Mai merită dezvoltat un parc fotovoltaic în România pentru 2027–2028?

Da, un proiect fotovoltaic poate rămâne atractiv în România în 2027–2028, dar nu pentru simplul motiv că prețul mediu al energiei este ridicat. Decizia trebuie fundamentată pe prețul realizat efectiv în orele de producție, riscul de reducere a producției, costurile dezechilibrelor, structura PPA și obligațiile contractuale de racordare. Un model care aplică întregii producții un singur preț mediu PZU poate supraevalua semnificativ veniturile. Nici legislația și nici datele actuale nu permit garantarea unui preț viitor.

De ce prețul PZU nu este venitul real al parcului?

Capture price este prețul mediu ponderat cu energia efectiv produsă sau vândută de un profil de generare, nu media aritmetică sau medie generală a pieței. Un parc solar livrează mai mult în intervalele însorite, tocmai când creșterea capacităților similare poate pune presiune pe preț. Aceasta este canibalizarea solară: nu înseamnă că toate orele cu soare au preț negativ, ci că valoarea profilului de producție poate scădea față de indicatorul general al pieței.

OPCOM publică rezultatele și statisticile pieței. Folosiți serii orare sau suborare și un profil de producție P50/P90 adecvat amplasamentului, nu doar un preț mediu lunar. Modelul trebuie să arate venitul brut, venitul după costuri de comercializare și dezechilibru și sensibilitatea la prețuri zero sau negative. Nu prezentăm o prognoză punctuală pentru 2028 ca pe o certitudine.

Ce riscuri sunt ascunse într-un PPA?

Un Power Purchase Agreement poate reduce riscul merchant, dar îl transformă în obligații contractuale diferite. Trebuie verificat dacă prețul este fix, indexat ori legat de un profil de livrare, dacă există clauze de floor/cap, ce se întâmplă la prețuri negative, cine suportă dezechilibrele și cum sunt tratate certificatele sau garanțiile de origine. Un PPA „pay-as-produced” nu oferă aceeași protecție ca unul pentru volum ferm sau o structură sleeved.

Analiza juridică trebuie să privească și testele de credit ale offtakerului, garanțiile de plată, drepturile de terminare, step-in, schimbarea legislației și posibilitatea cesionării în favoarea băncii. Dacă PPA promite livrare înainte de COD, iar rețeaua se întârzie, proiectul poate combina pierdere de venit cu penalități. Contractul de vânzare trebuie corelat cu ATR, contractul de racordare, EPC și modelul financiar.

Cum modelezi curtailment și constrângerile de rețea?

Reducerea injecției poate rezulta din limitări tehnice, configurația de racordare, restricții operaționale ori condiții contractuale; nu toate sunt identice juridic sau compensate în același mod. De aceea, revizuirea ATR-ului și a studiului de soluție trebuie să fie parte a modelării veniturilor, nu doar a legal due diligence. Dacă există lucrări de întărire, întrebați care sunt limitările până la finalizarea lor și cine suportă calendarul.

Planul de dezvoltare RET al Transelectrica oferă context de sistem, nu garanții pentru un punct de racordare individual. Solicitați o analiză de scenarii pentru injecție redusă, întârzierea energizării și schimbarea regulilor de piață. Nu introduceți o rată generică de curtailment pentru toate județele fără suport tehnic.

Poate BESS să repare economia unui parc solar?

O baterie co-located poate crește flexibilitatea profilului de export, reduce anumite expuneri la preț și introduce posibilități de comercializare suplimentară. Dar nu transformă automat fiecare MWh solar cu preț scăzut într-un MWh cu preț ridicat. Puterea de încărcare/descărcare, durata, pierderile de conversie, ciclurile, degradarea, capacitatea de absorbție aprobată și regulile de operare determină valoarea reală.

Înainte de decizia de hibridizare, verificați dacă ATR-ul și autorizațiile permit noua configurație, dacă sunt necesare modificări, ce garanții suplimentare apar și cine operează bateria. O propunere comercială cu «BESS revenue uplift» fără model orar, restricții de rețea și contract de optimizare este o ipoteză, nu un business case verificat.

Ce trebuie să ceară un investitor înainte de a cumpăra proiectul?

Un proiect PV pentru COD 2028 trebuie evaluat prin două lentile. Prima este juridică: teren, urbanism, mediu, autorizație de construire, ANRE, ATR, contract de racordare, garanții și termene. A doua este financiară: producție estimată, capture price, profil PPA/merchant, dezechilibre, CAPEX, OPEX, costul capitalului și scenarii adverse. Dacă una dintre lentile lipsește, afirmația că proiectul este «bankable» nu este demonstrată.

Cereți modelul în format editabil, ipotezele tehnice justificative și contractele care susțin fiecare categorie materială de venit sau cost. Un preț de vânzare atractiv per MW poate ascunde un risc sistemic mai mare decât diferența aparentă de preț dintre două active.

Există o concluzie sigură despre prețurile din 2028?

Nu. Datele publice de piață, planurile de rețea și portofoliul ANRE pot informa scenarii, dar nu confirmă prețuri viitoare. ANRE publică informații privind portofoliul de proiecte, însă MW cu ATR nu sunt același lucru cu MW care vor intra efectiv în funcțiune. O bancă sau un cumpărător prudent trebuie să testeze scenarii cu punere în funcțiune accelerată a concurenței, întârzieri în rețea și evoluții diferite ale cererii.

Recomandarea practică este să construiți un PV Revenue Risk Memo cu scenariu de bază, downside și severe downside, plus o listă de decizii ce pot fi luate contractual astăzi: PPA, hedging, BESS, calendarul finanțării și un prag maxim de preț de achiziție.

Exemplu ipotetic: decizia de investiție

*Exemplu ipotetic, fără referire la un proiect real.*

Un parc ipotetic produce 100.000 MWh/an. La un preț capturat de 70 EUR/MWh ar avea 7 milioane EUR venit brut din energie; la 45 EUR/MWh ar avea 4,5 milioane EUR, înainte de costuri, dezechilibre și eventuale restricții. Diferența de 2,5 milioane EUR/an ilustrează sensibilitatea economică, nu o prognoză de preț pentru România. Cumpărătorul trebuie să verifice ce volum poate fi acoperit prin PPA și ce rămâne expus merchant.

Developer Action Checklist: ce verificați în 30–90 de zile?

1. Înlocuiți prețul mediu generic cu prețul capturat ponderat pe profilul producției. 2. Modelați separat prețurile negative, dezechilibrele, reducerea injecției și COD întârziat. 3. Verificați clauzele PPA privind volum, profil, preț, offtaker, schimbări legislative și step-in bancar. 4. Cereți un scenariu separat PV + BESS care include pierderi și restricții tehnice. 5. Aliniați concluzia juridică despre drepturile de racordare cu modelul de venituri.

Concluzie și pașii următori

Un dezvoltator nu trebuie să demonstreze că solarul va fi întotdeauna profitabil. Trebuie să arate în ce condiții proiectul rămâne profitabil și care sunt măsurile disponibile dacă ipotezele de preț se deteriorează. Acesta este limbajul pe care îl înțeleg investitorii și băncile.

Solicitați o evaluare aplicată a proiectului. Grigorescu & Partners poate analiza documentele relevante și pregăti un raport de riscuri, termene și acțiuni prioritare. Discutați mandatul sau Trimite detaliile pe email.

Surse primare și data verificării

*Analiză actualizată la 12 octombrie 2026.*

---

Notă editorială: Material informativ, nu consultanță juridică individuală. Regimul aplicabil depinde de cronologia proiectului, documente, contracte și modificările intervenite ulterior.