Geliştirmeden Teslimata: Romanya’nın Yeni Enerji Çerçevesi Yatırım Kararlarını Nasıl Yeniden Şekillendiriyor?
Romanya’nın yeni enerji çerçevesi, enerji piyasasında proje teslimini, yatırım kararlarını, riskleri ve fırsatları yeniden şekillendiriyor.
Romanya, yenilenebilir enerji sermayesi çekebileceğini kanıtlamak için beş yıl harcadı. 2026’da ise bu sermayenin hangi kısmının gerçekten megavata dönüşeceğini belirleyen kuralları yeniden yazıyor.
Son beş yılın büyük bölümünde yatırımcıların Romanya hakkında sorduğu soru, piyasanın ölçeklenip ölçeklenmeyeceğiydi. Bu sorunun yanıtı artık verildi. Romanya 2025’te 2,2 GW güneş enerjisi kapasitesi ekledi ve toplam kurulu gücü 7 GW’ın üzerine taşıdı. Yalnızca 2026’nın ilk beş ayında, büyük ölçekli santraller ile prosumer’lar (üretken tüketiciler) arasında neredeyse eşit dağılan yaklaşık 1,5 GW daha kurdu ve ülke üst üste ikinci yıl kendi rekorunu kırma yoluna girdi. 19 Haziran 2026’da dağıtılabilir güneş santralleri ulusal şebekeye rekor düzeyde 2,952 GW verirken, prosumer’ların buna ek olarak tahminen 1,93 GW katkı sağladığı hesaplanıyor.
Dolayısıyla ölçeklenme sorusu kapandı. Yerini daha zor bir soru aldı: Romanya’daki izin kuyruklarında bekleyen devasa proje stokundan hangi projeler gerçekten hayata geçecek?
Romanya’nın yeni enerji çerçevesi tam olarak bu soruyu yanıtlamak üzere tasarlandı. Ülke 2026 boyunca, kimin inşa edeceğine karar veren mekanizmayı değiştiriyor. Şebekeye erişim idari bir kuyruktan rekabetçi bir ihaleye geçiyor. Finansal teminatlar dört kat ya da daha fazla artıyor. Daha önce esnek olan süreler artık otomatik hak kaybı yaptırımı taşıyor. Yatırımcılar, geliştiriciler, bağımsız elektrik üreticileri, altyapı fonları ve proje finansmancıları için bu bir politika dipnotu değil. Risk değerlendirme (underwriting) modelini değiştiriyor.
Reformun tamamını açıklayan tek istatistik
2026 başında ANRE (Romanya Enerji Piyasaları Düzenleme Kurumu), sonrasında olan her şeyi açıklayan bir veri yayımladı. Ağustos 2024’te getirilen %5’lik şebeke bağlantısı teminatını yatıran projelerin yalnızca %12’si bağlantı anlaşması imzalamaya kadar ilerledi. Yalnızca %3’ü yapı ruhsatı aldı. Ve yalnızca %1’i imzalı anlaşma, yapı ruhsatı ve kuruluş izni olmak üzere üç aşamanın tamamına ulaştı.
Bunu bir kez daha okuyun. Şebeke kapasitesi elinde tutan her yüz projenin doksan dokuzu bu kapasiteyi inşaata dönüştürmüyordu. Kağıt üzerinde tahsis edilmiş görünen kapasite, ekonomik açıdan park edilmiş durumdaydı. Gerçek yatırımcılar, inşa edilme ihtimali gerçekçi olmayan pozisyonların arkasında sıra bekliyordu ve iletim sistemi operatörü, takviye çalışmalarını büyük ölçüde hayali olan talep sinyallerine göre planlıyordu.
Başka bir deyişle, %5’lik teminat spekülasyonu rasyonel kılacak kadar ucuzdu. 2026 çerçevesi bu hesaba doğrudan bir yanıttır.
