Nel 2026 il tema centrale del fotovoltaico europeo non è più quanto installare, ma se e quando i progetti riescono davvero ad andare a regime.
Connessione alla rete, tempi autorizzativi e prezzi dell’elettricità stanno ridefinendo le condizioni di fattibilità e di rendimento. L’analisi completa, con dati e grafici, è disponibile nell’articolo originale.https://www.maysunsolar.it/blog/cambiamenti-chiave-progetti-fotovoltaici-europa
Introduzione
Intorno al 2026, il deployment dei progetti fotovoltaici in Europa sta cambiando. Le principali variabili non riguardano più la tecnologia, ma il ritmo di attuazione delle politiche, le condizioni del mercato elettrico e le regole di realizzazione.
Obiettivi di capacità invariati, ma connessione alla rete, tempi autorizzativi e volatilità dei prezzi rendono meno prevedibili tempistiche e ricavi dei progetti. In questo contesto, il successo dei progetti di fotovoltaico per le aziende dipende sempre meno dal costo dei moduli e sempre più dal fattore tempo e dalla gestione dell’incertezza.
Questo articolo analizza i cambiamenti che nel 2026 incidono sulla fattibilità dei progetti e sulla struttura dei ricavi nel fotovoltaico europeo.
Cambiamento 1: rallentamento delle installazioni, il mercato entra in una fase di assestamento
Nel 2025, le nuove installazioni fotovoltaiche in Europa registrano per la prima volta una flessione su base annua.
Secondo SolarPower Europe, le nuove installazioni nell’UE nel 2025 si attestano a circa 64–65 GW, in lieve calo rispetto al 2024. Si tratta del primo arretramento annuale dell’ultimo decennio. Dopo tassi di crescita superiori al 40% nel 2022–2023, nel 2024 la crescita è già scesa a una cifra singola. Il volume installato resta elevato, ma la dinamica di crescita è cambiata.
Per i progetti, questo rallentamento non indica una riduzione della domanda, bensì una minore certezza nel percorso dalla pianificazione alla connessione alla rete. In diversi Stati membri, i progetti di fotovoltaico aziendale risultano sempre più vincolati a condizioni di allaccio, tempi autorizzativi e criteri finanziari più stringenti. Di conseguenza, il completamento dei lavori non coincide più automaticamente con l’avvio dei ricavi.
Le principali cause riguardano:
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restrizioni sulla capacità di rete e sull’accesso alla connessione;
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allungamento dei processi autorizzativi;
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criteri più rigorosi da parte degli istituti finanziari.
Ne deriva un divario crescente tra la capacità pianificata e i progetti effettivamente realizzabili nei tempi previsti. Secondo lo scenario intermedio di SolarPower Europe, mantenendo le attuali condizioni di deployment, la capacità fotovoltaica cumulata dell’UE potrebbe raggiungere circa 718 GW entro il 2030, al di sotto dell’obiettivo di 750 GW.
Per le imprese, il nodo centrale non è il volume delle installazioni, ma il fattore tempo: ritardi nella connessione alla rete e nell’avvio dei flussi di cassa incidono sempre più direttamente sul rendimento dei progetti.
Cambiamento 2: calo dei prezzi dell’elettricità e prezzi negativi, ROI più difficile da prevedere
Intorno al 2026, i prezzi dell’elettricità non costituiscono più un riferimento stabile per le ipotesi di ricavo dei progetti fotovoltaici in Europa. In diversi mercati chiave, i prezzi all’ingrosso sono tornati su livelli comparabili al 2018–2019, mentre aumenta la penetrazione di fonti a basso costo marginale. Contestualmente, crescono volatilità, differenze orarie e frequenza di prezzi nulli o negativi.
Molti progetti di fotovoltaico aziendale continuano a basarsi su un modello semplificato di valutazione dei ricavi:
ROI ≈ CAPEX + prezzo medio annuo dell’elettricità × ore annue di produzione
Questo approccio risultava efficace in una fase di prezzi elevati e relativamente stabili. Con l’attuale struttura di mercato, però, i prezzi più bassi e negativi tendono a concentrarsi proprio nelle ore di maggiore produzione fotovoltaica, facendo sì che il prezzo di liquidazione reale si discosti sempre più dal prezzo medio annuo.
A parità di CAPEX e ore di produzione, le performance di cassa dei progetti possono quindi divergere in modo significativo. Con un prezzo medio nominale di 60 €/MWh, differenze nella struttura temporale della produzione, nell’autoconsumo o nella copertura contrattuale possono ridurre il prezzo di liquidazione reale a 45–50 €/MWh, oppure mantenerlo più vicino al valore nominale. In questi casi, l’IRR del progetto può differire di 2–4 punti percentuali.
