Prezzi del fotovoltaico e dell’accumulo 2025: le strategie vincenti

pv magazine Italia ha incontrato e parlato con quello che il Financial Times definisce “una delle principali menti del pricing del mondo” Danilo Zatta, consulente direzionale per PMI e grandi gruppi aziendali sia in Italia che a livello mondiale.

Fresco di pubblicazione del suo nuovo libro sul tema “Pricing efficace”, abbiamo approfondito con lui le dinamiche attuali e le strategie di pricing nel fotovoltaico e nell’accumulo energetico in un quadro di forte ipercompetizione globale, prezzi ai minimi storici, e nuove sfide per produttori e installatori.

Quali sono oggi le dinamiche di pricing nel mondo del fotovoltaico? E quali gli errori più comuni?
Il mercato fotovoltaico vive una fase di iper-competizione senza precedenti. Dopo un 2024 segnato da un vero e proprio eccesso di offerta, soprattutto dalla Cina, i prezzi dei moduli hanno toccato i minimi storici: in Europa, nel secondo semestre 2024, si è scesi sotto i 0,10 euro per watt. È una dinamica paradossale: la domanda continua a crescere, ma la capacità produttiva è aumentata ancora più rapidamente, comprimendo i margini di tutti gli operatori. In questo contesto, le logiche di prezzo non possono più essere statiche. Chi ragiona ancora in termini di cost-plus pricing – cioè aggiungendo un margine fisso ai costi – è destinato a soffrire . Il prezzo oggi è il risultato di un equilibrio delicato tra brand, performance tecnologica, ad esempio i moduli N-type o HJT, servizio post-vendita e affidabilità lungo la filiera.

Gli errori più frequenti?
Il primo è la rigidità: mantenere listini uniformi per mercati diversi o per trimestri molto volatili. Il secondo è la sottovalutazione del valore percepito: non tutti i clienti scelgono solo sul prezzo, molti cercano durata, garanzie e solidità del produttore. Infine, c’è la mancanza di protezione sui contratti: senza clausole di indicizzazione, per esempio ai costi di silicio o al cambio euro/dollaro, si rischia di trasformare un preventivo in perdita dopo pochi mesi.

Nel comparto dell’accumulo energetico, come si muove il pricing?
L’accumulo è un mondo a sé, e la logica del prezzo è in piena evoluzione. Nel 2024 il costo medio dei sistemi al litio è sceso a livelli record – circa 115 dollari per kWh a livello di pacco batteria – e questo ha aperto nuove opportunità per l’autoconsumo e il peak shaving. Ma attenzione: vendere una batteria solo “a kWh” è un errore. Il vero valore non è nella capacità nominale, ma nei cicli garantiti, nella profondità di scarica (Depth of Discharge), nell’efficienza del sistema e nei servizi integrati . Due batterie da 10 kWh possono avere una vita utile e un rendimento completamente diversi. Un altro errore è non considerare i flussi di ricavo complementari. Un accumulo non serve solo a “immagazzinare energia”, ma può fornire servizi di rete, evitare penali di picco o partecipare a schemi di aggregazione. Quando il prezzo riflette anche queste dimensioni, diventa uno strumento di valore, non solo un costo.

In un mercato europeo colpito da una “guerra dei prezzi”, come possono i produttori difendere i margini senza perdere competitività?
La “guerra dei prezzi” in Europa ha messo in crisi anche i player più solidi. Ma non tutto è prezzo: la competitività oggi passa per la differenziazione intelligente. Le aziende più resilienti stanno adottando strategie multi-tier: offrono linee “premium” con servizi e garanzie estese, e linee “value” per progetti sensibili al costo. In questo modo difendono il margine dove il cliente è disposto a pagare di più. Altri puntano su modelli di prezzo indicizzati, legando i contratti a benchmark di mercato (come gli indici PVSpot o BNEF), così da evitare perdite improvvise in caso di variazioni. Ma la chiave è spostare l’attenzione dal modulo al sistema: proporre soluzioni integrate – moduli, inverter, monitoraggio, assicurazione, manutenzione – consente di valorizzare il pacchetto completo e di sfuggire alla logica del prezzo al watt. È una forma di “value storytelling” tecnico-commerciale che distingue chi vende prodotti da chi offre soluzioni .

