Serve una rivoluzione nell'accumulo di energia | Il divario elettrico invece di quello del gas: surplus estivo e carenza invernale – L'amara verità sulla nostra rete elettrica

Un freno fatale agli investimenti: come la politica sta bloccando la parte più importante della transizione energetica

Mentre la Germania osserva con apprensione la progressiva riduzione delle proprie riserve di gas entro la fine dell'estate 2026, sullo sfondo si profila una sfida ancora più seria: l'imminente deficit energetico legato alla transizione. Sebbene esistano chiare riserve legali di gas naturale, la rete elettrica rivela una fatale falla strutturale. Nelle giornate soleggiate e ventose, il Paese produce già più energia rinnovabile di quanta ne possa consumare, con la conseguenza paradossale che si registrano prezzi negativi sul mercato e i produttori sono persino costretti a pagare per disfarsi della propria elettricità. Allo stesso tempo, questa energia scarseggia nelle buie e limpide giornate invernali. Nonostante il mercato stia attualmente reagendo con un boom senza precedenti nello stoccaggio a batteria, la mancanza di chiarezza dei quadri normativi, l'incombenza di oneri di rete e i lunghi processi di approvazione ne ostacolano gravemente lo sviluppo. Il seguente articolo analizza perché non dobbiamo solo generare l'elettricità del futuro, ma anche immagazzinarla, e quali ostacoli a una vera e propria "rivoluzione dello stoccaggio" devono essere urgentemente rimossi ora.

Dal divario del gas al divario dell'elettricità: perché la Germania ha bisogno di una rivoluzione nello stoccaggio energetico

Un minimo storico come campanello d'allarme

Nell'estate del 2026, i depositi di gas tedeschi erano più vuoti di quanto non lo fossero stati negli anni precedenti. A metà agosto, il livello di riempimento si attestava intorno al 50%, contro quasi il 67% dello stesso giorno dell'anno precedente: un deficit di oltre 17 punti percentuali. Ciò significa che mancano quantità significative per raggiungere l'obiettivo intermedio dell'80% entro il 1° novembre, come previsto dalla legge, e associazioni di settore come INES sottolineano che il tasso di immissione dovrebbe praticamente raddoppiare per raggiungere tale obiettivo. Mentre l'Agenzia federale per le reti continua a valutare la situazione dell'approvvigionamento come sostanzialmente stabile, sta monitorando gli sviluppi con particolare attenzione al requisito del livello minimo di riempimento del 30% entro il 1° febbraio 2027. È significativo che in Germania nessuno metta seriamente in dubbio la necessità dei depositi di gas. Dalla crisi energetica del 2022, questi sono considerati una componente indispensabile della sicurezza dell'approvvigionamento, un argomento ormai raramente discusso a livello politico, ma piuttosto accettato come un dato di fatto tecnico e normativo. Al contrario, questo dibattito sul gas naturale rivela quanto inadeguato sia stato finora il dibattito corrispondente sull'elettricità, sebbene in quel caso la sfida sia per certi versi ancora maggiore.

L'energia sprecata della transizione energetica

Mentre il dibattito sulle riserve di gas è ancora aperto, la Germania produce ormai regolarmente una quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili significativamente superiore al proprio fabbisogno. Il sintomo più evidente di questo fenomeno è il forte aumento dei prezzi negativi dell'energia elettrica sul mercato. Nell'anno record del 2025, sono state registrate circa 575 ore con prezzi negativi per il giorno successivo sul mercato spot EPEX, più del doppio rispetto al 2023 (circa 300 ore) e considerevolmente di più rispetto al 2016, quando se ne registrarono solo 97. Le previsioni per l'anno in corso, il 2026, stimano da 700 a 900 ore negative, a causa della continua espansione del fotovoltaico e della contemporanea diminuzione della flessibilità delle centrali elettriche convenzionali. Il 1° maggio 2026, il prezzo intraday è temporaneamente crollato a -855 euro per megawattora, mentre il prezzo per il giorno successivo ha raggiunto -499,99 euro, a un solo centesimo dal prezzo minimo tecnico allora vigente sul mercato. In risposta a valori così estremi, EPEX Spot ha ora abbassato il prezzo minimo da -500 a -600 euro per megawattora. Queste cifre illustrano un sistema che, nelle giornate di sole e vento, genera letteralmente più energia di quanta ne possa ragionevolmente utilizzare o esportare, mentre nelle stesse ore i produttori a volte pagano addirittura qualcuno per ritirare l'elettricità in eccesso.

