De unde vin banii: cele două motoare de venit ale unei baterii de 1 MW
Dacă ești investitor, dezvoltator sau energy manager și te uiți la un sistem BESS (Battery Energy Storage System) de 1 MW, prima întrebare nu este „cât costă?" — ci „cât aduce?". Răspunsul are două componente principale: arbitrajul pe piața de energie și serviciile de sistem (ancillary services). Combinat, estimările de industrie (DNV, Aurora Energy Research, operatori activi în regiune) plasează venitul brut orientativ la €120.000–180.000 pe MW pe an — adică aproximativ €140/kW/an în scenarii medii. Aceste cifre sunt orientative și depind semnificativ de condițiile de piață, strategia de operare și tipul de contracte accesat.
Modelul de venituri pentru bateriile comerciale și industriale din România este deja funcțional în 2026. Stocarea comercială și industrială a depășit faza de pilot — există proiecte operaționale, contracte reale pe piața de echilibrare și tranzacții documentate pe PZU (Piața pentru Ziua Următoare). Dacă ai încă îndoieli că România e o piață atractivă pentru BESS, cifrele de mai jos ar trebui să clarifice lucrurile.
Cât câștigă o baterie de 1 MW pe an: defalcat pe surse de venit
Tabelul de mai jos prezintă o estimare orientativă a structurii de venituri pentru un sistem BESS de 1 MW / 2 MWh operat activ pe piețele din România în 2026. Procentele și valorile sunt bazate pe date publice OPCOM, Transelectrica și rapoarte de industrie (DNV, Aurora) — tratează-le ca intervale de referință, nu ca proiecții garantate.
| Sursă de venit | % din total (orientativ) | €/MW/an (orientativ) | Observații |
|---|---|---|---|
| Arbitraj PZU (zi-urmărtoare) | 50–65% | €65.000–95.000 | Spread mediu zi ~€40–80/MWh; max zilnic documentat ~€168/MWh |
| Arbitraj PZI (intraday) | 15–20% | €20.000–35.000 | Poate adăuga ~+30% față de PZU singur în zile volatile |
| Servicii de echilibrare aFRR/mFRR | 20–30% | €25.000–45.000 | Plătite de Transelectrica; disponibilitate + activare |
| FCR (rezervă primară) | 0% | €0 | Necompensat în România în 2026 — nu genera proiecții pe această sursă |
| TOTAL estimat | 100% | €120.000–180.000 | Scenariu mediu DNV: ~€140/kW/an |
Notă importantă: aceste cifre presupun o strategie de operare activă, optimizare algoritmică zilnică și acces simultan la mai multe piețe. Un sistem operat pasiv sau exclusiv pe o singură piață va genera venituri semnificativ mai mici. Cifrele reale variază în funcție de volumul ciclurilor, degradarea bateriei și condițiile de piață din fiecare an.
Arbitrajul pe PZU și PZI: cum câștigă bateria cumpărând ieftin și vânzând scump
Piața pentru Ziua Următoare (PZU), administrată de OPCOM, funcționează ca o bursă de electricitate: prețurile variază oră de oră, uneori dramatic. Media anuală 2025 pentru day-ahead s-a situat în jurul valorii de €110/MWh, dar aceasta maschează varianța reală — dimineața devreme și noaptea prețurile pot coborî sub €40/MWh, în timp ce seara, în orele de vârf (17:00–21:00), pot urca la €180–220/MWh sau chiar mai mult în zile de iarnă cu consum ridicat.
Logica de arbitraj este simplă: bateria încarcă în orele cu preț mic și descarcă în orele cu preț mare. Spreadul mediu zilnic exploatabil a atins în 2025 valori documentate de până la €168/MWh în zile extreme. La 2 cicluri complete pe zi pentru un sistem de 1 MW / 2 MWh, vorbim de 4 MWh tranzacționate — impact direct și imediat pe P&L.
Piața Intraday (PZI) completează tabloul: tranzacțiile se fac în timp real, cu prețuri care pot diverge semnificativ față de PZU. Operatorii sofisticați combină strategii PZU + PZI, ceea ce poate adăuga aproximativ +30% la venitul zilnic față de arbitrajul exclusiv pe day-ahead. Nu e magic — e optimizare algoritmică și acces rapid la ambele piețe simultan.
