L’essentiel
- Le Gouvernement a fixé ce que paie à l’État celui qui construit des parcs éoliens en mer Noire : une redevance de 0,75 % des revenus tirés de l’exploitation commerciale, plus deux taxes de surface.
- Les taxes s’élèvent à 800 euros par kilomètre carré et par an pendant la phase de développement, celle où l’on construit, et à 1 500 euros par kilomètre carré et par an pendant la phase d’exploitation, indexées chaque année sur l’inflation de la zone euro.
- Pendant la phase d’exploration, rien n’est dû : la première obligation de paiement n’apparaît qu’à l’autorisation de développement, et la redevance, qui apporte l’essentiel de l’argent, ne court qu’à partir du moment où le parc vend de l’électricité.
Publié : Journal officiel de la Roumanie (Monitorul Oficial) n° 731 et n° 731 bis du 31 août 2026
Entrée en vigueur : 31 août 2026, la redevance et les taxes à partir du 30 septembre 2026
Quatre jours après avoir porté sur la carte les trois périmètres éoliens de la mer Noire, le Gouvernement a dit aussi combien cela coûte. La décision du Gouvernement n° 688/2026, publiée au Journal officiel de la Roumanie n° 731 du 31 août 2026, avec les règles spécifiques dans l’édition n° 731 bis du même jour, approuve les règles selon lesquelles le ministère de l’Énergie mettra les périmètres aux enchères et fixe la redevance et les taxes dues à l’État. Elle vient immédiatement après la décision par laquelle les trois périmètres ouverts à la concession, 948 km² et 3 100 MW, ont reçu des coordonnées exactes.
Les deux actes se lisent ensemble. Le premier dit où l’on peut construire, le second comment on y arrive et ce que l’on paie. Sans eux, la loi n° 121/2024 sur l’énergie éolienne offshore restait un cadre sans application : ni l’État ne pouvait organiser un appel d’offres, ni un investisseur ne pouvait chiffrer un projet, puisqu’il ne connaissait ni la superficie ni le coût de la concession.
La structure des obligations financières comporte trois étages, liés aux phases du projet. Pendant la phase d’exploration, comprise entre l’entrée en vigueur du contrat de concession et l’obtention de l’autorisation de développement, le concessionnaire ne doit ni redevance ni taxe de surface. Pendant la phase de développement, c’est-à-dire de l’autorisation de développement jusqu’à la mise en service commerciale, la taxe de 800 euros par kilomètre carré et par an est due, calculée sur la surface où des travaux sont effectivement exécutés. Pendant la phase d’exploitation, les deux changent : la taxe monte à 1 500 euros par kilomètre carré et par an, calculée sur la surface construite et sur celle occupée par les câbles sous-marins de raccordement, et par-dessus vient s’ajouter la redevance de 0,75 % des revenus.
Les règles de fonctionnement ont paru le même jour : l’autorisation de développement, celle de démantèlement, la sécurité opérationnelle et la réception des travaux.
Les effets concrets
Le premier effet est qu’un investisseur peut désormais mettre des chiffres dans un plan d’affaires. Jusqu’au 31 août, le coût de la concession était une inconnue ; il a maintenant trois composantes, toutes exprimées par des formules fermées, et les valeurs unitaires sont écrites dans la méthodologie, non laissées au contrat.
Le deuxième effet est le calendrier des paiements. La redevance et les deux taxes sont des créances fiscales, elles se déclarent auprès de l’organe fiscal compétent et se paient chaque année, au plus tard le 30 mars de l’année suivant celle au titre de laquelle elles sont dues. Le contrat de concession peut ajouter des clauses sur la tenue des registres et sur la preuve du paiement, mais il ne peut pas fixer d’autres délais que ceux prévus par la loi.
Le troisième effet concerne l’indexation. Les valeurs de 800 et de 1 500 euros sont indexées chaque année, à partir de la deuxième année civile d’application, sur l’indice des prix à la consommation harmonisé de la zone euro publié par Eurostat. La taxe est établie en euros et payée en lei, au cours de la Banque nationale de Roumanie.
