Lo scisma solare in Europa: dove gli investitori nel fotovoltaico potranno ancora trovare rendimenti nel 2026
Nel 2025 la crescita del settore solare nell’UE è rimasta pressoché invariata, ma il mercato non lo è stato. Per la prima volta i parchi solari rappresentano oltre la metà della crescita, la Francia ha scalzato l’Italia dal terzo posto e i ricavi per chilowattora presentano notevoli differenze. Cosa significa questo per la scelta dei paesi.
La risposta breve
Lo “scisma solare europeo” indica la frammentazione del mercato solare europeo in segmenti e paesi che seguono percorsi di sviluppo economico divergenti. Per gli investitori nel fotovoltaico non è una questione di quantità, ma di distribuzione. Nel 2025, la nuova capacità installata nell’UE, pari a 65,1 gigawatt, è stata solo dello 0,7% inferiore rispetto all’anno precedente; tuttavia, al suo interno il mercato si è riorganizzato: i parchi solari rappresentano per la prima volta oltre la metà della nuova capacità installata, la quota degli impianti sui tetti residenziali è scesa dal 28% al 14% e cinque dei dieci mercati più grandi hanno registrato un volume di installazioni inferiore rispetto al 2024. La Francia ha scalzato l’Italia dal terzo posto. Per gli investitori con un capitale proprio a partire da 100.000 euro, ciò significa che è la scelta all’interno del mercato a determinare il rendimento. Nel marzo 2026 l’Italia ha registrato, con 124,72 euro per megawattora, il ricavo più elevato tra i tre grandi mercati dell’UE monitorati da Modo Energy, mentre la Spagna ha registrato 13,51 euro.
1. Il mercato europeo del solare nel 2025: di dimensioni pressoché invariate, ma con una nuova configurazione
Nel 2025 la capacità installata nell’UE è scesa da 65,6 a 65,1 gigawatt — con un calo dello 0,7% e il primo calo dal 2016. Il dato di per sé non è sufficiente per prendere una decisione di investimento. Ciò che è significativo è ciò che è cambiato dietro a questo dato: i segmenti, la classifica dei paesi e le strutture dei ricavi sono cambiati contemporaneamente.
Alla fine del 2025 l’UE ha raggiunto una capacità solare cumulativa di 406 gigawatt, raggiungendo così l’obiettivo intermedio della strategia solare dell’UE per il 2025, che la Commissione quantifica in 320 gigawatt di potenza in corrente alternata e SolarPower Europe in 400 gigawatt di potenza in corrente continua. L’obiettivo per il 2030, invece, sembra ormai fuori portata: secondo lo scenario più probabile, SolarPower Europe prevede 718 gigawatt contro i 750 previsti. Il calo dovrebbe protrarsi nel 2026 e nel 2027; secondo questa previsione, il mercato annuale tornerà ai livelli del 2025 solo nel 2030.
Anche in questo caso vale la pena considerare l’unità di misura. Nei documenti dell’UE si parla spesso di un obiettivo di circa 600 gigawatt per il 2030, mentre nelle pubblicazioni di settore si parla di 750 gigawatt. Si tratta dello stesso valore obiettivo: la Commissione europea calcola la potenza in corrente alternata, mentre il settore la calcola in corrente continua, con un fattore di conversione di 1 a 1,25. Chi mette a confronto le due cifre senza specificarne l’unità crea una contraddizione che in realtà non esiste.
Tre cambiamenti che stanno ridefinendo il mercato
In primo luogo, i segmenti. Nel 2025 i parchi solari hanno rappresentato per la prima volta oltre il 50% delle nuove installazioni. La quota degli impianti sui tetti residenziali è scesa dal 28% al 14% tra il 2023 e il 2025. Non si tratta di una flessione congiunturale, bensì di uno spostamento della domanda dalle superfici dei tetti agli spazi aperti e dai singoli immobili ai progetti. L’energia solare continua quindi a crescere in Europa, ma in contesti diversi.
In secondo luogo, la classifica dei paesi. Germania e Spagna rimangono i due mercati più grandi. Nel 2025 la Francia ha scalzato l’Italia dal terzo posto, grazie ai progetti commerciali e su larga scala, mentre il segmento dei tetti in Italia ha subito una forte contrazione in seguito alla scadenza dei programmi di incentivazione. La Romania e la Bulgaria sono entrate per la prima volta nella top 10, mentre i Paesi Bassi sono scesi all’ottavo posto.
In terzo luogo, l’andamento all’interno del gruppo di testa. Cinque dei dieci mercati principali registreranno nel 2025 un volume di installazioni inferiore rispetto al 2024: Italia, Polonia, Grecia, Paesi Bassi e Portogallo. Crescita e calo coesistono quindi all’interno dello stesso indicatore.
Il contributo che il solare apporta ormai al sistema elettrico europeo
Nel 2025 l’energia solare ha coperto circa il 13% del fabbisogno energetico europeo (SolarPower Europe). Nel giugno 2025 il fotovoltaico è stato per la prima volta, nell’arco di un intero mese, la principale fonte singola di energia dell’UE. Questo risultato non è più un caso isolato: nel maggio 2026 la quota era pari al 23 per cento, mentre a giugno e luglio 2026 era del 25 per cento in entrambi i mesi — il solare è stato quindi la fonte energetica predominante nel mix energetico europeo per tre mesi.
Il Fraunhofer ISE stima che nel 2025 la produzione fotovoltaica dell’UE sarà pari a 275 terawattora, a fronte dei 243 terawattora derivanti dal lignite e dalla lignite. Ember arriva invece a 369 terawattora per la stessa regione; la differenza è probabilmente dovuta al fatto che Ember calcola la produzione lorda, compresa quella “dietro il contatore”. Entrambe le serie di dati sono coerenti al loro interno; non è però possibile metterle a confronto. In termini di volume di produzione, l’energia solare nel continente non è più un’integrazione, ma in alcuni mesi estivi rappresenta la fonte con il volume maggiore — non costituisce tuttavia un carico di base, poiché di notte non è disponibile. La questione aperta per gli investitori non è più se il solare fornisca energia, ma a quale prezzo venga remunerata l’elettricità fornita.
Per chi questo mercato è redditizio — e per chi no
I paragrafi seguenti sono rivolti a investitori commerciali con un capitale proprio a partire da 100.000 euro e ad aziende con consumo proprio — non alle famiglie. Non si tratta di una formalità: proprio il segmento che negli ultimi anni ha sostenuto la transizione energetica sta crollando in tutta Europa. Chi oggi investe in impianti fotovoltaici su tetto o a terra entra in un mercato in cui la dinamica dei prezzi è cambiata radicalmente dalla crisi energetica.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): SolarPower Europe, EU Solar Market Outlook 2025-2030 (11 dicembre 2025); Ember; Fraunhofer ISE.
2. Germania: 128 gigawatt-picco — e un modello di ricavi in fase di transizione
Nell’agosto 2026 la Germania ha superato la soglia dei 128 gigawatt di picco di potenza fotovoltaica installata (corrente continua), raggiungendo così l’obiettivo di espansione previsto dalla legge per il 2026. Sono oltre sei milioni gli impianti che immettono energia nella rete. Chi decide di investire in questo settore dovrebbe tuttavia comprendere che il modello di reddito della prossima generazione di impianti differisce sostanzialmente da quello degli ultimi dieci anni.
