După 1 GW regenerabil instalat, Moldova se lovește de următorul perete: nu are unde stoca energia

NEWSROOM

NewsRoom

-

11/05/2026

După 1 GW regenerabil instalat, Moldova se lovește de următorul perete: nu are unde stoca energia

Analiza | Stocarea energiei devine noua miză a regenerabilelor

Ministerul Energiei pune pe masă facilități fiscale, ajutor de stat și debirocratizare pentru BESS. Dar ecuația financiară a stocării rămâne deschisă, iar investitorii cer mai mult decât promisiuni.

11 mai 2026 9 min lectură Sursă: Ministerul Energiei

Ședința Ministerul Energiei privind stocarea energiei

Ședința Ministerului Energiei cu producători SER, bănci și autorități publice · 11 mai 2026 · Foto: Ministerul Energiei

Republica Moldova a depășit o bornă pe care puțini o anticipau în urmă cu trei ani: peste un gigawatt de capacități regenerabile instalate. Cifrele Ministerului Energiei indică 1.023 MW de putere instalată, din care circa 72–73% fotovoltaice. Regenerabilele acoperă deja aproximativ 24,5% din consumul final de energie electrică. Problema nu mai este dacă Moldova poate produce verde, ci dacă poate gestiona ce produce.

Sistemul energetic regenerabil — cifrele cheie

1.023 MW

Capacitate SER instalată

~73 %

Fotovoltaic din total SER

24,5 %

Cota SER în consum final

Dezechilibrul este vizibil deja în curbele orare de producție și consum. Solarul produce maxim în intervalul 10:00–15:00, exact când consumul rezidențial și industrial este sub vârful de seară. Rezultatul: excedent de energie ziua, cu prețuri joase sau chiar negative pe piața spot, și revenire la importuri seara, când piața regională dictează prețuri volatile. Fără stocare, fiecare megawatt fotovoltaic nou adăugat adâncește acest tipar — mai multă energie ieftină ziua, aceeași dependență de import seara.

Deficitul de flexibilitate

Ministerul Energiei estimează un necesar minim de 600 MWh de capacitate de stocare pentru a transfera energia excedentară din orele de producție solară spre orele de vârf de seară. Este o cifră conservatoare, calibrată pe un consum mediu de circa 700 MW și pe profilul actual al producției. Față de acest necesar, sistemul dispune de resurse modeste: un BESS de 60 MWh lansat recent — cel mai mare de până acum — și câteva baterii mai mici care, cumulat, asigură circa 50 MW sau aproximativ 7% din consumul în orele de vârf.

Fluxul energetic: fără vs. cu stocare

Scenariul actual — fără BESS suficient

☀️ Solar
producție ziua

→

Rețea
excedent

→

Import seara
preț volatil

Scenariul țintă — cu BESS integrat

☀️ Solar
producție ziua

→

🔋 BESS
stocare

→

Consum seara
energie locală

Sursa: estimări pe baza datelor Ministerul Energiei

Distanța dintre 50 MW operaționali și 600 MWh necesari arată dimensiunea problemei. Nu este un deficit care se acoperă cu un singur proiect sau cu un fond de granturi. Este un program de investiții de ordinul sutelor de milioane de dolari, distribuit între producători privați, operatori de rețea și, eventual, sisteme de stocare la nivel de gospodărie.

Economia stocării: unde se sparge modelul financiar

Pentru un producător fotovoltaic, bateria nu este un accesoriu — este o cheltuială de capital care restructurează toată economia proiectului. La prețurile curente ale tehnologiei li-ion, un sistem BESS de 4 MWh costă între 1,2 și 2,4 milioane de dolari, în funcție de configurație, putere nominală, durată de descărcare și soluția de integrare în rețea. Un BESS de 40 MWh poate ajunge la circa 20 de milioane de dolari. Aceste cifre prelungesc perioada de recuperare a investiției cu 3–5 ani peste scenariul solar simplu, ceea ce schimbă fundamental calculul de rentabilitate.

Capacitate BESS	Interval de cost estimat	Observații
4 MWh	$1,2 – 2,4 mil.	Stocare la nivel de parc solar mic/mediu
40 MWh	~$20 mil.	Sistem integrat la nivel de nod de rețea
60 MWh	n/a (cel mai mare operațional)	BESS lansat recent, cel mai mare din RM
600 MWh	Necesarul minim estimat	Transfer solar → vârf seară la nivel de sistem

Estimări de piață, intervale orientative; prețurile variază în funcție de tehnologie, integrare și furnizor

Rentabilitatea stocării depinde de câteva variabile pe care producătorul nu le controlează: diferența de preț între orele de excedent și orele de vârf (spread-ul orar), accesul la piața de echilibrare, regulile de tarifare a energiei stocate, și costul creditului în lei moldovenești. Fără un spread suficient și fără acces predictibil la piața organizată, bateria produce energie, dar nu produce profit.

Avem investitori care au construit capacități fotovoltaice și avem deja exces de energie în anumite intervale ale zilei. Soluția este ca această energie să fie stocată și valorificată în orele de vârf.

— Dorin Junghietu, ministrul Energiei, 11 mai 2026

Pachetul legislativ: trei pârghii, un singur obiectiv

Ministerul Energiei a pus pe masă un set de intervenții pe care le pregătește, alături de deputați, sub formă de amendamente legislative. Structura pachetului este pe trei niveluri: finanțare, fiscalitate și proceduri.

Ajutor de stat

Mecanisme de co-finanțare pentru investiții în BESS, programe ODA, creditare bancară facilitată

Amânare TVA

Amânarea plății TVA la importul echipamentelor de stocare pentru o perioadă determinată

Debirocratizare

Eliminarea autorizației de construire și a PUZ pentru instalații BESS și parcuri SER

Logica este directă: reducerea costului inițial de capital (prin ajutor de stat și amânare TVA) și scurtarea timpului de dezvoltare (prin eliminarea PUZ și a autorizației de construire). Dacă un proiect BESS necesită astăzi 12–18 luni de proceduri administrative înainte de a putea instala prima celulă, eliminarea unor etape poate comprima acest interval la 4–6 luni. Este o diferență semnificativă într-o piață unde prețurile tehnologiei scad rapid și unde întârzierea înseamnă pierdere de oportunitate.

Contextul regional: de ce e urgentă stocarea

Piața regională de energie validează presiunea pe stocare. Participanții la ședința Ministerului au menționat mai mulți factori care mențin volatilitatea ridicată pe piața europeană de sud-est și care afectează direct costul importurilor moldovenești:

Factor regional	Impact
~30% din energia electrică din România provine din gaze naturale	Prețul gazului influențează direct prețul energiei importate de RM
Neptun Deep — producție estimată abia din T3 2027	Fără efect pe termen scurt asupra prețului gazului în regiune
Cernavodă U2 — scoatere temporară din exploatare; lucrări la U1	Reducerea ofertei baseload nucleare, presiune pe prețuri spot
Nivel redus de umplere depozite gaze UE	Risc de preț crescut la gaze în sezonul rece 2026–2027

Fiecare dintre acești factori acționează în aceeași direcție: menține sau crește prețul energiei importate. Cu cât Moldova depinde mai mult de importuri în orele de vârf, cu atât volatilitatea regională se reflectă direct în facturile consumatorilor. Stocarea devine, în acest context, nu doar o soluție tehnică de gestionare a rețelei, ci un instrument de protecție față de piețele externe.

Cronologia mesajului politic pe stocare

29 ianuarie 2026

Conferința Investitorilor — Licitație eolian + BESS. Ministrul Junghietu anunță a doua rundă de licitații: până la 170 MW eolian terestru cu obligația BESS de minim 0,25 MWh/MW. Prima dată când stocarea devine condiție obligatorie în licitații.

19 februarie 2026

Moțiunea simplă în Parlament. Ministrul audiat ~6 ore pe politicile energetice. Moțiunea respinsă, dar dezbaterea a confirmat energia ca temă politică de primă linie. Stocarea menționată ca instrument de securitate.

6 mai 2026

SolarPower Europe Summit. Junghietu prezintă la nivel european facilitățile fiscale și programele de sprijin pregătite pentru baterii. Stocarea încadrată ca instrument de suveranitate energetică.

11 mai 2026

Ședința ME cu producători, bănci, ODA. Format extins, discuții pe instrumente concrete: ajutor de stat, amânare TVA, eliminare PUZ/autorizație de construire. Primele cifre publice: 1.023 MW SER, necesar 600 MWh stocare.

Evoluția este vizibilă: de la declarații de principiu în ianuarie, la instrumente concrete în mai. Ritmul legislativ va arăta dacă acest parcurs politic se traduce și în acte normative funcționale sau rămâne în zona consultărilor permanente.

Consultări extinse: producători SER, reprezentanți ODA și instituții financiare · Foto: Ministerul Energiei

Cine plătește flexibilitatea?

Bateriile rezolvă o problemă de sistem, nu o problemă a investitorului individual. Sistemul energetic câștigă prin: reducerea importurilor în orele scumpe, integrarea mai multor regenerabile fără congestionarea rețelei, stabilizarea frecvenței și reducerea necesarului de rezerve rapide. Dar investitorul privat nu primește o remunerare directă pentru toate aceste servicii. El vede doar spread-ul de preț orar și, eventual, o tarifare preferențială la injectarea energiei stocate.

Cine captează valoarea stocării?

Sistem energetic

Flexibilitate, securitate, reducere import

Consumator

Stabilitate tarife, preț mai mic seara

Investitor BESS

Spread orar, tarifare incertă

Reprezentare calitativă a distribuției valorii create de stocarea energiei

Aceasta este ecuația centrală a politicii de stocare: valoarea se distribuie pe întreg sistemul, dar costul se concentrează la investitor. Fără mecanisme care să repartizeze beneficiile (ajutor de stat, tarife de capacitate, piață de servicii de sistem), investitorul va finanța stocare doar în limita în care spread-ul de preț justifică singur investiția. Iar în Moldova, unde piața organizată (OPEM) are lichiditate redusă și unde piața de echilibrare este în construcție, acest spread nu este nici stabil, nici predictibil.

Ministerul pare conștient de această asimetrie. Pachetul de măsuri anunțat — ajutor de stat, amânare TVA, eliminare bariere administrative — abordează costul de capital, dar nu abordează încă partea de venituri. Întrebarea următoare, pe care producătorii o vor pune inevitabil, este: ce model de remunerare va avea energia stocată? Tarif de capacitate? Acces prioritar la piața de echilibrare? Contract pentru diferență? Fără un răspuns clar pe partea de venituri, facilitățile pe partea de cost riscă să fie insuficiente.

Republica Moldova a trecut pragul de 1 GW regenerabil și se află acum în fața provocării pe care toate piețele cu creștere rapidă a solarului o întâlnesc: excedent diurn, deficit vespertim, dependență de import în orele scumpe. Ministerul Energiei a reunit pentru prima dată producătorii, băncile și autoritățile într-un format orientat pe instrumente concrete de sprijin pentru stocare. Pachetul legislativ pregătit — ajutor de stat, amânare TVA, debirocratizare — adresează costul de intrare. Rămâne deschisă problema remunerării: cine plătește investitorul pentru flexibilitatea pe care o oferă sistemului? Răspunsul la această întrebare va determina dacă stocarea devine infrastructură larg răspândită sau rămâne concentrată în câteva proiecte-pilot.

ULTIMA ORĂ | Cernavodă a fost oprită complet. Energocom: prețurile pe bursă vor crește

ANALITIC

NewsRoom

-

10/05/2026

0

ULTIMA ORĂ | Cernavodă a fost oprită complet. Energocom: prețurile pe bursă vor crește

Cernavodă oprită complet — Ce plătește acum Moldova pe piața regională

Ambele unități ale centralei nucleare de la Cernavodă sunt în acest moment oprite, scoțând din sistemul energetic românesc circa 1.400 MW de capacitate stabilă și ieftină. Efectul nu se oprește la granița României: Energocom a importat în aprilie 2026 aproape 63% din consumul Moldovei, mult din România și de pe bursele OPCOM și BRM. Urmează câteva săptămâni de presiune pe prețuri.

