84% più economico: una tecnologia in caduta libera verso l'alto – La verità sull'accumulo di energia tramite batterie
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Xpert.Digital bei Google bevorzugenⓘPubblicato il: 15 maggio 2026 / Aggiornato il: 15 maggio 2026 – Autore: Konrad Wolfenstein
84% più economico: una tecnologia in caduta libera – La verità sull'accumulo di energia tramite batterie – Immagine: Xpert.Digital
Perché i politici ignorano il boom globale delle batterie? Il crollo dei prezzi: come l'accumulo di energia tramite batterie mette a nudo le debolezze della nostra politica energetica
Batterie contro centrali a gas: l'errore fatale della Germania in materia di energia elettrica
Nonostante i cali storici dei prezzi: perché la Germania preferisce il gas
I prezzi dei sistemi di accumulo a batteria stanno raggiungendo minimi storici in tutto il mondo: una rivoluzione tecnologica che sta trasformando radicalmente il mercato energetico globale. Ma invece di sfruttare questo enorme slancio economico per un approvvigionamento energetico pulito ed economicamente vantaggioso, i politici tedeschi si aggrappano rigidamente a un dogma obsoleto: la costruzione, da miliardi di euro, di nuove centrali elettriche a gas fossile. Mentre paesi come Cina, Australia e Stati Uniti investono da tempo in giganteschi impianti di accumulo, le normative tedesche ostacolano sistematicamente questa tecnologia. Questa è un'analisi approfondita dei cali di prezzo ignorati, degli errori di politica industriale e della questione cruciale del perché la Germania stia per perdere la prossima grande svolta tecnologica.
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Nella storia della moderna tecnologia energetica, difficilmente si è verificato un crollo dei costi così repentino, costante e di portata economica così trasformativa come quello delle batterie agli ioni di litio. Secondo lo studio annuale sui prezzi delle batterie di BloombergNEF, i prezzi dei sistemi di accumulo stazionari a batteria sono diminuiti del 45% in un solo anno, tra il 2024 e il 2025, raggiungendo il minimo storico di 70 dollari per kilowattora. Considerando l'andamento a lungo termine dal 2016, il calo complessivo dei prezzi si aggira intorno all'84%, una diminuzione che nessun'altra centrale elettrica o sistema di accumulo è riuscito a eguagliare. In Cina, di gran lunga il più grande mercato di produzione al mondo, i primi progetti su larga scala sono stati realizzati all'inizio del 2025 con costi di sistema inferiori a 63 dollari per kilowattora, una cifra considerata assurda solo pochi anni fa.
Questo andamento dei prezzi non è un fenomeno di mercato a breve termine spiegabile con fluttuazioni temporanee dei prezzi delle materie prime. È il risultato di un processo di maturazione tecnologica, di ingenti investimenti nelle capacità produttive, di sistematici miglioramenti dell'efficienza nella chimica delle celle e di un effetto di apprendimento globale che ha acquisito slancio esponenziale con l'espansione della produzione di massa. BloombergNEF quantifica il calo reale dei prezzi dal 2010 a un totale del 93%. Allo stesso tempo, le nuove installazioni globali di sistemi di accumulo di energia a batteria stazionari sono aumentate fino a circa 315 gigawattora nel 2025, con un incremento del 50% rispetto all'anno precedente. Per il 2026 si prevedono installazioni superiori a 450 gigawattora. In questo contesto, sorge con crescente urgenza una domanda: perché, nonostante questo sviluppo del mercato, la politica economica tedesca guidata dalla ministra Katherina Reiche si basa quasi esclusivamente sulla costruzione di nuove centrali elettriche a gas?
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Il paradosso del mercato dei sistemi di accumulo a batteria è che la sua crescita economica è iniziata con un crollo spettacolare dei prezzi. Mentre in altri settori, come ad esempio quello dei semiconduttori, il calo dei prezzi è considerato un sintomo di crisi, nel mercato dell'accumulo segnala esattamente il contrario: domanda in crescita, maturità tecnologica e competitività strutturale. Il mercato dei sistemi di accumulo a batteria sta crescendo così rapidamente proprio perché sta diventando più economico, non nonostante ciò.
