Quando si cominciò a progettare in Europa nei primi anni 2000 la transizione energetica basata, essenzialmente, su solare ed eolico, il problema dell’intermittenza di queste fonti fu messo un po’ da parte.
Si diceva che pannelli e turbine non sarebbero mai diventati una vera sfida per carbone, gas o nucleare, e, pompaggi idroelettrici a parte, non si sapeva bene come si sarebbe potuto risolvere quel problema su grande scala.
Adesso il tavolo si sta rovesciando: il fotovoltaico a giugno di quest’anno per la prima volta è stata la prima fonte elettrica europea, superando fossili e nucleare, e ormai sole+vento hanno raggiunto nel 2025 poco meno del 40% della produzione elettrica continentale, con punte ancora più alte in paesi come Danimarca o Spagna.
Ecco allora che è diventato un imperativo risolvere il problema della loro intermittenza, sia per permettergli di crescere ancora di più, che per evitare sprechi quando producono più di quanto le reti possano assorbire; ad esempio d’estate in Spagna si arriva ad un curtailment di oltre il 10% dell’energia fotovoltaica prodotta.
Quanti accumuli ci servono?
Secondo le stime dell’Ue, per risolvere il problema entro il 2030 dovremmo avere installati in Europa 400-600 GWh di capacità di accumulo, anche se un’analisi di Solar Power Europe avverte che per allora il sistema sarà così dominato dalle rinnovabili intermittenti da aver bisogno di circa 780 GWh di accumulo.
Per ottenere questi enormi volumi di assorbimento necessari entro la fine di questo decennio la tecnologia su cui si punta maggiormente è quella delle batterie elettrochimiche (BESS), e in particolare di quelle al litio.
Una tecnologia che sta crollando di prezzo: nel 2010 costavano 1.474 $ per kWh di capacità, nel 2024 erano scese a 169 $/kWh e a fine 2025 sono arrivate a poco più di 100 $/kWh: una diminuzione del 93% in 15 anni, che ricorda l’analogo andamento dei costi del FV.
In effetti il calo di prezzo delle batterie sembra avere un po’ svegliato l’Europa riguardo all’esigenza di aumentare la sua capacità di accumulo, fino a pochi anni fa affidata solo a 220 GWh di pompaggi idroelettrici, per lo più concentrati in Scandinavia e nel Sud Europa: se nel 2024 eravamo a 60 GWh installati di BESS, nel corso del 2025 ne sono stati aggiunti altri 30-40 GWh.
Circa 100 GWh di batterie potrebbero già sembrare tanti, ma in realtà non lo sono, se si pensa che è solo il doppio di quanto installato nella sola California che ha 40 milioni di abitanti.
La Cina è già a 350 GWh di accumulo elettrico, fra BESS, pompaggi idroelettrici e altre tecnologie.
Anche se ancora insufficiente al livello della sfida, il mercato dei BESS è comunque già in forte espansione sotto il profilo economico. Diversi studi stimano che la dimensione complessiva del settore in Europa potrebbe più che raddoppiare entro il 2030.
Come ripagare lo storage
Una crescita oggi trainata da diversi modelli di business: alcuni operatori puntano su servizi di rete, guadagnando dall’offerta di frequenza e capacità di riserva; altri sfruttano l’arbitraggio tra prezzi di energia in orari diversi.
In prospettiva, altre nuove forme di business, come contratti di flessibilità aggregata o piattaforme di scambio peer-to-peer, stanno emergendo grazie alla digitalizzazione e alle tecnologie di gestione avanzata dell’energia.
Questo mercato nascente deve svilupparsi ancora molto e velocemente; potrebbe trarre giovamento da una riforma recentemente adottata dalla Commissione europea: quella del passaggio dalla fissazione dei prezzi in Borsa elettrica ogni ora a ogni 15 minuti (vedi Accumuli, i prezzi a 15 minuti migliorano la convenienza dei BESS).
Lo ha spiegato un recene rapporto della società di consulenza Rystad Energy, che ha scoperto come passare fra un ciclo di un solo acquisto/vendita di elettricità all’ora, quando conviene, a quattro cicli, porterà a un aumento dei profitti che varierà molto fra paese e paese, ma che in alcuni casi supera il 20%.