1.400MW scoși
din sistem

62,8%consum MD
acoperit prin import

110,85€/MWh — preț mediu
Energocom, apr. 2026

~3 săpt.oprire estimată
Cernavodă

Ce s-a întâmplat la Cernavodă

Pe 4 mai 2026, spre seară, Unitatea 2 a Centralei Nucleare de la Cernavodă s-a deconectat automat de la rețea după o defecțiune la un izolator aferent unui transformator de evacuare putere. Nuclearelectrica — operatorul centralei, listat la Bursa de Valori București — a transmis imediat că reactorul a intrat în oprire controlată, fără niciun impact asupra securității nucleare sau a populației. Repornirea era programată inițial pentru 9 mai. Nu a avut loc.

Evaluările specialiștilor au arătat că lucrările sunt mai ample decât s-a estimat: transformatorul defect trebuia înlocuit cu unul de rezervă, nu doar remediat. Operațiunea implică izolarea, demontarea și relocarea echipamentului inițial, urmată de testări și calibrări extinse ale noului transformator — verificări etanșări, izolatori, rezistențe, calitate ulei — și abia apoi montarea și punerea în funcțiune. Nuclearelectrica a anunțat oficial, printr-un raport transmis BVB pe 7 mai, că oprirea Unității 2 va fi prelungită fără un termen precis comunicat public.

Simultan, conform planului de mentenanță bugetat și stabilit cu doi ani în avans, Unitatea 1 a intrat în oprire planificată astăzi, 10 mai 2026, la ora 11:00, prin desincronizare de la Sistemul Energetic Național. Rezultatul: ambele reactoare de câte 706 MW — cele mai mari grupuri generatoare din sistemul energetic național — sunt acum oprite simultan. România nu produce energie nucleară.

Potrivit Nuclearelectrica, în perioada opririi planificate a Unității 1 vor fi derulate programe complexe de mentenanță: preventivă, corectivă, inspecții tehnice, testări obligatorii și implementarea unor modificări de proiect. Compania nu a comunicat public data exactă de repornire, însă programarea operațională a Transelectrica indică 1 iunie pentru Unitatea 2 și 7 iulie pentru Unitatea 1. Vreme de aproape trei săptămâni, centrala nucleară de la Cernavodă este oprită complet.

4 mai 2026, seară

Unitatea 2 se deconectează automat — defecțiune izolator transformator de evacuare putere. Repornire programată inițial pe 9 mai.

7 mai 2026

Nuclearelectrica anunță BVB: oprirea U2 prelungită, înlocuire transformator cu unul de rezervă. U1 va intra în revizie planificată pe 10 mai la ora 11:00.

10 mai 2026, ora 11:00

Unitatea 1 se desincronizează de la SEN. România fără producție nucleară. Transelectrica: repornire U2 estimată 1 iunie, U1 pe 7 iulie.

Transelectrica — programarea repornirii unităților Cernavodă

Programarea operațională Transelectrica indică repornirea Unității 2 pe 1 iunie și a Unității 1 pe 7 iulie 2026. Sursa: Transelectrica / renergy.md

Context tehnic Cele două reactoare CANDU de la Cernavodă au câte 706 MW instalați fiecare — cele mai mari grupuri generatoare din SEN — și asigurau în mod normal circa 20% din necesarul de energie electrică al României. Unitatea 1 a intrat în funcțiune în 1996, Unitatea 2 în 2007. Potrivit Nuclearelectrica, opririle planificate sunt proiecte inițiate cu 24 de luni în avans, cu echipă dedicată de management de proiect, grafic de realizare, planificare de resurse umane și buget alocat.

Deficitul de 1.400 MW și ce face piața cu el

Energia nucleară de la Cernavodă funcționează în bandă — continuu, fără variații orare, fără dependență de ploi sau prețul gazelor. Este, structural, cea mai ieftină sursă de producție din mixul energetic românesc. Când dispare temporar din ofertă, sistemul trebuie să compenseze cei ~1.400 MW prin alte surse: hidro, termoelectrice pe gaze și cărbune, regenerabile și, unde nu ajunge, importuri.

Mecanismul pe bursă este direct: mai puțină ofertă stabilă înseamnă că ofertele marginale — adică ultimele resurse chemate să acopere cererea — sunt mai scumpe. Pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) a OPCOM, algoritmul european EUPHEMIA calculează prețul de echilibru oră cu oră pentru toate zonele cuplate. Când oferta ieftină dispare, pragul crește.

Datele publicate de OPCOM arată prețul mediu ponderat pe PZU în lunile recente:

Luna	Preț mediu PZU OPCOM (lei/MWh)	Aprox. EUR/MWh	Observație
Dec. 2025	607,92	~122	Sezon rece
Feb. 2026	519,04	~104	Scădere cerere
Mar. 2026	556,70	~112	Revenire moderată
Apr. 2026	514,65	~103	Primăvară, cerere mai scăzută
8 mai 2026	761 lei/MWh	144 EUR/MWh	Cel mai mare preț din Europa în acea zi. Cernavodă oprită.

Sursă: OPCOM — publicații lunare prețuri PZU; e-nergia.ro pentru prețul zilnic din 8 mai 2026.

Datele confirmă tendința: prețul mediu pe PZU în aprilie 2026 era de 103 euro/MWh, iar pe 8 mai — prima zi lucrătoare cu ambele unități Cernavodă oprite — a urcat la 144 euro/MWh, cel mai mare nivel din Europa în acea zi, potrivit e-nergia.ro. Prețurile orare au variat între 331 lei/MWh la prânz, când fotovoltaicul produce la capacitate maximă, și 1.633 lei/MWh aproape de miezul nopții — intervalul în care Energocom cumpără cel mai scump.

„Logic că prețul să crească” — directorul Energocom

Contactat de RENERGY, Eugeniu Buzatu, director general interimar al Energocom, a comentat:

„Este o chestie normală din punct de vedere al funcționării pieței. Odată cu punerea pe stop a centralei se formează un deficit de circa 1.400 MW — este logic ca în aceste condiții prețul de pe bursă să crească.”

Eugeniu Buzatu Director General Interimar, Energocom
Declarație pentru RENERGY, 10 mai 2026

Buzatu subliniază că problema Moldovei nu este accesul fizic la energie, ci costul la care acea energie poate fi achiziționată. Declarația vine pe fondul unor date concrete: prețul pe bursă a urcat deja la 144 euro/MWh pe 8 mai, față de 103 euro/MWh media din aprilie. Energocom cumpăra 25% din consum direct de pe aceste piețe spot.

Cât cumpăra Energocom de pe piața românească

Datele publicate de Energocom pentru aprilie 2026 arată exact cât de integrată este aprovizionarea Moldovei cu piața regională:

Sursă de achiziție	Pondere	Volum estimat (MWh)
Producție internă Termoelectrica, CET-Nord, Regenerabile	37,18%	~123.950
Contracte bilaterale România + Ucraina	37,45%	~124.900
OPCOM + BRM (Piața pentru Ziua Următoare)	25,37%	~84.600
TOTAL	333.493 MWh	110,85 EUR/MWh (mediu ponderat)

62,82% din consumul Moldovei a fost acoperit prin importuri în aprilie — aproximativ 209.500 MWh. Din acestea, circa 84.600 MWh au venit direct de pe platformele bursiere OPCOM și BRM: tocmai piețele unde prețul crește acum în absența energiei nucleare românești.

Energocom nu publică defalcat cât din importuri provine strict din România și cât din Ucraina. Dar structura achizițiilor este clară: orice șoc major pe piața românească se transmite direct în costurile de achiziție ale Moldovei — atât prin contractele bilaterale, cât și prin canalul spot.

De ce conta nuclearul Cernavodă pentru Moldova

Energia nucleară din România funcționa ca ancoră de preț în regiune. O sursă de ~1.400 MW disponibilă 24/7, cu cel mai scăzut cost marginal din mixul românesc, ținea prețul spot la un nivel gestionabil. Când această sursă dispare temporar, sistemul înlocuiește deficitul cu termoelectrice pe gaze — mult mai scumpe — sau cu importuri din vest la prețuri europene.

Pentru Moldova, mecanismul este dublu: contractele bilaterale reflectă costul mai ridicat al producătorilor români care acoperă acum cu gaze ce produceau cu nuclear; prețul spot pe OPCOM/BRM urcă, iar Energocom cumpăra circa 25% din consum exact de acolo.

Ce poate face Energocom în săptămânile care urmează

Contracte bilaterale fixe cu producători din România Soluția principală de protecție față de volatilitatea spot. Volume fixe contractate cu producători hidro, pe gaze sau regenerabile blochează prețul, indiferent de fluctuațiile OPCOM. Nuclearelectrica — când unitățile revin — rămâne un furnizor de referință pentru contracte pe termen mediu.
Cumpărare de pe OPCOM și BRM Funcționează, dar este cea mai expusă opțiune în context. Energocom acoperea deja 25,37% din consum prin această cale în aprilie. Pe un OPCOM cu prețuri majorate de absența nuclearului, această cotă costă mai mult.
Import din Ucraina Sursă complementară, dependentă de disponibilitatea excedentului ucrainean și de starea infrastructurii de transport. Utilă ca tampon în orele cu prețuri vârf pe piața românească, dar insuficientă ca soluție unică.
Maximizarea producției locale Termoelectrica și CET-urile au acoperit 14,05% din consum în aprilie. Regenerabilele — solar și eolian — au contribuit cu 23,13%, un nivel semnificativ pentru Moldova. Creșterea producției locale reduce dependența de importul scump, dar nu o elimină.
Reducerea consumului în orele de vârf (18:00–23:00) Importurile cele mai scumpe apar seara, când cererea este la maxim. Apelurile repetate ale Energocom pentru consum rațional în aceste intervale au exact rolul de a reduce cantitatea achiziționată la cel mai ridicat preț marginal.

Moldova în 2026 față de 2022: altă vulnerabilitate, același risc de preț

În 2022, Moldova depindea aproape total de energia Centralei de la Cuciurgan, controlată din Tiraspol cu gaz rusesc. Sistemul era, în esență, captiv unui singur furnizor și unui singur combustibil. Sincronizarea cu rețeaua europeană ENTSO-E și integrarea în piețele regionale au schimbat structural această situație.

Moldova este acum mult mai puțin vulnerabilă la un singur furnizor. Dar diversificarea vine cu un cost propriu: expunerea la volatilitatea prețurilor pieței europene. Când piața românească se tensionează — secetă hidro, prețuri ridicate la gaze, sau acum oprirea Cernavodă — Moldova simte impactul nu prin lipsă de energie, ci prin creșteri de preț la achiziții.

Scenariul de risc

Dacă oprirea Cernavodă rămâne în parametrii anunțați — U2 estimat 1 iunie, U1 pe 7 iulie — sistemul regional absoarbe șocul fără criză. Problema devine serioasă dacă se suprapun factori agravanti: secetă hidrologică în România și Ucraina, creșterea cererii de vară prin sisteme de răcire, sau disfuncționalități pe interconexiunile regionale.

Într-un astfel de scenariu combinat, presiunea pe tarifele finale din Moldova nu ar mai fi o chestiune de câteva procente în plus pe factură — ar deveni o problemă de politică energetică și bugetară cu consecințe concrete pentru consumatorul final.

Oprirea Cernavodă nu pune Moldova în situație de deficit fizic de energie. Problema este de cost. Energocom acoperea în aprilie 63% din consum prin importuri, din care circa 25% direct de pe bursele OPCOM și BRM — platformele unde prețul a urcat deja la 144 euro/MWh în zilele imediat următoare opririi, față de o medie de 103 euro/MWh în aprilie. Diferența nu este dramatică, dar este reală și se acumulează zilnic pe volumele cumpărate.

Cât din această creștere se va reflecta în achizițiile efective ale Energocom depinde în mare parte de structura contractelor aflate în derulare — ce cotă este acoperită prin bilateral fix și ce cotă rămâne expusă pieței spot. Luni, RENERGY așteaptă poziția oficială a Energocom pe acest subiect: dacă și în ce măsură oprirea Cernavodă afectează prețul de achiziție pentru Moldova în perioada imediat următoare.

Dacă oprirea rămâne în parametrii anunțați — Unitatea 2 repornire estimată 1 iunie, Unitatea 1 pe 7 iulie — presiunea pe prețuri este temporară și gestionabilă. Un factor suplimentar de urmărit: instabilitatea politică din România, care a adăugat deja o primă de risc pe piața energiei, prețul spot crescând cu 15% de la căderea Guvernului Bolojan pe 5 mai.

