A luglio il mercato fotovoltaico italiano ha mostrato una crescita sempre più concentrata negli impianti commerciali, industriali e utility scale. La produzione solare ha raggiunto un nuovo record giornaliero, mentre la nuova potenza connessa nel secondo trimestre ha superato quella dei primi tre mesi dell’anno.
Allo stesso tempo, il quadro economico resta complesso. I prezzi medi dell’elettricità in Italia continuano a essere tra i più alti d’Europa, ma il valore effettivamente catturato dagli impianti fotovoltaici durante le ore solari rischia di diminuire. Anche le nuove regole sull’uso dei terreni agricoli e sulla comunicazione degli impianti in attività libera stanno modificando le condizioni di sviluppo dei progetti.
Le notizie emerse a luglio indicano quindi un mercato ancora in espansione, ma sempre più selettivo. Autoconsumo, accumulo, certezza autorizzativa e capacità di utilizzare l’energia nelle ore giuste stanno diventando importanti quanto la potenza installata.
Indice
1.
La produzione fotovoltaica italiana raggiunge un nuovo record
2. I prezzi elettrici restano alti, ma il valore catturato dal fotovoltaico si riduce
3. Le regole per terreni agricoli e impianti in attività libera diventano più definite
4. Comunità energetiche e PPA ampliano i modelli di utilizzo dell’energia solare
5. I prezzi dei moduli si stabilizzano, ma i prodotti ad alta efficienza restano più selettivi
6. Domande frequenti sul mercato fotovoltaico italiano a luglio
1. La produzione fotovoltaica italiana raggiunge un nuovo record
Il 10 luglio 2026 l’Italia ha registrato un nuovo massimo storico nella produzione giornaliera di energia fotovoltaica, raggiungendo 167 GWh.
Nella settimana iniziata il 6 luglio, la produzione fotovoltaica italiana è aumentata del 9,9% rispetto alla settimana precedente. Nello stesso periodo anche Francia e Spagna hanno stabilito nuovi record assoluti di produzione solare.
Il risultato conferma che il fotovoltaico sta assumendo un ruolo sempre più rilevante nel sistema elettrico italiano. Tuttavia, la crescita della produzione non dipende soltanto dalle condizioni meteorologiche. Anche la struttura del nuovo mercato degli impianti sta cambiando.
Nel secondo trimestre del 2026 sono stati connessi in Italia 1.654 MW di nuova potenza fotovoltaica, il 15% in più rispetto ai 1.439 MW installati nel primo trimestre. Il numero delle nuove connessioni è però sceso da 50.513 a 38.660, con una riduzione del 31%.
Ciò significa che la potenza media dei nuovi progetti sta aumentando. Nel primo semestre:
- il segmento residenziale fino a 20 kW ha installato 556 MW
- il segmento commerciale e industriale tra 20 kW e 1 MW ha raggiunto 1.154 MW
- gli impianti utility scale da almeno 1 MW hanno totalizzato 1.383 MW
Complessivamente, nel primo semestre sono stati quindi connessi circa 3,09 GW di nuova potenza. Nello stesso periodo, il segmento residenziale è diminuito del 23% rispetto al primo semestre 2025, passando da 725 a 556 MW.
Anche la distribuzione regionale riflette questa evoluzione. La Lombardia ha guidato le nuove installazioni con 470 MW, seguita a distanza minima dalla Sicilia con 469 MW. Veneto, Emilia-Romagna e Piemonte hanno registrato rispettivamente 306, 305 e 286 MW.
Il segnale principale non è quindi soltanto l’aumento della capacità installata. Il mercato italiano si sta spostando verso progetti di dimensione maggiore:
- gli impianti C&I compensano in parte il rallentamento residenziale
- cresce il peso dei grandi progetti connessi alla rete
- diminuisce il numero totale delle nuove installazioni
- aumenta la potenza media per singolo progetto
Per il fotovoltaico aziendale, questa trasformazione rafforza l’importanza della progettazione preliminare. Disponibilità della superficie, profilo di consumo, connessione alla rete e possibilità di integrare un sistema di accumulo incidono sempre di più sul valore finale dell’impianto.
2. I prezzi elettrici restano alti, ma il valore catturato dal fotovoltaico si riduce
A luglio il mercato elettrico italiano ha continuato a registrare prezzi nettamente superiori a quelli di molti altri Paesi europei.
Nella settimana iniziata il 6 luglio, il mercato italiano ha raggiunto un prezzo medio di 144,09 €/MWh, il più alto tra i principali mercati europei analizzati. Il 9 luglio il prezzo medio giornaliero è salito a 153,73 €/MWh. Nella seconda metà del mese, pv magazine Italia ha inoltre segnalato il superamento della soglia di 170 €/MWh.
