La trappola dei prezzi dell'elettricità nella transizione energetica: l'equivoco fatale nell'espansione del solare – Cosa sta andando storto?

Un semplice trucco di rete ignorato: come la Germania sta sprecando miliardi nell'espansione dell'elettricità

L'esplosione dei costi nella rete elettrica: il semplice errore che i politici stanno completamente ignorando

La transizione energetica tedesca è intrappolata in un costoso dilemma: le soluzioni tecniche e scientifiche per una rete elettrica stabile e accessibile sono disponibili da tempo, ma l'attuazione politica è drasticamente in ritardo. Il risultato è uno sviluppo paradossale: mentre i pannelli solari vengono installati sui tetti in Baviera, sovraccaricando le reti locali nelle giornate di sole, enormi parchi eolici e solari nel nord-est vengono spesso costruiti solo dove gli allacciamenti sono più economici, lontano dai principali centri di consumo. Eppure esistono modi semplici, quasi gratuiti, per ridurre i prezzi dell'elettricità e alleggerire la pressione sulla rete, come l'intelligente utilizzo combinato degli allacciamenti esistenti o sussidi regionali mirati. Ciononostante, i responsabili politici hanno perso opportunità cruciali nella recente riforma della legge sulle energie rinnovabili (EEG). Solo una nuova normativa, che entrerà in vigore nel 2027, dimostra che un cambio di mentalità è possibile e trasformerà profondamente il mercato solare privato. La nostra analisi fa luce sul perché stiamo ancora risparmiando nei punti sbagliati nella ristrutturazione del nostro approvvigionamento energetico e su come potrebbe essere un sistema veramente compatibile con la rete.

Perché la transizione energetica sta prendendo scorciatoie nei punti sbagliati: un sistema in transizione, non un sistema sull'orlo del collasso

Il sistema di approvvigionamento elettrico tedesco è al centro di uno dei più grandi progetti di trasformazione infrastrutturale del dopoguerra. Poche grandi centrali elettriche a controllo centralizzato vengono sostituite da una rete di decine di migliaia di piccoli impianti di generazione decentralizzati e, in alcuni casi, fortemente dipendenti dalle condizioni meteorologiche. Una trasformazione di questo tipo non può, per sua stessa natura, procedere senza intoppi, soprattutto considerando che molti degli sviluppi tecnologici ed economici odierni erano semplicemente imprevedibili al momento degli impegni internazionali sul clima alla fine degli anni '90. Non sorprende quindi che questo processo di trasformazione stia incontrando non solo sfide tecniche e normative, ma stia anche generando scetticismo nell'opinione pubblica.

Allo stesso tempo, crescono le prove che un sistema elettrico basato principalmente su energie rinnovabili sia fondamentalmente fattibile. Due sviluppi sono cruciali a tal fine: la crescente flessibilità nella generazione e nel consumo, che sarebbe stata quasi inimmaginabile solo pochi anni fa, e i progressi nella tecnologia di accumulo, che non si prevedevano a questo ritmo nemmeno un decennio fa. Inoltre, si registra una comprensione tecnica e sociale significativamente migliore dei cosiddetti "periodi di bassa produzione", ovvero i periodi in cui né l'energia eolica né quella solare generano quantità significative di elettricità.

Quando i precedenti modelli di finanziamento diventano un problema

Nonostante questi sviluppi positivi, il sistema energetico tedesco si trova in una fase in cui le carenze strutturali diventano sempre più evidenti. I meccanismi di sostegno, necessari e sensati a suo tempo, hanno generato nel corso degli anni significativi squilibri regionali e tecnici. Allo stesso tempo, importanti misure di accompagnamento, come la diffusione a livello nazionale dei sistemi di misurazione intelligenti per abitazioni e imprese, procedono con notevole lentezza rispetto a quanto inizialmente previsto.

Esistono effettivamente misure semplici ed efficaci che potrebbero essere implementate praticamente da subito, comportando costi aggiuntivi minimi e, inoltre, rafforzando le strutture economiche locali. Uno studio scientifico pubblicato sulla rivista European Planning Studies descrive approcci analoghi che potrebbero alleggerire la pressione sulla rete elettrica, aumentare la produzione energetica interna e, in definitiva, anche ridurre i prezzi dell'elettricità.