In base ai soli costi di sistema, i sistemi di accumulo stazionari su larga scala nell'UE hanno raggiunto un valore di circa 180-215 euro per kilowattora entro la fine del 2025. Rystad Energy prevede un ulteriore calo a circa 170 euro per kilowattora entro il 2026. Un calcolo comparativo effettuato dal Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems mostra che una nuova turbina a gas, operante solo durante i picchi di domanda, produce elettricità a costi compresi tra 15,4 e oltre 30 centesimi per kilowattora; in una crisi energetica come quella del 2022, questi costi possono salire fino a 53 centesimi per kilowattora. A titolo di confronto, l'elettricità prodotta da impianti solari ed eolici costa meno di 5 centesimi per kilowattora. L'accumulo intermedio tramite un sistema di batterie, con un costo di sistema di 170 euro per kilowattora, aumenta il costo di questa elettricità di soli 4 centesimi circa. Il risultato – produzione di energia rinnovabile più accumulo in batterie a meno di 10 centesimi per kilowattora – è finora di gran lunga inferiore ai costi di produzione di qualsiasi nuova centrale elettrica a gas costruita in Germania.
Il confronto diventa ancora più drastico se si considerano i costi totali. Uno studio del Forum per l'Economia di Mercato Ecologica e Sociale (FÖS), commissionato da Green Planet Energy, quantifica i costi sociali totali di una nuova centrale elettrica a gas tedesca fino a 67 centesimi per kilowattora. Questa cifra include non solo i costi di pura produzione di energia elettrica, compresi tra 23 e 28 centesimi, ma anche i danni climatici non completamente coperti dal prezzo della CO₂. Ogni centrale elettrica a gas di nuova costruzione emette fino a 8,4 milioni di tonnellate di CO₂ durante tutto il suo ciclo di vita e genera danni climatici fino a sette miliardi di euro, che non vengono internalizzati. Per i 10 gigawatt di centrali elettriche a gas previsti nella sola prima fase, il FÖS stima costi diretti di sussidi pari a circa 6,6 miliardi di euro.
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Quella che in Germania è considerata un'opzione futura politicamente controversa è da tempo una realtà a livello internazionale. Nello stato australiano di Victoria, nel 2025, per la prima volta, i sistemi di accumulo a batteria su larga scala hanno prodotto più elettricità delle centrali a gas. In California, ad aprile 2025, i sistemi di accumulo a batteria coprivano già oltre il 20% della domanda serale di elettricità, una funzione che fino al 2020 era stata quasi esclusivamente appannaggio delle centrali a gas. A livello mondiale, la capacità installata dei sistemi di accumulo a batteria ha superato i 250 gigawatt nel 2025, superando per la prima volta la capacità delle centrali idroelettriche a pompaggio convenzionali, che per decenni avevano costituito la spina dorsale dell'accumulo energetico globale. Solo nel 2025, sono stati commissionati in tutto il mondo oltre 100 gigawatt di nuova capacità di accumulo a batteria, un aumento di tre volte rispetto al 2023.
La geografia di questa crescita esponenziale è notevole. La Cina domina con un margine che può essere descritto più come un'economia pianificata potenziata che come un'economia di mercato: solo nel dicembre 2025, la Cina ha installato una capacità di accumulo di batterie stazionarie superiore a quella installata dagli Stati Uniti nell'intero anno. Dietro la Cina e gli Stati Uniti si posizionano Arabia Saudita, Australia e Cile, tutti paesi che hanno accelerato l'espansione dello stoccaggio di batterie attraverso decisioni sistematiche di progettazione del mercato. L'Europa occupa una posizione ambivalente in questa corsa: in Germania, il principale mercato unico europeo fino ad oggi, i legislatori stanno frenando con la legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG) proprio nel momento in cui il volano globale sta prendendo slancio.
