Romanya CfD Mekanizmasıyla 4,2 GW Tahsis Etti. 2026'nın Asıl Sorusu, Bunu Fiilen İnşa Edecek EPC Kapasitesinin ve Ekipmanın Kimde Olduğu
Romanya'nın CfD ihale turları yaklaşık 4,6 GW rüzgar ve güneş kapasitesi tahsis etti. 2026'nın sorusu EPC kapasitesi.
Romanya Enerji Bakanlığı, 2024’te ve ardından Ağustos 2025’te yapılan iki ihale turunda yaklaşık 4,2 GW güneş ve rüzgar kapasitesine 15 yıllık fark sözleşmesi (CfD) tahsis ederek ülkenin Ulusal Kalkınma ve Dayanıklılık Planı kapsamındaki 3,5 GW’lık ilk hedefini aştı. Bu manşet rakam yaygın biçimde bir politika başarısı olarak aktarıldı ve kâğıt üzerinde de öyle. Ancak Romanya’nın 2030 yenilenebilir enerji hedeflerine ulaşıp ulaşmayacağını fiilen belirleyen rakam başka: Bu 4,2 GW’ın ne kadarının onu inşa edebilecek bir yüklenicisi, zamanında teslim edilebilecek ekipmanı ve diğer uçta hazır bekleyen bir şebeke bağlantısı var?
Romanya yenilenebilir enerji riskini üstlenen yatırımcılar için CfD tahsisi hikayenin kolay kısmı. Asıl risk, sözleşmenin imzalanmasıyla ticari işletmeye geçiş arasında yaşananlarda yatıyor ve 2026, bu riskin görünür hale geldiği yıl.
Skor tablosu: 4,2 GW gerçekte neye benziyor
Her iki turda geliştiriciler, yaklaşık 5 GW’lık tavana karşı toplam 7,1 GW için teknik olarak geçerli 128 teklif sundu ve 70 proje sözleşme kazandı. 2024’te tamamlanan 1. tur, toplam 1,1 GW’lık 10 rüzgar projesi ve toplam 432 MW’lık 11 güneş projesi olmak üzere yaklaşık 1,53 GW tahsis etti. Ağustos 2025’te tamamlanan 2. tur ise 26 projede 1.488 MW güneş ve 23 projede 1.263 MW rüzgar olmak üzere 2.751 MW tahsis etti; rüzgar tarafında bu, o turdaki teknik olarak geçerli her rüzgar teklifinin sözleşme kazandığı anlamına geliyordu. 2. turun rüzgar hedefinin gerisinde kalmasının ardından Aralık 2025’te yapılan üçüncü ve daha küçük bir ihale, rüzgar kapasitesini 315,8 MW daha artırdı. Toplamda Romanya’nın tahsis edilmiş CfD portföyü şu anda yaklaşık 1,92 GW güneş ve 2,36 GW rüzgardan oluşuyor.
Adı açıklanan kazananlar, teslimat için gerçekte kimin konumlandığı konusunda bir fikir veriyor. 1. turdan kazandığı ve EUR 331 milyon proje finansmanıyla desteklenen 240 MW’lık VIFOR rüzgar santralini halihazırda inşa eden Rezolv Energy, 2. turda şirketin Avrupa’nın en büyük güneş santrali olabileceğini söylediği Arad ilindeki Dama Solar projesi ve Constanța’daki 300 MW’lık Dunărea East rüzgar santrali ile 731,2 MW daha ekledi. Econergy’nin 1. turda MWh başına EUR 49,4 ile tahsis alan 125 MW’lık Heliolux güneş projesi, 2025’ten itibaren inşaatı ve 2027’de tamamlanmayı hedefliyor. 1. turun diğer kazananları arasında Nofar Energy’nin 70,2 MW’lık Slobozia güneş projesi, Greenvolt’un 125 MW’lık Țăndărei rüzgar projesi, European Energy’nin 117,8 MW’lık Berești rüzgar projesi ve Electrica’nın 54 MW’lık Crucea Est rüzgar projesi bulunuyor. 2. tur için bu yazının kaleme alındığı tarih itibarıyla resmi ve eksiksiz bir kazananlar listesi yayımlanmamıştı; bu da başlı başına bir veri: Kalan yaklaşık 2,7 GW’lık sözleşmenin tam olarak kimde olduğuna ilişkin görünürlük hâlâ eksik.
