Fotovoltaico: in Italia oltre 23% della domanda a giugno 2026, in Spagna gas incide sul prezzo nel 15% delle ore
Il sorpasso silenzioso: un pomeriggio di agosto in Francia
La fotografia cambia rapidamente. Il 1° aprile 2026, in Francia, il nucleare forniva il 66% dell’energia con 46 GW e il solare appena il 17%. Il 12 agosto dello stesso anno il mix si è quasi ribaltato: 53% nucleare con 30 GW, 35% solare con 20 GW. Non è un primato francese: a giugno 2026, secondo Terna, il fotovoltaico italiano ha prodotto 6,5 TWh su un consumo di 28 TWh, coprendo oltre il 23% della domanda.
Le proiezioni a lungo termine vanno nella stessa direzione. Bloomberg stima che nel 2050 solare ed eolico forniranno oltre il 55% dell’elettricità mondiale, il nucleare meno del 10% e le fossili sotto il 30%. Ember prevede per quella data un costo di generazione del solare sotto i 25 dollari a MWh e batterie sotto i 50 dollari a kWh.
Il paradosso del nucleare: costi che salgono, prezzi che non scendono
La risposta al perché l’Italia paghi l’elettricità più cara non sta nel sole, ma nella storia e nei costi. L’Italia è uscita dal nucleare con il referendum del 1987 dopo Chernobyl, decisione confermata nel 2011 dopo Fukushima. Il profilo italiano pubblicato da World Nuclear Association elenca un mix dominato dal gas naturale: 119 TWh (44%), idroelettrico 54,8 TWh (20%), solare 36 TWh (13%), eolico 22,3 TWh (8%), bioenergie e rifiuti 19,6 TWh (7%), petrolio 8,6 TWh (3%), geotermico 5,7 TWh (2%), carbone 4,8 TWh (2%). Nella seconda metà del 2023 le famiglie italiane hanno pagato in media 25,7 centesimi di euro a kWh, oltre 4 centesimi in più rispetto alla Francia.
Il nucleare, nel frattempo, non offre un’uscita a basso costo. Il progetto Flamanville-3 era stato stimato inizialmente in 3,3 miliardi di euro, ma a gennaio 2025 la Corte dei conti francese ha pubblicato una nuova stima di 23,7 miliardi includendo gli interessi maturati durante la costruzione, come riporta l’American Nuclear Society. La Germania ha spento gli ultimi tre reattori — Isar 2, Emsland e Neckarwestheim 2 — il 15 aprile 2023, con uno spegnimento previsto per il 31 dicembre 2022, come documenta il portale tedesco sulla sicurezza nucleare. Il costo della dismissione nucleare italiana dopo il 1987 ha pesato sull’intera economia.
Sul campo: cosa significa per installatori e gestori
Torniamo all’Italia, anzi alla Spagna. Secondo l’analisi di Ember, nel 2026 finora in Spagna il gas ha influenzato il prezzo dell’elettricità solo nel 15% delle ore, contro l’89% in Italia. I prezzi medi spagnoli risultano inferiori al costo dell’energia prodotta da gas e più bassi rispetto ad altri paesi UE con grandi parchi a gas. Alla fine di dicembre 2025 l’Italia aveva 43,5 GW di solare fotovoltaico cumulativo, secondo i dati Terna riportati da PV Magazine.
Il punto non è ideologico: è ridurre le ore in cui il gas detta il prezzo. Il divario tra il 15% spagnolo e l’89% italiano non si spiega con il sole, ma con la struttura del parco di generazione e con la disponibilità di accumulo. Per chi progetta nuova capacità, la domanda non è più se il solare convenga, ma come integrare fotovoltaico e batterie per abbassare i prezzi senza i costi e i ritardi del nucleare.
Il sorpasso del solare non è un trionfo ideologico: è una lezione di ingegneria. Chi installa e gestisce impianti oggi deve guardare al costo del sistema, non alla potenza nominale: il fotovoltaico, abbinato allo stoccaggio, è l’unica via per abbassare i prezzi senza i costi e i ritardi del nucleare.
