---
title: "Studiu de soluție parc fotovoltaic: ATR, cost, transformator | Entogo"
description: "Studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic este obligatoriu la medie tensiune peste 1 MW evacuat (Ord."
url: https://entogo.ca/ro/insights/studiu-de-solutie-parc-fotovoltaic/
lang: ro
type: article
image: https://entogo.ca/_astro/Entogo-New-Energy-Integrated-PV-Prefabricated-Box-Substation.BbhcGbvm.png
datePublished: 2026-10-10
dateModified: 2026-10-10
site: https://entogo.ca/
llms: https://entogo.ca/ro/llms.txt
---

Pagina principală › Analize › Studiu de soluție parc fotovoltaic: ce date de echipament cere operatorul și cum dimensionați postul ridicător

Ghid de racordare

# Studiu de soluție parc fotovoltaic: ce date de echipament cere operatorul și cum dimensionați postul ridicător

Entogo 10 octombrie 2026

![Post de transformare ridicător Entogo pentru parc fotovoltaic, în container metalic alb cu uși de acces la compartimentul de medie tensiune, la transformator și la tabloul de joasă tensiune](https://entogo.ca/_astro/Entogo-New-Energy-Integrated-PV-Prefabricated-Box-Substation.BbhcGbvm_Z1ULC7s.webp)

Pe scurt

Studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic este obligatoriu la medie tensiune peste 1 MW evacuat (Ord. ANRE 102/2015); operatorul îl transmite avizat în cel mult o lună, apoi emite ATR-ul. Ce date de echipament predați, tipurile NC RfG din România și un calcul pentru 5 MWp: 4,0 MW, 4,6 MVA, 2 × 2500 kVA.

## Idei principale

- Un parc fotovoltaic racordat la medie tensiune cu peste 1 MW evacuat primește soluția de racordare prin studiu de soluție (art. 15 lit. e) din Ord. ANRE 102/2015); până la 1 MW inclusiv, cu soluție unică, ajunge o fișă de soluție.
- Răspunde de studiu operatorul de rețea, pe un contract plătit de solicitant; studiul avizat vine în cel mult o lună la JT și MT, iar ATR-ul în cel mult 10 zile calendaristice după aceea.
- Pentru centralele fotovoltaice, puterea instalată este minimul dintre suma puterilor invertoarelor și suma puterilor panourilor (Norma tehnică aprobată prin Ord. ANRE 208/2018), deci raportul DC/AC poate schimba categoria parcului.
- În România, pragurile NC RfG sunt 1 MW (tip B), 5 MW (tip C) și 20 MW (tip D), mult sub maximul de 50 și 75 MW permis de Regulamentul (UE) 2016/631 în Europa continentală.
- Din 1 ianuarie 2026, centralele de cel puțin 5 MW intră în licitația anuală de alocare a capacității rețelei (Ord. ANRE 53/2024, modificat prin Ord. 79/2025), iar în 2026 sesiunile încep pe 30 octombrie.

Studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic este documentația prin care operatorul de rețea stabilește cum se racordează centrala și pe baza căreia emite avizul tehnic de racordare (ATR). Pentru un parc racordat la medie tensiune cu peste 1 MW evacuat, Ordinul ANRE nr. 102/2015 îl face obligatoriu. Operatorul răspunde de studiu și îl transmite avizat în cel mult o lună, dar calculele lui pornesc de la datele pe care le furnizați dumneavoastră: invertoarele, transformatorul ridicător, celulele de medie tensiune și cablurile. Mai jos găsiți lista acestor date, cerințele tehnice verificate în studiu, un exemplu calculat pentru 5 MWp și ce s-a schimbat în 2026 pentru centralele de la 5 MW în sus. Ghidul se referă la România; în Republica Moldova racordarea urmează reglementările ANRE Moldova.

## Pe scurt: ce este studiul de soluție și ce trebuie să furnizați

Studiul de soluție (SS) este o documentație tehnico-economică: prezintă situația rețelei și a parcului, variantele de racordare posibile, punctele de racordare, de delimitare și de măsurare, calculele de scurtcircuit și de pierderi, lucrările necesare cu costurile lor și puterea care se poate aproba fără întăriri de rețea. După ce alegeți varianta, operatorul emite ATR-ul, adică oferta de racordare.

Datele rețelei din zonă le are operatorul. Datele locului de producere le furnizați dumneavoastră, ca „date de temă” — de regulă cele din anexele Codului tehnic al rețelelor de distribuție (Codul RED) și din normele tehnice specifice (art. 19 din Ord. ANRE 102/2015). Un studiu corect pornește, așadar, de la fișe tehnice corecte.

Regulile de bază, într-un singur loc:

- **Peste 1 MW evacuat, la medie tensiune:** studiu de soluție (Ord. ANRE 102/2015, art. 15 lit. e).
- **Până la 1 MW inclusiv, cu soluție unică sau evidentă:** fișă de soluție (art. 12 lit. f).
- **La 110 kV sau peste:** întotdeauna studiu de soluție (art. 15 lit. a).
- **De la 5 MW instalați:** din 2026, capacitatea rețelei se alocă prin licitație înainte de ATR (Ord. ANRE 53/2024, modificat prin Ord. 79/2025).

## Când e nevoie de studiu de soluție și cine îl elaborează

Ordinul ANRE nr. 102/2015 împarte racordările în două. Prin **fișă de soluție** se racordează, printre altele, locurile de producere la medie tensiune cu o putere maximă simultană evacuată de cel mult 1 MW, dacă soluția este unică sau evidentă (art. 12 lit. f). Prin **studiu de soluție** se racordează (art. 15):

- locurile de producere la medie tensiune cu peste 1 MW evacuat (lit. e);
- orice loc de producere sau de consum la 110 kV sau peste (lit. a);
- locurile de producere de cel mult 1 MW, dacă există cel puțin două variante de racordare corespunzătoare tehnic și comparabile economic (lit. d).

Răspunde operatorul de rețea căruia i-ați adresat cererea (art. 11): studiul se face pe contract cu utilizatorul, cu personal propriu sau printr-un operator economic atestat ANRE. Puteți cere în scris, înainte de semnarea contractului, ca studiul să fie executat de un proiectant atestat ales de dumneavoastră; operatorul recalculează costul în 3 zile lucrătoare, iar contractul rămâne între dumneavoastră și operator (art. 11 alin. (5)–(6)).

