România a demonstrat timp de cinci ani că poate atrage capital în energie regenerabilă. În 2026 rescrie regulile care decid ce parte din acel capital devine, efectiv, megawați livrați în rețea.
Timp de cinci ani, întrebarea pe care și-au pus-o investitorii despre piața de energie regenerabilă din România a fost dacă aceasta va crește. Răspunsul este acum clar. În 2025 s-au adăugat 2,2 GW de capacitate fotovoltaică, iar totalul instalat a depășit 7 GW. Numai în primele cinci luni din 2026 s-au mai instalat aproximativ 1,5 GW, împărțiți aproape egal între proiecte utility-scale și prosumatori, ceea ce pune țara pe traiectoria unui nou record anual, al doilea consecutiv. Pe 19 iunie 2026, centralele fotovoltaice dispecerizabile au livrat un maxim istoric de 2,952 GW în rețeaua națională, la care s-au adăugat aproximativ 1,93 GW estimați din partea celor peste 320.000 de prosumatori.
Așadar, întrebarea despre scalare are un răspuns. În locul ei a apărut una mai dificilă: din pipeline-ul uriaș aflat în cozile de avizare, care proiecte vor fi construite în realitate?
Exact pentru această întrebare a fost construit noul cadru energetic. Pe parcursul lui 2026, România înlocuiește mecanismul care decide cine are dreptul să construiască. Accesul la rețea trece de la o coadă administrativă la o licitație competitivă. Garanțiile financiare cresc de patru ori sau mai mult. Termenele care erau anterior flexibile atrag acum decăderea automată din drepturi. Pentru investitori, dezvoltatori, producători independenți de energie, fonduri de infrastructură și finanțatori de proiecte, aceasta nu este o notă de subsol de politică publică. Este o schimbare a modelului de subscriere.
Cifra care explică întreaga reformă
La începutul anului 2026, ANRE a publicat o statistică ce explică tot ce a urmat. Dintre proiectele care depuseseră garanția de 5% din tariful de racordare, introdusă în august 2024, doar 12% au ajuns să semneze un contract de racordare. Doar 3% au obținut autorizație de construire. Și numai 1% au atins toate cele trei repere: contract semnat, autorizație de construire și autorizație de înființare.
Cu alte cuvinte, 99 din 100 de proiecte care blocau capacitate în rețea nu o transformau în șantier. Capacitatea apărea alocată pe hârtie, dar economic era parcată. Investitorii serioși stăteau la coadă în spatele unor poziții fără perspectivă reală de construcție, iar operatorul de transport planifica lucrări de întărire a rețelei pe baza unui semnal de cerere în mare parte fictiv.
O garanție de 5% era, pur și simplu, suficient de ieftină încât speculația să fie rațională. Cadrul din 2026 este răspunsul direct la această aritmetică.
Racordarea la rețea devine piață, nu coadă
Schimbarea structurală este înlocuirea principiului primul venit, primul servit cu licitații competitive pentru capacitate. Conform Ordinului ANRE nr. 53/2024, capacitatea pentru locurile de producere și pentru instalațiile de stocare de 5 MW sau mai mult se alocă prin licitații anuale, cu o perioadă de alocare de zece ani care începe la doi ani după licitație. Transelectrica organizează procesul, iar toate ofertele se depun la operatorul de transport chiar și atunci când punctul de racordare va fi în rețeaua de distribuție.
Ordinul ANRE nr. 79/2025, adoptat pe 16 decembrie 2025, a recalibrat apoi calendarul primului ciclu. Reperele publicate sunt:
• 30 iunie 2026: Transelectrica publică capacitatea disponibilă în rețea.
• 14 iulie 2026: termenul pentru depunerea cererilor de alocare a capacității.
• 24 iulie 2026: operatorul de transport finalizează lista cererilor eligibile.
• 23 octombrie 2026: finalizarea și publicarea studiului de soluție global care identifică lucrările de întărire necesare, împreună cu capacitatea disponibilă, prețurile de pornire și datele de licitație.
