La diminuzione dei prezzi nelle ore solari può essere una nuova opportunità per le Comunità Energetiche?

Il contesto: cosa ci dicono i dati del mercato elettrico italiano

Negli ultimi anni, il mercato elettrico italiano ha vissuto trasformazioni profonde. Dopo lo shock energetico del 2022, che ha portato i prezzi zonali orari (PZO) a livelli mai visti in precedenza, il mercato si è gradualmente normalizzato. Ma guardando i dati del Gestore dei Mercati Energetici (GME) dal 2020 al 2026, emerge una tendenza strutturale che va ben oltre la crisi energetica.

Il grafico qui sopra mostra il PZO effettivo ora per ora per tutti gli anni utilizzati nell’analisi. Ogni colonna è un giorno, ogni riga un’ora della giornata: il rosso indica prezzi elevati, il verde prezzi contenuti. La lettura è immediata. Il 2020 è uniforme e contenuto, tra ai 40–100 €/MWh. Il 2022 è dominato dal rosso intenso della crisi. Ma dal 2023 in poi appare qualcosa di nuovo: una macchia verde sempre più marcata nelle ore centrali della giornata, che si allarga e si approfondisce di anno in anno fino al 2026 (dati fino ad aprile.

Quella macchia verde racconta una storia precisa: le ore in cui il sole produce di più sono sempre più le ore in cui l’energia vale meno. Un impianto fotovoltaico che produce nelle ore centrali incassa sistematicamente meno della media giornaliera, e questa penalizzazione cresce ogni anno. È l’effetto della cannibalizzazione solare, e i dati non lasciano spazio a interpretazioni.

Confronto del prezzo zonale orario (PZO) effettivo per l’Italia su tutti gli anni disponibili (2020–2026). Ogni pannello mostra l’intera stagionalità annuale: ora del giorno sull’asse verticale, data di calendario sull’asse orizzontale. La scala cromatica comune (0–350 €/MWh) permette il confronto diretto tra anni: dal profilo uniforme e contenuto del 2020, al picco della crisi energetica nel 2022, fino alla progressiva stabilizzazione con struttura infragiornaliera sempre più differenziata nel 2025–2026. Elaborazione ALPINVISION su dati GME.

Un impianto fotovoltaico che immette energia in rete nelle ore centrali incassa sistematicamente meno della media giornaliera, e questa penalizzazione cresce ogni anno.

L’evoluzione negli anni: la duck curve italiana

Il fenomeno ha un nome noto agli operatori del settore: duck curve, o curva dell’anatra. Si tratta dell’effetto per cui la crescente penetrazione del fotovoltaico genera un’oversupply nelle ore centrali, deprimendo di conseguenza i prezzi, mentre nelle ore serali la domanda torna a crescere e la produzione solare cessa, con conseguente rialzo dei prezzi.

L’analisi anno per anno mostra come la curva (in questo caso ci siamo focalizzati sulla curva di differenza di prezzo tra le ore del giorno e il valore medio) si stia approfondendo con continuità. L’Italia ha registrato una crescita costante della capacità fotovoltaica installata: secondo i dati di RSE e GSE, il mercato del giorno prima (MGP) mostra prezzi zonali tendenzialmente in calo nelle ore solari in modo sempre più accentuato, con il buco di mezzogiorno che si approfondisce di anno in anno.

Il grafico illustra l’evoluzione del fenomeno: nel 2020 il profilo era quasi piatto, senza particolari differenze tra le ore solari e quelle non solari. Dal 2022 in poi, il buco di mezzogiorno si è fatto sempre più marcato. Vale la pena sottolineare che l’effetto è fortemente stagionale, concentrato nei mesi primaverili ed estivi. Tuttavia, ogni anno la finestra si allarga.

Scostamento orario del PZO dalla media giornaliera · Italia 2020–2026 · Elaborazione ALPINVISION su dati GME

Non si tratta di una fluttuazione congiunturale: è una trasformazione strutturale del mercato, destinata ad accentuarsi con la crescita della capacità fotovoltaica installata.

