La transizione energetica tedesca messa alla prova dalla realtà: perché batterie e centrali a gas sono destinate a coesistere

La fine del divario energetico: ecco come si presenta la perfetta interazione tra batterie e centrali elettriche

Trappola all'idrogeno o vera salvezza? La verità sulle nuove centrali a gas in Germania

La transizione energetica tedesca si trova a un punto di svolta cruciale, ma rischia di impantanarsi in un fuorviante dibattito tra due alternative. Da un lato ci sono i sostenitori dei sistemi di accumulo a batteria su larga scala, presentati come la soluzione a zero emissioni, dall'altro i fautori delle classiche centrali a gas, programmabili e affidabili. Ma chi contrappone queste due tecnologie rischia di compromettere la sicurezza e l'accessibilità economica dell'energia elettrica in futuro. Mentre le batterie costituiscono la spina dorsale della flessibilità quotidiana a breve termine della rete, le centrali elettriche rimangono una salvaguardia, seppur raramente utilizzata, ma economicamente indispensabile contro i periodi prolungati di scarsa produzione di energia eolica e solare. Con la recente approvazione da parte di Bruxelles del mercato della capacità, del valore di diversi miliardi di euro, l'architettura del mercato elettrico tedesco sta subendo una profonda ristrutturazione. La vera sfida, quindi, non è: accumulo o centrali elettriche? Si tratta dell'interazione intelligente e controllata digitalmente tra i due mondi, e di come l'idrogeno, le tariffe elettriche intelligenti e la solidarietà europea ci impediranno di rimanere al buio durante l'inverno.

Chi richiede solo impianti di stoccaggio o solo centrali elettriche non sta costruendo un sistema a impatto climatico zero, bensì il prossimo vuoto di approvvigionamento

Il falso dibattito del tipo "o questo o quello"

Il dibattito energetico tedesco viene spesso inquadrato come una competizione tra batterie e centrali a gas. Da un lato, ci sono i sistemi di accumulo a batteria, una tecnologia moderna, a zero emissioni e rapidamente scalabile. Dall'altro, ci sono le centrali elettriche programmabili, che i loro sostenitori considerano una salvaguardia indispensabile contro le carenze di elettricità e i loro detrattori un ritorno ai combustibili fossili. Questa contrapposizione è politicamente efficace, ma fuorviante dal punto di vista dell'economia energetica. Batterie e centrali a gas affrontano problemi diversi all'interno dello stesso sistema. Chi le contrappone confonde la flessibilità a breve termine con la sicurezza dell'approvvigionamento a lungo termine.

Le batterie sono particolarmente efficaci quando è necessario spostare l'elettricità nell'arco di minuti o ore. Possono trasferire l'energia solare da mezzogiorno alla sera, coprire i picchi di carico a breve termine, compensare le fluttuazioni di frequenza e assorbire i surplus di energia rinnovabile. Le centrali elettriche flessibili, d'altro canto, diventano particolarmente preziose quando persiste una carenza di energia, i livelli di accumulo diminuiscono e si verificano contemporaneamente carichi elevati. Il loro contributo cruciale non risiede nella produzione del maggior numero possibile di kilowattora, ma nella loro disponibilità affidabile in alcune situazioni critiche.

La questione economica fondamentale, quindi, non è quale tecnologia sia fondamentalmente superiore. La questione cruciale è quale combinazione di energie rinnovabili, reti elettriche, batterie, domanda flessibile, importazioni europee e centrali elettriche programmabili offra la sicurezza di approvvigionamento desiderata al minor costo complessivo. Un sistema con una capacità garantita insufficiente rischia di causare carenze, prezzi estremi e misure politiche di emergenza. Un sistema con una capacità eccessivamente sovvenzionata impone un onere inutile ai consumatori e indebolisce gli incentivi agli investimenti in sistemi di accumulo e flessibilità. La strada economicamente più sensata si trova da qualche parte tra queste due insidie.

Ciò che Bruxelles ha effettivamente approvato

L'approvazione da parte della Commissione europea del meccanismo di capacità tedesco segna un cambiamento fondamentale nell'architettura del mercato elettrico. A partire dal 2031, i partecipanti al mercato non saranno più remunerati esclusivamente per l'energia elettrica prodotta e i servizi di sistema, ma potranno ricevere un compenso anche per garantire la disponibilità di capacità quando necessario. I costi totali stimati del quadro normativo approvato variano da 15,6 a 35,2 miliardi di euro. A seconda dei risultati delle aste, si prevedono costi annuali compresi tra 1 e 3 miliardi di euro per il 2031 e tra 0,9 e 2,3 miliardi di euro all'anno negli anni successivi, fino al 2045.

L'affermazione, spesso usata in modo semplicistico, secondo cui la Germania sovvenziona le centrali elettriche a gas con 35 miliardi di euro è inesatta. Il meccanismo approvato è fondamentalmente aperto a diverse tecnologie. Oltre agli impianti di generazione nuovi ed esistenti, possono parteciparvi anche impianti di stoccaggio, consumatori controllabili e, in futuro, capacità transfrontaliere. I contratti possono avere una durata fino a 15 anni. I costi effettivi dipendono dai volumi offerti, dalle offerte, dai costi di finanziamento e dai ricavi di mercato degli impianti aggiudicati.

Allo stesso tempo, sarebbe ingenuo sottovalutare l'importanza delle nuove centrali a gas. Le prime gare d'appalto sono principalmente incentrate su capacità a lungo termine, in grado di fornire elettricità in modo continuativo durante periodi di scarsa produzione di vento e sole, della durata di diversi giorni. Una batteria può tecnicamente soddisfare questo requisito se dispone di una capacità di accumulo energetico sufficientemente elevata. Tuttavia, da un punto di vista economico, le batterie con tempi di scarica molto lunghi per eventi rari sono attualmente spesso più costose delle centrali elettriche il cui combustibile viene stoccato separatamente e utilizzato solo quando necessario. Pertanto, è probabile che le centrali a gas si aggiudichino una quota significativa dei primi contratti.