Megavatların ardındaki fiyatlar
Her iki turdaki ağırlıklı ortalama kullanım (strike) fiyatı MWh başına EUR 57,9 oldu; rüzgarda EUR 69,3, güneşte EUR 43,8. Ancak bu ortalamanın içindeki eğilim daha önemli bir sinyal. Güneş kullanım fiyatları 1. turdaki MWh başına ortalama EUR 51’den 2. turda MWh başına EUR 35,77’ye kadar inen tekliflere geriledi; bu, tek bir ihale döngüsünde yaklaşık üçte birlik bir düşüş demek. Rüzgar ise ters yönde hareket ederek turlar arasında MWh başına yaklaşık EUR 9 yükseldi ve EUR 69,3’lük ağırlıklı ortalamaya ulaştı; 2. turun rüzgar ihalesi, teklif sahipleri MWh başına yaklaşık EUR 65’in altına inmeye istekli olmadığından 2 GW’lık hedefinin yalnızca yaklaşık %60’ını karşılayabildi.
Bu ayrışma teslimat riski açısından önem taşıyor. Energy Policy Group analistleri, Romanya’nın 15 yıllık kullanım fiyatlarının enflasyona yalnızca üç yılda bir ve ancak kümülatif enflasyon %10’u aşmışsa uyarlandığına dikkat çekti; bu da güneşte agresif biçimde düşük teklif veren geliştiricilerin, maliyetler planlanandan yalnızca orta düzeyde bile yüksek seyretse, yıllarca sürecek reel gelir erimesine kilitlendiği anlamına geliyor. Dile getirilen endişe açık: Bazı güneş kullanım fiyatlarında, teklif teminatını yakmak bir geliştirici için projeyi fiilen inşa etmekten ekonomik açıdan daha rasyonel hale gelebilir.
2028 neden belirleyici yıl
Tahsis edilen 4,2 GW’ın yaklaşık %83’ü ticari işletmeye geçiş son tarihi olarak 2028’i hedefliyor ve Aralık 2025’teki ek ihale de rüzgar projeleri için aynı 2028 tamamlanma şartını koydu. Bu yoğunlaşma, Romanya’nın etrafında plan yapabileceği istikrarlı ve çok yıllı bir inşa sürecinin olmadığı anlamına geliyor. Bunun yerine, yaklaşık 3,5 GW güneş ve rüzgar kapasitesinin izin, tedarik, inşaat, test ve şebekeye enerji verme süreçlerinin esasen aynı anda tamamlanması gereken tek ve sıkışık bir inşaat penceresi var.
EPC ve ekipman darboğazı
Sektör katılımcıları bu pencerenin karşılaşacağı kısıtlara şimdiden dikkat çekiyor. Transelectrica, 2026’dan itibaren şebeke bağlantılarının bölgeye bağlı kapasite esasına göre tahsis edileceğini teyit etti; Transelectrica’dan Costel Constantin bu değişikliği açıkça şöyle tanımladı: Bağlantı imkanı artık yalnızca projenin ne zaman başvurduğuna değil, ülkenin neresinde bulunduğuna da bağlı olacak. Transelectrica, kısmen yerel şebekelerin ne kadar yeni kapasiteyi absorbe edebileceğini şimdiden sınırlayan depolama ve tıkanıklık sorunlarını hedefleyen şebeke modernizasyonu için RON 9,5 milyar, yani yaklaşık EUR 2 milyar taahhüt etti.
İnşaat tarafında SolarPRO’dan Kamen Nedyalkov, daha az göz alıcı ama son derece gerçek bir darboğaza işaret etti: yeni GES’lerin devreye alınması ve kaydına ilişkin idari yük. Yeterli şirket içi dokümantasyon kapasitesine sahip olmayan geliştiricilerin, fiziksel inşaat ilerlemesinden bağımsız olarak salt evrak işleri nedeniyle gecikme yaşayacağını belirtti. Finansman tarafında ise Raiffeisen Bank’tan Cătălin Cepișcă yüklenici açığının kendisi konusunda açık konuştu: Gerçek uluslararası deneyime sahip daha geniş bir EPC (mühendislik, tedarik ve inşaat) yüklenici havuzu çağrısında bulundu ve bankaları ve geliştiricileri, özellikle sabit ticari işletme tarihlerine (COD) halihazırda kilitlenmiş projelerde uygulama riskini azaltmak amacıyla, bu uzmanlığı finansal kapanıştan sonra değil tasarım aşamasında sürece dahil etmeye çağırdı.