Il boom dell'energia solare in Baviera incontra gli spazi aperti del Brandeburgo

Una delle principali critiche mosse allo studio riguarda la distribuzione geografica degli impianti fotovoltaici in Germania. Una quota significativa di installazioni su tetto è concentrata in Baviera, mentre i grandi impianti a terra si trovano prevalentemente nel nord-est del paese, ad esempio nel Brandeburgo e nella Sassonia-Anhalt. Questa distribuzione disomogenea non è casuale, bensì una diretta conseguenza del sistema di incentivi standardizzato a livello nazionale, basato esclusivamente sulla quantità di energia prodotta. Le differenze regionali in termini di carico della rete, disponibilità di terreni o vicinanza ai consumatori non hanno finora avuto praticamente alcun ruolo.

Le analisi del Fraunhofer sulla distribuzione regionale delle energie rinnovabili confermano questo schema: gli impianti sui tetti mostrano un forte aumento soprattutto nella Germania meridionale e occidentale, mentre gli impianti a terra registrano una crescita dinamica non solo nel sud, ma anche nei nuovi Länder, poiché in queste aree sono già presenti numerose richieste di connessione alla rete e se ne prevedono per il futuro. Chi ha investito in Baviera ha semplicemente seguito una logica economica: l'elevata irradiazione solare e un ambiente già densamente popolato hanno garantito rendimenti interessanti. Chi ha costruito nel nord-est ha beneficiato della disponibilità di terreni edificabili relativamente economici lungo autostrade e linee ferroviarie.

I colli di bottiglia della rete come prezzo della distribuzione incontrollata

Questa scelta apparentemente razionale del sito a livello di impianto ha generato costi considerevoli a livello di sistema. In Baviera, gli impianti fotovoltaici vengono ora regolarmente spenti perché la rete di distribuzione locale non è più in grado di gestire il picco di immissione in rete nelle giornate di sole. Nella Germania nord-orientale, invece, l'elettricità prodotta deve prima essere trasportata su lunghe distanze di trasmissione verso i principali centri di consumo a ovest e a sud, con conseguenti infrastrutture di rete aggiuntive, perdite di rete e costi.

Una soluzione logica sarebbe un modello di finanziamento più in linea con l'approccio già adottato per l'energia eolica. Le singole regioni potrebbero stabilire una produzione minima differenziata a livello regionale per gli impianti fotovoltaici, che verrebbe poi specificamente sovvenzionata. Il livello di finanziamento dipenderebbe da quanto elevata sia la resa prevista rispetto ad altre regioni. Nelle aree con una minore resa solare, dove sono anche presenti pochi impianti in funzione, il finanziamento sarebbe proporzionalmente più elevato per creare un incentivo economico all'espansione.

Perché la Germania occidentale potrebbe utilizzare più energia solare

Un modello di questo tipo, differenziato a livello regionale, creerebbe nuovi incentivi agli investimenti, soprattutto nella Germania occidentale e nord-occidentale, dove attualmente gli impianti fotovoltaici sono relativamente poco diffusi. Il vantaggio decisivo risiederebbe nella riduzione delle distanze di trasporto tra produzione e consumo, dato che queste regioni sono tra le più densamente popolate ed economicamente attive della Germania. Minori distanze di trasporto significano minore necessità di costose linee di trasmissione e minori perdite di rete, il che potrebbe in ultima analisi tradursi in tariffe di rete più basse e quindi in prezzi dell'elettricità inferiori per i consumatori.

Quest'opportunità è stata persa nell'ultimo emendamento alla legge sulle energie rinnovabili. Invece di differenziare maggiormente i sussidi per il fotovoltaico a livello regionale, la riforma si è concentrata su altre priorità, mentre la fondamentale disparità nella distribuzione degli impianti sul territorio nazionale rimane invariata.

Perché l'energia eolica rimane il pilastro sottovalutato della transizione energetica

Le opportunità mancate sono ancora più evidenti nel settore eolico che in quello solare, nonostante le turbine eoliche raggiungano un numero di ore di funzionamento a pieno carico significativamente superiore rispetto agli impianti fotovoltaici e contribuiscano in particolare alla produzione di energia elettrica nei mesi invernali, quando gli impianti solari generano una resa limitata. L'attuale mercato tedesco dell'energia eolica sta registrando notevoli progressi: secondo l'Associazione tedesca per l'energia eolica (BWE), alla fine del 2025 erano in funzione in Germania 29.226 turbine eoliche onshore con una capacità totale di oltre 68 gigawatt, a cui si sono aggiunte 958 nuove turbine con una capacità di circa 5,2 gigawatt nel corso del 2025.

