Nel 2025 ore a prezzi negativi oltre 573 e contratti solari a lungo termine giù dell’84%.

Il 1° maggio 2026 il prezzo all’ingrosso dell’elettricità tedesca è sceso a -499,99 euro per megawattora: il pavimento consentito dal mercato, toccato in una giornata di surplus di generazione. Non è stato un blackout. È stato il punto più acuto di una tendenza che un’analisi di Noerr, pubblicata lo scorso agosto, ricostruisce partendo da un dato secco: le ore con prezzi negativi sono passate da 69 nel 2022 a 301 nel 2023, a 457 nel 2024, fino a 573 nel 2025. Più di otto volte tanto in tre anni.

573 ore sotto zero

Il numero va letto per quello che è: non una misura di quanta elettricità solare è stata prodotta, ma di quante ore il valore di mercato di quell’elettricità è diventato negativo. 573 ore equivalgono a poco meno di 24 giorni pieni in un anno. Nel 2022 erano appena 69: il problema non è la quantità di rinnovabili, ma la loro concentrazione nelle stesse ore. Quando il sole c’è e la domanda è bassa, il prezzo scende sotto zero e i produttori, in pratica, pagano per immettere energia in rete.

Il pavimento di -499,99 euro per megawattora toccato a maggio 2026 non è un’anomalia isolata: è il limite tecnico di un mercato che in certe ore non sa più dare valore all’energia. La domanda che resta aperta è perché la Germania, leader europeo delle rinnovabili, sia il mercato dove i contratti di lungo termine sul solare si stanno inceppando.

Il paradosso tedesco: più sole, meno contratti

La risposta arriva dalle firme mancate. Nel primo semestre 2025 i volumi di offtake solare in Germania sono crollati dell’84% su base annua: 228 megawatt in otto accordi, contro 1,2 gigawatt in 31 accordi dello stesso periodo dell’anno precedente. Lo riportano i dati di Pexapark, che segnalano un rallentamento dell’attività di offtake solare proprio nei mercati in cui la cannibalizzazione è peggiorata in modo drastico e rapido, come Germania e Francia.

Qui sta il paradosso: non è la mancanza di impianti a frenare i contratti, ma l’eccesso di produzione nelle ore sbagliate. La cannibalizzazione solare comprime il valore dell’energia proprio quando ce n’è di più. Gli acquirenti non vogliono impegnarsi su prezzi fissi troppo alti per un’energia che in molte ore vale zero o meno; i venditori non vogliono accettare prezzi troppo bassi. Il risultato è che la fascia di prezzo negoziabile viene di fatto cancellata.

Il confronto europeo rende l’eccezione tedesca ancora più netta. La Spagna risultava il più grande mercato di PPA con 3,9 GW contrattualizzati, seguita da Italia con 1,8 GW e Polonia con 1,5 GW. La Germania, al contrario, ha registrato il calo annuo più marcato tra i principali mercati: la forte cannibalizzazione del solare e un divario crescente tra le aspettative di acquirenti e venditori hanno tolto dal tavolo la possibilità di trovare un prezzo accettabile per entrambe le parti.

L’anno in cui lo stoccaggio diventa obbligatorio

Se il mercato si è inceppato per eccesso di rinnovabili, le risposte già in campo vanno in due direzioni. La prima è di indirizzo: la Commissione europea, nella raccomandazione C(2026) 2676 del 22 aprile 2026, chiede la rimozione delle barriere allo sviluppo dei PPA e di altri accordi di acquisto di energia. Otto delle tredici raccomandazioni indicano misure con cui gli Stati membri dovrebbero sostenere la stipula di questi contratti.

La seconda è un obbligo con una data precisa. Dal 1° gennaio 2027, ai sensi della sezione 11 della legge tedesca sull’efficienza energetica, i gestori di data center dovranno coprire il 100% del proprio consumo elettrico con elettricità da fonti rinnovabili. Con una domanda così rigida e crescente, i PPA tornano a essere uno strumento quasi inevitabile: ma solo se il valore dell’energia rinnovabile non viene azzerato dalle ore negative.

Ed è qui che entrano le batterie. Il crescente numero di ore di prezzi negativi rende più difficili le negoziazioni dei PPA, e per SolarPower Europe questo evidenzia l’urgenza di soluzioni di stoccaggio che producano risultati nel breve periodo. Non è più una questione di capacità installata: la Germania di impianti ne ha in abbondanza. Il punto è spostare l’energia dalle ore in cui vale meno di zero a quelle in cui serve davvero.

Il prossimo numero da tenere d’occhio, allora, non è il prezzo spot ma il tasso di adozione dello stoccaggio. Se le ore sotto zero nel 2026 supereranno ancora le 573 del 2025, la ripresa dei PPA solari tedeschi resterà solo un’ipotesi?