Energia regenerabila in Romania

Opriti scroll-ul: Romania intra in 2025 cu cel mai mare val de investitii in energie regenerabila din istoria recenta, cu pana la 5 GW planificati in licitatiile cu Contracte pentru Diferenta (CfD) aprobate de Comisia Europeana. Capacitati eoliene si fotovoltaice noi, modernizarea hidrocentralelor si proiecte de stocare se aliniaza pentru a ridica ponderea energiei verzi in mixul national. Daca vrei cifre, iata-le pe scurt: peste 13 GW capacitate instalata regenerabila la final de 2024 (hidro, eolian, solar, biomasa) si obiectiv de accelerare in 2025, confirmat de Ministerul Energiei, ANRE si Transelectrica.

Contextul la zi: unde se afla Romania in 2025 si de ce ritmul trebuie accelerat

Romania porneste anul 2025 de pe o baza solida, dar neuniforma, a tranzitiei energetice. Pe de o parte, hidroenergia ramane un pilon constant, cu aproximativ 6,7 GW in exploatare comerciala, conform datelor agregate publicate de Transelectrica si comunicate ale Hidroelectrica. Pe de alta parte, eolianul onshore si fotovoltaicul au recuperat intarzieri din anii anteriori si au intrat intr-o noua faza de crestere, sustinuta de programe nationale (PNRR, Fondul pentru Modernizare) si de mecanisme europene de piata, cu aprobari de ajutor de stat din partea Comisiei Europene pentru schema de CfD. Astfel, imaginea pe scurt in 2024-2025 arata un mix in care regenerabilele au potentialul sa atinga si sa depaseasca praguri istorice in productia anuala, in functie de hidrologia anului si de volumul noilor capacitati puse in functiune.

Un motiv cheie al accelerarii este cadrul european: tinta climatica si energetica a UE pentru 2030 s-a intensificat, prin Directiva RED III care stabileste un obiectiv la nivelul Uniunii de 42,5% energie din surse regenerabile in consumul final brut, cu un potential suplimentar de 45%. Romania si-a actualizat Planul National Integrat Energie-Clima (PNIESC/NECP), unde cifrele indicative pentru 2030 cresc semnificativ fata de tintele initiale. Pe langa tintele cantitative, noul cadru impinge investitii in flexibilitate (baterii, managementul cererii, modernizari de retea), digitalizare, stocare hidro si integrare regionala prin interconexiuni, toate indispensabile pentru a exploata la maximum resursele solare si eoliene.

De ce trebuie accelerat? Pentru ca, in pofida progreselor, Romania resimte constrangeri structurale: retelele de distributie au avut un val fara precedent de conectari ale prosumatorilor, iar reteaua de transport necesita intariri pentru zonele cu potential eolian si fotovoltaic major. In plus, echilibrarile devin mai complexe pe masura ce creste ponderea variabilelor. Concret, 2025 este un an critic pentru operationalizarea CfD-urilor, pentru semnarea contractelor cu castigatorii din prima runda si pentru demararea efectiva a santierelor marilor proiecte noi, cu efecte vizibile in 2026-2027. La fel de important, proiectele de stocare de ordinul sutelor de MW trebuie sa treaca de la stadiu de anunt la autorizatii si finantari inchise, pentru a consolida siguranta energetica si a reduce costurile de echilibrare.

Radiografia cifrelor: capacitate instalata, productie si pondere in mix (2024–2025)

Conform datelor comunicate public de Transelectrica si ANRE in 2024, Romania a incheiat anul cu aproximativ 13–14 GW in surse regenerabile, incluzand: circa 6,7 GW hidro, aproximativ 3,1–3,2 GW eolian onshore, aproximativ 3,3–3,6 GW fotovoltaic (incluzand centrale la scara utilitara si capacitatile prosumatorilor), precum si in jur de 0,1–0,2 GW in biomasa si biogaz. Datele exacte variaza in functie de metodologia de raportare (capacitate autorizata, capacitate operationala, centrale de mici dimensiuni la prosumatori), dar tendinta de crestere pentru solar si mentinerea pe termen lung a eolianului sunt clare.