Serviciile de echilibrare aFRR și mFRR: venitul stabil al bateriei
Pe lângă arbitraj, bateriile BESS pot participa la piața serviciilor de sistem administrată de Transelectrica (TSO-ul din România). Cele două mecanisme relevante și funcționale în 2026 sunt:
- aFRR (Automatic Frequency Restoration Reserve) — rezervă secundară automată; bateria răspunde automat în secunde la devieri de frecvență din rețea. Transelectrica plătește atât pentru disponibilitate (capacitatea rezervată), cât și pentru activare efectivă.
- mFRR (Manual Frequency Restoration Reserve) — rezervă terțiară manuală; activată în minute de către dispecerul național. Mai puțin frecventă decât aFRR, dar plata per activare poate fi mai mare.
Participarea la aFRR/mFRR necesită calificare ca furnizor de servicii de sistem (FSS) — un proces care implică certificare tehnică, testare de conformitate și contract cu Transelectrica. Nu este trivial, dar odată obținut, generează un flux de venit relativ predictibil care completează arbitrajul mai volatil.
Venitul combinat din aFRR + mFRR este estimat orientativ la €25.000–45.000/MW/an, reprezentând 20–30% din veniturile totale ale unui proiect BESS bine operat. Această componentă este mai stabilă decât arbitrajul și ajută la predictibilitatea cash flow-ului — esențial pentru structura de finanțare a proiectului.
Ce NU aduce bani: FCR și mitul pieței de capacitate
Există două surse de venit pe care le vei vedea menționate în studii internaționale sau în prezentări de vânzări optimiste — și care nu se aplică în România în 2026:
- FCR (Frequency Containment Reserve / rezervă primară) — deși bateriile BESS sunt tehnic ideale pentru FCR (răspuns în milisecunde), în România această rezervă nu este compensată financiar în 2026. Transelectrica nu plătește pentru FCR în momentul de față. Orice model de business care include FCR ca sursă de venit în Romania trebuie tratat cu scepticism.
- Piața de capacitate (Capacity Remuneration Mechanism — CRM) — România nu are o piață de capacitate funcțională. Spre deosebire de Marea Britanie, Franța sau Polonia, unde operatorii BESS primesc plăți de capacitate ca stimulent pentru disponibilitate, în România acest mecanism nu există. Nu genera proiecții financiare pe CRM pentru proiecte românești.
Reține: un model de venituri realist pentru România în 2026 se bazează pe arbitraj (PZU + PZI) și servicii de echilibrare (aFRR, mFRR). Orice altceva sunt fie venituri potențiale viitoare, fie erori de modelare din contexte de piață diferite.
Costuri și recuperare a investiției: calculul orientativ
Un sistem BESS containerizat de 1 MW / 2 MWh (LiFePO4, EPC complet inclus) se situează orientativ în intervalul €500.000–800.000 în 2026, în funcție de tehnologie, locație și complexitatea conexiunii la rețea. La care se adaugă:
- Costuri operaționale anuale (OpEx): ~€15.000–25.000/MW/an (operare, mentenanță, asigurare, licențe software de optimizare)
- Degradarea bateriei: ~2–3% pe an din capacitate utilizabilă — factor important în proiecțiile pe 10–15 ani
- Costul conexiunii la rețea: variabil, poate fi semnificativ dacă racordul necesită modernizarea infrastructurii locale
La venituri brute de €120.000–180.000/an și costuri operaționale de ~€20.000/an, venitul net anual se situează orientativ la €100.000–160.000/MW/an. Raportat la un capex mediu de €650.000, payback-ul simplu se situează în intervalul 4–7 ani — un profil atractiv pentru infrastructură energetică. Finanțarea prin Fondul de Modernizare (150 mil. €, stocare standalone) poate reduce capex-ul efectiv și comprima payback-ul semnificativ.
Toate aceste cifre sunt orientative și presupun o strategie de operare activă și condiții de piață similare cu 2025. Analiza due-diligence reală pentru un proiect specific necesită modelare detaliată cu date OPCOM istorice și proiecții de spread pentru locația și dimensiunea exactă a proiectului.
