Orice dezvoltator care are astăzi în portofoliu un proiect fotovoltaic sau eolian în România deține, de fapt, un activ a cărui valoare depinde de o singură variabilă: data racordării la rețea. Nu autorizația de construire. Nu contractul de vânzare a energiei. Data racordării. Iar pentru prima dată în ultimii ani, trei procese distincte, Pachetul UE pentru Rețele Electrice de la Bruxelles, reforma coadei de racordare din România și extinderea interconectărilor Transelectrica, avansează pe același calendar, toate având ca reper anul 2027.
Această convergență este motivul pentru care subiectul contează acum, nu ca zgomot de fond legislativ, ci ca variabilă esențială în modul în care structurați, secvențiați și evaluați un portofoliu de proiecte regenerabile în România în următoarele 18 luni.
Ce conține, de fapt, Pachetul UE pentru Rețele Electrice
Comisia Europeană a prezentat Pachetul european dedicat rețelelor energetice pe 10 decembrie 2025, construit pe două instrumente legislative: revizuirea Regulamentului privind rețelele transeuropene de energie (TEN-E) și o nouă directivă privind autorizarea proiectelor. Pe 26 iunie 2026, statele membre au ajuns la un acord de negociere în Consiliul UE, iar dosarul intră acum în trilog cu Parlamentul European, cu un acord final vizat pentru finalul lui 2026 sau începutul lui 2027.
Conținutul concret este relevant pentru oricine are capital blocat într-o coadă de racordare:
Planificare coordonată. O nouă metodologie de „scenariu central”, elaborată împreună de Comisie și statele membre, va identifica blocajele de rețea la nivel transfrontalier și național pe electricitate, hidrogen și gaz, înlocuind planurile naționale de astăzi, care rareori comunică între ele.
Venituri din congestie redirecționate spre rețea. Statele membre au convenit să reinvestească o parte tot mai mare din veniturile neutilizate din congestie în proiecte transfrontaliere: 10% începând cu 1 ianuarie 2028, urcând la 25% până în 2031. Este un angajament mai modest decât propunerea inițială a Comisiei (Consiliul a eliminat ideea de a centraliza aceste fonduri la Bruxelles), dar tot pune bani reali în spatele extinderii interconectărilor.
Autorizare mai rapidă. Portaluri digitale de tip ghișeu unic, statut de „interes public major” pentru proiectele de rețea și regenerabile, și clauze de aprobare tacită dacă autoritățile nu răspund în termenele legale.
Finanțare pentru reparații de urgență. O nouă categorie de finanțare dedicată înlocuirii rapide a componentelor critice ale interconectoarelor, un răspuns direct la incidentele recente de sabotaj și atacuri cibernetice asupra legăturilor transfrontaliere și submarine.
Amploarea deficitului de investiții este cea care explică miza politică din spatele acestui pachet. Estimarea inițială a Comisiei, din 2023, plasa nevoia de investiții în rețea la aproximativ 584 de miliarde de euro până în 2030. Banca Europeană de Investiții arată că bugetul anual pentru rețele la nivelul UE s-a dublat deja în ultimul deceniu, ajungând la circa 70 de miliarde de euro în 2025, în timp ce finanțarea BEI dedicată rețelelor aproape s-a triplat între 2023 și 2025, la 11 miliarde de euro. Organizații din industrie precum Eurelectric cer acum o nouă dublare a acestor investiții. Indiferent care cifră finală va rămâne în titluri, direcția este clară: Bruxelles încearcă să deblocheze o schimbare de anvergură a capitalului alocat rețelelor, nu o creștere incrementală.
De ce 2027 este anul decisiv
Două cifre explică urgența. La nivelul a 16 state europene, aproximativ 1.700 GW de capacitate regenerabilă sunt blocate în cozi de racordare, adică de aproape șase ori capacitatea instalată totală a Germaniei. Iar în ritmul actual, 80% din sistemul electric al UE riscă să nu atingă ținta de interconectare pentru 2030, stabilită la 15% din capacitatea instalată.
Pe acest fundal se va încheia trilogul privind Pachetul pentru Rețele, cel mai probabil la finalul lui 2026 sau la începutul lui 2027, exact în perioada în care reformele proprii ale României ajung la primul lor test real. De aceea Pachetul UE pentru Rețele Electrice și coada de racordare la rețea din România nu mai sunt două subiecte separate pentru cei care dețin proiecte în portofoliu. Regulile de la nivel european privind viteza de autorizare și redirecționarea veniturilor din congestie vor influența direct ritmul în care Transelectrica poate finaliza proiectele de interconectare care determină, în cele din urmă, când un aviz tehnic de racordare (ATR) se transformă într-un proiect efectiv pus în funcțiune.
România își rescrie propria coadă de racordare
România derulează în paralel propria reformă, și este, de fapt, mai avansată decât procesul de la nivel european.
Ani de zile, ANRE a operat pe principiul „primul venit, primul servit”, care permitea rezervarea de capacitate cu un angajament financiar minim. Rezultatul: potrivit operatorului de transport și sistem, avizele tehnice de racordare emise însumează astăzi aproximativ 80.000 MW, de aproape zece ori necesarul real de energie al României. O bună parte din aceste proiecte sunt pur speculative, fără o perspectivă reală de implementare, blocând artificial o capacitate de care dezvoltatorii serioși au nevoie.
Acest lucru se schimbă acum. Ordinul ANRE 53/2024 și amendamentele ulterioare, aplicabile de la 1 ianuarie 2026, impun proiectelor de generare de peste 1 MW constituirea unei garanții de rețea, cer parcurgerea cronologică și integral documentată a studiilor de soluție și introduc termene ferme: 12 luni pentru obținerea autorizațiilor după semnarea contractului, 18 luni de la avizul inițial, cu pierderea automată a dreptului de racordare și executarea garanției în cazul nerespectării termenelor.
