Indice
Introduzione
Cambiamento 1: rallentamento delle installazioni, il mercato entra in una fase di assestamento
Cambiamento 2: calo dei prezzi dell’elettricità e prezzi negativi, maggiore difficoltà nella previsione dei ricavi
Cambiamento 3: crescente frammentazione nell’attuazione delle politiche, differenziazione del ritmo dei progetti
Cambiamento 4: aumenta l’importanza della valutazione del rischio di progetto
Conclusione
Introduzione
Intorno al 2026, il contesto di deployment dei progetti fotovoltaici in Europa sta attraversando una serie di cambiamenti chiave. Questi cambiamenti non si concentrano principalmente sulla tecnologia o sulla volontà di installazione, ma derivano soprattutto dall’evoluzione del ritmo di attuazione delle politiche, dalle condizioni del mercato elettrico e dall’adeguamento delle regole di realizzazione dei progetti.
- Dal punto di vista delle politiche, gli obiettivi di capacità installata restano invariati, ma le condizioni di connessione alla rete, i tempi di autorizzazione e le regole di mercato si stanno irrigidendo, rendendo meno prevedibile il periodo che va dalla pianificazione alla connessione effettiva alla rete.
- Dal punto di vista delle imprese, il calo dei prezzi dell’energia e l’aumento della volatilità fanno sì che le stime dei ricavi basate in passato sul prezzo medio annuo o su ipotesi statiche non riflettano più i risultati reali di liquidazione.
In questo contesto, le differenze tra i progetti di fotovoltaico per le aziende dipendono sempre meno dal costo dei moduli e sempre più dal momento di deployment e dalla capacità di gestire l’incertezza. Questo articolo analizza i principali cambiamenti che nel 2026 influenzano la fattibilità dei progetti e la struttura dei ricavi nel fotovoltaico europeo.
Cambiamento 1: rallentamento delle installazioni, il mercato entra in una fase di assestamento
Nel 2025, le nuove installazioni fotovoltaiche in Europa registrano per la prima volta una flessione su base annua.
Secondo le previsioni di SolarPower Europe, le nuove installazioni fotovoltaiche nell’UE nel 2025 si attestano a circa 64–65 GW, in lieve calo rispetto al 2024. Si tratta del primo arretramento annuale delle nuove installazioni nell’ultimo decennio. A titolo di confronto, nel 2022 e 2023 il tasso di crescita annuo delle nuove installazioni ha superato il 40%, mentre nel 2024 è già sceso a una cifra singola. Il volume installato rimane elevato, ma la dinamica di crescita è cambiata.
Per i progetti, questo cambiamento non indica direttamente una riduzione della domanda, bensì una diminuzione della certezza nel percorso che va dalla pianificazione alla connessione alla rete. In diversi Stati membri, i nuovi progetti di fotovoltaico aziendale sono sempre più vincolati alle condizioni di allaccio, ai tempi autorizzativi e al ritmo dei finanziamenti; le statistiche sulle installazioni iniziano così a disallinearsi rispetto alle effettive date di connessione, e il completamento dei lavori non coincide più automaticamente con l’avvio dei ricavi.
Le cause principali di questa situazione si concentrano su alcuni fattori di esecuzione:
- la capacità della rete e le condizioni di accesso diventano più restrittive, rendendo difficile fissare in anticipo i tempi di connessione;
- i cicli di approvazione e autorizzazione si allungano, rendendo meno prevedibile il ritmo di avanzamento dei progetti;
- gli istituti finanziari adottano criteri più rigorosi nella valutazione delle tempistiche e dei percorsi di esecuzione.
La combinazione di questi fattori crea un divario evidente tra la “capacità installata pianificata” e i progetti effettivamente realizzabili nei tempi previsti.
Questo effetto emerge anche nelle previsioni di medio termine. Lo scenario intermedio di SolarPower Europe indica che, mantenendo le attuali condizioni di deployment, la capacità fotovoltaica cumulata dell’UE potrebbe raggiungere circa 718 GW entro il 2030, al di sotto dell’obiettivo fissato a 750 GW. Le nuove installazioni continueranno, ma la velocità di completamento dipenderà sempre più dall’eseguibilità dei progetti, piuttosto che dalla sola domanda di capacità.
Per le imprese, il rallentamento delle installazioni non rappresenta di per sé il problema principale; la vera incertezza riguarda il fattore tempo.
Il possibile slittamento della connessione alla rete e il momento di avvio dei flussi di cassa stanno diventando variabili chiave nel rendimento dei progetti, ed è in questo contesto che i cambiamenti dei prezzi dell’elettricità e delle politiche iniziano a incidere in modo più diretto sulle decisioni di fotovoltaico per le aziende.
