Lo tsunami delle batterie in Germania: come i sistemi di accumulo su larga scala stanno superando la transizione energetica – Immagine: Xpert.Digital
Lo shock della capacità di accumulo da 720 gigawatt, 78 GW già approvati: perché l'ondata di batterie sta travolgendo la rete elettrica tedesca
Fine della "stagione buia"? Cosa sta realmente accadendo con l'espansione massiccia di grandi impianti di stoccaggio
Crollo dei prezzi delle batterie: il fattore cinese sottovalutato nel boom tedesco degli accumulatori
Per lungo tempo, i sistemi di accumulo a batteria su larga scala sono stati considerati una costosa soluzione di nicchia, un piacevole "accessorio" per le giornate di sole. Ma all'ombra di prolungati dibattiti sulle strategie delle centrali elettriche e sulle reti dell'idrogeno, si è sviluppata una dinamica di mercato dirompente, che ha suscitato incredulità e sconcerto nei ministeri. Le cifre sono così enormi da sembrare astratte: sono state presentate richieste di connessione alla rete per oltre 720 gigawatt di capacità di accumulo, ovvero nove volte il carico di picco annuo totale della Germania.
Ciò a cui stiamo assistendo attualmente non è un aumento imposto dal governo, ma piuttosto un'ondata di investimenti guidata da una brutale logica di mercato globale. Alimentate da un crollo senza precedenti dei prezzi della tecnologia al litio ferro fosfato (LFP) e da un'enorme sovracapacità in Cina, le batterie sono improvvisamente diventate l'opzione più economica per la flessibilità della rete. Mentre i decisori politici ragionavano ancora su orizzonti quinquennali, sviluppatori di progetti e investitori stavano già calcolando a intervalli di 15 minuti e riconoscendo gli enormi profitti derivanti dall'arbitraggio nel volatile mercato elettrico.
Ma questo boom incontrollato sta spingendo il sistema ai suoi limiti. Solleva interrogativi fondamentali: come gestire un'infrastruttura per la quale non c'è praticamente spazio nella rete esistente? Come impedire che "applicazioni fantasma" speculative blocchino connessioni industriali vitali? E soprattutto: questo diluvio tecnologico può colmare il divario della temuta "stagione buia", o siamo vittime di un'illusione collettiva sulla fisica dell'accumulo a lungo termine? Il testo che segue analizza l'anatomia di questo tsunami di batterie, mette in luce la tensione tra impotenza normativa e innovazione guidata dal mercato e mostra perché la Germania debba ripensare radicalmente la sua pianificazione energetica.
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Quando il mercato calcola più velocemente dei piani della politica
Il 2025 ha rivelato una realtà tecnologica che non ha ancora trovato riscontro nei documenti strategici del governo tedesco. I sistemi di accumulo a batteria su larga scala, a lungo considerati una componente secondaria della transizione energetica, si sono trasformati nel giro di pochi trimestri in un elemento infrastrutturale di importanza sistemica. Il motore di questo sviluppo non è la politica, ma piuttosto una logica economica alimentata dal drastico calo dei costi, dalla produzione di massa globale e dalla crescente esigenza di flessibilità del sistema elettrico. Ciò che sta emergendo in Germania non è un cambiamento graduale, ma un cambiamento radicale nell'architettura dell'approvvigionamento energetico. I dati presentati dall'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) nel novembre 2025 parlano da soli: sono state presentate ai gestori di rete domande di connessione alla rete per sistemi di accumulo a batteria su larga scala con una capacità totale superiore a 720 gigawatt. Si tratta di oltre due volte e mezzo la capacità di generazione totale installata in Germania, pari a 263 gigawatt. Le connessioni alla rete già impegnate ammontano ad almeno 78 gigawatt. Questa cifra supera già gli scenari del piano di sviluppo della rete, che prevede una capacità di accumulo installata di circa 94 gigawatt entro il 2045. Una pianificazione che si estende per vent'anni nel futuro viene quindi semplicemente superata dalla realtà applicativa del 2025.
