Due allarmi in tre giorni a giugno, con il termometro oltre i 30 gradi e la produzione eolica dimezzata

Venerdì 26 giugno il National Energy System Operator ha emesso un avviso di fornitura elettrica che stima un deficit di margine di 671 megawatt tra le 19 e le 22 ora locale, con una domanda attesa poco sotto i 36 gigawatt. È il secondo alert in tre giorni, e arriva dopo che già il 24 giugno NESO aveva dovuto pubblicare un Electricity Margin Notice, il segnale di emergenza che il gestore invia al mercato quando i conti smettono di tornare. La notizia è stata diffusa da Rigzone, che cita dati Bloomberg, e descrive una situazione che nessuno, fino a poche settimane fa, riteneva possibile.

L’estate che nessuno aveva previsto

Le allerte di mercato del National Energy System Operator sono storicamente un affare invernale. Nascono per gestire le cosiddette «dunkelflaute», i periodi in cui il freddo estremo coincide con l’assenza di vento e mette a dura prova un sistema che ha scommesso molto sull’eolico. Vedere due avvisi di margine nella terza settimana di giugno, con il termometro oltre i 30 gradi e i condizionatori accesi a pieno regime, è un paradosso che scardina anni di pianificazione. Non è più solo il gelo a far vacillare la rete: è il caldo, è l’estate, è la domanda di raffreddamento che nel giro di poche ore può trasformare un pomeriggio assolato in una corsa contro il tempo per trovare capacità disponibile.

L’avviso di venerdì sera è scattato perché la generazione eolica media diurna si è fermata intorno ai 5 gigawatt, quasi la metà della media annuale che nel 2026 viaggiava sui 9 gigawatt. Contestualmente, la Francia — partner essenziale per l’import di elettricità verso la Gran Bretagna — ha dovuto far fronte a un rischio di riduzione della propria capacità nucleare fino a 18 gigawatt, a causa delle temperature elevate dell’acqua dei fiumi che limitano il raffreddamento delle centrali. La combinazione è esplosiva: meno vento in patria, meno nucleare dall’altra parte della Manica, e una domanda interna che in serata tocca il picco.

Vento, acqua e numeri che non tornano

La risposta alla domanda che molti si saranno fatti — com’è possibile che un’ondata di calore metta in ginocchio una rete che sa gestire i picchi invernali — sta in tre fattori concomitanti, perfettamente misurabili. Il primo è meteorologico: il vento ha latitato proprio quando serviva di più, con una produzione media di 5 gigawatt che rappresenta poco più della metà di quanto il sistema si aspetta in condizioni normali. Il secondo è tecnico: in Francia fino a 18 gigawatt di potenza nucleare rischiano di non essere disponibili perché le portate e le temperature dei fiumi impongono limitazioni al raffreddamento. Il terzo è comportamentale: l’ondata di calore ha fatto schizzare la domanda di elettricità per raffreddamento, portando il carico vicino ai 36 gigawatt proprio nelle ore serali, quando l’apporto del fotovoltaico è già crollato.

Il risultato di questo incastro si legge nei prezzi all’ingrosso: l’energia elettrica per la fascia serale di venerdì è stata scambiata oltre le 200 sterline a megawattora, una cifra che normalmente si associa a crisi invernali e che ora entra nel conto economico di utility, imprese e, a cascata, consumatori. NESO ha chiesto a generatori e fornitori di rendere disponibile capacità aggiuntiva per puntellare le riserve, ma il solo fatto di dover attingere a meccanismi di emergenza in piena estate segnala che il margine di sicurezza su cui la rete era stata progettata si sta assottigliando in stagioni che nessuno aveva modellizzato con questa urgenza.

Già nel giugno 2024, durante una precedente ondata di calore, NESO aveva attivato meccanismi di coordinamento transfrontaliero con i gestori di rete europei, utilizzando accordi pensati per condizioni eccezionali. All’epoca la notizia era passata come un campanello d’allarme isolato. A distanza di due anni, la replica ravvicinata di due EMN in una settimana fa pensare che l’eccezionalità sia diventata una variabile strutturale.

La fiducia di aprile, lo scotto di giugno

Lo scorso 14 aprile, NESO pubblicava il suo summer outlook e si dichiarava fiduciosa nella sicurezza e nella resilienza della fornitura elettrica per la stagione calda, nonostante il contesto geopolitico. Le parole erano misurate, il tono rassicurante: «Despite the geopolitical backdrop, we remain confident in the security and resilience of electricity supply this summer». Dieci settimane dopo, quella fiducia si è scontrata con la realtà di due allarmi in tre giorni e con un mercato che prezzava il megawattora oltre 200 sterline.

L’ironia è che ad aprile il gestore aveva tutti gli elementi per sapere che un’estate calda e senza vento poteva mandare in tensione la rete. L’esperienza del 2024, con i TSO europei chiamati a cooperare in emergenza proprio per le alte temperature, era già disponibile. Eppure l’outlook estivo non conteneva alcuna indicazione di probabilità di EMN al rialzo. La lezione che emerge da questi giorni è che la pianificazione continua a prendere come riferimento un mondo meteorologico che non esiste più, dove l’estremo è ancora considerato eccezionale invece che probabile.

Chi paga questa sottovalutazione? I prezzi sopra le 200 sterline a megawattora vengono internalizzati prima dai trader e poi dalle bollette di famiglie e imprese. L’avviso di margine, tecnicamente, non è un blackout: è un segnale che il margine tra domanda e offerta si è pericolosamente assottigliato, e che servono misure straordinarie per mantenere l’equilibrio. Ma è anche il sintomo di un sistema che, avendo costruito la propria architettura sulla scommessa di vento costante e nucleare estero sempre disponibile, si scopre fragile non più solo d’inverno, ma anche nelle sere d’estate in cui il termometro supera i 30 gradi.

Davanti a un sistema che vacilla in stagioni sempre più imprevedibili, la domanda non è se ci saranno altri allarmi, ma quando e a quale prezzo per chi l’energia la paga. Perché se già adesso, a giugno, il gestore si affida agli stessi meccanismi pensati per i giorni più freddi dell’anno, l’estate 2026 rischia di essere ricordata come il momento in cui si è capito che la transizione energetica ha una nuova, costosa variabile climatica con cui fare i conti.