Ministerul Energiei: clarificăm exproprierile terenurilor ca să accelerăm proiectele liniilor electrice

NEWSROOM

NewsRoom

-

09/05/2026

0

Ministerul Energiei: clarificăm exproprierile terenurilor ca să accelerăm proiectele liniilor electrice

Ministerul Energiei intră în ședința Guvernului din 13 mai cu o intervenție legislativă care spune multe despre stadiul real al marilor proiecte energetice din Moldova. După ani de trasee desenate pe hărți, coridoare energetice aprobate și linii de interconectare prezentate drept priorități strategice, statul ajunge acum în punctul în care are nevoie de acces efectiv la terenurile peste care aceste rețele trebuie să treacă. Acolo începe partea grea a infrastructurii energetice.

Proiectul de hotărâre pregătit de Ministerul Energiei modifică mai multe acte ale Guvernului pentru a le alinia la noua Lege nr. 164/2025 privind energia electrică și pentru a consolida implementarea proiectelor de transport al energiei electrice. În realitate, documentul încearcă să curețe exact zona care a produs cele mai multe întârzieri: exproprieri, evidențe cadastrale, identificarea proprietarilor, succesiuni neîncheiate și proceduri administrative care au consumat luni sau chiar ani.

Experiența proiectelor anterioare a arătat aceeași problemă aproape peste tot. Linia electrică exista pe hârtie, finanțarea exista, utilitatea publică exista, însă traseul intra în contact cu sute de terenuri fragmentate, dosare cadastrale incomplete și proprietari greu de identificat. Fiecare neclaritate producea o nouă oprire administrativă. Fiecare corectare cadastrală împingea proiectul într-un nou circuit birocratic.

Din acest motiv, Ministerul Energiei propune acum un mecanism mult mai agresiv administrativ. Moldelectrica, de exemplu, primește competențe extinse pentru organizarea lucrărilor cadastrale și pentru pregătirea procedurilor de expropriere. Compania va putea coordona lucrările de identificare a terenurilor, formarea bunurilor imobile și întocmirea dosarelor cadastrale fără acordul scris al titularilor de drepturi, cu notificarea obligatorie a acestora.

O altă problemă pe care ministerul încearcă să o închidă ține de terenurile cu situație juridică incompletă. În multe cazuri, proiectele au intrat în impas din cauza unor erori cadastrale, proprietari decedați, succesiuni nefinalizate sau titulari imposibil de identificat rapid. Noua formulă propusă permite continuarea procedurilor de expropriere pe baza datelor existente în Registrul bunurilor imobile, fără o nouă hotărâre de Guvern pentru fiecare corectare sau actualizare.

Ministerul Energiei schimbă și mecanismul de înregistrare a drepturilor asupra terenurilor expropriate. Instituția Publică „Cadastrul Bunurilor Imobile” va putea înregistra provizoriu drepturile statului asupra terenurilor înainte de plata finală a despăgubirilor, sub condiția suspensivă a achitării acestora. Formula oferă proiectelor energetice un spațiu procedural mult mai rapid pentru intrarea efectivă pe teren.

Lista anexată proiectului arată dimensiunea reală a operațiunii. Sute de terenuri din Cimișlia, Hîncești, Drochia, Dondușeni, Leova, Ialoveni și Chișinău intră în coridorul lucrărilor pentru liniile electrice de înaltă tensiune.

CET Nord deschide o oportunitate de investiție privată: 70 MW de baterii de stocare a energiei la Bălți

NewsRoom

-

08/05/2026

0

CET Nord deschide o oportunitate de investiție privată: 70 MW de baterii de stocare a energiei la Bălți

CET-Nord scoate la licitație 70 MW de stocare la Bălți — fără USAID, cu bani privați

S.A. „CET-Nord” a lansat pe 8 mai 2026 o licitație pentru instalarea unui sistem de stocare a energiei electrice (BESS) cu capacitatea de 70 MW pe platforma centralei termoelectrice din Bălți. Conform comunicatului Ministerului Energiei, se urmărește selectarea unui partener privat care va asigura finanțarea și implementarea integrală a proiectului. S.A. „CET-Nord” deține un aviz de racordare emis de Î.S. Moldelectrica, care permite conectarea sistemului la rețeaua națională.

Cum funcționează licitația

Cine plătește și cine construiește

Licitația de la CET-Nord funcționează pe un model de parteneriat public-privat în care investitorul privat suportă toate costurile. Concret: partenerul selectat va finanța din surse proprii întregul proiect — proiectare, achiziție echipamente, construcție, instalare și punere în funcțiune a sistemului de 70 MW. CET-Nord oferă amplasamentul (platforma centralei termoelectrice din Bălți), avizul de racordare la rețea și cadrul contractual. Statul nu alocă fonduri bugetare directe pentru acest proiect — rolul lui este de facilitator instituțional.

Modelul e diferit de un contract clasic de achiziție publică, unde autoritatea contractantă plătește din buget. Aici, investitorul privat pune banii, construiește și operează, iar rentabilitatea investiției vine din exploatarea comercială a sistemului de stocare — vânzarea energiei stocate pe piață la prețuri mai mari decât prețul de achiziție și prestarea de servicii de echilibrare către Moldelectrica.

Licitație CET-Nord · 8 mai 2026

Parametrii proiectului

70

MW

Capacitate sistem BESS

100%

Finanțare privată integrală

Bălți

Amplasament: platforma CET-Nord

DA

Aviz racordare Moldelectrica

Nu sunt comunicate detalii despre capacitatea de stocare în MWh, tehnologia preferată (litiu-ion, LFP sau altă chimie), durata de descărcare sau termenul de finalizare. Acestea vor fi definite probabil prin ofertele depuse de investitori.

Context

Proiectul care a precedat această licitație: $85 milioane de la USAID

Stocarea energiei la CET-Nord nu e un subiect nou. Pe 29 mai 2024, secretarul de stat al SUA, Antony Blinken, a vizitat Chișinăul și a confirmat un angajament de $85 milioane prin USAID pentru consolidarea sectorului energetic moldovenesc. Anunțul a fost făcut la conferința de presă comună cu președinta Maia Sandu și detailat într-un comunicat al Ministerului Energiei. Banii făceau parte din asistența totală de $300 milioane alocate în cadrul inițiativei #MoldovaConectată. Blinken a vizitat inclusiv stația electrică Chișinău a Moldelectrica.

Secretarul de stat al SUA, Antony Blinken, la Chișinău — 29 mai 2024. Conferință de presă cu președinta Sandu și vizită la stația electrică Moldelectrica. Foto: Președinția R. Moldova / INAMP / Point.md

Proiectul concret: un BESS de 75 MW și motoare cu ardere internă (ICE) de 22 MW, instalate pe platforma CET-Nord din Bălți. Implementarea era coordonată prin programul MESA (Moldova Energy Security Activity), cu contractorul principal Tetra Tech Inc. — corporație americană listată la Nasdaq. Pe 16 ianuarie 2025, a fost lansată prima etapă a licitației: 30 MW din cele 75, cu conferință de informare pentru ofertanți și termen de finalizare septembrie 2026.

20 ianuarie 2025 — suspendarea USAID

La patru zile după lansarea licitației, administrația Trump a suspendat aproape integral ajutoarele externe ale SUA. Angajații USAID au fost concediați la nivel global. Pagina USAID Moldova a fost arhivată. Conform Radio Moldova, patru proiecte energetice din Republica Moldova — cu o valoare cumulată de peste $200 milioane — au intrat în impas: MESA ($30,9M), linia de interconexiune 400 kV Strășeni–Gutinaș ($220M), sistemul BESS ($85M) și alte componente. Contractul BESS nu a fost semnat. Lucrările nu au început. Conform Europa Liberă, Ministerul Energiei a anunțat în februarie 2025 că lucrează cu Comisia Europeană la alternative de finanțare.

Comparație

Proiectul USAID vs. licitația CET-Nord

Parametru	USAID/MESA (ian. 2025)	CET-Nord (mai 2026)
Capacitate BESS	75 MW	70 MW
Componente suplimentare	22 MW motoare ICE	—
Finanțare	Grant USAID — $85M	Integrală privată
Cine construiește	Tetra Tech / MESA	Partener selectat prin licitație
Cine plătește	Guvernul SUA (prin USAID)	Investitorul privat
Locație	CET-Nord, Bălți	CET-Nord, Bălți
Prima etapă	30 MW	70 MW (integral)
Termen anunțat	Septembrie 2026	Nedefinit
Status la 8 mai 2026	Blocat	Licitație activă

Cronologie

Istoricul proiectului BESS la CET-Nord

29 mai 2024

Blinken la Chișinău — $85M pentru BESS și ICE

Secretarul de stat al SUA confirmă finanțarea: 75 MW BESS + 22 MW motoare cu ardere internă la CET-Nord, Bălți. Banii — prin USAID, în cadrul #MoldovaConectată ($300M total). Comunicat Min. Energiei

Iunie 2024

Tetra Tech câștigă contractul de bază MESA

Corporația americană Tetra Tech Inc. (Nasdaq: TTEK) este desemnată contractorul principal pentru implementarea programului MESA.

16 ianuarie 2025

USAID lansează licitația — prima etapă, 30 MW

Se deschide prima etapă a achiziției: 30 MW din totalul de 75 MW. Conferință de informare pentru ofertanți. Termen: septembrie 2026. Comunicat oficial

20 ianuarie 2025

Administrația Trump suspendă USAID

Ajutoarele externe suspendate. Patru proiecte energetice ($200M+) blocate. Contractul BESS nu este semnat. Lucrările nu încep. Radio Moldova

Februarie 2025

Ministerul Energiei caută finanțare alternativă

Dialog cu Comisia Europeană. Premierul Recean și DG Vecinătate al UE anunță 50 milioane euro suplimentari — pentru eficiență energetică, nu specific pentru BESS. Europa Liberă

Aprilie 2025

Evaluare Moldelectrica: 246 MW de stocare necesari

Secretara de stat Carolina Novac prezintă la Forumul de afaceri de la Chișinău necesarul calculat: 246 MW baterii (72 MW aFRR + 174 MW mFRR). ESS News

8 mai 2026

CET-Nord lansează licitație proprie — 70 MW, finanțare privată

70 MW BESS. Finanțare integrală de la investitorul privat. Aviz Moldelectrica existent. CET-Nord oferă amplasamentul, partenerul construiește și finanțează. Comunicat Min. Energiei

context

Stocarea energiei și problema structurală a Moldovei

Moldova importă peste 80% din energia consumată. Capacitățile de regenerabile au crescut de la 580 MW (sfârșitul 2024) la peste 646 MW (februarie 2025), iar ritmul continuă. Problema: fără stocare, energia solară produsă la prânz — când consumul e modest și prețurile pe OPCOM pot fi negative — se pierde sau se exportă la preț zero. Seara, când consumul crește, Moldova importă la prețuri ridicate. Bateriile permit stocarea surplusului de la prânz și livrarea lui seara.

Pe lângă arbitrajul de preț, sistemele BESS asigură servicii de echilibrare a rețelei — aFRR (rezervă automată de frecvență) și mFRR (rezervă manuală) — de care Moldelectrica are nevoie pe măsură ce ponderea surselor intermitente crește în mixul energetic. Evaluarea oficială a Moldelectrica, prezentată în aprilie 2025, indică un necesar de 246 MW de capacități de stocare. Licitația CET-Nord de 70 MW acoperă sub o treime din acest necesar.

Context energetic · Necesarul de stocare

De ce Moldova are nevoie de baterii

80%+

Energie importată din totalul consumului

646

MW

Capacitate regenerabilă instalată (feb. 2025)

246

MW

Necesar stocare estimat (Moldelectrica)

70

MW

Licitație CET-Nord (8 mai 2026)

Ministerul Energiei subliniază în comunicatul de azi că investițiile în stocare fac parte din efortul de consolidare a capacităților la nivel național. Procedura este descrisă ca deschisă și competitivă. Fondurile USAID rămân blocate. Proiectul original de $85 milioane nu a fost reluat.

