罗马尼亚储能市场机会解读报告

罗马尼亚储能市场机会解读报告 罗马尼亚储能市场机会解读 报告信息 报告类型：专题研究报告研究对象：罗马尼亚储能市场机会解读生成日期：2026年06月16日 目录 摘要 罗马尼亚储能市场机会解读报告 1执行摘要1市场基础与进入门槛1电力市场结构与储能可变现路径1并网、许可、测试与审批2政策、补贴、税务、劳动力与本地化2项目、客户与合作窗口3在建、拟建与招标储能项目表3主要客户、竞争者与本地合作伙伴5优先赛道排序6公用事业级独立式与配储式 BESS 设备包、系统包与 EPC 分包6并网、电气 BoP、EMS/SCADA、调试与安全合规包7储能资产运维、交易优化与辅助服务代运营8工商业侧光储改造与高电价负荷场景储能8可执行进入方案与首年目标9风险矩阵与优先参考来源9风险矩阵9最终结论10优先参考来源10参考文献12 摘要 本报告围绕罗马尼亚储能市场机会解读展开，重点梳理当地电力市场结构、储能可变现路径、并网许可、政策补贴、税务与本地化要求、在建及拟建项目、客户类型和合作窗口。报告判断，罗马尼亚储能市场已经从“政策鼓励与示范项目”阶段，进入“公用事业级项目连续落地、融资工具开始成形”的早期放量阶段。市场机会不只来自电池系统本身，也来自并网调试、电气 BoP、EMS/SCADA、安全合规、运维和交易优化等围绕储能项目落地的配套能力。 对中国企业来说，这份报告的价值在于把罗马尼亚储能市场从“有没有需求”进一步拆解为“哪些机会值得关注、适合以什么角色进入、首年应争取什么样的参考项目”。对于中小型设备商、系统集成商、EPC分包商和运维服务企业，短期更适合以设备供货、EPC分包、本地合作、调试合规和代运维服务切入，而不是第一步就重资产自建 BOT平台。优先机会包括公用事业级独立式或配储式BESS设备包与系统包、并网和电气工程服务、储能资产运维与辅助服务优化，以及部分工商业高电价负荷场景下的光储改造。 罗马尼亚储能市场机会解读报告罗马尼亚储能市场机会解读报告 罗马尼亚储能市场已经从“政策鼓励+示范项目”阶段，进入“公用事业级项目连续落地+融资工具开始成形”的早期放量阶段。Transelectrica 年报显示，截至 2025 年 12 月 5 日，罗马尼亚已投运储能装机约 494MW、储能容量约 913.68 MWh；与此同时，Hidroelectrica、Electrica、Eurowind、Monsson、EnergyCapital Group、R.Power 等业主或开发商已把 70–254 MWh 级别项目推进到签约、施工、设备安装或项目融资阶段，说明市场已经出现了对电池包、PCS/EMS、EPC 分包、并网调试、运维与交易优化的真实采购需求。对中国中小型设备、工程和运维企业而言，罗马尼亚不是最适合第一步就做重资产 BOT 的市场，但非常适合通过“设备供货 + EPC 分包 + 本地合作 + 代运维/优化服务”的组合打法切入。1 这个市场的吸引力，主要来自四个同时成立的条件。第一，政策面在改善：ANRE 已在 2025 年 7 月明确消除电能“充电—放电再入网”的双重 regulated network tariffs / system services 负担，并对相关绿证负担作出豁免处理，直接提升储能商业模式可行性。第二，市场面在改善：OPCOM 的电力市场已具备日前、日内、双边长期合约、PPA 型长期合同平台，以及 Transelectrica 的平衡市场和辅助服务市场；2025 年 10 月 1 日又引入 15分钟 MTU，这对储能多时段优化和短周期调度价值是正面的。第三，资金面在改善：罗马尼亚能源部在 PNRR和现代化基金下，先后推出了独立储能与“可再生能源存量电站配储”窗口。第四，客户面足够集中：大型机会集中在少数几类主体——国有发电/公用事业公司、头部 IPP、本地 EPC/系统集成商、分布式网络运营商与route-to-market 服务商，这使中小企业可以通过“做对少数关键客户”迅速建立本地存在。