După doi ani de recorduri, piața fotovoltaică europeană dă primele semne clare de răcire. În iulie 2025, încrederea cumpărătorilor (importatori, distribuitori, EPC-uri și dezvoltatori) a atins cel mai scăzut nivel din ultimul deceniu, pe fondul precauției crescute în achiziții și al unui context macro mai volatil. Datele provin din raportările lunare „pv.index” ale platformei comerciale sun.store, citate de PV Tech. Indicatorul surprinde atât tonul comenzilor, cât și așteptările privind prețurile și stocurile; în iulie, mesajul a fost clar: mai puține comenzi ferme, mai mult „wait-and-see”. PV Tech

Scăderea sentimentului nu vine în vid. 2025 este, foarte probabil, primul an cu declin al noilor instalări solare în UE după 2015 – o schimbare de trend confirmată la final de iulie de SolarPower Europe: estimarea de 64,2 GW pentru 2025 este cu 1,4% sub nivelul din 2024 (65,1 GW). Această corecție pune în pericol ținta de 750 GW până în 2030, lăsând un gol de circa 27 GW dacă ritmul actual persistă. Cauza principală: prăbușirea segmentului rezidențial rooftop, care ar putea reprezenta doar ~15% din adăugirile noi în 2025, față de ~30% în 2020–2023. Reducerea compensării pentru energia injectată, tăieri de subvenții și incertitudini de reglementare în Germania, Franța și Olanda au cântărit greu.

Prețuri în zigzag și comenzi amânate

În 2025, dinamica prețurilor a fost atipică. După luni de scăderi, Aprilie a adus o creștere a prețurilor la module (N-type mono și bifacial au urcat la ~0,105 €/Wp în Europa), pe fondul unei oferte tensionate la anumite modele. Apoi, mai–iunie au consemnat din nou ieftiniri marginale – semnal suficient pentru ca o parte dintre cumpărători să amâne deciziile, în așteptarea unor condiții și mai bune. În paralel, rapoartele arată că prețurile la invertoare au continuat să scadă, dar acest lucru nu a fost suficient pentru a inversa sentimentul de prudență.

Nu doar prețurile „de raft” contează. Pe piața contractelor pe termen lung, prețul mediu al PPA-urilor solare din Europa a coborât sub 60 €/MWh în T2 2025 – o veste bună pentru consumatori, dar care comprimă marjele dezvoltatorilor, în special când costul capitalului rămâne ridicat. Într-un mediu cu dobânzi încă peste media deceniului anterior, multe proiecte utilitare cu IRR modest devin greu bancabile fără o componentă de stocare sau fără condiții de racordare foarte bune.

Politicile publice și rețelele – frânele ascunse

Politicile incoerente pe segmentul rezidențial au acționat ca un întrerupător. Olandezii au grăbit eliminarea net-metering-ului; Germania a ajustat schemele de sprijin și bonusurile pentru autoconsum; Franța a înghețat temporar stimulente în zona comercială. Toate acestea au tăiat din apetit exact acolo unde 2020–2023 livraseră cel mai mult: pe acoperișurile caselor. În lipsa unei vizibilități pe 3–5 ani a regulilor de compensare, gospodăriile amână achiziția, iar instalatorii își subțiază pipeline-ul.

A doua frână ține de rețelele de distribuție: racordările se lungesc la 18–30 de luni în zonele fierbinți, iar capacitatea disponibilă la medie tensiune este epuizată în multe noduri. Dincolo de costuri, această lipsă de previzibilitate afectează direct încrederea cumpărătorilor profesioniști – mai ales pe proiecte comerciale și utilitare unde fereastra de conectare decide bancabilitatea. (Semnele au fost vizibile încă din 2024; 2025 doar le confirmă.)

