Le energie rinnovabili sono destinate a diventate la principale fonte di elettricità del pianeta, ma si è creato un paradosso: l’aumento della produzione ne abbatte costantemente il valore economico. L’ultimo rapporto di Boston Consulting Group, Flexibility, Not Capacity, Will Decide Renewable Energy’s Future, conferma uno scenario paradossale.
Quando sole e vento producono molta energia nello stesso momento, e succede spesso perché il meteo non rispetta i picchi di consumo, i prezzi all'ingrosso crollano. E i produttori di conseguenza sono costretti a vendere a tariffe inferiori, proprio quando producono di più. In Europa questo fenomeno ha sottratto, secondo le elaborazioni di Bcg, oltre 14 miliardi di dollari di ricavi nel solo 2025. Una chiave di lettura è data dal cosiddetto fattore di valore, ovvero quanta parte del prezzo medio di mercato riesce effettivamente a incassare un produttore rinnovabile. Un valore di 1 significa vendere a parità di valore medio di mercato; l’eolico europeo viaggia tra 0,55 e 0,65, il solare anche sotto. In pratica, i produttori incassano il 40-45% in meno di quello che varrebbe la loro energia se potessero scegliere quando venderla.
Durante la giornata quando l’offerta di energia è alta i produttori di rinnovabili di confrontano con tariffe negative: di fatto pagano i clienti per far assorbire la loro elettricità. Le ore con prezzi negativi sono più che raddoppiate in alcuni paesi europei: da circa 200 ore nel 2020 a oltre 500 nel 2025. Il sistema di incentivi, secondo BCG, sta creando le condizioni per smettere di investire.
In Italia questo fenomeno è sconosciuto perché dal punto di vista normativo, il mercato elettrico italiano non consente prezzi sotto lo zero - soglia che tuttavia è stata sfiorata per la prima volta il primo maggio 2025, quando dalle 11 alle 17 il prezzo ha toccato esattamente zero su tutto il territorio nazionale. Il divieto sembra tutelare i produttori, ma in realtà li espone a un rischio diverso: quando c’è troppa offerta, Terna è costretta a spegnere forzatamente gli impianti rinnovabili, e quei ricavi mancati pesano ugualmente sui bilanci. In assenza del segnale di prezzo negativo, inoltre, non si creano incentivi spontanei alla flessibilità della domanda: in Germania un’industria che sposta i consumi nelle ore di prezzo negativo guadagna concretamente; in Italia questo meccanismo semplicemente non esiste.
Una trappola che si autoalimenta
E così si produce un meccanismo perverso. Più un paese accelera la transizione energetica, più il valore delle rinnovabili si erode, e meno conviene fare nuovi investimenti. Sussidi e contratti a prezzo garantito tamponano il sintomo, ma non risolvono la causa: manca una corrispondenza tra quando l'energia viene prodotta e quando viene consumata o spostata sulla rete.
Gli analisti di Bcg sottolineano come la diffusione dei pannelli solari sui tetti complichi ulteriormente il quadro. Nelle ore centrali della giornata, chi produce e consuma – i cosiddetti prosumer - coprono il proprio fabbisogno e immettono l’eccesso in rete, deprimendo la domanda residua per i grandi impianti. In Australia meridionale, dove i pannelli coprono circa la metà delle abitazioni, l’eccesso di mezzogiorno ha spinto la domanda trasmessa sotto lo zero. L’operatore di rete ha dovuto comandare le batterie di AGL Energy sull’isola di Torrens: prima in scarica, poi ferme al minimo di carica, pronte ad assorbire istantaneamente l’eccesso solare.
Anche quando la domanda c'è, la rete non sempre riesce a portare l'elettricità dove serve. Le congestioni costringono i produttori a tagliare la produzione. E quando nemmeno questo è praticabile, i prezzi diventano negativi.
La flessibilità come risposta sistemica
Il rapporto di Bcg arriva a una conclusione netta: il problema non si risolve costruendo altri impianti. Si risolve cambiando come e quando l’elettricità viene consumata, stoccata e distribuita. La parola chiave è flessibilità sistemica.
