Taille et part du marché de l'énergie en Roumanie - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché de l'énergie en Roumanie

Les objectifs de décarbonation du Pacte vert européen stimulent les ajouts de capacité

L'engagement de la Roumanie à fournir 38 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables d'ici 2030 a réorienté la planification nationale vers le développement de l'éolien, du solaire et de l'hydroélectricité. L'approbation d'un programme de Contrats pour Différence (CfD) de EUR 3 milliards en novembre 2024 a alloué 5 GW à des prix de référence gagnants de EUR 65/MWh pour l'éolien et EUR 51/MWh pour le solaire, bien en dessous de la moyenne du marché de gros au comptant de 2024.^{[1]Commission européenne, "State Aid SA.109966 (2023/N)-Romania-Contracts for Difference Scheme", europa.eu} Les installations solaires à grande échelle ont bondi de 2 GW en 2024 seulement, illustrant la rapidité avec laquelle les projets progressent une fois les raccordements au réseau et les permis fonciers obtenus. La croissance éolienne est plus lente en raison des évaluations environnementales plus longues, pourtant la ressource à 7 m/s en Dobroudja reste attractive pour les développeurs disposant de partenaires locaux expérimentés. Le mécanisme d'ajustement carbone aux frontières à venir encourage en outre les fabricants nationaux à passer à l'électricité bas-carbone, renforçant ainsi la certitude de la demande pour les nouvelles installations.

Demande croissante de PPA d'entreprise de la part des exportateurs à forte intensité énergétique

Les groupes roumains de l'automobile, de l'acier et de la chimie privilégient désormais les PPA pluriannuels pour se couvrir contre les fluctuations de prix sur l'OPCOM et satisfaire aux exigences de reporting du Scope 2 dans le cadre de la Directive sur le reporting de durabilité des entreprises. Le contrat solaire sur site de 42,9 MW signé par NextE en 2024 a fixé le prix de l'électricité à environ EUR 50/MWh, battant la fourchette de gros de EUR 90 à 120/MWh de l'année précédente. Cet écart a déclenché de nouveaux appels d'offres dans le Timiș et l'Argeș, et a poussé les prêteurs locaux à affiner leurs références de crédit pour les engagements à long terme. Une enquête de la BEI a révélé que 81 % des entreprises considèrent les coûts énergétiques comme une menace majeure pour leur compétitivité, 57 % investissant dans des améliorations d'efficacité sur site et 90 % dans des mesures de réduction des gaz à effet de serre.^{[2]Banque européenne d'investissement, "EIB Investment Survey 2024-Romania Factsheet", eib.org} Depuis la levée de l'interdiction des PPA en 2022, des engagements bancables sont devenus possibles, transférant le risque de volume des services publics vers des contrats bilatéraux.

Les subventions de modernisation du réseau financées par l'UE libèrent la capacité de transport

Transelectrica SA a reçu EUR 56,2 millions en 2024 pour piloter le solaire couplé au stockage dans 29 postes haute tension, visant à lisser les montées en puissance des énergies renouvelables et à différer des mises à niveau de lignes coûteuses.^{[3]Transelectrica, "RRF Pilot Projects", transelectrica.ro} Le prêt de EUR 100 millions de la BERD à la branche de distribution de PPC et le déploiement de EUR 171 millions de compteurs intelligents d'Electrica SA ancrent une numérisation plus large qui améliore la prévision de charge et la gestion de la tension. Le réseau roumain des années 1970 manque de réglage de ligne dynamique, entraînant un écrêtement solaire de midi dans les départements du sud. Les enchères compétitives pour la capacité de raccordement au réseau, proposées par l'ANRE en 2024, visent à donner la priorité aux projets offrant une capacité ferme ou des batteries co-implantées. Sans ces améliorations, les 5 GW attribués dans le cadre du dispositif CfD risquent des retards de mise en service et des rendements réduits.

