A Romênia ultrapassa a marca de 113 GW de energia renovável, mas apenas cerca de 11% dessa capacidade poderá estar operacional em cinco anos.

A Romênia aumentou seu conjunto de projetos de energia renovável com aprovações técnicas de conexão à rede para aproximadamente 113,6 GW em 1º de julho de 2026 , ante 91,1 GW apenas um mês antes. No entanto, o ritmo de solicitação está acelerando muito mais rapidamente do que a maturidade real dos projetos.

Eusebiu-Valentin Stamate , Analista Sênior de Políticas Públicas para Energia e Meio Ambiente da Issue Monitoring , uma plataforma de monitoramento e análise legislativa que abrange a legislação romena e da UE, estimou em uma conversa com a Energía Estratégica que “cerca de 12 GW entrarão em operação nos próximos cinco anos, representando aproximadamente 11% do atual conjunto de projetos ”. Esse volume poderá chegar a 15 GW se os principais projetos avançarem conforme o planejado e a infraestrutura de rede necessária for desenvolvida dentro do prazo.

A previsão baseia-se em aproximadamente 10,3 GW de projetos com previsão de entrada em operação até 2030, incluindo iniciativas que já possuem acordos de conexão à rede, licenças de construção e autorizações de instalação da Autoridade Nacional de Regulação de Energia da Romênia (ANRE). Esse número poderá aumentar ainda mais com alguns projetos menos avançados que obtenham licenças, financiamento e conexão à rede durante esse período.

Os cronogramas apresentados, no entanto, não constituem datas de entrada em operação garantidas. Mesmo as propostas mais avançadas permanecem sujeitas a melhorias na infraestrutura, procedimentos ambientais, disputas de terras, aquisição de equipamentos e restrições financeiras . Além disso, alguns dos valores incluem projetos híbridos e componentes de armazenamento, portanto, a capacidade de evacuação aprovada não pode ser interpretada inteiramente como nova geração de energia renovável.

A diferença entre o portfólio geral e as iniciativas com o status regulatório mais avançado ajuda a compreender a dimensão do desafio. Dos 113,6 GW com aprovações técnicas de conexão, cerca de 55,4 GW já possuíam contratos de conexão assinados , 33,8 GW também tinham licenças de construção e apenas 11,2 GW haviam obtido autorizações para o estabelecimento de energias renováveis não industriais (ANRE) .

Entre junho e julho, o volume total aumentou em quase 25% , enquanto a categoria mais madura permaneceu com 223 projetos . Segundo Stamate, esse fenômeno demonstra que a competição pelo acesso ao sistema elétrico está se expandindo em um ritmo muito mais acelerado do que a capacidade disponível para investimento.

“ O indicador principal mede a concorrência pelo acesso à rede. Não mede a viabilidade financeira ”, alertou o analista.

A expansão é impulsionada por recursos competitivos de energia solar e eólica em terra, financiamento europeu, Contratos por Diferença (CfDs), contratos de compra de energia corporativos e pela necessidade de substituir a capacidade de geração obsoleta . Ao mesmo tempo, a disponibilidade limitada da rede elétrica está levando os desenvolvedores a garantir posições antes que o acesso se torne mais seletivo e caro.

Diante dessa pressão, a ANRE está endurecendo as condições por meio de maiores garantias financeiras e prazos de desenvolvimento mais rigorosos . O objetivo é reduzir as reservas de capacidade especulativas, embora ainda seja cedo para mensurar o impacto concreto dessas medidas.

Stamate também salientou que os novos requisitos poderiam ter um efeito adicional na composição do mercado: empresas com balanços financeiros mais robustos poderiam obter vantagem sobre promotores imobiliários mais pequenos com projetos credíveis, mas com menor capacidade de capital .

O contexto anterior já demonstrava uma aceleração significativa. Em 1º de junho de 2026, a ANRE registrava 1.530 projetos com ATRs válidos, totalizando 91.118 MW , dos quais 998 empreendimentos e 55.126 MW haviam obtido contratos de conexão. Apenas 223 projetos, totalizando 10.762 MW, também possuíam licenças de construção e autorizações de instalação.

A atualização de julho ampliou ainda mais a diferença entre a capacidade solicitada e a capacidade com condições suficientes para prosseguir com a construção e a operação .

“ A Romênia não precisa converter todo o gasoduto. Ela precisa executar projetos avançados e liberar a capacidade ociosa daqueles que não conseguem progredir ”, argumentou Stamate.

Uma fila de conexões em larga escala amplia as opções disponíveis no mercado, embora as licenças, o financiamento e a capacidade física da infraestrutura elétrica sejam os fatores que, em última análise, transformam essas posições em ativos operacionais.

CFDs e leilões: maior viabilidade financeira, mas a rede ainda impõe o limite.

