L’energia solare ha raggiunto un livello di diffusione mai visto prima nel 2024 e la sua integrazione nelle reti elettriche presenta nuove sfide. Gli impianti ibridi, che combinano pannelli fotovoltaici con sistemi di accumulo a batteria, offrono una soluzione per gestire la produzione intermittente e ottimizzare i consumi. Questo modello ha dominato il dibattito durante Intersolar Europe 2025, dove esperti e aziende si sono confrontati sulle opportunità e sulle barriere che rallentano la diffusione di queste tecnologie.
L’ascesa dell’energia solare e le criticità della rete elettrica
Nel 2024, la capacità globale di energia solare ha superato i 2,2 terawatt, segnando un nuovo record secondo SolarPower Europe. L’energia solare copre ormai il 7 per cento della produzione elettrica mondiale, un dato riportato dal think tank Ember. Tuttavia, la crescita rapida di questo settore ha generato problemi tecnici e di mercato. La sovrabbondanza di energia solare nelle ore di massimo irraggiamento ha causato frequenti casi di prezzi negativi nei mercati dell’elettricità, in particolare nelle reti più sviluppate come quella tedesca. Secondo Kai Becker di Energy2Market, in Germania nel 2024 circa il 20 per cento del tempo tra mezzogiorno e le 14 il prezzo dell’elettricità era negativo. “Questo significa che una parte significativa dell’energia prodotta veniva venduta a costo negativo, penalizzando la redditività degli investimenti in impianti rinnovabili.”
Queste condizioni portano a una sottoutilizzazione degli impianti solari e alla necessità di ripensare il sistema energetico. Da qui nasce la spinta verso soluzioni che permettano di immagazzinare energia e rilasciarla quando la domanda è più alta, evitando sovraccarichi e migliorando il bilanciamento della rete. I sistemi ibridi rappresentano in questo contesto il focus principale per ampliare l’uso delle energie rinnovabili in modo più flessibile ed efficiente.
La diffusione dei sistemi ibridi in europa e l’esempio della gran bretagna
La diffusione degli impianti ibridi in Europa cresce, ma in modo disparato tra i vari Paesi. Dal 2015, circa il 5 per cento dell’accumulo a batteria installato in Europa combina sistemi fotovoltaici con accumulo. La gran Bretagna guida questo trend, con il 62 per cento della capacità totale PV+BESS, grazie a politiche mirate e mercati regolamentati. Nel Regno Unito, strumenti come il Capacity Market e i contratti per differenza hanno favorito la realizzazione di progetti su larga scala. Le procedure burocratiche più snelle e le normative che semplificano l’integrazione degli accumulatori hanno creato un ambiente più favorevole agli investimenti.
Altri Paesi europei mostrano una presenza meno significativa di impianti ibridi. La Svezia registra una quota del 10 per cento, l’Italia oscilla intorno all’8, Germania e Bulgaria seguono con circa il 6 per cento, mentre Danimarca e altri Stati europei sono ancora sotto il 5 per cento. Questi numeri dimostrano il potenziale non completamente sfruttato che esiste in molte nazioni per migliorare la gestione delle fonti rinnovabili combinando produzione e accumulo nella rete.
Barriere normative e il dilemma della ricarica delle batterie dalla rete
Uno degli ostacoli principali per la diffusione degli impianti ibridi riguarda le normative che limitano la possibilità di caricare le batterie con energia prelevata dalla rete elettrica. In molti Paesi europei, le leggi impongono che il sistema di accumulo venga ricaricato solo con energia proveniente dall’impianto rinnovabile associato. Questo vincolo si lega a regolamenti su incentivi, tariffe d’immissione e agevolazioni fiscali che richiedono una chiara distinzione tra energia verde e grigia.
Al momento, non esistono procedure ufficiali per distinguere durante la ricarica la provenienza dell’energia, né vengono riconosciuti sistemi di tracciamento in grado di garantire questa separazione. Ciò limita fortemente la redditività dei modelli di arbitraggio, che consistono nell’acquistare energia elettrica a basso prezzo per immagazzinarla e rivenderla quando il costo aumenta. Gli esperti concordano che alleggerire queste restrizioni, consentendo una ricarica flessibile anche con energia di rete in certi momenti, potrebbe migliorare l’efficacia economica degli impianti e offrire stabilità extra alle reti sempre più stressate. A Intersolar Europe 2025 sono state presentate diverse soluzioni per affrontare queste sfide, ma i cambiamenti normativi procedono più lentamente.
