Quando si parla di energia rinnovabile, il dibattito si concentra spesso su quale fonte sia “migliore”. Fotovoltaico o idroelettrico? Eolico o biomasse? Ma la domanda più utile quella che fanno gli operatori che gestiscono impianti da anni è un’altra: quali fonti funzionano meglio insieme?
La risposta, per chi gestisce impianti in Italia, è quasi sempre la stessa: idroelettrico e fotovoltaico. Non come alternativa, ma come combinazione. Una coppia che si bilancia naturalmente lungo l’anno, riduce il rischio di ricavo e aumenta la stabilità complessiva del portfolio. Non è una teoria finanziaria astratta: è la fisica delle stagioni applicata alla gestione degli impianti.
Il problema della variabilità: ogni fonte ha i suoi momenti
Chi gestisce un impianto fotovoltaico sa che l’estate è il momento d’oro: massima irradiazione, giornate lunghe, temperature che, se non eccessive, mantengono i pannelli in efficienza. Ma sa anche che dicembre e gennaio sono mesi magri, con produzioni che scendono al 25-35% della capacità nominale. E che di notte non produce nulla, qualunque stagione sia.
Chi gestisce un impianto idroelettrico run-of-river conosce un ritmo diverso. La produzione segue la portata naturale dei corsi d’acqua, che dipende da precipitazioni e scioglimento delle nevi. In Italia, il picco idrologico è tipicamente primaverile, tra marzo e maggio, quando le nevi alpine si sciolgono e le piogge ancora abbondano, con un secondo picco autunnale tra ottobre e novembre. L’estate, proprio quando il sole è al massimo, è spesso il periodo di magra idrica più acuta.
Messe una accanto all’altra, queste due curve raccontano qualcosa di interessante: sono quasi speculari. Quando una è alta, l’altra tende ad essere bassa. Non in modo perfetto e non in modo costante, ma abbastanza da creare un effetto di compensazione naturale lungo l’arco dell’anno.
Complementarità stagionale: i dati
| Stagione | Fotovoltaico | Idroelettrico run-of-river | Portfolio combinato |
| Primavera (Mar-Mag) | In crescita (60-100%) | Al picco (85-100%) | Molto alto — entrambe le fonti attive |
| Estate (Giu-Ago) | Al picco (90-100%) | In magra (30-60%) | Medio-alto — FV compensa la magra idrica |
| Autunno (Set-Nov) | In calo (40-80%) | In ripresa (60-90%) | Medio — idroelettrico sostiene il calo FV |
| Inverno (Dic-Feb) | Al minimo (25-50%) | Medio-basso (45-65%) | Basso, ma meno del minimo di ciascuna fonte singola |
Il risultato è una curva di produzione complessiva più piatta rispetto a ciascuna fonte presa singolarmente. E una curva piatta significa una cosa concreta: ricavi più prevedibili, meno dipendenza dai momenti favorevoli di una sola fonte, minor esposizione ai crolli di produzione stagionali.
Hedging naturale: il concetto applicato all’energia
In finanza, l’hedging è la pratica di ridurre il rischio assumendo posizioni che si muovono in direzione opposta rispetto al rischio che si vuole coprire. Nel mercato delle rinnovabili, l’hedging naturale di portfolio fa esattamente questo: invece di strumenti finanziari complessi, futures, swap, contratti CfD, si usa la complementarità fisica delle fonti.
Tre meccanismi concreti spiegano perché funziona:
1. Copertura della variabilità stagionale. La produzione fotovoltaica compensa i periodi di magra idrica estiva. La produzione idroelettrica sostiene il portfolio nei mesi invernali quando il solare è al minimo. Il portfolio non dipende mai interamente da una stagione favorevole per una sola fonte.
2. Diversificazione del rischio meteorologico. Un’estate eccezionalmente secca, come quella del 2022 in Italia, che ha ridotto la producibilità idroelettrica del 37-40% rispetto alla media, penalizza duramente un portfolio mono-idroelettrico. Ma un’estate secca è quasi sempre un’estate soleggiata: il fotovoltaico nello stesso anno tende a sovraperformare. Le due fonti rispondono agli stessi fenomeni climatici in modo inverso.
3. Stabilizzazione dei ricavi sul mercato. Il PUN (Prezzo Unico Nazionale) scende nei momenti di massima produzione rinnovabile aggregata tipicamente le giornate estive di sole intenso. Chi ha solo fotovoltaico vende al prezzo più basso proprio quando produce di più. Chi ha anche idroelettrico può distribuire la vendita su fasce orarie e stagionali diverse, riducendo l’esposizione al cosiddetto “cannibalization effect” delle rinnovabili.
Il vantaggio nella pianificazione degli impianti e nel finanziamento
Un portfolio diversificato non è solo una scelta operativa: è anche una scelta finanziaria. Chi dispone già di impianti idroelettrici in esercizio ha una base di ricavo stabile e prevedibile, le centrali run-of-river, a differenza del fotovoltaico, producono anche di notte e nei mesi invernali su cui costruire nuovi impianti fotovoltaici. Questo flusso di cassa preesistente facilita l’accesso al credito per il nuovo investimento, migliora il profilo di rischio nei confronti delle banche e riduce la necessità di garanzie aggiuntive.
