Timp de un deceniu, statisticile despre fotovoltaicele europene au părut un grafic desenat numai în sus. Fiecare an aducea un „all-time high” la instalări noi, noi recorduri de producție și titluri optimiste despre „continentul-soare”. Iunie 2025 a confirmat încă o bornă spectaculoasă: solarul a furnizat 22 % din electricitatea UE, depășind pentru prima dată toate celelalte surse. Numai că, la scurt timp, SolarPower Europe și Reuters au publicat un set de cifre care strică puțin euforia: volumul de capacitate solară nouă prognozat pentru 2025 scade cu 1,4 %, la 64,2 GW – primul recul anual din 2014 încoace Reuters.
Deși procentul pare mic, mesajul este important: elanul poate fi încetinit. Mai jos analizăm de ce se întâmplă, cum se vede tendința în țări-cheie și ce soluții propun deja industria și factorii de decizie.
1. Cum arată datele: de la +20 % pe an la –1,4 %
- Instalări noi 2024: 65,1 GW
- Estimare 2025: 64,2 GW (–900 MW față de anul precedent)
- Pondere rooftop: 15 % din noile proiecte, comparativ cu ~30 % în 2020-2023.
În termeni absoluți, rămânem peste pragul de 60 GW, dar dinamica negativă pune presiune pe ținta de 750 GW solar instalat în 2030 stabilită prin pachetul Fit-for-55. Cu ritmul curent, UE ar ajunge la circa 723 GW – un deficit de ~27 GW, echivalentul a trei ani buni de rooftop pentru Germania Reuters.
2. De unde vine frâna?
2.1 Reducerea subvențiilor și turbulențe politice
În 2024 și început de 2025, mai multe guverne vest-europene au tăiat sau au plafonat sprijinul pentru prosumatori:
| Țară | Măsură cheie 2024-2025 | Efect vizibil |
|---|---|---|
| Germania | Tarif fix de compensare redus de la 8,2 c€/kWh la 5,9 c€/kWh | –28 % cereri noi de rooftop Q1-Q2/2025 |
| Franța | Înghețarea bonusului autoconsum > 9 kW | încetinire segment comercial |
| Olanda | Accelerarea fazei-out pentru net-metering | val de anulări de comenzi rezidențiale |
Liderii de piață justifică măsurile prin presiunea bugetară, dar incertitudinea mușcă din apetitul investitorilor – fie că sunt gospodării, fie companii.
2.2 Scumpirea capitalului
După 15 luni de dobânzi BCE la peste 4 %, costul creditelor pentru proiecte comerciale a crescut cu 150-300 pb. Toate modelele financiare cu IRR < 10 % au fost re-analizate, iar mulți dezvoltatori au amânat proiectele utility-scale până la clarificarea pieței PPA.
2.3 Saturația rețelei și blocaje de racordare
În mai multe regiuni din Germania de nord, sudul Spaniei și Puglia (Italia) fereastra de racordare la nivel de medie tensiune s-a închis – pur și simplu nu mai există capacitate disponibilă. Timpul mediu de obținere a unui punct de conectare depășește acum 24 de luni, față de 8-10 luni în 2021.
3. Cine încetinește, cine merge înainte?
- Germania: rămâne nr. 1 la instalări absolute (~17 GW în 2024), dar scăderea segmentului rezidențial va tăia 1-2 GW din total 2025.
- Franța: moderează subvențiile, dar menține licitațiile CRE cu preț-limită indexat la inflație. Impactul va fi modest.
- Țările Benelux: Olanda își reduce tempo-ul, Belgia îl menține datorită Scheemăs groenestroomcertificaten.
- Sudul continentului: Spania, Grecia, Italia încă livrează proiecte solare utility-scale alimentate de PPA private; ritmul încetinește mai puțin.
4. Consecințe pentru obiectivele climatice
Efectul imediat este gap-ul de 27 GW față de ținta 2030. Dacă declinul s-ar adânci (să presupunem –5 % anual în 2026-2027), decalajul ar depăși 60 GW, forțând UE să compenseze fie prin eolian, fie – scenariu puțin dorit – prin menținerea gazului ca „back-up structural”. Asta ar complica planul de reducere a emisiilor cu 55 % până în 2030.
5. Industria reacționează: ce soluții se discută
- Incentive stabile pe 3-5 ani pentru prosumatori, nu scheme anuale; Polonia testează deja feed-in fix indexat la CPI.
- Sprijin CAPEX pentru stocare rezidențială. Germania și Cehia oferă granturi de 250-400 €/kWh pentru baterii, păstrând interesul gospodăriilor.
- Accelerarea reforma rețelelor de distribuție: reguli de conexiune „first-come, first-served” înlocuite cu „connection hubs” și partajare de capacitate.
- Made in Europe? Comisia pregătește Net-Zero Industry Act cu țintă de 40 % producție internă la panouri în 2030 pentru a evita dumpingul și volatilitatea prețurilor.
- Licitații multi-tehnologice – combinații solar + baterii, solar + agrivoltaic; Croația și Grecia deja testează, cu tarife garantate pe 12-15 ani.
6. Ce înseamnă pentru sectorul rezidențial și IMM
- Recuperarea investiției se lungește: de la 6-7 ani în 2022 la 9-10 ani în 2025 pentru case fără baterie.
- Stocarea devine element-cheie; cu o baterie de 10 kWh, rata de autoconsum crește de la 25 % la 65 %, scurtând payback-ul la ~7 ani, chiar cu tarife de compensare reduse.
- Digitalizarea (contor inteligent + dynamic pricing) poate adăuga 10-15 % economii suplimentare prin încărcarea vehiculului electric sau pornirea pompei de căldură în orele cu spot negativ.
7. Perspective 2026-2027
Analiștii Ember și BNEF văd un posibil „re-bound” în 2026 dacă:
- Dobânzile BCE scad sub 3 %;
- Net-Zero Industry Act intră în vigoare și stimulează producția UE;
- Statele membre unifică regulile de compensare a surplusului cel puțin până în 2030.
Altfel, cel mai realist scenariu este creștere plată – 60-65 GW/an – care nu ajunge pentru Fit-for-55, dar menține totuși trendul de decarbonizare.
Concluzie
Europa a demonstrat că poate fi o „super-putere solară”, însă recordurile recente nu sunt garantate. Tăierea subvențiilor și blocajele de rețea au produs primul recul în ritmul de instalare din ultimii 10 ani. Pentru a reveni pe traiectoria de 750 GW până în 2030, UE are nevoie de politici stabile pentru prosumatori, investiții masive în stocare și modernizarea urgentă a rețelelor.
Vestul continentului a învățat lecția dependenței energetice de combustibilii fosili. Ar fi paradoxal să devină acum dependent de importurile de celule solare și, în același timp, să se împotmolească în birocrație internă. Următoarele 24 de luni vor arăta dacă frâna din 2025 a fost o pauză temporară sau începutul unei noi paradigme mai lente a tranziției energetice.
