È disponibile il nuovo report trimestrale sul mercato elettrico di Italia Solare, che da oggi sarà disponibile su base trimestrale. Il documento conferma intanto come l’Italia mantenga l’andamento del prezzo mensile dell’energia più elevato rispetto ai mercati di riferimento come Germania, Francia, Spagna, Portogallo, Norvegia e Svezia. Questo differenziale strutturale è storicamente legato al mix energetico nazionale, caratterizzato da un’elevata dipendenza dalle importazioni di gas naturale per la copertura della quota termica flessibile del carico, diversamente da mercati che beneficiano di un volume cumulato di rinnovabili che abbassa i prezzi spot dell’energia.
Risale il PUN
Sul fronte del PUN Index, dopo il picco di marzo (143 euro al MWh), aprile e maggio hanno fatto segnare una media di 119 euro al MWh in entrambi i mesi, complice la crescita della produzione fotovoltaica unita al calo della domanda. A giugno l’arrivo del caldo ha invece invertito la tendenza, riportando la domanda, e con essa il PUN, a una media di 131 euro al MWh.
È nelle ore centrali della giornata, però, che il report evidenzia l’effetto più marcato della generazione solare. Nel Q2 2026 le zone Sud, Calabria e Sicilia hanno totalizzato 106 ore a prezzo zonale pari a zero (4,9% del trimestre), seguite dalla Sardegna con 74 ore (3,4%). Al Nord e Centro-Nord il fenomeno resta marginale, con appena 13 ore. Maggio è stato il mese con l’impatto più alto, con 83 ore a prezzo zero al Sud e nelle Isole. Il 12 maggio ha segnato il record assoluto: 9 ore consecutive di prezzo azzerato tra le 10 e le 18 nel Sud e Sicilia. Allargando invece lo sguardo ai valori uguali o inferiori ai 20 euro al MWh, le ore salgono a 215 al Sud, Calabria e Sicilia (il 10% del totale del trimestre), a 192 ore in Sardegna e a 94 ore al Nord.
Spread zonali
Di riflesso, gli spread zonali mensili sono risultati ampiamente negativi al Sud e nelle Isole, avvicinandosi ai minimi storici a maggio: Sardegna a -8,57 euro al MWh e Sicilia a -7,72 euro MWh rispetto al PUN Index.
«I prezzi a zero nelle ore di produzione fotovoltaica iniziano a essere frequenti» spiega Stefano Cavriani, co-coordinatore del Gruppo di lavoro Mercati di Italia Solare. «È la dimostrazione del beneficio che deriva dall’aumento di offerta consentito dal fotovoltaico stesso, ma per gli impianti senza incentivi può diventare un problema, con il rischio di un collasso dei prezzi catturati dal solare già nel 2027. Le leve decisive per il settore saranno i sistemi di accumulo e una gestione più attiva dei profili di consumo».
Solar Captured Price
Anche l’indicatore Solar Captured-Price (SCP), che misura il valore medio dell’energia nelle ore di produzione solare, riflette questa dinamica stagionale. A maggio, in coincidenza con l’incremento dell’irraggiamento, si è registrato uno scostamento più marcato tra il Solar Captured Price e il prezzo medio base-load, ovvero il prezzo medio calcolato considerando tutte le ore della giornata. In Sardegna, a fronte di un prezzo medio base-load di 110,78 euro al MWh, il SCP si è attestato a 64,8 euro al MWh. In Sicilia, il SCP è stato di 66,3 euro al MWh rispetto al prezzo medio base-load di 111,63 euro al MWh; nelle zone Sud e Calabria, l’indicatore ha registrato un valore di 66,9 euro al MWh, equivalente al 60% del prezzo medio base-load.
«Dal report emergono con chiarezza le criticità legate allo spread zonale e al captured price del solare», commenta Silvia Barenghi, co-coordinatrice del Gruppo di lavoro Mercati di Italia Solare. «La risposta passa dal ruolo dell’accumulo e dalla gestione congiunta, fisica o virtuale, di batterie e fotovoltaico. In questo senso la figura del trader diventa abilitante per la stabilizzazione dei ricavi, tra ottimizzazione delle batterie sui mercati e strutturazione di PPA con profili ibridi FV+Bess bancabili».
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