Energia solară traversează o perioadă de expansiune record. Costurile rămân structural mai mici decât în urmă cu un deceniu, achizițiile corporative s-au intensificat, iar guvernele continuă să își ridice ambițiile privind energia curată. În același timp, diferența dintre ceea ce este anunțat și ceea ce este efectiv pus în funcțiune rămâne mare în multe piețe.
Această tensiune este acum una dintre trăsăturile definitorii ale sectorului: energia solară poate părea abundentă în portofoliile de dezvoltare, dar mult mai modestă în megawații efectiv livrați.
Așadar, dacă fundamentele economice devin tot mai convingătoare, de ce atât de multe proiecte rămân „blocate pe hârtie” anunțate, autorizate sau depuse pentru racordare la rețea, dar neconstruite?
Atât pe piețele mature, cât și pe cele aflate într-o creștere rapidă, factorii limitativi nu mai țin în principal de disponibilitatea modulelor sau de capabilitățile de bază ale contractorilor EPC. Mai des, este vorba despre accesul la rețea, gradul de pregătire al infrastructurii, capacitatea proceselor de autorizare și modul în care riscurile proiectului sunt distribuite între dezvoltatori, utilități, finanțatori și cumpărători de energie.
1) Interconectarea este adesea adevăratul factor blocator
Un motiv major pentru care proiectele stagnează este faptul că racordarea la rețea nu este o simplă formalitate administrativă. Este un proces tehnic, de planificare și comercial, iar în multe piețe acesta a devenit congestionat.
În Statele Unite, cea mai recentă analiză a cozilor de interconectare realizată de Lawrence Berkeley National Laboratory arată că, la sfârșitul anului 2024, aproape 2.300 GW de capacitate de producție și stocare căutau în mod activ interconectare la rețeaua de transport. Aproximativ 10.300 de proiecte se aflau în coadă, inclusiv 956 GW de solar și 890 GW de stocare. LBNL notează, de asemenea, că proiectele au nevoie de mai mult timp pentru a trece de la cererea de interconectare la operarea comercială și că cea mai mare parte a capacității propuse nu ajunge, în final, să fie construită.
De ce se blochează proiectele aici:
- durate lungi ale studiilor, adesea iterative;
- costuri incerte sau ridicate pentru modernizarea rețelei;
- capacitate limitată în stațiile atractive;
- cerințe tehnice mai stricte pe măsură ce sistemele devin mai saturate.
În practică, acest lucru înseamnă ceva simplu: un proiect poate părea matur din punct de vedere comercial și totuși să nu reușească să obțină o cale de racordare bancabilă din perspectiva costului și a calendarului.
2) Infrastructura de rețea nu se extinde la fel de repede precum ambițiile din domeniul regenerabilelor
Chiar și acolo unde procedurile de interconectare se îmbunătățesc, multe sisteme se confruntă cu o limită mai structurală: nu există suficientă rețea în locurile unde noile capacități regenerabile doresc să se conecteze.
IEA a afirmat clar că rețelele riscă să devină un blocaj pentru tranzițiile energetice curate dacă investițiile, autorizarea și implementarea nu se accelerează. Analizele sale mai recente privind integrarea solarului și eolianului transmit aceeași idee în termeni operaționali mai puternici: fără măsuri de integrare implementate la timp, o parte semnificativă din producția variabilă din surse regenerabile poate fi pierdută sau subutilizată.
De ce se blochează proiectele aici:
- nevoile de întărire a rețelei sunt identificate târziu;
- penurii sau termene lungi de livrare pentru transformatoare și alte echipamente de rețea;
- dezbateri complexe privind cine suportă costurile modernizărilor;
- nepotrivirea dintre zonele cu resursă solară puternică și infrastructura de rețea „pregătită”.
Din ce în ce mai mult, aceasta este o problemă de proiectare a sistemului, nu o problemă a tehnologiei solare.
3) Autorizarea și amplasarea continuă să limiteze dezvoltarea
Autorizarea rămâne un obstacol important chiar și acolo unde există capacitate disponibilă în rețea. Proiectele solare la scară utilitară necesită suprafețe mari de teren și sunt sensibile la contextul local, ceea ce le face vulnerabile la dispute de urbanism, întârzieri în evaluările de mediu, opoziția părților interesate și litigii.
În multe țări, sistemele de autorizare nu au fost concepute pentru viteza și volumul actual al implementării energiei regenerabile. Un proiect poate petrece ani întregi în dezvoltare doar pentru a fi întârziat de dispute privind utilizarea terenului, ferestre sezoniere pentru studii sau procese de contestație.
De ce se blochează proiectele aici:
- schimbări în regulile locale de planificare;
- constrângeri de mediu și biodiversitate;
- opoziția comunităților care forțează reproiectări;
- incertitudine privind autorizațiile, greu de evaluat de către finanțatori și cumpărători de energie.
