Il regolatore francese riprogetta le aste solari per incentivare le batterie co-localizzate
Il regolatore francese riprogetta le aste solari per incentivare le batterie co-localizzate
In tutta Europa, i tassi di cattura del solare stanno diminuendo con l'aumento della capacità installata. In Francia, il rapporto tra il prezzo di cattura del solare e il prezzo di cattura baseload positivo è sceso dal 97% nel 2022 al 60% nel 2025.
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Nonostante ciò, le condizioni attuali delle aste non hanno reso la co-localizzazione economicamente attraente e il tasso di cattura per gli asset assegnati è in calo.
Il regolatore francese dell’energia (CRE) ha pubblicato recentemente una consultazione proponendo di riprogettare il meccanismo di contract-for-difference per gli impianti solari assegnati dal 2027 in poi. Il nuovo schema proposto incentiverebbe direttamente la co-localizzazione delle batterie con i progetti solari.
Le nuove aste solari dovrebbero consentire al FV di caricare le batterie co-localizzate durante le ore a prezzo negativo
Con le regole attuali, un impianto FV deve interrompere la produzione durante le ore a prezzo negativo per ricevere la compensazione.
Il sistema attuale impedisce alla batteria co-localizzata di caricarsi dal FV durante tali 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 poi l’energia quando i prezzi tornano positivi.
Per rendere applicabile questa modifica, la CRE propone un nuovo schema di misurazione che monitora separatamente i flussi energetici all’array FV, alla batteria e al 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
Con le aste solari PPE2 storiche, il top-up CfD veniva calcolato rispetto al prezzo di cattura del solare. Con l’aumento della capacità installata, questo riferimento si è disaccoppiato dalla media baseload, passando dal 97% del prezzo di cattura baseload positivo 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 al prezzo di cattura baseload positivo. Lo sviluppatore sostiene quindi la differenza quando la produzione solare si concentra nelle ore a basso prezzo e ha un incentivo finanziario diretto ad evitarle.
Co-localizzare una batteria è il modo più diretto per farlo, spostando la produzione dalle ore centrali a bassa domanda alle fasce serali di maggior valore, riducendo il gap tra tasso di cattura solare e riferimento baseload.
Il miglioramento varia a seconda della regione: i siti del sud concentrano la produzione in una stretta finestra diurna, dove la cannibalizzazione colpisce di più, 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 fotovoltaici 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 massima.
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’ingresso 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 ricevere il premio Pneg. Lo Stato compensa la produzione limitata al 50% di Pmax per ora, con un tetto massimo di 1.600 meno le ore annue a pieno carico (FLH) del progetto.
Un progetto che genera 1.300 FLH può richiedere la compensazione al massimo per 300 ore negative all’anno. Con l’aumentare delle ore negative, una quota crescente non rientra in questo limite 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 su 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 il tasso di compensazione al 25% di Pmax e mantiene una franchigia. Questo aumenta il gap non compensato 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 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 resa solare del progetto, alla dimensione della batteria e al volume ipotizzato di ore negative.
Metodologia
Simulazione: Simuliamo 1 MW di FV su ogni ora del 2025, utilizzando la distribuzione delle ore a prezzo negativo day-ahead EPEX Spot da ENTSO-E (Francia). La forma della distribuzione oraria è fissata sui dati 2025; il cursore "Ore negative" scala il volume totale mantenendo questa forma. Il profilo FV segue una curva gaussiana centrata sul mezzogiorno solare, calibrata sulla resa selezionata. Il BESS si carica dal FV durante le ore negative e scarica nel picco serale (17–21).
Approssimazione della compensazione: La CRE compensa un valore fisso di 50% × Pmax per ora, indipendentemente dalla produzione reale. Poiché il capacity factor FV medio diurno è vicino al 50%, questo copre circa il 100% della produzione realmente limitata, coerentemente con la Tabella 7 della CRE (nota del 5 marzo 2026). Gli impianti con alto rapporto DC/AC potrebbero avere una produzione reale leggermente superiore a 50% × Pmax, per cui la compensazione copre poco meno del 100%. Per l’Opzione 2, il fattore dimezzato (25% × Pmax) copre circa il 50% della produzione reale.
Ore residue non compensate con l’Opzione 1: anche con una batteria da 2 ore, rimane un piccolo numero di ore non compensate. Questo succede quando la batteria è già piena all’inizio di una nuova sequenza di ore negative, tipicamente in episodi di più giorni in primavera quando i prezzi negativi arrivano presto e la batteria non si è scaricata completamente dal giorno precedente. Un algoritmo di dispacciamento che anticipa le ore negative tramite i prezzi day-ahead può ridurre ulteriormente questo residuo.
L’esperienza tedesca suggerisce che i prezzi delle vecchie e nuove aste potrebbero convergere rapidamente
L’Innovationsausschreibung tedesca richiede storage co-localizzato dal 2022. La logica di base coincide con la proposta francese: la 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 l’aumentare della competizione, i prezzi sono scesi a 53 €/MWh in due anni, convergendo con le aste EEG solo FV intorno ai 50 €/MWh.
Il premio per lo storage co-localizzato si è ridotto man mano che più sviluppatori partecipavano e imparavano a valorizzare lo spostamento dell’energia.
I due schemi differiscono su alcuni punti. La Germania vieta la carica da rete e impone un rapporto batteria minimo del 25% con requisito di scarica di 2 ore. La Francia non impone tali limiti e consente la carica da rete.
Questo offre agli sviluppatori francesi più leve per estrarre valore dalla batteria, ma anche più variabili da ottimizzare. Nelle recenti aste CRE per il solare, il prezzo medio assegnato era di 79 €/MWh.
Il nuovo tetto ibrido a 95 €/MWh offre agli sviluppatori 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 progetti ibridi prima dell’apertura della prima asta
La scadenza 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 delle diverse formule di compensazione sui ricavi, testare come il vincolo di immissione influenzi il dimensionamento ottimale della batteria a diversi livelli di irraggiamento e adattare le strategie autorizzative alle configurazioni co-localizzate.
Gli sviluppatori che avranno completato questo lavoro progettuale prima dell’apertura della prima asta saranno meglio posizionati per presentare offerte competitive.
