L’asta tedesca ha assegnato 482 MW su 749 MW richiesti, con la Baviera dominante

L’Europa guarda alla Germania come al paradiso degli investimenti in solare e batterie. Poi arrivano i risultati dell’asta, pubblicati nei giorni scorsi dalla Bundesnetzagentur: 749 MW di offerte, solo 482 MW assegnati. Ventisette progetti su quarantasei proposte sono passati al vaglio. Benvenuti nell’imbuto dell’innovazione tedesca.

L’imbuto dell’innovazione

I numeri dicono molto e insieme dicono poco. L’agenzia federale ha ricevuto richieste per 749 MW complessivi e ne ha accolti 482, respingendo diciannove candidature. La gara si è chiusa in oversubscription, ma l’eccesso di domanda non va scambiato per un segnale di salute incondizionata: è piuttosto la spia di un mercato dove in tanti si presentano al cancelletto sapendo che meno di due terzi della capacità proposta verrà effettivamente contrattualizzata.

A guidare la classifica regionale è la Baviera, che da sola si porta a casa 287 MW distribuiti su quindici progetti — più della metà dell’intera potenza assegnata. Seguono, molto distaccati, lo Schleswig-Holstein con 53 MW e il Brandeburgo con 51 MW, ciascuno con due soli progetti. Il resto del Paese osserva. La geografia dell’asta restituisce l’immagine di una Germania che accelera a due velocità: il sud fotovoltaico macina gigawatt, il nord e l’est raccolgono le briciole.

Il prezzo del successo

La contrazione dei prezzi ha un doppio effetto. Per i consumatori e per il sistema nel suo complesso, l’energia rinnovabile diventa progressivamente meno onerosa. Per gli sviluppatori, invece, il margine si assottiglia fino a rendere bancabili solo i progetti con la miglior esposizione solare, i costi di connessione più bassi e una struttura finanziaria già rodata. A luglio 2025, il volume di offerte aveva superato per la prima volta i 2 GW, segnando un record che parlava di un interesse straripante. Ma tra lo straripamento e l’assegnazione effettiva c’è uno scarto che il regolatore non sembra intenzionato a colmare.

La Baviera, con i suoi 287 MW, incarna il profilo del vincitore-tipo: irraggiamento elevato, territori disponibili, amministrazioni locali che sanno dialogare con gli investitori. Ma è un modello replicabile altrove? Schleswig-Holstein e Brandeburgo, con appena due progetti ciascuno, suggeriscono che la risposta non è scontata.

La gabbia d’oro

Eppure, la Germania continua a essere considerata il mercato europeo più attraente per gli investimenti in co-locazione tra solare e accumulo: lo ha certificato un’analisi pubblicata a inizio 2026, che metteva in fila la scala del mercato rinnovabile tedesco e il potenziale ritorno interno dei progetti abbinati rispetto agli asset stand-alone. L’attrattività però convive con un vincolo che pochi altri mercati europei impongono con altrettanta rigidità: lo stoccaggio può caricarsi soltanto dall’impianto di generazione a cui è fisicamente collegato, mai dalla rete. Niente arbitraggio sui prezzi dell’elettricità, niente servizi di bilanciamento indipendenti. La batteria è ancella del pannello, e basta.

Il paradosso è che proprio questa regola — pensata per evitare che lo stoccaggio diventi un cavallo di Troia per consumare energia fossile camuffata da servizio di rete — restringe il campo a chi è disposto a giocare con le mani legate. Gli investitori restano in coda, ma la domanda inevasa delle aste precedenti e le code viste nell’ultimo round suggeriscono che l’appetito non manca. La prossima gara d’innovazione è fissata per il 1° settembre 2026. Il quesito non è se ci saranno abbastanza offerte: è quanti progetti riusciranno a superare un imbuto che si sta stringendo anno dopo anno. La Germania è il mercato più attraente, ma forse solo per chi accetta di entrarci alle condizioni del regolatore.