Acest lucru contează deoarece bancabilitatea nu depinde doar de faptul că un proiect poate fi autorizat la un moment dat, ci și de faptul că poate fi autorizat într-un interval de timp credibil pentru finanțare.
4) Unele „proiecte pe hârtie” sunt strategice, nu pregătite pentru construcție
Nu fiecare proiect aflat în coadă sau anunțat a fost vreodată aproape de faza de execuție.
În multe piețe, dezvoltatorii intră devreme în cozile de interconectare deoarece poziția în coadă are valoare, deoarece regulile anterioare recompensau mai mult viteza decât gradul de pregătire sau deoarece menținerea opționalității între amplasamente și configurații este rațională din punct de vedere comercial. Datele LBNL susțin această interpretare: doar 13% din capacitatea intrată în cozi între 2000 și 2019 ajunsese în operare comercială până la sfârșitul lui 2024, în timp ce 77% fusese retrasă.
Acest lucru nu înseamnă că acele proiecte au fost frivole. Înseamnă că portofoliile combină adesea un set mai restrâns de proiecte foarte executabile cu un set mai larg de opțiuni contingente, care depind de studiile de rețea, costurile de modernizare, termenii contractuali de vânzare sau designul politicilor publice.
Autoritățile de reglementare au reacționat. Ordinul FERC nr. 2023 a orientat reforma interconectării din SUA către studii de tip cluster, cerințe mai stricte privind gradul de pregătire și penalități pentru studiile întârziate din partea operatorilor de transport. Regula a intrat în vigoare la 6 noiembrie 2023, iar termenul extins de conformare pentru Ordinul 2023-A a fost 16 mai 2024.
5) Finanțarea devine mai dificilă atunci când termenele nu mai sunt credibile
Finanțarea proiectelor solare depinde de predictibilitate: datele de construcție, datele de punere în funcțiune, livrarea echipamentelor și alinierea etapelor-cheie din PPA-uri, CfD-uri sau alte contracte de venituri.
Când termenele pentru interconectare și autorizare se decalează, presiunea asupra finanțării se amplifică:
- PPA-urile pot necesita renegociere;
- dimensionarea datoriei devine mai conservatoare;
- comitetele de investiții pentru capital propriu devin mai greu de convins;
- ipotezele privind prețurile EPC și aprovizionarea pot expira.
Cu alte cuvinte, problema nu este adesea că fundamentele economice ale energiei solare au încetat să funcționeze. Problema este că incertitudinea legată de timp lărgește profilul de risc până când proiectul nu mai este finanțabil în condiții acceptabile.
6) Pe măsură ce ponderea solarului crește, economia integrării devine mai importantă
O penetrare mai ridicată a energiei solare nu oprește creșterea acesteia, dar schimbă tipul de proiecte care au cea mai mare valoare.
Analizele recente ale IEA susțin că extinderea de succes depinde acum tot mai mult de flexibilitate, stocare, rețele mai puternice și un design de piață mai bun. Agenția avertizează că, dacă integrarea rămâne în urmă, sistemele energetice pot pierde o parte semnificativă din producția potențială de solar și eolian. Separat, IEA raportează că, în Uniunea Europeană, limitarea producției excedentare din regenerabile a depășit 10 TWh în 2024, în timp ce congestia rețelei și volatilitatea prețurilor au crescut costurile sistemului și incertitudinea investitorilor.
De aceea, tot mai multe piețe se orientează către:
- stocare în baterii;
- configurații hibride solar-plus-stocare;
- întărirea rețelelor de transport;
- cadre mai solide pentru echilibrare și flexibilitate.
Proiectele care ignoră aceste dinamici de integrare pot continua să pară atractive prin costul nivelat al energiei, dar mai puțin atractive din perspectiva veniturilor efectiv livrate și a valorii operaționale.
România: o piață solară cu elan, dar tot mai mult influențată de calitatea execuției
România este un exemplu bun de piață care trece de la potențial regenerabil la livrare efectivă de energie regenerabilă.
Piața solară din țară s-a accelerat semnificativ în 2024. Cel mai recent profil IRENA pentru România arată o adăugare netă de 1,7 GW de capacitate solară în 2024, cu o creștere a capacității solare de 56,9% față de anul precedent. Aceasta este o creștere relevantă la nivel regional și sugerează că România nu mai este doar o poveste solară „emergentă”, ci o piață care intră într-o fază mai operațională.
