Nel 2025 il curtailment ha più che raddoppiato i volumi del 2024, con tagli

802 gigawattora. È l’energia rinnovabile che l’Italia ha prodotto e poi gettato via nel 2025. Mentre il Paese ha accelerato sulle rinnovabili, la rete le ha spente. È il quadro che emerge dall’analisi di QualEnergia.it sulle decurtazioni di eolico e fotovoltaico: i tagli alla produzione sulle reti di alta e altissima tensione hanno raggiunto 802 GWh, un curtailment più che raddoppiato rispetto al 2024.

Non è un incidente di percorso. Come nota l’analisi, un fenomeno fino a poco tempo fa marginale sta lasciando spazio a un rischio strutturale, soprattutto nelle aree dove la rete fatica ad assorbire e trasferire la produzione. E il rischio, sottolinea la fonte, dipende da linee e nodi locali: il potenziamento della rete potrà solo contenerlo, non azzerarlo.

Ottocentodue GWh buttati

Dietro il numero complessivo c’è una meccanica semplice da descrivere e complicata da governare. Le rinnovabili producono quando c’è vento e sole, non quando la rete è pronta a ricevere. Se una linea è congestionata, il gestore spegne. Se c’è più generazione di quanta la rete possa assorbire, spegne. Se ci sono lavori programmati, spegne.

Guardando alla sola componente fotovoltaica, ARERA indica circa 162 GWh di riduzione. Le cause principali sono l’eccesso di generazione rispetto alla capacità di assorbimento (64 GWh), le congestioni (58 GWh) e i lavori programmati sulle reti (38 GWh). In altre parole, la parte più consistente della riduzione fotovoltaica dipende dal fatto che la produzione supera ciò che la rete riesce a gestire o spostare.

Ma i numeri aggregati nascondono un dettaglio: il rischio non è uguale per tutti. Un impianto collegato a una linea poco congestionata venderà la sua energia; un impianto identico, dieci chilometri più in là, potrebbe vedersi spento nelle ore migliori. Il curtailment non è una media nazionale: è una scommessa sul punto di connessione.

Chi perde quando la rete spegne

E la differenza si vede nei fogli Excel degli sviluppatori. Quando un progetto viene finanziato, il ricavo atteso è costruito su ipotesi precise: quanto produrrà l’impianto, quanto venderà, a quale prezzo. Il curtailment rompe queste ipotesi. Secondo Aurora Energy Research, i tagli alla produzione possono influenzare i ricavi merchant e i prezzi di cattura, le previsioni di ricavo dei PPA, i profili di generazione netta P50 e P90, i flussi di cassa di portafoglio e i rendimenti attesi dei progetti.

Tradotto: un conto è progettare un parco eolico su un profilo P50, un conto è scoprire che il profilo reale scivola verso il P90 perché la rete locale non regge. E se i rendimenti attesi si abbassano, cambiano anche le condizioni con cui le banche finanziano il progetto e con cui chi compra energia attraverso un PPA fissa i prezzi. Il curtailment non è solo energia persa: è energia che rende più cara quella che resta.

La Germania paga meno, l’Italia?

Mentre l’Italia somma gigawattora persi, in Germania i costi di compensazione per il curtailment delle energie rinnovabili sono scesi di circa il 22% a 435 milioni di euro nel 2025, rispetto ai 554 milioni del 2024. Lo riferisce Clean Energy Wire citando i dati del ministero dell’Economia tedesco. Il confronto non è perfetto: in Germania si paga un indennizzo per spegnere, in Italia la compensazione segue altre regole. Ma il punto è che nel 2025, mentre da una parte delle Alpi i costi del curtailment scendevano, dall’altra i volumi tagliati raddoppiavano.

Resta una domanda: l’Italia saprà trasformare il potenziamento della rete in una riduzione strutturale dei tagli, o il 2025 è solo l’inizio? Il 2025 ha mostrato che il curtailment non è più un incidente: è un costo nascosto della transizione. La domanda per il prossimo anno è se il potenziamento della rete arriverà prima che gli investitori rivedano i loro PPA.