2 基于项目可见度、资金可得性、进入门槛与中小型中国企业的执行概率，本报告建议的优先赛道排序如下：其一，公用事业级独立式与配储式 BESS 设备包/系统包/EPC 分包；其二，并网、电气 BoP、EMS/SCADA、调试与安全合规包；其三，储能资产运维、交易优化与辅助服务代运营；其四，工商业侧光储改造与高电价负荷场景储能。如果企业资源有限，首年不建议把重点放在住宅储能或自建 BOT 平台，而是优先争取 1 个 50–120MWh 级参考项目，或者 2–3 个电气/调试/O&M 分包订单。3 市场基础与进入门槛 电力市场结构与储能可变现路径 罗马尼亚电力市场的核心主体比较清晰：Transelectrica 是国家输电及系统运营商，OPCOM 是电力与天然气市场运营商。官方市场页面显示，储能可参与或受影响的主要交易/结算场景包括：日前市场、日内市场、双边合同市场、面向长期电力合同的集中平台、平衡市场、辅助服务市场，以及低碳技术 CfD 机制。对储能来说，这意味着盈利路径不是单一电价套利，而是“现货价差 + 平衡/辅助服务 + 双边/PPA + 补贴/低成本融资”的叠加。4 从价格环境看，OPCOM 年报显示 2025 年罗马尼亚日前市场年均价格约为 108.16 欧元/MWh，全年平均成交量约 1,791.3 MWh/h，市场份额约 31.65%；同时，OPCOM 公告显示，2025 年 5 月 DAM 加权均价约 464.43 列伊/MWh，而 2025 年 10 月已升至约 641.00 列伊/MWh，说明市场波动仍然显著。再叠加 2025 年 10 月 1 日实施的 15 分钟 MTU，储能的快速响应与多时段优化价值被进一步放大。对中国企业而言，这直接意味着：只有硬件，利润会被压缩；硬件叠加 EMS、调度策略、保函能力和本地 O&M，才更容易吃到价值链中高毛利环节。5 需要特别说明的是，本次梳理到的罗官方市场框架并未显示一个“专门面向储能的广义容量市场付费机制”已经成为主流收入来源。当前更现实的路径，是借助 OPCOM 的现货/双边/PPA 平台、Transelectrica 的平衡与辅 助服务市场，以及各类补贴和项目融资工具来完成 revenue stack。换言之，罗马尼亚更像一个“多市场叠加+早期 merchant”型储能市场，而不是“靠容量电价兜底”的市场。4 并网、许可、测试与审批 并网方面，ANRE 在 2024 年通过关于电网可用容量分配的新方法，明确了对新建发电/生产-消费场所的网络容量分配规则，并规定装机功率不低于 5 MW 的项目在可用容量有限时进入基于拍卖的分配逻辑。这一点对独立储能和大配储项目非常关键：项目不只是做技术方案，还要做电网容量策略，尤其是有意在热点节点切入的外来企业。6 许可方面，ANRE 官网明确，电力行业许可/授权目前依据ANRE Order 6/2025及后续Order 26/2025修订执行。对投资型储能项目而言，通常会涉及 ANRE 的授权/许可程序、并网文件、平衡相关注册，以及根据项目角色完成 OPCOM 或 Transelectrica 相关市场注册。对仅做设备供货或 EPC 分包的中国公司来说，不一定需要自己持有运营许可，但需要确保设备和方案满足业主拿牌照、并网测试、市场注册所需的技术一致性。7 建设与环保方面，罗马尼亚《建筑施工许可法》要求建设工程须取得建设许可，且许可由地方行政机关基于规划和相关审批文件签发；《环境影响评价法》要求对可能对环境产生显著影响的项目进行 EIA 程序，环境协议是开发批准的一部分。假如项目靠近 Natura 2000 等敏感区域，还会叠加适当性评估程序。对储能项目最常见的延误点，不是电池本体，而是土地权属、城市规划证书、EIA 筛选与并网方案反复修改。