Ai fini della valutazione pubblica, la distinzione tra potenza erogata e lavoro prodotto è cruciale. Una centrale elettrica con una capacità di un gigawatt può essere operativa in modo permanente, ma generare elettricità solo per pochi giorni all'anno. Il suo impatto climatico dipende non solo dalle sue dimensioni, ma anche dal combustibile utilizzato, dalla sua efficienza, dalle ore di funzionamento e dai tempi della transizione verso fonti energetiche a impatto climatico zero. Un ampio parco centrali elettriche che operano a bassa capacità può emettere meno CO₂ rispetto a un parco più piccolo che funziona regolarmente per coprire il carico residuo.

Il meccanismo di capacità non è quindi semplicemente un sussidio per le centrali a gas, ma non è nemmeno un atto amministrativo neutrale privo di conseguenze tecnologiche. Si tratta di un nuovo modello assicurativo per il sistema elettrico. La sua qualità sarà misurata in base alla sua capacità di fornire una sicurezza sufficiente senza finanziare in modo permanente una capacità eccessiva o soffocare l'innovazione.

L'elettrificazione cambia più del semplice consumo annuo

La domanda di elettricità in Germania aumenterà significativamente a causa dell'elettrificazione dei trasporti, degli edifici, dell'industria e delle infrastrutture digitali. I veicoli elettrici stanno sostituendo quelli a benzina e diesel, le pompe di calore stanno rimpiazzando i sistemi di riscaldamento a gasolio e a gas, i forni elettrici e gli elettrolizzatori stanno trasformando i processi industriali e i data center stanno creando ingenti carichi aggiuntivi con elevati requisiti di disponibilità. Questo aumento non è in contrasto con la transizione energetica. È un meccanismo cruciale per la decarbonizzazione, poiché l'elettricità proveniente da fonti rinnovabili sostituisce i combustibili fossili in altri settori.

Le applicazioni elettriche sono spesso più efficienti delle loro alternative basate sui combustibili fossili. Una pompa di calore genera calore non solo convertendo l'elettricità, ma anche sfruttando il calore ambientale. Un motore elettrico converte l'energia in movimento in modo molto più efficiente di un motore a combustione. Pertanto, il consumo di elettricità può aumentare mentre il consumo energetico finale complessivo diminuisce. L'obiettivo sensato non è raggiungere il minor consumo di elettricità possibile, ma piuttosto fornire calore, mobilità, produzione industriale e servizi digitali nel modo più economico ed emittente possibile.

Tuttavia, ai fini della pianificazione, limitarsi a considerare il volume annuo di elettricità non è sufficiente. Ciò che conta è quando e dove l'energia è necessaria. Quando milioni di veicoli elettrici si ricaricano nelle prime ore serali, le pompe di calore funzionano simultaneamente durante un periodo di freddo intenso e gli impianti industriali aumentano la produzione, i picchi di carico possono aumentare bruscamente. Le reti e le capacità garantite devono essere progettate per le ore di punta, non per la media annua.

La pianificazione a lungo termine della rete elettrica presuppone quindi un aumento significativo del consumo lordo di energia elettrica, a seconda dello scenario. Gli intervalli sono ampi perché dipendono da ipotesi sullo sviluppo industriale, la produzione di idrogeno, la ristrutturazione degli edifici, l'elettromobilità, l'efficienza energetica e la velocità della transizione. Proprio questa incertezza si oppone a previsioni rigide e univoche. La Germania ha bisogno di un'infrastruttura robusta in grado di gestire diversi scenari di sviluppo plausibili.

Un'elettrificazione mal coordinata aumenterebbe inutilmente la domanda di centrali elettriche, impianti di accumulo e reti. Un'elettrificazione controllata in modo intelligente, al contrario, può diventare essa stessa una fonte di flessibilità. Veicoli, sistemi di accumulo termico, processi industriali e carichi di calcolo selezionati possono modificare il proprio consumo di elettricità nel tempo, a condizione che mobilità, comfort e produzione rimangano inalterati. Il valore economico dell'elettrificazione dipende quindi sempre più dalla sua controllabilità.

La flessibilità richiede automazione, non sacrifici

La flessibilità nel consumo energetico viene talvolta presentata come se le famiglie dovessero organizzare la propria vita in funzione dell'energia eolica e solare. Questo modello non sarebbe né attraente né adatto a un'adozione su larga scala. La flessibilità deve operare in background. Gli automobilisti dovrebbero poter specificare quando il loro veicolo deve essere pronto e con quale autonomia. Un sistema di gestione energetica ottimizza quindi il processo di ricarica. I residenti definiscono la temperatura ambiente desiderata, mentre la pompa di calore, la massa termica dell'edificio e il sistema di accumulo termico regolano il funzionamento entro limiti di comfort predefiniti.

Affinché ciò funzioni, la Germania necessita di sistemi di misurazione intelligenti, canali di comunicazione sicuri, dispositivi interoperabili e tariffe trasparenti. Dal 2025, i fornitori di energia elettrica sono tenuti a offrire tariffe dinamiche. Tuttavia, la semplice esistenza di tali prodotti non crea flessibilità sistemica. Senza contatori intelligenti, controllo automatizzato e termini contrattuali facilmente comprensibili, le tariffe dinamiche rimarranno un mercato di nicchia per clienti particolarmente interessati.

I prezzi variabili nel tempo indicano quando l'elettricità è scarsa o abbondante. Un sistema di accumulo di energia domestica non dovrebbe essere caricato dalla rete in una soleggiata mattina d'estate se a mezzogiorno è disponibile una grande quantità di energia fotovoltaica. Allo stesso modo, un veicolo elettrico non ha necessariamente bisogno di essere caricato durante il picco di consumo serale se non sarà necessario fino alla mattina successiva. I sistemi automatizzati possono implementare tali variazioni senza che l'utente debba monitorare costantemente i prezzi di mercato.

Tuttavia, i segnali temporizzati da soli non bastano. L'elettricità può essere economica a livello nazionale anche se una rete regionale è sovraccarica. Un consumo aggiuntivo di kilowattora può contribuire a sfruttare localmente l'energia eolica nella Germania settentrionale, causando al contempo un ulteriore sovraccarico della rete in una regione critica della Germania meridionale. Tariffe di rete variabili in base alla posizione, accordi di connessione alla rete flessibili o incentivi regionali possono contribuire a garantire che gli impianti di accumulo, gli elettrolizzatori e i carichi controllabili siano gestiti laddove generano il massimo beneficio per il sistema.

