L’eclissi del 2026 metterà alla prova le reti elettriche europee

Eclissi solare: la Germania perderà 1.250 MWh in un’ora, mentre Portogallo e Italia accelerano sul fotovoltaico.

13.150 megawatt in un’ora. È la rampa di potenza che i gestori di rete tedeschi si aspettano di vedere il 12 agosto 2026, quando il sole tornerà a splendere dopo l’eclissi parziale che attraverserà l’Europa nel tardo pomeriggio. Per dare un senso alla cifra: equivale a connettere istantaneamente più di tredici reattori nucleari di grande taglia, o a far salire di colpo la produzione di tutte le centrali a gas italiane in un giorno feriale medio.

La rete dovrà assorbire quell’onda in pochi minuti, mentre il fotovoltaico scatterà dall’ombra alla piena luce con una violenza che nessun’altra fonte rinnovabile sa generare.

L’evento astronomico è la prima eclissi solare totale sull’Europa continentale dal 1999, ma questa volta il sistema elettrico è un’altra cosa. La Germania perde solo l’1% dell’irraggiamento quotidiano, eppure è il paese che registrerà la rampa più ripida e la maggiore energia mancata in valore assoluto: circa 1.250 MWh. La Francia segue con 540 MWh e 5.070 MW/h di massima variazione oraria. I Paesi Bassi, pur perdendo una quantità simile di energia rispetto al Regno Unito (1.050 MWh contro 920 MWh), dovranno gestire una rampa olandese di 6.120 MW/h, quasi il doppio di quella britannica. Sono numeri che raccontano una geografia della fragilità: la taglia assoluta del parco solare tedesco amplifica l’effetto pendolo, mentre la compattezza della rete olandese ne accentua la ripidità.

Il punto non è l’eclissi in sé, che per Spagna, Portogallo, Francia e Regno Unito toglie circa l’1% della luce giornaliera, con una finestra di massimo oscuramento intorno alle 20:30 ora di Madrid. In Islanda si arriva a perdere il 3% dell’irraggiamento, in Groenlandia fino al 6%, mentre sulla costa orientale americana New York perderà circa il 2% e il Quebec tra il 3% e il 4%. Il vero test è che questo sbalzo di potenza è l’anteprima di ciò che accadrà ogni singola sera quando la capacità fotovoltaica installata sarà abbastanza grande da far crollare la produzione nell’arco di un’ora, non per un fenomeno celeste ma per il normale calare del sole. È la routine del tramonto con il solare al 40 o al 50% del mix.

Portogallo, luglio 2026: il sorpasso silenzioso

Un mese prima dell’eclissi, il gestore della rete portoghese REN ha pubblicato le statistiche di luglio. Per la prima volta il solare fotovoltaico è diventato la prima fonte di generazione elettrica in Portogallo, coprendo il 19% dei consumi nazionali. Ha superato l’idroelettrico (16%), l’eolico (13%) e la biomassa (5%). Le rinnovabili nel complesso hanno soddisfatto il 53% della domanda elettrica mensile. Non è un caso isolato: il paese ha quasi 7 GW di potenza fotovoltaica installata, secondo i dati IRENA di fine 2025, e a luglio l’indice di produttività accumulata del solare ha raggiunto 0,83 — un valore alto, favorito da una stagione secca e soleggiata.

Il Portogallo non è la Germania né l’Italia per dimensioni, ma il sorpasso mostra la direzione di marcia. Il fotovoltaico è la fonte con la crescita più rapida in Europa, e quando arriva a rappresentare una quota rilevante del mix, la sua variabilità non è più un dettaglio tecnico: è la variabile dominante per i prezzi all’ingrosso, per l’equilibrio della frequenza e per la sopravvivenza economica di tutte le altre fonti programmabili. L’eclissi del 12 agosto non farà altro che comprimere in un’ora ciò che accade in sei ore ogni sera, ma con una pendenza molto più ripida.

10 GW in Italia: un decreto, una scommessa

Pochi giorni prima dell’eclissi, il ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica ha pubblicato in Gazzetta Ufficiale il decreto 194/2026 sul meccanismo FerX, che disciplina l’accesso a un contingente di 10 GW di nuova capacità per il fotovoltaico, oltre a lotti per eolico, idroelettrico e trattamento di gas residui. Il segnale di prezzo è tutto nel prezzo di esercizio superiore per il solare fissato a 95 €/MWh, con una maggiorazione di 10 €/MWh per gli impianti su specchi d’acqua.

Novantacinque euro a megawattora sono un prezzo che rende bancabile una quota ampia di progetti, specie al Sud, ma dicono anche che il governo si aspetta un mercato elettrico in cui il fotovoltaico cannibalizzerà i propri ricavi nelle ore centrali della giornata, spingendo gli sviluppatori a cercare garanzie pubbliche. Il paradosso è evidente: più capacità solare installiamo, più il valore dell’energia solare si sposta verso le ore di bordo, quelle appena prima dell’alba e appena dopo il tramonto — proprio le ore che un’eclissi come quella del 12 agosto può simulare in anticipo.

La rampa che non è un’eccezione

Il dato tedesco — 13.150 MW/h — è quello che più assomiglia al profilo di rischio delle reti europee nei prossimi cinque anni. Non è l’unico:, quella per i Paesi Bassi di 6.120 MW/h. Sono pendenze che oggi vengono gestite con riserva terziaria, pompaggi e, in misura crescente, scambi transfrontalieri. Ma se il parco solare europeo dovesse crescere del 40 o del 50% entro il 2030, come tutti i piani nazionali indicano, la stessa rampa — senza adeguate contromisure — diventerebbe ingestibile ogni sera, non solo il giorno di un’eclissi.

Negli Stati Uniti, dove il fenomeno sarà più marginale, i gestori di rete hanno comunque preparato piani dedicati: ISO New England si aspetta 550 MWh persi e una rampa di 1.180 MW/h, mentre. Cifre modeste rispetto all’Europa, ma trattate con la stessa attenzione sistemica. In fondo è l’approccio che serve anche qui: non allarmi, ma nemmeno la leggerezza di chi pensa che un evento che toglie solo l’1% della luce non possa fare danni.

Da tenere d’occhio, nei prossimi mesi, sono due numeri. Il primo è il tasso di installazione reale in Italia dopo il decreto FerX: se i 10 GW partiranno in fretta, la pendenza del tramonto italiano aumenterà molto prima di quanto i piani di adeguatezza attuali prevedano. Il secondo è il prezzo orario dell’energia nelle ore 19-21 delle principali borse elettriche europee nelle settimane successive all’eclissi: perché se il mercato comincerà a prezzare il rischio rampa, lo vedremo lì, nei differenziali tra il pomeriggio pieno e il primo buio.