411 euro/MWh pe PZU și zero capacitate de rețea până în 2032: cele două cifre pe care investitorii în energie regenerabilă din România trebuie să le citească împreună

Prețul energiei electrice din România a atins pe 10 noiembrie unul dintre cele mai ridicate niveluri din Europa, iar prima licitație de capacitate organizată de Transelectrica nu a oferit nimic înainte de 2032. Iată de ce data racordării, nu prețul de azi, trebuie să stea la baza evaluării oricărui proiect și ce înseamnă pentru piața de tranzacții apelul de 150 de milioane de euro pentru baterii, suprasubscris.

Pe 10 noiembrie, prețul mediu pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) administrată de OPCOM a ajuns la 2.191 lei/MWh, aproximativ 411 euro/MWh, din nou printre cele mai mari din Europa. În aceeași perioadă, între 30 octombrie și 12 noiembrie, Transelectrica a organizat primele licitații de alocare a capacității de rețea din România. Au fost oferiți 1.566 MW de capacitate de racordare viitoare, toți între 2032 și 2037.

Citite împreună, cele două cifre explică bine ce se întâmplă acum pe piața energiei din România. În septembrie am analizat cum vor funcționa licitația și apelul de 150 de milioane de euro pentru baterii de stocare a energiei. Acum vedem ce au produs și ce înseamnă pentru cei care cumpără sau construiesc proiecte.

Prețul de azi este un reper, nu o prognoză

• 9 noiembrie: circa 388 euro/MWh. 10 noiembrie: circa 411 euro/MWh. 11 noiembrie: 352,56 euro/MWh.
• Săptămâna 2-8 noiembrie: o medie de 293,33 euro/MWh, cea mai mare dintre piețele principale din Sud-Estul Europei, cu importurile nete ale României în creștere cu 24% față de săptămâna anterioară.
• Livrare pe 13 noiembrie: 1.065,59 lei/MWh în bandă (base), circa 200 euro/MWh, aproximativ jumătate din nivelul de pe 10 noiembrie.
• Medii lunare PZU: 917,36 lei/MWh în septembrie și 1.265,96 lei/MWh în octombrie 2026, adică în jur de 175 și 240 euro/MWh.

Opririle de la producția nucleară au crescut în această toamnă nevoia de import a României. Pe PZU s-au înregistrat, în episoade izolate, prețuri de la circa minus 98 euro/MWh până aproape de 1.000 euro/MWh. Asemenea niveluri fac ca producția din surse regenerabile și stocarea energiei electrice să arate foarte atractiv pe hârtie. Ele spun însă mult mai puțin despre piața pe care va vinde un proiect atunci când va fi, în sfârșit, racordat.

Rețeaua: capacitate există, dar nu înainte de 2032

• Capacitate oferită pentru 2028-2031: zero MW în toate cele zece zone de rețea.
• 2032: 412 MW (zonele H și I). 2035: 80 MW (zona E). 2036: 862 MW (zonele B și D). 2037: 212 MW (zonele A, D și J).
• Prețuri de pornire: între 724.569 și 3.843.000 lei/MW, adică aproximativ 136.000-719.000 euro/MW la cursul BNR din 10 noiembrie.
• Sunt doar prețuri de pornire. Ofertele câștigătoare pot fi mai mari, iar costul lucrărilor de racordare la rețeaua electrică se adaugă.
• Garanția de participare a fost de 20.000 euro/MW. Rezultatele nu fuseseră publicate la data redactării.

Un calcul simplu arată ordinul de mărime. Pentru un proiect de 50 MW, doar prețurile de pornire înseamnă aproximativ 6,8-36 milioane de euro, înainte de a se trage vreun cablu. O baterie de două ore costă astăzi circa 130.000-150.000 euro/MWh, deci un sistem de 50 MW / 100 MWh costă în jur de 13-15 milioane de euro. În zonele cele mai scumpe, dreptul de racordare poate costa mai mult decât activul însuși.

Licitația nu închide toate drumurile. Datele Transelectrica privesc doar capacitatea alocată prin noul mecanism și nu înseamnă că orice racordare nouă este imposibilă înainte de 2032. Proiectele care au deja drepturi de racordare valabile, de la avizul tehnic de racordare (ATR) până la contractul de racordare, sunt excepția evidentă. De aceea sunt evaluate acum ca active rare.

Bateriile: piața pe care o modelezi nu este piața în care vei opera

• Capacitate instalată în baterii: 989 MW la 1 august (ANRE) și circa 1.000 MW la final de octombrie.
• Așteptări pentru 2027: circa 2.000 MW, majoritatea sisteme de două ore, peste ținta pentru 2030 de 1.200 MW plus 800 MW la Tarnița.
• Portofoliu de proiecte: 822 de proiecte de stocare cu ATR valabil, însumând 65,3 GW. Circa 25 GW aveau contract de racordare, 12,15 GW autorizație de construire și doar 3,38 GW autorizație de înființare de la ANRE (date la 1 august).
• Volatilitatea veniturilor: potrivit Clean Horizon, veniturile bateriilor de două și de patru ore din România au scăzut cu aproximativ 35% în august față de iulie, pe fondul îngustării spread-urilor de energie aFRR.

O baterie pusă în funcțiune în 2029 nu va tranzacționa pe piața din noiembrie 2026. Va împărți aceleași oportunități de echilibrare și arbitraj cu un parc de stocare cel puțin dublu față de cel de azi, posibil mult mai mare. Nicolas Pleșea, de la Adrem Asset Management, atrage atenția că în această fază timpurie veniturile mari le obține megawattul marginal și că ele se pot înjumătăți într-o lună.