La dimensione sociale non va sottovalutata. I proprietari di veicoli elettrici, pompe di calore e sistemi di accumulo domestico possono reagire in modo più incisivo alle variazioni di prezzo rispetto agli inquilini o alle famiglie a basso reddito prive di grandi consumi energetici controllabili. Una riforma tariffaria che penalizzi unilateralmente i clienti meno flessibili non godrebbe del consenso pubblico. Un quadro equo dovrebbe premiare la flessibilità, ma al contempo garantire offerte prevedibili per i consumatori che non possono reagire o che preferiscono consapevolmente la stabilità dei prezzi.

Le batterie si occupano del lavoro quotidiano di precisione

I sistemi di accumulo a batteria sono particolarmente adatti per attività che si verificano frequentemente e con breve preavviso. Reagiscono alle fluttuazioni di frequenza in pochi millisecondi, spostano l'energia solare alle ore serali, riducono i picchi di carico e stabilizzano le reti locali. Grazie alla loro progettazione modulare, possono essere installati in abitazioni private, edifici commerciali, impianti industriali, sottostazioni e grandi depositi. I tempi di costruzione sono generalmente significativamente più brevi rispetto a quelli delle centrali termoelettriche.

Alla fine del 2025, la Germania contava oltre due milioni di sistemi di accumulo a batteria con una capacità totale utilizzabile di circa 24-25,5 gigawattora. La quota maggiore era ancora costituita da sistemi di accumulo residenziali combinati con impianti fotovoltaici. Sebbene le batterie su larga scala siano cresciute rapidamente, rappresentavano ancora un segmento relativamente piccolo in termini di capacità energetica totale. Questi dati evidenziano anche i punti di forza e i limiti della tecnologia: sebbene la capacità installata possa essere elevata, la quantità di energia immagazzinata non è automaticamente sufficiente a far fronte a periodi prolungati di scarsità energetica.

Un semplice esempio illustra la differenza. Un sistema di accumulo con una capacità di un gigawatt e due gigawattora di energia può teoricamente erogare la sua piena potenza per due ore. Dopodiché, deve essere ricaricato. Questo può essere estremamente utile per far fronte ai picchi di domanda serali. Tuttavia, lo stesso sistema di accumulo non può da solo compensare un periodo di tre giorni di scarsa produzione di energia eolica e solare. Un tempo di scarica più lungo richiede una maggiore capacità di accumulo, che deve essere pagata, anche se potrebbe essere utilizzata completamente solo raramente.

Le batterie, tuttavia, riducono la domanda e le ore di funzionamento delle centrali elettriche convenzionali. Impediscono che una centrale elettrica debba avviarsi solo per brevi picchi di carico, assorbono l'energia elettrica che altrimenti verrebbe limitata e uniformano le rapide variazioni di carico. Un sistema di accumulo a batteria può anche colmare il divario temporale fino all'entrata in funzione di una centrale termoelettrica. Nei sistemi ibridi, la batteria può assumere il controllo rapido delle attività, mentre la centrale elettrica opera in modo più efficiente e con minore usura.

Tuttavia, con l'espansione della capacità di accumulo, il modello di business cambia. I primi sistemi di accumulo beneficiavano delle ampie differenze di prezzo tra le ore di mezzogiorno, più economiche, e le ore serali, più costose. Quando molte batterie si caricano e si scaricano simultaneamente, si riduce proprio questa differenza di prezzo. Ciò è positivo per l'intero sistema e per i consumatori, ma riduce i ricavi dei nuovi progetti. I futuri sistemi di accumulo dovranno quindi combinare diverse fonti di reddito: scambio di energia, bilanciamento della potenza, servizi di rete, gestione dei picchi di carico e, potenzialmente, pagamenti per la capacità.

L'enorme numero di richieste di connessione alla rete non deve essere confuso con l'effettiva espansione. Nel 2025 sono state presentate richieste per diverse centinaia di gigawatt di capacità di accumulo. Solo una frazione di questa verrà finanziata, approvata e realizzata. Le molteplici richieste, i progetti ancora in fase embrionale e i punti di connessione alla rete ottenuti in modo speculativo distorcono il quadro. Per la transizione energetica, ciò che conta non è la pipeline virtuale di progetti, ma la capacità effettivamente installata e immessa in rete.

La fase di stagnazione economica è principalmente un problema energetico

Per "periodo di stasi energetica" si intende una fase in cui l'energia eolica e solare contribuiscono simultaneamente solo in minima parte. Il termine è spesso usato in senso generico, sebbene la difficoltà dipenda fortemente da fattori quali durata, stagione, temperatura, estensione geografica, domanda di elettricità e possibilità di importazione. Una notte senza vento in estate è ben diversa, dal punto di vista dell'economia energetica, da una settimana invernale fredda, nuvolosa e senza vento in gran parte d'Europa.

Per le carenze di poche ore, batterie, impianti idroelettrici a pompaggio, domanda flessibile e importazioni di energia elettrica possono compensare gran parte della differenza. Se la situazione persiste, il collo di bottiglia non diventa la capacità di scarica, ma il contenuto energetico disponibile. Le batterie possono riservare la loro capacità residua per le ore particolarmente critiche. Tuttavia, senza una sufficiente produzione di energia rinnovabile, necessitano di un'altra fonte di energia per ricaricarsi.

Pertanto, confrontare solo i gigawatt installati non è sufficiente. Una centrale elettrica a gas e una batteria con un'autonomia di quattro ore possono avere la stessa potenza nominale, ma non possono fornire la stessa quantità di energia durante una carenza di più giorni. I mercati della capacità devono valutare realisticamente il contributo affidabile delle diverse tecnologie. I sistemi di accumulo richiedono sconti in base al tempo di scarica, allo stato di carica e alla probabilità di diverse ore consecutive di carenza.

Anche le centrali elettriche a gas non sono automaticamente completamente sicure. Richiedono combustibile, reti di distribuzione del gas o dell'idrogeno funzionanti, personale qualificato, pezzi di ricambio, collegamenti alla rete e sistemi di backup sufficientemente robusti. La crisi energetica successiva all'attacco russo all'Ucraina ha dimostrato che le forniture di gas naturale comportano un rischio geopolitico. L'affidabilità di una centrale elettrica dipende dall'intera catena di approvvigionamento del combustibile e delle infrastrutture.

