La trappola delle centrali a gas da miliardi di dollari? Perché i giganteschi sistemi di accumulo a batteria a lungo termine sono ora la scelta migliore
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Pubblicato il: 22 aprile 2026 / Aggiornato il: 22 aprile 2026 – Autore: Konrad Wolfenstein
Centrali elettriche a gas: una trappola da miliardi di dollari? Perché i sistemi di accumulo a batteria di grandi dimensioni sono ora la scelta migliore – Immagine: Xpert.Digital
Risparmi per 166 milioni di euro: lo studio che rivoluziona la strategia tedesca per le centrali elettriche
Preferenza segreta per il gas: questa decisione politica costerà miliardi ai consumatori di energia elettrica?
Crollo vertiginoso dei prezzi: i grandi impianti di accumulo a batteria renderanno presto obsolete le nuove centrali elettriche a gas?
La politica energetica tedesca si trova di fronte a una decisione cruciale di enorme importanza: come garantire un approvvigionamento elettrico affidabile durante i temuti periodi di "calma produzione" (periodi di scarsa produzione di energia eolica e solare)? Mentre l'attuale strategia del governo federale in materia di centrali elettriche si basa principalmente sulla costruzione massiccia di costose nuove centrali a gas, un'analisi impietosa della rinomata società di consulenza LCP Delta dipinge un quadro completamente diverso. I dati lo dimostrano: lo stoccaggio a batteria a lungo termine, grazie a un calo dei prezzi senza precedenti, non è più una tecnologia di nicchia. In alcuni casi, è nettamente superiore alle centrali a gas, sia dal punto di vista economico che in termini di politica climatica. Sostituire anche solo due gigawatt di capacità a gas previsti con sistemi di accumulo potrebbe far risparmiare fino a 166 milioni di euro all'anno in sussidi. Ciononostante, l'attuale assetto politico del mercato di fatto esclude questa alternativa attraverso rigide normative. Questa è un'analisi approfondita del perché le preferenze politiche prevalgano attualmente sulla razionalità economica nella scelta delle tecnologie e di chi, in definitiva, ne pagherà il prezzo.
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La politica energetica tedesca si trova a un bivio di fondamentale importanza: il Paese dovrebbe affidarsi principalmente a nuove centrali a gas per garantire un approvvigionamento elettrico sicuro, oppure lo stoccaggio a batteria a lungo termine può essere tecnicamente ed economicamente in grado di svolgere una parte sostanziale di questo compito in modo più economico, flessibile e con un minore impatto sul clima? Uno studio della rinomata società di consulenza britannica LCP Delta, commissionato dallo sviluppatore di sistemi di accumulo a batteria Field Energy, fornisce dati significativi su questo argomento nell'aprile 2026. La risposta non è "o gas o batteria", bensì: chiunque prenda una decisione puramente economica in merito alla tecnologia non può ignorare lo stoccaggio a lungo termine.
Il quadro politico: la strategia tedesca per le centrali elettriche sotto esame
Il 15 gennaio 2026, il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia (BMWE), guidato dalla ministra Katherina Reiche (CDU), ha raggiunto un accordo di principio con la Commissione europea sui punti chiave della strategia tedesca per le centrali elettriche. Un elemento centrale di questo accordo è la procedura di gara per dodici gigawatt di nuova capacità dispacciabile nel 2026, che dovranno essere collegati alla rete entro il 2031 al più tardi. Dieci di questi dodici gigawatt sono soggetti a un cosiddetto criterio a lungo termine: le centrali sovvenzionate devono essere in grado di immettere energia elettrica nella rete in modo continuativo per almeno dieci ore – un requisito che, secondo lo stato attuale della tecnologia, può essere soddisfatto praticamente solo dalle centrali a gas.
Il criterio a lungo termine non si applica ai restanti due gigawatt. Anche i sistemi di accumulo a batteria possono partecipare a queste gare d'appalto. Il ministero era quindi consapevole fin dall'inizio che la sua impostazione della gara d'appalto escludeva di fatto l'accumulo a batteria come tecnologia per il blocco di capacità più grande. I critici non lo considerano una necessità tecnica, bensì una preselezione politica a favore del gas naturale, anche in un momento in cui le dinamiche dei costi delle tecnologie di accumulo si sono radicalmente spostate a favore delle batterie.