Juntamente com o crescimento do portfólio, o regime de Contratos por Diferença ( CFDs) consolidou-se como um dos principais instrumentos para reduzir o risco comercial e facilitar o financiamento de novas capacidades de energia renovável.

Os dois primeiros leilões concederam aproximadamente 4,2 GW de capacidade solar e eólica em terra , enquanto um leilão eólico subsequente adicionou cerca de 316 MW . Os contratos oferecem um modelo de receita de 15 anos , reduzindo a exposição à volatilidade do mercado atacadista e potencialmente melhorando o acesso a financiamento.

“ O programa CfD criou um caminho credível do desenvolvimento ao financiamento ”, disse Stamate.

Esse suporte contratual visa mitigar a incerteza da receita, mas não elimina as variáveis técnicas e administrativas que podem atrasar um investimento. Licenças, conectividade, risco de restrições à produção e obras de reforço continuam a afetar os cronogramas, mesmo para ativos com proteção contra riscos de preço.

“Um CfD pode tornar um projeto financiável, mas não pode conectar esse projeto a uma rede que não esteja preparada”, enfatizou ele.

Este cenário será ainda mais complicado pelos futuros leilões de capacidade de rede, concebidos para introduzir mais um filtro nos projetos que pretendem reservar espaço. O programa inclui uma garantia de participação de 20.000 €/MW , um mecanismo que poderá desestimular candidaturas com baixa probabilidade de implementação.

As regulamentações introduzidas em 2026 também aumentaram a disciplina financeira para os promotores. Para determinados pedidos de autorização de instalação apresentados após a entrada em vigor da Portaria ANRE 16/2026, é exigida uma garantia de 30 €/kW de capacidade instalada . Isto equivale, por exemplo, a 3 milhões de euros para um projeto de 100 MW e a 15 milhões de euros para um projeto de 500 MW.

Os requisitos poderiam ajudar a liberar posições atualmente ocupadas por iniciativas especulativas, embora um processo de licitação excessivamente agressivo também acarretasse riscos. Um preço elevado pela capacidade de rede poderia impactar negativamente a viabilidade econômica dos projetos e fazer com que alguns vencedores da licitação enfrentassem dificuldades posteriormente para obter o financiamento.

Armazenamento e flexibilidade são os pilares fundamentais.

O armazenamento de energia está se tornando cada vez mais importante à medida que a penetração da energia solar e eólica aumenta e as limitações de infraestrutura se tornam mais evidentes. As baterias permitem reduzir a exposição aos custos de captura, deslocando a produção para horas de maior valor e fornecendo serviços de balanceamento, embora sua integração não resolva os problemas de direitos de conexão à rede nem substitua as atualizações de infraestrutura pendentes.

Os dados da ANRE para junho já refletiam essa tendência. Entre os projetos com contratos de conexão e licenças de construção, 143 iniciativas, representando 9.147 MW de capacidade de exportação aprovada, incluíam armazenamento ou correspondiam a sistemas autônomos , o que equivale a 29,2% da capacidade nessa categoria.

A figura requer uma leitura atenta, pois se refere à potência de exportação em MW e não permite determinar a capacidade energética em MWh, a duração das baterias ou qual a proporção correspondente a instalações híbridas ou independentes .

A Romênia já concedeu reconhecimento legal ao armazenamento de energia, eliminou a tarifação dupla da rede e permitiu sua participação no mercado. Apesar desses avanços, alguns instrumentos contratuais e técnicos ainda refletem uma arquitetura projetada principalmente para geradores de energia convencionais.

“ O reconhecimento legal não garante a plena integração operacional ”, observou Stamate.

A próxima etapa precisará determinar quanta flexibilidade o sistema requer, onde é melhor localizá-lo, quanto tempo ele deve durar e quais funções ele terá que desempenhar . Stamate sugeriu a necessidade de uma avaliação nacional periódica para orientar esses investimentos.

Sem esse planejamento, corre-se o risco de o capital se concentrar em configurações de baterias semelhantes de curta duração, quando as necessidades reais podem estar em armazenamento de longa duração, alívio de congestionamento, resposta à demanda ou consumo industrial flexível .

O acesso à rede será o principal teste para os investidores.

A dimensão do mercado mantém a Romênia no radar de desenvolvedores e fundos internacionais, embora exija um nível mais elevado de análise prévia de cada ativo.

Stamate identificou as maiores oportunidades em iniciativas que combinam geração, armazenamento, acesso confiável à rede e um caminho comercial claramente definido . Ele também mencionou possibilidades em PPAs industriais, serviços de flexibilidade, repotenciação e, numa perspectiva de longo prazo, energia eólica offshore.

