Mercati
Quando, non quanto: cosa decide il valore di un MWh solare in Italia
Il 1° maggio 2026 il PUN, il prezzo di riferimento dell'energia in Italia, è rimasto a zero euro per MWh per circa sei ore, su tutto il territorio, in pieno giorno. Il punto non è che sia successo. Il punto è che è successo di nuovo: la stessa cosa era accaduta il 1° maggio 2025. Il mezzogiorno a zero non è più una curiosità primaverile. Sta diventando un appuntamento annuale, e la finestra si allarga ogni anno.
Per un impianto fotovoltaico questo cambia la domanda. Il valore di un MWh dipende meno da quanto produci e più da quando lo immetti: e il momento di massima produzione coincide ormai con le ore in cui il prezzo va verso lo zero. La curva che disegnano tutti è quella di produzione. Quella che paga le bollette è la curva del prezzo.
Profilo orario del prezzo zonale
| Ora | EUR/MWh |
|---|---|
| 00:00 | 95 |
| 01:00 | 88 |
| 02:00 | 82 |
| 03:00 | 80 |
| 04:00 | 82 |
| 05:00 | 88 |
| 06:00 | 96 |
| 07:00 | 100 |
| 08:00 | 84 |
| 09:00 | 52 |
| 10:00 | 18 |
| 11:00 | 3 |
| 12:00 | 0 |
| 13:00 | 0 |
| 14:00 | 1 |
| 15:00 | 6 |
| 16:00 | 20 |
| 17:00 | 48 |
| 18:00 | 86 |
| 19:00 | 120 |
| 20:00 | 138 |
| 21:00 | 140 |
| 22:00 | 119 |
| 23:00 | 104 |
Il mezzogiorno a zero è il nuovo baseline
In una giornata soleggiata e a bassa domanda il prezzo zonale traccia un canyon: un fondo profondo a mezzogiorno, quando il solare inonda il mercato, e un picco netto dopo il tramonto, quando esce. Il 1° maggio 2026 il fondo di quel canyon ha toccato lo zero per sei ore, e la sera è risalita sopra i 130 EUR/MWh.
L'Italia ha ancora un floor regolatorio a zero. A differenza di Spagna, Germania e Francia, il prezzo del giorno prima non può ancora andare in negativo: quel floor è l'unica cosa tra il «gratis» e il «paghi per immettere». È in discussione, non rimosso. Così la versione italiana della cannibalizzazione non si vede come prezzi negativi. Si vede come ore che semplicemente non valgono nulla, concentrate proprio quando i pannelli lavorano di più.
Il meccanismo: il valore catturato che scende
Il meccanismo ha un nome: capture-price decay, il declino del prezzo catturato. Man mano che la penetrazione solare sale, il solare abbassa il proprio prezzo di vendita nelle stesse ore in cui produce: si cannibalizza da solo. Due numeri lo misurano: il capture price (il prezzo medio che un MWh solare incassa davvero) e il capture factor (quel prezzo come quota della media di base). Scendono entrambi quando entrano nuovi pannelli.
Prezzo e fattore di cattura del solare
| Mercato/anno | Prezzo di cattura (EUR/MWh) | Fattore di cattura (%) |
|---|---|---|
| ES 2023 | 61 | 83% |
| ES 2025 | 16.8 | 54% |
| IT 2026 | 97 | 86% |
La Spagna è il precedente. In due anni il prezzo catturato del solare spagnolo è sceso da 61 a 16,8 EUR/MWh, e il fattore di cattura dall'83% al 54%. Non è solo la Spagna: BCG stima in oltre 14 miliardi di dollari il colpo ai ricavi di solare ed eolico UE nel 2025, con le ore a prezzo negativo nei mercati più colpiti salite da circa 200 nel 2020 a oltre 500 nel 2025 (Germania circa 575, Spagna circa 570, Francia oltre 510). L'Italia ha registrato zero ore negative, ma solo grazie al floor.
Dove si colloca l'Italia
L'Italia non è la Spagna, non ancora. Ha tuttora il fattore di cattura del solare più alto d'Europa, intorno all'86%, e un prezzo catturato vicino a 97 EUR/MWh, perché nelle ore solari italiane il prezzo marginale lo fa ancora il gas. È un cuscinetto, ed è reale.
Due cose lo stanno assottigliando. La prima: il PUN è stato formalmente superato il 1° gennaio 2025, e un meccanismo transitorio tiene ancora uniforme a livello nazionale il prezzo lato domanda, ma l'offerta è già valorizzata in modo zonale, e il passaggio pieno ai prezzi zonali è una questione di quando, non di se. La seconda: ogni nuovo GW di solare spinge altre ore di mezzogiorno verso il fondo. La media annua sembra ancora comoda. Il MWh marginale di mezzogiorno no, ed è proprio quello che un nuovo impianto aggiunge.
Quattro modi di vendere lo stesso MWh
Qui sta il punto operativo. Lo stesso MWh fisico vale cifre molto diverse a seconda di come lo porti a mercato.