Nouveau cadre éolien offshore en mer Noire approuvé

La loi 128/2024 a ouvert la zone économique exclusive de la Roumanie à 3 à 7 GW d'éolien offshore d'ici 2035, donnant aux développeurs accès à des facteurs de capacité supérieurs à 45 % et évitant une grande partie des oppositions aux autorisations terrestres.^{[4]Banque mondiale, "Romania Offshore Wind Roadmap", worldbank.org} Le consortium BSOG vise un parc en eau peu profonde de 3 GW avec les premières turbines attendues en 2027, tandis que Verbund (Black-Sea Wind) a obtenu des baux pour des sites adjacents. L'absence d'un réseau offshore pré-construit nécessite un financement privé des câbles sous-marins, ajoutant EUR 1 à 2 millions/km et allongeant les délais de retour sur investissement. Un modèle de réseau centralisé à l'allemande pourrait réduire les coûts et accélérer les calendriers, mais nécessiterait une nouvelle législation et des financements publics.

CAPEX initial élevé et délais d'obtention des permis

Les centrales photovoltaïques à grande échelle obtiennent généralement leurs permis en trois ans, mais les projets éoliens mettent en moyenne 6,5 ans car les examens multi-agences incluent des approbations environnementales, patrimoniales et d'utilisation des terres. Les règles archéologiques imposent des fouilles dans un rayon de 500 m des sites anciens, affectant environ 30 % des emplacements éoliens prévus en Dobroudja. Les développeurs assument également des coûts de poste de transformation qui peuvent dépasser EUR 50 millions avant que l'accès au réseau soit garanti. La proposition de l'ANRE pour des enchères de capacité ajoute une incertitude supplémentaire, risquant d'évincer les producteurs d'électricité indépendants de plus petite taille compte tenu des coûts de portage plus élevés.

Le vieillissement du réseau entraîne un risque d'écrêtement des énergies renouvelables

Les conducteurs vétustes manquent de transformateurs déphaseurs, de sorte que Transelectrica SA réduit la production d'énergies renouvelables lors des périodes de fort ensoleillement ou de fort vent pour préserver la fréquence du système. L'écrêtement a atteint 150 GWh en 2024, soit -1 % de la production d'énergies renouvelables, et pourrait doubler d'ici 2027 sans accélération des modernisations. Les projets pilotes de batteries dans 29 postes aident, mais le renforcement à l'échelle nationale nécessite EUR 2 à 3 milliards, bien au-delà de l'enveloppe actuelle des subventions européennes. Les feeders de distribution dans les groupements solaires ruraux dépassent également les limites de tension, nécessitant des dispositifs de puissance réactive qui ajoutent des charges d'exploitation imprévues pour les services publics.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par source d'énergie : Les énergies renouvelables dominent dans le contexte de l'abandon progressif du charbon

Les énergies renouvelables représentaient 68,02 % de la capacité en 2025, et leur rythme de croissance de 8,48 % maintient l'expansion de la taille du marché de l'énergie en Roumanie en phase avec les objectifs d'émissions de l'UE. L'hydroélectricité seule détenait une part de 33,12 %, grâce au parc de 6,5 GW de Hidroelectrica SA qui assure l'écrêtement des pointes et la régulation de fréquence. La capacité éolienne a atteint 3 GW, avec 2,5 GW supplémentaires attribués dans l'enchère CfD à EUR 65/MWh, un prix qui souligne la maturité de la courbe des coûts. Le solaire a dépassé 5,3 GW après que 2 GW ont été raccordés en 2024, aidé par des modules dont le prix est inférieur à USD 0,18/W et des permis accélérés pour les projets de moins de 10 MW. Le cadre éolien offshore en mer Noire pourrait ajouter 3 à 7 GW d'ici 2035, offrant à la Roumanie un nouveau noyau de production à facteur de charge élevé et renforçant les marges de sécurité énergétique. La capacité au gaz naturel augmente modestement, les centrales à cycle combiné (CCGT) flexibles liées à la production de Neptun Deep remplaçant le charbon en cours de retrait. Le nucléaire reste vital ; les unités 1 et 2 de Cernavodă génèrent un cinquième de l'approvisionnement, tandis que les unités 3 et 4 ainsi que le SMR de 462 MW de Doicești ancreront une production de base ferme et bas-carbone plus tard dans la décennie.

