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Nel 2025 i tagli di produzione di vento e sole hanno raggiunto 802 GWh sulle reti di alta e altissima tensione, più del doppio rispetto all’anno precedente. È un fenomeno che sta diventando strutturale, soprattutto nelle zone dove la rete fatica a assorbire e trasferire l’energia. Le congestioni di linee e nodi locali costringono Terna a ridurre la produzione per mantenere il sistema sicuro.

La decurtazione del fotovoltaico è la più marcata: circa 162 GWh nel 2025, rispetto a 7,5 GWh nel 2024. Per l’eolico si registrano circa 640 GWh di mancata produzione. Le cause principali sono congestioni (FV eolico) e eccesso di generazione rispetto alla capacità di assorbimento, oltre ai lavori programmati. Il Centro-Sud concentra la maggior parte delle perdite FV (circa 101 GWh, il 62%), mentre nel complesso Sud e Centro-Sud assommano all’83% delle 802 GWh totali.

La rete italiana sta crescendo meno rapidamente della potenza prodotta dalle rinnovabili: nel 2025 sono stati installati circa 6,4 GW di FV e 0,6 GW di eolico, portando la potenza efficiente lorda totali a 57,1 GW. Le rinnovabili hanno toccato 83,5 GW complessivi (da 74,5 GW nel 2024). Il fenomeno è molto locale, quindi gli interventi infrastrutturali riducono specifiche congestioni senza eliminare il rischio a livello nazionale. L’utilizzo di sistemi di accumulo può limitare i distacchi durante il giorno e restituire energia quando il carico risale, ma l’efficacia dipende dalla posizione rispetto ai nodi di congestione.

Per quanto riguarda la remunerazione, nel 2025 circa 545 dei 640 GWh di mancata produzione eolica sono stati remunerati al prezzo zonale orario. Dal primo aprile 2025 la normativa estende la remunerazione anche alle altre fonti rinnovabili non programmabili. Per il FV gli importi sono ancora in corso di quantificazione. Dal 2026, impianti di grande taglia collegati alla media tensione senza strumenti di controllo adeguati rischiano di perdere l’ammissibilità. Nei contratti privati, la protezione dai tagli diventa una variabile cruciale: bisogna valutare rischio, prevedibilità delle decurtazioni e possibilità di compensazione.

In sintesi, la crescita delle decurtazioni non rallenta lo sviluppo delle rinnovabili, ma richiede una valutazione più granulare del rischio per ogni impianto e per i contratti associati. L’identificazione precoce dei nodi critici, investimenti mirati nella rete e l’uso di accumuli rappresentano strumenti essenziali per contenere gli effetti, senza illudersi di eliminare completamente i tagli.