Il governo tedesco si era inizialmente prefissato l'obiettivo di realizzare 20 gigawatt di nuova capacità di centrali a gas entro il 2030. A seguito dei negoziati con Bruxelles, tale obiettivo è stato ridotto a dodici gigawatt. Tuttavia, l'accordo di coalizione e l'immagine politica del governo dimostrano che la preferenza per le centrali a gas, predisposte anche per l'idrogeno, non si basa unicamente su considerazioni tecniche, ma anche su fattori di politica industriale e strategici: come ponte verso un'economia dell'idrogeno e come contromisura alla temuta, a livello politico, instabilità dell'approvvigionamento energetico durante i periodi di bassa produzione di energia eolica e solare.
Lo studio LCP Delta: metodologia, cliente e ambito di applicazione
In questo contesto politico, lo studio LCP Delta si configura come un intervento mirato in un dibattito in stallo. Gli analisti hanno modellato uno scenario di riferimento comprendente otto gigawatt di nuova capacità di centrali a gas, due gigawatt di accumulo a batteria a lungo termine e due gigawatt di accumulo a batteria convenzionale a breve termine. Questo scenario consente un confronto diretto tra i sistemi e pone la questione di cosa accada quando i due gigawatt di gas vengono sostituiti da un equivalente accumulo a lungo termine, mantenendo lo stesso livello di sicurezza dell'approvvigionamento.
Lo studio è stato commissionato da Field Energy, un'azienda britannica sviluppatrice di sistemi di accumulo a batteria con una pipeline di oltre undici gigawatt in Europa. L'azienda ha un chiaro interesse commerciale nella diffusione dei sistemi di accumulo a lungo termine, pertanto i risultati dovrebbero essere interpretati tenendo conto di questo aspetto. La stessa LCP Delta lo riconosce in modo trasparente. Tuttavia, i dati sui costi utilizzati non si basano su stime teoriche di analisti, bensì sui costi di costruzione effettivi sostenuti dal cliente, il che aumenta il realismo delle cifre, ma ne limita anche la generalizzabilità all'intero mercato.
Per quanto riguarda la portata dell'analisi: LCP Delta è una delle società di consulenza sui mercati energetici più rispettate in Europa. L'azienda è stata precedentemente incaricata dal Dipartimento per la Sicurezza Energetica e le Emissioni Nette Zero (DESNZ) del Regno Unito di condurre modelli simili per il sistema elettrico britannico. Pertanto, la qualità metodologica di questo rapporto non può essere messa in discussione unicamente sulla base del cliente.
Il problema centrale: cosa significa realmente sicurezza dell'approvvigionamento?
Il termine "sicurezza dell'approvvigionamento" viene spesso utilizzato nel dibattito pubblico come eufemismo politico per indicare un ampio spettro di rischi diversi che necessitano di una chiara distinzione analitica. Nel contesto tedesco, prevale lo scenario della cosiddetta "calma nera" – una condizione meteorologica in cui sia l'energia eolica che quella fotovoltaica producono al di sotto della media per diversi giorni, mentre la domanda di elettricità è elevata. Queste situazioni sono reali, statisticamente misurabili e richiedono effettivamente una capacità di gestione controllabile.
Il Centro di ricerca per l'economia energetica (FfE) ha calcolato per il quotidiano Handelsblatt che la Germania dovrebbe aumentare la capacità degli attuali progetti di accumulo approvati di un fattore compreso tra 20 e 40 per compensare completamente i periodi di scarsa produzione di energia eolica e solare utilizzando esclusivamente l'accumulo a batteria. Questa cifra sembra drammatica – e da un certo punto di vista lo è. Tuttavia, risponde alla domanda sbagliata, perché nessun operatore di mercato sostiene che l'accumulo a batteria da solo, senza altre fonti di flessibilità, possa o debba compensare completamente tutti i periodi di scarsa produzione di energia eolica e solare.
La domanda più realistica è: in un sistema che combina gas, stoccaggio, importazioni, biogas, gestione della domanda e, in futuro, idrogeno, quanta parte delle nuove centrali a gas previste potrebbe essere sostituita in modo più conveniente dallo stoccaggio a lungo termine senza compromettere la sicurezza del sistema? Ed è proprio a questa domanda che risponde LCP Delta: due gigawatt possono essere completamente sostituiti, con lo stesso livello di sicurezza e costi drasticamente inferiori.
