Un sistema elettrico già sotto pressione nelle ore più calde dell’estate potrebbe trovare nel fotovoltaico residenziale un alleato più strutturale di quanto i piani di decarbonizzazione gli abbiano finora riconosciuto. Non si tratta soltanto di emissioni evitate, ma di pura tenuta della rete: una ricerca appena pubblicata su Environmental Research: Energy quantifica per la prima volta su scala comunale quanto il solare domestico può assorbire la crescita dei consumi da condizionatori, restituendo un dato che ridisegna il posto del piccolo impianto nel mercato elettrico nazionale: fino a 1,3 TWh di prelievi in meno dalla rete entro il 2050, quasi la metà del carico aggiuntivo imposto dal raffrescamento.
Lo studio, firmato da Lucia Piazza e Francesco Pietro Colelli (Università Ca’ Foscari Venezia e CMCC), incrocia dati ARERA, statistiche GSE, proiezioni climatiche CMIP6 e scenari Terna, offrendo una base solida per chi dovrà governare l’interazione tra generazione distribuita e infrastruttura elettrica nei prossimi venticinque anni.
Quanto peserà il raffrescamento sul sistema
Il punto di partenza è la crescita attesa della domanda elettrica domestica per climatizzazione estiva: lo studio stima un incremento compreso tra 2 e 3 TWh l’anno entro il 2050, equivalente a circa il 5% dei consumi residenziali italiani del 2023, che ammontavano complessivamente a 69 TWh. In apparenza una cifra gestibile, ma con un profilo temporale concentrato in poche centinaia di ore annue — i pomeriggi più torridi delle ondate di calore — il cui effetto sulle reti di distribuzione è tutto fuorché lineare.
Senza un’accelerazione del fotovoltaico domestico, la domanda aggiuntiva arriverebbe a 1,6 TWh già nel 2030 e a 2,8 TWh nel 2050, segnando un balzo del 44% rispetto ai consumi storici legati al comfort termico. Tradotto in gestione di rete: più carico concentrato in ore di punta, maggiori sollecitazioni su trasformatori e linee, investimenti in capacity che qualcuno dovrà remunerare.
Il contributo del solare distribuito
L’espansione del fotovoltaico sui tetti — oggi fermo a circa il 6% delle famiglie italiane, con proiezioni al 14-15% nel 2030 e al 22-24% al 2050 — ridimensiona sensibilmente questa traiettoria. Nello scenario con sviluppo del solare in linea con gli obiettivi nazionali, la domanda aggiuntiva si ferma a 1,3 TWh nel 2030 e a 1,5 TWh nel 2050. Il differenziale — fino a 1,3 TWh risparmiati — è energia che non attraversa la rete perché prodotta e consumata nello stesso punto.
Il meccanismo è quasi banale nella sua coincidenza fisica: le ore di massimo irraggiamento sono anche quelle in cui i condizionatori girano a pieno regime. Lo studio documenta che le famiglie dotate di pannelli riducono i prelievi dalla rete del 68% nelle giornate estive più calde, con un taglio della domanda nelle ore di punta che oscilla tra il 15 e il 18%. Non è efficienza teorica: è un effetto misurabile sui carichi di rete.
Lucia Piazza sintetizza così il doppio registro del fotovoltaico residenziale: «I pannelli solari sui tetti offrono una soluzione potente, possono compensare quasi la metà dell’aumento della domanda elettrica durante i periodi di picco del raffrescamento. Questo è importante per il pubblico perché dimostra come l’energia pulita possa contemporaneamente contrastare i cambiamenti climatici e aiutare le persone ad affrontarne gli effetti». Francesco Pietro Colelli aggiunge una nota più tecnica: «Questo lavoro fornisce preziose indicazioni sul potenziale futuro di una fonte di energia rinnovabile, in questo caso il fotovoltaico, nell’affrontare gli effetti collaterali del riscaldamento climatico nel settore residenziale».
La mappa disomogenea dei benefici
L’impatto sulla rete non sarà uniforme. Le regioni dove il fotovoltaico domestico è già più diffuso — Sardegna, Trentino, Friuli ma anche buona parte del Nord — registrano riduzioni superiori al 15% della domanda aggiuntiva per raffrescamento. Il rovescio della medaglia sono le grandi aree urbane del Centro-Sud: Roma, Napoli e Palermo compaiono nello studio come zone di doppia vulnerabilità, esposte a una crescita intensa della domanda di raffrescamento e con tassi di installazione domestica relativamente bassi. Anche Milano viene indicata tra i poli di crescita della domanda aggiuntiva.
Qui la questione esce dal perimetro ingegneristico ed entra nelle politiche industriali e regolatorie. La transizione energetica distribuita ha un problema di densità abitativa e di accesso ai tetti: condomini, centri storici, affitti, vincoli architettonici frammentano la platea di chi può installare. Senza strumenti mirati — incentivi differenziati per le città, configurazioni condominiali, norme edilizie adattate — il paradosso sarà evidente: le aree con il maggiore fabbisogno di raffrescamento saranno quelle con minore capacità di autoproduzione. Il divario non sarebbe più solo ambientale, ma di sicurezza della fornitura.
L’integrazione con batterie domestiche potrebbe ampliare i benefici, spostando energia solare nelle ore serali quando i pannelli non producono ma i condizionatori restano accesi. Lo studio lo segnala esplicitamente, lasciando intendere che il potenziale attuale è una stima prudente. Il costo dei sistemi di accumulo e il loro profilo ambientale restano però variabili che richiedono valutazioni caso per caso.
Nel frattempo, il fotovoltaico utility scale continua a costare circa un terzo rispetto agli impianti residenziali sui tetti: un differenziale che nessuna politica di incentivo al piccolo impianto può ignorare se l’obiettivo è massimizzare la decarbonizzazione per euro investito. La sfida per il regolatore sarà comporre le due traiettorie — grandi impianti per efficienza economica, generazione distribuita per resilienza della rete — in un disegno coerente, evitando che l’una cannibalizzi l’altra nella competizione per la capacità di trasporto e per il sostegno pubblico.
Il dato che esce dalla ricerca è netto: il fotovoltaico sui tetti non è più solo una leva di mitigazione climatica, ma un asset di gestione della domanda in un sistema elettrico che dovrà assorbire picchi estivi sempre più estremi. Gli 1,3 TWh di prelievi evitati sono il lato contabile; la vera posta in gioco è la capacità di dispiegare questo potenziale esattamente dove serve — nelle città calde, dense e ancora scoperte.
