Tre miliardi di euro nel 2026 per pagare i produttori a non immettere energia in rete
Tre miliardi di euro. È quanto la Germania spenderà nel 2026 per pagare i produttori di energia rinnovabile a non immettere elettricità in rete. Non un errore di calcolo, ma la conseguenza di un sistema che ha funzionato — forse anche troppo. Secondo la bozza di legge pubblicata dal ministero dell’Economia nei giorni scorsi, i pagamenti aggiuntivi per la generazione ridotta, il cosiddetto curtailment, hanno raggiunto una cifra che ha attirato critiche crescenti. Nel frattempo, lo Stato spenderà circa 16 miliardi di euro per il sostegno alle rinnovabili quest’anno, mentre la quota di energie pulite sul consumo lordo di elettricità si attesta intorno al 58 per cento, con l’obiettivo di arrivare all’80 per cento entro il 2030. Numeri che raccontano una storia di successo industriale e di fallimento infrastrutturale, che ora il governo intende correggere con una riforma profonda: a partire dal 2027, i nuovi impianti riceveranno sostegno solo se in grado di funzionare “in modo che benefici sia il mercato sia il sistema”.
La rete che non regge più
La risposta a questa contraddizione sta in un paradosso costruito in ventisei anni di politiche energetiche. Le tariffe feed-in furono introdotte nell’anno 2000 con la legge sulle energie rinnovabili (EEG): garantivano agli investitori flussi di cassa sicuri per vent’anni, pagando ogni chilowattora immesso in rete a un prezzo fisso, indipendentemente dalla domanda di mercato o dalla capacità della rete di assorbirlo. Era un meccanismo pensato per far decollare un settore nascente, e ha funzionato: la Germania è diventata una potenza delle rinnovabili. Ma il successo ha scavalcato la rete. Le linee elettriche tedesche faticano a tenere il passo con la crescita della generazione da fonte intermittente. Quando il vento soffia forte al Nord e il sole picchia al Sud, la rete non riesce a trasportare l’elettricità dove serve, e i gestori sono costretti a staccare gli impianti — pagando comunque i produttori come se avessero generato.
È qui che la riforma interviene con un cambio di logica radicale. Per ventisei anni l’accesso prioritario alla rete e la remunerazione garantita sono stati il fondamento su cui si è costruito l’investimento nelle rinnovabili tedesche. Ora la bozza di riforma propone di ridimensionare entrambi: priorità di connessione alla rete ridotta per i nuovi progetti, compensazioni per il curtailment limitate nelle aree con colli di bottiglia, e — novità significativa — la possibilità per i gestori di rete di addebitare parzialmente agli investitori rinnovabili i costi di potenziamento della rete. Tradotto: chi vuole costruire un parco eolico o un campo fotovoltaico in una zona già congestionata dovrà farsi carico di una parte dei costi che oggi ricadono sulla collettività. È la fine di un’epoca di sostegno incondizionato, e l’inizio di una in cui il rischio di rete e il rischio di mercato vengono trasferiti dal contribuente all’investitore.
Dalla Cina alla California: il nuovo che avanza
La Germania non sta facendo altro che allinearsi a un copione già visto altrove. La Cina ha completato, e i numeri raccontano l’impatto immediato di quella scelta: a giugno 2025 le nuove installazioni solari sono crollate a circa 14 gigawatt, l’85 per cento in meno rispetto al mese precedente e quasi il 40 per cento in meno rispetto a giugno dell’anno prima. Non è un collasso del settore, ma la fisiologica transizione da un mercato drogato dai sussidi a uno in cui la redditività dipende dalla capacità di vendere elettricità a prezzi di mercato e di gestire l’intermittenza con sistemi di accumulo o contratti bilaterali. Negli Stati Uniti, il gestore della rete californiana CAISO nel 2024 ha ridotto 3,4 milioni di MWh di produzione eolica e solare su larga scala, con un aumento del 29 per cento rispetto al 2023. Anche in California, come in Germania, la rete non ce la fa a star dietro alla generazione.
Il dato tedesco dei 3 miliardi di euro di compensazioni per il curtailment va letto in questa cornice globale: non è un’anomalia, ma il sintomo di una fase di maturità delle rinnovabili che tutti i grandi mercati stanno attraversando. La differenza è che la Germania, con la sua rete elettrica ancora fortemente sbilanciata tra un Nord produttore e un Sud consumatore, paga questo sintomo più caro di altri. La riforma in discussione non rallenta gli obiettivi di decarbonizzazione — il target dell’80 per cento di rinnovabili al 2030 resta confermato — ma cambia radicalmente chi sopporta il costo e il rischio della transizione. Per gli investitori, abituati a due decenni di rendimenti garantiti dallo Stato, si apre una stagione in cui la localizzazione dell’impianto, la disponibilità di connessioni e la capacità di gestire i periodi di curtailment diventeranno variabili competitive decisive quanto il costo dei pannelli o delle turbine. Il cantiere è aperto: ora la palla passa a chi dovrà finanziare la prossima ondata di capacità rinnovabile senza la rete di protezione pubblica che ha sostenuto la prima.
La domanda non è se la transizione energetica tedesca sopravviverà a questa riforma, ma chi pagherà il conto della sua maturità.
