Ma è vero che basta aggiungere rinnovabili alla rete elettrica, anche lottando contro la malvagia burocrazia, e magicamente tutto si risolve, con prezzi in caduta, come vuole la vulgata di una politica italiana sempre più ridicola? Ovviamente no. Lo spiega bene una recente indagine di Bloomberg.
L’Europa ha costruito il più grande parco solare del mondo. Circa 490 gigawatt installati, “dalla Sicilia alla Lapponia”, più di gas, eolico, nucleare e carbone messi insieme. Quest’estate, nelle ore di picco, il solare coprirà da solo quasi tutto il fabbisogno di alcuni paesi. Un risultato straordinario, ottenuto in meno di vent’anni e trainato da sussidi massicci e da un crollo dei costi senza precedenti. Il problema è che nessuno ha costruito il sistema intorno a quel parco. E ora il conto arriva.
Troppo solare, reti inadeguate
Nella stagione estiva 2026, circa 40 terawattora di elettricità solare andranno sprecati — interrotti prima di raggiungere la rete, o semplicemente mai prodotti perché i gestori hanno disposto lo spegnimento dei parchi. È il cosiddetto curtailment, termine che i nostri fonditori di proiettili d’argento dovrebbero studiare e assimilare. La pratica, sempre più comune, di scollegare impianti perfettamente funzionanti perché la rete non riesce ad assorbire la produzione. Quaranta terawattora equivalgono al fabbisogno annuale della Greater London. Rispetto al 2025, un aumento del 25%.
I numeri per paese raccontano una storia di deterioramento rapido. In Spagna, nel primo trimestre 2026, il 16% della generazione solare è stata tagliata — il doppio rispetto a un anno prima. In Germania, il 13% contro il 7% del 2025.
Le ore con prezzi negativi sull’elettricità sono esplose. Nei mercati del giorno prima, tra gennaio e l’11 maggio 2026, la Spagna ha già registrato 423 ore sotto zero — più del triplo delle 127 del 2024 nello stesso periodo. Germania e Francia seguono la stessa traiettoria, rispettivamente a 194 e 213 ore, da 113 e 121 del 2024. I picchi negativi hanno toccato -500 euro per megawattora in Germania e Francia.
Il meccanismo che produce queste distorsioni è noto agli operatori come effetto cannibalizzazione: più capacità solare viene installata, più i prezzi nelle ore di maggior soleggiamento collassano, erodendo i ritorni di tutti i progetti, vecchi e nuovi. Il risultato è paradossale: l’energia più economica del sistema perde valore proprio perché ce n’è troppa nello stesso momento.
Chi paga due volte
I consumatori europei finanziano il solare dall’inizio alla fine. Prima attraverso i sussidi che hanno reso possibile il boom di installato — il solare è stato sovvenzionato in quasi tutti i mercati europei per decenni. Poi, quando un gestore di rete spegne un parco solare, il produttore viene compensato. Questi sono extraprofitti, per usare un’espressione molto in voga in Italia. In Germania, questi costi di compensazione sono oggi temporaneamente trasferiti dai consumatori al bilancio federale per attenuare l’impatto diretto sulle bollette.
Quando invece i prezzi precipitano autonomamente sotto zero, l’operatore del parco spegne da solo per evitare di pagare qualcuno per prendere la sua elettricità. In quel caso non percepisce nulla: il curtailment volontario è gratuito per la collettività, ma distrugge i ritorni attesi dagli investitori. Le assunzioni che sostenevano gli investimenti solari durante e dopo la crisi energetica non reggono più.
L’accumulo massiccio di solare crea problemi fisici alla rete che non si risolvono con più pannelli. Il solare, a differenza delle turbine rotanti tradizionali, non contribuisce spontaneamente all’inerzia di frequenza e alla regolazione della tensione — i due parametri che tengono in equilibrio un sistema elettrico. Più solare si aggiunge, più il sistema diventa sensibile a variazioni improvvise di produzione e domanda.
Le fluttuazioni di tensione sono state indicate come causa concorrente del blackout iberico dell’aprile 2025, il più grave in Europa da decenni. Da allora il gestore di rete spagnolo, Red Eléctrica, ha ripreso a mantenere centrali a gas in funzione come riserva, riducendo la dipendenza dal solare. La Baviera — che si è proclamata “solarland” con una capacità installata paragonabile a quella spagnola — è oggi una delle regioni più congestionate della Germania.
Storage: la risposta e la promessa
La soluzione al curtailment ha un nome: accumulo. Batterie di grande taglia che assorbono l’eccesso nelle ore di sole e lo restituiscono alla rete quando serve. La Commissione europea stima circa 1.200 miliardi di euro di investimenti necessari nella rete entro il 2040. La capacità di accumulo in Europa è attesa quadruplicare entro il 2030.
I segnali sul fronte dei costi sono reali. Secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia, i costi delle batterie sono calati di oltre il 90% tra il 2010 e il 2025. Grandi sistemi, di scala pari a quella delle utility, che dieci anni fa erano economicamente improponibili hanno oggi un costo che li avvicina alla competitività con i fossili nelle regioni ad alta irradiazione. IRENA, agenzia internazionale delle rinnovabili, stima che la combinazione solare più storage possa erogare energia continua a 54-82 dollari per megawattora nelle zone con le migliori condizioni di risorsa, a fronte di oltre 100 dollari per un nuovo impianto a gas.
Il caso di riferimento è Al Dhafra, nel deserto di Abu Dhabi: 5 gigawatt di solare fotovoltaico abbinati a 19 gigawattora di batterie per erogare 1 gigawatt di potenza continua 24 ore su 24, con un costo stimato da IRENA intorno ai 70 dollari per megawattora. Avvio previsto nel 2027.