Transelectrica intră în proces în două situații. Studiul se avizează și de operatorul de transport și de sistem (OTS) atunci când prevede, de exemplu, racordarea unei centrale dispecerizabile la rețeaua de distribuție sau racordarea pe barele de medie tensiune ori de 110 kV ale unei stații Transelectrica (art. 21 alin. (3) din Ord. 102/2015). Iar din 1 ianuarie 2026, pentru locurile de producere cu putere instalată de cel puțin 5 MW, capacitatea rețelei se alocă prin licitație organizată de OTS (Ord. ANRE nr. 53/2024, modificat prin Ord. nr. 79/2025). Cererile de alocare pentru centrale de până la 50 MW inclusiv se depun la operatorul de distribuție, cele de peste 50 MW la OTS, iar ATR-ul se emite numai după plata capacității alocate. În 2026, termenul de depunere a cererilor a fost 14 iulie, OTS publică studiul de soluție global până la 23 octombrie, iar sesiunile zilnice de licitație încep pe 30 octombrie.

## Ce date de echipament cere operatorul pentru studiul de soluție

Pentru grupurile generatoare nedispecerizabile sau neracordate la 110 kV, Codul RED lasă operatorul de distribuție să stabilească ce date din anexa nr. 2 cere, „în funcție de puterea și tipul grupurilor” (pct. 4.2.5). Tabelul de mai jos adună datele din anexa nr. 2 — tabelul 1 a Codului RED și din Norma tehnică aprobată prin Ord. ANRE nr. 208/2018 care contează pentru un parc fotovoltaic.

| Echipament | Date de predat | De ce le cere studiul |
| --- | --- | --- |
| Centrala | Punctul de racordare, tensiunea nominală, puterea instalată (MWp și MWac), puterea maximă evacuată | Categoria NC RfG, fișă sau studiu, licitația de capacitate |
| Invertoare | Puterea aparentă și activă nominală, factorul de putere nominal, puterea reactivă maximă și minimă la borne, diagrama P-Q | Bilanțul de putere reactivă în punctul de racordare |
| Invertoare (dinamic) | Capabilitatea de trecere peste defect, injecția de curent reactiv la defect (factorul k), portul de reducere a puterii | Stabilitate și reglaj la cererea operatorului |
| Transformator ridicător | Număr de înfășurări, putere pe fiecare înfășurare, raport de transformare, ucc pe perechi de înfășurări, pierderi în gol și în sarcină, curent de magnetizare, grupă de conexiuni, domeniu și treaptă de reglaj, tratarea neutrului | Scurtcircuit, pierderi, consum de putere reactivă |
| Celule MT și protecții | Schema monofilară, tipul celulelor (linie, transformator, măsură), curentul de scurtcircuit nominal, protecțiile și reglajele, protecția împotriva funcționării insularizate | Coordonarea protecțiilor cu rețeaua operatorului |
| Cabluri MT | Tip, secțiune, lungime, traseu, punctul de delimitare | Căderi de tensiune, pierderi, putere reactivă a cablului |
| Măsură și SCADA | Locul grupului de măsurare, rapoartele TC și TT, calea de comunicație, semnalele către dispecer | Integrarea în SCADA-ul operatorului, decontare |

Un detaliu care scapă des: ucc și pierderile transformatorului intră direct în calculul de scurtcircuit și în bilanțul de putere reactivă — un transformator cu ucc 6 % consumă la sarcină nominală circa 6 % din puterea lui nominală ca putere reactivă.

## Cerințe tehnice pentru parcul fotovoltaic: tipurile NC RfG în România, putere reactivă, trecere peste defect

Regulamentul (UE) 2016/631 (NC RfG) împarte instalațiile de generare în tipurile A–D și lasă fiecare OTS să fixeze pragurile, sub un maxim european. România a ales praguri mult mai mici decât maximul, prin Ordinul ANRE nr. 79/2016:

| Tip | România (Ord. ANRE 79/2016) | Maxim NC RfG, Europa continentală (art. 5, tabelul 1) |
| --- | --- | --- |
| A | U < 110 kV și 0,8 kW ≤ P < 1 MW | — |
| B | U < 110 kV și 1 MW ≤ P < 5 MW | de la cel mult 1 MW |
| C | U < 110 kV și 5 MW ≤ P < 20 MW | de la cel mult 50 MW |
| D | U ≥ 110 kV, sau P ≥ 20 MW | de la cel mult 75 MW |

Consecința practică: un parc de 6 MW din România este de tip C și primește cerințele de reglaj de tensiune și de putere reactivă pe care NC RfG ar permite să fie cerute, în Europa continentală, abia de la 50 MW.

Puterea care decide categoria este puterea instalată. Norma tehnică aprobată prin Ord. ANRE nr. 208/2018 o definește, pentru centralele fotovoltaice, ca **minimul dintre suma puterilor nominale ale invertoarelor și suma puterilor nominale ale panourilor**. Un parc de 5 MWp cu invertoare de 4,0 MW are deci 4,0 MW instalați. Confirmați încadrarea cu operatorul: ea fixează cerințele tehnice și accesul la licitația de capacitate.

Cerințele din Norma tehnică (Ord. 208/2018) care influențează direct alegerea echipamentelor, începând cu tipul B:

- **Putere reactivă.** Operatorul stabilește capabilitatea; de regulă, la puterea activă maximă, centrala asigură un factor de putere de 0,9 inductiv și capacitiv (art. 91 lit. a). La tipul C, diagrama U-Q/Pmax poate cere un interval Q/Pmax de până la 0,75 (tabelul 5C), iar puterea reactivă a cablului dintre transformator și punctul de racordare se compensează cu echipament dedicat, până la un schimb de putere reactivă nul la putere activă zero, cu toleranță de cel mult 0,1 MVAr pentru centralele racordate în linii de medie tensiune și de 0,5 MVAr la barele stațiilor (art. 115 alin. (1) lit. d)).
- **Trecere peste defect.** Centrala rămâne conectată la o tensiune reziduală de 0,15 u.r. timp de 0,25 s, cu revenire la 0,85 u.r. în 3 s (tabelul 2B, art. 88).
- **Curent de defect.** Injecția de curent reactiv urmează ΔI = k × ΔU, cu k între 2 și 10 (art. 91 lit. b).
- **Reglaj de putere activă.** Centrala primește un consemn de reducere și îl execută în cel mult 60 s, cu o precizie de ±5 % din Pmax (art. 87).
- **SCADA și calitate.** Cel puțin semnalul de putere activă ajunge în SCADA operatorului (art. 92), variațiile rapide de tensiune rămân sub ±5 % din tensiunea nominală (art. 94), iar soluția de racordare nu permite funcționarea insularizată, cu protecții care declanșează centrala (art. 98).

