Due shock di offerta, un solo pomeriggio di mercoledì

Il 12 agosto l'ombra della Luna attraversa Groenlandia, Islanda e la Russia settentrionale prima di toccare l'Atlantico, il nord della Spagna e una fetta del Portogallo in totalità piena, con un'eclissi parziale profonda visibile nella gran parte del resto d'Europa. Red Eléctrica, il gestore della rete spagnola, prevede che l'evento tagli la generazione solare iberica di circa 5 GW, vicino al 13 per cento della domanda di punta di un tipico mercoledì di agosto. ENTSO-E e la francese RTE stimano la cifra europea in circa 9,7 GW di produzione fotovoltaica persa al culmine dell'eclissi, con la sola Francia destinata a perderne circa 1,8 GW.

L'eclissi non arriva su una rete tranquilla. Nella stessa settimana, un'ondata di caldo europea ha portato le temperature dei fiumi abbastanza in alto da costringere ad adeguamenti legati al raffreddamento nelle centrali nucleari francesi, ha fermato i reattori rumeni di Cernavoda per il basso livello del Danubio, e ha messo la centrale bulgara di Kozloduy sotto monitoraggio d'emergenza per lo stesso motivo. Due shock distinti, un calo solare veloce e una stretta nucleare più lenta, colpiscono la stessa rete nella stessa settimana.

Perché stavolta è l'accumulo, non il gas, a fare il lavoro dell'Europa

Quando un'eclissi solare totale ha attraversato gli Stati Uniti nell'aprile 2024, i gestori di rete in Texas e lungo il percorso dell'eclissi si sono affidati soprattutto a centrali a gas di punta per coprire il calo solare improvviso e il suo recupero altrettanto improvviso pochi minuti dopo. L'Europa dispone stavolta di uno strumento diverso. Le Prospettive Estive 2026 di ENTSO-E registrano la flotta continentale di batterie a circa 29 GW, quasi il doppio rispetto a un anno prima, accanto a una base ancora crescente di idroelettrico a pompaggio e interconnessione transfrontaliera.

Questa è la storia discreta dietro il coordinamento di mercoledì. RTE, Red Eléctrica, la britannica NESO, l'austriaca APG e i quattro gestori di trasmissione tedeschi, 50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW, hanno passato settimane a costruire previsioni condivise, presidiare le sale controllo per la finestra dell'eclissi ed evitare fermate programmate che avrebbero ridotto ulteriormente i loro margini. Nulla di tutto ciò cambia la fisica di un calo e rimbalzo improvvisi di 9,7 GW. Cambia ciò che lo assorbe: batterie capaci di caricarsi e scaricarsi in pochi secondi, invece di impianti a gas che hanno bisogno di minuti per avviarsi.

I numeri dietro la fiducia

Ogni gestore coinvolto prevede un evento gestibile. Red Eléctrica ha detto che l'effetto sul sistema elettrico sarà minimo, in parte perché l'eclissi cade nel tardo pomeriggio, quando la produzione solare sta già calando per la giornata, e in parte perché non coinciderà con il consueto picco di domanda di agosto. La riserva legata a ognuna di queste previsioni è la copertura nuvolosa: un pomeriggio sereno produce l'intera oscillazione di 9,7 GW, mentre nuvole sparse mascherano già parte del calo prima ancora che lo faccia la Luna.

Nessuno dei gestori che pubblicano previsioni si aspetta blackout, ed è già di per sé un'informazione utile. La domanda a cui risponde questo evento non è se le luci restano accese, cosa quasi certa, ma quanto intervento manuale, attivazione di riserve e volatilità dei prezzi serva per ottenerlo. Questo è il divario tra una rete che sopravvive tecnicamente a uno shock e una che lo assorbe con pulizia, ed è proprio il divario che l'espansione delle batterie è stata finanziata per colmare.

Cosa anticipa questo per l'inverno

Il valore di mercoledì è che è programmato. I gestori di rete conoscono il minuto esatto in cui inizia e finisce il calo solare, esattamente l'avviso anticipato che una dunkelflaute invernale, una bonaccia fredda senza vento e senza sole che colpisce insieme solare ed eolico, non offre mai. Se la flotta di batterie europea, ormai raddoppiata, assorbe con pulizia uno shock annunciato di 9,7 GW, questo è un dato reale. Se invece ha bisogno di un forte supporto manuale o produce un'impennata dei prezzi, anche questo è un dato reale, e più utile di qualsiasi cifra di capacità in un documento politico.

Per gli acquirenti industriali e commerciali di energia, la lezione è pratica. I prezzi spot iberici e continentali nel pomeriggio e nella sera di mercoledì sono una verifica dal vivo se la capacità di accumulo attuale, la cifra ormai citata di routine nella pianificazione dell'adeguatezza di rete di UE e Regno Unito, regge davvero contro un evento reale e simultaneo di domanda e offerta, non solo uno modellato. Vale la pena osservarlo prima di impegnarsi in coperture invernali, perché la prossima versione di questo test arriverà senza conto alla rovescia.

Da leggere ora: Un contratto di accumulo in Europa arriva a 25 GWh  |  La quinta ondata di caldo taglia il nucleare