Construcție parcuri eoliene în România 2026: ce spun proiectele Frumușița, Vector și Pecineaga Nord-Est ale Eurowind Energy România pentru furnizorii de turbine eoliene, antreprenorii EPC, firmele de transport agabaritic și investitori.
În iulie 2026, Eurowind Energy România nu a început un parc eolian. A început trei.
Frumușița, 66 MW, și Vector, 24 MW, ambele în comuna Frumușița, județul Galați. Pecineaga Nord-Est, 48 MW, în comuna Pecineaga, județul Constanța. În total 138 MW și 23 de turbine eoliene, executate ca un singur program de construcție, pe două coridoare aflate la aproximativ 250 de kilometri unul de celălalt.
Într-o piață care a instalat 330 MW eolian în tot anul 2025, un singur dezvoltator care atacă 138 MW într-o singură lună contează. Dar subiectul real nu este Eurowind. Subiectul este cum arată calendarul de șantier din România de la finalul lui 2026 până în 2027 și cine va rămâne fără capacitate atunci când va veni momentul.
Proiectul în cifre
Vestas livrează 23 de turbine eoliene V162-6.2 MW din platforma EnVentus, însoțite de un contract de service pe 20 de ani, tip Active Output Management 5000, semnat încă din faza de comandă. Livrările de turbine au loc în a doua jumătate a anului 2026. Punerea în funcțiune este programată pentru a doua jumătate a lui 2027. ANRE a emis autorizațiile de înființare. Eurowind este prezentă în România din 2011, are aproximativ 184 MW în operare pe eolian, solar și stocare și a anunțat o țintă de 1 GW capacitate instalată în România până în 2030.
Un detaliu util pentru cine construiește modelul financiar: Vestas a anunțat comanda la 143 MW, în timp ce proiectele sunt descrise constant ca însumând 138 MW. Diferența vine din puterea nominală a turbinelor față de capacitatea autorizată și racordată. Este o diferență mică și este exact genul de diferență care schimbă un plan de logistică, pentru că scopul de macarale și transport se calculează după numărul de turbine și geometria componentelor, nu după cifra de racordare din comunicat.
Trei șantiere în paralel este o decizie de calendar, nu una de comunicare
Împărțirea a 23 de turbine pe trei amplasamente din două județe este mai grea decât montarea a 23 de turbine într-un singur parc eolian. Se dublează organizarea de șantier. Se dublează drumurile de acces și platformele de montaj. Se deschid două coridoare separate de transport agabaritic. Și fie muți macaraua principală între regiuni, fie mobilizezi două.
Un dezvoltator acceptă acest cost atunci când alternativa este mai proastă. Alternativa aici este secvențierea: construiești un proiect, apoi pe al doilea, apoi pe al treilea, și mai stai doi ani expus la expirarea avizelor, la termenele de alocare a capacității de racordare și la ceasul contractului de vânzare a energiei. Eurowind a ales să comprime. Și nu este singura. Aceasta este partea pe care furnizorii ar trebui să o citească.
Problema convoaielor din 2027
Să numărăm ce altceva se mișcă în aceeași fereastră.
- OMV Petrom și RNV Infrastructure au luat decizia finală de investiție în aprilie 2026 pentru 305 MW: Gura Văii (50 MW), Podu Turcului (100 MW) și Poiana (155 MW), în județele Bacău și Galați, cu primii megawați în producție în prima jumătate a lui 2027. În spate mai așteaptă decizia finală un proiect de 657 MW în județul Galați.
- Greenvolt a comandat 42 de turbine GE Vernova 6.1-158 pentru parcul eolian Gurbănești, 252 MW, județul Călărași, cu livrări începând din 2026.
- OX2 și Scatec construiesc parcul eolian Urleasca, 77 MW, cu 11 turbine Nordex N175, șantier deschis din trimestrul trei 2026 și punere în funcțiune în a doua jumătate a lui 2028.
- Rezolv Energy finalizează faza a doua a parcului eolian Vifor, județul Buzău, cu o comandă Vestas de 269 MW, ducând cel mai mare parc eolian din România la 461 MW.
