​​Questo articolo illustra i dieci motivi per cui i sistemi energetici globali hanno bisogno delle batterie, basandosi sulle ricerche di Modo Energy negli Stati Uniti, Gran Bretagna, Europa e Australia.
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Il sistema elettrico globale ha raggiunto un punto di svolta.
Per 15 anni, la domanda di elettricità nelle economie avanzate è rimasta stagnante. Quell’epoca è finita.
L’elettrificazione sta accelerando. I soli data center rappresenteranno quasi la metà della crescita della domanda statunitense in questo decennio. Aggiungendo veicoli elettrici e pompe di calore, nei prossimi tre anni la domanda globale di elettricità crescerà di 3.500 TWh. L’equivalente di aggiungere un Giappone ogni anno.
Le rinnovabili stanno crescendo per soddisfare questa domanda. La produzione solare è raddoppiata in tre anni. Quest’anno, solare ed eolico hanno coperto tutta la nuova crescita della domanda e hanno superato il carbone per la prima volta.
Ma la rete non è stata progettata per questo. Il solare raggiunge il picco a mezzogiorno. La domanda raggiunge il picco la sera. L’eolico segue il meteo, non il carico.
Ora più che mai, il mondo ha bisogno di flessibilità . Demand response, ricarica intelligente, interconnettori ed energia pulita programmabile aiuteranno a rimodellare quando e dove fluisce l’energia.
Ma nessuna soluzione è versatile quanto i sistemi di accumulo a batteria (BESS). Possono spostare energia, stabilizzare la rete e alleviare i vincoli di rete da un unico asset che si installa in 1-2 anni.
1. Le batterie spostano l’energia rinnovabile dall’eccesso alla scarsitÃ
Con la crescita delle rinnovabili, la discrepanza tra quando si produce energia e quando serve crea due problemi strutturali:
- Sovrapproduzione: quando la generazione rinnovabile satura il sistema, facendo scendere i prezzi a zero o sotto zero.
- Scarsità : quando la produzione cala, ma la domanda resta alta e i prezzi schizzano.
Nel CAISO, le batterie colmano questo divario spostando 5 GW di energia del mezzogiorno verso il picco serale.
2. Sostituire il gas: come le batterie riducono i costi di sistema
Quando le batterie scaricano durante la scarsità , sostituiscono la generazione più costosa del sistema – di solito centrali a gas di picco.
Nel mercato NEM australiano, le batterie hanno scaricato durante i picchi serali del 12 giugno. Ma dopo due ore, la maggior parte dei sistemi era scarica, a ricordare che la flotta attuale è limitata nella durata. Il gas di picco è subentrato, portando i prezzi al limite di mercato di 17.500 $/MWh.
Con la crescita delle flotte di batterie e l’aumento delle durate, lo stoccaggio sostituisce le ore di scarsità in cui altrimenti il gas fisserebbe i prezzi.
3. Ramps solari: i BESS seguono variazioni di 15–20 GW in pochi minuti
Un’alta penetrazione del solare crea rampe ripide che richiedono flessibilità rapida. Il famoso problema della ‘curva dell’anatra’.
Nel CAISO californiano, la rampa serale è una delle sfide chiave del sistema. Il carico netto sale di 15–20 GW nelle tre ore tra il picco solare e il picco serale.
La maggior parte delle centrali termiche deve funzionare almeno al 40–60% del carico e ha velocità di rampa limitate fino a un’ora.
Le batterie raggiungono la piena potenza in meno di un secondo e possono invertire la direzione istantaneamente, rendendole più efficaci nel seguire rampe solari ripide.
4. Errori di previsione: le batterie riequilibrano l’offerta in tempo reale
La maggior parte dei mercati elettrici bilancia domanda e offerta nel mercato del giorno prima. Ma le previsioni di eolico e solare spesso sbagliano di 5–10% tra il giorno prima e la consegna in tempo reale.
Con la crescita delle flotte rinnovabili, questi errori diventano notevoli in termini assoluti. Per la flotta solare britannica da 20 GW, un errore del 10% significa uno sbilancio di 2 GW nel Balancing Mechanism.
Le batterie forniscono la flessibilità intra-giornaliera che mantiene il sistema in equilibrio mentre le previsioni si aggiornano durante la giornata.
5. Congestione di rete: le batterie rinviano investimenti in trasmissione
La rete è stata costruita per trasportare energia da poche grandi centrali termiche verso i centri di domanda. Ma eolico e solare si collegano dove le risorse sono più forti, spesso lontano dal carico.
