Сонце замість вугілля: як наші сусіди в ЄС будують гігавати СЕС та що з цього варто скопіювати нам

Delo.ua дослідило ринки сонячної енергетики найближчих до нас країн-членів ЄС. Так, за підсумками 2025 року Польща ввела 3,6 ГВт нових потужностей (сукупно 24,8 ГВт), Румунія — 2,2 ГВт (понад 7 ГВт), Болгарія — 1,4 ГВт (~6 ГВт), Угорщина — 1,1 ГВт (8,4 ГВт), Словаччина — 243 МВт (1,36 ГВт). Разом — понад 8,5 ГВт нових потужностей за один рік. 

Тобто поточне зростання є все ще недостатнім. В Україні за минулий рік побудували 1,5 ГВт СЕС, а сумарна встановлена потужність за оцінкою МЕА складає близько 6 ГВт. Це не найгірший результат, але до лідерів нам також далеко. До того ж ми поки поки що відстаємо від кліматичних цілей ЄС, які передбачають щонайменше 42,5% відновлюваної енергії до 2030, тоді як затверджений українським урядом Національний план дій з відновлюваної енергетики передбачає лише 27%. Однак навіть це дуже амбітна ціль з огляду на стан інфраструктури, окупацію частини потужностей та воєнні ризики.

Польща

Серед наших сусідів Польща демонструє найкращу динаміку. За даними польського Інституту відновлюваної енергетики (IEO), сонячна генерація зросла з 700 ГВт·год у 2019 році до 15 тис. ГВт·год у 2024-му — у двадцять разів за п'ять років. Кількість просьюмерів перевищила 1,5 мільйона — це більше, ніж населення Черкас і Сум разом узятих. 

Двигуном масового ринку стала програма субсидій "Mój Prąd" ("Мій Струм"). Ця програма передбачає безповоротні гранти для домогосподарств на встановлення СЕС в межах 28 тис. злотих ( приблизно €6,5 тис.) Шостий раунд програми отримав рекордний бюджет 1,85 млрд злотих (€430 млн) після 121 000 заявок — і вперше зробив накопичувач обов'язковою умовою участі: 60% поданих заявок вже включали батарейні системи проти 11% у попередньому раунді. Паралельно Національний фонд охорони довкілля відкрив програму субсидування накопичувачів на понад $1 млрд з коштів Фонду модернізації ЄС — мета: ввести понад 5 ГВт·год об'єктів зберігання до 2028 року.

За оцінкою Єврокомісії, Польща вже перевищила свій NECP-показник 2030 року за встановленою потужністю — і є одним із двох членів ЄС, які перегнали власні планові орієнтири раніше строку. Разом із цим її нова ціль у 51% ВДЕ у генерації до 2030-го суттєво поступається середній по ЄС у 66% — тобто Брюссель чекає від Польщі подальшого прискорення.

Однак на тлі цього успіху дедалі гостріше постає проблема примусового обмеження генерації. Так, за першу половину 2025 року оператор мережі PSE скоротив близько 600 ГВт·год сонячної потужності — на 34% більше, ніж за той самий період 2024-го. IEO вказує, що без системних механізмів поглинання надлишкової енергії проблема може подвоїтися, і вже з кінця 2024 року фіксується сповільнення темпів отримання нових дозволів на будівництво.

IEO пропонує системне рішення: надлишковий денний сонячний струм спрямовувати на живлення промислових котлів і теплових насосів. За розрахунками інституту, встановлена потужність таких джерел може досягти 23,4 ГВт до 2035 року і 45 ГВт до 2040-го.

Угорщина

Сектор сонячної енергетики Угорщини також за останні 7 років показав стрімку динаміку зростання: з 4% сонячної генерації у 2019 році до 42% у червні 2025-го. 13 червня 2025 року оператор мережі MAVIR зафіксував рекорд: сонячні системи домогосподарств і промисловості виробили 6,2 ГВт — достатньо, щоб покрити весь внутрішній попит країни протягом дня.

