Accumulo e PPA aggregati: stabilizzare l’energia rinnovabile in Europa
giovedì 3 settembre 2026
In Europa i prezzi elettrici negativi sono aumentati nei cinque principali mercati: nel 2025 sono stati più frequenti e nel primo semestre 2026 hanno superato del 2% il record del 2025, segnando oltre tredici volte i valori del 2022. Le ore negative si concentrano in primavera ed estate, quando la produzione solare è alta e la domanda è moderata, ma possono verificarsi anche con venti forti. La Francia ha registrato più ore a prezzo negativo a causa della sua produzione nucleare elevata.
Il fenomeno nasce dall’ingresso di fonti rinnovabili non programmabili a prezzi marginali vicini a zero, ampliando il divario tra le ore centrali e i picchi serali che richiedono flessibilità. Per gli accumulatori, è un segnale economico. In Germania gli spread all’ingrosso per batterie hanno toccato picchi giornalieri oltre i 650 €/MWh, con una media intorno ai 200 €/MWh, superiore a Spagna e Regno Unito. Il mercato resta però esposto al gas: periodi di forte richiesta estiva o bassi livelli idrici possono riportare i prezzi a livelli invernali.
I Ppa basati solo sulla produzione PV rappresentavano oltre il 55% delle transazioni europee nel 2025; nel primo semestre 2026 la quota è scesa a circa un terzo, con meno di 3 GW contrattualizzati. Molti acquirenti cercano Ppa che gestiscano tempi di consegna, prezzo e esposizione alle ore negative. Oggi circa il 10-15% della capacità solare è esposta al merchant, mentre oltre 61 GW sono coperti da PPA. Un portafoglio misto PV+eolico+batterie+trading può offrire stabilità e supportare il baseload, favorendo Ppa aggregati e accordi orari tra domanda e offerta.
In Italia il day-ahead non mostra zone negative, ma sul mercato infragiornaliero si registrano abbinamenti negativi in finestre di 15 minuti. Il Pun Index resta tra i più alti d’Europa (intorno a 119-131 €/MWh tra aprile e giugno), mentre il solare resta sotto pressione: ore di zero concentrate in Sud, Calabria e Sicilia (106 ore nel Q2 2026; Sardegna 74; Nord 13). Con soglie di prezzo più alte, le ore negative aumentano. Per questo, batterie e gestione dei consumi, insieme all’aggregazione di Ppa, sono strumenti chiave per spostare i MWh solari verso le ore più remunerative.