Il mercato italiano del solare subirà una contrazione nel 2025: perché gli impianti di piccole dimensioni perdono terreno mentre quelli su larga scala crescono?
Estratto
Il mercato solare italiano è in calo — per la prima volta dal 2020. Con 6,4 GW di nuova potenza fotovoltaica collegata alla rete, l’espansione italiana nel 2025 è stata inferiore del 5% rispetto all’anno precedente e di 660 MW rispetto all’obiettivo del PNIEC (Italia Solare, 07/02/2026). Per la transizione energetica italiana si tratta di una battuta d'arresto rispetto all'accelerazione degli ultimi anni, a prima vista una cattiva notizia per gli investitori con esposizione in Italia. A un secondo sguardo, però, si nota che il calo aggregato nasconde uno dei cambiamenti strutturali più interessanti nel settore energetico europeo. Chi oggi, in qualità di investitore diretto tedesco, guarda al Paese, si trova di fronte a un mercato diverso rispetto al 2022 o al 2023: più ristretto in termini di dimensioni, ma più concentrato in termini di valore. Analizziamo questa analisi di mercato nel seguente rapporto, concentrandoci su dati, strategia e previsioni per il 2026.
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In breve: nel 2025 il mercato solare italiano registrerà una contrazione per la prima volta dal 2020, con una nuova installazione di 6,4 GW (–5%); la potenza cumulata sarà di 43,5 GW alla fine del 2025 e di 44,95 GW al 31 marzo 2026 (Italia Solare/Terna Q1 2026). Dietro questo dato aggregato si nasconde una polarizzazione strutturale nel mercato italiano dell’energia solare: gli impianti residenziali crollano (–32%), il segmento commerciale C&I cede terreno (–26%), mentre gli impianti utility-scale ≥ 1 MW crescono del +15% e rappresentano il 53% di tutti i megawatt di nuova installazione. Per gli investitori tedeschi ciò significa che l'Italia rimane attraente nel 2026, ma in modo selettivo, con un focus su grandi impianti autorizzati nel Sud Italia, flussi di ricavi garantiti e assicurazione anticipata della pipeline. Nel 2026, i grandi impianti italiani realizzeranno prezzi dell'energia elettrica strutturalmente più elevati rispetto a impianti comparabili in Germania: la meccanica di questo spread europeo è spiegata dalla nostra analisi Schisma sul mercato solare europeo.
Indice
I dati salienti del 2025: –5 % nel complesso, con tre velocità diverse al suo interno
DL Bollette 21/2026: tre interventi che ridisegnano il mercato
Perché il settore residenziale sta crollando: i postumi del «superbonus»
Impianti su scala industriale ≥ 1 MW: l'unico segmento in crescita
Sicilia +81 %, Lazio –39 %: la divisione interna dell'Italia
I cinque rischi principali dal punto di vista degli investitori
Conclusione: mercato in contrazione, segmento degli investitori in crescita
I dati salienti del 2025: –5 % nel complesso, con tre velocità diverse al suo interno
Nel 2025 il mercato solare italiano ha registrato un aumento lordo di circa 6,4 GW — un calo del 5% rispetto all’anno precedente e la prima contrazione in cinque anni. Dietro questo dato complessivo si nascondono però tre andamenti completamente diversi: gli impianti residenziali e il segmento commerciale di medie dimensioni subiscono un crollo, mentre gli impianti su larga scala ≥ 1 MW registrano una crescita a due cifre. Dal punto di vista degli investitori, non è il titolo a fare la differenza, ma la suddivisione per segmenti del mercato italiano dell'energia solare che si cela dietro di esso.
Italia Solare ha pubblicato il rapporto il 7 febbraio 2026 sulla base del Registro Gaudì di Terna. Secondo il rapporto, alla fine del 2025 la capacità fotovoltaica cumulativa dell’Italia sarà pari a 43,5 GW distribuiti su 2,09 milioni di impianti — e dopo il primo trimestre del 2026 sarà già cresciuta a circa 44,95 GW distribuiti su oltre 2,2 milioni di impianti — la capacità solare installata è quindi aumentata, ma non la crescita annuale. La potenza solare immessa in rete è più alta che mai in termini assoluti; ciò che sta diminuendo è l'accelerazione. La produzione di energia solare ha raggiunto i 44,3 TWh (+25% rispetto al 2024) — superando per la prima volta l’energia idroelettrica. L’energia solare è così diventata la prima fonte di energia rinnovabile in Italia nel 2025, e il mercato italiano dell’energia solare mostra una maturità che emerge chiaramente nell’attuale rapporto di Italia Solare.
Il vero messaggio del rapporto risiede però nella distribuzione della crescita:
| Segmento | 2024 (MW) | 2025 (MW) | Cambiamento | Quota 2025 |
|---|---|---|---|---|
| Residential < 20 kW | ~ 1.901 | ~ 1.281 | – 32 % | 20 % |
| C&I 20 kW – 1 MW | 2.194 | 1.744 | – 26 % | 27 % |
| Su scala industriale ≥ 1 MW | 2.910 | 3.412 | + 15 % | 53 % |
| Italia (totale) | ~ 6.800 | 6.437 | – 5 % | 100 % |
| Methodik-Hinweis: Italia Solare nennt für den Residential-Rückgang je nach Cut-off (< 12 kW vs. < 20 kW) –24 % bzw. –32 %; wir nutzen den Headline-Wert. Terna „nuove attivazioni" weist 5,62 GW aus. | ||||
Particolarmente degno di nota: il solo quarto trimestre del 2025 ha registrato un aumento di 2,4 GW, pari al 37% del volume annuale. Nel quarto trimestre, gli impianti di grandi dimensioni superiori a 10 MW hanno immesso in rete 1.031 MW, più che nei tre trimestri precedenti messi insieme (688 MW). Non si tratta di una coincidenza, ma del risultato delle autorizzazioni elaborate negli anni precedenti — e di un presagio di chi sosterrà la domanda di mercato nel 2026. Di conseguenza, le previsioni delle associazioni di categoria italiane per il 2026 ipotizzano un aumento della capacità installata simile o leggermente superiore a 6 GW, con una struttura di segmento nettamente modificata.
