Publicat de Greenconexa Oy | Aprilie 2026
Rezumat
Între 2022 și 2025, prețurile medii captate de parcurile solare în Europa au scăzut dramatic — în Germania, de la aproximativ 98% din prețul baseload la 54%; în Spania, la aproximativ 49%. Mecanismul se numește canibalizare: mai multă capacitate solară instalată împinge prețurile spot în jos exact în orele când solarul produce. Consecința practică pentru developeri, bănci și fonduri este că modelele financiare care funcționau în 2022 produc astăzi IRR-uri nereale. Acest articol explică mecanismul, cifrele actuale pe piață și ce schimbări impune asupra metodologiei de pre-development.
1. Ce înseamnă „capture rate” și de ce contează pentru bancabilitate
Capture rate este raportul dintre prețul mediu obținut efectiv de un parc solar pe piața spot și prețul baseload (media aritmetică a prețurilor orare din aceeași perioadă). Un capture rate de 100% înseamnă că parcul a vândut energie la prețul mediu al pieței. Un capture rate de 54% înseamnă că parcul a obținut aproape jumătate din prețul baseload.
Pentru pre-development, indicatorul este critic din trei motive:
- Modelele financiare folosesc prețul baseload ca referință. Dacă proiecția ignoră capture rate, veniturile sunt supraestimate sistematic.
- Băncile ajustează DSCR-ul în funcție de capture rate estimat. Un proiect care părea bancabil la 80% capture rate nu mai este la 55%.
- Prețul PPA oferit de off-takeri reflectă așteptările lor de capture rate, nu baseload-ul. Decuplarea dintre prețul PPA semnat și prețul baseload publicat este acum structurală.
2. Ce s-a întâmplat între 2022 și 2025 — cifrele
Evoluția este documentată public și nu lasă loc de interpretare optimistă:
- Germania: capture rate solar anual a scăzut de la ~98% în 2022 la 59% în 2024 și ~54% în 2025. În trimestrul II 2025, capture rate-ul mediu a atins minim istoric sub 33%, cu un preț captat de 18,43 €/MWh în iunie — nivel comparabil cu colapsul pandemic din mai 2020.
- Spania: capture rate solar de ~49–54% în 2025, stabilizat după o cădere abruptă în 2024. În iunie 2025, capture rate lunar a coborât la 0,43.
- Franța, Olanda, Grecia: scăderi anuale de 13–17% în 2025 față de 2024, semn că fenomenul se extinde dincolo de piețele tradițional expuse.
- Finlanda, Italia, Marea Britanie: capture rate-uri încă ridicate (86–90%), dar din motive structurale — pondere redusă a solarului în mixul energetic, conexiuni transfrontaliere, sau profil de cerere favorabil.
Tendința este non-lineară. Prognozele S&P Global sugerează pentru Spania un capture rate solar sub 20% după 2026, stabilizându-se peste 25% abia după 2040. Pentru un proiect cu durată de viață 25–30 de ani, acest interval acoperă majoritatea fluxurilor de numerar.
3. De ce se întâmplă — mecanismul, nu doar simptomul
Canibalizarea nu este un accident de piață. Este rezultatul aritmetic al trei factori care se potențează reciproc:
- Profilul de producție simultan. Toate parcurile solare dintr-o regiune produc aproximativ în aceleași ore. Oferta se concentrează, prețul marginal scade.
- Licitarea la prețuri negative. Parcurile subvenționate (scheme EEG în Germania, CfD-uri în alte piețe) licitează la prețul-plafon de jos (−500 €/MWh în Germania) pentru a-și garanta dispecerizarea. În 2024, aproape 20% din producția solară germană a fost afectată de ore cu preț negativ.
- Decalaj între expansiunea solar și expansiunea stocării/flexibilității. Scenariul de bază Enervis pentru 2025–2030 prevede 390 GW regenerabile noi în Europa, dar doar 93 GW de stocare adăugate. Raportul structural este greșit.
Rezultatul: solarul devine, tot mai des, producătorul marginal care setează prețul — iar acel preț tinde spre zero sau sub zero.
4. Implicații pentru pre-development — ce trebuie schimbat în metodologie
Majoritatea modelelor financiare pentru proiecte solare pe care le întâlnim în faza de screening folosesc ipoteze depășite. Trei corecții sunt obligatorii:
4.1. Integrarea unui capture rate realist, nu ipotetic
Un model care rulează pe preț baseload constant sau cu escaladare liniară este, practic, o ficțiune. Capture rate-ul trebuie modelat ca o curbă în scădere pentru primii 5–10 ani, cu un prag de stabilizare specific fiecărei piețe. Pentru România, unde penetrarea solară este încă moderată, capture rate-ul de pornire poate fi mai mare, dar traiectoria va urma modelul german-spaniol cu 3–5 ani decalaj.
4.2. Hibridizarea nu mai este opțională
Solarul standalone își pierde statutul de produs bancabil. Datele Pexapark arată că în 2025, în Europa, au fost contractate aproximativ 12 GW de BESS sub flex-PPA — triplu față de 2024. Băncile încep să solicite co-locarea stocării ca pre-condiție pentru finanțare, nu ca upgrade ulterior.
4.3. Structura PPA determină viabilitatea, nu LCOE-ul
Diferența dintre un Pay-as-Produced PPA și un Baseload PPA poate fi mai mare decât diferența dintre două tehnologii diferite de panouri. Un off-taker sofisticat nu mai cumpără MWh produși — cumpără volum livrat în orele în care are nevoie. Developerul care nu înțelege această nuanță semnează un preț care pare bun pe hârtie și insuportabil în execuție.
5. Concluzie — întrebarea care trebuie pusă înainte de oricare alta
Pentru un proiect solar aflat în pre-development în 2026, întrebarea „cât de mulți kWh produce pe an?” este secundară. Întrebarea primară este: în ce ore produce, la ce preț captat, și cât din acest preț rămâne după ajustarea pentru canibalizare pe orizontul de 25 de ani?
Aceasta este logica pe care Greenconexa o aplică în cadrul ERSF (Early-Stage Renewable Screening Framework) — un filtru de viabilitate financiară aplicat înainte ca orice resursă să fie alocată pentru permitting, racordare sau contracte de teren. Un proiect care nu trece acest filtru nu este un proiect amânabil; este un proiect care nu există.
Surse
- Pexapark — Capture Factors Show Early Sharp Declines (aprilie 2025): pexapark.com
- pv magazine — Enervis: Solar growth drives cross-border cannibalization in Europe (februarie 2025): pv-magazine.com
- Modo Energy — Solar Cannibalisation: Why Germany’s summer glut is costing consumers (august 2025): modoenergy.com
- S&P Global — Price cannibalization hits German solar in Q2 (iulie 2025): spglobal.com
- S&P Global — Lower costs, higher prices may revive European PPA market in 2026 (ianuarie 2026): spglobal.com
- Energy Risk — Next-gen PPA contracts reshaping European power markets (martie 2026): energyrisk.com
- Timera Energy — Focus shifts to hybrid PPAs as solar capture prices plunge (noiembrie 2025): timera-energy.com
- Modo Energy — What to Expect for Solar in Spring 2026 (ianuarie 2026): modoenergy.com