罗马尼亚新能源项目储备达114.9GW!真正进入建设阶段的有多少?

截至2026年10月1日，ANRE报告统计了四个不同开发阶段的项目情况。

• 持有有效ATR的项目：1,625个，获批最大外送容量114,911 MW，约114.9 GW。

  
  

• 已签署并网合同（CR）的项目：1,055个，获批最大外送容量63,707 MW，约63.7 GW。

  
  

• 已签署并网合同并取得建设许可证（AC）的项目：749个，获批最大外送容量40,974 MW，约41.0 GW。

  
  

• 进一步取得ANRE颁发设立授权（AI）的项目：262个，获批最大外送容量16,174 MW，约16.2 GW。

这四组数据反映的是项目逐步推进过程中所处的不同状态，并不是四组可以相加的独立项目。随着项目开发深入，能够满足更高阶段条件的项目数量和容量逐步收窄。

其中，ATR是项目并网开发过程中的重要文件，但取得ATR并不意味着项目已经获得最终、永久的并网保障，也不代表项目已经具备开工或商业运营条件。

值得注意的是，罗马尼亚新能源项目的开发进度正在出现分化。

与2026年9月1日相比，截至10月1日，持有有效ATR的项目数量下降了1.10%，获批最大外送容量基本持平，下降0.05%。但在更成熟的开发阶段，数据呈现出不同趋势：

• 已签署并网合同的项目数量增长0.96%，获批容量增长1.57%；

• 已经取得建设许可的项目数量增长1.77%，容量增长4.31%；

• 进一步取得ANRE设立授权的项目数量增长3.97%，容量增长5.28%。

这说明，尽管有效ATR项目总量略有减少，但进入并网合同、建设许可和设立授权阶段的项目数量及容量仍在增加。

对投资人而言，判断市场变化不能只看项目储备总量，还需要观察项目是否持续向更成熟的开发阶段推进。

在全部1,625个有效ATR项目中，已经签署并网合同并取得建设许可证的项目有749个，获批最大外送容量合计40,974 MW。

这部分项目的开发成熟度明显高于仅持有ATR的项目。

根据ANRE报告，在这749个项目中，有730个项目已经签署并网合同，建设许可证文件也已提交给电网运营商。按照电网运营商报送的预计投运时间，这批项目计划在2026年至2035年期间投运，总容量达到40,416 MW，约40.42 GW。

从年度分布来看，项目投运时间相对集中：

• 2026年： 220个项目，预计容量11,506 MW；

• 2027年： 259个项目，预计容量13,020 MW；

• 2028年： 114个项目，预计容量6,944 MW；

• 2029年： 48个项目，预计容量3,160 MW；

• 2030年： 21个项目，预计容量2,701 MW。

按照电网运营商报送的预计投运时间，2026年和2027年是这批项目集中投运的两个年份，合计479个项目，预计容量约24.53 GW。

不过，这些数字仍然属于项目预计投运安排，并非已经确定的建设和并网结果。实际投运进度还可能受到融资落实、设备采购、施工进度、并网工程和市场条件等因素影响。

报告还列出了预计在2025年投运的4个项目，容量300 MW，以及预计在2035年以后投运的15个项目，容量257.21 MW。

对中国投资人而言，40.42 GW的项目规模意味着罗马尼亚仍有大量项目可能进入建设和投资交易阶段。但项目取得建设许可，只能说明开发进度进一步推进，不能替代对并网条件、土地权属、融资安排和项目收益的独立核查。

在项目开发过程中，取得建设许可证并不意味着已经完成所有监管程序。

ANRE报告进一步统计了已签署并网合同、取得建设许可证，同时取得ANRE颁发设立授权（AI）的项目。

截至2026年10月1日，这类项目共有262个，获批最大外送容量合计16,174 MW，约16.17 GW。

其中，256个项目预计在2026年至2035年期间投运，合计容量15,876 MW，约15.88 GW。

从年度分布来看：

• 2026年： 85个项目，预计容量4,644 MW；

• 2027年： 83个项目，预计容量6,335 MW；

• 2028年： 34个项目，预计容量2,195 MW；

• 2029年： 20个项目，预计容量1,594 MW；

• 2030年： 6个项目，预计容量206 MW；

• 2031年： 1个项目，预计容量5 MW；

• 2032年： 1个项目，预计容量49 MW；

• 2033年： 6个项目，预计容量369 MW；

• 2034年： 6个项目，预计容量164 MW；

• 2035年： 14个项目，预计容量316 MW。

此外，还有1个项目、容量73.62 MW预计于2025年投运，另有5个项目、容量223.76 MW预计在2035年以后投运。

需要说明的是，256个项目属于262个已取得ANRE设立授权项目中的一部分，不能与前面730个项目相加。两组数据的统计口径和项目阶段不同。

从投资角度看，取得ANRE设立授权的项目，通常比仅取得ATR或建设许可的项目具备更高的开发成熟度。但投资人仍需进一步确认授权的具体内容、有效期限、项目实际进度及其他许可条件。

项目开发阶段越成熟，通常意味着部分前期审批风险已经得到缓解，但并不意味着项目的建设、并网和收益风险已经消失。对于计划收购罗马尼亚新能源项目的中国企业，设立授权可以作为筛选项目的重要指标，却不能代替完整的尽职调查。

除了光伏和风电项目，ANRE报告中还有一组值得关注的数据：储能。

截至2026年10月1日，电网运营商报告了238个涉及储能设施的项目，包括配置储能设施的发电站项目，以及独立储能设施项目。这些项目对应的获批最大外送容量合计为15,387.12 MW，约15.39 GW。

