și reformele operaționale nu țin pasul, până la 15% din producția variabilă din surse regenerabile în 2030 ar putea fi pusă în pericol în sistemele care urmăresc să-și respecte angajamentele climatice și energetice. Lucrările academice românești publicate în 2024 indică, de asemenea, provocările operaționale create de creșterea rapidă a fotovoltaicului și identifică stocarea și măsurile de gestionare a rețelei ca parte a soluției.
Piața oferă deja și semnale practice. Ember a constatat că România și-a dublat ponderea solarului în producția de energie electrică de la 3,9% în 2023 la 7,8% în 2024 și că, în trimestrul III 2024, România s-a numărat printre țările UE în care spread-urile medii intrazilnice de preț s-au dublat de la un an la altul și au depășit 200 €/MWh. Acest lucru contează deoarece leagă realitatea rețelei direct de calitatea veniturilor: mai multă penetrare solară fără suficientă flexibilitate înseamnă mai mult risc de formă, mai multă presiune asupra prețurilor la mijlocul zilei și ipoteze de captare mai dificile.
Riscul de rețea poate afecta serios un proiect.
Dar, în România de astăzi, acesta este de obicei a doua întrebare, nu prima, pentru că odată ce știi că proiectul avansează cu adevărat prin filtrul de maturitate, discuția despre rețea devine mult mai bine fundamentată și mai relevantă.
Unde se încadrează riscul de preț și ruta către piață
Prețul contează în continuare foarte mult în România, mai ales pentru proiectele din afara unei structuri de sprijin complet contractate.
Un proiect poate fi avansat din punct de vedere al autorizării și credibil în ceea ce privește accesul la rețea, dar dacă structura veniturilor se bazează pe ipoteze nerealiste privind prețul de captare, termeni slabi în PPA sau pe un cumpărător în care creditorii nu au încredere, cazul de afaceri devine mult mai dificil de finanțat.
Totuși, și aici piața românească se îmbunătățește.
Prima licitație CfD a oferit pieței un semnal mai puternic privind prețurile pe termen lung, cu prețuri medii ponderate de exercitare de 51 €/MWh pentru solar și 65 €/MWh pentru eolian. Acesta este un aspect pozitiv major, deoarece arată că România nu se mai bazează doar pe optimismul pieței spot pentru a duce proiectele mai departe.
Totuși, acesta nu este un domeniu în care se pot face scurtături.
O analiză solidă a prețului și a rutei către piață ar trebui să meargă mult dincolo de tariful din titlu. Dezvoltatorii și investitorii trebuie în continuare să examineze ipotezele privind prețul de captare, costurile dezechilibrelor, expunerea la reducerea producției, responsabilitățile de echilibrare, riscul de profilare și bancabilitatea reală a cumpărătorului. Cazul pentru flexibilitate devine, de asemenea, mai concret: un studiu Utilities Policy din 2025 privind România a constatat că o baterie la scară utilitară ar putea atinge o perioadă de recuperare a investiției de aproximativ 3–7 ani în diferite condiții de piață.
Riscul de preț și de offtake poate afecta serios un proiect.
Dar, în România de astăzi, acestea sunt de obicei a treia întrebare, nu prima, pentru că odată ce maturitatea și poziționarea în rețea sunt solide, discuția despre venituri devine mult mai ușor de interpretat și structurat.
Așadar, ce ar trebui să vină primul?
Dacă evaluezi astăzi un caz de afaceri în domeniul regenerabilelor din România, cea mai practică ordine este:
Maturitatea proiectului
Începe cu realitatea documentară a activului. Statutul ATR, contractul de racordare semnat, autorizația de construire, autorizația de înființare ANRE, calendarul etapelor și dovezile că proiectul a depășit opționalitatea din coadă trebuie toate testate riguros de la început.
Riscul de rețea
Apoi evaluează realitatea fizică a activului. Calitatea nodului, necesarul de întăriri, expunerea la congestie, ipotezele privind reducerea producției, profilul de echilibrare și opționalitatea stocării trebuie toate analizate cu disciplină.
Riscul de preț și ruta către piață
În cele din urmă, evaluează cum vor fi monetizate în mod real veniturile. Sprijinul CfD, ipotezele merchant, riscul negativ privind prețul de captare, expunerea la prețuri negative, calitatea cumpărătorului și alocarea contractuală a riscului de echilibrare sau profilare trebuie toate modelate corespunzător.
Această succesiune poate părea simplă, dar schimbă calitatea deciziilor.
Prea multe cazuri de afaceri încep încă de la cel mai mare număr de MW din pipeline și abia mai târziu întreabă cât din acea capacitate este, de fapt, construibilă. Într-o piață precum România, aceasta este din ce în ce mai mult ordinea greșită.
Este România locația potrivită?
În multe privințe, da.
România are ingredientele unei piețe atractive de energie regenerabilă: creștere, impuls politic, penetrare solară în expansiune, o schemă de sprijin funcțională, interes crescut din partea investitorilor și un plan de investiții în transport construit explicit în jurul integrării noii producții. Lucrările academice publicate în 2024 despre strategia energetică a României indică, de asemenea, importanța strategică în creștere a țării în tranziția regională.
Nu mai este doar o piață despre care oamenii vorbesc. Este o piață în care oamenii construiesc.
Totuși, România ar trebui abordată ca o piață serioasă de energie, nu doar ca o poveste de creștere accelerată a regenerabilelor.
Oportunitatea este reală, dar la fel de reală este și nevoia de disciplină în underwriting. Proiectele cu maturitate documentară solidă, ipoteze realiste privind rețeaua și strategii bine structurate de venituri sunt cele mai susceptibile să iasă în evidență. Proiectele construite pe scurtături optimiste legate de pipeline pot întâmpina dificultăți mult mai repede decât se așteaptă.
Acesta este, de fapt, un semn sănătos.
Sugerează că România devine o piață mai sofisticată, una în care munca reală de dezvoltare, disciplina comercială și alocarea inteligentă a riscului pot crea în continuare valoare semnificativă.
Perspectiva Momentum Energy
La Momentum Energy, opinia noastră este că România devine din ce în ce mai mult una dintre cele mai atractive piețe de regenerabile din Europa Centrală și de Sud-Est, dar numai dacă oportunitățile sunt evaluate în ordinea corectă.
Pentru noi, asta înseamnă să începem cu ceea ce se îndreaptă efectiv spre construcție.
Nu cu pipeline-ul din titluri. Nu cu IRR-ul de la nivel superior. Nici măcar cu cel mai optimist scenariu de preț.
Mai întâi vrem să înțelegem dacă proiectul a progresat suficient prin procesul real de racordare și autorizare pentru a fi tratat ca fiind construibil, nu doar teoretic.
De acolo, riscul de rețea devine mai ușor de interpretat. Riscul de preț devine mai ușor de evaluat. Riscul rutei către piață devine mai ușor de structurat. Iar întregul caz investițional devine mai credibil.
România oferă o oportunitate reală, dar recompensează disciplina. Este puțin probabil ca cele mai puternice proiecte să fie cele atașate celui mai mare număr de MW din pipeline. Este mai probabil să fie cele construite pe progres real al etapelor, ipoteze tehnice realiste și o înțelegere clară a modului în care riscul se transmite efectiv prin activ.
Iar acum, totul începe cu separarea pipeline-ului de centrala electrică.
