La Croazia è oggi uno dei mercati energetici più interessanti dell’Europa centro-orientale. La crescita delle energie rinnovabili, lo sviluppo di nuove infrastrutture e l'espansione dei sistemi di accumulo stanno attirando l'interesse di sviluppatori, fondi infrastrutturali, utility e istituzioni finanziarie. Resta tuttavia centrale la capacità della rete elettrica e del sistema amministrativo di sostenere tale crescita.
Grazie alla consolidata base idroelettrica, a una pipeline in espansione di progetti eolici e fotovoltaici, all'importanza strategica del terminale GNL di Krk e alla crescente integrazione con i mercati regionali, la Croazia sta assumendo un ruolo sempre più rilevante nel panorama energetico dell'Europa centro-orientale.
Per gli operatori italiani il mercato presenta inoltre importanti elementi di familiarità: le due principali banche del Paese, Zagrebačka banka e Privredna banka Zagreb (PBZ), appartengono rispettivamente ai gruppi UniCredit e Intesa Sanpaolo.
Lo stato del mercato
Nel 2025 il consumo di energia elettrica ha raggiunto 19,1 TWh. La produzione nazionale ha coperto il 69,3% della domanda interna, mentre il restante fabbisogno è stato soddisfatto mediante importazioni nette, inclusa la quota detenuta da HEP nella centrale nucleare slovena di Krško.
L’idroelettrico, con circa 2,2 GW di capacità installata, continua a rappresentare la colonna portante del sistema elettrico croato, pur restando esposto alla variabilità idrologica.
L'aggiornamento del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (NECP) prevede che entro il 2030 le fonti rinnovabili coprano il 76,7% dei consumi elettrici, con obiettivi indicativi di circa 2,3 GW eolici e 2,4 GW fotovoltaici. L'unica centrale a carbone del Paese, Plomin 2, dovrebbe cessare l'attività entro il 2032.
Nel 2025 il prezzo medio del mercato day-ahead CROPEX si è attestato a 102,75 €/MWh, mentre le ore con prezzi negativi sono salite da 196 a 257. L'evoluzione dei prezzi rafforza l'interesse per sistemi di accumulo, strumenti di flessibilità e strutture contrattuali più sofisticate.
La rete: principale fattore abilitante e principale vincolo
L'accesso alla rete rappresenta oggi il principale elemento che incide sulla bancabilità dei progetti.
A novembre 2025 il gestore della rete di trasmissione HOPS aveva ricevuto richieste di connessione e studi preliminari per oltre 14 GW di capacità aggiuntiva, inclusi circa 3,6 GW di BESS. Solo circa 1,2 GW risultava tuttavia supportato da accordi di connessione già sottoscritti.
Nel corso del 2025 il criterio di sicurezza di rete "n-1" non è stato rispettato per oltre 5.600 ore, in particolare sulla rete a 110 kV, evidenziando significative criticità infrastrutturali.
Nuovi corrispettivi di connessione
Con efficacia dal 1° maggio 2026, HERA ha introdotto nuovi corrispettivi unitari di connessione:
- 19 €/kW per l'alta tensione;
- 96,50 €/kW per la media tensione;
- 193 €/kW per la bassa tensione.
L'importo effettivamente dovuto dipende dalla specifica categoria di connessione e dalla metodologia applicabile.
Piano di sviluppo della rete
Il Piano HOPS 2026-2035 ( Piano decennale di sviluppo della rete di trasmissione elettrica croata(Desetogodišnji plan razvoja prijenosne mreže 2026.-2035.), predisposto da HOPS (Hrvatski operator prijenosnog sustava), il gestore della rete di trasmissione della Croazia, equivalente a Terna in Italia ndr) prevede circa 1,55 miliardi di euro per il rinnovo e il potenziamento della rete esistente, oltre a ulteriori 970 milioni destinati agli obiettivi del NECP (National Energy and Climate Plan, ossia il Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima (PNIEC) ndr ).
Permangono tuttavia criticità temporali. Le nuove linee a 400 kV verso Zagabria e Fiume (Rijeka) entreranno in costruzione soltanto nelle fasi finali del piano. In assenza di tali investimenti, HOPS segnala che gli impianti localizzati in Istria e nell'estremo sud del Paese saranno soggetti a limitazioni operative permanenti.
Gli accordi di connessione flessibile
Le modifiche alla Legge sul mercato dell'energia elettrica, entrate in vigore il 15 ottobre 2026, introducono gli accordi di connessione flessibile, che consentono l'allacciamento anticipato accettando limiti concordati all'immissione o al prelievo di energia.
Lo strumento può favorire una più rapida realizzazione dei progetti, ma richiederà attente valutazioni da parte di investitori e finanziatori per il possibile impatto sulla produzione e sui flussi di cassa.
La riforma prevede inoltre l'estinzione, entro quattro anni, degli accordi di connessione privi di una data definitiva di allacciamento conclusi prima dell'entrata in vigore della nuova disciplina.
Dove si concentrano le opportunità: Fotovoltaico ed eolico utility-scale
Lo sviluppo di impianti rinnovabili continua a essere sostenuto da una pipeline significativa di progetti. Tuttavia, molti sviluppatori dispongono di siti idonei e autorizzazioni avanzate, ma non di adeguati diritti di connessione.
