Ne apropiem de 1 GW de energie regenerabilă instalată în Republica Moldova, iar dinamica actuală arată o probabilitate ridicată de atingere înainte de termen a țintelor asumate pentru 2030. La sfârșitul lunii octombrie 2025, capacitatea totală din surse regenerabile ajunge la 932,81 MW. Față de luna precedentă se înregistrează un plus de 35,31 MW, iar comparativ cu finalul anului 2024 creșterea ajunge la 353,41 MW. Raportat la 2020, când erau instalate 77,37 MW, nivelul actual este de aproximativ 12 ori mai mare, ceea ce indică o schimbare structurală în arhitectura sistemului electroenergetic și în logica deciziilor de investiții.

Structura capacităților instalate confirmă faptul că energia solară devine principalul vector al tranziției energetice în Republica Moldova. Din totalul de 932,81 MW, fotovoltaicul deține 665,38 MW, adică aproape 71 la sută. Ponderea ridicată reflectă scăderea costurilor tehnologice, apetitul investitorilor pentru proiecte cu timpi mai scurți de dezvoltare și un cadru de reglementare mai previzibil.

Energia eoliană ocupă poziția a doua, cu 243,52 MW și o cotă de aproximativ 26 la sută. Această componentă contribuie la diversificarea profilului de producție și reduce riscul unei dependențe excesive de producția solară în anumite intervale orare sau sezoniere. Segmentul hidro cumulează 16,75 MW, iar biogazul 7,16 MW, ceea ce înseamnă aproximativ 2 la sută, respectiv 1 la sută din capacitatea totală. Deși aceste valori sunt mai reduse, ele adaugă flexibilitate sistemului și creează punți cu alte ramuri economice, în special agricultura și industria alimentară, prin valorificarea deșeurilor și a resurselor locale.

Din perspectivă de business, această structură confirmă faptul că principalul flux de capital se îndreaptă spre tehnologii fotovoltaice și eoliene, în timp ce hidro și biogazul rămân nișe cu rol strategic, nu neapărat cu pondere dominantă în volum.

Dezvoltarea sectorului regenerabil este rezultatul unei combinații între mecanisme de sprijin și maturizarea treptată a pieței. În zona de retail energetic și autoconsum, prosumatorii devin un pilon important. La nivel național există 8.240 de prosumatori, cu o capacitate instalată totală de 182,91 MW, adică aproximativ 19 la sută din întregul portofoliu. Pentru companii, această opțiune reduce costurile operaționale, stabilizează parțial expunerea la volatilitatea prețurilor și consolidează profilul ESG. Pentru gospodării, investițiile în panouri fotovoltaice creează economii pe termen mediu și lung și schimbă relația cu furnizorii tradiționali de energie.

Pe segmentul de proiecte de dimensiuni mai mari, politica de sprijin a statului se materializează prin mai multe instrumente. Regimul de tarif fix acoperă 148,78 MW, aproximativ 16 la sută din totalul capacităților. Legea nr. 160/2007 susține 33,24 MW, în jur de 4 la sută, iar mecanismul de preț fix se aplică pentru 60 MW, aproximativ 6 la sută. Aceste scheme au redus riscul de piață într-o etapă în care predictibilitatea prețurilor și lichiditatea pieței erau mai scăzute, facilitând intrarea capitalului privat.

În ansamblu, 424,93 MW, adică 45 la sută din capacitățile instalate, se bazează pe scheme reglementate de sprijin. Restul de 507,88 MW, aproximativ 55 la sută, funcționează integral pe piața liberă. Această inversare de raport, în favoarea capacităților expuse direct pieței, reprezintă un indicator clar al maturizării sectorului. Investitorii acceptă din ce în ce mai mult riscul comercial în schimbul unui potențial mai mare de randament, ceea ce arată încredere în cadrul de reglementare și în evoluția pieței angro.

Portofoliul de capacități active pe piața liberă se împarte astfel: 275,09 MW fotovoltaic, 216,29 MW eolian și 16,50 MW hidro. Fotovoltaicul își păstrează rolul dominant și în acest segment, ceea ce confirmă competitivitatea economică a acestei tehnologii inclusiv fără schemă de sprijin. Energia eoliană ocupă o pondere semnificativă, fapt care contribuie la optimizarea profilului orar și sezonier al producției.

Capacitățile hidroactive, deși mai reduse, au o relevanță disproporționat de mare față de volumul lor. Acestea pot susține echilibrarea sistemului într-un context în care producția solară și eoliană variază în funcție de condițiile meteorologice. Din perspectivă de management al portofoliului, combinația între surse variabile și surse cu flexibilitate mai mare devine un element esențial pentru operatori și traderi.

Republica Moldova și-a fixat pentru anul 2030 două repere: o pondere de 27 la sută a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie și o pondere de 31,2 la sută a energiei electrice regenerabile în consumul final brut de energie electrică. Cu 932,81 MW instalați la sfârșitul lunii octombrie 2025 și cu o creștere rapidă a portofoliului de proiecte, traiectoria actuală indică șanse reale de atingere a acestor ținte înainte de termen.

Atingerea sau depășirea anticipată a țintelor nu depinde însă doar de capacitatea instalată. Sunt decisive nivelul de integrare în rețea, calitatea infrastructurii, capacitatea de echilibrare și gradul de interconectare cu piețele vecine. Creșterea accentuată a capacităților solare și eoliene impune un calendar accelerat de investiții în rețele inteligente, stații de transformare, linii de transport suplimentare și soluții de stocare. Aceste elemente vor determina atât costul final al energiei pentru consumatori, cât și apetitul pentru noi investiții în proiecte de producție.

Peste jumătate din capacitățile regenerabile instalate funcționează deja pe piața liberă. Din punct de vedere economic, sectorul trece de la o etapă dominată de logică de „proiecte subvenționate” la o etapă guvernată de indicatori de performanță investițională, gestiune de risc și competitivitate comercială. Acest „upgrade” este posibil doar în condițiile unui cadru de reglementare stabil și coerent.

Chiar dacă evoluția capacităților instalate este favorabilă, presiunea asupra infrastructurii de rețea și asupra mecanismelor de piață se intensifică. Fără investiții sincronizate în rețele și soluții de echilibrare, riscul de blocaje și constrângeri de racordare crește. Pentru investitori, acest risc se traduce prin întârzieri, costuri suplimentare sau chiar renunțarea la unele proiecte.

În același timp, dependența mai mare de piața angro implică expunere la volatilitatea prețurilor. Un design adecvat al pieței, instrumente de hedging, contracte pe termen lung între producători și consumatori și dezvoltarea piețelor regionale devin condiții esențiale pentru stabilitatea pe termen lung.