Şebeke erişimi bir kuyruk değil, bir piyasa haline geldi
Yapısal değişiklik, “ilk gelen alır” esaslı şebeke tahsisinin yerini rekabetçi ihalelerin almasıdır. ANRE’nin 53/2024 sayılı Kararı uyarınca, 5 MW ve üzeri üretim ve depolama tesislerine yönelik kapasite, ihaleden iki yıl sonra başlayan on yıllık bir tahsis dönemini kapsayan yıllık ihalelerle dağıtılıyor. Süreci iletim sistemi operatörü Transelectrica yürütüyor ve nihai bağlantı noktası bir dağıtım şebekesinde yer alsa bile tüm teklifler iletim sistemi operatörüne (TSO) gidiyor.
16 Aralık 2025’te kabul edilen ANRE’nin 79/2025 sayılı Kararı ise ilk döngünün takvimini yeniden belirledi. Açıklanan kilometre taşları şöyle:
•** **30 Haziran 2026: Transelectrica mevcut şebeke kapasitesini yayımlar.
•** **14 Temmuz 2026: kapasite tahsisi başvuruları için son gün.
•** **24 Temmuz 2026: TSO uygun başvuruların listesini kesinleştirir.
• 23 Ekim 2026: gerekli takviye çalışmalarını belirleyen genel çözüm etüdünün mevcut kapasite, başlangıç fiyatları ve ihale tarihleriyle birlikte tamamlanması ve yayımlanması.
•** **30 Ekim 2026: günlük teklif seansları başlar.
Başlangıç fiyatları, gerekli şebeke geliştirme çalışmalarının tahmini değerinin toplam mevcut kapasiteye bölünmesiyle hesaplanıyor. Bu da kıt şebeke erişiminin maliyetini idari bir ücret tarifesinin değil, piyasanın belirlemesi anlamına geliyor.
İhaleyle birlikte finansal yapı da önemli ölçüde sıkılaştırıldı. 2026 baharında hem Başbakanlık Ofisi’nin hem de Transelectrica’nın görüş sunduğu kamuoyu istişaresinin ardından ANRE, 24 Nisan 2026’da bağlantı kurallarının şunları gerektireceğini açıkladı: yalnızca kapasite tahsis ihalesine katılmak için kW başına EUR 20 teminat depozitosu, başvuru yapılıp çözüm etüdü onaylandıktan sonra bağlantı bedelinin %20’si oranında bir teminat ve kuruluş izni başvurusunda kW başına EUR 30 tutarında ek bir teminat. Yapı ruhsatı ve kuruluş izni için yasal sürelerin kaçırılması, bağlantı izninin geçersiz sayılmasına, bağlantı anlaşmasının otomatik olarak feshedilmesine ve teminatların irat kaydedilmesine yol açıyor.
Piyasaya verilen mesaj son derece açık. Şebeke kapasitesi elde tutmak artık pahalı, süreye bağlı ve kanıta dayalı.
Gelir öngörülebilirliği artık üç turluk bir sicile sahip
Romanya’nın fark sözleşmesi (CfD) mekanizması artık bir vaat değil. Yatırımcıların kıyaslama yapabileceği sonuçlar üreten, işleyen bir mekanizma.
2024 sonunda tamamlanan ilk tur yaklaşık 1,5 GW kapasite tahsis etti. Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası’nın (EBRD) desteğiyle Ağustos 2025’te düzenlenen ikinci tur, 49 kazanana toplam 2.751 MW tahsis etti: ortalama EUR 40,35/MWh kullanım fiyatıyla 1.488 MW güneş ve ortalama EUR 73,89/MWh ile 1.263 MW karasal rüzgar. İlk turla birlikte toplam tahsis edilen kapasite 4,2 GW’a ulaştı ve Romanya’nın Toparlanma ve Dayanıklılık Planı kapsamında belirlenen 3,5 GW hedefini aştı. Yalnızca karasal rüzgara ayrılan üçüncü tur Aralık 2025’te kapandı ve EUR 59,95 ile EUR 74,9/MWh arasındaki kullanım fiyatlarıyla yaklaşık 316 MW tahsis etti.
Mekanizmanın tahmini bütçesi EUR 3 milyar olup AB Modernizasyon Fonu ve Ulusal Toparlanma ve Dayanıklılık Planı aracılığıyla finanse ediliyor. Sözleşmeler 15 yıl süreli; Transelectrica program operatörü, OPCOM ise sözleşme karşı tarafı olarak görev yapıyor.
