Il confronto con la Francia mostra un divario netto nei prezzi catturati del solare
A maggio 2026, in Sardegna, l’elettricità prodotta dal fotovoltaico è stata venduta in media a 64,8 €/MWh — il 58% del prezzo zonale baseload di 110,78 €/MWh. In Sicilia il rapporto è salito al 59%, con 66,3 €/MWh su un baseload di 111,63 €/MWh, mentre nelle zone Sud e Calabria ha toccato il 60% (66,9 €/MWh). Lo dicono i dati di Italia Solare analizzati da Qualenergia, e il confronto con quanto accadeva appena un mese prima in Francia — dove i fattori di cattura solare franavano al 10% del prezzo di base, con un crollo del 75% su base annua — rende questi numeri meno ovvi di quanto sembrino.
Il dato che sfida la cannibalizzazione
Il «prezzo di cattura» — o capture price — è il valore medio a cui un impianto vende la propria elettricità sul mercato all’ingrosso. Il rapporto tra questo prezzo e il baseload, cioè il prezzo medio orario su tutte le ore della giornata, è il fattore di cattura: un valore pari a 1 significa che l’impianto incassa esattamente quanto il mercato paga in media; più scende sotto 1, più la tecnologia soffre l’effetto cannibalizzazione, ovvero il crollo delle quotazioni proprio nelle ore in cui produce di più, quando l’eccesso di offerta schiaccia i prezzi.
In Italia, a maggio, il fotovoltaico ha mostrato una tenuta tutt’altro che scontata. Stando ai dati pubblicati da Italia Solare, in Sardegna il prezzo catturato solare si è attestato a 64,8 €/MWh contro un baseload di 110,78 €/MWh — fattore di cattura 0,58. In Sicilia, 66,3 €/MWh su 111,63 €/MWh, per un fattore di 0,59. Nel Sud e in Calabria, 66,9 €/MWh con un rapporto del 60%. Sono valori che, in un contesto di forte penetrazione delle rinnovabili intermittenti, indicano che il mercato del Mezzogiorno sta ancora riconoscendo un premio a chi produce nelle ore centrali della giornata. La domanda, a questo punto, è se si tratti di un vantaggio strutturale o di una parentesi destinata a chiudersi con l’aumento della capacità installata.
Il crollo francese e la mossa tedesca
Basta attraversare le Alpi per trovare uno scenario radicalmente diverso. Ad aprile 2026 — appena un mese prima dei dati italiani — i fattori di cattura solare in Francia sono scesi a circa 0,10, secondo l’analisi pubblicata da Pexapark. Tradotto: un impianto francese incassava appena il 10% del prezzo baseload, con un calo del 75% rispetto all’aprile 2025, quando il fattore di cattura si aggirava intorno a 0,42. In Germania, nello stesso mese, il capture factor si è fermato a circa 0,26: meno drammatico della Francia, ma comunque lontanissimo dai valori registrati nelle isole italiane a maggio.
La meccanica è nota: nelle ore centrali della giornata, la produzione solare francese ha saturato la domanda, innescando ondate di prezzi negativi. Il paradosso è che più fotovoltaico si installa, meno lo si valorizza — a meno che il sistema non abbia sufficiente capacità di assorbimento, accumulo o interconnessione per esportare l’eccesso verso mercati adiacenti. In Francia, ad aprile, quella capacità è mancata.
La Germania ha reagito con anticipo. Già nel febbraio 2025 il Parlamento tedesco ha approvato lo schema Solarspitzen («picco solare»), che sospende la remunerazione dei nuovi impianti fotovoltaici durante le ore di prezzo negativo. Come ha dettagliato PV Magazine, le disposizioni si applicano a tutti gli impianti sopra i 2 kW — una soglia così bassa da includere la quasi totalità del nuovo installato residenziale e commerciale. È una misura drastica, pensata per disincentivare l’immissione incontrollata in rete e spingere gli operatori verso l’autoconsumo e l’accumulo. Ma segnala anche un problema strutturale: quando la capacità fotovoltaica cresce senza flessibilità dal lato della domanda, il mercato all’ingrosso smette di remunerarla.
Cosa cambia per chi installa
La lezione per l’Italia è duplice. Da un lato, i dati di maggio confermano che la localizzazione geografica conta ancora: un impianto in Sicilia o in Sardegna, a parità di irraggiamento, vende in un mercato zonale che finora ha retto meglio la pressione dell’offerta solare rispetto a quello francese o tedesco. I 64-67 €/MWh incassati al Sud sono lontani dal disastro dei 10-26 €/MWh impliciti nei capture factor d’Oltralpe. Dall’altro, la traiettoria è segnata: con la capacità fotovoltaica in crescita anche nel Mezzogiorno, e con i progetti di accumulo e di elettrificazione dei consumi che procedono a velocità diseguali, il fattore di cattura è destinato a scendere. Chi progetta oggi un nuovo impianto senza storage incorporato sta scommettendo su un mercato che, tra due o tre anni, potrebbe assomigliare molto più a quello francese di aprile che a quello sardo di maggio.
Nel fotovoltaico, la geografia resta un fattore competitivo decisivo. Mentre l’Europa continentale sperimenta rimedi drastici come il Solarspitzen tedesco, il Sud Italia mostra che un mercato zonale ben dimensionato — con una domanda ancora capace di assorbire la produzione nelle ore di sole e una rete di interconnessioni che smorza i picchi — può ancora offrire valore a chi investe. A patto di integrare accumulo e gestire con attenzione i profili di immissione: perché il crollo francese di aprile non è un’anomalia, ma lo specchio di ciò che accade quando il solare corre più veloce della flessibilità del sistema.