Dacă mai multe centrale din același nod depășesc împreună puterea maximă a categoriei B, ele asigură reglajul puterii reactive în punctul de racordare (art. 97) — întrebați operatorul ce centrale sunt deja avizate pe aceeași bară.

## Ce transformator trebuie pentru un parc fotovoltaic de 5 MWp: calcul pas cu pas

Ipotezele de mai jos sunt de calcul; înlocuiți-le cu valorile din ATR și din fișele echipamentelor. Parcul are 5,0 MWp, raport DC/AC de 1,25, două posturi ridicătoare 0,8/20 kV și cerința de cos φ 0,9 la puterea maximă, în punctul de racordare.

Formulele folosite:

> Pac = PDC ÷ (DC/AC)

> Q = P × tan(arccos 0,9) = P × 0,4843

> Qtr = ucc × S² ÷ Sn + i0 × Sn

> S = √(P² + Q²)

1. Puterea la invertoare: Pac = 5,0 ÷ 1,25 = 4,0 MW. Puterea instalată este min(5,0; 4,0) = 4,0 MW, deci categoria B (1 MW ≤ P < 5 MW), sub pragul de 5 MW al licitației. Cu un raport DC/AC de 1,0, același parc ar avea 5,0 MW, ar fi de tip C și ar intra în licitația de capacitate.
2. Puterea reactivă cerută în punctul de racordare: Q = 4,0 × 0,4843 = 1,937 MVAr, iar puterea aparentă este S = 4,0 ÷ 0,9 = 4,444 MVA. Curentul pe 20 kV: I = 4444 ÷ (√3 × 20) = 128,3 A.
3. Consumul reactiv al transformatoarelor, cu 2 × 2500 kVA, ucc = 6 % și i0 = 0,5 % (ipoteză), fiecare încărcat la 2,222 MVA: Qtr = 0,06 × 2,222² ÷ 2,5 + 0,005 × 2,5 = 0,1185 + 0,0125 ≈ 0,131 MVAr pe transformator, adică 0,262 MVAr în total.
4. Pierderile active ale transformatoarelor, cu plafoanele Ecodesign Faza 2 la 2500 kVA în ulei, aceleași pe care DEER le reproduce în ST 11 (1575 W la gol, 18.500 W în sarcină): 2 × (1,575 + 18,5 × (2,222 ÷ 2,5)²) = 2 × (1,575 + 14,62) ≈ 32 kW, deci invertoarele livrează P = 4,0 + 0,032 = 4,032 MW.
5. În regim inductiv (centrala livrează putere reactivă), invertoarele acoperă și consumul transformatoarelor: Q = 1,937 + 0,262 = 2,199 MVAr, iar puterea aparentă necesară este S = √(4,032² + 2,199²) = 4,593 MVA, adică 1,15 × Pac.
6. Verificarea invertoarelor: dacă puterea aparentă maximă este 1,1 × Pn = 4,4 MVA, puterea reactivă disponibilă la 4,032 MW este √(4,4² − 4,032²) = 1,762 MVAr, cu 0,44 MVAr sub necesar. Soluțiile sunt invertoare cu Smax ≥ 1,15 × Pn, compensare suplimentară de circa 0,45 MVAr sau acceptul operatorului pentru o altă diagramă P-Q.
7. Alegerea transformatorului: puterea nominală totală trebuie să fie cel puțin egală cu puterea aparentă a invertoarelor. 2 × 2000 kVA ar fi încărcate la 4,593 ÷ 4,0 = 115 %; 2 × 2500 kVA sunt încărcate la 4,593 ÷ 5,0 = 92 %. Curentul nominal pe JT este In = 2500 ÷ (√3 × 0,8) = 1804 A, iar pe MT In = 2500 ÷ (√3 × 20) = 72,2 A pe fiecare transformator.

**Putere aparentă necesară la invertoare (cos φ 0,9 în punctul de racordare)** — `S = sqrt(P^2 + (Qr + Qt)^2)` with P = 4.032 MW, Qr = 1.937 MVAr, Qt = 0.262 MVAr → **S = 4.593 MVA**

| Rezultat | Valoare |
| --- | --- |
| Putere de vârf DC / la invertoare | 5,0 MWp / 4,0 MW |
| Categoria NC RfG în România | B (sub 5 MW) |
| Putere reactivă în punctul de racordare | 1,937 MVAr |
| Putere aparentă necesară la invertoare | 4,59 MVA |
| Transformatoare ridicătoare | 2 × 2500 kVA, 0,8/20 kV, încărcare 92 % |
| Curent la 20 kV în punctul de racordare | 128,3 A |

Concluzia: transformatorul unui parc fotovoltaic se dimensionează după puterea aparentă a invertoarelor la cerința de putere reactivă, nu după MWp și nici după MWac. Metoda generală de alegere a treptei de putere este în ghidul despre [dimensionarea transformatorului](https://entogo.ca/ro/insights/dimensionare-transformator-calcul-putere/), iar pentru pierderile anuale în lei folosiți ghidul despre [calculul pierderilor în transformator](https://entogo.ca/ro/insights/calcul-pierderi-transformator/).

## Postul de transformare fotovoltaic 0,8/20 kV: transformator, celule MT, măsură, protecții

Postul ridicător al unui parc fotovoltaic are trei blocuri: tabloul JT de 0,8 kV al invertoarelor, transformatorul ridicător 0,8/20 kV și tabloul MT de 20 kV. Punctul de conexiune cu rețeaua operatorului adaugă celulele de linie, celula de măsură și protecția generală a centralei.

