Cel puțin 119 MW au ajuns la expirarea sprijinului prin certificate verzi (CV) în 2025, iar în 2026 urmează peste 500 MW. Procesul e previzibil și a fot anticipat, dar consecințele abia acum devin operaționale: pentru multe proiecte, trecerea în epoca post-CV înseamnă schimbarea modelului de venit — de la “sprijin” la contractare, optimizare și management de risc. Miza pentru piață este cum se repoziționează portofoliile și ce se întâmplă cu bancabilitatea, apetitul de investiții (inclusiv repowering) și disciplina comercială a producției.
2025: Un val cu un lider absolut
Datele din fișierul Transelectrica permit agregarea unei puteri instalate asociate ieșirilor din schema de sprijin de minim 119 MW în 2025. Rezultatul trebuie citit ca „minimul observabil”, întrucât există înregistrări unde PI este raportată ca 0 sau lipsește, deși unitatea există și funcționează.
Cel mai recent raport publicat de Transelectrica arată 40 de unități care au ajuns la expirarea acreditării în 2025. Analiza arată că dincolo de rândurile din tabel vorbim de 33 de unități de generare distincte și 32 de agenți economici implicați. Numărul de unități spune cât de răspândit este fenomenul; capacitatea în MW ne spune unde va fi impactul economic. De aceea, deși apar multe centrale hidro/micro-hidro, greutatea economică este concentrată într-un grup restrâns de proiecte, în special eoliene.
Cele mai mari 7 unități pentru care a expirat sprijinul concentrează peste 117 MW din totalul de circa 119 MW putere instalată “vizibilă” în date. Cel mai mare activ este CEE Peștera (90 MW, EDPR Romania), urmat de CEE Mireasa 2 (10 MW, Eco Power Wind). În același set, dar la distanță, apar centrala electrică pe biomasă din Stejaru (6,5 MW, General Energetic), CEE Baia 2 (5 MW, East Wind Farm) și CEE Topolog 2 (3 MW, Electrawinds Chimconsult). Din zona hidro apar MHC Bâlea (2 MW, Forum Development) și CHEMP Bolovanu (0,914 MW, Energo Bis MHC). Restul unităților din listă sunt mult mai mici ca putere sau raportate cu putere instalată zero în fișierul Transelectrica.
2025 s-a încheiat cu un avertisment: urmează câțiva ani de învățare accelerată pentru o parte dintre deținătorii de active regenerabile. Dispariția veniturilor din certificate verzi nu închide centrala, dar poate schimba cu totul modul în care trebuie monetizată producția.
2026: Masă critică și o concentrare crescută
În 2026, ieșirile din schema de sprijin vor depăși 500 de MW. În listă apar 82 de poziții, care înseamnă 73 de unități de generare distincte și 53 de agenți economici implicați. Și în acest an, eolianul domină categoric în termeni de MW instalați, iar concentrarea este extremă: top 4 unități care ies însumează 289 MW (adică peste jumătate din capacitatea asociată expirărilor). În top 10 parcuri (fiecare de minim 10 MW) se regăsesc 423 de MW din totalul care va rămâne fără sprijin direct prin certificate verzi. Este de așteptat ca acestea să genereze cele mai multe decizii comerciale, renegocieri și repoziționări. La nivelul acestora se va resimți adevărata presiune, la nivel de contractare, optimizare de profil, agregare, trading și performanță operațională.
Totuși, calendarul expirărilor lasă o fereastră de pregătire până în Q4 pentru cele mai mari 5 parcuri care vor ieși din schema de certificate verzi în acest an. Cel mai mare activ este CEE Mihai Viteazu IV (80 MW, Premier Wind 80 – exit 31 dec. 2026), urmat de CEE Sălbatica 1 (70 MW, PPC Renewables Romania – exit 31 dec. 2026) și CEE Sălbatica 2 (70 MW, PPC Renewables Romania – exit 30 oct. 2026), apoi CEE Cernavodă 2 (69 MW, EDPR Romania – exit 30 oct. 2026) și CEE Dorobanțu (45 MW, East Wind Farm – exit 30 sep. 2026). Urmează, în ordinea mărimii capacității instalate CEE Valea Nucarilor 3 (34 MW, PPC Renewables Romania) și CEE Siliștea 1 (25 MW, Veroniki Wind), iar pragul de 10 MW este ocupat de CEE Topliceni (10 MW, Energy Tech Entera), CEE Baia 4 (10 MW, East Wind Farm) și CEE Grebanu (10 MW, Energy Tech Entera). Restul unităților care expiră în 2026 sunt mult mai mici ca putere sau apar în raport cu PI=0, ceea ce face ca totalul de 503 MW să fie, din nou, un minim contabilizabil din setul de date, nu neapărat fotografia completă a capacității reale care va trece în regim post-sprijin.
