Prezzi sotto zero, impianti limitati e batterie ancora care mostrano la nuova sfida della transizione elettrica in Europa e Australia
L’Europa produce sempre più energia rinnovabile, ma una quota crescente arriva nel momento sbagliato o nel punto sbagliato della rete. Nelle ore più soleggiate, soprattutto in primavera, il fotovoltaico può generare più elettricità di quanta il sistema sia in grado di assorbire e trasferire verso le aree di consumo. In alcune fasce orarie lo stesso problema riguarda anche l’eolico. Il risultato è concreto. Gli impianti vengono limitati, energia pulita già disponibile resta inutilizzata e i prezzi all’ingrosso possono scendere sotto zero. L’Australia sta tentando di correggere questo squilibrio con batterie domestiche e grandi accumuli collegati alla rete, così da conservare l’elettricità prodotta durante il giorno e usarla nelle ore serali. Il modello funziona, ma ha un costo elevato. Senza incentivi, installatori qualificati e reti adeguate, l’accumulo resta una soluzione potente ma difficile da portare davvero su larga scala.
Quando l’energia pulita diventa troppa per la rete?
Il fenomeno si chiama overgeneration e si verifica quando la produzione elettrica supera la quantità che il sistema riesce ad assorbire in sicurezza. Accade soprattutto nelle ore centrali delle giornate soleggiate, quando milioni di pannelli fotovoltaici producono nello stesso momento e i consumi di famiglie e imprese restano più bassi rispetto ai picchi serali.
La rete elettrica deve mantenere un equilibrio continuo tra energia immessa e energia consumata. Frequenza, tensione e stabilità del sistema dipendono da questo bilanciamento. Quando l’offerta supera la domanda o le linee sono sature, il gestore deve intervenire. In molti casi la produzione degli impianti viene ridotta temporaneamente. Questa pratica si chiama curtailment e rappresenta uno dei paradossi più evidenti della nuova fase energetica. Sole e vento sono disponibili, gli impianti funzionano, ma una parte dell’elettricità prodotta resta fuori dal mercato perché la rete non riesce a usarla nel momento in cui arriva.
Il problema diventa più evidente con il fotovoltaico, perché la produzione si concentra nelle stesse ore della giornata. A mezzogiorno l’energia può essere abbondante, mentre alle 19, quando il sole cala e aumentano i consumi domestici, il sistema ha bisogno di altra capacità. Senza accumuli sufficienti, quell’elettricità prodotta poche ore prima è già stata persa o venduta a un valore molto basso.
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Perché i prezzi dell’elettricità scendono sotto zero?
Quando molta energia arriva sul mercato nello stesso momento e la domanda è bassa, il prezzo all’ingrosso può crollare fino a diventare inferiore a zero. In quelle ore alcuni produttori accettano di pagare pur di continuare a immettere elettricità in rete, perché fermare e riavviare gli impianti può avere costi operativi, oppure perché contratti e meccanismi di mercato rendono comunque conveniente restare collegati.
Nel primo trimestre del 2026, secondo dati elaborati da Ricardo e ripresi da pv magazine sulla base della piattaforma ENTSO-E, i mercati day-ahead dell’Unione europea hanno registrato 1.223 ore con prezzi sotto zero, più del doppio rispetto alle 593 ore dello stesso periodo del 2025. La Spagna ha concentrato 347 ore negative nel trimestre. In Germania, nell’aprile 2026, 123 ore su 720 sono finite sotto zero, soprattutto tra le 10 e le 16, la fascia in cui il fotovoltaico spinge di più.
Il dato racconta una trasformazione profonda. Il valore dell’elettricità dipende sempre meno dalla sola capacità di produrla e sempre più dal momento in cui viene resa disponibile. Un chilowattora solare prodotto nelle ore centrali di una giornata primaverile può valere pochissimo. Lo stesso chilowattora disponibile in serata, quando la domanda sale e il sole è tramontato, può avere un valore molto più alto.
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Perché le reti europee faticano a reggere il nuovo sistema?
Le reti elettriche europee sono state costruite attorno a un modello molto diverso da quello attuale. Per decenni l’energia è arrivata da grandi centrali programmabili, alimentate da gas, carbone, nucleare o idroelettrico. Pochi impianti producevano elettricità in modo controllabile e la rete la distribuiva verso case, aziende e industrie. Fotovoltaico ed eolico hanno cambiato la geografia della produzione. L’energia arriva da migliaia di impianti distribuiti, spesso piccoli, collegati in punti diversi del territorio e dipendenti dal meteo. La produzione aumenta quando c’è sole o vento, anche se la domanda locale è bassa o se le linee verso le aree di consumo sono già congestionate.