Perché il problema è di natura strutturale

Un confronto tra gas ed elettricità rivela una fondamentale asimmetria nella politica energetica tedesca: per i combustibili fossili esistono obblighi di stoccaggio sanciti per legge, con obiettivi chiari, mentre una logica analoga manca ancora per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in costante crescita. La capacità fotovoltaica continua ad aumentare di circa 15 gigawatt all'anno, senza che si sviluppino con la stessa rapidità la flessibilità e la capacità di stoccaggio necessarie per compensare le significative fluttuazioni della produzione giornaliera. Il risultato è un sistema elettrico che registra un surplus durante molte ore centrali della giornata in primavera ed estate, pur rimanendo dipendente dalle riserve convenzionali o dalle importazioni nelle giornate invernali buie e senza vento, i cosiddetti "periodi bui di calma". Questa situazione non è un problema temporaneo della transizione energetica, bensì una caratteristica strutturale di un sistema basato su tecnologie di generazione dipendenti dalle condizioni meteorologiche. Senza una capacità di stoccaggio significativamente maggiore, il divario tra surplus e deficit di produzione tenderà ad ampliarsi ulteriormente con ogni gigawatt aggiuntivo di energia eolica e solare installata.

Accumulo di energia tramite batteria come soluzione più rapida disponibile

Il mercato sta rispondendo a questa sfida con un vero e proprio boom nello stoccaggio a batteria. Nella prima metà del 2026, in Germania sono stati collegati alla rete circa 2.483 megawatt di nuova capacità installata, con un incremento di circa un terzo rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente, mentre la nuova capacità di stoccaggio è aumentata di quasi il 76%, raggiungendo circa 5.642 megawattora. Complessivamente, circa 2,6 milioni di sistemi di accumulo a batteria, con una potenza complessiva di circa 18.500 megawatt e una capacità di circa 31.500 megawattora, sono ora collegati alla rete tedesca. Il segmento dello stoccaggio a batteria su larga scala si sta sviluppando in modo particolarmente dinamico, con un aumento delle nuove installazioni di circa il 290% nel primo trimestre del 2026 rispetto all'anno precedente. Se questo ritmo dovesse continuare, la capacità totale di accumulo installata in Germania potrebbe raggiungere circa 35 gigawattora entro la fine del 2026. A differenza delle centrali idroelettriche a pompaggio, limitate a specifiche aree geografiche, o degli impianti di stoccaggio dell'idrogeno, ancora nelle prime fasi di maturità tecnologica ed economica, i sistemi di accumulo a batteria su larga scala possono essere realizzati in pochi mesi e installati praticamente ovunque siano disponibili capacità di connessione alla rete e spazio libero. L'accumulo a batteria rappresenta quindi attualmente di gran lunga lo strumento più rapidamente scalabile per immagazzinare le eccedenze di generazione a breve termine e renderle nuovamente disponibili durante i periodi di picco della domanda.

La differenza tra crescita e domanda effettiva

Nonostante questi impressionanti tassi di crescita, gli analisti del settore mettono in guardia dall'interpretare acriticamente l'attuale boom come prova di uno sviluppo sufficiente della capacità di accumulo. Un'analisi della società di consulenza Enervis conclude che, in condizioni sfavorevoli, l'aggiunta di capacità di accumulo su larga scala entro il 2029 potrebbe raggiungere solo circa 15 gigawattora, sebbene siano in fase di pianificazione progetti per un volume totale di circa 58 gigawattora. Solo circa un quinto dei progetti di accumulo su larga scala registrati è attualmente considerato sufficientemente sicuro, il che indica notevoli incertezze in merito a finanziamenti, connessione alla rete e autorizzazioni. Colli di bottiglia sono evidenti anche nella connessione alla rete stessa: progetti con una capacità totale di 3,4 gigawatt erano stati originariamente previsti per il 2026, ma secondo gli analisti di mercato, la messa in servizio effettiva è regolarmente inferiore alle ambiziose previsioni di pipeline perché le scadenze per la connessione alla rete ritardano l'entrata in funzione commerciale. Questa discrepanza tra la pipeline registrata e la capacità effettivamente realizzata chiarisce che un tasso di crescita elevato e sostenuto non è scontato, ma dipende dalle decisioni politiche e normative dei prossimi anni.