Questa discrepanza tra pianificazione normativa e dinamiche guidate dal mercato è al centro di un dibattito sulla politica energetica che va ben oltre i dettagli tecnici. Solleva interrogativi fondamentali sulla capacità dello Stato tedesco di tenere il passo con i cambiamenti tecnologici e sull'architettura di un sistema energetico che si sta trasformando a una velocità che nessun quadro di riferimento avrebbe potuto prevedere.
Il vuoto politico e il suo acceleratore involontario
Per comprendere la portata del boom dell'accumulo di energia, è necessario considerare il contesto politico in cui si sta verificando. Il 15 settembre 2025, la Ministra Federale dell'Economia Katherina Reiche ha presentato il suo rapporto di monitoraggio sulla transizione energetica, redatto dagli istituti BET ed EWI. Il rapporto di 259 pagine, intitolato "Transizione Energetica. Efficiente. Da Fare", analizzava lo stato della trasformazione e culminava in un piano in dieci punti che enfatizzava l'efficienza dei costi, l'apertura tecnologica e i meccanismi di mercato. Tuttavia, ciò che era palesemente assente da questo rapporto era una valutazione sostanziale del ruolo dell'accumulo di energia tramite batterie. Il tema è stato ampiamente ignorato e, persino nel piano in dieci punti della Ministra, si cerca invano una posizione strategica sull'accumulo su larga scala. Questa omissione è notevole perché dimostra quanto la percezione politica sia rimasta indietro rispetto alla realtà tecnologica. Mentre Reiche parlava di realismo nella pianificazione e di sincronizzazione delle reti e delle energie rinnovabili, sul mercato si stava già sviluppando un ciclo di investimenti che capovolgeva tutte le precedenti ipotesi sui requisiti di flessibilità del sistema elettrico.
La vera sorpresa del 2025 risiede proprio in questo divario. La svolta nell'accumulo di energia tramite batterie su larga scala è avvenuta non grazie al quadro politico, ma nonostante questo. Non è stata innescata da programmi di sussidi o da politiche industriali strategiche, ma dalla pura e semplice somma di costi tecnologici in calo e potenziale di fatturato crescente nel mercato elettrico.
Il crollo dei costi: anatomia di un crollo globale dei prezzi
Il fulcro economico del boom dell'accumulo è l'evoluzione dei costi. I prezzi delle batterie agli ioni di litio sono crollati negli ultimi anni, superando persino le previsioni più ottimistiche. Secondo l'indagine annuale sui prezzi di BloombergNEF, i prezzi medi globali dei pacchi batteria sono scesi a 108 dollari per kilowattora nel 2025, con un calo dell'8% rispetto all'anno precedente. Nel segmento dell'accumulo stazionario, rilevante per le batterie su larga scala, il calo dei prezzi è stato ancora più drastico: i prezzi dei pacchi sono scesi a 70 dollari per kilowattora, con un calo del 45% rispetto al 2024. Questo rende per la prima volta l'accumulo stazionario il segmento di batterie più economico in assoluto.
A livello di sistema, i prezzi dei sistemi di accumulo di energia chiavi in mano sono scesi a una media di 117 dollari USA per kilowattora a livello globale, con un calo del 31% su base annua, secondo BNEF. La Cina rimane di gran lunga il mercato più conveniente, con prezzi medi di sistema di 73 dollari USA per kilowattora, mentre l'Europa si attesta a 177 dollari USA e gli Stati Uniti a 219 dollari USA. I vantaggi in termini di costi per i produttori cinesi derivano da una combinazione di sovraccapacità produttiva, forte concorrenza e il passaggio costante alla chimica al litio ferro fosfato (LFP). Le batterie LFP hanno raggiunto prezzi medi di 81 dollari USA per kilowattora in tutte le applicazioni nel 2025, rispetto ai 128 dollari USA per le varianti più costose al nichel-manganese-cobalto (NMC).