Il primo trimestre del 2026 conferma e accentua questa tendenza: 1.439 MW di nuova potenza installata (+0,5% rispetto al primo trimestre del 2025) a fronte di un calo del 18% nel numero di nuovi impianti — l’Italia costruisce quindi meno impianti, ma di dimensioni maggiori. Il settore residenziale rimane in calo con 287–313 MW (da –13 a –16 % su base annua), il segmento C&I di fascia media registra una ripresa con un aumento compreso tra il +23 e il +32 % a seconda della classe di grandezza, mentre il segmento di media scala 1–10 MW fornisce 482 MW (+42 % su base annua) con 161 impianti. Da notare: il segmento Utility-Scale ≥10 MW è sceso nel primo trimestre del 2026 a 154 MW (4 impianti, –55%) — le grandi messe in servizio del quarto trimestre del 2025 sono state cannibalizzate, il segmento Mid-Scale assume per il momento il ruolo di trainante. La produzione di energia solare è aumentata nel primo trimestre del 2026 del +19,2% su base annua (Terna, 04/2026). Il mercato italiano si sta quindi sviluppando a due velocità: strutturalmente più ristretto, ma dinamico nel settore di media scala per la prima volta da anni.
DL Bollette 21/2026: tre interventi che ridisegnano il mercato
Il 18 aprile 2026 il Decreto-Legge 21/2026 è stato pubblicato come Legge n. 49/2026 nella Gazzetta Ufficiale n. 90, segnando così l’intervento politico italiano di più ampia portata dalla scadenza del Superbonus. Tre elementi sono fondamentali per gli investitori con esposizione verso l’Italia.
Il programma Spalma-incentivi 2.0 obbliga gli impianti esistenti nel Conto Energia con potenza superiore a 20 kW a scegliere un'opzione entro il 31 maggio 2026. Sono disponibili tre opzioni: riduzione tariffaria del 15% in cambio di una proroga della convenzione di 3 mesi (Opzione A), riduzione tariffaria del 30% in cambio di una proroga di 6 mesi (Opzione B), oppure rinuncia totale al resto del sostegno in cambio del pagamento del 90% del valore residuo attualizzato in 10 rate annuali a partire dal 2028 (Opzione C). L'opzione C è limitata a una potenza cumulativa massima di 10 GW e deve essere assegnata tramite un'asta al ribasso GSE entro il 30.06.2027; il presupposto è un repowering completo entro il 31.12.2030 con una produzione prevista raddoppiata. Gli analisti del settore (Studio Advant Nctm, Elemens) prevedono un basso tasso di adesione: per la maggior parte degli operatori esistenti il conto economico non torna. I dati provvisori del GSE saranno probabilmente pubblicati solo dopo il 31.05.2026.
La riforma della saturazione virtuale affronta il problema del sovraccarico delle condotte, da anni oggetto di lamentele, causato da richieste multiple virtuali. In futuro, Terna dovrà pubblicare trimestralmente sul portale T.E.R.R.A. la capacità di connessione massima disponibile per ciascuna area di rete; l'ARERA ha 180 giorni di tempo (scadenza prevista intorno al 17 ottobre 2026) per definire nuove procedure di open season per gli slot di connessione. La clausola più severa: le soluzioni di allacciamento STMG esistenti senza titolo di autorizzazione convalidato perdono automaticamente la loro efficacia. Italia Solare e l'Alleanza per il Fotovoltaico hanno presentato ricorso contro questa misura — l'interpretazione finale spetta ora all'ARERA.
Premio PPA-Bacheca: in futuro, Acquirente Unico verserà un premio del 15% sullo spread tra il prezzo di mercato e quello contrattuale per i PPA a lungo termine — un incentivo volto a sostenere la redditività post-Conto Energia dei parchi solari italiani e ad attenuare la volatilità del PUN.
Cosa significa questo per gli investitori diretti tedeschi? Tre cose. Primo: gli impianti esistenti che beneficiano degli incentivi del Conto Energia saranno oggetto di vendita nel 2026 — i progetti di repowering con opzione di uscita appariranno sempre più sul mercato entro la fine di settembre 2026. In secondo luogo: la riforma della saturazione rappresenta un'opportunità per un portafoglio RtB pulito, poiché filtra la concorrenza virtuale — e un rischio per gli sviluppatori di progetti privi di titoli di autorizzazione. In terzo luogo: il mercato dei PPA è sostenuto politicamente, il che migliora la bancabilità dei contratti di acquisto di energia a lungo termine in Italia.
