Nel primo semestre 2026 sono rimasti fuori mercato 1.463 GWh: prezzi negativi e accumuli insufficienti svelano il paradosso della transizione verde
LA NOTIZIA IN BREVE – La Germania sta fermando temporaneamente una parte degli impianti eolici e solari perché, in alcune ore, produce più elettricità di quanta il mercato e la rete riescano a utilizzare. Nel primo semestre del 2026 il curtailment commerciale ha lasciato fuori mercato 1.463 GWh di energia pulita, il 20% in più rispetto allo stesso periodo del 2025.
Il meccanismo scatta quando sole e vento spingono la produzione mentre i consumi restano bassi. I prezzi all’ingrosso possono allora scendere sotto zero e, per alcuni operatori, spegnere gli impianti diventa più conveniente che continuare a immettere corrente. Le nuove regole tedesche, che sospendono gli incentivi durante le fasi negative, hanno reso questa scelta ancora più frequente.
Il caso tedesco mostra il nuovo paradosso della transizione energetica: l’energia verde abbonda, ma arriva nel momento sbagliato. Senza batterie, linee più robuste e consumi flessibili, una parte della produzione rischia di andare perduta. La lezione riguarda anche l’Italia: installare altri pannelli e turbine resta necessario, ma il vero salto di qualità dipenderà dalla capacità di conservare, trasferire e utilizzare l’elettricità quando serve.
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L’APPROFONDIMENTO – La Germania sta fermando temporaneamente una parte dei suoi impianti eolici e solari perché, in alcune ore, producono più elettricità di quanta il mercato e la rete riescano ad assorbire. Nel primo semestre del 2026 il curtailment commerciale, cioè la rinuncia alla produzione per ragioni economiche, ha coinvolto 1.463 GWh di energia rinnovabile, il 20% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. Quando il prezzo all’ingrosso scende sotto zero, per alcuni operatori spegnere gli impianti diventa più conveniente che continuare a produrre.
È uno dei paradossi della transizione energetica europea. Nel primo trimestre del 2026 le fonti rinnovabili hanno generato il 45,5% dell’elettricità dell’Unione europea, rispetto al 42,7% di un anno prima. L’eolico ha fornito il 44,9% della sola produzione verde, l’idroelettrico il 28% e il solare il 17,3%. Gli impianti aumentano, ma reti, accumuli e consumi flessibili avanzano più lentamente.
Indice
- 1 Perché la Germania spegne gli impianti?
- 2 Che cosa succede quando il prezzo diventa negativo?
- 3 Come è stato calcolato il dato?
- 4 Perché i tagli crescono più della produzione?
- 5 Le rinnovabili stanno diventando un rischio?
- 6 Che cosa accade nel resto d’Europa?
- 7 Quanto è indipendente il rapporto?
- 8 Quali conseguenze può avere per l’Italia?
- 9 Quali soluzioni possono ridurre gli sprechi?
- 10 Come capiremo se le misure funzionano?
- 11 Qual è la lezione della Germania?
Perché la Germania spegne gli impianti?
Il fotovoltaico produce quando c’è il sole, l’eolico quando soffia il vento. La domanda elettrica segue invece altri ritmi: gli orari delle fabbriche, delle attività commerciali, delle abitazioni. Le due curve non sempre coincidono.
Nelle giornate luminose di primavera e d’estate, per esempio, il solare tedesco raggiunge il massimo nelle ore centrali. Proprio in quel momento, soprattutto durante i fine settimana o le festività, i consumi possono risultare insufficienti. L’elettricità disponibile cresce più rapidamente della richiesta e i prezzi iniziano a scendere.
Una parte del surplus può essere esportata. Ma anche Francia, Paesi Bassi, Belgio o Danimarca possono trovarsi, nelle stesse ore, con molto vento o molto sole. Le congestioni della rete interna complicano ulteriormente il quadro: l’energia abbonda in una regione, mentre le linee non riescono a trasferirla tutta verso le zone industriali e urbane che potrebbero utilizzarla.