L'Associazione tedesca delle industrie delle nuove energie (BNE) sottolinea che la Germania gestisce già in modo affidabile i periodi di bassa produzione di energia eolica e solare grazie a circa il 60% di elettricità proveniente da fonti rinnovabili e alla rete elettrica europea. La rete non è quindi un'isola nazionale isolata e dipendente da un singolo tipo di centrale elettrica, bensì un sistema europeo dinamico e interconnesso. Questa integrazione sistemica viene spesso sottovalutata in molti dibattiti.
Confronto tra i sistemi economici: 31 euro contro 102 euro per kilowatt
Il fulcro dello studio LCP Delta è il confronto tra i requisiti di finanziamento delle due tecnologie. Secondo il modello, il fabbisogno medio annuo di finanziamento per un sistema di accumulo a batteria a lungo termine con una capacità di accumulo di dieci ore è di 31 euro per kilowatt. Un impianto di generazione di energia elettrica a ciclo combinato con turbina a gas (CCGT) di pari caratteristiche, invece, richiede 102 euro per kilowatt, ovvero più del triplo.
Questo divario drammatico non è un risultato isolato, ma corrisponde a un cambiamento fondamentale dei costi nei mercati tecnologici globali. BloombergNEF ha documentato nel suo rapporto annuale LCOE per il 2025 che il costo livellato dell'elettricità (LCOE) di riferimento per un progetto di accumulo a batteria di quattro ore è sceso del 27% a 78 dollari per megawattora, un minimo storico da quando BNEF ha iniziato la raccolta dati nel 2009. Allo stesso tempo, l'LCOE per le nuove centrali elettriche a gas è salito a un massimo storico di 102 dollari per megawattora, alimentato dall'esplosione della domanda di turbine a seguito del boom dei data center.
Secondo il Volta Battery Report 2025, basato sui dati di BloombergNEF, il costo dei sistemi di accumulo a batteria "chiavi in mano" è diminuito di un ulteriore 31% tra il 2024 e il 2025, raggiungendo i 117 dollari per kilowattora, con un calo di quasi il 70% rispetto al 2022. In Cina, il costo è risultato ancora più basso nel 2025, attestandosi a soli 63 dollari per kilowattora, contro i 120 dollari in Europa. Questa divergenza geografica dei costi è significativa dal punto di vista della politica energetica, perché dimostra che, sebbene i progetti europei siano più costosi, sono già competitivi e il divario si sta riducendo.
Nel mercato tedesco, per i sistemi di accumulo di energia domestica, i prezzi delle batterie LFP (litio ferro fosfato) sono scesi da 850 euro a circa 440 euro per kilowattora tra il 2022 e il 2026. Secondo Aurora Energy Research, la capacità installata di batterie in Europa è aumentata da meno di dieci a oltre 17 gigawatt tra il 2024 e il 2025; si prevede un ulteriore incremento a oltre 80 gigawatt entro il 2030, con la Germania considerata leader europea.
La superiorità in termini di costi delle batterie non è quindi un'istantanea di una fase di transizione, bensì l'espressione di una tendenza strutturale: la sovraccapacità produttiva cinese di celle, la crescente concorrenza tra i produttori, l'adozione di una chimica LFP economicamente vantaggiosa e i continui miglioramenti nella progettazione dei sistemi stanno spingendo i prezzi inesorabilmente verso il basso. Le centrali a gas, d'altro canto, non beneficiano di una curva di apprendimento paragonabile: le rigide catene di approvvigionamento delle turbine, la volatilità delle materie prime e la domanda strutturalmente elevata da parte del settore energetico rendono le nuove centrali a gas strutturalmente più costose.
Costi di sistema e risparmi per i consumatori: l'equazione da 166 milioni di euro
Secondo i calcoli di LCP Delta, se solo due gigawatt della capacità prevista per le centrali a gas venissero sostituiti da un equivalente sistema di accumulo a batteria a lungo termine, si potrebbero risparmiare fino a 166 milioni di euro all'anno in sussidi, mantenendo la stessa sicurezza di approvvigionamento. Questo risparmio andrebbe a vantaggio dei consumatori di energia elettrica, poiché i meccanismi di gestione della capacità trasferiscono sempre i costi ai consumatori finali tramite tariffe o imposte di rete.
