È iniziata la seconda fase della transizione energetica: perché l'accumulo di energia tramite batterie sta diventando più importante dei sistemi solari

Un business redditizio: come i sistemi di accumulo su larga scala stanno salvando le nostre reti elettriche e chi ne sta traendo profitto

Scadenza 2029: perché gli investitori più avveduti stanno investendo massicciamente in sistemi di accumulo di energia su larga scala

Negli ultimi anni la Germania ha raggiunto traguardi storici nell'espansione dell'energia solare ed eolica, ma il suo successo sta spingendo sempre più al limite le nostre reti elettriche. La preziosa energia elettrica verde deve essere sempre più spesso prelevata a causa della congestione delle linee, mentre i costi per bilanciare la rete ammontano a miliardi. La transizione energetica sta quindi inevitabilmente entrando nella sua seconda fase: l'attenzione si sposta dalla pura produzione di elettricità allo stoccaggio e alla distribuzione intelligenti. In prima linea in questa trasformazione c'è una tecnologia che si è evoluta da prodotto di nicchia al componente infrastrutturale più importante del nostro sistema elettrico: l'accumulo a batteria. Perché i sistemi di accumulo su larga scala in particolare stanno vivendo una crescita senza precedenti, quali enormi incentivi economici offre una clausola legale spesso trascurata fino al 2029 e come aziende, proprietari terrieri e comuni possono trarre enormi vantaggi da questo boom: tutto questo lo scoprirai nella nostra analisi approfondita.

Quando la luce del sole diventa un problema e lo stoccaggio è l'unica soluzione

Negli ultimi anni la Germania ha compiuto enormi progressi nell'espansione del fotovoltaico. Milioni di impianti sono stati installati su tetti, spazi aperti ed edifici commerciali, producendo così tanta elettricità nelle giornate di sole che la rete fatica a reggere il carico. Quello che per lungo tempo è stato celebrato come un successo della transizione energetica si sta trasformando sempre più in un problema strutturale. I gestori di rete sono costretti a limitare con sempre maggiore frequenza la produzione di energia solare ed eolica da impianti solari ed eolici, perché le linee non riescono ad assorbire l'elettricità prodotta o perché la domanda è insufficiente nei momenti opportuni. Il dibattito sulla transizione energetica si sta quindi spostando dalla mera questione della produzione a quella della distribuzione spaziale e temporale dell'energia. È proprio in questo contesto che entra in gioco una tecnologia destinata a diventare la componente infrastrutturale più importante del sistema elettrico tedesco nei prossimi anni: l'accumulo a batteria.

Dal problema della generazione al problema della distribuzione della transizione energetica

La prima fase della transizione energetica è stata principalmente una fase di espansione. L'obiettivo era connettere alla rete il maggior numero possibile di impianti eolici e solari al fine di sostituire i combustibili fossili e raggiungere gli obiettivi climatici. Questo compito è stato in gran parte portato a termine con successo, nonostante le significative differenze regionali. Tuttavia, sta diventando chiaro che la sola capacità di generazione non è sufficiente a creare un sistema energetico stabile ed economicamente sostenibile. La ragione risiede nella volatilità delle energie rinnovabili: il sole e il vento non forniscono elettricità quando è necessaria, ma piuttosto quando le condizioni meteorologiche lo consentono. Ciò crea un divario temporale tra generazione e consumo, che in precedenza veniva colmato dalle centrali elettriche convenzionali. Michael Reichert riassume in modo conciso questo cambiamento quando descrive come la prima fase della transizione energetica si sia concentrata sulla generazione di quanta più elettricità possibile da fonti rinnovabili, mentre la fase attuale si concentra sulla disponibilità di energia quando è effettivamente necessaria – e che questo sarà difficilmente realizzabile in futuro senza sistemi di accumulo. Questa valutazione è in linea con le attuali tendenze dei dati di rete, che mostrano come la sfida non sia più la generazione, ma la distribuzione e la gestione temporale dell'energia.

Qual è l'effettiva entità dell'energia non utilizzata?

