In Sicilia e Sardegna 215 ore sotto i 20 €/MWh, con spread zonali negativi fino a -8,57 €/MWh
Dieci luglio 2026, l’Italia tocca il suo massimo storico di produzione fotovoltaica: 167 GWh in un giorno solo. Mentre qualcuno alza il calice, in Sicilia e in Sardegna i contatori segnano un’altra cifra — 215 ore sotto la soglia dei 20 €/MWh nel secondo trimestre, spread zonali che a maggio sprofondano a −8,57 €/MWh in Sardegna e −7,72 in Sicilia rispetto al PUN.
È il fotovoltaico che si mangia la coda. E più produce, meno incassa.
La festa e la sbornia
L’Europa ha di che brindare. Nel secondo trimestre 2026 le reti del continente hanno immesso 129 TWh di elettricità solare, un record. E il risparmio sulle importazioni di gas è tangibile: 20 miliardi di euro tra marzo e metà luglio, precisamente 146 milioni al giorno, stando al calcolo contenuto in un’analisi sui costi del gas evitati dalla flotta solare Ue.
Eppure proprio mentre si stappano bottiglie, il Portogallo archivia 462 ore con prezzi negativi nei primi sei mesi del 2026. Lo scollamento tra volume di energia prodotta e valore economico di quell’energia è ormai strutturale. Il Solar Captured-Price — il prezzo effettivamente incassato da un impianto fotovoltaico — è il termometro di questa febbre. A maggio in Sardegna è stato di 64,8 €/MWh, pari al 58% del prezzo medio base-load, secondo il rapporto Q2 di Italia Solare.
Il cortocircuito dello spread
Il meccanismo è noto a chi opera sulle zone di mercato, ma la politica energetica continua a celebrarlo come un trionfo. Quando il sole picchia, le regioni del Sud immettono potenza in eccesso, le linee verso Nord sono sature e il prezzo zonale crolla. Il PUN Index — l’indice medio nazionale — è sceso da 143 €/MWh a marzo a 119 €/MWh già ad aprile-maggio, spinto dalla crescita della produzione rinnovabile e dal calo della domanda. Il dato emerge da un’analisi trimestrale sui prezzi del solare firmata Italia Solare.
Per chi sviluppa impianti, la prospettiva è letale: lo stesso studio prevede un possibile collasso del Solar Captured-Price già nel 2027. Se il prezzo di vendita medio si allinea alle ore centrali della giornata, i PPA firmati su previsioni ottimistiche rischiano di diventare carta straccia. Senza un intervento regolatorio che imponga una capacità di accumulo complementare, il paradosso è servito: l’Italia ha registrato il record storico di produzione fotovoltaica il 10 luglio 2026, e proprio quel giorno il valore dell’energia solare è stato demolito.
Batterie o resa
Silvia Barenghi, co-coordinatrice del Gruppo di lavoro Mercati di Italia Solare, mette il dito sulla piaga: i problemi di spread zonale e di captured price rendono «centrale il ruolo dell’accumulo e della gestione congiunta di batterie e fotovoltaico». La dichiarazione arriva dalla stessa analisi trimestrale di Italia Solare.
Ma il salto dal “ruolo centrale” al dispiegamento reale è accidentato. Una strategia bancabile per lo storage, cioè un modello di business che convinca gli investitori e resista alle oscillazioni del mercato, è ancora un cantiere aperto in Europa, come spiega un’analisi sui percorsi di mercato per le batterie. Senza una curva dei ricavi prevedibile, gli sviluppatori restano in attesa. E nel frattempo il fotovoltaico continua a erodere la propria redditività.
Resta una domanda che nessuna celebrazione può oscurare: chi pagherà lo storage necessario a stabilizzare il valore del solare, e con quali margini, se il mercato segnala già oggi che l’eccesso di offerta distrugge il prezzo?
