Liberalizzazione del mercato elettrico: lo stesso errore, trent'anni dopo: perché il boom delle batterie in Germania si sta avviando verso il disastro

Burocrazia al posto dell'elettricità: come i gestori di rete stanno bloccando il mercato dello stoccaggio in Germania

Déjà vu della transizione energetica: la Germania sta ripetendo un errore fatale degli anni '90

Il mercato tedesco dei sistemi di accumulo a batteria sta vivendo un boom senza precedenti, eppure una parte significativa di questa capacità non raggiunge mai i consumatori. Mentre gli sviluppatori di progetti investono miliardi in nuove infrastrutture, la loro realizzazione è sempre più ostacolata da un fatale vuoto normativo in materia di connessione alla rete. Invece di regole uniformi e processi trasparenti, gli investitori si scontrano con l'arbitrarietà burocratica dei monopolisti locali della rete. La situazione ricorda un déjà vu storico: nel 1998, la liberalizzazione del mercato elettrico rischiò di fallire proprio a causa di questo "accesso alla rete negoziato", finché i legislatori non intervennero con rigide normative nel 2005. Oggi, trent'anni dopo, questo errore si ripete nel mercato dell'accumulo. A pagarne le conseguenze sono i consumatori di energia elettrica: poiché le batterie completate non vengono immesse in rete, i costi per la gestione della congestione stanno raggiungendo cifre miliardarie. Se la transizione energetica non deve fallire per mancanza di infrastrutture, i responsabili politici devono imparare dalla storia e regolamentare finalmente in modo coerente l'accesso alla rete per i sistemi di accumulo.

La Germania sta ripetendo un errore normativo, e la transizione energetica ne sta pagando il prezzo

L'ombra del 1998: una liberalizzazione che non è stata una

Nell'aprile del 1998, in Germania entrò in vigore la legge sull'industria energetica, nella sua versione modificata, che sancì formalmente l'apertura del mercato elettrico tedesco. Milioni di famiglie e imprese avrebbero potuto scegliere liberamente il proprio fornitore di energia elettrica. La promessa era ambiziosa, ma la realtà si rivelò ben diversa. La Germania optò per un modello non adottato da nessun altro Stato membro dell'Unione Europea: il cosiddetto accesso negoziato alla rete. Invece di regolamentazioni governative uniformi, i partecipanti al mercato avrebbero negoziato tra loro le condizioni alle quali un nuovo fornitore di energia elettrica avrebbe potuto utilizzare le reti degli operatori già esistenti.

Il problema era evidente e strutturalmente irrisolvibile: chiunque debba negoziare con un monopolista senza regole, scadenze o standard minimi si trova inevitabilmente in una posizione di debolezza. I nuovi operatori del settore elettrico dovevano raggiungere accordi individuali con ciascuno dei circa 1.000 gestori di rete presenti all'epoca in Germania, in merito a prezzi di trasmissione, procedure di fatturazione e specifiche tecniche. I cosiddetti accordi di settore – VV I del 1998, VV II del 1999 e VV II+ del 2001 – erano intesi a creare standard di settore volontari, ma alla fine fallirono per la mancanza di un meccanismo di applicazione. I gestori di rete potevano ritardare le richieste, imporre prezzi esorbitanti o semplicemente ignorarle – legalmente, poiché non esistevano sanzioni vincolanti. Solo pochi nuovi fornitori particolarmente tenaci riuscirono a sopravvivere a questa tattica di logoramento.

Il punto di svolta del 2005: come la regolamentazione crea i mercati

Sette anni dopo la liberalizzazione formale, il legislatore ha tratto le conclusioni necessarie. Il 13 luglio 2005 è entrata in vigore la seconda legge di riorganizzazione del diritto energetico, ponendo fine all'approccio speciale tedesco di negoziazione dell'accesso alla rete. Con la modifica della legge sull'industria energetica (EnWG), sono state introdotte a livello nazionale norme uniformi e vincolanti per l'accesso alla rete, accompagnate da quattro ordinanze sull'accesso alla rete e sulle relative tariffe. Contemporaneamente, l'Agenzia federale per le reti di elettricità, gas, telecomunicazioni, poste e ferrovie, nella sua forma attuale, ha ricevuto le proprie responsabilità specifiche per il mercato energetico e, di conseguenza, la funzione di vigilanza sulla regolamentazione della rete.