La sicurezza degli approvvigionamenti richiede pertanto un approccio probabilistico. Non è necessario che ogni possibile situazione estrema sia coperta esclusivamente da infrastrutture tedesche. Allo stesso tempo, la pianificazione non può presupporre che importazioni, batterie o gas saranno disponibili in quantità illimitate in ogni circostanza. Una strategia solida combina diverse risorse i cui rischi di guasto siano il più possibile non correlati.

La riduzione dei picchi di carico è preziosa, ma non illimitata

I consumatori flessibili e le batterie possono ridurre significativamente il picco di domanda di energia simultanea. Ciò è particolarmente vantaggioso dal punto di vista economico, poiché gli ultimi gigawatt necessari a coprire il picco di carico annuale sono raramente richiesti, ma devono comunque essere finanziati. Ogni picco di carico evitato in modo permanente può far risparmiare investimenti in generazione, reti e riserve.

Tuttavia, il potenziale raggiungibile non è una quantità fissa. Dipende dalla composizione dei consumi, dalla durata dello stoccaggio, dalle condizioni meteorologiche, dalle regole di mercato e dalle esigenze degli utenti. Un'auto elettrica può rimandare la ricarica, ma non indefinitamente. Un sistema di accumulo termico può alleggerire temporaneamente il carico su un impianto di riscaldamento, ma gli edifici continueranno a raffreddarsi. Le aziende industriali possono interrompere i processi solo entro i limiti tecnici e contrattuali. Le batterie sono utili solo se sufficientemente caricate prima di un periodo di scarsità.

La pianificazione deve quindi evitare due errate concezioni. La prima consiste nel tradurre automaticamente ogni kilowattora aggiuntivo di consumo di energia elettrica in un aumento proporzionale del carico di picco. Questo ignora le possibilità del controllo digitale. Il secondo errore è l'assunto che i carichi flessibili possano scomparire indefinitamente durante una crisi. In realtà, la flessibilità può ridurre significativamente il fabbisogno di capacità garantita, ma non può sostituirla completamente.

Il monitoraggio della sicurezza dell'approvvigionamento da parte della Federal Network Agency illustra la portata della sfida. A seconda dello sviluppo delle energie rinnovabili, delle reti, della domanda e della flessibilità, entro il 2035 potrebbe essere necessaria una capacità controllabile aggiuntiva di circa 22-36 gigawatt. Queste cifre rappresentano gli incrementi lordi prima dello smantellamento. Questa ampia forbice non è un punto debole dell'analisi, bensì l'espressione di una reale incertezza. Dimostra inoltre quanto possano essere costosi i ritardi nello sviluppo delle reti, delle energie rinnovabili e della flessibilità della domanda.

Le centrali elettriche a gas stanno diventando una polizza assicurativa raramente utilizzata

Il vantaggio economico delle centrali elettriche a gas flessibili risiede nel loro investimento relativamente basso per kilowatt, nella loro controllabilità e nella capacità di immagazzinare grandi quantità di energia separatamente dalla centrale stessa, sotto forma di combustibile. Sono quindi adatte a coprire il carico residuo che rimane dopo l'utilizzo di energia eolica, solare, sistemi di accumulo, spostamenti di carico e importazioni.

Le diverse tipologie di centrali elettriche svolgono funzioni differenti. Le turbine a gas a circuito aperto si avviano rapidamente e presentano costi di investimento relativamente bassi. La loro efficienza è inferiore, ma questo rappresenta un problema minore se vengono utilizzate di rado. Le centrali a ciclo combinato con turbina a gas (CCGT) sono più costose, ma utilizzano il combustibile in modo più efficiente e sono più adatte a periodi di funzionamento prolungati. Le centrali a motore a gas e i moderni impianti di cogenerazione (CHP) possono essere implementati in modo decentralizzato e sono particolarmente flessibili.

Un basso tasso di utilizzo, tuttavia, comporta un problema di finanziamento. Una centrale elettrica necessaria solo durante poche ore di scarsità potrebbe non generare entrate sufficienti sul normale mercato dell'elettricità per coprire i costi fissi. Nel mercato energetico tradizionale, dovrebbe rifinanziare una parte significativa del suo investimento attraverso prezzi eccezionalmente elevati. Questo è teoricamente possibile, ma in pratica comporta elevati rischi politici e normativi. I governi potrebbero intervenire in caso di prezzi estremi, modificando i tetti massimi di prezzo o introducendo retroattivamente imposte speciali.

I pagamenti per la capacità trasferiscono parte di questo rischio dagli investitori ai consumatori di energia elettrica. Ciò può ridurre i costi di finanziamento e accelerare le decisioni di costruzione. Tuttavia, comporta il rischio di mantenere artificialmente sul mercato impianti inefficienti, di acquisire quantità eccessive o di svantaggiare le nuove tecnologie. Le centrali a gas non dovrebbero quindi essere considerate infrastrutture privilegiate, ma piuttosto partecipanti a un mercato competitivo dell'affidabilità.

I contratti devono includere chiari requisiti di disponibilità. Chi viene pagato per una capacità garantita deve fornirla nei periodi di carenza, pena l'applicazione di sanzioni significative. Inoltre, sono necessari limiti alle emissioni, requisiti di aggiornamento tecnico e obiettivi intermedi verificabili. I pagamenti per la capacità non devono garantire ore di funzionamento o vendite di combustibile. Il pagamento dovrebbe essere corrisposto per la capacità di fornire capacità, non per un diritto alla produzione di energia elettrica da combustibili fossili.

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La capacità di sfruttare l'idrogeno non deve diventare una trovata di marketing

Nel lungo periodo, le nuove centrali elettriche a gas dovranno essere convertite all'utilizzo di idrogeno o altri combustibili a impatto climatico zero. Questa prospettiva è necessaria per garantire che la capacità aggiuntiva rimanga compatibile con l'obiettivo della neutralità climatica. Tuttavia, il termine "compatibile con l'idrogeno" è impreciso. Può significare che una centrale elettrica è già in grado di bruciare elevate percentuali di idrogeno, che è prevista una successiva conversione tecnica, o semplicemente che nel sito è presente spazio sufficiente per tale conversione.