Per comprendere l'urgenza di questo sviluppo, è opportuno esaminare le cifre specifiche della cosiddetta gestione della congestione di rete, che in Germania descrive tutte le misure adottate dai gestori di rete per far fronte ai sovraccarichi. Nel 2025, il volume totale di tali misure è ammontato a circa 30,3 terawattora, rimanendo pressoché invariato rispetto all'anno precedente. Tuttavia, i costi sono aumentati di circa il 4%, raggiungendo circa 3,1 miliardi di euro. È particolarmente significativo notare come le cause della congestione si stiano spostando sempre più dalle grandi reti di trasmissione alle reti di distribuzione regionali. Mentre nel 2024 circa un quarto delle misure di ridistribuzione per le energie rinnovabili era dovuto alla congestione della rete di distribuzione, nel 2025 questa percentuale era salita a circa un terzo, e in alcuni quartieri addirittura a quasi la metà. Ciò significa che i problemi non si presentano più solo a livello sovraregionale, ma sempre più a livello locale, dove gli impianti solari sui tetti e sui terreni aperti immettono energia direttamente nelle reti locali. Allo stesso tempo, emerge un dettaglio significativo: i risarcimenti finanziari per gli impianti di energia rinnovabile la cui produzione è stata limitata sono diminuiti di circa il 22% nel 2025, attestandosi intorno ai 433 milioni di euro, mentre i costi complessivi per la gestione della congestione della rete sono aumentati contemporaneamente. La componente di costo di gran lunga maggiore non era legata agli impianti eolici o solari, bensì alle misure convenzionali di ridistribuzione e alla manutenzione delle centrali elettriche di riserva, che insieme ammontavano a ben oltre 2 miliardi di euro. Complessivamente, circa il 96,5% dell'elettricità prodotta da fonti rinnovabili è stata effettivamente trasportata ai consumatori nel 2025, il che significa che le limitazioni alla produzione hanno interessato circa il 3,5% della produzione totale di energia rinnovabile. Se da un lato questo dato ridimensiona la percezione pubblica di un enorme problema di spreco, dall'altro dimostra anche che persino questa quota relativamente piccola comporta già costi economici considerevoli ed è probabile che aumenti ulteriormente con l'espansione delle energie rinnovabili, qualora non vengano adottate contromisure.

Perché lo stoccaggio sta crescendo più rapidamente di qualsiasi altra tecnologia nel sistema energetico

Il mercato tedesco dello stoccaggio energetico ha registrato una crescita eccezionale dal 2025, superando molti altri settori dell'industria energetica. Solo nella prima metà del 2026, la capacità di stoccaggio a batteria di nuova installazione è salita a circa 2.483 megawatt, con un aumento di circa un terzo rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. La capacità di stoccaggio di nuova installazione è aumentata di quasi il 76% nello stesso periodo, raggiungendo circa 5.642 megawattora. A livello nazionale, sono attualmente collegati alla rete circa 2,6 milioni di sistemi di stoccaggio a batteria con una capacità totale di circa 18,5 gigawatt e una capacità totale di circa 31,5 gigawattora. Se questa tendenza dovesse continuare, la capacità installata potrebbe raggiungere circa 35 gigawattora entro la fine del 2026. Particolarmente degno di nota è un cambiamento qualitativo: la durata media di accumulo dei sistemi di nuova installazione è aumentata da 1,7 a 2,3 ore, il che significa che i sistemi di accumulo a batteria non si limitano più a fornire servizi di sistema a breve termine come la regolazione della frequenza, ma assumono sempre più un ruolo di vero e proprio spostamento del carico, ovvero immagazzinano energia per diverse ore e la reimmettono in rete in un secondo momento. Questo trasforma i sistemi di accumulo da un prodotto tecnico di nicchia a una componente centrale dell'architettura di sistema, disaccoppiando generazione e consumo nel tempo.

Il collegamento alla rete elettrica come nuovo collo di bottiglia per il settore dello stoccaggio

Nonostante la rapida crescita, sta diventando chiaro che il vero limite a tale crescita non è più di natura tecnica, bensì amministrativa e infrastrutturale. Il collegamento alla rete è diventato di gran lunga il principale collo di bottiglia per i nuovi progetti di accumulo. Alla fine del terzo trimestre del 2025, i quattro gestori delle reti di trasmissione tedesche avevano ricevuto un totale di circa 717 richieste di connessione alla rete, per una capacità cumulativa di circa 270 gigawatt, di cui 211 gigawatt destinati esclusivamente a sistemi di accumulo a batteria su larga scala. Questa cifra supera di gran lunga la capacità effettivamente installata e dimostra chiaramente che una parte significativa di queste richieste rappresenta una cosiddetta "pipeline fantasma", ovvero molteplici applicazioni o progetti speculativi che impegnano preziose capacità di elaborazione presso i gestori di rete senza che questi progetti vengano mai realizzati. Per mitigare questo problema, il 1° aprile 2026 i gestori delle reti di trasmissione hanno introdotto una nuova procedura di valutazione della maturità. Tale procedura sposta l'assegnazione delle connessioni alla rete dal precedente approccio "primo arrivato, primo servito" a un sistema che privilegia i progetti effettivamente pronti per la costruzione e finanziati. In questo contesto, l'Associazione tedesca per l'energia solare (BSW) chiede un'accelerazione e una standardizzazione delle procedure di connessione alla rete, la possibilità di utilizzare i sistemi di accumulo in modo multifunzionale – ovvero simultaneamente per diverse applicazioni – e un impiego sistematico dell'accumulo nelle misure di ridistribuzione per evitare la riduzione delle energie rinnovabili. All'inizio del 2026, la capacità di accumulo su larga scala installata in Germania si attestava già intorno ai 3,7 gigawattora, rispetto ai 2,3 gigawattora dell'anno precedente. Gli analisti ritengono che nei prossimi anni sia possibile un aumento della capacità compresa tra 15 e oltre 70 gigawattora, a seconda delle condizioni prevalenti.