其中，47个项目预计于2026年投运，对应容量为4,026.08 MW。

这一数据反映出，储能已经成为罗马尼亚新能源项目开发中不可忽视的组成部分。

但这里需要特别区分两个概念：报告中的15.39 GW是相关项目的最大获批外送容量，并不是储能系统的能量容量（MWh），也不代表15.39 GW储能设施已经建成或投入运营。

对于中国储能企业而言，这组数据的价值在于，它显示出罗马尼亚市场中已经出现了相当数量的储能相关项目。未来的市场机会不仅可能来自独立储能电站，也可能来自光伏、风电项目配套储能的开发需求。

不过，项目数量和获批容量并不能直接转化为设备订单。投资人和设备供应商还需要判断项目是否具备实际融资能力、是否已经确定技术方案，以及储能系统将通过何种方式参与电力市场并形成收入。

储能项目储备增长，为中国BESS企业、系统集成商和投资机构提供了潜在市场空间。但真正有价值的项目，仍然需要同时具备可执行的并网条件、明确的商业模式和可持续的收益来源。

罗马尼亚新能源项目的开发进度，也与当地电网运营商所覆盖的区域和电网条件密切相关。

ANRE报告对730个已签署并网合同、建设许可证已提交给电网运营商，且预计在2026年至2035年投运的项目进行了区域分布统计。

其中：

• DEER（Distribuție Energie Electrică România）：219个项目，容量约4,175 MW；

  
  

• RER（Rețele Electrice România）：196个项目，容量约3,595 MW；

  
  

• Transelectrica：173个项目，容量约29,922 MW；

  
  

• DEO（Distribuție Energie Oltenia）：109个项目，容量约1,901 MW；

  
  

• Delgaz Grid：33个项目，容量约824 MW。

从项目数量来看，DEER和RER覆盖的项目数量较多；但从容量来看，Transelectrica对应的项目达到约29.92 GW，占这批项目总容量的约74%。

这意味着，罗马尼亚大型新能源项目的开发与输电网络密切相关。对于投资人来说，不能只根据项目所在县、市或土地资源判断项目价值，还需要进一步核实项目接入的是输电网络还是配电网络，以及对应的变电站、线路建设和接入条件。

尤其需要注意，电网运营商统计的项目容量并不等于相应区域当前可供新项目使用的并网容量。已经进入开发后期的项目，也可能面临电网扩建、接入工程和建设进度等问题。

对于计划进入罗马尼亚的中国企业，电网条件应当成为项目筛选的前置因素，而不是在完成土地收购或项目收购后才考虑的问题。

114.9 GW的有效ATR项目储备，说明罗马尼亚新能源开发市场具有较大的项目规模。但从投资角度看，真正需要回答的不是市场有多少项目，而是哪些项目能够顺利走到商业运营阶段。

对于中国投资人，可以重点关注以下几个方面。

第一，优先关注开发阶段较成熟的项目。

与仅持有ATR的项目相比，已经签署并网合同、取得建设许可证，甚至进一步取得ANRE设立授权的项目，通常具备更高的开发成熟度。

但在收购前，仍需核查ATR及并网合同的有效性、建设许可证的适用范围、土地权属、许可条件和项目实际进度，不能仅凭项目文件数量判断项目价值。

第二，把并网条件作为项目估值的核心因素。

罗马尼亚新能源项目储备规模较大，并不意味着所有项目都能获得顺利接入电网的条件。

投资人需要重点核实项目获批的最大外送容量、接入点、并网工程责任、相关费用和时间安排，以及是否存在电网扩建或其他前置条件。

对于已经取得ATR的项目，还需要确认其是否满足当前适用的并网规则和相关期限要求。

第三，重新评估光伏、风电与储能的组合价值。

随着新能源项目数量增加，单纯依靠新增光伏或风电装机获取收益，可能面临电力价格波动、发电时段集中和市场消纳等问题。

储能可以为项目提供更多运营和交易选择，但其经济性取决于电价波动、市场参与规则、充放电策略、设备成本和融资条件。

因此，光储或风储项目是否优于单一新能源项目，需要通过具体项目的收益测算来判断，而不能仅凭配置储能就认定项目价值更高。

第四，重点核查项目的融资能力和商业模式。

项目进入建设阶段后，资金需求会迅速增加。投资人需要关注项目是否已经落实融资，是否具备长期购电协议（PPA）、差价合约（CfD）或其他收入安排，以及项目在市场化交易环境下能够承受多大程度的电价波动。

对于计划收购项目的企业，还应当评估从收购到商业运营所需的追加资本、建设周期和潜在退出渠道。

第五，不要把项目储备直接等同于设备订单。

对于中国光伏组件、逆变器、储能系统、电力设备和EPC企业而言，庞大的项目储备确实意味着潜在需求。但项目从审批到建设，再到设备采购和工程交付，仍然存在多个环节。

企业需要识别项目开发商、投资方和融资方的实际情况，判断项目是否已经进入采购阶段，而不是单纯根据ATR数量或项目公告推算市场订单规模。

ANRE截至2026年10月1日的数据，展示了罗马尼亚新能源市场一个值得关注的变化：项目储备规模已经达到较高水平，同时，部分项目也在从并网审批逐步推进至建设许可和设立授权阶段。

114.9 GW的有效ATR项目储备，反映的是市场开发活动的规模；约40.42 GW已签署并网合同、建设许可文件已提交电网运营商的项目，以及约15.88 GW取得ANRE设立授权的项目，则提供了观察项目成熟度的另一组指标。

对中国新能源投资人而言，罗马尼亚市场的机会并不只是寻找一个拥有大量项目储备的国家，更重要的是从庞大的项目池中识别出并网条件可靠、许可手续完整、融资路径清晰、收益模式可持续的资产。

未来罗马尼亚新能源市场的竞争，不仅是项目开发速度的竞争，也将是电网资源、融资能力、项目管理和资产运营能力的竞争。