Un an mai târziu, Ministerul Energiei a anulat procedura, aflată în curs de desfășurare, în care fuseseră deja depuse 26 de proiecte cu o capacitate declarată de peste 1.000 MWh — de peste două ori ținta asumată prin PNRR.
Motivarea publică a anulării are patru rânduri și nu identifică niciun element concret. Primele contracte de finanțare au fost semnate 19 luni mai târziu, în octombrie 2024.
Primele capacități au intrat în sistem în vara lui 2026, în plină stare de alertă energetică.
Documentele care permit reconstituirea cronologiei sunt publicate chiar de Ministerul Energiei, pe pagina schemei de ajutor de stat, și de Comisia Europeană, în registrul ajutoarelor de stat.
Apelul din 2022, lansat înaintea ANRE și înaintea aprobării Comisiei, sub condiție suspensivă
Graba s-a dovedit întemeiată, iar riscul asumat prin lansarea sub condiție suspensivă a fost validat: Comisia Europeană a aprobat schema, fără obiecții, la 21 martie 2023, cu o săptămână înainte de închiderea depunerilor. Procedura a mers, prin urmare, în paralel cu avizarea europeană, în loc să o aștepte.
Soluția nu a fost, de altfel, una improvizată. Ea a primit în prealabil avizul favorabil al Consiliului Concurenței — autoritatea națională în materie de ajutor de stat, cea care transmite notificarea la Bruxelles — și avizul consultativ al Ministerului Investițiilor și Proiectelor Europene, coordonatorul național al PNRR. Ambele instituții au avizat schema și ghidul care conțineau, expres, mecanismul condiției suspensive.
Schema de ajutor de stat și Ghidul specific au fost aprobate prin Ordinul ministrului energiei nr. 1229 din 28 noiembrie 2022, având la bază avizul favorabil al Consiliului Concurenței nr. 16420/14.11.2022 și avizul consultativ al Ministerului Investițiilor și Proiectelor Europene nr. 139000/18.11.2022, emis în temeiul art. 5 alin. (3) lit. y) din OUG nr. 124/2021.
Bugetul: 103,48 milioane euro — 79,6 milioane euro fonduri UE din PNRR și 23,88 milioane euro fonduri naționale, rezultate din supracontractarea de 30% permisă de art. 24 din OUG nr. 124/2021. Ținta: minimum 240 MW, respectiv 480 MWh. Criteriul de departajare, unul singur și pur aritmetic — cuantumul ajutorului de stat solicitat pe MWh instalat, punctaj maxim pentru cea mai mică valoare.
Ghidul din 2022 nu conținea nicio limitare a duratei de încărcare sau descărcare a instalațiilor. Erau eligibile, prin urmare, și proiectele cu un raport energie/putere mai mare de 2 — adică instalațiile capabile să livreze energie pe intervale de trei, patru sau mai multe ore.
Apelul s-a deschis în aceeași zi, 28 noiembrie 2022. Iar la acel moment lipseau două lucruri pe care, în mod normal, o astfel de procedură le-ar fi așteptat.
Primul: reglementarea ANRE. Norma tehnică privind cerințele de racordare la rețelele electrice de interes public pentru instalațiile de stocare a energiei electrice, aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 3/2023, este datată 18 ianuarie 2023 — la aproape două luni după deschiderea apelului. România finanța, așadar, o tehnologie pentru care reglementatorul nu emisese încă regulile de racordare la rețea.
Ministerul nu a așteptat. A lansat procedura și a prelungit ulterior termenul de depunere, prin Ordinul nr. 94/27.01.2023, exact pentru ca aplicanții să se poată conforma noilor cerințe ANRE fără să piardă apelul. A urmat o a doua prelungire, prin Ordinul nr. 255/28.02.2023, până la 28 martie. Alternativa — amânarea apelului până la emiterea normei tehnice — ar fi însemnat pierderea a cel puțin unui trimestru dintr-un calendar PNRR care prevedea contractarea până la 31 decembrie 2023.
Al doilea: aprobarea Comisiei Europene. La 28 noiembrie 2022, schema de ajutor de stat nu era încă autorizată de Bruxelles. Ghidul prevedea explicit soluția: ″Furnizorul ajutorului de stat lansează procedura de ofertare concurențială pentru selecția proiectelor ce vor beneficia de finanțare sub condiția suspensivă de acordare a ajutorului după obținerea deciziei Comisiei Europene de aprobare a prezentei scheme de ajutor de stat″.