A quel punto alcuni operatori interrompono volontariamente l’immissione. È il curtailment commerciale. Diverso è il curtailment di sistema, nel quale il gestore della rete ordina di ridurre la potenza per evitare sovraccarichi o squilibri. Nel primo caso decide il prezzo; nel secondo interviene la sicurezza della rete.
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Che cosa succede quando il prezzo diventa negativo?
Nel mercato elettrico del giorno prima, produttori e acquirenti presentano offerte per ogni fascia temporale. Se l’offerta supera ampiamente la domanda, il prezzo può scendere sotto zero. Significa che alcuni produttori accettano di pagare pur di continuare a immettere energia.
La scelta, a prima vista, sembra priva di logica. In realtà, fermare e riavviare una centrale può comportare costi elevati. Alcuni impianti ricevono inoltre incentivi o ricavi contrattuali capaci di compensare la perdita sul mercato all’ingrosso. Le rinnovabili, prive del costo del combustibile, possono continuare a generare con spese operative contenute.
Per molti nuovi impianti tedeschi, però, le regole sono cambiate. Il Solarspitzengesetz, entrato in vigore nel febbraio 2025, sospende temporaneamente il sostegno economico quando il prezzo dell’elettricità diventa negativo. Sotto quella soglia produrre può trasformarsi in una perdita, e spegnere diventa la scelta più razionale.
Dall’ottobre 2025 il mercato del giorno prima utilizza inoltre intervalli di quindici minuti anziché fasce orarie. Gli operatori possono reagire molto più rapidamente alle oscillazioni.
Il risultato appare nei dati. Nel primo semestre 2026 le ore tedesche con prezzi negativi sono scese da 389 a 299, il 23% in meno. Eppure, nello stesso periodo, il volume di energia ritirato dal mercato è cresciuto del 20%. Gli impianti si sono fermati meno spesso, ma con tagli più consistenti.
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Come è stato calcolato il dato?
Il valore di 1.463 GWh arriva dall’European Price Sensitive Curtailment Report, elaborato da Montel EnAppSys. Il modello analizza le curve di vendita del mercato del giorno prima e stima, per ogni intervallo, quanta elettricità sia stata offerta a un prezzo compreso tra la quotazione finale dell’asta e zero euro.
In altre parole, individua l’energia che i produttori avrebbero potuto vendere, ma che è rimasta fuori dal mercato perché il prezzo richiesto superava quello accettato dagli acquirenti.
L’analisi confronta il periodo compreso tra gennaio e giugno 2025 con lo stesso semestre del 2026. Il modello considera nove Paesi per i volumi commercialmente tagliati e dieci per le ore con quotazioni negative.
Il risultato resta comunque una stima, non la lettura diretta dei contatori di ogni impianto. Le offerte sono anonime e non permettono di distinguere con precisione la quota eolica da quella solare. Alcuni produttori possono fermarsi già con prezzi leggermente positivi, mentre gli scambi infragiornalieri possono cambiare le posizioni assunte nell’asta precedente.
Il calcolo esclude inoltre le riduzioni ordinate per congestioni, redispatching o bilanciamento della rete. I 1.463 GWh descrivono quindi il curtailment attribuito alle condizioni economiche, non tutta l’energia rinnovabile disponibile e rimasta inutilizzata.
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Perché i tagli crescono più della produzione?
Nel primo semestre del 2026 la produzione solare tedesca è aumentata di circa il 6%, passando da 41,3 a 43,7 TWh. Quella eolica è cresciuta del 12%, da 60,8 a 67,9 TWh. Il curtailment commerciale, però, è salito del 20%.
La spiegazione sta nella concentrazione della produzione. In molte giornate primaverili ed estive il mercato tedesco raggiunge già livelli elevati di offerta nelle ore centrali. Aggiungere nuova capacità fotovoltaica significa immettere altra elettricità proprio quando ce n’è già molta.
Gli economisti dell’energia parlano di price cannibalisation. Ogni nuovo impianto contribuisce ad abbassare il prezzo nelle stesse ore in cui vende. Più pannelli entrano in funzione, minore può diventare il valore medio dell’elettricità solare, soprattutto in assenza di batterie, contratti di lungo periodo o consumatori capaci di spostare i propri prelievi.
Non è la quantità annuale di energia a creare il problema, ma il momento in cui arriva.
