Capitalul energetic european intră într-o nouă etapă în România: dincolo de achiziția proiectelor dezvoltate sau autorizate, tot mai mulți investitori ajung să gestioneze direct provocările execuției. Pentru ei, alegerea contractorului EPC devine o decizie strategică.

De la pariu speculativ la infrastructură

Anul 2026 se conturează drept unul dintre cei mai intenși ani pentru dezvoltarea capacităților energetice din România. Până la sfârșitul lui august, Sistemul Energetic Național primise peste 2.500 MW de capacități noi de producție și stocare, dintre care 1.331 MW fotovoltaice, 663 MW stocare și 496 MW eoliene, potrivit Transelectrica. Operatorul de transport estimează încă aproximativ 1.000 MW în solar și eolian și alți 1.000 MW în stocare până la final de an.

În ianuarie, parcurile fotovoltaice au depășit eolianul și au devenit a doua sursă de generare a țării ca putere instalată. Cu tot cu prosumatori, capacitatea în panouri a trecut de 7.000 MW. Schimbarea nu ține doar de volum, ci și de profilul celor care construiesc. Pe lista proiectelor din ultimele luni apar Dama Solar, parcul de 1.044 MW al Rezolv Energy din județul Arad, cu o parte din energie contractată pe 15 ani la preț fix, instalația de stocare Părău dezvoltată de Econergy, de 76,76 MW / 150 MWh, sau achizițiile unor grupuri precum elvețianul MET Group și grecul Helleniq Energy. Austriecii de la Verbund și Wien Energie, OMV Petrom și investitori israelieni au intrat și ei în faza de execuție.

A doua schimbare este tehnologică. La vârful de producție solară, fotovoltaicul a ajuns să acopere aproximativ 48% din producția națională, iar prețurile urmează același tipar: scăzute la prânz, ridicate seara, când e nevoie de importuri. De aici explozia stocării: de la 989 MW la 1 august la peste 1.160 MW la jumătatea lui octombrie. Un parc solar fără baterie devine tot mai greu de justificat în fața unui comitet de investiții, iar proiectul hibrid PV+BESS devine standardul.

 

Unde se blochează proiectele: rețeaua, termenele, execuția

Decalajul dintre hârtie și teren rămâne uriaș. La 1 mai 2026, ANRE monitoriza 1.517 proiecte cu aviz tehnic de racordare valabil, totalizând 87.220 MW, iar reglementatorul estimează că doar în jur de 11,7% din această capacitate are șanse reale de implementare. Restul sunt, în mare parte, avize păstrate în portofoliu fără investiție în spate.

Răspunsul autorităților a schimbat regulile jocului. Noile reglementări anti-speculative introduc o garanție de 30 euro/kW și cresc garanția de racordare la 20% din tarif. Pentru proiectele mari, autorizația de înființare trebuie obținută în cel mult 12 luni de la contractul de racordare și 18 luni de la emiterea avizului. Piața se îndreaptă, totodată, spre alocarea competitivă a capacității de rețea, prin licitație.

Pentru un investitor, efectul practic e simplu: timpul a devenit o variabilă financiară. Capacitatea de rețea e rară, rezervarea ei costă bani, iar termenele sunt ferme. O întârziere de execuție nu mai înseamnă doar venituri amânate, ci poate pune în pericol garanții și chiar dreptul de racordare.

La asta se adaugă riscurile clasice ale unui șantier mare: echipamente cu termene lungi de livrare, de la transformatoare de putere la containere de baterii, integrarea cu stațiile operatorului de rețea și probele de conformitate cerute înainte de punerea în funcțiune comercială. Fiecare verigă poate muta un calendar cu luni întregi. Riscul nu mai stă în dezvoltare, ci în execuție, și asta mută atenția pe contractorul EPC.

 

Ce verifică un investitor înainte să semneze un contract EPC

Un fond de infrastructură sau o utilitate europeană nu alege contractorul doar după preț. Procesul seamănă mai degrabă cu un due diligence, în care consultanții tehnici ai finanțatorilor au adesea un cuvânt decisiv. În practica pieței, câteva criterii revin constant.

Un singur punct de responsabilitate. Modelul full EPC la cheie concentrează proiectarea, achizițiile, construcția și punerea în funcțiune într-un singur contract. Pentru investitor, asta elimină riscul de interfață: nu mai există zone gri între proiectant, furnizor și constructor în care să se piardă răspunderea pentru o întârziere.

