Analisi Tecnica
Più solare, meno guadagni: la trappola del PUN e l'unica via d'uscita strutturale
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Team Strategia PVclick
Analisi operativa e commerciale per il settore FV italiano
Cosa trovi in questo articolo
- Perché il PUN, in Italia, è strutturalmente destinato a comprimersi nelle ore solari
- I numeri Terna e Italia Solare che misurano la cannibalizzazione in atto
- Cosa cambia con il MACSE e perché la prima asta è il segnale più forte degli ultimi anni
- Le quattro mosse strutturali per spostare il valore da kWp a kWh quando vale
Il problema: il sole produce kWh, non più euro
Il meccanismo di formazione del prezzo dell’elettricità in Italia premia chi produce quando il sistema ne ha bisogno, e penalizza chi produce quando già ce n’è troppa. È la legge del Prezzo Unico Nazionale: nelle ore di punta solare, l’offerta sale, la domanda non cresce alla stessa velocità, il prezzo scende. Più impianti fotovoltaici si installano, più questo fenomeno si amplifica. È la cannibalizzazione e colpisce tutta Europa, ma in Italia ha una dinamica peculiare.
Il GME, a differenza degli altri operatori europei, applica un floor a zero per la formazione del prezzo: i prezzi negativi, formalmente, non si formano. Ma il 1° maggio 2026 il PUN è andato a zero per circa sei ore: è il primo segnale visibile di un meccanismo che, senza interventi strutturali, è destinato a ripetersi e ad allargarsi. Per chi vende energia all’ingrosso, è il primo campanello d’allarme. Per chi installa impianti senza accumulo, è la fotografia del problema che il cliente finale vivrà tra qualche anno.
I numeri che misurano la trappola
Il Rapporto Mensile Terna ha pubblicato i dati che spiegano perché il problema non è teorico. Nel marzo 2026, gli impianti fotovoltaici italiani hanno generato oltre 4.000 GWh, il 17,1% in più rispetto al 2025: il fotovoltaico è diventato la prima fonte elettrica del mese. Nel primo trimestre 2026, le rinnovabili hanno coperto il 36,2% dei consumi.
L’Osservatorio Italia Solare ha fotografato il parco al 31 dicembre 2025: 43.513 MW cumulati, oltre 2 milioni di impianti connessi, ma con un dato che merita attenzione, la nuova potenza installata nel 2025 (6.437 MW) è scesa del 5% rispetto al 2024, con il residenziale a -32% e il C&I a -26%. Solo il segmento utility-scale è cresciuto (+15%). Il messaggio del mercato è chiaro: l’installato continua a salire, ma sta cambiando profilo, e i ricavi attesi per ogni nuovo kWp installato si riducono.
📊 Il dato che conta
Le tre forze che spingono il PUN verso il basso
1. Sovra-produzione strutturale nelle ore solari
Quando in una zona di mercato ci sono troppi MW fotovoltaici per la domanda di quella fascia oraria, il prezzo crolla. La risposta tecnica si chiama curtailment (taglio della produzione) ed è già diventata routine in alcune zone. Ogni kWh tagliato è un ricavo perso, ed è una situazione che peggiora a ogni nuovo impianto utility-scale acceso senza accumulo accoppiato.
2. Floor a zero del GME
Il sistema italiano impedisce la formazione di prezzi negativi nei mercati a pronti, ma questo non significa che il problema sia risolto: significa solo che i produttori subiscono un PUN compresso a zero invece di pagare per immettere. Diversi analisti stanno chiedendo da tempo l’allineamento con la prassi europea, perché il floor a zero distorce gli investimenti e penalizza la domanda industriale. La revisione del meccanismo è oggetto di discussione regolatoria: chi sta investendo nel 2026 deve preparare il piano economico considerando entrambi gli scenari.
3. Asincronia tra produzione FV e domanda elettrica
Il picco di produzione solare cade alle 12-14, il picco di consumo cade alle 19-21. Spostare i kWh dalle ore di abbondanza alle ore di scarsità è esattamente il mestiere dei sistemi di accumulo. Senza BESS, il fotovoltaico produce energia che il sistema non chiede, e ne dovrebbe produrre di più nelle ore in cui invece non può. È una asimmetria che il mercato sta iniziando a pricciare, e che il MACSE ha trasformato in un’opportunità di ricavo strutturale.
