Il surplus dei produttori cinesi e l’aumento delle ore a prezzo negativo in Europa cambiano le regole del gioco
Dieci miliardi di yuan di perdite aggregate, solo nella prima metà del 2026, per i venticinque colossi cinesi del fotovoltaico che hanno già comunicato le stime. È il deficit a nove zeri di cui parla la fotografia semestrale dei big del fotovoltaico cinese, un numero che racconta molto più di una crisi di settore: mostra che l’energia verde, quando diventa una commodity spinta dalla sovraccapacità, finisce per mangiare se stessa. E mentre i produttori bruciano cassa, i rendimenti attesi da chi installa iniziano a scricchiolare sotto voci di spesa di cui nessuno parla abbastanza.
Il surplus che distrugge valore
Sul fronte industriale il quadro è un bollettino di guerra.
JA Solar stima per il semestre una perdita netta di pertinenza degli azionisti di controllo fra 2,4 e 2,9 miliardi di yuan, il rosso atteso da JA Solar che da solo basterebbe a far rumore. Ma accanto c’è LONGi Green, che alza il tiro con un rosso ricorrente fra 3,7 e 4,2 miliardi, le perdite nette ricorrenti di LONGi Green che pesano come un macigno sulla narrativa del fotovoltaico inarrestabile. TCL Zhonghuan non è da meno e stima una perdita fra 3 e 3,3 miliardi, il buco nei conti di TCL Zhonghuan che conferma la profondità della crisi. I player più piccoli soffrono in proporzione: Drinda New Energy Technology parla di 180-270 milioni di perdita netta, la previsione di Drinda New Energy che segnala come il problema non risparmi neppure le realtà meno esposte; Flat Group aggiunge altri 300-400 milioni, che completa il mosaico di un comparto in caduta libera.
Per chi compra i moduli, il crollo dei prezzi sembrerebbe una buona notizia. Ma la convenienza del pannello è solo la prima riga di un foglio Excel più lungo, e spesso nascosto. A raccontare la seconda riga ci pensano i contratti di lungo termine in Europa: nel secondo trimestre 2026 il prezzo P25 per i PPA solari è salito del 2,8%, l’incremento del prezzo P25 per i PPA solari che riflette un mercato dove l’energia solare, quando prodotta tutti insieme, vale sempre meno. Nella prima metà del 2026 Francia, Germania, Spagna e Polonia hanno già registrato più ore di prezzi negativi che in tutto il 2025, le ore di pricing negativo nei quattro paesi europei che azzerano i ricavi proprio nelle fasce di massima produzione. Tradotto: il momento in cui l’impianto produce di più rischia di diventare quello in cui guadagna di meno, o perde soldi. La convenienza del singolo modulo diventa un dettaglio se il sistema economico intorno inizia a cedere.
La grandine che rompe il vetro e le certezze
Poi ci sono i costi che non figurano nei business plan e che stanno cambiando la geografia del rischio. In Italia, a luglio 2026, una violenta grandinata si è abbattuta sulle Marche danneggiando diversi impianti fotovoltaici, la grandinata che ha colpito gli impianti fotovoltaici nelle Marche in un evento che non è più un’eccezione statistica. Michele Mencarelli, rappresentante regionale di Italia Solare, racconta che in quindici anni di gestione i danni da grandine erano rarità, ma che negli ultimi due-tre anni la frequenza è cambiata, l’osservazione di Michele Mencarelli sull’aumento dei sinistri. Nel suo portafoglio, circa 200 impianti, solo uno è stato colpito, con danni stimati fra 80mila e 90mila euro, l’impianto danneggiato vicino a San Benedetto del Tronto: un singolo episodio che però accende una luce su una fragilità di sistema.
Quel sistema, fortunatamente per il proprietario, era coperto da una polizza all-risk, obbligo derivante dal vecchio Conto Energia che lo aveva sostenuto in fase di sviluppo,. Un paracadute che la nuova ondata di impianti, nati fuori da schemi incentivanti così strutturati, spesso non ha. Lo stesso Mencarelli segnala che molte polizze tradizionali escludono il fotovoltaico e rimandano a coperture dedicate, l’esclusione del fotovoltaico dalle polizze assicurative ordinarie: un costo aggiuntivo che, in un quadro di prezzi dell’energia ballerini, inizia a pesare. Uno studio recente conferma che i moduli subiscono danni sistematici con grandine da 60 millimetri di diametro in su, la soglia di danno da grandine sui moduli fotovoltaici che costringe a ripensare i modelli attuariali di chi investe nel fotovoltaico a terra e sui tetti.
Target dichiarati, realtà che scricchiola
Il risultato è un cortocircuito. L’industria a monte produce in perdita pur di mantenere volumi e quote, comprimendo i prezzi all’ingrosso e alimentando l’illusione che il solare costi sempre meno. A valle, chi ha scommesso su quei prezzi bassi si ritrova con PPA che salgono, ore di ricavo zero in aumento e premi assicurativi che diventano una voce fissa del conto economico. La decisione di inseguire la parità di rete a colpi di gigawatt ha prodotto commodity a buon mercato, ma il conto dei rischi accessori — industriali e atmosferici — viene presentato dopo.
Ora che i colossi cinesi drenano miliardi e le grandinate non si possono più derubricare a fatalità, chi ha puntato sui rendimenti del fotovoltaico deve chiedersi se il prezzo del pannello è ancora l’indicatore giusto per valutare un investimento. E chi scrive le regole — a Bruxelles come a Roma — deve decidere se continuare a contare i megawatt installati o iniziare a pesare anche i costi nascosti della transizione.
