Lo scisma solare in Europa: dove gli investitori nel fotovoltaico potranno ancora trovare rendimenti nel 2026

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A cura della redazione di Logic Energy

Per il 2026, SolarPower Europe prevede per la prima volta un nuovo calo dell’espansione del settore solare nell’UE. Nel 2025 la Spagna ha registrato la sua maggiore espansione, con 13,4 gigawatt, ma con i ricavi per chilowattora più bassi tra i mercati analizzati. Cosa significa questo per la selezione dei paesi.

La risposta breve

Nel 2026, lo “scisma solare europeo” non si baserà sui ricavi, ma sulle installazioni. Secondo SolarPower Europe, nel 2025 la Spagna ha aggiunto 13,4 gigawatt, registrando i prezzi di acquisto più bassi tra i mercati analizzati, mentre l’Italia ha raggiunto il ricavo mensile più elevato tra i mercati monitorati da Modo Energy, pur perdendo quote di mercato. È dimostrato che il capitale non segue il ricavo per chilowattora, bensì l’allacciamento alla rete e le autorizzazioni.

1. Il mercato europeo del solare nel 2026: il calo arriverà più tardi del previsto

Secondo l’ultima versione dei dati di SolarPower Europe, nel 2025 le nuove installazioni nell’UE sono state pari a 69,6 gigawatt. Per il 2026, l’associazione prevede 68,1 gigawatt, con un intervallo di previsione compreso tra 62 e 74,1 gigawatt, pari a un calo del 2,1%. Il primo semestre del 2026 ha registrato 33,8 gigawatt di nuova capacità solare. Il calo inizia quindi nel 2026, non nel 2025.

Cosa valuta SolarPower Europe in modo diverso nel settembre 2026 rispetto al dicembre 2025

La situazione del mercato solare europeo ha subito una svolta nel giro di nove mesi, senza che nulla fosse cambiato nel mercato stesso.

Stato delle pubblicazioniAmpliamento 2025Conclusioni della relazione
Prospettive del mercato solare dell'UE, 11 dicembre 202565,1 GWprimo calo rispetto all'anno precedente dal 2016
Aggiornamento di metà anno sul mercato solare dell'UE, 8 settembre 202669,6 GWIl 2025 sarà un anno da record, con un calo a partire dal 2026

La differenza di 4,5 gigawatt è quasi interamente attribuibile a un unico Paese. SolarPower Europe ha rivisto al rialzo la previsione di espansione della capacità solare in Spagna per il 2025 da 9,2 a 13,4 gigawatt; 4,2 dei 4,5 gigawatt sono attribuibili a questo Paese. Il resto del continente rimane praticamente invariato.

Per voi, in qualità di investitori, due aspetti sono importanti. Primo: un dato di mercato non è una costante, ma un dato di riferimento. Chi basa una decisione di investimento su un tasso di crescita, la basa su una grandezza che tende a essere rivista. Secondo, e questa è la vera constatazione: l’anno record si è verificato nel mercato con i ricavi più bassi d’Europa.

Dove è stata trasferita la nuova potenza fotovoltaica

Lo spostamento del segmento rappresenta la parte più stabile del grafico. È tratto dal rapporto “EU Solar Market Outlook 2025–2030” del dicembre 2025 e si basa quindi sulla versione precedente relativa alla crescita dell’installazione; ciò non modifica tuttavia la tendenza.

Segmento202320242025
Parchi solari (su larga scala)35 per cento44 per cento53 per cento
Commercio e industria37 per cento36 per cento32 per cento
Impianti sul tetto di edifici residenziali28 per cento19 per cento14 per cento

A causa dell'arrotondamento, la colonna 2025 riporta il valore del 99%. Per la prima volta, i parchi solari rappresentano più della metà della nuova capacità installata in Europa, mentre la quota degli impianti su tetto degli edifici residenziali si è dimezzata nel giro di due anni. Il mercato in crescita è lo stesso settore in cui operano gli investitori professionali.

Anche la classifica degli Stati membri ha subito dei cambiamenti. Nel 2025 la Francia ha superato l’Italia al terzo posto: 6,7 contro 5,2 gigawatt. Cinque dei dieci maggiori mercati dell’UE registrano nel 2025 una capacità installata inferiore rispetto al 2024: Italia, Paesi Bassi, Polonia, Portogallo e Grecia. Romania e Bulgaria entrano per la prima volta nella top 10. Alcuni Stati membri continuano quindi a crescere, mentre i mercati consolidati registrano un calo.

Il contributo che gli impianti fotovoltaici danno ormai al sistema elettrico europeo

Nel 2025 gli impianti fotovoltaici hanno prodotto nell’UE 369 terawattora di energia solare, pari al 13% della produzione di energia elettrica, con un aumento del 20% rispetto al 2024. Nello stesso anno, la quota del carbone si è attestata al 9,2%, il valore più basso mai registrato. Nel giugno 2026, l’energia solare, con il 25% e 52 terawattora, è stata per la prima volta la principale fonte singola nel mix energetico dell’UE, davanti all’energia nucleare con il 21% e al gas con il 15%. Si tratta di una svolta decisiva per la transizione energetica europea.

Questi dati spiegano anche il problema dei ricavi. Più impianti fotovoltaici immettono energia in rete nelle stesse ore di mezzogiorno, più il prezzo scende proprio in quelle ore. Il mercato sta raggiungendo un valore di riferimento che verrà illustrato nella sezione successiva.

Per chi questo mercato è redditizio e per chi no

La capacità complessiva europea continua a crescere, ma a un ritmo più lento. Per gli investitori con un orizzonte di investimento superiore ai dieci anni e disposti a valutare i rischi legati all’allacciamento alla rete e alle autorizzazioni, il mercato solare europeo rimane sostenibile. Per gli investitori che puntano sulla crescita del mercato come motore di rendimento, invece, non lo è più: l’espansione è in calo e il ricavo per chilowattora è sotto pressione. L’obiettivo politico per il 2030 è di 750 gigawatt, mentre la proiezione si attesta a 718 gigawatt.

2. Il ricavo per chilowattora: l’indicatore che divide il mercato

Il "Capture Price" è il ricavo che un impianto solare realizza effettivamente in base alla media di mercato, espresso in euro per megawattora. Il "Capture Rate" mette questo ricavo in rapporto al prezzo medio di tutte le ore. Entrambe le grandezze vengono calcolate da società di analisi e non rilevate dalle autorità. Non esistono statistiche ufficiali sui ricavi dell'energia solare.

Cosa misurano e cosa non misurano questi indicatori

La differenza è rilevante dal punto di vista pratico. Un prezzo di acquisto (Capture Price) di 150 euro per megawattora in un mercato con un livello dei prezzi elevato è una cosa diversa rispetto allo stesso valore in un mercato con un livello basso. Al contrario, un tasso di acquisto (Capture Rate) non fornisce alcuna indicazione sull’ammontare assoluto dei ricavi.

In ogni calcolo vanno tenuti presenti tre limiti di questo indicatore. In primo luogo, esso misura il ricavo per ogni chilowattora prodotta; le chilowattora regolate non vengono incluse nel calcolo. In secondo luogo, si tratta di una media di mercato, non di un valore dell’impianto. In terzo luogo, è un valore espresso per megawattora, mentre il vostro rendimento dipende da un valore espresso per kilowatt di picco. Nessuna delle fonti esaminate mette in relazione il Capture Price con la produzione annua specifica per paese, e anche noi, in questa sede, ci asteniamo espressamente dal farlo.

La serie europea nel settembre 2026

Modo Energy pubblica mensilmente i "Capture Prices" relativi ai mercati europei, consentendo così di confrontare l'andamento nel corso dei mesi. Due istantanee del 2026:

MercatoPrezzo di acquisto marzo 2026Prezzo di acquisto agosto 2026
Italia124,72 euro per megawattora150,17 euro per megawattora
Spagnadieci volte inferiore rispetto all'Italia53,19 euro per megawattora

Secondo i dati forniti da Modo Energy, il valore registrato in Italia nel mese di agosto rappresenta il ricavo mensile più elevato registrato in un mercato solare europeo negli ultimi due anni. Nello stesso mese, il mercato spagnolo è stato l’unico tra quelli analizzati in cui la produzione di energia solare ha generato ricavi inferiori rispetto all’anno precedente.

