Fotovoltaico prima fonte elettrica Ue nel 2030: la partita si gioca sugli accumuli

Secondo SolarPower Europe, con 732 GW di capacità solare e 598 GWh di batterie il sistema elettrico europeo potrebbe ridurre i costi operativi di 55 mld €/anno, limitando prezzi negativi e uso del gas.

Secondo lo scenario Solar+ elaborato da SolarPower Europe con il supporto di Rystad Energy, il sistema elettrico europeo potrebbe ridurre quasi della metà i propri costi operativi annui entro il 2030, con un taglio di 55 miliardi di euro rispetto al 2025.

La condizione è che la crescita del fotovoltaico sia accompagnata da un forte sviluppo degli accumuli a batteria e da nuove forme di flessibilità, in grado di spostare l’elettricità rinnovabile dalle ore di maggiore produzione a quelle di maggiore valore per il sistema.

Nel rapporto dell’associazione, il fotovoltaico emerge come la tecnologia destinata ad assumere il ruolo più rilevante nel mix elettrico europeo. Nello scenario Solar+, la produzione solare arriverebbe a 803 TWh nel 2030, pari a poco più del 26% della domanda elettrica dell’Ue, diventando così la prima fonte di generazione. La capacità installata salirebbe a 732 GW, contro i 594 GW previsti nel caso base, superando il target europeo dei 600 GW.

L’aumento della produzione solare, tuttavia, non basta da solo a garantire un sistema elettrico più efficiente ed è per questo che si sottolinea che la tecnologia decisiva per integrare quote elevate di rinnovabili variabili è rappresentata dagli accumuli a batteria.

Alla fine del 2025 l’Ue disponeva di 40 GW di potenza e 77 GWh di energia erogabile da batterie. Nello scenario Solar+ si arriverebbe nel 2030 a 171 GW e 598 GWh, con una durata media degli accumuli in crescita da 1,9 a 3,5 ore.

Questo salto consentirebbe di spostare una parte maggiore dell’elettricità prodotta nelle ore centrali della giornata verso le ore serali, quando la generazione fotovoltaica cala ma la domanda resta elevata. È un passaggio cruciale per evitare che l’eccesso di produzione solare comprima troppo i prezzi nelle ore di massima generazione, riducendo i ricavi degli impianti e rallentando gli investimenti.

Proprio la combinazione tra fotovoltaico e batterie permetterà di abbassare i prezzi all’ingrosso senza provocare una forte crescita delle ore con prezzi negativi.

Nei cinque mercati analizzati - Finlandia, Francia, Germania, Polonia e Spagna - il prezzo medio del mercato del giorno prima scenderebbe da 74 €/MWh nel 2025 a 63,4 €/MWh nello scenario Solar+, con una riduzione del 14%. Le ore negative aumenterebbero solo del 2%, restando sotto le 500 ore annue.

Il beneficio riguarda anche la sicurezza energetica. Nel 2025 la produzione FV avrebbe evitato 27,4 miliardi di euro di importazioni europee di gas per la generazione elettrica. Nel 2030, nello scenario Solar+, il risparmio annuo salirebbe a 53,3 miliardi di euro; nel periodo 2026-2030 si arriverebbe a 223 miliardi di euro di importazioni di gas evitate.

La conclusione del rapporto è che la nuova fase del fotovoltaico europeo non può essere misurata solo in gigawatt installati, poiché diventano determinanti il momento in cui l’energia viene prodotta, la capacità di accumularla, la possibilità di spostare i consumi e l’adeguamento delle regole di mercato.

Senza batterie e flessibilità, più fotovoltaico può tradursi in prezzi molto bassi nelle ore solari e in una minore bancabilità degli impianti. Con accumuli e domanda flessibile, invece, il solare può ridurre i costi del sistema elettrico, contenere l’uso del gas e rafforzare l’autonomia energetica europea.

Sullo stesso tema, una recente analisi di Ember evidenzia come le batterie stiano già iniziando a ridurre il ricorso al gas nelle ore serali, quando la produzione fotovoltaica cala e la generazione termoelettrica tende a raggiungere il picco.

In Italia, nel 2025, le batterie hanno soddisfatto il 3% della domanda elettrica serale, però il potenziale di crescita è molto più ampio. Il confronto più evidente è con la California, dove tra il 2021 e il 2025 le batterie sono passate dal soddisfare il 3% al 22% della domanda serale.

La diffusione degli accumuli è ancora in una fase iniziale, ma sta beneficiando del forte calo dei costi. Secondo Ember, nel 2025 i prezzi delle batterie per l’accumulo stazionario sono scesi del 45% rispetto all’anno precedente, arrivando a circa 70 $/kWh. Per la prima volta, il valore risulta inferiore a quello delle batterie per veicoli elettrici, stimate intorno a 99 $/kWh. Per alcune batterie LFP si è arrivati anche a 50 $/kWh.

Anche in Italia, gli accumuli di grande scala connessi alla rete stanno diventando sempre più competitivi, come è emerso dall’ultima asta di Terna, che ha registrato un forte interesse da parte del mercato, con offerte pari a oltre quattro volte il volume richiesto. Il prezzo medio ponderato di assegnazione è stato pari a 12.959 €/MWh/anno, inferiore del 65% rispetto al premio di riserva.

Alla luce di questa loro rilevanza nell’evoluzione del mercato elettrico, a livello globale, l’impiego delle batterie dovrebbe crescere ancora rapidamente: nel 2026 è previsto un aumento del 43%, fino a superare i 400 GWh, mentre la capacità cumulata dovrebbe oltrepassare la soglia di 1 TWh.

In sintesi, la crescita delle rinnovabili non potrà dipendere più soltanto dalla nuova capacità installata, ma anche dalla disponibilità di sistemi di accumulo sempre meno costosi, dalla flessibilità della domanda e dallo sviluppo di soluzioni di stoccaggio di maggiore durata.

È questa architettura, più che il solo aumento dei gigawatt solari, a rendere possibile un sistema elettrico europeo più economico, più sicuro e meno esposto alla volatilità del gas.

Articolo realizzato in collaborazione con QualEnergia.it