• 30 octombrie 2026: încep sesiunile zilnice de licitație.
Prețurile de pornire se calculează prin împărțirea valorii estimate a lucrărilor de dezvoltare a rețelei la capacitatea totală disponibilă. Practic, costul accesului la o rețea limitată este stabilit de piață, nu de un tarif administrativ.
În paralel, arhitectura financiară a fost strânsă considerabil. După consultarea publică din primăvara lui 2026, la care au transmis observații inclusiv Cancelaria Prim-Ministrului și Transelectrica, ANRE a anunțat pe 24 aprilie 2026 că regulile de racordare vor prevedea: un depozit de garanție de 20 de euro pe kW doar pentru participarea la licitația de alocare a capacității, o garanție de 20% din tariful de racordare după depunerea cererii și aprobarea studiului de soluție, și o garanție suplimentară de 30 de euro pe kW la solicitarea autorizației de înființare. Nerespectarea termenelor legale pentru autorizația de construire și autorizația de înființare atrage invalidarea avizului tehnic de racordare, încetarea automată a contractului de racordare și executarea garanțiilor.
Mesajul către piață este lipsit de ambiguitate. Pentru oricine planifică o investiție într-un parc fotovoltaic sau într-un parc eolian, deținerea de capacitate în rețea a devenit scumpă, limitată în timp și condiționată de dovezi de progres.
Vizibilitatea veniturilor are acum un istoric de trei runde
Schema de Contracte pentru Diferență nu mai este o promisiune. Este un mecanism funcțional, cu rezultate pe care investitorii le pot compara.
Prima rundă, încheiată la finalul lui 2024, a alocat aproximativ 1,5 GW. A doua rundă, desfășurată în august 2025 cu sprijinul BERD, a atribuit 2.751 MW către 49 de câștigători: 1.488 MW fotovoltaic la un preț de exercitare mediu de 40,35 euro pe MWh și 1.263 MW eolian onshore la o medie de 73,89 euro pe MWh. Împreună cu prima rundă, capacitatea totală atribuită a ajuns la 4,2 GW, peste ținta de 3,5 GW asumată prin PNRR. A treia rundă, dedicată exclusiv eolianului onshore, s-a închis în decembrie 2025 și a atribuit aproximativ 316 MW la prețuri între 59,95 și 74,9 euro pe MWh.
Bugetul estimat al schemei este de 3 miliarde de euro, finanțat prin Fondul pentru Modernizare și PNRR. Contractele au o durată de 15 ani, Transelectrica este operatorul de program, iar OPCOM este contrapartea contractuală.
Două aspecte contează pentru orice model financiar. Primul: prețul de închidere pentru fotovoltaic a scăzut puternic între runde, de la un interval de 45,05 până la 54,19 euro pe MWh în prima licitație, la 35,77 până la 45,2 euro pe MWh în a doua. Este o piață competitivă care își descoperă propria structură de cost. Al doilea: cota pentru eolian din runda a doua a rămas nesubscrisă, cu doar 1,26 GW atribuiți din 2 GW disponibili. Eolianul onshore românesc are încă un cost al capitalului și o povară de avizare pe care fotovoltaicul nu le are.
Stocarea a încetat să mai fie opțională
Cel mai bun argument pentru stocarea de energie electrică în România nu este un document de politică publică. Este o singură zi de date de preț.
Pe 19 iunie 2026, în momentul în care producția de energie electrică din surse fotovoltaice atingea recordul, prețul spot era de 74 de lei pe MWh, aproximativ 14 euro. În aceeași seară, după ce soarele a dispărut, prețul a urcat până la 1.500 de lei pe MWh, aproximativ 286 de euro. Un ecart intraday de douăzeci de ori, într-un sistem care exporta circa 2,2 GW la prânz, nu este o anomalie de piață. Este un semnal structural și se repetă.
