Quando il sole tramonta ma il caldo resta

Il caldo estremo non è più soltanto una questione meteorologica. Sempre più spesso è una questione energetica. Le recenti ondate di calore nei principali mercati energetici hanno esposto la stessa sfida di fondo: la generazione rinnovabile continua a crescere, ma consegnare quella potenza nell’ora giusta sta diventando importante quanto la quantità installata. In Texas, Europa e Australia, record di produzione solare hanno sostenuto la rete nel pomeriggio; la pressione reale è arrivata poche ore dopo, quando il sole era calato ma il caldo, e il carico dell’aria condizionata, no. Durante l’ondata di calore europea di giugno 2025, il divario tra elettricità solare economica di mezzogiorno ed energia serale costosa si è ampliato fino a superare €400 per megawattora nei giorni più caldi, secondo Ember. Quel divario sta diventando uno dei test più chiari delle prestazioni reali di un sistema solar-plus-storage, rispetto alla sua dimensione sulla carta.

Per gran parte dell’ultimo decennio, la storia dell’energia pulita è stata una storia di quantità: più pannelli, più megawatt, più gigawattora di storage e costi unitari inferiori. Questa storia non è sbagliata, ma le ondate di calore ne mostrano i limiti. La capacità installata dice cosa un sistema potrebbe produrre in condizioni ideali. Dice molto meno se quella potenza sarà disponibile nella prima serata del giorno più caldo dell’anno, proprio quando tutti tornano a casa e accendono l’aria condizionata.

C’è un aspetto controintuitivo nella fisica solare che le ondate di calore rendono impossibile ignorare: le giornate calde sono soleggiate, ma i pannelli caldi sono meno efficienti, perché i moduli fotovoltaici perdono potenza quando la temperatura supera una certa soglia. È da tempo un fattore di derating noto. La novità è perché ora conta di più: storicamente gli sviluppatori hanno ottimizzato i progetti per la produzione annua totale, un numero unico che dice poco sull’output in una specifica ora. Le ondate di calore costringono a guardare le prestazioni nelle poche ore dell’anno in cui l’energia vale di più, che spesso sono proprio quelle in cui i pannelli lavorano più caldi e meno efficienti.

Nel frattempo la domanda continua a salire ben oltre il picco della produzione solare. L’ondata di calore europea del 2025 ha mostrato il modello su scala continentale: secondo Ember, l’UE ha generato a giugno un record di 45 terawattora di energia solare, mentre il caldo spingeva più in alto la domanda elettrica. In Germania il solare ha coperto il 33-39% del fabbisogno elettrico nei giorni più caldi, ma sono stati circa 14 gigawatt di storage a batteria e 10 gigawatt di idroelettrico pompato a portare parte di quel surplus verso la sera, quando la produzione solare era già calata.

Il divario tra quando il solare produce e quando le persone hanno bisogno di energia è diventato uno dei problemi progettuali centrali della transizione energetica. Appare a ogni scala, dalle reti nazionali alla singola abitazione che decide se far funzionare il condizionatore dalla rete o da una batteria caricata gratis a mezzogiorno. Ed è una ragione importante per cui sviluppatori, investitori e utility guardano sempre più oltre la capacità installata, verso una domanda più difficile: che cosa consegna davvero questo sistema nelle ore che contano di più?

Il vecchio modo di descrivere una batteria era semplice: quanti kilowattora può contenere? Quel numero conta ancora, ma non è più tutta la storia. Conta sempre di più il timing, cioè se una batteria può prendere il surplus solare di mezzogiorno e consegnarlo in modo affidabile nella finestra in cui la rete, o la bolletta di una casa, è sotto maggiore pressione.

Due o tre ore: questa è più o meno la durata per cui molte batterie grid-scale nel South Australia erano state progettate, sufficiente per un normale picco serale ma non per un’ondata di calore che continua dopo il tramonto. Durante una fase severa di caldo in New South Wales, Victoria e South Australia, il solare rooftop e utility-scale ha di nuovo sostenuto comodamente la rete diurna. Ma quando il caldo è proseguito per due e tre giorni consecutivi, diverse batterie non erano dimensionate per un evento così lungo e i prezzi wholesale sono saliti, secondo Energy-Storage.News. Javier Savolainen di Wärtsilä Energy ha osservato che non era una storia di batterie che non funzionano, ma un promemoria: quando gli eventi di calore durano di più, il valore di uno storage dipende da durata e design di sistema tanto quanto dalla potenza grezza.