- **Transformatorul.** Este proiectat pentru regim cu invertoare (încărcare armonică, cicluri zilnice de sarcină). Grupa de conexiuni urmează cerința producătorului de invertoare privind neutrul JT, iar dubla înfășurare JT permite două grupuri de invertoare pe același transformator. Pentru alegerea izolației, vedeți ghidul [transformator uscat sau în ulei](https://entogo.ca/ro/insights/transformator-uscat-sau-in-ulei/).
- **Celula de transformator.** La 2500 kVA, curentul de 72,2 A pe 20 kV iese din domeniul uzual al siguranțelor fuzibile din specificațiile operatorilor, deci celula are întreruptor în vid cu releu de protecție. Detaliile sunt în ghidul despre [celulele de medie tensiune 20 kV](https://entogo.ca/ro/insights/celule-medie-tensiune-20-kv/).
- **Celulele de linie.** Leagă posturile între ele pe rețeaua colectoare și postul de conexiune de rețeaua operatorului. Din 1 ianuarie 2026, Regulamentul (UE) 2024/573 (art. 13 alin. (9)) interzice punerea în funcțiune a celulelor noi de până la 24 kV care folosesc gaze fluorurate, deci și SF6, cu excepții limitate.
- **Măsura.** La 4 MW aprobați, punctul de măsurare este de categoria A (peste 1 MW) și cere contor 0,2S, TC 0,2S și TT 0,2, conform Codului de măsurare ANRE. Unde se află măsura și cine plătește grupul de măsurare stabilește ATR-ul; vedeți ghidul despre [punctul de conexiune pe medie tensiune](https://entogo.ca/ro/insights/punct-de-conexiune-medie-tensiune/).
- **Protecțiile.** Protecția de interfață (tensiune și frecvență), protecția împotriva funcționării insularizate cerută de art. 98 din normă și protecțiile transformatorului, coordonate cu reglajele operatorului. Reglajele se fixează astfel încât să nu anuleze capabilitatea de trecere peste defect.

## Cât costă studiul de soluție și cât durează până la ATR

| Etapă | Termen sau cost | Sursa |
| --- | --- | --- |
| Verificarea cererii de racordare | 10 zile lucrătoare | ANRE, etapele procesului conform Ord. 59/2013 |
| Studiul de soluție avizat | max. 1 lună la JT și MT, max. 3 luni la IT, de la contract și plată | ANRE, etapele procesului conform Ord. 59/2013 |
| ATR după studiu | max. 10 zile calendaristice de la studiul avizat sau de la opțiunea scrisă | Ord. 59/2013, art. 26 alin. (3), modificat prin Ord. 53/2024 |
| Garanția financiară | valoarea se comunică odată cu studiul de soluție | Ord. 53/2024 |
| SS + obținere ATR, parc de 3 MW (Oarda, DEER) | 70.000 lei fără TVA, valoare estimată de primărie | Alba24, 30.05.2024 |

Studiul îl plătește solicitantul. Reperul de la Oarda este valoarea estimată de Primăria Alba Iulia în procedura de achiziție, pentru un parc de minimum 3000 kW (5264 de panouri, 30 de invertoare) din rețeaua DEER — nu un tarif al operatorului și nici un preț de contract. Pentru proiectele de cel puțin 5 MW depuse înainte de 2026, Ord. 79/2025 a obligat operatorii să ramburseze integral sumele plătite pentru studiile care nu fuseseră transmise spre avizare până la 31 decembrie 2025, cu termen 1 martie 2026.

## Parc fotovoltaic cu stocare: ce se schimbă în studiu

Stocarea schimbă datele de intrare ale studiului: instalațiile de stocare au propria normă tehnică de racordare (Ord. ANRE nr. 3/2023), cu categoriile A–D, iar Ord. 79/2025 precizează că licitația de capacitate nu se aplică puterii cerute pentru consumul din rețea al stocării. Cum se cumulează puterea bateriei cu cea a parcului la evacuare, confirmați cu operatorul în studiu.

Coada de proiecte arată de ce merită clarificat devreme: la 1 august 2026, ANRE număra 822 de proiecte de stocare cu ATR valabil, însumând 65,3 GW, dintre care circa 25 GW cu contract de racordare și doar 3,38 GW cu autorizație de înființare, față de 989 MW de stocare în funcțiune. Tehnic, o baterie cuplată în curent continuu în spatele acelorași invertoare nu crește puterea invertoarelor parcului, pe când una cuplată în curent alternativ adaugă propriul invertor și, de regulă, kVA pe transformator. Pentru dimensionarea bateriei, vedeți ghidul despre [baterii de stocare de 1 MW](https://entogo.ca/ro/insights/baterii-stocare-1-mw/).

## Greșeli frecvente

- **Transformatorul ales după MWp, cu invertoare fără rezervă de putere aparentă.** În exemplu, 5 MWp cer 4,6 MVA la invertoare, iar cu Smax = 1,1 × Pn lipsesc 0,44 MVAr la cos φ 0,9.
- **Raportul DC/AC ales fără a verifica categoria.** Între 4,0 MW și 5,0 MW instalați se schimbă tipul NC RfG (B sau C) și obligația de a intra în licitația de capacitate.
- **Puterea reactivă a cablului ignorată.** La tipul C, cablul lung de medie tensiune trebuie compensat până la un schimb de cel mult 0,1 MVAr la putere activă zero.
- **Fișe tehnice schimbate după studiu.** Un transformator cu alt ucc decât cel declarat schimbă curentul de scurtcircuit și bilanțul reactiv.

## Checklist pentru cererea de ofertă a postului ridicător

Lista de mai jos completează [checklistul pentru ofertă al postului de transformare prefabricat](https://entogo.ca/ro/insights/post-de-transformare-prefabricat-pret/) cu datele specifice unui parc fotovoltaic:

- Extrasul din ATR și din studiu: punctul de racordare, tensiunea, puterea aprobată, cerința de putere reactivă, curentul de scurtcircuit.
- Tipul de invertor: tensiunea de ieșire (0,6–0,8 kV), puterea activă și aparentă nominală, numărul de invertoare pe post, cerința privind neutrul JT.
- Transformatorul: puterea nominală, ucc, grupa de conexiuni, înfășurare JT simplă sau dublă, pierderile garantate, ulei sau rășină.
- Tabloul MT: numărul și tipul celulelor, întreruptor în vid pentru transformator, aparataj fără SF6, protecțiile și reglajele.
- Măsura și comunicația: locul măsurii, TC 0,2S și TT 0,2 peste 1 MW, calea de comunicație către dispecer.
- Servicii proprii, UPS, monitorizare de la distanță, încercări în fabrică, termen de livrare.

