In breve
- Il Governo ha approvato l’elenco dei tre perimetri del Mar Nero che possono essere dati in concessione per i parchi eolici in mare aperto. È il passo senza il quale le gare non possono partire.
- Le tre zone sommano 948 km² e una capacità stimata di 3.100 MW, cioè 3,1 gigawatt, oltre l’obiettivo di 3 GW che la Strategia energetica 2025-2035 aveva fissato per il 2035.
- I perimetri sono definiti da coordinate esatte, nel sistema WGS84, e l’allegato indica per ciascuno quali vincoli esistono: rotte di navigazione, zone militari, infrastrutture di petrolio e gas, uccelli migratori, habitat protetti.
Pubblicato: Gazzetta Ufficiale della Romania (Monitorul Oficial) n. 716 del 27 agosto 2026
Entrata in vigore: 27 agosto 2026
Dal 27 agosto 2026 la Romania sa, alla precisione della coordinata geografica, dove esattamente si possono costruire i primi parchi eolici del Mar Nero. La Decisione del Governo n. 664/2026, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale della Romania n. 716 del 27 agosto 2026, approva l’elenco dei perimetri eolici offshore che possono essere dati in concessione nel settore romeno del mare. È l’atto che trasforma una legge del 2024 in una mappa e arriva due giorni dopo il piano di misure per le catene di approvvigionamento del settore.
L’atto ha un solo articolo. Approva l’allegato e precisa che i perimetri sono definiti da coordinate geodetiche nel sistema di riferimento WGS84, cioè lo stesso sistema che usa qualunque GPS. Il fondamento è l’articolo 7, commi (1) e (3), della legge n. 121/2024 sull’energia eolica offshore.
L’allegato è la parte che conta. Descrive tre perimetri di concessione offshore, ciascuno con il contorno dato per punti, con la superficie, la capacità stimata, la densità nominale di potenza, la velocità media del vento a 150 metri di altezza, l’intervallo di profondità dell’acqua e il costo livellato dell’energia, espresso in rapporto al più economico dei tre.
Le cifre, così come compaiono nella tabella: il perimetro 1 ha 631 km², una capacità stimata di 1.900 MW, densità di 3 MW/km², vento di 7,8 m/s e profondità comprese tra 63 e 75 metri. Il perimetro 2 ha 149 km², 600 MW, densità di 4 MW/km², vento di 7,9 m/s e profondità tra 55 e 67 metri. Il perimetro 3 ha 168 km², sempre 600 MW, densità di 3,6 MW/km², vento di 7,7 m/s e profondità tra 65 e 75 metri. Tutti e tre sono pensati per turbine con fondazioni fisse, non galleggianti.
Il costo livellato dell’energia, cioè il prezzo al quale andrebbe venduto un megawattora perché l’investimento si ripaghi lungo la vita del parco, è il più basso nel perimetro 1, preso come riferimento a 100%. Il perimetro 2 risulta più caro del 2,1%, il perimetro 3 del 10,5%. La differenza viene dal vento e dalla profondità: il perimetro 3 ha il vento più debole e l’acqua più profonda.
Quattro giorni dopo il Governo ha detto anche quanto costa: un canone dello 0,75% e tasse di 800 e 1.500 euro per chilometro quadrato.
Quattro giorni dopo sono arrivate le procedure: come si ottiene l’autorizzazione allo sviluppo e come si smantella, alla fine, un parco eolico.
Gli effetti che produce
Il permesso di esplorazione può essere chiesto soltanto dal concessionario di un perimetro simile, e la sua metodologia è uscita il 1° settembre 2026: 428 giorni dopo il termine scritto nella legge.
L’effetto immediato è che la procedura di concessione acquista un oggetto. La legge del 2024 ha costruito il meccanismo, ma una gara non si può organizzare su un mare intero, le serve un perimetro delimitato. Dal 27 agosto 2026 i tre perimetri di concessione offshore esistono come entità giuridiche, con il contorno chiuso da coordinate.
Il secondo effetto è che gli investitori possono confrontare. L’allegato non si limita a disegnare il contorno, ma pubblica per ogni zona i dati che normalmente uno sviluppatore si procurerebbe da solo, a proprie spese: la velocità del vento all’altezza del rotore, la profondità dell’acqua, la densità nominale di potenza e, soprattutto, il costo relativo. Un investitore vede già dalla prima tabella quale perimetro sia il più interessante sul piano economico e quanto perda se ne sceglie un altro.
Il terzo effetto è l’informazione sui rischi, e qui l’atto è insolitamente aperto. Per ogni perimetro l’allegato elenca i vincoli su tre livelli, biodiversità, sociale e tecnico, con la percentuale di superficie che coprono e con un punteggio di sensibilità. Il perimetro 1 ha uccelli migratori e pipistrelli sul 100% della superficie, habitat protetti sul 90% e pesci sul 70%. Il perimetro 2 ha pipistrelli e habitat protetti sul 100%, mammiferi marini sul 90%. Il perimetro 3 ha pipistrelli e mammiferi marini sul 100%.
