Fotovoltaico e storage: la traiettoria Solar+ per dimezzare i costi operativi del sistema elettrico dell’UE entro il 2030

A meno di cinque anni dalla scadenza degli obiettivi climatici ed energetici al 2030, il ritmo di crescita delle rinnovabili in Unione Europea non appare ancora sufficiente per colmare pienamente il divario tra ambizione normativa e capacità effettiva di realizzazione. In questo scenario, il fotovoltaico e i sistemi di accumulo assumono un ruolo sempre più strategico, non solo per la decarbonizzazione del sistema elettrico, ma anche per la competitività industriale, la sicurezza energetica e la stabilizzazione dei prezzi.

A evidenziarlo è il nuovo report “Solar+: An EU pathway to achieve renewable targets, price affordability, and energy security”, pubblicato da SolarPower Europe nei giorni scorsi e realizzato sulla base di analisi modellistiche sviluppate con il supporto di Rystad Energy.
Il documento confronta uno scenario Base Case, basato sull’evoluzione attesa delle politiche e degli investimenti attuali, con uno scenario più ambizioso, denominato Solar+, nel quale fotovoltaico e battery storage crescono con maggiore rapidità e diventano elementi portanti del power system europeo.

Secondo il report, una più rapida diffusione di solare, sistemi di accumulo, soluzioni di flessibilità ed elettrificazione dei consumi potrebbe avvicinare l’Europa al benchmark indicativo del 69% di elettricità da fonti rinnovabili al 2030, contribuendo al tempo stesso a ridurre i costi operativi del sistema elettrico e la dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili.

Fotovoltaico e batterie per avvicinare l’Europa ai target 2030

Secondo SolarPower Europe, l’UE ha compiuto progressi significativi negli ultimi anni, ma resta ancora distante dai target 2030.
Il report ricorda che, nell’ambito della EEuropean Climate Law e della revisione della Renewable Energy Directive, l’Unione europea ha fissato l’obiettivo di ridurre le emissioni di gas serra di almeno il 55% rispetto ai livelli del 1990 e di raggiungere una quota di rinnovabili pari ad almeno il 42,5% nel consumo finale lordo di energia entro il 2030, con un’ambizione aggiuntiva indicativa di arrivare al 45%. Per il solo settore elettrico, la modellazione della Commissione europea collegata al piano REPowerEU indica una quota rinnovabile intorno al 69% al 2030. Nel 2025, secondo i dati richiamati dal report, la quota rinnovabile nel mix elettrico UE era stimata al 48%.

In questo contesto, il fotovoltaico ha già assunto una dimensione rilevante. Nel 2025, eolico e fotovoltaico hanno coperto insieme il 30% della domanda elettrica europea, superando per la prima volta la generazione fossile. Il fotovoltaico ha generato 369 TWh, pari a poco più del 13% del mix elettrico, mentre l’eolico ha prodotto 473 TWh, pari al 17%.

Nello scenario Base Case, solare ed eolico arriverebbero nel 2030 a coprire il 46% della domanda elettrica, con le rinnovabili complessivamente al 62%. Nello scenario Solar+, invece, le fonti rinnovabili raggiungerebbero il 68% della domanda elettrica, con il fotovoltaico in grado di fornire oltre il 26% dell’elettricità europea.

La differenza tra i due scenari non è solo quantitativa, ma sistemica. Nel Base Case, la capacità fotovoltaica arriverebbe a 594 GWac al 2030, restando poco sotto il target UE di 600 GWac. Nello scenario Solar+, invece, il fotovoltaico salirebbe a 732 GWac, superando ampiamente il target previsto. L’eolico crescerebbe anch’esso, ma con margini inferiori, anche a causa dei tempi più lunghi di permitting, sviluppo progettuale, supply chain e connessione alla rete. Il solare, secondo il report, mantiene invece un maggiore potenziale di accelerazione, grazie alla modularità della tecnologia e alla possibilità di sviluppare progetti in tempi più contenuti.