La conversione tecnica è solo una parte della sfida. Fattori cruciali includono anche la disponibilità di idrogeno a impatto climatico zero, le infrastrutture di trasporto, lo stoccaggio, i requisiti di sicurezza e la redditività economica. Una centrale elettrica in grado di funzionare a idrogeno senza un collegamento alla rete dell'idrogeno è poco più di un'opzione per la decarbonizzazione. I contratti dovrebbero pertanto includere standard tecnici concreti, scadenze e conseguenze in caso di inadempienza.

La riconversione dell'idrogeno in elettricità comporta perdite di conversione significative. L'elettricità viene prima utilizzata per produrre idrogeno, poi il gas deve essere compresso, trasportato o immagazzinato e infine riconvertito in elettricità. L'efficienza complessiva è considerevolmente inferiore rispetto all'immagazzinamento intermedio diretto in batterie. Tuttavia, ciò non significa che l'idrogeno sia inadatto. Le batterie sono efficienti, ma immagazzinare grandi quantità di energia per settimane o stagioni è costoso. Nonostante la sua minore efficienza, l'idrogeno può essere economicamente vantaggioso per rari e prolungati periodi di carenza energetica.

Un altro collo di bottiglia è la competizione per l'idrogeno a impatto climatico zero. L'industria siderurgica, chimica, navale e parte del settore aeronautico necessitano di molecole per processi difficili da elettrificare direttamente. Le centrali elettriche potrebbero quindi competere con le applicazioni industriali per quantità limitate. La Germania non dovrebbe basare la sua strategia di riserva sul presupposto prematuro che l'idrogeno verde a basso costo sarà disponibile in quantità illimitate.

Un approccio graduale è la soluzione più sensata. I nuovi impianti devono essere tecnicamente adattabili, costruiti in posizioni idonee e prevedere percorsi di decarbonizzazione vincolanti. Allo stesso tempo, non si dovrebbero escludere altre opzioni a impatto climatico zero, a condizione che le loro emissioni totali e l'impatto sulla sostenibilità possano essere dimostrati in modo affidabile. Tuttavia, la neutralità tecnologica non deve tradursi in vaghe promesse sul futuro che legittimino il continuo utilizzo del gas naturale.

I sistemi decentralizzati possono rendere il sistema più robusto

Le grandi centrali elettriche beneficiano di economie di scala, operatori esperti e connessioni di rete efficienti. Tuttavia, una strategia puramente centralizzata lascerebbe inesplorate le opportunità offerte dai parchi industriali, dalle reti di servizi municipali e dalle reti di teleriscaldamento. Le turbine a gas di dimensioni più ridotte, le centrali elettriche a motore e gli impianti di cogenerazione possono essere costruiti in prossimità dei punti di consumo, supportando le reti locali e contribuendo all'approvvigionamento regionale in caso di interruzione.

La cogenerazione (CHP) è efficiente solo se il calore generato viene effettivamente utilizzato in modo efficace. Una centrale elettrica non diventa economicamente o ecologicamente vantaggiosa solo perché è in grado di estrarre calore. Le moderne reti di teleriscaldamento devono consentire un funzionamento basato sull'energia elettrica. Pompe di calore di grandi dimensioni, caldaie a elettrodi, recupero del calore di scarto industriale e sistemi di accumulo termico possono essere combinati con la cogenerazione flessibile. Il sistema di accumulo termico disaccoppia la tempistica della produzione di energia elettrica dal consumo di calore.

Gli impianti a biogas flessibili possono contribuire a un approvvigionamento energetico affidabile. Invece di produrre elettricità a un livello costante durante tutto l'anno, il biogas può essere immagazzinato e utilizzato selettivamente durante i periodi di elevato carico residuo. Il potenziale di sostenibilità è limitato e rimangono rilevanti le questioni relative all'uso del suolo, alle perdite di metano e agli usi concorrenti del territorio. Tuttavia, gli impianti esistenti possono fornire un contributo prezioso se il loro funzionamento è costantemente allineato alla domanda di sistema.

Le risorse decentralizzate richiedono aggregatori, comunicazioni standardizzate e misurazioni affidabili. Migliaia di piccoli impianti possono collettivamente formare una centrale elettrica virtuale, a condizione che la loro disponibilità sia verificata e i loro sistemi di controllo siano sicuri. Un mercato della capacità la cui prequalificazione possa essere gestita solo dalle grandi utility sarebbe formalmente neutrale dal punto di vista tecnologico, ma in pratica centralizzato. La regolamentazione deve offrire agli impianti più piccoli e ai portafogli integrati opportunità realistiche di partecipazione.

Il mercato elettrico europeo fa parte del meccanismo di copertura

La Germania è integrata nel mercato elettrico europeo. Le linee di trasmissione transfrontaliere consentono lo scambio di energia con paesi che presentano caratteristiche climatiche, di domanda e di produzione diverse. L'energia idroelettrica scandinava, gli impianti di stoccaggio alpini, l'energia nucleare francese, le eccedenze di energia rinnovabile provenienti da altre regioni e i consumatori flessibili all'estero possono contribuire ad attenuare le carenze di approvvigionamento in Germania.

Le importazioni generalmente riducono la necessità di riserve puramente nazionali. Non tutti i paesi sperimentano contemporaneamente i picchi di consumo o i minimi di produzione. Un mercato più ampio compensa le differenze regionali e utilizza le centrali elettriche e gli impianti di stoccaggio in modo più efficiente. Una strategia di autosufficienza nazionale tenderebbe quindi a richiedere una maggiore capacità e costi più elevati.

Allo stesso tempo, le importazioni non possono essere considerate garantite senza limiti. Condizioni meteorologiche fredde e senza vento possono interessare contemporaneamente diversi paesi. Anche i paesi limitrofi stanno elettrificando le proprie reti, chiudendo centrali elettriche convenzionali o affrontando problemi di congestione della rete stessa. Pertanto, il contributo affidabile delle importazioni deve essere valutato utilizzando modelli probabilistici europei, e non sulla base di singoli valori di picco storici.

