L’asta di maggio ha toccato il minimo storico di 4,44 centesimi per kilowattora
4,44 centesimi per kilowattora. È il prezzo più basso emerso dall’ultima asta eolica onshore tedesca, un valore che non si registrava da anni, come certificano i dati pubblicati lo scorso 6 luglio dall’Agenzia federale di rete (BNetzA) e consultabili nei documenti ufficiali dell’autorità. Un trionfo per i consumatori e per il clima? O il sintomo di una competizione che sta comprimendo i margini fino all’osso, mentre gli obiettivi di decarbonizzazione reclamano decine di gigawatt aggiuntivi? La domanda non è retorica, perché dietro la fredda statistica si nasconde un mercato che si sta restringendo attorno a pochi, grandi attori, e dove il prezzo del successo rischia di diventare la sostenibilità stessa del sistema.
Il crollo dei prezzi: un’asta, due facce
I numeri dell’asta di maggio 2026 raccontano una storia di ribassi che ha pochi precedenti. Le offerte vincenti nel meccanismo pay-as-bid si sono collocate in una forchetta tra 4,44 e 5,19 ct/kWh, stando al comunicato ufficiale della BNetzA. Una forbice stretta, che segnala come gli operatori stiano convergendo verso il minimo indispensabile per portare a casa i contratti. E non si tratta di un episodio isolato. Già lo scorso febbraio, l’asta precedente aveva mostrato segnali inequivocabili: i valori di aggiudicazione variavano allora tra 5,19 e 5,64 ct/kWh, ancora superiori, ma già in decisa contrazione. La vera accelerazione è arrivata a fine marzo, quando la stessa BNetzA comunicava che il valore medio ponderato per quantità era sceso a 5,54 ct/kWh, il più basso da febbraio 2018. In una manciata di mesi, il mercato ha scavato un solco di oltre mezzo centesimo per kilowattora, un passo che in un settore ad alta intensità di capitale come l’eolico non può essere considerato fisiologico senza sollevare più di un interrogativo.
L’intensità competitiva è palpabile. La stessa BNetzA parla di un’asta fortemente sottoscritta, dove la domanda di capacità ha superato di molto l’offerta messa a gara. Questo spiega in parte la compressione dei prezzi: quando troppi sviluppatori inseguono un volume limitato di megawatt, l’unica leva per distinguersi diventa il prezzo. Ma una dinamica del genere, protratta nel tempo, non seleziona necessariamente i progetti migliori. Seleziona quelli più aggressivi sul fronte finanziario, o quelli che possono permettersi economie di scala che i concorrenti più piccoli non hanno.
WPD, la regina dell’eolico tedesco (e gli altri a guardare)
A sbancare, in questo contesto di fuoco, è stata ancora una volta WPD. Il gruppo con sede a Brema si è aggiudicato 156,9 MW di capacità in quella stessa asta già dichiarata sovrasottoscritta, un risultato che il management non esita a definire “molto forte in un mercato eccezionalmente esigente”, come ha dichiarato Hartmut Broesamle, ripreso da Baltic Wind. Ma il dato assume una prospettiva diversa se lo si colloca nella sequenza storica: nella tornata di febbraio, WPD aveva già messo le mani su circa 300 MW. Sommando le due aste, parliamo di quasi mezzo gigawatt assegnato in sei mesi a un solo operatore, in un paese che ha fame di nuova capacità rinnovabile ma che sta progressivamente lasciando che siano uno o due sviluppatori a fare la parte del leone.
Non è difficile capire perché WPD riesca a navigare queste acque agitate mentre altri arrancano. L’azienda sta attualmente costruendo più di 1 GW di eolico onshore in Germania, una pipeline che le consente di spalmare i costi fissi, ottimizzare la supply chain e presentarsi alle aste con una struttura di costo che i concorrenti di minori dimensioni possono solo sognare. Il paradosso è evidente: le aste competitive, nate per abbattere il costo della transizione energetica e aprire il mercato a nuovi entranti, rischiano di produrre l’effetto opposto, consegnando le chiavi del futuro energetico tedesco a una manciata di conglomerati. E gli altri? I piccoli sviluppatori, le municipalizzate, le cooperative energetiche che hanno fatto la storia della Energiewende? Riusciranno a sopravvivere a prezzi che richiedono una potenza di fuoco finanziaria e una scala operativa senza precedenti, o il mercato si avvia silenziosamente verso un oligopolio dell’eolico?
L’incognita della redditività: i conti che non tornano
Con il valore medio ponderato sceso a 5,54 ct/kWh a marzo e punte di 4,44 ct/kWh registrate a maggio, la domanda che il settore si pone non è più se i prezzi scenderanno ancora, ma se i progetti aggiudicati a questi livelli siano effettivamente bancabili. Non è un interrogativo da addetti ai lavori: è la credibilità stessa della transizione tedesca a essere in gioco. Perché un conto è firmare un contratto per differenza a due cifre, che lascia margini decenti anche in presenza di costi di capitale crescenti e pressioni inflattive sulla componentistica. Un altro conto è vincolarsi a remunerazioni inferiori ai 5 centesimi per kilowattora, scommettendo che i tassi d’interesse scendano, che i costi delle turbine continuino a calare, che i permessi non subiscano ritardi, che il vento soffi come da modello.
In Germania, il meccanismo d’asta pay-as-bid obbliga ogni vincitore a ricevere esattamente il prezzo che ha offerto, non il prezzo più alto accettato nella tornata. Questo significa che chi ha proposto 4,44 ct/kWh dovrà costruire e operare le proprie turbine con quel ricavo unitario per vent’anni. I margini di errore sono sottilissimi, e qualsiasi scostamento dalle ipotesi iniziali – un anno di vento scarso, un collo di bottiglia nelle forniture, un aumento dei tassi di riferimento della BCE – rischia di trasformare un investimento da miliardi di euro in una perdita secca.
La politica tedesca, che pure ha impresso un’accelerazione notevole allo sviluppo delle rinnovabili dopo la crisi energetica del 2022, sembra per ora assistere in silenzio. Klaus Müller, presidente della BNetzA, non ha rilasciato commenti specifici sulle implicazioni economiche dell’ultimo round, limitandosi alla pubblicazione dei dati aggregati. Ma il silenzio regolatorio non cancella la contraddizione: la Germania ha bisogno di installare decine di gigawatt aggiuntivi per centrare i target al 2030 e al 2035, e per farlo ha bisogno di un ecosistema industriale diversificato, non di uno solo o due campioni nazionali. Se i prezzi continuano a scendere, chi costruirà le turbine necessarie per raggiungere gli obiettivi climatici? La transizione tedesca è a un bivio: tra record da celebrare e rischi da non sottovalutare, il confine tra efficienza e fragilità non è mai stato così sottile.