L'attuale modello di finanziamento per l'energia eolica tiene già conto del fatto che la resa degli impianti nella Germania meridionale è sistematicamente inferiore rispetto a quella del nord, più ventoso. Ciò si traduce in sussidi leggermente più elevati per gli impianti nel sud, il che in linea di principio crea ulteriori incentivi agli investimenti in regioni con un precedente basso sviluppo dell'energia eolica, come il Baden-Württemberg o la Baviera.

Quando la connessione di rete più economica porta alla posizione sbagliata

Il problema, tuttavia, è che per ragioni economiche, le nuove turbine eoliche vengono costruite principalmente dove è possibile un collegamento alla rete tecnicamente semplice e quindi economicamente vantaggioso. Questo punto di connessione più economico, però, non è affatto automaticamente la posizione più sensata dal punto di vista dell'efficienza della rete e della domanda locale di elettricità. Il risultato sono parchi eolici la cui ubicazione è determinata principalmente dai costi di connessione, mentre l'effettiva domanda regionale di energia gioca un ruolo secondario.

Un'alternativa strategicamente più valida sarebbe quella di costruire strategicamente turbine eoliche laddove si prevede una produzione sufficiente e dove esiste una reale domanda locale di elettricità, anche se l'allacciamento alla rete in quella località risultasse inizialmente più costoso. Poiché l'elettricità prodotta verrebbe in gran parte consumata localmente, la necessità di costose e lunghe linee di trasmissione potrebbe essere significativamente ridotta. I maggiori costi di allacciamento nel breve termine verrebbero quindi compensati nel lungo termine da minori investimenti nella rete di trasmissione nazionale.

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Il fulcro di questo progresso tecnologico è l'abbandono deliberato del tradizionale montaggio a morsetto, che è stato lo standard per decenni. Il nuovo sistema di montaggio, più rapido ed economico, affronta questo problema con un concetto fondamentalmente diverso e più intelligente. Invece di fissare i moduli in punti specifici, questi vengono inseriti in una guida di supporto continua, appositamente sagomata, e tenuti saldamente in posizione. Questa progettazione garantisce che tutte le forze, siano esse carichi statici dovuti alla neve o carichi dinamici dovuti al vento, siano distribuite uniformemente su tutta la lunghezza del telaio del modulo.

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La creazione di valore regionale come argomento sottovalutato

Un vantaggio spesso trascurato dell'energia eolica risiede nella sua catena del valore regionale. Dalla produzione dei componenti e dalla costruzione dell'impianto fino alla manutenzione e alla gestione continua, l'attività economica si svolge in gran parte a livello locale. La costruzione di una turbina eolica rappresenta quindi essenzialmente una forma diretta di sviluppo economico regionale, di cui beneficiano artigiani, fornitori di servizi e comunità locali.

Integrare questo principio con un'espansione mirata della partecipazione finanziaria dei residenti locali ai profitti derivanti dalle turbine eoliche potrebbe ulteriormente accrescere l'accettazione da parte del pubblico. Gli operatori sono già obbligati a versare circa 30.000 euro all'anno alle comunità circostanti per ogni turbina eolica di maggiori dimensioni, generando benefici finanziari diretti per i comuni interessati e attenuando, almeno in parte, il conflitto, spesso citato, tra tutela del clima e interessi locali.

Il trucco sprecato con il punto di connessione di rete

Un altro approccio, particolarmente evidente dal punto di vista della pianificazione, riguarda il cosiddetto "sovradimensionamento" dei punti di connessione alla rete. In ciascun punto di connessione è generalmente consentita una specifica capacità massima di immissione in rete, ad esempio 1.000 kilowatt. Se in tale punto viene installata una turbina eolica con esattamente questa potenza nominale, il punto di connessione viene formalmente considerato pienamente utilizzato, anche se in pratica questa capacità massima viene raramente raggiunta.

