18 august 2026 • By Vasilii Smirnov
Europa a adăugat mai mult spațiu de stocare a bateriei în 2025 decât în orice an anterior, iar conducta deja angajată prin licitații este de trei ori mai mare decât cea construită de fapt. Acesta este un studiu despre unde se îndreaptă acea capacitate, din ce sunt făcute sistemele, cum sunt configurate și care constrângere decide dacă un proiect este construit. Fiecare figură de mai jos provine din surse, iar sursele sunt enumerate la sfârșit.
UE a atins 77,3 GWh de stocare acumulată în baterii până la sfârșitul anului 2025, în creștere de la 7,8 GWh în 2021. O creștere de zece ori în patru ani. Pentru a-și satisface propriile nevoi de flexibilitate până în 2030, blocul trebuie să o facă din nou: SolarPower Europe stabilește necesarul la aproximativ 750 GWh până la sfârșitul deceniului.
Adăugările în 2025 au fost de 27,1 GWh, o creștere de 45 la sută de la an la an și al doisprezecelea record consecutiv. Diferența dintre 77 și 750 este întregul caz de afaceri pentru următorii cinci ani și este motivul pentru care conexiunea la rețea a devenit resursa rară, mai degrabă decât echipamentul.
Structura pieței s-a schimbat în 2025. Sistemele la scară de utilitate au furnizat 55% din întreaga capacitate nouă, aproximativ 15 GWh de stocare frontală a contorului într-un singur an, față de 6,5 GWh în 2024. Aceasta este mai mult decât dublu în douăsprezece luni.
Rezidențialul a mers pe direcția inversă, scăzând cu 6% la 9,8 GWh, o a doua scădere consecutivă. Motivele au fost prețurile mai mici la energie electrică și lichidarea schemelor de sprijin de urgență care au împins bateriile de acasă în Germania, Italia și Austria în timpul crizei energetice. Sistemele comerciale și industriale au crescut modest și rămân cel mai mic segment.
Primele cinci piețe din UE au ocupat 63% din instalațiile noi în 2025: Germania 6,6 GWh, Italia 4,9 GWh, apoi Bulgaria, Țările de Jos și Spania. Concentrarea este în scădere, ceea ce contează mai mult decât clasamentul: cu un an mai devreme, aceleași cinci dețineau aproape 80 la sută. Suedia și Finlanda au încrucișat 1 GWh între ele pentru prima dată, iar Franța și Țările de Jos s-au apropiat de scara gigawați-oră în implementarea la scară de utilitate.
Germania este cea mai mare piață și cel mai clar avertisment. Capacitatea totală instalată este de aproximativ 24 GWh, dar stocarea la scară largă reprezintă doar 3,5 GWh din aceasta; restul este rezidential. Între timp, operatorii de rețea au primit peste 500 GW de cereri de conectare, de peste opt ori cererea de vârf din Germania. Cea mai mare parte este poziționarea speculativă la coadă conform regulilor primul venit, primul servit.
În afara UE, Regatul Unit este cea mai matură piață de utilități din Europa. Capacitatea operațională a atins 6.872 MW în 2025, o creștere cu 509% față de 2020, cu aproape 10 GW de baterii frontale așteptate online până la sfârșitul anului 2026 și o țintă pentru Clean Power 2030 de 23 până la 27 GW. Diferența este vizibilitatea veniturilor: piața de capacitate din Marea Britanie oferă patru până la cinci ani din aceasta, ceea ce face proiectele finanțabile într-un mod în care expunerea pură a comercianților de pe continent nu o face.
Peste 80 GWh de stocare au fost adjudecate prin licitații publice în cel puțin zece țări europene în 2025 - de trei ori mai mult decât a fost instalat în aceeași perioadă, cu date de livrare între 2026 și 2030. Acesta este cel mai fiabil indicator anticipat despre unde se va concentra cererea de celule, invertoare, transformatoare și capacitatea EPC.
