Produzione record insufficiente: il raffrescamento cresce e la rete non sposta l’energia nel tempo

Tra giugno e luglio 2026 il solare ha fornito il 25% dell’elettricità dell’UE, con una generazione record di 52 TWh a giugno e 55 TWh a luglio. Eppure, già il 24 giugno, mentre i pannelli spingevano al massimo, il prezzo day-ahead dell’elettricità in Francia ha toccato 313 €/MWh. Il paradosso si spiega con un dettaglio tecnico: la produzione solare sale, ma la domanda di raffrescamento sale ancora più in fretta.

Mezzogiorno di fuoco: record solare e prezzi da capogiro

I numeri della scorsa estate raccontano due storie opposte. Da un lato, la produzione solare media giornaliera durante le ondate di calore è stata superiore del 17% in Francia e Ungheria e del 5% in Spagna rispetto agli altri giorni di giugno e luglio. Dall’altro, la domanda elettrica giornaliera è aumentata fino al 28% in Italia rispetto alla settimana precedente le ondate di calore, quella del 13-19 giugno, quando le temperature erano più vicine alle medie stagionali; gli incrementi sono stati del 23% in Ungheria, del 14% in Francia e del 13% in Spagna.

Il risultato si è visto il 24 giugno: i prezzi day-ahead dell’elettricità in Francia e Italia hanno raggiunto rispettivamente 313 €/MWh e 285 €/MWh, il livello più alto in Italia dall’inverno 2022/23. Tradotto in termini pratici, i pannelli producevano più che mai, ma il mercato pagava l’energia come se fosse scarsa. Il paradosso non sta nella quantità di energia immessa in rete, ma nella sua forma: il solare è un flusso che arriva quando arriva, mentre la domanda di raffrescamento è rigida e immediata. La rete non sa spostare l’energia nel tempo.

Il divario tra domanda e batterie

Il paradosso si scioglie guardando alla domanda: quando fa caldo, l’elettricità va consumata subito. Solo il 23 percento delle famiglie europee ha accesso o utilizza l’aria condizionata. Eppure i picchi di domanda mostrano che il raffrescamento è già un carico rigido: quando le temperature salgono, quella quota relativamente piccola di impianti si accende all’unisono, e la rete deve seguirla.

Dall’altra parte, la flotta di batterie dell’UE è prevista crescere di quattro volte, da 37 GW nel 2025 a 178 GW entro il 2030. Entro quella data, le batterie potrebbero fornire in una sola ora oltre l’80% della potenza che tutte le centrali a gas dell’UE possono generare nello stesso periodo, rispetto a circa il 20% nel 2025. Le batterie promettono di trasformare il solare da energia usa e getta a risorsa flessibile: la prospettiva è spostare l’energia nel tempo, non solo generarla. Ma quanto è realistico questo salto?

Stabilità contro crescita: il conto aperto dell’energia pulita

Anche con batterie più potenti, resta il confronto con chi non ha bisogno di aspettare. Secondo un’analisi pubblicata su The Conversation, la generazione nucleare rimane molto meno variabile nell’arco di un anno intero; un sistema più dipendente dalle rinnovabili avrebbe potuto andare peggio a fine giugno. Il punto non è che il solare abbia fallito: è che ha un profilo di produzione intrinsecamente legato al giorno e alla stagione.

Ma il solare ha un vantaggio che il nucleare non può eguagliare: la velocità di crescita. Già nel giugno 2021 il solare ha generato appena il 10% dell’elettricità dell’UE, pari a 21 TWh. Cinque anni dopo, a giugno e luglio 2026, è arrivato al 25%, con 52 e 55 TWh. Nel mezzo, solo nel 2025, sono stati installati 65,1 GW di nuova capacità solare nell’UE. Il mercato si sposta dalla produzione alla flessibilità: la domanda non è se il solare funziona, ma quanto siamo disposti a pagare per renderlo flessibile.

Chi installa oggi un impianto solare non vende più solo energia prodotta quando il sole è alto: vende la capacità di renderla disponibile quando il sole cala. Il vero mercato si sposta dai pannelli alle batterie e ai servizi di flessibilità, e lì si deciderà chi vince.