Попри рекордні показники, країна залишається аутсайдером за власними кліматичними зобов'язаннями перед Брюсселем. Угорщина ще у 2024 році перевищила свою цільову потужність у 6 ГВт. Але її ціль у 42% ВДЕ у річній генерації до 2030-го — найнижча серед Вишеградської четвірки і значно нижча за середню по ЄС у 66%. При цьому без масштабних накопичувачів сонячна потужність дає рекорди в червні, але мало що змінює в зимовому енергобалансі. Тож цілком ймовірно, що новому уряду доведеться коригувати програми розвитку СЕС та вести нові перемовини з Брюсселем.

За даними угорського міністерства енергетики вже на початку 2026 року стартують два пакети підтримки акумуляторних систем сумарним обсягом 150 млрд форинтів (~€380 млн) — відповідь уряду на структурний дефіцит гнучких потужностей. Однак, за оцінкою угорської асоціації підприємств сонячної енергетики MANAP, нові дозволи на підключення для великих проєктів не видавалися вже три роки — і без розблокування цього процесу ринок ризикує зупинитися.

Словаччина

Словаччина залишається аутсайдером регіону. За даними Словацької асоціації фотовольтаїчної промисловості (SAPI), за 2019–2023 роки країна додала менш як 50 МВт — за весь п'ятирічний період. Причина: восьмирічний мораторій на підключення до мережі, що діяв до квітня 2021 року, у поєднанні з одними з найвищими в ЄС витратами на підключення. Лише закриття останньої вугільної електростанції у 2024 році й різке зростання цін на електроенергію змусили ринок розворушитися.

Перелом настав, але повільно. У 2025 році Словаччина встановила 243 МВт — дещо менше, ніж 274 МВт у 2024-му. Сукупна потужність — 1,36 ГВт. Оцінка Єврокомісії, опублікована у жовтні 2025 року після розгляду оновленого кліматичного плану Словаччини підтверджує, що ця країна значно відстає від власних зобов'язань. Її ціль у 26% ВДЕ у генерації до 2030-го — найнижча серед Вишеградської четвірки і майже вдвічі нижча за середній показник по ЄС. Ймовірно, що наступний перегляд NECP Брюссель проводитиме жорсткіше.

За прогнозом SAPI, у 2026 році ринок додасть 250–300 МВт, однак стабільність цього зростання залежить від безперервності грантових програм, яка поки нестабільна. Серед рекомендацій асоціації — впровадити аукціони CfD як механізм підтримки для великих проєктів, саме те, що Румунія вже реалізує у другому раунді.

Румунія

Румунія серед наших сусідів демонструє чи не найкращий приклад державної політики стимулювання розбудови СЕС. І це дає свої результати. За даними Румунської асоціації фотовольтаїчної промисловості (RPIA), країна встановила 2,2 ГВт сонячних потужностей у 2025 році — третій рік зростання поспіль. Сегмент великих промислових СЕС майже подвоїв обсяг майже подвоїв обсяг: з 613 МВт у 2024-му до 1,2 ГВт у 2025-му. Загальна потужність перевищила 7 ГВт, і RPIA прогнозує додаткові 2,5 ГВт у 2026 році.

Головний драйвер зростання — система "контрактів на різницю" (CfD), розроблена за підтримки ЄБРР і фінансована через Фонд модернізації ЄС. Суть полягає в тому, що держава гарантує інвестору фіксовану ціну на електроенергію на 15 років. Якщо ринкова ціна впала нижче домовленої — держава доплачує різницю. Якщо піднялась вище — інвестор повертає надлишок. Для бізнесу це означає передбачуваний дохід на роки вперед, що дозволяє спокійно брати банківські кредити під будівництво.

Щоб отримати такий контракт, компанії змагаються на аукціоні — хто погодиться на меншу гарантовану ціну, той і виграє. Другий аукціон, оголошений румунським міністерством енергетики у серпні 2025 року, присудив 1,488 ГВт потужностей із середньою ціною €40,46/МВт·год — при стелі €73/МВт·год. Найнижча заявка склала €35,50/МВт·год. Сукупний результат двох раундів — 4,2 ГВт — вже перевищив цільовий показник Національного плану відновлення та стійкості у 3,5 ГВт.

Паралельно у листопаді 2024 року уряд ухвалив зміни, що звільнили системи зберігання від мережевих тарифів при зарядці та розрядці — і за рік потужності BESS зросли з 10 МВт до 137 МВт, у чотирнадцять разів.