O leque de possibilidades poderá expandir-se para incluir biometano, energia geotérmica, aquecimento renovável e hidrogênio , embora essas atividades ainda estejam em estágios iniciais. Os recursos disponíveis e a legislação primária, por si só, não são suficientes para gerar um mercado viável para investimentos: seu desenvolvimento dependerá de regulamentações secundárias, mecanismos de apoio, capacidade administrativa para processar licenças e projetos iniciais capazes de demonstrar viabilidade.

Para empreendimentos elétricos, a própria conexão representa o risco imediato . Ter uma aprovação técnica para a conexão, conhecida como ATR (Autorização Técnica de Conexão), não significa automaticamente que um ativo esteja pronto para o início da construção.

Os investidores devem analisar os contratos de conexão, as obras de reforço, os cronogramas, a exposição a restrições, as obrigações financeiras, as licenças, os direitos de uso da terra e as condições comerciais antes de avaliar a maturidade efetiva de uma iniciativa.

“ Verifique de forma independente o acesso à rede, as licenças, os direitos de uso da terra, o financiamento e a rota para o mercado ”, recomendou Stamate.

Este critério é especialmente relevante em operações de aquisição de portfólios, onde um alto volume nominal pode mascarar diferenças substanciais entre projetos.

“ Comprar um portfólio impressionante com um caminho de execução fraco é uma maneira cara de aprender como funciona o mercado romeno ”, alertou o especialista.

A qualidade da legislação acrescenta outra variável à avaliação. Alterações introduzidas em fases avançadas de aprovação, atrasos em regulamentações secundárias e disposições não relacionadas incluídas no mesmo instrumento aumentam os requisitos de diligência prévia e a incerteza regulatória.

Para o capital internacional, essa falta de previsibilidade pode se traduzir em custos de financiamento mais elevados e em uma avaliação de risco maior dos projetos .

A Romênia pode se tornar uma líder regional?

O país possui recursos renováveis suficientes, volume de projetos, localização geográfica e acesso a capital europeu para aspirar a se tornar um dos principais mercados da Europa Central e Oriental na próxima década. O resultado, no entanto, dependerá de quais ativos forem colocados em operação e de sua integração à rede, e não do volume de solicitações recebidas.

Um dos principais requisitos será que o investimento em transmissão e distribuição acompanhe o crescimento da nova capacidade de geração . Para alocar capital com mais precisão, os desenvolvedores precisarão de informações mais claras sobre onde a capacidade existe e os cronogramas projetados para a conclusão das atualizações de infraestrutura necessárias.

A concentração de grandes empreendimentos na Transelectrica ilustra a dimensão do desafio. Segundo dados de junho, a operadora de transmissão representava aproximadamente 67,2% da capacidade correspondente a projetos com contratos de conexão, licenças de construção e datas de entrada em operação previstas entre 2026 e 2035 , apesar de corresponder a apenas cerca de 19% das iniciativas.

Outro componente será o planejamento da flexibilidade. Armazenamento, resposta à demanda, balanceamento de recursos, interconexão e consumo flexível devem evoluir juntamente com a incorporação da energia solar e eólica , evitando que a expansão da geração ocorra isoladamente das necessidades operacionais da rede.

A simplificação dos processos de licenciamento também fará parte dessa equação. As zonas de aceleração de energias renováveis podem reduzir os prazos administrativos, embora Stamate acredite que a redução dos prazos sem um planejamento territorial suficientemente robusto possa transferir conflitos para fases posteriores do projeto .

A isso se soma a necessidade de regras estáveis e consistentes. Atrasos na legislação secundária, modificações durante a aprovação final e intervenções recorrentes em matéria tributária ou de estrutura de mercado aumentam a incerteza e podem elevar o custo de capital .

O crescimento da oferta também deve ser acompanhado por uma expansão no consumo de eletricidade. Stamate identificou a eletrificação industrial, os centros de dados, o transporte elétrico, as bombas de calor e o comércio transfronteiriço como fatores-chave capazes de absorver parte da nova produção e apoiar o desenvolvimento do sistema.

“ Os sinais de mercado determinam quais projetos são lucrativos. O planejamento do sistema deve determinar quais capacidades a Romênia precisa ”, disse Stamate.

A posição regional do país será, portanto, condicionada pela sua capacidade de converter o interesse dos investidores em infraestrutura concreta.

“ A liderança regional será construída com base em ativos operacionais, não em filas de espera para conexões ”, concluiu o analista.

O aumento de 91,1 GW para 113,6 GW em apenas um mês confirma que a Romênia tem uma forte demanda por desenvolvimento de nova capacidade de energia renovável. O teste crucial será quantos desses projetos conseguirão superar as fases de licenciamento, financiamento, acesso à rede, regulamentação e construção para, de fato, entrar em operação comercial.