Per anni, il principale ostacolo della transizione energetica è stato produrre più elettricità da fonti rinnovabili. Oggi, almeno in alcune parti del mondo, il problema sta cambiando. Solare ed eolico continuano a crescere rapidamente, anche grazie agli incentivi pubblici e al crollo dei prezzi, ma sempre più spesso generano grandi quantità di energia in momenti della giornata in cui la domanda non è sufficiente ad assorbirla. In gergo tecnico, questo fenomeno si chiama overgeneration e si verifica quando la produzione di elettricità, soprattutto da impianti fotovoltaici, supera la capacità della rete o la domanda effettiva di cittadini e imprese.Come funziona l’overgeneration delle rinnovabiliL’overgeneration è particolarmente evidente nelle ore centrali delle giornate più soleggiate, quando milioni di pannelli solari producono contemporaneamente energia, ma famiglie e imprese non ne consumano abbastanza. Il risultato, spiega un articolo del Corriere, è che una parte dell’elettricità disponibile non può essere utilizzata e gli operatori sono costretti a ridurre temporaneamente la produzione degli impianti, una pratica nota come «curtailment». Secondo una recente stima di Bloomberg, nei prossimi mesi l’Europa potrebbe “sprecare” circa 40 terawattora di elettricità, una quantità paragonabile ai consumi annuali dell’intera area metropolitana di Londra.Un fenomeno legato a doppio filo con l’overgeneration è il prezzo negativo dell’energia. In alcuni momenti della primavera, in Germania e Francia i produttori hanno preferito pagare pur di continuare a immettere elettricità in rete invece di fermare gli impianti. Secondo una stima di Boston Consulting Group, citata dal Corriere, le ore con prezzi negativi dell’energia in Europa sono passate da circa 200 nel 2020 a oltre 500 nel 2025.In Italia, il fenomeno dell’overgeneration è meno sentito che altrove. Durante la primavera dello scorso anno è stato necessario ridurre parte della produzione rinnovabile per evitare problemi alla sicurezza del sistema elettrico, ma il taglio è stato inferiore allo 0,3% della produzione complessiva da fonti rinnovabili. In più, Terna ha avviato da qualche anno il Macse, Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico, che punta a favorire l’installazione di grandi sistemi di accumulo per l’energia. Entro il 2028, gli operatori che hanno vinto le gare dovranno installare 10 gigawattora di batterie.Una rete troppo vecchia per gestire l’energia del futuroDietro le sfide poste dall’overgeneration si nasconde una realtà con cui solo in questi anni, con un discreto ritardo, abbiamo iniziato a fare i conti: le reti elettriche europee sono state progettate nel secolo scorso attorno a grandi centrali programmabili, alimentate quasi sempre a gas, carbone, nucleare o idroelettrico e capaci di aumentare o diminuire la produzione in base alla domanda. Fotovoltaico ed eolico, invece, sono fonti intermittenti, nel senso che producono rispettivamente quando c’è il sole e quando c’è vento, indipendentemente da quanto stiano consumando famiglie e imprese in quel momento. Tradotto in altre parole: le infrastrutture di rete spesso non sono in grado di gestire la flessibilità di domanda e offerta che oggi caratterizza il mercato dell’energia. Motivo per cui la Commissione europea stima che siano necessari circa 1.200 miliardi di euro di investimenti nelle reti entro il 2040. Dopodiché, c’è anche un problema geografico. Spesso, infatti, le aree in cui si produce più energia rinnovabile non sono quelle in cui si concentra la domanda di energia. In Italia, per esempio, eolico e fotovoltaico vanno forte al Centro e al Sud, mentre molti grossi poli produttivi si trovano al Nord.Le soluzioni (pulite) all’intermittenza delle rinnovabili: nucleare e sistemi di accumuloMa oltre agli investimenti sulle reti, ci sono altre due opzioni per far fronte all’intermittenza delle rinnovabili. La prima consiste nel mantenere una quota di fonti programmabili capaci di produrre energia quando sole e vento non bastano. Oggi questo è ruolo è svolto soprattutto dalle centrali a gas, che però fanno alzare il prezzo dell’energia ed emettono gas serra in atmosfera, oppure dal nucleare, una fonte pulita ma che non tutti i Paesi hanno inserito nel proprio mix energetico. La seconda opzione è rappresentata dai sistemi di accumulo: grosse batterie in grado di immagazzinare l’energia prodotta nelle ore di abbondanza e rilasciarla quando la domanda aumenta.Il grande esperimento australiano sulle batterieIl laboratorio più interessante di quest’ultima tecnologia si trova dall’altra parte del mondo ed è stato raccontato di recente in un lungo articolo del Guardian. Negli ultimi anni, l’Australia è diventata uno dei Paesi più avanzati nell’integrazione tra energia solare e batterie. Oltre un terzo delle abitazioni dispone già di pannelli fotovoltaici sul tetto e il governo ha deciso di incentivare massicciamente anche l’installazione di sistemi di accumulo domestici. I numeri sono impressionanti: dallo scorso luglio, sono state collegate circa 415mila batterie, l’equivalente di una ogni 25 abitazioni.Secondo un’analisi citata sempre dal Guardian, circa il 60% della nuova capacità di batterie domestiche installata quest’anno nel mondo (Cina esclusa) si concentrerà proprio in Australia. Parallelamente, cresce rapidamente anche la capacità di accumulo industriale, con grandi batterie collegate direttamente alla rete elettrica. L’obiettivo è semplice: conservare l’energia solare prodotta durante il giorno e utilizzarla nelle ore serali, quando il sole tramonta e tradizionalmente entravano in funzione le centrali a gas. I primi risultati sembrano significativi, con la produzione elettrica da gas durante l’ultima estate australiana che è diminuita del 24% rispetto all’anno precedente. Ciò che accade, infatti, è che sempre più spesso sono le batterie a coprire il picco serale di domanda e in alcune aree del Paese il prezzo dell’energia è sceso.Quanto costa un sistema di accumulo per fotovoltaicoL’esperienza australiana mostra che le batterie possono effettivamente ridurre uno dei principali limiti delle rinnovabili, soprattutto se installate su larga scala. Ma sarebbe ingenuo pensare che il successo di questa tecnologia sia arrivato spontaneamente. Dietro i numeri impressionanti dell’Australia c’è un massiccio intervento pubblico, con il governo che ha stanziato fino a 7,2 miliardi di dollari per ridurre il costo delle batterie domestiche e renderle più accessibili. Perché il vero nodo, oggi, resta soprattutto il costo. I prezzi stanno calando, ma per una famiglia italiana con un impianto fotovoltaico da 4-6 kW, una batteria da 10 kWh costa da sola tra i 6 e i 10mila euro.Secondo i dati di Italia Solare, al 31 dicembre 2025 in Italia risultavano connessi oltre 884mila sistemi di accumulo, per una capacità complessiva di circa 18 GWh. Un dato in rallentamento rispetto agli anni del Superbonus. Questo perché non esiste un incentivo ad hoc per chi installa un sistema di accumulo, ma la tecnologia rientra fra quelle per cui è possibile richiedere una detrazione Irpef del 50% con il Bonus Casa. In generale, gli operatori del settore stimano tempi di ritorno dell’investimento compresi tra 6 e 10 anni nei casi più favorevoli, ma il rientro può essere anche molto più lungo se la batteria viene utilizzata poco o se i consumi serali sono limitati.L'articolo Le rinnovabili producono troppa energia quando non serve? L’Australia ha trovato una soluzione, ma costa ancora tanto proviene da Open.