Il maltempo sul Mare del Nord ha spinto le turbine al largo delle coste a girare senza sosta. La rete ha reagito, i flussi si sono rimescolati, il gas è arretrato. Da quel picco, il Regno Unito mostra una via concreta per ridurre la dipendenza dai combustibili importati proprio quando il freddo stringe.
Una notte di vento che sposta gli equilibri
L’11 novembre 2025 i parchi eolici britannici hanno toccato un massimo storico: 22,7 gigawatt di potenza istantanea. Non è solo un numero tecnico. È il segnale di un sistema che cambia pelle in tempo reale.
I dati del National Energy System Operator (Neso) indicano che, in quella fascia serale, il vento ha coperto più della metà del fabbisogno elettrico. Le grandi centrali collegate all’alta tensione hanno fornito il grosso della produzione eolica. Le turbine connesse alle reti locali hanno aggiunto un tassello decisivo.
Vento al 55,7% del mix in quella giornata, gas scivolato al secondo posto e domanda coperta nelle ore più critiche.
Al picco, l’energia eolica ha alimentato circa 22 milioni di abitazioni. È quasi l’intero parco domestico del Paese. Il primato precedente, registrato nel dicembre 2024, si fermava poco sotto 22,5 GW. Il salto a 22,7 GW premia nuovi collegamenti, coordinamento operativo e capacità offshore aggiunta negli ultimi mesi.
Un mix elettrico in trasformazione
Come si è composta la produzione l’11 novembre
La rete non vive di una sola fonte, neppure nelle sere di vento teso. Le tecnologie si alternano, si compensano e reggono i picchi con ruoli diversi.
| Fonte | Quota sul totale | Abitazioni alimentate (stima) |
|---|---|---|
| Eolico (alta tensione) | 43,6% | 17,2 milioni |
| Eolico (reti locali) | 12,1% | 4,8 milioni |
| Gas naturale | 12,5% | 4,9 milioni |
| Interconnessioni (import) | 11,3% | 4,4 milioni |
| Nucleare | 8% | 3,1 milioni |
| Biomassa | 8% | 3,1 milioni |
| Idroelettrico | 1,4% | 560.000 |
| Storage | 1,1% | 440.000 |
Questa fotografia racconta una transizione in atto. Il gas non regge più il ruolo di zoccolo duro nelle ore di punta. Si sposta verso funzioni di flessibilità e bilanciamento, mentre nucleare e biomassa offrono un apporto più continuo. Idroelettrico e accumuli smussano gli sbalzi di breve periodo.
Meno gas nei momenti decisivi significa minore esposizione ai mercati globali e a scossoni di prezzo inattesi.
Bollette più stabili in tempi agitati
L’eolico ha costi operativi bassi e prevedibili, perché il “carburante” è il vento. Niente metaniere da inseguire, nessuna pipeline da negoziare, nessun margine legato alla raffinazione. Gli utenti pagano impianti e manutenzione, ma la curva dei costi resta più piatta nel tempo. Questo divario pesa quando il gas vive fiammate di prezzo dovute a tensioni geopolitiche o interruzioni di fornitura.
Nelle ore fredde e buie, la produzione onshore e offshore che regge la domanda cambia la definizione di sicurezza energetica. L’attenzione si sposta su meteo, flessibilità di rete e capacità di accumulo, non più solo su navi e tubi.
I giganti offshore ridisegnano il Mare del Nord
Dogger Bank e l’era dei parchi mega
Dogger Bank, banco sabbioso a circa 130 chilometri dalla costa nord‑orientale inglese, è il simbolo di questa svolta. Il progetto, in tre fasi (A, B, C), mira a 3,6 GW installati a regime. È l’equivalente di più centrali a gas, ma senza combustione.
- Hornsea 1 e 2, al largo dello Yorkshire, superano insieme 2,6 GW.
- Walney Extension, nel Mare d’Irlanda, aggiunge 659 MW con 87 turbine.
- Beatrice ed East Anglia One forniscono centinaia di megawatt ciascuna.