Secondo il Fraunhofer ISE, nel 2025 l’incremento netto ha raggiunto i 16,2 gigawatt di potenza in corrente continua, pari a 14,3 gigawatt di potenza in corrente alternata. Il fotovoltaico ha prodotto circa 87 terawattora — il 21% in più rispetto all’anno precedente —, di cui circa 71 terawattora immessi in rete e 16,9 terawattora destinati all’autoconsumo; i dati sono arrotondati e pertanto la somma non risulta esatta. Nella produzione nazionale di energia elettrica, secondo l’analisi del BSW-Solar basata sui dati del Fraunhofer, l’energia solare ha superato per la prima volta la lignite. Per quanto riguarda l’immissione in rete rilevata dal Destatis, non è possibile effettuare questo confronto, poiché il Destatis non riporta separatamente i dati relativi alla lignite e al carbone.
Perché un valore percentuale senza un termine di riferimento non dice nulla
Circolano diverse cifre relative alla quota del fotovoltaico nella produzione di energia elettrica. Non sono in contraddizione tra loro, ma misurano aspetti diversi. Destatis riporta per il 2025 una quota del 16,0% dell’immissione in rete — in questo caso si tiene conto solo di ciò che viene immesso nella rete di distribuzione generale. Riferendosi alla produzione netta totale di energia elettrica in Germania, la BSW-Solar indica, sulla base dei dati del Fraunhofer, circa il 19% (BSW-Solar, 23 giugno 2026). Questo dato comprende l’autoconsumo e l’autoproduzione dell’industria e del settore commerciale.
Chi mette a confronto questi due valori, sta confrontando due popolazioni. Nel caso dei conti di rendimento, questa distinzione non è puramente teorica: l’autoconsumo non viene remunerato, ma consente di evitare i costi di acquisto — si tratta di due meccanismi di ricavo completamente diversi.
Il primo semestre del 2026 ha invertito la tendenza
Il primo trimestre del 2026 sembrava destinato a registrare un calo. Nel primo semestre si è invece registrato un aumento: circa 7,4 gigawatt-picco di nuova potenza installata rispetto ai 6,8 gigawatt-picco dello stesso periodo dell’anno precedente, con una crescita del nove per cento. Tale andamento, tuttavia, è attribuibile a un unico segmento.
Da gennaio a maggio 2026, gli impianti a terra sono aumentati del 36% raggiungendo i 3,4 gigawatt-picco. Gli impianti su tetti commerciali con potenza superiore a 30 kilowatt-picco hanno registrato un calo del 30%, mentre il segmento residenziale con potenza fino a 30 kilowatt-picco ha subito una flessione del 12%. Per quanto riguarda i grandi sistemi di accumulo a batteria, nello stesso periodo sono stati immessi in rete 1,5 gigawattora rispetto ai 0,3 gigawattora dell’anno precedente.
In altre parole: la capacità cresce, ma cresce in grandi unità. I piccoli impianti fotovoltaici installati sui tetti delle abitazioni e delle piccole imprese non sono più in grado di sostenere questa espansione — si tratta dello stesso fenomeno osservabile in tutta Europa, ma in un mercato che può permetterselo.
Il passaggio alla vendita diretta
L'autorizzazione della Commissione europea in materia di aiuti di Stato per l'EEG 2023 scadrà alla fine del 2026. Il 29 luglio 2026 il Consiglio dei ministri federale ha approvato il disegno di legge del governo per l’ulteriore espansione delle energie rinnovabili nel settore elettrico, nonché il pacchetto relativo all’allacciamento alla rete. Sono previsti l’abolizione della tariffa fissa di immissione in rete per i nuovi impianti, l’obbligo di commercializzazione diretta, i contratti per differenza (CfD) e una limitazione al 50% della potenza di immissione in rete per gli impianti fotovoltaici di piccole e medie dimensioni installati sui tetti.
Nessuna di queste disposizioni è ancora definitiva. I progetti sono all’esame del Bundesrat in prima lettura come documenti 470/26 e 471/26; la prossima seduta plenaria è prevista per il 25 settembre 2026. Al momento della stesura di questo articolo, non sono stati ancora presentati al Bundestag. I dettagli relativi al sistema di remunerazione vigente sono trattati nella nostra panoramica sulla remunerazione EEG 2026.
Chi metterà in funzione un impianto nel 2026, in base alla clausola di salvaguardia prevista dal disegno di legge del governo, potrà mantenere l’ultima generazione del premio di mercato unidirezionale ventennale. È questa la vera pressione temporale sul mercato tedesco — non i prezzi dei moduli.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): BSW-Solar (20/08/2026); Fraunhofer ISE, Relazione annuale 2025; Destatis, comunicato stampa n. 073 (06/03/2026); Governo federale e BMWE (29/07/2026); Bundesrat.
3. Italia: il ricavo più alto mai registrato per chilowattora, ma non figura più tra i primi tre
Tra i tre grandi mercati dell’UE analizzati da Modo Energy, l’Italia registra il ricavo più elevato per ogni chilowattora immesso in rete. Nel marzo 2026 il Capture Price era pari a 124,72 euro per megawattora, contro i 59 euro della Germania e i 13,51 euro della Spagna (Modo Energy, 16/04/2026). Allo stesso tempo, nel 2025 l’Italia ha ceduto il terzo posto nella classifica dell’espansione delle capacità eoliche nell’UE alla Francia.
Le due cose vanno di pari passo. La spiegazione sta nel fatto che in Italia le centrali a gas spesso determinano il prezzo di mercato, fungendo così da soglia minima; a tal proposito, non forniamo una stima attendibile della quota oraria del gas che determinerà il prezzo nel 2026. Si tratta quindi di un fenomeno in parte ciclico e non di un andamento strutturale ineluttabile: se la diffusione del solare in Italia continua ad aumentare o se il prezzo del gas diminuisce, tale quota si erode.
Secondo i dati del registro di Terna, al 31 luglio 2026 in Italia erano installati 87,70 gigawatt di potenza da fonti rinnovabili, di cui 47,30 gigawatt attribuibili alla capacità solare. Nel luglio 2026 la produzione fotovoltaica è risultata superiore del 20,6% rispetto allo stesso mese dell’anno precedente.
Il collo di bottiglia non risiede nei progetti
Al 31 marzo 2026, tramite il portale di allacciamento Econnextion di Terna, erano state presentate 3.670 richieste di allacciamento per impianti fotovoltaici per un totale di 144 gigawatt, a fronte di 47,30 gigawatt di potenza solare effettivamente installata (Terna, dati al 31 luglio 2026). Entrambi i valori riguardano esclusivamente il fotovoltaico; le date di riferimento sono distanziate di quattro mesi. In base a questi dati, circa il triplo del parco installato attuale è in attesa di allacciamento alla rete.
Solo una piccola parte di questi è pronta per la costruzione: 210 progetti per un totale di 9,34 gigawatt avevano raggiunto lo stato “ready-to-build”, mentre 1.139 progetti per un totale di 46,49 gigawatt avevano ottenuto una conferma di allacciamento. Il numero totale delle richieste è in leggero calo dall’agosto 2025. Per gli investitori questo è l’indicatore decisivo: in Italia, un progetto senza un allacciamento alla rete garantito non è un progetto, ma solo un’opzione.
