In Australia i sistemi di accumulo stanno riducendo il numero di ore con prezzi negativi nonostante una produzione da rinnovabili in aumento.
Secondo nuovi dati forniti da Rystad, il numero sempre maggiore di batterie di grandi dimensioni installate nel Paese ha contribuito ad assorbire l’eccesso di energia eolica e solare e a ridurre il numero di ore in cui i prezzi all’ingrosso sono rimasti sotto lo zero nel corso del mese di agosto.
L’importanza degli accumuli per la rete
Fotovoltaico ed eolico hanno generato un totale combinato di 4.863 GWh di elettricità lo scorso mese, con un aumento del 12% rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso.
Nonostante questo surplus, afferma David Dixon, senior analist di Rystad Energy, ad agosto si sono registrate 554 ore di prezzi negativi sulla rete principale in tutte le regioni NEM/WEM (i due principali mercati elettrici in cui è diviso il Paese), un dato inferiore rispetto allo stesso periodo dei due anni precedenti (agosto 2024 e agosto 2023).
Questo, spiega l’analista, è dovuto in parte alla maggiore domanda di energia, e in parte alla maggiore disponibilità di accumuli, data da batterie di taglia industriale e dai pompaggi idroelettrici.
“Si è osservata una crescita esponenziale del carico delle batterie utility scale (1,4 TWh negli ultimi 12 mesi), che si prevede supererà l’idroelettrico pompato (2 TWh negli ultimi 12 mesi) al massimo entro un anno, man mano che le batterie continueranno a essere messe in funzione”.
Questa situazione in Australia sottolinea ancora una volta l’importanza dell’accumulo energetico, che deve viaggiare di pari passo alle installazioni di impianti rinnovabili per tenere alta la competitività del mercato e per mantenere la transizione energetica economicamente attrattiva.
Gli accumuli a batteria sono anche in grado di stabilizzare la rete e creare flessibilità, facendo funzionare al meglio le Fer intermittenti nel sistema. Grazie a questa tecnologia si spreca meno energia, si fa meno ricorso al curtailment (l’interruzione, volontaria o forzata, di una parte dell’energia prodotta da un impianto) e ogni unità di energia prodotta viene valorizzata al meglio.
La diffusione delle batterie in Australia
Secondo uno studio (pdf) del Clean Energy Council, alla fine del 2024, c’erano circa 8,7 GW/23,3 GWh di sistemi di accumulo di energia a batteria (Bess) su utility scale in costruzione in Australia.
Inoltre, il primo trimestre del 2025 è stato il secondo migliore mai registrato per gli investimenti in questi sistemi, con sei progetti per un valore complessivo di 2,4 miliardi di dollari Usa che hanno raggiunto la fase di impegno finanziario, per un totale di 1,5 GW/5 GWh.
Alla fine di agosto l‘Australian Energy Market Operator, l’ente indipendente che gestisce il sistema elettrico e il mercato dell’energia in gran parte del Paese, ha rilasciato un report (pdf) secondo il quale la potenza dei progetti eolici, solari e di accumulo a batteria in attesa di connessione alla rete principale australiana ha raggiunto un livello record nel 2024, aumentando di oltre un terzo su base annuale e superando per la prima volta i 50 GW.
Lo scorso marzo, inoltre, la società di investimento australiana Quinbrook Infrastructure Partners ha annunciato l’intenzione di lanciare sul mercato locale e globale una soluzione avanzata di accumulo di energia a lunga durata con autonomia di 8 ore, sviluppata in collaborazione tecnica con la cinese CATL, il principale produttore mondiale di sistemi Bess.
L’Italia in vista dell’asta Macse
Nel prossimo futuro sarà fondamentale quindi implementare quanti più GWh di storage possibile. L’Italia si è attivata in questo senso con il Macse, il nuovo meccanismo gestito da Terna per l’approvvigionamento a termine della capacità di stoccaggio elettrico, che mira a supportare fino a 50 GWh di nuova capacità di storage entro il 2030.
Il 30 settembre si terrà la prima asta. La gara è per l’anno di consegna 2028 ed è riservata alle batterie al litio, Terna ha comunicato che il contingente nazionale complessivo è pari a 10 GWh.
Il premio massimo fissato da Arera è di 37mila €/MWh l’anno. Con la delibera n. 362/2025/R/eel del 29 luglio l’Autorità ha anche chiarito che gli accumulatori che si aggiudicheranno un contratto in questa prima asta Macse non dovranno mettere a disposizione gratuitamente le bande obbligatorie per la riserva di frequenza (Fcr), il servizio di regolazione della rete elettrica, perché ciò “rappresenterebbe un aggravio in termini tecnici e gestionali limitato a un ridotto periodo di tempo”.
Il Macse, nelle intenzioni del governo, dovrebbe contribuire a raggiungere il target italiano fissato nell’aggiornamento del Pniec di circa 22,5 GW di storage installato entro fine decennio, di cui 11 GW di accumuli utility scale.