Elementul central al reformei este trecerea de la principiul „primul venit, primul servit” la licitații competitive de capacitate. Calendarul este acum stabilit: finalizarea studiului global de capacitate pe 30 iunie 2026, termenul pentru cererile de alocare pe 14 iulie 2026, iar primele sesiuni zilnice de licitație urmează să înceapă pe 30 octombrie 2026. Garanția de participare propusă de ANRE pentru 2026 este de 20.000 euro/MW, urmând ca ulterior nivelul minim să fie fie această sumă, fie media ponderată a prețurilor din licitațiile anterioare, oricare este mai mare. Aproximativ 70 de ATR-uri emise după august 2024 se află sub monitorizare activă pentru neconformitate; regulatorul estimează că anularea lor ar putea elibera pe piață circa 3,5 GW de capacitate.
Pentru cei care dețin proiecte în portofoliu, concluzia practică este următoarea: România curăță activ capacitatea speculativă din coada de racordare și o înlocuiește cu un sistem care recompensează dezvoltatorii care pot, efectiv, să finanțeze, autorizeze și construiască. Pe termen scurt, acest lucru este disruptiv pentru oricine se baza pe rezervări vechi, dar crește semnificativ șansele ca un proiect real, bine capitalizat, să primească o dată de racordare autentică, nu să rămână blocat în spatele unor solicitări speculative pe termen nelimitat.
Extinderea interconectărilor Transelectrica
Reforma cozii de racordare contează doar dacă rețeaua fizică poate absorbi capacitatea, iar planul de investiții al Transelectrica se dezvoltă în consecință. Planul de dezvoltare pe zece ani, până în 2029, are o valoare de aproximativ 1,16 miliarde de euro, din care circa 300 de milioane de euro provin din granturi europene. Bugetul de investiții pentru 2026 a urcat la 914 milioane de lei, cu peste 30% mai mult față de 2025, finanțat parțial prin Fondul pentru Modernizare al UE și prin Planul Național de Redresare și Reziliență.
Printre proiectele concrete aflate în derulare se numără modernizarea coridorului Reșița, Timișoara, Săcălaz, Arad, de la 220 kV la 400 kV, o nouă linie de 400 kV între Oradea și Józsa, spre Ungaria, un nou interconector care întărește legătura România-Serbia, precum și integrarea continuă a zonelor bogate în resurse regenerabile din Dobrogea și Moldova în rețeaua națională. Obiectivul asumat de Transelectrica este dublarea capacității de transport transfrontalier bilateral, până la aproximativ 5 GW. Pe partea de racordare, operatorul are deja contracte semnate pentru 3 GW de capacitate eoliană până în 2026, cu încă 3 GW aflate în aviz tehnic în același interval.
Argumentul pentru România
Pus cap la cap, tabloul care rezultă este unul relativ obiectiv, nu unul promoțional. Pachetul UE pentru Rețele Electrice urmează să accelereze autorizarea și să direcționeze mai multe fonduri din veniturile de congestie către interconectările transfrontaliere, exact în perioada în care reformele naționale forțează o disciplină reală de capital în propria coadă de racordare a României, exact în perioada în care Transelectrica execută un program de interconectare finanțat și multianual, nu doar un plan pe hârtie.
Nimic din toate acestea nu este lipsit de riscuri. Licitația din România a fost deja amânată o dată, negocierile de trilog de la Bruxelles pot încă schimba forma finală a Pachetului pentru Rețele, iar cerințele de garanție mai stricte ridică pragul de intrare pentru dezvoltatorii mai mici. Dar, comparativ cu piețe unde coada de racordare rămâne congestionată fără nicio reformă în vedere și fără o extindere finanțată a rețelei care să o descongestioneze, România este una dintre puținele țări din UE unde politica, reglementarea și investiția fizică în infrastructură se mișcă acum în aceeași direcție, în același timp. Pentru cei care dețin proiecte în portofoliu și ale căror randamente depind de momentul racordării, această aliniere, nu numărul de megawați din coadă, este cifra care merită urmărită până în 2027.
Perspectiva Momentum Energy
Construim și administrăm proiecte fotovoltaice în România în fiecare zi, ceea ce înseamnă că trăim în interiorul acestei cozi de racordare, nu o privim de la distanță. Ce vedem pe teren confirmă semnalul de politică publică: cerințele mai stricte de documentare și garantare ale ANRE separă deja proiectele serioase, finanțabile, de solicitările speculative, iar ritmul investițiilor Transelectrica s-a intensificat vizibil în ultimele 18 luni, nu doar pe hârtie, ci și în stațiile și liniile pe lângă care lucrăm zilnic.
Concluzia noastră pentru cei care dețin proiecte în portofoliu este simplă. Următoarele 12-18 luni, marcate de prima licitație de capacitate din România și de forma finală a Pachetului UE pentru Rețele Electrice, vor decide care proiecte se transformă în active puse în funcțiune și care rămân blocate. Secvențierea, calitatea documentației și gradul de pregătire pentru racordare contează acum la fel de mult cât au contat, odinioară, amplasamentul și autorizarea. Lucrăm împreună cu dezvoltatori și investitori pentru a testa portofoliile exact în raport cu acest tip de schimbare de reglementare, și preferăm să avem această discuție devreme, cât mai există timp de ajustare, decât după ce rezultatul unei licitații fixează deja situația.
Dacă dețineți proiecte în portofoliu în România și vreți o evaluare clară a modului în care aceste reforme vă afectează proiectele, vă stăm la dispoziție.
