BESS în România: oportunitate reală sau bulă de proiecte?
Spread-ul care motivează investiția
Pe 19 iunie 2026, România a avut un vârf de producție solară de aproximativ 70% din consumul național. Rezultatul nu a fost neapărat cel așteptat: la orele 11:00 și 12:00, prețul pe Piața pentru Ziua Următoare a coborât la aproximativ 48-60 lei/MWh. La ora 21:00, când producția fotovoltaică era aproape nulă, prețul a urcat la circa 1.360 lei/MWh de aproape 23 de ori mai mult.
Energia ieftină de la prânz a fost în mare parte exportată, nu stocată. Iar seara, sistemul s-a întors pe surse mai scumpe.
Pentru orice activ capabil să cumpere la 60 și să vândă la 1.360, diferența e chiar modelul de afaceri.
Nu e un caz izolat. O analiză separată din aprilie 2026 arăta, pentru o zi obișnuită de livrare, un preț mediu PZU de 36,63 EUR/MWh, dar cu un interval de vârf negativ de -21,28 EUR/MWh și unul de gol de 94,54 EUR/MWh aceeași rupere structurală între „ieftin la prânz” și „scump per total”.
Capitalul serios intră deja
Argumentul cel mai convingător nu e teoretic, e că bani mari intră deja pe această teză:
• Premier Energy Group a început în mai 2026 construcția unui BESS de 200 MW / 400 MWh în estul țării, cu până la 100 milioane EUR finanțare verde de la ČSOB citând explicit oportunitatea de arbitraj din prețurile negative tot mai frecvente și mai adânci.
• El-Mor (Israel) dezvoltă două proiecte „delivery-ready” de câte 203 MW / până la 800 MWh (Bradu și Brazi), ambele cu ATR obținut, țintind punerea în funcțiune în prima jumătate a lui 2027.
• RGREEN Invest s-a angajat pentru un proiect hibrid de 230 MW la Giurgiu, combinând 150 MW solar cu 80 MW stocare, în două faze.
Pe partea de finanțare publică, schema de 150 milioane EUR aprobată prin Ordinul Ministerului Energiei nr. 745/16.07.2026 oferă până la 15 milioane EUR pe companie, intensitate de ajutor de până la 100% din costurile eligibile și un plafon de 69.000 EUR/MWh instalat valabilă până la finalul lui 2030.
Unde apare riscul „ploii de proiecte”
Aici intervine și partea mai puțin comodă a discuției. Analize din piață (AEI, aprilie 2026) atrag atenția că România urmează să adauge aproximativ 8.000 MW de capacitate solară suplimentară, producând circa 10 TWh/an aproape o cincime din consumul țării.
Problema nu e volumul, ci concentrarea lui brutală între orele 10:00 și 16:00, exact intervalul în care cererea nu e la maxim și există deja producție din parcurile existente și de la prosumatori.
Concluzia acelor analize: problema nu e solarul, e sistemul în care e băgat. România are destule proiecte. Ce-i lipsește e coordonarea între generare, rețea și stocare.
La asta se adaugă un fenomen instituțional: capacitatea de racordare rezervată prin ATR-uri depășește frecvent capacitatea reală a rețelei. Când o zonă are, spre exemplu, 1.000 MW capacitate reală dar 5.000 MW de solicitări emise sau rezervate, apare o piață paralelă „de hârtie” proiecte imature blochează capacitate, proiecte reale așteaptă la coadă.
Pentru un proiect standalone BESS mai e un risc, unul juridic-tehnic: un ATR obținut pentru configurația PV nu acoperă automat și bateria.
Autorizația de construire, avizul de mediu și licența ANRE trebuie să menționeze explicit stocarea altfel bateria există doar în modelul financiar, nu și în actele care contează la finanțare.
Ce separă un proiect câștigător de unul „de hârtie”
Din experiența noastră administrând ATR-uri și structurând proiecte RTB, diferența reală nu ține de mărimea proiectului, ci de câteva elemente concrete:
1. ATR-ul acoperă efectiv stocarea, nu doar componenta PV/eoliană verificat, nu presupus.
2. Punctul de racordare e aproape de o stație care chiar are capacitate liberă acum, nu doar rezervată pe hârtie undeva în coadă.
3. Modelul de venit e diversificat nu doar arbitraj simplu zi/noapte, ci și acces la piețele de echilibrare (FCR/aFRR), unde volatilitatea tot mai mare a sistemului plătește separat de PZU.
4. Documentația e coerentă între ATR, autorizația de construire, avizul de mediu și modelul financiar discrepanțele dintre acestea sunt exact ce descoperă (și blochează) un due diligence serios.
Concluzia pentru un investitor
BESS-ul din România nu e nici bulă, nici pariu sigur doar pentru că are eticheta „stocare” pe el. Piața se maturizează rapid, spread-urile de preț justifică investiția, iar capitalul instituțional care intră deja confirmă teza. Dar coada de proiecte care nu vor ajunge niciodată la PIF crește la fel de repede.
Un teaser arată frumos indiferent de proiect. ATR-ul, contractul de racordare și autorizațiile care menționează explicit bateria sunt cele care spun adevărul.
