Prezzi alle stelle, colli di bottiglia e il "mito" dello storage: così potrebbe essere sintetizzata l’interessantissima chiacchierata che RiEnergia fa con il Professore Fulvio Fontini, Ordinario di Economia Applicata all’Università del Salento. L'eccezionale ondata di caldo di giugno ha spinto i consumi elettrici a picchi storici, mettendo a dura prova la stabilità della rete nazionale.
La Francia dispone, in media annua, di un mix elettrico a basse emissioni di carbonio. La sfida è ormai garantire che resti a basse emissioni, affidabile e accessibile quando il clima cessa di essere “nella norma” e si verificano siccità prolungate, ondate di calore, bassi deflussi, meno idroelettrico e più vincoli sul raffreddamento delle centrali. Se si confrontano il 2022 e il 2024, emergono due facce dello stesso parco, con la stessa flotta e la stessa geografia: 54% di disponibilità nucleare e 445 TWh prodotti nel 2022; 95% di elettricità a basse emissioni e 539 TWh nel 2024.
Le ondate di calore che stanno attraversando l’Europa in queste settimane non sono soltanto un’emergenza sanitaria o ambientale. Sono anche un test, sempre più severo, per i sistemi elettrici. Copernicus ha indicato giugno 2026 come il secondo giugno più caldo a livello globale, mentre l’Europa occidentale ha registrato il suo giugno più caldo di sempre, con una forte ondata di calore nella seconda metà del mese. In Italia, dopo brevi pause instabili, le previsioni indicano una nuova fase di caldo afoso, con punte fino a 40 °C e notti tropicali.
I prezzi dell’energia elettrica in Italia sono ormai da tempo oggetto di un dibattito che tende tuttavia a concentrarsi spesso su aspetti congiunturali, piuttosto che sui fattori strutturali e sulle scelte di regolazione che ne determinano livello ed evoluzione. Dopo le crescenti tensioni geopolitiche, la dinamica del prezzo del gas naturale e la disponibilità di importazioni, l’attenzione più recente si è oggi spostata sulle ondate di calore in corso e sul conseguente impatto sul sistema elettrico dell’aumento delle temperature.
La transizione energetica europea sta entrando in una fase in cui il tema centrale è diventato la capacità di gestire l'energia, oltre che di produrla. Le recenti tensioni geopolitiche lungo lo Stretto di Hormuz hanno riportato al centro una fragilità strutturale dei sistemi energetici contemporanei: la loro esposizione alle dinamiche dei mercati internazionali e agli shock che possono improvvisamente alterarne gli equilibri.
La transizione energetica non consiste soltanto nel sostituire impianti alimentati da fonti fossili con impianti rinnovabili. Richiede anche un cambiamento nel modo in cui il sistema energetico viene progettato e reso flessibile. Fotovoltaico ed eolico producono quando la risorsa naturale è disponibile, mentre la domanda segue profili diversi: il picco elettrico può concentrarsi in alcune ore, il fabbisogno termico dipende dalla stagione e dai processi industriali, la mobilità elettrica introduce nuovi carichi distribuiti.
Gli impegni assunti dal nostro paese per il raggiungimento degli obiettivi di produzione di energia da fonte non fossile (il PNIEC aggiornato punta a 85 GW di nuova capacità elettrica da FER entro il 2030) e la difficoltà di garantire un approvvigionamento energetico costante ed economico a causa dell’attuale incertezza geo-politica, hanno spinto il Legislatore a dare ulteriore impulso al compimento della transizione energetica, anche attraverso l’introduzione di una normativa più chiara, sistematica e valorizzante dei sistemi di accumulo, i Battery Energy Storage Systems (BESS) e le tecnologie correlate.
A maggio 2026, la capacità di accumulo BESS esistente in Italia ammonta a circa 19 GWh, costituiti al 60% da risorse distribuite small-scale e da una quota crescente di impianti utility-scale, sostenuti da schemi di remunerazione a lungo termine (Capacity Market), cui si aggiungono altri 14 GWh non ancora realizzati ma già contrattualizzati sotto MACSE e Capacity Market.
Più di un anno fa, il 28 aprile 2025, alle 12:33, l'intera penisola iberica è rimasta senza corrente per ore. Il blackout più grave della storia recente di Spagna e Portogallo ha riportato all’attenzione di tutti un aspetto centrale della trasformazione dei sistemi elettrici: la questione non è se le rinnovabili mettano a rischio il sistema elettrico, ma se il sistema elettrico sia stato progettato per funzionare con un'alta penetrazione di rinnovabili.
Il mercato elettrico europeo si trova in una fase di trasformazione significativa, influenzata da prezzi volatili dei combustibili, dinamiche di domanda e offerta in evoluzione e dall’integrazione accelerata delle rinnovabili. Proprio le rinnovabili hanno condizionato pesantemente gli esiti di mercato nei diversi paesi e hanno ampliato il gap tra quelli che ancora necessitano di baseload termico (Italia, Germania, Regno Unito) e quelli in cui, in alcuni mesi dell’anno (tipicamente in primavera), l’output termico è ormai sostanzialmente inesistente (Francia, Iberia, paesi Nordici) e la domanda è coperta quasi interamente da “low carbon” technologies (nucleare, idroelettrico, vento e solare appunto).
