Größe und Marktanteil des rumänischen Energiemarkts - Wachstumstrends und Prognose (2026 - 2031)

Markttrends und Einblicke

EU-Dekarbonisierungsziele des Grünen Deals treiben Kapazitätszuwächse voran

Rumäniens Zusage, bis 2030 38 % des Stroms aus erneuerbaren Energien zu beziehen, hat die nationale Planung auf den Ausbau von Wind-, Solar- und Wasserkraft ausgerichtet. Die Genehmigung eines CfD-Programms im Wert von EUR 3 Milliarden im November 2024 vergab 5 GW zu Gewinnerausübungspreisen von EUR 65/MWh für Wind und EUR 51/MWh für Solar, deutlich unter dem Großhandelstagesdurchschnitt von 2024.^[1] Die Installationen von Solaranlagen im Versorgungsmaßstab sprangen im Jahr 2024 allein um 2 GW, was verdeutlicht, wie schnell Projekte voranschreiten, sobald Netzanschlüsse und Grundstücksgenehmigungen gesichert sind. Das Windwachstum hinkt aufgrund längerer Umweltprüfungen hinterher, dennoch bleibt die 7-m/s-Windressource der Dobrudscha für Projektentwickler mit erfahrenen lokalen Partnern attraktiv. Der bevorstehende CO₂-Grenzausgleichsmechanismus ermutigt darüber hinaus inländische Hersteller, auf kohlenstoffarmen Strom umzusteigen, was die Nachfragesicherheit für neue Anlagen stärkt.

Steigende Unternehmensnachfrage nach PPAs aus energieintensiven Exportbranchen

Rumänische Automobil-, Stahl- und Chemiegruppen bevorzugen jetzt mehrjährige PPAs, um OPCOM-Preisschwankungen abzusichern und die Berichterstattung nach Scope 2 im Rahmen der Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen (Corporate Sustainability Reporting Directive) zu erfüllen. Der 2024 unterzeichnete 42,9-MW-Vor-Ort-Solar-Deal von NextE bewertete Strom mit etwa EUR 50/MWh und schlug damit die Großhandelsspanne des Vorjahres von EUR 90-120/MWh. Dieses Gefälle löste neue Ausschreibungen in Timiș und Argeș aus und veranlasste lokale Kreditgeber, Kreditbenchmarks für langfristige Abnahmeverträge zu verfeinern. Eine Umfrage der Europäischen Investitionsbank (EIB) ergab, dass 81 % der Unternehmen Energiekosten als größte Wettbewerbsbedrohung einstufen, wobei 57 % Ausgaben für Vor-Ort-Effizienzmaßnahmen und 90 % für Treibhausgasmaßnahmen tätigen.^[2] Da das PPA-Verbot im Jahr 2022 aufgehoben wurde, wurden bankfähige Abnahmeverträge realisierbar, wodurch das Volumenrisiko von Versorgungsunternehmen auf bilaterale Verträge verlagert wurde.

EU-finanzierte Zuschüsse zur Netzmodernisierung erschließen Übertragungskapazität

Transelectrica erhielt im Jahr 2024 EUR 56,2 Millionen, um Solar-plus-Speicher-Lösungen an 29 Hochspannungsunterstationen zu erproben, mit dem Ziel, Schwankungen bei erneuerbaren Energien zu glätten und kostspielige Leitungsaufrüstungen aufzuschieben.^[3] Das EUR-100-Millionen-Darlehen der Europäischen Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD) an den Verteilungsarm von PPC und die EUR-171-Millionen-Einführung intelligenter Zähler durch Electrica verankern eine umfassendere Digitalisierung, die die Lastprognose und das Spannungsmanagement verbessert. Rumäniens veraltetes Netz aus den 1970er Jahren verfügt nicht über dynamische Leitungsbewertung, was zu mittäglichen Solarabschaltungen in südlichen Landkreisen führt. Wettbewerbsauktionen für knappe Netzanschlusskapazität, die von der ANRE im Jahr 2024 vorgeschlagen wurden, sollen Projekte priorisieren, die feste Kapazität oder koinstallierte Batterien anbieten. Ohne diese Aufrüstungen riskieren die 5 GW, die im Rahmen des CfD-Schemas vergeben wurden, Inbetriebnahmeverzögerungen und reduzierte Renditen.

