L’energia pulita sta diventando un problema

Il paradosso dei prezzi negativi rivela una rete incapace di assorbire i picchi di produzione rinnovabile

Nel 2025, in sei grandi mercati europei — Paesi Bassi, Germania, Svezia, Spagna, Belgio e Francia — si sono registrate più di 500 ore di prezzi negativi dell’elettricità. Non è stato un incidente di percorso né un’anomalia stagionale: è il sintomo di una rete che, in determinate ore, produce più energia pulita di quanta ne possa assorbire. E che per farlo manda in tilt il meccanismo dei prezzi.

Il paradosso è noto a chi segue i mercati energetici: quando sole e vento spingono al massimo la generazione rinnovabile, l’offerta supera la domanda e il prezzo all’ingrosso scende sotto lo zero. In quelle ore, pagare qualcuno perché consumi elettricità costa meno che fermare gli impianti. È un segnale di prezzo che racconta un problema fisico: la rete non ha abbastanza flessibilità per gestire i picchi di produzione intermittente.

L’idroelettrico nel suo complesso, secondo i dati dell’International Hydropower Association, ha generato in Europa 614 TWh nel 2025, confermandosi la prima fonte rinnovabile del continente. Ma la produzione da sola non basta più. I livelli crescenti di riduzione forzata delle rinnovabili — il cosiddetto curtailment, quando si scollegano impianti eolici o solari perché la rete non ha spazio — segnalano che il vero collo di bottiglia non è generare elettricità pulita, ma conservarla per quando serve davvero.

35 GW in cerca di un permesso

La tecnologia che può rispondere a questo problema su scala continentale esiste da più di un secolo: è il pompaggio idroelettrico, quello che usa due bacini a quote diverse per immagazzinare energia quando ce n’è troppa e restituirla quando manca. Una batteria ad acqua che non si degrada dopo qualche migliaio di cicli e che può funzionare per decine d’ore consecutive, non per minuti.

Oggi questa tecnologia sta vivendo una seconda giovinezza. Secondo gli ultimi dati disponibili, la capacità globale di pompaggio ha superato i 200 GW, con 243 GW in costruzione e altri 621 GW nella pipeline di sviluppo. Numeri che raccontano di una corsa mondiale allo stoccaggio a lunga durata, trainata dalla necessità di bilanciare reti sempre più cariche di rinnovabili intermittenti.

In Europa, il potenziale è stato mappato con precisione. Lo scorso settembre, durante un evento coordinato congiuntamente da International Hydropower Association ed Eurelectric, è stato lanciato il Paris Pledge, firmato da oltre cinquanta grandi utility europee tra cui EDF, Iberdrola, Enel e Statkraft. Il documento identifica una pipeline di circa 35 GW di progetti di pompaggio nell’Unione Europea, tutti in attesa di un quadro normativo che li renda realizzabili. L’accordo, sostenuto da più di cinquanta organizzazioni, ha ribadito l’urgenza di intervenire su un potenziale stimato in oltre 35 GW che oggi resta bloccato dalle regole.

Trentacinque gigawatt sono una cifra che va messa in prospettiva. Equivalgono a decine di grandi centrali nucleari in termini di potenza, ma con una funzione diversa: non producono energia, la spostano nel tempo. E in un continente che ha registrato livelli crescenti di curtailment in tutti i mercati principali, spostare l’energia dalle ore di surplus a quelle di scarsità è esattamente ciò che serve per dare stabilità ai prezzi e alla rete.

Eppure, mentre il resto del mondo accelera, l’Europa resta al palo. Non per mancanza di progetti o di capitali, ma perché i tempi delle autorizzazioni, l’assenza di meccanismi di remunerazione specifici per lo stoccaggio a lunga durata e l’incertezza regolatoria scoraggiano gli investimenti. Ogni gigawatt di pompaggio che non viene costruito è un gigawatt di flessibilità che manca, e che si traduce in ore di prezzi negativi o in impianti rinnovabili spenti mentre potrebbero produrre.

Batterie contro dighe: chi vince la gara dello stoccaggio?

Nel frattempo, il mondo delle batterie agli ioni di litio corre a velocità impressionante. Secondo i dati dell’Agenzia Internazionale dell’Energia, nel 2025 sono stati installati globalmente 108 GW di capacità di accumulo elettrochimico, con un aumento di circa il 40% rispetto al 2024. Numeri che fanno impallidire qualsiasi altra tecnologia di stoccaggio e che confermano quanto le batterie siano ormai una componente strutturale dei sistemi elettrici, non un accessorio sperimentale.

Ma nello stesso anno, il pompaggio idroelettrico ha segnato il suo record storico: 11,6 GW di nuova capacità installata a livello globale, mentre la potenza idroelettrica complessiva raggiungeva quota 1.469 GW. Il confronto non va fatto solo sui gigawatt. Una batteria al litio è progettata per erogare potenza per una o due ore, quattro al massimo nelle configurazioni più spinte. Un impianto di pompaggio può funzionare per otto, dodici, ventiquattro ore consecutive. Servono entrambi: le prime per smorzare i picchi istantanei, il secondo per garantire che la rete superi la notte o una settimana senza vento.

Il punto, per l’Europa, non è scegliere tra batterie e pompaggio. È decidere se finanziare solo la soluzione più rapida da installare o anche quella più adatta a risolvere il problema nella sua interezza. I 108 GW di batterie installati nel mondo nel 2025 sono un dato imponente e dicono che la transizione sta accelerando. Ma i 35 GW di pompaggio europeo in attesa di via libera dicono qualcosa di diverso: che esiste una risposta dimensionata al problema dei prezzi negativi, e che per ora è tenuta ferma dalla politica.

Se e quando quei 35 GW verranno sbloccati, la geografia delle ore a prezzo zero potrebbe cambiare. Non perché spariranno i picchi di produzione rinnovabile — quelli sono destinati a crescere — ma perché ci sarà finalmente un sistema in grado di assorbirli senza mandare in tilt i mercati. Il numero da tenere d’occhio, nei prossimi anni, non sono i gigawatt di batterie, ma quanti di quei 35 GW di pompaggio otterranno i permessi per passare dalla carta al calcestruzzo.