Notificarea la Bruxelles și colectarea ofertelor s-au derulat, prin urmare, în paralel, nu una după alta. Comisia a aprobat schema — cazul SA.102761 — la 21 martie 2023, cu o săptămână înainte de închiderea depunerilor. În loc să se piardă cele patru luni de analiză europeană, ofertele erau deja depuse în momentul în care ajutorul a devenit acordabil.
Decizia Comisiei a reținut că măsura este necesară și adecvată pentru accelerarea investițiilor în capacități de stocare și proporțională, ajutorul fiind limitat la minimul necesar. Condițiile impuse priveau exclusiv cuantumul ajutorului — cel mult 100% din deficitul de finanțare, 167.000 euro per MWh instalat, maximum 15 milioane euro per beneficiar — și calendarul: selecția proiectelor până la 31 decembrie 2023, finalizarea investițiilor până la 31 decembrie 2025.
Nicio condiție tehnică. Nicio limită de durată a instalațiilor.
Raportat la aprobarea PNRR de către Consiliu, în noiembrie 2021, schema de ajutor de stat pentru stocare a fost operaționalizată în aproximativ douăsprezece luni, într-un domeniu în care România nu avea la acel moment nici capacități de stocare în funcțiune, nici reglementare de racordare.
26 de proiecte, peste 860 MWh declarați, proiecte de 2 și de 3 ore
La închiderea depunerilor erau înregistrate 26 de proiecte. Lista, publicată de minister, nu conține o coloană de capacitate, dar zece dintre titluri au cifre explicite: Monsson Alma 144 MWh (48 MW), Sunpro Green Energy 120 MWh (40 MW), Electron Solar Gamma 102 MWh, Electron Solar Epsilon 100 MWh, Terra Wind Power 96 MWh (32 MW), Solpower Energy 72 MWh (24 MW), Electron Solar Delta și Electron Solar Zeta câte 10 MWh, Tehnobat Vulcan 6 MWh. Al unsprezecelea, Cozmircom, declară 100 MW putere instalată.
Doar din aceste titluri rezultă peste 860 MWh — la o țintă PNRR de 480 MWh. Celelalte 15 proiecte nu au capacități în denumire, dar aplicanții sunt publici: Electrica, Hidroelectrica, Renovatio Trading, Aukera Project Company Delta, Nova Power & Gas, Voltacom, Ascenta, Tomis Team, BESS Energy Six.
Ordinul de mărime al acestora se poate deduce din ceea ce au devenit ulterior. Proiectul depus de Aukera în 2022 pentru o instalație la Gura Ialomiței a fost contractat, în apelul relansat, la 299,75 MWh. Cele ale Electrica și Renovatio au fost contractate împreună la 130 MWh. Doar aceste trei adaugă peste 430 MWh, iar restul de douăsprezece rămân neinventariate.
Portofoliul depus în martie 2023 depășea, prin urmare, 1.000 MWh — de peste două ori ținta asumată prin PNRR.
Portofoliul cuprindea configurații tehnice diferite. Patru proiecte erau dimensionate la trei ore de descărcare — Monsson, Sunpro, Terra Wind și Solpower. Alte patru, cele ale Electron Solar, la două ore: 51 MVA pentru 102 MWh, 50 MVA pentru 100 MWh, câte 5 MVA pentru 10 MWh.
Anularea: patru rânduri, niciun element identificat
La 16 octombrie 2023, Direcția Generală Ajutor de Stat și Fonduri Europene a publicat anunțul de anulare. Motivarea, integral: apelul ″nu a asigurat îndeplinirea satisfăcătoare a elementelor de analiză din descrierea țintelor și jaloanelor asumate prin PNRR″.
Care elemente de analiză — anunțul nu spune.
La data emiterii lui, procedura era în curs de desfășurare: ofertele fuseseră depuse și înregistrate în platforma PNRR, schema devenise acordabilă prin decizia Comisiei din martie, iar termenul pentru semnarea contractelor — 31 decembrie 2023 — nu expirase.
Etapa de evaluare tehnico-economică nu a fost însă finalizată. Ministerul nu a publicat nici lista proiectelor propuse pentru finanțare, nici pe cea a proiectelor propuse pentru respingere, deși ghidul prevedea publicarea ambelor. Și nu a transmis notificările individuale de respingere, deși același ghid stabilea, la capitolul 4, că pentru fiecare proiect respins solicitantul este înștiințat în scris asupra motivelor.