La nivel de productie, 2024 a fost un an cu o contributie ridicata a hidroenergiei in anumite luni cu hidrologie favorabila, ceea ce a urcat ponderea energiei din surse regenerabile in mixul de electricitate spre valori lunare ce au depasit ocazional 50% (incluzand hidro), cu medii anuale evaluate intre 40% si 50% in functie de scenariile hidrologice si de variatia productiei eoliene si solare. Nuclearul (Cernavoda) a asigurat in mod constant in jur de 18–20% din productie, iar restul a fost acoperit de gaze naturale si lignit, cu o tendinta de scadere a carbunelui pe masura ce sunt retrase capacitati ineficiente si sunt inlocuite cu flexibilitati moderne sau cu importuri in ore de varf.

In 2025, premisele sunt urmatoarele: (1) semnarea si operationalizarea contractelor CfD, ceea ce ar crea vizibilitate bancabila pentru dezvoltarea a pana la 5 GW eolian si solar in doua runde (2024–2025), dupa aprobarea schemei de catre Comisia Europeana; (2) cresterea numarului de prosumatori si a puterii instalate la acoperisuri rezidentiale si comerciale, cu efecte asupra profilului net al cererii; (3) primele decizii de investitie pentru capacitati de stocare cu baterii de ordinul sutelor de MW, eligibile la finantare prin Fondul pentru Modernizare si PNRR; (4) continuarea programelor de modernizare hidro, cu eficienta sporita si flexibilitate mai mare in reglajul secundar.

Eurostat si Agentia Internationala pentru Energie (IEA) confirma tendinta regionala: Europa Centrala si de Est a intrat intr-o faza de crestere accelerata a regenerabilelor in 2023–2025, cu scaderi structurale ale costurilor tehnologiilor si cu multiplicarea instrumentelor de sprijin, de la CfD pana la PPA-uri corporative. Romania se aliniaza acestor tendinte, avand un profil de risc imbunatatit fata de perioada 2013–2015, cand modificarile legislative au incetinit investitiile. Rata de absorbtie a finantarilor europene si claritatea cadrului de reglementare pentru retele sunt variabilele care vor decide daca vom depasi, in mod sustenabil, 20 TWh/an din eolian si solar pana in 2027–2028, pe langa contributia hidro si a altor surse regenerabile.

Politici publice, finantari si schema CfD: motorul institutional al valului investitional

Arhitectura politicilor publice pentru 2025 se centreaza pe cateva piese esentiale. In primul rand, schema de Contracte pentru Diferenta (CfD), aprobata de Comisia Europeana, care urmareste stimularea investitiilor in capacitati noi eoliene si fotovoltaice prin asigurarea unui pret de referinta pe termen lung. Conform comunicatelor Ministerului Energiei, primele runde vizeaza in total pana la 5 GW in 2024–2025, cu alocari separate pentru eolian si solar. CfD-urile reduc riscul de pret pentru investitori, faciliteaza finantarea bancara si pot livra o scadere a costului ponderat al energiei (LCOE), cu beneficii pentru consumatori pe termen mediu.

In al doilea rand, Fondul pentru Modernizare, gestionat in cooperare cu Comisia Europeana si BEI, alimenteaza proiecte in retele, stocare, productie din surse regenerabile si eficienta energetica. In al treilea rand, PNRR si programele nationale (inclusiv Casa Verde Fotovoltaice, Modernizarea Retelei de Transport RET) contribuie la accelerarea conectarii de noi capacitati si la digitalizarea distribuiei. Nu in ultimul rand, actualizarea NECP stabileste repere pentru 2030, integrand tinte mai ambitioase in linie cu RED III. Rolurile ANRE si Transelectrica sunt cruciale: ANRE pentru reglementari si licentieri coerente, Transelectrica pentru planificarea si executia investitiilor in retea si pentru integrarea in siguranta a productiei variabile in SEE.

Puncte cheie de politica si finantare pentru 2025:

• Schema CfD pentru eolian si fotovoltaic, cu runde insumand pana la 5 GW in 2024–2025, aprobata de Comisia Europeana si operationalizata de Ministerul Energiei.
• Fondul pentru Modernizare si PNRR ca surse principale de granturi si imprumuturi pentru retele, stocare si centrale noi.
• Actualizarea NECP si alinierea la RED III, cu tinte mai ridicate pentru 2030 si traiectorii clare pe sectoare.
• Reglementari ANRE pentru codurile de retea, cerinte de flexibilitate si proceduri de racordare mai transparente si mai rapide.
• Rolul Transelectrica in planul de dezvoltare a retelei (TYNDP national) si cresterea interconexiunilor pentru securitate si export/import eficient.

