Prezzo catturato dal fotovoltaico nel primo semestre 2026: la divergenza zonale

Nel primo semestre 2026 il prezzo medio catturato dagli impianti fotovoltaici in Italia è aumentato rispetto allo stesso periodo del 2025, ma la sua distribuzione territoriale si è modificata in modo sostanziale. Il dato aggregato nasconde una divaricazione tra le zone di mercato che un anno fa, a parità di periodo, non esisteva, con implicazioni dirette sulla valutazione degli impianti e sulla strutturazione dei ricavi.

Il prezzo catturato, o capture price, è il prezzo medio effettivamente ottenuto dall'energia fotovoltaica: la media dei prezzi orari di mercato ponderata sulla produzione dell'impianto, ora per ora. L'analisi lo calcola incrociando i prezzi zonali del Mercato del Giorno Prima pubblicati dal GME con la produzione fotovoltaica di ciascuna zona, ricostruita da dati di irraggiamento reali e calcolata separatamente per impianti a struttura fissa e a inseguimento monoassiale. La maggior parte delle elaborazioni disponibili utilizza invece il profilo di produzione tipico di una giornata media: un approccio che per costruzione sovrastima il valore catturato, perché ignora la variabilità meteorologica.

Il capture rate è il rapporto tra prezzo catturato e prezzo medio zonale, quest'ultimo calcolato come media aritmetica dei prezzi orari dell'intero periodo. Un valore inferiore al 100% indica che l'impianto produce nelle ore in cui i prezzi sono più bassi della media: nella zona SUD, ad esempio, 86,6 €/MWh catturati su un prezzo medio di 122,2 danno un capture rate del 70,9%. Metodologia e fonti sono descritte nella nota in calce.

I valori presentati approssimano i prezzi dell'energia ceduta alla rete di un impianto interamente esposto al mercato spot: senza PPA, senza tariffe FER X o altri incentivi GSE, senza i prezzi minimi garantiti previsti dal Ritiro Dedicato per gli impianti fino a 1 MW. L'analisi riguarda quindi principalmente e direttamente gli impianti con approccio merchant, anche parziale: una condizione che interessa una quota crescente del parco, dagli impianti in uscita dagli incentivi ventennali del Conto Energia ai progetti in attesa di contrattualizzazione, fino alle quote di produzione non coperte da PPA o CfD. Per gli impianti con ricavi stabilizzati da uno di questi meccanismi, il prezzo catturato di mercato resta la grandezza rispetto alla quale si misura il valore della copertura.

Il quadro nazionale

Il primo semestre 2026 è stato un semestre di prezzi elevati e in aumento. Il prezzo medio zonale è salito ovunque rispetto allo stesso periodo del 2025, dal +2,6% delle zone SUD e CALA al +7,6% della zona NORD. Sul PUN, la media baseload del semestre è di 127,2 €/MWh, contro 119,5 €/MWh nel 2025 e 93,5 €/MWh nel 2024: un livello superato, nella serie dal 2020, soltanto nei due anni della crisi energetica (2022–2023) conseguente all'avvio del conflitto in Ucraina.

Il fotovoltaico ha però beneficiato di questo contesto solo in parte, e in misura molto diversa a seconda della zona. Per un impianto fisso, il prezzo catturato ponderato sul PUN passa da 96,0 a 98,6 €/MWh (+2,7%), meno della metà del rialzo del mercato. Il capture rate scende da 80,3% a 77,5%: l'aumento dei prezzi si è concentrato nelle ore in cui il fotovoltaico non produce.

Il dato nazionale è comunque la media di dinamiche zonali divergenti. Nelle due tabelle il punto di osservazione è l'ultima colonna: i capture rate 2026 delle zone settentrionali restano vicini all'80%, quelli delle zone meridionali scendono al 70–74%.

Ponderazione su produzione oraria effettiva (stime Renewo su dati GME). Il prezzo medio zonale, media aritmetica dei prezzi orari dell'intero periodo (24 ore), è indipendente dalla configurazione ed è riportato in entrambe le tabelle per riferimento.

Per il mercato, il semestre è stato quindi favorevole; per il fotovoltaico lo è stato solo dove il capture rate ha tenuto. È questa asimmetria, non il livello dei prezzi, il dato che incide sul ricavo atteso di un impianto.

La forbice zonale

L'asimmetria ha una geografia precisa. Nel primo semestre 2025 il prezzo catturato era sostanzialmente omogeneo sul territorio: per un impianto fisso, cinque zone su sette erano comprese tra 95,0 e 96,3 €/MWh, con la sola zona SARD al di sotto. Dodici mesi dopo, lo scarto tra le zone NORD e SUD è di circa 16 €/MWh.

La divaricazione non deriva solo dai prezzi medi, che sono aumentati in tutte le zone, sebbene meno nelle zone meridionali, dove la compressione delle ore diurne deprime anche la media delle 24 ore. Deriva soprattutto dal capture rate: nella zona NORD è rimasto stabile, nelle zone meridionali è sceso di sei-nove punti percentuali in un anno. Il caso della zona SUD è il più netto. A fronte di un prezzo medio in aumento di 3,1 €/MWh, il prezzo catturato è diminuito di 8,4 €/MWh.