Perché il settore residenziale sta crollando: i postumi del «superbonus»
Il crollo del settore residenziale da 2,26 GW (2023) a circa 1,28 GW (2025) — con un calo del 43% in due anni — è la conseguenza diretta della scadenza del Superbonus 110%. Il Superbonus 110% è stato per diversi anni il principale strumento di incentivazione per il mercato edilizio residenziale italiano e quindi anche la base di finanziamento centrale per gli impianti fotovoltaici privati su tetto; la sua graduale eliminazione ha privato questo finanziamento della sua base. Senza gli incentivi statali e senza la possibilità della cessione del credito, i piccoli impianti su tetto risultano meno convenienti per le famiglie italiane, e i programmi sostitutivi non hanno finora raggiunto volumi significativi.
La cronologia è illuminante. Il Superbonus è stato lanciato nel 2020 con un’aliquota del 110%, abbinata al meccanismo di trasferimento diretto del credito d’imposta. Fino al 2022, l’incentivo ha spinto il mercato del fotovoltaico residenziale a livelli record; all’epoca, più della metà di tutti gli impianti domestici era finanziata tramite il programma. Nel febbraio 2023, il governo Meloni ha interrotto la Cessione del Credito con il Decreto Legge 11/2023 — il vero motore della crescita era così venuto meno, anche se l’aliquota nominale è rimasta in vigore fino alla fine del 2025. Nel 2024 è scesa al 70%, nel 2025 al 65% e, a partire dal 2026, il fotovoltaico autonomo è di fatto arrivato a una incentivazione dello 0%. L’ENEA stima che l’onere pubblico cumulativo del programma ammonti, alla fine di febbraio 2026, a quasi 131 miliardi di euro.
| Anno | Aliquota | Punto cardine | Ampliamento residenziale |
|---|---|---|---|
| 2020 | 110 % | Inizio (DL 34/2020) | ~ 0,4 GW |
| 2022 | 110 % | Anno record | ~ 1,1 GW |
| 2023 | 90 % | Basta con la cessione del credito (DL 11/2023) | 2,26 GW (picco) |
| 2024 | 70 % | Il DL 39/2024 conferma la chiusura definitiva | ~ 1,6 GW |
| 2025 | 65 % | Massimale: 48.000 €, max. 2.400 €/kWp | ~ 1,28 GW |
| 2026 | 0 % | Gli impianti fotovoltaici autonomi non sono più ammissibili agli incentivi | 1° trimestre: da –13% a –16% su base annua |
| Onere pubblico complessivo per il Superbonus fino al febbraio 2026: circa 131 miliardi di euro (ENEA). | |||
A complicare ulteriormente la situazione, l’ARERA, con la delibera n. 78/2025 del 26 settembre 2025, ha chiuso il sistema dello «Scambio sul Posto» — una forma di saldo di autoconsumo che andava particolarmente a vantaggio dei piccoli impianti fotovoltaici — per i nuovi impianti. I programmi sostitutivi non hanno finora avuto ampia diffusione: il "Reddito Energetico" nazionale per le famiglie a basso reddito è stato esaurito nel 2024 e nel 2025 nel giro di poche ore o giorni, mentre il bando 2026, al 16 aprile 2026, non è ancora stato aperto. Il presidente di Italia Solare, Paolo Rocco Viscontini, ha sintetizzato lo stato d’animo del settore nel febbraio 2026 con le parole:«meno benessere, meno competitività».
Neanche lo strumento sostitutivo Conto Termico 3.0 alleggerisce la pressione sul mercato del fotovoltaico residenziale: il 3 marzo 2026 il GSE ha dovuto chiudere il portale PortalTermico nel giro di pochi giorni a causa di un volume di richieste pari a 1,3 miliardi di euro, a fronte di un budget annuale di 900 milioni di euro. La riattivazione, avvenuta il 13 aprile 2026, è stata accompagnata da restrizioni e il programma non è comunque aperto al fotovoltaico puramente residenziale: gli incentivi sono concessi solo in combinazione con la sostituzione dell’impianto di climatizzazione con pompe di calore elettriche. Manca quindi ancora il previsto strumento di transizione.
Per gli investitori tedeschi, il segmento residenziale nel Paese non è comunque quello rilevante. I dati sono importanti perché spiegano il calo complessivo, ma non dicono nulla sulla redditività del portafoglio di grandi progetti italiani in cantiere.
Il settore C&I: tra attendismo e ripresa
Nel 2025 il segmento commerciale di fascia media, compreso tra 20 kW e 1 MW, ha registrato un calo del 26 %, attestandosi a 1,74 GW. Il motivo principale non è la mancanza di redditività, ma un atteggiamento di attesa strategica: le aziende italiane hanno rinviato gli investimenti perché erano in corso numerosi annunci di incentivi e i prezzi dell'energia elettrica PUN si sono normalizzati nel 2025 a circa 115 €/MWh — ciò riduce il valore dell'autoconsumo rispetto agli anni di crisi 2022/23.
Italia Solare lo esprime con lucidità: «Tali cambiamenti potrebbero derivare dall’andamento altalenante del mercato causato dall’annuncio di numerosi bandi». In concreto, ciò significa che il credito d'imposta Transizione 5.0, l'iperammortamento della Legge di Bilancio 2026 e diversi programmi finanziati dal PNRR hanno indotto le aziende italiane a rinviare gli investimenti, anche se i loro progetti fotovoltaici non dipendevano direttamente da essi. Questi sviluppi hanno frenato sensibilmente la domanda a breve termine delle aziende di impianti solari commerciali. A ciò si aggiungono l'obbligo di CCI per gli impianti a partire da 100 kW (delibera ARERA 385/2025, circa +15 % dei costi di progetto), le strozzature del gestore di rete italiano Terna nel Nord Italia e una politica regionale sempre più restrittiva in Lombardia, Emilia-Romagna e Veneto.
