A settembre il mercato fotovoltaico italiano ha continuato a mostrare una crescita della capacità e della produzione solare, ma con segnali sempre più netti di trasformazione. I dati pubblicati nel mese indicano che ad agosto il fotovoltaico ha prodotto 6,15 TWh, oltre la metà di tutta l’energia rinnovabile generata, mentre nei primi otto mesi del 2026 la capacità fotovoltaica in esercizio è aumentata di 4.177 MW, il 13,5% in più rispetto allo stesso periodo del 2025.
Allo stesso tempo, il contesto di mercato resta complesso. Il 10 settembre il prezzo medio giornaliero dell’elettricità italiana ha raggiunto 228,48 €/MWh, il livello più alto dal 23 dicembre 2022. La forte penetrazione del solare sta comprimendo maggiormente i prezzi nelle ore centrali, ma dopo il tramonto il gas continua a influenzare in modo decisivo il prezzo marginale.
Sul fronte regolatorio, settembre ha portato due passaggi particolarmente rilevanti: l’entrata in vigore del nuovo decreto contro la cosiddetta “saturazione virtuale” della rete, che assegna maggiore priorità ai progetti già autorizzati, e l’avvicinarsi della scadenza per la qualifica preliminare del FER X definitivo. Parallelamente, le nuove installazioni di accumulo hanno rallentato, mentre a monte della filiera i prezzi delle celle TOPCon hanno iniziato a correggere dopo i rialzi di fine agosto.
Il quadro che emerge è quindi quello di un mercato ancora in espansione, ma nel quale il valore di un progetto dipende sempre meno dalla sola potenza installata e sempre più da connessione, profilo di consumo, capacità di autoconsumo, flessibilità e corretto accesso ai meccanismi di supporto.
Indice
1. Agosto: 6,15 TWh di produzione solare e 396 MW di nuove connessioni
2. Prezzi elettrici ancora elevati: il solare ridisegna le ore, ma il gas resta determinante
3. Rete: il nuovo decreto cambia le priorità contro la “saturazione virtuale”
4. FER X definitivo: settembre diventa il mese operativo della qualifica preliminare
5. Accumulo: forte rallentamento delle nuove installazioni, ma resta centrale per il sistema
6. Filiera: i prezzi delle celle TOPCon scendono dopo i picchi di fine agosto
1. Agosto: 6,15 TWh di produzione solare e 396 MW di nuove connessioni
Ad agosto 2026 il fotovoltaico italiano ha prodotto 6,15 TWh di elettricità, con un aumento del 20,4% rispetto allo stesso mese del 2025. Il solare ha rappresentato il 51,4% dell’energia prodotta da fonti rinnovabili nel mese, mentre le rinnovabili nel loro complesso hanno coperto il 41,4% della domanda elettrica nazionale.
Secondo Terna, la crescita della produzione è stata sostenuta soprattutto dall’aumento della capacità in esercizio: circa 864 GWh dell’incremento derivano dalla nuova potenza entrata in rete, mentre circa 180 GWh sono riconducibili a una maggiore producibilità. Nei primi otto mesi del 2026 la capacità fotovoltaica in esercizio è aumentata di 4.177 MW, contro 3.680 MW nello stesso periodo del 2025.
Sul fronte delle connessioni, ad agosto sono stati allacciati 9.212 nuovi impianti fotovoltaici per 396,25 MW. Rispetto a luglio, quando erano stati collegati quasi 699 MW, la potenza mensile è quindi diminuita, mentre il numero degli impianti è aumentato.
Il rallentamento di un singolo mese non modifica però la tendenza di fondo. SolarPower Europe stima che l’Italia possa raggiungere circa 6,7 GW di nuove installazioni fotovoltaiche nel 2026, rispetto a 6,4 GW nel 2025. Nella sua analisi di metà anno, l’associazione indica inoltre l’Italia tra i pochi grandi mercati europei ancora in crescita.
Per installatori, EPC e imprese, il dato più importante è quindi la combinazione di due fenomeni: il mercato continua ad aggiungere capacità, ma il ritmo mensile può diventare più volatile e dipende sempre di più dall’avanzamento reale dei progetti di media e grande taglia.
2. Prezzi elettrici ancora elevati: il solare ridisegna le ore, ma il gas resta determinante
A settembre il mercato elettrico italiano è tornato su livelli che non si vedevano dalla fine del 2022. Il 10 settembre il prezzo medio giornaliero ha raggiunto 228,48 €/MWh, il valore più alto dal 23 dicembre 2022 tra i dati richiamati da pv magazine Italia. L’aumento è stato collegato soprattutto al rialzo del gas e della CO₂ in un contesto geopolitico più teso.
L’estate 2026 mostra però anche come la crescita del fotovoltaico stia cambiando la forma del prezzo all’interno della giornata. Tra giugno e agosto il solare ha prodotto 13,8 TWh, 1,1 TWh in più rispetto all’estate precedente. Nello stesso periodo la generazione a gas è aumentata di 6,4 TWh, raggiungendo 30,4 TWh.