Le quatrième effet est une attente. Les règles n’approuvent pas le régime d’aide. L’art. 52 dit expressément que le régime prévu à l’art. 8 al. (2) à (4) de la loi n° 121/2024 est approuvé séparément, par une autre décision du Gouvernement, dans le respect des règles en matière d’aides d’État. Autrement dit, la partie qui dit combien l’État paie au producteur n’existe pas encore, alors que la partie qui dit combien le producteur paie à l’État est parue.
Le cinquième effet est le suivi. Le concessionnaire transmet au ministère de l’Énergie des rapports trimestriels pendant la phase d’exploration et pendant celle de développement, et un rapport annuel pendant l’exploitation, jusqu’au 31 mars. Le ministère peut procéder à des vérifications sur place, annoncées à l’avance, le concessionnaire ayant le droit de formuler des objections. Jusqu’où l’État peut déplacer le prix d’une concession déjà signée a été tranché en septembre 2026, quand la Cour a admis qu’une redevance minière peut être relevée pour des licences déjà en cours.
Ce qui change par rapport à la situation antérieure
La loi n° 121/2024 avait établi qu’une redevance était due pour l’exploitation commerciale, ainsi que deux taxes liées à la surface, mais elle avait laissé leur montant au Gouvernement. C’est cette décision qui comble le vide, et la différence pratique se situe entre un cadre que personne ne pouvait évaluer et un cadre où chaque kilomètre carré a un prix.
La manière d’organiser les appels d’offres change elle aussi. Les procédures sont lancées pour les périmètres de la liste approuvée par la décision du Gouvernement n° 664/2026, et le moment du lancement de chacune d’elles est décidé par le ministère de l’Énergie, selon quatre critères écrits dans les règles : la disponibilité des périmètres approuvés, la capacité de raccordement au réseau, les objectifs nationaux en matière d’énergies renouvelables et les conditions techniques et économiques applicables. Aucun d’eux n’est assorti d’un délai.
Une partie de la décision ne produit pas d’effets dès la publication. L’art. 4 reporte de 30 jours l’entrée en vigueur des art. 47 à 51 des règles et de l’annexe contenant la méthodologie, c’est-à-dire précisément des articles qui fixent la redevance, les taxes et leur mode de calcul. Ils s’appliquent à partir du 30 septembre 2026. Le reste des règles, y compris la procédure de concession, s’applique à partir du 31 août 2026.
Un régime explicite apparaît aussi pour les projets réalisés par phases. Chaque phase a son propre moment de passage de la taxe de développement à celle d’exploitation, et la redevance est due pour les revenus de chaque phase mise en service, non pour l’ensemble du parc.
Avantages et inconvénients
Ce que cela améliore
- Le coût de la concession est quantifiable à l’avance : un taux en pourcentage et deux valeurs unitaires, tous écrits dans l’acte, non négociés dans le contrat.
- La phase d’exploration reste exempte de taxes, ce qui réduit le risque de l’investisseur précisément au stade où l’on ne sait pas encore si le projet se fera.
- La taxe de la phase d’exploitation se calcule sur la surface effectivement construite, non sur l’ensemble du périmètre concédé, elle ne pénalise donc pas l’espace resté libre entre les turbines.
- L’indexation sur l’indice harmonisé de la zone euro protège la valeur réelle des recettes de l’État sur une concession qui dure des décennies.
- Les projets par phases ont leurs propres règles : un parc mis en service morceau par morceau ne paie pas la taxe d’exploitation pour ce qui ne produit pas encore.
Ce qui reste problématique
- Le régime d’aide, c’est-à-dire la partie qui décide si les projets sont bancables, n’est pas approuvé et n’a aucun délai.