A marzo, secondo i dati forniti da Modo Energy, il Capture Price spagnolo era dieci volte inferiore a quello italiano; ad agosto il divario era ancora di circa tre volte — si tratta di un calcolo autonomo basato su 150,17 contro 53,19 euro. Entrambi i dati si riferiscono a singoli mesi, e la scelta del mese determina il risultato: marzo segna lì l’inizio della stagione di cannibalizzazione, agosto la sua fine. Da questi dati non è possibile dedurre alcuna tendenza, in nessuna direzione. La stessa Modo Energy attribuisce l’aumento italiano alla minore produzione solare e ai prezzi più elevati del gas.

A livello europeo, Kpler riporta per maggio 2026 un tasso di acquisizione medio del 38%, inferiore di sette punti percentuali rispetto al dato dell’anno precedente e il livello più basso mai registrato. Il minimo europeo è stato raggiunto dalla Francia con il 9,5% nell’aprile 2026; nel giugno dello stesso anno, durante l’ondata di caldo, la Francia è tornata al 63%. La Germania ha raggiunto il 25% nell’aprile 2026.

Perché l’Italia è in testa: è una questione di prezzo del gas

L’Italia è in testa alla classifica europea dei tassi di cattura annuali con l’86%, calcolati come valore annuale mobile al marzo 2026. Modo Energy ne spiega il motivo nello stesso articolo: in Italia, le centrali a gas spesso determinano il prezzo di riferimento anche nelle ore di picco solare. Ciò protegge gli impianti solari dalla cannibalizzazione.

Un’aggregazione indipendente dei dati orari dell’ENTSO-E indica, per il periodo da giugno ad agosto 2026, un valore di 133,4 euro per megawattora e una percentuale dell’85,3%, ovvero 2,3 punti percentuali in meno rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Questo dato non conferma l’86%: esso si riferisce a un trimestre estivo, mentre l’86% si riferisce a un anno mobile. I due valori non sono convertibili l’uno nell’altro.

La stessa analisi quantifica i dati relativi al gas. Nell’estate del 2026 il gas ha coperto circa l’80% di un deficit di produzione italiano pari a 7,9 terawattora; la quota del gas nella produzione italiana è aumentata dal 40,6% al 47,7%.

Ne consegue un’affermazione che non compare in nessun prospetto di vendita: chi acquista un impianto solare italiano per il suo vantaggio in termini di ricavi, acquista una posizione lunga sui prezzi europei del gas. L’impianto ha una durata di 25 anni, il prezzo del gas no.

3. Spagna: crescita record con i ricavi più bassi d’Europa

Secondo i dati raccolti da SolarPower Europe, nel 2025 la Spagna ha registrato, con 13,4 gigawatt, la maggiore espansione del settore solare della sua storia e, al contempo, i prezzi di vendita più bassi tra i mercati europei analizzati. Entrambe le cose valgono contemporaneamente. Questo è il motivo per cui la qualità dei ricavi, da sola, non costituisce un criterio di selezione per un parco solare, né in Spagna né altrove.

Tre cifre per un ampliamento

Per l'espansione spagnola del 2025 circolano tre dati, tutti corretti, che misurano aspetti diversi.

RilevazioneValore 2025Delimitazione
Red Eléctrica de España8.821 megawattesclusi gli impianti per l'autoconsumo
Red Eléctrica de Españaoltre 10.400 megawattcon impianti per l'autoconsumo
SolarPower Europe13,4 gigawattDelimitazione autonoma, base della revisione dell'UE

Chi mette a confronto questi dati crea una contraddizione che in realtà non esiste. Chi cita uno dei due senza specificarne il contesto formula un’affermazione non verificabile. Alla fine del 2025, la potenza solare installata era pari a circa 41 gigawatt senza impianti ad autoconsumo e a circa 50 gigawatt con tali impianti.

Dal punto di vista della produzione, il quadro è chiaro: 50.188 gigawattora di energia solare nel 2025, pari al 18,4% della produzione elettrica spagnola al netto dell’autoconsumo e al 21,3% includendolo. Da gennaio a luglio 2026, nella rete continentale sono stati aggiunti 34.665 gigawattora senza considerare l’autoconsumo, con un aumento del 22,8%. A luglio e agosto 2026 il fotovoltaico è stato la principale fonte nel mix di produzione della rete continentale, con una quota rispettivamente del 29,6% e del 29,2%, per il quinto mese consecutivo.

Cosa succede durante la pausa pranzo

Nel 2025 il prezzo all’ingrosso spagnolo si è attestato, in media annuale, a 65,28 euro per megawattora. La serie mensile del 2026 evidenzia dove risiede il problema:

Mese 2026Valore medio del Mercado Diario
gennaio71,67 euro per megawattora
marzo54,23 euro per megawattora
aprile42,44 euro per megawattora
maggio41,71 euro per megawattora
giugno69,59 euro per megawattora
luglio104,75 euro per megawattora

Aprile e maggio sono i mesi con i prezzi all’ingrosso più bassi della serie. Il valore minimo è stato di -15 euro per megawattora nel 2025, mentre in giugno e luglio 2026 è stato di -10 euro in entrambi i mesi.

Non esiste un conteggio attendibile dei periodi con prezzi negativi proveniente da fonti ufficiali. Né l’OMIE, né il gestore di rete, né l’autorità di regolamentazione tengono una serie di dati di questo tipo. A ciò si aggiunge un’irregolarità nella regola di conteggio: dal 1° ottobre 2025 il mercato day-ahead spagnolo opera in quarti d’ora anziché in ore, ovvero 96 periodi al giorno invece di 24. Qualsiasi confronto tra il 2025 e il 2026 mescola due regole di conteggio.

Ciò che si può dimostrare è la tendenza. Modo Energy sottolinea che il Paese aveva già superato il valore annuale delle ore negative del 2025 il 22 maggio 2026 e che, alla fine di agosto, era oltre tale soglia di 242 ore, con quattro mesi ancora da percorrere. Per il primo trimestre del 2026, un’analisi dei dati ENTSO-E relativi alla Spagna riporta 347 ore negative nella zona di offerta, mentre per l’Italia il valore è pari a zero. Il dato dell’anno precedente, anch’esso citato, pari a 73 ore, proviene dalla stessa analisi, ma non tiene conto della modifica delle regole di conteggio entrata in vigore il 1° ottobre 2025; pertanto, non lo riportiamo a fini comparativi.

Sul fronte dei ricavi si registra una riduzione. Il gestore di rete spagnolo ha riportato per giugno 2026 1.111,6 gigawattora di energia rinnovabile non integrabile e per agosto 810,9 gigawattora. Questi chilowattora non compaiono in nessuna statistica sul tasso di cattura, poiché non sono mai stati prodotti.

L'accesso alla rete ora è a pagamento

Chi sta progettando un parco solare in quella zona dovrebbe tenere presente la data del 20 marzo 2026. In quella data il governo ha approvato il Real Decreto-ley 7/2026, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il 21 marzo, in vigore dal 22 marzo e ratificato dal Parlamento il 26 marzo. L'articolo 11 introduce un corrispettivo per la prenotazione della capacità di accesso alla rete.

Diventa esigibile non appena viene rilasciata l’autorizzazione all’allacciamento e rimane in vigore fino alla messa in servizio. L’importo si basa sulle tariffe fissate dall’autorità di regolamentazione e può essere modulato in base al livello di tensione e al ritardo. Per i promotori di progetti ciò significa che un allacciamento alla rete riservato, ma non realizzato, non è più un’opzione gratuita. Per gli investitori ciò significa che il periodo che intercorre tra l’autorizzazione e la messa in servizio deve essere incluso nel calcolo.

Il collo di bottiglia a cui questa normativa si rivolge è notevole. Dei 937 nodi della rete di trasmissione spagnola, il 27 aprile 2026 solo 42 presentavano ancora capacità di connessione disponibile.

L'articolo 9 dello stesso decreto amplia l'autoconsumo collettivo: la distanza consentita tra il luogo di produzione e quello di consumo sale a cinque chilometri e viene introdotta la figura del gestore dell'autoconsumo.

Il lato della domanda potrebbe ribaltare la situazione nelle ore di punta

Nell’agosto 2026 il Ministero dell’Ambiente di Madrid ha sottoposto a consultazione pubblica un progetto di regolamento che obbligherebbe i centri di calcolo con una potenza allacciata pari o superiore a un megawatt a coprire, in ogni singola ora, almeno l’80% del proprio consumo con energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta nella stessa ora. Secondo il testo della bozza, sarebbe computabile solo la produzione proveniente da impianti la cui messa in funzione risalga al massimo a 18 mesi prima di quella del centro dati. L’obbligo cesserebbe quando la quota nazionale di energie rinnovabili superasse il 90%.

