2025年，罗马尼亚可再生能源新增装机容量达到创纪录的3.2GW（其中光伏2.1GW、风电0.9GW、小水电0.2GW），使全国可再生能源总装机突破18GW——可再生能源发电量占全国总发电量的47%。中国投资者在这一波罗马尼亚"绿色能源潮"中扮演了关键角色：2025年罗马尼亚新增光伏装机中，中国光伏组件（晶科、隆基、天合光能、晶澳等）占据了约78%的市场份额；在电站开发端，中资企业全资或合资开发的光伏项目占新增装机的约11%（约230MW）。
然而，罗马尼亚可再生能源市场正经历"繁荣→监管收紧"的转折。2025年12月，罗马尼亚能源监管局（ANRE）发布了一系列新监管措施：取消了对2MW以上项目的"自动并网许可"机制、将5MW以上项目的环评要求从"简化环评"升级为"全面环评"、以及宣布2026年起对新建光伏+风电项目实施"竞争性CfD拍卖"取代原有的固定绿色证书制度。同时，老旧电网（罗马尼亚输电网络平均使用年限超过40年）导致的"弃电"现象（光伏电站在高峰时段被电网强制停机）已成为影响项目投资回报率的核心风险之一。
本文系统拆解罗马尼亚可再生能源的法律框架、项目开发全流程、投资架构选择以及当前市场的核心风险与防控策略。
一、罗马尼亚可再生能源法律框架
（一）核心法律体系
- 《第220/2008号法律》（Legea nr. 220/2008）——绿色证书促进制度的基本法律，历经2017年、2020年、2024年多次修订
- 《第123/2012号电力和天然气法》（Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012）——电力市场的框架法律
- 《第50/1991号建筑许可法》（Legea nr. 50/1991）——光伏/风电项目建设许可的基础法律
- 《第292/2018号环境影响评估法》（Legea nr. 292/2018）——项目的环评和SEA要求
- ANRE法令和命令——监管具体技术、商业和并网规则
（二）绿色证书制度的演变
罗马尼亚的绿色证书（Certificat Verde, CV）制度是欧盟首个采用配额制（Quota System）的可再生能源促进机制：
- 发电商：每产生1MWh的合格可再生能源电力，可从TSO（罗马尼亚输电系统运营商Transelectrica）获得一定数量的绿色证书（光伏目前约3个CV/MWh——2017年从6个CV削减；风电约1个CV/MWh）
- 电力供应商：须按年度购买相当于其总售电量的特定比例的绿色证书（2025年配额约0.35 CV/MWh）
- CV交易：在集中市场（OPCOM）进行匿名交易——2025年交易价格范围约25-35欧元/CV
2025年关键变化：ANRE宣布2026年起对新建5MW以上的可再生能源项目引入"差价合约"（Contract for Difference, CfD）拍卖机制，逐步取代绿色证书制度。CfD的核心逻辑：政府通过拍卖确定"执行电价"（Strike Price），当市场电价低于执行电价时，政府向发电商补齐差额；当市场电价高于执行电价时，发电商向政府返还差额——本质是15年期的固定电价保证。
（三）欧盟国家援助审批——中资项目的特殊挑战
根据欧盟第2019/452号条例和罗马尼亚外商投资安全审查机制（CEISD），大型可再生能源项目（>50MW）或涉及受影响区域（农业用地、Natura 2000保护区、国防/安全敏感区域）的项目须：
- 通过CEISD的外商投资安全审查——中资全资持有的项目公司可能面临比欧盟内投资者更严格的审查
- 获得国家援助批准——CfD拍卖和某些补贴机制在欧盟国家援助规则下需要DG COMP的批准或豁免
二、光伏/风电项目开发全流程
（一）土地获取
- 土地权属调查：罗马尼亚土地登记局（OCPI）的地籍登记（Cadastru）具有最高法律效力——产权人以地籍登记为准
- 农业用地转换为工业/能源用地（Scoatere din Circuitul Agricol）：将农用地转换为光伏/风电场所须取得县农业局批准并缴纳转换税
- 土地适宜性：须取得县国土规划局的"城市规划证"——确认土地用途与可再生能源项目兼容
- 土地面积要求：1MW光伏约需1.2-1.8公顷（依据板型和布局）；1MW风电约需0.3-0.5公顷（风机塔基+道路+集电线路）
- 土地持有方式：购买所有权（外资公司可购买罗马尼亚不动产——但须满足CEISD审查要求）或长期租赁/地上权
（二）并网与接入
- ATR（Aviz Tehnic de Racordare——并网技术同意函）：
- 向配电网运营商（DNO——如E-Distribuție、Delgaz Grid等）或TSO（Transelectrica，>50MW项目）申请
- ATR审批周期：目前6-18个月（2025年ANRE延长了ATR有效期至24个月，但审批周期本身反而因申请量激增而延长）
- ATR成本：须支付"并网费用"——由DNO根据接入点距离和变电站剩余容量计算
- 弃电风险的新挑战：
- 罗马尼亚电网（特别是Dobrogea地区——风电最集中地）在风光出力高峰时段出现过载，TSO/DNO可指令电站暂时停机——"弃电"不获补偿
- 2025年ANRE允许DNO/TSO在电网安全受到威胁时"非歧视性弃电"——实际上，由于老旧电网的拥堵点分布特征，弃电对不同项目的影响存在天然的不对称
（三）建筑许可与施工
可再生能源项目的"建筑许可"（Autorizație de Construire, AC）是整个开发周期中最耗时的一个节点：