A ciò si aggiunge la concorrenza dal lato dei consumatori. Alla stessa data di riferimento, i data center avevano presentato 480 richieste di allacciamento per un totale di 82,63 gigawatt, di cui 273 richieste per 40,9 gigawatt solo in Lombardia. Di conseguenza, circa l’86% delle richieste di allacciamento dal lato dei consumatori è attribuibile ai data center.
Il Decreto Bollette e la sua lacuna
Il Decreto Bollette — Decreto-legge 21/2026, convertito dalla legge 49/2026 del 10 aprile 2026 — interviene su due fronti. In primo luogo, riduce la componente del sistema ASOS a carico dei punti di prelievo non domestici e non ad alto consumo energetico: il testo della norma quantifica lo stanziamento derivante dalla maggiorazione IRAP a favore delle imprese energetiche a 431,5 milioni di euro per il 2026; le note esplicative dei servizi parlamentari indicano, per lo stesso comma, 469,6 milioni di euro tratti dalla relazione tecnica. Chi cita solo una delle due cifre non sbaglia, ma fornisce un’informazione incompleta. In secondo luogo, rafforza la copertura dei contratti di fornitura a lungo termine: la GSE funge da garante di ultima istanza e, qualora le sue risorse non fossero sufficienti, la SACE può fornirle una controgaranzia subordinata con un tasso di copertura massimo del 70%, limitato a 250 milioni di euro all’anno.
L’articolo 9, comma 3, non indica un importo fisso in euro: lo sgravio sulle tariffe di trasporto e distribuzione del gas è limitato per legge ai proventi che GSE e Snam versano dalla vendita del gas immagazzinato nel 2022 ed è valido dal 1° aprile al 31 dicembre 2026. I circa 409 milioni di euro spesso citati sono una stima del governo tratta dalla motivazione tecnica: 290 milioni di euro per la GSE più 319 milioni per Snam, meno un massimo di 200 milioni per il servizio di liquidità ai sensi dell’articolo 10. Secondo le indicazioni dell’ARERA, l’importo effettivo sarà determinato solo alla fine di settembre 2026. I beneficiari sono i clienti finali collegati direttamente alla rete di trasporto, i clienti delle reti di distribuzione ad alto consumo di gas e gli altri clienti finali con un consumo superiore a 80.000 metri cubi standard all’anno.
L’Autorità per la regolamentazione dei servizi energetici (ARERA) aveva già omesso di applicare la relativa disposizione del decreto legge con la delibera n. 98/2026 del 30 marzo 2026, in quanto si trattava di un aiuto potenzialmente non notificato; la legge di conversione del 10 aprile 2026 l’ha recepita senza modifiche. La sospensione è rimasta in vigore senza modifiche nell’agosto 2026; la misura è quindi sospesa e l’importo sarà comunque determinato solo alla fine di settembre 2026. Nella nostra analisi sul Decreto Bollette illustriamo cosa comportino concretamente le singole misure per gli investitori italiani nel settore fotovoltaico.
Il nostro articolo della rubrica “Pillar” dedicato agli investimenti nel settore fotovoltaico in Italia nel 2026 tratta le condizioni di incentivazione, i risultati delle aste e gli scenari di rendimento per il mercato italiano.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): Terna, Econnextion e comunicato stampa sui consumi di energia elettrica di luglio 2026; Modo Energy (16/04/2026); Legge 49/2026; ARERA, Delibera 98/2026.
4. Spagna: forte crescita della capacità installata, ricavi modesti per chilowattora
Nel 2025 la Spagna ha installato circa 8.821 megawatt di impianti fotovoltaici collegati alla rete; a questi si aggiungono, secondo i dati dell’associazione di categoria UNEF, 1.139 megawatt di potenza destinata all’autoconsumo. Tra i tre principali mercati dell’UE monitorati da Modo Energy, nel marzo 2026 ha registrato anche il ricavo più basso, pari a 13,51 euro per megawattora. Il Capture Rate era sceso al 9,4% nel febbraio 2026, rispetto al 72,3% di dodici mesi prima.
Per quanto riguarda la potenza cumulativa, occorre prestare attenzione alla distinzione. Al 31 dicembre 2025, Red Eléctrica riporta oltre 49.500 megawatt, compresi gli impianti ad autoconsumo, e oltre 41.500 megawatt senza di essi. Entrambe le cifre sono corrette, ma non sono intercambiabili.
Cosa significa in pratica il “capture rate”
Il Capture Rate indica quale percentuale del prezzo spot medio viene effettivamente raggiunta da un impianto solare. Se diminuisce, il ricavo cala senza che l’impianto produca meno. Nella primavera del 2025, il Capture Price spagnolo si attestava, nella media stagionale, a 16,8 euro per megawattora. Per il mese di marzo 2026, Modo Energy riporta un valore di 13,51 euro. La media stagionale e il valore mensile non sono la stessa cosa: la tendenza è chiara, ma la differenza tra i due valori non lo è.
Il fornitore di dati di mercato Kpler prevede, per il periodo da agosto a dicembre 2026, tassi di cattura medi pari a circa il 50% in Spagna e al 42% in Portogallo (dati aggiornati al 10 luglio 2026). Modo Energy prevede che i prezzi di cattura a lungo termine per gli impianti con inseguimento monoassiale si stabilizzeranno tra i 25 e i 30 euro per megawattora (dati aggiornati al 20 luglio 2026). Entrambe sono previsioni modellistiche elaborate da analisti di mercato.
La pressione sui prezzi si manifesta anche nelle ore a prezzo zero. Nel 2025 Red Eléctrica ha registrato in Spagna 798 ore con prezzi pari a zero o inferiori; rispetto all’anno precedente erano state 784 ore. Montel rileva per il primo trimestre del 2026 397 ore solo in Spagna; il Portogallo viene considerato separatamente. Anche in questo caso vale la riserva metodologica: da ottobre 2025 il mercato day-ahead opera con frequenze di un quarto d’ora, pertanto i valori orari precedenti non sono direttamente comparabili. Esiste quindi un divario considerevole tra il chilowattora prodotto e quello remunerato.
Il prezzo di partenza è crollato
Nel primo trimestre del 2024, i progetti “ready-to-build” in Spagna costavano in media 120.500 euro per megawatt-picco. Nel primo trimestre del 2026 il costo era di 38.000 euro, mentre nel secondo trimestre era sceso a 32.600 euro per megawatt-picco — un calo di circa il 68% in due anni; anche tra il primo e il secondo trimestre del 2026 il prezzo ha subito un’ulteriore flessione. Le transazioni concluse si sono attestate tra i 10.000 e i 56.000 euro per megawatt di picco. Questi dati provengono dalla piattaforma di transazioni nTeaser.
I progetti che prevedono l'utilizzo di sistemi di accumulo vengono valutati in modo nettamente più positivo rispetto ai semplici impianti solari con difficoltà di allacciamento alla rete. La capacità di accumulo in Spagna è tuttavia ancora limitata: dei 3.427 megawatt di potenza di accumulo installata alla fine del 2025, 3.331 megawatt erano attribuibili a impianti di accumulo per pompaggio e solo 96 megawatt a batterie. L’obiettivo nazionale in materia di energia e clima prevede una capacità di accumulo complessiva di 22,5 gigawatt entro il 2030.
