Secondo l’EU Solar Market Outlook 2025–2030 di SolarPower Europe, il mercato europeo ha registrato nel 2025 la prima contrazione annuale degli ultimi dieci anni, con 65,1 GW installati — una riduzione dello 0,7% rispetto al 2024. Non è un dato drammatico in sé. È il segnale di qualcosa di strutturale.

Troppo sole nelle ore sbagliate

Il problema non è che si installa poco fotovoltaico. È che quello già installato vale sempre meno nelle ore in cui produce di più.

Il report documenta un fenomeno che si sta acuendo rapidamente: il cosiddetto effetto cannibalizzazione. Quando abbondante produzione solare si concentra nelle ore centrali della giornata con bassa domanda, i prezzi all’ingrosso crollano — talvolta fino a zero o in territorio negativo. Il risultato è che il prezzo catturato dal solare si riduce strutturalmente rispetto alla media di mercato.

I dati parlano chiaro. Tra gennaio e settembre 2025, il capture rate medio è sceso al 58% in Germania e al 52% in Spagna, rispetto al 67% e 63% dell’anno precedente. Il calo più acuto si è registrato tra aprile e maggio: in Germania il capture rate è passato da oltre il 50% di marzo al 33% di maggio; in Spagna da 49% a 18% nello stesso arco. Dal report sull’EU Battery Storage Market Review 2025, emerge che nel 2025 le ore con prezzi negativi in Europa hanno raggiunto un nuovo massimo storico al 3,4% del tempo — circa 310 ore complessive, quasi due settimane consecutive.

Questi non sono numeri astratti. Per un impianto utility-scale con PPA indicizzato al mercato, un capture rate al 52% significa che il prezzo effettivamente incassato è circa la metà del prezzo medio orario dell’anno. La differenza tra le due grandezze è la misura esatta di quanto valore viene eroso ogni primavera.

Il mercato che si aspettava di non fare i conti con la flessibilità

Per anni il fotovoltaico ha prosperato in un sistema pensato per la generazione programmabile. Le reti erano dimensionate per centrali a gas, non per decine di GW che producono tutti insieme a mezzogiorno. Il risultato è che più solare entra nel sistema senza che il sistema si adatti — storage, demand response, grid digitalizzazione — più il valore di ogni nuovo kWh solare si comprime.

SolarPower Europe descrive questa dinamica come il nodo centrale del prossimo quinquennio. Lo scenario mediano dell’outlook prevede ulteriori contrazioni nel 2026 e nel 2027, seguite da una lenta ripresa che riporterebbe le installazioni annue a circa 67 GW entro il 2030. Nello scenario più probabile, l’Europa non raggiungerà il target di 750 GW cumulativi entro il 2030, fermandosi a 718 GW — 32 GW sotto l’obiettivo. Solo lo scenario alto, che richiede un’accelerazione decisiva su storage e flessibilità, è compatibile con i target europei.

L’Italia in controtendenza sulle aste, ma con gli stessi vincoli strutturali

In questo contesto, l’Italia presenta una dinamica particolare. Nel 2025 ha perso il terzo posto nel ranking europeo per installazioni annue, superata dalla Francia, con 5,2 GW installati contro i 6,7 GW transalpini. Il calo è concentrato sul segmento rooftop residenziale e commerciale, penalizzato dall’esaurimento del Superbonus. Il segmento utility-scale mostra invece segni opposti: grazie al meccanismo FER X Transitorio, l’Italia ha aggiudicato nel 2025 un volume record di 10,8 GW in aste — il dato più alto mai registrato in Europa in un singolo anno da un singolo paese secondo il report Auctions and Corporate PPAs Market Review 2025 — e punta a raggiungere 80 GW cumulativi entro il 2030.

Ma le aste assegnano capacità, non la mettono in rete. I colli di bottiglia strutturali — saturazione della rete, tempi autorizzativi, congestione locale — rimangono i fattori che determinano la distanza tra pipeline e installato effettivo.

Cosa cambia per chi gestisce impianti oggi

Questo scenario ridefinisce le priorità di chi possiede o gestisce asset fotovoltaici esistenti, non solo di chi ne sviluppa di nuovi.

In un mercato espansivo, la qualità della gestione era un fattore secondario: l’impianto produceva, il prezzo era sostenuto, il ricavo arrivava. In un mercato dove il capture rate si comprime strutturalmente, dove il prezzo varia ora per ora e zona per zona, dove i PPA devono essere confrontati con l’andamento reale del mercato, la capacità di misurare con precisione cosa succede all’impianto — e quando — diventa una leva economica diretta.

Il report di SolarPower Europe lo sintetizza in un passaggio che vale la pena tenere a mente: la flessibilità non è solo una questione di storage fisico. È la capacità del sistema — e di chi lo gestisce — di sapere esattamente quando e quanto l’asset sta producendo, e di confrontarlo con il contesto di mercato in cui quella produzione viene valorizzata.

Il fotovoltaico europeo non è in crisi. Sta crescendo di maturità. E la maturità richiede strumenti diversi dall’entusiasmo.

Fonti: SolarPower Europe, EU Solar Market Outlook 2025–2030; EU Battery Storage Market Review 2025; Auctions and Corporate PPAs Market Review 2025.

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