Între închiderea depunerilor, 28 martie 2023, și anunțul de anulare au trecut aproape șapte luni în care 26 de dosare depuse nu au produs nici contracte, nici respingeri motivate.
Relansarea: același ghid, buget mai mic cu un sfert
Apelul a fost relansat la 8 februarie 2024, cu depuneri până la 21 martie și perioadă estimativă de semnare a contractelor 21 aprilie – 21 mai 2024.
Comparația celor două ghiduri arată că sunt, în esență, același document.
Rămân neschimbate: ținta de 240 MW (480 MWh); criteriul unic de departajare, euro/MWh, maximum 100 de puncte; plafoanele de 167.000 euro pe MWh și 15 milioane euro pe întreprindere; intensitatea de 100% din costurile eligibile; acțiunile finanțabile; categoriile de solicitanți; structura pe capitole.
Se modifică: termenul de punere în funcțiune, de la 31 decembrie 2025 la 30 iunie 2026 — ceea ce a necesitat modificarea PNRR; baza legală, prin adăugarea Regulamentului (UE) 1542/2023 privind bateriile și a normei ANRE din ianuarie 2023; tratamentul principiului DNSH, devenit criteriu de excludere; o secțiune privind beneficiarul real; excluderea tehnologiilor pe bază de plumb, NiCd sau NiMH; termenele de soluționare a contestațiilor.
Bugetul scade de la 103,48 milioane euro la 79,6 milioane, prin renunțarea la supracontractarea de 30%.
Modificarea care a scos din joc instalațiile de peste două ore
Singura schimbare cu efect direct asupra selecției este o cerință care nu figura în ghidul din 2022. Textul, reluat în trei locuri distincte ale ghidului din 2024 — la acțiunile finanțabile, la indicatori și la studiul de fezabilitate:
″Capacitatea de debitare/absorție (MW) va reprezenta minim 50% din energia (MWh) nominală a bateriei, astfel încât un ciclu complet de încărcare să nu dureze mai mult de 2 ore, iar un ciclu complet de descărcare să nu dureze mai mult de 2 ore″.
Cerința fixează un plafon de durată. O instalație de 144 MWh trebuie să aibă minimum 72 MW putere; una de 48 MW, adică la trei ore de descărcare, devine neeligibilă.
Cele patru proiecte de trei ore depuse în martie 2023 — Monsson, Sunpro, Terra Wind, Solpower, însumând 432 MWh — nu se regăsesc pe lista proiectelor admise în 2024.
Ambele apeluri au avut aceeași țintă de putere: minimum 240 MW. La putere egală, însă, configurația determină energia livrată. Un portofoliu de 240 MW la două ore livrează 480 MWh; același portofoliu la trei ore livrează 720 MWh, iar la patru ore, 960 MWh. Cerința din 2024 nu schimbă ținta de putere, dar plafonează energia la valoarea minimă a acesteia.
Iar intervalul în care sistemul energetic național se află astăzi în dificultate este delimitat cu precizie de aceleași autorități. Ministerul Energiei a cerut public reducerea consumului între orele 19:00 și 23:00, până la 31 august 2026. Hotărârea de Guvern privind măsurile de siguranță prevede, ca soluție de ultimă instanță, limitarea în tranșe a consumului în același interval.
Comitetul Național pentru Situații de Urgență a declarat stare de alertă la 31 iulie 2026.
Sunt patru ore. O instalație limitată prin ghid la două ore de descărcare acoperă jumătate din ele.
Poziția operatorului de transport și sistem este, de altfel, publică. Evaluarea Transelectrica pentru 2030 indică nevoia a 2.000–4.000 MW și 10.000–20.000 MWh, ″care să permită funcționarea instalațiilor de stocare o durată de ordinul a 8–12 ore″. Iar șeful Dispeceratului Energetic Național a declarat că instalațiile de una-două ore nu vor mai fi suficiente în viitorul apropiat.
Raportul energie/putere pe care operatorul de sistem îl consideră necesar este de ordinul 5:1 până la 10:1. Ghidul din 2024 l-a plafonat la 2:1.
Contractele, semnate cu cinci luni peste propriul calendar
La apelul relansat au fost depuse 156 de proiecte, din care 38 admise și 118 respinse. Dintre cele admise, doar 13 fără rezerve, restul de 25 ″sub rezerva încadrării în buget″.
Primele două contracte de finanțare au fost semnate la 17 octombrie 2024, cu Electrica și Renovatio Trading, pentru 130 MWh — cu cinci luni peste perioada prevăzută în ghidul relansat.