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Il fulcro di questo progresso tecnologico è l'abbandono deliberato del tradizionale montaggio a morsetto, 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 in posizione. Questa progettazione garantisce che tutte le forze, 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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Incentivi economici e ruolo dell'esenzione dal costo di rete

Uno dei principali fattori alla base dell'attuale boom dello stoccaggio energetico è una disposizione di legge che finora ha ricevuto relativamente poca attenzione nel dibattito pubblico, ma che riveste una notevole importanza economica. Secondo l'articolo 118, paragrafo 6, della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG), i nuovi impianti di stoccaggio di energia elettrica sono esenti dalle tariffe di rete per vent'anni, a condizione che entrino in funzione entro il 4 agosto 2029. Questo sussidio a tempo limitato crea un chiaro incentivo economico a realizzare progetti di stoccaggio il prima possibile, alimentando ulteriormente l'attuale boom e spiegando l'elevata domanda di grandi impianti di stoccaggio a supporto della rete, in particolare. Allo stesso tempo, questa scadenza intensifica la pressione sui gestori di rete affinché elaborino più rapidamente le richieste di connessione, poiché molti investitori sono ansiosi di mettere in funzione i propri progetti prima della scadenza. Per aziende, comuni e proprietari terrieri, ciò si traduce in una finestra di opportunità ristretta ma interessante per beneficiare della combinazione di sussidi, crescente domanda di stoccaggio e maggiori ricavi dai servizi ancillari, prima che il quadro normativo cambi dopo il 2029.

Cosa rende lo stoccaggio economicamente attraente per aziende e comuni?

Per gli utenti commerciali, i comuni e i proprietari di terreni idonei, questo sviluppo apre diverse opportunità di guadagno che vanno ben oltre la tradizionale ottimizzazione dell'autoconsumo. I sistemi di accumulo su larga scala possono ora partecipare simultaneamente a più mercati, come il mercato dell'energia di bilanciamento, il trading intraday o attraverso operazioni di arbitraggio, in cui l'elettricità viene acquistata a basso costo durante i periodi di elevata produzione e venduta a un prezzo più alto durante i periodi di elevata domanda. Questo utilizzo multiplo, noto anche come funzionamento multiuso, aumenta significativamente la redditività dei progetti di accumulo, ma non è ancora stato semplificato in modo coerente dalla normativa. Particolarmente interessante per i proprietari terrieri è la co-locazione, in cui i sistemi di accumulo vengono costruiti direttamente adiacenti a impianti solari o eolici esistenti, beneficiando così delle connessioni di rete esistenti senza dover affrontare un processo di connessione completamente nuovo e spesso lungo. Per i comuni, i sistemi di accumulo a supporto della rete offrono l'opportunità di alleviare i colli di bottiglia della rete locale, aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento e generare contemporaneamente entrate dalla fornitura di servizi ancillari, un'area di business che sta diventando sempre più rilevante, soprattutto per le aziende di servizi pubblici municipali.

Perché i critici attribuiscono erroneamente l'onere dei costi

Nel dibattito pubblico, i costi della gestione della congestione della rete vengono spesso attribuiti esclusivamente alle energie rinnovabili, il che, a un esame più attento dei dati, non rispecchia la realtà. I ​​circa 3,1 miliardi di euro spesi in Germania nel 2025 per la gestione della congestione della rete non sono pagamenti ai gestori di impianti eolici o solari, ma consistono principalmente in misure di ridistribuzione della produzione che coinvolgono centrali elettriche convenzionali, manutenzione di centrali di riserva e il cosiddetto contropartita. I compensi finanziari per gli impianti di energia rinnovabile effettivamente limitati hanno rappresentato solo circa 433 milioni di euro di questo totale, una diminuzione significativa rispetto all'anno precedente. La voce di spesa più consistente, con oltre 1,2 miliardi di euro, è stata destinata alle misure di ridistribuzione della produzione di energia convenzionale, seguita da circa 1,4 miliardi di euro per la manutenzione di centrali di riserva. Questa distribuzione dimostra che il vero problema non risiede in un eccesso di energia rinnovabile, ma in un'espansione della rete che semplicemente non riesce a tenere il passo con il tasso di crescita delle energie rinnovabili. È proprio qui che entra in gioco l'argomento a favore dell'accumulo tramite batterie, perché può alleviare i colli di bottiglia locali direttamente alla fonte e quindi ridurre la necessità di costose misure di bilanciamento a livello di sistema, invece di affidarsi principalmente al dispendioso utilizzo delle capacità di riserva convenzionali come in passato.