- Le moment du lancement de chaque appel d’offres reste à la discrétion du ministère de l’Énergie, sans aucun délai et sans obligation d’annoncer un calendrier.
- Le montant des garanties financières, y compris celle qui couvre les dommages environnementaux, n’est pas fixé dans l’acte mais laissé à la documentation d’attribution.
- Les articles qui fixent les taxes et celui qui impose le contrat type renvoient à des annexes numérotées qui n’existent pas dans l’acte.
- La date du cours de change utilisé pour convertir les taxes d’euros en lei est écrite entre crochets, comme un marqueur de rédaction resté dans le texte.
Conseils pratiques
- Si vous préparez un projet offshore, calculez séparément les trois obligations. La taxe de développement s’applique à la surface sur laquelle des travaux sont exécutés conformément à l’autorisation de développement, non à l’ensemble du périmètre concédé.
- Retenez que la surface de la phase d’exploitation inclut aussi la zone occupée par les câbles électriques sous-marins de liaison avec les points de raccordement, même si ceux-ci se trouvent en dehors du périmètre concédé.
- Budgétez l’indexation. Les valeurs de 800 et de 1 500 euros augmentent chaque année, à partir de la deuxième année d’application, selon l’indice des prix à la consommation harmonisé de la zone euro publié par Eurostat pour l’année précédente.
- Notez le 30 mars comme échéance annuelle de déclaration et de paiement, pour l’année précédente. C’est un délai légal, que le contrat de concession ne peut pas modifier.
- Ne bâtissez pas votre plan financier sur le régime d’aide. Il n’est pas approuvé, et les règles disent expressément qu’elles ne l’instituent pas.
- Conservez des registres complets des éléments qui servent de base au calcul. Le ministère de l’Énergie peut les demander à tout moment, et les organes fiscaux ont leurs propres compétences de vérification, distinctes de celles du ministère.
- Si le projet est réalisé par phases, demandez que chaque phase soit clairement définie dans le contrat de concession. C’est de là que découle la date de mise en service commerciale, celle qui fait passer la taxe de 800 à 1 500 euros par kilomètre carré.
Questions fréquentes
Combien un parc éolien de la mer Noire paie-t-il à l’État ?
Quand le premier paiement commence-t-il à courir ?
Sur quelle surface les taxes sont-elles calculées ?
Quand se paient-elles ?
Quand les appels d’offres peuvent-ils commencer ?
Existe-t-il un régime d’aide pour les producteurs ?
Quelles garanties faut-il constituer ?
Que se passe-t-il une fois la vie commerciale du parc terminée ?
Erreurs et incohérences dans le texte publié
- Les règles spécifiques renvoient cinq fois à une « anexa nr. 3 » (annexe n° 3) qui n’existe pas. L’art. 41 exige que la garantie de bonne exécution et celle pour la réparation des dommages causés à l’environnement soient constituées « în tipul, cuantumul și condițiile prevăzute în prezentul articol și în anexa nr. 3 » (selon le type, le montant et les conditions prévus au présent article et à l’annexe n° 3) ; l’art. 48 fixe la taxe de la phase de développement « în cuantumul și condițiile prevăzute în anexa nr. 3 » (selon le montant et les conditions prévus à l’annexe n° 3) ; l’art. 49 dit que « cuantumul și modul de determinare sunt prevăzute în anexa nr. 3 » (le montant et le mode de détermination sont prévus à l’annexe n° 3) ; l’art. 50 que « modul de calcul și de determinare a bazei de calcul se detaliază prin anexa nr. 3 » (le mode de calcul et de détermination de la base de calcul est détaillé par l’annexe n° 3) ; et l’art. 55 lettre d) impose au concessionnaire « raportările privind elementele care stau la baza determinării redevenței și taxelor, potrivit anexei nr. 3 » (les déclarations relatives aux éléments servant de base à la détermination de la redevance et des taxes, conformément à l’annexe n° 3). Or les règles ne comportent qu’une seule annexe, la Méthodologie, et l’art. 58 des règles ainsi que l’art. 1 al. (2) de la décision l’appellent simplement « anexa » (l’annexe). Le même problème apparaît, plus grave, à l’art. 24 des règles : le contrat de concession est conclu « pe baza contractului-model prevăzut în anexa nr. 1 » (sur la base du contrat type prévu à l’annexe n° 1), et l’annexe n° 1 n’existe pas non plus. Il en résulte que les taxes n’ont nulle part où être lues et que le contrat n’a aucun modèle sur lequel être signé, alors même que les art. 47 à 51 entrent en vigueur séparément, 30 jours après la publication.