Petrol sub pășuni: povestea necunoscută a zăcămintelor din sudul Moldovei

NEWSROOM

NewsRoom

-

08/05/2026

0

Petrol sub pășuni: povestea necunoscută a zăcămintelor din sudul Moldovei

Ministrul Energiei a vizitat zăcămintele de la Văleni. În 70 de ani de istorie, Moldova a oscilat între speranță, concesiuni eșuate și 18 pompe care bat constant în câmpurile din Cahul.

Într-un colț liniștit al sudului moldovenesc, între pășunile din preajma Prutului de Jos, 18 pompe de extracție bat ritmic zi de zi, scoțând la suprafață circa 300 de tone de țiței lunar. E o cantitate modestă — echivalentul a câtorva cisterne — dar e singurul petrol extras vreodată pe teritoriul Republicii Moldova. Astăzi, Ministerul Energiei vrea să afle dacă în subsol mai există ceva ce merită explorat.

Ministrul Energiei, Dorin Junghietu, în vizită la zăcămintele de la Văleni, raionul Cahul — 8 mai 2026. Foto: Ministerul Energiei

Dorin Junghietu, ministrul Energiei, a ajuns astăzi la Văleni, raionul Cahul, într-o vizită de lucru axată pe evaluarea infrastructurii existente și pe analiza condițiilor pentru relansarea exploatării hidrocarburilor în sudul țării.

Deplasarea are loc în contextul intenției Ministerului Energiei de a iniția o reevaluare geologică a subsolului din regiune. Procesul ar putea include foraje suplimentare de explorare și elaborarea unui studiu geologic actualizat, necesar pentru estimarea potențialului de resurse. Republica Moldova consumă zilnic aproximativ 22.000 de barili de produse petroliere rafinate și depinde aproape integral de importuri. Potrivit autorităților, valorificarea eficientă a resurselor locale poate contribui la consolidarea securității energetice, dezvoltarea capacităților industriale și stimularea activității economice în regiune.

Declarații de la fața locului

Ministrul Junghietu: „Subsolul rămâne insuficient explorat”

În declarațiile oferite pe teren, ministrul Energiei a subliniat necesitatea unei reevaluări geologice cuprinzătoare. Vizita de lucru a inclus inspectarea sondelor active, a bazinelor de colectare și a infrastructurii de pompare — parte funcțională, parte într-o stare avansată de uzură.

Autoritățile pregătesc un studiu de fezabilitate privind continuarea explorărilor și atragerea de investiții, iar testări ale calității țițeiului au fost deja efectuate în colaborare cu laboratoare din România.

Video: renergy.md · Văleni, raionul Cahul · 8 mai 2026

Snapshot producție 2026

Ce scoate Moldova din subsol azi

300

tone/lună

Țiței extras la Văleni

18

unități

Pompe de extracție active

10.000

m³/lună

Gaze naturale — Victorovca

~3.600

tone/an

Producție anualizată petrol

Extracție vs. import — ordin de mărime

Țiței extras local

~300 t

Import motorină (3 zile)

~2.800 t

Import benzină (3 zile)

~1.300 t

* Datele de import: perioada 20–23 martie 2026, cf. Ministerul Energiei / NewsMaker

Infrastructura petrolieră de la Văleni: pompe de extracție, sonde și echipamente modernizate parțial în ultimii doi ani.

De unde vine povestea

70 de ani de petrol moldovenesc: cronologie completă

Istoria hidrocarburilor din Republica Moldova e una discretă, marcată de optimism sovietic timpuriu, dezinteres strategic ulterior, concesiuni private controversate și — în cele din urmă — revenirea resurselor sub controlul statului. Zăcămintele se află în bazinul Predobrogean din sudul țării, pe structuri geologice sarmatice, acolo unde sedimentele din Cenozoic au conservat acumulări modeste de petrol și gaze.

Anii 1950

Primele explorări geologice sovietice

Geologii sovietici încep prospecțiunile în sudul RSS Moldovenești. Se efectuează primele foraje de explorare în zona Văleni (Cahul) și Victorovca (Cantemir). Se confirmă prezența unor acumulări de țiței și gaze naturale.

1956

Începutul extracției industriale

Se demarează exploatarea industrială a zăcământului de la Văleni — prima și singura extracție petrolieră din istoria Moldovei. Infrastructura include zeci de sonde și facilități de colectare.

Anii 1960–1980

Declin și marginalizare

Odată cu descoperirea marilor câmpuri petroliere din Siberia de Vest, zăcămintele modeste din Moldova devin nesemnificative strategic. Activitatea se reduce treptat. Conform estimărilor sovietice, rezervele totale de petrol sunt evaluate la circa 2,1 milioane de tone, iar cele de gaze naturale la 960 milioane m³.

1991

Independența și moștenirea subsolului

Moldova își declară independența. Zăcămintele rămân în proprietatea statului, dar fără investiții sau strategie de valorificare.

1995

Concesiunea Redeco (SUA)

Guvernul acordă concesiune pe 25 de ani companiei americane Resource Development Company Ltd. (Redeco), înregistrată în Delaware. Compania primește drepturi exclusive de explorare și exploatare a tuturor zonelor de petrol și gaze din Moldova.

2007

Transferul către Valiexchimp

Redeco cesionează integral drepturile de concesiune către compania moldovenească Valiexchimp SRL. Decizia Guvernului nr. 1102 confirmă transferul. Un raport independent estimează resurse P50+P10 de 4,67 mil. barili de petrol la Văleni și 9,38 bcf de gaze la Victorovca.

2010

Vârf de producție post-sovietică

Se ating circa 12.000 de tone de țiței și 9.100 m³ de gaze extrase într-un singur an — cel mai bun rezultat din istoria recentă.

2017

Acordul Frontera Resources — episodul controversat

Guvernul Filip semnează cu Frontera Resources International (Insulele Cayman) un acord de concesiune pe 50 de ani pentru explorarea a ~12.000 km² din sudul Moldovei (~40% din teritoriu). Investiție promisă: 6,3 mil. USD. Compania nu va desfășura nicio activitate și nu va investi niciun dolar.

2020

Expirarea concesiunii Redeco/Valiexchimp

Acordul inițial de 25 de ani expiră. Se constată că timp de 10 ani statul a încasat zero lei din taxa de redevență. Valiexchimp continuă extracția fără licență valabilă.

2023

Revenirea sub controlul statului

Parlamentul aprobă revenirea zăcămintelor în administrarea statului. Activele trec în proprietatea Agenției Proprietății Publice, iar dreptul de exploatare revine ÎS Expediția Hidro-Geologică din Moldova (EHGeoM).

Iunie 2024

Contracte noi de cercetare și exploatare

Ministerul Mediului semnează cu EHGeoM contracte de cercetare geologică și exploatare pentru Văleni (petrol) și Victorovca (gaze). Încep lucrări de inventariere, evaluare tehnică și modernizare parțială a infrastructurii.

Mai 2026

Vizita ministrului — o nouă etapă?

Ministrul Junghietu vizitează Văleni. Se anunță intenția de a iniția o reevaluare geologică cuprinzătoare, un studiu de fezabilitate și, eventual, foraje noi de explorare. Se discută atragerea de investiții și expertiză externă.

Terenuri și accese la zăcămintele din sudul Moldovei, zona Văleni.

Datele tehnice

Rezerve estimate și producție: cifrele pe masă

Evaluările variază în funcție de sursă și perioadă. Datele sovietice vorbesc despre cifre de nivel industrial, raportul independent din 1996 (comandat de investitori) oferă estimări mai optimiste, iar realitatea actuală arată o producție modestă dar stabilă.

Parametru	Văleni (Petrol)	Victorovca (Gaze)	Sursă
Rezerve totale (estimări sovietice)	~2,1 mil. tone	~960 mil. m³	Inst. Geologie AȘM
Resurse P50+P10 (raport 1996)	4,67 mil. barili	9,38 bcf	Raport independent pt. Island O&G
Rezerve exploatabile (2021)	—	342 mil. m³	Min. Mediului
Producție anuală (2010, vârf)	~12.000 tone	~9.100 m³	resurseminerale.md
Producție lunară (2026, actual)	~300 tone	~10.000 m³	Min. Energiei
Sonde operaționale (2026)	18 pompe	—	Min. Energiei
Calitate / utilizare	Potrivit doar pt. păcură	Comercializat local	NewsMaker
Consum anual RM (referință)	~22.000 barili/zi	~1 mld. m³/an	EIA / Min. Energiei

Notă metodologică

Estimarea sovietică de 2,1 mil. tone se referă la rezerve geologice, nu neapărat recuperabile economic cu tehnologia epocii. Raportul independent din 1996, comandat în contextul acordului Island Oil & Gas / Valiexchimp, utilizează clasificarea probabilistică P50/P10. Cifra de 342 mil. m³ de gaze exploatabile la 01.01.2021 reprezintă o evaluare actualizată. Niciuna din aceste cifre nu a fost verificată prin metode moderne de explorare 3D.

Contextul geologic

Zăcămintele din sudul Moldovei se situează pe structuri din perioada Sarmatianului (Miocen), parte a bazinului Predobrogean — o prelungire nordică a Depresiunii Dobrogene. Geologia țării este dominată de platforme sedimentare nedeformate, suprapuse pe un fundament precambrian. În sud-vest, grosimea depozitelor sedimentare atinge sute de metri, creând condiții favorabile — cel puțin teoretic — pentru acumulări de hidrocarburi.

Ceea ce nu se știe încă este volumul real al potențialului neexplorat. Explorările sovietice, deși au identificat zăcăminte, nu au fost exhaustive — s-au concentrat pe cele mai accesibile structuri, iar odată cu descoperirea câmpurilor imense din Siberia, Moldova a devenit neinteresantă strategic. De atunci, nicio campanie geologică modernă cu seismică 2D/3D nu a fost realizată pe teritoriul țării.

Zona de explorare și echipa ministerială pe teren.

Istoricul concesiunilor

Cine a exploatat (sau nu) petrolul Moldovei

Istoria concesiunilor petroliere din Moldova e una de promisiuni mari, rezultate modeste și câteva episoade controversate.

Perioada	Operator	Tip acord	Rezultat
1995–2020	Redeco LTD (SUA) → Valiexchimp SRL (din 2007)	Concesiune 25 ani, exploatare exclusivă	Extracție continuă, dar fără investiții noi semnificative. Zero redevență încasată de stat pe 10 ani.
2017–2022	Frontera Resources International (Ins. Cayman)	Concesiune 50 ani, explorare ~12.000 km²	Zero activitate. Zero investiții. Zero dolari. Acord eșuat.
2024–prezent	ÎS Expediția Hidro-Geologică din Moldova	Contract de stat, cercetare + exploatare	Inventariere, modernizare, teste calitate. 18 pompe active. 220.000+ lei la buget.

Republica Moldova a fost percepută mult timp drept o țară fără resurse proprii de hidrocarburi. Totuși, existența zăcămintelor de la Văleni și Victorovca demonstrează că subsolul țării noastre rămâne insuficient explorat. Nu vorbim despre independență petrolieră, dar orice resursă locală valorificată eficient înseamnă mai multă securitate energetică.

Dorin Junghietu — Ministrul Energiei al Republicii Moldova

Ce urmează

Planul ministerului: de la inventar la fezabilitate

Ministerul Energiei a conturat trei direcții de acțiune pentru perioada următoare. În primul rând, reevaluarea tehnică a sondelor existente — o parte dintre cele peste 20 de sonde de la Văleni au fost preluate într-o stare dezastruoasă și sunt nefuncționale. În ultimii doi ani, testări ale calității țițeiului au fost realizate în colaborare cu laboratoare și companii specializate din România.

În al doilea rând, autoritățile vor elabora un studiu de fezabilitate privind cercetarea geologică și exploatarea ulterioară — practic, primul exercițiu serios de acest tip din ultimele decenii. Se va analiza dacă tehnologiile moderne de explorare (seismică 3D, foraje direcționale) pot identifica structuri netestate.

În al treilea rând, se va evalua oportunitatea atragerii de investiții și expertiză pentru continuarea explorărilor în sudul țării. E un semnal important, dat fiind istoricul nefericit al concesiunilor anterioare — de această dată, statul pare să vrea să controleze procesul, nu să-l externalizeze pe încredere.