Consumo proprio: il segmento industriale tiene botta
Il mercato spagnolo dell’autoconsumo registra una contrazione per il terzo anno consecutivo — ma non ovunque. Secondo i dati raccolti dall’associazione di categoria UNEF, nel 2025 sono stati installati complessivamente 1.139 megawatt di potenza per l’autoconsumo, il 3,7% in meno rispetto all’anno precedente, per un totale cumulativo di 9,3 gigawatt. Questi dati dell’associazione non sono comparabili con quelli di Red Eléctrica: il gestore di rete, basandosi sui dati dei contatori forniti dai gestori delle reti di distribuzione, giunge a un dato diverso. Chi utilizza un dato di riferimento deve citare la fonte da cui proviene. Analizzando i dati in dettaglio emerge un quadro diverso: il settore industriale ha registrato un leggero aumento con 679 megawatt, mentre il settore residenziale ha perso il 17% e quello commerciale il 15%.
Per gli investitori commerciali questo è il dato rilevante. La redditività dipende dal margine tra il risparmio sui costi di acquisto dell’energia elettrica e i ricavi derivanti dall’eccedenza. In Spagna, nel secondo semestre del 2025, i clienti non domestici pagavano, IVA esclusa, tra 11,91 e 16,18 centesimi per chilowattora a seconda della fascia di consumo. L’associazione di categoria APPA Renovables prevede, per un impianto industriale da 180 kilowatt, un periodo di ammortamento compreso tra cinque e sei anni, al netto delle detrazioni fiscali.
Per l'immissione in rete dell'energia in eccesso non esiste una tariffa di remunerazione regolamentata. La compensazione semplificata prevista dal Decreto Reale 244/2019 si applica solo fino a una potenza di generazione di 100 kilowatt e può ridurre la bolletta al massimo a zero. Gli impianti di dimensioni maggiori commercializzano l'energia a un prezzo liberamente concordato.
Nuove condizioni quadro a partire da marzo 2026
Due aspetti sono cambiati dalla primavera. Il decreto legge 7/2026, in vigore dal 22 marzo 2026, ha esteso la distanza consentita per l’autoconsumo comunitario da 2.000 a 5.000 metri e ha introdotto le aree di accelerazione per le energie rinnovabili. Inoltre, il 29 maggio 2026 la Commissione europea ha autorizzato il mercato spagnolo delle capacità ai sensi delle norme sugli aiuti di Stato; al momento della stesura di questo articolo, le disposizioni nazionali di attuazione non erano ancora state emanate.
Il programma di finanziamento RENOINN 2 è stato potenziato due volte dopo la scadenza del termine. La decisione definitiva del 28 luglio 2026 riporta 524 concessioni per circa 433 milioni di euro, che generano un volume di investimenti pari a 1.186 milioni di euro — 1.225,66 megawatt di energia fotovoltaica e 2.320,72 megawattora di accumulo, da completare entro il 30 giugno 2030.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): Red Eléctrica; Modo Energy (20/07/2026); Kpler (10/07/2026); Montel; UNEF (29/01/2026); APPA Renovables (17/02/2026); Eurostat nrg_pc_205; IDAE; BOE.
5. Austria: cosa succede se la politica di sostegno subisce una svolta
L’Austria dimostra quanto velocemente un mercato funzionante possa vacillare quando le condizioni quadro diventano instabili. Dopo un’espansione record di 2.476 megawatt nel 2023, nel 2025 l’installazione è scesa a 1.634 megawatt — un calo del 22 per cento rispetto all’anno precedente. A fine 2025, la potenza cumulativa installata ammontava a circa 9,8 gigawatt distribuiti su 533.500 impianti. La loro produzione, pari a 9,8 terawattora, ha coperto il 15% del consumo di energia elettrica austriaco.
Che si tratti di una cifra elevata o modesta dipende dal parametro di riferimento — e i due parametri comunemente utilizzati sono molto distanti tra loro. L’obiettivo previsto dalla legge sullo sviluppo delle energie rinnovabili è di 1.100 megawatt all’anno; secondo tale parametro, nel 2025 l’obiettivo è stato superato. Il piano per le infrastrutture di rete ipotizza circa 2.000 megawatt all’anno; secondo tale piano, manca circa il 18 per cento. Entrambe le cifre sono corrette, ma rispondono a domande diverse.
Il motivo è stato di natura fiscale, non tecnica
Nel marzo 2025 la nuova coalizione ha abolito anticipatamente l’aliquota zero dell’imposta sul valore aggiunto per gli impianti fotovoltaici fino a 35 kilowatt-picco: il Consiglio nazionale ha deliberato l’abolizione il 7 marzo, che è stata resa nota il 18 marzo 2025; dal 1° aprile 2025 si applica nuovamente l’aliquota normale. Normalmente l’esenzione sarebbe scaduta solo il 31 dicembre 2025. Il crollo si è quindi concentrato proprio su questo segmento. Il contributo agli investimenti previsto dalla legge sullo sviluppo delle energie rinnovabili sarà erogato nel 2026 in tre bandi — dal 23 aprile all’11 maggio, dal 16 al 30 giugno e dall’8 al 22 ottobre —, con importi compresi tra 120 e 150 euro per kilowatt-picco, 150 euro per chilowattora per gli impianti di accumulo e un supplemento fino al 20% per i componenti europei.
Contrariamente a quanto spesso riportato, la legge sul settore elettrico è stata nel frattempo approvata ed entrerà in vigore alla fine del 2025. Restano ancora da definire i relativi regolamenti, tra cui quello relativo all’esenzione dai costi di rete per gli impianti di accumulo a servizio del sistema. A partire da giugno 2026, i nuovi impianti fotovoltaici dovranno essere controllabili dai gestori di rete.
L'accumulo diventa il secondo pilastro della domanda
Nel primo trimestre del 2026, i sedici principali gestori di reti di distribuzione austriaci hanno ricevuto 8.600 richieste di allacciamento alla rete per sistemi di accumulo, contro le 15.396 richieste relative al fotovoltaico. Alla fine del 2025 erano stati registrati 79.160 sistemi di accumulo. Secondo la stessa indagine, l’espansione del fotovoltaico nel primo trimestre del 2026 è stata pari a 243 megawatt, contro i 367 megawatt dello stesso trimestre dell’anno precedente. La serie trimestrale comprende sedici gestori di rete di distribuzione, mentre la serie annuale sopra citata ne comprende sessanta; le due serie non sono estrapolabili l’una dall’altra.
Questo cambiamento potrebbe trovare riscontro a livello politico. Il 13 agosto 2026, la sottosegretaria Elisabeth Zehetner ha lasciato intendere che in futuro potrebbero non esserci più incentivi per gli impianti fotovoltaici e che, al loro posto, verrebbero incentivati i sistemi di accumulo.
Il settore industriale ha registrato una parziale ripresa
Secondo il registro delle imprese, nel corso dell’esercizio 2024 il produttore di inverter Fronius ha registrato una perdita di 115 milioni di euro e ha tagliato circa 1.000 posti di lavoro in due fasi. Nel 2025 l’azienda è tornata in attivo con un fatturato di 1,1 miliardi di euro e oggi impiega 6.500 persone, di cui 4.300 in Austria. Il grossista suntastic.solar, con un fatturato più recente di 125 milioni di euro, è stato sottoposto a una procedura di risanamento a partire da giugno 2024.