Secondo quanto comunicato dal Ministero, la consultazione pubblica si è conclusa il 10 settembre 2026. Il progetto non è stato ancora pubblicato nella Gazzetta Ufficiale e non costituisce quindi una norma vigente. Se venisse approvato in questa forma, rappresenterebbe il meccanismo più plausibile per soddisfare la domanda proprio nelle ore di mezzogiorno, quando il Capture Price spagnolo crolla: un matching orario non può essere soddisfatto con l’energia elettrica notturna.

Cosa significa questo per gli investimenti nei parchi solari

Il mercato dell’autoconsumo mostra dove si trovano ancora i margini. Secondo l’indagine dell’associazione di categoria UNEF, nel 2025 la crescita dell’autoconsumo è scesa a 1.139 megawatt, con un calo del 3,7%. L’unico segmento in crescita è stato quello industriale con 679 megawatt, in aumento dello 0,7%; il settore commerciale ha registrato un calo del 15%, mentre gli impianti sui tetti nel settore residenziale hanno subito una flessione del 17%. Si tratta di un’indagine dell’associazione, non di una statistica ufficiale; il gestore di rete riporta 8.856 megawatt di fotovoltaico per l’autoconsumo a fine 2025, mentre l’UNEF indica 9,3 gigawatt.

In questa sede non indichiamo una percentuale relativa all'autoconsumo. Non esistono fonti primarie al riguardo, né in Spagna né in Germania; le stime comunemente riportate, comprese tra il 60 e l'80 per cento, non sono comprovate.

4. Italia: ricavi mensili più elevati mai registrati, quarto posto per crescita

Nel 2025 l’Italia ha installato 5,2 gigawatt, in calo rispetto ai 6,1 gigawatt del 2024, scendendo così al quarto posto dietro alla Francia. Nel primo semestre del 2026 sono stati aggiunti 3.093 megawatt, portando il parco installato a 46,6 gigawatt alla fine di giugno. Allo stesso tempo, l’energia solare italiana registra il ricavo più elevato per chilowattora tra i mercati europei monitorati da Modo Energy.

Il dato nazionale nasconde le zone in cui si sta costruendo

In Italia, gli impianti a terra vengono realizzati nel Sud e nelle isole, non nella Pianura Padana. È quindi la località a determinare il ricavo. Proprio lì, la qualità del ricavo è nettamente inferiore alla media nazionale.

Area di mercatoTasso di acquisizione maggio 2026Prezzo di acquisto da giugno ad agosto 2026Tasso di acquisizione da giugno ad agosto 2026
Sardegna58 per cento123,7 euro per megawattoranon indicato
Sicilia59 per cento132,5 euro per megawattora80,9 per cento
Sud e Calabria60 per cento131,3 euro per megawattoranon indicato

Le due colonne non sono in contraddizione tra loro, poiché si riferiscono a periodi diversi: un mese primaverile e un trimestre estivo. La variazione all’interno dell’Italia è quindi notevole. In Calabria, nel Sud Italia e in Sicilia, secondo l’analisi dell’associazione ITALIA SOLARE, nel secondo trimestre del 2026 si sono registrate 215 ore con tariffe inferiori a 20 euro per megawattora, tutte comprese tra le 10 e le 18.

Un dato annuale relativo all’Italia non è quindi un criterio valido per valutare un investimento. La domanda non è quanto rende l’Italia, ma quanto rende l’area in cui si trova il vostro progetto.

Perché il margine di ricavo non deve essere incluso in ogni calcolo dei costi

Tre fattori limitano il vantaggio dell'Italia.

In primo luogo, si tratta del prezzo del gas, non di un vantaggio legato all’ubicazione. La motivazione è spiegata nel paragrafo precedente.

In secondo luogo, tale margine viene assorbito da un incentivo. Il meccanismo di incentivazione FER X è un contratto a differenza bilaterale della durata di 20 anni. Se il prezzo di mercato è superiore al prezzo di aggiudicazione, il gestore restituisce la differenza. Per gli impianti sovvenzionati tramite FER-X, il margine di guadagno viene quindi neutralizzato contrattualmente; esso conta solo per gli impianti senza sovvenzioni o con un contratto di acquisto di energia. I dettagli relativi al funzionamento, ai prezzi e alle scadenze sono riportati nel nostro articolo sugli investimenti nel fotovoltaico in Italia.

In terzo luogo, spesso non è possibile costruire proprio dove i ricavi sono più elevati. Modo Energy sottolinea che in Italia circa 140 gigawatt sono in lista d’attesa per l’allacciamento alla rete, mentre il Decreto Agricoltura del maggio 2024 vieta gli impianti a terra su terreni agricoli e blocca l’iter autorizzativo. L’elevata qualità dei ricavi è in parte una conseguenza di questo blocco: dove si costruisce poco, il prezzo si erode più lentamente.

Abbiamo dedicato una pagina specifica agli incentivi italiani, al mercato della capacità per gli impianti di accumulo e al trattamento fiscale degli investitori tedeschi; anche l’analisi del mercato solare italiano è disponibile in una sezione a parte.

Il Decreto Bollette e l'articolo 9

Il meccanismo di sgravio per i corrispettivi della rete del gas previsto dall’articolo 9 del Decreto Bollette non indica nel testo di legge alcun importo in euro. I circa 409 milioni di euro spesso citati sono una stima del governo contenuta nella motivazione tecnica; secondo le indicazioni dell’autorità di regolamentazione, l’importo effettivo sarà determinato solo alla fine di settembre 2026. Tratteremo separatamente le implicazioni del decreto per gli investitori.

5. Germania: 128 gigawatt-picco e un modello di ricavi in fase di transizione

Con 17,6 gigawatt di nuove installazioni nel 2025, la Germania rimane il più grande mercato solare d’Europa. Nel mese di agosto 2026 la potenza fotovoltaica installata ha superato la soglia dei 128 gigawatt di picco; l’Associazione federale dell’industria solare ritiene quindi raggiunto l’obiettivo di espansione previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) per il 2026. Allo stesso tempo, il lato dei ricavi subisce variazioni più marcate rispetto a qualsiasi altro mercato qui considerato.

Perché un valore percentuale senza un termine di riferimento non dice nulla

Per la quota di energia solare in Germania nel 2025 esistono cinque serie di dati, tutte corrette, che misurano aspetti diversi.

Valoreparametro di riferimentoFonte e data di aggiornamento
16,0 per centoimmissione in rete nazionaleUfficio federale di statistica, 6 marzo 2026
16,9 per centoproduzione netta di energia elettrica realizzataAgenzia federale delle reti, anno di riferimento 2025
18 per centoproduzione locale di energia elettricaAssociazione federale dell'industria solare, 5 gennaio 2026
19 per centoproduzione netta totale di energia elettrica in GermaniaAssociazione federale dell'industria solare, 23 giugno 2026
circa un quintoproduzione netta di energia elettrica in GermaniaAssociazione federale dell'industria solare, 20 agosto 2026

Le serie non sono riconciliabili tra loro. Chi combina il dato di gennaio con il parametro di riferimento di giugno formula un'affermazione che non trova riscontro in nessuna fonte. Lo stesso vale per il 2026: la quota del 18,2% nel primo semestre si riferisce al carico, ovvero al consumo di rete più le perdite di rete, esclusi l'energia di pompaggio, l'autoconsumo delle centrali elettriche e l'autoconsumo solare. Se citata come quota della produzione netta di energia elettrica, sarebbe errata.

Secondo l’analisi del Fraunhofer ISE, nel primo semestre del 2026 l’immissione in rete in Germania ha raggiunto i 43,2 terawattora, rispetto ai 39,3 terawattora dello stesso periodo dell’anno precedente. Il centro di ricerca ISE aggiorna costantemente la serie di dati tramite il portale energy-charts.

Il valore di mercato del settore solare nel 2026

In Spagna non esiste un equivalente ufficiale del “Capture Price”. La Germania ne prevede uno: il valore di mercato dell’energia solare ai sensi dell’Allegato 1, paragrafo 23a della legge EEG. I gestori delle reti di trasmissione lo pubblicano mensilmente.