Per le banche, un portafoglio con minore varianza è un portafoglio con minore rischio di insolvenza nei momenti di stress. Il project finance è più accessibile a chi può dimostrare una curva di ricavi diversificata rispetto a chi ha tutto concentrato su una sola fonte.
Perché questa strategia è più rilevante oggi
Decreto FER X. Il quadro incentivante italiano prevede bandi differenziati per fonte e categoria di impianto. Chi ha impianti idroelettrici può partecipare alle aste FER 1/FER 2 per idroelettrico, chi ha fotovoltaico alle rispettive aste. Un operatore con entrambe le tipologie accede a più bande di incentivo e può ottimizzare i tempi di presentazione delle offerte in base alla disponibilità di capacità.
Volatilità crescente del PUN. I dati GME mostrano una volatilità intragiornaliera e stagionale del prezzo elettrico in costante aumento. Chi ha fonti complementari è strutturalmente meno esposto ai cali di prezzo che si verificano quando tutta la produzione rinnovabile picca insieme fenomeno sempre più frequente con la crescita della capacità installata in Italia.
Comunità Energetiche Rinnovabili (CER). Le CER beneficiano di portfolio misti per garantire disponibilità più uniforme ai membri. Un impianto FV puro copre bene l’estate; aggiungere idroelettrico o biomasse garantisce una produzione condivisa più omogenea lungo tutto l’anno, aumentando il valore per i partecipanti e semplificando la gestione degli scambi virtuali.
Mercato dei servizi di dispacciamento (MSD). TERNA remunera la flessibilità. Un portfolio con biomasse programmabili e idroelettrico con capacità di modulazione può partecipare al MSD in modo che il solo solare non può, aprendo una fonte di ricavo aggiuntiva indipendente dalla produzione.
Come EPICO applica questa logica
EPICO gestisce impianti idroelettrici run-of-river in diverse regioni d’Italia e all’estero, affiancati da impianti fotovoltaici in esercizio e in sviluppo. Il lavoro di efficientamento su impianti come quello di Nabeglavi in Georgia e le attività di revamping idroelettrico in Italia rispondono a questa logica: massimizzare la producibilità degli asset idroelettrici esistenti per creare una base di ricavo stabile su cui sviluppare nuova capacità fotovoltaica e a biomasse.
La complementarità non è un obiettivo teorico: è il risultato di scelte operative concrete, dove sviluppare, quando investire nel revamping, come strutturare le partnership, che nel tempo costruiscono un portfolio più resiliente di quello che si otterrebbe ottimizzando ciascun impianto separatamente.
FAQ
Il fotovoltaico e l’idroelettrico competono tra loro per gli incentivi?
No. Il Decreto FER X prevede bandi separati per fonte e categoria di impianto. Un portfolio misto può accedere a entrambi senza che una fonte penalizzi l’altra nelle aste. Anzi, chi ha più fonti può scegliere strategicamente in quale banda investire il proprio capitale di sviluppo in base ai tassi di remunerazione disponibili.
È necessario che gli impianti siano nella stessa area geografica?
No. L’effetto di hedging opera a livello di portafoglio complessivo: un impianto idroelettrico in Umbria e uno fotovoltaico in Lazio si compensano a livello di ricavi anche se si trovano in zone diverse. La gestione coordinata — tramite aggregatori o strutture societarie adeguate — è il requisito operativo, non la prossimità geografica.
Come si gestisce un portfolio misto sul mercato dell’energia?
Tramite aggregatori abilitati o trading diretto con accesso al mercato. La diversificazione riduce la necessità di hedging finanziario aggiuntivo (futures, contratti CfD): il portfolio stesso è già parzialmente coperto dalla sua composizione. Per impianti di medie dimensioni, un aggregatore specializzato in portfolio rinnovabili misti è spesso la soluzione più efficiente.
Quali dimensioni minime hanno senso per questa strategia?
Non esiste una soglia fissa. Anche impianti da pochi MW beneficiano della complementarità stagionale. La scala influisce sulla convenienza dell’accesso diretto al mercato (sotto i 10-20 MW aggregati il trading diretto è meno efficiente) ma non sull’efficacia del bilanciamento stagionale, che è un effetto fisico indipendente dalla taglia.
Il 2022 è stato un anno anomalo per la siccità. Vale ancora come esempio?
Il 2022 è stato estremo, ma non irripetibile. I dati storici ISPRA mostrano una tendenza a siccità estive più frequenti e intense nel bacino mediterraneo. Progettare un portfolio resiliente alle siccità non è fare previsioni catastrofiste: è applicare la stessa logica prudenziale che si usa per qualsiasi altro rischio climatico in un settore che dipende dal clima.