La Commissione europea stima che i consumi elettrici dell’Unione possano crescere di circa il 60% entro il 2030. Allo stesso tempo, il 40% delle reti di distribuzione ha più di 40 anni. Per adeguare le infrastrutture al nuovo sistema servono investimenti stimati in 584 miliardi di euro entro la fine del decennio. Il tema è anche geografico. In Italia molta nuova capacità rinnovabile si concentra al Sud e nelle isole, dove sole e vento sono più abbondanti. La domanda industriale resta forte al Nord. Se le linee di trasmissione non crescono alla stessa velocità degli impianti, una parte dell’energia prodotta rischia di restare lontana dai luoghi in cui servirebbe davvero.
Chi deve intervenire per evitare lo spreco?
La responsabilità non ricade su un solo soggetto. I governi devono definire regole stabili, incentivi mirati e autorizzazioni più rapide per reti, accumuli e impianti di flessibilità. I gestori delle reti devono rafforzare le linee, digitalizzare il sistema e collegare più velocemente i nuovi impianti. Gli operatori energetici devono investire in batterie, sistemi di controllo e contratti capaci di valorizzare l’energia quando serve davvero.
Anche le imprese possono avere un ruolo importante. Molti consumi industriali possono essere programmati nelle ore in cui l’energia rinnovabile è più abbondante, a patto che le tariffe e i contratti rendano conveniente questa scelta. Per alcune aziende, usare più elettricità nelle ore centrali della giornata può diventare un modo per ridurre i costi e aiutare la stabilità della rete.
I cittadini entrano nella stessa trasformazione attraverso fotovoltaico domestico, batterie, pompe di calore, auto elettriche, comunità energetiche e consumi programmabili. Il punto centrale è passare da un sistema in cui la domanda viene considerata rigida a un sistema in cui una parte dei consumi può spostarsi nelle ore più adatte.
Perché le batterie sono diventate decisive?
Le batterie servono a spostare l’energia nel tempo. Accumulano elettricità quando la produzione è abbondante e la rilasciano quando la domanda cresce. Nel fotovoltaico domestico il meccanismo è immediato. I pannelli producono soprattutto durante il giorno, mentre molte famiglie consumano di più la sera. Una batteria permette di usare in casa una quota maggiore dell’energia prodotta dal proprio impianto, riducendo il prelievo dalla rete nelle ore più costose.
Sulla scala del sistema elettrico, i grandi accumuli svolgono una funzione ancora più delicata. Possono assorbire energia nelle ore di surplus, restituirla nei picchi serali, fornire servizi rapidi di bilanciamento e ridurre l’uso delle centrali a gas nei momenti in cui la domanda sale. La loro efficacia è massima sulle oscillazioni brevi, da pochi minuti a poche ore.
Per coprire periodi più lunghi con poco sole e poco vento servono anche altre soluzioni. Idroelettrico a pompaggio, interconnessioni, accumuli di lunga durata, gestione della domanda e impianti programmabili a basse emissioni entrano tutti nella stessa partita. Le batterie sono essenziali, ma lavorano dentro un sistema più ampio.
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Che cosa sta facendo l’Australia?
L’Australia è diventata uno dei laboratori più avanzati perché ha un’enorme diffusione del fotovoltaico domestico. Più di un terzo delle abitazioni dispone già di pannelli sul tetto. Nelle ore centrali delle giornate soleggiate la produzione può essere molto alta, mentre la domanda resta più contenuta. Per questo il governo ha deciso di sostenere direttamente l’installazione di batterie domestiche e grandi sistemi di accumulo collegati alla rete.
Secondo il Guardian, dal luglio 2025 sono state collegate circa 415mila batterie domestiche, pari a una ogni 25 abitazioni. La stessa ricostruzione indica che la produzione elettrica da gas, durante tre mesi dell’ultima estate australiana, è calata del 24% rispetto all’anno precedente. Il dato è importante perché mostra il ruolo degli accumuli nelle ore serali, quando il sole non produce più e tradizionalmente entravano in funzione le centrali a gas.
Il programma Cheaper Home Batteries prevede uno sconto di circa il 30% sul costo iniziale dei piccoli sistemi di accumulo tra 5 e 100 kWh, collegati a impianti fotovoltaici nuovi o già esistenti. Il sostegno passa attraverso il sistema dei certificati per le tecnologie su piccola scala e dovrebbe ridursi progressivamente nel tempo.
