Energia dal sole 24/24h per 365 giorni: come cambia il paradigma energetio

La generazione elettrica solare tradizionalmente è limitata alle ore di sole, ma progressi recenti nell’accumulo energetico stanno permettendo di avvicinarsi a una fornitura solare continua 24 ore su 24, 365 giorni l’anno.

Un’analisi condotta da Ember evidenzia come, combinando grandi impianti fotovoltaici con sistemi di batterie di adeguata capacità, sia tecnicamente possibile ottenere un flusso di elettricità rinnovabile pressoché costante nell’arco dell’anno. In questo articolo esaminiamo la configurazione tecnica proposta, le prestazioni attese in diversi contesti climatici, le implicazioni per la progettazione dei sistemi energetici e un confronto con le fonti convenzionali.

Il modello “24/365” di Ember: 6 GW solari + 17 GWh di batterie

La configurazione di riferimento modellata da Ember prevede un impianto fotovoltaico da circa 6 gigawatt (GW) di potenza abbinato a un sistema di batterie da 17 gigawattora (GWh). Questa combinazione è stata scelta poiché ~17 GWh di accumulo sono sufficienti a coprire circa 15 ore di buio, tipiche di una notte invernale alle medie latitudini. In pratica, 6 GW di pannelli solari producono abbondante elettricità nelle ore diurne, alimentando i carichi e contemporaneamente caricando le batterie; queste poi forniscono energia durante la notte, garantendo un output costante. Tale dimensionamento teorico è in grado di erogare approssimativamente 1 GW di potenza continua (1 GW costante giorno e notte) quasi tutto l’anno. Ember definisce questa configurazione solare “24/365” proprio per indicare l’obiettivo di una generazione 24 ore al giorno per 365 giorni.

Importante sottolineare che non si tratta solo di un modello teorico: un progetto reale su questa scala è già in sviluppo negli Emirati Arabi Uniti. La società Masdar sta realizzando il primo impianto solare 24/365 da 5,2 GW fotovoltaici con 19 GWh di batterie, progettato per fornire 1 GW continuo di elettricità rinnovabile alla rete emiratina. Questo esempio concreto dimostra che la tecnologia è matura e i primi sistemi su larga scala stanno diventando realtà.

Copertura continua in diversi contesti geografici

Quota di ore annuali (in %) in cui un sistema da 6 GW solari + 17 GWh di batterie eroga 1 GW continuo, in 12 città campione (medie 2005‑2023).

L’analisi di Ember ha applicato il modello 6 GW + 17 GWh a dodici località con climi diversi, per valutare in che misura il solare con accumulo possa garantire un output continuo nell’arco dell’anno. I risultati mostrano che nelle città più soleggiate si copre ben oltre il 90% delle ore annuali. Ad esempio Muscat, in Oman, potrebbe soddisfare la domanda con 1 GW solare continuo per il 99% delle ore in un anno. Anche località come Las Vegas (USA), Città del Messico e Johannesburg (Sudafrica) raggiungerebbero almeno il 95% delle ore coperte. Invece, in climi meno favorevoli – ad esempio Birmingham nel Regno Unito, caratterizzato da forte stagionalità e cielo spesso nuvoloso – la copertura scende intorno al 62% delle ore.

La maggior parte delle altre città analizzate si attesta comunque tra ~80% e ~90% di copertura. Ciò significa che in molti contesti tropicali o subtropicali il sistema solare 24/365 garantirebbe energia per quasi 9 ore su 10 nell’anno. Ad esempio, città come Manila (Filippine) o Abuja (Nigeria) si aggirano attorno al 90% di ore coperte (come illustrato nel grafico sopra), mentre località temperate come Madrid (Spagna) raggiungono circa l’88%. Fanno eccezione climi con periodi prolungati di scarsa insolazione, come Wuhan (Cina) o la già citata Birmingham, dove il sistema solare + batterie risulterebbe insufficiente per una quota consistente di ore annuali.

Dal punto di vista tecnico, queste percentuali indicano la quota di tempo in cui l’impianto riesce effettivamente a erogare la potenza continua prevista. Una copertura del 99% implica che solo poche decine di ore all’anno (su 8760) il sistema non fornirebbe il 1 GW continuo, mentre con il 62% di copertura vi sarebbero oltre 3300 ore (circa il 38% del tempo) in cui occorrerebbe supplire con altre fonti. In altre parole, nelle zone desertiche come l’Oman il sole abbinato alle batterie potrebbe diventare quasi l’unica fonte di elettricità per tutto l’anno, mentre in regioni molto nuvolose permane la necessità di un supporto energetico significativo per coprire le ore non servite dal solare.

