Kirsan la MoldEnergy 2026: stocare, fotovoltaic și integrare – soluții complete pentru proiecte din Moldova și România

0

În perioada 2–5 aprilie 2026, la Chișinău, în spațiile Moldexpo, are loc MoldEnergy 2026, expoziție internațională specializată care aduce în aceeași zonă tehnologiile de eficiență energetică, echipamentele pentru producție locală de energie și, tot mai vizibil, subiectul integrării sistemelor. Este tipul de eveniment unde nu mai ajunge să vii cu un produs „bun pe hârtie”. Piața întreabă despre livrare, despre integrare, despre operare și despre ce se întâmplă cu investiția după punerea în funcțiune.

RENERGY

Un stand care a lucrat exact pe această logică a fost cel al Kirsan Energy, companie cu profil moldo-elvețian și activitate în Moldova și România, care își construiește poziționarea pe soluții integrate și pe capacitatea de a acoperi întregul lanț de implementare. Potrivit companiei, Kirsan vine la MoldEnergy 2026 cu obiectivul de a discuta proiecte reale, nu doar de a prezenta echipamente, iar atmosfera de la stand a confirmat direcția: întâlniri scurte, discuții tehnice aplicate, clarificări pe dimensionare, livrare și integrare, cu un vocabular de proiect, nu de catalog.

Kirsan a mers în expoziție cu o structură clară, construită pe două piețe care cer lucruri diferite, dar ajung la aceeași concluzie. În România, investițiile se mișcă rapid și pun presiune pe execuție, termene, compatibilități și disciplină de șantier. În Moldova, interesul crește accelerat, iar întrebările devin tot mai mature: cum se optimizează autoconsumul, cum se stabilizează profilul de consum, cum se gestionează vârfurile și cum se justifică investiția pe viața tehnică a sistemului. Standul Kirsan a fost gândit ca un punct de dialog între aceste două ritmuri, cu accent pe decizia investițională și pe reducerea riscului de implementare.

La partea de echipamente, compania a expus soluții atât pentru segmentul rezidențial, cât și pentru zona comercială și industrială. În zona de interes pentru publicul larg, Kirsan a pus în față un produs ușor de înțeles și ușor de convertit într-o decizie: carportul fotovoltaic de circa 6 kW, prezentat ca soluție de autoconsum pentru gospodării și mici consumatori, cu o logică simplă de implementare și utilizare. În zona B2B, conversația a urcat rapid spre configurații de proiect: invertorizare, arhitectură de sistem, condiții de integrare, flux de livrare, punere în funcțiune și scenarii de exploatare. Potrivit companiei, discuțiile de la stand au vizat proiecte preliminare de parcuri fotovoltaice și scenarii de integrare cu stocare, cu focus pe parametri, nu pe generalități.

Standul Kirsan a fost susținut de prezența partenerilor din China, invitați special pentru discuții tehnice și comerciale la nivel de proiect. Din delegația COSPOWERS Technology au participat Li Junyi, director de marketing, și Mustafa Bahçuvan, vicepreședinte pentru afaceri internaționale pentru regiunea MENA și Balcani. Potrivit grupului, COSPOWERS livrează către Kirsan soluții și sisteme de stocare pentru proiecte din România și Moldova, iar întâlnirile de la Chișinău s-au concentrat pe subiectele care decid implementarea: arhitectura sistemelor, configurare, suport post-instalare și cerințele reale ale proiectelor care intră în execuție.

Prezența reprezentanților producătorului a profesionalizat discuțiile din stand și le-a dus în zona de implementare. Potrivit companiei, întâlnirile au vizat arhitectura și configurarea sistemelor, condițiile de garanție și suport, precum și organizarea operării și mentenanței după punerea în funcțiune, în special pentru proiectele unde stocarea este integrată din faza de proiectare.

Pe lângă soluțiile de stocare asociate partenerilor chinezi, Kirsan a prezentat și produse și soluții sub marca ECOBAT ENERGY, orientate atât către stocare rezidențială, cât și către aplicații industriale. Potrivit companiei, zona ECOBAT ENERGY a fost poziționată ca ofertă complementară pentru clienții care caută un pachet coerent, cu componentă de stocare inclusă, într-o configurație adaptată profilului de consum și obiectivelor de utilizare. În discuțiile cu vizitatorii, accentul a rămas pe logica de sistem: integrare, configurare corectă, exploatare predictibilă și responsabilitate post-instalare.

La stand au fost prezenți Dumitru Dediu, Manager General Kirsan Energy, și reprezentanți ai filialei Kirsan din România, iar dialogul a rămas ancorat în parametri de livrare și execuție, nu în discuții generale. Echipa a acoperit pe loc subiectele care contează într-o decizie de investiție: calendar de implementare, organizare de șantier, punere în funcțiune și suport post-instalare. Potrivit companiei, o parte dintre întâlnirile de la MoldEnergy 2026 s-au închis în contracte semnate, pe fondul cererii tot mai mari pentru proiecte cu termene predictibile și responsabilități asumate clar.

La Moldexpo a fost văzut și ministrul Vladimir Bolea, care a trecut pe la mai multe standuri și s-a oprit și la standul Kirsan Energy. Nu e prima dată când apare la astfel de evenimente, pare interesat de zona de tehnologii și energie verde, iar discuția a rămas în registrul practic: ce se poate implementa, în ce termene și cu ce rezultate.

RENERGY

MoldEnergy 2026 a confirmat direcția pentru 2026 și, foarte probabil, pentru anii următori: accentul se mută tot mai apăsat pe stocare, pe energie verde livrată în sisteme integrate și pe dezvoltarea rețelelor care pot prelua și gestiona noile capacități. În paralel, piața începe să ceară mai multă flexibilitate și mai multă disciplină de operare – de la integrare și automatizare, până la service și mentenanță după punerea în funcțiune. Pe scurt, nu mai vorbim doar despre proiecte instalate, ci despre infrastructură care trebuie să funcționeze predictibil, zi de zi.

Solaren la MOLDENERGY 2026: stocarea și integrarea sistemelor definesc noua etapă a pieței

MOLDENERGY 2026 se desfășoară în aceste zile la Chișinău și confirmă statutul de principală platformă locală de întâlnire pentru companiile care operează în jurul noii economii a energiei. Expoziția, organizată între 2 și 5 aprilie la Moldexpo, aduce în același spațiu tehnologie, furnizori, soluții pentru infrastructură și un public tot mai atent la eficiență, flexibilitate și randamentul investițiilor. Datele comunicate de organizatori — circa 50 de companii și aproximativ 6.000 de vizitatori anual — arată dimensiunea unui eveniment care depășește de la an la an formatul clasic de târg și începe să joace tot mai clar rolul unei platforme de repoziționare comercială și tehnologică pentru sector.

