L’eccesso di offerta solare e moduli a costo stracciato spingono i prezzi dei PPA al ribasso
Un calo del 4,8 per cento in tre mesi, dopo due anni di rialzi, non è una correzione: è un cambio di segnale. Il prezzo medio dei contratti solari nordamericani — i cosiddetti PPA — è sceso a 61,40 dollari al MWh nel secondo trimestre 2026, secondo l’indice continentale LevelTen. È la prima flessione dal 2024, e la più brusca da quando la serie esiste.
Lo stesso trimestre in cui la California ha polverizzato tre volte il proprio record di generazione solare — toccando 23 GW il 10 luglio, abbastanza da coprire il 72 per cento della domanda pomeridiana — il valore dell’energia a termine è affondato. E non per caso. Il giorno prima, il 9 luglio, il record di batterie CAISO aveva erogato 12,99 GW, il 36 per cento del fabbisogno regionale. Numeri che raccontano un mercato saturo di offerta, anche nelle ore senza sole.
Nel primo trimestre 2026, la nuova capacità elettrica USA da solare e storage ha rappresentato il 91 per cento di tutta la potenza aggiunta. Mai così alta. Eppure è proprio questa abbondanza di nuova capacità, unita a un fattore esterno, a spiegare perché i PPA — il prezzo a cui si compra energia futura — invece di salire siano scivolati giù.
Perché il prezzo si sgonfia proprio ora
Il fattore esterno ha un nome preciso: moduli cinesi a costo stracciato.
Un eccesso di offerta globale che ha reso l’installazione di nuova capacità più economica che mai, e la California — con il suo mix di incentivi, sole e domanda estiva — è stata la prima a tradurre quel costo in volumi. Il sistema CAISO assorbe la quota maggiore di nuovi impianti, e quando l’offerta di energia a pronti cresce a doppia cifra, i contratti a lungo termine perdono valore. Senza i dati CAISO, spiega LevelTen, la flessione continentale si sarebbe fermata a un modesto 1,8 per cento: il calo dei PPA solari in CAISO ha fatto da detonatore.
Chi produce pannelli, intanto, accumula rosso
Tagliare il costo dei moduli significa azzerare i margini di chi li fabbrica. Nella prima metà del 2026, il deficit combinato dei colossi cinesi del fotovoltaico ha superato i 10 miliardi di RMB. Le stime di Tongwei indicano una perdita netta tra 4,8 e 5,4 miliardi di RMB. Le previsioni di LONGi Green parlano di 3,4-3,8 miliardi. Non sono margini ridotti: sono emorragie. Eppure la produzione non si ferma, perché frenare per primi significherebbe regalare quote di mercato ai concorrenti che restano in piedi. Il paradosso è che queste perdite alimentano proprio la deflazione dei PPA americani: più pannelli a basso costo, più impianti, più energia a pronti, meno valore dei contratti a termine.
Il prezzo che decide il 2027
La domanda ora è se la deflazione resterà confinata alla California o si allargherà ad altri hub statunitensi. I dati del secondo trimestre dicono che la trazione è già continentale: anche fuori dal CAISO, i prezzi dei PPA solari hanno mostrato cedimenti. E il prezzo spot dell’energia californiana, compresso da fotovoltaico e batterie, nelle ore diurne è ormai una frazione del PPA medio. I compratori — utility, grandi aziende — cominciano a chiedersi perché firmare contratti a 60 dollari se il mercato a pronti viaggia molto più in basso per metà delle ore utili. Questa domanda non resterà senza conseguenze nel 2027. Il differenziale da tenere d’occhio è quello tra i PPA firmati nel CAISO e l’indice continentale: se supera il 10 per cento, il contagio deflattivo sarà già in corso.
