La generazione solare nell’UE sta raggiungendo nuovi massimi, ma l’economia di quella generazione sta diventando meno lineare. (European Commission)
Nel primo trimestre del 2026, il numero aggregato di ore con prezzo negativo nei mercati day-ahead EU-27 ha raggiunto 1,223, rispetto a 593 un anno prima. La Spagna ha registrato 347 di quelle ore, mentre diversi mercati nordici ne hanno viste meno grazie a condizioni idroelettriche diverse. (pv magazine)
Il titolo è facile da leggere come un’altra storia di surplus rinnovabile. È solo una parte. I prezzi negativi compaiono di solito quando coincidono forte generazione, domanda debole, capacità limitata di spostare elettricità tra aree e flessibilità insufficiente sul sistema.
Per i progetti solari, il problema più importante inizia anche prima che i prezzi diventino negativi.
When More Solar Means Lower Capture Value
Il prezzo wholesale medio non riflette necessariamente il valore di mercato dell’output di un impianto solare. La generazione solare è concentrata nelle ore diurne, e quelle sono sempre più le stesse ore in cui grandi volumi di PV entrano nel sistema.
Il solar capture price serve a mostrare proprio questo: è il prezzo wholesale ponderato per la produzione nelle ore in cui il solare genera. Il capture rate confronta quel valore con il prezzo medio di mercato nello stesso periodo. Quando molto solare produce nello stesso momento, il capture price può scendere anche se il prezzo medio resta positivo.
Secondo dati LSEG citati da Reuters, i capture prices solari medi in Germania, Francia, Paesi Bassi, Belgio, Italia e Spagna nella prima metà del 2026 erano circa il 42% più bassi rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente (Reuters). Kpler ha riportato capture rates solari insolitamente deboli in diversi mercati europei durante la primavera 2026, con differenze rilevanti tra paesi e stagioni (Kpler).
Questo conta soprattutto per progetti merchant, direttamente esposti ai prezzi wholesale. PPA, CfD e altri meccanismi di supporto possono attenuare o ridisegnare l’esposizione, ma non cancellano il segnale fisico sottostante: energia prodotta nel momento sbagliato vale meno.
La Francia mostra quanto rapidamente il tema possa passare dal prezzo all’operazione degli impianti. Alla fine del 2025 la Francia continentale aveva 30.4 GW di capacità solare installata, dopo aver aggiunto 5.9 GW nell’anno. RTE ha riportato circa 1.6 TWh di modulazione della produzione solare nel 2025, circa due volte e mezzo il livello del 2024 (RTE).
Durante i periodi di prezzo negativo, RTE stima che circa 3 TWh di generazione eolica e solare non siano stati prodotti nel 2025. Circa 1.6 TWh provenivano dal solare e 1.3 TWh dall’eolico onshore. RTE collega l’aumento a prezzi negativi più frequenti e a condizioni di mercato più tese (RTE).
Anche la politica si muove nella stessa direzione. Un decreto francese del 20 luglio 2026 abbassa da 10 MW a 1 MW la soglia delle installazioni coperte da disposizioni di arresto o riduzione, con regole specifiche per progetti sopra 5 MW o 5 MWp per fotovoltaico (Légifrance).
Where Batteries Fit
Quando agli impianti rinnovabili viene chiesto di rispondere più attivamente a prezzi bassi o negativi, la domanda passa naturalmente allo storage. Se parte del problema è che l’elettricità arriva nel momento sbagliato, una batteria può spostarne una quota.
Lo storage può assorbire energia durante ore di basso valore, rilasciarla quando domanda e prezzo sono più alti e fornire servizi aggiuntivi come frequency response o supporto di tensione. Tuttavia, non ogni batteria in ogni luogo risolve lo stesso problema. Durata, potenza, posizione di rete, connessione e regole di mercato determinano il valore.
Storage Is Only One Part of the Flexibility Problem
L’IEA sottolinea che la flessibilità del sistema include molte risorse: storage, reti, demand response, generazione flessibile e interconnessioni (IEA). Con l’aumento della domanda elettrica e delle rinnovabili variabili, la necessità di flessibilità cresce in parallelo (IEA).
Per questo le batterie devono essere viste come parte di un toolkit più ampio. Possono ridurre curtailment e migliorare capture value, ma hanno bisogno di segnali di prezzo, accesso ai mercati e coordinamento con rete e domanda per esprimere pienamente il proprio valore.
Solar Value Is Becoming More Time-Dependent
Il mercato solare europeo entra quindi in una fase in cui la generazione low-cost da sola non basta più a descrivere il valore di progetto. Conta quando l’energia raggiunge il sistema, quanto il mercato è disposto a pagarla e quali strumenti di flessibilità sono disponibili per spostarla o renderla più utile.
Le prospettive IEA su flessibilità e prezzi indicano che mercati con alta penetrazione rinnovabile dovranno gestire una volatilità più pronunciata e segnali temporali più forti (IEA) (IEA). Per sviluppatori solari e fornitori ESS, questo significa progettare non solo per produrre energia, ma per consegnarla con maggiore valore temporale.