Mese 2026Valore di mercato del settore solare
gennaio11,019 centesimi per chilowattora
aprile1,317 centesimi per chilowattora
luglio5,226 centesimi per chilowattora
agosto6.359 centesimi per chilowattora

L'aprile 2026 segna il minimo degli ultimi cinque anni. L'ampiezza del range da gennaio ad aprile è pari a otto. Chi valuta un investimento ventennale in base al valore di un singolo mese, mette a confronto la copertura con il rischio che essa dovrebbe proteggere.

Il dato relativo al mese di agosto proviene da tre fonti specializzate concordanti; la tabella del portale dei gestori delle reti di trasmissione viene generata dinamicamente e, al momento della chiusura della redazione, non era leggibile automaticamente.

È degna di nota la tendenza opposta: secondo Modo Energy, la Germania è l’unico dei mercati analizzati a registrare un miglioramento sostenibile del tasso di cattura annuale, passato dal 50,7 al 57,5 per cento ad agosto 2026. Modo individua due fattori trainanti: norme più severe in materia di sovvenzioni per le ore con prezzi negativi e una maggiore domanda estiva. Solo il primo è stabilito a livello normativo e quindi prevedibile.

Nell’agosto 2026 il mercato day-ahead tedesco ha registrato 226 quarti d’ora negativi, tutti compresi tra le 9:30 e le 16:45. Da gennaio ad agosto se ne sono contati 1.710, pari a 427,5 ore, ovvero circa il 7% di tutti gli intervalli.

EEG 2027: lo stato di avanzamento della procedura al 10 settembre 2026

La modifica della legge sulle energie rinnovabili è un disegno di legge, non una norma in vigore. Lo stato attuale è il seguente:

  • Delibera del Consiglio dei ministri del 29 luglio 2026.
  • Presentata al Consiglio federale il 14 agosto 2026 come questione particolarmente urgente ai sensi dell’articolo 76, paragrafo 2, quarta frase, della Legge fondamentale, come documento del Consiglio federale n. 470/26 per la legge sulle energie rinnovabili (EEG) e n. 471/26 per il pacchetto sull’allacciamento alla rete.
  • Documento del Bundestag n. 21/7867 del 7 settembre 2026, 275 pagine, espressamente indicato come bozza preliminare.
  • La discussione in commissione presso il Bundesrat è iniziata il 10 settembre 2026, in seno alla commissione per gli affari economici, ai punti 23 e 24 dell’ordine del giorno. In quella data non era stata formulata alcuna raccomandazione da parte della commissione.
  • Non si è ancora tenuta una prima lettura al Bundestag; la settimana di sedute dal 7 all’11 settembre era dedicata al bilancio. La prossima settimana di sedute inizierà il 21 settembre 2026.
  • La prima lettura in seduta plenaria del Consiglio federale è prevista per il 25 settembre 2026.
  • L'entrata in vigore è prevista per il 1° gennaio 2027.

Nel testo sono presenti due errori di classificazione. In primo luogo: la soglia di limitazione del cinque per cento, la durata massima di sei anni e la rinuncia al compenso del 20% e del 18% rientrano nel pacchetto di allacciamento alla rete, non nella legge sulle energie rinnovabili (EEG). In secondo luogo: la stampa riporta valori diversi riguardo a un’aliquota transitoria in centesimi per la legge EEG 2027; non essendoci una fonte attendibile al riguardo, non ne forniamo una stima.

Per contestualizzare il lato dei ricavi: il valore di aggiudicazione del bando per gli impianti fotovoltaici su terreni liberi del 1° luglio 2026 era in media di 4,79 centesimi per chilowattora. Il corridoio di prezzo per i contratti generici decennali di acquisto di energia fotovoltaica, nel mese di riferimento di agosto 2026, era compreso tra 28 e 40 euro per megawattora, ovvero tra 2,8 e 4,0 centesimi per chilowattora, risultando quindi interamente al di sotto del valore di aggiudicazione.

6. Austria: cosa succede se la politica di sostegno subisce un’inversione di rotta

L’Austria è il più piccolo dei quattro mercati e, al tempo stesso, il più istruttivo, poiché in diciotto mesi è stato possibile osservare quali effetti abbia un singolo intervento fiscale su un mercato.

Il cambiamento è stato di natura fiscale, non tecnica

Dal 1° gennaio 2024 in Austria era in vigore un’aliquota zero dell’imposta sul valore aggiunto per gli impianti fotovoltaici con una potenza di picco fino a 35 kilowatt. La legge sulle misure di risanamento del bilancio 2025, approvata dal Consiglio nazionale il 7 marzo 2025 e promulgata il 18 marzo 2025, ha sostituito nel testo di legge la data del 1° gennaio 2026 con quella del 1° aprile 2025. Da allora si applica l’aliquota normale del 20 per cento.

Una disposizione transitoria spesso trascurata: in caso di stipula del contratto prima del 7 marzo 2025, l’aliquota zero rimaneva applicabile fino al 31 dicembre 2025. Chi effettua una valutazione di un impianto esistente risalente al 2025 deve quindi conoscere la data del contratto per sapere se è stata applicata l’aliquota zero o quella del venti per cento.

Parallelamente, l’espansione è diminuita in modo significativo. L’autorità di regolamentazione austriaca E-Control rileva ogni anno la potenza di congestione di nuova connessione presso 60 gestori di rete, 58 dei quali hanno trasmesso i dati; gli intervistati coprono il 98% dei punti di misurazione. Per il 2025, l’indagine riporta circa 1,6 gigawatt di nuova capacità solare, rispetto ai circa 2,5 gigawatt dell’anno record 2023 sulla stessa base. Dai dati disponibili non è possibile quantificare un nesso causale tra la modifica fiscale e il calo; le due serie temporali sono infatti concomitanti. La potenza cumulativa in condizioni di congestione è cresciuta ancora di circa il 20% nel 2025; l’associazione di categoria PV&B Austria stima che alla fine del 2025 la potenza in condizioni di congestione ammonti a circa 9,8 gigawatt.

Una premessa al riguardo: l’Austria gestisce due serie di dati parallele. E-Control rileva la potenza di congestione, mentre il Ministero dell’Economia rileva la potenza di picco dei moduli in corrente continua. La differenza è di poco più di un gigawatt. Entrambe le serie sono coerenti al loro interno, ma non lo sono tra loro.

La legge ElWG è in vigore dal dicembre 2025

La legge austriaca sul settore elettrico viene spesso ancora definita “bozza”. Si tratta di un’informazione superata: è stata approvata come articolo 1 della legge sull’energia elettrica a prezzi vantaggiosi e pubblicata nella Gazzetta ufficiale federale il 23 dicembre 2025. Il Consiglio nazionale l’ha approvata a maggioranza costituzionale e il Consiglio federale non ha sollevato alcuna obiezione il 17 dicembre 2025.

Due disposizioni riguardano direttamente i produttori di energia, entrambe con entrata in vigore il 1° gennaio 2027.

L'articolo 75a introduce un contributo annuale alle infrastrutture di distribuzione a carico dei produttori che immettono energia in rete. L'importo è stabilito da un regolamento, con un massimo di 0,05 centesimi per ogni chilowattora immesso in rete; sono esenti i produttori con una potenza attiva in rete fino a 20 kilowatt. Il regolamento non è ancora stato emanato. In termini di importo, il contributo è contenuto: 0,05 centesimi per chilowattora corrispondono a 0,50 euro per megawattora, pari a circa lo 0,8% dei ricavi, in base al valore di mercato tedesco dell’energia solare nell’agosto 2026. Ciò che conta non è l’importo, bensì il precedente costituito da un’imposta specifica sull’immissione in rete.

L'articolo 101 disciplina il limite di potenza di picco. Per il fotovoltaico, tale limite non può ridurre la potenza immessa in rete al di sotto del 70% della potenza di picco dei moduli. Due limitazioni sono fondamentali per gli investitori: la normativa si applica solo alle nuove installazioni o agli ampliamenti, mentre gli impianti esistenti non sono interessati, e a partire dal 2028 entrerà in vigore una variante dinamica. Il limite dell’1% menzionato nella stessa norma si riferisce all’energia eolica, non al fotovoltaico.