In che modo le politiche cinesi stanno influenzando i prezzi dei moduli e la catena del valore europea?
La Cina resta il baricentro del fotovoltaico mondiale. La recente riduzione dei rimborsi IVA all’esportazione (dal 13% al 9%) e la nuova tassazione sul polisilicio hanno ridotto i margini dei produttori cinesi, ma non hanno ancora innescato un vero rialzo dei prezzi globali. L’enorme capacità produttiva installata in Cina continua a esercitare una pressione al ribasso. Tuttavia, questi interventi stanno iniziando a ridisegnare la geografia industriale: alcuni produttori cinesi stanno delocalizzando parte della produzione in Sud-Est asiatico per aggirare barriere commerciali, mentre in Europa cresce la discussione su strumenti di difesa della filiera – incentivi alla produzione locale, resilience bonus, criteri ESG più stringenti negli appalti pubblici.
Il risultato? Una lenta, ma reale, ri-nazionalizzazione strategica della supply chain, che potrebbe portare a un prezzo europeo più stabile ma anche a un mercato più segmentato, dove la provenienza e la tracciabilità dei moduli diventano parte integrante del valore .

Quali modelli di prezzo dinamico possono funzionare per installatori ed ESCo italiane nel 2025?
Il 2025 sarà l’anno della creatività nel pricing. Con la fine del Superbonus e l’avvio concreto delle Comunità energetiche rinnovabili (CER), il valore non si gioca più solo sul costo del kilowatt installato, ma sulla resa economica per il cliente finale. Per gli installatori e le ESCo italiane diventa strategico adottare logiche di value-based pricing: il prezzo deve riflettere i benefici misurabili – riduzione della bolletta, autonomia energetica, incentivi GSE, minor esposizione ai picchi PUN – più che il costo delle componenti.
Stanno emergendo modelli interessanti:
• Energy-as-a-Service, con canone mensile basato sull’energia autoconsumata o condivisa, e premi di performance se l’impianto supera determinati rendimenti.
• Bundle fotovoltaico + storage + O&M, con prezzo “a sistema” e non per singolo componente, per ridurre la percezione di volatilità dei prezzi.
• Offerte stagionali dinamiche, con sconti per installazioni in periodi di bassa domanda e recupero di margine su servizi a valore (monitoraggio, estensione garanzie, pulizia moduli).
• Modelli CER “a MWh condiviso”, in cui la tariffa è costruita attorno ai ricavi GSE (100–130 €/MWh) e include la gestione amministrativa e la manutenzione della comunità.
In sintesi, il fotovoltaico italiano sta passando da un modello “prodotto + sconto” a un modello “servizio + valore”. E chi saprà rendere il prezzo una leva di relazione, e non solo di competizione, sarà il vero vincitore del 2025

Quale è il modello di business delle batterie, considerando capacity, Macse, tolling e PPA?

Il mondo delle batterie sta vivendo una fase di forte trasformazione. Fino a poco tempo fa, lo storage era considerato un complemento al fotovoltaico mentre oggi è un vero e proprio asset strategico, con modelli di business sempre più diversificati e sofisticati. Oggi convivono diversi approcci, che riflettono anche la maturità dei mercati elettrici.
Il primo è quello “capacity”, legato ai meccanismi di remunerazione della disponibilità di potenza. In Italia, il Capacity Market garantisce alle batterie un flusso stabile di entrate, premiando la loro capacità di essere disponibili quando il sistema ne ha più bisogno. È un modello interessante per investitori istituzionali perché offre visibilità e ritorni prevedibili.
Poi c’è il mondo del “tolling”, dove un operatore o trader energetico gestisce la batteria per conto del proprietario, ottimizzandone l’uso sui mercati dell’energia. Qui la logica è quella del “merchant model”: si guadagna sulla capacità di muoversi velocemente tra mercati spot, servizi di bilanciamento e regolazione di frequenza. È un modello più dinamico e rischioso, ma con margini potenzialmente più alti.
Un terzo filone riguarda i PPA “con storage”, cioè contratti di lungo termine che integrano la flessibilità delle batterie all’interno di impianti fotovoltaici. In questo caso lo storage diventa parte del modello energetico: consente di spostare la produzione nelle ore di maggiore domanda e di offrire un profilo di consegna più prevedibile e “su misura” per l’offtaker.
Infine, si sta affermando il modello ibrido o multi-servizio , che combina più fonti di ricavo: remunerazione capacity, arbitraggio sui mercati e servizi ancillari. È la direzione verso cui si muove l’intero settore, anche grazie all’evoluzione normativa e alla digitalizzazione dei sistemi di gestione.

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