Neu genehmigter Offshore-Wind-Rahmen für das Schwarze Meer

Das Gesetz 128/2024 öffnete Rumäniens ausschließliche Wirtschaftszone für 3-7 GW Offshore-Wind bis 2035, wodurch Projektentwickler auf Kapazitätsfaktoren von über 45 % zugreifen und einem Großteil des Onshore-Genehmigungswiderstands ausweichen können.^[4] Das BSOG-Konsortium zielt auf ein 3-GW-Flachwasserfeld ab, wobei die ersten Turbinen für 2027 erwartet werden, während Verbund (Black-Sea Wind) Pachtverträge für benachbarte Standorte gesichert hat. Das Fehlen eines vorab gebauten Offshore-Netzes erfordert eine private Finanzierung von Unterwasserkabeln, was EUR 1-2 Millionen/km hinzufügt und die Amortisationszeiten verlängert. Ein zentralisiertes Netzmodell nach deutschem Vorbild könnte die Kosten senken und die Zeitpläne beschleunigen, würde jedoch neue Gesetzgebung und öffentliche Finanzierung erfordern.

Hohe Anfangsinvestitionskosten (CAPEX) und Genehmigungsvorlaufzeiten

Utility-Scale-Photovoltaikanlagen erhalten in der Regel innerhalb von drei Jahren eine Genehmigung, während Windprojekte im Durchschnitt 6,5 Jahre benötigen, da mehrbehördliche Prüfungen Umwelt-, Denkmalschutz- und Flächennutzungsgenehmigungen umfassen. Archäologische Regeln schreiben Ausgrabungen innerhalb von 500 m antiker Stätten vor, was etwa 30 % der geplanten Windstandorte in der Dobrudscha betrifft. Projektentwickler tragen auch Unterstationskosten, die EUR 50 Millionen übersteigen können, bevor der Netzzugang gesichert ist. Der Vorschlag der ANRE für Kapazitätsauktionen schafft zusätzliche Unsicherheit und könnte kleinere unabhängige Stromerzeuger aufgrund höherer Haltekosten aus dem Rennen werfen.

Veraltetes Netz verursacht Risiko der Abschaltung erneuerbarer Energien

Veraltete Leitungen verfügen nicht über Phasenschiebertransformatoren, sodass Transelectrica die Produktion erneuerbarer Energien bei hoher Einstrahlung oder starken Windintervallen reduziert, um die Systemfrequenz aufrechtzuerhalten. Die Abschaltung erreichte im Jahr 2024 150 GWh, was -1 % der erneuerbaren Produktion entspricht, und könnte sich bis 2027 ohne beschleunigten Ausbau verdoppeln. Batterie-Pilotprojekte an 29 Unterstationen helfen, doch der bundesweite Ausbau benötigt EUR 2-3 Milliarden, weit über den derzeitigen EU-Fördermittelrahmen hinaus. Verteilungsleitungen in ländlichen Solarclustern überschreiten auch Spannungsgrenzen, was Reaktivleistungsgeräte erfordert, die ungeplante Betriebskosten (OPEX) für Versorgungsunternehmen verursachen.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Erneuerbare Energien trugen im Jahr 2025 68,02 % zur Kapazität bei, und ihr Wachstumstempo von 8,48 % hält die Expansion der Größe des rumänischen Energiemarkts im Einklang mit den EU-Emissionszielen. Die Wasserkraft allein hielt einen Anteil von 33,12 %, dank der 6,5-GW-Flotte von Hidroelectrica, die Spitzenlastausgleich und Frequenzregelung unterstützt. Die Windkapazität erreichte 3 GW, wobei weitere 2,5 GW in der CfD-Auktion zu EUR 65/MWh vergeben wurden - ein Preis, der eine ausgereifte Kostenkurve unterstreicht. Solar stieg auf über 5,3 GW, nachdem im Jahr 2024 2 GW angeschlossen wurden, unterstützt durch Module mit Preisen unter USD 0,18/W und beschleunigten Genehmigungen für Projekte unter 10 MW. Der Offshore-Wind-Rahmen für das Schwarze Meer könnte bis 2035 3-7 GW hinzufügen und Rumänien einen neuen Kern für die Erzeugung mit hohem Kapazitätsfaktor verschaffen und die Energiesicherheitsmargen stärken. Die Kapazität von Gaskraftwerken steigt moderat, da flexible kombinierte Gas- und Dampfkraftwerke (CCGT), die mit der Produktion aus Neptun Deep verbunden sind, die stillgelegten Kohlekraftwerke ersetzen. Kernenergie bleibt unverzichtbar; die Blöcke 1-2 des Kernkraftwerks Cernavodă erzeugen ein Fünftel des Angebots, während die Blöcke 3-4 sowie das 462-MW-SMR in Doicești später in diesem Jahrzehnt eine feste, kohlenstoffarme Grundlastversorgung sichern werden.

