​La Spagna è stata uno dei principali mercati europei dei PPA solari nel 2024, ma i contratti sono stati messi alla prova quando il mercato all’ingrosso ha registrato per la prima volta prezzi negativi. Nella primavera del 2025, ci sono state 404 ore a prezzo negativo nel mercato all’ingrosso, il 72% in più rispetto alla Germania.

Dopo un iniziale blocco, il mercato dei PPA si è evoluto: gli accordi sono diventati più piccoli, i contratti più complessi e la co-locazione con sistemi di accumulo è diventata centrale.

Punti chiave

• Il pay-as-produced domina ancora per il solare. Ma c’è una chiara spinta verso accordi baseload o a profilo fisso. Gli acquirenti pagano di più; i venditori si assumono il rischio di profilo.
• I prezzi negativi sono ormai comuni. I nuovi contratti includono floor a 0 €/MWh e spesso limiti al numero di ore a prezzo negativo considerate per la liquidazione.
• I prezzi sono scesi ai minimi europei. A metà 2025, i PPA solari tipici erano intorno ai 34 €/MWh, con alcuni accordi vicini ai 30–32 €/MWh. Buono per gli acquirenti, più difficile per il finanziamento.

Potremmo vedere un cambiamento dal "pay-as-produced"?

In un contratto pay-as-produced, l’acquirente compra l’energia generata dall’impianto ogni ora. Questo è stato il metodo più comune di regolamento dell’energia prodotta.

Il rischio volume è l’incertezza che la produzione o il consumo effettivi di energia differiscano dal profilo atteso, richiedendo a qualcuno di acquistare o vendere l’eccedenza o la carenza sul mercato.

Se la produzione cala (per nuvole o guasti), ricevono meno MWh e devono integrare sul mercato; se la produzione supera le aspettative, prendono l’eccedenza dal mercato all’ingrosso. Il rischio volume ricade sull’acquirente, quindi il prezzo è generalmente più basso perché il venditore non si assume il rischio di consegna.

Con un profilo fisso, il venditore si impegna su un profilo orario predefinito per la liquidazione finanziaria. Ogni carenza o eccedenza viene regolata automaticamente; accumulo, copertura di portafoglio o trading sono strumenti per gestire questa esposizione, non requisiti contrattuali. L’acquirente paga un premio per la fermezza e la semplicità operativa.

Il pay-as-produced resta la forma più comune ancora oggi, e la tendenza sembra destinata a continuare. Sviluppatori e investitori vogliono ridurre il rischio sugli investimenti il più possibile, consentendo agli acquirenti di gestire meglio il proprio rischio.

Vincoli locali limitano i ricavi

In un PPA pay-as-produced standard, l’acquirente paga solo per i MWh misurati e consegnati. A meno che il PPA non includa una clausola di "energia stimata" o una compensazione esplicita per la limitazione, se il TSO spagnolo (Red Eléctrica) limita un impianto, non c’è remunerazione per l’energia persa. Senza queste tutele, il rischio di limitazione grava sul produttore, riducendo e destabilizzando i ricavi.

Prezzi negativi: nuove regole contrattuali

Per i contratti storici, se i prezzi all’ingrosso diventano negativi, la liquidazione viene sospesa e le entrate dell’impianto scendono a zero per quelle ore. L’acquirente smette di pagare durante i periodi negativi, quindi il venditore sopporta il rischio tramite mancati incassi e flussi di cassa volatili; in cambio, i prezzi di strike di questi vecchi PPA erano spesso più alti.

Nei nuovi contratti, la liquidazione continua anche nelle ore negative, ma il prezzo ha un floor a 0 €/MWh, quindi i ricavi non crollano. L’impatto economico di queste ore negative viene attenuato includendole in un prezzo di strike (di solito più basso), che rende i ricavi del venditore più stabili e offre all’acquirente una certa esposizione rispetto all’assenza di liquidazione, con una ripartizione del rischio più bilanciata.

Nella pratica vediamo floor a zero, limiti alle ore a prezzo negativo per mese/trimestre e clausole più chiare sulla limitazione. L’obiettivo è la stabilità dei flussi di cassa, non l’azzeramento dei ricavi.

Backtest per il 2024 e 2025

I PPA solari spagnoli si attestavano tra i 30 e i 35 €/MWh, ma le condizioni di mercato stanno spingendo le offerte anche sotto i 30 €/MWh.

L’assenza di liquidazione porta a crolli a 0 €/MWh nelle ore a prezzo negativo, con cali visibili in primavera e maggiore volatilità dei flussi di cassa. Con un floor a zero, il prezzo di strike cambia di poco, quindi i ricavi restano più stabili durante l’anno.

Possiamo aspettarci una differenza minima di 3 €/MWh tra i due tipi di contratto, considerando il rischio prezzi negativi.

Lo storage può cambiare il panorama dei PPA?

Anche con termini contrattuali più evoluti, è un mercato favorevole agli acquirenti. C’è molta produzione solare concentrata nelle stesse ore. L’aggiunta di storage o generazione ibrida aiuta ad aumentare i prezzi ottenibili e migliora la bancabilità:

• Lo storage aggiunge valore e flessibilità. Le batterie permettono ai venditori di rendere più stabile il profilo di consegna, ridurre l’esposizione ai prezzi negativi e catturare i picchi serali. Questo favorisce PPA a profilo fisso e prezzi di strike più alti.
• Diversificare è importante. La possibilità di integrare i ricavi dei PPA con ottimizzazione sul mercato all’ingrosso, servizi ancillari o meccanismi di capacità riduce l’esposizione al calo dei ricavi wholesale.

Conclusioni

Il mercato dei PPA spagnolo è passato dal “solare a basso costo” a contratti intelligenti e bilanciati nel rischio. I prezzi sono più bassi, ma le strutture più adeguate: floor a zero invece di clausole di non liquidazione, termini di limitazione più precisi e più flessibilità fornita dai venditori tramite storage e portafogli.

La prossima fase riguarda il finanziamento. I progetti in grado di modellare l’output (tramite batterie, ibridi o portafogli diversificati) manterranno l’accesso al debito e migliori controparti. Gli acquirenti, invece, ottengono una fornitura più semplice e affidabile. In sintesi: più resilienza, meno volatilità e un mercato progettato per un’epoca in cui i prezzi negativi sono la norma, non una novità.