Il ruolo degli accumuli nel nuovo power system

La crescita del fotovoltaico deve essere considerata insieme alla flessibilità del sistema elettrico. Il report Solar+ individua nei BESS, Battery Energy Storage Systems, uno dei principali abilitatori della transizione. Alla fine del 2025 la capacità di accumulo installata nell’UE era pari a 40 GW di potenza e 77 GWh di capacità energetica. Nello scenario Base Case, entro il 2030 si arriverebbe a 116 GW e 267 GWh. Nello scenario Solar+, invece, la capacità salirebbe a 171 GW e 598 GWh, con una durata media dell’accumulo pari a 3,5 ore, rispetto alle 2,3 ore del Base Case e alle 1,9 ore del 2025.

L’accumulo diventa un’infrastruttura di sistema, necessaria per rendere bancabile una quota crescente di generazione rinnovabile variabile.

Fotovoltaico e storage nell’UE: confronto tra 2025, Base Case e scenario Solar+ 

Costi, prezzi elettrici e sicurezza energetica: i benefici dello scenario Solar+

Per quanto riguarda l’impatto economico del maggiore sviluppo di fotovoltaico e storage, il report evidenzia che nel 2025 la stima dei costi operativi annui del sistema elettrico europeo è stata di 112 miliardi di euro, con una forte incidenza della generazione fossile. Nello scenario Base Case, questi costi si ridurrebbero del 29%, pari a 33 miliardi di euro all’anno rispetto al 2025. Nello scenario Solar+, invece, il taglio arriverebbe al 49%, con un risparmio annuo di 55 miliardi di euro (-49%).

La riduzione dei costi operativi è legata principalmente al minore utilizzo di combustibili fossili nella generazione elettrica. Parallelamente, l’aumento della penetrazione delle rinnovabili a basso costo marginale incide anche sulla formazione dei prezzi wholesale (ovvero i prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica): diminuiscono infatti le ore in cui gas e altre tecnologie termiche determinano il prezzo marginale nel mercato elettrico. Nel Base Case, gas e impianti termici ad alto OPEX fissano il prezzo per l’82% delle ore dell’anno nei Paesi analizzati; nello scenario Solar+, questa quota scende al 76%, mentre le rinnovabili variabili arrivano a fissare il prezzo per il 19% delle ore.

L’effetto sui prezzi wholesale è significativo. Nei mercati analizzati dal report — Finlandia, Francia, Germania, Polonia e Spagna — il prezzo medio day-ahead – cioè il prezzo medio dell’elettricità scambiata sul mercato del giorno prima – passerebbe da 74,0 €/MWh nel 2025 a 68,5 €/MWh nello scenario Base Case, fino a scendere a 63,4 €/MWh nello scenario Solar+. In quest’ultimo caso, la riduzione media rispetto al 2025 sarebbe pari al 14%, con effetti più marcati nei Paesi caratterizzati da prezzi elettrici più elevati, come Germania e Polonia.

Meno volatilità e più valore per il fotovoltaico con i BESS

Un aspetto importante riguarda la volatilità dei prezzi e il rischio di price cannibalisation. Se la crescita del fotovoltaico non è accompagnata da adeguate soluzioni di flessibilità, l’elevata produzione concentrata nelle ore centrali della giornata può ridurre il valore dell’energia solare proprio quando gli impianti producono di più, comprimendo i prezzi di cattura, cioè i prezzi medi effettivamente ottenuti dal fotovoltaico sul mercato elettrico e rendendo meno solido il business case dei progetti merchant, cioè la sostenibilità economica degli impianti.