Болгарія

Болгарія 2025 третій рік поспіль ввела понад 1 ГВт нових сонячних потужностей і вперше потрапила до топ-10 сонячних ринків ЄС. За даними ENTSO-E, сукупна потужність сягнула майже 6 ГВт.

Крім того, за даними профільного видання Balkan Green Energy News найбільшим введеним у 2025 році об'єктом стала перша черга гібридного парку Tenevo: 315 МВт сонця і 760 МВт·год накопичувачів. Таким чином Болгарія вже виконала свій NECP-показник у 3200 МВт ВДЕ задовго до строку 2030 року.

За даними асоціації виробників та постачальників електроенергії Болгарії APSTE близько 90% нових потужностей 2025 року це саме великі промислові СЕС. А на 2026 рік APSTE прогнозує рекордні введення — близько 2,5 ГВт у будівництві або на просунутій стадії розробки.

Проте є стримувач, який не залежить від інвесторів. За оцінкою APSTE, eco-податки і збори за переробку для сонячних панелей і батарей у Болгарії нині у 5–10 разів вищі, ніж у порівнянних країнах ЄС. Проблема внутрішня, але вона суперечить духу Зеленого курсу, і ймовірно найближчим часом Брюссель тиснутиме на Софію щодо їх перегляду.

Що це означає для України

Поки п'ять сусідніх країн розвивають сонячну енергетику під тиском кліматичних зобов'язань перед Брюсселем. Зелений курс ЄС, ухвалений у 2019 році, встановив зобов'язуючу ціль: щонайменше 42,5% відновлюваної енергії у загальному споживанні до 2030 року, з амбіцією досягти 45%. Після вторгнення Росії в Україну Єврокомісія додала до цього REPowerEU — план позбутися залежності від російських енергоносіїв, що зробив ціль 700 ГВт встановленої сонячної потужності до 2030 року офіційною стратегією. Кожна країна-член ЄС зобов'язана фіксувати свій шлях до цих цілей у кліматичному плані, поданому до Єврокомісії.

Тим часом, Україна пройшла власний, жорсткіший шлях. Зима 2025/2026 стала для українського ринку потужнішим каталізатором, ніж будь-яка державна програма: масовані обстріли інфраструктури остаточно переконали бізнес і домогосподарства, що власна генерація — це вже не опція, а умова виживання. За підсумками 2025 року в Україні збудували 1,5 ГВт нових СЕС, імпортували 2,5 ГВт сонячних панелей та 1,3 ГВт акумуляторних батарей.

До цього додається тиск іншого роду. З 1 січня 2026 року в ЄС повноцінно запрацював транскордонний вуглецевий тариф. Тож зараз ЄС починає стягує вуглецевий збір з імпорту товарів, вироблених із великими викидами CO₂. Під дію механізму підпадають сталь, алюміній, добрива, цемент і електроенергія. За даними Єврокомісії, Україна у 2024 році входила до двох найбільших постачальників таких товарів до ЄС і відповідала за близько 14% загального обсягу CBAM-імпорту. 

Тобто власна зелена генерація, яку бізнес сьогодні будує щоб пережити блекаут, завтра автоматично стає інструментом зниження вуглецевого сліду — і відповідно CBAM-навантаження на промислових експортерів. Тим часом впровадження накопичувачів в Україні формують два чинники одночасно: блекаути, які змусили бізнес шукати автономію, і аукціони Укренерго, які відкрили ринок балансуючих послуг для BESS-операторів. Термін окупності для бізнес-проєктів скоротився до 2–3 років.

Однак структурна проблема залишається інституційною. В той час, як Румунія розвиває передбачувані 15-річні CfD-контракти, Україна досі не має аналогічного механізму для великих проєктів. Борг "Гарантованого покупця" перед виробниками ВДЕ, який станом на квітень 2026 сягає 22 млрд гривень, залишається головним бар'єром для залучення великого приватного капіталу. А рецепт вирішення проблем можна з досвіду сусідів: CfD-аукціони за румунською моделлю плюс масова підтримка просьюмерів за польською. В результаті це зніме бар'єр CBAM для нашого експорту та дасть нам квиток до ЄС.