In realtà, una tipica turbina eolica raggiunge la sua potenza nominale solo per circa 1.000 ore all'anno, spesso anche meno, e per molte ore non immette affatto elettricità nella rete. Durante le restanti ore dell'anno, un impianto fotovoltaico potrebbe immettere energia nella rete attraverso lo stesso punto di connessione senza superare la potenza massima consentita. Poiché l'energia eolica e solare si integrano sistematicamente durante tutto l'anno – il sole fornisce la maggior parte dell'energia in estate, mentre il vento soffia più forte dall'autunno alla primavera, e spesso la sera e di notte – la capacità di connessione alla rete esistente potrebbe essere utilizzata in modo molto più efficiente.

Più elettricità senza un solo chilometro aggiuntivo di linea elettrica

Questo principio potrebbe essere ulteriormente sviluppato aggiungendo sistemi di accumulo a batteria ai punti di connessione alla rete esistenti, combinati con un contemporaneo aumento della capacità installata di energia eolica e solare oltre il limite di connessione attuale. In caso di sovrapproduzione a breve termine, il sistema di accumulo si caricherebbe e poi immetterebbe l'elettricità nella rete proprio durante le ore in cui né il vento né il sole forniscono energia sufficiente. Senza alcuna ulteriore espansione della capacità fisica della rete, ciò consentirebbe di fornire elettricità per un numero significativamente maggiore di ore all'anno.

Questo concetto è già in fase di attuazione in alcuni casi, ma sempre con complesse procedure individuali e permessi speciali, che rallentano il processo e aumentano i costi. Il diritto fondamentale di costruire sopra i punti di connessione alla rete, auspicato da tempo da molti sviluppatori del settore energetico, non è ancora sancito dalla legge. Una tale regolamentazione renderebbe la transizione energetica immediatamente più conveniente ed efficace, senza richiedere lo sviluppo di tecnologie radicalmente nuove.

Due occasioni mancate e una piccola eccezione

L'ultima revisione della legge sulle fonti di energia rinnovabile (EEG) ha perso due importanti opportunità che avrebbero potuto alleviare la pressione sulle reti elettriche e rendere più costante l'immissione di energie rinnovabili nell'energia immessa in rete. Entrambe le misure avrebbero comportato costi aggiuntivi minimi o addirittura nulli e avrebbero potuto ridurre i prezzi dell'elettricità nel lungo termine.

Anziché rendere i sussidi per il fotovoltaico più mirati e differenziati a livello regionale, i responsabili politici hanno optato per una significativa riduzione complessiva degli incentivi, seppur con un certo ritardo. Per contestualizzare: rispetto ad altri Paesi europei, il precedente livello di sussidi tedeschi era ancora molto elevato, e un periodo di garanzia di vent'anni appare difficilmente giustificabile, visti i costi di sistema in calo. Pertanto, incentivi più differenziati e controllati a livello regionale avrebbero potuto essere combinati con l'obiettivo di riduzione dei costi, così come una legislazione volta a garantire un utilizzo più efficiente dei punti di connessione alla rete esistenti.

Un piccolo passo verso un sistema pragmatico

Dai tetti esposti a sud ai sistemi est-ovest: come il nuovo marketing diretto sta cambiando i parchi solari

Un'opportunità per un'espansione più intelligente delle energie rinnovabili si presenta con il sistema di commercializzazione diretta dell'energia solare, che entrerà in vigore nel 2027 ed è stato approvato dal Consiglio dei Ministri federale alla fine di luglio 2026. Per i nuovi impianti fotovoltaici, verrà eliminata la tariffa fissa di immissione in rete; al suo posto, il ricavo dipenderà direttamente dal valore di mercato dell'elettricità nell'ora precisa in cui viene effettivamente prodotta.

Questo cambiamento modifica radicalmente la logica economica dell'orientamento dei pannelli solari. Invece di orientare i moduli il più possibile verso sud, come si faceva in passato per massimizzare la quantità assoluta di elettricità prodotta, in futuro sarà più vantaggioso un orientamento più flessibile dei pannelli solari, ad esempio verso est e ovest. Sebbene un sistema di questo tipo produca complessivamente meno kilowattora a parità di potenza installata, il valore di mercato dell'elettricità è significativamente più alto nelle ore del mattino e della sera rispetto alle ore di sole di mezzogiorno, quando una grande percentuale di pannelli solari immette energia nella rete contemporaneamente. Pertanto, un sistema con un orientamento flessibile può generare, in definitiva, un maggiore ritorno economico. Le attuali analisi di mercato mostrano già che un tipico tetto esposto a sud nel 2025 raggiungerà un ricavo medio di soli 5,15 centesimi per kilowattora, mentre il 27% dell'elettricità prodotta sarà generata in ore con un prezzo di mercato pari o inferiore a zero.