Le rinnovabili stanno diventando un rischio?
Il caso tedesco non racconta un fallimento dell’eolico o del fotovoltaico. Mostra, piuttosto, che la loro integrazione richiede un sistema elettrico diverso da quello costruito attorno alle grandi centrali convenzionali.
Solare ed eolico producono senza acquistare combustibili e con emissioni operative molto basse. La loro generazione, però, si concentra nelle ore meteorologicamente favorevoli. La rete deve quindi spostare l’elettricità nello spazio, attraverso linee più robuste, e nel tempo, attraverso batterie e altri sistemi di accumulo.
Un certo livello di curtailment rimane fisiologico. Costruire infrastrutture capaci di recuperare anche l’ultimo chilowattora prodotto durante il picco più raro dell’anno potrebbe costare più dell’energia salvata. Il segnale diventa preoccupante quando gli spegnimenti acquistano carattere strutturale, comprimono i ricavi e rendono meno attraenti i nuovi investimenti.
La stessa giornata può così offrire elettricità quasi senza valore a mezzogiorno e prezzi elevati la sera, quando il fotovoltaico smette di produrre ma famiglie e imprese continuano a consumare. Il rischio reale nasce da questa rigidità: energia abbondante nel momento sbagliato e insufficiente poche ore dopo.
Che cosa accade nel resto d’Europa?
La Germania rappresenta la principale eccezione emersa dal rapporto. In Francia il curtailment commerciale è sceso del 32%, da 1.035 a 700 GWh, anche se le ore con prezzi negativi sono aumentate da 363 a 413. Nei Paesi Bassi il volume è diminuito del 51%, passando da 518 a 255 GWh. In Finlandia il calo ha raggiunto l’89%.
Le differenze dipendono anche dalle regole nazionali. Una parte degli impianti francesi mantiene la convenienza a produrre durante lievi fasi negative, mentre il sistema tedesco spinge molti nuovi operatori a fermarsi appena il prezzo attraversa lo zero.
Entrano in gioco anche il livello dei consumi, le temperature, la produzione nucleare e idroelettrica, gli scambi con l’estero e la presenza di batterie. Due Paesi con quote simili di eolico e fotovoltaico possono quindi registrare risultati molto diversi.
Attribuire tutto alla crescita delle rinnovabili sarebbe una semplificazione. La struttura del mercato e la flessibilità del sistema contano almeno quanto la potenza installata.
Quanto è indipendente il rapporto?
L’analisi porta la firma di Jean-Paul Harreman, Director di Montel Analytics. La società fornisce dati, previsioni, consulenza e strumenti a produttori, trader e gestori di portafoglio attivi nei mercati energetici.
Si tratta di un rapporto industriale basato su un modello proprietario, non di uno studio scientifico sottoposto a revisione tra pari. Il documento descrive il metodo e ne riconosce alcuni limiti, ma non presenta una sezione formale dedicata a finanziamenti, brevetti o conflitti di interesse.
La natura commerciale della società non rende automaticamente inattendibili i risultati, ma impone cautela. I dati ufficiali della Bundesnetzagentur confermano la crescita storica delle ore negative e il loro legame con produzione elevata, domanda ridotta e rigidità della rete. La stima dei 1.463 GWh dipende invece dal modello Montel e dovrà essere confrontata con altre analisi indipendenti.
Quali conseguenze può avere per l’Italia?
Nel 2025 le fonti rinnovabili hanno coperto circa il 41% della domanda elettrica italiana, mentre la produzione fotovoltaica ha raggiunto 44,3 TWh, con un aumento vicino al 25% rispetto all’anno precedente. Anche il nostro Paese dovrà gestire un numero crescente di ore nelle quali il sole produce più energia di quanta il mercato locale o la rete possano utilizzare.
L’Italia resta fuori dalla classifica commerciale di Montel perché i dati disponibili non risultano compatibili con il metodo impiegato. Terna rileva soprattutto le riduzioni richieste per ragioni di sicurezza e per i limiti delle linee, un fenomeno diverso dalle fermate volontarie provocate dal prezzo.
