L’abbondanza di rinnovabili fa crollare i prezzi, ma i sussidi continuano a pesare sulle casse pubbliche. La sfida tedesca è ora quella di trasformare un paradosso energetico in un’opportunità economica, puntando su stoccaggio e flessibilità.
La Germania sta registrando un aumento senza precedenti delle ore con prezzi negativi dell’elettricità, un fenomeno che riflette le dinamiche complesse del mercato energetico nazionale. Secondo un’analisi dell’Handelsblatt, basata sui dati della piattaforma Energy Charts e del Fraunhofer-Institut ISE, nei primi cinque mesi del 2025 il prezzo dell’energia alla borsa elettrica è sceso sotto lo zero per ben 248 ore, superando il precedente record di 204 ore registrato nello stesso periodo degli anni passati. Questo trend, se da un lato contribuisce a ridurre i costi medi dell’energia, dall’altro solleva interrogativi sugli squilibri del sistema e sulle ripercussioni finanziarie per lo Stato.
A maggio, il prezzo medio dell’elettricità si è attestato poco sopra i 6 centesimi per chilowattora, tornando ai livelli pre-crisi energetica. Bruno Burger, esperto dell’ISE, definisce questo dato “positivo”. Tuttavia, l’aumento delle ore a prezzi negativi – spesso sovrabbondante in condizioni di vento forte o sole intenso – evidenzia una crescente discrepanza tra l’offerta di energia rinnovabile e la domanda flessibile. Mentre alcune aziende beneficiano di costi energetici più bassi, il sistema nel suo complesso fatica a gestire in modo efficiente queste fluttuazioni.
I COSTI NASCOSTI DEI PREZZI NEGATIVI
Sebbene i prezzi bassi possano sembrare vantaggiosi per l’industria, la realtà è infatti più complessa. Le aziende che acquistano energia direttamente in borsa possono sfruttare i momenti di prezzo negativo, ma molte imprese – soprattutto quelle con contratti a prezzo fisso – non ne traggono beneficio immediato. Inoltre – sottolineano i ricercatori dell’ISE – quando il prezzo scende sotto lo zero, i produttori tradizionali (come le centrali a carbone) devono pagare per immettere energia in rete, mentre gli operatori di impianti eolici e solari continuano a ricevere sussidi statali, generando un onere significativo per le casse pubbliche.
Il meccanismo di incentivazione delle rinnovabili (EEG, Erneuerbare-Energien-Gesetz, cioè la legge sulle energie rinnovabili che incentiva la produzione di elettricità da fonti sostenibili) prevede che, in caso di prezzi negativi, gli impianti più recenti (oltre i 2 kW di potenza) perdano il diritto alla remunerazione. Tuttavia, questa regola non si applica retroattivamente agli impianti già esistenti, che continuano a percepire sussidi anche quando l’elettricità viene venduta in perdita.
Secondo le stime, nel 2025 lo Stato tedesco dovrà sostenere 17 miliardi di euro in sussidi EEG, una cifra in crescita rispetto ai 10 miliardi inizialmente previsti per il 2023 (anno in cui la spesa effettiva ha raggiunto i 18,5 miliardi).
L’IMPATTO SULLE RINNOVABILI E LE NUOVE REGOLE
La riforma dell’EEG introdotta dal governo tedesco mira a ridurre gli incentivi quando i prezzi sono negativi, ma i suoi effetti si manifestano gradualmente. Gli impianti costruiti prima del 2025 continuano a beneficiare di tariffe garantite per 20 anni, mentre quelli nuovi devono adattarsi a un sistema più selettivo. Ad esempio, per gli impianti più vecchi, il taglio dei sussidi scatta solo dopo 3-6 ore consecutive di prezzi negativi, limitando l’impatto immediato sul mercato.
Questa transizione sta già influenzando il comportamento dei produttori: secondo Burger, “i prezzi negativi sono meno profondi rispetto al passato”, segno che gli operatori stanno riducendo la produzione nelle fasi di eccesso di offerta.
Tuttavia, il processo di adeguamento è lento: nel 2025, la media dei prezzi negativi si attesta a -15,66 euro/MWh, un valore superiore a quello del 2023-2024 ma ancora lontano dai picchi negativi registrati tra il 2016 e il 2021.
NUOVI MODELLI DI BUSINESS E ACCUMULO ENERGETICO
L’aumento della volatilità dei prezzi sta favorendo la nascita di nuove strategie commerciali – osserva l’Handelsblatt – in particolare nel settore dello stoccaggio energetico. Gli operatori di batterie acquistano elettricità a prezzi negativi o molto bassi per rivenderla in momenti di maggiore domanda, riducendo gli sprechi e stabilizzando la rete. Una dinamica cruciale per la transizione energetica, sostengono gli analisti, perché rende economicamente sostenibili tecnologie come gli accumulatori su larga scala.
Tuttavia, per le industrie ad alto consumo, come ad esempio le acciaierie, queste soluzioni non sono ancora sufficienti, anche se l’espansione dello stoccaggio e la gestione intelligente della ricarica dei veicoli elettrici potrebbero, nel lungo periodo, contribuire a ridurre la frequenza dei prezzi negativi, alleggerendo sia la rete che il bilancio pubblico.
GLI SQUILIBRI DA RISOLVERE
Il sistema energetico tedesco si trova dunque in una fase della sua transizione in cui i vantaggi di una produzione sempre più verde si scontrano con le rigidità della domanda e i costi del sostegno pubblico. Se da un lato i prezzi negativi riflettono il successo delle rinnovabili, dall’altro rivelano la necessità di migliorare la flessibilità della rete, potenziare lo stoccaggio e rivedere i meccanismi di incentivazione.
Nel frattempo, l’effetto combinato delle nuove regole EEG e dell’evoluzione del mercato lascia intravedere un riequilibrio progressivo, anche se i tempi restano incerti e forse troppo lunghi. Conclude Burger: “Il percorso verso un sistema più stabile è tracciato, ma serviranno ancora anni per superare del tutto le distorsioni attuali”.