La capacità solare installata ha superato i 100 GW. Ma la domanda di punta estiva raramente supera i 60 GW. Nelle giornate di sole, il solare inonda il mercato e spinge i prezzi ai minimi.
L’impatto è già visibile nell’economia dei progetti merchant.
Tuttavia, il 90% dei progetti in Germania è sostenuto da sussidi a prezzo fisso – e questi pagamenti sono coperti dal bilancio federale.
Cosa deve fare la Germania per tutelare i consumatori e garantire che il solare sia prezioso per il sistema nel lungo periodo?
Questa analisi approfondirà:
- Come il capture rate solare in Germania è sceso dal 98% al 54% in meno di tre anni.
- Perché la produzione estiva cresce cinque volte più velocemente rispetto all’inverno.
- Come l’aumento della produzione sta cambiando il merit order.
- Perché il capture rate annuale tedesco ora è pari a quello spagnolo.
- Cosa significa tutto ciò per la progettazione dei sussidi e l’economia dello storage.
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I capture rate del solare tedesco sono diminuiti del 44%
Il capture rate solare misura il prezzo medio che i produttori solari ricevono, rispetto al prezzo medio di mercato.
Nel 2025 finora, questo valore si è attestato in media solo al 54% - in calo rispetto al 98% del 2022.
Sta emergendo un chiaro andamento stagionale: a maggio e giugno, i capture rate mensili sono scesi fino a 0,43 e 0,44.
L’estate sta diventando il periodo cruciale per la redditività dei progetti.
La produzione estiva cresce 5 volte più rapidamente dell’inverno
Lo scorso anno, il 43% della produzione solare si è concentrato in soli tre mesi – giugno, luglio e agosto.
L’alta latitudine della Germania e l’orientamento a sud dei pannelli fanno sì che ogni nuovo gigawatt installato produca 5 volte più energia in estate.
Mentre la domanda a mezzogiorno cala di circa 1 GW all’anno, la produzione solare cresce di 3 GW.
Più solare insegue una domanda sempre più bassa, coprendola più spesso.
Questa dinamica aumenta la pressione sull’economia dei progetti:
- Il solare diventa più spesso il produttore marginale, spingendo i prezzi verso il basso.
- Più energia viene venduta a questi prezzi inferiori.
In definitiva, i capture rate calano perché si vende più energia quando il prezzo lo fa il solare. È la cannibalizzazione solare.
Il solare determina il prezzo sempre più spesso
Il mercato day-ahead tedesco è un’asta pay-as-cleared. I produttori fanno offerte in base ai propri costi e le offerte più basse vengono accettate fino a coprire la domanda.
Il prezzo minimo di mercato è -500 €/MWh. Gli impianti must-run e le rinnovabili sovvenzionate spesso offrono a questo livello per garantire la produzione.
Negli ultimi cinque anni, altri 11 GW hanno iniziato a offrire prezzi negativi durante il giorno.
Di notte, la struttura dell’offerta è simile a quella del 2020, segno che il cambiamento è guidato soprattutto dalla nuova capacità solare incentivata.
Con l’aumento della capacità installata, il solare sostituisce sempre più spesso i produttori termici come marginali. Quando si spegne l’ultima unità termica, i prezzi possono crollare anche di 100 €/MWh o più.
E il crollo sta accelerando
I capture rate sono scesi sotto il 50% 11 volte nel 2022, salendo a 31 nel 2023 e 63 nel 2024. Raddoppiando ogni anno.
Non si tratta di un andamento lineare. Ogni anno, l’aumento del solare fa crescere il numero di giorni in cui i ricavi crollano.
La Germania ha meno solare della Spagna, ma capture rate ugualmente bassi
La penetrazione del solare in Spagna è quasi doppia rispetto alla Germania: 18% contro 10%.
Eppure, i capture rate annuali sono quasi identici.
Tutto si riduce a stagionalità e profilo della domanda
La posizione della Spagna, più vicina all’equatore, garantisce un profilo di produzione più uniforme durante l’anno rispetto alla Germania.
Anche i profili di domanda sono diversi:
- In Spagna, il caldo estivo aumenta la domanda di condizionamento, aiutando ad assorbire la produzione diurna.
- In Germania, la domanda è più piatta, con solo un lieve picco invernale dovuto al riscaldamento domestico.
In Spagna, i capture rate calano nelle mezze stagioni ma tengono meglio d’estate, e beneficiano anche di una buona produzione invernale, quando i prezzi sono più alti.
Perché la Germania continua a costruire solare, anche se i rendimenti calano?
Perché la maggior parte del solare tedesco è protetta dai segnali di mercato.
Oltre il 90% della capacità installata è sostenuta da incentivi pubblici – tariffe incentivanti (FiT) o premi di mercato. Questi meccanismi garantiscono ricavi anche quando i prezzi crollano.
Dal 2017, la Germania è passata dal sostegno a prezzo fisso alle aste competitive per la maggior parte della nuova capacità.
Con aste spesso sovrascritte, alcuni sviluppatori hanno scelto PPA o esposizione merchant.
Le nuove regole sui prezzi negativi introdotte nel 2021, unite a una quota merchant crescente, fanno sì che una piccola ma crescente quota di solare sia ora esposta al rischio di mercato.
Ma la maggior parte della capacità installata è protetta dai vecchi regimi – e questi costi sono coperti dal bilancio federale.
Con il calo dei capture rate, il gap di supporto si allarga.
Questo alimenta la pressione per una riforma dei sussidi e rende lo storage un pilastro centrale per gli investimenti a lungo termine.
Conclusione: il valore del solare cala, ma lo storage non è mai stato così strategico
La Germania sta installando solare più velocemente di quanto la rete possa assorbirlo, facendo scendere i capture rate e aumentare i costi dei sussidi.
Con un obiettivo di 215 GW al 2030, questo squilibrio è destinato a crescere.
I fondamentali lanciano segnali forti per le batterie.
Una rete inondata di energia a basso costo nelle ore centrali crea condizioni ideali per lo storage – spostando l’energia dove serve, riducendo i costi e migliorando l’efficienza del sistema.
Questo è positivo per i consumatori – e rafforza la sostenibilità economica.
Le batterie possono ridurre i pagamenti dei sussidi e ottenere ricavi merchant, attirando capitali privati nella transizione energetica tedesca.
La capacità di batterie dovrebbe raggiungere i 3 GW entro fine anno, ma non basta per tenere il passo con la crescita del solare.
La domanda ora è se lo storage riuscirà a crescere abbastanza velocemente da salvare la redditività del solare.