Differenze regionali e distribuzione ineguale dell'espansione dello stoccaggio

L'espansione dei sistemi di accumulo energetico in Germania non è affatto uniforme, ma presenta talvolta notevoli differenze tra i vari Länder, direttamente correlate alla distribuzione regionale degli impianti solari ed eolici. Le regioni con una densità fotovoltaica particolarmente elevata, soprattutto nelle aree meridionali e rurali, tendono a registrare i tassi di espansione dell'accumulo più alti, poiché in queste zone la necessità di alleggerire il carico sulla rete locale è maggiore. Allo stesso tempo, è evidente che le regioni strutturalmente più deboli, con reti di distribuzione meno sviluppate, sono spesso le più colpite da colli di bottiglia, il che rende particolarmente urgente la necessità di soluzioni di accumulo decentralizzate a supporto della rete. Questa disparità regionale apre opportunità per investimenti mirati, soprattutto laddove i gestori di rete sono attivamente alla ricerca di soluzioni per evitare o quantomeno ritardare costosi interventi di ampliamento della rete. Per investitori e proprietari terrieri, pertanto, è opportuno esaminare attentamente la situazione della rete a livello regionale, poiché le prospettive di connessioni rapide e semplici variano considerevolmente a seconda della località.

Il ruolo centrale dei sistemi di stoccaggio su larga scala rispetto ai sistemi di stoccaggio domestici

Un aspetto chiave degli sviluppi attuali riguarda la distinzione tra piccoli sistemi di accumulo residenziali e grandi impianti di accumulo a supporto della rete. All'inizio del 2026, le batterie di accumulo residenziali, con circa 20,3 gigawattora di capacità installata, rappresentavano ancora la quota maggiore della capacità installata totale. Tuttavia, il loro contributo alla stabilità della rete rimane limitato, poiché generalmente non sono controllabili centralmente e servono principalmente a ottimizzare l'autoconsumo individuale nelle abitazioni private. Il segmento di crescita reale, di importanza strategica per l'intero sistema, è quindi costituito da sistemi di accumulo su larga scala, strategicamente posizionati nei nodi della rete o in prossimità degli impianti di generazione, in grado di contribuire attivamente ad alleviare la congestione della rete. Questi sistemi sono in genere controllabili e possono rispondere in modo flessibile ai segnali degli operatori di rete, consentendo il loro impiego preciso laddove si verificano i colli di bottiglia. Il crescente spostamento della crescita del mercato verso questo segmento dimostra che il settore dell'accumulo si sta evolvendo da una tecnologia puramente destinata al cliente finale a una vera e propria componente infrastrutturale del sistema energetico, sempre più finanziata da enti professionali e istituzionali.

I prossimi anni della transizione energetica

Lo sviluppo di sistemi di accumulo su larga scala nei prossimi anni dipenderà in modo significativo dalla possibilità di ridurre ulteriormente gli ostacoli amministrativi per la connessione alla rete e di migliorare il quadro normativo per i molteplici usi dei sistemi di accumulo. Alla fine del 2025, in Germania, la pipeline di progetti per sistemi di accumulo su larga scala ammontava già a circa 9,5 gigawatt, una parte considerevole dei quali dovrebbe essere connessa alla rete entro il 2027, a condizione che le procedure di connessione vengano accelerate come previsto. Allo stesso tempo, l'enorme discrepanza tra la capacità richiesta e quella effettivamente realizzata dimostra che non tutti gli impianti registrati vengono effettivamente costruiti, il che aggiunge un certo grado di incertezza alle previsioni. Ciononostante, la totalità dei dati disponibili indica chiaramente che l'accumulo a batteria diventerà uno dei settori di crescita più importanti del settore energetico tedesco nei prossimi anni, paragonabile all'importanza che il fotovoltaico e l'eolico hanno avuto negli ultimi due decenni. Ciò offre notevoli opportunità economiche per aziende, comuni e investitori che affrontano tempestivamente questo sviluppo, mentre attendere troppo a lungo comporta il rischio di perdere importanti finestre di opportunità normative, come l'esenzione dalle tariffe di rete fino al 2029. La seconda fase della transizione energetica è quindi iniziata da tempo, anche se è ancora significativamente meno presente nella percezione pubblica rispetto all'espansione degli impianti solari ed eolici.

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