Experienta altor piete din UE demonstreaza ca stabilitatea regulilor si viteza autorizatiilor sunt la fel de importante ca sprijinul financiar. Pentru Romania, anul 2025 trebuie sa aduca predictibilitate pe toata traiectoria proiectului: de la identificarea terenului, acordurile cu operatorii de retea si avizele de mediu, pana la semnarea PPA-urilor si a contractelor CfD. Transparenta in licitatii si un calendar clar, anuntat public de Ministerul Energiei si ANRE, vor reduce costul capitalului si vor atrage jucatori internationali cu portofolii solide, crescand competitia si calitatea proiectelor castigatoare.

Eolian onshore si offshore: de la campie la Marea Neagra

Romania are unul dintre cele mai bune regimuri de vant onshore din Europa de Sud-Est, in special in Dobrogea si in zonele de campie din est si sud-est. Capacitatea existenta de circa 3,1–3,2 GW a demonstrat, in peste un deceniu de operare, ca poate furniza volume semnificative in perioadele cu vant puternic, contribuind la reducerea preturilor spot in orele de productie maximizata si imbunatatind diversificarea surselor. Urmatorul ciclu de crestere va fi determinat in principal de CfD-uri, care pot debloca proiecte noi de ordinul gigawatilor si de investitii paralele in intarirea retelei de transport, pentru a evita congestiile si limitarile operationale.

In plan offshore, potentialul Marii Negre este remarcabil. Raportul Banca Mondiala (World Bank) a estimat in trecut un potential tehnic de ordinul zecilor de gigawati, cu scenarii realiste de dezvoltare etapizata pana in 2030 si 2040. Romania a facut pasi pentru cadrul legislativ dedicat eolianului offshore, iar in 2025 se asteapta clarificari suplimentare privind zonele de concesiune, regulile de licitatie si integrarea in retea. Avantajul eolianului offshore este curba de productie mai stabila si factorii de capacitate mai ridicati, ceea ce ar putea compensa variabilitatea productiei onshore si solare, cu beneficii in stabilirea preturilor pe piata angro si in securitatea energetica regionala.

Provocarile sunt insa concrete: costuri de capital ridicate, termene lungi de dezvoltare, logistica portuara si lanturi de aprovizionare. In plus, integrarea in retea a unor mari volume necesita planuri detailate de investitii in nodurile din Dobrogea, care deja gazduiesc atat eolianul onshore, cat si nuclearele de la Cernavoda. Coordonarea dintre Ministerul Energiei, ANRE, Transelectrica si operatorii de distributie, impreuna cu implicarea organismelor europene (ACER, ENTSO-E pentru planificare la nivel regional), va fi esentiala pentru a calibra cresterea fara a genera blocaje de retea.

In paralel, PPA-urile corporative castiga teren. Mari consumatori industriali incep sa contracteze pe termen lung energie eoliana, fie ca parte a strategiilor ESG, fie pentru a-si fixa costurile si a reduce volatilitatea. In conditiile in care CfD-urile ofera o ancora de pret, iar PPA-urile pot acoperi o parte din productie suplimentar, finantatorii percep un risc mai mic, scazand implicit costul capitalului. Aceasta combinatie de instrumente, adaugata sprijinului Fondului pentru Modernizare, poate aseza Romania pe harta proiectelor eoliene majore din regiune in anii 2026–2029, cu primele decizii finale de investitii posibil chiar in 2025 pentru proiectele cu autorizatii avansate.

Fotovoltaic si ascensiunea prosumatorilor: de la utilitar la acoperisuri

Sectorul fotovoltaic romanesc a intrat intr-o faza de crestere accelerata in 2023–2025, cu doua motoare distincte. Primul este reprezentat de proiectele la scara utilitara, care vizeaza sute de MW per proiect si care beneficiaza de CfD, PPA-uri si scheme de finantare din fonduri europene. Al doilea vine din partea prosumatorilor rezidentiali si comerciali, sustinuti prin programe precum Casa Verde Fotovoltaice si prin dinamica preturilor la energie din ultimii ani. Aceasta combinatie a urcat capacitatea fotovoltaica totala operata spre 3,3–3,6 GW la finele lui 2024, conform estimarilor agregate din rapoartele Transelectrica si comunicarile ANRE, cu un trend ascendent in 2025.

