Analisi delle dimensioni e della quota del mercato dell'energia solare in Romania - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato dell'energia solare in Romania

Stimolo alle energie rinnovabili finanziato dall'UE (RRF)

Il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza della Romania stanzia 2.8 miliardi di euro per le energie rinnovabili, con ulteriori 400 milioni di euro provenienti dal Fondo di Modernizzazione dedicati all'energia solare ed eolica. I contratti coprono già 831 progetti fotovoltaici pubblici, per un totale di 296.76 MW, e sono supportati da 367.6 milioni di euro di sovvenzioni.^{(1)Newsweek Romania, “Fabrica de soare a României: 831 de proiecte…”, newsweek.ro}Questi programmi rimuovono le barriere legate ai costi di capitale, puntano a 3 GW di nuova capacità entro il 2026 e stimolano il coinvestimento privato che moltiplica la spesa pubblica. Le stime di spillover indicano che ogni euro pubblico attrae circa 1.1 euro di spesa privata (EIB.ORG). Il modello amplia inoltre le competenze degli installatori e la profondità della catena di fornitura, accelerando la successiva diffusione dell'energia solare commerciale e residenziale.

Premi di sostegno all'immissione in rete e certificati verdi

Il sistema di incentivi duali combina premi feed-in con certificati verdi negoziabili, offrendo flussi di reddito stabili che migliorano la bancabilità degli impianti fino a 400 kW. Le norme ANRE semplificate riducono i tempi di autorizzazione e i costi di transazione, consentendo ai piccoli impianti di monetizzare l'energia in eccesso beneficiando al contempo di tariffe premium. Sebbene l'Ordinanza di Emergenza 20/2025 elimini gli obblighi di certificazione per i principali acquirenti industriali, indirizza tali consumatori verso l'approvvigionamento solare diretto, preservando la domanda di nuovi impianti su tetto e a terra. L'approccio politico misto riduce gli spread di finanziamento rispetto alla piena esposizione dei commercianti.

Aumento della domanda di PPA aziendali

I PPA solari a lungo termine sono ora una copertura privilegiata per i produttori che si trovano ad affrontare prezzi all'ingrosso volatili. DRI-OMV Petrom ha firmato un contratto di fornitura fisica annuale da 100 GWh, il più grande accordo aziendale nel settore delle energie rinnovabili del Paese, stabilendo parametri di riferimento per la determinazione dei prezzi per accordi futuri.^{(2)Banca europea per gli investimenti, “Rapporto sugli investimenti 2023/2024”, eib.org Fonte: Green-Forum, “nextE”, green-forum.eu} I produttori di energia indipendenti stanno costruendo impianti espressamente sulla base di tali accordi, mentre l'Ordinanza di Emergenza 143/2021 ha revocato le restrizioni agli scambi bilaterali e semplificato le strutture di condivisione del rischio. La produzione fotovoltaica diurna coincide con i profili di carico industriali, rendendo i PPA solari più interessanti di quelli eolici per alcuni settori.

Calo del LCOE del solare fotovoltaico

I prezzi dei moduli sono diminuiti di circa il 60% tra il 2022 e il 2024, consentendo ai progetti rumeni di ottenere prezzi di esercizio CfD prossimi a 51 euro/MWh, già al di sotto dei benchmark dei combustibili fossili. Il settore manifatturiero nazionale sta emergendo grazie a un impianto da 1.5 GW all'anno, che riceve 32.92 milioni di euro di aiuti PNRR.^{(3)TaiyangNews, "Il governo sostiene la produzione di moduli solari da 1.5 GW...", taiyangnews.info} Minori spese in conto capitale, migliore efficienza dei moduli e debito più conveniente contribuiscono a mantenere il mercato rumeno dell'energia solare su un percorso di forte crescita, nonostante la scadenza degli incentivi.

Permessi di connessione alla rete lunghi

L'arretrato delle richieste di Transelectrica supera i 31.74 GW, allungando i tempi di approvazione oltre i 12 mesi e gonfiando i costi di gestione. L'allocazione della capacità pianificata tramite asta a partire dal 2026 potrebbe dare priorità agli asset pronti per l'uso, ma il potenziamento della rete rimane fondamentale, soprattutto nelle contee del sud-est, ricche di energia solare.^{(4)Profit.ro, “Panouri solare flottante…”, profit.ro}I ritardi comprimono le finestre CfD degli sviluppatori e aumentano il rischio di esecuzione.

Concorrenza del ripotenziamento dell'eolico terrestre

Le recenti aste CfD hanno visto offerte per l'eolico a 65 euro/MWh, rispetto ai 51 euro/MWh del solare, a supporto di 1.1 GW di ripotenziamento rispetto a 432 MW di nuovo fotovoltaico. I parchi eolici già esistenti dispongono di allacciamenti alla rete e di autorizzazioni più rapide, il che spinge gli sviluppatori a ricercare premi di ripotenziamento che potrebbero superare la concorrenza del solare greenfield su siti di prima qualità. Gli operatori solari rispondono con soluzioni ibride di fotovoltaico e accumulo che aumentano i fattori di capacità e i ricavi derivanti dai servizi di rete.