Lo stesso principio vale oltre i progetti utility-scale. Con prezzi elettrici più dinamici e meteo estremo più frequente, lo storage distribuito commerciale e residenziale viene valutato sempre più sulla capacità di offrire disponibilità energetica prevedibile nelle ore precise, e nel caldo preciso, in cui la rete riesce meno ad aiutare, non solo sui kilowattora nominali.

C’è un secondo effetto, più silenzioso, del caldo estremo: mette sotto stress le batterie stesse. Temperature ambiente elevate spingono le celle verso il limite superiore del loro intervallo operativo sicuro, e il BMS deve lavorare di più per mantenerle lì senza sacrificare prestazioni o ridurre la vita utile.

È qui che due sistemi con chimica simile possono invecchiare in modo molto diverso. La chimica definisce il limite; il design termico, la strategia di carica e la qualità del BMS determinano quanto vicino a quel limite il sistema possa operare, ora dopo ora, ondata dopo ondata. Un pack ben gestito in temperature elevate prolungate e uno che semplicemente tollera quella temperatura non avranno lo stesso aspetto dopo anni di estati calde.

Questo è difficile da catturare in una scheda tecnica, ed è uno dei motivi per cui le vecchie scorciatoie del settore, capacità, potenza nominale, numero di cicli e prezzo iniziale, stanno perdendo forza come criterio principale. Sviluppatori, installatori e sempre più proprietari chiedono ora: come si comporta questo sistema nel suo giorno peggiore, non nel migliore?

Questo cambiamento non è solo tecnico: appare anche nel modo in cui vengono strutturati i power purchase agreements (PPA).

Il PPA solare tradizionale è “pay-as-produced”: l’acquirente compra ciò che il progetto genera, quando lo genera, con le carenze meteo trattate come rischio ordinario dell’acquirente. È semplice ed è stato lo standard per anni, ma mette tutto il rischio di timing sull’acquirente, accettabile se vuole solo crediti rinnovabili, molto meno se ha bisogno di energia disponibile nel picco serale di un’ondata di calore.

Questo spinge offtaker più sofisticati, sempre più data center e grandi acquirenti industriali, verso PPA “shaped” o baseload-style, in cui il venditore si impegna a consegnare una quantità definita di potenza secondo un programma definito, non solo ciò che il sole produce. Per rispettare l’impegno serve di solito abbinare il solare a abbastanza storage per attenuare proprio il divario pomeriggio-sera che le ondate di calore peggiorano. Il rischio di una giornata calda e a basso output passa dall’acquirente al venditore, che in genere non può gestirlo senza capacità di storage reale e ingegneria termica reale.

È più di un dettaglio contrattuale: riflette un cambiamento nel modo in cui si valuta l’energia rinnovabile, da quanto produce un progetto a quanto è disponibile in modo affidabile quando serve. Non è solo una frase di marketing; appare nelle strutture contrattuali e nei sistemi storage che un progetto può davvero vendere.

Nulla di tutto questo è un argomento contro solare e storage, anzi. Il caldo estremo è esattamente lo scenario in cui la combinazione dimostra il proprio valore: il solare riduce la domanda di mezzogiorno, le batterie portano il surplus nel picco serale. Sta cambiando il metro di misura. La capacità installata era la metrica giusta per un decennio definito dall’espansione. Il prossimo decennio sarà definito da qualcosa di più difficile da misurare: resilienza, cioè non quanta energia rinnovabile un progetto può installare, ma quanto affidabilmente performa quando domanda, meteo e prezzi elettrici sono sotto pressione allo stesso tempo.

Il caldo estremo non sta cambiando la direzione della transizione energetica. Sta cambiando gli standard con cui gli asset energetici vengono progettati, finanziati e valutati.