Prosumatorii schimba profilul consumului national: in orele de amiaza din sezonul cald, varfurile de productie la acoperis reduc cererea neta din retea si pot impinge preturile angro la valori foarte scazute, inclusiv spre zero sau negative in intervale scurte, asa cum s-a observat in tot mai multe piete europene. Acest fenomen, benefic pentru decarbonizare si preturi, implica insa necesitatea solutiilor de flexibilitate si a tarifelor moderne de distributie si transport, pentru a acoperi costurile de infrastructura si a directiona investitiile acolo unde sunt cu adevarat necesare. In plus, introducerea stocarii la nivel de prosumator (baterii rezidentiale) si a tarifelor dinamice pe ore poate valorifica si mai bine energia solara, reducand presiunea pe retele in orele de varf negative.

Actiuni esentiale pentru accelerarea fotovoltaicului in 2025:

• Stabilizarea si digitalizarea programului Casa Verde Fotovoltaice, cu ferestre previzibile si plati accelerate catre instalatori.
• Standardizarea si simplificarea procedurilor de racordare si de schimbare a puterii aprobate la operatorii de distributie.
• Implementarea de tarife dinamice si stimulente pentru stocarea la prosumatori si pentru managementul consumului.
• Dezvoltarea PPA-urilor corporate pe 10–15 ani, cu acoperire partiala a riscului de pret si garantii adecvate.
• Planuri de investitii in retele la nivel local (DSO), cu prioritizarea zonelor cu densitate mare de prosumatori.

La scara utilitara, proiectele solare beneficiaza de costuri in continuare in scadere ale modulelor si de timpi mai scurti de executie fata de alte tehnologii. In 2025, ne asteptam la tot mai multe combinatii PV + baterii, care sa reduca abaterea fata de prognoza si sa ofere servicii de sistem de baza (FCR, aFRR) pe masura ce cadrul de piata si reglementarile ANRE si Transelectrica clarifica modalitatile de participare. De asemenea, pietele de echilibrare si agregatorii vor juca un rol crescand in valorificarea flexibilitatii distribuite, in timp ce marii consumatori pot folosi instalatii pe acoperis pentru a-si gestiona mai bine curba de sarcina si pentru a-si reduce amprenta de carbon raportata in schemele de raportare ESG.

Hidro, stocare si flexibilitate: echilibrarea unui sistem tot mai verde

Hidroenergia ramane un activ strategic pentru Romania, atat prin ponderea sa mare in capacitate si productie, cat si prin capabilitatile de reglaj si echilibrare. Modernizarea unitatilor existente, cresterea eficientei turbinelor si digitalizarea operatiunilor sunt prioritati pentru a valorifica mai bine variabilitatea eolianului si a fotovoltaicului. In anii cu hidrologie favorabila, hidro sustine varfuri de productie verde si poate reduce la minimum utilizarea combustibililor fosili in anumite intervale; in anii mai secetosi, mentine totusi o baza importanta de energie cu emisii scazute, completata de nuclear si de importuri in ore critice.

Stocarea cu baterii (BESS) si stocarea hidro prin pompare (PSH) sunt urmatorul pas firesc. Proiectul Tarnita-Lapustesti, discutat de multi ani, ramane o optiune de mare anvergura pentru acoperirea dezechilibrelor la scara sistemului, in timp ce BESS ofera scalabilitate mai rapida, participare pe piete de servicii de sistem si plasare mai aproape de zonele cu congestii, reducand costurile de retea. In 2025, este de asteptat ca proiecte BESS de ordinul zecilor si sutelor de MW sa avanseze in autorizare, sprijinite de Fondul pentru Modernizare si de veniturile potentiale din pietele de echilibrare si de capacitate, acolo unde cadrul de piata o permite.

Un aspect tot mai important este flexibilitatea pe partea de consum: agregarea consumatorilor industriali si comerciali, managementul sarcinii si tarife dinamice acordate consumatorilor finali. ANRE si Transelectrica, in linie cu recomandarile ACER si ENTSO-E, pun bazele pentru participarea resurselor distribuite pe pietele de echilibrare. Aceste instrumente nu doar compenseaza variatia productiei regenerabile, ci si micsoreaza costurile de sistem, facand tranzitia mai accesibila pentru toti consumatorii. In plus, solutii inovatoare precum stocarea termica, producerea de hidrogen verde in orele cu preturi scazute si reconfigurarea unor procese industriale pentru a fi mai flexibile cresc rezilienta intregului sistem.