Un secondo pacchetto è stato varato in estate: la legge per l’accelerazione dello sviluppo delle energie rinnovabili è stata promulgata il 1° luglio 2026. Essa innalza l’obiettivo per il 2030 a 30 terawattora, fissa per il 2035 un minimo di 40 terawattora e formula per la prima volta un obiettivo per lo stoccaggio in batterie pari a 5 gigawatt entro il 2030. A ciò si aggiungono uno sportello unico per le procedure di autorizzazione e un meccanismo sanzionatorio nei confronti dei Länder che non raggiungono i propri obiettivi.

Dove finiscono i fondi: programmi di finanziamento sempre più limitati

Nel 2026 i programmi di incentivazione per i contributi agli investimenti saranno più limitati e maggiormente orientati agli impianti di accumulo. Il regolamento del 16 gennaio 2026 stabilisce, per il fotovoltaico, importi compresi tra 150 euro per kilowatt-picco nella categoria più piccola e un massimo di 120 euro in quella più grande; gli impianti di accumulo di energia elettrica ricevono, indipendentemente dalla categoria, 150 euro per chilowattora.

L’affluenza dimostra quanto siano limitate le risorse. Il primo bando di finanziamento dell’aprile 2026 ha registrato fin dall’inizio quasi 29.000 richieste. Nel secondo bando erano disponibili circa 20 milioni di euro, di cui dodici milioni a titolo ordinario e otto milioni di fondi residui; sono pervenute circa 28.000 domande, di cui circa 3.000 sono state approvate e circa 25.000 non sono state prese in considerazione. Il terzo bando si svolgerà dall’8 al 22 ottobre 2026 con una dotazione di otto milioni di euro.

Nella sezione dedicata ai premi di mercato, il valore massimo per il fotovoltaico è fissato a 7,77 centesimi per chilowattora per tutte le scadenze delle gare d’appalto del 2026 e del 2027. A titolo di confronto: nel 2024 era pari a 8,98 centesimi, mentre il volume messo a gara era di 1.628.690 kilowatt-picco rispetto ai 700.000 kilowatt-picco del 2026. La prossima data di gara è il 24 settembre 2026.

È stata annunciata un’ulteriore modifica della legge sull’espansione delle energie rinnovabili, incentrata su stoccaggio, servizi di sistema e integrazione nel mercato, nonché su una riduzione dell’intensità di incentivazione prevista dalla legge dal 30% al massimo al 20%. Non è ancora disponibile una bozza da sottoporre a consultazione; si tratta di una decisione politica sotto forma di annuncio, non di una norma di legge.

7. Ciò che accomuna tutti e quattro i mercati: l’allacciamento alla rete

L'allacciamento alla rete è l'unico collo di bottiglia che limita contemporaneamente tutti e quattro i mercati, ed è quello che compare più raramente nei calcoli di redditività. Nell'aprile 2026, l'organizzazione di analisi Ember ha raccolto i dati forniti dagli stessi gestori di rete europei. In otto paesi dell'UE che hanno fornito i dati, circa 700 gigawatt di potenza da fonti rinnovabili sono in attesa di allacciamento.

In undici paesi, oltre 340 gigawatt hanno già ottenuto l’autorizzazione all’allacciamento, ma non sono ancora collegati alla rete. Nei 20 paesi che hanno fornito dati, entro il 2030 si registrerà un divario di 120 gigawatt tra i piani di espansione e la capacità di rete disponibile, di cui 104 gigawatt a livello di trasmissione. Otto paesi, tra cui l’Austria, i Paesi Bassi, la Polonia e il Portogallo, dispongono di meno del dieci per cento della capacità di rete prevista dai propri piani per il 2030.

Ciascuno di questi dati si riferisce ai singoli paesi che hanno fornito i dati, non all’intera UE — le indagini non consentono infatti di estrapolare i dati all’UE-27.

Le conseguenze sono evidenti nelle rilevazioni nazionali. In Spagna, nell’aprile 2026, dei 937 nodi della rete di trasmissione, solo 42 presentavano ancora capacità libera e, a partire da marzo, la prenotazione di un allacciamento è diventata a pagamento. In Italia, circa 140 gigawatt sono in lista d’attesa, mentre l’autorizzazione per gli impianti a terra su terreni agricoli è bloccata. In Germania, nel 2025 il volume delle misure di gestione delle congestioni di rete è stato pari a 30.319 gigawattora, con un costo di 3.071 milioni di euro; sono stati disattivati 9.379 gigawattora di produzione da fonti rinnovabili, pari al 3,5 per cento, di cui 2.704 gigawattora di fotovoltaico, con un aumento del 94 per cento rispetto al 2024. Questo dato riflette la gestione complessiva dell’immissione in rete; un conteggio più restrittivo, che tiene conto solo delle disattivazioni determinate dai prezzi, risulta nettamente inferiore.

I kilowattora curati rappresentano il punto cieco di ogni indicatore di ricavi. Un “Capture Price” misura quanto frutta un kilowattora prodotto. Ciò che non è stato possibile produrre non compare in tale indicatore. La Grecia dimostra quanto possa diventare ampia questa lacuna: secondo l’analisi del professor Pantelis Biskas, nel 2025 sono stati curati circa due terawattora, pari al 7,5% della produzione da fonti rinnovabili; per il 2026 egli prevede da 3,3 a 3,7 terawattora, circa il 12%.

A livello europeo le cose si stanno muovendo, ma lentamente. Per quanto riguarda il “European Grids Package”, il 26 giugno 2026 il Consiglio ha raggiunto un accordo di massima; il trilogo con il Parlamento è ancora in sospeso. Non si tratta di una normativa in vigore.

La domanda cresce più rapidamente del quadro normativo. Nel 2025 l’Europa ha aggiunto circa 36 gigawattora di capacità di accumulo in batterie, con un aumento del 48%; la capacità totale ha superato per la prima volta i 100 gigawattora. Gli impianti di accumulo su larga scala hanno rappresentato più della metà della nuova capacità installata; per il 2030 SolarPower Europe prevede che questa quota raggiunga i tre quarti. I tre mercati principali sono stati Germania, Regno Unito e Italia; Ucraina e Bulgaria sono entrate a far parte della top 5.

8. Tre ipotesi di investimento per il 2026

Da questi quattro quadri di mercato emergono tre tesi. Ciascuna di esse indica la condizione in cui è valida e il fattore per cui fallisce.

Tesi 1: Il ricavo per chilowattora è un criterio di verifica, non un criterio di selezione

Secondo i dati raccolti da SolarPower Europe, nel 2025 la Spagna ha registrato un aumento di 13,4 gigawatt, il più consistente della sua storia, e nel febbraio 2026 ha registrato un tasso di acquisizione del 9%. L’Italia ha registrato il ricavo mensile più elevato tra i mercati monitorati da Modo Energy, mentre in termini di crescita si è classificata al quarto posto. È quindi evidente che il capitale non ha seguito l’andamento dei ricavi per chilowattora.

Non si tratta di una contraddizione, bensì di un’affermazione relativa alla gerarchia dei criteri: innanzitutto si decide se un progetto possa essere realizzato e collegato alla rete, poi si valuta quale sia il suo rendimento. Un prezzo di acquisto elevato in un mercato privo di capacità di connessione disponibile non rappresenta un’opportunità di investimento.

Questa tesi non regge quando l’accesso alla rete e l’autorizzazione diventano ampiamente disponibili in un mercato. In tal caso, il ricavo passa in secondo piano.

Tesi 2: Acquistare l’Italia significa acquistare il prezzo del gas

Il vantaggio in termini di ricavi registrato in Italia è dovuto al fatto che in quel Paese le centrali a gas determinano il prezzo marginale con maggiore frequenza rispetto ad altri luoghi, anche nelle ore di massima produzione solare. Nell’estate del 2026 il gas ha coperto circa l’80% del deficit di produzione italiano, con la quota del gas che è salita dal 40,6% al 47,7%.

Chi proietta questo vantaggio su un orizzonte temporale di vent’anni parte dal presupposto che il gas continui a determinare i prezzi per i prossimi vent’anni. La stessa Modo Energy prevede per l’Italia un aumento della potenza solare da 50 gigawatt nel 2026 a 111 gigawatt entro il 2040, mentre il parco di centrali a gas diminuirà solo da 44 a 31 gigawatt, e afferma: con ogni anno di espansione del solare, il prezzo di mezzogiorno in estate scende ulteriormente al di sotto della media giornaliera.

