A ottobre il mercato fotovoltaico italiano ha mostrato due segnali che, letti insieme, cambiano il modo di valutare i nuovi progetti: la produzione solare continua ad aumentare, ma il valore dell’energia dipende sempre più dall’ora e dalla zona in cui viene immessa o consumata. A settembre il fotovoltaico ha generato 5,32 TWh (+27,1% su base annua); il 14 ottobre alcune zone del Mercato del Giorno Prima hanno registrato, per la prima volta, prezzi zonali negativi.
Nello stesso mese sono arrivati i dati consolidati dei primi nove mesi del 2026: 4,83 GW di nuova potenza connessa, con il 46% attribuibile agli impianti utility scale e il 35% al commerciale e industriale. Il GSE ha inoltre aperto la fase delle manifestazioni d’interesse della prima procedura competitiva FER X definitivo, mentre Terna ha aggiornato lo stato delle richieste di connessione.
Il risultato è un mercato che non va letto soltanto attraverso i megawatt installati. Per aziende, EPC, sviluppatori e investitori, diventano decisive la qualità dell’autoconsumo, la connessione disponibile, la bancabilità dell’accumulo e la preparazione documentale. Questa rassegna considera le notizie pubblicate entro il 27 ottobre: non rappresenta ancora un bilancio dell’intero mese.
Indice
1. A settembre il fotovoltaico produce 5,32 TWh: il solare cresce più della domanda
2. Connessi 4,83 GW in nove mesi: utility scale e C&I guidano la nuova capacità
3. Prezzi alti e prime quotazioni zonali negative: perché conta l’orario dell’energia
4. FER X definitivo: dal 22 ottobre aperta la prima fase competitiva
5. Connessioni: 139,7 GW di richieste, ma solo 10,35 GW ready-to-build
6. Accumuli vicini a 20 GWh: ora conta la bancabilità del sistema
7. Impianti aziendali, agrivoltaico e CER: la progettazione si integra con i consumi
1. A settembre il fotovoltaico produce 5,32 TWh: il solare cresce più della domanda
La produzione fotovoltaica nazionale è salita del 27,1% rispetto a settembre 2025, mentre il fabbisogno elettrico complessivo è aumentato del 6,5%.
Secondo il rapporto mensile di Terna, la generazione da fotovoltaico ha raggiunto 5.316 GWh a settembre 2026. Nei primi nove mesi dell’anno sono stati prodotti 44.472 GWh di elettricità solare, il 20,5% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. Le rinnovabili hanno coperto il 39,4% della domanda elettrica nazionale del mese: un dato che comprende tutte le fonti rinnovabili e non soltanto il fotovoltaico.
La crescita della produzione solare deriva sia dalla maggiore capacità entrata in esercizio sia da condizioni di producibilità più favorevoli. Nello stesso mese l’idroelettrico ha segnato una flessione tendenziale del 29,2%: un promemoria del fatto che la quota complessiva delle rinnovabili non segue necessariamente il solare in ogni mese.
Cosa cambia per imprese e installatori
Una producibi
lità nazionale più alta non implica che ogni impianto abbia reso il 27,1% in più. Per giudicare la performance di un sistema occorre confrontare produzione specifica (kWh/kWp), irraggiamento locale, disponibilità dell’inverter e profilo orario dei consumi. Per i nuovi investimenti, la potenza nominale da sola non basta a descrivere il risparmio ottenibile.
2. Connessi 4,83 GW in nove mesi: utility scale e C&I guidano la nuova capacità
Al 30 settembre la potenza fotovoltaica cumulata raggiunge 48,35 GW. Il terzo trimestre contribuisce con 1,742 GW di nuove connessioni.
La rielaborazione di Italia Solare sui dati Gaudì di Terna attribuisce ai primi nove mesi del 2026 una crescita di 4.834 MW di nuova potenza connessa. Nel solo mese di settembre l’incremento registrato da Terna è stato di circa 657 MW. Il terzo trimestre, con 1.742 MW, supera del 37% il corrispondente trimestre del 2025.
