Indice: In breve | Cosa significa over generation | Le due forme di curtailment | I numeri europei del fenomeno | Tre passaggi per orchestrare il sistema | Errori di lettura ricorrenti | Domande frequenti
Nella prima metà del 2025 le rinnovabili sono diventate la prima fonte di elettricità al mondo, davanti al carbone, secondo i dati di Ember. Il sorpasso era atteso da anni, ma apre un fronte nuovo: l'over generation, ossia l'eccesso di produzione nelle ore di massima resa solare ed eolica. La domanda non è più solo quanta energia pulita installare, ma quanta riuscirne davvero a utilizzare.
In breve
* Nella prima metà del 2025 le rinnovabili hanno raggiunto il 34,3% della produzione elettrica mondiale, superando il carbone fermo al 33,1%.
* Il solare è cresciuto del 31% in un anno, coprendo l'83% dell'incremento globale di generazione.
* Le ore con prezzi orari negativi in Europa sono passate da circa 200 nel 2020 a oltre 500 nel 2025.
* Spagna, Francia e Germania registrano i tassi di curtailment fotovoltaico più alti, fino al 9,2%.
* Il vincolo non è la produzione, ma reti, flessibilità della domanda e accumuli.
Cosa significa over generation
L'over generation è la condizione in cui la produzione elettrica da fonti rinnovabili supera, in determinate ore, la capacità del sistema di assorbirla. La rete trasporta l'energia da dove viene generata a dove serve, ma quando il fotovoltaico lavora al massimo nelle ore centrali della giornata la domanda non sempre coincide con l'offerta. Il risultato è un eccesso orario che diventa strutturale man mano che la potenza installata cresce.
Pesano due fattori. Il primo è la crescita delle rinnovabili più rapida dell'adeguamento delle reti: la generazione è geograficamente concentrata (parchi solari nel Sud Europa, eolico offshore nel Nord) mentre i consumi sono distribuiti altrove. Il secondo è la rigidità del lato domanda: industrie, edifici e veicoli elettrici non spostano ancora abbastanza i propri consumi nelle ore di sole abbondante.
Le reti europee erano state costruite attorno a grandi centrali programmabili come gas, carbone, nucleare e idroelettrico, capaci di modulare la produzione in funzione della domanda. Il fotovoltaico funziona all'opposto: produce quando c'è il sole, indipendentemente dai consumi. Se milioni di pannelli generano contemporaneamente, frequenza e tensione di rete diventano più difficili da stabilizzare.
Le due forme di curtailment
Il fenomeno si traduce in due dinamiche distinte che stanno ridisegnando il mercato elettrico europeo. Convivono nello stesso sistema e nelle stesse ore, ma rispondono a logiche diverse: una è imposta dalla fisica della rete, l'altra è scelta dall'operatore.
Curtailment tecnico
Il curtailment tecnico è la limitazione fisica della produzione imposta dal gestore di rete quando l'energia da sole e vento supera la capacità di assorbimento del sistema in un determinato momento. La decisione protegge la stabilità di frequenza e tensione: senza intervento, uno sbilanciamento tra immissione e prelievo rischia di propagarsi e causare blackout locali. Non è una scelta dell'operatore dell'impianto, è un comando del gestore di trasmissione.
Curtailment commerciale
Il curtailment commerciale è la scelta volontaria degli operatori di spegnere gli impianti quando i prezzi all'ingrosso scendono a zero o vanno in territorio negativo. Nei mercati del giorno prima europei, immettere energia in quelle ore comporterebbe una perdita economica. Secondo i dati 2025, Germania, Francia e Paesi Bassi concentrano oltre l'80% di questi tagli volontari, per un volume vicino ai 4 TWh.
I numeri europei del fenomeno
Le ore con prezzi orari negativi in Europa sono più che raddoppiate dal 2020: si è passati da circa 200 a oltre 500 nel 2025. La Germania ne ha registrate quasi 600, la Spagna circa 550, la Francia oltre 500. L'oscillazione intraday è brutale: nelle ore di mezzogiorno il prezzo può scendere fino a -100 €/MWh, per poi risalire oltre i 300 €/MWh nelle ore serali.