Spania încă așteaptă aprobarea Comisiei Europene a mecanismului său de capacitate, motiv pentru care apare în tabelul de instalare, dar nu și în tabelul de licitație.
Acestea sunt cele două piețe în care lucrăm, așa că cifrele merită precizate mai degrabă decât ca o medie regională.
România avea aproape 600 MW de acumulatori instalați la sfârșitul anului 2025. La 1 iunie 2026, datele ANRE arătau 143 de proiecte de stocare în valoare totală de 9.147 MW în dezvoltare avansată, dintre care 36 de proiecte și 2.050 MW erau programate să intre în exploatare în 2026. Conducta este, prin urmare, de peste cinci ori mai mare decât cea instalată.
Motivul pentru care capitalul se mișcă este arbitrajul, nu politica. Un studiu ENTSO-E a stabilit castigurile medii zilnice pentru stocarea romaneasca la 792 EUR per MW de capacitate instalata, al patrulea in Europa dupa Ungaria cu 800, Bulgaria la 798 si Grecia la 797. Toate cele patru stau in Europa de Sud-Est, iar cauza comuna este interconectarea slaba cu pietele mai ieftine din Europa Centrala. Solarul scade prețurile în timpul zilei, importurile stabilesc prețul în vârful serii, iar diferența dintre cele două este veniturile.
Bulgaria a atins aproximativ 2.500 MWh de stocare instalată până la sfârșitul anului 2025 și este una dintre primele cinci piețe din UE după capacitate nouă, în mare parte pe fondul granturilor RESTORE. Pentru o țară de dimensiunea ei, aceasta este cea mai agresivă construcție de depozitare din Uniune.
Un număr pune în perspectivă constrângerea rețelei românești: 1.530 de proiecte din surse regenerabile cu o capacitate de evacuare combinată aprobată de 91.118 MW sunt în prezent în proces de conectare, în timp ce operatorii se așteaptă să fie puse efectiv în funcțiune între 2026 și 2035.
Depozitarea staționară a convergit către fosfatul de litiu și fier. LFP renunță la densitatea energetică împotriva chimicalelor pe bază de nichel și câștigă durata de viață ciclului, stabilitatea termică și costul, ceea ce este tranzacția potrivită atunci când activul se află pe sol și circulă zilnic timp de cincisprezece ani, mai degrabă decât se mișcă.
Europa a construit o industrie celulară, dar nu pentru această piață. Capacitatea nominală de producție a celulelor UE a atins 252 GWh în 2025, iar peste 90% din aceasta este destinată vehiculelor electrice, aproximativ 70% utilizând chimicale pe bază de nichel. Polonia conduce cu 86 GWh pe an, apoi Ungaria cu 78, Franța cu 42 și Germania cu 40. Rezultatul este o nepotrivire: continentul produce celule la scară și încă mai importă chimia pe care o cumpără de fapt piața de stocare. Producția de material activ catodic și anodic rămâne cea mai slabă verigă a lanțului, cu alimentarea cu electrolit și separator într-o formă mai bună.
La nivel de sistem, piața s-a standardizat în jurul unităților containerizate. Un bloc modern la scară de utilitate este o carcasă de 20 de picioare în clasa de 5 MWh, răcită cu lichid, cu detectare și suprimare a incendiilor integrate, livrată pre-asamblată și conectată la un sistem separat de conversie a puterii și la skid transformator de medie tensiune. Acesta este motivul pentru care orarele proiectelor sunt stabilite acum de lucrările la rețea și lucrările civile, mai degrabă decât de livrarea bateriei.
Prețurile pachetelor au scăzut la 70 de dolari pe kWh în 2025, o scădere cu 45% într-un singur an, făcând pentru prima dată stocarea staționară cel mai ieftin segment de litiu-ion. Tehnologia nu mai este bariera.
