Fotovoltaico USA, 19,2 GW nel primo semestre 2026: crescita trainata dall’utility-scale

Il dato nazionale è elevato, ma non descrive un mercato uniforme

Gli Stati Uniti hanno installato 19,2 GWdc di nuova capacità fotovoltaica tra gennaio e giugno 2026, secondo quanto riportato da pv magazine con attribuzione al Solar Market Insight di SEIA e Wood Mackenzie. È un dato riferito al primo semestre chiuso il 30 giugno 2026, non all’intero anno.

Il numero aggregato va però letto con cautela. Il report Solar Market Insight Q3 2026, pubblicato il 10 settembre e dedicato ai risultati del secondo trimestre, evidenzia una netta divergenza tra segmenti: l’accelerazione è arrivata soprattutto dai grandi impianti utility-scale, mentre il residenziale e il community solar hanno registrato contrazioni su base annua.

Nel solo secondo trimestre 2026 sono stati installati 11,4 GWdc, il 45% in più rispetto al Q2 2025 e il 43% in più rispetto al trimestre precedente, secondo SEIA. Tuttavia, non è corretto trattare questo andamento come una crescita omogenea dell’intero mercato fotovoltaico statunitense.

Il risultato del primo semestre segnala una forte capacità di esecuzione, ma il Q2 mostra che la dinamica è stata trainata da un portafoglio specifico di grandi progetti e da una finestra regolatoria particolare.

Q2 2026: quasi tutta la crescita arriva dall’utility-scale

La segmentazione del secondo trimestre chiarisce perché il totale nazionale non basta a descrivere il mercato.

Segmento	Installazioni Q2 2026	Variazione annua	Variazione sul trimestre precedente
Utility-scale	9,6 GWdc	+61%	+56%
Residenziale	995 MWdc	-12%	-10%
Commerciale	638 MWdc	+11%	+27%
Community solar	231 MWdc	-14%	-8%
Totale mercato FV	11,4 GWdc	+45%	+43%

Fonte: SEIA/Wood Mackenzie, risultati Q2 2026.

L’utility-scale ha rappresentato 9,6 GWdc degli 11,4 GWdc installati nel trimestre. In altri termini, il segmento dei grandi impianti a terra ha determinato la parte dominante dell’espansione osservata.

Residenziale e community solar, invece, hanno mostrato un arretramento rispetto al Q2 2025. Il commerciale è cresciuto, ma a un ritmo molto più contenuto rispetto agli impianti di grande scala.

Non sono disponibili, nelle informazioni pubbliche verificate, dati sufficienti per costruire una ripartizione affidabile dell’intero primo semestre 2026 per ciascun segmento. Per questo, l’analisi delle differenze tra modelli di mercato deve basarsi sui dati Q2, senza estrapolare quote semestrali non pubblicate.

Perché l’utility-scale cresce così rapidamente

Secondo SEIA e Wood Mackenzie, la forza del segmento utility-scale è collegata alla realizzazione di progetti presenti in una pipeline definita nel settore come safe-harbored: progetti che possono aver preservato determinate condizioni fiscali secondo le regole applicabili prima della nuova finestra di scadenza, senza che il termine dimostri automaticamente l’ammissibilità ai crediti. L’idoneità dipende dalla verifica delle condizioni applicabili e della documentazione del singolo progetto.

Il termine non va però interpretato in modo semplificato. Nel quadro regolatorio relativo ai crediti federali 45Y e 48E, per gli impianti solari che rientrano nella disciplina applicabile, l’avvio della costruzione entro il 4 luglio 2026 è un passaggio decisivo per evitare il nuovo limite previsto per gli impianti messi in servizio dopo il 31 dicembre 2027.

La Notice 2025-42 dell’IRS indica che, in via generale, la dimostrazione dell’avvio entro la scadenza richiede il Physical Work Test. Il tradizionale Five Percent Safe Harbor non è quindi una scorciatoia automaticamente disponibile per la generalità dei progetti solari, salvo l’eccezione prevista per alcuni impianti low-output fino a 1,5 MW AC.

