I prezzi dei PPA sono saliti, ma non per tutti

Il numero è 45 €/MWh. È il livello raggiunto lo scorso luglio dall’Euro Composite, l’indice che misura i prezzi dei contratti di fornitura di energia rinnovabile di lungo periodo (PPA) in Europa. Secondo l’ultimo indice della società svizzera Pexapark, pubblicato a fine agosto, l’aumento rispetto al mese precedente è stato del 2,3%. Sono quindi dati di qualche mese fa, utili per leggere una tendenza più che come notizia dell’ultima ora. A prima vista sembrano una buona notizia per chi sviluppa impianti solari ed eolici. Ma la media dice poco: già nella stessa comunicazione Pexapark segnalava che le performance «sono variate da Paese a Paese».

Una media che sale, due Europe che divergono

Per capire quanto valgano quei 45 euro serve un termine di paragone. Nel 2022, al culmine della crisi energetica, l’indice europeo dei PPA di Pexapark aveva superato per la prima volta i 100 €/MWh. Il rialzo di luglio va letto su questa base: un piccolo recupero mensile, dopo una discesa che ha più che dimezzato i valori del periodo di picco.

Poi c’è la scomposizione per Paese, ed è lì che il dato aggregato perde compattezza. Secondo Pexapark la Gran Bretagna ha registrato a luglio l’aumento mensile più forte, il 5,8%, seguita dall’Italia con il 4,3%. Nello stesso mese i prezzi sono scesi del 6,3% nei Paesi nordici, del 3,9% in Spagna e del 2,9% in Portogallo. La media europea in salita mette insieme due gruppi di mercati che vanno in direzioni opposte. Viene da chiedersi perché la penisola iberica, e non altri, abbia perso terreno.

Il paradosso spagnolo: più sole, meno valore

La spiegazione più immediata chiamerebbe in causa il gas o le tensioni internazionali. I dati indicano altro. La ricerca di Pexapark sui fattori di cattura solare in Europa rileva che questi dipendono soprattutto dalla sovraofferta strutturale, non dai movimenti dei prezzi dei combustibili o da fattori geopolitici. Il fattore di cattura misura quanto vale l’energia prodotta da un impianto solare rispetto al prezzo medio dell’elettricità. Quando nelle stesse ore entrano in rete grandi quantità di energia fotovoltaica, il prezzo di quelle ore crolla, e con esso il valore di ogni megawattora prodotto dai pannelli.

La Spagna è il caso più evidente. Secondo un’analisi sulle prospettive del mercato europeo dei PPA, nel 2025 il tasso di cattura del solare spagnolo era sceso in media al 61%. Detto in modo semplice: un megawattora solare aveva incassato in media circa sei decimi del prezzo medio di mercato. Il paradosso è tutto qui. Più potenza solare si installa, più energia si produce a mezzogiorno, e meno quell’energia vale. Il calo dei prezzi dei PPA iberici è la traduzione contrattuale di questo fenomeno, perché chi compra energia solare a lungo termine sconta il fatto che il profilo di produzione coincide con le ore in cui l’elettricità vale meno.

Sull’altro lato del contratto la pressione va nella direzione opposta. Un’analisi trimestrale sui prezzi dei PPA osserva che l’aumento dei prezzi dei moduli fotovoltaici e i tassi di interesse più alti stanno facendo crescere i costi di sviluppo dei progetti solari. La stessa analisi nota che molti sviluppatori nei mercati ad alta densità solare, come la Spagna, hanno raggiunto il limite oltre il quale non possono abbassare ulteriormente i prezzi senza che i progetti smettano di essere finanziabili. Lo sviluppatore spagnolo resta quindi stretto tra due forze: un mercato che paga sempre meno la sua energia e costi che non scendono più. Se il prezzo non può calare ancora e il valore dell’energia di mezzogiorno continua a ridursi, la domanda diventa che cosa si possa ancora mettere sotto contratto.

Il segnale nei contratti di luglio

Una risposta parziale arriva dai contratti firmati nello stesso mese. Secondo Pexapark, a luglio sono stati annunciati pubblicamente in Europa 24 PPA, per una capacità contrattualizzata di circa 1,1 GW. Nello stesso periodo la società ha registrato nove accordi per sistemi di accumulo a batteria (BESS), per un totale di circa 865 MW di potenza e 3,1 GWh di capacità di stoccaggio dichiarata. Il confronto va fatto con cautela, perché si tratta di grandezze diverse: i gigawatt dei PPA indicano la potenza degli impianti di generazione, i gigawattora delle batterie l’energia che possono immagazzinare. Resta il fatto che la potenza delle batterie contrattualizzate a luglio è pari a circa quattro quinti di quella coperta dai PPA tradizionali. L’accumulo non è più una voce marginale nel mercato dei contratti. Per i Paesi saturi di solare è il modo più diretto di spostare l’energia prodotta a mezzogiorno verso ore in cui vale di più.

Nei prossimi mesi, quindi, la media europea dirà poco. Conterà di più il divario tra i due blocchi di mercati, insieme a due indicatori da seguire: il rapporto tra capacità di accumulo e capacità dei PPA messe sotto contratto, e la tenuta dell’Euro Composite intorno ai 45 €/MWh mentre la cattura solare iberica resta sotto pressione. Nei mercati dove il sole è abbondante, il prezzo di un PPA dipenderà sempre meno dai pannelli in sé e sempre più dai megawattora di batterie contrattualizzati insieme a loro.