Der Wandel verändert die Anlagewirtschaftlichkeit: Der kapazitätsgewichtete durchschnittliche Ausgleichsenergiepreis (LCOE) für neue Projekte erreicht EUR 48/MWh für Solar und EUR 56/MWh für Onshore-Wind, beide unter den Großhandelspreisen von 2024. Das Abschaltungsrisiko dämpft die Begeisterung in stauungsanfälligen südlichen Landkreisen, doch koinstallierte Speicher können höhere Ausgleichsgebühren sichern. Dementsprechend kombinieren Projektinitiatoren Photovoltaik mit 4-Stunden-Batterien, die auf 25 % der Nennkapazität ausgelegt sind, um Arbitragegewinne zu erzielen.

Versorgungsunternehmen besaßen im Jahr 2025 noch 65,28 % der Kapazität, aber die für Gewerbe- und Industrieabnehmer erwartete CAGR von 8,98 % signalisiert eine entschiedene Dezentralisierung des rumänischen Energiemarkts. Automobilhubs in Timiș und Argeș beherbergen Dachsolaranlagen, die mit Lithium-Ionen-Batterien kombiniert sind und Bedarfsspitzen glätten und Netzgebühren senken. Der 42,9-MW-PPA von NextE zu EUR 50/MWh löst wettbewerbsfähige Folgeverträge aus, wobei multinationale Konzerne im Vorfeld der CO₂-Grenzausgleichsregelung 2026 Kürzungen der Lieferketten-CO₂-Emissionen fordern. Kreditgeber beschränken PPAs auf investitionswürdige Käufer, was den Zugang für kleine und mittlere Unternehmen (KMU) einschränkt und Abschlüsse bei exportorientierten Konzernen konzentriert.

Residenzielle Prosumenten fügen bereits ein bedeutendes Volumen hinzu: Anlagen haben im Durchschnitt 13 kW und speisen Überschüsse unter jährlichen Nettoverrechnungsbedingungen in Verteilungsnetze ein, was die Größe des rumänischen Energiemarkts für dezentrale Erzeugung erhöht. Der Einsatz intelligenter Zähler erschließt Tageszeittarife und eine potenzielle Vergütung für virtuelle Kraftwerke (VPPs), obwohl Abrechnungsrückstände frühe Anwender frustrieren. Versorgungsunternehmen reagieren mit vorgeschlagenen Tarifstrukturen, die den nachmittäglichen Eigenverbrauch belohnen, um die Netzbelastung zu verringern.

Geografische Analyse

Die Dobrudscha beherbergt die größten Windcluster und wird wahrscheinlich die ersten rumänischen Offshore-Projekte verankern, was der Region sowohl Onshore- als auch maritime Hebelwirkung bei zukünftigen erneuerbaren Ergänzungen verleiht. Übertragungskorridore nach Bukarest befinden sich in der Mitte der Aufrüstung, und ein anhaltendes Abschaltungsrisiko bleibt bis zur Inbetriebnahme der Leitungsverstärkungen im Jahr 2027 bestehen. Olteniens hohe Einstrahlung treibt die Greenfield-Solaraktivität voran, wobei über 40 % der im Jahr 2024 gebauten 2-GW-Photovoltaikanlagen hier angesiedelt sind. Die Stilllegung von Braunkohleanlagen in Turceni und Rovinari setzt Fachkräfte und Netzknoten frei, die ideal für Solar-plus-Speicher-Nachrüstungen geeignet sind.

Siebenbürgen kombiniert moderate Wind- und Solarressourcen mit einer starken Industrienachfrage und ist damit ein fruchtbarer Boden für Unternehmens-PPAs. Grenzüberschreitende Leitungen nach Ungarn und Serbien ermöglichen es Exporteuren, Spotpreisdifferenzen zu nutzen und die Bankfähigkeit von Projekten zu verbessern. Das Banat profitiert von der neuen 400-kV-Verbindung nach Serbien, die die Redispatch-Kosten für Windparks während der Überlastunsgereignisse im Winter 2024 senkte.