Finansal model kuran herkes için burada iki nokta önem taşıyor. Birincisi, güneş enerjisinde takas fiyatı turlar arasında keskin biçimde düştü: ilk ihalede EUR 45,05 ile EUR 54,19/MWh aralığından ikincide EUR 35,77 ile EUR 45,2/MWh aralığına. Bu, kendi maliyet tabanını keşfeden rekabetçi bir piyasanın görüntüsüdür. İkincisi, ikinci turdaki rüzgar kotasına yeterli talep gelmedi; mevcut 2 GW’ın yalnızca 1,26 GW’ı tahsis edildi. Romanya’da karasal rüzgar, güneşte olmayan bir sermaye maliyeti ve izin yükü taşımaya devam ediyor.
Depolama artık isteğe bağlı değil
Romanya’da enerji depolama lehine en açık argüman bir politika belgesi değil. Tek bir günün fiyat verisi.
19 Haziran 2026’da güneş üretimi rekora ulaştığı anda spot fiyat MWh başına RON 74, yani yaklaşık EUR 14 seviyesindeydi. O akşam güneş üretimi sönümlendiğinde fiyat MWh başına RON 1.500’e, yani yaklaşık EUR 286’ya kadar yükseldi. Öğle saatlerinde yaklaşık 2,2 GW ihracat yapan bir sistemde yirmi katlık gün içi fiyat farkı bir piyasa anomalisi değildir. Bu yapısal bir sinyaldir ve tekrarlanıyor.
Politika da yetişti. Avrupa Komisyonu 5 Mart 2026’da, Modernizasyon Fonu’ndan finanse edilen ve en az 2.174 MWh yeni kapasiteyi desteklemek üzere tasarlanan, bağımsız (standalone) batarya depolamaya yönelik EUR 150 milyonluk bir Romanya devlet yardımı programını onayladı. Destek, kurulu MWh başına EUR 69.000 ile ve yararlanıcı başına bir üst sınırla sınırlandırılmış olup rekabetçi ihaleyle veriliyor; uygunluk için asgari 1 MW ve en az ikiye bir kapasite/güç oranı gerekiyor. Uygulama 2030 sonuna kadar sürecek. Enerji Bakanlığı daha sonra bu programı, bataryaları ve akıllı sayaçları kapsayan EUR 250 milyonluk daha geniş bir Modernizasyon Fonu tahsisi içine aldı.
Piyasa sübvansiyondan daha hızlı tepki verdi. 2026’nın ilk yarısında Romanya’da yaklaşık 400 MW büyük ölçekli batarya kapasitesi kuruldu ve ulusal toplam yaklaşık 1 GW ve 2 GWh’e ulaştı. EBRD, R.Power ile Eiffel Investment Group’un ortak sahibi olduğu Scornicesti’deki 127 MW ve 254 MWh’lik bağımsız proje için, EUR 29 milyonu bir InvestEU ilk zarar garantisiyle desteklenen toplam EUR 44 milyona kadar finansman sağlıyor; yapı rücu hakkı olmayan (non-recourse) proje finansmanı esasına dayanıyor. Asıl önemli olan da bu son ayrıntı. Romanya’da bağımsız depolama artık bir piyasa riskine açık (merchant) deney olarak değil, finanse edilebilir (bankable) bir altyapı olarak değerlendiriliyor.
Aynı lokasyonda birlikte kurulum da aynı mantığı izliyor. ANRE, Şubat 2026’daki tek bir düzenleme oturumunda 596 MW depolamayla birlikte yaklaşık 850 MW yeni üretim kapasitesini onayladı; en büyük kalem, 534 MW depolamayla eşleştirilmiş, Giurgiu ilindeki 550 MW’lık bir fotovoltaik santraldi. Hibrit yapı, premium değil varsayılan konfigürasyon haline geliyor.