Analisi del segmento

Per tecnologia: il solare fotovoltaico domina grazie alla leadership di costo

Nel 2025, il solare fotovoltaico ha rappresentato l'intera quota di mercato dell'energia solare in Romania, evidenziando l'assenza di CSP a causa della modesta irradiazione solare diretta e della maggiore intensità di capitale. Si prevede che il mercato dell'energia solare fotovoltaica in Romania crescerà a un CAGR del 14.52% entro il 2031, trainato dagli incentivi sui tetti e dai CfD su scala industriale. Gli impianti a pannelli solari locali con una potenza annua totale di 1.779 GW sono idonei a beneficiare dei bonus di approvvigionamento previsti dal Net-Zero Industry Act, migliorando così la competitività del mercato interno.

Gli sviluppatori del mercato rumeno dell'energia solare stanno integrando sempre più sistemi di accumulo a batteria e sistemi di inseguimento per migliorare i fattori di capacità e garantire i ricavi derivanti dai servizi di rete. La localizzazione della produzione riduce i costi logistici e riduce i rischi delle catene di approvvigionamento nel contesto delle tensioni commerciali globali. Il CSP rimane in disparte a causa del costo totale della produzione (LCOE) antieconomico rispetto al fotovoltaico più l'accumulo.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per tipo di rete: aumento fuori rete causato dall'elettrificazione rurale

Gli impianti on-grid rappresentavano il 95.10% della capacità del 2025, una quota che si prevede rimarrà superiore al 90% fino al 2031, poiché le aste CfD favoriscono i progetti connessi alle utility. Le dimensioni del mercato rumeno dell'energia solare per i sistemi on-grid beneficiano di 56.2 milioni di euro stanziati per gli aggiornamenti della trasmissione. L'automazione distribuita e i contatori intelligenti aiutano le reti ad assorbire le crescenti immissioni diurne, riducendo la riduzione.

Si prevede che la capacità off-grid, sebbene modesta, crescerà a un CAGR del 20.80% fino al 2031, trainata dall'agrivoltaico e dai progetti pilota di microreti rurali. L'Ordinanza di Emergenza 134/2024 ha eliminato la doppia imposizione sulle batterie, consentendo pacchetti di energia solare e accumulo che sostituiscono i gruppi elettrogeni diesel per aziende agricole e torri per telecomunicazioni. Queste soluzioni sbloccano l'accesso all'energia e riducono i costi laddove l'estensione della rete risulta antieconomica.

Per utente finale: il segmento residenziale accelera grazie alla crescita dei prosumer

Nel 2025, i parchi su larga scala detenevano il 57.10% della quota di mercato dell'energia solare in Romania, favoriti dai contratti per contratti derivati ​​(CfD) e dalle economie di scala. Progetti come l'impianto di Rătești da 155 MW illustrano miglioramenti nella bancabilità dovuti a un prelievo prevedibile. Il segmento mantiene la leadership in termini di volumi, sebbene il suo tasso di crescita si moderi con l'espansione della base.

Gli impianti residenziali registrano il CAGR più rapido, pari al 18.55%, al 2031, grazie a finanziamenti destinati alle associazioni di proprietari di case che impongono impianti fotovoltaici ≥10 kWp più sistemi di accumulo dimensionati almeno al 50% della capacità dell'impianto. Anche il net-metering e la semplificazione delle licenze da 400 kW stimolano i tetti commerciali. I PPA aziendali supportano gli impianti C&I "behind-the-meter", riducendo i costi di rete e le passività per le emissioni di carbonio.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Analisi geografica

Le contee meridionali, come Costanza, Calarasi e Giurgiu, ospitano la maggior parte dei gasdotti di grandi dimensioni grazie alle 1,900-2,400 ore di sole all'anno e alla topografia pianeggiante, che ne facilita la costruzione. I progetti abbinano il fotovoltaico all'eolico e all'accumulo per ottimizzare l'utilizzo della rete. I distretti industriali occidentali privilegiano i sistemi C&I in loco che allineano la generazione ai carichi diurni, riducendo le bollette elettriche e le emissioni di Scope 2.

L'area metropolitana di Bucarest è leader nell'installazione sui tetti. Tariffe commerciali più elevate e incentivi comunali accelerano l'adozione di sistemi prosumer nei condomini, mentre l'ampia capacità di installazione riduce i cicli di progetto. La diffusione dei contatori intelligenti supporta una fatturazione granulare e tariffe flessibili.

Le zone settentrionali e montuose utilizzano il fotovoltaico distribuito per integrare le fonti di energia idroelettrica e da biomassa. I progetti pilota di impianti agrovoltaici in regioni orticole di alto valore proteggono la diversificazione dei ricavi in ​​un contesto di rischi climatici, garantendo che l'impiego dell'energia solare si estenda oltre i corridoi sud-orientali ricchi di risorse.