Italia a alocat 1,1 GW solar fără echipamente chinezești. Ce înseamnă asta pentru România, lanțul de aprovizionare și rolul AI în tranziția verde?
Italia arată cum se face: 1,1 GW solar fără module chinezești
Preț mediu de 0,06637 €/kWh pentru 1,1 GW de fotovoltaic nou și o regulă clară: niciun modul, celulă sau invertor din China pentru proiectele peste 1 MW. Așa arată a doua licitație FER X din Italia, anunțată pe 12.12.2025.
Acest exercițiu nu e doar o știre de piață. E o demonstrație practică despre cum politici publice bine gândite pot schimba rapid structura lanțului de aprovizionare și pot pune presiune pe dezvoltatori să caute furnizori alternativi, să optimizeze costurile și, inevitabil, să folosească mai mult date și AI în planificare. Pentru România, aflată în plină tranziție verde și cu un cadru de licitații încă în formare, Italia e un studiu de caz foarte util.
În rândurile de mai jos vedem ce a făcut Italia concret, ce înseamnă criteriile de „non‑chinezesc”, cum afectează prețurile și riscurile și, mai ales, cum poate România să folosească AI în industria energetică ca să treacă de la teorie la investiții sigure și profitabile.
1. Ce a făcut Italia, pe scurt: 1,1 GW, 88 proiecte, reguli noi
Italia a derulat a doua licitație pentru energie solară în cadrul schemei FER X (program tranzitoriu de sprijin pentru regenerabile). Rezultatul:
- 1,1 GW capacitate fotovoltaică alocată
- 88 de proiecte selectate din 273 depuse
- Cerere totală în licitație: 3,16 GW
- Preț mediu rezultat: 0,06637 €/kWh, cu 27,7% sub prețul plafon de 0,073 €/kWh
Diferența majoră față de prima licitație FER X:
pentru proiectele peste 1 MW s-a aplicat pentru prima dată criteriul de reziliență NZIA – fără module, celule sau invertoare provenite din China.
Proiectele mari: Sicilia devine laboratorul tranziției
Din cele 88 de proiecte, doar două depășesc 100 MW, ambele în Sicilia:
- 180 MW la Butera (Caltanissetta) – dezvoltat de Alta Capital 3 Srl (fond londonez). Pentru 144 MW s-a oferit o reducere de 27,018% față de prețul maxim admis.
- 107,9 MW la Monreale (Palermo) – dezvoltat de Solaer Clean Energy Italy 18 Srl (companie spaniolă). Pentru 62 MW reducerea oferită a fost de 31,581%.
Aceste cifre arată două lucruri:
- Interesul investitorilor este puternic chiar și cu restricții de origine pentru echipamente.
- Piața poate livra prețuri competitive și cu lanț de aprovizionare parțial „resetat”.
Pentru comparație, prima licitație FER X (fără criteriul NZIA „non‑chinezesc”) a alocat 7,7 GW la un preț mediu de 0,05682 €/kWh. Deci a doua rundă e puțin mai scumpă (aprox. +0,01 €/kWh), dar include costul de reziliență a lanțului de aprovizionare.
2. De ce contează criteriul „non‑chinezesc” pentru România
Criteriul introdus de Italia nu e o excentricitate, ci o aplicare directă a Net Zero Industry Act (NZIA). Ideea e simplă: Europa nu își mai permite să depindă aproape total de un singur furnizor pentru panouri și invertoare.
China controlează, în funcție de segment, 70–90% din lanțul global al fotovoltaicelor. Asta înseamnă:
- risc de prețuri volatile
- risc de blocaje logistice (pandemii, conflicte comerciale, sancțiuni)
- risc geopolitic pe termen lung
Italia a ales să trateze aceste riscuri în amonte, direct prin designul licitațiilor. România, deocamdată, merge mai mult pe logica „cel mai mic preț câștigă”. E o strategie comodă, dar periculoasă pe termen lung.
Ce înseamnă, concret, o abordare de tip Italia pentru România
Dacă mâine România ar decide să introducă un criteriu similar, ar trebui să răspundă clar la câteva întrebări:
- Ce procent din echipamente trebuie să fie non‑chinezești? 100% sau o pondere minimă?