SolarPower Europe evidenzia che, nel 2025, in alcuni mercati fotovoltaici maturi i capture rate del solare sono scesi nella fascia 50-60%. Questo significa che l’energia prodotta dagli impianti FV è stata venduta a prezzi medi sensibilmente inferiori rispetto al prezzo medio di mercato, con valori di cattura anche intorno a 37 €/MWh. L’integrazione con i sistemi di accumulo consente di attenuare questo effetto, perché permette di immagazzinare l’energia prodotta nelle ore di maggiore disponibilità solare e di immetterla in rete nelle fasce orarie in cui il valore dell’elettricità è più alto. Nella modellazione al 2030, i progetti PV+BESS raggiungerebbero un capture rate medio dell’84% in entrambi gli scenari analizzati, contro il 58% registrato dal fotovoltaico stand-alone nel 2025. In termini di capture price, cioè di prezzo medio effettivamente ottenuto dall’energia solare sul mercato, l’abbinamento tra fotovoltaico e batterie porterebbe nello scenario Solar+ a valori medi superiori del 73% rispetto al fotovoltaico senza accumulo nel 2025.

Anche il tema delle ore a prezzo negativo viene ridimensionato. Secondo il report, nello scenario Solar+ la maggiore penetrazione di rinnovabili variabili non determina un aumento marcato delle ore con prezzi negativi, proprio grazie al contributo dello storage. La volatilità giornaliera dei prezzi, misurata attraverso gli spread wholesale a 4 ore nei Paesi analizzati, diminuirebbe del 42% rispetto al 2025.

Secondo SolarPower Europe, lo scenario Solar+ individua un punto di equilibrio tra convenienza per i consumatori e sostenibilità economica degli investimenti nel solare. Da un lato, i prezzi medi all’ingrosso dell’elettricità scenderebbero di oltre il 10%, con una riduzione media del 14% nei Paesi analizzati; dall’altro, le ore a prezzo negativo resterebbero sostanzialmente stabili rispetto al 2025 e comunque sotto le 500 ore annue. Questo equilibrio è particolarmente importante perché consente di ridurre il costo dell’elettricità senza indebolire eccessivamente il valore di mercato della produzione rinnovabile.

Sul piano della sicurezza energetica, il report stima che nel solo 2025 il fotovoltaico abbia evitato 27,4 miliardi di euro di importazioni di gas per la generazione elettrica. Al 2030, il risparmio salirebbe a 44,4 miliardi nello scenario Base Case e a 53,3 miliardi nello scenario Solar+. Nel periodo 2026-2030, lo scenario più ambizioso eviterebbe complessivamente 223 miliardi di euro di importazioni di gas, con un beneficio superiore del 15% rispetto al Base Case. Si tratta di stime basate sull’assunzione che l’elettricità solare sostituisca generazione da gas, un elemento che va considerato con attenzione nella lettura dei risultati.

Le condizioni per rendere possibile la traiettoria Solar+

Il report presenta il fotovoltaico come parte di un ecosistema energetico più ampio in cui produzione rinnovabile, accumuli, reti, flessibilità ed elettrificazione devono procedere in modo coordinato. Secondo SolarPower Europe, infatti, gli ostacoli principali alla crescita del solare non sono più legati alla maturità tecnologica, ma alla capacità del sistema di assorbire nuova generazione rinnovabile. Diventano quindi determinanti reti più evolute, iter di connessione più rapidi, segnali di prezzo coerenti, mercati della flessibilità realmente accessibili e un quadro regolatorio in grado di sostenere gli investimenti nei sistemi di accumulo.

Da qui la richiesta di una EU Flexibility Strategy con un Battery Storage Action Plan dedicato. L’obiettivo è fare in modo che accumuli e flessibilità della domanda entrino stabilmente nella programmazione delle reti, nelle regole di funzionamento del mercato elettrico e nei sistemi di remunerazione. Il report richiama anche la necessità di tariffe di rete più aderenti ai costi reali del sistema, capaci di orientare gli investimenti dove sono più utili, ad esempio nelle aree congestionate o in prossimità degli impianti rinnovabili.

Per l’Italia, un riferimento importante è il MACSE, il meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico sviluppato per favorire investimenti in sistemi di accumulo utility scale attraverso contratti di disponibilità di lungo periodo. SolarPower Europe cita l’Italia, insieme a Bulgaria e Spagna, tra i Paesi che stanno sperimentando strumenti utili a migliorare l’investibilità dei BESS.