Standul Solaren.md este construit în jurul unei oferte integrate pentru proiecte energetice, care depășește zona strict fotovoltaică. La expoziție, compania prezintă soluții pentru segmentele rezidențial, comercial și industrial, cu focus clar pe tehnologiile de stocare a energiei, într-un moment în care piața se mută de la simpla instalare de capacități de producție spre sisteme complete, cu flexibilitate și autonomie mai mari. Prezența este completată de camionul demonstrativ Huawei, folosit ca showroom mobil pentru prezentarea echipamentelor și soluțiilor integrate.

RENERGY

Solaren apropo a adus acest concept la MOLDENERGY și la ediția din 2023, când a prezentat în premieră pe piața din Republica Moldova Huawei Roadshow Truck, un showroom mobil conceput pentru demonstrații tehnologice și prezentarea soluțiilor energetice din portofoliu.

La standul Solaren.md se vede și în această ediție un interes consistent din partea vizitatorilor, iar discuțiile merg în principal spre zona de stocare a energiei. Este și una dintre schimbările vizibile de substanță din piață: accentul nu mai cade exclusiv pe capacitatea de producție, ci pe arhitectura completă a sistemului. În prim-plan intră tot mai mult soluțiile care permit stocarea, gestionarea inteligentă a consumului, reducerea expunerii față de rețea și o utilizare mai eficientă a energiei produse.

Interesul nu vine doar din partea profesioniștilor deja activi în piață. În jurul standului se oprește și un public mai tânăr, format din studenți și vizitatori aflați la început de parcurs profesional, inclusiv, cel mai probabil, din mediul tehnic universitar. Este un detaliu relevant pentru felul în care evoluează sectorul: energia începe să atragă nu doar cerere comercială, ci și interes de formare, specializare și carieră. Pentru o industrie aflată în extindere, această apropiere dintre tehnologie, piață și noua generație de specialiști spune mult despre maturizarea domeniului.

La expoziție, Solaren expune soluții pentru proiecte fotovoltaice complete, inclusiv invertoare, sisteme de stocare, panouri și echipamente auxiliare. Unul dintre produsele noi din stand este invertorul Huawei de 150 kW, cu denumirea tehnică SUN2000-150K-MG0, inclus în gama Smart PV Controller. Modelul este adresat segmentului comercial și industrial și vine, potrivit fișei tehnice Huawei, cu o putere nominală de 150.000 W, până la 7 trackere MPPT și eficiență maximă de până la 98,8%.

CEO-ul Andrei Durbalov este prezent la stand alături de experți din România, într-un cadru orientat spre consultanță tehnică și dialog direct cu piața. Discuțiile sunt concentrate pe configurarea sistemelor, integrarea soluțiilor Huawei și dezvoltarea proiectelor cu componente de stocare, ceea ce transformă standul dintr-un spațiu de expunere într-un punct de lucru cu aplicabilitate comercială și tehnică.

RENERGY

La standul Solaren.md s-a aflat și Vladimir Bolea, viceprim-ministru și ministru al Infrastructurii și Dezvoltării Regionale al Republicii Moldova, care a urmărit tehnologiile prezentate de companie, cu accent pe soluțiile de stocare. Vizita sa reflectă una dintre schimbările de fond din sector: interesul se mută de la capacități de producție tratate separat la infrastructuri energetice integrate, în care stocarea și managementul energiei au o relevanță tot mai clară în logica dezvoltării și a investițiilor.

Prezența Solaren la MOLDENERGY 2026 indică direcția în care compania își scalează activitatea pe piața din Republica Moldova, cu accent pe distribuția de echipamente, integrarea soluțiilor și dezvoltarea unui portofoliu orientat spre aplicații energetice complete. Compania operează cu statut de Huawei Silver Partner și construiește o ofertă axată pe invertoare, stocare și soluții energetice complete, într-un context de piață în care avantajul competitiv se construiește prin capacitate de livrare, integrare și suport tehnic. Peste 200 MW de echipamente livrate în ultimii doi ani indică o dimensiune operațională care poziționează Solaren între principalii jucători pe piața locală de energie.

Ministerul Energiei prioritizează infrastructura electrică în fața noilor proiecte de generare

Am scris în ultima perioadă despre boomul regenerabilelor, despre proiecte tot mai multe, despre licitații și capacități noi care vin în sistem într-un ritm pe care Moldova nu l-a mai avut. Mai nou, suntem și în febra stocării, cu baterii și soluții de flexibilitate prezentate drept următorul mare pas. Am scris însă constant și despre ce rămâne în urmă: rețelele. Pentru că poți să anunți mii de megawați, poți să faci licitații și să pui pe masă proiecte tot mai ambițioase, dar dacă infrastructura de transport și distribuție nu ține pasul, tot acest avans se oprește în cabluri, stații și transformatoare. Ședința convocată astăzi de Ministerul Energiei cu operatorii de sistem și ANRE confirmă că problema sectorului este rețeaua electrică, iar investițiile în infrastructură trebuiesc prioritizate.

Ministerul cere ca resursele financiare disponibile, inclusiv cele din Planul de Creștere pentru Republica Moldova, să fie direcționate prioritar spre modernizarea și extinderea rețelelor electrice. Pe masa discuțiilor au fost puse trei teme concrete: disponibilitatea avizelor de racordare, dezvoltarea rețelelor pentru integrarea noilor capacități regenerabile și a sistemelor de stocare, precum și actualizarea raportului privind respectarea zonelor de protecție a rețelelor electrice. În paralel, ministerul a anunțat intensificarea dialogului cu ANRE și cu operatorii pentru accelerarea investițiilor și eliminarea blocajelor din procesul de racordare. Mesajul este clar: prioritatea nu mai este doar creșterea numărului de proiecte, ci capacitatea infrastructurii de a le susține.

Moldova a ajuns în punctul în care rețeaua electrică dictează ritmul întregului sector. Sistemul a fost proiectat pentru producție concentrată și fluxuri previzibile, iar piața funcționează acum pe o logică diferită: regenerabile distribuite, producție variabilă, cerințe ridicate de echilibrare și presiune tot mai mare pe interconexiunile regionale. În aceste condiții, infrastructura devine criteriul care separă expansiunea reală de promisiunea administrativă. Documentele oficiale confirmă aceeași realitate: ANRE a aprobat pentru rețeaua de transport un plan de dezvoltare pe zece ani, de circa 8 miliarde de lei, iar Moldelectrica pune în prim-plan modernizarea infrastructurii existente, noile linii de interconexiune și tehnologizarea sistemului.