La lezione per gli investitori non riguarda l’aspetto tecnico. Nessun volume di mercato protegge dall’instabilità normativa — e gli interventi a posteriori colpiscono più duramente i modelli privi di garanzie contrattuali rispetto a quelli che prevedono contratti di acquisto a lungo termine.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): E-Control; PV&B Austria; Gazzetta ufficiale federale I n. 7/2025; ORF Alta Austria (30/04/2026).
6. Ciò che accomuna tutti e quattro i mercati: l’allacciamento alla rete
In tutti e quattro i mercati, il collo di bottiglia non è la produzione di energia solare, bensì la sua immissione in rete. Uno studio di Ember stima che i progetti nel settore delle energie rinnovabili nell’UE bloccati a causa di limitazioni di rete ammontino a circa 120 gigawatt. Si tratta di una potenza già pianificata, autorizzata o per cui è stata presentata domanda — e che attende di essere immessa in rete.
In Germania, nel 2025 il volume di redispatch derivante dal fotovoltaico è salito a 2.704 gigawattora — il 94% in più rispetto all’anno precedente. Considerando tutti i produttori di energia rinnovabile, il volume di redispatch si è attestato a 9.379 gigawattora. Nel 2025, la limitazione della produzione da fonti rinnovabili ha rappresentato circa il 3,5% della produzione totale da energie rinnovabili. È degno di nota lo spostamento della causa: nel 2025 il 35% delle congestioni si è verificato nella rete di distribuzione, rispetto al 26% dell’anno precedente. I risarcimenti ai gestori di impianti rinnovabili sono scesi a 433 milioni di euro, mentre i costi complessivi del redispatch sono saliti a 3.071 milioni di euro.
Dal punto di vista del calcolo, ciò comporta due conseguenze. I chilowattora limitati riducono immediatamente il ricavo. Ai sensi dell’articolo 13a, comma 2, della Legge sull’economia energetica sussiste un diritto al risarcimento, che tuttavia non si applica in tutti i casi: in presenza di prezzi negativi, la remunerazione ai sensi dell’articolo 51 della Legge sulle energie rinnovabili viene comunque meno. Chi effettua calcoli relativi a progetti su aree libere senza sistemi di accumulo dovrebbe indicare esplicitamente l’approccio relativo al curtailment, anziché nasconderlo nel rapporto di rendimento.
Il secondo denominatore comune è rappresentato dai prezzi negativi. In Germania, nel 2025 i prezzi di borsa sono stati negativi per 573 ore; nel primo semestre del 2026, SMARD ha registrato 1.178 quarti d’ora negativi, pari a circa 295 ore equivalenti. Il confronto con gli anni precedenti è tuttavia possibile solo in misura limitata, poiché da ottobre 2025 il mercato day-ahead opera con frequenze di un quarto d’ora. Il valore più basso del 2025 è stato di meno 250,32 euro per megawattora l’11 maggio tra le 13 e le 14, ovvero durante il picco di mezzogiorno.
Nel confronto europeo, questo andamento si riscontra in tutte le reti — e il valore massimo nel 2025 non è stato raggiunto da un paese, bensì da una zona di offerta: la SE2 della Svezia settentrionale con circa 679 ore (Montel). Seguono i Paesi Bassi con 584 ore e la Germania con 576; la Spagna si attesta a circa 555, il Belgio a 519 e la Francia a 513 (pv magazine, analisi dei dati Day-Ahead dell’ENTSO-E). Questa serie tiene conto solo dei prezzi negativi; le 798 ore spagnole del capitolo precedente includono ore con un prezzo esattamente pari a zero e rappresentano un valore annuale. La serie è un’analisi su dieci mesi, da gennaio a ottobre 2025; il valore relativo alla SE2, invece, proviene da Montel ed è un valore annuale per la zona di offerta. Non è quindi possibile convertire l’una nell’altra: ciò che conta è la classifica, non l’entità dei valori. In Germania, nei Paesi Bassi e in Belgio non si sono registrate ulteriori ore con prezzi negativi a novembre e dicembre 2025; in Francia si sono registrati due quarti d’ora a meno un centesimo per megawattora ciascuno (energy-charts sulla base dei dati SMARD, consultati il 20 agosto 2026).
L’Agenzia federale delle reti riporta 573 ore per la Germania. La differenza di tre ore non costituisce una contraddizione, bensì una conseguenza del passaggio del mercato day-ahead a intervalli di un quarto d’ora a partire dal 1° ottobre 2025: a seconda che si sommino i quarti d’ora con ponderazione temporale o che si conti un’ora già quando il suo valore medio è negativo, il risultato varia. Chi confronta i mercati deve attenersi a una stessa serie di dati e specificare la zona di offerta.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): Ember, Crossed Wires (04/2026); SMARD (30/03/2026 e 03/08/2026); Agenzia federale delle reti (5 gennaio 2026); pv magazine (31 ottobre 2025); Montel (30 dicembre 2025).
7. Tre ipotesi di investimento per il 2026
Nel 2026, il rendimento dei progetti solari europei dipenderà meno dall’irraggiamento e più da tre fattori: il Paese, il segmento e il momento. Tutti e tre possono essere ricondotti a dati di mercato comprovati e tutti e tre stanno attualmente subendo cambiamenti più rapidi rispetto alla durata di un progetto. Le seguenti tesi mettono in relazione i dati di mercato comprovati con le prospettive di investimento.
Tesi 1: Italia — Acquistare qualità dei ricavi, verificare l’allacciamento alla rete
L'Italia combina il più alto dei tre "Capture Prices" rilevati da Modo Energy con un meccanismo di copertura basato su aste. Il collo di bottiglia non risiede nel mercato, bensì nella lista d'attesa: le richieste di allacciamento ammontano a 144 gigawatt, a fronte di una potenza installata di 47,30 gigawatt, e solo 9,34 gigawatt sono pronti per la costruzione.
Conseguenza pratica: il valore di un progetto italiano deriva dallo stato delle autorizzazioni e dell’allacciamento, non dalla scelta dei moduli. Un progetto con un impegno di allacciamento appartiene a una classe di investimento diversa rispetto a uno che ne è sprovvisto. Inoltre, il vantaggio derivante dalla “capture” è in parte determinato dal prezzo del gas e va quindi considerato, con una correzione al ribasso, nelle ipotesi a lungo termine.
Tesi 2: Spagna — Puntare sui margini anziché sulla corsa ai megawatt
In Spagna il prezzo di ingresso è sceso a un livello storicamente basso, ma lo stesso vale anche per il prezzo di mercato dell’energia immessa in rete. Questi due fattori combinati ribaltano la logica: non è l’esportazione a determinare il rendimento, bensì il risparmio sui costi di acquisto dell’energia elettrica.
Nel 2025, il segmento industriale dedicato all’autoconsumo è stato l’unico a non registrare una contrazione. Con prezzi di acquisto compresi tra 11,91 e 16,18 centesimi per chilowattora e un periodo di ammortamento da cinque a sei anni per un impianto industriale da 180 kilowatt, la progettazione orientata al massimo autoconsumo risulta conveniente — a condizione che il profilo di carico lo consenta. Chi punta sui ricavi derivanti dall’eccedenza deve fare i conti con un tasso di cattura che nel febbraio 2026 è sceso al 9,4% e che Kpler prevede si attesti in media intorno al 50% nel periodo da agosto a dicembre 2026 (dati aggiornati al 10 luglio 2026).