Il primo trimestre del 2026 mostra ora un segnale di ripresa — e quindi un'inversione di tendenza nella domanda commerciale: gli impianti tra i 20 e i 200 kW hanno registrato una crescita del +32% rispetto al primo trimestre del 2025, mentre il segmento tra i 200 kW e 1 MW ha registrato un +23%. Nel 2026 il settore C&I in Italia si trova di fronte a una rinascita delle medie imprese, trainata dall’aumento dei prezzi dell’energia elettrica industriale, dall’esaurimento delle leve di efficienza energetica e dalla consapevolezza di molte aziende che continuare ad aspettare costa più che costruire.
Impianti su scala industriale ≥ 1 MW: l'unico segmento in crescita
Nel 2025 gli impianti su larga scala a partire da 1 MW sono cresciuti del +15% raggiungendo i 3,41 GW, rappresentando così per la prima volta il 53% della nuova potenza installata nel settore fotovoltaico italiano. Tale crescita non è dovuta a un’unica tornata di incentivi, bensì allo smaltimento delle pratiche autorizzative accumulate nel corso degli anni e al consolidamento di un ampio portafoglio di progetti da parte degli sviluppatori internazionali.
Il fenomeno del quarto trimestre 2025 è particolarmente significativo in questo contesto: solo gli impianti di grandi dimensioni superiori a 10 MW hanno fornito nel quarto trimestre una potenza allacciata di 1.031 MW, più che nei tre trimestri precedenti messi insieme. Esempi di grandi progetti entrati in funzione nel 2024/25 o attualmente in costruzione danno un'idea delle dimensioni e dei soggetti coinvolti, tra cui diversi impianti agri-PV. Il termine agri-PV indica l'uso combinato di terreni agricoli per la produzione di energia solare e la produzione agricola, in cui i pannelli solari vengono montati in posizione rialzata o disposti verticalmente per consentire l'utilizzo agricolo al di sotto di essi.
| Progetto | gestore | Prestazioni | Regione | Stato |
|---|---|---|---|---|
| Agrivoltaico a Tarquinia | Enel Green Power | 170 MW | Lazio | In funzione |
| Fénix | Iberdrola / ib vogt | 245 MW + 60 MW | Sicilia orientale | In costruzione |
| Mazara del Vallo Agri-PV | Engie | 66 MWp | Sicilia | In funzione (PPA con Amazon) |
| Solecaldo Aidone | Edison | 41 MWp | Sicilia | In funzione |
| Progetto Sun | Energia europea | 250 MWp | Sicilia | Pronto da montare |
| Foggia | Energia europea | 103 MW | Puglia | In funzione |
Ma la vera novità sta nella pipeline. Al 31 marzo 2026, Terna ha registrato 3.670 richieste di allacciamento fotovoltaico per un totale di 144 GW, di cui 46,49 GW già approvati — e di questi, solo 9,34 GW sono "pronti per la costruzione" (+0,7 GW su base mensile). La pipeline complessiva delle FER di tutte le tecnologie è scesa alla stessa data a 322,67 GW — un calo significativo rispetto ai ~348 GW dell’estate 2024, che riflette l’attuale processo di pulizia delle richieste multiple virtuali. Un dato che salta all’occhio nel mix del portafoglio: le richieste di allacciamento per data center, con 82,63 GW su oltre 480 richieste, costituiscono ormai la maggior parte delle richieste di allacciamento da parte dei consumatori — l’Italia sta diventando un campo di battaglia per i carichi degli hyperscaler, il che inasprisce la concorrenza per gli allacciamenti dei grandi impianti fotovoltaici. Il rapporto tra approvazioni e RtB è quindi del 20%; gli addetti ai lavori stimano che la conversione annuale effettiva tra approvazione e messa in servizio sia inferiore al 30%.
La capacità solare teorica in fase di progettazione è quindi enorme, ma la potenza solare effettivamente realizzabile è decisamente più limitata. L'Italia dispone quindi di una pipeline di parchi solari che garantisce diversi anni di lavori di costruzione, ma solo una piccola parte viene effettivamente realizzata. La garanzia tempestiva della pipeline e lo stato delle autorizzazioni documentato in modo chiaro diventano così il vero fattore di creazione di valore e il fulcro della strategia degli investitori istituzionali e privati.
A ciò si aggiunge un enorme divario tra obiettivi e risultati effettivi emerso dall’aggiornamento del Piano Nazionale per l’Energia e il Clima (PNIEC, versione 2024): l’Italia si è prefissata per il 2030 un obiettivo di circa 79 GW di potenza solare cumulata. Con 43,5 GW a fine 2025, ciò corrisponde a un aumento necessario di circa 8 GW all’anno fino al 2030. In realtà, nel 2025 sono stati raggiunti solo 6,4 GW. Questo divario è la forza trainante economica alla base della politica italiana in materia di appalti per il 2026 — e allo stesso tempo un'indicazione del fatto che la pressione politica per l'attivazione della pipeline nei prossimi 24 mesi è destinata ad aumentare piuttosto che a diminuire.
Nel 2025 l'Italia è passata da un mercato basato sulle tariffe di immissione in rete a un mercato basato su aste e PPA. I meccanismi precisi di questa transizione — le nuove procedure di aggiudicazione italiane, il programma italiano di incentivazione dello stoccaggio e la riforma in corso del mercato dell'energia elettrica — sono trattati nella nostra analisi di mercato completa sugli investimenti nel fotovoltaico in Italia nel 2026.