8 下面这个流程图可以作为中国企业理解罗马尼亚大储项目准入逻辑的简化版本： 该流程图是对 ANRE 并网规则、ANRE 许可体系、罗马尼亚建设许可法和环境评价法的简化归纳；实际项目中部分环节可以并行推进，但“土地—环评—并网—许可—测试”的逻辑顺序不会改变。9 政策、补贴、税务、劳动力与本地化 政策与补贴方面，至少有两个窗口值得重点关注。其一，能源部在 2024 年重启了 PNRR 下的电池储能投资支持，目标是到 2026 年 6 月底前投运至少 240 MW / 480 MWh 的电池储能容量，窗口预算约 7,960 万欧元。其二，能源部在 2024 年 11 月推出、并延长到 2025 年 2 月 17 日的现代化基金储能窗口，重点支持与既有可再生发电装置直接耦合、且年吸收电量至少有 75% 来自相连可再生电站的电池储能项目，预算约 1.5 亿欧元，采用竞争性报价排序。前者更偏向“新储能能力”，后者更偏向“存量风光水电站补配储”。10 另外，CfD 的总框架已经把储能列为合格低碳技术之一，但 OPCOM 的官方法律框架页面和首轮 CfD 资料同时表明，首轮 CfD 实际招标围绕的是陆上风电和光伏，并非储能独立招标。因此，对储能而言，CfD 目前更像“中长期可能打开的政策天花板”，而不是当下可以直接依赖的收入机制。反过来，OPCOM 已设有长期电力合同集中市场（CMLT / PPA），允许未来新建发电项目与买方签长期电力合同；这对“风/光+储”与 industrialoff-taker 的组合融资是正面的。11 税务与关税方面，罗马尼亚作为欧盟成员国，适用欧盟关税同盟规则：来自其他欧盟成员国的货物在联盟内部自由流通，不征内部关税；来自欧盟外的设备进入罗马尼亚时，适用欧盟共同关税和本地 VAT 规则。公司所得税方面，罗马尼亚标准 CIT 税率在 2026 年被 PwC 汇总为 16%；欧央行 2026 年 6 月初参考汇率显示 EUR/RON约在 5.25 左右。对中国企业来说，含罗马尼亚本地公司或欧盟内转口公司的税务与结算结构，会直接影响投标可比价和售后利润。12 劳动力方面，Eurostat 显示罗马尼亚 2025 年全经济平均小时劳动成本约 13.6 欧元，在欧盟内处于较低水平。这意味着罗马尼亚适合作为“本地化装配、调试、运维与工程服务前置”的市场，而不一定适合作为中国企业首站就大规模制造的市场。更现实的理解是：当地人工仍便宜，但高压电气、保护、调试、安全和合规型人才并不“廉价且无限供给”，因此必须把本地服务伙伴纳入投标方案和质保体系。13 本地化要求方面，本次梳理到的 ANRE 并网、许可和 OPCOM 市场规则，并未显示一个普遍适用于储能项目的硬性本地含量门槛；但多类补贴窗口要求受益主体在罗马尼亚有可识别的法人主体或在付款前完成注册，本地售后与合规能力也正在成为事实上的准入门槛。与此同时，罗马尼亚本土已经出现 Prime Batteries 这类“Made in Europe”电池制造商，Monsson 也与 Prime 签署了 1,070 MWh 电池合作备忘录；再叠加欧盟近期对公共资金支持项目中中国逆变器的安全审查趋严，未来 BESS 的 PCS/EMS/通讯链路也很可能面对更严的网络安全与供应链审查。这对中国企业既是风险，也是把软件透明、远程运维权限控制、网络隔离方案做成卖点的机会。14 项目、客户与合作窗口 在建、拟建与招标储能项目表 下表只纳入公开来源中能够识别到容量、地点和状态的罗马尼亚储能项目或明确项目组合。部分项目的投标截止日期未在公开页摘要中显示，因此以“未披露”处理；预计投运时间也以公开表述为准，不做过度外推。 从这个项目表可以看出，罗马尼亚市场现在不是“只有规划、没有订单”，而是已经形成三类真实窗口：一类是明确 EPC 已授标/施工中的项目，适合设备替代、分包与调试/O&M；一类是融资刚落地的项目，适合做准前端技术选型和 bankability 介入；一类是大公司公告中的储能组合管