Fiyat sinyali nihayet gerçek bir sinyal
Romanya, 1 Temmuz 2025’te elektrik fiyat tavanını kaldırarak OECD’nin verimlilik teşviklerini zayıflattığını, serbestleşmeyi bozduğunu ve yatırımcı belirsizliğini artırdığını belirttiği bir uygulamaya son verdi. Geçiş tüketiciler için sancılı oldu: ortalama faturalar ilk ayda %60’tan fazla arttı ve bu doğrudan enflasyona yansıdı. Ancak piyasa riskine açık gelir, kısıntı riski veya depolama arbitrajı modelleyen herkes için Romanya’daki toptan ve perakende fiyatlar artık 2021’den bu yana herhangi bir dönemde olduğundan daha fazla piyasa temellerini yansıtıyor.
Sözleşme katmanı da buna paralel olarak olgunlaşıyor. Kasım 2025’te kabul edilen 59/2025 sayılı Hükümet Olağanüstü Kararnamesi, AB ile uyumlu bir menşe garantisi rejiminin yasal temelini oluşturdu ve ANRE’nin düzenleme ile takip yönetmeliklerini 30 Eylül 2026’ya kadar kabul etmesini zorunlu kıldı. Romanya 2025’te Association of Issuing Bodies’e gözlemci olarak katıldı ve tam üyelik için çalışıyor. Bunun ticari önemi büyük: Romanya menşe garantilerinin alınıp satılamaması, ikili PPA yasağının kaldırılmasından bu yana yaklaşık 40 anlaşma üreten kurumsal elektrik satın alma anlaşması (PPA) piyasasının önündeki başlıca kısıtlardan biri oldu. Bu anlaşmalar kabaca güneş ve rüzgar arasında bölünmüş durumda ve hibrit yapılar da ortaya çıkmaya başladı.
İzin süreçleri de daha yavaş olsa da ilerliyor. Romanya RED III’ü kademeli olarak uyguluyor ve hükümetin, yenilenebilir enerji hızlandırma alanlarını belirleyen planları 31 Aralık 2026’ya kadar onaylaması gerekiyor. Bu planlar çatıları, cepheleri, ulaşım ve otopark altyapısını, sanayi alanlarını, eski madenleri, yapay su kütlelerini ve bozulmuş arazileri önceliklendirirken Natura 2000 ve hassas koruma alanlarını kapsam dışında tutuyor.
Bu gelişmeler yatırım tezinde gerçekte neyi değiştiriyor?
Parçaları bir araya getirdiğinizde değişimi tarif etmek kolay, uygulamak ise o kadar kolay değil.
Proje olgunluğu artık değerlemenin birincil belirleyicisi.
Yalnızca teknik bağlantı iznine sahip bir proje, artık bağlantı izni, imzalı şebeke bağlantı anlaşması, geçerli yapı ruhsatı, çevre izni, ANRE kuruluş izni ve güvence altına alınmış arazi haklarına sahip bir projeyle kıyaslanamaz. Bu iki pozisyon arasındaki fark eskiden bir zamanlama farkıydı. Kaçırılan sürelere otomatik hak kaybının bağlandığı 2026 kuralları altında ise bu bir hayatta kalma farkı. Bunun doğrudan satın alma fiyatlamasına yansımasını bekleyin.
Sermaye yoğunluğu proje yaşam döngüsünün daha erken bir aşamasına kaydı.
İhaleye girmek için kW başına EUR 20, ardından bağlantı bedelinin %20’si ve izin aşamasında kW başına EUR 30 tutarındaki teminatlar, geliştirme sermayesinin artık finansal kapanıştan çok daha önce bağlanması anlamına geliyor. Çok sayıda sahada geniş ama zayıf sermayeli bir opsiyon stratejisi yürüten geliştiriciler zorlanacak. Bilanço derinliği gerçek bir rekabet avantajına dönüşüyor.
Gelir stratejisi varsayılmamalı, tasarlanmalı.
Tamamlanmış üç CfD turu, işleyen ancak hâlâ sığ bir PPA piyasası, gelişmekte olan bir menşe garantisi rejimi ve giderek oynaklaşan bir piyasa fiyat eğrisiyle Romanya projeleri artık tek bir mekanizma yerine bilinçli bir gelir karması etrafında yapılandırılabilir. Kredi verenler bu karmanın stres testinden geçirilmiş halini görmek isteyecek.