Affidabilità, accumulo e scelte progettuali

Un risultato chiave emerso dallo studio è che il principale ostacolo a una generazione solare totalmente continua non è la notte, bensì i periodi prolungati di cielo coperto. Una batteria dimensionata per ~15–17 ore è infatti sufficiente a coprire il ciclo giorno-notte nella maggior parte dei casi, ma più difficile è compensare diversi giorni consecutivi di maltempo. Anche se le nuvole raramente azzerano completamente la produzione fotovoltaica, restano il fattore limitante per il raggiungimento del 100% di continuità: aggiungere ulteriori enormi capacità di accumulo per coprire più giorni nuvolosi non è al momento economicamente praticabile . Di fatto, la modellazione mostra che nei giorni più nuvolosi l’output si riduce ma non scompare: a Muscat, ad esempio, anche nella giornata peggiore il sistema solare+batterie fornirebbe elettricità continua per circa 18 ore prima di esaurire l’energia. In contesti meno soleggiati invece si osservano interruzioni più lunghe: ad esempio a Madrid, durante le brevi e grigie giornate invernali, o a Hyderabad (India) durante il picco dei monsoni estivi, il sistema vedrebbe cali di produzione più marcati nelle ore centrali.

Migliorare l’affidabilità fino alla totale continuità comporta costi crescenti in modo non lineare. Coprire il 97-99% delle ore è possibile con investimenti elevati ma ragionevoli, mentre raggiungere il 100% da solo solare+storage richiederebbe un sovradimensionamento enorme. Gli ultimi punti percentuali di copertura fanno lievitare i costi in modo significativo. Ad esempio, Ember calcola che passare da un impianto solare “solo diurno” (che fornisce elettricità solo nelle ore di sole, con capacity factor ~21%) a uno con batterie in grado di coprire il 97% del tempo farebbe aumentare il costo dell’energia da circa 41 $/MWh a 104 $/MWh. Questo triplicare del costo riflette l’investimento aggiuntivo in batterie per garantire la continuità quasi totale. Spingersi fino alla copertura completa al 100% risulterebbe ancora più oneroso e, nelle simulazioni, non è economicamente conveniente nemmeno nelle zone più assolate (meglio fermarsi appena sotto il 100%).

Di conseguenza, progettare sistemi solari 24/365 implica trovare un compromesso ottimale tra costo e grado di autonomia. In base ai prezzi attuali, il sweet spot potrebbe essere dimensionare l’impianto per coprire indicativamente 60%–90% delle ore con solare + accumulo, e affidarsi ad altre risorse per il restante fabbisogno. Questa strategia fornirebbe energia pulita a basso costo per la maggior parte del tempo, riducendo drasticamente l’uso delle fonti tradizionali senza però dover sovradimensionare oltre misura l’infrastruttura. L’energia mancante in quelle ore residue può essere prelevata dalla rete o da generatori di backup, a seconda del contesto. Ad esempio, per un impianto industriale connesso alla rete elettrica potrebbe essere conveniente installare solo il fotovoltaico (senza costosi accumuli) e utilizzare la rete nelle ore in cui i pannelli non producono; viceversa, una struttura critica isolata (si pensi a un data center off-grid) potrebbe investire in un’enorme capacità di batterie per raggiungere anche il 99% di autosufficienza, privilegiando l’affidabilità sulla convenienza economica. In ogni caso, spingersi fino al 100% di copertura esclusivamente con fotovoltaico e batterie risulta, allo stato attuale, raramente giustificabile.

L’integrazione di sistemi di accumulo su larga scala oltre a migliorare l’affidabilità del solare porta con sé altri vantaggi pratici per la rete. Stabilizzando l’output e distribuendolo nell’arco della giornata, si massimizza l’uso delle infrastrutture di trasmissione esistenti. In effetti, livellare l’energia solare tramite batterie consente di veicolare molte più MWh attraverso la stessa linea elettrica rispetto al fotovoltaico non accumulato. Ember stima che così si possa consegnare fino a 5 volte più energia solare usando la medesima connessione alla rete, riducendo la necessità di costosi potenziamenti dei cavi e trasformatori. In altre parole, l’impianto fotovoltaico produce molto di giorno e l’eccesso viene stoccato per la notte: il flusso risultante verso la rete è più uniforme e vicino alla potenza di picco per un numero maggiore di ore, sfruttando a pieno la capacità dell’infrastruttura.

Anche la scelta del luogo di installazione rimane un fattore cruciale. Aree desertiche o comunque ad alta insolazione e bassa nuvolosità sono l’ideale per massimizzare la resa continua del solare, permettendo di raggiungere percentuali di copertura vicine al 24/365 completo. Al contrario, in regioni con inverni lunghi o clima spesso nuvoloso (come il Nord Europa) ottenere elevate coperture solo con fotovoltaico diventa arduo: in questi casi sarà necessario integrare altre fonti nel mix. Una soluzione è abbinare altre rinnovabili complementari (ad esempio l’eolico, che spesso produce di più nei periodi invernali o di notte) oppure mantenere una certa capacità di generazione convenzionale di riserva. La progettazione energetica ottimale potrebbe prevedere quindi sistemi ibridi, in cui il solare con batterie copre la gran parte del fabbisogno e altre risorse intervengono solo a colmare i gap residui nelle situazioni meno favorevoli (es. prolungate settimane piovose).