Politica publică a ajuns din urmă acest semnal. Pe 5 martie 2026, Comisia Europeană a aprobat o schemă românească de ajutor de stat de 150 de milioane de euro pentru baterii de stocare a energiei electrice de sine stătătoare, finanțată prin Fondul pentru Modernizare și dimensionată pentru cel puțin 2.174 MWh de capacitate nouă. Sprijinul este plafonat la 69.000 de euro pe MWh instalat, cu un maxim pe beneficiar, și se acordă prin licitație competitivă. Eligibilitatea cere minimum 1 MW și un raport capacitate/putere de cel puțin doi la unu, iar implementarea se întinde până la finalul lui 2030. Ministerul Energiei a inclus ulterior această schemă într-o alocare mai largă de 250 de milioane de euro din Fondul pentru Modernizare, care acoperă baterii și contoare inteligente.
Piața a reacționat mai repede decât subvenția. În prima jumătate a lui 2026 s-au instalat în România aproximativ 400 MW de sisteme de stocare a energiei electrice la scară utility, ducând totalul național la circa 1 GW și 2 GWh. BERD acordă până la 44 de milioane de euro, din care 29 de milioane susținute printr-o garanție InvestEU de primă pierdere, pentru proiectul de sine stătător de 127 MW și 254 MWh de la Scornicești, deținut în comun de R.Power și Eiffel Investment Group, structurat pe principiul project finance fără recurs. Acest ultim detaliu este cel important. Stocarea de sine stătătoare din România a fost deja subscrisă ca infrastructură bancabilă, nu ca experiment merchant.
Colocarea urmează aceeași logică. Într-o singură ședință de reglementare din februarie 2026, ANRE a aprobat aproape 850 MW de capacitate nouă de producție alături de 596 MW de stocare, cel mai mare proiect fiind o centrală fotovoltaică de 550 MW în județul Giurgiu, cuplată cu 534 MW de stocare. Configurația hibridă devine varianta implicită, nu varianta premium.
Semnalul de preț este, în sfârșit, un semnal real
România a eliminat plafonarea prețului la energie electrică pe 1 iulie 2025, încheind o schemă pe care OECD a descris-o ca slăbind stimulentele de eficiență, perturbând liberalizarea și crescând incertitudinea investitorilor. Tranziția a fost dificilă pentru consumatori, cu facturi medii în creștere cu peste 60% în prima lună, și a alimentat direct inflația. Însă pentru oricine modelează venituri merchant, risc de curtailment sau arbitraj din stocare, prețurile angro și de retail de pe piața energiei din România reflectă acum fundamentele mult mai fidel decât oricând din 2021 încoace.
Stratul contractual se maturizează în paralel. OUG 59/2025, adoptată în noiembrie 2025, a creat baza legală pentru un regim al garanțiilor de origine aliniat la cerințele europene, ANRE având obligația de a adopta reglementările privind emiterea și urmărirea acestora până la 30 septembrie 2026. România a devenit observator în cadrul Association of Issuing Bodies în 2025 și lucrează pentru statutul de membru cu drepturi depline. Aspectul are relevanță comercială directă: netranzacționabilitatea garanțiilor de origine românești a fost una dintre principalele constrângeri pentru piața de PPA corporate și pentru contractele de energie verde, care a generat aproape 40 de contracte de la ridicarea interdicției contractelor bilaterale, împărțite relativ egal între fotovoltaic și eolian, cu structuri hibride care încep să apară.
Și avizarea se mișcă, chiar dacă mai lent. România implementează progresiv RED III, iar Guvernul are obligația de a aproba până la 31 decembrie 2026 planurile care desemnează zonele de accelerare pentru regenerabile, cu prioritate pentru acoperișuri, fațade, infrastructură de transport și parcări, situri industriale, foste exploatări miniere, corpuri de apă artificiale și terenuri degradate, excluzând siturile Natura 2000 și ariile protejate sensibile.
Ce schimbă efectiv toate acestea în cazul de investiție
Puse cap la cap, schimbările sunt simplu de descris, chiar dacă nu și de executat.