Questa tesi non regge se il vostro impianto italiano beneficia degli incentivi FER X. In tal caso, il vantaggio viene neutralizzato dal contratto a differenza bilaterale e rimane il prezzo di aggiudicazione.

Tesi 3: La Germania è l’unico dei mercati analizzati in cui la qualità dei ricavi è in aumento

Secondo Modo Energy, il tasso di cattura annuale tedesco è salito dal 50,7 al 57,5 per cento. Modo individua due fattori alla base di tale aumento: norme più severe per la produzione nelle ore in cui i prezzi sono negativi e una maggiore domanda estiva; solo il primo è certo. Per gli impianti esistenti che beneficiano di un premio di mercato previsto dalla legge, ciò comporta un miglioramento dei ricavi realizzati.

Allo stesso tempo, la base giuridica su cui si fonda questo premio di mercato è in fase di modifica. L’emendamento alla legge EEG è in fase di prima lettura al Bundesrat; l’entrata in vigore è prevista per il 1° gennaio 2027, ma non è ancora stata approvata. Chi metterà in funzione un impianto in Germania nel 2026 lo farà in un contesto normativo che sta per essere sostituito nell’ambito dell’iter legislativo.

Questa tesi non regge se la modifica legislativa modifica il quadro dei premi di mercato anche per gli impianti esistenti. Allo stato attuale della procedura qui esaminata, non è chiaro cosa preveda il progetto di legge per gli impianti esistenti.

9. Sei rischi che ogni investitore dovrebbe conoscere

Rischio 1: l’evoluzione normativa procede più rapidamente rispetto alla durata del progetto

In tutti e quattro i mercati, il quadro normativo è cambiato in modo sostanziale nel giro di diciotto mesi: l’Austria ha abolito l’aliquota zero dell’IVA e ha messo in vigore una nuova legge sul settore elettrico, la Spagna ha introdotto un corrispettivo per la capacità di connessione alla rete riservata, la Germania sta negoziando la revisione della legge sulle energie rinnovabili (EEG), mentre l’Italia ha riorganizzato il meccanismo di incentivazione FER X. Un impianto ha una durata di 20-25 anni. Nessuno dei quattro quadri normativi è rimasto immutato in questo lasso di tempo.

Rischio 2: Allacciamento alla rete e limitazione della potenza

Vedi la sezione 7. Aspetto fondamentale per il calcolo: la riduzione della potenza riduce la produzione senza modificare l’indice di ricavo. Un progetto con un prezzo di acquisto elevato e una riduzione della potenza del dieci per cento genera ricavi inferiori rispetto a uno con un prezzo di acquisto inferiore e senza riduzione della potenza.

Rischio 3: rischio legato agli incassi nelle ore di pranzo

In tutti e quattro i mercati, le ore con la maggiore immissione di energia solare sono quelle con il prezzo più basso. In Germania, nell’agosto 2026, tutte le 226 ore di quarto d’ora con valore negativo si sono registrate tra le 9:30 e le 16:45. Nel mercato spagnolo, già a maggio del 2026 il numero di ore negative aveva superato il valore dell’anno precedente. Gli impianti di accumulo spostano l’energia fuori da queste ore. Le capacità sono in crescita — nel 2025 l’Europa ha aggiunto circa 36 gigawattora, con l’Italia al terzo posto —, ma non coprono ancora le ore di mezzogiorno.

Rischio 4: Il prezzo di acquisto raramente corrisponde al ricavo effettivo

Chi effettua un'operazione di copertura cede il Capture Price. Il valore di aggiudicazione tedesco nel luglio 2026 era pari a 4,79 centesimi per chilowattora, il corridoio per i contratti decennali di acquisto di energia elettrica in agosto era compreso tra 2,8 e 4,0 centesimi, mentre il valore di mercato dell'energia solare nello stesso mese era pari a 6,359 centesimi. La copertura comporta quindi uno sconto in termini reali. Questo non è un argomento contro la copertura, ma contro i calcoli di rendimento che utilizzano il Capture Price come ricavo atteso.

Rischio 5: Catena di approvvigionamento e acquisti

A partire da maggio 2026, la Commissione europea applica agli istituti finanziari una linea guida in base alla quale gli inverter provenienti da paesi di origine classificati ad alto rischio sono esclusi dai finanziamenti dell’UE; i convertitori per batterie sono espressamente inclusi. Fino al 1° novembre 2026 è in vigore un periodo di transizione, mentre dal 1° aprile 2027 entrerà in vigore una fase più rigorosa. Si tratta di una linea guida interna, non di un atto giuridico pubblicato; non è quindi possibile citare una norma in merito. Per i progetti che beneficiano di finanziamenti dell’UE, l’origine dei componenti elettronici di potenza deve comunque essere presa in considerazione nella valutazione degli appalti.

Rischio 6: Rischio di pagamento

Il mercato solare europeo è descritto da poche rilevazioni soggette a revisioni. L’espansione nell’UE prevista per il 2025 è stata corretta nel giro di nove mesi da 65,1 a 69,6 gigawatt, quasi interamente a seguito di una rivalutazione dei dati relativi alla Spagna. Per l’espansione spagnola dello stesso anno esistono tre valori con tre diverse definizioni. Per la quota tedesca di energia solare nel 2025 esistono cinque serie di dati. Per ogni valore riportato in un’offerta, verificate a quale parametro di riferimento si riferisce e a quale data di riferimento risale.

Conclusione: lo scisma europeo sul solare si delinea lungo le diverse approcci

Nel 2026 il mercato europeo del solare non si dividerà in base ai ricavi, ma in base alle nuove installazioni. Tre fattori lo confermano:

In primo luogo: per il 2026, SolarPower Europe prevede per la prima volta un nuovo calo, a 68,1 gigawatt, con un intervallo di previsione compreso tra 62 e 74,1 gigawatt. La crescita, che fino al 2025 ha sostenuto la redditività, non è più un argomento valido.

In secondo luogo: la qualità dei ricavi è un criterio di verifica, non un criterio di selezione. Secondo i dati raccolti da SolarPower Europe, nel 2025 la Spagna ha aggiunto 13,4 gigawatt alla propria capacità installata e nel febbraio 2026 ha registrato il capture rate più basso tra i mercati analizzati (9%), mentre l’Italia, pur registrando i ricavi mensili più elevati tra i mercati analizzati, ha perso quote di mercato. E il vantaggio italiano consiste in un prezzo del gas che viene assorbito da un contratto differenziale FER-X non appena l’impianto riceve gli incentivi.

Terzo: ciò che accomuna tutti e quattro i mercati è l'allacciamento alla rete. È questo a determinare se un progetto vedrà la luce e a decidere in merito alla limitazione della produzione, un fattore che non compare in nessun indicatore di redditività. Chi nel 2026 investirà nel fotovoltaico europeo, valuterà innanzitutto l'allacciamento e le autorizzazioni e solo in un secondo momento il livello dei prezzi.

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Domande frequenti sul mercato europeo del solare

Il mercato europeo del solare è in calo?

2026 sì, 2025 no. SolarPower Europe prevede per il 2026 un aumento di 68,1 gigawatt rispetto ai 69,6 gigawatt del 2025, con un calo del 2,1%. Il dato relativo al 2025 è stato rivisto al rialzo nel settembre 2026, principalmente a causa di una rivalutazione della Spagna.

Che cos’è il tasso di cattura nel settore fotovoltaico?

Il “capture rate” è il rapporto tra il ricavo solare effettivamente ottenuto e il prezzo medio dell’energia elettrica in tutte le ore. Diminuisce quando una grande quantità di energia solare viene immessa in rete contemporaneamente, facendo scendere il prezzo proprio in quelle ore. Viene calcolato da società di analisi, ma non è rilevato ufficialmente.

Quale paese europeo offre il rendimento solare più elevato?

Italia, secondo le rilevazioni di Modo Energy: 150,17 euro per megawattora nell’agosto 2026 e un tasso di cattura annuo dell’86% al marzo 2026. Questo vantaggio è dovuto al fatto che in Italia le centrali a gas determinano spesso il prezzo di equilibrio, anche nelle ore di massima produzione solare.

Perché i ricavi dell'energia solare in Spagna sono così bassi?

