Aspettando Il nucleare del futuro il fotovoltaico oggi può salvarci da estati sempre più calde

10 Ago 2026

Per anni eolico e fotovoltaico sono stati accusati di dipendere dal meteo. Il sole scompare ogni sera, il vento cambia intensità e in inverno la produzione solare europea diminuisce. Sono osservazioni corrette, spesso utilizzate però come se le altre fonti energetiche funzionassero in una bolla estranea al clima.

L’estate 2026 sta mostrando con particolare evidenza quanto questa rappresentazione sia incompleta.

Quando anche nucleare e idroelettrico dipendono dal meteo

Il 29 luglio EDF ha fermato il reattore 2 della centrale nucleare francese di Golfech a causa delle condizioni climatiche e dei limiti imposti alla temperatura dell’acqua restituita alla Garonna. Le regole ambientali prevedono infatti limitazioni quando la temperatura media giornaliera del fiume a valle della centrale raggiunge i 28 °C. Nello stesso periodo EDF ha dovuto adattare la produzione della centrale di Saint-Alban, sul Rodano, sempre per rispettare i limiti termici degli scarichi e proteggere l’ecosistema fluviale.

EDF: adattamento della produzione della centrale nucleare di Golfech per le condizioni climatiche

Qualche settimana prima, in Svizzera, entrambi i reattori della centrale di Beznau erano stati ridotti al 50% della potenza dopo che la temperatura dell’Aare aveva raggiunto i 25 °C.

Axpo: riduzione della potenza della centrale nucleare di Beznau

In Romania la situazione è stata ancora più evidente. Nuclearelectrica ha annunciato il 27 luglio lo spegnimento preventivo dell’unità 1 della centrale di Cernavodă a partire dalla mattina del 28 luglio per il livello eccezionalmente basso del Danubio, conseguenza della forte siccità. Il livello del fiume era diventato incompatibile con i margini operativi richiesti per il funzionamento sicuro dell’impianto.

Nuclearelectrica: comunicazione del 27 luglio 2026 sulla centrale di Cernavodă

Non si trattava di incidenti ai reattori. Il problema era esterno alle centrali: la disponibilità di una quantità sufficiente di acqua, a una temperatura abbastanza bassa da poter essere utilizzata per il raffreddamento senza aggravare ulteriormente le condizioni dei fiumi.

È una vulnerabilità che diventa più importante proprio durante le estati più calde. La siccità riduce contemporaneamente portate fluviali e disponibilità idrica, penalizzando anche la produzione idroelettrica. Copernicus ha segnalato nel luglio 2026 condizioni di siccità particolarmente critiche in numerose aree europee, con anomalie di precipitazione e temperature molto elevate.

Copernicus European Drought Observatory

Questo non significa che l’Europa sia automaticamente destinata a blackout estivi. Le valutazioni di adeguatezza di ENTSO-E restano complessivamente rassicuranti. Significa però che nucleare e idroelettrico hanno anch’essi una relazione concreta con il clima, che diventa evidente quando caldo e siccità raggiungono livelli eccezionali.

ENTSO-E: Seasonal Outlooks

E proprio nelle stesse giornate succede un’altra cosa: abitazioni, negozi, uffici, data center e stabilimenti industriali aumentano l’utilizzo dei sistemi di condizionamento e raffreddamento. La richiesta di elettricità cresce quindi mentre alcune fonti tradizionali possono incontrare maggiori difficoltà operative.

Il nuovo nucleare arriverà, ma non nel 2026

In questo scenario continua a ricomparire la promessa del nucleare di nuova generazione. Small Modular Reactor, sistemi avanzati, nuovi combustibili e differenti soluzioni di raffreddamento sono tecnologie interessanti, sulle quali è ragionevole continuare a investire in ricerca e sviluppo.

Il problema riguarda i tempi.

La strategia presentata dalla Commissione europea nel marzo 2026 punta a portare in esercizio i primi SMR europei all’inizio degli anni Trenta. Anche la Nuclear Energy Agency dell’OECD, nel monitorare i progetti più avanzati, considera ancora fattori decisivi autorizzazioni, localizzazione, finanziamento, filiera industriale, disponibilità del combustibile e capacità di passare dalla progettazione alla costruzione seriale.

Commissione europea: strategia per i primi Small Modular Reactor europei

Un reattore che entrerà in funzione nel prossimo decennio può far parte della strategia energetica europea futura. Nel 2026, però, produce zero chilowattora.

L’Italia e l’Europa devono quindi continuare a studiare le tecnologie che potranno servire tra dieci o vent’anni senza utilizzare la loro futura disponibilità come motivo per rallentare impianti che possiamo costruire adesso.

Il fotovoltaico appartiene a questa seconda categoria.