Questo aiuta a spiegare perché il +61% annuo dell’utility-scale nel Q2 non debba essere letto automaticamente come una crescita strutturale e uniforme della nuova domanda elettrica o della capacità di sviluppo futura. Una parte significativa dell’accelerazione riflette infatti un effetto di portafoglio: sviluppatori e investitori hanno cercato di portare avanti progetti in grado di mantenere determinate condizioni fiscali.

Pipeline, installazioni e contratti: tre grandezze diverse

Nel mercato utility-scale statunitense è essenziale separare almeno tre livelli:

Capacità installata, cioè gli impianti effettivamente entrati in esercizio;
Pipeline safe-harbored, cioè progetti che hanno conservato condizioni fiscali potenzialmente favorevoli;
Nuove contrattualizzazioni, che misurano la capacità di ottenere accordi di acquisto, vendita o sviluppo ma non equivalgono alla messa in esercizio.

Nel Q2 2026 le nuove contrattualizzazioni utility-scale sono state pari a 4,9 GWdc, in calo dell’8% rispetto all’anno precedente. Il confronto con i 9,6 GWdc installati nello stesso trimestre mostra perché non sia corretto sovrapporre installazioni e nuovi impegni commerciali.

SEIA e Wood Mackenzie stimano una pipeline safe-harbored compresa tra 216 e 240 GWdc dopo la scadenza di luglio 2026. Si tratta di una stima di progetti in pipeline, non di capacità installata né di capacità che entrerà certamente in esercizio.

Il report indica inoltre aggiunte nazionali prospettiche intorno a 44 GWdc l’anno, ma anche questo valore è un forecast. La sua realizzazione dipende da autorizzazioni, interconnessione alla rete, disponibilità di finanziamenti e condizioni regolatorie.

Permitting e interconnessione restano vincoli materiali

L’ampia pipeline non elimina i colli di bottiglia del mercato statunitense. Il report segnala che permitting e interconnessione possono rallentare la trasformazione dei progetti in impianti operativi.

Wood Mackenzie stima che problemi autorizzativi possano interessare circa il 30% della pipeline utility-scale nelle fasi iniziali. È una stima analitica e non una statistica amministrativa nazionale, ma evidenzia un punto rilevante: disporre di progetti, contratti o condizioni fiscali favorevoli non garantisce automaticamente l’entrata in esercizio.

La connessione alla rete resta centrale soprattutto per grandi impianti localizzati lontano dai principali centri di consumo. I tempi delle procedure di interconnessione, la disponibilità di capacità di rete e gli eventuali interventi infrastrutturali possono modificare sostanzialmente il calendario di un progetto.

Per gli operatori, quindi, la pipeline va letta insieme a tre domande operative:

il progetto ha ottenuto o può ottenere le autorizzazioni necessarie?
esiste un percorso credibile di interconnessione?
le condizioni fiscali e finanziarie restano compatibili con il cronoprogramma?

Residenziale: la fine del credito 25D pesa sui sistemi customer-owned

Il segmento residenziale ha installato 995 MWdc nel Q2 2026, con una flessione del 12% su base annua e del 10% rispetto al trimestre precedente.

SEIA e Wood Mackenzie collegano questa debolezza a più fattori: la fine del credito federale residenziale Section 25D per i sistemi customer-owned, la transizione verso formule di third-party ownership (TPO), la disponibilità limitata di tax equity e un ciclo commerciale più complesso.

L’IRS chiarisce che il credito 25D non è disponibile per spese considerate effettuate dopo il 31 dicembre 2025. Per un impianto su una struttura esistente, la spesa è considerata effettuata quando l’installazione originaria è completata. Di conseguenza, un impianto completato dopo quella data non può generare il credito secondo la disciplina descritta dall’IRS.