Questo livello potrebbe sembrare particolarmente favorevole per gli impianti fotovoltaici. Tuttavia, il prezzo medio giornaliero non coincide necessariamente con il prezzo ottenuto dalla produzione solare.
Nel secondo trimestre del 2026 l’Italia non ha registrato ore con prezzi negativi, mentre la Spagna ne ha totalizzate 596. Il risultato mostra che il sistema italiano mantiene ancora un livello di prezzo strutturalmente più elevato rispetto ai mercati con una maggiore penetrazione delle rinnovabili e una più frequente sovrapproduzione nelle ore centrali.
L’assenza di prezzi negativi non elimina però il problema della riduzione del valore dell’energia fotovoltaica. Secondo l’analisi di Italia Solare, tutti i prezzi orari inferiori a 20 €/MWh registrati nel secondo trimestre si sono concentrati tra le 10:00 e le 18:00, soprattutto tra le 12:00 e le 16:00, quando la produzione fotovoltaica raggiunge generalmente il livello massimo.
L’associazione ha quindi richiamato l’attenzione sul possibile forte calo del Solar Captured-Price, cioè il prezzo medio effettivamente ottenuto dalla produzione solare. Secondo lo scenario illustrato, il deterioramento potrebbe diventare particolarmente evidente già nel 2027. Si tratta di una previsione e non di un risultato già consolidato, ma il segnale economico è importante.
Il mercato italiano presenta quindi una situazione apparentemente contraddittoria:
- il prezzo medio dell’elettricità rimane elevato
- nelle ore centrali l’aumento della produzione solare esercita una pressione al ribasso
- il prezzo medio nazionale non rappresenta automaticamente il ricavo di un impianto fotovoltaico
- il valore dell’energia dipende sempre di più dall’orario in cui viene utilizzata o venduta
Per le aziende con consumi diurni, l’autoconsumo continua a rappresentare una forma diretta di protezione dai prezzi elevati dell’elettricità. Per gli impianti maggiormente esposti al mercato, invece, diventano più importanti:
- l’integrazione con sistemi di accumulo
- lo spostamento dei carichi produttivi nelle ore solari
- la vendita dell’energia attraverso contratti di lungo periodo
- la combinazione tra autoconsumo e servizi di flessibilità
La crescita del fotovoltaico, quindi, non riduce il valore dei progetti in modo uniforme. Riduce soprattutto il valore della produzione non gestita e immessa nello stesso momento da molti impianti.
3. Le regole per terreni agricoli e impianti in attività libera diventano più definite
A luglio sono diventati più chiari alcuni limiti normativi che incidono direttamente sulla localizzazione e sulla realizzazione dei nuovi progetti.
Con la sentenza n. 127, depositata il 16 luglio 2026, la Corte costituzionale ha confermato la legittimità del divieto di installare impianti fotovoltaici tradizionali con moduli collocati a terra nelle aree classificate agricole. La decisione non impedisce tuttavia la realizzazione di impianti agrivoltaici con moduli elevati né dei progetti che rientrano nelle deroghe previste dalla normativa.
Per il mercato, la conferma del divieto produce due effetti principali.
Da un lato, limita ulteriormente la disponibilità di terreni agricoli per gli impianti fotovoltaici convenzionali. Dall’altro, aumenta il valore dei progetti già autorizzati, delle aree industriali, delle cave, delle discariche chiuse, dei parcheggi e delle coperture esistenti.
Questa scarsità è già visibile nel mercato dei progetti Ready-to-Build. Nel secondo trimestre del 2026, i valori delle transazioni dei progetti italiani completamente autorizzati si sono collocati tra 80.000 e 166.000 €/MWp, con un prezzo medio di circa 123.400 €/MWp. Nel trimestre precedente, la fascia era compresa tra circa 72.000 e 150.000 €/MWp.
Secondo l’analisi riportata da pv magazine Italia, la crescita delle valutazioni dipende dalla domanda degli investitori, dalla disponibilità limitata di progetti con autorizzazioni complete e dalla maggiore visibilità dei ricavi offerta dal quadro FER X. I progetti nel Nord e nel Centro Italia continuano inoltre a ricevere maggiore interesse, mentre quelli nel Sud, in Sicilia e in Sardegna possono essere valutati con maggiore prudenza a causa dei vincoli di rete e del rischio di limitazione della produzione.
Un secondo aggiornamento riguarda gli impianti realizzati in attività libera.
Il MASE ha introdotto, con il decreto 223/2026 del 15 luglio, il “Modello Unico Parte III” per comunicare alla piattaforma SUER gli interventi realizzati senza un procedimento autorizzativo ordinario. Per i nuovi impianti, il modello dovrà essere trasmesso entro cinque giorni dall’entrata in esercizio. Gli impianti già operativi avranno invece sei mesi di tempo.
