Il prezzo record dell’elettricità italiana coincide con le nuove restrizioni USA sugli inverter, che bloccano 58 GW di progetti solari
Centottantuno euro e otto centesimi al megawattora.
Il 23 luglio 2026 il prezzo dell’elettricità in Italia ha scavalcato qualsiasi altro mercato europeo, riportando la bolletta a un massimo che non si vedeva da un anno e mezzo. Lo stesso giorno in cui il prezzo medio settimanale saliva a quota 169,98 €/MWh, il dato più alto del continente, il ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica firmava altri quattro decreti di autorizzazione unica per sistemi di accumulo. Come se il problema fosse solo riempire il Paese di batterie, senza chiedersi chi le accende e chi le spegne.
La domanda ha smesso di essere teorica il 29 luglio, quando la Federal Communications Commission ha aggiunto gli inverter di potenza prodotti all’estero alla sua Covered List. Da quel momento, qualsiasi progetto solare o di accumulo che utilizzi un inverter fabbricato fuori dagli Stati Uniti senza aver già ottenuto un ID FCC ufficiale non può legalmente connettersi alla rete. Il blocco immediato delle connessioni ha colpito un mercato che ha in pipeline 58.000 MW di nuova capacità tra solare e storage per i prossimi dodici mesi.
L’inverter non è più un pezzo di ricambio
L’amministrazione americana lo ha scritto nero su bianco: la connettività wireless degli inverter moderni permette ad avversari stranieri di inviare aggiornamenti del firmware capaci di spegnere interi parchi solari da remoto. Non è un allarme teorico. Il rischio è che un Paese ostile possa manomettere simultaneamente migliaia di dispositivi connessi, trasformando la rete elettrica in un bersaglio. La Casa Bianca ha esplicitamente collegato questa mossa alla corsa per la supremazia nell’intelligenza artificiale, dove il controllo delle infrastrutture energetiche è considerato un asset strategico.
Il problema è che i produttori nazionali forniscono solo il 7% del mercato statunitense degli inverter solari, secondo i dati del Dipartimento dell’Energia. Significa che c’è un deficit produttivo interno del 93% che le fabbriche locali non possono colmare nel breve termine. Chi ha già ordini in cantiere rischia di trovarsi con pannelli spenti e contratti da rinegoziare.
L’unica via d’uscita è un processo di Approvazione Condizionale d’emergenza gestito dal Dipartimento della Difesa o dal Dipartimento della Sicurezza Nazionale. Non un automatismo, ma una valutazione caso per caso. La transizione energetica americana si è improvvisamente trasformata in una questione di intelligence.
Chi ha spento il dibattito italiano
Mentre Washington alzava barriere digitali, il Mase pubblicava i decreti di autorizzazione unica per quattro impianti BESS in Campania, Basilicata, Piemonte e Puglia, per un totale di 527 MW. Sommati alle altre autorizzazioni rilasciate da inizio mese, si arriva a 2.083 MW di accumulo autorizzati solo a luglio. Oltre 2 GW di batterie in trenta giorni, un’accelerazione che non ha precedenti.
Numeri che raccontano una corsa, ma tacciono sulla domanda più scomoda: chi produce quegli inverter che gestiranno la carica e la scarica di migliaia di megawattora connessi alla rete? E chi ne scrive il firmware? L’Italia non ha una Covered List, né una procedura di emergenza per escludere forniture ritenute a rischio.
Il convitato di pietra
Il 23 luglio, intanto, il differenziale tra il prezzo italiano e il resto d’Europa rimaneva inchiodato a un +5,4%, trainato da gas e CO2. Un sistema che ha fame di flessibilità e che guarda alle batterie come alla soluzione. Ma ogni batteria ha bisogno di un inverter per dialogare con la rete. E ogni inverter connesso è un potenziale punto di ingresso.
Nessuno sta chiedendo ai produttori di certificare la provenienza del software che girerà su quei dispositivi. Nessuno ha mappato la supply chain digitale degli impianti autorizzati. L’unica certezza è che fra qualche mese quelle batterie inizieranno a funzionare. La domanda, inevasa, è se ci siamo preoccupati anche di chi le potrà spegnere.
