ÉNERGIE ÉOLIENNE EN MER : LA ROUMANIE DÉLIMITE LES TROIS PREMIERS PÉRIMÈTRES ET FIXE LES RÈGLES D’ATTRIBUTION DES CONCESSIONS

Plus de deux ans après l’adoption de la loi n° 121/2024 relative à l’énergie éolienne en mer, la Roumanie franchit une nouvelle étape vers le développement des premiers projets en mer Noire. Le gouvernement a délimité trois zones susceptibles d’être concédées, représentant une puissance installée totale estimée à 3,1 GW. Il a également fixé les règles applicables aux procédures de mise en concurrence, aux contrats de concession, aux garanties financières, aux redevances et à la réception des travaux.

Ce nouveau cadre résulte des décisions du gouvernement n° 664/2026, n° 687/2026 et n° 688/2026, publiées au Journal officiel à la fin du mois d’août 2026. Ces textes complètent le cadre général instauré par la loi n° 121/2024, présenté dans notre précédent article - La Roumanie adopte une loi pour promouvoir l’énergie éolienne offshore.

Trois zones représentant une puissance installée totale estimée à 3,1 GW

Les trois zones sont délimitées par des coordonnées géodésiques selon le système de référence WGS84. Elles sont considérées comme adaptées à des projets éoliens en mer reposant sur des fondations fixes :

Cette puissance cumulée correspond à l’objectif de la Roumanie d’installer 3 GW d’éolien en mer d’ici à 2035, inscrit dans sa stratégie énergétique 2025–2035.

La délimitation des zones s’est appuyée sur l’analyse de la vitesse moyenne du vent, de la profondeur de l’eau et du coût actualisé de l’énergie. Les contraintes liées à la navigation, aux zones militaires, à la biodiversité, à la pêche, au patrimoine subaquatique ainsi qu’aux infrastructures pétrolières et gazières ont également été prises en compte.

Certaines zones chevauchent les périmètres pétroliers Istria, Midia, Luceafărul et Neptun XIX 1. Ces chevauchements ne font pas automatiquement obstacle au développement de projets éoliens. Ils devront toutefois être évalués au cas par cas et pourraient entraîner une réduction de la superficie exploitée, un changement d’implantation, une adaptation de la configuration technique ou l’adoption de mesures d’atténuation des risques. 

Les concessions seront attribuées à l’issue de procédures de mise en concurrence

Le ministère de l’Énergie organisera les procédures d’attribution des concessions et approuvera le dossier de consultation propre à chacune d’elles. L’avis de mise en concurrence devra être publié au moins trois mois avant la date limite de dépôt des offres. 

La procédure comportera six étapes : la publication du dossier de consultation, les demandes de clarification, le dépôt des offres, leur évaluation, l’attribution de la concession et la signature du contrat. Les délais précis seront fixés séparément pour chaque procédure. 

Les candidats devront démontrer qu’ils satisfont aux exigences de capacité technique, professionnelle, économique et financière. Ils pourront participer seuls, en groupement, au sein d’un consortium ou par l’intermédiaire d’une société de projet (SPV). Leur participation devra également respecter les règles applicables au contrôle des investissements directs étrangers. 

Durée de la concession et calendrier du projet

Le contrat de concession pourra être conclu pour une durée maximale de 30 ans, avec une seule prolongation possible de dix ans au plus. Cette durée couvre l’exploration, le développement, la construction et l’exploitation commerciale de la centrale, ainsi que le démantèlement des installations. La phase d’exploration ne peut excéder deux ans, mais peut être prolongée, sur justification, de six mois au maximum. 

Le contrat fixera des étapes clés et des délais impératifs pour l’achèvement de l’exploration, l’obtention de l’approbation du développement et des autres autorisations, la prise de la décision finale d’investissement et le démarrage des travaux. Ceux-ci devront commencer au plus tard douze mois après l’obtention de l’approbation du développement. Si le projet bénéficie d’un mécanisme de soutien, la centrale devra être mise en service dans un délai maximal de huit ans à compter de la signature du contrat de concession. Le non-respect de ces étapes pourra entraîner l’application de pénalités, l’appel des garanties et, en dernier ressort, la résiliation du contrat. 

Des garanties financières pour les investisseurs

La participation à la procédure et l’exécution du contrat sont subordonnées à la constitution de garanties calculées en fonction de la puissance du projet. La garantie de soumission s’élève à 10 000 euros/MW et la garantie de bonne exécution à 25 000 euros/MW. Cette dernière devra être constituée dans les 60 jours suivant la signature du contrat. Pour un projet de 600 MW, ces montants atteignent respectivement 6 millions d’euros et 15 millions d’euros. 