Il modulo dovrebbe essere disponibile sulla piattaforma entro il 1° agosto 2026. Tra gli interventi interessati rientrano, a determinate condizioni, impianti integrati sulle coperture, impianti in aree industriali, cave o discariche, progetti per l’autoconsumo di strutture turistiche e alcuni impianti agrivoltaici.
Le novità di luglio non rappresentano quindi una liberalizzazione generale. Indicano piuttosto una maggiore distinzione tra:
- aree agricole destinate a impianti tradizionali a terra
- progetti agrivoltaici compatibili con l’attività agricola
- superfici industriali e aree già compromesse
- impianti realizzabili in attività libera
- progetti che richiedono procedure autorizzative più complesse
Per sviluppatori e imprese, la certezza del titolo autorizzativo sta diventando un elemento economico misurabile. Un progetto con una localizzazione conforme, una connessione credibile e documenti completi può ottenere un valore molto più elevato rispetto a un progetto con maggiore potenza nominale ma ancora esposto a rischi normativi.
4. Comunità energetiche e PPA ampliano i modelli di utilizzo dell’energia solare
Nel mercato italiano continua a crescere l’interesse per modelli che permettono di condividere o acquistare energia rinnovabile senza limitarsi all’autoconsumo fisico nello stesso edificio.
Al 30 giugno 2026 risultavano attive in Italia 3.630 comunità energetiche rinnovabili, con una potenza complessiva di 302,9 MW e 37.821 punti di prelievo associati. Quasi la metà delle configurazioni appartiene alla classe di potenza più piccola, compresa tra 0 e 10 kW, mentre solo 35 CER superano 1 MW.
Il numero delle configurazioni è significativo, ma la potenza media ancora contenuta mostra che molte comunità energetiche rimangono progetti locali e frammentati.
Il programma PNRR ha comunque generato una domanda molto più ampia. Su 48.750 richieste presentate, 29.820 sono state ammesse al contributo, per una potenza complessiva di 1,74 GW e incentivi concessi per circa 768,3 milioni di euro. Rimangono però 15.456 domande tecnicamente ammissibili ma non ancora finanziate, corrispondenti a circa 1,33 GW.
La differenza tra le configurazioni già attive e il volume delle domande presentate evidenzia che il principale limite non è più soltanto l’interesse del mercato. Contano anche:
- disponibilità delle risorse finanziarie
- verifica dei requisiti amministrativi
- titoli per la realizzazione degli impianti
- preventivi di connessione accettati
- capacità di completare i progetti entro le scadenze
Parallelamente, anche il mercato dei Power Purchase Agreement continua a svilupparsi.
A luglio è entrato nella fase operativa il PPA decennale tra Iberdrola e Pam Panorama. L’accordo prevede la fornitura complessiva di 1.000 GWh in dieci anni, con energia proveniente dal progetto fotovoltaico Fenix da 243 MW, situato tra le province di Catania ed Enna.
Edison Energia ha inoltre sottoscritto con Sapio un PPA off-site per fornire energia rinnovabile all’impianto di produzione di idrogeno di Porto Marghera. Il contratto collega quindi la produzione rinnovabile non soltanto alla riduzione dei costi elettrici, ma anche alla decarbonizzazione di un processo industriale specifico.
Comunità energetiche e PPA rispondono a esigenze differenti, ma mostrano la stessa direzione di mercato:
- l’energia può essere condivisa o acquistata anche a distanza
- i ricavi possono essere regolati da accordi di medio-lungo periodo
- la produzione fotovoltaica può essere collegata a consumi industriali specifici
- la prevedibilità economica diventa più importante della sola vendita sul mercato giornaliero
Per i progetti aziendali, il modello più adatto dipenderà dalla dimensione dell’impianto, dalla continuità dei consumi, dalla disponibilità della superficie e dalla possibilità di coinvolgere altri utenti.
5. I prezzi dei moduli si stabilizzano, ma i prodotti ad alta efficienza restano più selettivi
Nel mese di luglio, i prezzi dei moduli fotovoltaici in Europa sono rimasti sostanzialmente stabili.
Le variazioni mensili dei moduli full-black e dei prodotti appartenenti alle fasce di prezzo più basse sono state limitate. Anche la disponibilità della maggior parte delle classi di potenza è migliorata rispetto ai mesi precedenti.
La principale eccezione riguarda i moduli a contatto posteriore con efficienze superiori al 24%. In questo segmento la domanda continua in alcuni casi a superare l’offerta, creando una disponibilità più limitata soprattutto nelle classi di potenza elevate.