Aprire il meccanismo di capacità a risorse estere idonee è economicamente logico, ma impegnativo. La Germania deve garantire che le capacità contrattualizzate siano effettivamente operative anche in periodi di contemporanea scarsità e che sia disponibile una capacità di trasmissione transfrontaliera sufficiente. I meccanismi nazionali possono diventare reciprocamente onerosi se ciascun paese cerca di far fronte da solo allo scenario peggiore. Standard di affidabilità comuni e una pianificazione europea coordinata potrebbero ridurre la domanda complessiva.

Mercato della sola energia o mercato della capacità

Nel mercato dell'energia in sé, i fornitori ricevono ricavi sia per l'elettricità venduta che per i servizi di sistema. La scarsità si manifesta in prezzi elevati. Questi prezzi premiano le centrali elettriche, gli impianti di stoccaggio, gli importatori e i consumatori che riducono la propria domanda. Il modello è fondamentalmente neutrale dal punto di vista tecnologico perché è il segnale di prezzo, e non un'autorità esterna, a determinare quale risposta sia economicamente più vantaggiosa.

Il suo punto debole risiede nel cosiddetto problema della liquidità mancante. Interventi politici, tetti massimi di prezzo e rare carenze possono indurre gli investitori a non aspettarsi rendimenti sufficienti. Anche se fossero consentiti prezzi estremi, finanziare una centrale elettrica di lunga durata basandosi su poche ore di incertezza è costoso. Le banche e gli investitori azionari richiedono premi di rischio elevati.

Un mercato della capacità remunera anche la disponibilità promessa. Ciò stabilizza i ricavi, riduce i rischi di investimento e può limitare le fluttuazioni estreme del mercato spot. Allo stesso tempo, una decisione cruciale spetta all'autorità di regolamentazione: deve stabilire quanta capacità debba essere acquisita. Se ne viene offerta troppa, i consumatori pagano per anni per una capacità non necessaria e i segnali di prezzo per lo stoccaggio e lo spostamento dei carichi si indeboliscono. Se ne viene acquisita troppo poca, il problema della sicurezza dell'approvvigionamento persiste.

La soluzione economicamente più valida non è quindi un piano centrale rigido, bensì un meccanismo competitivo con analisi della domanda regolarmente aggiornate. Una curva di domanda inclinata può impedire che piccole variazioni di volume inneschino picchi di prezzo estremi. Diverse durate contrattuali possono soddisfare le esigenze di finanziamento di nuovi impianti senza vincolare inutilmente la capacità esistente. Centrali elettriche esistenti, nuove costruzioni, impianti di stoccaggio, consumatori flessibili e risorse estere idonee dovrebbero competere sulla base di standard di affidabilità comparabili.

Il mercato dell'energia rimane importante anche con i pagamenti per la capacità. Continua a determinare quale impianto viene utilizzato in una data ora. Il segnale di prezzo deve rimanere sufficientemente forte da evidenziare le carenze a breve termine e premiare la flessibilità. Un mercato della capacità dovrebbe integrare il mercato dell'elettricità, non sostituirlo.

Una vera apertura tecnologica richiede standard diversi

Un bando di gara può apparire neutrale sulla carta, ma in pratica può essere studiato su misura per una specifica tecnologia. Un obbligo di fornitura a lungo termine e ininterrotto favorisce le centrali elettriche a combustibile. Un tempo di risposta estremamente breve favorisce le batterie. Elevati requisiti minimi di potenza escludono le piccole centrali. Contratti a lungo termine esclusivamente per nuove costruzioni possono penalizzare la flessibilità della domanda, anche se potrebbe risultare più vantaggiosa.

L'obiettivo non dovrebbe quindi essere una parità di trattamento schematica, bensì una comparabilità che includa la tecnologia. Le batterie richiedono detrazioni realistiche basate sulla durata della scarica e sullo stato di carica. I consumatori flessibili necessitano di valori di riferimento verificabili affinché la riduzione di carico dichiarata possa essere effettivamente misurata. Le centrali elettriche devono dimostrare la sicurezza dell'approvvigionamento di combustibile e la disponibilità tecnica. Le capacità estere richiedono norme che tengano conto sia della scarsità che della disponibilità della rete.

Le soluzioni ibride possono rivelarsi particolarmente vantaggiose. Una batteria situata in prossimità di una centrale elettrica a gas reagisce istantaneamente all'avvio della turbina, riducendo le inefficienze dovute al funzionamento a carico parziale. Gli impianti di energia rinnovabile con accumulo possono offrire un profilo di immissione in rete più stabile. Un sito industriale può combinare la generazione in loco, l'accumulo a batteria, l'accumulo termico e processi flessibili. Le normative di mercato dovrebbero consentire tali portafogli come risorse integrate.

Al contempo, la prequalificazione deve limitare la speculazione. I progetti devono dimostrare la disponibilità di terreni, i progressi nell'ottenimento dei permessi, il finanziamento e la fattibilità di connessioni alla rete. Garanzie, traguardi intermedi e penali crescenti possono impedire che progetti immaturi si aggiudichino appalti per poi fallire. Tuttavia, i requisiti non devono essere così complessi da risultare accessibili solo alle grandi aziende.

La posizione determina il valore del sistema

Un megawatt aggiuntivo non ha lo stesso valore ovunque. La Germania settentrionale produce spesso grandi quantità di energia eolica, mentre una parte significativa del consumo industriale si concentra nell'ovest e nel sud. L'espansione della rete elettrica ha lo scopo di compensare queste differenze, ma richiede tempo e si scontra con problemi di autorizzazione e accettazione da parte del pubblico. Una centrale elettrica o un impianto di accumulo situati a valle del collo di bottiglia sbagliato della rete difficilmente possono migliorare l'approvvigionamento locale.

Le gare d'appalto per la capacità richiedono pertanto una componente spaziale. Le possibili opzioni includono volumi di approvvigionamento regionali, bonus di localizzazione, connessioni di rete prioritarie o requisiti basati su analisi di rete trasparenti. Tuttavia, quote regionali eccessivamente ampie possono creare potere di mercato locale e aumentare i costi. L'assegnazione delle sedi deve essere sufficientemente precisa da affrontare i colli di bottiglia, ma abbastanza ampia da mantenere la concorrenza.