- La date du cours de change est écrite entre crochets, comme un marqueur de rédaction non finalisé. L’art. 22 al. (3) et l’art. 27 al. (3) de la méthodologie prévoient, en termes identiques, que la valeur de la taxe « se stabilește în euro și se achită în moneda națională, la cursul de schimb al Băncii Naționale a României valabil la data de [31 decembrie] a anului calendaristic pentru care se datorează taxa » (est établie en euros et payée en monnaie nationale, au cours de change de la Banque nationale de Roumanie en vigueur à la date du [31 decembrie], le 31 décembre, de l’année civile au titre de laquelle la taxe est due). Les crochets ne sont pas un signe de ponctuation employé dans le texte normatif roumain pour délimiter une date ; dans la pratique rédactionnelle, ils marquent un élément encore indécis. Comme les taxes sont des créances fiscales exigibles le 30 mars de l’année suivante et que le cours leu-euro varie, le contribuable ne peut pas établir avec certitude quel cours appliquer, et l’organe fiscal ne peut pas vérifier une conversion par rapport à une date laissée en suspens.
- Le « premiul de concesiune », la prime de concession, figure dans la liste des obligations financières et n’apparaît nulle part ailleurs. L’art. 6 al. (2) lettre e) de la méthodologie l’énumère parmi les obligations financières applicables aux concessions, aux côtés de la redevance, des deux taxes et des garanties. À la différence de celles-ci, qui ont chacune leur propre chapitre, la prime de concession n’est pas définie à l’art. 4, n’a pas d’article de calcul, n’a pas de montant et n’est plus mentionnée dans le reste de la méthodologie ni dans les règles. On ne peut établir ni si elle est due, ni qui la doit, ni combien elle représente.
Analyse de la rédaction
L’acte résout le problème qui bloquait en pratique l’énergie éolienne offshore en Roumanie : l’absence de prix. Depuis 2024 il existe une loi, depuis le 27 août 2026 il existe une carte, et depuis le 31 août il existe aussi une facture. C’est le bon ordre, et la vitesse à laquelle les deux derniers actes se sont succédé, quatre jours, montre que le ministère de l’Énergie travaille sur un paquet, non sur des actes isolés.
L’arithmétique montre toutefois d’où vient réellement l’argent de l’État. Les trois périmètres de la décision du Gouvernement n° 664/2026 totalisent 948 km². S’ils se trouvaient tous simultanément en phase de développement et si les travaux couvraient toute la surface, la taxe rapporterait 758 400 euros par an ; en phase d’exploitation, toujours sur la totalité de la surface, le plafond théorique serait de 1 422 000 euros. En réalité, la taxe se calcule sur la surface où des travaux sont effectivement exécutés, et en exploitation sur la surface construite, qui dans un parc éolien représente une petite fraction du périmètre, parce que les turbines sont distantes de plusieurs centaines de mètres les unes des autres. Autrement dit, les taxes de surface sont une somme symbolique rapportée à un projet de 3,1 gigawatts, et tout ce qui compte financièrement pour l’État est la redevance de 0,75 %. Elle ne commence à courir qu’à la première livraison commerciale, c’est-à-dire dans plusieurs années.