Maturitatea proiectului devine principalul factor de evaluare.
Un proiect care deține doar aviz tehnic de racordare nu mai este comparabil cu un proiect care are aviz tehnic de racordare, contract de racordare semnat, autorizație de construire valabilă, act de reglementare de mediu, autorizație de înființare ANRE și drepturi de teren securizate. Diferența dintre cele două poziții era, în trecut, o chestiune de calendar. Sub regulile din 2026, cu decăderea automată din drepturi la depășirea termenelor, este o chestiune de supraviețuire. Această diferență se va vedea direct în prețurile de achiziție.
Intensitatea capitalului s-a mutat mai devreme în ciclul de viață al proiectului.
Garanțiile de 20 de euro pe kW pentru intrarea în licitație, 20% din tariful de racordare ulterior și 30 de euro pe kW la faza de autorizare înseamnă că acel capital de dezvoltare se angajează mult înainte de închiderea financiară. Dezvoltatorii care rulează o strategie largă de opțiuni pe multe amplasamente, cu capitalizare subțire, vor avea dificultăți. Soliditatea bilanțului devine un avantaj competitiv real.
Strategia de venituri trebuie proiectată, nu presupusă.
Cu trei runde de CfD încheiate, o piață de PPA funcțională chiar dacă încă puțin adâncă, un regim al garanțiilor de origine în formare și o curbă merchant tot mai volatilă, proiectele românești pot fi structurate acum pe un mix deliberat de venituri, nu pe un singur mecanism. Finanțatorii vor cere să vadă acel mix testat la stres.
Pipeline-ul urmează să fie repreturit.
Dacă regimul de licitație și garanții produce efectul urmărit de ANRE, un volum semnificativ de capacitate deținută speculativ va fi eliberat înapoi în sistem. Pentru deținătorii de proiecte avansate și livrabile, efectul este clar pozitiv. Poziția lor competitivă relativă se întărește, iar zonele de rețea pe care le ocupă devin mai valoroase.
Riscurile care merită numite
Obiectivitatea cere să spunem și ce poate merge prost.
• Riscul de calendar este real. Prima licitație de capacitate a fost deja amânată o dată, din ianuarie 2026 în octombrie 2026, în așteptarea finalizării studiilor de rețea. O nouă întârziere nu poate fi exclusă.
• Tratamentul tranzitoriu al cererilor vechi a fost complicat. Cererile de racordare înregistrate înainte de 1 ianuarie 2026 fără studii de soluție depuse au generat obligații de restituire, iar cererile pentru care avizul tehnic de racordare nu este emis până la 30 iunie 2026 riscă încetarea.
• Zonele de accelerare nu sunt încă o scurtătură. Devin relevante doar după ce Guvernul aprobă planuri concrete și nu elimină nevoia de due diligence pe teren și mediu.
• Regimul extra muros, care permite proiecte regenerabile pe terenuri din afara intravilanului în baza Legii 254/2022, are un termen de producere a efectelor la 31 decembrie 2026, încă neprelungit și fără protecție tranzitorie pentru proiectele aflate în avizare.
• România are un istoric de modificări retroactive ale schemelor de sprijin. Reducerile la certificatele verzi din 2013 au generat cereri ICSID admise împotriva statului în baza Tratatului Cartei Energiei. Acest istoric este inclus în prima de risc de țară și merită recunoscut, nu ignorat.
• Canibalizarea de la prânz apare mai devreme decât se anticipa. Cu fotovoltaicul care doboară deja recorduri de pondere în rețea și cu exporturi de 2,2 GW la vârf de producție, expunerea merchant nehedjuită pe solar în România este o poziție în deteriorare, nu una stabilă.
De ce România rămâne, comparativ, alegerea solidă din regiune
Nimic din cele de mai sus nu schimbă fundamentul, iar în comparație regională argumentul rămâne puternic.