L’offerta si è spostata, ma la rete no. Risultato: vincoli di rete, curtailment e costi di redispatch crescenti.
In Germania, redispatch e curtailment superano 9,4 TWh l’anno, con costi di circa €400/MWh. Gran parte di questi costi si spende per gestire i flussi di energia nei corridoi nord-sud congestionati.
I BESS alleviano questi vincoli caricando dietro i confini congestionati e scaricando quando la capacità si libera – rinviando aggiornamenti di trasmissione che possono richiedere dieci anni o più.
I mercati usano due principali meccanismi per segnalare dove serve flessibilità :
Tariffe di rete zonali
Con le tariffe TURPE 7 in Francia, le batterie possono guadagnare bonus fino a €69/MWh per alleviare la congestione durante le ore di picco solare.
Un sistema di due ore può guadagnare 12.000 €/MW/anno da tariffe di rete dinamiche, premiando la flessibilità dove la rete è più vincolata.
Segnali di mercato
Il mercato all’ingrosso italiano è suddiviso in otto zone di prezzo, una forma di prezzo marginale zonale che espone le batterie a differenze di prezzo regionali.
Le zone del Sud, dove la produzione solare e il curtailment sono più alti, mostrano spread fino al 34% più alti rispetto al Nord.
Le batterie possono guadagnare di più dove la rete è più stretta, e questi segnali zonali si rafforzano con la crescita delle rinnovabili regionali.
6. Risposta in frequenza, inerzia e tensione: servizi ancillari dalle batterie
Risposta in frequenza
Quando un grande generatore si scollega, la frequenza di rete cala in pochi secondi. Le batterie iniettano o assorbono energia per stabilizzare il sistema prima che lo squilibrio si propaghi.
In Europa, il servizio di risposta primaria (FCR) si attiva entro 2 secondi.
La Germania acquista solo 600 MW di FCR, un mercato piccolo ormai quasi saturato dalle batterie.
I servizi equivalenti in GB (Dynamic Containment, Moderation e Regulation) ammontano a circa 1,5 GW.
Questi mercati sono redditizi, ma poco profondi. Nel 2023, i servizi di risposta in frequenza nel Regno Unito sono calati del 73% poiché la capacità BESS ha superato la domanda. Lo stesso accadrà altrove con la crescita delle flotte.
Servizi di riserva
I servizi di riserva ripristinano la frequenza dopo la risposta iniziale, fornendo energia sostenuta per minuti invece che per secondi.
In Europa, la Riserva Automatica di Ripristino della Frequenza (aFRR) raggiunge la piena potenza in 5 minuti. Nel Regno Unito, Quick Reserve e Balancing Reserve svolgono funzioni equivalenti.
Nel Regno Unito, Quick Reserve rappresenta il 7-17% dei ricavi delle batterie.
Servizi di inerzia: inverter grid-forming resistono alle deviazioni di frequenza
Con il ritiro dei generatori sincroni, le reti perdono inerzia: il cuscinetto cinetico che rallenta le variazioni di frequenza dopo un guasto.
Con meno inerzia, le deviazioni di frequenza diventano più brusche e la robustezza del sistema cala.
Batterie con inverter grid-forming possono fornire inerzia sintetica, iniettando energia in millisecondi senza bruciare combustibili fossili.
L’opportunità è maggiore rispetto alla risposta in frequenza. La Germania avrà bisogno di capacità grid-forming pari a 30 GW di batterie entro il 2027, che saliranno a 72 GW entro il 2037 con il ritiro delle centrali termiche e la crescita delle rinnovabili.
Supporto di tensione: i BESS gestiscono la potenza reattiva con la crescita delle rinnovabili
Le rinnovabili causano fluttuazioni di tensione maggiori che prima erano assorbite naturalmente dai generatori sincroni.
- Il solare fa salire le tensioni a mezzogiorno.
- Le regioni eoliche vedono cali di tensione sulle lunghe linee di trasmissione.
Dopo il blackout spagnolo del 2025 dovuto alla tensione, la Spagna ha sempre più spesso attivato centrali a ciclo combinato solo per il controllo della tensione.
I volumi mensili di gas per la tensione sono saliti da circa 125 GWh a quasi 500 GWh dopo il blackout, a costi di €150–200/MWh.
Le batterie grid-forming possono iniettare o assorbire potenza reattiva anche quando sono inattive. Dal 2026, la Spagna pagherà le batterie per il supporto di tensione, riducendo la dipendenza da unità termiche usate solo per la stabilità di sistema.