La deuxième chose qui ressort de la lecture croisée des articles est que l’acte place les obligations de l’investisseur avant celles de l’État. Ce que paie le concessionnaire est connu à la dernière décimale. Ce que paie l’État, par le régime d’aide de l’art. 8 de la loi n° 121/2024, n’est pas connu du tout, et l’art. 52 des règles se borne à dire que le régime est approuvé « distinct », c’est-à-dire à part. Pour un projet offshore, la décision finale d’investissement dépend précisément de ce régime, non d’une taxe de 1 500 euros par kilomètre carré. Publier les taxes sans le régime signifie que la partie prévisible de l’équation est celle qui ne décide rien.
La troisième observation tient à l’asymétrie des délais. Le concessionnaire a des délais fermes partout : rapports trimestriels, rapport annuel jusqu’au 31 mars, déclaration et paiement jusqu’au 30 mars, garanties maintenues valables pendant toute la durée. L’État n’en a aucun. Le ministère de l’Énergie fixe « momentul lansării fiecărei proceduri competitive » (le moment du lancement de chaque procédure concurrentielle) selon quatre critères, dont l’un, la capacité de raccordement au réseau, dépend d’un troisième acteur, le gestionnaire du réseau de transport, qui n’apparaît dans les règles avec aucune obligation de calendrier. Un investisseur peut savoir exactement combien il paiera, mais il ne peut pas savoir en quelle année il pourra soumissionner.
Ce qui devrait changer
- Une renumérotation correcte de l’annexe, avant le 30 septembre 2026. Trois des cinq renvois à « anexa nr. 3 » (annexe n° 3), ceux des art. 48, 49 et 50, concernent précisément les articles qui entrent en vigueur à cette date, et le renvoi à « anexa nr. 1 » (annexe n° 1) bloque la signature du contrat de concession dans la forme prévue par les règles. Un rectificatif publié d’ici là éviterait que la première application des taxes ne repose sur des textes qui renvoient dans le vide.
- Fixer la date du cours de change, sans crochets. Si l’intention est le 31 décembre de l’année de référence, le texte doit le dire simplement. Si l’intention était le cours à la date du paiement, de même. L’un ou l’autre vaut mieux qu’une date laissée en suspens dans un acte qui génère des créances fiscales.
- Un délai pour le régime d’aide. Sans lui, le paquet offshore reste à moitié fait : des règles complètes sur ce que l’État encaisse, rien sur ce qu’il garantit. Un délai, même de six mois, donnerait au marché un horizon pour la décision d’investissement.
- Un calendrier indicatif des appels d’offres, publié par le ministère de l’Énergie. Les quatre critères de l’art. 57 décrivent ce que le ministère met en balance, mais ne produisent aucune prévisibilité. Une liste des périmètres et du trimestre estimé de lancement, mise à jour périodiquement, coûterait une page et changerait la manière dont les soumissionnaires se préparent.
- Des seuils minimaux pour la garantie environnementale, écrits dans la méthodologie. Aujourd’hui, la garantie pour la réparation des dommages causés à l’environnement est fixée entièrement par la documentation d’attribution. Un seuil minimal rapporté à la puissance installée ou à la surface construite sortirait de la discussion commerciale précisément la composante qui protège un intérêt public, non un intérêt contractuel.
Texte original de l’acte normatif
Le texte ci-dessous est reproduit en roumain, la forme officielle de publication.
Le texte intégral, tel que publié au Journal officiel de la Roumanie
Journal officiel de la Roumanie n° 731 et n° 731 bis du 31 août 2026 8 pages PDF, 75 KB l'acte commence à la page 6
Ouvrir le PDF officielTélécharger le PDF
Les autres éditions citées : nr. 731 bis/2026
La visionneuse ne s'affiche pas sur les petits écrans. Utilisez les boutons ci-dessus pour ouvrir ou télécharger le fichier.
Cet article a un caractère purement informatif et ne constitue pas un conseil juridique. Pour des situations concrètes, consultez un avocat ou un conseiller fiscal agréé.