In Cina, centro della produzione mondiale di batterie, la LFP si è affermata come standard chimico indiscusso. Entro il 2025, le celle LFP rappresentavano l'81,2% del mercato cinese delle batterie per veicoli elettrici, con un aumento del 52,9% su base annua. I leader di mercato CATL e BYD stanno guidando un ciclo di innovazione con ingenti investimenti in ricerca, automazione ed espansione della capacità, spingendo ulteriormente verso il basso la curva dei costi. BNEF prevede che il costo dei sistemi di accumulo di energia chiavi in mano da quattro ore potrebbe scendere a 41 dollari per kilowattora in Cina e a 101 dollari in Europa entro il 2035. Queste cifre segnano la transizione da un periodo in cui l'accumulo era una tecnologia di nicchia a uno in cui rappresenta l'opzione di flessibilità economicamente più interessante nel sistema energetico.
In Germania, il calo dei prezzi è evidente anche nel settore dell'accumulo residenziale, dove i costi sono scesi da 1.277 euro per kilowattora nel 2013 a una media di 477 euro per kilowattora nel 2025, con una diminuzione del 63%. Solo tra il 2023 e il 2025, i prezzi sono diminuiti di circa il 41%. Per i sistemi di accumulo su larga scala, dove i costi delle celle e i costi di integrazione del sistema sono più significativi dei costi di installazione per i clienti finali, la tendenza è ancora più pronunciata.
720 gigawatt in cantiere: tra ondata di investimenti e inflazione delle applicazioni
L'enorme portata delle richieste di connessione alla rete richiede un'analisi dettagliata. I 720 gigawatt di capacità di accumulo richiesti superano di nove volte il picco di carico annuo della rete di trasmissione di circa 80 gigawatt. Sebbene questa cifra segnali un enorme interesse del mercato, deve essere interpretata con cautela. La stessa Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) sottolinea che rappresenta solo un'istantanea temporale. I gestori delle reti di trasmissione sottolineano che molti sviluppatori di progetti registrano i propri impianti di accumulo presso più gestori di rete contemporaneamente, con conseguente doppio conteggio. È noto nel settore energetico che numerose richieste di connessione alla rete sono essenzialmente palloni di prova, privi di un piano concreto, di terreni garantiti e di una strategia di finanziamento.
Proprio per questo motivo, il Ministero Federale dell'Economia e dell'Energia ha reagito nel dicembre 2025 presentando la bozza di modifica dell'Ordinanza sull'allacciamento alla rete delle centrali elettriche. I grandi sistemi di accumulo a batterie non rientreranno più nell'ambito di applicazione dell'Ordinanza sull'allacciamento alla rete delle centrali elettriche e non godranno quindi dello stesso diritto automatico alla connessione alla rete delle centrali elettriche. L'obiettivo è impedire l'allocazione inappropriata delle capacità di allacciamento alla rete e impedire blocchi a scapito di altri utenti della rete, come data center, grandi pompe di calore e impianti industriali.
Tim Meyerjürgens, CEO di TenneT Germania, ha riassunto sinteticamente la tensione: se oggi gli impianti di accumulo garantiscono l'intera capacità della rete, centrali elettriche a gas, impianti industriali e data center critici per il sistema rimarranno indietro. Solo TenneT aveva ricevuto richieste di connessione alla rete per 181 progetti entro la metà del 2025, 131 dei quali riguardavano sistemi di accumulo a batterie. Questi dati dimostrano che il boom dell'accumulo presenta una sfida non solo tecnologica, ma anche infrastrutturale: le reti rappresentano il collo di bottiglia attraverso il quale tutti gli utenti si contendono contemporaneamente la larghezza di banda.
Tuttavia, sarebbe sbagliato liquidare i 720 gigawatt come una mera cifra fantasma. Anche se solo una frazione di questi progetti venisse realizzata, emergerebbe un panorama di accumulo che supererebbe di gran lunga tutti i piani precedenti. I soli 78 gigawatt già impegnati superano gli scenari del piano di sviluppo della rete per il 2037 e il 2045. Secondo gli esperti del settore, la vera crescita del mercato deve ancora arrivare.