Ancora più impressionanti sono i risparmi cumulativi sui costi di sistema nell'arco della vita utile del progetto: un singolo impianto di accumulo a batteria da 100 megawatt consente di ottenere un risparmio netto sui costi di sistema di circa 270 milioni di euro tra il 2031 e il 2050, grazie alla riduzione dei costi del combustibile, delle emissioni di CO₂ e delle importazioni. Una centrale elettrica a gas comparabile, nello stesso periodo, ottiene un risparmio sui costi di sistema di soli 70 milioni di euro, meno di un terzo. Questa differenza non è dovuta solo ai minori costi di investimento della batteria, ma anche al suo maggiore tasso di utilizzo: a differenza delle centrali elettriche a gas, i sistemi di accumulo a batteria possono fornire diversi servizi al mercato durante tutto l'anno, generando così maggiori ricavi.
Uno studio del 2024 condotto da Frontier Economics, su commissione di importanti aziende del settore dell'accumulo di energia tramite batterie, stima che il beneficio economico derivante dall'espansione dell'accumulo di energia su larga scala in Germania ammonterà ad almeno dodici miliardi di euro entro il 2050. L'accumulo di energia su larga scala tramite batterie riduce il prezzo all'ingrosso dell'elettricità in media di circa un euro per megawattora. Solo nel 2030, l'accumulo di energia su larga scala tramite batterie potrebbe contribuire a risparmiare 6,2 milioni di tonnellate di CO₂. Allo stesso tempo, una capacità di accumulo di nove gigawatt riduce la necessità di nuove centrali a gas di nove gigawatt, evitando così la costruzione di 18 ulteriori centrali.
Questi dati vanno valutati nel contesto dei sussidi previsti: secondo le analisi di Green Planet Energy e del Forum for Ecological and Social Market Economy, il Ministero federale tedesco dell'Economia e dell'Energia (BMWi) prevede sussidi fino a 15,5 miliardi di euro per 12,5 gigawatt di capacità di generazione di energia programmabile, la maggior parte dei quali destinati a nuove centrali a gas. Il fabbisogno annuo di sussidi per le nuove centrali a gas predisposte per l'idrogeno potrebbe arrivare fino a 1,44 milioni di euro per megawatt. Rispetto a queste spese pubbliche, i risparmi ottenuti grazie allo stoccaggio a lungo termine non sembrano rappresentare un'ottimizzazione marginale, bensì un fattore politicamente rilevante.
Equivalenza tecnica: quando una batteria è più conveniente di una centrale elettrica a gas?
La questione tecnica centrale dello studio LCP Delta è: quanta capacità di accumulo è necessaria per sostituire un gigawatt di capacità di una centrale elettrica a gas senza compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento? La risposta è complessa e dipende dalla durata dell'accumulo.
Ipotizzando una disponibilità del 94% per le centrali a gas e del 98% per i sistemi di accumulo a batteria, il rapporto di sostituzione per brevi periodi di accumulo è superiore a 1, il che significa che è necessaria una maggiore capacità di accumulo rispetto alla potenza erogata dalle centrali a gas da sostituire. Solo con un periodo di accumulo superiore a 16 ore il rapporto si avvicina a 1:1, e con 20 ore di accumulo scende addirittura leggermente al di sotto di questo valore, poiché la maggiore disponibilità della batteria supera la capacità della centrale a gas. Ciò significa che, sebbene il criterio delle 10 ore della strategia per le centrali elettriche sia una soglia rilevante dal punto di vista della sicurezza dell'approvvigionamento, non è quello decisivo. Con un periodo di accumulo compreso tra 16 e 20 ore, sarebbe effettivamente possibile ottenere una maggiore sicurezza per gigawatt installato rispetto a una centrale a gas.