Pe 19 iunie 2026, România a avut un vârf de producție solară de aproximativ 70% din consumul național. Rezultatul nu a fost neapărat cel așteptat: la orele 11:00 și 12:00, prețul pe Piața pentru Ziua Următoare a coborât la aproximativ 48-60 lei/MWh. La ora 21:00, când producția fotovoltaică era aproape nulă, prețul a urcat la circa 1.360 lei/MWh de aproape 23 de ori mai mult.
Energia ieftină de la prânz a fost în mare parte exportată, nu stocată. Iar seara, sistemul s-a întors pe surse mai scumpe.
Pentru orice activ capabil să cumpere la 60 și să vândă la 1.360, diferența e chiar modelul de afaceri.
Nu e un caz izolat. O analiză separată din aprilie 2026 arăta, pentru o zi obișnuită de livrare, un preț mediu PZU de 36,63 EUR/MWh, dar cu un interval de vârf negativ de -21,28 EUR/MWh și unul de gol de 94,54 EUR/MWh aceeași rupere structurală între „ieftin la prânz” și „scump per total”.
Capitalul serios intră deja
Argumentul cel mai convingător nu e teoretic, e că bani mari intră deja pe această teză:
• Premier Energy Group a început în mai 2026 construcția unui BESS de 200 MW / 400 MWh în estul țării, cu până la 100 milioane EUR finanțare verde de la ČSOB citând explicit oportunitatea de arbitraj din prețurile negative tot mai frecvente și mai adânci.
• El-Mor (Israel) dezvoltă două proiecte „delivery-ready” de câte 203 MW / până la 800 MWh (Bradu și Brazi), ambele cu ATR obținut, țintind punerea în funcțiune în prima jumătate a lui 2027.
• RGREEN Invest s-a angajat pentru un proiect hibrid de 230 MW la Giurgiu, combinând 150 MW solar cu 80 MW stocare, în două faze.
Pe partea de finanțare publică, schema de 150 milioane EUR aprobată prin Ordinul Ministerului Energiei nr. 745/16.07.2026 oferă până la 15 milioane EUR pe companie, intensitate de ajutor de până la 100% din costurile eligibile și un plafon de 69.000 EUR/MWh instalat valabilă până la finalul lui 2030.
Unde apare riscul „ploii de proiecte”
Aici intervine și partea mai puțin comodă a discuției. Analize din piață (AEI, aprilie 2026) atrag atenția că România urmează să adauge aproximativ 8.000 MW de capacitate solară suplimentară, producând circa 10 TWh/an aproape o cincime din consumul țării.
Problema nu e volumul, ci concentrarea lui brutală între orele 10:00 și 16:00, exact intervalul în care cererea nu e la maxim și există deja producție din parcurile existente și de la prosumatori.
Concluzia acelor analize: problema nu e solarul, e sistemul în care e băgat. România are destule proiecte. Ce-i lipsește e coordonarea între generare, rețea și stocare.
La asta se adaugă un fenomen instituțional: capacitatea de racordare rezervată prin ATR-uri depășește frecvent capacitatea reală a rețelei. Când o zonă are, spre exemplu, 1.000 MW capacitate reală dar 5.000 MW de solicitări emise sau rezervate, apare o piață paralelă „de hârtie” proiecte imature blochează capacitate, proiecte reale așteaptă la coadă.
Pentru un proiect standalone BESS mai e un risc, unul juridic-tehnic: un ATR obținut pentru configurația PV nu acoperă automat și bateria.
Autorizația de construire, avizul de mediu și licența ANRE trebuie să menționeze explicit stocarea altfel bateria există doar în modelul financiar, nu și în actele care contează la finanțare.
Ce separă un proiect câștigător de unul „de hârtie”
Din experiența noastră administrând ATR-uri și structurând proiecte RTB, diferența reală nu ține de mărimea proiectului, ci de câteva elemente concrete:
1. ATR-ul acoperă efectiv stocarea, nu doar componenta PV/eoliană verificat, nu presupus.
2. Punctul de racordare e aproape de o stație care chiar are capacitate liberă acum, nu doar rezervată pe hârtie undeva în coadă.
3. Modelul de venit e diversificat nu doar arbitraj simplu zi/noapte, ci și acces la piețele de echilibrare (FCR/aFRR), unde volatilitatea tot mai mare a sistemului plătește separat de PZU.
4. Documentația e coerentă între ATR, autorizația de construire, avizul de mediu și modelul financiar discrepanțele dintre acestea sunt exact ce descoperă (și blochează) un due diligence serios.
Concluzia pentru un investitor
BESS-ul din România nu e nici bulă, nici pariu sigur doar pentru că are eticheta „stocare” pe el. Piața se maturizează rapid, spread-urile de preț justifică investiția, iar capitalul instituțional care intră deja confirmă teza. Dar coada de proiecte care nu vor ajunge niciodată la PIF crește la fel de repede.
Un teaser arată frumos indiferent de proiect. ATR-ul, contractul de racordare și autorizațiile care menționează explicit bateria sunt cele care spun adevărul.