L'8 luglio 2025, la produzione solare in Gran Bretagna ha raggiunto per la prima volta i 14 GW. Per diverse ore di quel pomeriggio, il solare ha prodotto più elettricità di gas, eolico e nucleare messi insieme. E tutto questo senza includere il solare nello schema CfD, che dovrebbe portare online altri 10 GW nei prossimi anni.

Questa produzione record ha avuto un impatto diretto sul trading delle batterie. Il 3 luglio, con il solare al picco di 11,5 GW, l'indice ME BESS GB ha registrato £318/MW, l'84% in più rispetto alla media giornaliera estiva del 2025. L'8 luglio, con il solare a 14 GW, i ricavi sono scesi a £155/MW, il 10% sotto la media. Il solare sta ampliando gli spread intraday in alcune giornate e comprimendoli in altre, a seconda di come il profilo di produzione si incrocia con la domanda e il vento.

La Gran Bretagna conta ora 21 GW di solare installato. Il governo punta a 45 GW totali — tra tetti e impianti a terra — entro il 2030. Questo significa più che raddoppiare la flotta in cinque anni, e gli effetti di CfD e del solare non sovvenzionato su formazione dei prezzi all’ingrosso, ricavi delle batterie e capture rate andranno intensificandosi. Ecco come siamo arrivati fin qui.

Per ulteriori informazioni su questo argomento, contatta l'autore — zach@modoenergy.com

Punti chiave - Sviluppo del solare in tre fasi

• La Gran Bretagna ha circa 21 GW di capacità solare operativa. Nei giorni di alta produzione solare, gli spread dei prezzi all’ingrosso sono fortemente influenzati.
• La flotta è stata costruita in tre epoche di incentivi: FiT, RO e CfD. Ognuna ha risposto al posizionamento del solare sulla sua curva dei costi.
• Il solare installato senza supporto FiT, RO o CfD — inclusi tetti domestici, commerciale dietro il contatore e utility merchant — ora rappresenta 8,6 GW.
• Il CAPEX del solare utility-scale è diminuito del 75% dal 2010 — da £3.050/kW a £780/kW. Nel Regno Unito, DESNZ stima i costi attuali per impianti utility-scale (≥5 MW a terra) a £659/kWp, con un range di £526–788/kWp.
• La pipeline CfD da sola contiene oltre 12 GW da AR4–AR7a. Insieme allo sviluppo non sovvenzionato, la flotta totale potrebbe arrivare a 41 GW entro il 2030 — poco sotto l’obiettivo di 45 GW.

Il solare sta già cambiando i prezzi del mercato elettrico

Con 21 GW, il solare è ormai abbastanza rilevante da influenzare i prezzi, anche durante l’alta domanda. Nelle giornate estive limpide, la produzione solare supera quella del gas dalla tarda mattinata al primo pomeriggio, abbassando i prezzi all’ingrosso nelle ore centrali e rimodellando lo spread intraday su cui operano batterie e generatori flessibili.

L’impatto varia di giorno in giorno. Un’alta produzione solare può ampliare il divario tra i minimi di mezzogiorno e i picchi serali, creando opportunità di trading. Oppure, se si mantiene nel pomeriggio, può appiattire la curva e comprimere gli spread. Entrambi gli effetti stanno diventando più marcati con la crescita della flotta.

Per gli sviluppatori solari, ogni gigawatt aggiuntivo abbassa il prezzo all’ingrosso proprio nelle ore in cui il solare produce. Si prevede che i capture rate del solare scendano dall’89% al 68% nel prossimo decennio; cali simili si sono già verificati in Germania e Spagna, paesi con forte sviluppo solare.

Questa cannibalizzazione è uno dei motivi per cui il governo ha reinserito il solare nello schema CfD: i ricavi merchant da soli non bastavano a sostenere il ritmo di crescita richiesto dalla neutralità climatica.

Il solare è stato costruito in tre fasi distinte

La flotta solare da 21 GW della Gran Bretagna è stata assemblata in tre epoche, ognuna risposta al posizionamento della tecnologia sulla curva dei costi.