Sicilia +81 %, Lazio –39 %: la divisione interna dell'Italia
All'interno dell'Italia, nel 2025 il mercato del solare ha subito una drastica polarizzazione a livello regionale: la Sicilia ha registrato una crescita dell'81%, mentre il Lazio ha subito un calo del 39% e la Lombardia del 19%. Il Sud guadagna, il Nord e il Centro perdono — e per gli investitori questa non è una distribuzione casuale, ma il riflesso dei dati di irraggiamento, dei prezzi dei contratti di locazione, delle politiche regionali e del rispettivo grado di maturità della pipeline.
La Sicilia ne è l'esempio lampante: 142.000 impianti, 3,53 GW di potenza cumulata alla fine del 2025 e, secondo i dati del CNR, per la prima volta la regione del Paese con la più alta produzione di energia elettrica esclusivamente da fotovoltaico nel 2025. Con ore di pieno carico comprese tra 1.450 e 1.530 kWh/kWp all’anno, la resa solare è superiore di circa il 30% rispetto alla Pianura Padana nel Nord Italia. A ciò si aggiungono costi di affitto e di terreno più bassi e un'amministrazione regionale che — a differenza di alcune regioni del Nord Italia — non frena sistematicamente i grandi impianti. La pipeline "ready-to-build" della Sicilia comprende attualmente 4,17 GW in 64 progetti; la Puglia è in testa con 16,78 GW approvati, ma ha meno progetti in fase finale di costruzione.
| Regione | Crescita su base annua nel 2025 | Pronto per la costruzione (MW) | Rilevanza per gli investitori |
|---|---|---|---|
| Sicilia | + 81 % | 4.170 | Località di eccellenza 2026 |
| Basilicata | + 31 % | 490 | Cluster Sud |
| Puglia | + 24 % | 1.950 | Picco di potenza (16,78 GW) |
| Calabria | + 21 % | — n.d. | Cluster Sud |
| Lazio | – 39 % | 1.300 | Effetto base dopo la grande ondata del 2024 |
| Lombardia | – 19 % | — n.d. | Politica regionale restrittiva |
| Emilia-Romagna | – 10 % | — n.d. | Politica regionale restrittiva |
Il calo del 39% registrato nel Lazio è dovuto a un effetto di base, a seguito di un’ondata insolitamente forte di grandi impianti nel 2024 (con Tarquinia, Montalto di Castro e altri progetti). La Lombardia e l'Emilia-Romagna, invece, risentono di una crescente densità di restrizioni comunali e regionali: zone protette, distanze minime e "aree non idonee" hanno di fatto bloccato le autorizzazioni per i parchi solari italiani.
A ciò si aggiunge, a partire da maggio 2024, un quadro normativo valido su tutto il territorio nazionale: con il Decreto Legge 63/2024 («Decreto Agricoltura»), la costruzione di impianti solari tradizionali su terreni agricoli fertili in Italia è vietata per legge; rimangono invece esplicitamente consentiti e incentivati gli impianti agri-fotovoltaici con comprovato doppio utilizzo. Questa distinzione sposta strutturalmente la crescita degli impianti di grandi dimensioni verso regioni con sufficienti superfici non coltivate o adatte al doppio uso — e quindi chiaramente verso il Sud. Il Nord Italia rimane il mercato più difficile per gli impianti su scala industriale — e ciò vale presumibilmente anche per il 2026.
Redditività per gli investitori: LCOE e IRR 2026
Nel 2026 gli impianti solari su larga scala in Italia offriranno rendimenti non leveraged compresi tra il 6 e il 9%; con un leverage del 70% e un DSCR di 1,3, è possibile raggiungere rendimenti tra il 10 e il 13%. I fattori trainanti sono un LCOE compreso tra 40 e 55 €/MWh nel Sud Italia, eccellenti ore a pieno carico (1.450–1.530 kWh/kWp) e ricavi stabili derivanti dalle procedure di aggiudicazione italiane e dai PPA a lungo termine.
Nel 2026 gli impianti di grandi dimensioni italiani beneficeranno strutturalmente di un prezzo di vendita effettivo più elevato rispetto agli impianti dei mercati dell’Europa occidentale, dove la quota di energia solare nel mix energetico è maggiore. Analizziamo in modo approfondito i meccanismi di mercato sottostanti — chi realizza effettivamente quale prezzo all'ingrosso e perché i mercati solari europei si differenzieranno strutturalmente nel 2026 — nel nostro articolo sullo scisma solare europeo. Qui ci concentriamo sul calcolo degli investitori italiani stesso.