- Cum demonstrăm trasabilitatea? Facturi, certificate de origine, audit extern?
- Cum evităm creșterea necontrolată a costurilor pentru consumatorul final?
- Cum stimulăm furnizorii locali și europeni să intre în piața românească?
Aici intervine AI: fără un nivel bun de digitalizare și analiză de date, astfel de reguli devin fie birocratice, fie ușor de ocolit.
3. Cum schimbă aceste politici modul în care se dezvoltă proiectele PV
Când scoți din ecuație furnizorii cei mai ieftini (de regulă chinezii), dezvoltatorii nu mai pot câștiga licitațiile doar pe „preț la watt”. Trebuie să fie mai buni la:
- optimizare tehnică (design de sistem, orientare, profil de producție)
- gestiunea riscurilor de timp și cost
- modelare financiară mult mai fină
Rolul AI în noul context de licitații
AI devine instrumentul central în câteva zone cheie:
-
Selecția furnizorilor și analiza lanțului de aprovizionare
Algoritmi care:- verifică automat istoricul furnizorilor
- estimează riscuri de întârziere sau faliment
- simulează impactul diverselor combinații de furnizori asupra CAPEX și OPEX
-
Optimizarea designului tehnic al centralei
Modele AI care iau în calcul:- radiația solară locală, temperatura, norii
- topografia terenului
- diferite configurații de module non‑chinezești și invertoare europene și propun combinația cu cel mai mic LCOE (cost nivelat al energiei), nu doar cel mai mic preț la echipament.
-
Mentenanță predictivă pentru a compensa costurile mai mari de CAPEX
Dacă echipamentele sunt puțin mai scumpe, presiunea se mută pe reducerea costurilor de operare:- monitorizare continuă a stringurilor
- detecția timpurie a degradării modulelor
- prevenirea defectării invertoarelor
AI poate reduce timpii de nefuncționare cu zeci de ore pe MW instalat pe an. La scara unui parc de 100 MW, asta se traduce în venituri suplimentare consistente.
-
Participare inteligentă la piață și agregare
Cu tot mai multe licitații care cer flexibilitate și integrare cu stocarea, AI ajută la:- prognoza producției la interval de 15 minute
- calculul optim între vânzarea pe contracte bilaterale și piața spot
- coordonarea cu baterii sau consumatori flexibili
Pentru dezvoltatori români care se uită la ce face Italia, lecția e clară: fără AI și date, orice regulă nouă de reziliență devine un handicap de cost. Cu AI, aceeași regulă poate deveni avantaj competitiv.
4. Lecții concrete pentru România: cum folosim exemplul Italiei
România intră în 2026 cu un mix interesant: potențial solar excelent, interconectări regionale bune, dar și un cadru de reglementare care se schimbă frecvent. Italia arată câteva direcții clare.
4.1. Construirea unui lanț de aprovizionare mai robust
Italia a folosit licitația ca instrument pentru a crea cerere garantată pentru furnizorii non‑chinezești. România poate adapta modelul:
- introducerea treptată a unor criterii de diversificare (nu neapărat excludere totală) – de exemplu, minimum 40% din valoarea echipamentelor din UE sau țări asociate
- punctaj suplimentar în licitații pentru proiecte care folosesc echipamente produse în regiune (Central și Est‑Europa)
- scheme pilot în care se testează impactul acestor criterii asupra prețului final
4.2. Digitalizare și AI în procedurile ANRE/Transelectrica/Ghiduri PNRR
Un cadru modern de licitații nu poate funcționa cu foi Excel și aprobări pe hârtie. România are nevoie de:
- platforme digitale unde dezvoltatorii încarcă BOM‑uri detaliate (Bill of Materials) pentru fiecare proiect
- verificare automată a conformității cu criteriile de origine
- integrare cu sisteme AI care detectează anomalii (de ex. combinații de furnizori greu de crezut, prețuri nerealist de mici)
Aici se leagă perfect tema seriei „AI în Industria Energetică din România: Tranziția Verde”: AI nu înseamnă doar optimizare tehnică în teren, ci și transparență și rigurozitate în tot ce ține de aprobări, licitații și monitorizare.
