Eolico e fotovoltaico oltre i fossili nell’Ue: ora servono reti e accumuli

Nel 2025 eolico e fotovoltaico hanno prodotto insieme circa il 30% dell’elettricità dell’Unione europea, superando la quota complessiva delle fonti fossili, scesa sotto il 30%. Il Power Barometer 2026 di Eurelectric descrive così un sistema elettrico sempre più alimentato dalle rinnovabili, ma bisognoso di reti, accumuli e maggiore flessibilità.

Rinnovabili in crescita e minore intensità emissiva

Nel mix elettrico europeo del 2025, oltre alla quota coperta da eolico e fotovoltaico, il nucleare ha rappresentato il 24% e l’idroelettrico il 13%, mentre un ulteriore 5% è arrivato da altre fonti. Nello stesso anno l’intensità emissiva della produzione elettrica è scesa a 182 gCO₂/kWh, il minimo della serie considerata dal rapporto.

La crescita è proseguita tra gennaio e agosto 2026. Rispetto allo stesso periodo del 2025, il fotovoltaico ha aggiunto 36,4 TWh di produzione, l’eolico onshore 17,4 TWh e quello offshore 6,1 TWh. Nello stesso intervallo l’idroelettrico ha perso 12,1 TWh, il nucleare 11,8 TWh e il gas ha aumentato la produzione di 16,3 TWh. A luglio il fotovoltaico ha superato 55 TWh mensili, mentre le rinnovabili variabili hanno sfiorato il 40% della generazione europea.

Il rapporto indica inoltre una quota del 72% di elettricità pulita, conteggio nel quale è compresa anche la produzione nucleare. Nei testi disponibili, tuttavia, il riferimento temporale esatto di questa percentuale non è formulato in modo uniforme.

Secondo Eurelectric, la generazione interna da fonti pulite ha attenuato l’impatto degli shock dei combustibili fossili. Tra febbraio e agosto 2026 i prezzi dell’elettricità nell’Ue sono aumentati del 22,8%, contro l’88,4% del gas. In una fase compresa tra febbraio e maggio, durante il blocco dello Stretto di Hormuz, gas e greggio sono saliti rispettivamente del 41% e del 40%, mentre l’elettricità è scesa del 7%.

Il rapporto collega la penetrazione delle rinnovabili anche ai prezzi all’ingrosso. In Germania, nel 2025, il prezzo medio day-ahead è stato di circa 28 €/MWh nelle ore in cui le rinnovabili hanno coperto oltre il 73% della domanda. Quando la quota è scesa sotto il 35%, il prezzo è salito a circa 135 €/MWh.

La sfida di reti, accumuli e domanda flessibile

La maggiore produzione variabile sta facendo emergere nuove esigenze nella gestione del sistema. Nel 2025 il curtailment, cioè l’energia rinnovabile non immessa in rete, ha superato il 10% in Irlanda e il 6% in Grecia, aumentando sensibilmente anche in Spagna. Tra le cause indicate figurano le congestioni fisiche e condizioni di mercato che possono rendere poco conveniente produrre.

Allo stesso tempo, l’elettrificazione procede lentamente: nell’ultimo decennio i consumi elettrici complessivi dell’Ue sono diminuiti di circa il 2%, mentre il tasso di elettrificazione è cresciuto di appena 0,3 punti percentuali. Le industrie ad alta intensità energetica non si sono completamente riprese, mentre stanno aumentando i consumi legati a trasporti, riscaldamento e capacità di calcolo per l’intelligenza artificiale.

La domanda annuale per la ricarica dei veicoli elettrici è aumentata del 722% tra il 2020 e il 2025, raggiungendo una stima di 28,8 TWh. Nei primi otto mesi del 2026, auto elettriche e ibride plug-in hanno rappresentato il 31% delle nuove immatricolazioni Ue, rispetto al 27% del 2025. Nel solo 2025 sono state immatricolate 1,88 milioni di auto a batteria, pari al 17,4% del mercato.

Sul fronte degli accumuli, i Bess utility-scale operativi nell’Ue sono passati da 5,4 GW nel 2024 a 11,2 GW nel febbraio 2026. Se tutti i progetti annunciati entrassero effettivamente in esercizio, la pipeline potrebbe superare 80 GW e 230 GWh. Un’altra quantificazione riportata indica invece 64 GW di stoccaggio su scala di rete nel 2025 e 78 GW di aggiunte pianificate, rispetto a un obiettivo Ue di 200 GW entro il 2030. I due valori utilizzano perimetri e definizioni potenzialmente differenti e non sono quindi direttamente confrontabili sulla base delle informazioni disponibili.

La Bulgaria viene presentata come esempio dell’impiego delle batterie contro lo stress dei prezzi. La capacità elettrica operativa complessiva del Paese ha superato 5,4 GW, da un valore vicino allo zero due anni prima. I prezzi all’ingrosso sono passati dal 21,2% sopra la media Ue nel 2024 all’8,3% sopra la media nel 2026; secondo Eurelectric, lo stoccaggio ha contribuito assorbendo l’energia solare a mezzogiorno e rilasciandola la sera.

In Finlandia la flessibilità passa invece dalle caldaie elettriche collegate al teleriscaldamento, che si spengono quando l’elettricità è costosa e immagazzinano energia sotto forma di calore quando i prezzi scendono. La capacità installata alla fine del 2025 era di circa 3 GW, pari a un quarto del carico di punta. Tra marzo e agosto 2026 il prezzo medio finlandese è stato di 38,91 €/MWh, il più basso in Europa secondo i dati riportati.

Il ruolo del gas e il nodo italiano

Con l’aumento delle rinnovabili, il gas sta passando da una funzione di generazione mid-load a un ruolo maggiormente legato a scarsità, bilanciamento e backup. La dipendenza europea dalle importazioni fossili rimane però consistente: la relativa bolletta è scesa da 685 miliardi di euro nel 2022 a 330 miliardi nel 2025, mentre nello stesso 2025 i consumi di gas sono aumentati del 2%, raggiungendo circa 340 miliardi di metri cubi.

La provenienza delle forniture è cambiata. Il calo del gas russo è stato compensato da importazioni via tubo da altri Paesi e soprattutto dal Gnl. La quota statunitense sulle importazioni europee di gas è passata da circa il 3,5% nel 2019 a oltre un quarto nel 2025.

L’Italia risulta particolarmente esposta al gas nella formazione del prezzo elettrico. Eurelectric stima che nel 2025 il gas abbia determinato il prezzo nel 73% delle ore, contro il 63% nel 2021. Per le famiglie italiane, il costo medio dell’elettricità nello stesso anno è indicato intorno a 35 centesimi per kWh.

Resta inoltre il nodo delle connessioni. Il rapporto cita 348 GW di progetti fotovoltaici ed eolici in attesa di allaccio, sulla base di un dato Terna del dicembre 2024. Un valore più recente, aggiornato al 31 agosto 2026, indica invece circa 309,2 GW.

Per gli accumuli italiani, Eurelectric prospetta nel breve termine circa 12 GW e 47 GWh di Bess utility-scale, includendo insieme capacità operativa, in costruzione, autorizzata e annunciata. L’associazione chiede infine autorizzazioni più rapide per reti, stoccaggio ed energia pulita, incentivi più forti alla flessibilità e un quadro stabile per gli investimenti nell’elettrificazione.

Una domanda per voi

Quali interventi su reti, accumuli e flessibilità dovrebbero avere la priorità per integrare la crescente produzione rinnovabile europea?

Nota sulla redazione: questo articolo è stato realizzato con il supporto di EVA AI.