L’Australia ha già 28 GW di fotovoltaico sui tetti e 20 GWh di batterie installate

L’ultima asta eolica tedesca ha chiuso a 51 euro al megawattora: un prezzo da fonte programmabile, non da intermittente.

Eppure in Germania e nel resto d’Europa oltre 500 GW di capacità eolica in attesa di connessione restano bloccati da procedure, ricorsi e nodi di rete che non arrivano. C’è un paradosso che attraversa il continente: il costo dell’energia pulita crolla, ma la macchina che dovrebbe portarla in rete gira a vuoto.

Chi ha smesso di aspettare è l’Australia. Secondo il confronto tra nucleare e rinnovabili in Australia, oggi una casa su tre ha pannelli sul tetto: 4,3 milioni di impianti per 28,3 GW di potenza distribuita. Mettendo insieme grande scala e autoconsumo, il paese è arrivato a 45,1 GW totali. Non è un numero astratto: è la diffusione del fotovoltaico in Australia, la più alta potenza solare per abitante del pianeta, certificata dal rapporto sul solare in Australia.

Perché l’Europa accumula autorizzazioni e non megawatt

Il malato europeo si chiama iter autorizzativo. «L’Europa non ha bisogno di più burocrazia. Deve costruire più parchi eolici», ha detto l’amministratrice delegata di WindEurope Tinne van der Straeten. Il negoziato sull’EU Grids Package — il pacchetto che dovrebbe accelerare permessi e interconnessioni — si è impantanato quando gli Stati membri hanno rafforzato il proprio ruolo nella pianificazione, indebolendo lo scenario centrale. Risultato: semplificare è diventato più complicato.

Eppure un modello alternativo esiste. La stessa van der Straeten ha indicato la strada: «Uno sportello unico digitale, reale silenzio-assenso, uso esteso dell’interesse pubblico prevalente, accelerazione del repowering». Poche righe, un programma di lavoro che altrove è già realtà.

28 GW sui tetti e batterie che scalano

L’Australia non ha avuto paura di lasciar correre la generazione distribuita. Con 28,3 GW soltanto da impianti residenziali — a fronte di un mercato elettrico grande un quinto di quello tedesco — la produzione da fonti rinnovabili copre già circa la metà dell’elettricità nazionale, stando a i dati sugli accumuli in Australia. Ma la parte più interessante è la seconda gamba del sistema: lo stoccaggio.

Ai 20 GWh di batterie già installati si aggiungeranno nel 2026 altri 12 GWh di capacità distribuita e 4,9 GWh per la rete. Poi c’è lo sviluppo degli accumuli in Australia: 67 GWh di progetti utility-scale in pipeline, equivalenti al 10% dei consumi elettrici giornalieri del paese. Numeri che si reggono su un tessuto di installatori, regole chiare di connessione e prezzi che rendono il gioco conveniente anche senza sussidi.

Germania avanti, ma il resto d’Europa resta indietro

Non tutta l’Europa è ferma. La Germania ha autorizzato 21 GW di eolico onshore nel 2025, e l’asta più recente è stata ampiamente sottoscritta in eccesso. Segno che la macchina, se oliata con procedure snelle, gira. Ma Berlino è un’eccezione continentale: negli altri grandi mercati i tempi medi di autorizzazione restano nell’ordine di diversi anni, quando in Australia un impianto domestico si allaccia in settimane.

La differenza vera è concettuale. L’Australia ha capito che una centrale a carbone da 500 MW si autorizza una volta; 500 MW di pannelli su centomila tetti si autorizzano centomila volte, e senza uno sportello che funziona il sistema si ferma. L’Europa sta ancora negoziando chi deve gestire quello sportello.

Intanto la tecnologia continua a correre. L’accumulo al sodio TENER di CATL è la prima soluzione di stoccaggio agli ioni di sodio validata sul campo e portata a maturità commerciale. Niente litio, niente cobalto, costi più bassi. Se l’Europa non risolve i suoi colli di bottiglia autorizzativi, il rischio non è perdere la corsa delle rinnovabili. È vincere la gara dei target dichiarati e perdere quella della rete vera — quella che distribuisce elettroni, non comunicati stampa.

Il numero da tenere d’occhio nei prossimi mesi è uno solo: 67 GWh. È la pipeline di batterie australiane in attesa di costruzione. Se parte almeno la metà di quei progetti entro l’anno, il gap con il modello europeo smetterà di essere una questione di narrativa e diventerà un differenziale di prezzo dell’elettricità.