L'effetto è stato immediatamente percepibile. Grazie a processi chiari, scadenze standardizzate e alla possibilità di perseguire le violazioni da parte delle autorità, per la prima volta si sono create reali pari opportunità per i nuovi operatori di mercato. Cambiare fornitore è diventato praticamente fattibile e la concorrenza è emersa nella realtà, non solo sulla carta. Ciò che il mercato non è riuscito a realizzare da solo in sette anni, il legislatore lo ha ottenuto in pochi mesi: un'infrastruttura funzionante per la concorrenza. Questa è la lezione fondamentale e senza tempo che si apprende dal mercato dell'energia elettrica della fine degli anni '90, e che si sta ripetendo in Germania nel 2026 in modo straordinariamente diretto.

Déjà vu nel mercato dello storage: crescita senza un quadro normativo

Il mercato tedesco dei sistemi di accumulo a batteria sta vivendo una crescita senza precedenti. Alla fine del 2025, a livello nazionale erano in funzione circa 2,4 milioni di sistemi stazionari di accumulo a batteria con una capacità totale di oltre 25 gigawattora, un incremento di cinque volte rispetto al 2020. Solo nel primo trimestre del 2026, sono stati installati oltre due gigawattora aggiuntivi, portando il totale a circa 28 gigawattora. Il mercato dei sistemi di accumulo su larga scala nell'ordine dei megawatt ha quasi raddoppiato la sua capacità nel 2025, passando da circa 450 megawatt a 842 megawatt di capacità installata. E il portafoglio progetti per il 2026 comprende ulteriori 3,4 gigawatt, sebbene gli esperti del settore prevedano che l'effettiva realizzazione sarà inferiore a queste previsioni, non per mancanza di domanda, tecnologia o capitali insufficienti, ma piuttosto a causa di una carenza strutturale di regolamentazione in materia di connessione alla rete.

Il parallelismo con la liberalizzazione del mercato elettrico del 1998 non è metaforico, bensì meccanicistico: ancora oggi non esiste un quadro normativo vincolante a livello nazionale per la connessione alla rete di sistemi di accumulo a batteria su larga scala. I gestori di rete possono, a loro discrezione, formulare requisiti tecnici, fissare scadenze o persino ignorare completamente le richieste di informazioni. Gli sviluppatori di progetti si trovano di fronte allo stesso dilemma dei commercianti di energia elettrica di inizio millennio: negoziano con i monopolisti senza regole, senza scadenze e senza efficaci meccanismi di ricorso. L'accesso alla rete tramite negoziazione, ufficialmente superato nel mercato elettrico dal 2005, persiste nel mercato dell'accumulo a batteria del 2026, con le stesse conseguenze disfunzionali.

Colli di bottiglia tecnici: dove i sistemi di stoccaggio finiti attendono l'accettazione

Collegare un grande sistema di accumulo a batteria alla rete elettrica non è un semplice processo "plug-and-play". Si inizia con l'individuazione di un punto di connessione alla rete idoneo, ovvero il punto di ingresso nella rete elettrica fisicamente e tecnicamente appropriato. Questa fase iniziale può richiedere mesi, poiché i gestori di rete non sono legalmente obbligati a rispondere alle richieste entro tempistiche predefinite. Seguono poi lo sviluppo di un sistema di misurazione, il coordinamento dei sistemi di protezione e controllo, i test di feedback con la rete e, infine, la messa in servizio vera e propria. Ciascuna di queste fasi è, in linea di principio, responsabilità del gestore di rete, il quale, tuttavia, non ha alcun incentivo economico ad accelerare il processo.