Cum începi: pașii concreți pentru un proiect BESS în România
Dacă ești investitor sau energy manager și vrei să avansezi de la interes la decizie, există un traseu clar:
- Evaluarea locației și a capacității de racordare — contactează distribuitorul local pentru a verifica puterea disponibilă și costul racordului. Acesta este adesea factorul limitativ și determinant de cost.
- Modelarea veniturilor cu date OPCOM reale — cel puțin 2 ani de date istorice PZU/PZI + simulare de dispatch optimizat. Evită modelele care nu includ degradarea bateriei.
- Evaluarea accesului la servicii de sistem — discuție preliminară cu Transelectrica privind calificarea ca FSS pentru aFRR/mFRR. Procesul durează luni — începe devreme.
- Structura de finanțare — analizează oportunitățile de grant (Fondul de Modernizare, PNRR componentele de stocare) înainte de a decide între finanțare proprie și credit. Vezi programele de finanțare disponibile.
- Selectarea integratorului de sistem — experiența în piețele românești de energie (nu doar instalare hardware) este esențială. Algoritmul de dispatch face diferența de 20–40% în venituri.
România are în 2026 toate ingredientele pentru un business case solid în stocare la scară: volatilitate de preț reală pe PZU, piețe de echilibrare funcționale și plătite, și un cadru de finanțare prin fonduri europene activ. Fereastra de oportunitate este deschisă — concurența pentru licențe FSS și pentru fonduri va crește.
Întrebări frecvente
Cât câștigă exact o baterie de 1 MW pe an în România în 2026?
Estimările de industrie (DNV, Aurora) plasează venitul brut orientativ la €120.000–180.000/MW/an, cu un scenariu mediu de ~€140/kW/an. Aceste cifre presupun operare activă pe arbitraj PZU/PZI plus participare la servicii de echilibrare aFRR/mFRR. Un sistem operat pasiv sau pe o singură piață va genera substanțial mai puțin.
Ce este mai profitabil: arbitrajul sau serviciile de echilibrare?
Arbitrajul (PZU + PZI) reprezintă 65–80% din venituri și este mai volatil dar mai mare ca volum. Serviciile de echilibrare (aFRR, mFRR) contribuie cu 20–30% și sunt mai predictibile, ajutând la stabilizarea cash flow-ului. Strategia optimă combină ambele, cu ponderare dinamică în funcție de semnalele de preț zilnice.
De ce FCR nu aduce venituri în România?
Rezerva primară de frecvență (FCR) nu este compensată financiar de Transelectrica în 2026. Spre deosebire de piețele din Europa de Vest unde FCR este bine plătit, în România mecanismul de compensare pentru FCR nu este operațional. Această situație poate evolua în viitor, dar nu trebuie inclusă în proiecții actuale.
Există o piață de capacitate în România care să plătească bateriile?
Nu. România nu dispune de un Capacity Remuneration Mechanism (CRM) funcțional în 2026. Spre deosebire de Marea Britanie sau Franța, bateriile românești nu primesc plăți de disponibilitate de capacitate. Modelele de business trebuie construite exclusiv pe venituri din piața de energie (arbitraj) și servicii de sistem (aFRR, mFRR).
Cât durează recuperarea investiției (payback) pentru un BESS de 1 MW?
La un capex orientativ de €500.000–800.000 și venituri nete anuale de €100.000–160.000, payback-ul simplu se situează în intervalul 4–7 ani. Accesarea finanțărilor nerambursabile (Fondul de Modernizare, PNRR) poate reduce semnificativ capex-ul efectiv și comprima payback-ul la 3–5 ani în scenarii favorabile.
Trebuie să fiu furnizor de energie ca să operez o baterie BESS comercial?
Pentru a tranzacționa pe PZU/PZI și a participa la servicii de sistem, da — este necesară o licență de furnizor sau un acord cu un agregator licențiat. Mulți investitori optează pentru parteneriate cu agregatori specializați care gestionează accesul la piață și algoritmii de dispatch, în schimbul unui procent din venituri. Acesta este traseul cel mai rapid spre operaționalizare.