494MW已投运储能、254MWh级项目在建、约1GWh的组合管线正在推进——罗马尼亚储能市场已从“政策示范”跨入“公用事业级项目连续落地”的早期放量阶段。ANRE已消除储能充电再放电的双重电网费用负担，OPCOM引入15分钟交易单元。对中国中小型设备商和工程服务商而言，这不是第一步就做重资产BOT的市场，而是“设备供货+EPC分包+本地合作”的组合切入窗口。

罗马尼亚储能市场的吸引力来自四个同时成立的条件。政策面在改善——ANRE已于2025年7月明确消除储能“充电—放电再入网”的双重电网费用和系统服务负担，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。市场面在改善——OPCOM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，对储能多时段优化和短周期调度价值是正面的。
资金面在改善——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”双窗口。客户面足够集中——大型机会集中在国有发电/公用事业公司、头部IPP、本地EPC/系统集成商、分布式网络运营商和交易服务商，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。

罗马尼亚电力市场的核心主体清晰：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。储能可参与的主要交易场景包括日前市场、日内市场、双边合同市场、平衡市场、辅助服务市场，以及低碳技术差价合约机制。对储能而言，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。
2025年罗马尼亚日前市场年均价格约108.16欧元/MWh，全年平均成交量约1,791.3MWh/h，市场份额约31.65%。2025年5月DAM加权均价约464.43列伊/MWh，2025年10月升至约641.00列伊/MWh，市场波动显著。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。

能源部在PNRR下重启电池储能投资支持，目标到2026年6月底前投运至少240MW/480MWh，预算约7,960万欧元。现代化基金储能窗口预算约1.5亿欧元，重点支持与既有可再生能源发电装置直接耦合的项目。CfD总框架已将储能列为合格低碳技术之一。税务方面，罗马尼亚适用欧盟关税同盟规则，公司所得税标准税率16%，2025年平均小时劳动成本约13.6欧元，在欧盟内处于较低水平。

已投运项目Mireasa Hybrid BESS一期6MW/24MWh（2024年4月）。在建项目包括Crucea Nord 36MW/72MWh、Iaz 100MW/200MWh、Teius超120MWh、Sebes 180MWh、Fântânele约70MWh、Scornicești 127MW/254MWh。Electrica约1GWh组合管线正在推进。
四大赛道排序：公用事业级独立式与配储式BESS设备包/系统包/EPC分包第一；并网、电气BoP、EMS/SCADA、调试与安全合规包第二；储能资产运维、交易优化与辅助服务代运营第三；工商业侧光储改造与高电价负荷场景储能第四。