Context energetic Moldova

De ce contează (sau nu) aceste zăcăminte

83%

Energie importată din totalul consumului

~1 mld

m³/an

Consum gaze naturale (malul drept)

342

mil. m³

Rezerve exploatabile gaze (Victorovca)

0

rafinării

Capacitate de rafinare pe teritoriul RM

Țițeiul extras la Văleni, conform datelor ministerului, are o calitate care îl face potrivit doar pentru producerea de păcură (fuel oil), nu pentru obținerea benzinei sau motorinei. Asta înseamnă că, fără o capacitate de rafinare modernă — pe care Moldova nu o are și nici nu o planifică — petrolul local rămâne un produs de nișă. Gazele de la Victorovca, în schimb, sunt comercializate direct unui operator local licențiat.

Perspectiva realistă? Moldova nu va deveni producător de petrol în sens semnificativ. Dar un studiu geologic modern ar putea răspunde la o întrebare pe care nimeni nu a mai pus-o serios de 70 de ani: ce se ascunde de fapt sub câmpurile din sudul țării?

Kirsan Energy pune în funcțiune 100 MW de stocare în Bulgaria și depășește 1 GWh în portofoliul regional

NewsRoom

-

07/05/2026

0

Kirsan Energy pune în funcțiune 100 MW de stocare în Bulgaria și depășește 1 GWh în portofoliul regional

Kirsan Energy — 100 MW stocare la Veliko Tarnovo, portofoliu regional spre 1 GWh

Kirsan Energy participă la construcția și comisionarea unui parc BESS de 100 MW la Veliko Tarnovo, în Bulgaria — parte a unui contract-cadru Cospowers de 1 GWh pe piața bulgară, din care 450 MWh sunt deja livrate. Compania moldo-elvețiană, prima din Moldova și România certificată pentru service și mentenanță la sisteme de stocare, a trimis la fața locului echipa de engineering, alături de inginerii Cospowers din China, și a adus o delegație de clienți din România pentru o prezentare directă a proiectului. Până în vara anului 2027, portofoliul regional Kirsan Energy–Cospowers va depăși 1 GWh.

100 MW la Veliko Tarnovo: comisionare pe teren, cu ingineri din China și clienți din România

Proiectul de la Veliko Tarnovo este, ca putere instalată, cel mai mare din portofoliul actual al parteneriatului Kirsan Energy–Cospowers și face parte dintr-un angajament Cospowers pe piața bulgară care totalizează 1 GWh, din care 450 MWh au fost deja livrate. Un sistem BESS (Battery Energy Storage System) de 100 MW, construit integral cu celule și echipamente Cospowers, proiectat și coordonat de partenerul și proiectantul chinez.

Parc BESS 100 MW Veliko Tarnovo — Cospowers și Kirsan Energy

Parcul de stocare Cospowers de 100 MW la Veliko Tarnovo, Bulgaria — în faza de comisionare | Foto: Kirsan Energy

Kirsan Energy a participat la Veliko Tarnovo în calitate de partener de construcție și punere în funcțiune. La comisionare au fost prezenți inginerii Cospowers veniți direct din China, care au asistat la testarea, calibrarea și conectarea sistemului la rețea. Împreună cu ei a lucrat echipa de engineering a Kirsan Energy — aceiași ingineri care au parcurs procesul de certificare la fabrica Cospowers și care urmează să devină echipa care va deservi toate sistemele de stocare Cospowers instalate în regiune: Moldova, România, Bulgaria și Ucraina.

Kirsan Energy a adus la Veliko Tarnovo și o delegație de clienți din România. O decizie de business calculată: pentru investitorii care evaluează proiecte de stocare, diferența dintre o prezentare de catalog și o vizită pe teren la un parc BESS de 100 MW — cu containerele Cospowers instalate, cu inginerii chinezi prezenți, cu procesul de comisionare în desfășurare — este diferența dintre o promisiune și o demonstrație.

Am fost la Veliko Tarnovo cu echipa completă de ingineri și cu o delegație de clienți din România. Am vrut să vadă cu ochii lor ce înseamnă un proiect de 100 MW — de la containerele Cospowers până la punerea în funcțiune, alături de inginerii chinezi veniți din fabrică. Este cel mai puternic argument pe care îl poți aduce unui client: un proiect real, funcțional, la care ai participat direct la construcție și comisionare.

Dumitru Dediu

Manager General, Kirsan Energy

Cospowers în Bulgaria: 450 MWh livrate dintr-un contract de 1 GWh

Proiectul de 100 MW nu este un caz izolat. Cospowers operează pe piața bulgară pe baza unui contract-cadru de 1 GWh, din care 450 MWh sunt deja livrate și în diferite faze de instalare sau operare. Bulgaria este, la ora actuală, cea mai dinamică piață BESS din sud-estul Europei: la mijlocul anului 2025, țara avea deja instalați circa 500 MW de sisteme de stocare, cu o capacitate totală de aproximativ 1.300 MWh. Cel mai mare BESS din Uniunea Europeană — 124 MW / 496 MWh — funcționează la Lovech din mai 2025, iar un alt sistem de 202 MW / 505 MWh a fost comisionat la complexul Maritsa East 3.

Guvernul bulgar a atribuit contracte de stocare pentru peste 9,7 GWh prin programul RESTORE, finanțat din Mecanismul de Redresare și Reziliență al UE cu 590 de milioane de euro, iar obiectivul declarat este de 10 GWh operaționali într-un orizont de 12-18 luni. Într-o piață cu această dinamică, prezența Cospowers cu un contract de 1 GWh — și a Kirsan Energy ca partener de construcție și service — nu este o intrare speculativă. Este o poziționare pe o piață cu cerere confirmată și volum contractat.

De ce Cospowers: producătorul care controlează tot lanțul

Cospowers Technology Co., Ltd. este un producător chinez de baterii litiu-ion și sodiu-ion cu peste 30 de ani de activitate în cercetare-dezvoltare și producție. Operează cinci centre R&D, șapte baze de producție inteligentă, cu o capacitate anuală de fabricare de 15 GWh și planuri de extindere la 24 GWh. Prezent comercial în peste 60 de țări și clasificat BloombergNEF Tier 1 în lista producătorilor globali de stocare pentru 2025.

Elementul care diferențiază Cospowers pe piața globală este ciclul închis de producere. Compania proiectează și fabrică propriile celule, sub brevete proprii — celule prismatice cu carcasă de aluminiu, pe bază de litiu fier fosfat (LFP), dar și celule sodiu-ion de generație nouă. Controlul integral al lanțului — celulă, BMS (battery management system), EMS (energy management system), integrare de sistem, platformă cloud AI de monitorizare — înseamnă trasabilitate completă, omogenitate a loturilor și consistență a parametrilor electrochimici.

Mulți integratori de sisteme BESS nu fabrică celule — le cumpără de pe piață, acolo unde găsesc preț și stoc disponibil. Rezultatul: în același produs finit, sub aceeași specificație de catalog, pot coexista loturi de celule cu date de fabricație diferite, de la furnizori diferiți, cu comportament electrochimic variabil. Produsele sunt, în final, diferite — în același ambalaj. Cospowers elimină acest risc structural prin producția proprie: fiecare celulă din sistemele livrate are aceeași origine, același proces de fabricare, aceleași caracteristici. Calitatea celulelor, data fabricației, stabilitatea în stoc — toate sunt garantate din fabrică.

Cospowers este un jucător mondial important tocmai pentru că produce propriile celule, sub propria tehnologie și propriul brevet. Are un ciclu complet închis de producere, iar asta înseamnă o garanție pe care alți furnizori nu o pot oferi. Nu cumperi celule de pe piața spot, unde prețul și stocul dictează ce primești. Cumperi un produs cu trasabilitate completă, controlat din fabrică până la instalare.

Dumitru Dediu

Manager General, Kirsan Energy

Cospowers Technology — Profil

ExperiențăPeste 30 de ani în R&D baterii

Capacitate producție15 GWh/an → 24 GWh

Centre R&D / Fabrici5 centre · 7 baze de producție

Tehnologii celuleLFP, sodiu-ion (brevet propriu)

ClasificareBloombergNEF Tier 1 (2025)

PiețePeste 60 de țări

Contract Bulgaria1 GWh (450 MWh livrate)

Distribuție MDDeschisă prin Kirsan Energy

DiferențiatorCiclu închis — celule proprii, brevet propriu

România: 100 MWh în construcție, 30 MW la Brașov, fabrică de panouri solare

România este piața principală de dezvoltare BESS pentru Kirsan Energy. Compania are în derulare două proiecte de stocare de câte 50 MWh, fiecare cu o putere de descărcare de 12,5 MW pe oră — 100 MWh în total, cu echipamente Cospowers. La acestea se adaugă un al treilea proiect, de 30 MW, în pregătire în zona Brașov.

Kirsan Energy — proiecte BESS în România

Infrastructură de stocare pe baterii Cospowers în cadrul proiectelor Kirsan Energy din România | Foto: Kirsan Energy

Expansiunea românească a grupului a câștigat o dimensiune suplimentară prin intrarea holdingului elvețian Kirsan Swiss GmbH în acționariatul firmei brașovene KBK Kraft Projekt, care dezvoltă prima fabrică de asamblare de panouri fotovoltaice din România finanțată prin PNRR, în parcul industrial Sepsi din Sfântu Gheorghe, județul Covasna. Tranzacția — 49% din capitalul KBK Kraft Projekt — marchează intenția de a controla și segmentul de producție de componente, nu doar cel de dezvoltare și construcție de proiecte.

      Portofoliu regional — orizont vara 2027: Cumulând proiectele din România (100 MWh + 30 MW), participarea la contractul Cospowers din Bulgaria (1 GWh, 450 MWh livrate) și proiectele aflate în diferite faze de dezvoltare în Moldova și Ucraina, portofoliul regional Kirsan Energy–Cospowers va depăși 1 GWh de capacitate de stocare până în vara anului 2027.
    

100 MW · Bulgaria

100 MWh · România

30 MW · România

>1 GWh · 2027

Prima din Moldova și România certificată pentru service BESS

Kirsan Energy este prima companie din Republica Moldova și România certificată pentru service post-vânzare și mentenanță la sisteme de stocare a energiei. Echipa de ingineri a parcurs programul de certificare la fabrica Cospowers — aceiași ingineri care au lucrat la comisionarea proiectului de 100 MW de la Veliko Tarnovo, alături de specialiștii chinezi — și poate asigura întregul ciclu de viață al sistemelor: instalare, comisionare, diagnosticare, intervenție și mentenanță preventivă.

Echipa de ingineri Kirsan Energy — certificare Cospowers

Ingineri Kirsan Energy — prima echipă din Moldova și România certificată pentru service și mentenanță la sisteme de stocare Cospowers | Foto: Kirsan Energy

Certificarea transformă Kirsan Energy în echipa care va deservi toate sistemele de stocare Cospowers din regiune — Moldova, România, Bulgaria, Ucraina. Pe o piață unde volumul de BESS instalat crește rapid, capacitatea de intervenție locală — fără dependența de echipe trimise din China sau din vestul Europei — este un avantaj operațional care face diferența între un sistem productiv și unul care pierde bani în așteptare. Cospowers a deschis distribuție în Republica Moldova tocmai pe această logică: nu doar vânzare de echipamente, ci parteneriat structurat, cu transfer de competențe, certificare a echipei locale și angajament pe termen lung pe partea de garanție și performanță.

Kirsan Energy: companie moldo-elvețiană cu peste două decenii de activitate

Kirsan Energy este brațul energetic al Grupului de companii Kirsan, structură fondată în Republica Moldova, cu sediu operațional în Elveția și activitate în mai multe țări europene — Elveția, Germania, Spania, România, Moldova și, de curând, Bulgaria. Grupul, condus de Sergiu Coman (CEO Kirsan Group), a crescut inițial în construcții rezidențiale — peste 5.000 de apartamente dezvoltate, cartierele Metropolis și Swiss Village din Chișinău — înainte de a pivota strategic spre energia verde.