Bancabilitate. Băncile vor să vadă un contractor capabil să emită garanții de bună execuție și de avans, să accepte penalități de întârziere și de performanță și să aibă bilanțul care le face credibile. Un preț competitiv nu este suficient dacă antreprenorul nu poate susține garanțiile și obligațiile contractuale solicitate de finanțatori.

Capacitate de achiziție. Accesul la furnizori de prim rang, garanții de echipament transferabile către beneficiar și o logistică ce poate absorbi șocurile din lanțul de aprovizionare cântăresc tot mai mult, mai ales pentru transformatoare și sisteme de baterii.

Experiență reală cu stocarea. Un BESS nu e un parc fotovoltaic cu baterii adăugate. Integrarea sistemului de management al energiei, cerințele de siguranță la incendiu și testele de conformitate cu operatorul de rețea cer competențe pe care puțini contractori locali le au deja dovedite.

Cunoașterea terenului. Autorizările, relația tehnică cu Transelectrica și cu distribuitorii, rețeaua de subcontractori și forța de muncă disponibilă la nivel local sunt greu de improvizat pentru un contractor venit din afară.

Continuitate după predare. Mulți investitori preferă ca același partener să preia operarea și mentenanța, astfel încât garanțiile de performanță să nu se oprească la recepție.

Transparență. Pentru grupurile europene, cu propriile cerințe de conformitate, ESG și anticorupție, predictibilitatea partenerului contează la fel de mult ca execuția: situații financiare auditate, guvernanță clară, informații verificabile.

 

Ce arată contractele semnate în ultimul an

Criteriile de mai sus nu rămân teoretice: se văd în alegerile concrete ale investitorilor. Un exemplu este portofoliul de contracte EPC semnat în ultimul an de Simtel, grup românesc de inginerie listat pe piața principală a Bursei de Valori București.

Pe lista beneficiarilor apar mai mulți dintre jucătorii menționați la început. Vienna Energy, deținută integral de Wien Energie International, a semnat un contract EPC la cheie de 17,5 milioane de euro pentru un parc fotovoltaic în județul Alba. OMV Petrom a contractat un sistem de stocare de 20 MW / 40 MWh la parcul solar Ișalnița, cu finalizare estimată la circa șapte luni de la semnare. Verbund Wind Power Romania, parte a grupului austriac Verbund, a semnat la rândul său un contract pentru un parc solar.

Cel mai complex proiect din portofoliu este cel de la Sebeș, pentru HEPA Energy, companie cu acționariat israelian: un parc fotovoltaic de 67,46 MWp cuplat cu un sistem de stocare de 180 MWh, contract de aproximativ 43 de milioane de euro, cu termen de implementare de 12 luni și servicii de mentenanță pentru cel puțin zece ani după predare. Proiectul de la Sebeș se numără printre proiectele hibride PV+BESS de mari dimensiuni anunțate în România.

În spatele acestor decizii stau peste 500 MWp proiectați și puși în funcțiune pentru clienți în ultimii cinci ani, un portofoliu de peste 450 MWp aflat în operare și mentenanță și experiența unor șantiere atipice, precum parcul Simtel de 52 MW construit pe o fostă groapă de cenușă industrială, la Giurgiu.

Mai este un detaliu, mai puțin vizibil, dar relevant pentru criteriul transparenței: fiecare dintre contractele de mai sus a fost raportat public la BVB, cu beneficiarul, obiectul și valoarea lui. Un investitor care evaluează un contractor listat poate verifica singur portofoliul, rezultatele financiare trimestriale și guvernanța, fără să depindă de prezentări comerciale.

Privite împreună, contractele ilustrează capacitatea Simtel de a lucra cu investitori internaționali și grupuri energetice consacrate, pe proiecte care variază de la centrale fotovoltaice la sisteme de stocare și instalații hibride. Ele oferă exemple concrete pentru evaluarea experienței EPC, a complexității tehnice și a serviciilor post-livrare.

 

Testul real abia începe

Peste 19 GW figurează, în datele raportate la ANRE, cu termene estimate de punere în funcțiune în 2026–2027. Niciun megawatt din acest volum nu se construiește fără contractori capabili să livreze la termen, în condiții de rețea tot mai stricte și cu tehnologii hibride tot mai complexe.

Reforma racordării poate favoriza proiectele susținute de finanțare și de o capacitate reală de implementare. Investitorii care avansează spre execuție vor avea nevoie de parteneri capabili să livreze în condiții tehnice și contractuale tot mai exigente. Piața românească de EPC se va consolida, cel mai probabil, în jurul celor care îndeplinesc deja criteriile acestor investitori: execuție dovedită, soliditate verificabilă și transparență.