Proje stoku yeniden fiyatlanmak üzere.
İhale ve teminat rejimi ANRE’nin amaçladığı sonucu verirse, spekülatif amaçla elde tutulan önemli miktarda kapasite sisteme geri dönecek. İleri aşamada ve teslim edilebilir projelere sahip olanlar için bu kesinlikle olumlu. Göreli rekabet konumları güçlenir ve bulundukları şebeke bölgeleri daha değerli hale gelir.
Adını koymaya değer riskler
Nesnellik, nelerin ters gidebileceğini ortaya koymayı gerektirir.
• Takvim riski gerçek. İlk kapasite ihalesi, şebeke etütlerinin tamamlanması beklenirken bir kez ertelendi: Ocak 2026’dan Ekim 2026’ya. Yeni kaymalar göz ardı edilemez.
• Eski başvuruların geçiş dönemindeki ele alınışı dağınık oldu. 1 Ocak 2026’dan önce kaydedilen ve çözüm etüdü sunulmamış bağlantı talepleri geri ödeme yükümlülüklerini tetikledi; teknik bağlantı izni 30 Haziran 2026’ya kadar düzenlenmeyen başvurular ise fesihle karşı karşıya.
• Hızlandırma alanları henüz bir kestirme yol değil. Ancak hükümet somut planları onayladığında anlam kazanacaklar ve arazi ile çevre durum tespiti (due diligence) ihtiyacını ortadan kaldırmıyorlar.
• 254/2022 sayılı Kanun kapsamında yerleşim alanları dışındaki arazilerde yenilenebilir enerji projelerine imkan tanıyan extra muros rejimi, henüz uzatılmamış 31 Aralık 2026 tarihli bir yürürlük sınırı taşıyor ve izin sürecindeki projeler için herhangi bir geçiş koruması öngörmüyor.
• Romanya’nın destek mekanizmalarında geriye dönük değişiklik yapma geçmişi var. 2013’teki yeşil sertifika kesintileri, Enerji Şartı Antlaşması kapsamında devlete karşı başarılı ICSID taleplerine yol açtı. Bu geçmiş ülke risk primine yansımış durumda ve göz ardı edilmek yerine kabul edilmeli.
• Öğle saatlerindeki fiyat kanibalizasyonu erken geliyor. Güneş enerjisinin şebeke payında şimdiden rekorlar kırdığı ve tepe üretimde ihracatın 2,2 GW’a ulaştığı bir ortamda, Romanya’da hedge edilmemiş güneş piyasa riski istikrarlı değil, giderek kötüleşen bir pozisyon.
Romanya bölgede neden hâlâ iyi bir konumda?
Yukarıdakilerin hiçbiri temel tezi değiştirmiyor ve bölgesel bir karşılaştırmada tez güçlü kalmaya devam ediyor.
Romanya, Dobrogea rüzgar kuşağı ile güney ve batıdaki güneş koridorlarıyla gerçekten finanse edilebilir bir kaynak tabanını, Orta ve Doğu Avrupa’da daha nadir bulunan bir unsurla birleştiriyor: üç kez fiilen sonuçlanmış ve fiyatları yayımlanmış bir devlet destek mekanizması. Yunanistan’ın depolamaya özel destek rejimi daha gelişmiş. Bulgaristan, RESTORE programı kapsamında depolamaya daha büyük hibe hacimleri ayırdı. Ancak Romanya, CfD’ler aracılığıyla gelir istikrarını, depolama için sermaye hibelerini, serbestleşmiş bir perakende piyasasını ve EBRD’nin çok taraflı kredi veren katılımını işleyen tek bir paket halinde bir araya getirdi. Bölgede bir projeyi finanse etmek, tam da CfD gibi araçların yokluğu nedeniyle, tarihsel olarak Batı Avrupa’ya göre belirgin biçimde daha yüksek bir ağırlıklı ortalama sermaye maliyeti taşıdı. Romanya bu açığın anlamlı bir bölümünü kapattı.