Il cambiamento centrale non riguarda quindi il CAPEX o la produzione annua, ma l’affidabilità del prezzo medio annuo come indicatore dei ricavi reali. Quando questa variabile diventa instabile, le previsioni di ROI basate su valori medi perdono significato e i ricavi dipendono sempre più dalle modalità di liquidazione e dal profilo temporale della produzione.
Cambiamento 3: frammentazione nell’attuazione delle politiche e differenziazione del ritmo dei progetti
Intorno al 2026, i singoli Paesi europei incidono in modo sempre più diretto sul ritmo di avanzamento dei progetti fotovoltaici e sulle modalità di realizzazione dei ricavi attraverso regole specifiche.
1. Revisione dei sussidi in presenza di prezzi negativi
In Germania, il piano “Solarspitzen” prevede che, per gli impianti entrati in esercizio dopo il 2025, l’energia immessa in rete durante periodi di prezzo negativo non riceva più incentivi. La misura mira a ridurre la spesa per i sussidi e a contenere le situazioni di eccesso di sistema, con possibili requisiti aggiuntivi in termini di misurazione e limitazione della potenza immessa.
Di conseguenza, i ricavi dei progetti di fotovoltaico per le aziende dipendono sempre meno dalla sola capacità installata e sempre più dalla distribuzione oraria della produzione, dall’autoconsumo e dall’eventuale integrazione di accumulo, rendendo più incerti tempi di rientro e rendimento complessivo.
2. Permessi, connessione alla rete e ritardi amministrativi
In Italia, la domanda rimane elevata, ma l’avanzamento dei progetti è spesso rallentato dai processi autorizzativi, con ritardi significativi tra la firma dei contratti e l’avvio dei lavori. Anche in presenza di soluzioni tecniche ed economiche consolidate, i progetti vengono frequentemente rinviati alla finestra temporale successiva.
In Francia, Spagna e in parte dell’Europa centro-orientale, le criticità si concentrano soprattutto sulla connessione alla rete: l’espansione delle infrastrutture procede più lentamente rispetto alla crescita delle installazioni, con conseguenti code e rinvii della messa in esercizio.
Nonostante le differenze nazionali, l’effetto è convergente: i progetti risultano più esposti a ritardi e il calendario di costruzione tende a disallinearsi rispetto all’avvio dei ricavi. In questo contesto, le imprese non valutano più solo il costo per watt, ma attribuiscono maggiore importanza alla potenza per unità di superficie, alla stabilità di produzione e alla compatibilità con le condizioni di sistema, per garantire un deployment efficiente entro finestre temporali sempre più limitate.
Cambiamento 4: aumenta l’importanza della valutazione del rischio di progetto
Dopo il 2026, per i progetti fotovoltaici la questione centrale non è più se convenga investire, ma se esistano le condizioni per una realizzazione efficace nell’attuale quadro normativo e nei tempi disponibili. In questo contesto, la valutazione del rischio deve essere anticipata e tradotta in criteri decisionali concreti.
Primo, dare priorità alla certezza temporale rispetto al rendimento teorico.
In presenza di finestre di connessione incerte, iter autorizzativi variabili e regole di liquidazione meno stabili, la chiarezza del percorso di allaccio e la controllabilità delle tempistiche risultano spesso più indicative di un IRR nominale.
Secondo, considerare fin dalla progettazione i rischi legati ai prezzi dell’energia e alla liquidazione.
L’aumento dei prezzi negativi e le modifiche ai meccanismi di compensazione riducono la rappresentatività del prezzo medio annuo, rendendo necessaria una valutazione preventiva della struttura temporale della produzione, dell’autoconsumo e di eventuali coperture di prezzo.
Terzo, la scelta dei componenti e della configurazione di sistema deve supportare la certezza esecutiva.
Con finestre operative più ristrette, la selezione dei pannelli fotovoltaici non può basarsi solo sul costo per watt, ma su potenza per unità di superficie, stabilità di produzione e compatibilità con il sistema.
Quarto, controllare il ritmo è più importante che ampliare la scala.
Concentrarsi su progetti realmente realizzabili e coordinare in modo coerente approvvigionamenti e lavori consente di ridurre i rischi di esecuzione e mantenere continuità nell’avanzamento.
Conclusione
Nel 2026 il mercato fotovoltaico europeo non entra in una fase di contrazione, ma in una fase in cui contano maggiormente la capacità di giudizio e la qualità dell’esecuzione. Per le imprese, anticipare la valutazione del rischio e progettare soluzioni basate sulla certezza operativa diventa un fattore determinante.
In questo scenario, individuare progetti con percorsi di connessione chiari e tempistiche controllabili risulta più rilevante rispetto alle sole stime teoriche di rendimento. I progetti in grado di completare il deployment entro finestre temporali limitate e di avviare i flussi di cassa secondo il piano presentano una maggiore probabilità di successo nel nuovo contesto del fotovoltaico per le aziende.
