La Germania ha fissato un prezzo per la sicurezza elettrica

Il meccanismo premia la disponibilità reale, ma l’approvazione UE e i tempi di realizzazione restano incognite

Quattromilacinquecento megawatt di potenza ridotta, un impegno contrattuale di quindici anni e un prezzo massimo fissato a 244.000 euro per megawatt all’anno. I dati pubblicati dalla Bundesnetzagentur nei giorni scorsi non lasciano spazio a interpretazioni: l’8 settembre la Germania terrà la sua prima asta di capacità a lungo termine, e i parametri in gioco sono sufficienti a ridisegnare le strategie di investimento sull’intero parco di generazione dispacciabile del Paese.

Non si tratta di un’esercitazione teorica. I meccanismi di capacità — misure di sostegno finanziario pensate per garantire fornitura affidabile in ogni momento — sono da anni al centro del dibattito europeo sulla sicurezza energetica. Ma finora nessuno aveva messo sul piatto cifre così precise con un orizzonte temporale così esteso.

4.500 MW a prezzo fisso: come funziona l’asta

Il meccanismo è lineare ma nasconde alcuni dettagli tecnici che vale la pena smontare. La Bundesnetzagentur mette all’asta 4.500 megawatt di potenza ridotta — un valore che non corrisponde alla potenza nominale degli impianti, ma a una stima della loro effettiva disponibilità nei momenti di picco della domanda. In un sistema elettrico sotto stress, non conta quanta capacità hai installato sulla carta: conta quanta ne puoi attivare quando serve davvero. Ecco perché l’autorità tedesca ragiona in termini di potenza ridotta, un parametro che sconta i tassi di indisponibilità attesi e che serve a calibrare la remunerazione sull’affidabilità reale.

Chi si aggiudica la gara ottiene un contratto da 244.000 euro al megawatt all’anno per quindici anni. È un prezzo massimo, non fisso: l’asta è competitiva e i partecipanti possono offrire valori inferiori. Ma il tetto è sufficientemente alto da segnalare che Berlino non sta cercando di risparmiare sul costo della sicurezza. Sta cercando di costruire un mercato dove la disponibilità di potenza diventa essa stessa un prodotto, con un prezzo trasparente e un orizzonte di investimento abbastanza lungo da ammortizzare impianti che richiedono centinaia di milioni di euro di capitale iniziale. Il messaggio implicito è: il gas non è archiviato, è messo a contratto per un periodo che copre oltre un decennio di esercizio.

Ma dietro la precisione dei numeri si nasconde una contraddizione di sistema.

Gas per la transizione: il paradosso dello StromVKG

Se l’asta detta le regole del gioco, è sul campo normativo e temporale che si annidano le incognite vere. Il programma complessivo — noto come StromVKG — punta a circa 11 gigawatt di nuova capacità dispacciabile, secondo le analisi di Timera Energy. L’asta dell’8 settembre è solo il primo tassello di un disegno molto più ampio. Il problema è che la Commissione europea non ha ancora approvato lo StromVKG secondo le norme UE sugli aiuti di Stato. A fine luglio 2026, il via libera di Bruxelles manca, e senza quell’ok formale l’intero castello rischia di restare sospeso.

Poi c’è la questione dei tempi. I nuovi impianti a gas per i quali la Germania sta predisponendo il sostegno finanziario dovrebbero entrare in funzione tra la fine del 2031 e l’inizio del 2032. Significa che tra l’asta di settembre e il primo kilowattora prodotto passeranno almeno cinque anni. Cinque anni in cui le batterie agli ioni di litio continueranno a scendere di prezzo, gli accumuli di lunga durata passeranno dalla fase pilota a quella commerciale e le rinnovabili porteranno ore di prezzo zero o negativo con frequenza crescente. La Germania sta firmando contratti quindicennali per centrali a gas che cominceranno a produrre in uno scenario di mercato che nessuno, oggi, è in grado di modellizzare con precisione.

Il paradosso è tutto qui: lo StromVKG nasce per garantire la sicurezza del sistema mentre il carbone esce di scena e il nucleare è già uscito. Ma lo fa vincolando il Paese a una tecnologia che, nel momento in cui diventerà operativa, dovrà competere con alternative probabilmente molto più economiche. L’asta fissa un prezzo della capacità che oggi appare congruo, ma che tra dieci anni potrebbe rivelarsi un costo fisso difficile da giustificare se i mercati dell’energia saranno dominati da fonti a costo marginale zero. Resta un interrogativo aperto: quanto varranno queste centrali quando batterie e rinnovabili avranno abbassato drasticamente i prezzi spot?

Decisioni di investimento oggi: tra certezze di gara e rischi futuri

E per chi deve prendere decisioni di investimento, i nodi vengono al pettine. Da un lato l’asta offre una rarità nel panorama energetico europeo: un contratto di capacità indicizzato a un prezzo certo per quindici anni, emesso da un’autorità pubblica con rating sovrano implicito. È il tipo di garanzia che rende bancabile un progetto termoelettrico anche in un contesto di policy climatica sempre più stringente. Dall’altro lato, l’assenza del via libera UE introduce un rischio regolatorio che nessun comitato investimenti può ignorare. Partecipare all’asta significa impegnare risorse nella preparazione dell’offerta — studi di fattibilità, opzioni sui siti, accordi preliminari con i fornitori di turbine — senza la certezza che il quadro degli aiuti di Stato regga.

Il contrasto è netto: la gara è strutturata per dare prevedibilità ai ricavi, ma l’architettura normativa che la sorregge è ancora in fase di validazione. E anche superato lo scoglio di Bruxelles, resta il rischio di mercato a dieci anni. Chi costruisce oggi una centrale a gas sa che dovrà ammortizzarla in un sistema dove le ore di funzionamento annue potrebbero ridursi progressivamente, man mano che batterie e rinnovabili eroderanno la quota di generazione termoelettrica. Il contratto di capacità paga la disponibilità, non l’energia prodotta: ma se le ore di chiamata effettiva calano troppo, anche il modello di business dell’impianto — manutenzioni, personale, costi fissi operativi — inizia a scricchiolare.

La vera sfida non è vincere l’asta, ma costruire asset che restino redditizi in uno scenario energetico irriconoscibile rispetto a oggi.

La Germania anticipa i bisogni di flessibilità del sistema con uno strumento che ha il pregio della concretezza: numeri precisi, scadenze definite, un’autorità indipendente che gestisce la gara. Ma il paradosso è che le nuove centrali a gas rischiano di nascere già vecchie. Il vero banco di prova non sarà l’8 settembre — sarà la convivenza quotidiana, tra sei o sette anni, con un parco di generazione sempre più dominato da batterie e rinnovabili. E a quel punto, i 244.000 euro al megawatt potrebbero pesare molto più di quanto non sembri oggi.