- 城市规划证（Certificat de Urbanism, CU）：6-8周
- 环评/SEA批准（Acord de Mediu）：3-9个月（取决于项目的环评分类）
- 其他部门同意函：消防、卫生、文化（如项目靠近考古遗址）、民航（如项目靠近机场）
- 建筑许可：所有同意函齐备后——县市政厅审批（60-90个工作日）
- 施工阶段：
- 土建→支架/塔筒安装→组件/风机安装→电气调试→计量装置安装
- 施工周期：50MW光伏约8-14个月；50MW风电约12-24个月
- 竣工验收→取得"竣工证"（Proces-Verbal de Recepție la Terminarea Lucrărilor）→提交ANRE取得"发电许可证"（Licență de Producere）→商业运营日期（COD）
总开发周期（从土地获取到COD）：光伏项目24-42个月；风电项目30-54个月。
（四）电力销售机制
罗马尼亚电力销售的三条路径：
- 双边购电协议（PPA）：与电力交易商（如OMV Petrom、Electrica、Enel等）或大型用电企业直接签署购电协议。2025年PPA市场活跃度大幅提升——PPA签约电量占新建可再生能源项目发电量的约60%
- OPCOM集中市场：PZU（日前市场）+ PI（日内市场）+ PE（平衡市场）——风险是市场价格波动
- CfD机制（2026年起）：通过政府拍卖获得15年期固定电价保证
三、中资投资架构设计
（一）典型投资架构
- 架构类型一：中国母公司 → 罗马尼亚项目公司（SRL）
- 优势：结构简单、管理直接
- 劣势：利润汇回时股息预提税8%（标准）/ 3%（中罗DTA优惠——持股≥25%满2年）
- 适用：中小型项目（<50MW）
- 架构类型二：中国母公司 → 香港/新加坡中间控股公司 → 罗马尼亚项目公司
- 优势：利用中间控股公司所在地更优的DTA网络和税务环境
- 劣势：须满足"受益所有人"实质要求——中间控股公司须有实质性经营
- 适用：大型项目（>100MW）或多项目聚合平台
- 架构类型三：合资——中国投资者+罗马尼亚/欧盟本地伙伴
- 优势：更容易通过CEISD审查、更容易取得本地土地信息和电网准入关系
- 劣势：须处理合资治理问题、利润共享、退出机制
- 适用：土地获取困难地区、退役火电厂光伏替换项目（须与电厂所有者合资）
（二）项目融资
中资企业在罗可再生能源项目的典型融资模式：
- 中国母公司股权出资——全资投入（无信贷杠杆）
- 中国政策性银行融资——中国进出口银行/中国信保提供"出口买方信贷"或"海外投资保险"
- 欧洲商业银行融资——EBRD（欧洲复兴开发银行）、EIB（欧洲投资银行）、或罗马尼亚本地银行（Banca Transilvania、BRD等）提供项目融资
- 欧盟资金配套——现代化基金（Modernisation Fund）或PNRR拨款
融资结构的关键条款设计：
- 有限追索（Limited Recourse）在罗马尼亚法律下可执行——由SPV项目公司作为借款人
- 担保权设立：在ANRE发电许可证、PPA合同权利、项目公司股份和土地/设备上设立多重担保
- 罗马尼亚实行罗马法担保体系——动产担保须在"动产担保登记处"（Arhiva Electronică de Garanții Reale Mobiliare, AEGRM）登记，不动产担保须在地籍登记处登记
四、核心风险与防控
（一）弃电风险
防控措施：
- 在项目选址阶段进行独立的"电网承载力研究"——评估接入点的剩余容量和拥堵风险
- 在PPA中谈判"弃电补偿条款"——直接购电方购买的是"送往电网的电力"，间接使弃电损失由购电方承担
- 增配储能：罗马尼亚2025年对"光伏+储能"项目的并网给予优先审批通道
（二）并网延迟风险
ATR审批周期已经从2022年的"3-6个月"延长至2025年的"6-18个月"。防控措施：
- 在土地收购/租赁协议中加入"ATR获批前置条件"——如果ATR未在约定期限内（如12个月）获批，买方有权终止收购协议并退回全部定金
- 考虑收购"二手并网容量"——已经取得ATR但项目因其他原因被放弃的"棕地项目"
（三）政策变动风险
罗马尼亚绿色证书制度自2017年以来已多次修订——几乎每次修订都对发电商不利（削减证书数量、延迟证书发放、提高证书交易门槛）。CfD制度可能提供更高的政策确定性（15年期固定电价）——但CfD拍卖的竞争激烈程度和最终成交价格是不确定因素。
（四）CEISD审查风险
对于中资全资持有的大型可再生能源项目（特别是>50MW），CEISD审查可能耗时6-12个月——比项目收购/开发的预期时间更长。防控措施：
- 在项目收购的SPA中将CEISD审查通过设为"交割先决条件"
- 在特定情形下，考虑引入罗马尼亚/欧盟合资伙伴（持股10%-30%）以降低审查风险
罗马尼亚的可再生能源市场正站在从"绿色证书时代"向"CfD时代"转型的十字路口。对于中资投资者而言，这个转型期的机遇在于：早期参与CfD拍卖的竞争激烈程度尚低，可能获取较有利的执行电价；风险在于：并网延迟和弃电问题仍在恶化，而政策的转向速度和方向具有不确定性。
核心行动建议：第一，项目选址阶段即将电网承载力评估（而非仅仅土地价格）作为第一选择标准；第二，在与Transelectrica/DNO的ATR谈判中争取有利的接入条件——包括并网费用、接入点和调度优先级；第三，将CEISD审查的时间线（6-12个月）和可能的合资伙伴引入纳入项目前期计划——不要等到交易签约后才临时考虑外资审查问题。