Il fotovoltaico produce proprio quando aumenta il bisogno di raffreddamento

Nel giugno 2026 il solare ha prodotto nell’Unione europea circa 52 TWh di elettricità, coprendo il 25% della produzione mensile. Un chilowattora europeo su quattro è arrivato dal sole.

Ember: produzione fotovoltaica nell’Unione europea

Il dato è interessante soprattutto per il momento in cui questa energia viene prodotta.

Un impianto fotovoltaico concentra naturalmente la generazione nelle ore centrali della giornata. Sono spesso le stesse ore nelle quali, durante un’ondata di calore, aumentano i consumi degli impianti di climatizzazione residenziali, commerciali e industriali.

Anche i pannelli fotovoltaici risentono delle temperature elevate e perdono una parte dell’efficienza quando le celle diventano molto calde. Il loro vantaggio estivo rimane però evidente: una giornata torrida è spesso anche una giornata con molte ore di irraggiamento e quindi con una grande quantità di energia disponibile nelle ore di maggior richiesta.

Il cambiamento climatico rende questa complementarità ancora più interessante. Se le estati europee saranno caratterizzate con maggiore frequenza da temperature elevate, siccità e minori portate dei corsi d’acqua, avere molta produzione elettrica distribuita che non necessita di acqua per il proprio funzionamento ordinario diventa anche una questione di resilienza del sistema.

Produrre a mezzogiorno non basta: bisogna spostare l’energia

Rimane naturalmente il problema dell’energia prodotta nelle ore di maggiore irraggiamento e non utilizzata immediatamente.

La risposta richiede un sistema che accompagni la crescita del fotovoltaico: batterie per spostare una parte della produzione verso il tardo pomeriggio e la sera, impianti di pompaggio idroelettrico, accumuli termici, produzione di idrogeno nei casi in cui abbia senso energetico ed economico, gestione flessibile dei grandi consumi e reti europee capaci di trasferire energia tra zone con condizioni differenti.

All’inizio del 2026 nell’Unione europea risultavano circa 55 GW di capacità di accumulo, mentre la Commissione europea stima un fabbisogno nell’ordine dei 200 GW entro il 2030. Il divario dà una misura del lavoro ancora da fare.

Commissione europea: sistema energetico e accumulo

Le batterie elettrochimiche sono particolarmente efficaci quando bisogna spostare energia di alcune ore: accumulare parte del surplus solare del primo pomeriggio e restituirlo quando il sole scende e milioni di climatizzatori sono ancora accesi. Per differenze di settimane o stagioni servono invece soluzioni differenti e complementari.

Non esiste quindi una singola tecnologia che risolva ogni esigenza del sistema elettrico. Il nucleare esistente può continuare a fornire energia, la ricerca sui nuovi reattori deve proseguire, l’idroelettrico mantiene un ruolo prezioso e le reti devono essere rafforzate. Nel frattempo il fotovoltaico può essere installato in tempi molto più brevi e sfrutta una risorsa particolarmente abbondante proprio durante i picchi estivi.

A questo punto la domanda diventa molto concreta: dove mettere i pannelli?

Prima di occupare nuovo territorio guardiamo quello che abbiamo già costruito

Tetti industriali, centri logistici, supermercati, parcheggi, edifici direzionali e altre grandi superfici già impermeabilizzate hanno un vantaggio evidente: il territorio è stato già trasformato.

Un pannello installato sopra un capannone non sottrae un altro metro quadrato a un campo, non richiede di trovare una nuova destinazione per il terreno e può produrre energia vicino ai luoghi dove una parte di quell’elettricità viene consumata.

Il nuovo Digital Building Stock Model R2025 del Joint Research Centre della Commissione europea permette di stimare il potenziale fotovoltaico a livello dei singoli edifici dell’Unione, distinguendo patrimonio residenziale e non residenziale. Lo studio considera anche l’effettiva utilizzabilità delle coperture, riducendo la superficie teorica per tenere conto di ombre, accessi, impianti tecnici e altri ostacoli.

Joint Research Centre: potenziale del fotovoltaico sui tetti europei

Una nostra elaborazione prudenziale sui dati sorgente JRC porta per l’Italia a un ordine di grandezza di circa 350 milioni di metri quadrati di superficie tecnicamente sfruttabile ancora disponibile sulle coperture non residenziali.

Se restringiamo ulteriormente il campo agli edifici non residenziali con una superficie superiore a 2.000 metri quadrati — una categoria che comprende buona parte dei grandi capannoni, ma anche logistica, grande distribuzione e altri immobili e che quindi non può essere definita semplicemente “industria” — rimangono oltre 200 milioni di metri quadrati potenzialmente utilizzabili.

Sono stime, non il risultato di un censimento nazionale tetto per tetto. Per renderle conservative abbiamo attribuito alle coperture non residenziali più fotovoltaico già installato di quanto realisticamente vi si trovi, in modo da non gonfiare artificialmente la superficie residua.