Kirsan Energy — proiecte de stocare și fotovoltaic

Proiecte de stocare și sisteme fotovoltaice în portofoliul regional Kirsan Energy | Foto: Kirsan Energy

Sub conducerea lui Dumitru Dediu (Manager General Kirsan Energy), compania a început cu instalarea sistemelor fotovoltaice rezidențiale și industriale în România și Moldova, apoi a avansat rapid spre proiecte de stocare de scară utilitar. Astăzi, Kirsan Energy acoperă tot ciclul EPC — engineering, procurement, construction — completat cu capacitate proprie de service certificat: proiectare, achiziție de componente, instalare, punere în funcțiune și mentenanță post-livrare. Direcția strategică din ultimul an este concentrată pe dezvoltarea de proiecte de stocare a energiei, cu accent pe segmentul BESS, în parteneriat strategic cu Cospowers.

Expansiunea pe trei piețe — România, Moldova și Bulgaria — este susținută de holdingul elvețian Kirsan Swiss GmbH și de o echipă cu experiență acumulată în proiecte din mai multe țări europene. Compania promovează conceptul de „energie socială” — integrarea soluțiilor energetice în sectorul agricol, industrial și infrastructural, prin clustere care includ producerea, stocarea și distribuția energiei.

Suntem o companie moldo-elvețiană de dezvoltare și construcții de proiecte de energie verde, cu o direcție foarte clară: stocare de energie. Am construit experiența în România, am certificat echipa la Cospowers, am participat la comisionarea unui proiect de 100 MW în Bulgaria. Până în vara lui 2027, portofoliul nostru regional va depăși 1 GWh. Acesta este ritmul pe care ni l-am asumat și pe care îl livrăm.

Dumitru Dediu

Manager General, Kirsan Energy

Context: stocarea de energie în sud-estul Europei

Republica Moldova a integrat oficial energia din BESS în bilanțul energetic național. La începutul lunii mai 2026, ministrul Energiei Dorin Junghietu confirma public că sistemele de stocare asigură deja 50 MW din consumul de 700 MW al republicii, iar energia stocată apare în premieră în statistica operatorului de transport Moldelectrica. România pregătește instrumente de finanțare dedicate stocării. Ucraina, cu infrastructura energetică afectată de război, are nevoie urgentă de capacitate distribuită. Bulgaria, cu un program de 590 de milioane de euro și un obiectiv de 10 GWh, este deja în faza de execuție masivă.

În toată această regiune, cererea de stocare crește mai repede decât capacitatea de livrare și, mai ales, decât capacitatea de service. O companie care poate construi, comisiona și deservi sisteme BESS — cu echipă certificată, cu partener producător de calibru global, cu experiență demonstrată pe proiecte de 100 MW — ocupă o poziție pe care puțini competitori o pot replica. Kirsan Energy și Cospowers construiesc, proiect cu proiect, infrastructura de flexibilitate a rețelelor electrice din sud-estul Europei.

Kirsan Energy — Profil companie

TipDezvoltare & construcții energie verde

OrigineMoldova / Elveția

GrupKirsan Group (CEO: Sergiu Coman)

Manager General EnergyDumitru Dediu

ServiciiPV, BESS, EPC complet, service certificat

CertificarePrima din MD & RO — service BESS Cospowers

Statut CospowersPartener regional (MD, RO, BG, UA)

Piețe activeRomânia, Moldova, Bulgaria

Orizont 2027Portofoliu regional >1 GWh

Material publicitar · RENERGY.MD · Mai 2026

ULTIMA ORĂ | ANRE a aprobat noul regulament de racordare la rețelele electrice

NEWSROOM

NewsRoom

-

06/05/2026

0

ULTIMA ORĂ | ANRE a aprobat noul regulament de racordare la rețelele electrice

ANRE a aprobat, pe 6 mai 2026, noul Regulament privind racordarea la rețelele electrice și prestarea serviciilor de transport și distribuție a energiei electrice. Dincolo de caracterul tehnic al documentului, miza este una structurală: Republica Moldova încearcă să treacă de la un sistem în care accesul la rețea era adesea blocat de capacități rezervate formal, la unul în care racordarea depinde mai mult de capacitatea reală, de costuri asumate și de reguli de piață.

Problema pe care regulamentul încearcă să o rezolve este cunoscută în sector: multe proiecte au primit avize de racordare, dar puține au ajuns efectiv să fie puse în funcțiune. Potrivit datelor ANRE, din circa 1.500 MW aprobați prin avize, mai puțin de 10% erau puși anual în exploatare. Asta înseamnă că o parte importantă din capacitatea rețelei a fost blocată pe hârtie, fără să producă efecte reale în sistem.

Una dintre cele mai importante schimbări este introducerea racordării flexibile. Practic, un solicitant va putea fi conectat la rețea chiar și în zone unde infrastructura este aglomerată, dar cu acceptarea unor limitări temporare de putere atunci când rețeaua este supraîncărcată. Este o soluție de compromis: nu rezolvă imediat problema investițiilor în rețea, dar poate reduce listele de așteptare și poate permite dezvoltarea unor proiecte care altfel ar rămâne blocate.

Regulamentul introduce și licitații pentru capacitatea de racordare în zonele deficitare. Această prevedere schimbă logica de alocare a accesului la rețea: capacitatea disponibilă nu mai este tratată doar administrativ, ci poate deveni un bun rar, distribuit prin mecanisme competitive. În paralel, costurile extinderii rețelei vor putea fi transferate mai clar către beneficiarii direcți ai investițiilor, ceea ce reduce presiunea asupra consumatorilor generali, dar poate crește costurile inițiale pentru dezvoltatori.

O altă modificare relevantă este posibilitatea cesionării avizelor de racordare pentru proiecte de peste 20 MW. Această regulă poate ajuta proiectele mari să continue în cazuri de restructurare corporativă sau schimbare de investitor. În același timp, va trebui urmărit dacă mecanismul nu va alimenta o piață secundară a avizelor, unde accesul la rețea devine obiect de tranzacție speculativă.

Adoptarea regulamentului are și o dimensiune europeană. Noua Lege a energiei electrice, intrată în vigoare în august 2025, a obligat ANRE să revizuiască rapid cadrul de racordare. Moldova se afla sub presiunea alinierii la normele europene și a procedurilor Comunității Energetice, iar întârzierea reformelor putea afecta calendarul de integrare a pieței electrice cu UE.

În esență, noul regulament nu este doar un act administrativ. Este o încercare de a disciplina accesul la rețele într-un moment în care investițiile în regenerabile, consumul nou și integrarea europeană pun presiune pe infrastructura existentă. Efectul real va depinde însă de aplicare: cât de transparente vor fi licitațiile, cât de clar vor fi calculate costurile de extindere și cât de ferm va acționa ANRE împotriva avizelor speculative.

UE validează planul Moldovei pentru securitatea electrică a sezonului estival

NEWSROOM

NewsRoom

-

06/05/2026

0

UE validează planul Moldovei pentru securitatea electrică a sezonului estival

Dialog Energetic UE–Moldova · Ediția VII | Renergy.md

La cea de-a 7-a ediție a Dialogului Energetic la Nivel Înalt UE–Moldova, desfășurată la Bruxelles pe 5 mai 2026, a fost aprobat Planul de pregătire pentru sezonul estival al sectorului electroenergetic moldovenesc — un document elaborat cu sprijinul Secretariatului Comunității Energetice, în contextul în care Moldova acoperă prin import peste 50% din necesarul de electricitate vara.

Dorin Junghietu (stânga) și Dan Jørgensen la conferința de presă după Dialogul Energetic UE–Moldova, Ediția VII · Bruxelles, 5 Mai 2026
© Comisia Europeană / Serviciul Audiovizual · P-069647

>50%

Din necesarul de electricitate al Moldovei acoperit prin import vara

▲ vulnerabilitate confirmată oficial

>1 GW

Capacitate regenerabilă instalată în rețea

▲ de la 77 MW în 2020

24.5%

Pondere regenerabile în producția internă 2025

▲ față de sub 5% în 2020

VII

Ediție a Dialogului Energetic la Nivel Înalt UE–Moldova

Platformă lansată în 2021

Dan Jørgensen la conferința de presă după Dialogul Energetic UE–Moldova, 5 mai 2026

Dan Jørgensen, Comisar European pentru Energie și Locuințe, la conferința de presă după Dialogul Energetic UE–Moldova, Ediția VII © CE / P-069647 · 5 MAI 2026

Comunicat oficial

Energy Community Secretariat · 6 Mai 2026

Comisia Europeană, Ministerul Energiei al Republicii Moldova și Secretariatul Comunității Energetice s-au reunit la Bruxelles pe 5 mai 2026, în cadrul celui de-al 7-lea Dialog Energetic la Nivel Înalt UE–Moldova, co-prezidat de Comisarul European pentru Energie Dan Jørgensen și Ministrul Energiei Dorin Junghietu. Reuniunea a confirmat parteneriatul solid dintre UE și Moldova în domeniul securității energetice și al integrării graduale în piața europeană.

Noutatea principală a reuniunii

        A fost aprobat Planul de pregătire pentru sezonul estival al sectorului electroenergetic al Republicii Moldova, elaborat cu sprijinul Secretariatului Comunității Energetice. Moldova acoperă prin import peste 50% din necesarul de electricitate în perioada de vară — cel mai ridicat nivel de dependență sezonieră — ceea ce subliniază importanța critică a integrării piețelor și a coordonării regionale.

În contextul în care războiul Rusiei împotriva Ucrainei continuă să perturbe sistemele energetice regionale și afectează situația aprovizionării interne a Moldovei, oficialii au accentuat importanța coordonării cu România, Ucraina și operatorii regionali de transport pentru asigurarea unui aprovizionări fiabile pe durata verii.

„Lumea traversează probabil cea mai severă criză energetică din istorie — una care testează reziliența economiilor, societăților și parteneriatelor noastre. În acest context, parteneriatul energetic dintre Uniunea Europeană și Moldova se remarcă prin soliditate și orientare spre viitor.”

Dan Jørgensen — Comisar European pentru Energie și Locuințe · Bruxelles, 5 Mai 2026

Discuțiile au acoperit prioritățile energetice majore în contextul geopolitic actual: securitatea aprovizionării și pregătirea sezonieră, reformele piețelor de electricitate și gaze, infrastructura strategică, energia regenerabilă și eficiența energetică. Participanții au trecut în revistă progresele Moldovei în consolidarea rezilienței energetice și avansarea reformelor legate de traseul de aderare la UE.

Trei paliere de acțiune confirmate

PALIER 01 / INFRASTRUCTURĂ

Linia Independenței Energetice și interconectările cu România

Punerea în funcțiune a liniei de 400 kV Vulcănești–Chișinău — numită oficial „Linia Independenței Energetice” — va marca un pas decisiv: linia de 157 km, cu peste 500 de piloni, va putea acoperi mai mult de 50% din consumul de electricitate al țării în perioadele de vârf. Eforturile de extindere a interconectărilor cu România avansează constant, consolidând accesul la sistemul european ENTSO-E.

PALIER 02 / PRODUCȚIE INTERNĂ ȘI STOCARE

Diversificarea capacităților de generare

Securitatea aprovizionării cu electricitate va fi consolidată prin extinderea și diversificarea capacităților interne de producție, în paralel cu creșterea capacității de transport transfrontalier. Capacitatea instalată din surse regenerabile a depășit 1 GW față de 77 MW în 2020. Prima instalație de stocare la scară industrială a fost inaugurată, obiectivul declarat fiind 200 MWh instalați.

PALIER 03 / INTEGRARE PIAȚĂ

Cuplarea piețelor — condiționată de conformitate legislativă

Republica Moldova continuă construirea fundațiilor legislative necesare integrării în piața de electricitate a Uniunii Europene. Moldova ar putea proceda la cuplarea piețelor cu UE, sub rezerva verificării conformității legislative și a pregătirii tehnice. Aceasta nu este o certitudine automată, ci un proces condițional — distincție esențială față de formulările anterioare.

„Progresele în reformele Moldovei arată că securitatea energetică depinde astăzi de o integrare regională mai profundă și de o cooperare transfrontalieră mai solidă. Avansând simultan reformele, infrastructura și integrarea piețelor, Moldova își consolidează reziliența într-un mediu regional dificil.”

Artur Lorkowski — Director, Secretariatul Comunității Energetice · 6 Mai 2026

Uniunea Europeană a reafirmat continuarea sprijinului politic, tehnic și financiar pentru eforturile Moldovei de a construi un sistem energetic mai sigur, mai rezistent și mai durabil, și de a aprofunda integrarea cu Europa.