| Indicatore | Italia 2026 |
|---|---|
| Indice PUN GME aprile 2026 (settimana 17) Ø | 109,12 €/MWh |
| LCOE su scala industriale nel Sud Italia | 40–55 €/MWh |
| LCOE su scala industriale nel Nord Italia (stima) | 55–70 €/MWh |
| CapEx per progetti greenfield su scala industriale | 700–900 €/kWp |
| Ore a pieno carico nel Sud Italia | 1.450–1.530 kWh/kWp |
| Ore a pieno carico nel Nord Italia | 1.000–1.150 kWh/kWp |
| IRR senza leva finanziaria su scala industriale | 6–9 % |
| IRR con leva finanziaria (70/30, DSCR 1,3) | 10–13 % |
| Il confronto tra i valori di mercato europei (Italia ↔ Germania ↔ Spagna) viene trattato nell'analisi Schisma; il contesto tedesco in materia di remunerazione e valori di mercato viene invece analizzato nella nostra analisi EEG 2026. | |
Il punto cruciale per gli investitori diretti tedeschi: l’LCOE dell’Italia meridionale si attesta su un livello simile a quello della Germania meridionale — ma la differenza nelle ore di pieno carico, pari a circa il 30%, costituisce una leva strutturale per il rendimento. Se si confronta un progetto da 50 MW in Sicilia con un progetto analogo in Baviera, l'LCOE risulta quasi identico, ma il rendimento annuo per kWp installato è nettamente superiore. Questa differenza è il parametro centrale per la strategia di localizzazione degli investitori tedeschi con esposizione in Italia e per la previsione di rendimento su un orizzonte temporale di 20-25 anni.
Il PUN rimane volatile nel 2026: a marzo 2026 è balzato a 143,40 €/MWh, mentre ad aprile è sceso fino a toccare i minimi giornalieri di 89 €/MWh. Questa volatilità non è solo rumore di mercato, ma è strutturale: la concentrazione della produzione solare nelle ore centrali del giorno genera prezzi sempre più negativi o vicini allo zero, soprattutto nel Sud Italia. Proprio per questo motivo, la premialità PPA descritta nella sezione "DL Bollette 21/2026" è, per gli investitori con esposizione in Italia nel 2026, strategicamente più preziosa di qualsiasi scelta di incentivazione: stabilizza il ricavo effettivo e rende il flusso di cassa bancabile.
Per quanto riguarda l'approvvigionamento dei moduli, nel primo trimestre del 2026 la situazione ha subito una svolta. Dopo il minimo toccato a dicembre 2025, i prezzi dei moduli sono aumentati sensibilmente fino ad aprile 2026, spinti dalla politica fiscale cinese e dall'aumento dei prezzi del polisilicio. Per gli investitori diretti italiani con contratti EPC fissi della seconda metà del 2025, questo ritorno dei prezzi rappresenta un vantaggio strutturale in termini di margine; per i progetti che partiranno più tardi, è necessario tenere gli occhi aperti e assicurarsi tempestivamente le condizioni EPC.
I cinque rischi principali dal punto di vista degli investitori
Nel 2026 l'Italia sarà un mercato interessante, ma non privo di conflitti: rischio politico, tempi di autorizzazione, rischio di prezzo di mercato, curtailment e rifinanziamento sono i cinque temi principali che un investitore diretto con esposizione in Italia deve comprendere e coprire in modo ponderato. Nessuno di questi rappresenta un ostacolo insormontabile, ma tutti presentano misure concrete di mitigazione che devono essere prese in considerazione nella strategia.
| Rischio | Grave | Mitigante |
|---|---|---|
| Rischio politico — Il DL Bollette 21/2026 (ora Legge 49/2026) introduce gli incentivi Spalma con scadenza il 31 maggio 2026 e la riforma della saturazione virtuale (per i dettagli, si veda l'articolo sul significato del Decreto Bollette) | alto | Copertura CfD tramite procedura di appalto italiana; selezione selettiva della pipeline |
| Rischio legato ai tempi di autorizzazione/costruzione — Durata del processo di autorizzazione > 4 anni, coda di connessione da 144 GW | alto | Attenzione alla pipeline di progetti pronti per la costruzione; acquisizione tempestiva dei terreni e delle autorizzazioni |
| Rischio di prezzo di mercato — Concentrazione della produzione solare nelle ore centrali della giornata, erosione dello spread | medio | Copertura PPA 10–20 anni · BESS in co-locazione · CfD a 20 anni |
| Riduzione della produzione — Aurora prevede un aumento di sei volte entro il 2030 rispetto ai 338 GWh del 2024 | medio | BESS in co-locazione · Programma italiano di tolling per l'accumulo |
| Rifinanziamento — Tasso di riferimento della BCE al 2,5%, elevato volume di stanziamenti per gli investimenti in Italia nel 2026 | medio | CfD ventennale = finanziabile; strutturazione DSCR conservativa |
Il rischio politico ha assunto una forma concreta nella primavera del 2026 con un pacchetto di riforme sui prezzi dell'energia elettrica in Italia: tra le altre cose, l'Italia è intervenuta sul trasferimento dei costi delle centrali a gas e ha avviato un dibattito sui tagli retroattivi agli incentivi per gli impianti esistenti. Abbiamo analizzato in dettaglio cosa ciò comporti per gli investitori nel settore fotovoltaico in un articolo dedicato al significato del Decreto Bollette.
A questo punto basti ricordare che negli ultimi 36 mesi l’Italia ha subito quattro cambiamenti strutturali nel mercato dell’energia solare: la fine della Cessione del Credito nel febbraio 2023, la scadenza del Superbonus, la chiusura dello Scambio sul Posto nel settembre 2025 e l’obbligo di CCI a partire da 100 kW. Per le previsioni dei prossimi 12 mesi ciò significa che l’energia solare fotovoltaica distribuita comporta un notevole rischio politico retroattivo, mentre i grandi impianti italiani con copertura CfD ne sono in gran parte protetti — soprattutto se le tecnologie di accumulo e di inseguimento sottostanti sono correttamente dimensionate e la capacità installata continua a generare il rendimento previsto dal modello anche sotto la pressione del curtailment.