Adăugăm cele 23 de turbine ale Eurowind și programul vizibil de montaj pentru 2026 până în 2028 depășește clar 150 de turbine mari. La o regulă de planificare prudentă de opt până la zece transporturi agabaritice per turbină modernă, adică pale, tronsoane de turn, nacelă, butuc și tren cinematic, vorbim de peste o mie de deplasări agabaritice, concentrate pe două coridoare: Galați și Bacău în est, respectiv Dobrogea în spatele Constanței.
Apoi comparăm mașinile. Flota veche a României a fost construită în cea mai mare parte între 2010 și 2014, pe turbine de 2 până la 3 MW, cu pale de aproximativ 45 până la 50 de metri. Flota din 2027 este de 6 până la 7 MW, cu rotoare de 158 până la 175 de metri, ceea ce înseamnă pale între 78 și 86 de metri, cu tronsoane de turn și nacele pe măsură. Drumurile, podurile, sensurile giratorii și parcul de macarale care au dus primul boom eolian românesc nu au fost dimensionate pentru această clasă de componente.
Capacitate se adaugă. DP World Constanța a recepționat în februarie 2026 două macarale portuare mobile Liebherr LHM 600, capabile de ridicări în tandem de 400 de tone și configurate explicit pentru componente de turbine eoliene, cofinanțate prin Programul Transport 2021-2027. Pe coridorul estic, Frumușița se află la circa 15 kilometri de Galați, port administrat în regim de port dunărean maritim, astfel încât componentele sosite pe mare pot fi descărcate aproape de amplasament, fără traversarea țării.
Acesta este, într-o singură frază, argumentul pentru România: ambele coridoare de construcție au câte o poartă portuară practic deasupra lor.
De ce este un ciclu, nu un vârf izolat
Două schimbări structurale fac din 2027 un început, nu o excepție.
Prima este certitudinea veniturilor. România a organizat deja trei runde de Contracte pentru Diferență. A doua, în septembrie 2025, a alocat 1,26 GW eolian la un preț mediu de exercițiu de 73,89 EUR/MWh, cu oferte între 65,17 și 79,5 EUR/MWh. A treia, în decembrie 2025, a calificat 315,8 MW între 59,95 și 74,9 EUR/MWh, cu obligația ca proiectele să fie finalizate până în 2028. Venituri contractate pe 15 ani la aceste niveluri sunt bancabile și pun un termen ferm de finalizare în spatele unui bloc mare de capacitate.
A doua este predictibilitatea racordării. Din 2026, Transelectrica aplică un calendar anual publicat de alocare a capacității de racordare: capacitatea disponibilă pe un orizont de doi ani se publică pe 15 ianuarie pentru cinci zone, cererile se depun până pe 28 februarie, prețurile de pornire se publică pe 15 iunie, iar licitațiile încep pe 1 iulie, pentru proiecte de minimum 5 MW. Un proces informal a fost înlocuit cu unul cu date fixe. În paralel, Transelectrica și-a mărit programul de investiții pentru 2026 la 914 milioane de lei, cu circa 30 la sută peste 2025.
Un calendar de racordare cu date fixe, plus o obligație de finalizare cu dată fixă din CfD, îi dau lanțului de aprovizionare ceva pe care chiar poate planifica. În regiune, asta este mai rar decât pare.
Argumentele contrare, spuse direct
România nu este o piață fără frecare, iar acest articol ar valora mai puțin dacă ar pretinde altceva.
Componenta eoliană a rundei a doua de CfD a lăsat nealocate 37 la sută din cota de 2 GW, iar prețurile de exercițiu pentru eolian au crescut între prima și a doua rundă, în timp ce prețurile pentru solar au scăzut puternic. Aceasta este piața care spune că în România costurile proiectelor eoliene au urcat. Plafonul de 50 de hectare pentru dezvoltări regenerabile pe teren agricol, menținut prin Legea 166/2023, continuă să modeleze geometria proiectelor și împinge dezvoltatorii spre configurații grupate, cu autorizații multiple. Iar întărirea rețelei rămâne constrângerea determinantă pentru proiectele mari: chiar proiectul Movileni al Eurowind, 288 MW și aproximativ 450 de milioane de euro în județul Iași, are aviz tehnic de racordare din august 2025, însă compania a precizat că racordarea în 2030 este fezabilă doar dacă se execută lucrările de întărire a rețelei și dacă autorizația de construire vine la timp.
