​In tutta Europa, i tassi di cattura del solare stanno diminuendo man mano che aumenta 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 attraente, e il tasso di cattura degli asset aggiudicati è in calo.

Il regolatore energetico francese (CRE) ha recentemente pubblicato una consultazione che propone di riprogettare il meccanismo del contract-for-difference per gli impianti solari aggiudicati dal 2027 in poi. Il nuovo schema proposto incentiverebbe direttamente la co-localizzazione delle batterie con i progetti solari.

I nuovi bandi solari dovrebbero consentire al FV di caricare le 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 la compensazione.

L’attuale sistema 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 schema 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 sistema di misurazione che traccia separatamente i flussi energetici nell’impianto FV, nella batteria e nel 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 al developer

​Nei precedenti bandi solari PPE2, l’integrazione CfD veniva calcolata rispetto al prezzo di cattura del solare. Con l’aumento della capacità installata, questo riferimento si è sganciato dalla media baseload, passando 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 invece di indicizzare il CfD al prezzo positivo di baseload. Il developer si assume così la perdita quando la produzione solare si concentra nelle ore a basso prezzo, avendo un incentivo finanziario diretto a 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 gap tra il tasso di cattura solare e il riferimento baseload.

Il miglioramento varia a seconda della regione: i siti del sud concentrano la produzione in una ristretta 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 FV è al massimo.

Il modello è prevedibile: i prezzi negativi si concentrano tra le 10 e le 16 da marzo a settembre, proprio quando gli impianti FV producono di più. Con l’entrata in funzione di nuova capacità, queste ore aumenteranno ulteriormente.

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

Un progetto che genera 1.300 FLH può richiedere la compensazione per al massimo 300 ore a prezzo negativo all’anno. Con l’aumento delle ore negative, una quota crescente supera questo tetto e non riceve compensazione.

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

• Opzione 1 (preferita dalla CRE): elimina il tetto basato sulle FLH e introduce una franchigia giornaliera di 2 ore. La compensazione 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 la compensazione al 25% di Pmax e mantiene una franchigia. Questo amplia il gap non compensato per tutti i progetti e offre la protezione più debole contro l’esposizione ai prezzi negativi.
• Opzione 3: mantiene il 50% di Pmax ma fissa una franchigia 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 produzione solare del progetto, alla dimensione della batteria e al volume di ore a prezzo negativo ipotizzate.

​L’esperienza tedesca suggerisce che i prezzi dei vecchi e nuovi bandi potrebbero convergere rapidamente

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

​Le prime aste ibride in Germania erano sottoscritte, con prezzi aggiudicati a partire da 83 €/MWh. Con la crescita della concorrenza, i prezzi sono scesi a 53 €/MWh in due anni, convergendo con le aste EEG solo FV a circa 50 €/MWh.

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

​I due schemi differiscono su diversi punti. La Germania vieta la carica da rete e impone un rapporto minimo batteria del 25% con requisito di scarica di 2 ore. La Francia non impone tali rapporti e consente la carica da rete.

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

Il nuovo tetto per gli ibridi a 95 €/MWh offre un margine per l’investimento nella batteria. 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 i progetti ibridi prima dell’apertura del primo bando

Il termine per rispondere alla consultazione è il 30 aprile 2026 e il primo bando ibrido potrebbe aprire tra fine 2026 e inizio 2027.

Gli IPP solari dovrebbero già modellare l’impatto delle diverse formule di compensazione sui ricavi, testare come il vincolo di iniezione influisce sul dimensionamento ottimale della batteria a diversi livelli di irraggiamento e adeguare le strategie autorizzative per le configurazioni co-localizzate.

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