Dorin Junghietu la Dialogul Energetic UE–Moldova, Bruxelles, 5 mai 2026

Dan Jørgensen la Dialogul Energetic UE–Moldova, Bruxelles, 5 mai 2026

Dorin Junghietu, Ministrul Energiei al Republicii Moldova · Dan Jørgensen, Comisar European pentru Energie și Locuințe © CE / P-069647 · 5 MAI 2026

Evoluție capacitate regenerabilă instalată — Republica Moldova MW · 2020–2026

2020

77 MW

2021

160 MW

2022

280 MW

2023

480 MW

2024

720 MW

2025–2026

>1.000 MW

Cronologia reformei energetice

2021

Lansarea Dialogului Energetic la Nivel Înalt UE–Moldova

Prima ediție a platformei bilaterale de coordonare în domeniul energiei.

Martie 2022

Sincronizarea cu rețelele europene ENTSO-E

Moldova și Ucraina se deconectează de rețeaua post-sovietică — moment geopolitic definitoriu.

2025

Stare de urgență energetică — 60 de zile

Perturbări regionale cauzate de războiul Rusiei împotriva Ucrainei afectează aprovizionarea internă.

Martie 2026

Lansarea pachetului de integrare a electricității

Proces de verificare a conformității legislative — condiție pentru cuplarea piețelor.

5 Mai 2026

Dialogul Energetic Ediția VII — Bruxelles

Aprobarea Planului de pregătire pentru vară. Reconfirmarea angajamentelor de reformă și integrare.

Mai 2026 — țintă

Punerea în funcțiune a Liniei Independenței Energetice

Linia Vulcănești–Chișinău 400 kV — va acoperi peste 50% din consumul de vârf al Moldovei.

TBD — condiționat

Cuplarea piețelor de electricitate cu UE

Sub rezerva verificării conformității legislative și a pregătirii tehnice — proces în curs.

Față de ediții anterioare ale dialogului, comunicatul din 6 mai 2026 al Secretariatului Comunității Energetice este mai concret și mai asumat: identifică explicit vulnerabilitatea de import de peste 50% în sezonul estival, numește linia Vulcănești–Chișinău cu titulatura sa oficială — „Linia Independenței Energetice” — și, important, condiționează cuplarea piețelor de conformitate legislativă verificată, nu o prezintă ca certitudine calendară. Aceasta este o diferență de fond față de comunicarea oficială moldovenească, care tinde să prezinte integrarea ca inevitabilă și apropiată.

Trei observații cu relevanță practică directă:

OBSERVAȚIE 01

Planul de vară — instrument de gestionare a dependenței, nu de eliminare a ei

Aprobarea Planului de pregătire pentru vară confirmă că Moldova intră în sezonul cu cea mai ridicată cerere de electricitate cu o dependență de import de peste 50%. Planul coordonează fluxurile transfrontaliere și gestionează riscul — nu rezolvă structural vulnerabilitatea. Aceasta rămâne valabilă până la punerea în funcțiune a Liniei Independenței Energetice și la extinderea capacităților interne.

OBSERVAȚIE 02

„Linia Independenței” — termenul de mai 2026 merită urmărit strict

Ministerul Energiei a declarat că linia Vulcănești–Chișinău va fi pusă în exploatare până la finalul lunii mai 2026. Substația Chișinău era la peste 80% din execuție la momentul anunțului, iar cea din Vulcănești la 70%. Odată funcțională, linia acoperă mai mult de jumătate din consumul de vârf — schimbând structural ecuația de import. Renergy.md va monitoriza punerea în exploatare.

OBSERVAȚIE 03

Cuplarea piețelor — formulare condițională, nu calendar fix

Comunicatul oficial precizează că Moldova „ar putea proceda” la cuplarea piețelor cu UE „sub rezerva verificării conformității legislative și a pregătirii tehnice”. Această formulare diferă semnificativ de referințele la „2028″ care circulă în comunicarea publică. Procesul de verificare lansat în martie 2026 este etapa critică — ritmul său va determina orizontul real de integrare.

Renergy.md urmărește dosarele de infrastructură, reformă de piață și integrare europeană în sectorul energetic moldovenesc și publică actualizări pe măsură ce datele devin disponibile.

Energocom a cumpărat în aprilie energie cu aproape 13 milioane de euro mai puțin

NEWSROOM

NewsRoom

-

05/05/2026

0

Energocom a cumpărat în aprilie energie cu aproape 13 milioane de euro mai puțin

Volum achiziționat

333.493 MWh

▼ 12,6% vs martie

Preț mediu

110,85 €/MWh

▼ 19,9 €/MWh vs martie

Cost total estimat

~37 mil €

▼ 12,9 mil € vs martie

Energocom a publicat raportul privind achizițiile de energie electrică pentru luna aprilie 2026, iar datele arată o scădere atât a volumului cumpărat, cât și a costurilor de achiziție față de luna precedentă.

În aprilie, compania a achiziționat 333.493 MWh de energie electrică. La costul anunțat de 110,85 €/MWh, valoarea energiei cumpărate se ridică la aproximativ 36,97 milioane €.

Comparativ, în martie, Energocom a procurat 381.513 MWh, la un cost de 130,75 €/MWh, ceea ce înseamnă o valoare estimată de circa 49,88 milioane €. Prin urmare, în aprilie compania a cumpărat cu 48.020 MWh mai puțin și a cheltuit cu aproximativ 12,9 milioane € mai puțin pentru achiziția energiei electrice.

Scăderea este importantă din două motive. Pe de o parte, volumul de energie procurat a fost mai mic cu aproximativ 12,6% față de martie. Pe de altă parte, energia cumpărată în aprilie a fost mai ieftină cu aproape 20 €/MWh, ceea ce a redus presiunea totală asupra costurilor.

Notă: Suma de 36,97 milioane € nu reprezintă costul final al energiei livrate consumatorilor. Ea reflectă doar valoarea energiei cumpărate propriu-zis. Nu sunt incluse taxele de transport, costurile de rezervare a capacităților, livrarea și alte cheltuieli logistice.

Comparație aprilie 2026 vs martie 2026

Indicator	Apr 2026	Mar 2026	Δ
Volum total (MWh)	333.493	381.513	−48.020 (−12,6%)
Preț mediu (€/MWh)	110,85	130,75	−19,90 (−15,2%)
Cost total estimat (mil €)	~36,97	~49,88	−12,91 (−25,9%)
Ponderea importurilor	62,82%	51,76%	+11,06 pp
Ponderea producție internă	37,18%	48,24%	−11,06 pp

Comparație an la an: Aprilie 2026 vs Aprilie 2025

Volum (MWh)

333.493

Apr 2026

~339.000

Apr 2025

▼ ~1,6% — volum comparabil

Preț mediu (€/MWh)

110,85

Apr 2026

109,18

Apr 2025

▲ +1,5% — preț aproape identic

Cost total estimat (mil €)

~36,97

Apr 2026

~37,01

Apr 2025

≈ stabil — diferență neglijabilă

Ponderea importuri

62,82%

Apr 2026

68,56%

Apr 2025

▼ −5,7 pp — mai puțin dependent de import

Comparativ cu aprilie 2025, volumul și prețul sunt remarcabil de similare: cu doar ~1,6% mai puțin ca volum și +1,5% la preț. Costul total este practic identic (~37 mil €). Diferența majoră stă în structură: în aprilie 2026, importurile au reprezentat 62,82% față de 68,56% în aprilie 2025, ceea ce indică o creștere a capacității interne de producție, în special din surse regenerabile.

Comparație an la an: Martie 2026 vs Martie 2025

Indicator	Mar 2026	Mar 2025	Δ
Volum total (MWh)	381.513	~384.000	−0,6%
Preț mediu (€/MWh)	130,75	119,85	+9,1%
Cost total estimat (mil €)	~49,88	~46,02	+8,4%
Ponderea importurilor	51,76%	65,03%	−13,27 pp

În martie 2026, volumul a fost aproape identic cu martie 2025, dar prețul mediu a fost cu 9,1% mai mare (+10,9 €/MWh). Acest lucru a generat o factură cu ~3,86 milioane € mai mare an la an. Pe de altă parte, dependența de importuri a scăzut dramatic — de la 65% la sub 52% — reflectând capacitatea internă suplimentară.

Structura achizițiilor pe surse

Aprilie 2026

62,8%

Import

Contracte bilaterale RO+UA37,45%

OPCOM / BRM (spot)25,37%

Regenerabile locale23,13%

CET-Nord + Termoelectrica14,05%

Aprilie 2025

68,6%

Import

Contracte bilaterale36,65%

OPCOM / BRM (spot)19,98%

România preț preferențial11,93%

Regenerabile locale19,51%

CET-uri (Chișinău + Bălți)11,93%

Structura achizițiilor din aprilie 2026 arată că Republica Moldova a rămas dependentă în mare parte de importuri. Din totalul energiei cumpărate, 62,82% a provenit din import, iar 37,18% din producția internă.

Din importuri, 37,45% au fost asigurate prin contracte bilaterale cu furnizori și producători din România și Ucraina. Alte 25,37% au fost cumpărate de pe piețele pentru ziua următoare, prin OPCOM și BRM. Această structură arată că Energocom a combinat achizițiile directe, mai previzibile, cu energia cumpărată de pe piețele spot, unde prețurile se pot schimba rapid.

Pe piața internă, CET-Nord și Termoelectrica au acoperit 14,05% din necesar, iar parcurile și centralele de energie regenerabilă au asigurat 23,13%. Asta înseamnă că, în aprilie, energia regenerabilă locală a avut o contribuție mai mare decât producția termoenergetică internă.

Față de aprilie 2025, ponderea regenerabilelor a crescut de la 19,51% la 23,13% (+3,6 pp), iar dependența totală de importuri a scăzut de la 68,56% la 62,82%. Dispariția categoriei „România la preț preferențial” (11,93% în aprilie 2025) se explică prin încetarea măsurilor de plafonare din OUG 27/2022 începând cu 1 iulie 2025.

Magistrala energetică Strășeni–Gutinaș devine proiect strategic de utilitate publică

NEWSROOM

NewsRoom

-

04/05/2026

0

Magistrala energetică Strășeni–Gutinaș devine proiect strategic de utilitate publică

LEA 400 kV Strășeni–Gutinaș — Renergy.md

A treia interconexiune electrică Moldova–România a trecut prin planuri amânate, o finanțare americană retrasă brusc și șase luni de blocaj complet. În mai 2026, primește statut strategic. Dar drumul spre punerea în funcțiune rămâne lung. Astăzi, Ministerul Energiei a anunțat că linia electrică aeriană de 400 kV Strășeni–Gutinaș va dobândi statutul de proiect strategic de utilitate publică de interes național — cel mai înalt rang administrativ pe care îl poate primi o investiție în infrastructura energetică a Republicii Moldova. Decizia deschide calea spre autorizare accelerată, urgentarea avizelor și, acolo unde va fi necesar, expropriere în regim prioritar pentru terenurile din cele 25 de localități pe care le traversează traseul propus.

190^km

Lungime totală

70^km

Pe teritoriul MD

400^kV

Tensiune transport

130^M$

Grant SUA

25

Localități afectate

2030

Estimat finalizare

Republica Moldova construiește, cu viteze diferite, trei autostrăzi electrice spre Occident. Linia Strășeni–Gutinaș este cea mai tânără dintre ele — și singura care promite o conexiune 100% directă cu România, fără niciun metru de teritoriu ucrainean în traseu.

Povestea acestui proiect este, în același timp, un barometru al ambițiilor energetice moldovenești și al fragilității lor. O idee discutată ani de zile în documentele de planificare ale Moldelectrica, un memorandum semnat cu entuziasm în primăvara lui 2024, o finanțare înghețată brusc de administrația Trump în februarie 2025, șase luni de incertitudine totală — și, în cele din urmă, o relansare cu fonduri garantate direct la nivel de Guvern SUA. Cel mai recent pas, din mai 2026, este acordarea statutului de proiect strategic de utilitate publică, un instrument juridic care deschide calea spre autorizare accelerată și expropriere prioritară.

De ce are Moldova nevoie de o a treia linie?