## Rolul Entogo

Entogo este o companie canadiană cu fabrică proprie în China. Pentru parcurile fotovoltaice și sistemele BESS din România, [postul de transformare ridicător](https://entogo.ca/ro/products/solar-storage-skid-substation/) are o putere tipică de 1000–6300 kVA pe skid, 0,6–0,8 kV pe partea invertoarelor și 20 kV pe partea MT (33 kV în rețelele colectoare de 33 kV, Um până la 36 kV), transformator proiectat pentru regim cu invertoare, dublă înfășurare JT opțională, aparataj MT fără SF6 până la 24 kV, servicii proprii, UPS și monitorizare de la distanță. Pentru rețelele colectoare de 33 kV există [posturile de exterior de 36 kV](https://entogo.ca/ro/products/outdoor-unit-substation-36kv/), iar pentru punctul de conexiune, [celulele modulare de medie tensiune](https://entogo.ca/ro/products/metal-enclosed-switchgear/). Fișa tehnică a transformatorului (putere, ucc, pierderi, grupa de conexiuni) poate intra în datele de temă ale studiului, cu valorile confirmate pe proiect. Echipamentele de catalog IEC/CE au un termen mediu de livrare de circa 12 săptămâni; execuțiile personalizate se confirmă în ofertă. Garanția este de minimum 36 de luni, cu termenul stabilit pe produs, iar certificările cerute de piață sau de client sunt disponibile la cerere. Pentru proiectul complet, vedeți pagina despre [racordare parc fotovoltaic și BESS](https://entogo.ca/ro/solutions/renewable-grid-connection/), iar pentru transformatoare sub marca proprie, [programul OEM pentru transformatoare](https://entogo.ca/ro/contract-manufacturing/transformers/).

[Solicitați o ofertă](https://entogo.ca/ro/contact/) pentru postul ridicător: trimiteți schema monofilară, extrasul din ATR sau din studiul de soluție și fișa invertorului; echipa vă răspunde în cel mult o zi lucrătoare.

## Surse

1. [ANRE — Ordinul nr. 102/2015, Regulamentul privind stabilirea soluțiilor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public (art. 11, 12, 15, 16, 19, 21), MO 519/13.07.2015](https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Ord_102_15.pdf)
2. [ANRE — Etapele procesului de racordare a utilizatorilor conform Ordinului ANRE nr. 59/2013 (actualizat februarie 2023)](https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/EE_Etape_proces_de_racordare_utilizatori_reg_racordare2013_1.pdf)
3. [ANRE — Ordinul nr. 53/2024 pentru aprobarea Metodologiei privind alocarea capacității rețelei electrice pentru racordarea locurilor de producere, MO 758/02.08.2024](https://anre.ro/wp-content/uploads/2024/08/Ord-53-2024.pdf)
4. [ANRE — Ordinul nr. 79/2025 de modificare a Ordinului ANRE nr. 53/2024 (art. 7 și termenele pentru 2026), MO 1182/19.12.2025](https://anre.ro/wp-content/uploads/2025/12/Ordin-nr.-79-din-16.12.2025.pdf)
5. [ANRE — Ordinul nr. 208/2018 și Norma tehnică privind cerințele tehnice de racordare pentru module generatoare și centrale formate din module generatoare (art. 87, 88, 91, 92, 94, 97, 98, 115)](https://arhiva.anre.ro/download.php?f=hqaChQ%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D)
6. [ANRE — Ordinul nr. 79/2016 pentru aprobarea clasificării unităților generatoare și a centralelor electrice (categoriile A–D), MO 941/23.11.2016](https://arhiva.anre.ro/download.php?f=g6iEgQ%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D)
7. [Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei de instituire a unui cod de rețea privind cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de generare (art. 5, tabelul 1), text RO publicat de ANRE](https://arhiva.anre.ro/download.php?f=g6aChg%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D)
8. [ANRE — Ordinul nr. 3/2023, Norma tehnică privind cerințele tehnice de racordare pentru instalațiile de stocare a energiei electrice, MO 53/19.01.2023](https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Ordin_3_2023-1.pdf)
9. [ANRE — Codul tehnic al rețelelor electrice de distribuție, Ordinul nr. 128/2008 (pct. 4.2.5, anexa nr. 2 — tabelul 1)](https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Codul-tehnic-al-retelelor-de-distributie-Ord_128_08CodRED.pdf)
10. [Regulamentul (UE) 2024/573 privind gazele fluorurate cu efect de seră, art. 13 alin. (9) (EUR-Lex)](https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2024/573/oj/ron)
11. [Codul de măsurare a energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 103/2015 (art. 21, 39)](https://legeaz.net/monitorul-oficial-523-2015/ordinul-anre-103-2015/anexa-codul)
12. [Distribuție Energie Electrică Romania — ST 11 MT,JT, Transformatoare trifazate de putere imersate în ulei, cu pierderi reduse, Ed. U1 Rev. 2 (în vigoare din 20.02.2026), tabelul 1](https://www.distributie-energie.ro/wp-content/uploads/2026/02/ST-11-MT-Transformatoare-de-putere-etanse-MT-04kV-Ed.-U1-Rev.2-2026.pdf)
13. [Alba24 — Parc fotovoltaic de 3000 kW în Oarda: Primăria Alba Iulia caută soluții pentru racordare la rețeaua de energie electrică (30.05.2024)](https://alba24.ro/parc-fotovoltaic-de-3000-kw-in-oarda-primaria-alba-iulia-cauta-solutii-pentru-racordare-la-reteaua-de-energie-electrica-1032435.html)
14. [StartupCafe — Datele ANRE privind proiectele de stocare cu aviz tehnic de racordare (22.09.2026)](https://startupcafe.ro/pe-hartie-romania-are-proiecte-de-baterii-de-65-gw-in-realitate-are-circa-1-gw-si-ajunge-sa-importe-seara-energie-mai-scumpa-din-bulgaria-datele-anre-arata-unde-este-buba-107195)

- studiu de soluție
- parc fotovoltaic
- aviz tehnic de racordare
- transformator ridicător
- post de transformare fotovoltaic
- NC RfG
- raport DC/AC
- România

