Solar și stocare în România: ultimele douăsprezece luni.

Rezumat

La prânz energia a fost ieftină și seara scumpă, așa că stocarea a adus cea mai mare parte din valoare.

Prețurile sunt mari și volatile. Prețul mediu pe piața pentru ziua următoare din România a fost de 124,5 EUR/MWh între octombrie 2025 și septembrie 2026, cu 15% peste anul calendaristic 2025. Dintre cele opt zone de ofertare comparate, doar Ungaria a fost mai sus (127,1). Germania a avut o medie de 104,0, iar Spania de 73,3. Prețurile au crescut brusc din august 2026: media din septembrie a fost de 176,2 EUR/MWh, iar cea din prima jumătate a lui octombrie, de 206. Nu folosim aceste luni ca scenariu de bază.

Solarul ține prețurile jos la prânz. Producția solară măsurată a atins un vârf de 3.395 MW și a acoperit 38% din producția de energie electrică între 11:00 și 14:00, din aprilie până în august. Prețul mediu la prânz a fost de 75,5 EUR/MWh, iar între 18:00 și 22:00, de 182,4. O centrală solară cu structuri fixe din Dobrogea a captat 60% din prețul mediu de bază pe tot anul și 40% în aprilie, când 38% din producția ei a căzut în sferturi de oră cu preț zero sau negativ.

Stocarea câștigă din diferență. Diferența zilnică medie dintre cele mai scumpe și cele mai ieftine 16 sferturi de oră a fost de 152 EUR/MWh. Diferența dintre seară și prânz din România (107 EUR/MWh) e printre cele mai mari din regiune. Capacitatea de echilibrare aduce venituri în plus, dar piața e mică: Transelectrica achiziționează circa 125 MW de rezervă pentru stabilizarea frecvenței (RSF, în engleză FCR) și circa 175 MW de rezervă pentru restabilirea frecvenței cu activare automată (RRFa, în engleză aFRR) în fiecare sens. Față de prima jumătate a lui 2025, prețurile capacității RRFa au scăzut cu 44% la creștere și cu 73% la reducere, iar numărul furnizorilor de RSF aproape s-a dublat în 2026.

Rețeaua nu are capacitate liberă. Transelectrica nu arată, în nicio zonă de rețea, capacitate disponibilă fără lucrări suplimentare de dezvoltare a rețelei pentru 2028–2037. Capacitatea nouă se alocă prin licitații anuale. Resursa rară sunt, deci, proiectele care au deja aviz tehnic de racordare sau contract de racordare.

Cazul hibrid. Pentru o centrală solară de 350 MWp cu stocare de 350 MW / 1.400 MWh în Dobrogea, operată pe intervale de 15 minute la prețurile reale, stocarea crește venitul net anual de la 39 mil. EUR (doar solar) la 132 mil. EUR, ca plafon, în ipoteza previziunii perfecte. Cu ipoteze prudente, proiectul are totuși o rată internă de rentabilitate de 11,8% fără îndatorare, după impozitul pe profit, înainte de orice plată pentru drepturile asupra proiectului.

Pentru furnizorii de echipamente, cifrele favorizează modulele cu producție specifică mare și bateriile cu durată de descărcare mai mare. Un modul bifacial TOPCon produce cu 8,6% mai multă energie decât unul mono PERC pe același amplasament, adică circa 9,7 EUR pe kWp pe an la prețurile solare din acest an. Extinderea stocării de la 2 la 4 ore a adus circa 38 EUR pe kWh adăugat pe an (33 după o ajustare prudențială de 15% pentru prognoza imperfectă), față de estimarea noastră de 120–140 EUR/kWh pentru stocare la cheie de 4 ore.