Valore lordo catturato per MWh, per via di vendita
esposta al decay; PMG 47,5 EUR/MWh solo <=1 MW e primi 2 GWh
prezzo fissato dal rischio di profilo; >=500 kWp, >=5 anni
energia + premio TIP sull'energia condivisa; max 1 MW/UP, cabina primaria
costo variabile evitato in bolletta; coperto da iperammortamento anche a distanza
| Via | Min (EUR/MWh) | Max (EUR/MWh) | Dettaglio |
|---|---|---|---|
| Merchant / RID | 45 | 90 | — |
| PPA fisso | 70 | 90 | — |
| CER + TIP | 130 | 200 | energia 70 + TIP 90 |
| Autoconsumo | 150 | 220 | — |
- Merchant / RID segue il prezzo zonale. Sotto 1 MW un prezzo minimo garantito (PMG) di 47,5 EUR/MWh copre solo i primi 2 GWh; sopra 1 MW non c'è nessun floor. È la via più esposta al decay, perché incassa proprio nelle ore che vanno a zero.
- PPA fisso de-rischia il prezzo: circa 70-90 EUR/MWh al Nord per impianti sopra ~500 kWp e oltre i cinque anni. Il livello lo fissa il rischio di profilo, non la resa.
- CER + TIP: la tariffa incentivante della condivisione (TIP, DM 414/2023) paga 60-120 EUR/MWh sopra il valore energia dell'energia condivisa, per 20 anni, con una maggiorazione al Nord, ma solo entro vincoli stringenti (max 1 MW per unità incentivata, una sola cabina primaria, un unico soggetto referente). Sposta valore dove c'è consumo contestuale. La realtà operativa l'abbiamo trattata in CER dopo le regole GSE.
- Autoconsumo (in sito e a distanza) vale il costo variabile evitato in bolletta: circa 150-220 EUR/MWh, contro ~70-100 se lo stesso kWh fosse venduto. È la via che preserva più valore, e l'iperammortamento 2026 la copre anche «a distanza».
Le quattro vie non differiscono di qualche punto. Le vie strutturate, CER e autoconsumo, valgono un multiplo di quelle commodity, e solo il merchant scivola verso lo zero nel tempo. Sta arrivando una quinta via regolata: il FER X, il cui decreto definitivo è stato firmato a giugno 2026, fissa il prezzo con un contratto per differenza bidirezionale a 20 anni (37,15 GW complessivi, prezzo di riferimento per il FV intorno a 85-95 EUR/MWh, prima asta in autunno 2026). Resta in gran parte utility-scale e non sostituisce la logica di profilo per chi costruisce intorno a condivisione e autoconsumo, ma è un altro modo in cui il «quando» viene fissato per contratto invece che lasciato al mercato.
L'accumulo è il ponte
Se il problema è il tempo, l'accumulo è la risposta più diretta.
L'accumulo cattura lo spread orario
spread ~137 EUR/MWh
| Momento | EUR/MWh |
|---|---|
| Mezzogiorno | 3 |
| Sera (picco) | 140 |
Spostare un MWh dal fondo di mezzogiorno verso il picco serale cattura uno spread di ben oltre 100 EUR/MWh. Non è un upside speculativo: è ciò che rende investibile la quota merchant di un progetto. Il mercato si sta già muovendo: gli accumuli italiani hanno raggiunto 18,8 GWh e 7,73 GW a fine marzo 2026, con la capacità utility-scale circa raddoppiata nel 2025 e il segmento C&I dietro il contatore atteso in crescita di circa un terzo nel 2026. Il rapporto IREX 2026 conta 51 miliardi di euro investiti nel 2025 in rinnovabili e storage italiani. L'accumulo sta diventando parte della tesi di ricavo, non una voce aggiunta alla fine.
Dove vediamo sbagliare
Dal lato di chi costruisce, gli errori ricorrenti riguardano la struttura, non la resa:
- modellare il fotovoltaico a prezzo medio annuo invece che a profilo orario;
- assumere il fattore di cattura costante mentre la penetrazione continua a salire;
- scegliere la via di vendita dopo aver dimensionato l'impianto, anziché prima;
- trattare lo storage come un'opzione invece che come parte della tesi di ricavo;
- sottovalutare il rischio di profilo nei PPA e il rischio merchant nella coda post-incentivo.
È un problema di struttura prima che di resa. Quale impianto costruisci conta meno di come decidi di vendere quello che produce, un punto che sta accanto ai gap di due diligence di cui abbiamo scritto sulla bancabilità del FV italiano.
Il «quanto» è una domanda di ingegneria, ed è in gran parte risolta. Il «quando» è una domanda finanziaria, ed è lì che oggi vive il valore. Se stai dimensionando un progetto e vuoi una seconda lettura sulla via di vendita prima di impegnarti, scrivici presto.
Fonti
Prezzi dell'energia e mezzogiorno a zero: GME (zonali/PUN), Il Sole 24 Ore, Italia Solare. Capture-price decay: Modo Energy (Spagna ed Europa) e BCG, «Flexibility, Not Capacity, Will Decide Renewable Energy's Future» (2026). Merchant/PMG e transizione PUN-zonale: ARERA, GSE. Benchmark PPA: Pexapark e stampa di settore. Premio CER: DM MASE 414/2023, GSE, FAQ MASE. Valore dell'autoconsumo: ARERA, Eurostat. Iperammortamento e FER X: L. 199/2025 e decreto 4 maggio 2026, e decreto FER X (giugno 2026), MASE. Storage e investimenti: Italia Solare su dati Terna Gaudi, Althesys IREX 2026. Dati aggiornati a giugno 2026.