Confronto con le fonti convenzionali e ruolo residuo

La fornitura continua di elettricità è sempre stata il punto di forza delle fonti convenzionali come carbone, gas e nucleare. Centrali termoelettriche e reattori nucleari possono erogare potenza stabile indipendentemente dal meteo, a fronte però di emissioni climalteranti (nel caso di carbone e gas), costi elevati e lunghe tempistiche di costruzione (soprattutto nel caso del nucleare). L’avvento del solare 24/365 cambia questo scenario: nelle regioni più assolate, il costo livellato dell’energia (LCOE) da impianti fotovoltaici con batterie si aggira già attorno ai 100 $/MWh. Questo lo rende competitivo, o persino più economico, rispetto all’energia prodotta da nuove centrali a carbone o nucleari. In altre parole, produrre elettricità quasi continua dal sole oggi può costare meno che farlo da un impianto termoelettrico convenzionale, con il vantaggio aggiuntivo di emissioni quasi zero. È una svolta notevole: una tecnologia rinnovabile variabile come il solare, grazie allo storage, sta raggiungendo (e superando) la convenienza delle fonti “programmabili” tradizionali per l’erogazione di carichi costanti.

Naturalmente, rimane la necessità di coprire quel residuo di ore in cui anche un sistema solare dimensionato non basta (ad esempio durante un prolungato periodo di maltempo eccezionale). In tali frangenti, le fonti convenzionali possono avere un ruolo di riserva: si potrebbero utilizzare turbine a gas di emergenza, impianti a biomassa o generatori a combustibili sintetici, attivati sporadicamente per garantire la continuità nei momenti di deficit. È importante notare che l’utilizzo di questi impianti di backup sarebbe limitato a una frazione minima del tempo, ovvero pochi punti percentuali delle ore totali. Ciò comporta un enorme cambiamento rispetto al passato, in cui le centrali fossili dovevano funzionare in continuo per fornire il baseload: in un futuro con ampio solare + storage, le fonti convenzionali verrebbero relegate da protagoniste a comparse, chiamate in causa solo occasionalmente. Dal punto di vista ambientale, questo significa abbattere drasticamente sia le emissioni sia il consumo di combustibili fossili, dato che la quasi totalità dell’energia verrebbe dal sole immagazzinato. Inoltre, man mano che tecnologie di accumulo di lungo termine (come l’idrogeno verde o altri sistemi di stoccaggio stagionale) diverranno mature e abbordabili, anche quel piccolo margine di ore non coperto dal solare potrà essere gestito senza ricorrere a combustibili fossili. Fonti come il nucleare o l’idroelettrico potranno comunque integrarsi nel mix in particolari contesti meno adatti al solare, ma con un ruolo complementare anziché centrale.

Conclusioni

La possibilità di ottenere elettricità solare 24/365 – ovvero disponibile a ogni ora di ogni giorno – rappresenta un cambio di paradigma nel settore energetico. Grazie al rapido calo dei costi del fotovoltaico e soprattutto delle batterie, oggi è tecnicamente ed economicamente fattibile in molti contesti garantire una fornitura rinnovabile quasi continua, riducendo al minimo la dipendenza da centrali convenzionali. I risultati delle analisi mostrano che nelle regioni più soleggiate l’energia solare con accumulo può coprire oltre il 90% del tempo, con costi dell’ordine di ~$100/MWh, competitivi rispetto alle opzioni termoelettriche tradizionali. Permangono alcune sfide – in primis come gestire i periodi prolungati senza sole – ma l’evoluzione delle tecnologie di accumulo e una progettazione accorta dei sistemi (anche combinando diverse fonti rinnovabili) consentiranno di avvicinarsi sempre più a un sistema elettrico affidabile basato quasi interamente sull’energia solare. In sintesi, il sole sta diventando una fonte in grado di splendere anche a mezzanotte, e ciò potrebbe cambiare radicalmente il panorama energetico globale nei prossimi decenni.

Fonti: L’analisi tecnica e i dati quantitativi citati provengono dal white paper di Ember sul solare 24/365 e dagli approfondimenti pubblicati su Carbon Brief, che documentano nel dettaglio la fattibilità e i costi dei sistemi fotovoltaico + batterie per fornire energia continua. Le percentuali di copertura nelle varie città, i costi in $/MWh e gli esempi pratici (come il progetto negli EAU) sono tratti da questi studi. Le considerazioni su implicazioni progettuali e confronto con le fonti convenzionali sono elaborate a partire dai dati Ember, e interpretati in un’ottica divulgativa.