Cambiamento 2: calo dei prezzi dell’elettricità e prezzi negativi, ROI più difficile da prevedere
Intorno al 2026, uno dei cambiamenti centrali per i progetti fotovoltaici in Europa è che i prezzi dell’elettricità non forniscono più un supporto stabile alle ipotesi di ricavo. In diversi mercati chiave, i prezzi all’ingrosso sono tornati ai livelli del 2018–2019, mentre fonti a basso costo marginale come il fotovoltaico e il nucleare continuano ad aumentare. Contestualmente al calo del livello medio dei prezzi, cresce la volatilità, si ampliano le differenze orarie e aumenta in modo significativo la frequenza di prezzi zero o negativi.
La valutazione dei ricavi di molti progetti di fotovoltaico aziendale si basa ancora su un modello semplificato:
ROI ≈ CAPEX + prezzo medio annuo dell’elettricità × ore annue di produzione
Durante la fase di prezzi elevati, questo modello risultava efficace perché il prezzo medio annuo rappresentava in modo abbastanza fedele il prezzo di liquidazione reale. Con il cambiamento della struttura dei prezzi, questa premessa sta però venendo meno. Con l’aumento continuo delle installazioni fotovoltaiche, i prezzi bassi e negativi compaiono più frequentemente nelle fasce orarie di maggiore produzione, e il prezzo di liquidazione effettivo associato all’energia prodotta inizia a discostarsi in modo sistematico dal prezzo medio annuo.
A parità di prezzo medio annuo, le performance di cassa dei progetti possono quindi divergere sensibilmente. Prendendo come esempio due progetti di impianto fotovoltaico per azienda con lo stesso CAPEX e lo stesso numero di ore annue di produzione:
- con un prezzo medio annuo nominale di 60 €/MWh, le differenze nella struttura temporale della produzione e nelle modalità di autoconsumo possono portare il prezzo di liquidazione reale a 45–50 €/MWh;
- se il progetto presenta una quota di autoconsumo più elevata o una parte dell’energia è coperta da contratti a prezzo fisso, il livello di liquidazione può rimanere più vicino al prezzo medio nominale.
Senza modificare il costo di installazione, l’IRR del progetto può quindi differire di 2–4 punti percentuali.
Di conseguenza, il nodo centrale del cambiamento non riguarda il CAPEX né le ore di produzione, ma l’ipotesi stessa che il “prezzo medio annuo” possa ancora rappresentare il prezzo di liquidazione reale. Quando questa variabile diventa instabile, le previsioni di ROI basate su valori medi perdono naturalmente significato, e i ricavi dei progetti dipendono sempre più dalle modalità e dalle regole di liquidazione, non solo dal livello dei prezzi dell’elettricità.
Cambiamento 3: crescente frammentazione nell’attuazione delle politiche, differenziazione del ritmo dei progetti
Intorno al 2026, la principale realtà per i progetti fotovoltaici in Europa è che i singoli Paesi stanno rimodellando direttamente il ritmo di avanzamento dei progetti e le modalità di realizzazione dei ricavi attraverso regole specifiche.
1. Modifica delle regole sui sussidi in presenza di prezzi negativi, impatto su ricavi e tempi di liquidazione
La Germania ha recentemente introdotto un’importante revisione del meccanismo di incentivazione del fotovoltaico in caso di prezzi negativi. In base al piano “Solarspitzen” approvato dal Bundestag, quando il prezzo di mercato dell’elettricità diventa negativo, i nuovi impianti fotovoltaici non ricevono più il tradizionale incentivo per l’energia immessa in rete. La misura si applica ai progetti entrati in esercizio dopo il 2025 e mira a ridurre la spesa per i sussidi nelle fasce a prezzo negativo e a contenere le situazioni di eccesso di sistema. Le nuove regole possono inoltre richiedere sistemi di misurazione intelligenti e prevedere limitazioni alla potenza immessa in rete dei nuovi impianti.
Ciò significa che, nel mercato tedesco, i ricavi dei progetti di fotovoltaico per le aziende non dipendono più solo dalla capacità installata e dalla produzione annua, ma richiedono una valutazione anticipata delle fasce orarie di generazione, delle modalità di consumo dell’energia e dell’eventuale integrazione di accumulo o di un maggiore autoconsumo. In caso contrario, il momento di avvio dei flussi di cassa e il livello complessivo di rendimento diventano più incerti.
2. Evoluzione dei permessi e dei processi amministrativi, velocità di approvazione non uniforme
La situazione in Italia è in parte diversa. La domanda di installazioni continua a crescere, ma l’avanzamento dei progetti è più spesso rallentato dai processi autorizzativi. In diverse regioni, i progetti devono ottenere conferme ripetute da più enti, con un conseguente allungamento dei tempi di approvazione e un ritardo significativo tra la firma del contratto e l’avvio dei lavori.
Questo fa sì che l’incertezza dei progetti di fotovoltaico aziendale in Italia si concentri soprattutto sulla dimensione temporale: anche quando la soluzione tecnica e le valutazioni dei costi sono solide, i progetti possono essere costretti a rivedere i piani di deployment a causa dei tempi autorizzativi. Progetti inizialmente previsti per una determinata finestra temporale vengono spesso rinviati all’anno successivo. Per le imprese, la pianificazione degli acquisti e dei lavori deve quindi prevedere margini di sicurezza più ampi per i possibili ritardi.