L’era FiT (2010–2019)

Lanciato a 41,3p/kWh per piccoli impianti su tetto — oltre otto volte il prezzo all’ingrosso attuale — perché era ciò che serviva quando il solare costava £3.050/kW da installare. In nove anni ha portato 5,1 GW su 860.000 tetti, per lo più residenziali. Un taglio del 64% della tariffa nel gennaio 2016 ha dimezzato le nuove installazioni da un giorno all’altro, e lo schema si è chiuso nel 2019 a 3,8p/kWh.

L’era Renewable Obligation (2013–2017)

Gestito in parallelo, offriva certificati ROC (Renewables Obligation Certificates) negoziabili — ciascuno del valore di circa £45–50. Con il solare che riceveva 1,2–2,0 ROC per MWh, il valore totale della sovvenzione arrivava a £58–90/MWh.

Questo ha portato a un’ondata concentrata di solare utility-scale — 5,7 GW su 878 impianti. Le installazioni seguivano un pattern trimestrale: i progetti dovevano essere accreditati entro il 31 marzo di ogni anno, creando enormi picchi nel primo trimestre. Solo nel Q1 2015 sono entrati in funzione 2,3 GW.

La pausa (2019–2022)

Nel 2020, entrambi gli schemi erano chiusi. Il governo ha escluso il solare dai round CfD, ritenendolo "una tecnologia consolidata" che poteva sostenersi con i ricavi merchant. Aveva ragione sulla tecnologia, ma non sul ritmo: le nuove installazioni sono crollate a 300–400 MW l’anno, una frazione dei 4–5 GW annui richiesti dalla neutralità climatica.

Due fattori hanno cambiato la traiettoria. La crisi dei prezzi energetici del 2022 ha reso irresistibili i conti economici per il solare domestico: con prezzi al dettaglio di 25–30p/kWh, un impianto su tetto si ripagava in 5–7 anni. Le installazioni domestiche sono schizzate sopra le 20.000 al mese e ci sono rimaste. Inoltre, il governo ha reinserito il solare nei CfD dall’AR4 del 2022.

Il ritorno del CfD (2022–oggi)

Il solare è stata la tecnologia più prolifica per numero di progetti in ogni round dalla AR4. La AR7a, annunciata a febbraio 2026, ha assegnato 4,9 GW — la più grande gara solare nella storia del Regno Unito — a un prezzo di £65/MWh, oltre il 10% in meno della AR6. Solo 546 MW di solare CfD erano operativi a fine 2025, ma la pipeline è enorme: oltre 12 GW assegnati tra AR4 e AR7a.

Accanto alla pipeline sovvenzionata, il solare non sovvenzionato è esploso. Tetti domestici, commerciale dietro il contatore e utility non sovvenzionato — sono passati da 2,8 GW a fine 2022 a 8,6 GW a fine 2025.

Con la riduzione dei costi di costruzione, la convenienza del solare supportato da PPA è migliorata, mentre il solare su tetto è diventato più accessibile al grande pubblico.

Le categorie RO (5,7 GW) e non sovvenzionato (8,6 GW) costituiscono due terzi del portafoglio attuale. Il FiT rappresenta 5,1 GW su 860.000 installazioni. Il CfD attualmente rappresenta una quota ridotta, ma con 10 GW in pipeline diventerà la categoria più grande della flotta.

La crescita è sotto il ritmo CP30 - ma la pipeline CfD sta arrivando

Il 2025 ha aggiunto 2,6 GW — l’anno più forte dal 2016. Ma il piano Clean Power 2030 richiede 4,7 GW all’anno per cinque anni. Il ritmo del 2025 è il 55% di quanto necessario.

Due forze stanno guidando la prossima ondata. La pipeline CfD — oltre 12 GW assegnati tra AR4 e AR7a — è la componente più certa. Accanto, la continua riduzione dei costi di investimento rafforza la convenienza merchant, soprattutto per il solare co-locato con batterie.

Insieme, CfD e sviluppo merchant suggeriscono che la flotta raggiungerà circa 41 GW entro il 2030 — quasi il doppio di oggi, ma ancora inferiore all'obiettivo di 45 GW. I tempi di connessione alla rete sono il vincolo principale. I prossimi cinque anni dovrebbero portare più solare dei precedenti quindici messi insieme.