La capacità solare installata ha superato i 100 GW. Ma la domanda di punta estiva raramente supera i 60 GW. Nei giorni di sole, il solare inonda il mercato e spinge i prezzi al minimo.
L’impatto è già visibile nell’economia dei progetti merchant.
Ma il 90% dei progetti in Germania è sostenuto da sussidi a prezzo fisso – e questi pagamenti sono coperti dal bilancio federale.
Cosa deve fare quindi la Germania per proteggere i consumatori e garantire che il solare abbia valore per il sistema nel lungo periodo?
Questa ricerca analizzerà:
- Come il capture rate solare in Germania è sceso dal 98% al 54% in meno di tre anni.
- Perché la produzione estiva cresce 5 volte più velocemente rispetto all’inverno.
- Come l’aumento della produzione sta cambiando il merit order.
- Perché il capture rate annuale della Germania ora eguaglia quello della Spagna.
- Cosa significa tutto questo per la progettazione dei sussidi e l’economia dello storage.
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I capture rate solari tedeschi sono diminuiti del 44%
Il capture rate solare misura il prezzo medio che i produttori solari ricevono rispetto al prezzo di mercato complessivo.
Nel 2025 finora, questa percentuale si è attestata 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 decisivo 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’elevata latitudine della Germania e il design dei pannelli orientati a sud fanno sì che ogni nuovo gigawatt di capacità installata produca 5 volte più energia in estate.
Mentre la domanda cala di circa 1 GW all’anno, la produzione solare di punta cresce di 3 GW.
Più solare insegue una domanda sempre più bassa, coprendola sempre 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 bassi.
Alla fine, i capture rate scendono perché più energia viene venduta quando il prezzo lo fa il solare. Questa è la cannibalizzazione solare.
Il solare determina il prezzo più spesso
Il mercato day-ahead tedesco è un’asta pay-as-cleared. I produttori offrono generalmente in base ai loro costi, e le offerte a minor costo 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 composizione dell’offerta è simile a quella del 2020, segno che il cambiamento è guidato soprattutto dalla nuova capacità solare sovvenzionata.
Con l’aumento della capacità installata, il solare sostituisce sempre più spesso i generatori termici come produttore marginale. Una volta spenta l’ultima unità termica, i prezzi possono crollare rapidamente, 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 una progressione lineare. Ogni anno, più solare aumenta il numero di giorni in cui i ricavi crollano.
La Germania ha meno solare della Spagna, ma i capture rate sono altrettanto bassi
La penetrazione del solare in Spagna è quasi il doppio rispetto alla Germania: 18% contro 10%.
Tuttavia, i capture rate annuali sono quasi identici.
Tutto dipende da stagionalità e profilo della domanda
La posizione della Spagna più vicina all’equatore offre un profilo di generazione più uniforme durante l’anno rispetto alla Germania.
Anche i modelli di domanda sono diversi:
- In Spagna, il caldo estivo aumenta la domanda per il condizionamento, aiutando ad assorbire la produzione diurna.
- In Germania, la domanda è più piatta, con un modesto picco invernale dovuto al riscaldamento domestico.
I capture rate in Spagna calano nelle mezze stagioni ma tengono meglio in 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 in Germania è protetta dai segnali di mercato.
Oltre il 90% della capacità installata è sostenuta da incentivi pubblici – sia tariffe incentivanti (FiT) che premi di mercato. Questi schemi 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 le aste sempre più partecipate, alcuni sviluppatori hanno scelto PPA o l’esposizione al mercato merchant.
Le nuove regole sui prezzi negativi introdotte nel 2021, insieme a una quota merchant in crescita, fanno sì che una piccola ma crescente parte del solare sia ora esposta al rischio di mercato.
Tuttavia, la maggior parte della capacità installata è protetta da vecchi schemi – e questi costi sono coperti dal bilancio federale.
Con il calo dei capture rate, il gap da coprire con i sussidi si allarga.
Questo alimenta la pressione per una riforma degli incentivi e fa dello storage un pilastro centrale per gli investimenti di lungo termine.
Conclusione: il valore del solare scende, ma lo storage non è mai stato così strategico
La Germania sta aggiungendo solare più velocemente di quanto la rete riesca ad assorbirlo, facendo crollare i capture rate e aumentando i costi dei sussidi.
Con un obiettivo di 215 GW entro il 2030, questo squilibrio è destinato a crescere.
I fondamentali sono molto favorevoli alle 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 aumentando l’efficienza del sistema.
Questo è positivo per i consumatori – e rende il caso di business molto interessante.
Le batterie possono ridurre i pagamenti dei sussidi mentre generano ricavi merchant, canalizzando capitali privati nella transizione energetica tedesca.
La capacità di batterie dovrebbe raggiungere 3 GW entro la fine dell’anno, ma non basta per tenere il passo con l’espansione del solare.
La domanda ora è se lo storage riuscirà a crescere abbastanza rapidamente da salvare la redditività degli investimenti solari.