România a instalat 330 MW în 2025, dintr-un total european de 19,1 GW. Distanța dintre ambiție, adică aproximativ 5 până la 6 GW eolian până în 2030, și ritmul real de livrare este, în aceeași cifră, și oportunitatea, și riscul.
Perspectiva Momentum Energy
Cele mai multe comentarii despre acest ciclu de construcție se opresc la punerea în funcțiune. Este locul greșit în care să te oprești.
Fiecare turbină montată în 2027 devine un activ care operează 20 până la 30 de ani și care are nevoie de tehnicieni de service, de logistică de piese de schimb, de monitorizare a performanței, de management comercial și, la final, de o decizie de prelungire a duratei de viață. Contractul de service pe 20 de ani semnat de Eurowind odată cu comanda de turbine nu este o notă de subsol administrativă. Este o linie de cost pe două decenii, fixată în momentul comenzii, înainte să se toarne prima fundație.
Există și un al doilea efect, pe care piața din România nu l-a evaluat încă la valoarea lui reală. Flota din Dobrogea, construită între 2010 și 2014, ajunge la 15 până la 17 ani vechime exact în fereastra în care se pune în funcțiune flota nouă. Evaluările de prelungire a duratei de viață, schimbările de componente majore și studiile de repowering pentru parcurile eoliene vechi vor concura pentru aceleași macarale, aceleași sloturi de transport agabaritic și același bazin de tehnicieni ca proiectele noi. Proprietarii care presupun că flota veche poate aștepta liniștită cât construiește piața vor descoperi, probabil, că așteptarea este mai lungă și mai scumpă decât au calculat.
Momentum Energy dezvoltă active regenerabile din 2005 și le operează de tot atâta timp. Facem service pentru aproape 600 de turbine în Danemarca, aproximativ 15 la sută din flota națională, administrăm active în numele unor proprietari instituționali din nordul Europei, iar în 2018 am realizat una dintre primele prelungiri tehnice de durată de viață pentru un parc eolian offshore, la Gotland, în Suedia. Din experiența aceasta rezultă o singură concluzie constantă, pe care România este pe cale să o testeze la scară: deciziile care determină producția unui activ pe toată durata sa de viață se iau înainte de începerea construcției, nu după recepție.
Poziția noastră practică pentru România în 2027 este scurtă. Blocați capacitatea de transport agabaritic și de macarale la decizia finală de investiție, nu la livrare. Definiți scopul de service și drepturile de acces la date în contractul de turbine, pentru că renegocierea ulterioară este scumpă. Și tratați flota îmbătrânită din Dobrogea ca pe o decizie de activ luată acum, cât timp mai există capacitate de evaluare.
România are resursa de vânt, două porți portuare așezate exact peste coridoarele de construcție, un mecanism CfD funcțional și, din 2026, un proces de alocare a capacității de racordare cu date fixe. Constrângerea nu mai este dacă proiectele se construiesc. Constrângerea este dacă țara are capacitatea de logistică și de service pentru a le construi și apoi pentru a le opera bine.
Ce trebuie verificat înainte de trimestrul întâi 2027
- Studii de traseu și expertize de poduri pe coridoarele Galați, Bacău și Dobrogea pentru pale de peste 78 de metri, contractate acum, nu la livrare.
- Capacitate de macarale principale și de ridicare a palelor pentru clasa de 6 până la 7 MW, cu rezervă pentru două regiuni în paralel.
- Sloturi portuare și capacitate de terminal heavy lift la Constanța și Galați pentru a doua jumătate a lui 2026 și pentru 2027.
- Autorizații speciale de transport agabaritic și acorduri cu administratorii de drumuri județene și comunale, obținute în avans.
- Etapele de racordare corelate cu calendarul de alocare al Transelectrica, nu cu planul intern de proiect.
- Scopul de service și de asset management convenit încă din faza de comandă a turbinelor, inclusiv accesul la date și definițiile de disponibilitate.