Hidrogenul verde poate actiona ca tampon sezonier in viitor, dar 2025 este inca despre proiecte pilot, acces la finantari IPCEI si dezvoltare de hub-uri locale langa centrele industriale si logistice. IRENA si Comisia Europeana anticipeaza o crestere accelerata a electrolizoarelor in UE pana in 2030, iar Romania poate valorifica resursele sale eoliene si fotovoltaice pentru a produce hidrogen in orele cu surplus. Cheia este sincronizarea investitiilor in productie, stocare si utilizare (mobilitate, industrie), pentru a evita active subutilizate si pentru a crea fluxuri de venit coerente.

Retele, interconexiuni si digitalizare: infrastructura pentru urmatorul deceniu

Fara retele robuste si inteligente, cresterea regenerabilelor se opreste in congestii si in curbe de preturi distorsionate. Planul de dezvoltare a retelei de transport al Transelectrica (aliniat la TYNDP european) include proiecte critice pentru 2025–2030: intariri in Dobrogea si in sud, linii noi si modernizari care sa permita evacuarea productiei din noile parcuri eoliene si fotovoltaice si cresterea capacitatii de interconexiune cu vecinii (Bulgaria, Ungaria, Serbia, Ucraina si Republica Moldova). O retea mai interconectata inseamna preturi mai stabile, acces la rezerve regionale si oportunitati de export in perioade de surplus.

La nivel de distributie, digitalizarea masiva (contorizare inteligenta, platforme de date, planificare pe baza de harta termica a retelei) este indispensabila. Valul de prosumatori din 2023–2025 a aratat ca procedurile si investitiile trebuie accelerate pentru a preveni intarzieri de racordare si pentru a mentine calitatea tensiunii in zonele cu densitate mare de productie distribuita. Operatorii de distributie, sub supravegherea ANRE, si-au asumat programe multianuale de investitii; succesul acestor programe va decide cat de repede putem integra urmatoarele sute de mii de unitati fotovoltaice la acoperis si cate zeci de parcuri mari pot primi avize de conectare.

Prioritati de infrastructura si piata pentru 2025:

• Accelerarea proiectelor Transelectrica pentru intariri in Dobrogea, sud si est, plus cresterea capacitatii de interconexiune.
• Implementarea pe scara larga a contoarelor inteligente si a platformelor de date pentru operatori si agregatori.
• Reguli clare pentru participarea stocarii si a agregatorilor la pietele de echilibrare si servicii de sistem.
• Tarife de retea care reflecta locatia si timpul (signalizare corecta a congestiilor si investitiilor necesare).
• Reducerea timpilor de autorizare si transparenta in cozi de racordare, cu publicarea periodica a capacitatilor disponibile pe noduri.

Pe pietele de energie, alinierea cu pachetele de reforma europene inseamna o pondere mai mare a contractelor pe termen lung, PPA-uri standardizate si mecanisme de acoperire a riscului (de ex. clearing centralizat pentru anumite produse). Romania, prin ANRE si Operatorul Pietei de Energie Electrica si Gaze Naturale, poate facilita lichiditatea pe termen mediu si lung, scazand dependenta de spot. Pentru investitorii in regenerabile, vizibilitatea veniturilor pe 10–15 ani este cheia finantarii, fie ca vorbim de CfD-uri, PPA-uri sau combinatii ale acestora, completate de venituri din servicii de sistem si din pietele de echilibrare, pe masura ce stocarea devine parte integranta a proiectelor.

Economia reala: industrie, IMM-uri si comunitati energetice

Tranzitia energetica nu este doar despre MW si TWh, ci despre competitivitatea industriei si confortul consumatorilor. Pentru fabrici si parcuri logistice, 2025 este anul in care PPA-urile devin instrument standard pentru fixarea unei parti din pretul energiei si pentru atingerea tintelor ESG, cu certificat de origine si raportare transparenta. IMM-urile pot combina solare la acoperis cu masuri de eficienta energetica (iluminat LED, pompe de caldura, recuperarea caldurii reziduale) si, tot mai des, cu baterii de stocare pentru a reduce varfurile de consum.