Arbitraggio energetico e nuovi modelli di business per gli impianti hybrid pv+bess
La flessibilità dei sistemi ibridi apre la strada a modelli commerciali innovativi come l’arbitraggio energetico. Qui l’energia accumulata può essere caricata nelle ore di basso costo dal solare o dalla rete per essere immessa nuovamente nel mercato nelle fasce orarie di maggiore domanda, generando profitti grazie alle variazioni di prezzo. Questo meccanismo dipende fortemente dalle dinamiche di mercato, da cui deriva una certa imprevedibilità sul ritorno economico dei progetti.
Se i costi degli accumulatori sono calati in modo significativo negli ultimi anni, l’incertezza sui prezzi elettrici ha indotto una prudenza negli investimenti finanziari. Banche e finanziatori tendono ancora a preferire modelli con ricavi più stabili e prevedibili rispetto a quelli legati esclusivamente all’arbitraggio. A questo si aggiunge la necessità di strumenti di gestione software in grado di massimizzare i profitti passando rapidamente tra vendita diretta, arbitraggio e servizi di rete.
Impianti ibridi e servizi di rete per la stabilizzazione della rete elettrica
La transizione verso una rete a basso contenuto fossile impone di affidarsi sempre più alle rinnovabili per garantire stabilità e continuità. Gli impianti ibridi PV+BESS sono in grado di offrire riserve di potenza, regolare tensione, frequenza e supportare il cosiddetto black start, ossia il riavvio della rete dopo un blackout.
In Germania e Spagna si stanno sviluppando mercati dedicati a questi servizi di rete, con gare pubbliche che premiano la disponibilità e la reattività degli impianti. Questa domanda crea una fonte di entrate più sicure per i sistemi ibridi, riducendo il rischio per i loro gestori. Negli Stati Uniti e nel Regno Unito lo sviluppo di questi mercati ha già favorito una crescita significativa degli impianti home.
A Intersolar Europe 2025 sono stati mostrati anche inverter grid-forming, capaci di sostenere la rete in modo autonomo, e software avanzati che automatizzano le decisioni operative per rispettare le condizioni economiche e tecniche del momento.
I limiti regolatori e le prospettive future per gli impianti ibridi in europa
Nonostante i progressi tecnologici e le iniziative di mercato, gli impianti ibridi restano frenati da barriere regolatorie. Spesso non esistono specifici sistemi di incentivazione o tariffe per l’iniezione di energia dalla combinazione generazione-accumulo. Le procedure autorizzative risultano complesse soprattutto quando si vuole aggiungere un accumulo a impianti già in esercizio o espandere la potenza.
Un altro punto critico riguarda i doppi oneri di rete, cioè i costi che ricadono due volte sulle operazioni di carica e scarica dell’accumulatore. Questi costi riducono i margini di guadagno e scoraggiano nuovi investimenti. Infine il sistema delle garanzie di origine, necessarie a certificare l’origine verde dell’elettricità, limita la ricarica da rete se l’energia prodotta viene venduta con certificazione verde, per evitare mescolanze poco trasparenti.
Soluzioni di misurazione più precise e sistemi di bilanciamento dinamico potrebbero risolvere questi problemi e permettere l’introduzione di contratti PPA più flessibili, aprendo la strada a modelli commerciali dedicati al fotovoltaico con accumulo. Nel frattempo, la comunità energetica continua a sviluppare proposte per superare questi ostacoli e valorizzare i sistemi ibridi come risorsa chiave per la rete del futuro.
La discussione che si è svolta a Intersolar Europe 2025 ha confermato come gli impianti ibridi rappresentino un tassello fondamentale nella diffusione delle energie rinnovabili. Le esperienze positive dalla gran Bretagna e i progressi tecnologici sono accompagnati da sfide normative e di mercato da risolvere per accelerare la transizione energetica. La prossima edizione dell’evento a Monaco di Baviera nel giugno 2026 sarà un’importante occasione per monitorare l’evoluzione di questi sistemi e le politiche che li sosterranno.