Sprijinul de politică publică a devenit, de asemenea, mai concret. Cadrul CfD al României, aprobat în 2024, este conceput pentru a încheia până la sfârșitul lui 2025 contracte pentru proiecte totalizând 5.000 MW de fotovoltaic și eolian onshore. Același cadru a redus alocarea pentru prima licitație solară de la 1.000 MW la 500 MW, restul de 500 MW fiind mutat într-o licitație ulterioară, menținând totodată ambiția totală a schemei de 5 GW.
În același timp, următoarea provocare a României ține mai puțin de demonstrarea interesului investitorilor și mai mult de fluidizarea implementării. Disciplina privind racordarea la rețea devine centrală. Regulile de licitație pentru procesul CfD cer solicitanților câștigători să furnizeze un aviz tehnic de racordare (ATR) valabil într-un interval definit, consolidând ideea că pregătirea pentru racordare nu mai este o chestiune secundară.
Aici piața ar trebui privită obiectiv, dar constructiv. România nu este o excepție în ceea ce privește constrângerile legate de rețea și integrare; aceste presiuni sunt comune în întreaga Europă. Ceea ce este oarecum încurajator este faptul că țara îmbină creșterea solarului cu pași vizibili în dezvoltarea rețelei și a piețelor de capital. Banca Europeană de Investiții a susținut modernizarea rețelelor de distribuție din România pentru consolidarea și modernizarea sistemului, iar în 2025 a evidențiat și finanțarea prin obligațiuni verzi a Electrica pentru regenerabile și stocare.
Prin urmare, semnalul din România este unul mixt într-un sens sănătos: oportunitatea este reală, fluxul de proiecte este puternic, iar direcția de politică este favorabilă însă succesul depinde tot mai mult de alegerea amplasamentelor cu atenție la rețea, de planificarea credibilă a racordării și de un design pregătit pentru integrare, nu doar de acumularea de terenuri.
Ce fac diferit dezvoltatorii de succes
Pe măsură ce piețele solare se maturizează, dezvoltatorii mai performanți tratează posibilitatea reală de construire ca pe o constrângere centrală de proiectare, nu ca pe o chestiune secundară.
Aceștia tind să se concentreze pe:
- dezvoltare orientată în primul rând de realitatea rețelei, inclusiv capacitatea stațiilor, expunerea la congestie și amploarea probabilă a modernizărilor;
- o strategie disciplinată de interconectare și praguri de pregătire mai stricte;
- structuri contractuale de preluare a energiei aliniate la riscuri realiste privind punerea în funcțiune;
- evaluarea timpurie a opțiunilor de stocare sau hibride, nu adăugarea lor ulterioară;
- strategii de autorizare ancorate în realitățile locale privind utilizarea terenului și părțile interesate.
Acest lucru nu elimină întârzierile, dar îmbunătățește șansele ca un proiect să treacă de la concept la punere în funcțiune în condiții care rămân finanțabile.
Perspectiva Momentum Group
La Momentum Group, vedem problema proiectelor „blocate pe hârtie” mai puțin ca pe un semn al unor fundamente slabe ale energiei solare și mai mult ca pe un semn că piața s-a maturizat.
În fazele anterioare, avantajul competitiv provenea adesea din securizarea terenurilor, a autorizațiilor sau a pozițiilor timpurii în coada de interconectare. Astăzi, avantajul se mută către execuție: înțelegerea timpurie a realităților rețelei, structurarea proiectelor în jurul unor termene bancabile și proiectarea unor active care se potrivesc unui sistem energetic mai flexibil și cu o pondere mai mare a regenerabilelor.
România este un exemplu bun al acestei tranziții. Este o piață cu un impuls clar de creștere și cu un cadru de politică mai solid decât avea în urmă cu câțiva ani, dar este și o piață care devine mai exigentă. Dezvoltatorii care abordează România cu strategii realiste de racordare, alocare disciplinată a riscurilor și disponibilitatea de a integra stocare sau alte soluții de flexibilitate sunt susceptibili să fie mai bine poziționați decât cei care se bazează doar pe volumul portofoliului.
Din perspectiva noastră, energia solară rămâne una dintre cele mai puternice teme de infrastructură din regiune. Însă avantajul competitiv constă acum în transformarea portofoliului în active livrate în condiții reale la timp, finanțabile și din ce în ce mai pregătite pentru integrare.
Referințe
- Lawrence Berkeley National Laboratory, Queued Up: 2025 Edition și pagina de sinteză privind cozile de interconectare.
- FERC, Explainer on the Interconnection Final Rule.
- IEA, Renewables 2024.
- IEA, Electricity Grids and Secure Energy Transitions.
- IEA, Integrating Solar and Wind.
- IEA, The Value of Demand Flexibility.
- Cadrul CfD al României și documentația de licitație de la Transelectrica / Ministerul Energiei.
- Profilul statistic IRENA pentru România.
- Materialele EIB privind modernizarea rețelelor de distribuție din România și finanțarea verde.