Il prezzo medio nazionale dell’estate è stato pari a 156,5 €/MWh. Il fotovoltaico ha catturato in media 133,4 €/MWh, ma il suo capture rate è sceso all’85,3%, perché l’aumento dei prezzi si è concentrato soprattutto nelle ore serali. In altre parole, il solare attenua il prezzo nelle ore centrali, ma il valore marginale dell’elettricità torna a salire quando la produzione fotovoltaica diminuisce e il sistema dipende maggiormente dal gas.
Per le imprese con consumi diurni, questo rafforza il valore dell’autoconsumo: ogni kWh utilizzato direttamente evita l’acquisto di energia dalla rete. Per i progetti che immettono gran parte della produzione, invece, diventa più importante valutare il profilo orario dei prezzi e non soltanto la media annuale. Accumulo, gestione flessibile dei carichi e PPA strutturati sul profilo di consumo possono quindi assumere un ruolo crescente.
3. Rete: il nuovo decreto cambia le priorità contro la “saturazione virtuale”
Dal 9 settembre è in vigore il decreto MASE 291/2026, che modifica i criteri di accesso alla Rete di trasmissione nazionale per impianti rinnovabili e sistemi di accumulo. Il cambiamento più rilevante è il superamento del semplice ordine cronologico delle richieste: la priorità viene spostata verso i progetti che hanno già raggiunto un livello autorizzativo più avanzato.
L’obiettivo è ridurre il fenomeno della “saturazione virtuale”, cioè la situazione in cui grandi volumi di capacità di rete risultano impegnati da richieste di connessione che non sempre corrispondono a progetti realmente prossimi alla costruzione.
I numeri pubblicati da Terna mostrano la dimensione del problema. Al 31 agosto risultavano circa 3.524 richieste di connessione per 140,31 GW di fotovoltaico, mentre i progetti solari classificati ready-to-build erano 225 per 10,26 GW.
La differenza tra pipeline teorica e capacità effettivamente pronta a partire resta quindi molto ampia. Per gli sviluppatori, questo significa che autorizzazioni, disponibilità dell’area, maturità della connessione e qualità della documentazione diventano elementi sempre più importanti per trasformare una richiesta in un progetto bancabile e realizzabile.
Per il mercato nel suo complesso, la nuova logica può contribuire a selezionare meglio le iniziative mature, anche se l’effetto reale dipenderà dall’attuazione da parte di Terna e dall’evoluzione della capacità di rete nelle aree con maggiore concentrazione di nuovi impianti.
4. FER X definitivo: settembre diventa il mese operativo della qualifica preliminare
Se agosto è stato il mese dell’entrata in vigore del FER X definitivo, settembre è diventato il mese delle scadenze operative. Il GSE ha raccomandato ai soggetti interessati di avviare entro il 28 settembre i passaggi necessari sul portale, compresa la generazione della fattura e il pagamento, per consentire i tempi tecnici di verifica. Il 30 settembre è l’ultimo giorno utile per trasmettere la richiesta di qualifica preliminare.
Il FER X definitivo prevede, tra le altre tecnologie, un contingente dedicato di 10 GW al fotovoltaico. Per i progetti soggetti a procedura competitiva, la qualifica preliminare costituisce un passaggio essenziale per accedere alle successive fasi di assegnazione.
La novità di settembre non è quindi una modifica sostanziale del meccanismo, ma il passaggio dalla norma alla sua esecuzione pratica. Per gli operatori questo significa controllare con attenzione coerenza dei dati, documentazione autorizzativa, requisiti tecnici e tempistiche di pagamento.
Per i progetti industriali e utility scale, la capacità di rispettare la finestra amministrativa diventa parte integrante della strategia economica del progetto. Un impianto tecnicamente valido ma non preparato sul piano documentale può perdere tempo prezioso o dover attendere una successiva procedura.
5. Accumulo: forte rallentamento delle nuove installazioni, ma resta centrale per il sistema
Il mercato italiano dello storage sta attraversando una fase di rallentamento dopo la forte espansione degli anni precedenti. Secondo l’Osservatorio ANIE, negli ultimi dodici mesi la capacità installata dei sistemi di accumulo è diminuita del 58% rispetto ai dodici mesi precedenti, mentre la potenza installata è scesa del 42%. Nel secondo trimestre 2026 la capacità aggiunta è risultata inferiore dell’82% rispetto allo stesso trimestre del 2025.
Alla fine del secondo trimestre risultavano installati in Italia 941.911 sistemi di accumulo, per 7.961 MW di potenza e 19,3 GWh di capacità. Il residenziale resta il segmento principale per numero di sistemi, mentre la crescita futura dovrà essere sostenuta sempre più anche da impianti commerciali, industriali e utility scale.
Anche i dati Terna pubblicati a settembre indicano la stessa direzione: nei primi otto mesi del 2026 la potenza nominale degli accumuli in esercizio è aumentata di 683 MW, contro 1.396 MW nello stesso periodo del 2025; la nuova capacità utilizzabile è stata di 1.521 MWh, contro 4.227 MWh un anno prima.
