In precedenza ho scritto di come il mercato stia cambiando per gli sviluppatori di tutto il mondo: la strategia vincente sta passando dal principio “primo arrivato, primo servito” a quello del “grid-serve”.
Buone notizie per l’Italia! Le autorità di regolamentazione più lungimiranti hanno già implementato la maggior parte dei meccanismi che il resto d’Europa sta cercando affannosamente di mettere in atto:
Un modello di mercato da manuale!
E sembra funzionare: il tasso di cattura del solare in Italia è il più alto d’Europa (circa l’82% nel 2025), il che significa che qui il solare guadagna ancora quasi il prezzo medio dell’energia elettrica, mentre in Spagna il dato comparabile è crollato. L’Italia non ha registrato nemmeno un’ora con prezzi negativi dal 2023 al 2025, mentre la Spagna ne ha già avute molte.
Anche la lista d’attesa per l’allacciamento alla rete è gigantesca: al 30 giugno 2026, 316,6 GW di energie rinnovabili sono in attesa di allacciamento, più di 5 volte l’obiettivo nazionale per il 2030.
Quindi va tutto alla grande. Sì? Non proprio...
La lista d’attesa è gigantesca, sì, ma non è in buone condizioni.
Innanzitutto, è piena di progetti speculativi, soprattutto al sud, dove i terreni costano poco e il sole splende intensamente. Perché? La richiesta preliminare di allacciamento (STMG) è poco costosa da ottenere, quindi il registro rileva l’acquisizione di opzioni sui terreni, non progetti reali. Il 74% della lista d’attesa delle energie rinnovabili si concentra in sole tre zone meridionali o insulari: Sud (SUD) 122,6 GW, Sicilia 68,8 GW, Sardegna 44,1 GW. Solo circa il 4% della lista d’attesa (12,6 GW) ha ottenuto un contratto di allacciamento definitivo.
La parte della lista d’attesa che non è di natura speculativa è per lo più bloccata. Ottenere le autorizzazioni in Italia è estremamente difficile. Il quadro normativo delle «aree idonee» ha trasferito la competenza in materia di localizzazione alle regioni, costringendo gli sviluppatori ad affrontare interminabili battaglie legali prima che i battipalo arrivino sul posto.
Anche ottenere la capacità di rete rappresenta una sfida. Il sud, meno industrializzato, è lontano dalle fabbriche del nord, grandi consumatrici di energia. Pertanto, gli sviluppatori devono superare due filtri difficili e distinti: le autorizzazioni fondiarie e la capacità di rete, per raggiungere un sito idoneo. Nel sud, ciò che riesce a passare è solo un rivolo.
Le difficoltà nell’ottenimento dei permessi sono la vera ragione per cui i tassi di cattura sono così elevati in Italia.
Le difficoltà autorizzative hanno rallentato lo sviluppo. Il fotovoltaico è ancora così poco diffuso che è il gas a determinare il prezzo nelle ore centrali della giornata. Pertanto, gli impianti fotovoltaici già realizzati guadagnano quasi l’intero prezzo dell’energia. Il flusso esiguo di autorizzazioni ha involontariamente protetto la redditività dei primi impianti fotovoltaici italiani.
Ma questa situazione non può durare. Una volta che le controversie legali sulle «aree idonee» si saranno risolte e la parte realizzabile della lista d’attesa diventerà impianti produttivi, il centro della giornata sarà inondato di kilowattora solari e i tassi di cattura crolleranno.
Abbiamo già visto questo film: il tasso di cattura dell’energia solare in Spagna è sceso da circa il 70% nel 2023 al 36% nel 2024 e al 30% nel 2025, dopo l’aggiunta di 10 GW di energia solare in soli 18 mesi (Pexapark / S&P Global / Bruegel EU Renewables Value Tracker). A marzo 2026 la divergenza era netta. Un nuovo impianto nel Nord Italia ha ottenuto 124,72 €/MWh quel mese; in Spagna, 13,51 €.
Anche la traiettoria dell’Italia sta iniziando a seguire lo stesso copione: il tasso di cattura nazionale si è mantenuto intorno all’87% nel 2023–24, per poi scendere all’82% nel 2025 (Glint/ENTSO-E). La situazione si sta complicando, con la Sardegna già scesa al 77% e in rapida caduta. Gli impianti che si assicurano ora i contratti potranno probabilmente beneficiare degli ultimi anni di buoni tassi di cattura nel sud.
Ma c’è un lato positivo. Per anni, ogni sviluppatore ha guardato a sud per la maggior parte dei propri progetti. È ora di guardare a nord, verso il cuore industriale dell’Italia.
Grazie al moderno design degli impianti (inseguimento monoassiale), un nuovo impianto otterrà infatti il massimo rendimento proprio al nord. Poiché un impianto con inseguimento distribuisce la propria produzione tra la mattina e la sera, evita il crollo dei prezzi di mezzogiorno e guadagna di più per MWh. Per zona: Nord 90%, Centro-Nord e Centro-Sud 89%, contro l’83% della Sardegna (Glint/ENTSO-E). Attualmente il tasso di cattura del parco impianti è pressoché uniforme (~82% ovunque), ma un impianto moderno situato a nord ottiene il tasso di cattura più elevato del Paese.
Il nord ha effettivamente bisogno di energia: sono in coda 96 GW di carico dei data center, di cui 47 GW nella sola Lombardia. La domanda si sposta verso nord mentre la produzione continua a concentrarsi nel sud.
Il sole splende anche sul Nord Italia: 1.605 ore a pieno carico al nord contro le 1.760 in Puglia e le 1.865 in Sicilia, con solo il 10–15% in meno di sole.
Sviluppatori italiani: perché non guardate a nord? Probabilmente perché è più difficile trovare terreni validi e edificabili nel nord, densamente popolato e montuoso. Il sud è facile da vagliare; il nord no.
Questo è il problema che risolviamo noi di Glint Solar. Gli sviluppatori si affidano a noi per vagliare migliaia di siti in pochi minuti e trovare ogni granello d’oro nel flusso.
Gli ottimi tassi di cattura del fotovoltaico in Italia sono stati protetti da una lista d’attesa che non è così vantaggiosa come sembra. Quando la lista d’attesa finalmente avanzerà, la redditività nel sud peggiorerà. Al nord, la rete ha bisogno di energia aggiuntiva e i tassi di cattura probabilmente rimarranno elevati più a lungo. È lì che si indirizzano gli investimenti più oculati.
I vincitori di domani saranno coloro che riusciranno a trovare terreni adatti dove si potranno ottenere buoni prezzi, prima che i tassi di cattura crollino nel sud.
Stiamo sviluppando strumenti per rendere visibile in anticipo il valore della rete, per aiutarti a scegliere i progetti giusti prima che il terreno venga assicurato e la domanda venga presentata. Se vuoi seguire ciò che stiamo realizzando in questo ambito ed entrare a far parte di un gruppo di persone che hanno a cuore il modo in cui la nostra rete viene effettivamente utilizzata, iscriviti qui.
Dati: Terna Econnextion (coda, 30 giugno 2026); calcolo della quota di produzione effettuato da Glint sulla base dei prezzi day-ahead dell’ENTSO-E Transparency × produzione solare zonale e profili di inseguimento PVGIS (2023–25). Dati relativi alla Spagna forniti da Pexapark, S&P Global, Kpler e dal Bruegel EU Renewables Value Tracker. Per i nuovi impianti si ipotizza un inseguimento monoassiale, lo standard per i nuovi impianti fotovoltaici di grande potenza in Italia.