Producția crește mai repede decât infrastructura care ar trebui să o susțină. Ministerul cere acum prioritizarea banilor pentru rețele, confirmând oficial unde se află punctul critic al sectorului. Extinderea capacităților de generare cere investiții accelerate în transport, distribuție, automatizare, capacitate de evacuare și reziliență. În lipsa acestei corecții, fiecare megawatt nou apasă suplimentar pe o infrastructură rămasă în urma pieței.

Semnalele din documentele operatorilor merg toate în aceeași direcție. Moldelectrica include în planul său de dezvoltare proiecte grele de sistem, nu lucrări cosmetice: linia Vulcănești–Chișinău, interconexiunea Bălți–Suceava și, pe termen mai lung, Strășeni–Gutinaș, alături de modernizări de stații și echipamente. Compania arată că aceste proiecte sunt gândite tocmai pentru creșterea capacității de interconectare, consolidarea securității energetice și integrarea unui sistem electroenergetic mai rezilient. Potrivit prezentării planului, Vulcănești–Chișinău este prevăzută pentru finalizare până în decembrie 2025, Bălți–Suceava până în decembrie 2027, iar Strășeni–Gutinaș până în decembrie 2032.

La distribuție, aceeași presiune se vede în planurile aprobate de ANRE pentru RED Nord și Premier Energy Distribution. Pentru RED Nord, ANRE a aprobat în 2025 planul de dezvoltare pentru perioada 2026–2028, iar valoarea totală menționată de regulator este de 78,0156 milioane lei, în logica susținerii dezvoltării infrastructurii de distribuție. Pentru Premier Energy Distribution, ANRE a aprobat planul de dezvoltare pentru 2026–2028, iar documentul companiei vorbește direct despre asigurarea capacității pe termen lung a rețelelor de distribuție pentru a acoperi cererile de distribuție a energiei electrice, prin extinderi de centre de transformare și linii electrice în mai multe raioane. În paralel, compania are publicat și planul de investiții pentru 2026, aprobat de ANRE la 27 ianuarie 2026.

Dezechilibrul dintre producție și infrastructură devine vizibil la nivel de sistem. Proiectele noi se acumulează mai repede decât capacitatea rețelei de a le integra. În acest cadru, rețeaua nu mai este un element suport, ci factorul care stabilește limita de creștere a sectorului. Fără extindere și modernizare accelerate, investițiile în generare se transformă în presiune directă pe o infrastructură care operează deja aproape de limitele ei.

Planurile există, proiectele există, nevoia de investiții este deja documentată. Presiunea cade acum pe execuție și pe prioritizarea banilor în infrastructură. Asta înseamnă extinderea liniilor, modernizarea stațiilor, capacitate suplimentară de transformare, digitalizare, automatizare și deblocarea racordărilor. După ani de discurs despre megawați noi, sistemul ajunge în punctul în care rețeaua stabilește limita reală de creștere. De aici începe și testul decisiv pentru autorități, ANRE și operatori: viteza cu care transformă planurile de dezvoltare în infrastructură funcțională.

“Transbalcanica” rămâne deschisă pentru fluxurile spre Ucraina: ANRE prelungește mecanismul provizoriu până la 30 septembrie

ANRE vrea să prelungească până la 30 septembrie 2026 mecanismul provizoriu de capacitate pentru Ruta Transbalcanică. Măsura ține de funcționarea în continuare a unei soluții temporare, folosite acum pentru transportul gazelor pe acest coridor, până la intrarea în vigoare a arhitecturii complete de piață planificate pentru 1 octombrie 2026. Vestmoldtransgaz a cerut extinderea produselor „Ruta 1”, „Ruta 2” și „Ruta 3”, iar proiectul mai include și modificarea calendarului de licitație, astfel încât aceste produse să fie scoase la licitație la două zile după licitațiile lunare standard.

Proiectul pornește de la o situație care nu este încă închisă pe toată ruta. Soluția completă pentru utilizarea comercială a Coridorului Transbalcanic nu este încă operațională pe toate segmentele, iar operatorii de transport spun că există în continuare bariere de reglementare, tehnice și comerciale. În documentele invocate apar mai multe blocaje: capacitate care nu este încă aliniată integral la regulile CAM NC, nevoia de armonizare a cerințelor de calitate a gazelor, lipsa accesului deplin la punctele virtuale de tranzacționare pe anumite segmente și costuri totale care rămân ridicate pentru utilizarea rutei.

În acest context, produsele „Ruta 1”, „Ruta 2” și „Ruta 3” au fost folosite ca soluție de trecere. Acestea au introdus capacitate lunară fermă grupată pentru rută, reguli armonizate privind calitatea gazelor și reduceri legate de restricțiile existente pe anumite segmente. ANRE nu propune acum un mecanism nou. Autoritatea prelungește mecanismul care funcționează deja, astfel încât piața să nu rămână fără această soluție înainte ca modelul complet să intre în vigoare.

Proiectul încearcă să mențină în funcțiune actualul mecanism până la intrarea în vigoare a soluției permanente. Operatorii de transport leagă această prelungire de aprovizionarea Ucrainei în sezonul de injectare și de păstrarea unei rute funcționale pentru fluxurile regionale de gaze. În documentele transmise autorității, aceștia avertizează că oprirea produselor actuale înainte de 1 octombrie 2026 ar lăsa ruta fără această soluție de tranziție într-o perioadă sensibilă pentru piața regională.

În proiect este modificat și calendarul de licitație, astfel încât produsele speciale de rută să fie scoase la licitație la două zile după licitațiile lunare standard prevăzute de CAM NC. Ajustarea urmărește o aliniere mai bună cu regulile pieței europene și oferă utilizatorilor de sistem un calendar mai previzibil, într-o perioadă în care operatorii pregătesc trecerea la produse conforme cu codurile europene de rețea pentru anul gazier 2026/2027.

Cu alte cuvinte, ANRE prelungește până la 30 septembrie 2026 mecanismul provizoriu care a făcut Ruta Transbalcanică utilizabilă comercial în actuala formulă. Autoritatea încearcă să păstreze ruta funcțională până la 1 octombrie 2026, data la care este planificată intrarea în vigoare a soluției complete de piață.