Le tariffe di rete come freno agli investimenti

Una delle principali incertezze per gli investitori riguarda il futuro trattamento delle tariffe di rete per gli impianti di accumulo. Attualmente, i sistemi di accumulo a batteria beneficiano di una sostanziale esenzione dalle tariffe di rete ai sensi dell'articolo 118, paragrafo 6, della legge tedesca sull'industria energetica (EnWG), a condizione che vengano messi in funzione tra agosto 2011 e agosto 2029. Tale esenzione è valida per 20 anni dalla data di messa in funzione. Senza questa normativa, i gestori degli impianti di accumulo dovrebbero pagare le tariffe di rete sia per l'immagazzinamento che per la successiva immissione in rete della stessa energia elettrica, con un doppio addebito medio di circa nove centesimi per kilowattora, che potrebbe rendere non redditizi molti modelli di business. L'Agenzia federale per le reti (Bundesnetzagentur) sta attualmente lavorando a una riforma fondamentale del sistema delle tariffe di rete nell'ambito della cosiddetta procedura AgNes. Questa riforma mira a impedire in futuro una completa esenzione dalle tariffe di rete per i nuovi progetti di accumulo, in quanto considerata insostenibile dal diritto europeo. Tuttavia, nella sua relazione intermedia del maggio 2026, l'agenzia ha cambiato rotta e ha rafforzato significativamente la tutela delle legittime aspettative per i progetti già realizzati o in fase avanzata di finanziamento, il che significa che gli impianti esistenti manterranno in genere l'esenzione attuale. Per i nuovi progetti di stoccaggio senza una decisione di investimento tempestiva, è previsto un onere di capacità moderato di circa quattro-sette euro per kilowattora di carico connesso all'anno, senza costi operativi aggiuntivi e senza addebito doppio per l'immissione e il prelievo. L'introduzione di tariffe dinamiche, dipendenti dalle condizioni della rete e volte a premiare i comportamenti ecocompatibili, è prevista non prima del 2030 e idealmente entro il 2033.

Tra certezza del diritto e rischio normativo

Sebbene i recenti segnali dell'Agenzia federale per le reti abbiano un effetto generalmente positivo sul settore dello stoccaggio energetico, permane un notevole grado di incertezza che complica le decisioni di investimento. La bozza definitiva della riforma delle tariffe di rete non è prevista prima della fine del 2026, la comunicazione al mercato dovrebbe seguire nel 2028 e l'effettiva implementazione non è programmata prima dell'inizio del 2029. Fino ad allora, gli sviluppatori di progetti devono operare con un quadro normativo che ha subito diverse modifiche: da una proposta di abolizione completa dell'esenzione, passando per un primo cambio di rotta nel gennaio 2026, fino all'attuale posizione, più favorevole agli investitori, del maggio dello stesso anno. Questa situazione è aggravata dalle discussioni parallele sui cosiddetti Accordi di Connessione Flessibili, che vincolerebbero la connessione alla rete degli impianti di stoccaggio a specifiche condizioni operative. Gli analisti del settore sottolineano che le tariffe di rete e tali restrizioni di connessione possono rafforzarsi a vicenda e che, negli scenari peggiori, il ritorno su un progetto di stoccaggio potrebbe scendere da circa il 20% a meno del 10% – la soglia oltre la quale i progetti diventano difficili da finanziare per molti istituti finanziari. Questo insieme di linee guida normative fondamentalmente positive, ma non ancora definitivamente definite, spiega perché, nonostante l'impressionante crescita del mercato, solo una frazione dei progetti registrati in fase di sviluppo sia considerata realmente sicura.

Il ruolo dello stoccaggio per la stabilità della rete

Oggi i sistemi di accumulo a batteria fanno molto di più che semplicemente spostare quantità di energia nel tempo. Forniscono sempre più servizi ancillari che in precedenza erano quasi esclusivamente offerti dalle centrali elettriche convenzionali, come il controllo della frequenza, la regolazione della tensione e la fornitura di potenza di bilanciamento in pochi millisecondi. Queste capacità stanno acquisendo importanza perché la progressiva dismissione delle centrali elettriche a combustibili fossili a carico di base elimina contemporaneamente una parte della precedente capacità di stabilizzazione della rete, che le fonti di energia rinnovabile non possono facilmente compensare a causa di limitazioni fisiche. In questo senso, i sistemi di accumulo a batteria su larga scala svolgono una duplice funzione: ammortizzano i picchi di generazione a breve termine e contribuiscono contemporaneamente alla stabilità tecnica di una rete sempre più caratterizzata da una generazione decentralizzata e dipendente dalle condizioni meteorologiche. L'Associazione tedesca per l'energia solare (BSW-Solar) sottolinea inoltre che un numero crescente di sistemi di accumulo a batteria potrebbe ridurre significativamente la necessità di costose centrali elettriche a gas di riserva, che altrimenti dovrebbero essere mantenute solo per coprire i periodi di bassa produzione eolica e solare. L'attuale parco di sistemi di accumulo a batteria stazionari è teoricamente sufficiente a immagazzinare il consumo medio giornaliero di elettricità di circa tre milioni di famiglie private tedesche, il che sottolinea la crescente rilevanza di questa tecnologia a livello di sistema.