Glosar: [Studiu de soluție](https://entogo.ca/ro/glossary/#studiu-de-solutie) [Transformator ridicător](https://entogo.ca/ro/glossary/#step-up-collector-transformer) [Aviz tehnic de racordare](https://entogo.ca/ro/glossary/#aviz-tehnic-de-racordare) [Categoriile NC RfG](https://entogo.ca/ro/glossary/#categorii-nc-rfg) [Celulă de medie tensiune](https://entogo.ca/ro/glossary/#metal-enclosed-switchgear) [Putere aprobată](https://entogo.ca/ro/glossary/#putere-aprobata)

Întrebări și răspunsuri

## Întrebări frecvente

- **Ce este un studiu de soluție?**: Este documentația tehnico-economică prin care operatorul de rețea stabilește cum se racordează un loc de producere sau de consum: variantele de racordare, punctele de racordare, de delimitare și de măsurare, calculele de scurtcircuit și de pierderi, lucrările de racordare și de întărire cu costurile lor și puterea care se poate aproba fără întăriri. Pe baza variantei alese de utilizator, operatorul emite avizul tehnic de racordare (ATR).
- **Când este obligatoriu studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic?**: Conform Ord. ANRE 102/2015, studiul este obligatoriu pentru locurile de producere racordate la medie tensiune cu o putere maximă simultană evacuată de peste 1 MW și pentru orice racordare la 110 kV sau peste. Până la 1 MW inclusiv, la medie tensiune, se folosește fișa de soluție dacă soluția este unică sau evidentă; dacă există cel puțin două variante comparabile tehnic și economic, se face tot studiu de soluție.
- **Cine elaborează studiul de soluție și pot alege proiectantul?**: Răspunde operatorul de rețea căruia i-ați adresat cererea de racordare: îl elaborează cu personal propriu sau prin contract cu un operator economic atestat ANRE. Puteți cere în scris, înainte de semnarea contractului, ca studiul să fie executat de un proiectant atestat ales de dumneavoastră; operatorul recalculează costul în 3 zile lucrătoare, iar contractul rămâne între dumneavoastră și operator.
- **Cât costă un studiu de soluție pentru un parc fotovoltaic?**: Nu există un tarif fix publicat: costul se stabilește prin contractul cu operatorul de rețea și îl plătește solicitantul. Un reper public este parcul de 3 MW al Primăriei Alba Iulia din Oarda, în rețeaua DEER: în anunțul de achiziție din mai 2024, serviciile de elaborare a studiului de soluție și de obținere a ATR au fost estimate la 70.000 de lei fără TVA. Transformatorul și postul ridicător se ofertează separat.
- **Cât durează obținerea ATR pentru un parc fotovoltaic?**: După contractul pentru studiu și plata lui, operatorul transmite studiul avizat în cel mult o lună la joasă și medie tensiune sau în cel mult 3 luni la înaltă tensiune. ATR-ul se emite în cel mult 10 zile calendaristice de la transmiterea studiului avizat, dacă acesta are o singură soluție, sau de la data la care ați comunicat în scris varianta aleasă. Pentru centralele de cel puțin 5 MW se adaugă calendarul licitației de capacitate.
- **Ce transformator trebuie pentru un parc fotovoltaic de 5 MWp?**: Depinde de puterea invertoarelor și de cerința de putere reactivă, nu de MWp. Cu un raport DC/AC de 1,25, parcul are 4,0 MW la invertoare; pentru cos φ 0,9 la puterea maximă în punctul de racordare, plus consumul reactiv al transformatoarelor, invertoarele trebuie să livreze circa 4,6 MVA. Rezultă 2 × 2500 kVA (sau 1 × 5000 kVA), încărcate la circa 92 %.
- **Ce se schimbă din 2026 pentru parcurile fotovoltaice de 5 MW sau mai mari?**: Pentru locurile de producere cu putere instalată de cel puțin 5 MW, capacitatea rețelei se alocă prin licitație anuală organizată de Transelectrica, iar cererea de racordare trebuie însoțită de contractul de alocare de capacitate. Cererile pentru centrale de până la 50 MW se depun la operatorul de distribuție, peste 50 MW la Transelectrica. În 2026, termenul de depunere a fost 14 iulie, iar sesiunile de licitație încep pe 30 octombrie.

Citiți și

## Analize conexe

[![Container alb de stocare a energiei în baterii Entogo, cu uși laterale cu jaluzele de ventilație și compartiment de echipamente la un capăt](https://entogo.ca/_astro/Entogo-Containerized-Battery-Energy-Storage-System.jEY9YE11_2t5FHN.webp) Ghid de achiziție ### Baterii de stocare 1 MW: ce conține un sistem 1 MW / 2 MWh, racordarea la 20 kV și ce cere Fondul de Modernizare Baterii stocare 1 MW: un sistem 1 MW / 2 MWh are rack-uri LFP, PCS, transformator și celule de 20 kV, EMS, climatizare și stingere. Calculăm energia utilă la 20 kV, arătăm cum comparați prețul ofertelor, racordarea după Ord. ANRE 3/2023 și apelul FM stand-alone: min. 1 MW, raport 2:1, max. 69.000 EUR/MWh. Vedeți detalii](https://entogo.ca/ro/insights/baterii-stocare-1-mw/)[![Post de transformare prefabricat Entogo în anvelopă metalică, cu uși separate pentru compartimentele de medie tensiune, transformator și joasă tensiune](https://entogo.ca/_astro/Entogo-Prefabricated-Substation-Series.DVq0FUxf_Z1q59Nl.webp) Ghid tehnic ### Ce este un post de transformare (PTAB, post trafo): tipuri, ce conține și când se alege fiecare Ce este un post de transformare? Instalația care coboară tensiunea rețelei de medie tensiune (20, 10 sau 6 kV) la 0,4 kV, prin celule MT, transformator și tablou JT. Ce înseamnă PTAB, PTA, PTM și PTZ, ce conține un post și când se alege varianta aeriană, supraterană, semiîngropată sau subterană. Vedeți detalii](https://entogo.ca/ro/insights/ce-este-un-post-de-transformare-ptab/)[![Șir de cinci celule de medie tensiune Entogo fără SF6, cu schema sinoptică pe uși, manometre de gaz și compartimentele de cabluri în partea de jos](https://entogo.ca/_astro/Entogo-Environmentally-Friendly-Gas-Insulated-Metal-Enclosed-Switchgear.PhgGUu4v_6iOav.webp) Ghid tehnic ### Celule de medie tensiune 20 kV: celula de linie, de transformator și de măsură — ce conține tabloul MT al unui post în 2026 Un post de 20 kV în buclă are cel puțin trei celule de medie tensiune: două de linie și una de transformator, plus celula de măsură când măsura este pe MT. Operatorii cer 24 kV, 630 A, 16 kA/1 s, IAC AFL și, din 2026, celule fără SF6. Cerințele DEER, Delgaz și Rețele Electrice, exemplu de 1000 kVA. Vedeți detalii](https://entogo.ca/ro/insights/celule-medie-tensiune-20-kv/)