Timp de decenii, Moldova a funcționat ca un ins energetic izolat, dependent de curentul produs la Centrala de la Cuciurgan, situată pe teritoriul transnistrean necontrolat de autoritățile constituționale. Singura linie de 400 kV funcțională — Isaccea–Vulcănești — tranzita, ironic, tot un nod din rețeaua transnistreană, ceea ce o transforma dintr-o soluție europeană într-o vulnerabilitate mascată.

„Linia Strășeni–Gutinaș este o conexiune directă cu rețeaua românească. Linia construită acum traversează Ucraina, o țară în război. Există riscuri pentru noi chiar și pe acea rută.”

Eugen Muravschi, expert în politici energetice, septembrie 2025

Prima interconexiune adevărată — Vulcănești–Chișinău, 400 kV, finanțată de Banca Mondială — a fost finalizată în 2025 și acoperă sudul și capitala. A doua, Bălți–Suceava, este în proiectare și va deservi nordul. Strășeni–Gutinaș completează tabloul: o legătură directă pentru centrul țării, pe un traseu complet independent de infrastructura ucraineană sau transnistreană.

Logica este simplă: Moldova are nevoie de redundanță reală, nu de linii multiple care converg prin același coridor vulnerabil. Dacă una dintre conexiuni este întreruptă — din cauza unui atac, a unui accident sau a unui șantaj politic — celelalte două trebuie să poată prelua sarcina. Aceasta este arhitectura de securitate pe care o construiesc cele trei linii împreună.

Parametri tehnici: ce este, de fapt, această linie

Linia electrică aeriană de 400 kV Strășeni–Gutinaș va avea o lungime totală de aproximativ 190 de kilometri, dintre care 70 km pe teritoriul Republicii Moldova și 120 km pe cel românesc. Punctul de plecare moldovenesc este stația electrică Strășeni — care va fi modernizată de la 330 kV la 400 kV — iar capătul românesc este stația Gutinaș, situată lângă Onești, județul Bacău.

Traseul moldovenesc traversează patru raioane: Strășeni, Călărași, Nisporeni și Hâncești, atingând 25 de localități. Proiectul a fost calibrat să evite zonele dens populate, preferând coridoare agricole și rurale. Tensiunea de 400 kV este standardul european pentru transportul energiei pe distanțe mari cu pierderi minime — compatibilă direct cu sistemul ENTSO-E, rețeaua care leagă operatorii de transport din 35 de țări europene.

De reținut: Stația Strășeni 330 kV va fi modernizată prin adăugarea unui buș de 400 kV și echipamente noi de comutație. Această componentă este parte integrată a proiectului — bugetul de 130 de milioane de dolari acoperă atât linia, cât și modernizarea stației.

Finanțarea: o odisee între Washington și Bruxelles

Pe 30 aprilie 2024, Ministerul Energiei de la Chișinău a semnat cu USAID un memorandum care prevedea un pachet de până la 220–300 de milioane de dolari pentru construcția liniei și proiecte adiacente de stabilizare a rețelei. Linia era integrată în programul „Moldova Conectată”. Construcția urma să înceapă la finele lui 2025, finalizarea — în 2029.

Totul s-a schimbat în februarie 2025, când administrația Trump a suspendat toate programele USAID. Linia a rămas oficial „fără acoperire financiară”. Tehnic, proiectul era mai avansat decât părea: inspecțiile de teren din septembrie 2024, realizate cu echipa mixtă Moldelectrica–USAID–Transelectrica–Black and Veatch, identificaseră deja două scenarii de traseu, iar studiul de prefezabilitate era finalizat. Dar fără finanțare, nicio etapă suplimentară nu putea fi lansată.

Guvernul a reacționat pe două fronturi simultan. A inclus proiectul în Planul de Creștere al Consiliului Europei pentru Moldova și l-a propus spre finanțare în apelul PCI/PMI al UE, destinat proiectelor de interconectare de interes comun. În paralel, în iunie 2025, Ministerul Energiei a declanșat procedura internă de declarare a utilității publice — un pas necesar oricum, indiferent de sursa de finanțare.

Deznodământul a venit pe 17 septembrie 2025: Ambasada SUA la Chișinău a confirmat că Guvernul Statelor Unite — nu USAID, ci la nivel guvernamental — va finanța integral linia cu un grant nerambursabil de 130 de milioane de dolari. Premierul Dorin Recean a anunțat finalizarea pentru 2028. Planurile oficiale ale Moldelectrica înscriu termenul pentru decembrie 2030.

Ce aduce statutul de utilitate publică

Acordat în mai 2026, statutul de proiect strategic de utilitate publică de interes național activează un set de mecanisme juridice concrete care pot comprima semnificativ termenele de autorizare: simplificarea procedurilor administrative, urgentarea avizelor și autorizațiilor și — cel mai important — posibilitatea declanșării exproprierii pentru cauză de utilitate publică în regim prioritar, pentru terenurile din cele 25 de localități traversate.

Comisia interinstituțională constituită în august 2025 — condusă de secretarul de stat Constantin Borosan și incluzând Ministerul Infrastructurii, MAIA, Ministerul Mediului, Ministerul Finanțelor, ANRE, Agenția Cadastru, Moldelectrica și autoritățile locale — a analizat pe teren fiecare segment de traseu, a colectat opiniile primarilor și a justificat interesul public al lucrărilor. Finalizarea acestei etape a deschis calea spre acordarea statutului.

Date tehnice

Tip: Linie electrică aeriană (LEA)
Tensiune: 400 kV
Lungime totală: ~190 km
Segment MD: ~70 km
Segment RO: ~120 km
Punct MD: Stația Strășeni 330→400 kV
Punct RO: Stația Gutinaș, jud. Bacău
Raioane: Strășeni, Călărași, Nisporeni, Hâncești
Localități: 25

Finanțare

Valoare: 130 milioane USD
Tip: Grant nerambursabil
Finanțator: Guvernul SUA
Consultant: Black and Veatch
Buget de stat MD: Nu

Status mai 2026

Etapă: Utilitate publică acordată
Fezabilitate: În curs
Licitații: Nelansat
Exproprieri: Neîncepute
Finalizare: Decembrie 2030

Cronologia unui proiect care a supraviețuit geopoliticii

2015–2022

O idee în planuri, fără calendar ferm

Linia apare în documentele de planificare ale Moldelectrica ca necesitate pe termen lung, fără finanțare identificată. Criza energetică din iarna 2021–2022, pe fondul conflictului ruso-ucrainean, transformă discuțiile teoretice în urgență politică reală.

Apr. 2024

Memorandum cu USAID: 220–300 milioane dolari promise

Ministerul Energiei semnează cu USAID un memorandum de înțelegere. Linia este integrată în programul „Moldova Conectată”. Construcția planificată la finele lui 2025, finalizarea în 2029. Primul angajament financiar concret.

Sept. 2024

Inspecții de teren: delegație mixtă Moldelectrica–USAID–Transelectrica

Echipa tehnică evaluează cele două scenarii de traseu pe teren. Inspecția acoperă stația Strășeni 330 kV și coridoarele rurale propuse. Studiul de prefezabilitate este finalizat. Renergy.md publică primul material dedicat proiectului.

Feb. 2025

Șoc: USAID suspendat. Finanțarea — anulată

Administrația Trump suspendă toate programele USAID. Linia rămâne oficial „fără acoperire financiară”. Fără finanțator și fără studiu de fezabilitate finalizat, nicio lucrare nu poate fi lansată.

Mar. 2026

Confirmare oficială: proiect blocat în faza preliminară

Oficialul Carolina Novac declară în Comisia pentru integrare europeană că linia nu poate avansa fără studiu de fezabilitate finalizat și un implementator american desemnat. Lucrările sunt de facto „amânate pe termen nedefinit”.

Iun. 2025

Guvernul declanșează procedura de utilitate publică

Ministerul Energiei publică proiectul de hotărâre privind comisia de cercetare prealabilă. Linia este inclusă în Planul de Creștere al Consiliului Europei și propusă în apelul PCI/PMI al UE.

Aug. 2025

Comisia interinstituțională — constituită oficial

Cabinetul de Miniștri aprobă comisia condusă de secretarul de stat Constantin Borosan. Din ea fac parte Ministerul Infrastructurii, Mediului, Finanțelor, ANRE, Agenția Cadastru, Moldelectrica și autoritățile locale din cele 25 de localități.

Sep. 2025

Relansare: Guvernul SUA confirmă 130 milioane dolari grant

Pe 17 septembrie 2025, Ambasada SUA anunță că Guvernul Statelor Unite va finanța integral linia — grant nerambursabil, nu USAID. Premierul Recean anunță 2028. Moldelectrica înscrie termenul oficial: decembrie 2030.

Mai 2026

Statut de utilitate publică de interes național — acordat

Ministerul Energiei finalizează procedura. Se activează mecanisme speciale: simplificarea autorizărilor, urgentarea avizelor și expropriere în regim prioritar pentru toate cele 25 de localități traversate.

Cele trei interconexiuni: comparație directă

Strășeni–Gutinaș este ultimul din trioul strategic de linii de 400 kV care ancorează Moldova în sistemul energetic european ENTSO-E.

Parametru	Vulcănești–Chișinău	Bălți–Suceava	Strășeni–Gutinaș
Tensiune	400 kV	400 kV	400 kV
Lungime totală	>150 km	142 km	~190 km
Segment Moldova	~150 km	~49 km	~70 km
Regiune deservită	Sud + Chișinău	Nord Moldova	Centru + Chișinău
Finanțator	Banca Mondială	UE / BERD / BEI	Guvernul SUA
Valoare	61 mil. EUR	77 mil. EUR	130 mil. USD
Status	Finalizată 2025	În proiectare	Utilitate publică 2026
Finalizare	2025 ✓	Dec. 2027	Dec. 2030
Traversează Ucraina	Segment scurt	Nu	Nu — rută 100% directă

Riscuri și oportunități: o privire echilibrată

! Finanțare fragilă

Deși confirmată la nivel de Guvern SUA, finanțarea rămâne sensibilă la dinamica relației moldo-americane și la prioritățile bugetare ale Congresului. Istoria USAID din 2025 a arătat că angajamentele pot dispărea rapid — chiar și după memorandumuri formale semnate.

! Calendar ambițios vs. realitate

Premierul a anunțat 2028, Moldelectrica indică 2030. Studiul de fezabilitate nu este finalizat, exproprierea nu a început, licitațiile nu au fost lansate. Fiecare etapă poate genera întârzieri suplimentare.

+ Piața regenerabilă — deblocată

Linia va crea capacitate nouă de evacuare pentru energia solară și eoliană din centrul Moldovei — componenta care poate transforma interconexiunea dintr-o investiție de securitate într-un motor de atragere a capitalului privat verde.

✓ Ruta directă — avantaj strategic real

Strășeni–Gutinaș va fi prima conexiune complet independentă de infrastructura ucraineană sau transnistreană. Indiferent de ce se întâmplă în est, această rută garantează accesul la piața europeană de energie.

Cel mai important proiect energetic neterminat al Moldovei

Linia Strășeni–Gutinaș este piesa lipsă a independenței energetice moldovenești. Vulcănești–Chișinău acoperă sudul și capitala — gata din 2025. Bălți–Suceava va acoperi nordul — în proiectare. Centrul țării rămâne dependent de o singură axă de transport până când această magistrală va fi pusă în funcțiune.

Statutul de utilitate publică acordat în mai 2026 este un pas real și necesar — dar nu suficient. Studiul de fezabilitate, licitațiile de construcție, procesele de expropriere pe cele 25 de localități și coordonarea cu Transelectrica pentru sectorul românesc sunt etape care nu tolerează noi amânări. Fiecare an pierdut înseamnă o iarnă în plus în care rețeaua de centru a Moldovei rămâne vulnerabilă la deciziile politice de la Tiraspol sau Moscova.

La o valoare de 130 de milioane de dolari — integral grant american — este cel mai costisitor și mai important proiect de infrastructură energetică al Moldovei care nu are încă o dată fermă de start a lucrărilor. Renergy.md urmărește evoluția proiectului din septembrie 2024 și va continua să monitorizeze fiecare etapă — de la studiul de fezabilitate și primele licitații, până la prima energie transportată pe noua magistrală.