I bisogni di flessibilità si articolano su scale temporali diverse. Nell'arco di secondi e minuti, servono inverter di nuova generazione, riserve veloci e strumenti di gestione attiva della domanda. Nell'arco di una giornata, le batterie sono oggi la risposta più efficace: in California coprono gran parte del consumo serale, quando i pannelli solari si spengono. Per finestre di una o due settimane, invece, non esistono ancora soluzioni scalabili al di fuori del pompaggio idroelettrico dove è disponibile. È qui che si concentra la sfida più difficile, anche se nel mondo vi sono già tantissime sperimentazioni.
In Germania e Gran Bretagna è boom di pannelli solari plug-in da balcone, ma attenzione ai rischi
Le batterie, secondo Bcg, sono oggi convenienti per cicli fino a quattro ore. Oltre quella soglia i margini non coprono i costi. Per squilibri di una o due settimane non esistono ancora soluzioni scalabili al di fuori del pompaggio idroelettrico. Serviranno approcci combinati: spostamento della domanda industriale, tecniche di power-to-heat (che usano l’energia in eccesso per produrre calore accumulabile in serbatoi termici a basso costo) e in prospettiva stoccaggio a idrogeno o produzione di carburanti sintetici.
Questa transizione richiede mercati ridisegnati per premiare la durata e la capacità di risposta, non solo la reattività di breve periodo. Il potenziale del mercato per le soluzioni di virtual power plant - sistemi che aggregano fonti distribuite, domanda e stoccaggio - è stimato da BCG in oltre 58 miliardi di dollari nel 2026.
La lezione finlandese
La Finlandia offre un caso concreto sul power-to-heat applicato su scala urbana. Nel 2025 l'eolico copriva circa il 27% della generazione elettrica del paese, e il mercato all'ingrosso aveva visto un'impennata di volatilità senza precedenti. La risposta non è stata aggiungere capacità, ma costruire flessibilità.
Tra le soluzioni adottate, la più interessante sono le caldaie elettriche collegate ai sistemi di teleriscaldamento urbano. Entro la fine del 2025 sono stati installati quasi 3.000 MW di capacità (il 25% del picco di sistema). Quando il vento soffia e i prezzi scendono, le caldaie aumentano i consumi e accumulano calore. Quando i prezzi salgono, si spengono e lasciano spazio ai vecchi impianti a gas e biomassa. L'investimento è contenuto, la logica è di mercato: aggiungere una caldaia elettrica a un sistema a gas naturale offre una copertura dal rischio tra la volatilità dell'elettricità e la stabilità del costo della biomassa. L'integrazione tra mercato elettrico e mercato del calore, osserva Bcg, darà alla Finlandia la capacità di assorbire l'eccesso di produzione rinnovabile e di restituire valore al sistema.
Cosa devono fare i paesi
Il rapporto individua alcune direttrici di intervento per governi e operatori. La prima è pianificare gli investimenti in rinnovabili e batterie in funzione del valore di sistema, non dei volumi installati: posizionare gli impianti dove riducono le congestioni, dimensionarli sui profili reali di squilibrio, integrarli nei piani di rete prima che i problemi emergano.
La seconda è sbloccare la flessibilità della domanda: data center, veicoli elettrici, edifici commerciali e impianti industriali hanno margini di adattamento che oggi restano inutilizzati per mancanza di prezzi dinamici e piattaforme di aggregazione. La terza è riformare i mercati, ridisegnandoli per premiare la velocità di risposta e la flessibilità, non solo la capacità installata, e abbassando le barriere di ingresso per stoccaggio e gestione attiva della domanda. La quarta è smettere di trattare la volatilità come un problema da eliminare. In un sistema ad alta penetrazione rinnovabile è la condizione normale. Industrializzare la risposta a quella volatilità è il modo per garantire affidabilità e rendimenti.
Chi vince la transizione
L'era delle rinnovabili come infrastrutture autonome, secondo Bcg, è finita. Un parco eolico o un impianto fotovoltaico sono investimenti commerciali i cui rendimenti dipendono dalla struttura del mercato in cui operano: dai prezzi che riescono a spuntare, dalla capacità della rete di trasportare l'output, dalla presenza o meno di sistemi di stoccaggio e domanda flessibile nelle vicinanze. I vincitori della transizione energetica, conclude il rapporto, non saranno i paesi che installano più capacità rinnovabile in assoluto. Saranno quelli che riescono a estrarre il massimo valore da quella che hanno già.
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