Il risultato è una serie di situazioni paradossali che stanno diventando sempre più comuni in Germania: impianti di accumulo a batteria su larga scala, del valore di milioni di euro, sono completi, poggiano sulle fondamenta e sono tecnicamente pronti per l'esercizio, eppure non possono fornire elettricità perché l'approvazione del gestore della rete è ancora in sospeso. Nel settore, i ritardi non si misurano in settimane, ma in trimestri. Investitori e sviluppatori di progetti segnalano richieste di informazioni senza risposta, requisiti che vanno ben oltre quanto tecnicamente necessario per il funzionamento della rete e normative incoerenti a livello regionale: ciò che funziona perfettamente per un gestore della rete di distribuzione non funziona a causa dell'opacità burocratica di quello vicino. Difficilmente si può definire efficienza economica.

La dimensione macroeconomica del fallimento della regolamentazione

Il danno non è astratto. Si può misurare in cifre concrete. Nel 2024, i costi totali per la gestione della congestione della rete in Germania ammontavano a circa 2,78 miliardi di euro. Nel 2025, questi costi hanno raggiunto circa 3,1 miliardi di euro. Tali somme, che in ultima analisi vengono scaricate su tutti i consumatori di energia elettrica sotto forma di tariffe di rete, derivano principalmente dalla mancanza di risorse di flessibilità sufficienti nella rete elettrica per bilanciare domanda e offerta. I parchi eolici vengono limitati, le centrali elettriche convenzionali vengono incrementate per contrastare la domanda corrente e il controscambio transfrontaliero comporta ulteriori costi, tutto ciò perché i sistemi di accumulo a batteria, che potrebbero ammortizzare efficacemente la congestione della rete, non sono collegati alla rete o non hanno alcun incentivo a operare in modo compatibile con la rete stessa.

Tuttavia, le inefficienze sistemiche sono più profonde. I sistemi di accumulo a batteria sono tecnicamente in grado di ridurre i picchi di carico, compensare le fluttuazioni di frequenza e risolvere i colli di bottiglia locali. Potrebbero sostituire parte della costosa energia di bilanciamento basata sui combustibili fossili, ridurre la necessità di nuove espansioni della rete e fungere da interfaccia flessibile tra l'immissione fluttuante di energia rinnovabile e il consumo costante. Questo potenziale rimane inutilizzato finché l'accesso al mercato dipende dalla buona volontà dei singoli gestori di rete. Il Ministero federale tedesco dell'Economia e dell'Energia prevede che la capacità di accumulo installata dovrà aumentare fino a circa 100 gigawattora entro il 2030 per mantenere la transizione energetica sui binari giusti. Il divario tra questo obiettivo e la realtà attuale è dovuto a carenze normative, non a limitazioni tecniche.

Il labirinto normativo del 2026: tante leggi, nessun sistema

Sarebbe ingiusto affermare che i legislatori non abbiano affrontato il problema. Entro il 2026, il quadro normativo per lo stoccaggio di energia tramite batterie sarà più complesso che mai, ma non per questo più coerente. L'emendamento alla Legge sull'industria energetica (EnWG) del novembre 2025 riconosce esplicitamente per la prima volta gli impianti di stoccaggio su larga scala come infrastrutture privilegiate, promettendo processi di autorizzazione accelerati e la digitalizzazione delle procedure di connessione alla rete. Tuttavia, la Legge sull'accelerazione dell'energia geotermica, approvata contemporaneamente, limita immediatamente questo privilegio: le esenzioni dai permessi di costruzione si applicano ora solo agli impianti di stoccaggio entro un raggio di 200 metri dalle sottostazioni o nelle immediate vicinanze di grandi centrali elettriche. La mano sinistra si riprende ciò che la destra ha dato.

Per quanto riguarda gli allacciamenti alla rete, il Codice Edilizio tedesco (Baugesetzbuch) garantirà, almeno a partire dal 2026, maggiore certezza urbanistica per le procedure di autorizzazione nelle aree rurali, con un trattamento preferenziale esplicito per i sistemi di accumulo a batteria con una capacità di un megawattora o superiore. Parallelamente, i quattro gestori del sistema di trasmissione tedesco – 50Hertz, Amprion, TenneT Germany e TransnetBW – hanno sostituito il precedente principio "primo arrivato, primo servito" per l'assegnazione delle capacità di connessione alla rete ad alta tensione con una cosiddetta procedura di valutazione della maturità, a partire dal 1° aprile 2026. Tale procedura valuterà i progetti sulla base di criteri quali l'acquisizione del terreno, lo stato delle autorizzazioni, il concetto tecnico, la fattibilità economica e i benefici per la rete e il sistema. Per ogni domanda verrà addebitata una tariffa fissa di 50.000 euro; in caso di accettazione dell'offerta di connessione, sarà necessario versare un deposito aggiuntivo di 1.500 euro per megawatt.