Guvernul pregătește regulamentul CNED pentru creditele asociațiilor din condominiu: garanții de până la 90% și dobândă de cel mult 5%

Guvernul vrea să aducă statul în schema de finanțare a blocurilor locative care au nevoie de lucrări de eficiență energetică. Multe asociații de proprietari pot intra la grant, dar se opresc când ajung la partea de contribuție proprie. Nu dispun de bani suficienți, nu pot pune garanții solide, iar creditorii privesc astfel de dosare ca fiind riscante. Proiectul aflat în consultare încearcă să deblocheze exact această etapă. CNED va putea garanta până la 90% din valoarea creditului, iar prin compensația financiară dobânda achitată de beneficiar va fi menținută la cel mult 5% pe an, în condițiile schemei.

Regulamentul este pentru asociațiile de proprietari din condominiu care vor să contracteze finanțare pentru lucrări de eficiență energetică sau pentru proiecte de valorificare a energiei din surse regenerabile. În cadrul programului FEERM, grantul poate acoperi până la 70% din investiție. Partea rămasă, de cel puțin 30%, trebuie suportată de asociație. Pentru multe blocuri, tocmai această componentă ajunge să oprească proiectul: asociațiile nu au resurse proprii suficiente, iar accesul la credit rămâne limitat din lipsa garanțiilor cerute de creditori. Proiectul pune pe masă mecanismul prin care această parte de finanțare să poată fi acoperită prin credit garantat de stat și prin compensarea dobânzii.

Pentru a intra în această schemă, asociația trebuie să fie înregistrată legal, să nu se afle în insolvență, reorganizare sau lichidare și să nu aibă datorii față de buget. În plus, proiectul trebuie aprobat de adunarea generală a proprietarilor, împreună cu formula de finanțare, iar asociația trebuie să obțină în prealabil aprobarea CNED pentru grant. Creditul poate fi contractat doar pentru lucrări de eficiență energetică sau pentru proiecte de valorificare a energiei din surse regenerabile.

Cota maximă de garantare ajunge la 90% din valoarea creditului, iar expunerea maximă continuă este plafonată la 10 milioane de lei. Pe partea de dobândă, CNED va acorda compensații astfel încât beneficiarul să nu plătească efectiv peste 5% anual. Compensația se acordă pentru credite cu maturitate de până la 7 ani și cu expunere de până la 10 milioane de lei. Dacă, la o revizuire, partea compensată a dobânzii trece de 7%, diferența peste acest prag cade în sarcina beneficiarului.

Schema presupune și costuri pentru beneficiar. Asociația va plăti un comision de garantare estimat la 1%–1,5%. Raportat la valorile folosite în calcule, asta înseamnă, în medie, între 6,6 mii și 8,9 mii de lei pe an pentru o asociație, respectiv între 32,9 mii și 44,4 mii de lei pe întreaga perioadă a creditului. În afara acestui cost, creditorul nu va putea încasa alte taxe, cu excepția unui comision unic de documentare, plafonat la cel mult 0,5% din valoarea creditului.

Pentru următorii trei ani, estimările sunt făcute pentru circa 90 de asociații și indică un necesar de garanții financiare cuprins între 113 milioane și 155 milioane de lei. Pentru compensarea dobânzilor, sumele estimate sunt între 17 milioane și 24 de milioane de lei. Într-un calcul anual separat apare o necesitate de 144,3 milioane de lei pentru garanții financiare și de 17,6 milioane de lei pentru compensații financiare. Aceste resurse urmează să fie acoperite din Fondul pentru eficiență energetică.

Bucureștiul găzduiește investitori în energia regenerabilă din 20 de țări, la Solar Energy Bucharest Summit

Cel mai important eveniment B2B din domeniul energiei regenerabile își deschide porțile pe 22 aprilie 2026, la Palatul Parlamentului, București. Solar Energy Bucharest Summit va avea loc în perioada 22-23 aprilie și va găzdui 2000 de participanți din 20 de țări, reprezentanți ai companiilor care dezvoltă proiecte în domeniul energiei regenerabile în România și în Balcani. Formatul evenimentului este de expo-conferință, fiind așteptați 40 de expozanți, producători de echipamente, companii EPC și furnizori de soluții software pentru operare și mentenanță, cu o cifră de afaceri cumulată de peste 36 miliarde euro și investiții de peste 1 miliard euro în România.

RENERGY

În premieră la Solar Energy Bucharest Summit vor fi abordate teme de discuție relevante pentru publicul specializat, precum optimizarea costurilor, finanțarea proiectelor și calificarea forței de muncă în domeniul energiei regenerabile.

Cea de-a 5-a ediție a Solar Energy Bucharest Summit își propune să consolideze poziția României ca hub regional pentru investițiile în energie verde și să faciliteze dialogul între sectorul privat, investitori și autorități.

RENERGY

Piața energiei din România traversează una dintre cele mai dinamice perioade de dezvoltare din Europa, în special în segmentul energiei regenerabile. Capacitatea fotovoltaică instalată a ajuns la aproximativ 5 GW la finalul anului 2024, cu un ritm record de creștere anuală, susținut de investiții semnificative și programe de finanțare europene. O componentă importantă este reprezentată de proiectele utility-scale, care reflectă maturizarea pieței și interesul tot mai mare al investitorilor instituționali.

Perspectivele de creștere rămân solide, România fiind așteptată să depășească pragul de 10 GW capacitate instalată în următorii ani, pe fondul unui pipeline consistent de proiecte aflate în diverse stadii de dezvoltare.

Printre speakerii evenimentului se numără reprezentanți ai autorităților și experți în domeniu: Cristina Prună, Vicepreședintele Comisiei de Industrie și Infrastructură din Camera Deputaților, Sandor Bende, președintele comisiei de infrastructură din Senat, Peter Wiingaard, Training Project Manager în cadrul Global Wind Organization, precum și reprezentanți ai asociațiilor de profil din domeniu – Martin Moise, prim-vicepreședinte PATRES și Andrei Manea, Executive Director RPIA.

Companiile partenere ale evenimentului sunt: Alive Capital, Amperium, ENEVO Group, Enson, Eyerod, Extroplastica, GTA Energy, HeliopolisRO Energy, HVAC Systems, Ion Ventures, JA Solar, KP Solar Group, Lemetal, LONGi Solar, Monsson Trading, Nestlers, OK Group, Parapet, Photomate și SKE Engineering (distribuitori Huawei), ProCredit Bank, Pyralis, RenewAcad, Roxtec, StarCharge, Sunotec, ThinkBlu, Veltol, Waldevar, Wiren, YEO Teknoloji Enerji.