Il meccanismo è quello documentato dalla nostra serie periodica sulle ore a prezzo compresso o nullo. Nelle zone dove la penetrazione fotovoltaica è alta rispetto alla domanda, l'offerta solare fa scendere sistematicamente i prezzi nelle ore centrali della giornata, le stesse in cui si concentra la produzione: è la cosiddetta cannibalizzazione dei prezzi. Il prezzo medio zonale può quindi salire, trainato dalle ore serali e notturne, mentre il valore unitario dell'energia fotovoltaica scende. Nel primo semestre 2026 il fenomeno ha interessato in misura marcata le zone CSUD, SUD, SICI e CALA; nella zona NORD il rapporto tra capacità solare installata e domanda ha mantenuto il capture rate sui livelli dell'anno precedente.

L'andamento mensile

L'andamento mensile mostra che la divergenza è un fenomeno essenzialmente primaverile. Nei mesi invernali le zone NORD e SUD distano cinque-otto punti percentuali di capture rate; in aprile e maggio la distanza sale a dodici-quattordici punti percentuali, con la zona SUD che a maggio cattura il 50,5% del prezzo medio zonale, metà del valore dell'ora media, contro il 64,2% della zona NORD. A giugno, con la ripresa della domanda, la forbice si richiude parzialmente.

L'analisi su una finestra mobile a dodici mesi — la lettura di dodici mesi consecutivi, aggiornata mese per mese, che segue l'evoluzione del fenomeno nel tempo — permette di datarlo. Per tutto il 2025 la distanza di capture rate tra le zone NORD e SUD è rimasta compresa tra uno e tre punti percentuali; da febbraio 2026 si è allargata progressivamente, fino a 5,9 punti percentuali nella finestra chiusa a giugno. La divergenza è un fatto del 2026, non l'emersione graduale di una tendenza già in corso.

Per chi valuta un impianto nelle zone meridionali, la stagionalità è parte del rischio: il ricavo del secondo trimestre è strutturalmente il più esposto alla compressione, e un modello di ricavi su medie annue non lo mostra.

Il semestre: produzione e meteo

Prima di leggere gli effetti di prezzo serve stabilire che tipo di semestre è stato sul piano fisico, perché volumi e composizione della radiazione incidono sia sulla produzione sia sul valore catturato. Sul piano dei volumi, il primo semestre 2026 presenta una caratteristica compositiva rilevante. Per un impianto fisso la producibilità è risultata leggermente inferiore alla media dei sei primi semestri precedenti (2020–2025) in quasi tutte le zone, con scostamenti compresi tra il −4,4% della zona CSUD e il +1,3% della zona NORD. Per un inseguitore, al contrario, il semestre è stato ovunque pari o superiore alla media, fino al +6,2% nella zona NORD.

La divergenza tra le due letture ha una spiegazione precisa, confermata dai dati di irraggiamento: nel semestre la quota di radiazione diretta è risultata superiore alla media del periodo 2020–2025 in tutte le zone, nella zona SARD al valore più alto della serie, con la componente diffusa sui minimi del periodo. Cieli più tersi, in sintesi, a fronte di un irraggiamento complessivo in linea con le medie nelle zone centro-meridionali e superiore nelle zone NORD e CNOR. La diversa configurazione di ogni impianto può avvantaggiarsi o meno di questo squilibrio tra radiazione diretta e diffusa, con maggiori performance per gli inseguitori, che nelle ore mattutine e serali hanno produzione maggiore.

Le condizioni meteorologiche non incidono soltanto sui volumi, ma anche sul prezzo catturato. Rispetto a uno scenario di cielo sereno, il meteo effettivo del semestre lo ha ridotto, per un impianto fisso, tra il 3,8% della zona SICI e il 7,4% della zona SARD. La nuvolosità modifica la distribuzione oraria e giornaliera della produzione e quindi il valore unitario dell'energia. La geografia dell'effetto meteo non coincide peraltro con quella della cannibalizzazione: la zona SICI ha uno dei capture rate più bassi ma l'effetto meteo più contenuto, a conferma che si tratta di fenomeni distinti.

È questa la componente che le stime su profili di giornata tipica non possono cogliere, ed è la ragione per cui tendono a restituire capture rate più alti di quelli effettivi. In pratica: un business plan costruito su un capture rate da profilo medio parte con un ricavo unitario sovrastimato di alcuni punti percentuali, prima ancora di considerare l'evoluzione del mercato.

L'effetto della configurazione d'impianto

Il semestre ricco di radiazione diretta appena descritto è metà della spiegazione di quanto segue; l'altra metà è di mercato.

Nel primo semestre 2026 un impianto a inseguimento presenta un capture rate superiore a quello di un impianto fisso di 3,8–5,0 punti percentuali, pari a 4,9–6,1 €/MWh. Il vantaggio è massimo dove la compressione dei prezzi diurni è più intensa: l'inseguitore sposta parte della produzione verso le prime ore del mattino e il tardo pomeriggio, quando i prezzi zonali sono più alti, e riduce l'esposizione alle ore centrali.