In Francia, Spagna e in alcuni Paesi dell’Europa centro-orientale, le criticità si concentrano maggiormente sul lato della connessione alla rete. A fronte di una crescita continua delle nuove installazioni, il ritmo di espansione delle reti risulta relativamente più lento. I nuovi progetti entrano più facilmente in coda o devono adeguare le soluzioni di allaccio; anche dopo il completamento dell’approvvigionamento dei moduli fotovoltaici e della preparazione dei lavori, la connessione alla rete può subire rinvii, allungando l’intero calendario del progetto.
Nonostante le differenze tra Paesi, l’esito è sostanzialmente lo stesso: i progetti sono più esposti a ritardi e il ritmo di costruzione tende a disallinearsi rispetto all’avvio dei ricavi. In questo contesto, il rischio di progetto si riflette direttamente anche nelle scelte dei pannelli fotovoltaici. Le imprese, nella fase di approvvigionamento, non si concentrano più esclusivamente sul costo per watt, ma attribuiscono maggiore importanza alla potenza per unità di superficie, alla stabilità di produzione e alla compatibilità con le condizioni di sistema, per garantire un deployment efficiente e controllabile entro finestre temporali sempre più limitate.
Cambiamento 4: aumenta l’importanza della valutazione del rischio di progetto
Dopo il 2026, la questione centrale per i progetti fotovoltaici non è più se convenga realizzarli, ma se esistano le condizioni per una realizzazione efficace nell’attuale quadro normativo e nei tempi disponibili. In questo contesto, la valutazione del rischio deve essere anticipata e tradotta in criteri decisionali concreti.
Primo, dare priorità alla certezza temporale del progetto rispetto al rendimento teorico.
In presenza di finestre di connessione incerte, tempi autorizzativi variabili e regole di liquidazione meno stabili, la chiarezza del percorso di allaccio e la controllabilità dell’iter autorizzativo risultano spesso più indicative di un IRR nominale.
Secondo, includere fin dalla fase di progettazione i rischi legati ai prezzi dell’energia e alla liquidazione.
L’aumento dei prezzi negativi e le modifiche ai meccanismi di compensazione rendono il “prezzo medio annuo” poco rappresentativo del ricavo reale; è quindi necessario considerare in anticipo la struttura temporale della produzione, l’autoconsumo o eventuali soluzioni di fissazione del prezzo.
Terzo, la scelta dei componenti e della configurazione di sistema deve supportare la certezza esecutiva.
Con finestre operative più ristrette, la selezione dei pannelli fotovoltaici non dovrebbe basarsi solo sul costo per watt, ma sulla potenza per unità di superficie, sulla stabilità di produzione e sulla compatibilità con il sistema.
Quarto, controllare il ritmo è più importante che ampliare la scala.
In questa fase, concentrarsi su progetti realmente realizzabili e pianificare in modo coerente approvvigionamenti e lavori consente di ridurre i rischi di esecuzione e di mantenere continuità nell’avanzamento.
Conclusione
Il mercato fotovoltaico europeo nel 2026 non entra in una fase di contrazione, ma in una fase in cui contano maggiormente la capacità di giudizio e la qualità dell’esecuzione. Per le imprese, anticipare la valutazione del rischio e progettare soluzioni basate sulla certezza operativa diventa un elemento chiave per affrontare i cambiamenti di mercato.
In questo scenario, è fondamentale individuare in anticipo i progetti con percorsi di connessione chiari e tempi di esecuzione controllabili, piuttosto che affidarsi esclusivamente a stime teoriche dei rendimenti. I progetti che riescono a completare il deployment entro finestre temporali limitate e ad avviare i flussi di cassa secondo il piano hanno maggiori probabilità di successo nel nuovo contesto di fotovoltaico per le aziende.
Maysun Solar opera da anni nel mercato europeo, fornendo a partner all’ingrosso e alla distribuzione una gamma diversificata di moduli con approvvigionamento stabile, che include le principali tecnologie TOPCon, HJT e IBC. In un contesto di finestre operative più ristrette, poniamo particolare attenzione alle prestazioni reali dei moduli in termini di potenza per unità di superficie, stabilità di produzione e adattamento ai sistemi, supportando i clienti in un deployment controllabile e orientato a ricavi stabili.
References
SolarPower Europe. EU Market Outlook for Solar Power 2024–2028. 2024.
https://www.solarpowereurope.org/insights/market-outlooks/
pv magazine Germany. Germany adopts “Solarspitzen” rules limiting feed-in support during negative prices. 2024.https://www.pv-magazine.com
pv magazine Italy. Iperammortamento 2026: continuità degli incentivi e orientamento alla transizione energetica. 2025.https://www.pv-magazine.it
ENTSO-E. Transparency Platform – Electricity prices and market data. 2024.
https://transparency.entsoe.eu/
European Commission. REPowerEU Plan and Renewable Energy Directive (RED III). 2023–2024.https://energy.ec.europa.eu/
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