Румунія змінює доступ до електромереж: три стратегії для BESS та агрегаторів

Мережеве приєднання стає одним із головних факторів економіки накопичувачів енергії. Для Румунії це означає, що інвестору в BESS уже недостатньо порівняти вартість батареї, прогноз арбітражу та доходи від резервів. Необхідно окремо підтвердити права на відбір і відпуск потужності, процедуру доступу до мережі, графік проєкту та можливість участі в ринках.

У жовтні 2026 року румунський оператор системи передачі Transelectrica перейшов до етапу практичного застосування механізму аукціонного розподілу мережевої потужності. Регуляторну основу закладено наказом ANRE №53/2024, до якого згодом вносили зміни. Офіційна процедура Transelectrica, оновлена в червні 2026 року, передбачає аукціонні сесії з 30 жовтня 2026 року. Це початок процедурного графіка, а не доказ того, що конкретний проєкт уже виграв потужність.

1. Що змінює аукціонний розподіл

Мережа має обмежену фізичну спроможність. Коли кількість заявок значно перевищує її можливості, формальна черга приєднань може резервувати потужність за проєктами, які не доходять до реалізації. Новий механізм має розподіляти визначений ресурс за прозорою процедурою, із заявками, перевіркою документів, гарантіями та результатами окремих аукціонів.

Водночас неправильно говорити, що з 2026 року всі BESS у Румунії можуть приєднатися лише через аукціон. Потрібно перевіряти сферу застосування правил, потужність конкретного об'єкта, статус чинного технічного дозволу на приєднання (ATR), регіон мережі й можливість внесення змін до існуючого підключення.

У таблицях доступної потужності окремі майбутні роки та мережеві зони можуть суттєво відрізнятися. Відсутність обсягу в певній аукціонній категорії на ранній рік не є універсальною забороною всіх нових батарей до 2032 року.

2. Три маршрути виходу на ринок

Сценарій A – standalone BESS із новим приєднанням

Інвестор створює окрему батарейну електростанцію, наприклад 20 МВт / 40 МВт·год. Проєкт забезпечує свободу вибору інженерної конфігурації та потенційно придатний для енергетичного арбітражу й кваліфікованих балансувальних послуг.

Але його інвестиційна модель має враховувати вартість мережевого доступу, гарантії, реконструкцію ліній і підстанцій, обладнання PCC, строки та ризик недоступності потрібної потужності. Наявність батареї не дорівнює допуску до FCR/aFRR/mFRR: ринкова кваліфікація – окремий процес.

Сценарій B – BESS поруч із чинною СЕС

Батарея може використовувати частину існуючої інфраструктури, зменшувати вимушені обмеження сонячної генерації та переносити вироблену енергію на інші години. Проте власнику СЕС слід письмово підтвердити, чи дозволяють ATR, договори й технічні умови додати накопичувач; чи можна заряджатися із мережі; чи потрібно переоформити облік або збільшити потужність відбору.

Co-location не створює автоматичних додаткових мережевих прав. Її комерційна перевага проявляється лише після перевірки конкретної точки приєднання.

Сценарій C – VPP із наявних підключених активів

Третій шлях – об'єднати портфель уже підключених C&I-об'єктів, батарей, СЕС і керованих навантажень. Такий підхід може дозволити швидше перевірити економіку програмної агрегації без великого нового будівництва.

Проте портфель повинен мати належні договори, вимірювання, телеметрію, право на диспетчеризацію та доступ до ринкових продуктів. Роль незалежного агрегатора, постачальника, трейдера та сторони, відповідальної за баланс, потрібно визначати для кожного маршруту окремо. Не можна вважати, що програмна платформа автоматично має статус учасника балансувального ринку.

3. Що насправді формує доходність

Вартість BESS – не лише різниця між двома погодинними цінами. Прибуток визначає поєднання допустимих операцій: арбітраж, зниження витрат промислового споживача, керування СЕС і ринкові резерви там, де отримано кваліфікацію.

Revenue stacking – не сума незалежних максимумів. Якщо одна й та сама потужність зарезервована для балансування, її не можна без обмежень продати на іншому ринку. Важливими стають SoC, втрати, деградація, швидкість реакції, допустимі MW на PCC, час активацій і штрафи за невиконання.

Уявімо два однакові накопичувачі по 10 МВт / 20 МВт·год. Перший отримає комерційний доступ через два роки; другий – через шість місяців завдяки дозволеному використанню наявної мережевої інфраструктури. Навіть за однакових прогнозів ринкових цін їхня чиста приведена вартість (NPV) буде різною. Це ілюстрація, а не прогноз конкретного румунського проєкту.

4. Практичний контрольний перелік для інвестора

Перш ніж запускати фінансову модель, варто зафіксувати ці параметри як перевірені джерелами вхідні дані. Значення «невідомо» не повинно перетворюватися в оптимістичну оцінку за замовчуванням.

5. Підхід Wesfin Flex

Wesfin Flex розвиває цифрову платформу керування гнучкістю, яка об'єднує цифрові моделі активів, портфельний оптимізатор, локальні контролери, контроль виконання диспетчерських команд та підтверджені розрахункові дані.

Для Румунії ми оцінюємо партнерські моделі з власниками СЕС і BESS, промисловими споживачами та організаціями, які мають необхідні локальні права доступу до ринку. Платформа може підтримувати як незалежну агрегацію, так і модель через кваліфікованого партнера, залежно від юридичних вимог.

Це напрям розвитку, а не твердження про вже отриману румунську кваліфікацію.

Висновок

Румунський ринок BESS переходить до етапу, коли мережеві права, час до першого доходу та якість оптимізації можуть бути не менш важливими за ціну батареї. Нові аукціонні механізми посилюють потребу в юридичній і технічній перевірці, а вже підключені активи заслуговують на окремий аналіз.

Wesfin Flex відкрита до співпраці з власниками СЕС, BESS, промисловими підприємствами та ринковими партнерами в Румунії.

Офіційні джерела

• Transelectrica – процедура розподілу мережевої потужності
• Transelectrica – інструкція для учасників аукціонної платформи
• ANRE – регулювання ринку електроенергії

Матеріал станом на 3 листопада 2026 року. Наявність права на приєднання та допуску до ринку встановлюється тільки для конкретного об'єкта та договору.