România combină o resursă cu adevărat bancabilă, prin culoarul eolian din Dobrogea și coridoarele solare din sud și vest, cu ceva mai rar în Europa Centrală și de Est: un mecanism de sprijin de stat care chiar a funcționat, de trei ori, cu prețuri publicate. Grecia are un regim dedicat de sprijin pentru stocare mai avansat. Bulgaria a angajat volume mai mari de granturi pentru stocare prin programul RESTORE. Dar România a reușit să combine stabilizarea veniturilor prin CfD, granturi de capital pentru stocare, o piață de retail liberalizată și participarea instituțiilor financiare internaționale precum BERD într-un singur pachet funcțional. Finanțarea unui proiect în regiune a presupus istoric un cost mediu ponderat al capitalului semnificativ mai mare decât în Europa de Vest, tocmai din cauza absenței unor instrumente de tip CfD. România a închis o parte importantă din acest decalaj.
Scara întărește concluzia. Proiectul Dama Solar al Rezolv Energy, în județul Arad, cu 1.044 MW, este așteptat să devină cel mai mare parc fotovoltaic din Uniunea Europeană. Proiectul Ogrezeni al Enery cuplează 760 MW fotovoltaic cu 1 GWh de stocare. Transelectrica anticipează circa 12 GW de capacitate nouă până în 2031, distribuiți între solar, gaze, eolian și nuclear, iar PNIESC țintește 38,3% energie din surse regenerabile în consumul final brut până în 2030, cu o strategie națională care indică 44% surse cu emisii reduse până în 2035. Interconectarea cu Ungaria și Bulgaria adaugă o opționalitate de export pe care alte piețe din regiune nu o pot oferi.
Concluzia onestă este aceasta: România a încetat să concureze pe promisiunea oportunității și a început să concureze pe calitatea livrării. Pentru investitorii care pot executa, este o piață mai bună.
Perspectiva Momentum Energy
Citim cadrul din 2026 ca pe un filtru, nu ca pe o frână. România nu a devenit o piață mai greu de investit. A devenit o piață mai greu de speculat, iar cele două lucruri sunt foarte diferite.
Implicația practică pentru oricine alocă capital în următoarele douăsprezece luni se reduce la trei decizii.
Întâi, auditați pipeline-ul în funcție de livrare, nu de megawați.
Fiecare proiect dintr-un portofoliu românesc ar trebui evaluat acum pe șase praguri: drepturi de teren securizate, aviz tehnic de racordare, contract de racordare semnat, act de reglementare de mediu, autorizație de construire valabilă și autorizație de înființare ANRE. Orice proiect care pică trei sau mai multe dintre aceste praguri ar trebui tratat ca opțiune, evaluat ca opțiune și finanțat ca opțiune. Ne așteptăm ca piața să repreturească această distincție rapid, imediat ce rezultatele licitației din octombrie 2026 devin publice.
Al doilea, tratați stocarea ca parte din scenariul de bază, nu din upside.
Un ecart intraday de douăzeci de ori într-o zi record de producție solară este cel mai clar semnal posibil că valoarea marginală s-a mutat către flexibilitate, nu către producție. Proiectele gândite astăzi fără o traiectorie de colocare, fie construită imediat, fie rezervată în capacitatea de racordare, sunt gândite pentru mediul de preț din 2022, nu pentru cel din 2028.
Al treilea, asigurați capitalul pentru garanții înainte de licitație, nu în timpul ei.
Depozitul de 20 de euro pe kW pentru licitație și garanția ulterioară de 20% din tariful de racordare nu sunt linii administrative. Sunt un consum real de lichiditate într-o etapă în care multe vehicule de dezvoltare sunt subțire capitalizate. Investitorii care își aranjează această facilitate înaintea ferestrei de licitare vor avea un avantaj structural față de cei care o negociază în timp ce ceasul merge.
România intră în etapa în care claritatea reglementării și capacitatea de execuție, nu acumularea de terenuri și poziția în coada la rețea, decid randamentele. Este etapa în care partenerii cu experiență contează cel mai mult și este etapa în care credem că România este cel mai bine poziționată să recompenseze investiția.