Despre Solar Energy Bucharest Summit

Solar Energy Bucharest Summit (SEBS) este unul dintre cele mai importante evenimente dedicate energiei solare și tranziției energetice din România, organizat de Creative Communication. Ajuns la cea de-a 5-a ediție, evenimentul a reunit în anii anteriori peste 4000 de participanți și companii relevante din industrie, inclusiv dezvoltatori de proiecte, investitori, companii EPC, producători de echipamente și reprezentanți ai autorităților. SEBS s-a consolidat ca o platformă de referință pentru networking, schimb de know-how și promovarea investițiilor în energie regenerabilă în România și în regiune.

Scad prețurile la energie: ANRE a tăiat tarifele pe tot lanțul electric

0

ANRE a aprobat un nou pachet de prețuri și tarife reglementate pentru energia electrică, iar miza deciziei stă în ansamblu, nu într-un singur operator. Regulatorul a coborât simultan prețul energiei furnizate de Energocom, tariful de transport practicat de Moldelectrica, tarifele de distribuție ale Premier Energy Distribution și RED Nord, dar și prețurile finale de furnizare pentru Premier Energy și FEE Nord. Practic, ANRE a tăiat costul în fiecare treaptă importantă a lanțului tarifar.

La nivelul furnizorului central, prețul reglementat pentru energia electrică livrată de Energocom coboară la 2,01 lei/kWh, de la 2,80 lei/kWh în vigoare acum. Diferența este de 0,79 lei/kWh, ceea ce înseamnă o reducere de 28,2%. Aici se vede cea mai puternică mișcare din întregul pachet, pentru că Energocom alimentează furnizorii reglementați și fixează baza de cost pentru o parte importantă din energia care ajunge la consumatorii finali. Hotărârea ANRE din ianuarie 2025 a pus în vigoare nivelul de 2,80 lei/kWh, iar proiectul aprobat acum pentru 2026 îl coboară la 2,01 lei/kWh.

Pe transport, ajustarea este mai mică, dar merge în aceeași direcție. Tariful Moldelectrica a fost stabilit la 245 lei/MWh, față de 248 lei/MWh în vigoare acum. Scăderea este de 3 lei/MWh, adică de circa 1,2%. Ca pondere, nu aceasta mută decisiv factura, însă decizia confirmă că ANRE a lucrat pe întregul lanț, nu doar pe componenta de achiziție.

La distribuție, tăierile sunt mai clare. Pentru Premier Energy Distribution, tariful la înaltă tensiune coboară de la 3,0 la 2,7 bani/kWh, la medie tensiune de la 24,1 la 20,6 bani/kWh, iar la joasă tensiune de la 84,0 la 69,2 bani/kWh. Asta înseamnă scăderi de 10%, 14,5% și 17,6%. Pentru RED Nord, tariful la medie tensiune scade de la 29,4 la 27,9 bani/kWh, iar la joasă tensiune de la 133,6 la 113,7 bani/kWh. Aici reducerile sunt de 5,1% și 14,9%. Cu alte cuvinte, ANRE a coborât și costul rețelei, mai ales acolo unde presiunea pe joasă tensiune este mai mare.

La furnizarea către consumatorii finali, imaginea este la fel de clară. Pentru Premier Energy, prețul de la punctele de ieșire din rețelele de transport scade de la 326 la 281 bani/kWh. La înaltă tensiune, prețul coboară de la 329 la 284 bani/kWh. La medie tensiune, scăderea este de la 351 la 303 bani/kWh, iar la joasă tensiune, categoria relevantă pentru cei mai mulți consumatori casnici, de la 410 la 356 bani/kWh. Reducerea pe joasă tensiune este de 54 bani/kWh, adică de 13,2%.

Pentru FEE Nord, prețul de la punctele de ieșire din rețelele de transport coboară de la 334 la 276 bani/kWh. La medie tensiune, scade de la 364 la 304 bani/kWh, iar la joasă tensiune, de la 468 la 395 bani/kWh. Aici reducerea pentru consumatorii racordați la 0,4 kV este de 73 bani/kWh, adică de 15,6%. Nordul rămâne mai scump decât zona deservită de Premier Energy, însă diferența se comprimă odată cu noua rundă de ajustări.

Astfel, ANRE nu a tăiat doar un preț la centru și nu a lăsat restul sistemului neschimbat. A coborât baza de achiziție prin Energocom, a redus ușor transportul, a micșorat tarifele de distribuție și a recalculat prețurile finale de furnizare. De aici vine greutatea reală a hotărârii: fiecare verigă principală a lanțului tarifar intră în 2026 de la un nivel mai jos decât cel aprobat la începutul lui 2025.

Documentele ANRE arată și mecanismul din spatele recalculării. La Energocom, reducerea până la 2,01 lei/kWh a fost construită pe noile prețuri reglementate pentru energia cumpărată de la Termoelectrica, de 2,31 lei/kWh, și de la CET Nord, de 2,77 lei/kWh, ambele sub nivelurile folosite la calculul prețului aflat acum în vigoare. În plus, au intrat în formulă tarifele fixe ajustate pentru energia regenerabilă, volumele estimate pentru 2026 și devierile tarifare acumulate în 2025 și la începutul lui 2026. Pe partea de furnizare, ANRE a lucrat cu prețuri medii de procurare estimate pentru 2026 de 2,62 lei/kWh în cazul Premier Energy și 2,54 lei/kWh în cazul FEE Nord, plus devieri tarifare, salariul minim, curs valutar și inflație.

Factura finală nu se mișcă doar dintr-o singură cauză. Costul energiei cumpărate a coborât puternic, însă ANRE a recalculat în același timp rețeaua, furnizarea și corecțiile financiare. De aceea, scăderea de 28,2% la Energocom se transformă în reduceri de 13–16% la furnizarea finală și în scăderi mai moderate sau mai puternice pe distribuție, în funcție de nivelul de tensiune și de operator. Exact această distribuție a reducerii arată cum se transferă costul din piața angro spre consumatorul final.

31 martie, ultima zi pentru ofertele la licitația de 170 MW eolian

0

Se intră pe ultima sută de metri în licitația pentru construirea a 170 MW de capacități eoliene, însoțite obligatoriu de 44 MWh de stocare în baterii. 31 martie 2026, ora 23:59, este termenul-limită pentru depunerea ofertelor, într-o procedură în care investitorii concurează pe preț, în limita plafonului de 1,44 lei/kWh, adică aproximativ 7,1 eurocenți/kWh. Următoarea etapă este ședința de examinare a cererilor, programată pentru 2 aprilie 2026, iar proiectele selectate vor obține statutul de producător eligibil mare și vor putea livra energie în baza unui contract reglementat pe termen lung, potrivit documentației Ministerului Energiei.