Tesi 3: Germania — Il 2026 potrebbe essere l'ultimo anno in cui il premio di mercato è garantito per legge
Chi metterà in funzione un impianto in Germania entro il 2026, secondo il disegno di legge del governo, beneficerà della tutela dei diritti acquisiti e manterrà il premio di mercato unilaterale ventennale. A partire dal 2027, la commercializzazione diretta diventerebbe la norma. Finché il disegno di legge non avrà completato l’iter parlamentare, entrambe le ipotesi costituiscono solo presupposti di pianificazione, non una situazione giuridica definitiva.
Inoltre, dalla combinazione con gli accumulatori derivano diversi contributi al risultato che coesistono: il premio di mercato, l’energia di regolazione e il trading sulle differenze di prezzo sul lato dei ricavi; l’esenzione dai corrispettivi di rete ai sensi dell’articolo 118, comma 6, della Legge sull’economia energetica sul lato dei costi. L’Agenzia federale delle reti può derogare a tale esenzione, espressamente anche per quanto riguarda il periodo di applicazione, e ha messo in discussione l’esenzione totale nell’ambito dell’attuale procedura di definizione. Il lato della commercializzazione è quindi la vera leva, non la tecnologia degli impianti.
L'attuale fascia di prezzo: l'asta per gli impianti a terra con scadenza il 1° luglio 2026 ha registrato una media ponderata in base alla quantità pari a 4,79 centesimi per chilowattora, con 261 aggiudicazioni e un tasso di copertura del 148,5%. Nel secondo segmento, relativo agli impianti su edifici, la data del 1° giugno 2026 ha registrato una copertura dell’80,4%, per la seconda volta consecutiva; sono state aggiudicate 108 offerte per 208.572 kilowatt a una media di 9,72 centesimi per chilowattora.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): Agenzia federale delle reti; Terna; Modo Energy; Eurostat; APPA Renovables.
8. Cinque rischi che ogni investitore dovrebbe conoscere
I cinque rischi seguenti sono presenti in tutti e quattro i mercati considerati, ma differiscono notevolmente in termini di entità e possibilità di copertura. Non costituiscono un argomento contro un investimento nel fotovoltaico, bensì i punti su cui dovrebbe concentrarsi una due diligence solida — e gli aspetti in base ai quali i progetti si differenziano nella valutazione.
Rischio 1: Normativa — più rapida della durata del progetto
L’abolizione anticipata dell’esenzione dall’IVA in Austria, la scadenza del regime italiano di incentivazione per gli impianti fotovoltaici sui tetti, il passaggio previsto dalla Germania alla commercializzazione diretta: due interventi già attuati e un progetto di legge del governo, tutti e tre nel giro di un anno e mezzo. In questo contesto, «garanzia» significa concretamente: contratti di acquisto a lungo termine, remunerazione basata su aste anziché su premi di mercato liberamente negoziati e impegni di finanziamento prima della decisione di investimento anziché dopo.
A livello dell’UE, il Net-Zero Industry Act va nella stessa direzione. Il regolamento di esecuzione (UE) 2025/1176 è in vigore dal 30 dicembre 2025 e obbliga gli Stati membri ad applicare criteri non legati al prezzo, che incidono dal 15 al 30 per cento della valutazione, su almeno il 30 per cento del volume messo a gara ogni anno o su almeno sei gigawatt all’anno. Il fatto che la Commissione abbia pubblicato linee guida applicative il 22 luglio 2026 indica un’attuazione non uniforme a livello nazionale.
Rischio 2: Allacciamento alla rete e limitazione della potenza
Il rischio sistemico più rilevante è descritto nella sezione 6. Ai fini della valutazione di un progetto specifico, le statistiche nazionali contano meno rispetto al punto di connessione: livello di rete, stato dell’autorizzazione, situazione di congestione a livello regionale e la questione se la riduzione della potenza venga indennizzata o meno.
Rischio 3: Catena di approvvigionamento e base produttiva
Secondo le stime dell’Agenzia internazionale per l’energia, la quota della Cina in tutte le fasi di produzione supera l’80 per cento, mentre per il polisilicio, i lingotti e le fette si avvicina al 95 per cento. Il Fraunhofer ISE stima che la quota della produzione asiatica sui moduli solari e sui componenti installati a livello mondiale nel 2025 sarà pari a circa il 96 per cento. I produttori cinesi ne rappresentano la parte di gran lunga predominante.
La contro-tendenza europea è finora modesta. Secondo un’indagine del Fraunhofer ISE, la capacità produttiva europea è inferiore a 10 gigawatt-picco all’anno: quasi tutti i produttori di moduli rimangono al di sotto di un gigawatt-picco, la capacità di produzione delle celle è inferiore a cinque gigawatt-picco, non esiste più una produzione attiva di lingotti e wafer e il polisilicio è prodotto da un unico produttore. L’obiettivo del Net-Zero Industry Act è di raggiungere i 30 gigawatt entro il 2030.
Questa dipendenza non è per gli investitori una questione industriale astratta. Determina infatti l’affidabilità delle garanzie, la stabilità con cui è possibile calcolare i prezzi e la misura in cui la politica europea può intervenire negli appalti.
Di conseguenza, il processo di consolidamento tra i produttori europei di pannelli solari prosegue: Meyer Burger ha cessato la produzione di moduli a Freiberg ed è stata delistata dalla Borsa svizzera il 14 gennaio 2026; tre società del gruppo hanno concluso la procedura di insolvenza negli Stati Uniti il 29 giugno 2026. Nell’agosto 2024 Solarwatt ha cessato la produzione di moduli nello stabilimento di Dresda, con una capacità annua di 300 megawatt; la sede è stata mantenuta con laboratori e reparti di sviluppo, mentre da allora i moduli provengono da produttori a contratto in Asia. Il produttore di Bitburg Soluxtec, che secondo i dati dell’ISE con 1'200 megawatt rappresenta il più grande sito tedesco per capacità di produzione di moduli, ha presentato istanza di insolvenza il 29 aprile 2026; sono coinvolti 70 dipendenti.
Per il settore solare europeo si tratta di una svolta dovuta a due fattori: il continuo calo dei prezzi dei moduli solari importati e la scarsa entità della produzione interna. Un produttore solare europeo deve competere con economie di scala che non è in grado di raggiungere autonomamente. Finora i sussidi hanno avuto scarso effetto su questa situazione.
Per gli investitori, la conseguenza pratica non è la disponibilità dei moduli, bensì la validità della garanzia: una garanzia di rendimento di 25 anni è affidabile solo nella misura in cui lo è il garante.