Ölçek de bu noktayı pekiştiriyor. Rezolv Energy’nin Arad ilindeki 1.044 MW’lık Dama Solar projesinin Avrupa Birliği’nin en büyük güneş santrali olması bekleniyor. Enery’nin Ogrezeni projesi 760 MW güneşi 1 GWh depolamayla eşleştiriyor. Transelectrica, 2031’e kadar güneş, gaz, rüzgar ve nükleer genelinde yaklaşık 12 GW yeni kapasite öngörüyor; Romanya’nın Ulusal Enerji ve İklim Planı 2030’a kadar brüt nihai enerji tüketiminde %38,3 yenilenebilir payı hedeflerken ulusal strateji 2035’e kadar %44 düşük karbonlu enerjiye işaret ediyor. Macaristan ve Bulgaristan ile olan enterkonneksiyon, bu bağlantıdan yoksun piyasaların sunamayacağı bir ihracat opsiyonu ekliyor.
Dürüst bir özet şu: Romanya fırsat vaadiyle rekabet etmeyi bıraktı ve teslimatın kalitesiyle rekabet etmeye başladı. Uygulama kapasitesine sahip yatırımcılar için bu, içinde bulunmak için daha iyi bir piyasa.
Momentum Energy’nin Görüşü
2026 çerçevesini bir fren değil, bir filtre olarak okuyoruz. Romanya yatırım yapılması daha zor bir piyasa haline gelmedi. Spekülasyon yapılması daha zor bir piyasa haline geldi ve bu ikisi birbirinden çok farklı şeyler.
Önümüzdeki on iki ayda sermaye tahsis eden herkes için pratik sonuç üç karara indirgeniyor.
Birincisi, proje stokunu megavata göre değil, teslimata göre denetleyin.
Romanya portföyündeki her proje artık altı eşiğe göre puanlanmalı: güvence altına alınmış arazi hakları, teknik bağlantı izni, imzalı şebeke bağlantı anlaşması, çevre izni, geçerli yapı ruhsatı ve ANRE kuruluş izni. Bu eşiklerin üç veya daha fazlasını geçemeyen her proje bir opsiyon olarak ele alınmalı, bir opsiyon olarak değerlenmeli ve bir opsiyon olarak finanse edilmeli. Ekim 2026 ihale sonuçları netleştiğinde piyasanın bu ayrımı keskin biçimde yeniden fiyatlamasını bekliyoruz.
İkincisi, depolamayı yukarı yönlü senaryonun değil, temel senaryonun parçası olarak ele alın.
Rekor bir güneş gününde yirmi katlık gün içi fiyat farkı, marjinal değerin artık üretimde değil esneklikte olduğunun mümkün olan en açık sinyalidir. Bugün, ister hemen inşa edilsin ister bağlantı kapasitesinde ayrılsın, aynı lokasyonda depolama seçeneği olmadan tasarlanan projeler 2028’in değil 2022’nin fiyat ortamına göre tasarlanıyor.
Üçüncüsü, teminat sermayesini ihale sırasında değil, ihaleden önce bağlayın.
kW başına EUR 20’lik ihale depozitosu ve ardından gelen %20’lik bağlantı bedeli teminatı idari kalemler değildir. Birçok geliştirme şirketinin zayıf fonlandığı bir aşamada likidite üzerinde gerçek bir taleptir. Bu finansman imkanını teklif penceresinden önce ayarlayan yatırımcılar, süre işlerken bunu müzakere edenlere karşı yapısal bir avantaja sahip olacak.
Romanya, getirileri arazi stoklamanın ve şebeke kuyruğundaki sıranın değil, düzenleyici netliğin ve uygulama kabiliyetinin belirlediği bir aşamaya giriyor. Bu, deneyimli ortakların en çok önem kazandığı aşamadır ve Romanya’nın ödüllendirmeye en iyi konumda olduğuna inandığımız aşamadır.
Kaynaklar ve referanslar
Bu yazıda atıf yapılan kurumlar ve belgeler.
