Le rinnovabili italiane corrono, ma la rete costa di più

Il differenziale tra prezzi a salire e scendere nel mercato dei servizi di dispacciamento sale a 128 euro per MWh,

533 megawatt installati in un solo mese. Ventisei virgola tre terawattora prodotti dal fotovoltaico nel primo semestre. I numeri di giugno 2026 raccontano un’Italia che accelera sulle rinnovabili come mai prima d’ora. Ma dietro la curva verde che sale impetuosa, si intravede un’altra traiettoria — quella del differenziale tra prezzi a salire e scendere nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento, salito a 128 euro per MWh, sei punti percentuali in più rispetto allo stesso mese del 2025. La crescita c’è, si misura in gigawatt e terawattora, ma porta con sé un conto che comincia a pesare sui meccanismi di gestione della rete.

Il ritmo dei 533 MW

Nel mese di giugno la richiesta italiana di energia elettrica si è fermata a 28.034 gigawattora, una crescita contenuta dell’1,8 per cento su base annua. Un incremento modesto, quasi piatto se confrontato con i volumi che i nuovi impianti stanno immettendo nel sistema. La vera notizia è un’altra: Terna riporta 533 megawatt di nuova capacità rinnovabile entrata in esercizio in trenta giorni, 85 megawatt in più rispetto al giugno 2025, quando l’incremento era stato di 448. Un salto del 19 per cento su un singolo mese, che si innesta su un trend già aggressivo — nel corso dell’intero 2025 l’incremento complessivo era stato di 7.191 megawatt, portando la potenza installata totale a 83.529 megawatt, di cui 43.513 di solare e 13.629 di eolico. Numeri che, sommati, fanno impallidire qualsiasi anno precedente del decennio.

La spinta del fotovoltaico è la componente dominante. Nei primi sei mesi del 2026, il solare ha prodotto 26,3 terawattora, un record storico che segna un incremento del 19,2 per cento sullo stesso periodo del 2025. È come se, in un semestre, si fosse aggiunta la produzione di una centrale nucleare di grande taglia, solo che questa centrale è fatta di centinaia di migliaia di pannelli sparsi su tetti e terreni in tutta Italia. La progressione è tangibile, quasi meccanica: ogni mese si installa più del mese precedente, ogni trimestre si produce più del trimestre dell’anno scorso.

Ma la domanda cresce solo dell’1,8 per cento. La forbice tra produzione rinnovabile in espansione e consumi elettrici quasi stagnanti pone una domanda precisa: dove sta andando l’energia in eccesso? E, soprattutto, quanto costa gestire un sistema in cui sempre più elettroni viaggiano in una direzione che non era stata prevista quando le infrastrutture di rete sono state costruite?

Il prezzo dell’intermittenza

Quello che i megawatt non dicono, lo racconta il mercato elettrico. Il Mercato del Giorno Prima, il principale luogo di scambio dell’energia elettrica in Italia, a giugno 2026 ha movimentato un controvalore di circa 3,3 miliardi di euro per i programmi in prelievo. Un incremento del 22 per cento rispetto a giugno 2025 e del 26 per cento sul mese precedente. L’aumento non è solo un effetto volume — è anche un segnale di prezzo che si fa più teso, di equilibri tra domanda e offerta che diventano più onerosi da raggiungere.

Il vero indicatore di tensione, però, è un altro. Sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento, il luogo dove Terna acquista la flessibilità per bilanciare in tempo reale le differenze tra quanto programmato e quanto effettivamente immesso o prelevato, il differenziale tra prezzi a salire e a scendere ha raggiunto i 128 euro per megawattora, con un aumento dell’1 per cento sul mese precedente e del 6 per cento su giugno 2025. Il differenziale MSD è una misura del costo della flessibilità: più è alto, più è dispendioso correggere gli squilibri. E gli squilibri, in una rete con penetrazione crescente di fonti non programmabili come sole e vento, diventano più frequenti e più ampi. È il paradosso dell’integrazione: ogni nuovo megawatt di potenza pulita richiede, in proporzione, più megawatt di servizi per essere gestito in sicurezza. Il costo nascosto dell’intermittenza rischia di diventare la variabile chiave per i prossimi anni, quella che sposta il dibattito dall’installazione pura alla gestione sistemica.

131 GW al 2030: la rincorsa e il trade-off

Se il 2030 impone il raggiungimento di 131 gigawatt di potenza rinnovabile, come previsto dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, la velocità attuale di installazione — circa 533 megawatt in un mese medio estivo — è appena sufficiente a tenere il passo. Dai 83,5 gigawatt di fine 2025, l’Italia deve aggiungere quasi 50 gigawatt in poco più di quattro anni. La traiettoria c’è, e il trend continentale la rafforza: secondo Ember, nel 2025 eolico e solare hanno generato il 30 per cento dell’elettricità dell’Unione Europea, superando per la prima volta nella storia le fonti fossili e ridefinendo gli equilibri di un intero continente.

Ma la vera domanda non è se raggiungeremo i 131 gigawatt di potenza nominale. Il punto è a quali condizioni economiche potremo gestirli. Per chi progetta e installa impianti, il trade-off tra potenza aggiuntiva e costi di rete diventerà il vero banco di prova: ogni nuovo pannello o aerogeneratore aggiunge chilowattora puliti, certo, ma aggiunge anche complessità a un sistema che deve bilanciarsi istante per istante. La crescita dei costi di dispacciamento lo sta già dicendo, in numeri precisi e misurabili: più rinnovabili non significa automaticamente elettricità a buon mercato, se non si investe in parallelo su accumuli, reti e servizi di flessibilità.

L’Italia sta accelerando verso il target rinnovabile con una determinazione che i dati mensili rendono inconfutabile. Ma il successo non si misura solo in gigawatt. Per chi progetta, installa e gestisce impianti, il differenziale tra capacità e controllabilità sarà il discrimine che separa un sistema efficiente da uno congestionato. I 128 euro per megawattora di differenziale MSD sono un campanello d’allarme che suona mentre la festa dei record è ancora in corso.