Durata urmează stivei de venituri, iar proiectele care se construiesc acum arată clar împărțirea. Sistemele de două ore domină acolo unde banii provin din arbitraj și servicii auxiliare, care este cea mai mare parte a Europei continentale de astăzi. Apar sisteme de patru ore în care plățile de capacitate sau schemele de lungă durată recompensează păstrarea energiei mai mult timp.
Cele mai mari proiecte ilustrează ambele capete. LEAG și Fluence construiesc cel mai mare sistem din Europa la Jaenschwalde, în Germania, la 1 GW și 4 GWh, o configurație de patru ore anunțată în noiembrie 2025. În Marea Britanie, proiectul Carlton Power Trafford din Manchester este de 1.040 MW, iar Matrix Renewables a semnat un acord EPC complet cu Tesla pentru o configurație de 500 MW, Megapack și o instalație de 1 GW și două EPC planificare eliberată și este gata de construcție.
Consecința inginerească a acestei alegeri nu este doar cantitatea bateriei. Durata stabilește rata C la care funcționează celulele, care stabilește sarcina termică, care stabilește designul de răcire și, prin aceasta, curba de degradare și condițiile de garanție. Un sistem de două ore și un sistem de patru ore de aceeași putere sunt mașini diferite, nu aceeași mașină cu mai multe cutii.
Aceasta este concluzia practică a tuturor celor de mai sus. Costul echipamentelor a scăzut cu 45 la sută într-un an și s-a standardizat în containere. Alimentarea cu celule este strânsă în ceea ce privește chimia, dar nu și volumul. Ceea ce decide dacă există un proiect este o conexiune la rețea: 500 GW de cereri speculative în Germania, 91 GW în coada din România față de 30 GW așteptați să se conecteze.
Autoritățile de reglementare au răspuns prin scumpirea pozițiilor la coadă. România a ridicat garanția financiară pentru eliberarea autorizației de racordare de la 5 la 20 la sută din tariful de racordare în mai 2026, a adăugat o garanție de 20.000 de euro pe MW pentru a intra într-o licitație de alocare a capacității și 30 de euro pe kW la cererea autorizației de înființare. Germania a promis propriul pachet de reforme a conexiunii. Direcția este aceeași peste tot: capitalul este angajat mai devreme, iar solicitarea unei capacități mai mari decât intenționați să construiți este acum un cost real, mai degrabă decât o opțiune gratuită.
Oricine modelează un proiect după spread-urile de astăzi ar trebui să se uite la ceea ce s-a întâmplat în Germania în cursul anului 2025. Marja de arbitraj pentru un sistem de două ore a fost în medie de 140 de euro pe MWh vara și a scăzut la 79 de euro pe MWh până în al patrulea trimestru, potrivit S&P Global Platts. Aceasta este o compresie de 44% în două sferturi, determinată de capacitatea de stocare care ajunge în sistem.
Același mecanism va ajunge în Europa de Sud-Est. Cei 792 de euro pe MW pe zi care fac România atractivă astăzi există pentru că stocarea este puțină acolo și interconectarea este slabă. Adăugarea a 2 GW într-un an schimbă prima condiție. Un model financiar construit pe spread-ul actual, menținut fix timp de cincisprezece ani, nu este o prognoză - este o presupunere și ar trebui să fie etichetat ca una.
Trei instrumente vor schimba modul în care stocarea este cumpărată, nu doar modul în care este construit.
Efectul practic este că prețul pe kWh încetează să mai fie singura variabilă într-o licitație. Amprenta de carbon, proveniența materialului și reciclabilitatea devin condiții de eligibilitate. Un furnizor care nu poate produce un pașaport pentru baterie în 2027 nu este un furnizor mai ieftin, ci unul neeligibil.
Munca noastră se află în punctul în care aceste numere se întâlnesc cu un anumit site, așa că aceasta este versiunea scurtă a ceea ce ne uităm:
Nimic din toate acestea nu este exotic. Este diferența dintre un model care supraviețuiește recenzentului unui creditor și unul care nu.