Il tetto del solare diurno si è appena rotto
Il solare ha raggiunto un record del 10 per cento dell'elettricità mondiale nel primo semestre 2026, contro l'8,9 per cento del primo semestre 2025 e il 5,6 per cento del primo semestre 2023, secondo un report pubblicato il 12 agosto 2026 da Ember, il think tank energetico con sede a Londra, firmato da Kostantsa Rangelova, analista globale dell'elettricità di Ember. La produzione solare è cresciuta di circa sette volte più rapidamente della produzione elettrica totale in quei tre anni, rendendola la forza più dinamica nei sistemi elettrici globali.
Il problema è l'orario. Nella giornata media del primo semestre 2026, il solare ha coperto oltre il 25 per cento della domanda elettrica mondiale tra le 11 e le 14, per poi crollare quasi a zero tra le 20 e le 5 del mattino; nei mercati solari più maturi, la copertura a mezzogiorno ha superato il 50 per cento prima dello stesso crollo dopo il tramonto. Questo schema comincia già a colpire gli stessi leader - le installazioni solari nell'Unione Europea sono calate dello 0,7 per cento nel 2025, il primo calo annuale in un decennio, perché mezzogiorni ormai saturi hanno reso meno utile aggiungere altro solare diurno.
Quattro mercati mostrano cosa viene dopo il solare diurno
Bulgaria, Cile, Australia e California hanno impiegato circa tre anni per costruire abbastanza capacità di batterie da portare la produzione solare oltre il tramonto, e il report di Ember le tratta come l'indicatore anticipatore per ogni altra rete ancora bloccata al tetto diurno. Bulgaria e Cile hanno installato nel 2025 abbastanza nuove batterie da spostare oltre tre quarti della loro nuova produzione solare giornaliera verso le ore non assolate, seguite dall'Australia al 60 per cento; la flotta bulgara è passata da quasi nulla nel 2023 a 3 GWh nel 2025 e a 8,6 GWh entro maggio 2026.
| Mercato | Quota di nuovo solare giornaliero spostata dalle batterie installate nel 2025 | Domanda serale (19-21) coperta da solare più batterie, primo semestre 2026 |
|---|---|---|
| Bulgaria | 77% | 24% |
| Cile | 76% | Oltre il 10% |
| Australia | 60% | Non riportato per mercato |
| California | Non riportato per mercato | Oltre il 25% (contro il 6,8% nel primo semestre 2023) |
La California mostra come appare quello spostamento una volta arrivato in rete: nella giornata media del primo semestre 2026, solare e batterie insieme hanno coperto oltre un quarto della domanda elettrica durante il picco serale dalle 19 alle 21, contro appena il 6,8 per cento nel primo semestre 2023. In Cile e Bulgaria, dove tre anni fa il solare non contribuiva quasi nulla alla sera, oggi coprono rispettivamente oltre il 10 per cento e quasi un quarto della domanda serale - proprio le ore che le utility hanno storicamente riservato alle centrali a gas di picco.
Il piano di capacità che ignora tutto questo
La maggior parte dei piani di capacità delle utility e dei contratti di acquisto di energia (PPA) industriali continua a considerare il picco serale come territorio del gas, nell'ipotesi che il solare non abbia più nulla da offrire dopo il tramonto. Quell'ipotesi era ragionevole ancora nel 2023, quando anche il solare cileno e bulgaro era praticamente assente la sera - ha smesso di esserlo nei mercati dove il solare sostenuto da batterie ha ormai preso un quarto o più di quello stesso picco.
L'economia dietro questo spostamento non ha nulla di esotico. I costi medi mondiali di installazione delle batterie sono calati del 95 per cento, da 2.634 dollari per kilowattora nel 2010 a soli 140 dollari nel 2025, e il costo livellato dello stoccaggio è stato riportato intorno ai 65 dollari per megawattora nel 2025 - abbastanza economico perché il 74 per cento delle batterie installate nel mondo nel 2025 fosse già usato per spostare energia, contro il 47 per cento nel 2020. Un operatore di rete o un acquirente di capacità che non ha ancora modellato uno scenario con uno spostamento serale solare del 30 per cento o più sta prezzando capacità di picco e condizioni PPA contro una rete che nei mercati più veloci non esiste più.
459 gigawattora in un anno non sono un problema per il 2030
Ember prevede 459 GWh di nuova capacità di batterie nel mondo nel 2026, il 50 per cento in più dei 307 GWh aggiunti nel 2025, abbastanza da sola per spostare il 34 per cento della nuova produzione solare giornaliera verso le ore non assolate - quasi il doppio del tasso del 18 per cento del 2025 e ben oltre il 4 per cento del 2021. Si tratta di una media mondiale costruita sulle aggiunte di un solo anno, non di una proiezione per il prossimo decennio.
Gli Stati Uniti hanno aggiunto 58 GWh di batterie nel 2025, abbastanza da spostare circa un quarto del nuovo solare, con la California da sola che dal 2021 aggiunge ogni anno più capacità di batterie che di solare. L'Unione Europea, al contrario, ha aggiunto solo 27 GWh nel 2025 e ha spostato appena il 16 per cento del suo nuovo solare - sotto la media mondiale -, anche se gli stessi scenari dei gestori di rete europei prevedono che la capacità installata di batterie quadruplichi tra il 2025 e il 2030.
Il vero limite è il disegno di mercato, non la chimica delle batterie
La cifra globale di Ember del 34 per cento è un tetto teorico, non un risultato già raggiunto: non tutte le batterie installate vengono davvero usate per spostare il solare verso la sera, e l'utilizzo varia enormemente da mercato a mercato. In Cina, il più grande mercato di batterie al mondo, le batterie stand-alone hanno fatto in media 299 cicli nel 2025 e quelle co-localizzate con impianti solari solo 199 - entrambe sotto i circa 350 cicli l'anno che la migliore pratica internazionale può raggiungere, perché la riforma regolatoria non ha ancora aperto abbastanza fonti di ricavo perché gli operatori spingano di più le batterie.
Questo divario è un'opportunità, non un motivo per aspettare. Dove il disegno di mercato permette alle batterie di sommare ricavi da arbitraggio energetico, servizi ausiliari e pagamenti di capacità, l'utilizzo sale e seguono i numeri di spostamento serale visti in Bulgaria, Cile e California; dove non lo permette, le batterie restano usate a metà anche se se ne costruiscono sempre di più. Per un operatore di rete o un acquirente industriale, la lezione dei leader è che la capacità fisica per spiazzare le centrali a gas di picco arriva al ritmo della produzione di batterie, non al ritmo della riforma di mercato - ed è proprio la riforma la parte ancora nelle mani dell'operatore stesso.
Da leggere ora: La Germania Concede ai Proprietari Tempo Fino al 2027 per Evitare le Nuove Tariffe di Rete | La Spagna ha scritto la regola che salta la coda