La procedura di valutazione della maturità rappresenta un miglioramento rispetto a una situazione di totale assenza di regolamentazione, ma non risolve il problema fondamentale: si applica solo alla rete ad alta tensione dei quattro gestori del sistema di trasmissione. I gestori del sistema di distribuzione, ben più numerosi, a livello di media e bassa tensione, non sono soggetti ad alcuna procedura vincolante analoga. Per un progetto di accumulo di energia su larga scala, destinato a essere collegato non alla rete ad alta tensione ma a una rete di distribuzione regionale, si applicano ancora le vecchie regole di accesso alla rete tramite negoziazione. La coesistenza di eccezioni, periodi transitori, atti normativi paralleli e la mancanza di meccanismi di transizione creano un vuoto normativo che pone regolarmente sfide di pianificazione insormontabili anche ai progettisti più esperti.

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AgNes e la questione della remunerazione: incentivi senza fondamento

Mentre la questione strutturale della connessione alla rete rimane irrisolta, l'Agenzia federale per le reti sta affrontando una riforma fondamentale del sistema tariffario di rete nell'ambito della procedura di determinazione AgNes (Sistema tariffario generale di rete per l'energia elettrica). L'attenzione si concentra sulla prevista abolizione dell'esenzione ventennale generalizzata dal pagamento delle tariffe di rete per gli impianti di accumulo, finora applicata ai sensi dell'articolo 118, paragrafo 6, della Legge sull'industria energetica (EnWG). Questa esenzione sarà sostituita da un sistema differenziato di componenti di finanziamento e incentivazione: le tariffe di rete con funzione di finanziamento garantiscono la partecipazione ai costi di rete, mentre i prezzi dinamici dell'energia con funzione di incentivazione mirano a premiare i comportamenti a servizio del sistema da parte degli impianti di accumulo, ovvero la ricarica durante i periodi di sovraccapacità della rete e l'immissione di energia nella rete durante le situazioni di congestione.

L'Agenzia federale per le reti giustifica questa riorganizzazione con i requisiti del diritto europeo: un'esenzione generalizzata per gli impianti di accumulo non è sostenibile ai sensi del diritto europeo e non è favorevole alla politica energetica. Dal punto di vista dell'agenzia, gli incentivi per un determinato comportamento possono essere creati solo se vengono applicati in modo generalizzato i costi di rete. Le associazioni di settore, in particolare l'Associazione tedesca per l'accumulo di energia (BVES) e l'Associazione tedesca per le industrie delle nuove energie (bne), sono fermamente contrarie. Chiedono una rigorosa tutela degli investimenti sulla base del precedente quadro giuridico e mettono in guardia contro un obbligo retroattivo di pagamento dei costi che potrebbe essere applicato a partire dal 2 settembre 2021. Per i progetti in corso, una simile regolamentazione equivarrebbe a un'espropriazione parziale della loro redditività calcolata. L'incertezza sugli investimenti creata da questo pendolo normativo ostacola ulteriormente i nuovi investimenti, oltre alle barriere esistenti all'allacciamento alla rete.

La connettività di rete come punto cieco: il potenziale mancato

Una grave lacuna riguarda il funzionamento a supporto della rete dei sistemi di accumulo a batteria. La distinzione è fondamentale, sia dal punto di vista tecnico che economico: un sistema di accumulo che opera esclusivamente in base alle dinamiche di arbitraggio – caricandosi a basso costo e scaricandosi a prezzi elevati, basandosi unicamente sui prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica – può potenzialmente avere un effetto prociclico sulla congestione della rete. Un sistema di accumulo gestito in modo da supportare la rete, al contrario, si carica specificamente quando la rete locale è sovraccarica e immette energia quando si verificano colli di bottiglia. Ciò riduce la necessità di ridistribuzione, alleggerisce la pressione sulle infrastrutture e riduce i costi di espansione della rete.