Uno sguardo speculare alla Germania: lo stesso schema
Nella classifica europea, nel 2025 l’Italia ha inoltre ceduto il secondo posto alla Francia (SolarPower Europe, EU Market Outlook 2025–2030, pubblicato l’11 dicembre 2025) — un segnale da prendere sul serio nel contesto delle lacune del PNIEC. Con 43,5 GW alla fine del 2025, mancano ancora circa 36 GW all’obiettivo del 2030 di 79 GW; con l’attuale andamento, l’Italia mancherà nettamente questo obiettivo, il che aumenta la pressione politica per l’attivazione della pipeline nei prossimi 24 mesi.
Nel 2025 la Germania presenterà esattamente lo stesso andamento strutturale dell'Italia: gli impianti residenziali subiranno una contrazione, quelli su larga scala cresceranno e gli impianti a terra supereranno per la prima volta quelli su tetto. La differenza economica tra i due mercati — chi ottiene quale prezzo all'ingrosso — è un argomento a sé stante e verrà approfondita nella nostra analisi "Schisma".
Nel 2025 la Germania presenta strutturalmente lo stesso andamento dell’Italia: gli impianti residenziali sono in calo, quelli su larga scala sono in crescita e l’energia solare ha raggiunto per la prima volta una svolta storica nel mix energetico. Analizziamo i dettagli di questa svolta nel mix energetico tedesco — quanta energia fotovoltaica ha superato per la prima volta nel 2025 la produzione da fonti fossili e quali conseguenze ciò avrà per il mercato elettrico tedesco — nel nostro articolo "Fotovoltaico vs. lignite 2025".
Nel 2026 la tariffa di immissione in rete tedesca raggiungerà il minimo storico e subirà un ulteriore calo a partire dal 1° agosto 2026: le conseguenze strutturali per gli investitori nel fotovoltaico tedeschi sono trattate nella nostra analisi sulla tariffa di immissione in rete 2026, mentre i meccanismi della commercializzazione diretta in Germania sono illustrati nella nostra panoramica sulla commercializzazione diretta; il confronto tra i prezzi dell’energia elettrica in Italia, Germania e i mercati europei è oggetto dell'articolo di Schisma.
Per gli investitori diretti tedeschi, la lezione da trarre non è «l'Italia al posto della Germania». Piuttosto: nel 2026 entrambi i Paesi si concentreranno su grandi impianti solari con un flusso di ricavi garantito — e l'Italia offre inoltre la resa solare strutturalmente più elevata del Sud Italia, garantendo così un diverso effetto leva nel mercato italiano dell'energia solare. La capacità solare installata pro capite nel Sud Italia ha ormai raggiunto un livello che diventa strutturalmente rilevante anche per le aziende tedesche con legami con l’Italia, poiché le dimensioni del mercato della catena del valore dell’energia solare nel Sud Italia aumenteranno in modo sostanziale nei prossimi 24 mesi.
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Conclusione: mercato in contrazione, segmento degli investitori in crescita
Nel 2025 il mercato solare italiano subirà una contrazione per la prima volta in cinque anni, ma si tratterà di una contrazione asimmetrica. A registrare un calo saranno gli impianti domestici sovvenzionati dallo Stato e il segmento commerciale di fascia media, caratterizzato da un atteggiamento attendista; a crescere saranno invece i grandi impianti italiani da 1 MW in su nel Sud Italia, sostenuti da contratti di acquisto di energia a lungo termine e dallo smaltimento graduale dell’arretrato delle autorizzazioni. Nel contesto europeo e alla luce della strategia degli investitori diretti tedeschi, si tratta di una situazione di mercato più chiara, non peggiore rispetto agli anni del boom 2022/23: il grano si separa dalla paglia, e il grano — pipeline ready-to-build in Sicilia, Puglia e Basilicata con aggiudicazione o copertura PPA — è, con una selezione accurata, economicamente meglio posizionato nel 2026 rispetto al segmento medio-basso italiano degli anni precedenti.
Due punti da tenere a mente: in primo luogo, il dato del -5% è fuorviante — il segmento di investitori rilevante registra infatti una crescita del +15%. In secondo luogo, la soglia di accesso non è data dalle dimensioni del mercato, bensì dalla maturità della pipeline: chi entrerà nel mercato italiano nel 2026 si assicurerà lo status di «Approved» o, meglio ancora, di «RtB», non semplici richieste preliminari.
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Avviso legale: il presente articolo ha esclusivamente scopo informativo generale e non costituisce una consulenza in materia di investimenti, fiscale o legale. I dati relativi ai rendimenti (6–10 % annuo base, fino al 10–12 % annuo con leve fiscali in Germania; 6–9% senza leva / 10–13% con leva in Italia-Utility-Scale) si basano sui dati di portafoglio del gruppo Helm e su analisi di settore pubbliche 2024–2026 e non costituiscono una garanzia di rendimenti futuri. Per la vostra situazione individuale, rivolgetevi a un consulente finanziario o fiscale abilitato. Aggiornato a maggio 2026.
Il mercato sta diventando sempre più professionale: la progettazione, l'acquisizione dei terreni e il finanziamento sono fattori determinanti per il rendimento. Logic Energy vi accompagna fin dall'inizio. Cosa significano i progetti su larga scala in Germania per gli investitori: panoramica sugli investimenti nel fotovoltaico →
Domande frequenti
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Nel 2025 il mercato solare italiano subirà una contrazione del 5%, attestandosi a 6,4 GW di nuova capacità installata, poiché il segmento residenziale ha registrato un crollo di circa il 32% a causa della scadenza del Superbonus 110%, mentre il segmento commerciale di medie dimensioni ha subito un calo del 26% a seguito degli annunci relativi agli incentivi e della normalizzazione del PUN. Il segmento utility-scale ≥ 1 MW è invece cresciuto del 15%.
