Il crollo del valore solare in Francia anticipa una divergenza che, entro il 2050, coprirà metà delle ore annuali.
Non serve guardare il prezzo medio per capire cosa sta succedendo all’elettricità. Basta un numero: 0,10. È il fattore di cattura solare in Francia ad aprile 2026, crollato del 75% rispetto allo 0,42 di un anno prima. In pratica, in un mese di abbondante produzione solare, l’energia fotovoltaica francese è stata pagata circa un decimo del prezzo medio di mercato. Mentre i prezzi all’ingrosso crescevano in buona parte d’Europa, il mercato era già entrato in una «nuova normalità» fatta di estremi divergenti.
0,10: il crollo silenzioso del valore solare
Il numero francese non è un episodio isolato. Sempre in Francia, le ore a prezzo negativo sono salite a 139 nell’aprile 2026, rispetto alle 90 dell’anno precedente. È l’altro lato della stessa medaglia: quando la produzione solare è abbondante, il valore di quella produzione tende a sparire, a volte finendo sotto zero.
Il fenomeno non riguarda solo Parigi. Nel 2025, in Francia, Germania, Paesi Bassi e Spagna, la quota di ore con prezzi negativi ha raggiunto il 6%, rispetto a un intervallo tra il 3 e il 5% nel 2024. Ed è avvenuto in un anno in cui i prezzi all’ingrosso dell’elettricità sono aumentati in 21 paesi dell’UE, con rialzi annuali che vanno dal 22% dell’Austria al 3% della Grecia. I prezzi salgono, ma il valore dell’energia solare in quelle ore crolla: le due cose, in questa fase, convivono.
Ma dietro questo tracollo non c’è soltanto più sole in rete. C’è una modifica strutturale entrata in vigore sei mesi prima.
La nuova normalità ha radici vecchie
Cosa ha cambiato le regole del gioco? Il 30 settembre 2025 il mercato elettrico day-ahead dell’Unione europea è passato da intervalli orari a intervalli di 15 minuti, proprio per integrare meglio le rinnovabili e favorire la flessibilità. Fa parte dell’accoppiamento day-ahead singolo, lo SDAC, che collega i mercati elettrici day-ahead dei paesi dell’UE.
A questo si aggiunge una base di capacità solare senza precedenti. In Europa ci sono, secondo Solar Power Europe, 400 GW di capacità installata e sono attesi altri 60 GW entro il 2030. La conseguenza è semplice: nelle ore centrali della giornata l’offerta cresce molto più in fretta della domanda.
Ma gli estremi che vediamo oggi hanno radici più vecchie. Già dall’autunno 2021, la Russia ha usato le esportazioni di gas naturale come leva in risposta allo stallo sull’approvazione del Nord Stream II, contribuendo a un aumento costante dei prezzi del gas. Il gas di pipeline dalla Russia è poi diminuito progressivamente durante tutto il 2022, causando diffuse interruzioni nei mercati energetici.
Il risultato è una curva dei prezzi con due anime. I picchi restano legati al gas: la causa principale degli aumenti del 2025 sono stati i forti scatti nelle ore del mattino e della sera, quando serve più energia da generatori a gas costosi. Nei momenti in cui il sole è alto, invece, il prezzo affonda. Se i picchi da gas e i crolli solari convivono nella stessa curva, la domanda non è se i prezzi torneranno «normali», ma cosa significhi «normale» quando gli estremi si allargano.
Il paradosso del 2050: metà delle ore a prezzo basso
La risposta è in uno scenario già modellato. Nello scenario EnerBlue, quello con gli obiettivi di decarbonizzazione più ambiziosi, la frequenza delle ore a basso prezzo esplode entro il 2050, arrivando a rappresentare fino al 50% delle ore dell’anno, secondo Enerdata. Più capacità solare, più ore a prezzo basso: ma il valore non sparisce, si concentra nel residuo.
Il 2022 ha già mostrato quanto può valere quel residuo. In quell’anno, un periodo di prezzi elevati sul day-ahead, i fornitori che avevano coperto il 90% del proprio fabbisogno con futures e accordi bilaterali potevano ritrovarsi con il restante 10% comprato sul mercato day-ahead (e intraday) a rappresentare fino al 95% del costo totale di approvvigionamento. Il calendario Y+1, del resto, ha rappresentato il 75% dei Calendars scambiati in Germania tra il 2020 e il 2024: gran parte della copertura si gioca altrove, e l’esposizione residua al mercato spot può determinare quasi tutto il conto finale.
Il mercato, nel frattempo, è già cambiato. Entro il 2025 i prezzi dell’elettricità a lungo termine sono tornati ai livelli pre-crisi, ma la nuova normalità è definita da una maggiore imprevedibilità: prezzi negativi più frequenti durante i picchi di generazione rinnovabile e picchi intensificati durante i periodi di stress del sistema.
Il numero da osservare, allora, non è il prezzo medio. È la frequenza delle ore a prezzo negativo nei prossimi trimestri: il 6% del 2025 è solo l’inizio di una divergenza che lo scenario EnerBlue spinge fino al 50% entro il 2050. Non per prevedere, ma per non farsi sorprendere.