Cerere de ofertă

## Trimiteți specificația — revenim cu oferta și termenul de livrare.

[Solicitați o ofertă](https://entogo.ca/ro/contact/)

## Structured data (JSON-LD)

```json
{"@context":"https://schema.org","@type":"Article","headline":"Studiu de soluție parc fotovoltaic: ce date de echipament cere operatorul și cum dimensionați postul ridicător","description":"Studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic este obligatoriu la medie tensiune peste 1 MW evacuat (Ord. ANRE 102/2015); operatorul îl transmite avizat în cel mult o lună, apoi emite ATR-ul. Ce date de echipament predați, tipurile NC RfG din România și un calcul pentru 5 MWp: 4,0 MW, 4,6 MVA, 2 × 2500 kVA.","image":"https://entogo.ca/_astro/Entogo-New-Energy-Integrated-PV-Prefabricated-Box-Substation.BbhcGbvm.png","author":{"@id":"https://entogo.ca/#organization"},"publisher":{"@id":"https://entogo.ca/#organization"},"mainEntityOfPage":"https://entogo.ca/ro/insights/studiu-de-solutie-parc-fotovoltaic/","inLanguage":"ro","datePublished":"2026-10-10T00:00:00.000Z","dateModified":"2026-10-10T00:00:00.000Z","keywords":"studiu de soluție, parc fotovoltaic, aviz tehnic de racordare, transformator ridicător, post de transformare fotovoltaic, NC RfG, raport DC/AC, România","abstract":"Un parc fotovoltaic racordat la medie tensiune cu peste 1 MW evacuat primește soluția de racordare prin studiu de soluție (art. 15 lit. e) din Ord. ANRE 102/2015); până la 1 MW inclusiv, cu soluție unică, ajunge o fișă de soluție. Răspunde de studiu operatorul de rețea, pe un contract plătit de solicitant; studiul avizat vine în cel mult o lună la JT și MT, iar ATR-ul în cel mult 10 zile calendaristice după aceea. Pentru centralele fotovoltaice, puterea instalată este minimul dintre suma puterilor invertoarelor și suma puterilor panourilor (Norma tehnică aprobată prin Ord. ANRE 208/2018), deci raportul DC/AC poate schimba categoria parcului. În România, pragurile NC RfG sunt 1 MW (tip B), 5 MW (tip C) și 20 MW (tip D), mult sub maximul de 50 și 75 MW permis de Regulamentul (UE) 2016/631 în Europa continentală. Din 1 ianuarie 2026, centralele de cel puțin 5 MW intră în licitația anuală de alocare a capacității rețelei (Ord. ANRE 53/2024, modificat prin Ord. 79/2025), iar în 2026 sesiunile încep pe 30 octombrie.","citation":[{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 102/2015, Regulamentul privind stabilirea soluțiilor de racordare a utilizatorilor la rețelele electrice de interes public (art. 11, 12, 15, 16, 19, 21), MO 519/13.07.2015","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Ord_102_15.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Etapele procesului de racordare a utilizatorilor conform Ordinului ANRE nr. 59/2013 (actualizat februarie 2023)","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/EE_Etape_proces_de_racordare_utilizatori_reg_racordare2013_1.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 53/2024 pentru aprobarea Metodologiei privind alocarea capacității rețelei electrice pentru racordarea locurilor de producere, MO 758/02.08.2024","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2024/08/Ord-53-2024.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 79/2025 de modificare a Ordinului ANRE nr. 53/2024 (art. 7 și termenele pentru 2026), MO 1182/19.12.2025","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2025/12/Ordin-nr.-79-din-16.12.2025.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 208/2018 și Norma tehnică privind cerințele tehnice de racordare pentru module generatoare și centrale formate din module generatoare (art. 87, 88, 91, 92, 94, 97, 98, 115)","url":"https://arhiva.anre.ro/download.php?f=hqaChQ%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 79/2016 pentru aprobarea clasificării unităților generatoare și a centralelor electrice (categoriile A–D), MO 941/23.11.2016","url":"https://arhiva.anre.ro/download.php?f=g6iEgQ%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D"},{"@type":"CreativeWork","name":"Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei de instituire a unui cod de rețea privind cerințele pentru racordarea la rețea a instalațiilor de generare (art. 5, tabelul 1), text RO publicat de ANRE","url":"https://arhiva.anre.ro/download.php?f=g6aChg%3D%3D&t=vdeyut7dlcecrLbbvbY%3D"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Ordinul nr. 3/2023, Norma tehnică privind cerințele tehnice de racordare pentru instalațiile de stocare a energiei electrice, MO 53/19.01.2023","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Ordin_3_2023-1.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"ANRE — Codul tehnic al rețelelor electrice de distribuție, Ordinul nr. 128/2008 (pct. 4.2.5, anexa nr. 2 — tabelul 1)","url":"https://anre.ro/wp-content/uploads/2023/04/Codul-tehnic-al-retelelor-de-distributie-Ord_128_08CodRED.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"Regulamentul (UE) 2024/573 privind gazele fluorurate cu efect de seră, art. 13 alin. (9) (EUR-Lex)","url":"https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2024/573/oj/ron"},{"@type":"CreativeWork","name":"Codul de măsurare a energiei electrice, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 103/2015 (art. 21, 39)","url":"https://legeaz.net/monitorul-oficial-523-2015/ordinul-anre-103-2015/anexa-codul"},{"@type":"CreativeWork","name":"Distribuție Energie Electrică Romania — ST 11 MT,JT, Transformatoare trifazate de putere imersate în ulei, cu pierderi reduse, Ed. U1 Rev. 2 (în vigoare din 20.02.2026), tabelul 1","url":"https://www.distributie-energie.ro/wp-content/uploads/2026/02/ST-11-MT-Transformatoare-de-putere-etanse-MT-04kV-Ed.