Il divario tra surplus estivo e carenza invernale

Un aspetto cruciale, spesso trascurato nel dibattito pubblico, è la differenza fondamentale tra le esigenze di accumulo a breve e a lungo termine. L'accumulo tramite batterie è ideale per bilanciare le fluttuazioni giornaliere, come ad esempio rendere disponibile il surplus solare di mezzogiorno per le ore serali. Tuttavia, per le fluttuazioni stagionali, ovvero per bilanciare i mesi estivi soleggiati con le settimane invernali buie e senza vento, la capacità di accumulo attualmente disponibile ed economicamente sostenibile è ben lungi dall'essere sufficiente. Realisticamente, questo divario può essere colmato solo da una combinazione di diverse tecnologie, tra cui centrali idroelettriche a pompaggio, l'accumulo di idrogeno in misura limitata e un comportamento della domanda significativamente più flessibile. È proprio qui che emerge il vero parallelismo con il dibattito sull'accumulo di gas: così come esiste una normativa obbligatoria per legge sui livelli di riempimento del gas naturale per garantire l'equilibrio stagionale tra estate e inverno, allo stesso modo manca per l'elettricità un insieme di strumenti altrettanto vincolanti che affrontino sistematicamente la necessità stagionale di flessibilità. Senza una strategia globale di questo tipo, la politica tedesca in materia di accumulo di energia elettrica tende a rimanere reattiva e guidata dal mercato, piuttosto che pianificata in modo proattivo.

Cosa dovrebbe realizzare una vera rivoluzione dello storage

Un passaggio coerente verso l'accumulo di energia significherebbe perseguire l'espansione delle capacità di accumulo con la stessa priorità politica attribuita all'espansione degli impianti eolici e solari negli ultimi due decenni. Ciò richiede, prima di tutto, certezza nella pianificazione normativa, poiché gli investitori necessitano di condizioni quadro affidabili e stabili a lungo termine per finanziare progetti multimiliardari con periodi di ammortamento di dieci-vent'anni. Altrettanto importante è un processo di autorizzazione accelerato per le connessioni alla rete, poiché l'attuale discrepanza tra la capacità di accumulo registrata e quella effettivamente realizzata è in gran parte dovuta ai ritardi nelle date di connessione. Inoltre, è essenziale trattare in modo coerente i sistemi di accumulo per quello che sono a livello sistemico: ovvero, fornitori di flessibilità che contribuiscono attivamente alla stabilità e all'efficienza dei costi del sistema complessivo attraverso comportamenti a supporto della rete, anziché trattarli a livello normativo come semplici consumatori o semplici produttori. La distinzione tra le tariffe di rete con funzione di finanziamento e quelle con funzione di incentivazione, come previsto dall'Agenzia federale per le reti, va in questa direzione, ma nella sua configurazione definitiva, deve effettivamente premiare i comportamenti a supporto della rete anziché limitarsi a generare costi aggiuntivi. Infine, è necessario un dibattito sociale e politico onesto sul fatto che la capacità di accumulo non è un lusso, ma un investimento necessario per la sicurezza dell'approvvigionamento di un sistema elettrico che dipende sempre più da una produzione energetica legata alle condizioni meteorologiche.

Guardando al futuro

Gli attuali bassi livelli di stoccaggio del gas evidenziano un principio che si applica al settore elettrico tanto quanto a quello dei combustibili fossili: senza riserve sufficienti, ogni sistema energetico diventa vulnerabile alle fluttuazioni dei prezzi e ai rischi di approvvigionamento. La rapida, ma disomogenea, espansione dello stoccaggio a batteria dimostra che il mercato ha fondamentalmente riconosciuto il problema e sta reagendo con notevole rapidità, sebbene in un contesto normativo difficile e talvolta contraddittorio. I prossimi due o tre anni, durante i quali verrà finalizzata la riforma delle tariffe di rete e scadranno le disposizioni transitorie della legge sull'industria energetica, saranno cruciali per determinare se la Germania sarà in grado di espandere la propria capacità di stoccaggio al ritmo e nella misura necessari. Se i responsabili politici forniranno chiarezza e incentivi affidabili, la Germania disporrà delle basi tecnologiche ed economiche per sviluppare ulteriormente la sua transizione energetica, passando da un semplice spostamento della produzione a una vera e propria trasformazione sistemica, in cui la capacità di stoccaggio sarà considerata un elemento imprescindibile, proprio come lo è oggi lo stoccaggio del gas durante l'inverno.