Quando produrre non basta più: il mercato elettrico entra nell’era della flessibilità

Per anni la transizione energetica si è giocata su una parola chiave: capacità. Più solare ed eolico significavano più decarbonizzazione, più investimenti, più contratti di lungo termine. Oggi questo schema non basta più. In un sistema elettrico dominato dalle rinnovabili, il valore non sta solo nel produrre energia pulita, ma nel decidere come e quando usarla.

È da qui che va letto il rallentamento dei Ppa nel 2025, i contratti di lungo termine con cui imprese e utility acquistano energia rinnovabile a un prezzo prefissato per coprirsi dal rischio di mercato. I numeri di Pexapark, società di analisi specializzata nei mercati europei dei Power Purchase Agreement, pubblicati nel rapporto Renewables Market Outlook 2026, fotografano bene questo passaggio: i volumi dei Ppa in Europa scendono a 13,1 GW, dai 15,3 GW del 2024, e il numero di operazioni cala da 317 a 247. Non si tratta però di una crisi di domanda, ma dell’effetto di un mercato in cui l’energia rinnovabile è sempre più abbondante, sempre più concentrata nelle stesse ore e sempre meno valorizzata dal prezzo medio.

Il primo segnale strutturale è il deterioramento dei “capture factor”, cioè della quota di prezzo che un impianto rinnovabile riesce effettivamente a incassare rispetto al carico di base (baseload), il prezzo medio dell’elettricità sul mercato. In Germania, un impianto solare ha visto il valore del proprio profilo scendere in tre anni da quasi il 90% a poco più del 50%. In Spagna e Francia i livelli sono simili, attorno al 51–58%, mentre anche l’eolico segue la stessa traiettoria nelle aree più sature.

Questa perdita di valore si riflette direttamente nei prezzi dei Ppa. Per trasferire al venditore il rischio legato alle ore a prezzo negativo, i buyer sono disposti a riconoscere solo un premio (uplift) limitato rispetto al prezzo base del contratto, in genere compreso tra l’1,5% e il 12% a seconda del mercato. Il risultato è un’ulteriore pressione sui ritorni attesi dei progetti: gli sviluppatori si trovano ad assorbire una quota crescente del rischio di mercato, mentre lo spazio per compensarlo attraverso il prezzo del Ppa resta contenuto. In termini concreti, produrre energia nelle ore “sbagliate” vale sempre meno. Le ore a prezzo negativo non sono più un’anomalia, ma una caratteristica strutturale dei sistemi ad alta penetrazione rinnovabile. Nel 2025, in Europa si contano oltre 9.000 ore con prezzi negativi, con Germania, Spagna e Belgio tra i mercati più esposti.

Il secondo passaggio riguarda il capitale. Il rallentamento dei Ppa non indica un disimpegno dall’energia pulita. Al contrario, se si considerano insieme Ppa e contratti sullo storage, il quadro cambia radicalmente. Nel 2025, mentre i Ppa scendono a 13,1 GW, quasi 12 GW / 24 GWh di batterie vengono contrattualizzati tramite Flexibility Purchase Agreements (Fpa): un volume triplo rispetto al 2024. In pratica, il mercato dell’offtake sulla flessibilità arriva a pesare quanto quello sull’energia.

Il motivo è semplice: in un sistema sempre più volatile, il vero asset non è più solo il megawatt installato, ma la capacità di assorbire, spostare e restituire energia nei momenti giusti. Le batterie diventano infrastrutture di sistema e gli Fpa lo strumento che consente di renderle finanziabili.

In questo scenario, l’Italia occupa una posizione intermedia. Sul fronte dei Ppa resta uno dei mercati più equilibrati d’Europa, con 1,8 GW contrattualizzati nel 2025, sostenuti da una domanda industriale frammentata che utilizza i contratti di lungo termine come copertura dal rischio prezzo. Nel corso dell’anno il mercato ha recuperato slancio grazie a una maggiore convergenza sulle aspettative di prezzo, mentre l’offtake corporate ha continuato a crescere a fronte di una riduzione del peso delle utility.

A sostenere l’attività restano le caratteristiche strutturali del sistema industriale italiano, composto da una pluralità di consumatori energivori di dimensioni medio-grandi, e misure come il meccanismo dell’Energy Release, che assegna forniture rinnovabili di lungo periodo – soprattutto da nuovi impianti o asset repowered – a condizioni regolate o predefinite, garantendo una domanda di copertura industriale solida, seppur accompagnata da una marcata sensibilità al prezzo.

Però, è sullo storage che il cambiamento diventa più evidente. Nel 2025 l’Italia si colloca tra i principali mercati europei per contratti di flessibilità su batterie standalone – impianti di accumulo non direttamente abbinati a centrali rinnovabili – con circa 660 MW di capacità contrattualizzata.

Il confronto europeo aiuta a inquadrare il dato. Nel Regno Unito, il mercato resta il più maturo per dimensioni e profondità, con batterie che operano prevalentemente in modalità merchant, esposte ai prezzi dell’energia e dei servizi di rete, o tramite contratti di tolling, che garantiscono ricavi più stabili trasferendo il rischio operativo a soggetti terzi. In Germania prevale un approccio simile, fortemente orientato al mercato.

L’Italia, invece, si caratterizza per un modello ibrido, in cui incentivi pubblici e contratti di flessibilità convivono. Accanto ai meccanismi di supporto, nel 2025 iniziano a diffondersi anche strutture finanziarie innovative, come i day-ahead swaps, utilizzate da progetti che non hanno ottenuto incentivi e cercano ricavi stabili in un contesto complesso come quello dei servizi di dispacciamento.

L’Italia, dunque, non è ancora al livello di maturità dei mercati più avanzati, ma è considerato un mercato “ponte” in cui Ppa, incentivi pubblici e Fpa coesistono e preparano il terreno a una fase di maggiore esposizione al mercato.