Solare al 25% nell’UE, ma la transizione si gioca su reti e accumuli

A giugno 2026 il fotovoltaico ha coperto per la prima volta un quarto della produzione elettrica dell’Unione Europea. Il record certifica la crescita delle rinnovabili, ma mette anche in evidenza i nodi della fase successiva: conservare l’energia, adeguare le reti, ridurre il peso del gas sui prezzi e gestire gli effetti delle temperature estreme. Accanto ai dati sulla produzione emergono così nuovi obiettivi europei per elettrificazione e accumulo, investimenti industriali in Italia e regole destinate a cambiare il rapporto tra infrastrutture digitali e sistema energetico.

Il fotovoltaico diventa la prima fonte elettrica europea

Nel giugno 2026 il solare ha prodotto 52 TWh, pari al 25% dell’elettricità mensile dei 27 Stati membri. Il precedente primato, stabilito soltanto un mese prima, era di 47 TWh e circa il 23%. Secondo i dati citati del think tank Ember, il fotovoltaico ha preceduto nel mix continentale nucleare, fermo al 21%, gas al 15%, eolico al 14% e idroelettrico al 12%. Il carbone si è attestato all’8%.

La progressione appare ancora più evidente nel confronto con giugno 2021, quando il solare generava il 10% dell’elettricità europea, equivalente a 21 TWh. A sostenere questa crescita hanno contribuito i 65,1 GW di nuova potenza installata nel solo 2025. In Italia, a giugno, il fotovoltaico ha prodotto 6,5 TWh: il 27,7% della generazione nazionale e il 23,4% della domanda mensile. Il 10 luglio è stato inoltre raggiunto il massimo giornaliero italiano, con 167 GWh.

Più produzione rinnovabile non si è però tradotta automaticamente in prezzi inferiori. Nella seconda settimana di luglio l’Italia è rimasta il mercato più caro tra quelli analizzati da AleaSoft Energy Forecasting. Hanno pesato la minore produzione eolica, l’aumento della domanda e la risalita del prezzo del gas. È un segnale del disallineamento ancora presente tra il costo della generazione pulita e i meccanismi che determinano il prezzo finale dell’elettricità.

Il caldo estremo riduce la resa dei pannelli

Le giornate più soleggiate non sono necessariamente quelle in cui un impianto fotovoltaico lavora nelle condizioni migliori. Uno studio dell’Università di Évora, condotto su tre impianti reali tra Spagna e Portogallo durante quattro ondate di calore del 2024 e 2025, ha misurato una perdita di efficienza delle celle in silicio cristallino compresa tra lo 0,3% e lo 0,5% per ogni grado oltre i 25 °C.

Durante gli eventi più intensi i moduli possono superare i 70 °C. A queste temperature può aggiungersi il derating termico degli inverter, che riducono automaticamente le prestazioni per proteggere i propri componenti. Nel caso più estremo analizzato, la produzione è diminuita del 90,4% nell’ora peggiore, mentre la massima perdita sull’intera giornata è stata del 17,6%. Il recupero è avvenuto entro un giorno: non si tratta quindi di un arresto permanente, ma di un calo concentrato proprio nelle ore di maggiore stress termico.

Il problema riguarda anche la pianificazione del sistema elettrico. Secondo i ricercatori, i modelli basati sull’anno meteorologico tipo rischiano di attenuare l’impatto delle ondate di calore e di sovrastimare la produzione disponibile nei momenti più critici.

Elettrificazione e accumuli, gli obiettivi europei

Il 17 luglio la Commissione Europea ha presentato un pacchetto energetico incentrato sull’Electrification Action Plan. L’obiettivo dichiarato è ridurre di due terzi la dipendenza dal gas e dimezzare quella dal petrolio entro il 2040, intervenendo su trasporti, industria e riscaldamento. La premessa è che l’elettricità continua a costare troppo rispetto ai combustibili fossili: il piano punta a riequilibrare questo rapporto entro il 2030, mentre il tasso di elettrificazione dei consumi finali europei è fermo al 23% da circa un decennio.