Ma l’Europa non è Abu Dhabi. Non ancora, almeno, climaticamente parlando. I progetti di storage su scala utility si scontrano con code di connessione alla rete che bloccano oltre 1.700 gigawatt di capacità rinnovabile e ibrida in attesa di allacciamento in 16 paesi membri più la Gran Bretagna. In Germania, una modifica normativa di fine 2025 ha messo in dubbio la connessione di impianti oltre i 100 megawatt. Costruire batterie non basta: occorre che possano connettersi.
C’è inoltre la questione della filiera. La tecnologia dominante per lo storage su scala utility è la chimica litio-ferro-fosfato, che rappresenta circa il 90% delle installazioni mondiali del 2025. Quella filiera — dalle celle ai materiali — è controllata per oltre il 90% dalla Cina. Se la transizione europea dalle fonti fossili importate passasse interamente attraverso batterie cinesi, la dipendenza energetica cambierebbe geografia senza cambiare natura.
Incentivi da rivedere
Il mercato registra il deterioramento dei ritorni economici. Dopo anni di crescita record, le nuove installazioni solari europee nel 2026 sono attese in leggero calo rispetto al 2025, con proiezioni di ulteriore rallentamento quasi ogni anno fino a metà del prossimo decennio. Non è un segnale di maturità quanto il fatto che il mercato prezza il collasso dei ricavi nelle ore di maggior produzione.
I governi stanno cominciando ad aggiustare gli incentivi. I sussidi per le ore con prezzi negativi verranno gradualmente ridotti, il che dovrebbe attenuare i picchi più estremi. Ma è una correzione a valle: non risolve il problema strutturale della rete, né tocca il meccanismo di formazione dei prezzi che lega l’elettricità al gas.
Le proposte per affrontare il problema strutturalmente si muovono su tre fronti. Sul lato dell’offerta, si discute di rendere obbligatorio l’abbinamento dei nuovi impianti a sistemi di accumulo e azzerare i sussidi nelle ore sistematicamente negative per disincentivare la produzione inutile. Come intuibile, questo cambia la redditività attesa del solare.
Sul lato della domanda, la strada maestra sono le tariffe dinamiche: prezzi che premino i consumatori industriali e domestici che spostano i propri consumi nelle ore di picco solare, trasformando l’eccesso in opportunità invece che in spreco. L’idea è semplice; l’esecuzione richiede contatori intelligenti diffusi e una disponibilità al cambiamento di abitudini e comportamenti che andrà testata.
Sul fronte della struttura di mercato, la Commissione europea spinge da anni verso prezzi zonali o nodali, che riflettano le congestioni locali invece di applicare un prezzo uniforme a livello nazionale: una riforma che la Germania ha resistito a lungo ad adottare perché penalizzerebbe il sud solare rispetto al nord industriale. Allineare domanda e offerta è, in fondo, l’esito atteso di un mercato efficiente e non distorto, neppure da ben intenzionati incentivi. Il fatto che l’Europa stia ancora discutendo gli strumenti per farlo, mentre spreca energia sufficiente ad alimentare una capitale, dice qualcosa sul ritardo accumulato.
C’è infine un problema distributivo che la transizione tende a esacerbare, e che ho segnalato tempo addietro. I costi di generazione scendono con le rinnovabili, ma i costi fissi di sistema — investimenti nella rete, infrastrutture di trasmissione e distribuzione, servizi di bilanciamento — crescono con l’espansione delle stesse rinnovabili, e vengono recuperati attraverso le tariffe. La bolletta del consumatore finale diventa più leggera sulla componente variabile e più pesante su quella fissa: chi consuma poco, e tipicamente ha redditi più bassi, paga proporzionalmente di più. La transizione energetica, senza interventi correttivi sulla struttura tariffaria, produce esiti regressivi. Non è un effetto collaterale trascurabile: è una conseguenza strutturale che i governi europei hanno finora sistematicamente eluso.
- Leggi anche: Elettricità e gas, la coppia non si disaccoppia
Cambiare registro
Il problema dell’Europa solare non è tecnico in senso stretto. Le soluzioni — reti più forti, accumulo diffuso, interconnessioni — esistono e in parte sono già in costruzione. Il problema è che la politica energetica europea ha spinto l’acceleratore sulla generazione per un decennio senza costruire il sistema che doveva riceverla. Il risultato è un parco installato di 490 gigawatt che spreca, nei mesi estivi, energia sufficiente a coprire il fabbisogno annuale di una delle principali capitali mondiali.
Aggiungere generazione senza costruire flessibilità sistemica causa disfunzioni e sprechi. Ora, con il ripido calo della curva dei costi delle batterie, sta albeggiando la possibilità di una vera affermazione delle rinnovabili e di un ridimensionamento del baseload fossile e nucleare. Ma servirà ancora tempo e denaro, quest’ultimo auspicabilmente da non sprecare in incentivi perversi. Nel frattempo, sarebbe utile che la politica studiasse di più e smettesse di fondere proiettili d’argento.
Piccola nota a pie’ di pagina: l’immagine speculare dei guai occidentali col solare è la crisi di settore in Cina, di cui dà conto l’Economist. L’abnorme sovracapacità, la saturazione del mercato domestico con relativo curtailment e il progressivo ritiro dei sussidi pubblici preparano una discreta mattanza. Il darwinismo della politica industriale cinese nei settori giunti a maturazione è qualcosa di affascinante. Da noi, ad esempio, i governi sussidierebbero ancora le carrozze a cavallo, fosse per loro.
(Immagine creata con ChatGPT)