Il dato interessante non è quindi stabilire se i metri quadrati liberi siano 210, 230 o 250 milioni. È constatare che, anche adottando criteri molto prudenti e guardando soltanto ai grandi edifici, l’ordine di grandezza rimane nelle centinaia di milioni di metri quadrati.

Questa dovrebbe essere una delle prime riserve energetiche da utilizzare.

La dimensione di questa riserva emerge ancora meglio trasformando i metri quadrati in potenza. Applicando alle superfici residue lo stesso rapporto tra area utilizzabile e capacità fotovoltaica impiegato dal modello del Joint Research Centre, i circa 200 milioni di metri quadrati disponibili sui grandi edifici non residenziali potrebbero ospitare nell’ordine di 47 GW di nuovi impianti fotovoltaici.

È una potenza praticamente equivalente a tutto il fotovoltaico oggi installato in Italia: al 30 giugno 2026 Terna ne censiva 46,61 GW.

Estendendo il calcolo ai circa 350 milioni di metri quadrati di superficie tecnicamente sfruttabile che stimiamo ancora disponibile sull’intero patrimonio non residenziale, il potenziale sale a circa 82 GW aggiuntivi. Con una producibilità media italiana nell’ordine di 1.300 kWh per kWp installato, significherebbe indicativamente oltre 100 TWh di elettricità all’anno, circa un terzo dell’attuale fabbisogno elettrico nazionale.

Non tutta questa superficie potrà essere utilizzata e la produzione solare dovrà essere accompagnata da reti, accumuli e gestione flessibile dei consumi. Ma l’ordine di grandezza cambia la prospettiva: sui tetti non residenziali italiani rimane teoricamente spazio per installare una quantità di fotovoltaico superiore a quella che il Paese ha costruito fino a oggi sull’intero territorio nazionale.

Abbiamo scelto un superficie totale “conservativa” perchè sappiamo bene che una parte delle coperture non ha la struttura adatta, una parte è orientata male, altre presentano impianti, lucernari o ombreggiamenti. Ci sono proprietari che non intendono investire, edifici destinati a essere demoliti e situazioni nelle quali il collegamento alla rete rende l’impianto poco conveniente. Ma c’è anche un’altra leva che potrebbe essere sfruttata in Italia come in un passato non lontano.

Sui tetti italiani c’è anche un problema che può diventare una soluzione: l’amianto

La grande disponibilità teorica di coperture industriali porta a una seconda questione che in Italia tende a riemergere periodicamente per poi tornare in secondo piano.

L’amianto è vietato nel nostro Paese dal 1992, ma una quantità enorme di vecchie coperture in cemento-amianto è ancora presente.

Una pubblicazione INAIL del 2026 riporta una stima nazionale di circa 40 milioni di tonnellate di materiali contenenti amianto e 1,2 miliardi di metri quadrati di coperture in cemento-amianto ancora esistenti. La cifra relativa alle coperture deriva da una mappatura satellitare effettuata su circa 24.000 chilometri quadrati di territorio e successivamente estrapolata: è quindi una stima qualificata, non un censimento edificio per edificio.

INAIL: Gestione del rischio amianto negli edifici, 2026

Qui è importante non mescolare numeri che misurano cose diverse.

I circa 350 milioni di metri quadrati indicati in precedenza rappresentano una nostra stima prudenziale della superficie tecnicamente utilizzabile ancora libera sulle coperture non residenziali. Gli 1,2 miliardi di metri quadrati INAIL riguardano invece l’insieme delle coperture in cemento-amianto (anche residenziali) stimate sul territorio nazionale.

Oggi non esiste una banca dati nazionale sufficientemente completa che consenta di sapere quanti metri quadrati appartengano contemporaneamente alle due categorie.

Non possiamo quindi affermare che una determinata quantità dei tetti industriali disponibili sia in amianto, né disponiamo di una statistica nazionale capace di distinguere con precisione le superfici già incapsulate da quelle non incapsulate.

La mancanza di questo dato è già di per sé significativa: oltre trent’anni dopo il divieto dell’amianto sappiamo che il problema ha ancora dimensioni enormi, ma non possediamo una fotografia nazionale omogenea che permetta di localizzarlo e quantificarlo edificio per edificio.

Amianto e fotovoltaico: un incentivo che l’Italia ha già sperimentato

Proprio l’incrocio fra bonifica e produzione energetica offre una possibilità concreta.

L’Italia ha già utilizzato in passato incentivi di questo tipo.

Il Quarto Conto Energia, DM 5 maggio 2011, prevedeva un incremento della tariffa incentivante di 5 centesimi di euro per kWh per gli impianti fotovoltaici installati in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto.