Poiché nelle stesse ore viene immessa in rete una quantità molto elevata di energia solare. A luglio e agosto 2026 il fotovoltaico è stato la principale fonte singola nel mix di produzione, con il 29,6% e il 29,2% rispettivamente, per il quinto mese consecutivo. Il prezzo all’ingrosso è sceso ad aprile 2026 a 42,44 euro per megawattora come media mensile; il ricavo dell’energia solare si è attestato ad agosto a 53,19 euro.

Vale la pena realizzare un parco solare in Spagna nonostante i ricavi modesti?

Ciò dipende dall’allacciamento alla rete e dalla struttura contrattuale, non dal prezzo di mercato. Secondo un’indagine di SolarPower Europe, nel 2025 la Spagna ha registrato il più grande aumento di capacità nella sua storia, con 13,4 gigawatt. Da marzo 2026 la capacità di allacciamento riservata è soggetta a un canone e, ad aprile, solo 42 dei 937 nodi della rete di trasmissione presentavano ancora capacità libera.

Cosa cambierà nel 2027 per il settore fotovoltaico in Austria?

Due disposizioni della legge sul settore elettrico entreranno in vigore il 1° gennaio 2027. I produttori che immettono energia nella rete verseranno un contributo per le infrastrutture di approvvigionamento pari al massimo a 0,05 centesimi per ogni chilowattora immessa in rete; sono esenti gli impianti con potenza attiva in rete fino a 20 kilowatt. Inoltre, per gli impianti di nuova costruzione o ampliati si applica un limite massimo.

Quando entrerà in vigore la legge EEG 2027?

La data prevista è il 1° gennaio 2027. Non è stato ancora deciso nulla: il disegno di legge del governo è disponibile come documento del Bundesrat n. 470/26 e come documento del Bundestag n. 21/7867 del 7 settembre 2026. La prima discussione al Bundesrat è fissata per il 25 settembre 2026, mentre la prima lettura al Bundestag deve ancora avvenire.

Riferimenti bibliografici

Tutte le fonti sono state consultate il 10 settembre 2026. Per i dati provenienti da società di analisi, vengono indicati l'autore e il periodo di calcolo; le rilevazioni ufficiali e i dati forniti dalle associazioni sono contrassegnati come tali.

Mercato europeo e segmenti

  1. SolarPower Europe, EU Solar Market Update 2026 Mid-Year Analysis, 8 settembre 2026 (capacità installata nel 2025 rivista a 69,6 gigawatt, di cui in Spagna da 9,2 a 13,4 gigawatt; primo semestre 2026: 33,8 gigawatt; previsione per il 2026: 68,1 gigawatt, intervallo compreso tra 62 e 74,1). Il rapporto è consultabile solo previa registrazione; i dati sono confermati da quattro testate specializzate, ma non sono stati verificati nella pubblicazione stessa.
  2. TaiyangNews, articolo sull’aggiornamento semestrale della SPE, 8 settembre 2026 (fonte della revisione)
  3. pv magazine International, L’UE installa 33,8 GW di energia solare nel primo semestre, 8 settembre 2026
  4. SolarPower Europe, Prospettive del mercato solare dell’UE dal 2025 al 2030, 11 dicembre 2025 (nuova capacità installata nel 2025: 65,1 gigawatt; quote di mercato dal 2023 al 2025; Top 10; obiettivo 2030 rispetto alla proiezione di 718 gigawatt)
  5. Ember, European Electricity Review 2026, 22 gennaio 2026 — studio annuale sul mix energetico dell’UE (369 terawattora, 13%, carbone 9,2%)
  6. Ember, a giugno, per la prima volta, un quarto dell’energia dell’UE è stata prodotta dal solare, 14 luglio 2026 (52 terawattora, 25 per cento)
  7. Ember, Crossed Wires: La capacità della rete potrebbe ostacolare la sicurezza energetica dell’UE, 1° aprile 2026 (700 gigawatt in attesa in otto paesi, 340 gigawatt già approvati in undici paesi, deficit di capacità di 120 gigawatt in venti paesi)
  8. SolarPower Europe, Prospettive del mercato europeo delle batterie dal 2026 al 2030, 23 giugno 2026 (36 gigawattora di nuova capacità, capacità installata superiore a 100 gigawattora, ordine dei paesi)
  9. Consiglio dell’Unione europea, comunicato stampa sul pacchetto «European Grids», 26 giugno 2026 (orientamento generale)
  10. ess-news, Divieto di finanziamento UE per gli inverter ad alto rischio, compresi i PCS per sistemi di accumulo BESS, 4 maggio 2026 (linea guida interna della Commissione, nessun atto giuridico pubblicato; scadenze: 1° novembre 2026 e 1° aprile 2027)
  11. pv magazine International, Analisi delle ore con prezzi negativi nel primo trimestre del 2026 sulla base dei dati ENTSO-E, 8 maggio 2026 (Spagna 347, Italia 0 ore per zona di offerta; regola di conteggio a quarti d’ora a partire dal 1° ottobre 2025, con media calcolata su intervalli orari)

Qualità dei ricavi

  1. Modo Energy, Tassi e prezzi di acquisizione dell’energia solare in Europa, marzo 2026, pubblicato il 16 aprile 2026 (Italia: 124,72 euro per megawattora; Spagna: dieci volte inferiore; tasso di acquisizione annuale in Italia: 86%; lista d’attesa per l’allacciamento alla rete: circa 140 gigawatt e Decreto Agricoltura)
  2. Modo Energy, Tassi e prezzi di cattura dell'energia solare in Europa, agosto 2026, pubblicato il 4 settembre 2026 (Italia 150,17 e Spagna 53,19 euro per megawattora; Germania dal 50,7 al 57,5 per cento grazie ai due fattori citati; Spagna 242 ore in più rispetto al valore dell'anno precedente)
  3. Modo Energy, European solar: il tasso di captazione in Spagna scende al 9% a febbraio, pubblicato il 26 marzo 2026
  4. Modo Energy, previsioni sui ricavi del settore BESS in Italia, 17 luglio 2026 (potenza solare da 50 a 111 gigawatt entro il 2040, parco centrali a gas da 44 a 31 gigawatt)
  5. Kpler, i tassi di acquisizione nel settore solare europeo toccano minimi record mentre si accentua la divergenza di mercato, 10 luglio 2026 (Europa: 38% a maggio 2026; Francia: 9,5% ad aprile e 63% a giugno; Germania: 25% ad aprile)
  6. Safa Sen (WSP), “Il solare italiano ha ribaltato la situazione, ma è ancora il gas a determinare il prezzo”, in pv magazine International, 9 settembre 2026 (aggregazione autonoma dei dati orari ENTSO-E: 133,4 euro per megawattora e 85,3% per il periodo da giugno ad agosto 2026; valori per zona: Sicilia, Sud e Sardegna; quota del gas dal 40,6% al 47,7%)
  7. ITALIA SOLARE, analisi dei prezzi zonali basata sui dati del gestore del mercato italiano, riportata su pv magazine, 16 luglio 2026 (tassi di acquisizione zonali di maggio 2026; 215 ore al di sotto dei 20 euro per megawattora nel secondo trimestre)
  8. Pantelis Biskas, Università Aristotele di Salonicco, analisi sui tagli alla produzione in Grecia, riportata su pv magazine International, 4 marzo 2026 (circa due terawattora e il 7,5% nel 2025; previsione per il 2026: da 3,3 a 3,7 terawattora)