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La rottura della diga regolamentare: lo status privilegiato e la sua rapida restrizione
Un catalizzatore chiave per il boom dell'accumulo è stato il trattamento preferenziale riservato ai sistemi di accumulo su larga scala ai sensi del diritto edilizio, approvato dal Bundestag tedesco il 13 novembre 2025. Con l'introduzione del nuovo § 35, comma 1, numero 11 del Codice edilizio tedesco (BauGB), i sistemi di accumulo a batteria con una capacità pari o superiore a un megawattora sono stati classificati come progetti privilegiati nelle aree rurali. Ciò significa che non è più necessario un piano regolatore per la loro costruzione e il processo di autorizzazione risulta notevolmente semplificato.
Le implicazioni di questa decisione difficilmente possono essere sopravvalutate. I sistemi di accumulo a batteria su larga scala dipendono dalla vicinanza alle sottostazioni e ai punti di connessione alla rete, che si trovano tipicamente in aree rurali. Finora, non esisteva una regolamentazione esplicita nell'ambito della legge urbanistica e il processo di autorizzazione assomigliava a un mosaico di autorità diverse. Il requisito della cosiddetta "specificità del sito" è stato interpretato in modo diverso dalle varie agenzie, causando una notevole incertezza giuridica. Il nuovo trattamento preferenziale fornisce chiarezza e non richiede né il servizio di rete né limiti specifici di capacità.
Ma questa chiarezza durò poco. Il 4 dicembre 2025, meno di tre settimane dopo, il Bundestag tedesco approvò la legge sull'accelerazione dell'energia geotermica, limitando significativamente il trattamento preferenziale originario. La regolamentazione più ampia fu sostituita da tre criteri più restrittivi, tra cui il requisito di accoppiamento spaziale con gli impianti di generazione di energia esistenti o con le infrastrutture di rete. Questo andamento a zigzag legislativo nel giro di poche settimane illustra il dilemma fondamentale: i decisori politici stanno tentando di regolamentare un processo di mercato in autoaccelerazione, oscillando tra il facilitarlo e il limitarlo.
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Il boom dello stoccaggio è alle porte, ma spesso si trascura un pericolo strategico
Modelli di business in transizione: arbitraggio, bilanciamento dell'energia e alleggerimento della rete
L'attrattività economica dei sistemi di accumulo a batteria su larga scala si basa su un modello di ricavi sempre più diversificato. Il core business classico è l'arbitraggio energetico: l'elettricità viene acquistata quando è economica, tipicamente a mezzogiorno durante i periodi di elevata immissione di energia solare, a prezzi compresi tra zero e dieci euro per megawattora, e venduta quando è costosa, ad esempio in prima serata a prezzi superiori a 160 euro per megawattora. Le prime analisi indicano che il passaggio a intervalli di 15 minuti nel mercato del giorno prima, a partire dal 1° ottobre 2025, ha aumentato questi ricavi di circa il 20%, poiché le fluttuazioni di prezzo a breve termine possono ora essere sfruttate con maggiore precisione.
Inoltre, i sistemi di accumulo a batteria forniscono energia di bilanciamento, in particolare la riserva di controllo primaria e secondaria. In alcuni periodi del 2025, i prezzi della riserva di controllo primaria hanno raggiunto valori superiori a 10.000 euro a settimana per megawatt, dieci volte la normale remunerazione. Tuttavia, è prevedibile che i margini nel mercato dell'energia di bilanciamento diminuiranno con l'espansione delle capacità di accumulo. Questa tendenza è già visibile nel Regno Unito e si prevede uno sviluppo simile per la Germania. Il futuro risiede quindi nella combinazione di diversi flussi di entrate, tra cui il trading giornaliero, l'ottimizzazione intraday, l'energia di bilanciamento e, sempre più, i servizi di ridispacciamento.
