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At 13:00, reservoir hydro output across Austria, Germany, Spain, Portugal, France and Italy averaged 247 MW this summer, down from 1,050 MW in 2020. At 21:00, it was almost unchanged: 1,483 MW in 2026 versus 1,500 MW in 2020. The daytime withdrawal is the clearest sign that Europe’s water-and-sun system is being operated differently, as solar generation reached 84.44 TWh while hydro fell to 31.65 TWh between June 1 and August 15.
Alle 13:00, la produzione idroelettrica da bacino in Austria, Germania, Spagna, Portogallo, Francia e Italia è stata in media di 247 MW quest’estate, in calo dai 1.050 MW del 2020. Alle 21:00, era quasi invariata: 1.483 MW nel 2026 contro 1.500 MW nel 2020. La riduzione diurna è il segnale più chiaro del diverso funzionamento del sistema europeo di acqua e sole, con la produzione solare arrivata a 84,44 TWh mentre quella idroelettrica è scesa a 31,65 TWh tra il 1° giugno e il 15 agosto.
The water shortage was real, but uneven. Reservoir stock across the ten systems stood at 88,499 GWh in week 31, 7.7% below the 2015–2025 median and the third-lowest reading in twelve years. France’s storage closed the period 23.4% below its median, while the Alpine group was 12.7% below and the Danube and South East Europe group 7.8% below. Iberia moved in the opposite direction: Spanish and Portuguese storage stood 96% and 137% above their levels during that summer in 2022.
La carenza d’acqua era reale, ma disomogenea. Le riserve dei bacini nei dieci sistemi ammontavano a 88.499 GWh nella settimana 31, il 7,7% sotto la mediana del periodo 2015–2025 e il terzo valore più basso degli ultimi dodici anni. Lo stoccaggio francese ha chiuso il periodo 23,4% sotto la propria mediana, mentre il gruppo alpino era 12,7% sotto e quello del Danubio e dell’Europa sud-orientale 7,8% sotto. La penisola iberica si è mossa in direzione opposta: le riserve spagnole e portoghesi erano rispettivamente 96% e 137% sopra i livelli registrati nell’estate della siccità del 2022.
Solar filled the continental accounting gap, but not necessarily the local one. Against the 2020–2025 average, hydro generation was 12.61 TWh lower in 2026, while solar was 34.74 TWh higher. Combined hydro and solar output reached 116.09 TWh, its highest level in the seven-year record and 47.0% above the 2022 drought summer. The increase was not caused by low rivers: solar capacity had been installed on a multi-year schedule, independently of this summer’s hydrology.
Il solare ha colmato il divario nei bilanci continentali, ma non necessariamente quello locale. Rispetto alla media del periodo 2020–2025, nel 2026 la produzione idroelettrica è stata 12,61 TWh inferiore, mentre quella solare è stata 34,74 TWh superiore. La produzione combinata di idroelettrico e solare ha raggiunto 116,09 TWh, il livello più alto del record di sette anni e il 47,0% in più rispetto all’estate siccitosa del 2022. L’aumento non è stato causato dal basso livello dei fiumi: la capacità solare era stata installata secondo un programma pluriennale, indipendentemente dall’idrologia di quest’estate.
The operating change is visible in the hours of the day. Across the six systems, reservoir hydro’s share delivered between 10:00 and 16:00 fell from 25.6% in 2020 to 10.1% in 2026, while its evening share between 18:00 and 23:00 rose from 28.9% to 35.3%. Water can therefore be held back during the solar-heavy middle of the day and used more in the evening, when the solar contribution is lower. The continental balance still depends on interconnections and on whether surplus solar appears where and when the deficit occurs.
Il cambiamento operativo è visibile nelle diverse ore del giorno. Nei sei sistemi, la quota di produzione idroelettrica da bacino erogata tra le 10:00 e le 16:00 è scesa dal 25,6% del 2020 al 10,1% del 2026, mentre la quota serale, tra le 18:00 e le 23:00, è salita dal 28,9% al 35,3%. L’acqua può quindi essere trattenuta nelle ore centrali della giornata, quando la produzione solare è elevata, e utilizzata maggiormente la sera, quando il contributo del solare è più basso. L’equilibrio continentale dipende comunque dalle interconnessioni e dal fatto che l’elettricità solare in eccesso si manifesti nel luogo e nel momento in cui si verifica il deficit.
So what changes in practice? A dry summer no longer maps as directly onto a lower combined hydro-and-solar total: in this panel, solar covered the hydro shortfall nearly three times over. But the benefit is a system effect, not a guarantee for every region. Spain and Germany accounted for 54% of the solar increment, while the largest water losses occurred elsewhere. The immediate gain is flexibility—reservoirs shifting output toward evening—provided the grid can move power across the continent.
Che cosa cambia, in pratica? Un’estate secca non corrisponde più in modo altrettanto diretto a un calo del totale combinato di idroelettrico e solare: in questo campione, il solare ha coperto quasi tre volte il deficit dell’idroelettrico. Il vantaggio è però un effetto di sistema, non una garanzia per ogni regione. Spagna e Germania hanno rappresentato il 54% dell’incremento del solare, mentre le maggiori perdite d’acqua si sono verificate altrove. Il guadagno immediato è la flessibilità — i bacini spostano la produzione verso la sera — a condizione che la rete riesca a trasferire l’elettricità attraverso il continente.