4,2 GW’lık tahsisin 4,2 GW’lık işletmedeki kapasiteye dönüşememesinin iki ayrı yolu
Bu portföyü stres testine tabi tutan yatırımcılar, aslında aynı yıla denk gelen iki ayrı riski üstleniyor. Birincisi finansal: MWh başına otuzlu euroların ortalarına kadar teklif indiren güneş projeleri, gerçek inşaat maliyetleri, finansman maliyetleri ve on yıllık telafisiz enflasyon fiyatlandığında finanse edilebilir (bankable) bir getiriyi basitçe karşılayamayabilir; bu da teminatın yakılmasını uç bir senaryo olmaktan çıkarıp gerçek bir olasılık haline getiriyor. İkincisi fiziksel: Ekonomik olarak uygulanabilir kalan projeler bile, uluslararası teslimat deneyimine sahip aynı sınırlı EPC yüklenici havuzu, aynı ekipman tedarik zincirleri ve bölgeyle sınırlı aynı şebeke bağlantısı kontenjanları için rekabet ediyor ve hepsi 2028 son tarihinde buluşuyor. Bir proje birinci riski aşıp ikincisini aşamayabilir, bunun tersi de mümkün.
Bu durum Romanya’yı teslimat üzerine bahis oynanabilecek güvenilir bir yer yapıyor mu
Dürüst değerlendirme şu: Romanya’nın CfD çerçevesi talep tarafında gerçekten iyi tasarlanmış. 15 yıllık fiyat garantisi, yaklaşık EUR 3 milyar değerindeki AB Modernizasyon Fonu desteği ve 2024’ten bu yana yaklaşık EUR 1,6 milyarlık finansmanın harekete geçirilmesine şimdiden yardımcı olan EBRD desteği, geliştiricilere bölgedeki pek çok emsalin sunamadığı gerçek bir gelir öngörülebilirliği sağlıyor. EBRD’den Victoria Zinchuk, ihaleye gelen fazla talebi güvenilir ve rekabetçi bir mekanizmanın kanıtı olarak gösterdi; 2. turda güneşe düşen fiyatlara rağmen fazla talep gelmiş olması da Romanya’daki gelir öngörülebilirliğinin uluslararası sermayeye hâlâ ne kadar cazip göründüğü hakkında bir fikir veriyor. Çerçevenin henüz çözmediği şey ise arz tarafı kapasitesi: EPC yüklenicileri, ekipman lojistiği ve şebeke bağlantısı kontenjanları. Bunların hepsi sınırlı ve piyasa, hiçbirinin 1. tur ile CfD programının tamamı arasında ihaleye çıkarılan kapasitedeki yaklaşık üç katlık sıçramaya uygun ölçekte büyütülmediğini şimdi keşfediyor. Romanya, yenilenebilir enerji geliri için sözleşme yapmak açısından güçlü bir yer gibi görünüyor. 2028’e kadar inşaat teslimatını güvence altına almak açısından şu anda güçlü bir yer olup olmadığı ise belirli bir projenin fiilen hangi EPC yüklenicisini ve hangi şebeke bağlantısı kontenjanını ayarlamış olduğuna bağlı.
Momentum Energy’nin Görüşü
4,2 GW’lık manşet rakamın, gerçek bir kredi ve yatırım değerlendirmesi yapan herkes için bu hikayedeki en az yararlı rakam olduğunu düşünüyoruz. Daha yararlı olan, proje proje şu soruları sormak: Geliştiricinin sözleşmeli, adı belli ve deneyimli bir EPC yüklenicisi var mı? Ekipman siparişleri verilmiş ve Transelectrica’nın artık uyguladığı bölge bazlı şebeke tahsisine göre sıralanmış mı? Güneş kullanım fiyatı, CfD koşullarına yazılmış üç yıllık, yüzde onluk enflasyon tetikleyicisi yerine gerçekçi bir maliyet artış patikası uygulandığında hâlâ finanse edilebilir bir getiri sağlıyor mu? Bu üç soruya da net yanıt verebilen projeler, ki bunlar büyük ölçüde sahada tamamlanmış bir projesi bulunan geliştiricilerin desteklediği projeler, bölgedeki daha güvenilir piyasa ve yarı piyasa bahislerinden bazıları gibi görünüyor. 4,2 GW’ın geri kalanı ise, dürüst olmak gerekirse, 2028 aksini kanıtlayana kadar bir elektronik tablodaki rakamdan ibaret.
Romanya CfD riskini üstleniyorsanız, durum tespiti (due diligence) sürecinizde EPC yüklenicisinin geçmiş performansına yalnızca kullanım fiyatına kıyasla ne ağırlık veriyorsunuz? Diğer yatırımcıların ticari işletmeye geçme olasılığı yüksek projeleri teminatını yakma olasılığı daha yüksek olanlardan nasıl ayırdığını duymak isteriz.
Kaynaklar ve referanslar
Bu yazıda atıf yapılan kurumlar ve belgeler.