Apelul de 150 de milioane de euro din Fondul pentru Modernizare: suprasubscris și o sursă probabilă de vânzători

• Ministerul Energiei a prelungit termenul apelului pentru baterii stand-alone finanțat din Fondul pentru Modernizare de la 30 octombrie la 15 noiembrie 2026.
• La 6 noiembrie erau depuse 66 de cereri, iar alte 241 erau în lucru, cu o finanțare solicitată de 10,57 miliarde de lei, de 13,4 ori bugetul.
• Ajutorul este plafonat la 69.000 euro/MWh și 15 milioane de euro pe companie, proiectele sunt ierarhizate după cel mai mic ajutor cerut pe MWh, iar apelul vizează cel puțin 2.174 MWh.
• Consultanții se așteaptă la oferte câștigătoare de 5.000-15.000 euro/MWh pentru proiectele mari, mult sub plafon.

Cu cereri de 13,4 ori peste buget, mulți solicitanți vor rămâne fără grant. Unii vor putea demonstra că proiectul funcționează și fără finanțare nerambursabilă. Alții vor căuta, în lunile următoare, parteneri de capital sau cumpărători, ceea ce poate crea oportunități de achiziție pentru investitorii care știu să evalueze corect riscul de racordare și riscul de venit.

Perspectiva Momentum Energy

România rămâne una dintre cele mai atractive piețe de energie regenerabilă din Europa. Resursele sunt bune, finanțarea internațională este disponibilă, iar portofoliul de proiecte este bogat. În activitatea noastră de evaluare a proiectelor din România am văzut însă proiecte aparent accesibile devenind scumpe după ce au fost incluse costurile de racordare, lucrările de întărire a rețelei și calendarul real de construcție. Pentru investitorii care analizează acum proiecte în România, lista noastră de verificare este scurtă:

1. Începeți cu racordarea, nu cu prețul cerut. Când poate exporta proiectul energie în rețea, cu ce cost și pe baza cărui document?
2. Calculați fiecare euro rămas până la COD. Tariful de racordare, întăririle de rețea, garanțiile și construcția, nu doar prețul de achiziție.
3. Verificați ce este cu adevărat obținut. Diferența dintre 65,3 GW de ATR-uri și 3,38 GW de autorizații de înființare arată cât de departe poate fi un aviz de un proiect construibil.
4. Testați veniturile pe piața din anul punerii în funcțiune. 411 euro/MWh într-o zi și circa 200 euro/MWh trei zile mai târziu nu sunt o bază pentru un model pe 15 ani.
5. Fiți foarte prudenți cu prognozele pentru BESS construite pe piața de echilibrare de azi. Până în 2027 sunt așteptați circa 2 GW de baterii.

Preferăm să susținem un proiect mai mic, care poate fi construit cu adevărat, decât să plătim pentru cifre impresionante în MW, însoțite de ani de incertitudine. În energia regenerabilă din România, cea mai scumpă parte a unui proiect este adesea timpul pierdut până la primul MWh produs. Iar acest timp nu îl recuperează niciun investitor.

Surse și referințe

Organizații și documente citate în acest articol.

1. Economica.net, 'Prețurile cresc iarăși pe piețele de energie din Europa. România are azi un preț spot de 411 euro/MWh', 10 November 2026
2. Energynomics, 'A project with grid connection rights is more than a development project, it's a rare asset', November 2026
3. Serbia Energy, 'Romania puts grid connection rights up for auction as scarcity reshapes electricity investment economics', October 2026
4. Financiarul.ro, 'Prețul mediu al energiei pe piață a fost 352,56 euro/MWh pentru 11 noiembrie', 11 November 2026
5. Serbia Energy, 'SEE electricity markets: prices, demand and cross-border trading', 12 November 2026
6. OPCOM, Day-ahead market (PZU) results and monthly weighted average prices, accessed 12 November 2026
7. Serbia Energy, 'Romania nuclear availability and grid scarcity shape regional power costs', 6 November 2026
8. National Bank of Romania reference rate for 10 November 2026, 1 EUR = 5.3443 lei (via curs-valutar-bnr.ro)
9. Ziare.com, 'Transelectrica a început licitația pentru racordarea la rețeaua electrică a proiectelor energetice: 20.000 euro/MW este garanția de participare', 2 July 2026
10. Energynomics, 'Stand-alone batteries: grant offers could fall to 5,000 euros/MWh, with serious risks', 9 November 2026
11. StartupCafe.ro, 'Pe hârtie, România are proiecte de baterii de 65 GW. În realitate are circa 1 GW', 22 September 2026 (ANRE data at 1 August 2026)
12. ACTmedia, 'Busoi: Romania could reach 2,000 MW of installed battery storage capacity next year', 29 October 2026
13. Clean Horizon, 'Storage Index: August 2026 is out!', 2026
14. Energynomics, 'Nicolas Pleșea, Adrem: Tolling turns battery volatility into bankable cash flows', 8 October 2026
15. Balkan Green Energy News, 'Romania allocates EUR 250 million in grants for batteries, smart meters', July 2026
16. RCG Consulting, 'Stocare stand-alone: 150 milioane €, alocate celor mai mici oferte pe MWh', 2026
17. ANRE (Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei)
18. Transelectrica (operatorul de transport și sistem)
19. Ministerul Energiei
20. Fondul pentru Modernizare (Comisia Europeană, Politici climatice)
21. Banca Națională a României (BNR)