Avant la mise en exploitation commerciale, le concessionnaire devra également constituer une garantie couvrant l’intégralité du coût estimé du démantèlement. Il devra, par ailleurs, maintenir pendant toute la durée du contrat une garantie égale à 100 % des coûts estimés de réparation des éventuels dommages environnementaux.

Le montant et la structure des garanties pourront être ajustés au fur et à mesure de l’avancement du projet, en fonction des obligations remplies et de sa phase de développement. Les conditions précises seront définies dans le dossier de consultation et le contrat de concession. 

Redevance et taxes applicables

À compter du début de l’exploitation commerciale, le concessionnaire devra verser à l’État une redevance annuelle égale à 0,75 % des recettes tirées de l’exploitation de la centrale et de la vente de l’électricité produite. 

Outre cette redevance, le concessionnaire devra acquitter deux taxes calculées en fonction de la superficie utilisée :

• 800 euros/km²/an pendant la phase de développement, pour la superficie sur laquelle les travaux de construction sont réalisés ;
• 1 500 euros/km²/an pendant la phase d’exploitation, pour la superficie occupée par les ouvrages et les installations, y compris, le cas échéant, par les câbles électriques sous-marins situés hors du périmètre concédé.

Pour les projets développés en plusieurs phases, les taxes et la redevance seront calculées séparément pour chaque phase. La première et la dernière année, les taxes seront calculées au prorata de leur période d’application effective. Les montants unitaires seront indexés chaque année, à partir de la deuxième année, sur l’indice des prix à la consommation harmonisé de la zone euro publié par Eurostat pour l’année précédente. Les sommes seront fixées en euros, mais payées en RON.

La redevance et les taxes constituent des créances fiscales. Elles devront être déclarées et acquittées chaque année au plus tard le 30 mars de l’année suivante. Les dispositions financières entrent en vigueur 30 jours après la publication de la décision du gouvernement n° 688/2026, soit normalement le 30 septembre 2026.

La décision du gouvernement n° 688/2026 n’instaure toutefois aucun mécanisme de soutien aux projets éoliens en mer. Un tel dispositif devra être approuvé séparément par décision du gouvernement, dans le respect des règles européennes relatives aux aides d’État.

Réception des travaux

La décision du gouvernement n° 687/2026 régit la réception des installations en mer et des ouvrages réalisés à terre jusqu’au point de raccordement au réseau de transport d’électricité. La réception peut porter sur l’ensemble du projet ou uniquement sur une section, une phase, un tronçon ou une catégorie de travaux. Une réception partielle est possible si la partie concernée est clairement délimitée et peut être utilisée ou mise en service en toute sécurité.

Le concessionnaire engage la procédure en déposant une demande accompagnée du dossier de réception. Si le dossier est incomplet, l’autorité doit signaler les pièces ou informations manquantes dans un délai maximal de dix jours ouvrables. Le concessionnaire dispose, en principe, de vingt jours ouvrables pour fournir les compléments demandés. Une fois le dossier déclaré complet, l’autorité dispose d’un délai maximal de vingt jours ouvrables pour évaluer la conformité des travaux.

À l’issue de l’évaluation et de l’inspection, la commission peut prononcer la réception, la prononcer sous réserve de mesures correctives, suspendre la procédure ou refuser la réception. Les mesures correctives doivent, en règle générale, être mises en œuvre dans un délai maximal de trente jours ouvrables. La commission vérifie leur exécution dans les dix jours ouvrables suivant la réception des justificatifs.

Cette procédure particulière ne remplace pas la réception des travaux réalisés à terre conformément à la législation relative à la construction. Elle ne se substitue pas non plus aux procédures de raccordement, de mise sous tension, d’autorisation et de délivrance des licences nécessaires au démarrage de la production d’électricité.

Le lancement des appels d’offres reste l’étape décisive

Avec l’adoption de ces dernières décisions gouvernementales, la Roumanie a défini une partie essentielle du cadre nécessaire au développement de projets éoliens en mer : les périmètres disponibles, les règles d’attribution des concessions, les obligations financières et la procédure de réception des travaux.

Le lancement effectif des appels d’offres relève toutefois encore de la décision du ministère de l’Énergie. Dès la préparation de leur offre, les investisseurs devront intégrer à l’évaluation des projets les coûts de raccordement, les garanties financières, le calendrier des autorisations, les obligations environnementales ainsi que les contraintes liées aux activités pétrolières, maritimes et militaires présentes dans chaque périmètre.