Spagna

  1. Red Eléctrica de España, Rapporto sul sistema elettrico 2025, marzo 2026 (produzione: 50.188 gigawattora; 18,4% senza autoconsumo e 21,3% con autoconsumo)
  2. Red Eléctrica de España, comunicato stampa sul sistema elettrico 2025, 11 marzo 2026 (potenza aggiuntiva di 8.821 megawatt senza impianti ad autoconsumo e di oltre 10.400 megawatt con tali impianti)
  3. Red Eléctrica de España, Rapporto sulle energie rinnovabili, dati al 31 dicembre 2025 (potenza installata). ⚠️ La serie presenta un salto non risolvibile tra due date di riferimento; nel testo viene quindi indicato solo l'ordine di grandezza
  4. Red Eléctrica de España, Bollettino mensile luglio 2026, pubblicato il 18 agosto 2026 (34.665 gigawattora da gennaio a luglio; 29,6% del mix energetico mensile di luglio)
  5. Red Eléctrica de España, secondo quanto riportato da pv magazine, 3 settembre 2026 (agosto 2026: 29,2%, quinto mese consecutivo)
  6. OMIE, Relazione annuale 2025, marzo 2026 (media annuale di 65,28 euro per megawattora; minimo annuale pari a -15 euro; passaggio del Mercado Diario a intervalli di un quarto d’ora a partire dal 1° ottobre 2025)
  7. OMIE, Rapporto mensile luglio 2026, pubblicato il 17 agosto 2026, tabella 5.7 (serie mensile 2026; prezzi minimi di giugno e luglio)
  8. Decreto-legge n. 7/2026 del 20 marzo 2026, BOE-A-2026-6544, BOE n. 71 del 21 marzo 2026, in vigore dal 22 marzo 2026, convalidato dal Congresso il 26 marzo 2026 (articolo 11: corrispettivo per la riserva di accesso alla rete; articolo 9: autoconsumo collettivo)
  9. Ministero per la Transizione Ecologica, bozza di Real Decreto sui centri dati sostenibili, consultazione pubblica dal 27 agosto al 10 settembre 2026, articoli 2.1, 7.1, 8.2 e 9.1 (bozza, non è legge in vigore)
  10. Ministero per la Transizione Ecologica, relazione del gestore della rete ai sensi del RD 1183/2020, 4 maggio 2026, data di riferimento 27 aprile 2026 (937 nodi, di cui 42 con capacità disponibile)
  11. Red Eléctrica de España tramite esios, pubblicazioni mensili sull’energia rinnovabile non integrabile, giugno e agosto 2026 (1.111,6 e 810,9 gigawattora)
  12. UNEF, L’autoconsumo fotovoltaico in Spagna raggiunge i 9,3 GW installati, 29 gennaio 2026 (Indagine dell’associazione: dati di settore 2025)

Italia

  1. GSE, FER X definitivo, regole operative e prezzi di riferimento di base (Decreto MASE n. 194 del 18 giugno 2026, in vigore dal 7 agosto 2026; contratto di differenza bilaterale della durata di 20 anni)
  2. Italia Solare sulla base della banca dati Gaudì di Terna, relazione semestrale, pubblicata il 20 luglio 2026 (nuova capacità installata nel primo semestre 2026: 3.093 megawatt; parco installato: 46,6 gigawatt al 30 giugno 2026)
  3. Decreto Bollette, articolo 9, comma 3, nonché ARERA (il testo di legge non indica alcun importo in euro; i circa 409 milioni di euro rappresentano una stima del governo riportata nella motivazione tecnica; l’importo effettivo sarà determinato alla fine di settembre 2026)

Germania

  1. Associazione federale dell’industria solare, la potenza solare raggiunge un traguardo importante, 20 agosto 2026 (oltre 128 gigawatt di picco; obiettivo di espansione previsto dalla legge sulle energie rinnovabili (EEG) per il 2026 raggiunto; circa un quinto della produzione netta di energia elettrica nel 2025)
  2. Associazione federale dell'industria solare, comunicati del 5 gennaio 2026 e del 23 giugno 2026 (18% della produzione nazionale di energia elettrica; 19% della produzione netta complessiva di energia elettrica)
  3. Ufficio federale di statistica, comunicato stampa n. 073, 6 marzo 2026 (16,0% dell’immissione in rete nazionale)
  4. Fraunhofer ISE, analisi semestrale 2026 su energy-charts, aggiornamento del 29 luglio 2026 (43,2 contro 39,3 terawattora immessi in rete; 18,2% del carico; carico 237 terawattora)
  5. Gestori della rete di trasmissione, panoramica dei valori di mercato ai sensi dell’Allegato 1 all’articolo 23a della legge tedesca sulle energie rinnovabili (EEG), netztransparenz.de (valori mensili del valore di mercato dell’energia solare 2026). ⚠️ La tabella viene generata dinamicamente e, al momento della chiusura redazionale, non era leggibile da sistemi automatici; il valore relativo al mese di agosto proviene da tre fonti specializzate concordanti
  6. SMARD, volume delle misure stabile nell'intero anno, 30 marzo 2026 (30.319 gigawattora di volume delle misure; 3.071 milioni di euro; 9.379 gigawattora di limitazione della produzione da fonti rinnovabili, di cui 2.704 gigawattora da fotovoltaico)
  7. photovoltaik.sh, Valore di mercato mensile del settore solare nell'agosto 2026, 9 settembre 2026 (226 quarti d'ora negativi nell'agosto 2026; 1.710 quarti d'ora da gennaio ad agosto)
  8. Agenzia federale delle reti, risultati della gara d'appalto per impianti solari del primo segmento, termine di presentazione delle offerte: 1° luglio 2026 (media: 4,79 centesimi per chilowattora)
  9. enervis PPA-Price-Tracker per il fotovoltaico, mese di riferimento agosto 2026, riportato su pv magazine, 7 settembre 2026 (da 28 a 40 euro per megawattora)
  10. Documenti del Consiglio federale 470/26 e 471/26 del 14 agosto 2026; Documenti del Bundestag 21/7867 e 21/7866 del 7 settembre 2026 (versioni preliminari); Ordine del giorno della Commissione per gli affari economici del Consiglio federale, 961ª seduta del 10 settembre 2026

Austria

  1. E-Control, indagine sull'allacciamento alla rete, relazione annuale relativa all'anno 2025, aggiornata all'11 marzo 2026 (1,6 gigawatt di potenza di congestione nel 2025 contro circa 2,5 gigawatt nel 2023; crescita del 20% circa; 58 dei 60 gestori di rete intervistati)
  2. Associazione federale austriaca per il fotovoltaico e le batterie (Photovoltaic and Battery Austria), scheda informativa sul settore fotovoltaico, aggiornato a marzo 2026 (dati dell’associazione: circa 9,8 gigawatt di potenza cumulativa di picco alla fine del 2025)
  3. Ministero federale dell'Economia, dell'Energia e del Turismo, L'energia in Austria nel 2025 (potenza di picco dei moduli nel 2024 e parco installato cumulativo come seconda serie, non combinabile)
  4. Legge sulle misure di risanamento del bilancio 2025, Gazzetta ufficiale federale I n. 7/2025, delibera del Consiglio nazionale del 7 marzo 2025, pubblicata il 18 marzo 2025 (cessazione dell’aliquota zero dell’imposta sul valore aggiunto; regime transitorio per i contratti stipulati prima del 7 marzo 2025)
  5. Legge sull’energia elettrica a prezzi accessibili, articolo 1 della Legge sul settore elettrico, Gazzetta ufficiale federale I n. 91/2025, pubblicata il 23 dicembre 2025 (articolo 75a: contributo per le infrastrutture di approvvigionamento; articolo 101: limite massimo)
  6. Legge sull’accelerazione dello sviluppo delle energie rinnovabili, Gazzetta ufficiale federale I n. 47/2026, pubblicata il 1° luglio 2026 (obiettivo di sviluppo: 30 terawattora entro il 2030; obiettivo di accumulo in batterie: 5 gigawatt)
  7. Decreto sui contributi agli investimenti EAG – Emendamento 2026 alla legge sull’energia elettrica, Gazzetta ufficiale federale II n. 12/2026, pubblicato il 16 gennaio 2026 (aliquote di finanziamento e bandi 2026)
  8. Modifica del regolamento sui premi di mercato EAG del 2026, Gazzetta ufficiale federale II n. 13/2026, pubblicata il 16 gennaio 2026 (valore massimo 7,77 centesimi per chilowattora; date delle aste; volume 175.000 kilowatt di picco per ciascuna data)
  9. E-Control, Rapporto di monitoraggio EAG 2025 (dati di riferimento 2024: valore massimo 8,98 centesimi per chilowattora; volume oggetto di gara 1.628.690 kilowatt-picco)
  10. Ministero federale dell'Economia, dell'Energia e del Turismo, comunicato stampa relativo al secondo bando EAG, 10 luglio 2026 (numero di domande; modifica normativa annunciata)
  11. OeMAG, comunicato stampa relativo al primo bando di finanziamento per il fotovoltaico del 2026, 23 aprile 2026 (numero di biglietti)

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 relative alla situazione 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. 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 10 settembre 2026.

La situazione giuridica qui illustrata riflette lo stato delle cose alla data indicata. Laddove si faccia riferimento a progetti di legge, non si tratta di normativa vigente; nel corso dell’iter legislativo sono possibili modifiche.

Redazione Logic Energy https://www.logicenergy.de/
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