Tra le misure indicate figurano il raddoppio del ritmo di installazione delle pompe di calore rispetto al 2025, la revisione delle regole europee sugli appalti pubblici per i veicoli puliti, una fiscalità favorevole per le flotte aziendali elettriche e programmi di leasing sociale. Un quadro per la cosiddetta IVA verde consentirebbe inoltre agli Stati di ridurre l’imposta su veicoli elettrici, pompe di calore e batterie domestiche.

Sul fronte dell’accumulo, i ministri dell’Energia hanno sottoscritto un accordo tripartito che indica un traguardo di 200 GW entro il 2030, rispetto ai circa 55 GW attuali. L’intesa non è però vincolante e gli impegni già presentati porterebbero l’Europa a circa 65 GW nel 2028, ancora molto distante dall’obiettivo. Secondo SolarPower Europe, le batterie potrebbero ridurre di 55 miliardi di euro l’anno i costi operativi del sistema elettrico.

In questo scenario si inserisce il progetto di Wiko per restaurare uno stabilimento storico vicino alla sede di Scarperia, in provincia di Firenze, e avviare una produzione europea di sistemi di accumulo. Il progetto parte dal battery management system sviluppato con la guida di un gruppo di ingegneri italiani. La linea comprenderà anche l’inverter ibrido EK125 EU, assemblato in Italia e capace di gestire fino a 320 ampere su due canali batteria indipendenti. La fabbrica disporrà di un impianto fotovoltaico e di un accumulo da 5 MWh destinato all’ottimizzazione energetica tramite energy arbitrage.

Ricerca solare, sicurezza degli inverter e calore dei data center

La ricerca continua intanto a spostare in avanti i limiti delle celle solari. Longi ha annunciato un’efficienza di conversione del 35,5% per una cella tandem in silicio cristallino e perovskite, con risultato certificato indipendentemente dall’European Solar Energy Testing Institute. Il dato riguarda però una cella di laboratorio con una superficie attiva di 0,9 cm²: la sfida resta trasferire queste prestazioni a dimensioni commerciali conservando resa, durata e robustezza.

Un altro gruppo di ricerca ha realizzato celle multigiunzione interamente in perovskite con efficienza del 27,3%, mantenuta per oltre 770 ore. Il risultato affronta uno dei principali limiti di questi semiconduttori sintetici, cioè la stabilità operativa, attraverso una modifica dello strato di trasporto delle lacune.

L’Unione Europea ha inoltre escluso dai fondi pubblici i nuovi progetti fotovoltaici che impiegano inverter provenienti da Paesi considerati ad alto rischio. La misura nasce da ragioni di cybersicurezza: gli inverter connessi al cloud possono trasmettere dati, ricevere istruzioni ed essere aggiornati a distanza. Il divieto non impone di sostituire gli apparati già installati, ma riguarda esclusivamente i nuovi progetti sostenuti da fondi europei.

La Lombardia ha infine approvato la legge regionale numero 11 del 3 giugno 2026, entrata in vigore il 20 giugno e dedicata ai data center. La norma promuove il recupero del calore prodotto dai server per teleriscaldamento, processi industriali, comunità energetiche e utenze pubbliche. Non introduce un obbligo generalizzato, ma prevede incentivi, iter autorizzativi accelerati e studi di fattibilità per i progetti più rilevanti. Sono favorite anche le tecnologie che limitano l’uso di acqua potabile o irrigua e la realizzazione degli impianti in aree già compromesse, trasformando il data center da infrastruttura isolata a possibile nodo energetico del territorio.

Una domanda per voi

Il principale collo di bottiglia della transizione energetica europea è oggi tecnologico, economico o politico?

Nota sulla redazione

Questo articolo è stato generato con il supporto dell'intelligenza artificiale a partire dalla trascrizione del video originale, riorganizzandone i contenuti in forma editoriale. Le informazioni riportate derivano da quanto espresso nel video.