Dincolo de termenul-limită, procedura a fost retușată de mai multe ori după lansarea oficială din august 2024, astfel încât regulile de intrare să fie mai clare și mai ușor de aplicat. Ministerul Energiei arată că modificările au venit după solicitările de clarificare primite din piață și au vizat mai multe puncte sensibile: definițiile din documentație, regimul garanțiilor, limba în care pot fi depuse actele, folosirea experienței la nivel de grup și termenul pentru prezentarea garanției de bună execuție.

Mecanismul licitației rămâne unul competitiv și relativ simplu. Participanții vin cu propriile proiecte și concurează prin preț, iar oferta câștigătoare este cea care propune cel mai mic tarif, în limita plafoanelor aprobate de ANRE. Pentru această rundă, plafonul este de 1,67 lei/kWh pentru proiectele fotovoltaice și de 1,50 lei/kWh pentru cele eoliene. Aceste prețuri-plafon au fost aprobate de ANRE în februarie 2024 și au intrat în vigoare la 1 martie 2024, potrivit Ministerului Energiei.

Pragul de intrare diferă în funcție de tehnologie. Pentru fotovoltaic, sunt eligibile proiectele de peste 1 MW și de cel mult 60 MW. Pentru eolian, pragul minim este peste 4 MW, iar limita superioară este 105 MW. Un investitor poate depune mai multe oferte pentru proiecte diferite, dar fiecare ofertă trebuie să aibă propria garanție pentru ofertă.

Dosarul de participare este împărțit în trei pachete: Dosarul Cererii, Oferta Tehnică și Oferta Financiară. Ministerul explică faptul că această împărțire urmărește exact etapele procedurii: mai întâi admisibilitatea investitorului, apoi calificarea tehnică, apoi evaluarea prețului. În Dosarul Cererii intră demersul oficial, cererea propriu-zisă și garanția pentru ofertă, plus documentele justificative de admisibilitate. Oferta tehnică și oferta financiară se depun separat și trebuie arhivate distinct pentru a păstra confidențialitatea până la etapele următoare. Toate ofertele trebuie să rămână valabile 180 de zile de la termenul-limită de depunere.

Un punct important, care a creat multă discuție în piață, este cel al avizului de racordare. La nivel de concept inițial și în răspunsurile publicate de Minister, mesajul a fost că investitorul poate intra în licitație chiar dacă nu are încă toate documentele permisive, inclusiv avizul de racordare, actele pe teren, schimbarea destinației terenului sau acordul de mediu, cu condiția să depună o foaie de parcurs care arată cum și când le va obține. În acest caz, pe lângă garanția de bună execuție, Comisia blochează și garanția de participare până când foaia de parcurs este îndeplinită. Cu alte cuvinte, avizul de racordare nu era tratat ca filtru absolut la intrare, dar lipsa lui muta riscul în zona garanțiilor și a execuției ulterioare.

Între timp, statul a încercat să reducă și blocajul de după licitație. În februarie 2025, Ministerul a anunțat că participanții la această rundă vor fi prioritizați la eliberarea avizelor de racordare, astfel încât cererile producătorilor eligibili mari să fie plasate primele în lista de așteptare, în funcție de disponibilitatea fizică a rețelei. Asta nu înseamnă că racordarea este automată, dar înseamnă că licitația a fost legată direct de accesul la rețea, ceea ce este esențial pentru bancabilitatea proiectelor.

În schimb, există un document care a devenit clar obligatoriu la depunerea ofertelor: aprobarea prealabilă a investiției din partea Consiliului pentru promovarea proiectelor investiționale de importanță națională. Ministerul a revenit explicit asupra acestui punct în martie 2025 și a atenționat că toți participanții trebuie să dețină această aprobare la momentul depunerii ofertei. Consiliul examinează solicitările în termen de până la 45 de zile calendaristice, iar termenul începe doar după ce dosarul este complet. Aici este, de fapt, filtrul instituțional cel mai serios înainte de depunere.

Asta răspunde și la întrebarea „unde se aprobă investiția”. În practică, sunt două niveluri diferite. Investiția, ca atare, trebuie să treacă mai întâi prin filtrul Consiliului pentru promovarea proiectelor investiționale de importanță națională. Abia după evaluarea ofertelor și selectarea câștigătorilor, statutul de producător eligibil mare urmează să fie acordat prin hotărâre de Guvern, etapă pe care Ministerul o programase pentru cel târziu în septembrie 2025.

Și tema consorțiilor a fost clarificată. Ministerul a spus limpede că investitorii se pot asocia și pot participa în bază de acord de consorțiu, iar în procedură sunt tratați ca un singur investitor, cu un reprezentant autorizat unic. Pentru jucătorii străini, mai există o condiție practică importantă: dacă un consorțiu sau o companie nerezidentă câștigă, trebuie să se înregistreze în Republica Moldova în termen de 60 de zile calendaristice de la anunțarea rezultatelor și să prezinte dovada înregistrării Comisiei de licitație.

Față de lansarea din august 2024, documentația a fost relaxată și făcută mai prietenoasă în câteva puncte-cheie. Ministerul a eliminat sintagma „societate de proiect” pentru a evita confuzii, a permis depunerea ofertelor în română și/sau engleză, a introdus posibilitatea ca garanțiile pentru ofertă și de bună execuție să fie emise și în USD sau EUR, cu conversie la cursul BNM din ziua depunerii, și a acceptat utilizarea experienței din companii controlate din același grup. Tot atunci a fost introdusă și posibilitatea de a prelungi, la cerere, termenul de depunere a garanției de bună execuție cu cel mult 10 zile lucrătoare.

Au fost clarificate și valorile garanțiilor, un subiect pe care investitorii l-au contestat încă din faza de consultare. Din clarificările publicate de Minister reiese că garanția pentru ofertă este de 258 lei/kW pentru eolian și 153 lei/kW pentru solar. Pentru garanția de bună execuție, documentația modificată indică 1.290 lei/kW pentru eolian și 765 lei/kW pentru solar. Tocmai această precizare a fost introdusă după ce piața a cerut ca valorile să fie scrise expres în documentație, nu doar deduse din metodologie.

Calendarul procedural publicat de Minister arată destul de clar și traseul de după 31 martie. Pe 1 aprilie are loc examinarea și validarea cererilor. În jur de 9 aprilie sunt notificați investitorii respinși. Până la 25 aprilie pot fi depuse contestațiile. Pe 30 aprilie are loc deschiderea și calificarea ofertelor tehnice. Pe 21 sau 29 mai se deschid și se evaluează ofertele financiare. Între 3 și 10 iunie ar trebui anunțați câștigătorii, iar până în septembrie Guvernul ar urma să acorde statutul de producător eligibil mare.

