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Nell’asta per l’innovazione chiusa il 1° settembre sono state presentate 53 offerte per un totale di 678 MW; la capacità disponibile era di 475 MW. Sono state aggiudicate 32 offerte per 480 MW: tutti i progetti vincenti riguardano impianti fotovoltaici con sistemi di accumulo integrati.

Il prezzo minimo tra le offerte aggiudicate è stato di 4,50 cent€/kWh, livello storico. Il prezzo medio, ponderato per volume, è 5,14 cent€/kWh, con una diminuzione del 3,7% rispetto a maggio 2026 (5,34 cent€/kWh) e di circa il 27,5% rispetto a settembre 2024 (7,09 cent€/kWh). Anche il prezzo massimo è diminuito rispetto alle aste precedenti, attestandosi intorno ai 5,40 cent€/kWh.

La Baviera ha ottenuto il volume maggiore di progetti (12 offerte per 177 MW), seguita dal Brandeburgo (94 MW) e dalla Renania Settentrionale-Vestfalia (48 MW).

Perché le offerte scendono? Le ragioni sono molteplici: il valore d’asta è un riferimento per calcolare la Marktprämie, cioè l’incentivo che integra i ricavi di vendita sul mercato. Se, ad esempio, il riferimento è 5 cent€/kWh e il mercato vale 3 cent€/kWh, la Marktprämie sarebbe circa 2 cent€/kWh. Le aziende possono offrire prezzi inferiori al costo pieno grazie alla vendita sul mercato, all’uso delle batterie per spostare la produzione nei momenti di maggiore prezzo e a ricavi da servizi di rete e bilanciamento.

Si aggiunge che i costi di batterie e impianti PV sono in calo e la concorrenza tra sviluppatori è alta. Non sono ancora stati applicati i nuovi oneri di capacità sui costi di connessione previsti dall’AgNes; la riforma generale dei corrispettivi di rete definirà tali tariffe in seguito.