Rischio 4: i prezzi dei moduli non costituiscono più una leva per il rendimento
Nel 2026 i prezzi dei moduli hanno seguito un andamento in due fasi: un aumento da gennaio ad aprile, interrotto a partire da luglio 2026, con una tendenza recentemente in leggero calo per i moduli TOPCon. La causa spesso citata — l’abolizione dello sgravio fiscale sulle esportazioni cinesi a partire dal 1° aprile 2026 — non è, secondo le stime degli osservatori di mercato, una spiegazione valida: tale abolizione era già stata scontata nei prezzi e i prezzi del polisilicio hanno registrato un andamento opposto. I fattori trainanti sono stati i tagli alla produzione in Cina. L’andamento nel dettaglio è trattato nel nostro articolo sull’evoluzione dei prezzi nel settore fotovoltaico nel 2026.
Per il rendimento di un progetto commerciale, il prezzo dei moduli è ormai un fattore secondario. Sono piuttosto i ricavi e il costo del capitale a incidere in modo molto più significativo sul tasso di rendimento interno.
Rischio 5: Rischio legato ai ricavi — e come la memorizzazione può cambiare le cose
Nel 2025, il valore di mercato annuale dell’energia solare in Germania era pari a 4,508 centesimi per chilowattora. Gli impianti privi di sistemi di accumulo e di copertura contrattuale subiscono integralmente l’andamento dei prezzi.
Il mercato europeo dello stoccaggio sta crescendo di conseguenza a un ritmo sostenuto. Nell’UE-27, nel 2025 sono stati installati 27,1 gigawattora di nuova capacità, il 45% in più rispetto all’anno precedente; il totale cumulativo è di 77,3 gigawattora e, per la prima volta, il 55% della nuova capacità è stato attribuito agli impianti di stoccaggio su larga scala. Per l’Europa, compresi Regno Unito, Svizzera, Ucraina e Turchia, SolarPower Europe indica 36 gigawattora di nuova capacità installata e un totale di oltre 100 gigawattora; per il 2026 sono previsti oltre 50 gigawattora.
Ci sono due limitazioni da tenere in considerazione. In primo luogo, l’aumento della capacità di accumulo riduce i margini commerciali da cui attinge per il proprio rifinanziamento. In secondo luogo, i dati espressi in gigawatt e in gigawattora non sono la stessa cosa e non devono essere messi a confronto. Gli aspetti fondamentali e i modelli di reddito sono trattati nella nostra guida agli investimenti nell’accumulo a batteria.
Fonti di questa sezione (aggiornate ad agosto 2026): Agenzia internazionale per l'energia; Fraunhofer ISE (15/07/2026); SolarPower Europe (28/01 e 23/06/2026); Commissione europea (22/07/2026); netztransparenz.de.
Conclusione: nello scisma vince chi conosce il parametro di riferimento
Lo scisma solare europeo si articola lungo due linee. Una separa i segmenti: l’energia solare cresce nei parchi solari, registra un calo sui tetti residenziali e si colloca in una posizione intermedia per quanto riguarda gli impianti su tetti commerciali. L’altra linea separa i mercati: la qualità dei ricavi e il ritmo di espansione divergono — tra i tre mercati analizzati, l’Italia registra il ricavo più elevato per chilowattora ma perde quote di mercato, mentre la Spagna sta espandendosi rapidamente e registra il ricavo più basso.
Tre punti da tenere a mente per gli investitori:
- Il contesto di mercato prevale sull'irraggiamento. Il sole spagnolo è economicamente inferiore al prezzo minimo del gas in Italia, fintantoché nel marzo 2026 il prezzo di riferimento in Spagna sarà pari a 13,51 euro per megawattora e in Italia a 124,72 euro.
- La connessione alla rete è la risorsa scarsa, non il capitale né la tecnologia. In Italia, il volume dei progetti in attesa di allacciamento è circa il triplo del parco installato; nell’UE, circa 120 gigawatt di progetti pianificati sono bloccati a causa di colli di bottiglia nella rete.
- Le finestre temporali si chiudono a ritmi diversi. In Germania, la tariffa garantita per legge per i nuovi impianti terminerà nel 2026, a condizione che il disegno di legge del governo superi l’iter parlamentare. In Spagna, il prezzo di ingresso dei progetti si è ridotto a un terzo nel giro di due anni e ha continuato a scendere anche di recente.
Chi desidera sapere come si presenta un investimento strutturato nel settore fotovoltaico con finanziamento garantito e partecipazione agli utili a lungo termine, troverà le informazioni di base nella nostra pagina dedicata agli investimenti nel fotovoltaico.
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Il mercato e il segmento più adatti al vostro profilo di investimento dipendono dai vostri dati concreti. Logic Energy progetta, realizza e gestisce impianti fotovoltaici per investitori con un capitale proprio a partire da 100.000 euro. Il partner contrattuale per gli investimenti diretti nel fotovoltaico è mediplan Helm e.K., con responsabilità personale dei titolari.
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Domande frequenti sul mercato europeo del solare
Cosa significa "capture rate" nel settore fotovoltaico?
Il “capture rate” indica la percentuale del prezzo spot medio effettivamente raggiunta da un impianto solare. Esso diminuisce quando molti impianti immettono energia in rete contemporaneamente, facendo scendere il prezzo. In Spagna, nel febbraio 2026 è sceso al 9,4%, rispetto al 72,3% registrato dodici mesi prima (Modo Energy).
Il mercato europeo del solare subirà una contrazione nel 2025?
Solo in misura minima: da 65,6 a 65,1 gigawatt, con un calo dello 0,7% e la prima flessione dal 2016. Più significativo è lo spostamento all’interno di questo dato: per la prima volta i parchi solari rappresentano oltre la metà della nuova capacità installata, mentre gli impianti sui tetti delle abitazioni solo il 14%.
Perché l'Italia registra ricavi più elevati rispetto alla Spagna?
A titolo di spiegazione, va detto che in Italia le centrali a gas determinano spesso il prezzo di mercato, fungendo così da limite minimo; a tal proposito non riportiamo alcun valore percentuale. Nel marzo 2026 il Capture Price era pari a 124,72 euro per megawattora, contro i 13,51 euro registrati in Spagna (Modo Energy). Il vantaggio è in parte determinato dal prezzo del gas e può ridursi.
Cosa cambierà in Germania a partire dal 2027?
Secondo il progetto di legge del Governo del 29 luglio 2026, viene abolita la tariffa fissa di immissione in rete per i nuovi impianti; sono previsti l’obbligo di commercializzazione diretta e i contratti per differenza. La norma non è ancora definitiva: i progetti sono in prima lettura presso il Bundesrat e non sono ancora stati presentati al Bundestag.
Quanto è grave la carenza di connessioni alla rete in Italia?
Al 31 marzo 2026, Terna aveva ricevuto 3.670 richieste di allacciamento per impianti fotovoltaici per un totale di 144 gigawatt; alla fine di luglio 2026 erano installati 47,30 gigawatt. Erano pronti per la costruzione 210 progetti per un totale di 9,34 gigawatt. Un progetto senza autorizzazione all’allacciamento rappresenta quindi soprattutto un’opzione.
Conviene ancora l'autoconsumo in Spagna?
Per le aziende industriali sì: nel 2025 il segmento industriale è stato l’unico a registrare una leggera crescita. Con prezzi di acquisto compresi tra 11,91 e 16,18 centesimi per chilowattora, l’associazione APPA indica un periodo di ammortamento da cinque a sei anni per un impianto da 180 kilowatt. Non esiste una tariffa regolamentata per l’energia in eccedenza; la compensazione semplificata fino a 100 kilowatt riduce solo la bolletta dell’energia acquistata.