În decembrie 2024, ministerul a anunțat bilanțul: 11 contracte, aproximativ 78,4 milioane euro cofinanțare PNRR, capacitate de 1.546 MWh. Între beneficiari: Aukera Project Company Delta (299,75 MWh), Energy Capital Group (199,13 MWh), Baboia Solar Plant (121,92 MWh), HQ Curat (91,44 MWh), HQ Plus (79,24 MWh).
De la închiderea depunerilor în apelul inițial, 28 martie 2023, până la primele contracte, 17 octombrie 2024: 19 luni.
Efectul asupra pieței: un singur furnizor de stocare, doi ani
Prima instalație de stocare racordată la Sistemul Electroenergetic Național a fost pusă în funcțiune în vara lui 2023, la Moara Vlăsiei — 7 MW și 6 MWh — de societatea Megalodon Storage, prima cu care s-a realizat reglajul secundar frecvență-putere. Transelectrica a introdus producția din baterii în mixul de producție începând cu trimestrul al treilea din 2023.
La finalul anului 2023, capacitatea de stocare a României era de 16,2 MW. La 1 ianuarie 2025 — 13 grupuri, 137,2 MW și 269 MWh.
În tot acest interval, serviciile de sistem și piața de echilibrare s-au bazat, pe componenta de stocare, pe un număr foarte redus de furnizori. La început, pe unul singur.
Concurența a apărut odată cu intrarea în funcțiune a capacităților contractate prin PNRR. La 1 august 2026, Transelectrica raporta 989 MW putere instalată și 1.975 MWh capacitate, cu operatori multipli: Florești, județul Cluj, circa 200 MW și peste 400 MWh (Nova Power & Gas); Gura Ialomiței, 150 MW și 300 MWh (Aukera); Iaz, județul Caraș-Severin, 100 MW și 206 MWh (Energy Capital Group).
Un calendar respectat ar fi adus această structură concurențială cu aproximativ doi ani mai devreme. Formarea prețului pe piața de echilibrare într-un interval în care oferta de stocare se reduce la un singur furnizor nu este o problemă de conduită a vreunui operator — este consecința directă a momentului în care capacitățile intră în sistem.
Cât despre execuție, cel mai mare proiect finanțat prin acest apel oferă reperul: dezvoltatorul instalației de la Gura Ialomiței a declarat că a parcurs drumul de la stadiul ″ready-to-build″ până la punerea în funcțiune în 12 luni.
Două întrebări
Prima. De ce a fost anulată o procedură aflată în curs, cu oferte depuse, cu schema aprobată de Comisia Europeană și cu termenul de contractare încă în curs — asumându-se o întârziere de aproape doi ani? Anunțul invocă neîndeplinirea unor elemente de analiză, fără a le identifica. Aceleași ținte și jaloane au fost ulterior amânate, iar apelul a fost relansat cu aceeași țintă, același criteriu de departajare și un buget mai mic cu un sfert.
A doua. De ce a fost restrânsă eligibilitatea la instalații de maximum două ore? Cerința nu figura în ghidul anterior. Nu figura nici printre condițiile impuse de Comisia Europeană la aprobarea schemei, care priveau exclusiv cuantumul ajutorului și calendarul. Contrazice evaluarea operatorului de transport și sistem. Iar efectele ei se resimt în intervalul 19:00–23:00, același pentru care Guvernul a prevăzut, în vara lui 2026, limitarea în tranșe a consumului.
Este vorba despre aproape 80 de milioane de euro fonduri europene nerambursabile, despre un jalon asumat de România și despre capacitățile care lipsesc astăzi din sistem la orele de seară.
Tănase Stamule este profesor universitar doctor și decan al Facultății de Administrarea Afacerilor cu predare în limbi străine (FABIZ) din cadrul Academiei de Studii Economice din București, facultate care organizează programul de masterat Entrepreneurship and Business Administration in Energy. Doctor în economie, specializarea management, al ASE București, predă cursuri de managementul afacerilor și management intercultural. Între decembrie 2019 și ianuarie 2021 a fost consilier de stat pe domeniul economic în cadrul Cancelariei Prim-Ministrului României, cu atribuții în relația cu mediul de afaceri. Are peste 15 ani de experiență în management academic, public și antreprenorial, iar zonele sale de expertiză includ restructurarea bugetelor locale și a companiilor de stat, managementul crizei și strategiile de comunicare instituțională.