Il rallentamento non significa però che lo storage perda importanza. ANIE ricorda che, considerando le prossime aste MACSE e Capacity Market, restano circa 24 GWh aggiuntivi da realizzare entro il 2030.
Con una quota crescente di fotovoltaico nelle ore centrali e prezzi più elevati la sera, l’accumulo diventa sempre più rilevante per spostare energia nel tempo, ridurre i picchi di prelievo e aumentare l’autoconsumo. La fase attuale appare quindi meno come una fine del mercato e più come una transizione da una crescita trainata soprattutto dal residenziale verso modelli più diversificati.
6. Filiera: i prezzi delle celle TOPCon scendono dopo i picchi di fine agosto
Sul lato della filiera internazionale, settembre ha mostrato una correzione dei prezzi delle celle TOPCon cinesi dopo il rialzo osservato tra agosto e inizio settembre. Nell’aggiornamento OPIS pubblicato da pv magazine il 22 settembre, le celle TOPCon M10 FOB Cina sono scese del 2,29% su base settimanale a 0,0469 $/W, mentre le celle 210R sono diminuite dell’1,72% a 0,0458 $/W.
Entrambe le tipologie risultavano circa il 12% sotto i picchi di fine agosto, pur restando ancora sopra i livelli registrati all’inizio dello stesso mese. La correzione è stata collegata a un minore impulso degli acquisti per l’export e alla riduzione dei costi di wafer e argento.
Per il mercato europeo dei moduli, questo non si traduce automaticamente in una riduzione immediata e proporzionale dei prezzi finali. Costi logistici, inventari, cambio, mix tecnologico e strategie commerciali possono ritardare o attenuare il trasferimento dei movimenti upstream.
Il segnale resta comunque importante: dopo la volatilità di agosto, la filiera TOPCon continua a cercare un nuovo equilibrio. Per distributori e installatori, la gestione delle scorte e delle finestre di acquisto rimane quindi più importante del semplice confronto con un singolo prezzo spot asiatico.
Conclusione
Le notizie di settembre mostrano un settore fotovoltaico italiano ancora dinamico, ma più selettivo. La produzione cresce e l’Italia resta tra i grandi mercati europei con prospettive positive, mentre rete, autorizzazioni e procedure di supporto diventano sempre più decisive per trasformare la pipeline in capacità realmente installata.
Il mercato elettrico conferma inoltre che una maggiore presenza del solare non elimina automaticamente l’esposizione ai prezzi elevati: il gas continua a incidere soprattutto nelle ore serali. Per imprese e progetti C&I, autoconsumo, accumulo e gestione dei carichi assumono quindi un peso crescente nella valutazione economica.Sul piano operativo, le priorità di fine settembre sono chiare: seguire l’applicazione delle nuove regole di connessione, rispettare le scadenze FER X e monitorare l’evoluzione del mercato storage e della filiera dei moduli. La crescita continua, ma il successo dei nuovi progetti dipende sempre più dalla qualità della progettazione e dalla capacità di integrare produzione, rete e consumo.
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FAQ
1. Il mercato fotovoltaico italiano sta ancora crescendo nel 2026?
Sì. Nei primi otto mesi del 2026 la capacità fotovoltaica in esercizio è aumentata di 4.177 MW, il 13,5% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. SolarPower Europe stima inoltre circa 6,7 GW di nuove installazioni nell’intero 2026.
2. Perché i prezzi elettrici restano alti se aumenta il fotovoltaico?
Perché il fotovoltaico riduce soprattutto la domanda residua e i prezzi nelle ore centrali. Dopo il tramonto la produzione solare cala e il gas continua spesso a essere la tecnologia marginale che influenza il prezzo. Nell’estate 2026 il rialzo dei prezzi è stato infatti più marcato nelle ore serali.
3. Cosa cambia con il decreto contro la saturazione virtuale?
Il decreto 291/2026 sposta l’attenzione dal semplice ordine cronologico delle richieste verso la maturità autorizzativa dei progetti. L’obiettivo è evitare che capacità di rete venga bloccata a lungo da iniziative ancora poco avanzate.
4. Qual è la scadenza FER X da ricordare a settembre?
Il GSE ha indicato il 30 settembre 2026 come ultimo giorno utile per trasmettere la richiesta di qualifica preliminare e ha raccomandato di avviare i passaggi operativi entro il 28 settembre per lasciare tempo alle verifiche.
5. Il mercato italiano degli accumuli è in crisi?
Le nuove installazioni sono in forte rallentamento rispetto al 2025, soprattutto nel residenziale, ma il sistema ha già raggiunto 19,3 GWh di capacità a fine secondo trimestre e sono previsti ulteriori volumi attraverso MACSE e Capacity Market. Il ruolo dello storage nella gestione del fotovoltaico resta quindi strutturale.
6. I prezzi TOPCon continueranno a scendere?
A settembre i prezzi delle celle TOPCon cinesi sono scesi per tre settimane consecutive, ma il mercato resta volatile. Il prezzo finale dei moduli in Europa dipende anche da logistica, scorte, cambio e politiche commerciali, quindi non è possibile dedurre un andamento lineare dal solo prezzo delle celle.
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