Cum se vede din teren: patru tipuri de cumpărători, patru reacții

1. Distribuitorii/angrosiștii: reduc stocurile, negociază condiții mai flexibile și diversifică furnizorii (inclusiv tehnologii și grade de eficiență). „Cumpărăm mai aproape de livrare” e noul normal. OPIS, A Dow Jones Company
2. EPC-urile și dezvoltatorii utilitari: prioritizează proiectele cu PPA sub 60 €/MWh și cu opțiune de baterii sau de curtailment remunerat, ca să amortizeze riscul de preț la vârf.
3. Segmentul comercial/industrial (C&I): continuă, dar cu un filtru mai strict pe IRR și „autoconsum real”; proiectele cu profil de zi + baterie mică rămân bancabile.
4. Rezidențialul: încetinește în țările cu scheme tăiate; rămâne robust unde există sprijin pentru stocare la domiciliu și compensare predictibilă.

De ce scade „încrederea”, deși costul tehnologiei rămâne jos?

Paradoxul din 2025: tehnologia e ieftină, însă capex + finanțarea + incertitudinea apasă pe frână.

• Capex module/invertoare: în ansamblu, jos față de 2022–2023; totuși, spike-urile de ofertă (aprilie) și discuțiile despre protecție comercială vs. importuri asiatice adaugă zgomot.
• Costul capitalului: dobânzile ridicate mănâncă din marjă; multe proiecte trec „pe roșu” fără PPA solid sau fără granturi pentru baterii.
• Reglementare: schimbarea regulilor rooftop din mers a lovit în încrederea gospodăriilor – exact segmentul care dădea ritmul instalărilor 2020–2023. Reuters
• Rețelele: conectarea grea și costisitoare întârzie cash-flow-ul proiectelor, deci crește riscul perceput. pv magazine International

Ce poate readuce încrederea pe termen scurt

1) Politici stabile până în 2030 pentru prosumatori. Un model de compensare standardizat (net-billing transparent, fără schimbări trimestriale) și granturi direcționate pentru baterii rezidențiale ar reanima rooftop-ul în 6–12 luni. Țările care au menținut sprijinul pentru stocare au văzut o elasticitate bună a cererii.

2) Accelerarea racordărilor. Operatorii de distribuție pot introduce „connection hubs”, partajarea capacității și fast-track pentru proiecte co-localizate cu stocare; fără asta, multe MW rămân pe hârtie.

3) Piețe PPA mai profunde. Prețurile sub €60/MWh pot funcționa dacă scade riscul de profil (prin baterii/contracte flexibile) și dacă finanțarea se ieftinește odată cu relaxarea dobânzilor BCE.

4) Claritate pe lanțul de aprovizionare. Indiferent de deciziile privind importurile extra-UE sau „Made in Europe”, industria are nevoie de semnale clare pe 2–3 ani pentru a planifica achizițiile fără să blocheze capital în stocuri.

Implicații pentru România

Deși analiza PV Tech este despre piața europeană în ansamblu, câteva concluzii sunt relevante local:

• Rooftop-ul rezidențial depinde de stabilitatea schemelor de compensare și de timpii de racordare. Orice schimbare bruscă a regulilor taie cererea și lovește instalatorii. Lecția Olandei și Germaniei e grăitoare. Reuters
• PPA-urile corporate sub €60/MWh pot deveni ancore pentru proiectele mari, dar necesită bancabilitate (profil plus stocare). PV Tech
• Investițiile în rețea sunt la fel de importante ca subvențiile; fără capacitate de preluare, MW-ii rămân în Excel, nu pe teren.

Concluzie: o „pauză tehnică”, nu sfârșitul ciclului

Scăderea încrederii cumpărătorilor în iulie și reculul ușor al instalărilor în 2025 sunt un semnal de reglaj, nu o schimbare structurală a superiorității economice a solarului. Costul tehnologiei rămâne competitiv, iar potențialul Europei e departe de a fi epuizat. Totuși, combinația dintre dobânzi mari, politici schimbate în mers și blocaje de rețea a ajuns la masa decizională a fiecărui cumpărător – de la distribuitor până la proprietarul de casă.

Dacă statele membre stabilizează regulile pentru prosumatori, accelerează racordările și încurajează stocarea (acasă și în proiectele utilitare), încrederea revine rapid. Până atunci, 2025 rămâne un an-tampon, cu un mesaj clar din piață: „nu cumpărăm mai puțin pentru că nu credem în solar; cumpărăm mai prudent pentru că regulile și riscurile s-au schimbat”. Iar asta, statistic, este reparabil – cu politici consistente și rețele pregătite pentru următorul val de MW.