Parliamo di cantieri lunghi e budget miliardari. La curva dei costi delle turbine scende rispetto al passato, le fondazioni migliorano, la filiera matura. I progetti escono dalla sperimentazione e diventano infrastrutture di base. Schemi come i contratti per differenza e gli accordi di acquisto a lungo termine rendono i ricavi più prevedibili.
Un traguardo a basse emissioni entro il 2030
L’obiettivo politico è chiaro: arrivare al 95% di elettricità da fonti a basse emissioni entro il 2030. Il primato di novembre mostra che quote elevate di rinnovabili non sono un miraggio. La rete le integra durante l’operatività ordinaria, non solo in giornate ideali.
Il messaggio agli investitori è netto: i grandi impianti verdi reggono i picchi di domanda, anche in inverno.
Zero emissioni per un giorno intero: è alla portata?
Per Neso, una giornata intera senza emissioni dirette dal settore elettrico è possibile con le infrastrutture attuali, se meteo e coordinamento aiutano. La ricetta combina eolico, solare, idroelettrico, nucleare, biomassa sostenibile, accumuli e interconnessioni. Il gas resta rete di sicurezza, da attivare quando il vento cala o la domanda scatta più del previsto. Batterie più grandi, pompaggi e programmi di domanda flessibile possono ridurre molti interventi di backup.
Impatto su famiglie, imprese e territori
Per le famiglie, più eolico significa minor esposizione cronica ai mercati del gas. Le bollette nel breve periodo dipendono ancora da prezzi all’ingrosso e oneri di rete, ma la struttura dei costi cambia con l’ingresso di progetti a prezzo fisso e margine variabile vicino allo zero.
- Valuta tariffe con fasce orarie dinamiche: nelle ore ventose il prezzo tende a scendere.
- Programma lavaggi, ricarica dell’auto e pompe di calore quando la produzione eolica è alta.
- Monitora le previsioni del vento e i picchi di rete con le app del gestore per scegliere le finestre più convenienti.
Per i porti di Hull, Grimsby e Teesside crescono basi di manutenzione, cantieri e formazione. Nascono posti in logistica marina, cavi, elettronica di potenza, alta tensione. Si aprono però negoziazioni su spazi marittimi, paesaggio costiero e fauna. Una pianificazione attenta riduce conflitti e ritardi autorizzativi.
Concetti chiave e prossime mosse
Cosa significa eolico “embedded”
Molte turbine si connettono alle reti di distribuzione, non all’alta tensione. Questa generazione “embedded” riduce le perdite di trasmissione, diffonde la produzione sul territorio e rafforza la resilienza. Porta anche complessità: il dispacciamento somma migliaia di segnali invece di pochi grandi impianti. Reti più intelligenti, sensori diffusi e software reattivi diventano strategici.
Rischi e limiti di un sistema molto eolico
Le grandi aree di bonaccia possono estendersi su mezza Europa proprio quando il riscaldamento pesa sulla domanda. I cicli rapidi del vento impongono rampa su e giù dei gruppi di riserva, con effetti su usura e costi. La stabilità di frequenza richiede inerzia sintetica dagli inverter e regole di rete aggiornate. Sul fronte sociale pesano i timori per ecosistemi marini, uccelli e cavidotti in approdo. Procedure trasparenti, mitigazioni e compensazioni riducono il contenzioso.
L’11 novembre funziona da test nazionale: vento forte, richiesta elevata, rete stabile e combustibili fossili in panchina.
Strumenti utili per orientarsi adesso
Quando il vento copre più della metà della produzione, il rischio che il gas detti il prezzo diminuisce. Chi gestisce un’attività può valutare contratti a prezzo fisso per una quota e accordi indicizzati per la restante parte, oppure Power Purchase Agreement con fornitori rinnovabili. La scelta riduce l’esposizione ai picchi e preserva flessibilità. Chi abita in condominio può puntare su comunità energetiche, condivisione di batterie e pompe di calore centralizzate.
Alcuni termini tornano spesso: capacità è la potenza massima (kW, MW, GW); energia è la produzione nel tempo (kWh, MWh, GWh). Il fattore di capacità indica quanto un impianto lavora rispetto al teorico. Capire queste grandezze aiuta a leggere i grafici della rete, a pianificare spese e a cogliere le finestre di prezzo favorevoli quando il vento soffia più forte del previsto.
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