Il 17 settembre 2026, l'autorità polacca per l'energia URE ha pubblicato il calendario delle aste per le energie rinnovabili di quest'anno. Sette sessioni si svolgeranno tra il 2 e il 10 novembre. Verranno messi all'asta fino a 76,1 TWh di elettricità per un valore di 24,9 miliardi di PLN tramite contratti per differenza (CfD) di 15 anni.

Sulla carta, il CfD solare polacco è meno generoso rispetto a quello britannico. L'integrazione è data dalla differenza tra il prezzo di esercizio di un impianto solare e il TGeBase, cioè il prezzo medio del giorno successivo su tutte le 24 ore. Non si basa sul prezzo effettivo di vendita dell'energia solare.

Poiché il solare vende la maggior parte della produzione intorno a mezzogiorno, quando i prezzi polacchi ora scendono a meno della metà di quella media, l'integrazione non copre il divario. Finora, nel 2026, un impianto solare che ha vinto al massimo d'asta di 389 PLN/MWh avrebbe guadagnato 201 PLN/MWh per ogni MWh passato tramite il contratto. Un impianto merchant che vende tutta la produzione ai prezzi di mercato ha guadagnato 297 PLN/MWh.

Eppure gli sviluppatori solari continuano a partecipare, perché in pratica utilizzano il contratto in modo diverso rispetto a un CfD standard. Lo considerano un prezzo minimo garantito su parte della produzione, piuttosto che un prezzo fisso su tutta la generazione. Le regole lo permettono, ma non era questa l'intenzione dei progettisti del sistema.

Punti chiave

• Un'offerta solare al tetto massimo di 389 PLN/MWh avrebbe guadagnato meno rispetto alle vendite merchant in ogni anno dal 2022 al 2026.
• I vincitori solari nel 2025 hanno offerto circa 520–650 MWh per MW all'anno, pari a metà o due terzi della produzione annua attesa.
• Offrendo metà della produzione e regolando solo il minimo, un impianto solare avrebbe ottenuto 297 PLN/MWh nel periodo 2023-2025, contro 177 PLN/MWh se tutta la produzione fosse stata sotto contratto.

Sulla carta, un CfD solare ha pagato meno del mercato ogni anno dal 2022

Ogni vincitore viene pagato in base alla propria offerta, cioè il prezzo di esercizio, per 15 anni. Le offerte non possono superare il prezzo di riferimento governativo, 389 PLN/MWh per il solare sopra 1 MW dal 2023, e le offerte vincenti dell'anno scorso erano tra 216 PLN/MWh e 329 PLN/MWh.

Un'offerta al tetto massimo difficilmente vince anche quando l'asta è sottoscritta, perché le offerte vincenti possono coprire al massimo l'80% del volume offerto da tutti i partecipanti, una regola pensata per favorire la concorrenza quando i progetti sono pochi. Le offerte sono classificate solo in base al prezzo, quindi almeno il quinto più costoso del volume offerto perde sempre, e 22 delle 98 offerte valide nell'asta sopra 1 MW dell'anno scorso sono state escluse per questo motivo.

Il contratto è bilaterale e viene regolato rispetto al TGeBase, la media dei prezzi orari giornalieri sul mercato day-ahead TGE. L'operatore di regolamento Zarządca Rozliczeń paga al produttore la differenza quando il TGeBase è sotto il prezzo di esercizio, e il produttore la restituisce quando il TGeBase è sopra.

Poiché l'integrazione è calcolata sulla media giornaliera e non su quanto effettivamente ottiene l'impianto, un impianto solare guadagna il prezzo di esercizio meno lo sconto infragiornaliero, ovvero il divario tra il prezzo baseload giornaliero (TGeBase) e il prezzo inferiore ottenuto dal solare nello stesso giorno, che nel 2026 era in media 188 PLN/MWh. Anche al tetto massimo, questo ha lasciato il contratto sotto i ricavi merchant in ciascuno degli ultimi cinque anni.

Partecipare all'asta sembra controintuitivo guardando i numeri. Quando si sono svolte le aste del 2025 a inizio luglio, il contratto baseload TGE per il 2026 era in media 414,53 PLN/MWh. Un'offerta al tetto massimo bloccava quindi un prezzo di 26 PLN/MWh sotto il mercato, prima dello sconto solare.

In questi termini, l'asta offriva un prezzo fisso inferiore a quanto il mercato si aspettava per il baseload. Funzionava come una copertura a prezzo inferiore al mercato, non come una sovvenzione. L'impianto solare restava comunque esposto al divario tra il prezzo baseload e quanto effettivamente guadagnava il solare.

Gli sviluppatori solari usano il CfD come un floor, non come prezzo fisso

Se un impianto merchant rende meglio di uno CfD, perché gli sviluppatori continuano a partecipare?

Questo perché il contratto è meno vincolante rispetto a uno swap diretto. I vincitori dell'asta scelgono quanta parte della produzione inserire nel meccanismo. L'asta sopra 1 MW ha contrattualizzato 15,8 TWh in 15 anni da 1.623 MW di solare e 83 MW di eolico. Sono circa 520–650 MWh per MW di solare all'anno, contro i 1.000–1.100 MWh che un impianto solare polacco genera tipicamente.

I vincitori solari quindi offrono solo metà o due terzi della produzione attesa. Devono dichiarare solo l'85% di quella quota ogni tre anni per evitare una sanzione. Questo lascia a un impianto medio la libertà di vendere dal 45% al 60% della produzione fuori contratto e scegliere quali mesi dichiarare.

Questa flessibilità trasforma un prezzo di esercizio basso in qualcosa di simile a un floor. Ai prezzi del 2026, un vincitore a 217 PLN/MWh avrebbe dovuto restituire 268 PLN/MWh per ogni MWh dichiarato. Conviene quindi tenere fuori contratto quanta più produzione possibile negli anni di prezzi alti e dichiararla quando i prezzi scendono.