Questa regola riguarda il credito fiscale federale residenziale e non equivale a una valutazione individuale di idoneità: l’applicabilità va verificata sulla specifica configurazione, sul soggetto interessato e sulla documentazione fiscale.

Il report prevede una contrazione del 23% del segmento residenziale nell’intero 2026. È una previsione, non un dato consuntivo del primo semestre né una certezza sul risultato finale dell’anno.

Commerciale: crescita, ma con effetti locali rilevanti

Il segmento commerciale ha aggiunto 638 MWdc nel Q2 2026, in aumento dell’11% su base annua e del 27% rispetto al trimestre precedente.

Il dato è positivo, ma non dimostra una crescita uniforme del fotovoltaico commerciale in tutti gli Stati Uniti. SEIA evidenzia in particolare il ruolo della California, dove nel Q2 sono stati installati 256 MWdc grazie al completamento di progetti legati al precedente quadro NEM 2.0.

Allo stesso tempo, la nuova Net Billing Tariff entrata in vigore in California nell’aprile 2026 sta contribuendo a rendere i nuovi progetti commerciali più piccoli e meno numerosi. Il caso californiano dimostra come, nel segmento C&I, le condizioni statali e locali possano incidere in modo rilevante accanto alle politiche federali.

SEIA e Wood Mackenzie prevedono per il commerciale una contrazione media del 7% nei due anni successivi al 2026, seguita da una ripresa. Anche questa è una stima prospettica: non va confusa con le installazioni effettivamente registrate nel Q2.

Community solar: un modello distinto dal residenziale individuale

Il community solar ha installato 231 MWdc nel secondo trimestre 2026, in calo del 14% rispetto al Q2 2025 e dell’8% rispetto al trimestre precedente.

Pur essendo spesso associato al solare distribuito, il community solar non coincide con il fotovoltaico residenziale su tetto. Il suo sviluppo dipende da programmi locali, regole di accesso, meccanismi di compensazione dell’energia e condizioni di connessione specifiche.

La flessione del Q2 conferma quindi che non esiste un’unica traiettoria del “solare distribuito” negli Stati Uniti: residenziale individuale, commerciale e community solar rispondono a incentivi, strutture finanziarie e regolazioni differenti.

Che cosa indica il primo semestre per il mercato USA

Il dato di 19,2 GWdc installati nel primo semestre 2026 conferma il peso del fotovoltaico nella nuova capacità elettrica statunitense. Secondo SEIA e Wood Mackenzie, il solare ha rappresentato il 45% della nuova capacità di generazione aggiunta negli Stati Uniti nel semestre; solare e accumulo insieme hanno raggiunto il 70%.

Tuttavia, la lettura utile per sviluppatori, investitori e imprese della filiera non è soltanto quantitativa:

l’utility-scale beneficia di una forte capacità esecutiva, ma anche di un’accelerazione influenzata da scadenze fiscali e dalla pipeline già sviluppata;
il commerciale cresce nel Q2, ma con risultati condizionati da politiche statali e dinamiche locali;
il residenziale affronta una transizione più difficile dopo la fine del credito 25D per le nuove installazioni completate dal 2026;
il community solar segue regole proprie e non può essere assimilato automaticamente al residenziale individuale;
permitting e interconnessione rimangono vincoli determinanti per la conversione della pipeline in capacità operativa.

Il confronto con l’espansione registrata negli anni precedenti resta utile, ma va contestualizzato. Nel 2024 il mercato solare statunitense aveva già segnato un record annuo; nel 2026, però, il messaggio principale è la divergenza tra segmenti e il ruolo delle condizioni fiscali nella tempistica dei grandi progetti.

Per il mercato italiano ed europeo, l’esperienza statunitense offre soprattutto un criterio di lettura: non trasferire automaticamente un dato aggregato nazionale a tutti i modelli di impianto. Rete, autorizzazioni, struttura degli incentivi e finanziamento possono produrre risultati molto diversi tra grandi impianti, C&I e residenziale, anche all’interno dello stesso Paese.