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Il segmento in crescita è quello degli impianti su larga scala a partire da 1 MW: nel 2025 +15% a 3,41 GW, con una quota di mercato del 53%. Il primo trimestre del 2026 mostra inoltre una forte ripresa nel settore degli impianti di media scala (1–10 MW) (+42% su base annua). Nel 2026, i grandi impianti italiani saranno sostenuti da autorizzazioni già elaborate, procedure di appalto italiane e strutture PPA.
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Le regioni del Sud Italia — in particolare la Sicilia (+81% di nuova capacità, 4,17 GW in fase di sviluppo), la Puglia (16,78 GW approvati) e la Basilicata — offrono la combinazione ottimale tra rendimento solare (1.450–1.530 kWh/kWp), maturità dei progetti in cantiere e costi di affitto e di terreno più contenuti. Il Nord Italia è molto più restrittivo dal punto di vista normativo.
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Il consenso del settore indica tassi di rendimento interno (IRR) non leveraged compresi tra il 6% e il 9% per progetti su scala industriale ben strutturati; con un finanziamento esterno del 70% e un DSCR di 1,3, sono possibili tassi compresi tra il 10% e il 13%. I fattori trainanti sono un LCOE compreso tra 40 e 55 €/MWh nel Sud Italia, un elevato numero di ore a pieno carico e una base di ricavi stabile derivante dalle procedure di aggiudicazione italiane e dai PPA a lungo termine (Pexapark, Lighthief).
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A partire dal 2026, gli impianti fotovoltaici autonomi non saranno più ammissibili al Superbonus (dal 110% allo 0% in cinque anni). Effetto diretto: il mercato residenziale si contrae. Per gli investitori diretti in grandi impianti ciò è irrilevante — il settore utility-scale non dipende dal Superbonus, ma dai contratti di differenziale (CfD) italiani, dai PPA e dai ricavi del mercato spot. Indirettamente, però, si creano distorsioni nel mercato italiano delle installazioni.
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Il Decreto Bollette (ora Legge 49/2026), entrato in vigore nell’aprile 2026, prevede tre interventi: lo Spalma-incentivi 2.0 obbliga gli impianti esistenti del Conto Energia a scegliere la forma di incentivazione entro il 31 maggio 2026 (riduzione tariffaria o uscita in cambio del 90% del VAN dei flussi residui, max. 10 GW), la riforma della Saturazione Virtuale ripulisce la pipeline di allacciamenti tramite la decadenza automatica delle soluzioni STMG non convalidate, mentre una premialità PPA-Bacheca del 15% sullo spread sostiene i contratti di acquisto di energia a lungo termine.
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Al 31 marzo 2026, Terna ha registrato 144 GW di richieste di allacciamento, 46,49 GW di progetti approvati e 9,34 GW di progetti pronti per la realizzazione. Il tasso effettivo di conversione da "approvato" a "messa in servizio" è inferiore al 30%, il che rende la maturità della pipeline e l'assicurazione tempestiva dei progetti fattori determinanti per la creazione di valore.
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Simili dal punto di vista strutturale: entrambi i paesi registrano un calo nel settore residenziale e una crescita in quello dei servizi pubblici. La differenza economica risiede nel prezzo all’ingrosso effettivo per MWh prodotto, che varia notevolmente tra i mercati europei. Trattiamo questo confronto in modo approfondito nella nostra analisi Schisma sul mercato solare europeo.
Fonti
Italia Solare — Fotovoltaico 2025: primo calo dal 2020 (07/02/2026)
QualEnergia — Il fotovoltaico italiano installato alla fine del 2025: 43,5 GW
Solare B2B — Fotovoltaico Italia: nel primo trimestre del 2026 sono stati allacciati 1.439 MW (14/04/2026)
PV Tech — L'Italia ha installato 1,4 GW di impianti fotovoltaici nel primo trimestre del 2026 (17/04/2026)
pv magazine — Le richieste di allacciamento alla rete fotovoltaica in Italia raggiungono i 144 GW (16/04/2026)
Agenzia delle Entrate — Pagina dedicata al Superbonus 110%
ENEA — Dati Superbonus, situazione a febbraio 2026 (onere complessivo: 131 miliardi di euro)
Pexapark: aggiornamento sul mercato dei PPA per il primo trimestre 2026 — Livello dei prezzi dei PPA in Italia nel 2026
Lighthief 2026 / Indicatori di settore IRR per impianti su larga scala in Italia
IRENA — Costi di produzione dell'energia rinnovabile (parametri di riferimento LCOE)
Logic Energy / mediplan Helm e. K. — preventivi interni dei progetti 2026
pv magazine Italia — Pipeline Terna al 31/03/2026: 144 GW di fotovoltaico, 9,34 GW pronti per la costruzione (15/04/2026)
Solare B2B — Dati dettagliati per segmento, primo trimestre 2026 (14/04/2026)
Legge n. 49/2026 del 10 aprile 2026 (Gazzetta Ufficiale n. 90/2026) — Conversione del decreto legge Bollette 21/2026
Federazione ANIE — Osservatorio FER 2025: –8,2 % di crescita complessiva (19/03/2026)
SolarPower Europe — Prospettive di mercato dell'UE 2025–2030 (11 dicembre 2025)