Il curtailment fotovoltaico segue lo stesso ordine. La Spagna è in testa con un indice del 9,2% sulla generazione attesa, seguita da Francia (7,9%), Polonia (5,3%), Germania e Romania (4,3%). In Italia la dinamica è simile su scala minore: nel 2025 le rinnovabili hanno generato 126,6 TWh, coprendo il 41% dei 311,3 TWh di consumi totali secondo Comunicato Terna sui consumi elettrici 2025. Il PUN nazionale ha già registrato sei ore consecutive a zero il 1° maggio 2025.
Tre passaggi per orchestrare il sistema
* Espansione della rete e nuovi interconnettori. La capacità di trasporto deve crescere alla stessa velocità della generazione, soprattutto nei corridoi Nord-Sud e tra penisola iberica e centro Europa, oggi sotto-cablati rispetto al fabbisogno. * Accumuli su scala industriale e residenziale. Batterie a ioni di litio, pompaggi idroelettrici e idrogeno verde spostano l'energia dalle ore di sovrabbondanza a quelle di scarsità, smussando il profilo della produzione rinnovabile. * Flessibilità della domanda. Tariffe dinamiche orarie, demand response industriale, ricarica intelligente dei veicoli elettrici e gestione attiva del riscaldamento sincronizzano i consumi con la disponibilità di energia pulita.
Errori di lettura ricorrenti
Confondere l'eccesso con una sovrapproduzione cronica: il problema non è che si produca troppa energia rispetto al fabbisogno annuale, ma che la produzione si concentri in finestre orarie precise. Su scala settimanale o mensile il bilancio europeo resta in equilibrio o in deficit.
Pensare al curtailment come a un fallimento: tagli del 4-9% sulla generazione attesa sono fisiologici in una fase di transizione e indicano una rete che lavora oltre i propri limiti progettuali. Il punto è ridurre quei tagli con investimenti su rete e accumuli, non rinunciare alle rinnovabili.
Attribuire i prezzi negativi solo all'eolico e al fotovoltaico: i prezzi negativi nascono dall'interazione tra un'offerta rigida (rinnovabili che producono comunque) e una domanda non spostabile. La leva resta sulla flessibilità del lato consumi, non sulla riduzione della produzione pulita.
Domande frequenti
Cos'è esattamente il fenomeno?
È la condizione in cui la produzione elettrica da rinnovabili supera, in determinati momenti, la capacità della rete e della domanda di assorbirla. Non riguarda l'energia annuale prodotta in eccesso, ma l'eccedenza oraria che la rete non riesce a gestire.
Perché in Italia il prezzo dell'elettricità non scende sotto zero?
Per ragioni normative il PUN italiano non può attualmente assumere valori negativi, mentre nei mercati di Germania, Spagna e Francia il prezzo orario può andare in territorio negativo. La dinamica è comunque presente sul mercato italiano, anche se si manifesta con prezzi vicini allo zero e con curtailment più contenuti.
Quanta energia viene persa con il curtailment?
In Europa nel 2025 si stimano circa 4 TWh di energia rinnovabile non immessa in rete per scelta commerciale degli operatori, concentrati in Germania, Francia e Paesi Bassi. A questo volume si aggiunge il curtailment tecnico imposto dai gestori di rete per ragioni di stabilità, che varia molto per Paese.
Le batterie risolvono il problema?
Gli accumuli aiutano a spostare l'energia dalle ore di sole alle ore serali, ma da soli non bastano. Servono in parallelo nuovi elettrodotti, flessibilità della domanda industriale e tariffe orarie che premino chi consuma quando l'energia è abbondante. Lo stesso vale per i pompaggi idroelettrici e l'idrogeno verde, oggi ancora in fase di scala.
La fase che si apre non chiede di produrre più rinnovabili, ma di gestire meglio quelle che già ci sono. L'attenzione si sposta dagli impianti alla rete, dagli operatori al sistema, e la misura del successo diventa quanta energia pulita si riesce davvero a portare al consumatore finale.