Trentasette miliardi e quattrocento milioni di euro in sette mesi. È il valore delle importazioni di gas che il fotovoltaico avrebbe evitato all’Unione europea dall’inizio della guerra con l’Iran, secondo il contatore aggiornato di SolarPower Europe. Il 31 marzo la stima era ferma a 3,77 miliardi di euro. Il primo settembre aveva superato i 30 miliardi. Ora siamo a 37,4 miliardi.
Nessuno, purtroppo, troverà 37,4 miliardi accreditati in bolletta. La cifra misura un’altra cosa: quanto gas sarebbe stato necessario acquistare per produrre l’elettricità arrivata invece dagli impianti fotovoltaici. Nei primi 17 giorni di marzo, per esempio, il fotovoltaico europeo aveva generato 19,9 TWh. SolarPower Europe calcolava che ottenere la stessa elettricità dal gas sarebbe costato circa 1,9 miliardi di euro.
È un conto diventato molto più pesante mentre il mercato energetico tornava a fare i conti con lo Stretto di Hormuz. Nel 2024 da quel passaggio transitava circa un quinto di tutto il GNL scambiato nel mondo, soprattutto dal Qatar. Una quantità sufficiente perché qualsiasi grossa perturbazione finisca rapidamente anche nei prezzi pagati molto lontano dal Golfo Persico.
Cosa c’è dentro quei 37,4 miliardi
La cifra va letta sapendo come viene costruita. SolarPower Europe è l’associazione europea dell’industria fotovoltaica e il suo calcolo parte da un’ipotesi dichiarata: l’elettricità solare aggiuntiva sostituisce produzione da gas, che rimane spesso la fonte marginale e più costosa nel mercato elettrico europeo.
C’è anche un secondo elemento importante. La produzione fotovoltaica del 2026 utilizzata nel modello non viene misurata direttamente giorno per giorno per l’intero periodo: è stimata partendo dai dati di produzione 2025 raccolti da Ember e applicando la crescita della capacità solare installata tra 2025 e 2026. Per il gas vengono invece utilizzati i prezzi del TTF olandese e le elaborazioni di Rystad Energy.
Quindi 37,4 miliardi è una stima controfattuale, non lo scontrino europeo del gas con una riga cancellata in rosso. La distinzione conta. Anche perché rende il dato più interessante, non meno: prova a dare un prezzo alla quantità di combustibile fossile che il sistema elettrico europeo avrebbe dovuto comprare in uno scenario con meno produzione solare.
Ad aprile, quando il conflitto era iniziato da poche settimane, SolarPower Europe stimava un risparmio medio superiore a 110 milioni di euro al giorno. A maggio il totale aveva già superato 10 miliardi; a settembre era oltre quota 30. L’estate ha accelerato il contatore, con più produzione fotovoltaica e prezzi dei combustibili fossili ancora elevati.
A giugno e luglio un quarto dell’elettricità UE è arrivato dal fotovoltaico
Il fotovoltaico, nel frattempo, ha prodotto parecchio. Secondo Ember, a giugno e luglio il solare ha fornito il 25% dell’elettricità dell’Unione europea, una quota mai raggiunta prima per due mesi consecutivi. La produzione ha toccato il record di 52 TWh a giugno e lo ha superato subito dopo, arrivando a 55 TWh a luglio.
È successo proprio durante le ondate di calore, quando la domanda per il condizionamento saliva e altre fonti facevano più fatica: meno acqua nei bacini significa meno idroelettrico, temperature elevate possono ridurre l’efficienza degli impianti termoelettrici e nucleari. Durante quei periodi il solare è stata l’unica grande fonte europea a produrre mediamente più del solito, secondo l’analisi di Ember.
Questo non significa che il gas sia uscito di scena. I dati Eurostat sul secondo trimestre del 2026 mostrano anzi un sistema ancora molto dipendente dall’equilibrio tra le diverse fonti: le rinnovabili hanno prodotto il 54,1% dell’elettricità UE, praticamente quanto il 54,3% dello stesso periodo del 2025. Dentro quella quota, però, il solare è salito dal 37 al 41,6% di tutta la produzione rinnovabile.
Il fotovoltaico è cresciuto. Il totale delle rinnovabili quasi no. Basta che vento e acqua collaborino un po’ meno e il gas torna rapidamente utile. Da qui l’insistenza su batterie, reti e sistemi capaci di spostare consumi e produzione nelle ore in cui servono: produrre moltissimo a mezzogiorno risolve solo metà del problema se alle otto di sera bisogna riaccendere una centrale a gas.
In Italia il gas continua a pesare molto più che in Spagna
Per capire perché questa storia riguarda parecchio anche l’Italia basta spostarsi di qualche Paese. Un’analisi di Ember pubblicata a giugno ha confrontato quanto il gas continui a influenzare il prezzo dell’elettricità nei diversi mercati europei. In Spagna nel 2021 accadeva in circa il 52% delle ore. Nei primi cinque mesi del 2026 la quota era scesa al 9%, soprattutto grazie alla forte crescita di eolico e fotovoltaico. In Italia, nello stesso periodo, il gas influenzava ancora il prezzo in circa tre ore su quattro.
A marzo la differenza si vedeva direttamente nei numeri: il prezzo medio dell’elettricità sul mercato italiano aveva raggiunto 143 euro per MWh, contro 42 euro in Spagna. Non dipende tutto dal numero di pannelli sui tetti: contano interconnessioni, rete, capacità di accumulo, domanda e struttura dell’intero sistema elettrico. Però il confronto mostra cosa succede quando una centrale alimentata con un combustibile importato e molto caro deve intervenire molto più spesso per soddisfare la domanda.
Ed è anche il limite da tenere accanto ai 37,4 miliardi. Il fotovoltaico può ridurre il gas bruciato nelle centrali e l’esposizione ai suoi prezzi; da solo non elimina la necessità di flessibilità, accumuli e altre fonti capaci di coprire le ore in cui il sole semplicemente non c’è. A marzo il contatore di SolarPower Europe segnava 3,77 miliardi. Ora ne segna 37,4. Il gas è ancora ben presente nel sistema europeo e in quello italiano. Solo che una parte di quello che avremmo dovuto comprare, secondo questa stima, non è mai arrivata al conto.