Il criterio per gli investimenti non è l’efficienza ma il sussidio, con il rischio di arbitraggi sui fondi europei

Il 31 agosto 2026 il TTF front month sopra i 70 €/MWh ha riaperto una ferita che l’Europa credeva chiusa. Il giorno dopo, il mercato elettrico italiano a 194,14 €/MWh è salito di un altro 15% settimanale, unico in controtendenza nel continente, prova di una dipendenza dal gas più marcata. Ad agosto il prezzo medio dell’elettricità a 180 €/MWh era già da record. Nel frattempo, la Svezia chiude la fabbrica solare di Flen e l’Italia apre quella di Bari con 22 milioni di Invitalia.

Il criterio non è l’efficienza: è il sussidio.

Una fabbrica in stand-by e un assegno già incassato

Midsummer ha messo in pausa i piani per lo stabilimento di Flen, in Svezia. Motivo: troppo capital-intensive. L’azienda conferma però gli investimenti in Puglia, a Modugno, dove ha ottenuto 22 milioni di contributi Invitalia per quella che ha definito la più grande fabbrica europea di celle solari a film sottile CIGS. Jarno Montella, AD per l’Italia, lo spiega in un’intervista a pv magazine:

A Bari procede tutto secondo programma, ci concentriamo su ottimizzazione dei prodotti – in ottica R&D – per rendere i nostri moduli sempre più efficienti.

Poi però chiarisce che le decisioni strategiche restano alla capogruppo svedese. E la capogruppo ha spiegato di vedere opportunità meno capital-intensive fuori dalla Svezia.

La sequenza è chiara: si mette in pausa il progetto svedese perché richiede troppo capitale, ma si porta avanti quello italiano perché ha già ricevuto sussidio pubblico. Non è una strategia industriale, è un arbitraggio sui fondi. Il rischio è che l’Europa finanzi la migrazione dei sussidi, non la sovranità della filiera.

L’India assembla moduli, non fa wafer né celle

L’India è il caso più istruttivo. Le sue fabbriche di moduli viaggiano a un utilizzo del 35-40%. C’è in pipeline 135 GW di capacità aggiuntiva di moduli. Ma a giugno 2026 la capacità nominale dei moduli è quasi e. La filiera upstream, celle, wafer e polisilicio, mostra una dipendenza da input importati, soprattutto cinesi. Anche nello scenario più prudente, la capacità moduli indiana sarà oltre cinque volte la domanda annuale al 2030. Assemblare pannelli è facile. Fare celle e wafer no. E chi li produce resta a Pechino.

Il gas torna a 70 €/MWh: chi paga?

Mentre le cattedrali industriali del solare europeo si spostano in base ai sussidi, il gas non aspetta. Il rialzo del 6,9% su luglio nella bolletta dei vulnerabili ad agosto ricorda che la transizione ha un costo immediato. SolarPower Europe celebra il risparmio di 30 miliardi di euro generato dal solare dall’inizio del conflitto in Iran. Vero, ma il risparmio è sul costo marginale, non sulla bilancia commerciale dei componenti. Si risparmia perché il sole è gratis, ma si è ancora esposti al prezzo del metano e alla catena di fornitura cinese.

Ora la domanda è: chi controllerà la filiera solare europea tra tre anni? Se la risposta è chi assembla moduli con wafer cinesi e celle cinesi, i 22 milioni di Invitalia a Midsummer somiglieranno più a un sussidio di delocalizzazione che a una politica industriale. Il consumatore, intanto, paga due volte: la bolletta del gas e la fabbrica che nasce solo se c’è un assegno pubblico. Cosa succederà quando anche Bari diventerà troppo capital-intensive?