Gazzetta Ufficiale: DM 5 maggio 2011, Quarto Conto Energia

Pochi anni dopo la legge 28 dicembre 2015 n. 221, all’articolo 56, introdusse per le imprese un credito d’imposta pari al 50% delle spese sostenute nel 2016 per interventi di bonifica dall’amianto su beni e strutture produttive, entro i limiti stabiliti dalla norma.

Gazzetta Ufficiale: legge 28 dicembre 2015 n. 221, articolo 56

Il precedente più vicino a quello che potrebbe essere riproposto oggi è però il DM 4 luglio 2019, FER1. Il provvedimento creò una categoria specifica per gli impianti fotovoltaici installati su edifici e fabbricati rurali in sostituzione di coperture dalle quali fosse stato completamente rimosso eternit o amianto. Per questi impianti era previsto un premio aggiuntivo di 12 euro per MWh su tutta l’energia prodotta, subordinato alla documentazione della corretta rimozione e dello smaltimento.

Gazzetta Ufficiale: DM 4 luglio 2019, FER1

Riprendere oggi quella logica avrebbe un effetto molto concreto.

Si potrebbe prevedere un incentivo per chi utilizza grandi coperture esistenti per installare fotovoltaico e un premio significativamente maggiore quando l’intervento comprende la completa rimozione e il corretto smaltimento di una copertura in amianto, il rifacimento del tetto e la successiva posa dell’impianto.

L’incapsulamento potrebbe rimanere fra gli interventi sostenibili nei casi tecnicamente appropriati, ma la rimozione completa meriterebbe un trattamento più favorevole. Un tetto fotovoltaico viene normalmente progettato per rimanere operativo per decenni: lasciare sotto i moduli una copertura contenente amianto significa mantenere la necessità di controlli e complicare eventuali lavori futuri sulla struttura per non parlare dell’inquinamento in caso di incendio interno.

Per un’impresa l’incentivo servirebbe inoltre a superare un ostacolo economico molto concreto. Prima di poter montare i pannelli, il proprietario di un vecchio capannone deve affrontare la bonifica, lo smaltimento, il rifacimento della copertura e soltanto successivamente il costo dell’impianto fotovoltaico. È facile comprendere perché, senza un meccanismo premiante, molti interventi vengano rinviati. C’è inoltre da osservare che gli incentivi da elargire in modalità “lotteria” con click day o durate limitatissime non aiutano in alcun modo a programmare interventi con ritorni economici certi.

Con un unico investimento pubblico programmato per diversi anni si otterrebbero invece tre risultati: rimozione progressiva di un materiale che continua a rappresentare un problema sanitario, recupero di superfici già costruite e nuova produzione elettrica senza combustione né emissioni dirette durante il funzionamento dell’impianto.

Sul piano sanitario il problema resta tutt’altro che teorico. L’Istituto Superiore di Sanità ha stimato per il periodo 2010-2016 circa 4.400 decessi l’anno attribuibili in Italia all’esposizione ad amianto. Le patologie hanno tempi di latenza molto lunghi, quindi una bonifica effettuata oggi non modifica immediatamente le statistiche sanitarie, ma riduce una sorgente di esposizione per i decenni successivi.

Istituto Superiore di Sanità: il punto sull’amianto in Italia.

Un programma energetico che comincia dai metri quadrati

Il fotovoltaico non produce di notte e in inverno produce meno. Il nucleare richiede tempi lunghi per costruire nuovi impianti e alcune centrali esistenti devono gestire le conseguenze delle alte temperature sui sistemi di raffreddamento. L’idroelettrico ha bisogno di acqua. Le batterie risolvono bene lo spostamento dell’energia per alcune ore, molto meno quello tra stagioni.

Un sistema elettrico robusto nasce dalla combinazione di queste caratteristiche, non dalla ricerca di una fonte che non abbia alcun limite.

Nel caso italiano c’è però un intervento che può cominciare immediatamente: trasformare centinaia di milioni di metri quadrati di coperture non residenziali in superfici produttive, dando priorità ai grandi edifici e utilizzando la bonifica dell’amianto come ulteriore leva.

Poi servono parcheggi fotovoltaici, aree industriali, bonifiche di siti compromessi, agrivoltaico e, dove le condizioni ambientali lo consentono, impianti a terra. Servono reti e accumuli per utilizzare meglio quello che viene prodotto.

La ricerca sul nucleare del futuro può continuare senza togliere un solo euro o un solo pannello a questo lavoro.

Quando arrivano le giornate da 40 °C e la domanda dei condizionatori sale proprio mentre un fiume diventa troppo caldo o troppo povero d’acqua per una centrale, quei pannelli installati anni prima sul tetto di un capannone smettono di essere un esercizio ideologico sulla transizione energetica.

Stanno semplicemente producendo elettricità nel momento in cui serve.