Il balzo dei prezzi tedeschi segue l’aumento del gas, ma i volumi contrattati di stoccaggio sono triplicati in un anno

A fine luglio, il benchmark tedesco per un accordo di tolling di batteria a sette anni — con avvio operativo previsto nel 2028 — ha superato quota €102 (117,46 dollari) per MW all’anno: il 5,2% in più rispetto ai livelli precedenti l’ultima escalation del conflitto in Medio Oriente. Nello stesso mese, il valore equo di un PPA solare pay-as-produced di un anno in Germania è balzato a €50/MWh, con un incremento del 15,4%. Lo documenta l’analisi di luglio pubblicata da Pexapark: a muoversi non è solo il gas, è l’intero mercato della flessibilità.

Il balzo di luglio: la flessibilità tedesca accelera

Il fattore scatenante più immediato è arrivato dal gas. Pexapark ha dichiarato che le tensioni geopolitiche in Medio Oriente hanno spinto i prezzi medi del gas circa il 10% più in alto rispetto al secondo trimestre, sollevando di riflesso i prezzi dell’energia in tutta Europa. È il contesto in cui si iscrive il dato tedesco: chi compra elettricità a termine ha dovuto rivedere le proprie aspettative.

Ma ridurre il movimento a un semplice effetto gas sarebbe fuorviante. Il prezzo benchmark per un accordo di tolling di batteria non sale solo perché l’elettricità costa di più: sale perché la flessibilità — la capacità di assorbire e restituire energia nei momenti di massima volatilità — vale di più quando i mercati oscillano. I €102 per MW all’anno registrati a fine luglio dicono esattamente questo: chi rende disponibile capacità di accumulo sta ottenendo condizioni migliori. E il PPA solare tedesco di un anno a €50/MWh indica che anche i compratori di energia rinnovabile stanno rivedendo al rialzo i propri costi attesi.

Che cosa spiega, però, un movimento simultaneo di prezzi e volumi?

La struttura dietro il picco: volumi che raddoppiano e la Spagna che domina

La risposta non è solo geopolitica. Il mercato della flessibilità stava già cambiando marcia. Nel 2025, in Europa sono stati contrattati quasi 12 GW / 23 GWh di capacità di sistemi di accumulo a batteria tramite accordi di flessibilità e ottimizzazione: un volume triplo rispetto al 2024. Il triplicarsi dei volumi in un solo anno indica che gli accordi di flessibilità, da strumento di nicchia, stanno diventando un canale ordinario per monetizzare gli impianti di accumulo.

La Germania è il laboratorio più chiaro di questa tendenza. Nel primo semestre 2026, l’accelerazione del mercato tedesco degli FPA ha portato i volumi da 254 MW dell’intero 2025 a 642 MW nei soli primi sei mesi del 2026: +153%, un raddoppio netto. E si parla di potenza contrattualizzata, non di energia prodotta.

A luglio, dieci dei quattordici PPA censiti da Pexapark sono stati firmati in Spagna, con una durata media di dodici anni. Pexapark ha inoltre registrato tre PPA di stoccaggio a batteria, ciascuno da quattro anni, in Italia, Danimarca e Stati Uniti. La domanda di energia a termine sta diventando più strutturale: secondo quanto comunicato da Repsol, Bimbo Group ha siglato nove accordi virtuali di acquisto di durata dodicennale che copriranno l’equivalente del 100% del suo consumo annuo di elettricità in Spagna, Portogallo, Francia e Italia — circa 150 GWh all’anno.

Se i volumi crescono e i prezzi salgono contemporaneamente, la domanda diventa un’altra: chi si sta posizionando per primo?

I primi a muoversi: Axpo, Zelestra, ContourGlobal e Tesla

Una risposta arriva dagli accordi firmati a luglio. Axpo e Zelestra hanno concordato un toll di dieci anni per un sistema di accumulo a batteria da 207 MW di potenza e 830 MWh di capacità in Italia: in pratica, Axpo affitta l’impianto da Zelestra e ne ottimizza l’uso sui mercati. Dieci anni sono una scommessa lunga, in un settore in cui la redditività dipende per definizione dalla volatilità.

Negli Stati Uniti, ContourGlobal e Tesla hanno firmato un accordo di acquisto di energia a lungo termine per il progetto Sterling, in Arizona: 509 MWp — circa 450 MW in corrente alternata — di solare più un sistema di accumulo da 360 MW e 1,4 GWh. Circa il 90% della produzione è contrattata con Tesla, con messa in esercizio prevista per il 2028. Le due società lo descrivono come uno dei più grandi PPA solare-plus-batteria mai firmati da un singolo impianto negli Stati Uniti; come per ogni primato annunciato, la base di confronto va letta con cautela — si parla di un singolo impianto, non del mercato nel suo complesso. Resta comunque un segnale di scala.

Per chi deve comprare flessibilità, il messaggio implicito è semplice: aspettare potrebbe costare caro.

Il numero da tenere d’occhio, nei prossimi mesi, non è tanto il prezzo del gas quanto i volumi FPA tedeschi: 642 MW nel primo semestre 2026, più del doppio dell’intero 2025. La direzione è già tracciata; sarà la velocità del secondo semestre a dire se il mercato è entrato in una nuova fase.