Cette transition remodèle l'économie des actifs, le coût nivelé de l'énergie (LCOE) moyen pondéré par la capacité pour les nouveaux projets atteignant EUR 48/MWh pour le solaire et EUR 56/MWh pour l'éolien terrestre, tous deux inférieurs aux prix de gros de 2024. Le risque d'écrêtement tempère l'enthousiasme dans les départements du sud sujets à la congestion, mais le stockage co-implanté peut garantir des frais d'équilibrage plus élevés. En conséquence, les promoteurs de projets associent le photovoltaïque à des batteries de 4 heures dimensionnées à 25 % de la capacité nominale pour capter les écarts d'arbitrage.

Note: Les parts de marché de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par utilisateur final : Les acheteurs industriels accélèrent l'adoption des PPA

Les services publics détenaient encore 65,28 % de la capacité en 2025, mais le TCAC de 8,98 % attendu pour les acheteurs commerciaux et industriels signale une décentralisation décisive du marché de l'énergie en Roumanie. Les pôles automobiles de Timiș et d'Argeș accueillent des installations solaires en toiture couplées à des batteries lithium-ion qui lissent les pics de demande et réduisent les frais de réseau. Le PPA de 42,9 MW de NextE à EUR 50/MWh déclenche des offres concurrentielles, les multinationales exigeant des réductions de carbone dans la chaîne d'approvisionnement avant l'ajustement carbone aux frontières de 2026. Les prêteurs limitent les PPA aux acheteurs de qualité investissement, restreignant l'accès aux PME et concentrant les transactions parmi les entreprises orientées à l'exportation.

Les prosommateurs résidentiels ajoutent déjà un volume significatif : les systèmes ont une puissance moyenne de 13 kW et injectent le surplus dans les réseaux de distribution selon des modalités de comptage net annuel, augmentant la taille du marché de l'énergie en Roumanie pour la production distribuée. Le déploiement de compteurs intelligents débloque des tarifs en fonction de l'heure d'utilisation et une rémunération prospective des centrales virtuelles (VPP), bien que des arriérés de règlement frustrent les primo-adoptants. Les services publics répondent en proposant des structures tarifaires qui récompensent l'autoconsommation l'après-midi pour soulager le réseau.

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Analyse géographique

La Dobroudja accueille les plus grands parcs éoliens et ancrera vraisemblablement les premiers projets offshore roumains, donnant à la région un levier à la fois terrestre et maritime sur les futures additions d'énergies renouvelables. Les corridors de transport vers Bucarest sont en cours de modernisation, et le risque d'écrêtement persistant subsistera jusqu'à la mise en service des renforcements de lignes prévus pour 2027. L'irradiance élevée en Olténie propulse l'activité de développement solaire en terrain vierge, plus de 40 % des 2 GW photovoltaïques construits en 2024 étant situés dans cette région. Le retrait des actifs au lignite à Turceni et Rovinari libère une main-d'œuvre qualifiée et des nœuds de réseau idéalement adaptés aux reconversions en solaire couplé au stockage.

La Transylvanie combine des ressources éoliennes et solaires modérées avec une forte demande industrielle, en faisant un terrain fertile pour les PPA d'entreprise. Les lignes transfrontalières vers la Hongrie et la Serbie permettent aux exportateurs d'arbitrer les écarts de prix au comptant, améliorant la bancabilité des projets. Le Banat bénéficie du nouveau raccordement à 400 kV avec la Serbie, qui a réduit les coûts de redispatching pour les parcs éoliens lors des événements de congestion hivernal de 2024.

Bucarest et Ilfov représentent environ un cinquième de la consommation nationale. Sans production locale, la capitale dépend de l'hydroélectricité continentale, du vent de Dobroudja et des importations de production de base. Le déploiement de compteurs intelligents améliore la visibilité de la charge de pointe et soutient des projets pilotes de gestion de la demande qui lissent les rampes du soir. Les travaux de synchronisation en cours avec l'Ukraine et la Moldova positionnent la Roumanie comme un hub de transit continental, améliorant les options de revenus marchands pour les producteurs aux prises avec des plafonds de prix nationaux.