Di conseguenza, i progetti autorizzati e supportati da solidi accordi di connessione rappresentano oggi asset particolarmente ricercati nelle operazioni di M&A e nelle partnership industriali.
Sistemi di accumulo
Il NECP prevede circa 250 MW di capacità di accumulo entro il 2030, ma le stime di HOPS suggeriscono fabbisogni sensibilmente superiori nelle aree maggiormente congestionate.
Il primo impianto di accumulo utility-scale ha avviato la fase di esercizio sperimentale nei primi mesi del 2026.
Permane inoltre incertezza circa il trattamento regolatorio degli impianti di accumulo nell'ambito della disciplina dei corrispettivi di connessione.
Gas naturale, geotermia e stoccaggio della CO₂
La capacità del terminale GNL di Krk è stata incrementata a 6,1 miliardi di metri cubi annui e risulta sostanzialmente prenotata fino al 2036-2037, consolidando il ruolo della Croazia quale hub regionale per l'approvvigionamento di Ungheria e Slovenia.
Parallelamente, la nuova Legge sulle Georisorse Energetiche apre opportunità nei settori della geotermia, dello stoccaggio della CO₂ e del riutilizzo di pozzi esistenti, prevedendo in alcuni casi una partecipazione pubblica minima del 10%.
Nuova domanda industriale
Nel luglio 2026 HOPS ha approvato lo studio di connessione di un campus di data center per applicazioni di intelligenza artificiale da 1 GW nell'area di Topusko.
Progetti di questa portata possono diventare importanti offtaker di lungo termine per la produzione da fonti rinnovabili e accelerare ulteriormente gli investimenti nella rete.
Adriatico, Italia e idrogeno
La pianificazione offshore europea attribuisce alla Croazia obiettivi indicativi di 510 MW di eolico offshore entro il 2030 e 3 GW entro il 2050. La costa occidentale dell'Istria è considerata una delle aree più promettenti.
Secondo HOPS, il rafforzamento della rete a 400 kV in Istria costituisce inoltre una condizione preliminare per un futuro collegamento elettrico tra Croazia e Italia attraverso l'Adriatico settentrionale.
Sul fronte dell'idrogeno, il Paese partecipa al progetto North Adriatic Hydrogen Valley, che unisce Croazia, Slovenia e Friuli-Venezia Giulia nello sviluppo della filiera dell'idrogeno.
Nucleare
La Legge sullo sviluppo dell'energia nucleare civile, entrata in vigore nel giugno 2026, stabilisce l'obiettivo di coprire con il nucleare almeno il 30% del fabbisogno elettrico nazionale entro il 2040.
Tecnologia, sito e investitori non sono ancora stati individuati e il Piano d'Azione governativo è atteso entro il 4 dicembre 2026.
La prospettiva del finanziamento
Il mercato croato delle energie rinnovabili può essere finanziato attraverso strumenti ormai consolidati nel sistema bancario europeo.
Il principale meccanismo di sostegno è costituito dai contratti per differenza bidirezionali (two-way CfD), assegnati tramite procedure competitive da HROTE.
Secondo il progetto della nuova Legge sulle energie rinnovabili, il prezzo di riferimento sarà indicizzato annualmente all'inflazione e non saranno riconosciuti incentivi nelle ore caratterizzate da prezzi negativi. Nel 2025 il sistema di sostegno ha erogato 368 milioni di euro ai produttori.
Le istituzioni multilaterali continuano a svolgere un ruolo importante. La BERS ha sostenuto progetti fotovoltaici mediante garanzie InvestEU e ha co-investito, insieme al Fondo Europeo per la Modernizzazione, in un impianto di accumulo utility-scale a Šibenik.
Dal punto di vista del project financing, gli aspetti maggiormente scrutinati riguardano:
- solidità degli accordi di connessione;
- esposizione al curtailment e ai meccanismi di connessione flessibile;
- aumento delle ore con prezzi negativi;
- rischio merchant successivo alla scadenza degli incentivi;
- qualità creditizia degli offtaker nell'ambito dei PPA.
I principali rischi
Le principali criticità percepite dagli operatori riguardano:
- limitata disponibilità di capacità di rete;
- incertezza sui diritti di connessione storici privi di una data certa di allacciamento;
- evoluzione del quadro normativo e regolatorio;
- ritardi autorizzativi;
- crescente pressione sui prezzi nelle ore centrali della giornata a causa della diffusione del fotovoltaico.
La Croazia offre oggi una combinazione rara di forte crescita della domanda di investimenti energetici e limitata disponibilità di infrastrutture. Mentre il quadro normativo appare ormai largamente definito, la capacità di rete rappresenta il principale fattore di scarsità e il vero elemento differenziante nella valutazione dei progetti.
Per sviluppatori, finanziatori e investitori infrastrutturali, il mercato croato costituisce una delle opportunità più interessanti dell'Europa centro-orientale. Il successo dipenderà sempre più dalla disponibilità di diritti di connessione, dalla qualità delle strutture contrattuali e dalla capacità degli operatori di muoversi efficacemente in un contesto regolatorio in rapida evoluzione.