In uno studio del marzo 2026, gli analisti di Thema adottano una posizione più cauta: ipotizzano che l'accumulo di energia tramite batterie da solo non sarà in grado di sostituire completamente le centrali a gas entro il 2035 e che la sicurezza del sistema non potrà essere garantita senza una generazione programmabile. Sostengono che, oltre un'espansione dell'accumulo a batterie di 70 gigawatt, un'ulteriore espansione non avrebbe alcun impatto aggiuntivo sulla sicurezza dell'approvvigionamento. Tuttavia, lo stesso studio mostra che 90 gigawatt di accumulo a batterie ridurrebbero il consumo di gas di 14 terawattora e diminuirebbero significativamente il numero di picchi di prezzo, indicando una considerevole funzione di alleggerimento, anche se la sostituzione completa non fosse possibile.
La multifunzionalità delle batterie è fondamentale: mentre le centrali a gas fungono principalmente da generatori, i sistemi di accumulo a batteria possono partecipare simultaneamente al mercato energetico, al mercato dell'energia di bilanciamento, fungere da strumento di stabilità della rete e da fornitore di servizi ancillari. Questa diversificazione delle entrate li rende economicamente più solidi delle centrali a gas, che diventano non redditizie con prezzi dell'elettricità bassi e difficilmente vengono costruite senza sussidi. L'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) riconosce questo aspetto e chiede esplicitamente che tutte le opzioni – centrali a gas, sistemi di accumulo a batteria su larga scala e flessibilità della domanda – possano competere ad armi pari in un mercato della capacità tecnologicamente neutrale a partire dal 2028.
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Crisi di connessione alla rete: perché le batterie potrebbero guastarsi a causa della burocrazia piuttosto che della tecnologia
Il dilemma della connessione alla rete: dove le ambizioni incontrano la realtà
Per quanto convincenti possano essere i calcoli economici a favore dello stoccaggio a lungo termine, rimane irrisolto un grave problema operativo: la connessione alla rete. Un'analisi del mercato europeo dello stoccaggio a batteria condotta da Fieldfisher a partire dal 2026 mostra che nove degli undici principali mercati europei si trovano già ad affrontare reti elettriche sovraccariche. La situazione è particolarmente critica in Germania: all'inizio del 2025, i gestori delle reti di trasmissione hanno ricevuto richieste di nuove connessioni alla rete per un totale di ben 226 gigawatt, una cifra che supera di gran lunga la capacità disponibile. Un gestore di rete ha confermato che non sarà disponibile ulteriore capacità fino al 2029.
Questo sovraccarico strutturale colpisce in egual misura sia lo stoccaggio a batteria che le centrali a gas, ma il suo impatto sul dibattito politico è asimmetrico: le centrali a gas, essendo una tecnologia consolidata e collaudata, sono più familiarizzate con le procedure di autorizzazione e la loro ubicazione è spesso pianificata in corrispondenza di siti di centrali elettriche esistenti, il che riduce gli ostacoli burocratici. Il Volta Battery Report 2025 evidenzia esplicitamente la Germania come un mercato particolarmente problematico a causa delle lunghe liste d'attesa per l'allacciamento alla rete. L'analisi di Fieldfisher avverte che il previsto aumento di sei volte della capacità di accumulo a batteria in Europa, fino a superare i 100 gigawatt entro il 2030, dipende da un'accelerazione dell'espansione della rete, da processi di pianificazione semplificati e da quadri giuridici affidabili.
In termini di pratica politica, ciò significa che, anche se lo stoccaggio a lungo termine rappresentasse un'alternativa migliore ad alcune delle centrali a gas previste, da un punto di vista puramente tecnico ed economico, l'infrastruttura di rete potrebbe diventare il collo di bottiglia decisivo. Chiunque voglia presentare le batterie come una valida alternativa alle centrali a gas nel mercato della capacità deve contemporaneamente esercitare una forte pressione politica per accelerare l'espansione della rete. Altrimenti, la promessa di kilowattora più economici sulla carta rimarrà frustrata dalla realtà della rete.
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La tutela del clima come argomento trascurato: la dimensione della CO₂
Nel dibattito pubblico sulla strategia relativa alle centrali elettriche, la sicurezza dell'approvvigionamento è l'argomento dominante. La dimensione climatica, al contrario, passa in secondo piano, il che rappresenta una miopia analitica, dato che i costi di sistema a lungo termine delle centrali a gas includono esplicitamente la componente di CO₂.
Secondo LCP Delta, un singolo sistema di accumulo a batteria da 100 megawatt consente un risparmio di CO₂ di circa 0,3 milioni di tonnellate nel corso della sua vita operativa rispetto a una centrale elettrica a gas. Su scala di due gigawatt, ciò corrisponderebbe a una riduzione di sei milioni di tonnellate di CO₂ in 20 anni. Uno studio commissionato da GESI Germany e condotto dal Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE) ha stabilito che un sistema di accumulo a batteria su larga scala con una capacità di due gigawattora può far risparmiare fino a 60.000 tonnellate di CO₂ all'anno, per un totale di quasi 20 milioni di tonnellate entro il 2035. Per dare un'idea: la produzione totale di energia elettrica in Germania attualmente emette 177 milioni di tonnellate di CO₂ all'anno.
Il calcolo dei costi sociali per le nuove centrali elettriche a gas include quindi non solo i sussidi diretti e i costi correnti del combustibile, ma anche i costi sociali delle emissioni di CO₂ – tra 200 e 680 euro per tonnellata nel 2040, a seconda del prezzo ombra utilizzato. Un'analisi completa del ciclo di vita che includa questi costi climatici amplificherebbe ulteriormente l'già significativo divario di costo tra batterie e gas, rendendo quest'ultima alternativa ancora più svantaggiosa. L'attuale struttura del bando di gara della strategia tedesca per le centrali elettriche non include tali costi esterni nella sua valutazione, il che equivale a un sussidio politico alla tecnologia dei combustibili fossili a scapito delle generazioni future.
La progettazione del mercato decide: la neutralità tecnologica come principio guida
La questione politica cruciale non è se lo stoccaggio a lungo termine possa competere tecnicamente ed economicamente con le centrali elettriche a gas – ovviamente può, almeno nella misura simulata dallo studio LCP. La questione cruciale è: il mercato tedesco della capacità sarà strutturato in modo tale che entrambe le tecnologie possano effettivamente competere ad armi pari?
L'attuale struttura del primo bando di gara per dieci gigawatt, con il suo criterio di autonomia a lungo termine di dieci ore, esclude di fatto l'accumulo a batteria senza fornire una valida giustificazione tecnica. Persino il ministero riconosce che l'accumulo a batteria a lungo termine potrebbe, in linea di principio, soddisfare il criterio delle dieci ore: il problema non è una mancanza di principi fisici, bensì la mancanza di volontà politica di formulare le condizioni di gara di conseguenza. Il risultato è una struttura di mercato sbilanciata tecnologicamente che elimina sistematicamente i vantaggi in termini di costi delle batterie, gravando così doppiamente su consumatori e contribuenti: in primo luogo, attraverso sussidi eccessivi per le centrali a gas e, in secondo luogo, attraverso mancati risparmi sui costi di sistema.
La ministra federale dell'Economia, Reiche, ha descritto l'accordo come un "passo decisivo per la sicurezza dell'approvvigionamento in Germania" e ha sottolineato la creazione delle "basi per un approvvigionamento elettrico sicuro per il futuro". Ciò che ha omesso di menzionare è che la decisione di definire il criterio a lungo termine in modo tale da escludere i sistemi di accumulo a batteria dalla maggior parte delle gare d'appalto è una scelta politica, non una necessità tecnica. Essa favorisce una tecnologia consolidata a scapito di un'alternativa più economica e rispettosa del clima.
Il mercato della capacità che la Germania sta pianificando per il 2027 e il 2028 è esplicitamente concepito per essere tecnologicamente neutrale. A quel punto, gli impianti di stoccaggio a lungo termine e le centrali elettriche a gas si troveranno in diretta concorrenza tra loro e, in base ai dati di costo disponibili, l'esito di questa competizione potrebbe rivelarsi una spiacevole sorpresa per le centrali a gas.
Limiti dello studio e distinzioni necessarie
Un'analisi equa dei risultati del modello LCP-Delta richiede un esame critico dei limiti metodologici e delle questioni ancora aperte. In primo luogo, lo studio modella la sostituzione di due gigawatt di gas con sistemi di accumulo a lungo termine, una porzione gestibile della capacità totale prevista di dodici gigawatt. Le affermazioni relative alla sicurezza del sistema si applicano a questo specifico scenario misto, non a una completa sostituzione di tutte le centrali elettriche a gas. Chiunque utilizzi questo studio come argomento per abbandonare completamente la costruzione di nuove centrali a gas ne sta forzando le conclusioni.