Dall’introduzione di questo meccanismo si è calcolato che il potenziale di arbitraggio è cresciuto in media del 14% nei mercati elettrici europei, ma con alcuni paesi, come l’Austria, che riceveranno un potenziale guadagno orario dall’arbitraggio ogni 15 minuti di 107 $/MWh fra acquisto e vendita, con un aumento dei profitti rispetto ad oggi di ben il 25,3%.
In Italia del Nord, l’aumento per i Bess sarà invece di “solo” il 13,5%, con un guadagno orario dall’arbitraggio fra i più bassi dell’Ue, appena 43 $/MWh, ma ancora peggio andrà in Portogallo, dove l’aumento di profitti stimato sarà appena del 3%, però con un guadagno orario di 89 $/MWh.
Le ragioni della differenza fra paesi risiedono in vari fattori, come il prezzo medio del PUN (più è alto e meno varia in media durante il giorno), la quota di rinnovabili (più ce ne sono e più il costo elettrico può avere piccoli sbalzi) e la flessibilità della domanda (meno è flessibile e più il prezzo va su e giù).
C’è però un’importante incognita alla prospettiva che l’Ue diventi il paese di Bengodi per il BESS: gli attuali margini di profitto per l’arbitraggio non potranno certo restare così alti nei prossimi anni, ma anzi si prevede che caleranno fino a circa 60 $/MWh.
Inoltre, la fissazione del prezzo ogni 15 minuti non ha influenza sull’accumulo a medio-lungo termine (su più giorni) e a lunghissimo termine (da una stagione all’altra), che pure prima o poi andranno affrontati per creare un sistema energetico 100% rinnovabili.
“Si tratta di una sfida complessa, che non si risolverà in pochi anni”, ci ricorda Attilio Piattelli, presidente del Coordinamento Free (Fonti Rinnovabili ed Efficienza Energetica). “In un primo tempo a garantire la stabilità della rete, compensando le intermittenze di sole e vento, più che le batterie saranno le centrali a gas, con cui dovremo convivere ancora molti anni”.
Puntare su tutte le tecnologie di accumulo
In effetti, per capire che il compito non è all’altezza delle sole batterie, basti considerare che in Italia in questi mesi invernali con poco vento e poco sole, le fonti non rinnovabili forniscono anche 500 GWh al giorno, che è circa la capacità di accumulo elettrochimico che l’Europa prevede di avere entro il 2030: tutte quelle batterie coprirebbero solo le esigenze italiane di un solo giorno invernale.
E senza considerare i probabili futuri aumenti di consumi per l’elettrificazione di trasporti, calore industriale e climatizzazione.
“La soluzione arriverà molto gradualmente e unendo tante tecnologie diverse”, spiega Piattelli. “Prima di tutto va ridotta la quantità di energia da compensare, moltiplicando ancora la potenza di solare ed eolico: meglio avere un eccesso di produzione d’estate, che può alimentare accumuli di lunga durata, che un deficit da coprire l’inverno. Secondariamente bisognerà ampliare il più possibile le rinnovabili programmabili, come idroelettrico, biomasse, geotermia, che possono sostituire, almeno in piccola parte, le centrali a gas”.
Terzo pilastro, l’implementazione di sistemi di accumulo basati su diverse tecnologie, che vadano via via a coprire anche la frazione di accumulo di medio e lungo termine, dal CAES, alle batterie al ferro, dai pompaggi dedicati solo all’accumulo di lungo periodo, all’idrogeno.
Infine, servirà aumentare la connessione fra paesi europei ed extraeuropei, per compensare eccessi e deficit presenti nelle varie zone.
Secondo il presidente di Free, in questo modo le centrali a gas interverranno per periodi via via più corti fino a che, si spera intorno al 2050, i loro servizi saranno ormai residuali, limitati a quei pochi periodi dell’anno di lunga carenza di sole e vento, in cui tutte le altre tecnologie, non riusciranno a coprire la domanda.
Insomma, sperare che ci levino le castagne dal fuoco solo le batterie al litio è un po’ illusorio, per quanto siano adesso in auge e il mercato possa continuare a spingerle.