Secondo l’analisi di pvXchange riportata da pv magazine Italia, nel corso del 2026 sono poco probabili ulteriori aumenti generalizzati dei prezzi dei moduli TOPCon. Questi prodotti mostrano prezzi stabili o una leggera tendenza al ribasso. Per i moduli a contatto posteriore, invece, la combinazione tra offerta limitata e domanda elevata può mantenere i prezzi stabili o leggermente crescenti.
Per distributori, installatori e sviluppatori, il mercato di luglio invia quindi un segnale più articolato rispetto a una semplice riduzione dei prezzi:
- i moduli standard sono più facilmente reperibili
- i prodotti TOPCon presentano una maggiore stabilità di fornitura
- i moduli ad altissima efficienza possono richiedere una pianificazione anticipata
- il prezzo per watt non è sufficiente per confrontare prodotti destinati a tetti diversi
Nei grandi impianti a terra o sui tetti industriali, il costo unitario e la compatibilità con il sistema possono avere maggiore importanza. Nei tetti residenziali o commerciali con superficie limitata, invece, efficienza, dimensioni e potenza installabile per metro quadrato possono giustificare una differenza di prezzo.
Maysun Solar opera nel mercato europeo con moduli basati su tecnologie IBC, TOPCon e HJT. In questo contesto, la scelta dovrebbe partire dalle condizioni reali del progetto, confrontando superficie disponibile, temperatura operativa, carico strutturale, profilo di consumo e disponibilità del prodotto, anziché basarsi soltanto sulla potenza nominale o sul prezzo per watt.
6. Domande frequenti sul mercato fotovoltaico italiano a luglio
Quali sono stati i principali segnali del mercato fotovoltaico italiano a luglio 2026?
La produzione fotovoltaica ha raggiunto un nuovo record, mentre la crescita delle installazioni si è spostata verso il segmento commerciale, industriale e utility scale. Allo stesso tempo, sono aumentate l’attenzione verso il valore orario dell’energia, la certezza autorizzativa e l’integrazione con sistemi di accumulo.
Perché il fotovoltaico può ottenere ricavi più bassi anche se il prezzo dell’elettricità è alto?
Perché il prezzo medio giornaliero comprende anche le ore serali e notturne, nelle quali la produzione fotovoltaica è assente. Durante le ore centrali, l’elevata offerta di energia solare può ridurre il prezzo ottenuto dagli impianti, anche quando il prezzo medio nazionale rimane elevato.
Il fotovoltaico tradizionale a terra è vietato su tutti i terreni agricoli?
La normativa limita gli impianti tradizionali con moduli collocati a terra nelle aree classificate agricole, ma prevede alcune deroghe. Rimangono inoltre possibili determinati impianti agrivoltaici con moduli elevati, progettati per mantenere la continuità dell’attività agricola.
Cosa cambia per gli impianti fotovoltaici in attività libera?
Con il nuovo Modello Unico Parte III, anche gli impianti realizzati in attività libera devono essere comunicati alla piattaforma SUER. Per i nuovi impianti la trasmissione deve avvenire entro cinque giorni dall’entrata in esercizio, mentre per quelli già operativi è previsto un periodo di sei mesi.
Le comunità energetiche stanno già rappresentando una parte importante della potenza fotovoltaica italiana?
Il numero delle configurazioni è cresciuto, ma la potenza complessiva delle CER attive resta ancora relativamente contenuta rispetto al mercato nazionale. Il volume delle richieste PNRR mostra però un potenziale di sviluppo molto più elevato nei prossimi anni.
I prezzi dei moduli fotovoltaici stanno tornando a scendere?
A luglio non si è registrato un nuovo calo generalizzato. I prezzi dei prodotti TOPCon e delle categorie standard risultano prevalentemente stabili, con una disponibilità in miglioramento. I moduli a contatto posteriore ad alta efficienza rimangono invece più esposti a limiti di offerta.
Nel complesso, il mercato fotovoltaico italiano continua a crescere, ma il suo valore non dipende più soltanto dalla quantità di nuova potenza installata.
L’aumento della produzione solare rende più importante la capacità di consumare, accumulare o contrattualizzare l’energia. Allo stesso tempo, le restrizioni territoriali e la scarsità di progetti già autorizzati aumentano il valore delle coperture industriali, delle aree idonee e dei progetti con documentazione completa.
La prossima fase del mercato italiano sarà quindi determinata soprattutto dalla qualità dell’integrazione tra impianto, consumi, rete, accumulo e modello di ricavo.
Come fornitore di moduli fotovoltaici, Maysun Solar offre al mercato europeo moduli con tecnologie IBC, TOPCon e HJT. Per autoconsumo industriale e commerciale in Italia, agrivoltaico, carport e grandi tetti, il modulo HJT 710W vetro-vetro bifacciale con telaio argentato può essere una soluzione di riferimento per scenari che richiedono alta potenza, alta efficienza e produzione bifacciale.
Ti potrebbe interessare anche: