Transizione energetica della California: il ruolo centrale dello stoccaggio in batterie containerizzate

Dall'emergenza alla stabilità della rete: la rapida trasformazione del sistema elettrico della California

Nell'agosto 2020, la California ha attraversato una crisi energetica. Temperature superiori a 40 gradi Celsius hanno causato il collasso della fornitura di energia elettrica in uno stato che si considera pioniere della transizione energetica. Quasi mezzo milione di famiglie sono rimaste al buio quando il gestore della rete elettrica californiana CAISO ha fatto ricorso, per la prima volta in diciannove anni, a interruzioni di corrente controllate. La causa non risiedeva nella mancanza di capacità di generazione, ma in un problema di pianificazione fondamentale: le risorse energetiche consolidate non riuscivano più a tenere il passo con la nuova realtà. I ​​pannelli solari producevano elettricità in abbondanza durante il giorno, ma quando il sole tramontava e milioni di persone tornavano a casa dal lavoro, la capacità si esauriva improvvisamente.

Quattro anni dopo, il quadro è completamente diverso. Nell'estate del 2024, la California ha gestito un caldo record senza un solo blackout. Ciò che è cambiato è custodito in container poco appariscenti nel deserto californiano: sistemi di accumulo a batteria che sono diventati la spina dorsale di un nuovo sistema elettrico. La capacità di accumulo installata è passata da soli 500 megawatt nel 2018 a oltre 13.300 megawatt entro la fine del 2024. A maggio 2025, aveva già raggiunto oltre 15.700 megawatt, con un aumento del 1.944% dall'inizio dell'amministrazione Newsom nel 2019. Questa trasformazione è molto più di un semplice successo tecnico. Rappresenta un fondamentale cambiamento di paradigma economico che dimostra come l'accumulo di energia non solo risolva un problema tecnico, ma stabilisca un modello di business completamente nuovo per i mercati energetici.

Dimensioni globali: l'ascesa della California a superpotenza dello stoccaggio

L'entità di questa trasformazione diventa chiara solo in confronto. Dopo la Cina, la California ha la più grande capacità di accumulo di energia a batteria al mondo. Con oltre 13 gigawatt, lo stato supera la capacità di accumulo di intere nazioni. Questi sistemi di accumulo ora coprono circa un quarto del carico di picco serale, il periodo critico tra le 17:00 e le 21:00, quando la produzione solare diminuisce rapidamente e la domanda di elettricità aumenta drasticamente. Nell'aprile 2024, le batterie hanno raggiunto per la prima volta oltre 6.000 megawatt di capacità di scarica e sono state per breve tempo la più grande fonte singola di elettricità nella rete californiana. Ciò che negli ultimi decenni poteva essere gestito solo con centrali elettriche a gas a rapida crescita, ora viene sostituito da sistemi di accumulo a batteria in grado di rispondere alle fluttuazioni della domanda quasi istantaneamente.

Il principio di arbitraggio: come i prezzi negativi dell'elettricità diventano un modello di business

Il meccanismo economico alla base di questo sistema segue una logica convincente. La California genera così tanta elettricità a mezzogiorno, con i suoi oltre 46 gigawatt di capacità solare installata, che i prezzi diventano regolarmente negativi. Per oltre 1.180 ore nel 2024, il prezzo dell'elettricità è stato inferiore allo zero, con un prezzo negativo mediano di -17 dollari per megawattora. In tali orari, i produttori dovrebbero teoricamente pagare qualcuno per prelevare la loro energia. Questo crea un redditizio business di arbitraggio per i sistemi di accumulo a batterie. Si caricano quando l'elettricità è praticamente gratuita o addirittura quando i prezzi sono negativi, e scaricano la sera, quando la domanda è alta, e le centrali elettriche a gas o le più costose centrali a petrolio greggio stabiliscono il prezzo di mercato. La differenza di prezzo tra le ore più economiche e quelle più costose della giornata ha raggiunto il picco di oltre 55 dollari per kilowatt all'anno nel 2023.

Disruption nel mercato energetico: la nuova logica della flessibilità

Questo modello di business sta cambiando l'intera struttura del mercato energetico. Tradizionalmente, il sistema elettrico funzionava secondo il principio dell'ordine di merito: le centrali elettriche più economiche venivano attivate per prime, mentre le più costose venivano utilizzate solo durante i picchi di carico. Le energie rinnovabili con costi marginali prossimi allo zero erano in cima all'ordine di utilizzo, mentre le centrali a combustibili fossili erano più indietro. L'accumulo a batterie interrompe questo modello lineare. Agisce come arbitraggisti temporali, ridistribuendo l'energia non solo spazialmente ma, soprattutto, temporalmente. Così facendo, crea un nuovo mercato flessibile che opera secondo regole completamente diverse rispetto alla generazione di energia tradizionale.

Corsa all'oro e correzione del mercato: i ricavi degli operatori di stoccaggio

L'impatto economico di questo cambiamento è profondo. Negli ultimi anni sono emersi modelli di business straordinariamente redditizi per gli operatori di sistemi di accumulo a batterie. Nel 2023, i ricavi medi per i commercianti di sistemi di accumulo a batterie in California hanno raggiunto i 123.000 dollari per megawatt all'anno. Tuttavia, è già evidente una significativa correzione del mercato. Entro la fine del 2024, i ricavi erano scesi a una media di 51.000 dollari per megawatt all'anno e, a dicembre, a soli 24.000 dollari. Questo sviluppo riflette la classica dinamica di un mercato in saturazione. Con l'aumento della capacità di accumulo nella rete, i differenziali di prezzo tra il giorno e la notte si riducono perché più operatori tentano contemporaneamente di sfruttare le stesse opportunità di arbitraggio. I ricavi energetici, che rappresentavano oltre l'80% dei ricavi totali nel 2023, sono diminuiti del 28% nel 2024.

Il vantaggio economico: perché il calo dei profitti è un buon segno

Tuttavia, questi cali di fatturato non sono un segno di fallimento, ma paradossalmente un indicatore del successo del sistema. I sistemi di accumulo a batteria svolgono la loro precisa funzione economica: attenuano le fluttuazioni dei prezzi e garantiscono un migliore equilibrio tra eccesso e carenza di offerta. Da una prospettiva macroeconomica, questo è altamente efficiente. Uno studio pubblicato nel 2023 per conto della California Public Utilities Commission ha stimato il beneficio netto dei portafogli di accumulo della California fino a 1,6 miliardi di dollari all'anno fino al 2032, ipotizzando che la capacità installata cresca fino a 13,6 gigawatt come previsto. Questo beneficio deriva dagli investimenti evitati in altre infrastrutture di rete, dalla riduzione delle emissioni di gas serra, dalla riduzione della riduzione delle energie rinnovabili e, soprattutto, dall'eliminazione di costose centrali elettriche per carichi di punta.

Tecnologia e costi: lo standard delle quattro ore come fattore di successo

La struttura dei costi dell'accumulo a batteria è migliorata notevolmente negli ultimi anni. Mentre nel 2017 un sistema di accumulo a batteria costava oltre 500 dollari per kilowattora, i costi per i nuovi progetti ora variano tra i 150 e i 250 dollari per kilowattora per un sistema completamente installato. La maggior parte dei progetti californiani si basa su batterie al litio-ferro-fosfato con un tempo di scarica di quattro ore, uno standard derivante dai requisiti normativi per la sicurezza dell'approvvigionamento. Questa regola delle quattro ore implica che una batteria debba essere in grado di erogare la sua potenza nominale per almeno quattro ore per essere riconosciuta come risorsa di capacità. Ciò fornisce agli investitori una base chiara per la pianificazione, poiché tempi di scarica più lunghi non comportano pagamenti aggiuntivi per la capacità.

Orientamento politico: come le leggi hanno accelerato l'espansione dello stoccaggio

La California deve la rapidità della sua espansione a una politica di sussidi coerente. Già nel 2013, la legge AB 2514 imponeva alle tre principali aziende di servizi pubblici californiane di acquisire un totale di 1.325 megawatt di capacità di accumulo entro il 2020. Questo obiettivo precoce ha creato certezza di pianificazione per gli investitori e ha permesso al settore di realizzare economie di costo. La legge AB 2868 ha aggiunto altri 500 megawatt nel 2016, con particolare attenzione al livello della rete di distribuzione. Tuttavia, il fattore decisivo è stata la risposta ai blackout del 2020. Il governo californiano ha avviato un programma di approvvigionamento di emergenza che ha immesso sul mercato diversi gigawatt di capacità di accumulo aggiuntiva in tempi molto brevi. Progetti che normalmente avrebbero richiesto anni di pianificazione sono stati approvati e implementati in pochi mesi.

Innovazione normativa: procedure accelerate per i megaprogetti

Questa determinazione politica si riflette anche nelle innovazioni normative. Il programma di certificazione Opt-In, introdotto nel 2022, consente alla California Energy Commission di approvare determinati progetti di accumulo con una capacità superiore a 200 megawattora tramite una procedura accelerata. L'agenzia ha 270 giorni di tempo per completare la valutazione ambientale, dopodiché la costruzione può iniziare. Il primo progetto approvato nell'ambito di questa procedura, l'impianto Darden Clean Energy, sarà il più grande sistema di accumulo a batterie al mondo, con una capacità di 4,6 gigawattora. È progettato per immagazzinare energia sufficiente ad alimentare 850.000 abitazioni per quattro ore. Megaprogetti di questo tipo erano impensabili solo pochi anni fa. Dimostrano quanto rapidamente le dimensioni di questo mercato stiano cambiando.

Diversi flussi di entrate: dai servizi di sistema alle centrali elettriche virtuali

Gli incentivi economici per gli investitori privati ​​sono rafforzati da diversi flussi di entrate. Oltre ai profitti derivanti dall'arbitraggio sul mercato del giorno prima, i sistemi di accumulo a batteria ricevono pagamenti per servizi di sistema come il controllo della frequenza e la stabilità della tensione. Possono partecipare al mercato della capacità, dove la disponibilità di energia garantita viene remunerata. E beneficiano della crescente integrazione in centrali elettriche virtuali, in cui vengono coordinati migliaia di sistemi di accumulo decentralizzati. Nel luglio 2025, oltre 100.000 sistemi di accumulo domestici hanno immesso in rete una media di 535 megawatt in un test coordinato. Queste risorse distribuite, aggregate da aziende come Sunrun e Tesla, ricevono premi fino a 150 dollari per batteria a stagione. Il concetto di centrale elettrica virtuale amplia significativamente il modello di business perché consente anche alle famiglie di partecipare al mercato dell'energia.

Domare la curva dell'anatra: come l'accumulo risolve il problema più grande dell'energia solare

La trasformazione del sistema energetico californiano è visibile nella famosa "Curva dell'anatra", il diagramma a forma di anatra che visualizza la sfida delle energie rinnovabili variabili. Al mattino e alla sera, la curva mostra un'elevata domanda residua; a mezzogiorno, scende perché i pannelli solari producono enormi quantità di elettricità. La pancia dell'anatra rappresenta l'eccesso di offerta, mentre il collo simboleggia la ripida pendenza serale, quando la produzione solare crolla e la domanda esplode. Per anni, questa pendenza è stata considerata il più grande problema tecnico della transizione energetica. Le centrali elettriche a gas dovevano passare da zero alla piena capacità in poche ore, un processo tecnicamente impegnativo ed economicamente costoso.

Effetti di spostamento: le centrali elettriche a gas stanno diventando obsolete

I sistemi di accumulo a batteria risolvono questo problema in modo elegante. Si riempiono durante il surplus solare e si scaricano esattamente durante quella fase serale critica. Questo appiattisce notevolmente la curva di accumulo. La rampa estrema, che in precedenza ammontava a oltre 13.000 megawatt in tre ore, viene allungata e mitigata. Questo effetto ha conseguenze economiche di vasta portata. Le centrali elettriche a gas, un tempo indispensabili per il picco di domanda serale, stanno diventando sempre più ridondanti. Oltre il 60% delle turbine a gas a ciclo semplice della California ora funziona a una capacità inferiore al 5%. Sono inattive per la maggior parte del tempo e vengono mantenute in funzione solo come ultima risorsa. I loro operatori stanno lottando con il calo dei ricavi, mentre i sistemi di accumulo a batteria stanno diventando più redditizi. Singole centrali elettriche a gas hanno già annunciato la loro chiusura o sono state sostituite da sistemi di accumulo a batteria.

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Al centro di questo progresso tecnologico c'è l'abbandono deliberato del fissaggio a morsetto convenzionale, che è stato lo standard per decenni. Il nuovo sistema di montaggio, più rapido ed economico, affronta questo problema con un concetto fondamentalmente diverso e più intelligente. Invece di fissare i moduli in punti specifici, questi vengono inseriti in una guida di supporto continua, appositamente sagomata, e tenuti saldamente. Questa progettazione garantisce che tutte le forze in gioco, siano esse carichi statici dovuti alla neve o carichi dinamici dovuti al vento, siano distribuite uniformemente su tutta la lunghezza del telaio del modulo.

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Simbolo del cambiamento: dove un tempo si bruciava il gas, ora ci sono le batterie

L'esempio più significativo è il Nova Power Bank di Calpine a Menifee, in California. Un impianto di accumulo a batterie da 680 megawatt è stato costruito sul sito di una centrale elettrica a gas dismessa ed è entrato in funzione nel 2024. Il progetto simboleggia la transizione da un sistema energetico basato sui combustibili fossili a un sistema energetico basato sull'accumulo. Dove un tempo le turbine bruciavano gas naturale, ora ci sono file di container con batterie agli ioni di litio. L'investimento di oltre un miliardo di dollari dimostra che l'accumulo non è più una tecnologia di nicchia, ma piuttosto un progetto industriale su larga scala con volumi corrispondenti. Calpine, tradizionalmente gestore di centrali elettriche a gas, sta ora sviluppando circa 2.000 megawatt di capacità delle batterie, a dimostrazione del cambiamento strategico delle aziende energetiche consolidate.

Il paradosso dei prezzi: calo dei prezzi all'ingrosso, aumento dei costi per il cliente finale

Gli effetti economici di questo cambiamento sono ambivalenti. Da un lato, i prezzi all'ingrosso dell'elettricità stanno diminuendo. L'accumulo di energia tramite batterie aumenta l'offerta nei periodi di elevata domanda, riducendo così i picchi di prezzo. Nella prima metà del 2024, il prezzo spot dell'elettricità in California è diminuito di oltre il 50% rispetto all'anno precedente. Questo calo è direttamente attribuibile al massiccio aumento della capacità di accumulo e di energia solare. Allo stesso tempo, il consumo di gas è diminuito del 40% durante il periodo in esame. Dal punto di vista climatico, si tratta di un enorme passo avanti. Una minore combustione di gas significa meno emissioni di CO2 e una migliore qualità dell'aria, soprattutto nelle aree metropolitane come Los Angeles, dove le centrali elettriche a gas rappresentano una fonte significativa di inquinamento.

D'altro canto, i prezzi per gli utenti finali in California sono a livelli record. Con una media di 30-32 centesimi per kilowattora, le famiglie californiane pagano quasi il doppio della media americana. Rispetto al 2008, i prezzi dell'elettricità sono aumentati del 98%, l'aumento più elevato tra tutti gli stati degli Stati Uniti. La bolletta media annua per famiglia è di 1.758 dollari, 764 dollari in più rispetto al 2010. Questi aumenti di prezzo hanno una varietà di cause che vanno ben oltre la transizione energetica. Un fattore chiave è l'enorme costo della prevenzione degli incendi boschivi. Dopo i devastanti incendi causati da linee elettriche difettose, le aziende di servizi pubblici californiane investono miliardi in cavi di trasmissione, sistemi antincendio e assicurazioni. Questi costi vengono trasferiti direttamente agli utenti finali.

Fattori di costo nascosti: mercati della capacità e infrastrutture di rete

Un altro fattore determinante per i prezzi è il mercato della capacità. Il Regolamento sull'Adeguatezza delle Risorse della California impone alle aziende di servizi pubblici di mantenere una capacità garantita sufficiente per i periodi di picco della domanda. I costi di mantenimento di questa capacità sono aumentati del 357% tra il 2017 e il 2022, principalmente perché le vecchie centrali elettriche a gas stanno diventando sempre più costose da mantenere, pur essendo ancora necessarie come backup. L'accumulo a batteria potrebbe ridurre questa pressione sui costi nel medio termine, poiché è disponibile a un prezzo più basso come risorsa di capacità. Le analisi mostrano che l'accumulo a batteria costa tra i 5 e gli 8 dollari per kilowatt al mese, mentre le vecchie centrali elettriche a gas comportano costi significativamente più elevati. Tuttavia, ci vorranno anni prima che i nuovi impianti di accumulo sostituiscano completamente le vecchie centrali elettriche.

La fase di transizione: perché le famiglie californiane pagano per due sistemi energetici

Il dibattito sul prezzo dell'elettricità in California rivela una sfida fondamentale della transizione energetica. La ristrutturazione del sistema energetico richiede un ingente investimento infrastrutturale che si protrae per decenni. Durante la fase di transizione, sia la vecchia che la nuova infrastruttura coesistono parallelamente, con conseguente duplicazione dei costi. Le centrali elettriche a gas non possono essere chiuse bruscamente perché sono necessarie come opzione di riserva in caso di condizioni meteorologiche estreme o guasti agli impianti di stoccaggio. Allo stesso tempo, sorgono costi enormi per l'espansione degli impianti di stoccaggio, degli impianti solari e delle reti di trasmissione. Le famiglie californiane stanno di fatto finanziando due sistemi energetici contemporaneamente. Solo una volta completata la transizione e quando le infrastrutture fossili saranno state completamente ammortizzate o dismesse, i costi inizieranno a diminuire.

Sfatiamo un mito: le energie rinnovabili non sono il fattore determinante per il prezzo

Uno studio del 2024 della Stanford University dimostra che l'energia rinnovabile in sé non è il fattore determinante per i prezzi. In 98 dei 116 giorni esaminati, tra la primavera e l'inizio dell'estate del 2024, la California ha soddisfatto oltre il 100% del suo fabbisogno elettrico con energia solare, eolica, idroelettrica e geotermica senza interruzioni. Il prezzo di mercato spot è diminuito di oltre il 50% durante questo periodo. Allo stesso tempo, il consumo di gas è diminuito del 25% per l'intero anno. Questi dati smentiscono la tesi secondo cui l'energia rinnovabile comporti inevitabilmente costi più elevati. Piuttosto, gli elevati prezzi al dettaglio derivano dai suddetti costi infrastrutturali, dalla protezione dagli incendi boschivi e dalla lentezza del quadro normativo che perpetua la sovraccapacità di combustibili fossili.

La visione a lungo termine: un sistema decarbonizzato entro il 2045

La visione economica a lungo termine della California prevede un sistema elettrico completamente decarbonizzato entro il 2045. Per raggiungere questo obiettivo, si stima che lo Stato necessiti di circa 52.000 megawatt di capacità di accumulo di energia tramite batterie, quasi quattro volte la sua capacità attuale. Ipotizzando un accumulo di energia di quattro ore, ciò equivarrebbe a una capacità di accumulo totale di oltre 200 gigawattora. Gli investimenti necessari ammontano a diverse centinaia di miliardi di dollari. Intersect Power, uno dei principali sviluppatori di progetti solari e di accumulo, ha annunciato investimenti per 9 miliardi di dollari solo per i prossimi anni. A livello nazionale, il settore dell'accumulo di energia tramite batterie ha impegnato oltre 100 miliardi di dollari in investimenti nel prossimo decennio per creare una filiera completamente nazionale.

Dimensione della politica industriale: più che semplice tecnologia energetica

Questi dati illustrano la dimensione economica della rivoluzione dell'accumulo. Non si tratta solo di tecnologia energetica, ma di una trasformazione della politica industriale. Lo sviluppo di un'industria dell'accumulo creerà centinaia di migliaia di posti di lavoro nella produzione, nell'installazione e nella gestione. La California si sta posizionando come centro globale per questo settore, analogamente a quanto ha fatto con l'industria informatica o i veicoli elettrici. Gli effetti di ricaduta tecnologica si estendono ben oltre il settore energetico. I sistemi di gestione delle batterie, l'elettronica di potenza e le tecnologie di integrazione della rete sono utilizzati nell'elettromobilità, nei processi industriali e nella digitalizzazione dell'intero sistema energetico.

Nuove sfide: dipendenze e rischi per la sicurezza

Tuttavia, l'approccio della California non è privo di rischi. L'elevata dipendenza dall'accumulo di energia tramite batterie crea nuove vulnerabilità. Le batterie agli ioni di litio si degradano a ogni ciclo di carica-scarica, con una capacità che diminuisce nel corso degli anni. Dopo circa 3.000-5.000 cicli, i sistemi di batterie devono essere sostituiti, il che richiede continui reinvestimenti. L'approvvigionamento di litio, cobalto e altre materie prime critiche è concentrato a livello globale, principalmente in Cina. Colli di bottiglia nell'approvvigionamento o tensioni geopolitiche potrebbero avere un impatto drastico sulla disponibilità e sui prezzi di questi materiali. La California sta lavorando per ridurre queste dipendenze attraverso il riciclo e la diversificazione delle catene di approvvigionamento, ma questi processi richiedono tempo.

Un altro rischio risiede nella sicurezza dei sistemi. Nel gennaio 2023, un grave incendio si è verificato presso il Moss Landing Battery Storage Facility, uno dei più grandi impianti di accumulo di energia al mondo. 300 megawatt di capacità sono stati danneggiati e l'impianto è rimasto fuori servizio per mesi. Incidenti di questo tipo sono rari, ma sollevano interrogativi sull'affidabilità e sui costi assicurativi dei grandi sistemi di accumulo. La California ha successivamente introdotto standard di sicurezza più rigorosi, anche per i sistemi di estrazione del gas e le tecnologie antincendio. Questi requisiti aggiuntivi aumentano i costi di investimento, ma sono necessari per garantire l'accettazione pubblica della tecnologia.

Non esiste un modello per tutti: i limiti della trasferibilità

La trasferibilità del modello californiano ad altre regioni è limitata. La California vanta condizioni eccezionalmente favorevoli. Il clima soleggiato garantisce elevati rendimenti solari, che sono uno dei prerequisiti fondamentali per il modello di arbitraggio. La densità di popolazione e l'elevato consumo di elettricità creano un volume elevato di domanda. Regolamentazioni favorevoli alla tecnologia e il supporto politico facilitano processi di approvazione rapidi. Le regioni con meno sole, minore domanda o quadri normativi più restrittivi dovranno intraprendere percorsi diversi. La Germania, ad esempio, punta maggiormente sulla flessibilità attraverso la gestione della domanda e i collegamenti con i paesi europei limitrofi. Il Texas persegue un approccio guidato dal mercato con un intervento governativo minimo, che ha portato anche a una massiccia espansione dell'accumulo, ma con strutture di prezzo e rischio diverse.

Tre lezioni chiave per la transizione energetica globale

Tuttavia, la California offre spunti preziosi per la transizione energetica globale. La lezione più importante è che l'accumulo non è più un optional, ma una componente integrante di un sistema energetico moderno con un'elevata percentuale di energia rinnovabile variabile. La seconda lezione è che l'accumulo è economicamente sostenibile se il quadro normativo è adeguato. La California ha dimostrato che obiettivi politici chiari, combinati con incentivi e processi di approvazione rapidi, possono mobilitare miliardi di investimenti privati. La terza lezione riguarda la necessità di una pianificazione sistemica. L'accumulo da solo non risolverà il problema energetico. Deve essere integrato in una strategia globale che coordini generazione, trasmissione, distribuzione e consumo.

Un esperimento in tempo reale: l'era inarrestabile dello storage

La rivoluzione dell'accumulo di energia in California è in definitiva un esperimento in tempo reale. Dimostra come un sistema energetico altamente sviluppato possa essere radicalmente trasformato senza compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento. La velocità di questa trasformazione è notevole. In soli sei anni, la capacità di accumulo è passata da praticamente zero a oltre 15 gigawatt, un tasso di crescita senza precedenti nella storia dell'energia. Questo slancio continuerà. Migliaia di megawatt in più sono in cantiere per il 2025 e il 2026, e altri stati come Arizona, Nevada e Texas stanno seguendo l'esempio. L'era dell'accumulo non può più essere fermata.

La nuova moneta nella rete elettrica: la flessibilità temporale

Ciò che si trova in container poco appariscenti nel deserto della California è più di una semplice tecnologia. È la manifestazione fisica di un principio economico fondamentale: il tempo è denaro, e chi riesce a spostare temporaneamente l'energia sta accedendo a un nuovo mercato. I sistemi di accumulo a batteria sono gli agenti di borsa del sistema energetico, che acquistano quando il prezzo è basso e vendono quando è alto. Creano liquidità in un mercato che in precedenza era caratterizzato dall'immediatezza fisica. L'elettricità doveva essere generata in tempo reale, nel momento stesso in cui veniva consumata. Questa limitazione non è più applicabile. L'energia diventa immagazzinabile, pianificabile e negoziabile. Questo sta trasformando l'intera catena del valore del settore energetico. Il futuro non appartiene più solo ai grandi produttori, ma a coloro che possono offrire flessibilità. La California mostra come appare questo futuro.

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