Il tema interessa soprattutto il Mezzogiorno e le isole, dove si concentra una quota importante dei nuovi progetti. Sicilia e Sardegna possiedono risorse solari ed eoliche abbondanti, ma la possibilità di trasferire l’elettricità verso le aree con maggiore domanda dipende dalla capacità delle interconnessioni.
Terna stima che entro il 2030 serviranno circa 71,5 GWh di nuova capacità di accumulo, oltre agli impianti di pompaggio già disponibili. La prima asta del MACSE, il meccanismo dedicato allo stoccaggio elettrico, ha assegnato 10 GWh di batterie al Centro-Sud, al Sud, alla Calabria, alla Sicilia e alla Sardegna. L’entrata in esercizio è prevista nel 2028.
Sono investimenti che potrebbero evitare all’Italia di inseguire il problema quando gli spegnimenti saranno già diventati frequenti.
Quali soluzioni possono ridurre gli sprechi?
Le batterie rappresentano la risposta più immediata. Possono caricarsi nelle ore centrali della giornata e restituire elettricità la sera, quando il fotovoltaico cala e i consumi restano elevati. Funzionano bene per gli squilibri che durano poche ore.
Per spostare grandi quantità di energia tra giornate, settimane o stagioni servono anche pompaggio idroelettrico, accumuli termici, idrogeno e tecnologie di lunga durata. Ogni soluzione presenta costi, rendimenti e tempi di realizzazione differenti.
La Commissione europea calcola che nel 2030 il fabbisogno di flessibilità raggiungerà il 24% della domanda elettrica dell’Unione, pari a 288 TWh. Non basterà, dunque, installare altri pannelli e turbine. Serviranno reti più robuste, sistemi di accumulo e consumatori in grado di reagire ai prezzi.
Qui entra in gioco la demand response. Industrie, pompe di calore, impianti di refrigerazione, colonnine per auto elettriche ed elettrolizzatori possono aumentare i prelievi durante le ore di abbondanza. L’elettricità che oggi viene tagliata potrebbe così sostituire gas e altri combustibili.
La Germania ha già introdotto il programma Use, don’t curtail 2.0, pensato proprio per valorizzare l’energia che rischia di restare inutilizzata. La flessibilità dei consumi, però, non sostituisce le nuove linee e gli accumuli: deve procedere insieme a loro.
Come capiremo se le misure funzionano?
Contare soltanto le ore con prezzi negativi può portare fuori strada. Nel 2026 la Germania ne ha registrate meno, ma durante quegli episodi ha ritirato dal mercato una quantità maggiore di energia.
Per valutare i progressi servirà osservare i gigawattora effettivamente tagliati, la durata delle congestioni, la capacità realmente disponibile negli accumuli e la quota di consumi che risponde ai segnali di prezzo. Bisognerà inoltre mantenere distinta la rinuncia commerciale dalle riduzioni imposte dal gestore della rete.
Montel stima per la Germania un curtailment commerciale vicino a 1.985 GWh nell’intero 2026, contro 1.751 GWh nel 2025. Resta una previsione: meteo, domanda, disponibilità delle centrali e scambi con l’estero potranno cambiare il risultato finale.
Qual è la lezione della Germania?
La Germania dispone di quantità crescenti di energia pulita, ma una parte del suo sistema elettrico risponde ancora alla logica del passato, quando erano soprattutto le centrali a seguire la domanda. Con il solare e l’eolico deve accadere anche il contrario: consumi e accumuli devono adattarsi, almeno in parte, alla disponibilità dell’energia.
Spegnere temporaneamente un impianto può limitare una perdita e aiutare a mantenere in equilibrio il sistema. Farlo sempre più spesso significherebbe però sprecare elettricità, investimenti e opportunità industriali.
La prossima fase della transizione energetica si misurerà perciò meno con il numero dei pannelli installati e più con la quantità di energia pulita che reti, batterie e consumatori riusciranno davvero a utilizzare.
Link utili:
European Price Sensitive Curtailment Report – Montel EnAppSys
Eurostat – Produzione elettrica rinnovabile nell’UE, primo trimestre 2026
Note per i lettori
L’immagine usata per questo articolo è stata creata grazie all’utilizzo di un sistema di Intelligenza Artificiale
