Rumanía elevó su pipeline de proyectos renovables con aprobaciones técnicas de conexión hasta aproximadamente 113,6 GW al 1 de julio de 2026, frente a los 91,1 GW registrados apenas un mes antes. Pero la aceleración de solicitudes está avanzando mucho más rápido que la madurez efectiva de las iniciativas.
Eusebiu-Valentin Stamate, Senior Public Policy Analyst for Energy and Environment en Issue Monitoring, una plataforma de monitoreo y análisis legislativo que cubre la legislación rumana y de la UE, estimó en una conversación con Energía Estratégica que “alrededor de 12 GW entrarán en operación comercial durante los próximos cinco años, lo que representa aproximadamente el 11% del pipeline actual”. Este volumen podría acercarse a los 15 GW si los principales grupos de proyectos avanzan según lo previsto y la infraestructura de red necesaria se desarrolla en los plazos establecidos.
La previsión se apoya en aproximadamente 10,3 GW con puesta en marcha programada hasta 2030 entre iniciativas que ya disponen de acuerdos de conexión, permisos de construcción y autorizaciones de establecimiento de la Autoridad Nacional Reguladora de Energía de Rumanía (ANRE). A ese bloque podría incorporarse parte de los desarrollos menos avanzados que consigan completar permisos, financiamiento y condiciones de red durante ese período.
Los cronogramas informados, sin embargo, no constituyen fechas garantizadas de entrada en servicio. Incluso las propuestas más maduras continúan expuestas a refuerzos de infraestructura, procedimientos ambientales, disputas sobre terrenos, compras de equipos y restricciones financieras. Además, parte de las cifras incorpora proyectos híbridos y componentes de almacenamiento, por lo que la capacidad de evacuación aprobada no puede interpretarse íntegramente como nueva generación renovable.
La diferencia entre la cartera global y las iniciativas con mayor avance regulatorio permite dimensionar el desafío. De los 113,6 GW con aprobaciones técnicas de conexión, unos 55,4 GW ya habían firmado acuerdos de conexión, 33,8 GW contaban además con permisos de construcción y apenas 11,2 GW habían obtenido también las autorizaciones de establecimiento de ANRE.
Entre junio y julio, el volumen total aumentó casi un 25%, mientras que la categoría de mayor madurez permaneció en 223 proyectos. Para Stamate, el fenómeno muestra que la competencia por conseguir acceso al sistema eléctrico se expande a un ritmo muy superior al de la capacidad preparada para convertirse en inversión ejecutable.
“La cifra principal mide la competencia por el acceso a la red. No mide capacidad bancable”, advirtió el analista.
La expansión encuentra sustento en recursos solares y eólicos terrestres competitivos, financiación europea, Contracts for Difference (CfD), contratos corporativos de compraventa de energía y la necesidad de sustituir capacidad de generación envejecida. Al mismo tiempo, la disponibilidad limitada de red impulsa a los desarrolladores a asegurar posiciones antes de que el acceso se vuelva más selectivo y costoso.
Frente a esa presión, ANRE está endureciendo las condiciones mediante garantías financieras superiores y plazos de desarrollo más estrictos. El objetivo es reducir las reservas especulativas de capacidad, aunque todavía resulta prematuro medir el impacto concreto de estas disposiciones.
Stamate señaló además que las nuevas exigencias pueden generar un efecto adicional sobre la composición del mercado: las compañías con balances financieros más sólidos podrían ganar ventaja frente a desarrolladores de menor tamaño que cuentan con proyectos creíbles, pero disponen de menor capacidad de capital.
El contexto previo ya mostraba una aceleración significativa. Al 1 de junio de 2026, ANRE contabilizaba 1530 proyectos con ATR válidos por 91118 MW, de los cuales 998 desarrollos y 55126 MW habían alcanzado acuerdos de conexión. Solo 223 proyectos, por 10762 MW, reunían además permiso de construcción y autorización de establecimiento.
La actualización de julio amplió todavía más la distancia entre la capacidad solicitada y la capacidad con condiciones suficientes para avanzar hacia la construcción y la operación.
“Rumanía no necesita convertir todo el pipeline. Necesita ejecutar los proyectos avanzados y liberar la capacidad retenida por aquellos que no pueden progresar”, sostuvo Stamate.
Una cola de conexión de gran escala amplía las opciones disponibles para el mercado, aunque los permisos, el financiamiento y la capacidad física de la infraestructura eléctrica son los factores que terminan transformando esas posiciones en activos operativos.
