La 1 octombrie, capacity de stocare electrică din România ajunsese la 1.162 MW putere instalată și 2.312 MWh capacitate, conform datelor Transelectrica preluate de Mediafax.
Instalațiile de stocare sunt, în esență, acumulatori încărcați când consumul e redus – din regenerabile sau din sistem – și descărcați în rețea pentru reglaj secundar al Sistemului Energetic Național.
Dinamică și proiecții de creștere
România trecuse cu o lună înainte de pragul de 1.000 MW instalat și 2.000 MWh capacitate, ajungând la 1.094 MW și 2.310 MWh. Salt semnificativ în ultimele trei luni față de finele luiunie (878 MW, 1.630 MWh).
Capacitatea actuală e de 8,4 ori mai mare decât în marte anul trecut, când 12 unități totalizau 137,2 MW și 269 MWh. Puterea instalată acum reprezintă circa 80% din producția centralei nucleare de la Cernavodă.
Datele Transelectrica arată 55 de grupuri funcționale: unele independente, altele în complexe mixte, stocând energia produsă.
Sursa: Transelectrica
La 20 august, Transelectrica anunța depășirea pragului de 2.500 MW capacități noi conectate de la începutul anului 2026. Până atunci, stocarea adăugase 663 MW noi.
Atunci, oficialii estimau circa 1.000 MW stocare conectată până la finalul lui 2026.
Bulgaria, model european de succes
Creșterea României e umbrită de situația Bulgariei, mai ales de la alerta energetică de 1 august, după oprirea Unității 1 Cernavodă la 28 iulie (nivel Dunării prea mic) și Unitatea 2 la 13 august.
Cele două reactoare asigurează normal ~20% din producție. Seceta a redus și hidrocentralele Porțile de Fier 1&2 (~15% producție multianual).
Presa externă relata că în septembrie Bulgaria avea ~5,7 GW baterii, de ~5 ori mai mult decât România, echivalent cu circa un sfert din puterea totală. Exporturile nete iulie-august ~830 GWh/lună, România principal cumpărător, schimburi ~74 mil euro.
Bulgaria a reprezentat ~9% din noile capacități europene de stocare 2025. Evoluția a fost evidențiată și în raportul Euroelectric lansat miercuri.
„Bulgaria ilustrează impactul stocării: după ce a dezvoltat o capacitate de 5,4 GW în baterii, prețurile sale en-gros la energie au crescut de la 21% peste media UE în 2024 la doar 8,3% peste în 2026, datorită dependenței reduse de combustibilii fosili scumpi în perioadele de vârf de cerere. Totuși, Europa rămâne în urmă: stocarea la scară mare a ajuns la 64 GW în 2025. Chiar și cu 78 GW de instalări planificate, rămâne mult sub ținta UE de 200 GW pentru 2030”, arată Power Barometer 2026 al Eurelectric.
Dumitru Chisăliță: „Trei greșeli pot transforma stocarea în povară”
:format(webp):quality(80)/https://www.mediafax.ro/wp-content/uploads/2026/09/dumitru-chisalita-aei-1.jpg)
Sursa: AEI
„Bateriile prost proiectate scumpesc energia pe care promit s-o ieftinească”, argumentează Chisăliță, cu un calcul relevant privind impactul asupra consumatorilor.
Acumulatorii pot reduce vârfurile și valorifica excedentul fotovoltaic, dar nu produc energie – o mută în timp, cu pierderi și costuri. Investiția e justă dacă valoarea serviciilor depășește costurile. IEA evidențiază: echilibrare, reducere congestii, transfer către orele de vârf.
Un calcul simplu arată riscurile. Exemplu: baterie 1 MWh/ciclu, investiție 1 milion lei, recuperare 10 ani, randament 85% (model ATB 2025).
Energie încărcare 200 lei/MWh, 250 cicluri/an:
- Energie cumpărată cu pierderi: 235 lei/MWh livrat
- Recuperare investiție: 400 lei/MWh
- Cost minim livrare: 635 lei/MWh
- Preț la casnic: 1.392 lei/MWh, cu 4% sub media 1.450 lei/MWh
Doar 100 cicluri/an (lipsă soare/excedent):
- Recuperare: 1.000 lei/MWh
- Cost minim: 1.819 lei/MWh, cu 25% peste media 1.450 lei/MWh
- Dacă energie directă 500 lei/MWh, bateria e cu 27% mai scumpă și la 250 cicluri.
Trei greșeli transformă stocarea în povară:
Se construiește prea mult pe baza diferențelor de preț actuale. Când bateriile cumpără ieftin și vând scump simultan, marja se comprime.
Amplasamente și ore de încărcare nepotrivite accentuează congestiile și necesită investiții suplimentare în rețea.
Costurile nerentabilității se transferă către consumatori. Pierderea unei baterii private nu intră automat în factură; consumatorul plătește prin tarife, scheme sau contracte publice.
Limită practică: o baterie 100 MW/200 MWh funcționează max. ~2 ore la putere de vârf, nu acoperă singură zile fără vânt/solare.
România trebuie să urmărească lei economisiți în sistem, nu doar MW instalați. O baterie e utilă dacă evită un cost mai mare decât costul ei total”, concluzionează Chisăliță.