Uno studio della società di consulenza Neon Neue Energieökonomik, commissionato da Eco Stor, ha esaminato i vantaggi per la rete offerti dalle batterie su larga scala e ha scoperto che i gestori di rete possono risparmiare dai tre ai sei euro per kilowatt all'anno sui costi di ridispacciamento grazie alla gestione di sistemi di accumulo a batterie. Questo sollievo è attualmente puramente casuale, poiché le batterie reagiscono al segnale di prezzo all'ingrosso uniforme e i colli di bottiglia della rete rimangono invisibili. Un segnale di prezzo di ridispacciamento dinamico che rifletta la situazione della rete regionale potrebbe aumentare significativamente questo valore aggiunto. Ciò rappresenta un enorme potenziale normativo inutilizzato.
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La base installata: la situazione attuale della Germania
Oltre alla pipeline di progetti, vale la pena dare un'occhiata alla capacità installata effettiva. Alla fine di luglio 2025, in Germania erano installati oltre due milioni di sistemi di accumulo a batterie con una capacità totale di circa 14 gigawatt e una capacità di accumulo di quasi 22,5 gigawattora. Da gennaio a luglio 2025, sono stati messi in servizio oltre 318.000 nuovi sistemi. L'International Economic Forum for Renewable Energies ha previsto circa 550.000 nuove installazioni per l'intero anno 2025, per un totale di circa 2,3 milioni di sistemi di accumulo con una capacità di 16 gigawatt.
Tuttavia, l'infrastruttura esistente è dominata dai sistemi di accumulo domestici, che rappresentano circa l'80% della capacità. Gli impianti di accumulo su larga scala con una capacità di un megawatt o più rappresentavano solo circa 2,35 gigawatt di capacità e poco meno di 2,9 gigawattora di capacità di accumulo entro la metà del 2025. Il vero salto di qualità nell'accumulo su larga scala deve quindi ancora avvenire. Ad esempio, EnBW sta progettando un impianto di accumulo a batteria con una capacità di 0,4 gigawatt e 0,8 gigawattora presso il sito dell'ex centrale nucleare di Philippsburg, un impianto che potrebbe teoricamente rifornire 100.000 famiglie al giorno. Il gestore della rete di trasmissione 50Hertz ha già assunto impegni vincolanti per ulteriori dodici gigawatt di capacità di accumulo entro il 2029.
L'ecosistema è in crescita: auto elettriche, batterie di seconda vita e ricarica bidirezionale
Le dinamiche dell'accumulo di energia su larga scala sono amplificate da due sviluppi convergenti che stanno trasformando l'ecosistema di accumulo nel suo complesso. In primo luogo, il numero di veicoli elettrici è in crescita e le loro batterie possono diventare risorse di flessibilità decentralizzate tramite la ricarica bidirezionale. Secondo uno studio di P3 Automotive commissionato da e-mobil BW, circa 5,2 milioni di veicoli e fino a 21,7 milioni di veicoli entro il 2035 saranno in grado di ricaricarsi bidirezionalmente, rappresentando il 65% della flotta totale di veicoli elettrici. LBBW stima che l'integrazione dei veicoli elettrici nel settore energetico potrebbe fornire una capacità aggiuntiva di 240 gigawattora, quasi pari a quella di tutti gli altri sistemi di accumulo a batteria messi insieme.
D'altro canto, sta emergendo un mercato in crescita per le batterie di seconda vita, ovvero batterie di veicoli dismesse che, dopo l'utilizzo nelle auto elettriche, mantengono ancora il 70-80% della loro capacità originale e possono essere riutilizzate come sistemi di accumulo stazionari. Secondo i calcoli di EnBW, le batterie riciclate per auto elettriche potrebbero da sole coprire fino al 35% della capacità totale dei sistemi di accumulo su larga scala necessari in Germania, ovvero fino al 67% della loro potenza. Con la decisione dell'UE di vietare l'immatricolazione di nuovi veicoli con motore a combustione interna a partire dal 2035, si prevede che a lungo termine saranno disponibili batterie di capacità significative per l'utilizzo di seconda vita.
Questi sviluppi seguono una logica sistemica: per la prima volta, sistemi di accumulo di grandi e piccole dimensioni, applicazioni fisse e mobili si fondono in un sistema integrato. Le batterie di seconda vita sono significativamente più convenienti rispetto ai sistemi di accumulo di nuova produzione, consentendo nuovi modelli di business e rendendo le soluzioni di accumulo energetico più ampiamente disponibili. La combinazione tra l'utilizzo della seconda vita e il successivo riciclo rappresenta una componente chiave di un'economia circolare delle batterie.