CfD y subastas: más bancabilidad, pero la red sigue imponiendo el límite
Junto con el crecimiento de la cartera, el esquema de Contracts for Difference se consolidó como uno de los instrumentos centrales para reducir el riesgo comercial y facilitar el financiamiento de nueva capacidad renovable.
Las primeras dos licitaciones adjudicaron aproximadamente 4,2 GW de solar y eólica terrestre, mientras que una subasta eólica posterior agregó alrededor de 316 MW. Los contratos ofrecen un marco de ingresos durante 15 años, reduciendo la exposición a la volatilidad del mercado mayorista y mejorando potencialmente las condiciones de acceso a deuda.
“El esquema de CfD ha creado una vía creíble desde el desarrollo hasta el financiamiento”, afirmó Stamate.
Ese respaldo contractual atiende la incertidumbre de ingresos, pero no elimina las variables técnicas y administrativas que pueden retrasar una inversión. Permisos, conexión, riesgo de restricciones de producción y obras de refuerzo continúan condicionando los cronogramas, incluso para activos con cobertura de precios.
“Un CfD puede hacer que un proyecto sea bancable, pero no puede conectar ese proyecto a una red que no está preparada”, enfatizó.
A este escenario se sumarán las futuras subastas de capacidad de red, diseñadas para introducir otro filtro sobre los desarrollos que buscan reservar espacio. El esquema contempla una garantía de participación de 20000 euros/MW, mecanismo que puede desalentar solicitudes con baja probabilidad de ejecución.
La regulación introducida en 2026 también elevó la disciplina financiera sobre los promotores. Para determinadas solicitudes de autorización de establecimiento posteriores a la entrada en vigor de la Orden ANRE 16/2026 se exige una garantía de 30 euros/kW de capacidad instalada. Esto equivale, por ejemplo, a 3 millones de euros para un proyecto de 100 MW y 15 millones para uno de 500 MW.
Los requisitos podrían contribuir a liberar posiciones ocupadas por iniciativas especulativas, aunque un proceso de puja demasiado agresivo también implicaría riesgos. Un precio elevado por la capacidad de red puede deteriorar la economía de los proyectos y provocar que algunos adjudicatarios encuentren dificultades posteriores para alcanzar el cierre financiero.
Almacenamiento y flexibilidad ganan protagonismo
El almacenamiento adquiere mayor relevancia a medida que aumentan la penetración solar y eólica y las limitaciones de infraestructura. Las baterías permiten reducir la exposición a precios de captura, trasladar producción hacia horas de mayor valor y prestar servicios de balance, aunque su incorporación no resuelve derechos de conexión débiles ni sustituye los refuerzos pendientes.
Los datos de ANRE correspondientes a junio ya reflejaban esa tendencia. Entre los proyectos con acuerdos de conexión y permisos de construcción, 143 iniciativas que representaban 9147 MW de capacidad de exportación aprobada incluían almacenamiento o correspondían a sistemas standalone, equivalentes al 29,2% de la capacidad de esa categoría.
La cifra requiere una lectura cuidadosa porque hace referencia a la potencia de exportación en MW y no permite determinar la capacidad energética en MWh, la duración de las baterías ni qué proporción corresponde a instalaciones híbridas o independientes.
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Rumanía ya otorgó reconocimiento jurídico al almacenamiento, eliminó la doble tarificación de red y habilitó su participación en el mercado. Pese a esos avances, algunos instrumentos contractuales y técnicos siguen respondiendo a una arquitectura pensada principalmente para generadores convencionales.
“El reconocimiento legal no garantiza una integración operativa completa”, señaló Stamate.
La siguiente etapa deberá determinar cuánta flexibilidad necesita el sistema, dónde resulta conveniente localizarla, qué duración debe ofrecer y qué funciones tendrá que cumplir. Stamate planteó la conveniencia de establecer una evaluación nacional recurrente que permita orientar estas inversiones.
Sin esa planificación, existe el riesgo de que el capital se concentre en configuraciones similares de baterías de corta duración cuando las necesidades reales pueden encontrarse en almacenamiento de mayor duración, alivio de congestiones, respuesta a la demanda o consumo industrial flexible.
El acceso a red será la principal prueba para los inversores
La escala del mercado mantiene a Rumanía dentro del radar de desarrolladores y fondos internacionales, aunque obliga a elevar el nivel de due diligence sobre cada activo.
Stamate identificó las mayores oportunidades en iniciativas que combinan generación, almacenamiento, acceso creíble a red y una ruta comercial claramente definida. También señaló posibilidades en PPA industriales, servicios de flexibilidad, repotenciación y, con una perspectiva de mayor plazo, eólica offshore.