L’allegato dice chiaramente che, con queste percentuali, evitare le zone sensibili non è più possibile all’interno del perimetro. Precisa però anche che la presenza di un simile elemento non significa incompatibilità con i parchi eolici, ma l’obbligo di una valutazione a livello di progetto e di misure di mitigazione.
Sul piano tecnico, tutti e tre i perimetri si sovrappongono quasi integralmente a infrastrutture di petrolio e gas: 95% nel perimetro 1, 100% negli altri due. Sono nominati i giacimenti che li condizionano: Istria e XV MIDIA per il primo, EX-25 LUCEAFARUL per il secondo, NEPTUN XIX 1 per il terzo. Compaiono anche zone militari sensibili, a est del perimetro 1 e a ovest del perimetro 2, oltre alla rotta Odessa-Bosforo, di cui l’allegato annota che ha attualmente densità ridotta.
Che cosa cambia rispetto a prima
Fino al 27 agosto 2026 l’eolico offshore romeno era una legge senza mappa. La legge n. 121/2024 aveva stabilito il quadro, le regole di concessione e le competenze, ma non diceva dove. In mancanza dei perimetri, né lo Stato poteva mettere qualcosa a gara, né un investitore poteva preparare un progetto, perché non aveva una superficie su cui appoggiarlo.
È cambiato anche il livello di dettaglio che lo Stato mette sul tavolo. L’allegato contiene i contorni completi, punto per punto: 15 vertici per il perimetro 1, 4 per il perimetro 2 e 12 per il perimetro 3, ciascuno con otto decimali. Le superfici calcolate a partire da queste coordinate sono 629, 148 e 168 km², contro i 631, 149 e 168 dichiarati nella tabella, quindi scarti inferiori a mezzo punto percentuale, spiegabili con la proiezione. I contorni pubblicati e le superfici dichiarate descrivono le stesse zone.
La terza cosa cambiata riguarda l’ambizione. La Strategia energetica della Romania 2025-2035 aveva fissato 3 GW installati entro il 2035. I tre perimetri sommano 3,1 GW, quindi l’elenco copre l’obiettivo con un margine minimo. Non è un ampliamento del traguardo, ma esattamente quanto serve perché possa essere raggiunto, se tutti e tre vengono dati in concessione e costruiti.
Vantaggi e svantaggi
Che cosa migliora
- Sblocca la procedura: senza perimetri delimitati, le gare previste dalla legge n. 121/2024 non potevano partire.
- Trasparenza rara per un atto romeno: lo Stato pubblica i dati di vento, profondità e costo relativo che uno sviluppatore avrebbe pagato come studio.
- I vincoli sono dichiarati prima, non scoperti in fase di autorizzazione, il che accorcia la strada verso una decisione di investimento.
- I contorni sono verificabili da chiunque, essendo dati per coordinate e non per descrizioni.
- La capacità complessiva copre l’obiettivo della strategia energetica, quindi l’elenco è coerente con la politica dichiarata.
- Tutte e tre le zone sono scelte per fondazioni fisse, tecnologia matura, non per soluzioni galleggianti ancora costose.
Che cosa resta un problema
- La decisione approva l’elenco, ma non dice quando parte la prima gara né in quale ordine i perimetri vengono messi sul mercato.
- La sovrapposizione quasi totale con i perimetri di petrolio e gas è segnalata, ma non risolta: chi abbia la precedenza resta materia di trattativa.
- Il margine sopra l’obiettivo di 3 GW è di soli 100 MW, quindi se un perimetro non viene dato in concessione l’obiettivo della strategia non è più raggiungibile con questo elenco.
- La tabella passa ai separatori inglesi mentre il testo che le sta sopra resta su quelli romeni, che sono anche i nostri: scrive «1,900» per i 1.900 MW e «7.8» per i 7,8 m/s, dopo aver scritto «3,1 GW». Letto all’italiana, «1,900» vale 1,9, cioè mille volte meno.
- Non è previsto alcun termine per le valutazioni ambientali a livello di progetto che l’allegato annuncia come necessarie.
- La connessione alla rete, che decide se un parco da 1.900 MW possa essere assorbito dal sistema, non compare affatto nell’atto.
Consigli pratici
- Se state preparando un progetto, leggete prima la colonna del costo relativo, non quella della capacità. La differenza del 10,5% tra il perimetro 1 e il perimetro 3 si traduce direttamente nel prezzo richiesto in gara.
- Verificate le coordinate nel vostro sistema GIS prima di qualunque stima. Sono date in WGS84, con otto decimali, quindi si possono importare direttamente.
- Guardate le percentuali di copertura, non solo l’elenco degli elementi di biodiversità. Un elemento presente sul 10% si può evitare con la disposizione delle turbine, uno presente sul 100% no.
