Il solare europeo produce di più ma vale sempre meno

Il calo dei prezzi catturati ha già eroso un terzo del valore di mercato del fotovoltaico europeo dal 2019

Lo scorso aprile, in Germania, i tassi di cattura del fotovoltaico sono migliorati su base annua di oltre dieci punti percentuali, raggiungendo un valore medio trimestrale del 43,6% secondo le rilevazioni di Modo Energy. Nello stesso mese, il fattore di cattura è crollato di un terzo rispetto all’anno precedente, scivolando da circa 0,40 a 0,26. Il dato, pubblicato da Pexapark, fotografa un movimento che sembra contraddittorio ma che in realtà è la cifra perfetta di ciò che sta accadendo sui mercati elettrici del continente: il solare produce sempre di più, ma il prezzo che riesce a spuntare per ogni megawattora immesso in rete si sta sgretolando. Ed è proprio da questo paradosso che bisogna partire per capire perché l’apparente recupero del secondo trimestre 2026, che ha coinvolto anche Spagna, Italia e Gran Bretagna, sia in realtà un’illusione ottica.

Il miraggio dei tassi di cattura

Il tasso di cattura è un indicatore semplice: misura il prezzo medio che una fonte energetica ottiene sul mercato all’ingrosso rispetto al prezzo medio complessivo dell’elettricità in un dato periodo. Se il tasso è del 43,6%, come in Germania tra aprile e giugno, significa che ogni megawattora solare è stato pagato il 43,6% del prezzo medio di mercato. Dodici mesi prima era al 33,4%. Sembrerebbe una notizia positiva, e per certi versi lo è, perché un tasso di cattura più alto indica che l’energia solare è stata venduta a prezzi meno disastrosi. Ma è qui che entra in scena il fattore di cattura, il gemello dimenticato di ogni analisi che si rispetti.

Il fattore di cattura non guarda il prezzo medio: guarda il prezzo realizzato rispetto a un prezzo base teorico che sarebbe disponibile se l’energia fosse distribuita uniformemente su tutte le ore. In Germania, nell’aprile 2026, quel fattore è sceso a circa 0,26 rispetto allo 0,40 dell’aprile 2025, una perdita secca di un terzo. Tradotto: il miglioramento del tasso di cattura non è stato abbastanza forte da compensare il crollo del valore intrinseco della produzione solare nelle ore di massima generazione. Anzi, lo ha solo mascherato. Il motivo è noto: ad aprile le ore a prezzo negativo in Germania sono passate da 75 a 123, con un incremento del 65%. Avere un tasso di cattura in recupero mentre un terzo del valore potenziale evapora in pieno giorno non è un segnale di salute: è il sintomo di un mercato che sta imparando a convivere con una sovrabbondanza cronica di elettricità nelle ore sbagliate.

E non è solo la Germania a vivere questa contraddizione. In Spagna, in Italia e in Gran Bretagna i tassi di cattura sono migliorati su base annua nel secondo trimestre, ma la dinamica di fondo resta la stessa: l’offerta di energia solare si concentra in finestre temporali sempre più strette, schiacciando i prezzi all’ingrosso proprio quando gli impianti producono di più. Modo Energy lo dice senza giri di parole: prezzi negativi ed effetto cannibalizzazione sono ormai strutturali. Non si tratta di un incidente di percorso, ma della nuova normalità per chiunque investa in fotovoltaico senza soluzioni di flessibilità.