I limiti della batteria: periodi bui con vento debole e la questione della conservazione a lungo termine
Nonostante l'euforia che circonda il boom dell'accumulo, sarebbe analiticamente irresponsabile ignorare i limiti strutturali dell'accumulo tramite batterie. La sfida centrale è racchiusa in un termine diventato di moda nel dibattito sulla politica energetica: "bassa marea". Questo termine si riferisce a periodi di diversi giorni o settimane in cui non soffia vento né splende il sole, e il deficit energetico può raggiungere diversi terawattora.
Un'analisi di LBBW conclude che circa due volte all'anno si verificano periodi di bassa produzione di energia eolica e solare, della durata superiore a 48 ore. In casi estremi, possono verificarsi deficit energetici fino a 10,6 terawattora, che non possono essere compensati dal solo accumulo a batterie. Anche in scenari ottimistici che combinano tutti gli accumuli a batterie nelle centrali elettriche e nei veicoli elettrici, nonché negli impianti idroelettrici a pompaggio, la capacità totale è di poco inferiore a 600 gigawattora, che coprirebbero solo il fabbisogno energetico di mezza giornata.
Ciò illustra il limite fisico fondamentale della tecnologia delle batterie: è progettata in modo ottimale per l'accumulo a breve termine, nell'intervallo da pochi minuti a poche ore, ma perde efficienza su periodi di stoccaggio più lunghi. Le batterie di grandi dimensioni raggiungono efficienze di circa il 90%, superando di gran lunga la riconversione dell'idrogeno, la cui efficienza complessiva si attesta solo sul 20-25%. Tuttavia, questo rapporto si inverte per periodi di stoccaggio superiori a un giorno e mezzo. Circa il 70% della domanda di riserva del sistema elettrico rientra in periodi di stoccaggio fino a un giorno e mezzo, durante i quali le batterie sono chiaramente superiori. Solo dal terzo giorno in poi l'idrogeno acquisisce un vantaggio.
Il mix tecnologico ottimale consiste quindi nella coesistenza di due sistemi: l'accumulo a batteria per le esigenze di flessibilità quotidiana, in particolare per sfruttare l'energia solare di notte, e l'idrogeno o i suoi derivati per i periodi di bassa produzione eolica e solare prolungata. Tutti gli studi autorevoli, sia del Fraunhofer ISE che di Agora Energiewende, concludono che un sistema elettrico a impatto climatico zero non può funzionare ininterrottamente senza un accumulo a lungo termine basato su molecole e generatori programmabili. Un'analisi di Eco Stor mostra che anche 60 gigawatt di accumulo a breve termine installato possono ridurre la necessità di alimentazione di riserva sicura di 15-20 gigawatt e fino a 24 gigawatt con 100 gigawatt. Questo è significativo, ma non elimina la necessità di capacità di riserva programmabili per le situazioni di approvvigionamento più critiche.
Il predominio della Cina come rischio strategico
Un aspetto spesso sottovalutato nel dibattito tedesco è la dimensione geoeconomica del boom delle batterie. La produzione globale di batterie è dominata dalle aziende cinesi. CATL e BYD controllano insieme la maggior parte del mercato mondiale e i produttori cinesi nel loro complesso detengono circa il 69% del mercato globale delle batterie per veicoli elettrici. La Cina da sola può soddisfare quasi l'intera domanda globale di batterie al litio-polimero (LFP). La capacità totale delle batterie dei veicoli elettrici cinesi ammontava a 769,7 gigawattora nel 2025, con un aumento del 40,4% rispetto all'anno precedente.