- Utility scale (impianti di almeno 1 MW): 2.241 MW, circa il 46% della nuova potenza.
- Commerciale e industriale (C&I): 1.697 MW, circa il 35%.
- Residenziale (fino a 20 kW): 897 MW, circa il 19%.
La geografia del mercato evidenzia modelli diversi: nei nove mesi la Sicilia guida la nuova capacità con 686 MW, trainata dagli impianti maggiori, mentre in Lombardia (644 MW complessivi) il segmento C&I incide per circa 405 MW. Non è dunque una crescita omogenea per dimensione, regione e tipologia di cliente.
Implicazione commerciale
Per i fornitori di m
oduli e gli EPC italiani aumentano le opportunità in coperture industriali, magazzini, stabilimenti e grandi progetti. Tuttavia la selezione del modulo va accompagnata da verifiche su carichi strutturali, superfici utili, connessione, consumo diurno, garanzie e costi di installazione, anziché basarsi soltanto sul wattaggio dichiarato.
3. Prezzi alti e prime quotazioni zonali negative: perché conta l’orario dell’energia
La settimana del 12 ottobre ha visto un prezzo medio all’ingrosso italiano di 225,21 €/MWh; il 14 ottobre alcune zone hanno toccato −0,01 €/MWh in determinate fasce orarie.
I due eventi non sono in contraddizione. Il primo numero è una media settimanale riferita al mercato italiano; il secondo è un prezzo zonale in specifiche ore del Mercato del Giorno Prima. Secondo l’analisi riportata da pv magazine Italia, il 14 ottobre le zone Sicilia, Sud e Calabria hanno registrato prezzi zonali negativi nelle ore centrali della giornata: non significa che il PUN Index GME nazionale sia stato negativo per l’intera giornata.
L’episodio segnala un tema strutturale: quando la produzione solare è abbondante e la domanda locale è ridotta, l’energia immessa nelle ore centrali può valere molto meno di quella acquistata o venduta in altre fasce. Congestioni di rete e differenze tra zone possono amplificare la distanza.
- Autoconsumo: resta centrale per chi può usare elettricità durante le ore di produzione.
- Accumulo e gestione dei carichi: possono spostare energia verso ore di maggiore valore, ma richiedono un calcolo economico reale.
- Vendita in rete e PPA: vanno valutati considerando il profilo orario di generazione e il rischio di prezzo, non soltanto un prezzo medio annuo.
Un singolo giorno con quotazioni negative non prova che ogni batteria sia redditizia. Per decidere servono serie storiche, ipotesi prudenti sullo spread orario, costi di investimento, perdite di conversione, degrado e regole contrattuali.
4. FER X definitivo: dal 22 ottobre aperta la prima fase competitiva
Il GSE ha pubblicato i bandi per le manifestazioni d’interesse: apertura il 22 ottobre e chiusura il 6 novembre 2026 alle ore 12:00.
La prima procedura riguarda fotovoltaico, eolico e idroelettrico; per fotovoltaico ed eolico sono previste anche procedure specifiche collegate al Net Zero Industry Act (NZIA). Al 27 ottobre è in corso la fase di manifestazione d’interesse: non si tratta ancora della pubblicazione dei progetti vincitori né di un’assegnazione automatica dell’incentivo.
- Entro il 6 novembre: inviare la manifestazione d’interesse sul portale FER X definitivo.
- Entro la stessa scadenza: trasmettere attraverso il portale GIGA la cauzione provvisoria e i documenti sulla solidità finanziaria.
- Entro il 30 novembre: è previsto il completamento delle valutazioni e, secondo le regole richiamate dal GSE, il conseguimento della qualifica preliminare necessaria.
Per sviluppatori e EPC, il passaggio chiave è la coerenza tra titolo autorizzativo, configurazione del progetto, potenza, connessione, disponibilità dell’area e requisiti della specifica procedura. I requisiti dei bandi NZIA devono essere verificati separatamente: non ogni impianto fotovoltaico accede automaticamente alla stessa procedura.