El abanico podría ampliarse hacia biometano, geotermia, calefacción renovable e hidrógeno, aunque estas actividades permanecen en etapas más tempranas. Recursos disponibles y legislación primaria no bastan por sí solos para generar un mercado invertible: la evolución dependerá de normas secundarias, mecanismos de apoyo, capacidad administrativa para tramitar permisos y primeros proyectos capaces de demostrar viabilidad.
Para los desarrollos eléctricos, la conexión constituye el riesgo inmediato. Disponer de una aprobación técnica de conexión, conocida como ATR, no significa automáticamente que un activo esté listo para iniciar la construcción.
Los inversores deben revisar acuerdos de conexión, obras de refuerzo, plazos, exposición a restricciones, obligaciones financieras, permisos, derechos sobre terrenos y condiciones comerciales antes de valorar la madurez efectiva de una iniciativa.
“Verifique de forma independiente el acceso a la red, los permisos, los derechos sobre los terrenos, el financiamiento y la ruta al mercado”, recomendó Stamate.
Este criterio cobra especial relevancia en operaciones de adquisición de carteras, donde un elevado volumen nominal puede ocultar diferencias sustanciales entre proyectos.
“Comprar un pipeline impresionante con una ruta de ejecución débil es una forma costosa de aprender cómo funciona el mercado rumano”, advirtió el especialista.
La calidad legislativa suma otra variable a la evaluación. Cambios introducidos en etapas tardías de aprobación, retrasos en la normativa secundaria y disposiciones sin relación entre sí incluidas dentro de un mismo instrumento incrementan los requerimientos de due diligence y la incertidumbre regulatoria.
Para el capital internacional, esa falta de previsibilidad puede trasladarse al coste de financiación y a la valoración del riesgo de los proyectos.
¿Puede Rumanía convertirse en líder regional?
El país reúne recursos renovables, volumen de proyectos, posición geográfica y acceso a capital europeo suficientes para aspirar a convertirse en uno de los principales mercados de Europa Central y del Este durante la próxima década. El resultado dependerá, sin embargo, de los activos que logren entrar en servicio y de su integración en el sistema, no de la magnitud de las solicitudes acumuladas.
Uno de los requisitos centrales será que la inversión en transmisión y distribución acompañe el crecimiento de la nueva generación. Para asignar capital con mayor precisión, los promotores necesitarán información más clara sobre los puntos donde existe capacidad y los plazos previstos para completar las obras de refuerzo.
La concentración de grandes desarrollos sobre Transelectrica muestra la escala del reto. En los datos de junio, el operador de transmisión concentraba alrededor del 67,2% de la capacidad correspondiente a proyectos con acuerdos de conexión, permisos de construcción y fechas previstas de puesta en servicio entre 2026 y 2035, pese a representar aproximadamente el 19% de las iniciativas.
Otro componente será la planificación de flexibilidad. Almacenamiento, respuesta de la demanda, recursos de balance, interconexión y consumo flexible deberán evolucionar junto con la incorporación de potencia solar y eólica, evitando que la expansión de generación avance de manera desconectada de las necesidades operativas de la red.
La agilización de permisos también formará parte de esa ecuación. Las áreas de aceleración renovable pueden reducir tiempos administrativos, aunque Stamate consideró que acortar los plazos sin una planificación territorial suficientemente sólida podría trasladar conflictos hacia fases posteriores de los proyectos.
A esto se suma la necesidad de reglas estables y coherentes. Demoras en legislación secundaria, modificaciones durante la aprobación final e intervenciones recurrentes sobre fiscalidad o diseño de mercado elevan la incertidumbre y pueden incrementar el coste de capital.
El crecimiento de la oferta deberá ir acompañado además por una expansión del consumo eléctrico. Stamate identificó como vectores a la electrificación industrial, los centros de datos, el transporte eléctrico, las bombas de calor y el comercio transfronterizo, capaces de absorber parte de la nueva producción y acompañar el desarrollo del sistema.
“Las señales del mercado determinan qué proyectos son rentables. La planificación del sistema debe determinar qué capacidades necesita Rumanía”, sostuvo Stamate.
La posición regional del país quedará así condicionada por su capacidad para convertir el interés inversor en infraestructura concreta.
“El liderazgo regional se construirá con activos operativos, no con colas de conexión”, concluyó el analista.
El avance desde 91,1 GW hasta 113,6 GW en apenas un mes confirma que Rumanía dispone de una fuerte demanda de desarrollar nueva capacidad renovable. La prueba decisiva será cuántos de esos proyectos consiguen atravesar permisos, financiamiento, acceso a la red, regulación y construcción hasta alcanzar efectivamente la operación comercial.