L’Australia mostra quindi due cose insieme. Le batterie possono davvero aumentare l’uso dell’energia solare e ridurre il ricorso al gas nei momenti critici. Allo stesso tempo, la loro diffusione richiede denaro pubblico, installatori qualificati, regole tecniche e controlli. Il rischio è che i benefici diretti vadano soprattutto a chi possiede una casa, ha un tetto disponibile e può sostenere l’investimento iniziale.
Qual è la situazione italiana?
In Italia l’overgeneration è meno marcata rispetto ad altri Paesi europei, ma il problema comincia a vedersi. Il fotovoltaico cresce, gli accumuli aumentano e Terna ha avviato il MACSE, il Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. La prima asta ha assegnato 10 GWh di capacità di accumulo, con entrata in esercizio prevista nel 2028.
Secondo Italia Solare, al 31 dicembre 2025 risultavano connessi 884.387 sistemi di accumulo elettrochimici, per una capacità complessiva di circa 18 GWh e una potenza installata di circa 7,2 GW. Il mercato, però, sta cambiando. Dopo la spinta degli incentivi edilizi, il segmento residenziale ha rallentato, mentre cresce l’interesse per i grandi sistemi stand-alone collegati alla rete.
Per le famiglie il costo resta il nodo principale. Una batteria domestica da circa 10 kWh può richiedere diverse migliaia di euro. Il ritorno economico dipende da molti fattori concreti, tra cui prezzo dell’impianto, consumi serali, presenza di pompe di calore o auto elettrica, tariffa applicata, autoconsumo reale e durata della batteria. In una casa che consuma poco la sera, l’accumulo rischia di lavorare meno e di rientrare più lentamente dell’investimento.
Perché le batterie da sole non risolvono il problema?
L’accumulo è una parte della risposta, ma la rete ha bisogno di interventi più ampi. Servono linee più robuste, connessioni più rapide, sistemi digitali capaci di gestire milioni di piccoli impianti e tariffe che rendano più conveniente consumare quando l’energia rinnovabile è abbondante.
Anche i consumi possono diventare più flessibili. Una lavatrice programmata nelle ore centrali, una pompa di calore gestita in modo intelligente, un boiler elettrico, una ricarica domestica per auto o alcuni processi industriali possono assorbire energia quando il sistema ne ha molta. In un mercato dominato da sole e vento, spostare i consumi nelle ore giuste diventa quasi importante quanto produrre.
Le regole di mercato dovranno seguire questa trasformazione. Ogni chilowattora rinnovabile tagliato perché la rete è satura rappresenta energia pulita già disponibile e lasciata inutilizzata. La stessa energia può essere accumulata, trasformata in calore, usata per ricaricare veicoli, alimentare industrie flessibili o produrre idrogeno nei casi in cui esistano condizioni economiche e infrastrutturali adatte.
Che cosa cambia per i cittadini?
Per i cittadini la nuova fase della transizione energetica si traduce in bollette, scelte domestiche e abitudini di consumo. Chi possiede un impianto fotovoltaico deve valutare l’accumulo partendo dai consumi reali, più che dalla sola potenza dei pannelli. Una famiglia che usa molta energia la sera può valorizzare meglio una batteria. Una famiglia con consumi bassi o concentrati durante il giorno può avere un ritorno più lento.
Anche chi non ha pannelli solari sarà coinvolto. Le tariffe tenderanno sempre più a distinguere le ore in cui l’energia costa meno da quelle in cui il sistema è sotto pressione. Elettrodomestici programmabili, pompe di calore, climatizzatori efficienti, comunità energetiche e auto elettriche potranno diventare strumenti per usare meglio l’elettricità disponibile.
La crescita delle rinnovabili resta indispensabile, ma il prossimo salto non si gioca soltanto sul numero di pannelli e pale eoliche effettivamente installate, bensì sulle reti che devono trasportare l’energia, sulle batterie che devono conservarla e sulle tariffe che possono spostare i consumi nelle ore giuste. L’Europa e l’Italia devono ora decidere come portare questa soluzione su scala più ampia, senza trasformarla in un vantaggio riservato solo a chi può permetterselo.
Link utili:
Commissione europea – European Grids
pv magazine – Prezzi negativi dell’elettricità in Europa
Terna – Prima asta MACSE
Italia Solare – Accumuli elettrochimici in Italia
Governo australiano – Cheaper Home Batteries Program
Note per i lettori
L’immagine usata per questo articolo è stata creata grazie all’utilizzo di un sistema di Intelligenza Artificiale
