Rumanía tiene proyectos de hidrógeno, pero las conexiones no figuran en el escenario analizado por ENTSOG

Los proyectos rumanos aparecen en el inventario europeo, pero la configuración utilizada para analizar el déficit no incluye conexiones transfronterizas para Rumanía. Los elevados porcentajes de demanda no cubierta dependen de estas hipótesis. El plan de Transgaz presenta corredores estimados para 2032, sin una decisión final de inversión en el documento.

Rumanía tiene proyectos de gasoductos para hidrógeno en la planificación europea, pero sus conexiones con los países vecinos no forman parte de la red seleccionada para el nuevo análisis de ENTSOG. En esta configuración, el modelo deja sin cubrir casi el 90 % de la demanda rumana de hidrógeno prevista para 2035. La diferencia entre los proyectos propuestos y la infraestructura incluida en la simulación explica el resultado, sin determinar cómo será el mercado real.

En resumen
Rumanía tiene proyectos de gasoductos para hidrógeno, pero estos no forman parte de la red seleccionada para el análisis de ENTSOG.

En la configuración analizada, casi el 90 % de la demanda rumana de hidrógeno prevista para 2035 queda sin cubrir.

Transgaz indica el año estimado 2032 para dos corredores, clasificados en el plan como proyectos sin decisión final de inversión.

El desarrollo de las redes debe coordinarse con la producción y la demanda reales para reducir el riesgo de inversiones infrautilizadas.

El informe está en consulta hasta el 30 de octubre de 2026. Los resultados describen las hipótesis del modelo, no una escasez inevitable.

El proyecto de informe se publicó el 12 de octubre, en el marco del plan europeo decenal de desarrollo de las redes, TYNDP 2026. ENTSOG, la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transporte de Gas, analiza si la infraestructura seleccionada puede conectar las fuentes de hidrógeno con los centros de consumo. Los cálculos utilizan el escenario National Trends+, elaborado con hipótesis compatibles con los objetivos energéticos y climáticos de la UE, para los años 2030, 2035, 2040 y 2050.

En la configuración evaluada, Rumanía no tiene conexiones transfronterizas de hidrógeno, y la producción interna mediante electrólisis es muy reducida en relación con la demanda introducida en el modelo. La proporción de demanda no cubierta alcanza el 89,11 % en 2035, el 89,85 % en 2040 y el 91,28 % en 2050. Los porcentajes se refieren al hidrógeno demandado en la simulación, no al consumo energético total de Rumanía. Un cambio en la producción, la demanda o los gasoductos disponibles puede modificar el resultado.

La selección de la infraestructura es esencial. El análisis utiliza el nivel denominado PCI/PMI, que reúne infraestructura existente, proyectos con decisión final de inversión y proyectos de interés común o recíproco incluidos en la lista de la Unión, con los ajustes descritos en el informe. Se trata de un conjunto más reducido que el inventario de todas las propuestas recopiladas de los promotores para el TYNDP. Por ello, la ausencia de una conexión en la simulación no significa que el proyecto no figure en la planificación europea.

El anexo general de proyectos incluye el nuevo corredor Giurgiu–Nădlac, el gasoducto desde la zona del mar Negro hasta Podișor y el componente húngaro del corredor Rumanía–Hungría. Figuran en la categoría Less-Advanced, correspondiente a los proyectos menos avanzados. El anexo de capacidades muestra, para las conexiones de Rumanía con Bulgaria y Hungría, valores distintos de cero a partir de 2035 en esta categoría, mientras que los valores PCI/PMI siguen siendo cero. Los dos niveles describen configuraciones diferentes y no pueden sustituirse entre sí al interpretar los resultados.

El plan de Transgaz para 2026–2035 ofrece el detalle nacional. La empresa presenta un corredor de hidrógeno en la dirección Giurgiu–Podișor–Bibești–Jupa–Horia–Nădlac y otro entre el mar Negro y Podișor. Para ambos indica el año estimado 2032 y el estado LA non FID, es decir, proyectos menos avanzados, sin decisión final de inversión en el documento. La fecha del plan representa el plazo estimado por el promotor. Los nuevos proyectos de gasoductos se presentan por separado de la modernización de la infraestructura existente y deben seguirse como inversiones distintas.

Una conexión transfronteriza permitiría el transporte entre productores y consumidores de distintos mercados. Para un usuario industrial, el acceso al hidrógeno depende tanto de la producción disponible como de la posibilidad de llevarlo al lugar de consumo. La producción mediante electrólisis requiere, a su vez, acceso a electricidad. Los gasoductos, las instalaciones de producción y la demanda industrial deben analizarse conjuntamente para entender qué capacidades serían útiles y en qué etapa.

La misma relación entre infraestructura y demanda exige prudencia al seleccionar las inversiones. En la evaluación del mercado europeo publicada el 2 de diciembre de 2025, ACER, la agencia de la UE para la cooperación de los reguladores de la energía, recomienda desarrollar gradualmente las redes, en consonancia con la demanda real. La agencia pide alinear los proyectos con la evolución del mercado para reducir el riesgo de activos infrautilizados. La identificación de un déficit en un modelo debe ir seguida de una evaluación de las soluciones y sus costes, sin convertir automáticamente cada gasoducto propuesto en una inversión justificada.

ENTSOG recibe observaciones sobre el proyecto de informe y los documentos adjuntos hasta el 30 de octubre de 2026. Para Rumanía, comparar la configuración simulada con los proyectos de Transgaz y con las necesidades de los futuros usuarios puede mostrar qué conexiones merecen seguir evaluándose. El informe final se preparará después de la consulta y seguirá las etapas de análisis institucional anunciadas por ENTSOG. Los resultados actuales siguen condicionados por las hipótesis y la infraestructura utilizadas en el proyecto sometido a consulta.

https://2eu.brussels/ro/news/romania-apare-fara-interconectari-de-hidrogen-in-scenariul-european-pentru-2050