Questo valore aggiunto sistemico non è attualmente adeguatamente compensato né sistematicamente garantito. L'Agenzia federale per le reti riconosce il problema: le tariffe dinamiche di rete sono pensate per incentivare il comportamento di servizio alla rete degli impianti di accumulo nella rete di trasmissione e ad alta tensione a partire dal 2029. Tuttavia, anche questo è uno strumento di incentivazione, non uno strumento per la partecipazione al mercato. Prima che gli impianti di accumulo possano operare in modo da servire la rete, devono prima essere collegati alla rete, in condizioni eque, uniformi e trasparenti. Finché l'accesso alla rete stessa rimarrà non regolamentato, qualsiasi discussione sulle strutture di incentivazione e sui sistemi tariffari si baserà sul nulla. È come discutere le regole di procedura parlamentare prima ancora di aver chiarito a chi verrà concesso l'accesso.

Il processo di apprendimento istituzionale: cosa ha funzionato nel 2005 e cosa manca oggi

Nel 2005, le condizioni per una riforma normativa di successo dell'accesso alla rete elettrica erano straordinariamente chiare: vi era la volontà politica all'interno del Ministero dell'Economia, la pressione europea attraverso le Direttive di accelerazione dell'UE del 2003 e un'autorità di nuova istituzione con un mandato normativo esplicito. L'Agenzia federale per le reti non solo ricevette l'incarico di supervisione, ma anche il potere di stabilire attivamente gli standard, rivedere le tariffe di rete e sanzionare le violazioni. Il risultato fu un cambio di paradigma: l'accesso alla rete negoziato divenne accesso alla rete regolamentato e una farsa di mercato si trasformò in un mercato autentico.

Ciò che manca nel 2026 è l'applicazione coerente di questo modello al mercato dello stoccaggio. I prerequisiti istituzionali sono presenti in linea di principio. L'Agenzia federale per le reti possiede le competenze e gli strumenti necessari. Il Ministero dell'Economia e dell'Energia ha la responsabilità politica. I regolamenti UE, in particolare la Direttiva sulle energie rinnovabili (RED III) e la nuova Direttiva sul mercato elettrico, forniscono il quadro normativo per l'integrazione dei sistemi di stoccaggio. Ciò che manca è la volontà politica di attuare questo quadro in modo vincolante e completo. Prevale invece un approccio frammentario: trattamenti preferenziali nei regolamenti edilizi qui, modifiche procedurali per i gestori delle reti di trasmissione lì, e dibattiti sulle tariffe altrove. Manca ancora un quadro normativo coerente e orientato al sistema per l'accesso regolamentato alla rete dei sistemi di accumulo a batteria, analogo alla modifica del 2005 alla Legge sull'industria energetica.

Condizioni quadro regolamentate come catalizzatore di crescita

La logica economica alla base della richiesta di maggiore regolamentazione è controintuitiva, ma empiricamente provata: non è la minore regolamentazione a creare i mercati, bensì una regolamentazione ben progettata. Il mercato elettrico post-2005 rappresenta il caso di studio specifico della Germania. A livello internazionale, ve ne sono altri: in Gran Bretagna, il cosiddetto regime dei Contratti per Differenza (CDF) ha consentito una rapida crescita del mercato dello stoccaggio, poiché norme chiare hanno creato certezza nella pianificazione e, di conseguenza, la volontà di investire. Negli Stati Uniti, l'Ordine 841 del 2018 della Federal Energy Regulatory Commission (FERC) ha regolamentato esplicitamente la partecipazione degli impianti di stoccaggio ai mercati all'ingrosso, mobilitando in tal modo ingenti capitali.