ENGLISH VERSION HERE

РУССКАЯ ВЕРСИЯ ЗДЕСЬ

Молдова подходит к дедлайну по тендеру на новые ветровые мощности и системы накопления

0

В Молдове завершается прием заявок на первый крупный тендер, сфокусированный на ветроэнергетике и системах накопления энергии. 31 марта 2026 года, 23:59 — крайний срок подачи предложений в рамках процедуры, предусматривающей строительство 170 МВт ветровых мощностей с обязательной установкой 44 МВт·ч систем хранения энергии на базе батарей; победители будут определены по ценовому критерию в пределах потолка 1,44 лея за кВт·ч, что соответствует примерно 7,1 евроцента за кВт·ч. Победившие проекты получат статус крупного квалифицированного производителя и смогут продавать электроэнергию в рамках долгосрочного регулируемого механизма поддержки, согласно Министерству энергетики.

Помимо самого дедлайна, процедура несколько раз корректировалась после официального старта в августе 2024 года, чтобы сделать условия участия более ясными и применимыми на практике. Как отмечает Министерство энергетики, изменения стали ответом на запросы о разъяснениях со стороны рынка и затронули целый ряд чувствительных вопросов: определения, используемые в документации, режим гарантий, языки подачи документов, возможность учитывать опыт на уровне группы компаний, а также срок предоставления гарантии надлежащего исполнения.

В своей основе модель тендера остается конкурентной и достаточно прямой. Участники выходят на конкурс со своими собственными проектами и конкурируют по цене. Побеждает предложение с наименьшим тарифом, если оно укладывается в предельные уровни, утвержденные ANRE. Для данного раунда ценовые потолки составляют 1,67 лея/кВт·ч для солнечных проектов и 1,50 лея/кВт·ч для ветровых. Эти предельные тарифы были утверждены регулятором в феврале 2024 года и вступили в силу 1 марта 2024 года.

Минимальный размер проекта различается в зависимости от технологии. Для солнечной генерации к участию допускаются проекты мощностью свыше 1 МВт, при этом верхний предел составляет 60 МВт. Для ветроэнергетики нижний порог установлен на уровне более 4 МВт, а максимальный объем — 105 МВт. Один инвестор может подать несколько заявок по разным проектам, однако каждая заявка должна сопровождаться собственной тендерной гарантией.

Пакет участия разделен на три блока: заявочный пакет, техническое предложение и финансовое предложение. Министерство поясняет, что такая структура соответствует логике самой процедуры: сначала проверяется допустимость участника, затем проводится техническая квалификация, после чего оценивается ценовое предложение. В заявочный пакет входят официальное обращение, сама заявка, гарантия участия и документы, подтверждающие соответствие критериям допуска. Техническое и финансовое предложения подаются отдельно и должны быть оформлены раздельно, чтобы сохранить конфиденциальность до соответствующих этапов рассмотрения. Все заявки должны оставаться действительными в течение 180 дней с даты окончания приема.

Одной из самых обсуждаемых тем на рынке стали технические условия на присоединение к сети. В первоначальной конструкции тендера и в последующих разъяснениях министерства подход был следующим: инвестор может участвовать в процедуре даже в том случае, если на момент подачи заявки у него еще нет полного комплекта разрешительных документов, включая технические условия на присоединение, документы на земельный участок, решение о смене целевого назначения земли или экологическое согласование, при условии, что он представит дорожную карту с конкретным графиком получения этих документов.

В такой ситуации комиссия, помимо гарантии надлежащего исполнения, удерживает также и гарантию участия до выполнения условий дорожной карты. Иными словами, технические условия на присоединение не были оформлены как жесткий предварительный фильтр, однако их отсутствие переносило заметную часть риска в плоскость гарантий и последующей реализации проекта.

Позже государство попыталось частично снять и риск, возникающий уже после завершения тендера. В феврале 2025 года Министерство энергетики объявило, что участники данного раунда будут приоритизированы при выдаче технических условий на присоединение, то есть заявки крупных квалифицированных производителей будут рассматриваться в первую очередь — в пределах реальной доступной пропускной способности сети. Это не означает автоматического подключения, но напрямую связывает тендер с доступом к сети, а именно этот фактор является одним из ключевых для банковской реализуемости проекта.

При этом один документ к моменту подачи заявки стал однозначно обязательным: предварительное одобрение инвестиции со стороны Совета по продвижению инвестиционных проектов национального значения. В марте 2025 года Министерство энергетики отдельно подчеркнуло, что все участники должны иметь такое одобрение уже на этапе подачи заявки. Совет рассматривает обращения в срок до 45 календарных дней, однако отсчет начинается только после того, как досье признано полным. По сути, именно это стало основным институциональным фильтром до входа в процедуру.

Это же отвечает и на вопрос о том, где именно утверждается инвестиция. На практике здесь действуют два уровня. Сначала сама инвестиция должна пройти через фильтр Совета по продвижению инвестиционных проектов национального значения. Затем, уже после оценки предложений и определения победителей, статус крупного квалифицированного производителя присваивается решением Правительства. Министерство ранее ориентировало рынок на то, что этот этап должен быть завершен не позднее сентября 2025 года.

Отдельно были уточнены и правила для консорциумов. Министерство прямо указало, что инвесторы могут объединяться и участвовать в тендере на основании консорциального соглашения. Однако в рамках самой процедуры такой консорциум рассматривается как единый инвестор, действующий через одного уполномоченного представителя.

Для иностранных участников есть и дополнительное практическое требование. Если консорциум или нерезидент выигрывает тендер, он должен зарегистрироваться в Молдове в течение 60 календарных дней с момента объявления результатов и представить подтверждение регистрации тендерной комиссии.

По сравнению с первоначальной версией, представленной в августе 2024 года, документация стала заметно более гибкой и удобной для рынка по нескольким ключевым направлениям. Министерство исключило формулировку «проектная компания», чтобы избежать двусмысленных трактовок, разрешило подачу документов на румынском и/или английском языках, допустило оформление тендерной гарантии и гарантии надлежащего исполнения в долларах США или евро с пересчетом по курсу Национального банка Молдовы на дату подачи, а также признало возможность использовать опыт контролируемых компаний в рамках одной группы.

Одновременно была введена возможность, по запросу участника, продлить срок предоставления гарантии надлежащего исполнения максимум на 10 рабочих дней.

Размер гарантий также стал предметом споров еще на этапе консультаций с рынком. Из опубликованных министерством разъяснений следует, что гарантия участия составляет 258 леев/кВт для ветровых проектов и 153 лея/кВт для солнечных. Для гарантии надлежащего исполнения в обновленной документации установлены значения 1.290 леев/кВт для ветра и 765 леев/кВт для солнца. Именно это уточнение было добавлено после того, как участники рынка потребовали, чтобы суммы были прямо указаны в документации, а не выводились косвенно из методологии.