Vârful va fi atins în 2027–2028
Dar 2026 este abia începutul – cota maximă a ieșirilor din schema de sprijin prin certificate verzi va fi atinsă în 2027–2028. Pe baza datelor agregate (unități de generare și putere instalată raportată), curba 2025–2031 arată că ieșirile din schemă se concentrează în 2028, atât ca număr de unități, cât și ca volum total de capacități. Dincolo de situațiile individuale, la nivel de piață vom vedea cum un segment semnificativ din regenerabilele “mature” se va confrunta cu presiuni fără precedent.
Diferențele dintre cele două grafice sunt la fel de importante ca forma lor comună. Graficul unităților sugerează un “val” amplu, cu multe active care ies din schema de sprijin într-un interval scurt. Pe de altă parte, graficul capacității arată imediat că nu toate proiectele sunt egale; împreună, anii 2027–2028 concentrează circa 70% din MW care vor pierde sprijinul prin certificate verzi până în 2031. În anii de vârf vor fi afectate nu doar multe proiecte, ci și mari capacități instalate. Putem anticipa că piața va resimți tranziția ca pe o schimbare de regim pentru de mari capacități care contează în contractare, în expunerea la preț și în stabilitatea veniturilor.
În ansamblu, graficele descriu o rebalansare inevitabilă: sprijinul nu dispare “peste noapte” pentru tot portofoliul, dar nici nu se stinge gradual și uniform. El se retrage în valuri, iar valul dominant este suficient de mare încât să schimbe comportamente. Nu mecanismul de sprijin trebuie să ne capteze privirile, ci modul sau modurile în care un segment important de producție regenerabilă va trebui să-și dovedească viabilitatea.
2026 include ultimele luni în care o parte importantă din regenerabilele mature se pot pregăti pentru cel mai ridicat nivel de competitivitate comercială și operațională pe care l-au cunoscut vreodată.
Cum arată strategia post-certificate verzi
Situațiile diferă de la un caz la altul, iar strategiile de răspuns nu vor semăna neapărat, dar câteva lucruri putem anticipa pentru piață și pentru companii.
- Mai multă presiune pe contractare: PPA-uri, produse de portofoliu, hedging – toate devin instrumente „de bază”, nu opțiuni.
- Creșterea rolului agregatorilor și traderilor: odată ieșite din CV, activele vor căuta optimizare de profil, acces mai bun la piețe și gestionarea dezechilibrelor.
- O&M și disponibilitatea tehnică devin „finanțe”: când sprijinul dispare, fiecare punct procentual de disponibilitate și fiecare oprire planificată prost se vede imediat în marjă.
- Recalibrare de bancabilitate și finanțare: proiectele vor fi evaluate mai dur pe riscul de preț și pe robustețea cash-flow-ului; apar și oportunități de refinanțare, consolidare și, în special, repowering acolo unde are sens economic.
- Efecte indirecte pentru consumatori: nu direct prin “ușurarea schemei”, ci prin modul în care aceste capacități se vor comporta pe piață – mai multă expunere la volatilitate și, potențial, o piață mai „profesionistă” în contractare și gestionarea riscului, cu excepția situațiilor în care unele active se vor dovedi neviabile, excesiv de costisitoare pentru o nouă viață sau incapabile de a depăși condiționalități noi (de mediu, dar nu numai) apărute între timp.
Expirarea schemei de sprijin prin certificate verzi nu înseamnă oprirea producției sau dispariția mai multor GW de capacități de generare, ci schimbarea regulilor economice după care funcționează acestea. Iar dacă în 2025 și 2026 nu vom fi învățat cum arată această tranziție, 2027–2028 sunt anii în care piața ne va forța să o facem la scară mare.
Puterile instalate cu 0 apartin centralelor care au fost achizitionate de alte societati, si care apar in acelasi raport la actualale companii care le detin.
Mulțumim pentru clarificare! Asta înseamnă că am ales corect să vorbim despre capacități care ies din schemă și să nu insistăm pe numărul de unități. Vom fi atenți și pe viitor. Mulțumim încă o dată!