In Germania, un accesso regolamentato alla rete per i sistemi di accumulo a batteria significherebbe essenzialmente tre cose: in primo luogo, standard procedurali uniformi e vincolanti a livello nazionale per le connessioni alla rete, con scadenze definite, requisiti tecnici standardizzati e una procedura di reclamo gestibile; in secondo luogo, criteri chiari e comprensibili per le modalità operative dei sistemi di accumulo, sia a supporto che a neutralità di rete; e in terzo luogo, un meccanismo di remunerazione per i servizi effettivamente forniti a supporto del sistema, che incentivi gli operatori dei sistemi di accumulo non solo a ottimizzare i profitti derivanti dall'arbitraggio, ma anche a contribuire attivamente alla stabilità della rete. Tutto ciò è tecnicamente fattibile e istituzionalmente attuabile. Ciò che manca è il quadro normativo, non la sostanza.

Tra il divario tra pipeline e implementazione: i gigawatt perduti

Il divario tra ciò che è possibile e ciò che viene effettivamente realizzato non è un concetto astratto. Alla fine del 2025, il portafoglio di progetti per lo stoccaggio di energia elettrica su larga scala in Germania comprendeva un totale di 9,5 gigawatt, di cui 5,6 gigawatt avrebbero dovuto essere collegati alla rete entro la fine del 2026 e del 2027. Una valutazione più realistica degli analisti di mercato presuppone che una parte significativa di questi progetti non sarà completata in tempo a causa dei ritardi nella connessione alla rete. Ogni gigawatt di capacità di stoccaggio a batteria che non entra in funzione come previsto rappresenta un volume di investimenti compreso tra circa 500 milioni e un miliardo di euro che rimane inutilizzato, e una conseguente perdita di flessibilità per il sistema elettrico.

La stessa Agenzia federale per le reti ha sottolineato che un'espansione incontrollata degli allacciamenti alla rete per l'accumulo di energia tramite batterie, fino a 500 gigawatt, sovraccaricherebbe la rete e farebbe schizzare alle stelle i costi. Questa affermazione è tecnicamente corretta, ma non dovrebbe essere interpretata come un argomento contro la regolamentazione, bensì come un argomento a favore di una regolamentazione intelligente. Non tutti gli allacciamenti sono sensati, non tutta la capacità è vantaggiosa per il sistema, ma proprio per questo motivo sono necessari criteri trasparenti per la definizione delle priorità e il processo decisionale, non decisioni informali prese a discrezione dei singoli gestori di rete. La procedura di valutazione della maturità per i gestori dei sistemi di trasmissione è un passo nella giusta direzione, ma si concentra solo su un'estremità della catena del valore e lascia inalterata la rete di distribuzione.

Opzioni di riforma: cosa dovrebbe significare concretamente un accesso regolamentato alla rete?

Un sistema regolamentato di accesso alla rete per i sistemi di accumulo a batteria, che tenga seriamente conto degli insegnamenti appresi tra il 1998 e il 2005, dovrebbe essenzialmente affrontare cinque dimensioni. In primo luogo, sono necessari termini vincolanti per le domande: i gestori di rete devono essere obbligati a rispondere alle richieste di connessione entro tempi definiti, comunicare in modo trasparente i colli di bottiglia di capacità e giustificare i rifiuti con motivazioni tecniche verificabili. In secondo luogo, sono necessari standard tecnici minimi standardizzati a livello nazionale per la connessione e il funzionamento dei sistemi di accumulo a batteria. Questi standard tutelano il legittimo interesse dei gestori di rete alla stabilità della rete senza consentire requisiti speciali aggiuntivi. In terzo luogo, i costi di processo devono essere distribuiti equamente: i sussidi per i costi di costruzione non devono gravare sugli sviluppatori di progetti al punto da rendere gli investimenti antieconomici, come giustamente critica la Società tedesca per l'energia a batteria (BVES).

In quarto luogo, è da tempo necessario definire un insieme chiaro di regole per pratiche operative compatibili con la rete. Gli impianti di accumulo che dimostrano di operare in modo compatibile con la rete non dovrebbero solo essere premiati con tariffe di rete dinamiche, ma anche beneficiare di un accesso preferenziale alla rete. Ciò crea incentivi per comportamenti economicamente vantaggiosi ed evita i sistemi di accumulo ad arbitraggio irregolari criticati dalla Federal Network Agency. In quinto luogo, è necessaria un'autorità di regolamentazione indipendente con effettivi poteri sanzionatori – e in questo ambito la Federal Network Agency ha già l'obbligo di utilizzare i propri strumenti in modo più coerente. Il parallelismo con il 2005 è evidente anche in questo caso: solo quando l'autorità di regolamentazione ha effettivamente avuto i poteri e li ha utilizzati, il comportamento degli operatori di rete è cambiato.