-U1-Rev.2-2026.pdf"},{"@type":"CreativeWork","name":"Alba24 — Parc fotovoltaic de 3000 kW în Oarda: Primăria Alba Iulia caută soluții pentru racordare la rețeaua de energie electrică (30.05.2024)","url":"https://alba24.ro/parc-fotovoltaic-de-3000-kw-in-oarda-primaria-alba-iulia-cauta-solutii-pentru-racordare-la-reteaua-de-energie-electrica-1032435.html"},{"@type":"CreativeWork","name":"StartupCafe — Datele ANRE privind proiectele de stocare cu aviz tehnic de racordare (22.09.2026)","url":"https://startupcafe.ro/pe-hartie-romania-are-proiecte-de-baterii-de-65-gw-in-realitate-are-circa-1-gw-si-ajunge-sa-importe-seara-energie-mai-scumpa-din-bulgaria-datele-anre-arata-unde-este-buba-107195"}],"about":[{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#studiu-de-solutie"},{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#step-up-collector-transformer"},{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#aviz-tehnic-de-racordare"},{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#categorii-nc-rfg"},{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#metal-enclosed-switchgear"},{"@id":"https://entogo.ca/ro/glossary/#putere-aprobata"}]}
```

```json
{"@context":"https://schema.org","@type":"BreadcrumbList","itemListElement":[{"@type":"ListItem","position":1,"name":"Pagina principală","item":"https://entogo.ca/ro/"},{"@type":"ListItem","position":2,"name":"Analize","item":"https://entogo.ca/ro/insights/"},{"@type":"ListItem","position":3,"name":"Studiu de soluție parc fotovoltaic: ce date de echipament cere operatorul și cum dimensionați postul ridicător"}],"inLanguage":"ro"}
```

```json
{"@context":"https://schema.org","@type":"FAQPage","mainEntity":[{"@type":"Question","name":"Ce este un studiu de soluție?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Este documentația tehnico-economică prin care operatorul de rețea stabilește cum se racordează un loc de producere sau de consum: variantele de racordare, punctele de racordare, de delimitare și de măsurare, calculele de scurtcircuit și de pierderi, lucrările de racordare și de întărire cu costurile lor și puterea care se poate aproba fără întăriri. Pe baza variantei alese de utilizator, operatorul emite avizul tehnic de racordare (ATR)."}},{"@type":"Question","name":"Când este obligatoriu studiul de soluție pentru un parc fotovoltaic?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Conform Ord. ANRE 102/2015, studiul este obligatoriu pentru locurile de producere racordate la medie tensiune cu o putere maximă simultană evacuată de peste 1 MW și pentru orice racordare la 110 kV sau peste. Până la 1 MW inclusiv, la medie tensiune, se folosește fișa de soluție dacă soluția este unică sau evidentă; dacă există cel puțin două variante comparabile tehnic și economic, se face tot studiu de soluție."}},{"@type":"Question","name":"Cine elaborează studiul de soluție și pot alege proiectantul?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Răspunde operatorul de rețea căruia i-ați adresat cererea de racordare: îl elaborează cu personal propriu sau prin contract cu un operator economic atestat ANRE. Puteți cere în scris, înainte de semnarea contractului, ca studiul să fie executat de un proiectant atestat ales de dumneavoastră; operatorul recalculează costul în 3 zile lucrătoare, iar contractul rămâne între dumneavoastră și operator."}},{"@type":"Question","name":"Cât costă un studiu de soluție pentru un parc fotovoltaic?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Nu există un tarif fix publicat: costul se stabilește prin contractul cu operatorul de rețea și îl plătește solicitantul. Un reper public este parcul de 3 MW al Primăriei Alba Iulia din Oarda, în rețeaua DEER: în anunțul de achiziție din mai 2024, serviciile de elaborare a studiului de soluție și de obținere a ATR au fost estimate la 70.000 de lei fără TVA. Transformatorul și postul ridicător se ofertează separat."}},{"@type":"Question","name":"Cât durează obținerea ATR pentru un parc fotovoltaic?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"După contractul pentru studiu și plata lui, operatorul transmite studiul avizat în cel mult o lună la joasă și medie tensiune sau în cel mult 3 luni la înaltă tensiune. ATR-ul se emite în cel mult 10 zile calendaristice de la transmiterea studiului avizat, dacă acesta are o singură soluție, sau de la data la care ați comunicat în scris varianta aleasă. Pentru centralele de cel puțin 5 MW se adaugă calendarul licitației de capacitate."}},{"@type":"Question","name":"Ce transformator trebuie pentru un parc fotovoltaic de 5 MWp?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Depinde de puterea invertoarelor și de cerința de putere reactivă, nu de MWp. Cu un raport DC/AC de 1,25, parcul are 4,0 MW la invertoare; pentru cos φ 0,9 la puterea maximă în punctul de racordare, plus consumul reactiv al transformatoarelor, invertoarele trebuie să livreze circa 4,6 MVA. Rezultă 2 × 2500 kVA (sau 1 × 5000 kVA), încărcate la circa 92 %."}},{"@type":"Question","name":"Ce se schimbă din 2026 pentru parcurile fotovoltaice de 5 MW sau mai mari?","acceptedAnswer":{"@type":"Answer","text":"Pentru locurile de producere cu putere instalată de cel puțin 5 MW, capacitatea rețelei se alocă prin licitație anuală organizată de Transelectrica, iar cererea de racordare trebuie însoțită de contractul de alocare de capacitate. Cererile pentru centrale de până la 50 MW se depun la operatorul de distribuție, peste 50 MW la Transelectrica. În 2026, termenul de depunere a fost 14 iulie, iar sesiunile de licitație încep pe 30 octombrie."}}],"inLanguage":"ro"}
```

_Markdown twin of https://entogo.ca/ro/insights/studiu-de-solutie-parc-fotovoltaic/ — generated at build time from the same content as the HTML page. Company facts, catalogue index and contact: https://entogo.ca/ro/llms.txt_