In secondo luogo, i dati sui costi utilizzati si basano sui costi effettivi dei progetti di Field Energy. Sebbene questi siano reali e non ipotetici, sono specifici per una singola azienda. Non è documentato se altri sviluppatori siano in grado di realizzare progetti simili in condizioni comparabili. Una media di mercato diversificata potrebbe in parte compensare i vantaggi in termini di costi offerti dalla batteria.
In terzo luogo, la disponibilità tecnica dei sistemi di accumulo a batteria per lunghi periodi e in condizioni estreme, come settimane di scarsa produzione di energia eolica e solare, non è stata ancora completamente testata in condizioni reali. La disponibilità ipotizzata del 98% è teoricamente plausibile, ma non è ancora un valore a lungo termine validato empiricamente per sistemi su scala gigawatt nelle condizioni climatiche tedesche.
In quarto luogo, rimane aperta la questione della capacità di utilizzo dell'idrogeno. Le centrali elettriche a gas attualmente alimentate a gas naturale dovrebbero essere convertite progressivamente all'idrogeno verde entro il 2035. Ciò conferirebbe loro una duplice funzione: sicurezza di approvvigionamento a breve termine con energia fossile e infrastruttura per l'idrogeno a medio termine. Questa opzione sistemica non è disponibile per lo stoccaggio a batteria, almeno non in questa forma. Chi considera prioritaria l'espansione dell'economia dell'idrogeno in Germania ha un argomento legittimo a favore delle centrali elettriche a gas che va oltre un semplice confronto dei costi.
In quinto luogo, occorre tenere conto dell'interconnessione europea: un sistema elettrico tedesco, inserito in un mercato europeo strettamente interconnesso, può contare sulle importazioni dalla Francia (energia nucleare), dalla Scandinavia (energia idroelettrica) o da altri paesi durante i periodi di bassa produzione eolica e solare. Queste opzioni di sistema riducono il fabbisogno nazionale di capacità dispacciabile interna, il che vale sia per i sistemi di accumulo a batteria che per le centrali a gas, ma deve essere considerato nella definizione degli obiettivi di capacità.
Prospettiva comparativa internazionale: cosa può imparare la Germania dalla Gran Bretagna?
Uno sguardo alla politica energetica britannica offre interessanti spunti di riflessione. LCP Delta, in un rapporto per il governo, ha analizzato il sistema elettrico del Regno Unito e ha concluso che la capacità di accumulo a batteria a lungo termine deve aumentare da tre gigawatt nel 2023 a cinque-otto gigawatt e da 28 GWh a 81-99 GWh entro il 2030. In risposta, il DESNZ (Dipartimento per l'Energia e la Nuova Zelanda) del Regno Unito ha sviluppato un meccanismo cosiddetto "cap and floor" (limite massimo e minimo) per l'accumulo a lungo termine: una salvaguardia che garantisce un rendimento minimo e limita i profitti, mobilitando così i capitali privati senza richiedere sussidi governativi permanenti.
Questo approccio britannico rappresenta un modello di mercato più elegante rispetto al meccanismo di capacità tedesco, che si basa su semplici gare d'appalto a volume. Il modello cap-and-floor consente agli investitori di pianificare a lungo termine senza dover sopportare l'intero peso dell'incertezza dei prezzi di mercato, fornendo al contempo allo Stato dei tetti massimi di spesa. Non è un caso che il Regno Unito sia ora tra i principali mercati europei per lo stoccaggio di energia tramite batterie su larga scala.
La Germania potrebbe trarre insegnamento da questo modello. Invece di aprire le gare d'appalto esistenti esclusivamente al gas e consentire solo agli impianti di stoccaggio a lungo termine di partecipare in modo paritario al mercato della capacità a partire dal 2028, un meccanismo di capacità accelerato e tecnologicamente neutrale, con elementi di garanzia dei ricavi simili, rappresenterebbe uno strumento economicamente più razionale. I costi per i consumatori sarebbero inferiori, le emissioni di CO₂ ridotte e la dipendenza dai mercati internazionali del gas diminuita.