Questa questione è particolarmente urgente per i sistemi di accumulo a batteria. Molti progetti stanno richiedendo la connessione agli stessi nodi di rete più vantaggiosi. I gestori di rete necessitano di criteri per dare priorità ai progetti maturi e funzionali al sistema. Accordi di connessione flessibili possono consentire ai sistemi di accumulo di connettersi prima, a condizione che si impegnino a non caricarsi o immettere energia nella rete in determinate situazioni.

Anche l'infrastruttura per il combustibile deve essere pianificata a livello spaziale. Le centrali elettriche a idrogeno richiedono un accesso plausibile a futuri gasdotti, impianti di stoccaggio o percorsi di approvvigionamento alternativi. Gli impianti di cogenerazione (CHP) necessitano di dissipatori di calore utilizzabili a lungo termine. Gli impianti in grado di riavviarsi automaticamente dopo un blackout necessitano di un'alimentazione elettrica in loco particolarmente robusta. Una decisione sulla localizzazione basata esclusivamente sul prezzo del terreno e sulla connessione alla rete elettrica sarebbe troppo semplicistica.

La tutela del clima è determinata dagli orari di funzionamento

La potenza installata delle centrali elettriche a gas non è una misura diretta delle emissioni. Fattori cruciali sono la quantità di elettricità prodotta, l'efficienza, il combustibile utilizzato, le emissioni di metano a monte e i tempi della transizione verso fonti energetiche a impatto climatico zero. Una grande centrale elettrica che opera solo di rado può essere compatibile con un sistema elettrico a impatto climatico zero. Una centrale più piccola con un elevato numero di ore di funzionamento sarebbe invece più problematica.

Le batterie contribuiscono a ridurre i tempi di funzionamento delle centrali elettriche a combustibili fossili. Permettono di spostare l'energia rinnovabile, ridurre le interruzioni di produzione e coprire i picchi di breve durata. L'espansione della rete, la flessibilità della domanda e il sistema europeo di scambio di energia hanno un effetto simile. Quanto meglio funzionano questi elementi, tanto più le centrali a gas diventano una rete di sicurezza, raramente utilizzata, per i produttori di energia tradizionali.

Il prezzo della CO₂ deve supportare questa logica operativa. I pagamenti per la capacità possono coprire i costi fissi, ma non devono annullare i costi variabili delle emissioni. Se una centrale elettrica a gas sovvenzionata potesse offrire artificialmente elettricità a un prezzo inferiore sul mercato rispetto agli impianti di accumulo o ai consumatori flessibili, il meccanismo creerebbe incentivi perversi sia dal punto di vista della politica climatica che da quello economico.

Le ore di funzionamento effettive dovrebbero pertanto essere valutate pubblicamente. Se le nuove centrali a gas funzionano con una frequenza significativamente maggiore rispetto a quanto previsto, ciò indica carenze nell'espansione delle energie rinnovabili, nelle reti, nello stoccaggio o nella flessibilità. Il mercato della capacità non deve sostituirsi a questi investimenti. Dovrebbe piuttosto coprire il rischio residuo, non mascherare la graduale trasformazione del resto del sistema.

La bolletta dell'elettricità mostra solo una parte dei costi

Il finanziamento tramite un'imposta aumenterà le bollette elettriche. Tuttavia, sarebbe incompleto concentrarsi solo sull'aumento visibile. I consumatori pagano già per l'energia, le reti, il bilanciamento della potenza, la ridistribuzione, le riserve, le tasse e le imposte. Anche l'insufficiente sicurezza dell'approvvigionamento comporta dei costi: attraverso prezzi estremi, interruzioni della produzione, misure di emergenza e costosi approvvigionamenti a breve termine.

Un mercato della capacità può aumentare una voce di costo riducendone contemporaneamente altre. I ricavi prevedibili riducono i costi di finanziamento. Una capacità sufficiente può limitare i prezzi dovuti a periodi di scarsità estrema. Allo stesso tempo, sorgono rischi derivanti da un eccesso di approvvigionamento e da impegni contrattuali a lungo termine. Pertanto, i costi complessivi del sistema sono cruciali, non il singolo importo di un prelievo.

Lo standard di sicurezza economicamente ottimale non risiede né nella riserva zero né nella protezione assoluta contro ogni evento teorico. Un'affidabilità maggiore è sensata finché il suo costo è inferiore al danno previsto derivante dalle interruzioni di corrente evitate. Questo compromesso deve essere trasparente, poiché i costi dei danni variano notevolmente da consumatore a consumatore. Una breve interruzione di corrente potrebbe essere un inconveniente per una famiglia, ma estremamente costosa per un data center o un processo industriale continuo.

Anche la distribuzione dei costi è rilevante. Un'imposta fissa per kilowattora grava sui consumatori ad alto consumo energetico in modo diverso rispetto a una tariffa basata sulla domanda di picco o sul consumo durante le ore critiche. Un modello basato maggiormente sul rapporto causa-effetto potrebbe premiare la flessibilità, ma risulterebbe più complesso. Semplicità, equilibrio sociale, competitività internazionale e impatto sistemico devono essere valutati in relazione tra loro.

La fiducia richiede trasparenza. I volumi delle gare d'appalto, le offerte, le aggiudicazioni, la durata dei contratti, la disponibilità e i costi annuali dovrebbero essere pubblicati in modo comprensibile. Altrettanto importante è la questione se la capacità richiesta diminuisca con l'aumentare della flessibilità. Un meccanismo che si limiti ad ampliare e prorogare i contratti esistenti assumerebbe rapidamente il carattere di una struttura di sussidi permanente.

Il ritardo è ora lo scenario più costoso

La Germania è sotto pressione a causa dei lunghi tempi di realizzazione di centrali elettriche, reti, gasdotti e permessi. Non è possibile ordinare nuova capacità solo quando si manifesta una carenza di offerta. I sistemi di accumulo a batteria possono essere costruiti più rapidamente, ma richiedono anch'essi terreni, connessioni alla rete, finanziamenti e catene di approvvigionamento. La flessibilità dei consumi richiede contatori intelligenti, standard, contratti e l'accettazione da parte del pubblico.

L'incertezza normativa induce gli investitori ad attendere e osservare. In assenza di regole chiare sulla capacità, chi sviluppa una centrale elettrica a gas non sa se un investimento basato esclusivamente sul mercato sia redditizio. Chi investe nel settore dello stoccaggio fatica a valutare il proprio progetto quando le tariffe di rete, le condizioni di connessione e le regole del mercato della capacità non sono chiare. Le aziende industriali non possono monetizzare la flessibilità finché mancano prodotti e compensi.