La dimensione strategica di questo scenario è difficilmente sottovalutabile. La storia del fotovoltaico ha dimostrato cosa accade quando un mercato pionieristico dilapida la propria posizione competitiva a causa di errori normativi: la Germania, leader mondiale del settore, ha sviluppato l'industria, per poi perdere terreno rispetto alla produzione cinese a causa di una politica industriale inadeguata, e oggi importa la maggior parte dei suoi moduli solari. Un'analogia rischia di ripetersi con i sistemi di accumulo a batteria, con la differenza che l'installazione e l'integrazione di sistema generano un valore aggiunto locale ancora maggiore rispetto alla sola produzione di moduli, e che la Germania potrebbe ancora difendere attivamente la propria leadership nel settore dei sistemi.
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La ministra dell'Economia Katherina Reiche ha chiaramente strutturato la politica di espansione della capacità del governo tedesco: in base alla legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG), nel 2026 saranno messi a gara nove gigawatt di cosiddetta capacità a lungo termine con una regola delle dieci ore, seguiti da altri due gigawatt nel 2027 e poi da gare senza distinzione tecnologica nel 2027 e nel 2029. I consumatori di energia elettrica potrebbero dover affrontare costi aggiuntivi annuali compresi tra uno e tre miliardi di euro a partire dal 2031, finanziati tramite una nuova imposta sui consumi. Questa architettura del mercato della capacità è internamente coerente, in un mondo in cui le centrali a gas sarebbero la tecnologia di capacità dispacciabile più competitiva. Nel mondo reale del 2026, tuttavia, non è più così.
La regola delle dieci ore, un requisito fondamentale per le gare d'appalto, rappresenta il fulcro tecnico del problema. I sistemi di accumulo a batteria, in particolare quelli agli ioni di litio disponibili in commercio, non sono in grado di soddisfare tale requisito nella sua forma attuale, più restrittiva, che impone che un sistema sia pronto per altre dieci ore di funzionamento entro un'ora da una scarica completa di dieci ore. Nella sua dichiarazione sulla bozza di legge, l'Autorità federale antitrust ha esplicitamente sottolineato che questo requisito tecnico esclude di fatto i sistemi di accumulo a batteria dalle prime gare d'appalto, quelle con il volume di contratti più elevato, limitando così la diversità tecnologica nel futuro mercato della capacità. L'autorità garante della concorrenza critica inoltre il fatto che la bozza non preveda un limite al volume dei contratti per fornitore, il che significa che le attuali strutture di mercato dominate dalle grandi aziende energetiche potrebbero consolidarsi in modo permanente.
La discrepanza tra l'obiettivo dichiarato e gli strumenti effettivamente utilizzati è notevole. Lo stesso Reiche ha descritto l'accordo sulla strategia per le centrali elettriche come un passo importante verso un "mercato della capacità tecnologicamente neutrale". In realtà, tuttavia, i primi nove gigawatt delle gare d'appalto a lungo termine sono tutt'altro che tecnologicamente neutrali: a causa del criterio delle dieci ore, sono di fatto pensati per le centrali a gas. In questo contesto, il termine "tecnologicamente neutrale" descrive un pio desiderio piuttosto che una realtà normativa.
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Il fulcro di questo progresso tecnologico è l'abbandono deliberato del tradizionale montaggio a morsetto, che è stato lo standard per decenni. Il nuovo sistema di montaggio, più rapido ed economico, affronta questo problema con un concetto fondamentalmente diverso e più intelligente. Invece di fissare i moduli in punti specifici, questi vengono inseriti in una guida di supporto continua, appositamente sagomata, e tenuti saldamente in posizione. Questa progettazione garantisce che tutte le forze, siano esse carichi statici dovuti alla neve o carichi dinamici dovuti al vento, siano distribuite uniformemente su tutta la lunghezza del telaio del modulo.