Tra esitazione politica e fattibilità tecnica

Nel complesso, la politica energetica tedesca presenta un quadro contraddittorio. Da un lato, esiste ormai una solida comprensione tecnica e scientifica di come si possano ottenere significativi miglioramenti in termini di efficienza con interventi di pianificazione relativamente semplici, come ad esempio incentivi differenziati a livello regionale per l'energia solare, siti eolici più adatti alla rete o lo sviluppo sistematico dei punti di connessione alla rete. Dall'altro lato, l'effettiva attuazione legislativa è notevolmente indietro rispetto a questo livello di conoscenza.

L'introduzione di un sistema completo di commercializzazione diretta dell'energia solare dimostra che le riforme pragmatiche sono fondamentalmente possibili quando esiste la volontà politica. La decisione parallela di passare dall'attuale implementazione dei contatori intelligenti a un'implementazione più completa della rete intelligente, che prevede l'installazione non solo di sistemi di misurazione intelligenti ma anche di dispositivi di controllo attivi, indica anch'essa la strada verso una rete elettrica più flessibile e digitalizzata. Tuttavia, questa transizione comporta anche costi operativi annuali più elevati per i gestori degli impianti, a dimostrazione che modernizzazione tecnologica e riduzione dei costi non vanno automaticamente di pari passo.

Cosa potrebbe realizzare un'espansione veramente compatibile con la rete elettrica

Gli studi di regionalizzazione del Fraunhofer per il piano di sviluppo della rete elettrica illustrano come la futura espansione delle energie rinnovabili sarà fortemente concentrata spazialmente se non verranno apportate modifiche mirate alla pianificazione. Per l'energia eolica onshore, si prevede una capacità installata totale circa tre volte superiore entro il 2045, con alcune regioni, come la costa occidentale dello Schleswig-Holstein o la costa della Frisia occidentale sul Mare del Nord, già vicine ai loro obiettivi di espansione a lungo termine, mentre in regioni come la Ruhr o l'area metropolitana del Reno-Meno, non si prevede praticamente alcuna ulteriore espansione.

Da un punto di vista puramente tecnico, queste tendenze di concentrazione non sono intrinsecamente errate; dopotutto, gli impianti dovrebbero essere costruiti laddove le condizioni naturali del sito sono più favorevoli. Tuttavia, i problemi sorgono quando questa concentrazione naturale non è accompagnata da una pianificazione della rete adeguatamente lungimirante, e la rete di trasmissione deve semplicemente compensare a posteriori l'espansione degli impianti esistenti. È proprio qui che entrano in gioco gli interventi di pianificazione descritti: essi non mirano a rallentare o ridistribuire in modo sostanziale l'espansione delle energie rinnovabili, bensì a coordinare meglio la generazione e le infrastrutture di rete fin dall'inizio.

Una transizione energetica che deve ancora imparare ad essere pragmatica

Nel complesso, si può affermare che la transizione energetica tedesca è tecnicamente e scientificamente molto più avanzata di quanto il dibattito pubblico spesso lasci intendere. Le tecnologie di accumulo, una crescente comprensione dei periodi di bassa produzione eolica e solare e nuovi meccanismi di mercato come la vendita diretta dimostrano che un sistema elettrico basato prevalentemente su energie rinnovabili è fondamentalmente realizzabile. Allo stesso tempo, la recente modifica alla legge sulle energie rinnovabili evidenzia che esiste ancora un divario considerevole tra le conoscenze scientifiche e l'attuazione politica.

Le misure sostanzialmente a costo zero – sussidi solari differenziati a livello regionale, una selezione dei siti più favorevole alla rete per le turbine eoliche e il diritto sancito per legge di costruire sopra i punti di connessione alla rete – avrebbero potuto essere implementate con uno sforzo politico relativamente ridotto. Il fatto che queste opportunità siano rimaste finora inutilizzate non significa, tuttavia, che siano andate perdute per sempre. Il passaggio alla commercializzazione diretta dell'energia solare dimostra che le riforme pragmatiche nella politica energetica tedesca possono ancora prevalere se la pressione economica e sociale diventa sufficientemente forte.

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