La flessibilità della generazione tradizionale arranca, mentre i capitali si muovono verso lo stoccaggio con progetti da oltre 25 GWh

All’inizio di agosto i prezzi all’ingrosso dell’elettricità in Ungheria hanno toccato i massimi da tre anni e mezzo e la modulazione del nucleare francese è diminuita del 27% rispetto ai livelli normali sotto la spinta della domanda estiva. Sono i dati Montel News citati in un’analisi di Marketscale sull’energia europea, che mostra come due mercati molto diversi stiano raccontando la stessa storia: il sistema elettrico europeo è più fragile quando il caldo spinge i consumi. Non è un incidente isolato: è un segnale di stress sistemico.

Il caldo non è solo una questione di condizionatori. A luglio, secondo Montel News, la produzione totale di energia elettrica in Spagna è aumentata dell’8% su base annua. Non basta, però, a evitare tensioni altrove: la flessibilità della generazione tradizionale, in particolare quella nucleare francese, si sta rivelando più corta del previsto.

Prezzi in fiamme, nucleare in riserva

La fragilità del parco nucleare francese ha radici profonde. I dati raccolti dal World Nuclear Report mostrano che nel 2022 EDF ha spento i suoi reattori per 8.515 giorni complessivi, il 46,5% in più rispetto al 2021. Nello stesso anno la produzione nucleare francese è crollata del 22,6%, pari a 81,7 TWh in meno, fermandosi a 279 TWh: il livello più basso in trent’anni. La modulazione ridotta del 27% registrata all’inizio di agosto non è quindi un episodio isolato, ma il riflesso di un parco che fatica a seguire la domanda.

Se la generazione tradizionale arranca, c’è chi sta scommettendo su un’altra flessibilità. E la risposta non arriva solo dai gestori di rete, ma dai mercati del capitale.

La corsa alle batterie: chi firma gli assegni

All’inizio di agosto, secondo Montel News, la Commissione europea ha approvato 59 milioni di euro di aiuti di Stato per la capacità di stoccaggio di batterie in Slovenia. Nella stessa finestra, Macquarie e Chiron hanno annunciato piani per sviluppare congiuntamente 1,5 GW di capacità solare e di batterie in Italia. Non sono solo gesti simbolici: indicano che i capitali stanno iniziando a muoversi verso asset di flessibilità, accanto alla generazione fotovoltaica.

A fine giugno, NatPower e Tesla hanno firmato un accordo strategico per sviluppare progetti di accumulo a batteria con una capacità combinata superiore a 25 GWh in Europa. La prima fase copre cinque progetti in Italia e nel Regno Unito, incluso un sito a Priolo, in Sicilia, nell’ambito della piattaforma europea di stoccaggio di NatPower, che punta a superare 100 GWh di capacità complessiva. È una capacità di accumulo, non di potenza istantanea: i gigawattora dicono quanta energia può essere trattenuta e restituita alla rete nei momenti di tensione. La geografia degli annunci, tra Slovenia, Italia, Regno Unito e Sicilia, mostra una competizione che non è più confinata ai mercati storici dello stoccaggio.

40 GW: la soglia che cambia l’Europa

Nel 2025, secondo l’analisi di SolarPower Europe, il mercato europeo delle batterie è cresciuto del 48% su base annua, dopo un 2024 più lento, trainato dalla diffusione su scala utility. È il dato che spiega perché gli annunci come quello di NatPower e Tesla non sono promesse isolate: la domanda di flessibilità sta già tirando l’offerta.

La metrica da tenere d’occhio, però, è un’altra. Secondo l’European Electricity Review di Ember, se tutti i progetti in pipeline andassero in porto la capacità europea supererebbe i 40 GW, dieci volte i livelli del 2023, e sarebbe meno concentrata geograficamente. Il numero da guardare non è il prezzo di oggi, ma quanti di quei 40 GW passeranno davvero dalla pipeline alla rete.

Nei prossimi mesi la partita si gioca sulla velocità con cui la pipeline di oltre 40 GW diventerà capacità reale: è lì che si deciderà chi guadagna e chi resta indietro nella flessibilità europea.