L’erosione silenziosa del valore

E in effetti, il paradosso tedesco è solo la punta dell’iceberg. Basta allargare lo sguardo di qualche anno per accorgersi che il solare europeo sta perdendo valore a una velocità che i dati trimestrali, presi singolarmente, non riescono a raccontare. Secondo un’analisi dell’agenzia di credito all’esportazione danese EIFO, i tassi di cattura medi del solare in Europa sono scesi dal 98% del 2019 al 68% del 2025. Un’erosione di trenta punti percentuali in sei anni, che ha già mangiato un terzo del valore di mercato dell’energia fotovoltaica. E le proiezioni non lasciano spazio all’ottimismo. S&P Global stima che, senza stoccaggio, i tassi di cattura potrebbero scendere fino al 20% in Spagna e al 30% in Germania entro il 2035. Numeri che renderebbero insostenibile la remunerazione di qualsiasi impianto utility-scale non abbinato a batterie.

Già nel 2024, del resto, si erano visti segnali inequivocabili. In quell’anno, l’indebolimento dei prezzi di cattura per fotovoltaico ed eolico ha ridotto di oltre il 20% i valori di mercato dell’elettricità verde scambiata con contratti a lungo termine in Europa. Il colpo non è stato distribuito in modo uniforme: Spagna e Germania sono state le più colpite dalla svalutazione, mentre l’Italia è rimasta relativamente isolata grazie a un mix di generazione meno saturo e a una minore penetrazione del fotovoltaico nelle ore centrali. Ma la direzione di marcia, per chiunque abbia pannelli senza accumulo, è una sola.

E qui arriviamo ai numeri più recenti, quelli che danno sostanza alla sensazione che il rimbalzo del secondo trimestre 2026 sia più fragile di quanto appaia. In Germania, le ore a prezzo negativo sono certamente diminuite del 23% su base annua, scendendo da 389 a 298 sulla borsa EPEX, ma il volume di rinnovabili soggette a curtailment commerciale è aumentato del 20%, raggiungendo 1.463 GWh secondo le stime di Montel. In altre parole: si sono ridotte le ore in cui il prezzo scende sotto lo zero perché gli operatori hanno imparato a spegnere gli impianti in anticipo, non perché il mercato abbia assorbito meglio la produzione. Il curtailment, cioè lo spegnimento forzato per evitare prezzi negativi, è diventato la valvola di sfogo di un sistema che non sa più cosa farsene dell’energia solare quando batte il sole. E ogni megawattora tagliato è megawattora che non viene pagato.

Davanti a questi numeri, chi può ancora permettersi di investire senza batteria? La risposta, al momento, è: quasi nessuno che faccia i conti con serietà. Perché quando il tasso di cattura risale ma il fattore di cattura sprofonda, ciò che si sta verificando non è una guarigione, ma uno spostamento della perdita dai fogli Excel meno attenti a quelli più aggiornati.

Gran Bretagna: l’eccezione che conferma la regola

Eppure, non tutti i mercati sono uguali. Già nel secondo trimestre 2025, la Gran Bretagna ha registrato un tasso di cattura solare dell’84,9% del prezzo base, un valore che sembra appartenere a un’altra epoca rispetto ai numeri continentali. Merito di una combinazione di fattori che vanno dalla minore penetrazione del fotovoltaico nel mix alla struttura del mercato britannico, dove i meccanismi di pricing e la presenza di interconnessioni limitate hanno finora contenuto l’effetto cannibalizzazione. Ma l’eccezione britannica è replicabile? O è solo questione di tempo prima che anche lì, con l’aumento della capacità installata e il protrarsi delle dinamiche di oversupply diurno, la forbice tra tasso e fattore di cattura cominci ad allargarsi? La traiettoria europea suggerisce che senza stoccaggio la pressione ribassista sui prezzi catturati è solo questione di quando, non di se.

Il secondo trimestre 2026 è stato un avvertimento. I tassi di cattura hanno dato l’illusione di un rimbalzo, ma sotto la superficie il valore dell’energia fotovoltaica continua a spostarsi dalle ore di sole alle ore di buio. Chi non si attrezza con batterie, contratti di vendita sufficientemente robusti o modelli di business che integrino la flessibilità, rischia di restare esattamente lì dove i prezzi negativi e il curtailment stanno già spingendo il settore: al buio.