Maggiori informazioni qui:
Perché le batterie rendono la Germania più indipendente e più economica rispetto alle nuove centrali elettriche a gas
Cosa rivela il confronto tra i sistemi: breve termine contro lungo termine
Il dibattito sulla politica energetica relativo allo stoccaggio a batteria e alle centrali a gas viene spesso inquadrato come una questione di sicurezza dell'approvvigionamento: le batterie sono adatte per le esigenze di stoccaggio a breve termine, mentre le centrali a gas sono necessarie per i periodi di scarsa produzione di energia eolica e solare che si protraggono per diversi giorni. Questa logica non è fondamentalmente errata, ma oscura una complessità cruciale. Il mix energetico tedesco non richiede un'unica tecnologia per tutte le esigenze, bensì un'interazione intelligente di diverse tecnologie, ciascuna impiegata laddove il suo valore sistemico è maggiore. E l'attuale struttura delle gare d'appalto non è semplicemente adatta a questo approccio differenziato.
L'accumulo di energia tramite batterie è particolarmente utile laddove è richiesta una risposta rapida: controllo della frequenza, livellamento delle fluttuazioni di carico, assorbimento dell'energia rinnovabile in eccesso durante i picchi di produzione e rilascio della stessa nelle ore serali. Uno studio di LCP Delta conclude che l'accumulo a lungo termine tramite batterie può già contribuire alla sicurezza dell'approvvigionamento in modo più conveniente rispetto alle centrali a gas, a condizione che le regole di gara siano adattate alle loro specifiche caratteristiche. Rystad Energy documenta che in diverse regioni dell'Australia e del Nord America, l'accumulo a batterie ha già completamente sostituito la funzione delle centrali a gas che si attivano solo durante i picchi di domanda. Questa transizione è guidata dal mercato, non da sussidi governativi, ma dalla chiara convenienza economica.
Per i restanti casi d'uso – periodi di più giorni di scarsa produzione di energia eolica e solare, eventi meteorologici invernali severi senza vento né sole per diversi giorni – la capacità di riserva termica è pienamente giustificata. Anche l'Associazione tedesca delle industrie energetiche e idriche (BDEW) riconosce che le centrali a gas programmabili rimangono indispensabili come opzione di riserva per eventi estremi. Il punto cruciale, tuttavia, non è se la capacità a gas sia necessaria o meno, ma quanta, in quale forma e a quale prezzo venga remunerata. Le normative che puntano principalmente a nove gigawatt di capacità per le centrali a gas e che concedono opportunità di mercato per lo stoccaggio a batteria solo in fasi successive e di minore entità, invertono le priorità: agiscono come se i periodi di scarsa produzione di energia eolica e solare fossero la norma e la flessibilità a breve termine l'eccezione, quando in realtà è vero il contrario.
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Il conto tedesco per l'importazione di combustibili fossili: cosa c'è in gioco?
Dietro il dibattito tecnologico si cela una questione economica fondamentale: quanto costa la dipendenza dalle importazioni? Secondo i dati di KfW Research, basati sul periodo 2008-2024, la Germania spende in media circa 81 miliardi di euro all'anno per l'importazione di combustibili fossili. Ciò equivale al 2,5% del suo prodotto interno lordo e a circa 1.000 euro pro capite all'anno. Nel 2024, un anno caratterizzato da prezzi dell'energia relativamente moderati, i costi netti di importazione di carbone, petrolio e gas sono ammontati a 69 miliardi di euro. Sebbene questa cifra sia considerevolmente inferiore rispetto all'anno di crisi del 2022, rimane comunque significativamente più alta dei livelli prebellici. Nel 2022, i costi di importazione dei combustibili fossili raggiunsero i 146 miliardi di euro, una cifra profondamente impressa nella memoria economica.