Comunitatile energetice, reglementate la nivel european si in curs de operationalizare in Romania, reprezinta un vector de democratizare a energiei: asociatii de locatari, micro-intreprinderi, primarii pot colabora pentru a produce, consuma, stoca si vinde energie la nivel local. Aceste proiecte reduc pierderile, intaresc coeziunea sociala si pot aduce economii la facturi. Pentru 2025, claritatea cadrului de functionare, accesul la finantari dedicate si suportul tehnic vor decide cati pasi reusim sa facem dincolo de proiectele pilot.

Actiuni concrete pentru companii si comunitati in 2025:

• Audit energetic si analiza profilului de consum pe intervale orare, ca baza pentru dimensionarea corecta a PV + baterii.
• Semnarea de PPA-uri pe 7–15 ani cu dezvoltatori de proiecte eoliene si solare, cu clauze de flexibilitate si garantii.
• Aplicarea la programe de finantare (Fondul pentru Modernizare, PNRR, programe regionale) pentru eficienta si productie proprie.
• Crearea de comunitati energetice locale cu partajarea beneficiilor si acces la contorizare inteligenta si platforme de date.
• Integrarea managementului energiei in strategia ESG si raportarea indicatorilor la standarde recunoscute (de ex. GHG Protocol).

Pe termen scurt, beneficiile tangibile includ reducerea costurilor cu energia, scaderea volatilitatii facturilor si imbunatatirea imaginii de sustenabilitate. Pe termen mediu, avantajul competitiv vine din rezilienta: companiile cu productie proprie si contracte pe termen lung sunt mai putin expuse la socuri de pret sau la restrictii de productie. In plus, aparitia agregatorilor si a platformelor de optimizare energetica creeaza o piata noua de servicii, din care IMM-urile pot beneficia fara a-si crea echipe interne mari, externalizand monitorizarea, prognoza si participarea la piete.

Privind inainte: repere 2025–2030 pentru energia regenerabila in Romania

Planul pentru urmatorii cinci ani se contureaza in jurul catorva jaloane clare. In 2025, semnarea contractelor CfD si demararea proiectelor eoliene si solare noi; in 2026–2027, intrarea progresiva in operare a primelor sute de MW din aceste proiecte, impreuna cu capacitati BESS atasate. In paralel, modernizarile hidro cresc eficienta si flexibilitatea, iar proiectele de retea ale Transelectrica reduc congestiile si sporesc capacitatea de interconexiune. Daca ritmul se mentine, Romania poate vedea spre 2028–2029 un nou platou de productie regenerabila, cu peste 20 TWh/an din eolian si solar si cu varfuri zilnice in care productia verde depaseste larg consumul intern in anumite ore, permitand exporturi competitive.

Institutiile nationale si internationale vor ramane puncte de reper pentru date si bune practici: ANRE pentru reglementari si rapoarte periodice, Transelectrica pentru statistici de sistem si planuri de dezvoltare, Eurostat si IEA pentru comparatii europene si globale, IRENA pentru evolutia costurilor si a lanturilor de aprovizionare, Comisia Europeana pentru politici si scheme de sprijin. Coordonarea cu vecinii prin ENTSO-E si participarea activa la proiecte de interes comun (PCI) vor spori securitatea si fluiditatea pietei regionale.

Peisajul tehnologic evolueaza rapid: module fotovoltaice cu eficiente mai mari, turbine eoliene onshore cu rotoare mai largi si inaltimi sporite, baterii cu chimii diversificate si costuri in scadere, sisteme de control si prognoza bazate pe AI care reduc abaterile si optimizeaza functionarea. Romania poate profita de aceste trenduri prin standarde tehnice actualizate si reglementari care faciliteaza inovarea, mentinand in acelasi timp cerintele de siguranta si calitate. Pentru investitori, predictibilitatea si viteza executiei raman criteriile decisive; pentru consumatori, accesul la informatie si la produse tarifare moderne fac diferenta intre a fi pasiv si a deveni participant activ la noul sistem energetic.

In ansamblu, 2025 este anul in care intentiile trebuie sa se transforme in contracte, iar contractele in santiere. Daca aceste jaloane sunt atinse, Romania poate trece de la un ritm ondulatoriu la o traiectorie stabila de crestere a energiei regenerabile, cu impact pozitiv asupra preturilor, securitatii si competitivitatii economiei. Cu disciplina in executie si cu un parteneriat real intre stat, operatori de retea, investitori si consumatori, harta energetica a tarii se poate rescrie in urmatorii ani intr-un mod care sa beneficieze pe toata lumea.