Dal punto di vista finanziario, la presenza del FER X può migliorare la visibilità potenziale dei ricavi, ma resta da distinguere tra progetto candidabile, progetto ammesso e progetto effettivamente finanziato. È opportuno utilizzare sempre gli avvisi e le regole operative pubblicati dal GSE come riferimento finale.
5. Connessioni: 139,7 GW di richieste, ma solo 10,35 GW ready-to-build
L’aggiornamento Econnextion di Terna al 30 settembre conferma la distanza tra pipeline di connessione e capacità pronta a essere costruita.
Risultano 3.506 richieste di connessione fotovoltaiche per complessivi 139,7 GW. I progetti classificati ready-to-build sono 230, per circa 10,35 GW. I progetti con nulla osta raggiungono 1.381 istanze e 56,21 GW di potenza, circa 1,8 GW in più rispetto all’aggiornamento precedente.
La distribuzione territoriale della fase ready-to-build è concentrata soprattutto in Sicilia (4,54 GW), Puglia (2,44 GW) e Lazio (1,05 GW). Una richiesta di connessione non coincide però con un impianto autorizzato, finanziato o prossimo all’entrata in esercizio.
Dalla pipeline al cantiere
La selezione dei progetti dipende da disponibilità effettiva della rete, condizioni di connessione, autorizzazioni, vincoli territoriali, capitale e sostenibilità dei ricavi. Per un EPC o un investitore, il numero da seguire non è soltanto la potenza nominale della pipeline, ma quanta parte di essa supera realmente queste verifiche.
6. Accumuli vicini a 20 GWh: ora conta la bancabilità del sistema
Al 30 settembre risultano connessi circa 19,98 GWh di sistemi di accumulo, con 8,34 GW di potenza; nei primi nove mesi sono stati aggiunti 1,95 GWh.
Secondo Italia Solare, la capacità connessa raggiunge 19.983 MWh su 984.829 sistemi di accumulo. Della nuova capacità dei primi nove mesi, 1.486 MWh sono associati a impianti fotovoltaici e 467 MWh a sistemi stand-alone. Occorre distinguere le installazioni già operative dalla pipeline dei grandi BESS ancora da finanziare e costruire.
L’evoluzione del mercato rende più importante la due diligence tecnica. Le valutazioni degli investitori non si limitano all’efficienza nominale o alla taglia della batteria, ma comprendono degrado e garanzie, sicurezza antincendio, catena di fornitura, cybersecurity, manutenzione, disponibilità operativa e allocazione contrattuale dei rischi.
- Per i sistemi aziendali: priorità a profilo dei carichi, autoconsumo incrementale e continuità operativa.
- Per i grandi BESS: attenzione a connessione, ricavi attesi da mercati e servizi, contratti e finanziabilità.
Il caso dei prezzi negativi del 14 ottobre rafforza l’interesse per la flessibilità, ma non sostituisce un business plan. In particolare, capacità energetica (MWh) e potenza (MW) non sono intercambiabili e vanno entrambe considerate nella progettazione.
7. Impianti aziendali, agrivoltaico e CER: la progettazione si integra con i consumi
Le notizie di ottobre mostrano tre esempi concreti di progetti nei quali la gestione dell’energia conta quanto l’installazione dei moduli.
Industria: 43 MW distribuiti su 20 siti Leonardo
Leonardo ha comunicato un programma per complessivi 43 MW fotovoltaici distribuiti su 20 siti, con completamento previsto entro fine 2026. Secondo la società, una volta a regime il programma consentirebbe di coprire tramite autoconsumo circa il 10% dei consumi elettrici italiani del gruppo, pari a 55 GWh. Alla data della notizia era operativa circa il 64% della potenza prevista: obiettivo e risultato già raggiunto vanno quindi distinti.