Ogni nuovo contratto di capacità per centrali elettriche a gas con una durata superiore a 15 anni prolunga strutturalmente questa dipendenza. Le centrali elettriche a gas richiedono gas, e il 95% del gas viene importato. In uno scenario in cui la Russia ha cessato definitivamente di essere un fornitore e il mercato globale del GNL è sottoposto a crescenti pressioni a causa delle tensioni geopolitiche, l'affidabilità di queste catene di approvvigionamento non è una questione teorica, ma una sfida politica concreta che si è già trasformata in una crisi economica nel 2022. Un mercato della capacità incentrato sullo stoccaggio a batteria, d'altro canto, non richiede importazioni di combustibile. L'energia che un sistema di stoccaggio a batteria assorbe e rilascia è energia eolica o solare prodotta a livello nazionale. La sua fonte non dipende da alcun fornitore estero, da alcuna petroliera o da alcun contratto di gasdotto.
La logica economica è chiara: ogni gigawatt di capacità di accumulo a batteria che sostituisce un gigawatt di capacità di una centrale elettrica a gas non solo riduce gli acquisti di gas in corso, ma diminuisce anche la vulnerabilità strutturale agli shock esterni di prezzo e di offerta. Questa dimensione geopolitica della questione dell'accumulo viene sistematicamente sottovalutata nel discorso politico tedesco, sebbene l'esperienza del 2022 non avrebbe dovuto lasciare spazio all'oblio.
La progettazione del mercato come politica industriale, ma di chi?
La legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG) non è neutrale nei suoi effetti di politica economica. Si tratta di una politica industriale, che favorisce le aziende energetiche esistenti con impianti di produzione di energia già operativi, i quali beneficiano strutturalmente del requisito di connessione alla rete per partecipare alle gare d'appalto. L'Ufficio federale per la concorrenza ha esplicitamente sottolineato che gli ex impianti a carbone e nucleari potrebbero ricevere un trattamento preferenziale, in quanto già dotati di connessioni alla rete. I nuovi operatori del mercato, in genere sviluppatori specializzati in sistemi di accumulo a batteria che non dispongono di infrastrutture di rete consolidate, non avrebbero realisticamente alcuna possibilità di ottenere un impegno di connessione alla rete entro il periodo di presentazione delle domande previsto. Pertanto, oltre al suo focus tecnologico sul gas, la legge costituisce anche una barriera strutturale all'accesso al mercato per i concorrenti innovativi.
Questa valutazione della politica regolamentare è difficile da giustificare per un governo federale che professa regolarmente il suo impegno a favore della concorrenza e dell'economia di mercato. Quando le norme sugli appalti sono concepite in modo tale da escludere di fatto determinate tecnologie e favorire sistematicamente certe strutture aziendali, non si tratta di concorrenza neutrale dal punto di vista tecnologico, bensì di conservatorismo tecnologico imposto dallo Stato. L'ironia sta nel fatto che il partito che storicamente ha difeso l'economia di mercato dall'intervento statale sta creando, con la legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (StromVKG), un quadro normativo che soffoca le dinamiche di mercato di una tecnologia più competitiva a favore di una tecnologia sostenuta da pagamenti statali per la capacità produttiva.
La questione della capacità riesaminata: qual è il vero costo della sicurezza dell'approvvigionamento?
La sicurezza dell'approvvigionamento non è un valore assoluto, ma piuttosto una questione di analisi costi-benefici. La domanda non è se la Germania necessiti di una capacità controllabile sufficiente – indubbiamente ne ha bisogno. La questione è quale combinazione di tecnologie consentirà di raggiungere questo obiettivo nel modo più efficiente e sostenibile. Uno studio condotto da Ember e dall'iniziativa "Germania a impatto climatico zero", che costituisce la base di questa analisi, dimostra che un gasdotto per lo stoccaggio di energia tramite batterie da 10,5 gigawatt, attualmente in costruzione o in fase di progettazione, potrebbe far risparmiare circa 800 milioni di euro all'anno, grazie ai costi di ridistribuzione evitati e all'eliminazione degli acquisti di gas. Non si tratta di una cifra trascurabile, bensì di un importo che corrisponde a oltre un quarto dei costi totali di gestione della congestione della rete in Germania.