- Per i perimetri 2 e 3, mettete in conto fin dall’inizio la discussione con i titolari di petrolio e gas: la sovrapposizione è del 100% e i giacimenti sono nominati nell’allegato.
- I pescatori e gli operatori di acquacoltura della zona hanno motivo di guardarci adesso, non in fase di autorizzazione: acquacoltura e pesca compaiono con sensibilità moderata sull’85% del perimetro 1 e sul 100% del perimetro 2.
- Se seguite il tema dal punto di vista del costo per il consumatore, tenete presente che la profondità e il vento spiegano la differenza di prezzo tra le zone meglio della superficie.
Domande frequenti
Significa che nel Mar Nero si costruiranno parchi eolici?
Quanta energia produrrebbero?
Dove si trovano i tre perimetri?
Che cosa significa LCOE relativo?
Perché alcuni perimetri sono più cari di altri?
Che cosa succede alle zone protette e agli uccelli?
Si sovrappongono alle zone di petrolio e gas?
Che tipo di turbine si possono installare?
Analisi della redazione
È, sul piano tecnico, uno degli atti meglio fatti degli ultimi tempi. Non si limita a disegnare tre poligoni, ma pubblica i motivi per cui hanno esattamente quella forma: dove si fermano per la rotta Odessa-Bosforo, dove per una zona militare sensibile, dove per la profondità oltre i 75 metri, soglia oltre la quale la fondazione fissa diventa antieconomica. Le superfici calcolate dalle coordinate pubblicate si chiudono con scarti inferiori a mezzo punto percentuale, mentre le densità dichiarate si verificano dividendo la capacità per la superficie. Un atto che regge alla verifica aritmetica è una rarità.
L’apertura ha anche una funzione pratica, non soltanto civica. Pubblicando il vento a 150 metri, le profondità e il costo relativo, lo Stato sposta sulle proprie spalle una parte dello studio di prefattibilità che gravava su quelle degli investitori, il che in teoria dovrebbe vedersi in prezzi più bassi in gara, perché il rischio dell’ignoto diminuisce.
Quel che manca riguarda il passo successivo. L’atto dice dove, ma non dice quando né in quale ordine. Il margine sopra l’obiettivo della strategia energetica è di soli 100 MW su 3.100, quindi l’intera politica dichiarata dipende dalla concessione di tutti e tre i perimetri; se uno salta, l’obiettivo dei 3 GW non è più raggiungibile con questo elenco, e l’atto non prevede nemmeno il meccanismo con cui se ne aggiungerebbe un quarto. E la sovrapposizione del 95% e del 100% con i perimetri di petrolio e gas è segnalata onestamente, ma lasciata irrisolta: chi ceda, a quali condizioni e con quali compensazioni non è scritto da nessuna parte.
Che cosa andrebbe cambiato
- Un calendario delle gare, anche solo indicativo. Una data obiettivo per il primo perimetro permetterebbe agli sviluppatori di programmare gli studi e gli ordini di turbine, che si fanno con anni di anticipo.
- Una regola di coesistenza con i titolari di petrolio e gas. I giacimenti sono nominati nell’allegato, quindi i casi sono noti, manca solo la norma che dice come si divide lo spazio.
- Un meccanismo di integrazione dell’elenco. Con un margine di 100 MW sopra l’obiettivo, l’atto dovrebbe prevedere come si aggiunge un perimetro se uno dei tre non viene dato in concessione.
- Una convenzione unica per la scrittura delle cifre. Nello stesso allegato il testo scrive «3,1 GW» con la virgola decimale, quella del romeno come dell’italiano, mentre la tabella scrive «1,900» MW e «7.8» m/s all’inglese. Un lettore italiano che applica la propria convenzione legge 1,9 dove l’allegato intende 1.900, cioè mille volte di più. Il senso si ricostruisce dal contesto, ma in un atto destinato a essere citato nei capitolati di gara la convenzione dovrebbe essere una sola.
- Un cenno alla connessione alla rete. Un parco da 1.900 MW non vale nulla senza la capacità di immettere in rete, l’atto guadagnerebbe se rinviasse almeno al piano di sviluppo della rete di trasmissione.
- Termini per le valutazioni ambientali annunciate. L’allegato dice che sono necessarie valutazioni a livello di progetto, ma non dice in quale fase della procedura si facciano e chi le sostenga.
Testo originale dell’atto normativo
Il testo che segue è riprodotto in rumeno, la forma ufficiale di pubblicazione.
Il testo integrale, nella forma pubblicata nella Gazzetta Ufficiale della Romania
Gazzetta Ufficiale della Romania n. 716 del 27 agosto 2026 16 pagine PDF, 115 KB l'atto inizia a pagina 12
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Questo articolo ha carattere puramente informativo e non costituisce consulenza legale. Per situazioni specifiche, consultare un avvocato o un consulente fiscale autorizzato.