Un anno prima il differenziale era inferiore al punto percentuale nelle zone peninsulari. L'ampliamento riflette due fattori. Il primo è strutturale: quanto più le ore centrali si svuotano di valore, tanto più conta la forma del profilo produttivo. Il secondo è congiunturale, ed è quello descritto nella sezione precedente: le condizioni particolarmente favorevoli all'inseguimento hanno amplificato il vantaggio del semestre. Nella lettura del dato vanno tenuti distinti, perché solo il primo è destinato a persistere; un semestre a maggiore nuvolosità ridimensionerebbe la componente congiunturale.

Il vantaggio dell'inseguimento dipende infine dalla geometria dell'impianto: la densità delle file e la strategia di backtracking — la rotazione ridotta nelle ore estreme della giornata, che evita gli ombreggiamenti reciproci tra le file — spostano il prezzo catturato stimato nell'ordine del ±2% (stime Renewo). I valori riportati si riferiscono a una configurazione intermedia, in linea con i progetti in connessione in questi mesi.

Nella valutazione comparata delle due tecnologie, il differenziale di capture price è quindi diventato una voce di ricavo dello stesso ordine di grandezza del differenziale di producibilità, e va stimato con la stessa cura.

Quanto può discostarsi un singolo impianto dalla media di zona

Fin qui le medie zonali; resta da quantificare quanto un impianto reale possa allontanarsene. I valori zonali riportati sono medie degli impianti di riferimento nella rispettiva zona di prezzo, non ponderate per la capacità fotovoltaica realmente installata né per la sua distribuzione all'interno della zona. Per questa ragione il prezzo catturato di un impianto specifico può discostarsene in misura rilevante.

Una prima componente è la localizzazione. All'interno di ciascuna zona il prezzo di mercato è unico, ma il profilo produttivo locale non lo è: territori diversi producono in momenti diversi del semestre e catturano quindi prezzi diversi. La dispersione che ne risulta è misurabile a livello provinciale. Contenuta nelle zone meridionali, dove tra le province estreme corrono meno di 3 €/MWh, raggiunge 6,4 €/MWh nella zona NORD per un impianto fisso, con le province del versante ligure-piemontese sopra la media di zona e la pianura emiliano-romagnola al di sotto.

Il prezzo zonale è unico per tutte le province della zona: la dispersione riflette esclusivamente le differenze nei profili di produzione locali.

Il confronto tra le due configurazioni aggiunge un elemento. Nelle zone settentrionali l'inseguimento riduce la dispersione territoriale: lo spread della zona NORD passa da 6,4 a 4,2 €/MWh e si dimezza nelle zone CNOR e CSUD. Nelle zone meridionali la lascia invariata o la amplia di poco. Il dato è coerente con l'origine della dispersione settentrionale nei regimi locali di nuvolosità, che incidono sulla componente diffusa più che sulla diretta: l'inseguitore, che vive soprattutto di diretta, ne risulta meno segnato. La graduatoria delle province resta in ogni caso stabile tra le due tecnologie.

A questa componente sistematica, legata al sito, si sommano i fattori specifici dell'impianto. La configurazione, come mostrato, vale da sola 5–6 €/MWh nel semestre, con un'ulteriore variabilità legata alla geometria; incidono poi orientamento e inclinazione, disponibilità tecnica, eventuali limitazioni di dispacciamento. Uno scostamento di alcuni €/MWh tra il ricavo unitario di un impianto reale e il benchmark zonale non segnala quindi, di per sé, un'anomalia: la media di zona è il punto di partenza della valutazione, non il termine di confronto del singolo asset.

Implicazioni per la valutazione e la contrattualizzazione

Con capture rate intorno al 70% nelle zone meridionali, e mesi primaverili in cui il valore catturato scende alla metà del prezzo medio, la distanza tra prezzo medio zonale e ricavo unitario effettivo non consente più di trattare le due grandezze come approssimazioni l'una dell'altra. Per un portafoglio con esposizione merchant, anche parziale, la zona di appartenenza è diventata una determinante del ricavo atteso di peso comparabile alla producibilità.

Lo stesso vale per la scelta degli strumenti di stabilizzazione. Il valore di un contratto per differenza (CfD) rispetto all'esposizione a mercato non è uniforme sul territorio: a parità di prezzo di esercizio, la copertura offerta da un CfD vale di più dove il capture rate è in discesa rapida, e la sua valutazione richiede ipotesi esplicite sull'evoluzione zonale del prezzo catturato, non solo del prezzo medio. Nella preparazione delle offerte per le procedure FER X e nella negoziazione di PPA, l'assunzione di un capture rate uniforme tra zone settentrionali e meridionali, plausibile fino a un anno fa, non trova più riscontro nei dati.

Il primo semestre 2026 indica che il valore dell'energia fotovoltaica si sta differenziando sul territorio più in fretta dei prezzi. Per chi valuta acquisizioni, finanzia impianti o struttura ricavi di lungo periodo, il prezzo catturato zonale è ormai una variabile da stimare in modo autonomo, con metodi che riflettano la produzione effettiva e non profili convenzionali.