A partire da quale importo è possibile effettuare un investimento diretto nel settore fotovoltaico?
Logic Energy collabora con investitori che apportano un capitale proprio a partire da 100.000 euro. L'investitore acquista i componenti dell'impianto e riceve una quota dei ricavi a lungo termine; la gestione, la manutenzione e la commercializzazione rimangono di competenza del gestore. La durata dei contratti varia da 20 a 40 anni.
Riferimenti bibliografici
- SolarPower Europe — Prospettive del mercato solare dell'UE 2025-2030, comunicato stampa dell'11 dicembre 2025
- SolarPower Europe — Analisi del mercato dell'accumulo in batterie nell'UE 2025, comunicato stampa del 28 gennaio 2026
- SolarPower Europe — Prospettive del mercato europeo delle batterie 2026-2030, comunicato stampa del 23 giugno 2026
- Ufficio federale di statistica — Comunicato stampa n. 073 del 6 marzo 2026, Produzione di energia elettrica nel 2025
- Fraunhofer ISE — Produzione pubblica di energia elettrica nel 2025: eolico e solare per la prima volta in testa a pari merito
- Fraunhofer ISE — Rapporto sul fotovoltaico, versione del 14 luglio 2026
- Fraunhofer ISE — Comunicato stampa “Dati annuali 2025” del 26 gennaio 2026
- BSW-Solar — Traguardo dei 128 gigawatt, analisi del registro dei dati di base di mercato del 20 agosto 2026
- BSW-Solar — Bilancio semestrale 2026 del 14 luglio 2026 e bilancio degli accumulatori del 23 giugno 2026
- Agenzia federale delle reti / SMARD — Dati sul mercato dell'energia elettrica 2025, comunicato stampa del 5 gennaio 2026
- SMARD — Volume delle misure di redispacciamento nell'intero anno 2025, articolo tecnico del 30 marzo 2026
- SMARD — Relazione trimestrale Q2 2026, articolo specialistico del 3 agosto 2026
- Agenzia federale delle reti — Gare d'appalto per impianti solari, Segmento 1, termine per la presentazione delle offerte: 1° luglio 2026
- Agenzia federale delle reti — Gare d'appalto per impianti solari, segmento 2, scadenze per la presentazione delle offerte: 1° febbraio 2026 e 1° giugno 2026
- netztransparenz.de — Panoramica del valore di mercato, valore di mercato annuale del settore solare nel 2025
- Governo federale — Delibera del Consiglio dei ministri sulla modifica della legge sulle energie rinnovabili (EEG) e sul pacchetto reti del 29 luglio 2026
- Ministero federale dell'Economia e dell'Energia — Comunicato stampa del 29 luglio 2026
- Consiglio federale — Documenti 470/26 e 471/26
- Commissione europea — Decisione in materia di aiuti di Stato SA.102084 relativa alla legge sulle energie rinnovabili (EEG) 2023 del 21 dicembre 2022
- Commissione europea — Linee guida sui criteri non legati al prezzo ai sensi del Net-Zero Industry Act del 22 luglio 2026
- Terna — Comunicato stampa sui consumi di energia elettrica nel mese di luglio 2026
- Terna — Portale Econnextion, dati al 31/03/2026 e al 31/05/2026
- Legge n. 49/2026 del 10 aprile 2026 che converte il decreto legge 21/2026 (Decreto Bollette)
- ARERA — Delibera 98/2026/R/com del 30 marzo 2026
- Modo Energy — Tassi di cattura solare in Europa, marzo 2026 (16/04/2026) e febbraio 2026 (26/03/2026)
- Modo Energy — Aggiornamento delle previsioni sull'energia solare in Spagna, luglio 2026
- Red Eléctrica — Rapporto di sintesi sulle energie rinnovabili 2025 e rapporti sul sistema
- Montel — Sintesi del mercato europeo dell'energia elettrica, primo trimestre 2026
- Montel — La Svezia è in testa alla classifica delle ore con i prezzi dell'energia più negativi in Europa nel 2025, 30 dicembre 2025
- pv magazine — Analisi del mercato dell'energia elettrica: in ottobre la Germania in testa con prezzi negativi dell'energia elettrica in borsa, 31/10/2025
- Kpler — I tassi di acquisizione nel settore solare europeo toccano i minimi storici mentre si accentua la divergenza di mercato, 10/07/2026
- Gazzetta ufficiale federale austriaca — Legge sulle misure di risanamento del bilancio 2025, BGBl. I n. 7/2025
- UNEF — Bilancio sull'autoconsumo 2025 del 29 gennaio 2026
- APPA Renovables — Rapporto annuale sull’autoconsumo 2025 del 17 febbraio 2026
- Eurostat — Prezzi dell'energia elettrica per i clienti non domestici, nrg_pc_205, secondo semestre del 2025
- MITECO — Piano nazionale per l'energia e il clima 2023-2030, versione del 24 settembre 2024
- IDAE — Programma RENOINN 2, Delibera definitiva del 28 luglio 2026
- Gazzetta Ufficiale dello Stato — Decreto-legge reale n. 7/2026 del 20 marzo 2026 e Decreto reale n. 244/2019
- E-Control — Indagine sull’allacciamento alla rete, relazione relativa all’anno di riferimento 2025 e relazione trimestrale Q1 2026
- PV&B Austria — Scheda informativa “Fotovoltaico 2025” in cifre e comunicato del 14 agosto 2026
- ORF Alta Austria — Servizio sul bilancio annuale di Fronius del 30 aprile 2026
- Ember — Crossed Wires, capacità di rete nell'UE, aprile 2026
- Ember — European Electricity Review 2026 e serie di dati mensili
- Agenzia internazionale per l'energia — Catene di approvvigionamento globali nel settore del fotovoltaico
- nTeaser, pubblicato da ION Analytics — Andamento dei prezzi dei progetti spagnoli “ready-to-build”, giugno 2026
Avviso importante: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi a rendimenti, proventi, ricavi, canoni di locazione e costi sono calcoli esemplificativi o osservazioni di mercato alla data indicata e non costituiscono alcuna garanzia di risultati futuri; i valori effettivamente ottenibili dipendono dall’ubicazione, dalla configurazione dell’impianto, dai termini contrattuali e dall’andamento del mercato. La situazione giuridica illustrata riflette lo stato alla data indicata. Laddove si faccia riferimento a bozze di legge, non si tratta di norme vigenti; sono possibili modifiche nel corso dell’iter legislativo. Per la vostra situazione specifica, rivolgetevi a un commercialista, un avvocato o un consulente finanziario abilitato. Tutte le informazioni sono fornite senza garanzia. Aggiornato al 20 agosto 2026.
I dati di mercato forniti da Modo Energy, Montel, nTeaser e ION Analytics sono rilevazioni e calcoli modellistici effettuati da operatori di mercato privati e non costituiscono statistiche ufficiali; sono contrassegnati, in ogni caso, dal nome del fornitore e dalla data di riferimento. L’esenzione dai costi di rete ai sensi dell’articolo 118, comma 6, della Legge sull’economia energetica è soggetta a eventuali disposizioni contrarie dell’Agenzia federale delle reti e non costituisce una base di calcolo certa per l’intera durata del contratto.