Il report insiste anche sull’elettrificazione dei consumi finali. L’EU Electrification Action Plan dovrebbe, secondo SolarPower Europe, rendere le soluzioni elettriche più competitive in industria, trasporti ed edifici, correggendo le distorsioni fiscali e tariffarie che ancora favoriscono i combustibili fossili rispetto all’elettricità. In questa prospettiva sono importanti pompe di calore, smart charging, accumuli domestici, comunità energetiche e autoconsumo collettivo.

Un altro tema rilevante riguarda la qualità dei dati utilizzati per misurare il reale contributo del fotovoltaico. Il report dedica infatti un approfondimento alla possibile sottostima degli impianti installati sui tetti nelle statistiche europee. Nel 2025, l’UE contava 406 GW di capacità fotovoltaica installata, di cui circa il 61% su tetto. In base ai rendimenti medi, questa capacità avrebbe potuto generare teoricamente circa 410 TWh di elettricità; tuttavia, la produzione ufficialmente registrata dagli operatori di rete si è fermata a 275 TWh. La differenza, pari a 135 TWh, corrisponde al 33% della produzione teorica. Secondo SolarPower Europe, questo scarto dipende soprattutto dalla difficoltà di rilevare con precisione la produzione distribuita, in particolare quando l’energia viene autoconsumata o accumulata direttamente negli edifici, senza transitare dalla rete pubblica.

Questo dato ci dice che senza un monitoraggio più accurato della generazione distribuita, il contributo reale del fotovoltaico rischia di essere sottostimato, con possibili effetti anche sulla programmazione delle reti, degli accumuli, degli incentivi e dei mercati locali dell’energia.

FAQ scenario Solar+

Che cosa sostiene il report Solar+ di SolarPower Europe?

Il report sostiene che una crescita più rapida di fotovoltaico e sistemi di accumulo potrebbe aiutare l’Unione europea ad avvicinarsi agli obiettivi energetici e climatici 2030. Nello scenario Solar+, le rinnovabili arriverebbero a coprire il 68% della domanda elettrica europea, con il fotovoltaico oltre il 26% e con circa 600 GWh di capacità di accumulo installata.

Perché lo storage è così importante per il fotovoltaico?

Lo storage permette di spostare l’energia solare dalle ore di massima produzione alle ore di maggiore domanda o di prezzo più elevato. Questo riduce congestioni, curtailment, volatilità e rischio di prezzi negativi, migliorando al tempo stesso il valore economico dell’energia prodotta dagli impianti fotovoltaici.

Che cosa significa price cannibalisation nel mercato fotovoltaico?

La price cannibalisation si verifica quando molti impianti fotovoltaici producono energia nelle stesse ore, facendo scendere i prezzi wholesale proprio nei momenti di maggiore generazione solare. Questo riduce i capture price degli impianti e può rendere meno attrattivi i nuovi investimenti merchant. L’abbinamento con i BESS contribuisce a mitigare questo effetto.

Quali benefici economici indica lo scenario Solar+?

Secondo SolarPower Europe, con lo scenario Solar+ i costi operativi del sistema elettrico dell’UE si riducono di 55 miliardi di euro, circa il 50% rispetto al 2025, il prezzo wholesale medio nei Paesi analizzati arriva a 63,4 €/MWh e si generano 53,3 miliardi di euro annui di minori importazioni di gas al 2030.

Perché il fotovoltaico su tetto può essere sottostimato nelle statistiche?

Il fotovoltaico rooftop è spesso connesso alle reti di distribuzione e una parte rilevante dell’energia prodotta viene autoconsumata direttamente, senza transitare sulla rete pubblica. Inoltre, registri incompleti, ritardi nei dati dei DSO e smart meter non sempre configurati per misurare la produzione reale possono rendere meno visibile il contributo effettivo degli impianti distribuiti.

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