Agrivoltaico: fotovoltaico e BESS nello stesso progetto
A Serramanna, in Sardegna, Futura Group ha presentato un impianto agrivoltaico da 45,8 MW, abbinato a un BESS da 20 MW / 48 MWh. Il promotore dichiara che oltre il 90% della superficie resta destinato alle attività agro-pastorali. È un caso di integrazione progettuale, non una prova generalizzabile che ogni sito agricolo sia idoneo.
Comunità energetiche: il profilo dei partecipanti fa la differenza
Uno studio dell’Università di Palermo, ripreso da pv magazine Italia, ha simulato una comunità energetica con edifici universitari e residenziali. In uno scenario modellizzato con un grande prosumer, fino al 99% della produzione fotovoltaica risulta autoconsumata direttamente o contabilizzata come condivisa: il dato non significa che la bolletta si riduca del 99%, né rappresenta una performance misurata in un progetto reale.
Il messaggio per imprese, installatori e promotori di CER è pratico: dimensionare l’impianto e gli eventuali accumuli sulla curva dei consumi, sulla disponibilità fisica dei siti e sulle regole di condivisione, non semplicemente sulla superficie di tetto libera.
FAQ
1. Quanta nuova potenza fotovoltaica è stata connessa in Italia nel 2026?
Nei primi nove mesi del 2026 sono stati connessi 4.834 MW, di cui circa 657 MW nel solo settembre. La capacità fotovoltaica complessiva raggiunge circa 48,35 GW al 30 settembre.
2. Perché in Italia ci sono stati prezzi elettrici negativi?
Il 14 ottobre alcune zone del Mercato del Giorno Prima hanno registrato prezzi zonali pari a −0,01 €/MWh in specifiche ore centrali. L’episodio è legato all’incontro tra forte offerta e domanda locale contenuta; non significa che l’elettricità in tutta Italia sia stata venduta a prezzo negativo.
3. Qual è la scadenza della prima fase FER X definitivo?
Le manifestazioni d’interesse possono essere presentate dal 22 ottobre al 6 novembre 2026, entro le ore 12:00. Documentazione finanziaria e cauzione provvisoria seguono le istruzioni del GSE e del portale GIGA.
4. I 139,7 GW di richieste di connessione diventeranno tutti impianti?
No. Il dato comprende domande a diversi stadi di sviluppo. Al 30 settembre solo 10,35 GW erano classificati ready-to-build secondo Terna; ulteriori passaggi tecnici, economici e autorizzativi possono impedire o ritardare la realizzazione.
5. La presenza di prezzi negativi rende sempre conveniente installare una batteria?
No. Lo storage può creare valore attraverso autoconsumo, spostamento dell’energia e flessibilità, ma la convenienza dipende da cicli, spread orari, perdite, costi, durata, contratti e norme applicabili. Un episodio isolato non è una base sufficiente per un investimento.
6. Che cosa devono valutare le aziende per un impianto sul proprio tetto?
Profilo di consumo orario, energia autoconsumabile, superficie e capacità portante, connessione, costo complessivo, eventuale accumulo, sicurezza e garanzie. Le esperienze industriali di ottobre mostrano che l’integrazione con i fabbisogni reali conta più della sola potenza installata.
Conclusioni
Le notizie di ottobre delineano un’Italia fotovoltaica in forte espansione sul fronte della produzione e delle connessioni, ma sempre più esigente nella selezione dei progetti. L’arrivo dei primi prezzi zonali negativi in alcune ore, l’avvio delle procedure FER X definitivo e il divario tra pipeline e progetti ready-to-build rendono centrale una valutazione integrata di ricavi, rete e rischio.
Maysun Solar opera da anni nel mercato europeo, offrendo a partner all’ingrosso e distributori una gamma diversificata di moduli fotovoltaici e una fornitura stabile, con tecnologie diffuse come IBC, TOPCon e HJT. Il nostro obiettivo è aiutare i clienti a ottenere maggiore efficienza energetica, un ritorno sull’investimento più rapido e prestazioni di sistema più stabili anche in spazi limitati.
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