4.3. Cum pot reacționa dezvoltatorii români de proiecte PV
Cei care se pregătesc pentru următoarele valuri de licitații pot face câțiva pași simpli încă de acum:
-
Audit intern al lanțului de aprovizionare
- Ce procent din actualele proiecte se bazează pe echipamente chinezești?
- Avem deja contacte cu furnizori alternativi din UE / SUA / Coreea?
-
Construirea unei baze de date tehnico‑economice
- performanță, degradare, prețuri istorice pentru diverse branduri non‑chinezești
-
Investiție în instrumente AI și analitice
- fie proprietare, fie prin parteneriate cu companii specializate în mentenanță predictivă, prognoză de producție și optimizare de portofoliu
-
Simularea scenariilor de tip „Italia”
- Ce se întâmplă cu LCOE dacă 50–70% din echipamente nu pot fi din China?
- Ce combinații tehnice reduc pierderile de randament?
Cei care fac aceste calcule acum vor fi cei care, peste 2–3 ani, pot intra agresiv în licitații chiar dacă regulile devin mai stricte.
5. De la licitații la operare: unde aduce AI cei mai mulți bani
Pentru investitori și operatori de centrale solare, licitația e doar începutul. Marja reală se joacă în următorii 15–20 de ani, prin modul în care e operată centrala.
Zone cu impact mare în care AI schimbă regulile jocului
-
Reducerea pierderilor tehnice și comerciale
Algoritmii de detecție a anomaliilor pot identifica rapid:- stringuri cu performanță sub medie
- invertoare care încep să aibă derapaje de randament
- pierderi pe cabluri sau transformatoare
-
Planificarea mentenanței în funcție de vreme și prețuri
Nu e tot una dacă oprești 10 MW pentru revizie într-o zi de ianuarie cu cer acoperit sau într-o zi de iunie cu prețuri mari pe piață. AI poate propune automat ferestre de mentenanță cu impact minim în venituri. -
Integrarea cu baterii și consumatori flexibili
Italia deja discută intensiv despre baterii la scară mare, iar România va ajunge foarte repede acolo. AI este esențial pentru:- decizia când încarci bateria din solar
- când vrei să vinzi în piața de echilibrare
- cum coordonezi mai multe parcuri PV, baterii și eventual consumatori industriali într-un singur portofoliu optimizat.
-
Prognoze precise pentru a evita penalități
Pe măsură ce regulile de echilibrare se înăspresc, prognoza greșită devine cost mare. Modelele AI specializate pe prognoza producției fotovoltaice reduc abaterile și, implicit, penalitățile.
Pentru un portofoliu de câteva sute de MW, aceste optimizări nu sunt „nice to have”, ci diferența dintre un proiect mediu și un activ strategic extrem de profitabil.
Concluzie: dacă Italia schimbă regulile, România n-are voie să rămână pe margine
Italia a arătat în mod foarte concret cum poți aloca 1,1 GW de capacitate solară în condiții noi de joc, cu lanț de aprovizionare diversificat și prețuri încă competitive, chiar și cu o creștere modestă față de prima licitație.
Pentru România, mesajul e dublu:
- politic: trebuie să ieșim din logica exclusivă a celui mai mic preț și să includem criterii de reziliență, trasabilitate și valoare adăugată locală în viitoarele licitații pentru regenerabile;
- tehnic și economic: fără AI în industria energetică, aceste criterii vor părea doar costuri suplimentare. Cu AI, devin instrumente de diferențiere și de protejare a marjelor pe termen lung.
Următorul pas ține de noi: folosim lecția Italiei ca să pregătim din timp proiecte fotovoltaice inteligente, cu lanț de aprovizionare robust și cu AI integrat din faza de proiectare, sau așteptăm să fim obligați de reglementări europene și să alergăm din urmă?
Cine răspunde repede la întrebarea asta va conduce următorul val de investiții în tranziția verde a României.