La forbice tra prezzo franco fabbrica e costo sdoganato svela le nuove dinamiche del mercato europeo

A 0,112 dollari per watt, il prezzo franco fabbrica dei moduli TOPCon non è mai stato così basso. Lo rileva l’agenzia di pricing OPIS nella rilevazione del 28 luglio, fotografando un mercato in cui il costo di uscita dalle fabbriche cinesi continua a scendere. Ma per chi installa in Europa e paga la merce sdoganata consegnata sul piazzale – il cosiddetto DDP, Delivered Duty Paid – il conto è diverso: i moduli sopra i 600 Wp hanno chiuso il 7 luglio a 0,109 euro al watt, con un aumento dello 0,9% rispetto alla settimana precedente. Il segnale è chiaro: il fattore prezzo da solo non basta più a descrivere l’economia di un impianto.

Il paradosso del prezzo: crollo FOB, rincaro DDP

La forbice tra FOB e DDP racconta una storia tecnica che molti trascurano. Il prezzo FOB (Free On Board) misura quanto costa un modulo caricato su una nave in un porto cinese: è il termometro della sovracapacità produttiva e della guerra dei prezzi tra i grandi gruppi del silicio cristallino. Il DDP, invece, include noli marittimi, assicurazione, dazi doganali, costi logistici interni all’Unione e marginalità dei distributori. Che il FOB scenda e il DDP salga indica che la compressione dei costi industriali non si trasferisce più linearmente al cliente finale: la catena logistica e i colli di bottiglia portuali assorbono parte del margine, e il mercato europeo mostra dinamiche proprie.

Già alla fine del 2024 l’indice sun.store PV aveva registrato moduli in Europa a 0,085-0,095 euro al watt, un livello che molti ritenevano insostenibile. Oggi quei prezzi appaiono lontani, e non perché il prodotto sia peggiorato, ma perché il costo del contorno è aumentato. Nel frattempo, SolarPower Europe ha pubblicato un’analisi di metà anno che per il 2025 prevede 64,2 GW di nuova capacità solare installata nell’UE, in calo rispetto ai 65,1 GW del 2024: la prima crescita annuale negativa in quasi un decennio. Il prezzo basso dei moduli non ha innescato un boom di installazioni, e questo è un campanello che non si può ignorare.

Accumulo: la promessa dei 35 GW e la realtà della rete

Il paradosso del prezzo ci dice che il costo dei moduli non garantisce più rendimenti: l’elettricità solare vale solo se può essere spostata nel tempo. Lo sanno gli sviluppatori che in tutta Europa si scontrano con congestione di rete e prezzi negativi dell’elettricità che erodono i ricavi degli impianti stand-alone. All’Intersolar Europe di giugno, il tema dominante era proprio questo: senza batterie, i progetti fotovoltaici rischiano di diventare attività in perdita nelle ore centrali della giornata.

La risposta europea sta prendendo forma. Nei giorni scorsi la Commissione, gli Stati membri e l’industria hanno concordato di accelerare la diffusione di almeno 35 GW di stoccaggio energetico nei prossimi due anni. Non è un obiettivo simbolico: 35 GW di accumulo, se accoppiati a nuova capacità rinnovabile, possono spostare volumi enormi di elettricità dal mezzogiorno solare alla sera, riducendo i fenomeni di curtailment e offrendo servizi di bilanciamento alle reti nazionali. L’Italia, da parte sua, ha aggiornato e approvato il quadro FER X, introducendo contratti per differenza a lungo termine per dare maggiore certezza agli investimenti.

La logica tecnica è lineare: un impianto da 10 MWp senza batteria produce quando tutti producono, incassando prezzi di mercato compressi (quando non negativi). Con un sistema di accumulo lato DC o AC, l’elettricità può essere rilasciata tre, quattro ore dopo, quando la domanda sale e il prezzo torna positivo. Il differenziale di prezzo tra le ore di picco solare e le ore serali, moltiplicato per i cicli giornalieri della batteria, determina la redditività marginale dell’investimento. In molte zone del Nord Italia e del Sud della Germania, quel differenziale sta già giustificando tagli di batteria da 2 a 4 ore.

Resta aperta una domanda: 35 GW di accumulo in due anni sono un obiettivo ambizioso, ma le celle agli ioni di litio per uso stazionario stanno vivendo una rincorsa della domanda che preme sulle catene di fornitura. E se i moduli costano sempre meno, le batterie no: i costi delle celle LFP sono scesi ma meno rapidamente di quanto ci si aspettasse, perché la domanda di veicoli elettrici compete per gli stessi materiali. Chi progetta un impianto oggi deve fare i conti con un costo livellato dell’accumulo (LCOS) che non segue la stessa traiettoria di discesa del LCOE fotovoltaico.

La resa dei conti: standard cinesi e tagli al personale

L’accumulo richiede componenti affidabili e fornitori solidi, ma il panorama manifatturiero è in piena ristrutturazione. La pressione estrema sui prezzi dei moduli ha innescato una selezione tra i produttori: già nel 2024, i cinque maggiori gruppi solari cinesi – LONGi Green Energy, Tongwei, e altri big del settore – hanno tagliato la forza lavoro di oltre il 30%, secondo una ricerca del Center for Strategic and International Studies. Tagli di questa portata non riguardano solo gli addetti alle linee di assemblaggio: significano meno personale di controllo qualità, meno ingegneri di processo, meno risorse dedicate ai test di affidabilità a lungo termine.

Per chi installa in Europa, la conseguenza è concreta: la scelta del fornitore non può più basarsi sul solo prezzo al watt. Un modulo acquistato a 0,10 euro può rivelarsi più costoso di uno a 0,12 se il produttore non esiste più tra tre anni e la garanzia di 25 anni diventa carta straccia. Per questo la Cina ha introdotto standard obbligatori di qualità ed efficienza energetica per polisilicio, wafer, celle, moduli e inverter: una mossa che alza l’asticella tecnica e costringe i produttori marginali a uscire dal mercato o a investire in conformità. È una certificazione che riguarda la filiera a monte del modulo, dove difetti nel silicio o nelle celle si traducono in degrado accelerato sul tetto dell’impianto.

L’era del fotovoltaico “solo pannelli” è finita. La vera partita – per gli sviluppatori, per gli installatori, per chi finanzia i progetti – si gioca sull’integrazione tra storage dimensionato correttamente, hardware certificato da standard obbligatori, e un quadro normativo che garantisca certezza sui ricavi oltre i prossimi due anni. Il watt continua a scendere di prezzo, ma il valore di un chilowattora solare dipende da quanto si è disposti a investire in tutto ciò che sta intorno al modulo.