Gli impianti solari producono elettricità nello stesso momento, facendo scendere i prezzi man mano che l’offerta arriva sul mercato. La domanda, i contratti e il resto del mix di generazione determinano quanto possono calare i prezzi.

Nel webinar «Prospettive per il solare europeo: prezzi negativi, prezzi di cattura e co-localizzazione», Till Stehr e Pablo Martínez analizzano le implicazioni per i proprietari degli impianti e spiegano come batterie, tracker e accesso alla rete possano migliorare i rendimenti.

Tra i mercati che monitoriamo, la Spagna registra più ore a prezzi negativi, ma i prezzi scendono meno

Nel nostro confronto, la Spagna registra il maggior numero di ore a prezzi negativi, ma i prezzi raramente scendono molto sotto lo zero. Molti contratti di acquisto di energia solare (PPA) non prevedono pagamenti in queste ore, perciò gli impianti riducono la produzione invece di pagare per continuare a generare elettricità.

In Germania, alcuni vecchi incentivi premiano la produzione continuativa, mentre una parte degli impianti fotovoltaici sui tetti non reagisce ai prezzi. Una quota maggiore di generazione resta quindi attiva, spingendo i prezzi ulteriormente sotto zero. La differenza dipende dagli incentivi e dalla flessibilità, oltre che dalla capacità solare installata.

Anche il meteo ha influito sui risultati della Spagna. Una primavera piovosa ha aumentato la produzione idroelettrica, facendo scendere i prezzi già a inizio anno. Il divario rispetto agli altri mercati non ha continuato ad ampliarsi durante l’estate, perché la maggiore domanda ha contribuito ad assorbire la produzione solare.

Quanta produzione di un impianto solare ricade nelle ore a prezzi negativi?

In Spagna, il rischio principale è perdere vendite nelle ore in cui gli impianti producono di più. Nel caso di un impianto virtuale nel sud della Spagna, nei 12 mesi fino a ottobre il 21% della produzione potenziale è ricaduto in ore a prezzi negativi.

Smettere di produrre durante queste ore aumenta il prezzo medio ottenuto dall’impianto, ma riduce l’elettricità venduta. Per questo, i prezzi di cattura vanno considerati insieme ai volumi e ai ricavi totali.

Lo stesso vale per i PPA: nel nostro esempio, un contratto da 40 €/MWh ha pagato solo 33 € per MWh di produzione potenziale, una volta escluse le ore a prezzi negativi. Il prezzo indicato nel contratto non dice ai proprietari quanta produzione verrà effettivamente remunerata. Questo aspetto è particolarmente importante in primavera, quando lunghi periodi con prezzi appena sotto zero possono escludere dal pagamento una quota considerevole della produzione.

Perché, secondo le nostre previsioni, il solare spagnolo ha il prezzo di cattura più basso tra i quattro mercati?

La Spagna copre già con il solare una quota elevata della domanda diurna. La pressione è maggiore in primavera, quando la produzione è alta ma la domanda legata all’uso dei condizionatori non è ancora cresciuta. L’aumento della domanda estiva aiuta poi ad assorbire una maggiore produzione e a sostenere i prezzi. In Germania si osserva un incremento stagionale della domanda più contenuto, perciò la produzione aggiuntiva estiva deve confrontarsi con una concorrenza maggiore.

Anche i prezzi più elevati del gas nel 2026 hanno contribuito ad aumentare i ricavi del solare, facendo salire il prezzo medio dell’elettricità in tutta Europa. Il vantaggio si manifesta nelle ore in cui il gas è ancora necessario per soddisfare la domanda e determina il prezzo dell’elettricità. Quando invece la produzione solare spinge già i prezzi verso lo zero, il gas più caro offre un sostegno limitato.