Опубликованный Министерством процедурный график достаточно подробно показывает, как будет двигаться тендер после завершения приема заявок. 1 апреля должна пройти проверка и валидация поданных заявок. Около 9 апреля участники, не прошедшие отбор, должны получить уведомления. До 25 апреля можно будет подавать обжалования. 30 апреля предусмотрено вскрытие и квалификация технических предложений. 21 или 29 мая должны быть вскрыты и оценены финансовые предложения. Объявление победителей ожидается в период с 3 по 10 июня, а до сентября Правительство должно оформить статус крупного квалифицированного производителя.

Для рынка это уже не просто очередной административный этап, а полноценная проверка того, насколько молдавский механизм поддержки ВИЭ способен привести к реальным инвестиционным решениям. На данном этапе картина выглядит значительно яснее, чем в момент запуска: ценовые потолки зафиксированы, участие консорциумов разрешено, предварительное одобрение инвестиции стало обязательным, технические условия на присоединение не являются безусловным барьером на входе при наличии дорожной карты, а окончательный статус присваивается решением Правительства.

31 March is last day for bids in Moldova’s 170 MW wind auction

0

Moldova’s first large-scale tender centred on wind generation and battery storage is entering its final stretch. 31 March 2026, 23:59 is the deadline for submitting bids in the procedure covering 170 MW of wind capacity and a mandatory 44 MWh battery energy storage component, with winning bids to be selected on price under a ceiling of MDL 1.44/kWh, or roughly 7.1 euro cents/kWh. Successful bidders will secure large eligible producer status under a long-term regulated support framework, according to the Ministry of Energy.

Beyond the submission deadline itself, the tender framework has been revised several times since its formal launch in August 2024, with the aim of making the entry requirements clearer and more workable for market participants. According to the Ministry of Energy, the amendments followed clarification requests from the market and focused on several sensitive areas: definitions used in the documentation, the guarantee regime, the language of submission, the use of group-level experience, and the deadline for providing the performance bond.

At its core, the tender structure remains straightforward and competitive. Developers are expected to bring forward their own projects and compete on price, with the award going to the lowest bid within the ceilings approved by ANRE, Moldova’s energy regulator. For this round, the price caps are set at MDL 1.67/kWh for solar PV and MDL 1.50/kWh for wind. These ceiling prices were approved by ANRE in February 2024 and entered into force on 1 March 2024, according to the Ministry.

The minimum project size depends on the technology. For solar PV, eligible projects must exceed 1 MW, with a maximum size of 60 MW. For wind, the minimum threshold is above 4 MW, with a ceiling of 105 MW. An investor may submit several bids for different projects, but each bid must be backed by its own bid bond.

The application package is split into three components: the Application File, the Technical Offer, and the Financial Offer. The Ministry explains that this mirrors the tender sequence itself: investor admissibility first, technical qualification next, and price evaluation at the final stage. The Application File includes the formal request to participate, the application itself, the bid bond, and the supporting admissibility documents. The technical and financial offers must be submitted separately and archived as distinct files in order to preserve confidentiality until the relevant stages of the procedure. All bids must remain valid for 180 days from the submission deadline.

One of the most debated issues in the market has been the grid connection notice. Based on the original concept and the clarifications published by the Ministry, investors may participate in the tender even if they do not yet hold the full set of permitting documents, including the grid connection notice, land title documents, land-use conversion approvals, or environmental clearance, provided they submit a roadmap showing how and when those documents will be secured.

In that case, in addition to the performance bond, the Commission also retains the bid guarantee until the roadmap has been fulfilled. In practical terms, this means that the grid connection notice was not treated as an absolute barrier to entry, but the absence of that document shifted more risk onto the guarantees package and downstream project execution.

In parallel, the state has tried to address the post-award bottleneck as well. In February 2025, the Ministry announced that participants in this tender round would receive priority treatment in the issuance of grid connection notices, so that applications from large eligible producers would be placed first in the queue, subject to actual network capacity. That does not amount to automatic grid access, but it does directly link the tender to network access, which is critical for project bankability.

One document, however, became clearly mandatory at bid submission stage: preliminary investment approval from the Council for the Promotion of Investment Projects of National Importance. In March 2025, the Ministry explicitly reiterated that all participants must hold this approval when filing their bids. The Council reviews applications within up to 45 calendar days, although that period only starts once the application file is complete. In practice, this is the most significant institutional filter ahead of bid submission.

This also clarifies where the investment is effectively approved. There are two separate layers. First, the investment itself must pass through the Council’s screening process. Second, once bids have been assessed and winning projects selected, large eligible producer status is to be granted by government decision, a step the Ministry had scheduled no later than September 2025.

The treatment of consortia has also been clarified. The Ministry has stated that investors may associate under a consortium agreement and participate jointly in the tender. For the purposes of the procedure, however, the consortium is treated as a single investor, represented by one duly authorised representative.

For foreign players, there is an additional practical requirement. If a consortium or a non-resident company wins, it must register in Moldova within 60 calendar days of the announcement of results and submit proof of registration to the tender commission.

Compared with the original August 2024 launch, the documentation was relaxed and made more market-friendly in several important respects. The Ministry removed the term “project company” in order to avoid interpretative confusion, allowed bids to be submitted in Romanian and/or English, introduced the option for bid bonds and performance guarantees to be issued in USD or EUR, converted at the National Bank of Moldova exchange rate on the day of submission, and accepted the use of experience from controlled companies within the same group. The Ministry also introduced the possibility, upon request, of extending the deadline for submitting the performance bond by up to 10 working days.

The value of guarantees was another point that investors challenged during the consultation phase. According to the Ministry’s published clarifications, the bid bond is set at MDL 258/kW for wind and MDL 153/kW for solar. The amended documentation sets the performance bond at MDL 1,290/kW for wind and MDL 765/kW for solar. This clarification was introduced after the market requested that the values be stated explicitly in the tender documentation rather than inferred from the methodology.

The procedural calendar published by the Ministry provides a reasonably clear roadmap for the stages following 31 March. On 1 April, the submitted applications are to be examined and validated. Around 9 April, unsuccessful investors are to be notified. Appeals may be submitted until 25 April. On 30 April, the technical offers are to be opened and assessed. On 21 or 29 May, the financial offers are to be opened and evaluated. Winning bidders are expected to be announced between 3 and 10 June, with the government then expected to grant large eligible producer status by September.