I prezzi bassi sono in parte dovuti alla sovraccapacità strutturale nella produzione di celle cinese, che innesca un'intensa concorrenza sui prezzi. Per gli sviluppatori di progetti tedeschi ed europei, questi bassi prezzi delle importazioni rappresentano un Segena breve termine, ma un rischio strategico a lungo termine. La dipendenza da un'unica regione di fornitura per una tecnologia critica per il sistema ripete uno schema che ha portato all'Europa la dolorosa esperienza con i combustibili fossili. Pertanto, l'istituzione di una produzione europea di celle per batterie su scala competitiva rimane una necessità di politica industriale, anche se non può raggiungere i vantaggi di costo delle importazioni cinesi a breve termine.
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Perché la regolamentazione e la pianificazione devono essere ripensate radicalmente
La lezione chiave del boom dell'accumulo non è tecnologica, ma istituzionale. Il sistema energetico tedesco dispone di strumenti di pianificazione, procedure di autorizzazione e quadri normativi pensati per un mondo in cui le tecnologie si sviluppano nel corso di decenni e le infrastrutture crescono a ritmi gestibili. Il mercato dell'accumulo di energia a batterie, tuttavia, opera a un ritmo completamente diverso.
Se il carico di picco annuo della rete di trasmissione è nove volte inferiore all'attuale volume di accumulo, ciò dimostra che le procedure dell'attuale sistema "primo arrivato, primo servito" stanno raggiungendo i loro limiti. L'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) ha chiesto procedure di connessione alla rete trasparenti che affrontino meglio l'attuale scarsità di energia. La capacità di rete è diventata una risorsa scarsa ad alta e media tensione, con batterie di grandi dimensioni, data center, grandi pompe di calore e impianti industriali che si contendono la capacità.
Il piano di sviluppo della rete necessita di un aggiornamento radicale per riflettere la realtà dell'accumulo di energia. I processi di approvazione richiedono criteri chiari per distinguere tra richieste speculative e progetti seri. L'introduzione di tariffe di registrazione di 50.000 euro, già introdotta da alcuni gestori di rete, è un primo passo, ma non sostituisce un ripensamento sistemico. Inoltre, l'introduzione di segnali di prezzo locali, come i prezzi di ridispacciamento dinamici, potrebbe aumentare significativamente l'uso dell'accumulo a favore della rete e colmare il divario tra logica di mercato e ottimizzazione del sistema.
Rivoluzione infrastrutturale dal basso: cosa ha il mercato sulla politica
Ciò che il boom dell'accumulo di energia del 2025 ha rivelato principalmente è il potere della trasformazione guidata dal mercato. Non è stato un programma di sussidi governativi a spingere le batterie su larga scala al successo, ma piuttosto la convergenza tra costi in calo, economie di scala globali e un modello di mercato elettrico che premia la crescente volatilità dei prezzi. In Germania, si prevede che entro la fine del 2025 saranno installati circa 2,3 milioni di sistemi di accumulo a batterie con una capacità superiore a 25 gigawattora. La capacità di accumulo a batterie è cresciuta del 150% dal 2023. Si prevede che il costo dei sistemi di accumulo fissi scenderà a 101 dollari per kilowattora in Europa entro il 2035.
Questa rivoluzione infrastrutturale si sta sviluppando a una velocità senza precedenti nel sistema di pianificazione tedesco. EnBW sta costruendo una batteria di grandi dimensioni sul sito di una centrale nucleare dismessa. 50Hertz ha assunto impegni vincolanti per la fornitura di connessioni per dodici gigawatt. Centinaia di progetti sono in cantiere. Ciò che si sta creando qui non è altro che un nuovo livello di infrastruttura energetica che cambierà radicalmente il rapporto tra generazione, rete e consumo.
Il compito che ne consegue è chiaro: regolamentazione, pianificazione e autorizzazione devono tenere il passo con uno sviluppo iniziato da tempo. Ciò non significa che lo Stato debba tirarsi indietro. Al contrario: un solido quadro normativo che filtri le applicazioni speculative, premi le operazioni compatibili con la rete, promuova l'accumulo a lungo termine e costruisca catene del valore europee è più urgente che mai. Il mercato ha dimostrato di poter accelerare la transizione energetica. Se questa accelerazione venga canalizzata in modo ordinato è la questione politica di questa legislatura.
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