L’impatto sui business plan esistenti

Questa dinamica ha implicazioni concrete per gli impianti fotovoltaici autorizzati e finanziati negli anni 2021–2022. I business plan di quel periodo sono stati costruiti su prezzi di mercato che riflettevano, da un lato, i valori gonfiati dalla crisi energetica e, dall’altro, una struttura infragiornaliera dei prezzi profondamente diversa da quella attuale. Il divario tra le aspettative di ricavo iniziali e i ricavi effettivi è destinato ad ampliarsi nel tempo, rendendo necessaria una revisione dei modelli di redditività.
Nel grafico si vede come negli anni la variazione sia sempre più negativa nelle ore centrali della giornata (l’azzurro tende sempre più al blu nelle ore centrali della giornata).

Heatmap dell’Italia che mostra lo scostamento medio orario del prezzo zonale (PZO) rispetto alla media giornaliera, per ogni anno dal 2020 al 2026. Il progressivo approfondimento del blu nelle ore centrali (10–15) evidenzia la crescente cannibalizzazione solare. Elaborazione ALPINVISION su dati GME.

Le opportunità per le Comunità Energetiche Rinnovabili

In questo scenario, le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) possono rappresentare un’attenuante significativa per i produttori fotovoltaici già operativi. Come abbiamo approfondito nel nostro articolo “L’Europa fissa l’obiettivo 90 GW di rinnovabili nelle comunità energetiche”, il quadro europeo spinge con forza verso l’integrazione delle rinnovabili nelle comunità locali, creando un contesto normativo favorevole anche per chi ha già impianti in esercizio.

Il meccanismo normativo introdotto dal DM 414/2023 prevede una componente della tariffa premio che cresce all’aumentare della depressione dei prezzi di mercato. Questo meccanismo non risolve il problema strutturale della cannibalizzazione solare, ma offre una protezione parziale proprio nelle ore in cui il mercato remunera meno il fotovoltaico. Per i produttori che hanno già impianti in esercizio e che stanno verificando una minore redditività, l’adesione a una CER diventa una variabile concreta da valutare nella revisione dei piani economici.

Nel grafico abbiamo rappresentato la possibile compensazione che un produttore potrebbe ricevere grazie alla sua partecipazione ad una CER. Abbiamo ipotizzato che il produttore riceva 30 €/MWh dalla CER: l’ipotesi è realisticamente raggiungibile ma dipende da molti fattori come il regolamento della CER e la quota di energia condivisa tra i membri, pertanto va verificata caso per caso. Lo scopo dell’analisi è puramente informativo.

— Effetto dell’incentivo CER sul profilo di ricavo fotovoltaico 2026 · +30 €/MWh nelle ore solari centrali · Elaborazione ALPINVISION su dati GME

Guardare avanti: CER oltre l’incentivo

La diminuzione dei prezzi nelle ore solari ha però anche un risvolto che è importante non trascurare: il picco serale si sta intensificando, e con esso cresce il valore della flessibilità energetica. Secondo le analisi di ARERA e del GSE, gli strumenti di flessibilità come l’accumulo, demand response, aggregazione della domanda, avranno un ruolo sempre più centrale nella valorizzazione dell’energia rinnovabile.

All’interno delle CER, questi strumenti possono evolvere da semplice condivisione dell’energia prodotta a vera e propria ottimizzazione del portafoglio energetico: spostare i consumi nelle ore di surplus solare, accumulare per le ore di picco serale, partecipare attivamente alla formazione del prezzo. La transizione in corso richiede una lettura attenta dei dati di mercato e una capacità di adattare i modelli di business alla nuova struttura dei prezzi. In questo contesto le CER possono guidare il processo informando e coinvolgendo i propri membri e in futuro ricoprendo un ruolo anche più attivo.