Il valore dell'accumulo a batteria per il sistema non risiede solo nella sua capacità di colmare le lacune energetiche a breve termine, ma anche nella sua capacità di prevenire la limitazione della produzione di energia rinnovabile. Nel 2025, si prevedeva la limitazione della produzione di circa 8 terawattora di energia eolica e solare, pari a circa il 3% della produzione totale. Questa elettricità è stata prodotta ma non ha trovato acquirenti ed è andata persa inutilizzata. Se il sistema di accumulo previsto fosse già stato pienamente operativo, circa un terzo di questa energia avrebbe potuto essere utilizzato, non come sussidio ai fornitori di energia, ma come guadagno in termini di efficienza economica. Ogni kilowattora di energia rinnovabile non utilizzata è un kilowattora che deve essere sostituito dal gas, gas che deve essere importato, con conseguenti emissioni e costi di ridistribuzione.
Cosa si sta valutando a livello internazionale: lezioni apprese da altri mercati
Il dibattito tedesco è spesso caratterizzato da un certo provincialismo, come se la sfida di conciliare la sicurezza dell'approvvigionamento energetico con un sistema di energia pulita fosse un problema da risolvere per la prima volta in Germania. In realtà, esiste una vasta esperienza internazionale. La Gran Bretagna, da anni il secondo mercato europeo per lo stoccaggio di energia tramite batterie, ha introdotto nel suo Mercato della Capacità classi di gara separate per le diverse tecnologie, calibrate sulle rispettive caratteristiche tecniche. Ciò consente una reale concorrenza all'interno di ciascuna classe tecnologica, evitando che le diverse tecnologie vengano valutate in base a criteri irrilevanti per una di esse.
L'Australia, che ha subito gravi blackout anche nel 2016, è riuscita a creare un approvvigionamento energetico più stabile che mai, nonostante un'elevata quota di energie rinnovabili, grazie a una combinazione coerente di riforme della struttura del mercato e investimenti mirati in sistemi di accumulo a batteria su larga scala. Ciò ha incluso anche il trattamento equo degli impianti di accumulo rispetto alle centrali elettriche a gas nei mercati della capacità, con requisiti adattati alle loro caratteristiche specifiche, e non con criteri uniformi che di fatto sono pensati su misura per una particolare tecnologia. La lezione che si può trarre da questi mercati è semplice: la neutralità tecnologica in un mercato della capacità non significa che tutte le tecnologie debbano soddisfare gli stessi requisiti, ma che ciascuna tecnologia viene impiegata laddove il suo valore economico e sistemico è maggiore.
La finestra di opportunità si sta chiudendo
Siamo a metà del 2026 e le prime gare d'appalto per la capacità di accumulo dovrebbero iniziare quest'anno. L'iter parlamentare per la legge sull'approvvigionamento elettrico (StromVKG) offre l'ultima opportunità concreta per imprimere una nuova direzione, prima che i contratti quindicennali con i gestori delle centrali a gas vincolino la struttura del sistema energetico tedesco fino ai primi anni 2040. Le prove sono inequivocabili: l'accumulo a batteria è più conveniente, a zero emissioni e meno dipendente dalle importazioni di energia rispetto alle nuove centrali a gas. Si sta espandendo a livello mondiale a un ritmo che supera ogni previsione. È economicamente sostenibile senza sussidi governativi e attraente per gli investitori privati. E in Germania è emerso un settore dell'accumulo dinamico, che rappresenta un vantaggio competitivo che potrebbe essere sconsideratamente vanificato da una regolamentazione errata.
La domanda che il professor Volker Quaschning giustamente pone – perché, a fronte di un crollo storico dei prezzi dell'84% e di un boom globale dello stoccaggio energetico, la Germania non si concentri sull'accelerazione dell'espansione della produzione di batterie, ma discuta invece di nuove centrali elettriche a combustibili fossili – non è retorica. Si tratta di una seria questione di politica economica per un governo che deve scegliere tra un'opportunità storica e la dipendenza da un percorso normativo preesistente. Il mercato ha già fornito la sua risposta. La risposta politica è ancora in sospeso.
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