La dimensione geopolitica: prezzi del gas, rischi di approvvigionamento e autonomia strategica
L'analisi economica sarebbe incompleta senza considerare la struttura del rischio geopolitico. Le centrali elettriche a gas dipendono permanentemente dalle importazioni di combustibile. Prima della guerra di aggressione della Russia contro l'Ucraina, la Germania importava circa il 55% del suo fabbisogno di gas dalla Russia; dopo l'interruzione delle forniture, le fonti sono state diversificate, ma la dipendenza strutturale dal gas naturale liquefatto (GNL) importato e dal gasdotto proveniente da Norvegia, Stati Uniti e Paesi del Golfo rimane.
Ogni nuova centrale elettrica a gas prolunga questa dipendenza strategica per almeno due o tre decenni. L'aumento dei prezzi della CO₂ nell'ambito del sistema di scambio di quote di emissione dell'UE (EU ETS), la volatilità dei mercati del gas e le potenziali future interruzioni di approvvigionamento rendono la gestione di queste centrali una variazione economica a lungo termine con un profilo di rischio significativo. Secondo il Fraunhofer ISE, i costi del combustibile per le nuove centrali a ciclo combinato con turbina a gas (CCGT) potrebbero superare i 30 centesimi di dollaro per kilowattora in uno scenario pessimistico. In tale scenario, non solo il vantaggio economico dello stoccaggio a batteria sarebbe ancora maggiore di quanto attualmente previsto, ma aumenterebbe drasticamente anche il fabbisogno di sussidi per le centrali a gas.
Al contrario, i sistemi di accumulo a batteria non hanno costi di carburante ricorrenti dopo l'investimento iniziale. La loro dipendenza principale dalle materie prime – litio, cobalto, manganese – riguarda la produzione delle celle, non il loro funzionamento. E sebbene queste catene di approvvigionamento comportino i propri rischi geopolitici, in particolare a causa del predominio del mercato cinese nella produzione di celle, sono strutturalmente diverse: un sistema di accumulo a batteria è esente da costi operativi dopo l'acquisto, mentre una centrale elettrica a gas non lo è mai.
Ciò che i numeri richiedono e ciò che la politica deve
Lo studio LCP Delta fornisce un risultato chiaro, seppur volutamente limitato: i sistemi di accumulo a batteria a lungo termine con una capacità di dieci ore o più possono sostituire almeno due gigawatt della capacità prevista delle centrali a gas in Germania, garantendo la stessa sicurezza di approvvigionamento e un risparmio annuo sui sussidi fino a 166 milioni di euro. Il risparmio sui costi di sistema a lungo termine di una singola centrale da 100 MW supera di quasi quattro volte quello di una centrale a gas comparabile.
Questo risultato concorda con un'ampia gamma di ricerche indipendenti: BloombergNEF, Frontier Economics, Fraunhofer ISE, Aurora Energy Research e la BNE giungono tutti a conclusioni strutturali simili nelle rispettive analisi riguardo alla crescente convenienza economica e alla rilevanza sistemica dello stoccaggio a batteria. Il consenso economico è più chiaro di quanto suggerisca il dibattito politico.
La vera sfida per la politica energetica tedesca non è quindi tecnologica: quella è già stata risolta. La sfida è politica: progettare il processo di gara per il mercato della capacità in modo che tecnologie più economiche, più rispettose del clima e strategicamente più autonome possano effettivamente competere. Il criterio a lungo termine dei dieci gigawatt, che di fatto esclude lo stoccaggio tramite batterie, non è un atto di sicurezza dell'approvvigionamento, bensì un atto politico di preferenza tecnologica. E saranno i consumatori, i contribuenti e il clima a pagarne il prezzo nei prossimi decenni.
Un mercato della capacità tecnologicamente neutrale, che consenta alle centrali a gas, allo stoccaggio a lungo termine, alla gestione della domanda e, in futuro, all'idrogeno verde di competere ad armi pari, non è una rivendicazione ideologica del movimento per la transizione energetica. È la conseguenza della razionalità economica in un mercato in cui i rapporti di costo sono cambiati radicalmente. La Germania possiede le tecnologie. Ciò che serve ora è la volontà politica di plasmare il mercato in modo che queste tecnologie possano prevalere.
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Konrad Wolfenstein
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