Bukarest und Ilfov machen etwa ein Fünftel des nationalen Verbrauchs aus. Da keine lokale Erzeugung vorhanden ist, ist die Hauptstadt auf Binnenwasserkraft, Dobrudscha-Wind und importierte Grundlastversorgung angewiesen. Die Einführung intelligenter Zähler verbessert die Sichtbarkeit der Spitzenlast und unterstützt Nachfragesteuerungspiloten, die die Abendrampen abflachen. Laufende Synchronisierungsarbeiten mit der Ukraine und der Republik Moldau positionieren Rumänien als kontinentalen Transitknotenpunkt und verbessern die Handelserlösoptionen für Erzeuger, die mit inländischen Preisdeckeln zu kämpfen haben.

Regulatorisches Umfeld

Der rumänische Elektrizitätssektor operiert im Rahmen des Gesetzes Nr. 123/2012, wobei ANRE als Hauptregulierungsbehörde für Lizenzierung, Genehmigungen und Marktteilnahmeregeln fungiert. Im November 2024 genehmigte die Europäische Kommission Rumäniens staatlich unterstütztes Contracts-for-Difference-Programm (CfD) (3 Milliarden EUR), das die auktionsbasierte Beschaffung für neue Wind- und Solarkapazitäten unterstützt und einen klareren Marktzugangsweg für großmaßstäbliche erneuerbare Energien schafft.

Im Jahr 2026 verschärfte ANRE die Ausführungsdisziplin bei Neubauprojekten durch Änderungen der Lizenzierungs- und Genehmigungsregelung, die in einer zweiten Phase der öffentlichen Konsultation (April 2026) vorangetrieben wurden, sowie durch die Einführung bzw. Verschärfung von Anforderungen an finanzielle Garantien. Dazu zählen eine Garantie von 30 EUR/kW im Zusammenhang mit Baugenehmigungen und eine Garantie von 20.000 EUR/MW für die Kapazitätszuteilung für 2026. Parallel dazu prägten staatliche Maßnahmen zur Ausweitung des Endverbraucherschutzes und Preisinterventionen im Zeitraum vom 1. April 2025 bis zum 31. März 2026 weiterhin die Bankfähigkeit von PPAs und das Marktrisikoprofil, während Änderungen der Netzzugangsregeln darauf abzielten, spekulative Netzbuchungen zu reduzieren, die zu Rückständen bei Netzanschlüssen beitragen.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Hybride Bauprojekte aus erneuerbaren Energien plus Speicher sowie netzseitige Flexibilitätsprogramme sind die sichtbarsten Bereiche mit ungenutztem Potenzial im rumänischen Strommarkt. Das CfD-Programm von 2024 (5 GW vergeben für Wind- und Solarenergie) bietet einen bankfähigen Absatzweg für großmaßstäbliche Projekte, während Unternehmens-PPAs (einschließlich des 2024 unterzeichneten 42,9-MW-On-Site-Solargeschäfts von NextE zu rund 50 EUR/MWh) die Nachfrage nach Behind-the-Meter-Erzeugung und gemeinsam angesiedelten Batterien unterstützen. Netzseitig schaffen Transelectricas EU-gefördertes Pilotprojekt zur Installation von Solar-plus-Speicher an 29 Hochspannungsumspannwerken (56,2 Millionen EUR im Jahr 2024 vergeben) sowie Digitalisierungsprogramme im Verteilnetz, einschließlich Smart-Meter-Einführungen unterstützt durch Electrica und Finanzierungen für den Verteilnetzarm von PPC, Raum für Speicherintegratoren, Aggregatoren und Netzautomatisierungsanbieter, insbesondere dort, wo das Abregelungsrisiko in südlichen Landkreisen höher ist.

Investoren zielen auch auf den Ausbau gesicherter und flexibler Kapazitäten ab, da Kohlekraftwerke stillgelegt werden und die Anforderungen an den Systemausgleich steigen. Im Jahr 2026 verfügt Rumänien über mehrere große Gasprojekte mit festgelegten Inbetriebnahmezielen, darunter die Erklärung von Romgaz, das 430-MW-Gaskraftwerk Iernut bis Ende 2026 in Betrieb zu nehmen, sowie das Engagement auf Regierungsebene rund um das 1.700-MW-Gaskraftwerk Mintia, mit Inbetriebnahmetests, die für 2026 geplant sind, und einem geschätzten Produktionsbeginn im September 2026. Offshore-Windenergie bietet nach dem Gesetz 128/2024 im Schwarzen Meer eine weitere mittelfristige Möglichkeit, wobei Entwickler wie das BSOG-Konsortium und Verbund ihre Positionen ausbauen, aber das Fehlen eines bereits vorhandenen Offshore-Netzes hält die Verlegung von Unterseekabeln und Übertragungsausbauten zentral für die Projektwirtschaftlichkeit und Zeitpläne.