Responsabilità politica in un periodo di sconvolgimenti

Non bisogna sottovalutare la dimensione politica di questa questione. La Germania sta attraversando un periodo di rapida trasformazione strutturale del suo approvvigionamento energetico. La quota di energie rinnovabili nella produzione di elettricità è in continuo aumento, la volatilità degli incentivi all'energia immessa in rete è in crescita e, di conseguenza, aumenta proporzionalmente la necessità di flessibilità controllabile. In questo contesto, l'accumulo a batteria non rappresenta una tecnologia complementare, bensì un'infrastruttura di sistema che sta assumendo sempre più la funzione precedentemente svolta dalle centrali elettriche a combustibili fossili per la gestione dei picchi di domanda. I responsabili politici hanno sottolineato la necessità di sincronizzare meglio, sia spazialmente che temporalmente, l'espansione delle energie rinnovabili con l'ampliamento della rete. L'accumulo a batteria è uno strumento più economico e di più rapida implementazione rispetto all'ampliamento della rete, ma solo se effettivamente integrabile nella stessa.

Il paradosso politico risiede nel fatto che, da un lato, i legislatori fissano ambiziosi obiettivi di protezione del clima e di espansione delle energie rinnovabili, mentre dall'altro lasciano incompleto il quadro normativo per le infrastrutture di sistema necessarie. Non si tratta di una coincidenza, bensì del risultato di una complessa rete di interessi: i gestori di rete consolidati traggono vantaggio dallo status quo e hanno pochi incentivi a limitare il loro margine di manovra attraverso norme vincolanti. I nuovi attori, d'altro canto – sviluppatori di progetti, investitori, aziende tecnologiche – sono numerosi e ben capitalizzati, ma meno consolidati politicamente rispetto al settore energetico tradizionale. I legislatori si trovano quindi di fronte alla classica sfida normativa: devono creare un mercato che i partecipanti non possono, o non vogliono, creare da soli.

La tempistica è decisiva: regolamentare ora o dover affrontare costi miliardari in futuro

La tempistica di questa decisione è cruciale. Ogni anno senza un accesso regolamentato alla rete per i sistemi di accumulo a batteria è un anno in cui la gestione della congestione della rete costa miliardi, in cui gli investimenti non vengono effettuati o vengono dirottati all'estero e in cui il divario tra l'obiettivo di espansione e la realtà si allarga. Il governo tedesco si è posto l'obiettivo di aumentare la capacità installata di accumulo a batteria a circa 100 gigawattora entro il 2030. Con l'attuale ritmo di espansione e con il quadro normativo esistente, questo obiettivo è difficilmente raggiungibile. Le infrastrutture ci sono, i capitali ci sono, la tecnologia c'è: ciò che manca è la chiave normativa che apra la porta.

La storia ci insegna che la modifica del 2005 alla legge sull'industria energetica (EnWG) ha impiegato mesi, non anni, per produrre i suoi effetti. Norme uniformi, standard applicabili e un'autorità di regolamentazione competente possono trasformare rapidamente i mercati. Ciò di cui la Germania ha bisogno per il boom delle batterie del 2026 non è più pazienza, ma più determinazione. Il Ministero federale dell'Economia e dell'Energia e l'Agenzia federale per le reti possiedono congiuntamente gli strumenti giuridici per realizzare questa trasformazione. La questione non è né tecnica né istituzionale. È politica.

Trent'anni dopo il primo tentativo di liberalizzare il mercato elettrico tedesco e vent'anni dopo il successo della soluzione regolamentare, la Germania si trova nuovamente a un bivio. Il boom delle batterie è reale, la domanda è urgente e il progetto per la soluzione è custodito negli Archivi Federali. Sarebbe un fallimento straordinario dover imparare la stessa lezione due volte.