Il MACSE: il primo mercato dove lo storage diventa cassa
Il Mercato a Termine degli Stoccaggi (MACSE) gestito da Terna è il meccanismo con cui il sistema italiano remunera la disponibilità di storage centralizzato per 15 anni. La prima asta MACSE, conclusa il 30 settembre 2025, ha aggiudicato i 10 GWh di capacità messi a base d’asta, con un prezzo medio ponderato di 12.959 €/MW/anno, a fronte di un premio massimo fissato da ARERA a 37.000 €/MW/anno. Il dato per zona è altrettanto leggibile: 14.566 €/MW/anno al Centro-Sud, 12.146 al Sud, 15.846 in Sicilia, 15.029 in Sardegna.
Cosa significa, concretamente: per chi possiede o gestisce capacità di accumulo, il MACSE è un flusso di ricavi pluriennale, indipendente dall’arbitraggio orario sul mercato spot. ARERA, con la delibera 362/25, ha già disegnato il quadro regolatorio. Le aste successive sono state programmate: l’asta verso il 2029 punta a 16 GWh aggiudicabili. Per installatori e EPC che lavorano su utility-scale, è il secondo binario di ricavo da introdurre nei piani di vendita ai clienti C&I e developer.
Le quattro mosse strutturali per spostarsi dal lato giusto
1. Vendere kWh quando valgono, non kWp
La metrica con cui un installatore vende deve smettere di essere “quanti kWp metto sul tetto” e diventare “quanti euro porta a casa il cliente in 25 anni di esercizio”. La differenza non è cosmetica: un impianto da 100 kWp senza storage in zona mercato Sud, ai trend attuali del PUN, ha un profilo di ricavo che si comprime di anno in anno. Lo stesso 100 kWp con un BESS dimensionato sull’autoconsumo serale e su servizi ancillari ha un profilo di ricavo che si stabilizza, perché si sgancia dal PUN delle ore solari.
2. Accoppiare BESS sin dal progetto, non a posteriori
3. Aggiungere un EMS predittivo
4. Posizionarsi sul MACSE per i progetti utility-scale
Per installatori e EPC che lavorano su grandi taglie, il MACSE è il canale di ricavo più stabile mai introdotto nel mercato italiano dello storage: 15 anni di tariffa garantita per la disponibilità di accumulo. Bisogna però partecipare alle aste con progetti pre-istruttoria autorizzativa già completata, perché la qualifica MACSE richiede i requisiti tecnici e localizzativi prima della partecipazione. Chi prepara i progetti adesso si posiziona sulle aste future: chi reagisce dopo l’asta, ha già perso quel round.
Perché la supply chain dell'accumulo è il vero collo di bottiglia
Il discorso su PUN, MACSE ed EMS resta teorico se la batteria, il BMS, l’inverter ibrido e le strutture di contenimento non arrivano in cantiere nei tempi del cronoprogramma. Il mercato europeo dello storage sta crescendo a doppia cifra annua e la pressione sulla supply chain dei produttori Tier 1 cinesi è destinata a salire ulteriormente. Tradotto in linguaggio operativo: chi prenota volumi e blocca prezzi a monte vince due volte, sull’approvvigionamento e sul margine.
L’import diretto da produttori Tier 1 con un team italiano che gestisce contrattualistica, logistica e dogana è la modalità con cui PVclick lavora con installatori e EPC che vogliono accorciare la filiera. Significa parlare direttamente con la fabbrica, conoscere la disponibilità reale dei lotti, bloccare i moduli e le batterie sul lotto giusto, evitare i ricarichi a cascata della distribuzione tradizionale. Per chi sta strutturando il proprio listino 2026-2028 attorno a soluzioni FV+BESS integrate, è la differenza tra fare margini solidi e inseguire i prezzi sul mercato spot italiano.
Le tre azioni da chiudere subito
- Riconfigurare il listino spostando il baricentro commerciale da kWp solo-FV a soluzioni FV+BESS integrate, con metriche di vendita su ricavi a 25 anni e non su CAPEX iniziale
- Bloccare la supply chain di accumulo con accordi di volume e prezzo con produttori Tier 1, evitando di esporsi alle escalation del mercato europeo
- Attrezzarsi sul MACSE per i progetti utility-scale, anticipando le aste con progetti già qualificati
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