​La Spagna è stata uno dei mercati leader in Europa per i 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 con prezzi negativi sul mercato all’ingrosso, il 72% in più rispetto alla Germania.

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Dopo una fase iniziale di stallo, 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. I compratori pagano di più; i venditori si assumono il rischio di profilo.
• I prezzi negativi sono ormai frequenti. I nuovi contratti prevedono spesso un floor a 0 €/MWh e limiti al numero di ore negative conteggiate per la liquidazione.
• I PPA solari spagnoli si aggiravano intorno ai 30-35 €/MWh, ma le condizioni di mercato stanno spingendo i prezzi anche sotto i 30 €/MWh.

Potremmo vedere un cambiamento rispetto al "pay-as-produced"?

In un contratto pay-as-produced, l’acquirente compra l’energia generata dall’impianto per ogni ora. Questo è stato il metodo più diffuso per la liquidazione dell’energia prodotta.

Il rischio volume è l’incertezza che la generazione o il consumo effettivo di energia differiscano dal profilo previsto, costringendo qualcuno ad acquistare o vendere la differenza sul mercato.

Se la produzione cala (a causa di nuvolosità o guasti), si ricevono meno MWh e bisogna acquistare energia sul mercato; se la produzione supera le attese, si prende il surplus dal mercato all’ingrosso. Il rischio volume resta in capo all’acquirente, quindi il prezzo è normalmente 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 deficit o surplus viene regolato automaticamente; accumulo, copertura di portafoglio o trading sono strumenti per gestire questa esposizione, non requisiti contrattuali. Il compratore paga un premio per la fermezza e la semplicità operativa.

Il pay-as-produced resta la forma più diffusa ancora oggi, e questa tendenza probabilmente continuerà. Sviluppatori e investitori vogliono ridurre il rischio il più possibile, permettendo agli acquirenti di gestire meglio il proprio rischio.

Vincoli locali limitano i ricavi

In un PPA pay-as-produced standard, il compratore paga solo per i MWh misurati e consegnati. A meno che il contratto non includa una clausola di “energia stimata” o un indennizzo esplicito per le limitazioni, se il TSO spagnolo (Red Eléctrica) limita la produzione di un impianto, non c’è remunerazione per l’energia persa. In assenza di queste tutele, il rischio di limitazione resta in capo al produttore, riducendo e rendendo instabili i ricavi.

Prezzi negativi: nuove regole contrattuali

Per i contratti storici, se i prezzi all’ingrosso diventano negativi, la liquidazione viene sospesa e il ricavo dell’impianto scende a zero per quelle ore. Il compratore smette di pagare durante i periodi negativi, quindi il venditore si assume il rischio tramite mancati ricavi e flussi di cassa più volatili; in cambio, i prezzi strike di questi vecchi PPA erano spesso più alti.

Nei contratti più recenti, la liquidazione continua anche durante le 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 integrandolo in un prezzo strike (tipicamente più basso), che stabilizza i ricavi del venditore e offre all’acquirente una certa esposizione rispetto all’assenza di liquidazione, con una ripartizione del rischio più equilibrata.

Nella pratica, vediamo floor a zero, limiti alle ore negative per mese/trimestre e clausole di limitazione più chiare nei contratti. Il tema principale è la stabilità dei flussi di cassa più che la semplice riduzione dei ricavi.

Backtest per il 2024 e il 2025

I PPA solari spagnoli si aggiravano intorno ai 30-35 €/MWh, ma le condizioni di mercato stanno spingendo i prezzi anche sotto i 30 €/MWh.

L’assenza di liquidazione porta i ricavi a 0 €/MWh nelle ore negative, con cali visibili in primavera e maggiore volatilità nei flussi di cassa. Con un floor a zero, lo strike varia poco e i ricavi restano allineati su una linea più stabile durante l’anno.

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

Lo storage può cambiare il panorama dei PPA?

Anche con termini contrattuali più intelligenti, resta un mercato favorevole ai compratori. La produzione solare diurna è molto concentrata nelle stesse ore. Aggiungere storage o generazione ibrida aiuta a spuntare prezzi migliori e aumenta la bancabilità:

• Lo storage aggiunge valore e modellabilità. Le batterie permettono ai venditori di stabilizzare i profili di consegna, limitare l’esposizione ai prezzi negativi e sfruttare i picchi serali. Questo favorisce PPA a profilo fisso e prezzi strike più alti.
• La diversificazione conta. La possibilità di combinare ricavi da PPA con ottimizzazione sul mercato all’ingrosso, servizi ancillari o meccanismi di capacità riduce l’esposizione al calo dei ricavi da mercato all’ingrosso.

Conclusioni

Il mercato dei PPA in Spagna è passato dal “solare a basso costo” a contratti intelligenti e bilanciati nei rischi. I prezzi sono più bassi, ma le strutture più adatte: floor a zero invece di clausole di non-liquidazione, termini più precisi sulle limitazioni e maggiore modellabilità offerta dai venditori tramite storage e portafogli.

La prossima fase sarà la finanza. I progetti capaci di modellare la produzione (tramite batterie, ibridi o portafogli diversificati) continueranno ad avere accesso al debito e a trovare controparti migliori. Gli acquirenti, invece, avranno forniture più semplici e affidabili. In breve: più resilienza, meno volatilità e un mercato progettato per un’epoca in cui i prezzi negativi sono la norma, non l’eccezione.