​In tutta Europa, i tassi di cattura del solare stanno diminuendo man mano che cresce la capacità installata. In Francia, il rapporto tra il prezzo di cattura del solare e il prezzo positivo di baseload è sceso dal 97% nel 2022 al 60% nel 2025.

Nonostante ciò, le attuali condizioni di gara non hanno reso la co-localizzazione economicamente attrattiva e il tasso di cattura degli asset aggiudicati è in calo.

Il regolatore dell’energia francese (CRE) ha recentemente pubblicato una consultazione proponendo di ridisegnare il meccanismo contract-for-difference per gli asset solari aggiudicati dal 2027 in poi. Il nuovo quadro proposto incentiverebbe direttamente la co-localizzazione di batterie con impianti solari.

Le nuove aste solari dovrebbero consentire al FV di caricare batterie co-localizzate durante le ore a prezzo negativo

Secondo le regole attuali, un impianto FV deve interrompere la produzione durante le ore a prezzo negativo per ricevere il compenso.

Il sistema attuale impedisce a una batteria co-localizzata di caricarsi dal FV in quelle ore, poiché il regolatore classifica ogni flusso di energia come produzione.

​Il nuovo quadro proposto sostituisce il concetto di "non-produzione" con quello di "non-immissione". L’esportazione in rete resta vietata, ma il FV può ora alimentare direttamente la batteria. La batteria scarica successivamente quando i prezzi tornano positivi.

Per rendere questa misura applicabile, la CRE propone un nuovo schema di misurazione che traccia separatamente i flussi energetici a livello di campo FV, batteria e punto di connessione alla rete. Solo la carica FV-batteria dà diritto al premio.

La nuova struttura CfD proposta trasferisce il rischio di cannibalizzazione solare allo sviluppatore

​Nelle aste solari storiche PPE2, l’integrazione CfD veniva calcolata sul prezzo di cattura del solare. Con l’aumento della capacità installata, questo riferimento si è disaccoppiato dalla media baseload, scendendo dal 97% del prezzo positivo di baseload nel 2022 al 60% nel 2025.

Questo calo aumenta il costo pubblico del CfD, poiché lo Stato deve compensare un divario crescente tra la tariffa garantita e un prezzo di riferimento di mercato in diminuzione.

La CRE propone di indicizzare il CfD sul prezzo positivo di baseload. Lo sviluppatore sostiene quindi la differenza quando la produzione solare si concentra nelle ore a basso prezzo, con un incentivo finanziario diretto ad evitarle.

Co-localizzare una batteria è il modo più diretto per farlo, spostando la produzione dalle ore centrali di sovrapproduzione a quelle serali di maggior valore, riducendo il divario tra il tasso di cattura del solare e il riferimento baseload.

Il miglioramento varia a seconda della regione: i siti del sud concentrano la produzione in una stretta finestra di mezzogiorno, dove la cannibalizzazione è più forte, mentre quelli del nord distribuiscono la generazione su un profilo estivo più piatto.

Le nuove formule di compensazione potrebbero ridurre le ore negative non compensate per i progetti ibridi

​I prezzi negativi sono diventati un problema strutturale crescente per i produttori solari francesi. Nel 2025, la Francia ha registrato 513 ore a prezzo negativo, in forte aumento rispetto agli anni precedenti. Si concentrano in primavera ed estate, quando la produzione solare raggiunge il picco.

Il modello è prevedibile: i prezzi negativi si accumulano tra le 10 e le 16 da marzo a settembre, proprio quando gli impianti FV producono di più. Con l’aumento della capacità, queste ore continueranno a crescere.

​Secondo le regole attuali, gli impianti FV devono limitare la produzione durante le ore a prezzo negativo per ricevere il premio Pneg. Lo Stato compensa la produzione limitata al 50% di Pmax per ora, con un tetto di 1.600 meno le ore annue a pieno carico (FLH) del progetto.

Un progetto che genera 1.300 FLH può richiedere il compenso per un massimo di 300 ore negative all’anno. Con l’aumento delle ore negative, una quota crescente esce da questo limite e non viene compensata.

Per dare ai produttori strumenti per gestire questa esposizione, la CRE propone tre nuove formule:

• Opzione 1 (preferita dalla CRE): elimina il tetto basato su FLH e introduce una franchigia giornaliera di 2 ore. Il compenso resta al 50% di Pmax. I progetti ibridi possono assorbire le ore di franchigia caricando la batteria invece di limitare la produzione, riducendo quasi a zero l’esposizione non compensata.
• Opzione 2: dimezza il tasso di compenso al 25% di Pmax e mantiene una franchigia. Questo amplia la quota non compensata per tutti i progetti e offre la protezione più debole contro l’esposizione ai prezzi negativi.
• Opzione 3: mantiene il tasso al 50% di Pmax ma prevede una franchigia fissa annua di 300 ore non compensate, applicata solo tra le 8 e le 20.

Il simulatore qui sotto stima le ore negative non compensate in base alla resa solare del progetto, alla dimensione della batteria e al volume ipotizzato di ore a prezzo negativo.

​L’esperienza tedesca suggerisce che i prezzi delle vecchie e nuove aste potrebbero convergere rapidamente

​L’Innovationsausschreibung tedesca richiede lo storage co-localizzato dal 2022. La logica di fondo è simile alla proposta francese: una batteria assorbe l’energia nelle ore a basso prezzo e la sposta in periodi di maggior valore.

​Le prime aste ibride in Germania hanno avuto poca partecipazione, con prezzi aggiudicati a partire da 83 €/MWh. Con l’aumento della competitività, i prezzi sono scesi a 53 €/MWh in due anni, convergendo con le aste EEG solo FV intorno a 50 €/MWh.

Il premio per lo storage co-localizzato si è ridotto man mano che più sviluppatori hanno partecipato e imparato a valorizzare il servizio di spostamento dell’energia.

​I due quadri normativi differiscono su alcuni punti. La Germania vieta la carica da rete e impone un rapporto minimo batteria del 25% con obbligo di scarica di 2 ore. La Francia non impone tali vincoli e consente la carica da rete.

Questo offre agli sviluppatori francesi più leve per valorizzare la batteria, ma anche più variabili da ottimizzare. Nelle ultime aste solari CRE, il prezzo medio aggiudicato era di 79 €/MWh.

Il nuovo tetto ibrido a 95 €/MWh offre un margine per l’investimento in batterie. Questo margine si ridurrà man mano che gli sviluppatori impareranno a dimensionare e gestire i sistemi ibridi in modo più efficiente.

Gli IPP solari dovrebbero modellare configurazioni ibride prima dell’apertura della prima asta

Il termine per rispondere alla consultazione è il 30 aprile 2026 e la prima asta ibrida potrebbe aprire tra fine 2026 e inizio 2027.

Gli IPP solari dovrebbero già modellare l’impatto sui ricavi di ciascuna formula di compensazione, testando come il vincolo di immissione influenzi il dimensionamento ottimale delle batterie a diversi livelli di irraggiamento e adattando le strategie autorizzative per le configurazioni co-localizzate.

Gli sviluppatori che avranno completato questo lavoro di progettazione prima dell’apertura della prima asta saranno meglio posizionati per presentare offerte competitive.