Chiarezza non significa sancire tutte le regole come normative immutabili per decenni. Significa piuttosto un percorso credibile, formule di adeguamento trasparenti e scadenze vincolanti. Gli investitori gestiscono meglio aggiornamenti prevedibili piuttosto che bruschi cambiamenti di politica. Pertanto, il mercato della capacità, la riforma della connessione alla rete, l'installazione dei contatori intelligenti e la regolamentazione dell'idrogeno devono essere considerati come un pacchetto coerente.

L'accelerazione non deve eliminare la concorrenza. Le procedure di emergenza e i contratti individuali diretti possono sembrare allettanti nel breve termine, ma possono rivelarsi costosi e favorire i fornitori già affermati. Permessi standardizzati, procedure parallele, valutazioni preliminari della rete, documenti di gara chiari e traguardi di progetto vincolanti sono soluzioni più sensate.

Un sistema elettrico resiliente è costruito a strati

La strategia economicamente solida si compone di diversi livelli successivi. Il primo livello consiste nell'espansione delle energie rinnovabili. Grandi quantità di energia eolica e solare a basso costo riducono le importazioni di combustibili, le emissioni e i tempi di funzionamento delle centrali termoelettriche. Senza una sufficiente produzione di energia rinnovabile, la domanda di gas e, in seguito, di idrogeno aumenterà inutilmente.

Il secondo livello comprende le reti e le connessioni europee. Un'area di bilanciamento più ampia sfrutta al meglio le differenze regionali e riduce le limitazioni. Il terzo livello è rappresentato dalla domanda controllata digitalmente. Veicoli elettrici, pompe di calore, carichi industriali e processi di calcolo adeguati devono essere in grado di reagire automaticamente ai prezzi e alle condizioni della rete.

Il quarto livello comprende lo stoccaggio a breve termine. Le batterie gestiscono lo spostamento del carico giornaliero, il controllo della frequenza, la riduzione dei picchi di consumo e una quota crescente di potenza di bilanciamento. La loro ubicazione e le modalità operative dovrebbero essere orientate ai benefici per il sistema. Il quinto livello copre le carenze di più lunga durata. Questo include l'immagazzinamento idroelettrico a pompaggio, la bioenergia flessibile, l'accumulo termico, l'idrogeno, altri combustibili a impatto climatico zero e, durante la fase di transizione, il gas naturale.

Il sesto livello è la governance istituzionale. I requisiti di capacità devono essere calcolati regolarmente utilizzando ipotesi realistiche su condizioni meteorologiche, importazioni, interruzioni e domanda. Le gare d'appalto devono essere tecnologicamente inclusive, geograficamente differenziate e aperte alla messa in comune di risorse più piccole. Le sanzioni garantiscono la disponibilità, mentre i requisiti in materia di emissioni e ammodernamenti tutelano gli obiettivi climatici.

Questo modello a strati evita entrambi gli estremi. Le batterie da sole non possono coprire in modo completo ed economicamente vantaggioso periodi prolungati di bassa produzione eolica e solare con le attuali strutture di costo. Le centrali a gas da sole comporterebbero costi elevati del combustibile, dipendenza dalle importazioni ed emissioni inutili. Il sistema più conveniente deriva dall'interazione di entrambe le tecnologie con le reti, la flessibilità della domanda, il commercio europeo e lo stoccaggio a lungo termine.

Non è la tecnologia, ma il coordinamento a fare la differenza

La Germania non deve scegliere tra un'economia basata sulle batterie e un parco di centrali elettriche. Deve piuttosto stabilire quali compiti svolge ciascuna risorsa, dove produce il maggior beneficio, come viene compensata la sua produzione e con quale rapidità diminuiscono le ore di funzionamento degli impianti a combustibili fossili. Le batterie dovrebbero prevalere per il lavoro di flessibilità frequente, rapido e automatizzabile. Le centrali elettriche programmabili dovrebbero coprire il rischio residuo, raro, di lunga durata e particolarmente pericoloso dal punto di vista economico.

Il nuovo meccanismo di capacità può innescare gli investimenti necessari. Tuttavia, il suo successo non dipende dall'ammontare massimo dei finanziamenti approvati. Fattori cruciali sono un'ampia concorrenza, calcoli quantitativi accurati, sanzioni efficaci e la volontà di adattare il meccanismo alla crescente flessibilità della domanda e dello stoccaggio. In caso contrario, si rischia la creazione di un costoso sistema parallelo che socializza i rischi degli investimenti e, al contempo, indebolisce i segnali di prezzo per l'innovazione.

L'indicatore climatico più importante non sarà il numero di gigawatt installati di centrali elettriche a gas. Ciò che conta è la quantità di gas fossile che queste centrali consumano, la loro affidabilità nel fornire energia durante le ore critiche e se effettivamente passano a combustibili a impatto climatico zero. Per le batterie, ciò che conta non è il numero di richieste di connessione, ma la capacità energetica e di potenza effettivamente installata, disponibile e immessa nella rete.

Una transizione energetica affidabile non si realizzerà proclamando una tecnologia vincitrice. Si realizzerà quando ogni tecnologia si impegnerà nel compito per cui è più adatta, sia dal punto di vista tecnico che economico, e quando le tecnologie si contenderanno benefici misurabili per il sistema. La vera scelta della Germania, quindi, non è: batterie o centrali a gas. È: coordinamento intelligente o frammentazione permanentemente costosa.

Le voci autorevoli dietro il dibattito

Il professor Matthias Huber dirige l'Istituto per i Nuovi Sistemi Energetici presso l'Università di Scienze Applicate di Ingolstadt. La sua ricerca si concentra sui sistemi energetici intersettoriali, le reti intelligenti, i concetti di approvvigionamento regionale, i mercati energetici e i metodi di ottimizzazione per l'integrazione delle energie rinnovabili.

Marco Wünsch è laureato in ingegneria industriale e gestionale e lavora presso Prognos a Berlino. Si occupa di approvvigionamento energetico futuro, modellazione della produzione di elettricità e calore, consumo energetico e ruolo della cogenerazione (CHP) in Germania e in Europa.

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