Black start: le batterie ripristinano la rete dopo un blackout
Dopo uno spegnimento totale, qualcuno deve essere il primo a ripartire.
Diversi Paesi stanno testando il ripristino guidato da batterie, ma l’Australia è la più avanti. Le ricerche del CSIRO hanno rilevato che le batterie grid-forming possono riavviare porzioni di rete più ampie rispetto alle centrali termiche.
Con il ritiro di carbone e gas, l’Australia avrà bisogno di circa 2 GW di batterie grid-forming entro il 2028 solo per mantenere la capacità di ripartenza attuale.
7. Le batterie proteggono i ricavi del solare e sbloccano capitale
Con la crescita del solare, la produzione si concentra nelle stesse ore e i capture rate crollano. Questo è il fenomeno della cannibalizzazione del solare.
In Spagna, i capture price di maggio sono scesi da €13/MWh nel 2024 a €2/MWh nel 2025. Circa 23% della produzione solare è avvenuta in ore a prezzo negativo.
L’accumulo a batteria in co-locazione rimodella il profilo dei ricavi. Abbinare il solare a un sistema di 4 ore può aumentare i ricavi di circa 85%.
Un profilo più piatto e meno volatile riduce il rischio merchant e facilita il finanziamento. I progetti ibridi solare-accumulo possono ottenere PPA flessibili con leva finanziaria superiore rispetto al solo solare, trasformando progetti altrimenti non bancabili in asset finanziabili.
8. Behind-the-meter: le batterie saltano le code di rete per i data center
Lo stoccaggio behind-the-meter si trova lato cliente rispetto alla connessione di rete, bypassando le code di connessione e le tariffe di trasmissione
I data center sono l’applicazione in più rapida crescita. L’AI sta spingendo la domanda alle stelle, ma le reti non riescono a connettere i nuovi carichi abbastanza velocemente. In Texas, ERCOT prevede 35 GW di nuova domanda da data center entro il 2035. Una legge statale richiede ai grandi carichi sopra i 75 MW di auto-approvvigionarsi.
La soluzione tradizionale sono le turbine a gas, ma la produzione mondiale è prenotata fino al 2028.
Nel dicembre 2024, Google ha stretto una partnership con Intersect Power per un programma da 20 miliardi di dollari per costruire solare, BESS e data center in co-locazione, con il primo progetto operativo entro il 2027.
Lo stesso modello vale per altri grandi carichi: miniere, industria manifatturiera e hub di ricarica per veicoli elettrici stanno tutti valutando lo stoccaggio behind-the-meter per evitare i colli di bottiglia di rete.
9. Mercati di capacità : le batterie riducono il costo dell’affidabilitÃ
I mercati di capacità pagano i generatori per essere disponibili nei picchi di domanda, garantendo la sicurezza dell’approvvigionamento anche quando le rinnovabili sono basse. Le batterie non possono coprire periodi di siccità eolica di più giorni, per cui servono generazione programmabile o accumulo di lunga durata. Ma riducono il costo di mantenere la sicurezza dell’approvvigionamento.
Nel NYISO, i limiti di trasmissione di New York City hanno mantenuto i prezzi del 250% superiori rispetto ai livelli statali dal 2023.
Oggi solo 14 MW di capacità a batteria partecipano. Con la crescita verso i 2 GW previsti entro il 2030, la pressione competitiva sui prezzi aumenterà .
Durante eventi reali di scarsità , le batterie si ottimizzano rispetto alla generazione termica, riducendo il picco di carico che la capacità programmabile deve coprire.
10. Energia carbon-free 24/7: le batterie permettono la corrispondenza oraria
Le batterie assorbono energia a basse emissioni e la rilasciano quando l’unità marginale è molto più carbon-intensive.
Nei dati seguenti, l’intensità di carbonio va da 0 kgCO₂/MWh nelle ore diurne più pulite a 445 kgCO₂/MWh la sera quando le unità termiche sono marginali.
Con il costo del carbonio nel Regno Unito che cresce da ~£55/tonnellata oggi a una previsione di £125/tonnellata entro il 2035, la differenza tra i prezzi off-peak a basse emissioni e quelli serali ad alte emissioni si amplia, consentendo alle batterie di catturare più valore semplicemente spostando l’energia tra queste ore.
In sintesi
Ogni anno il mondo aggiunge una domanda di elettricità pari a quella del Giappone. Le rinnovabili stanno crescendo per soddisfarla. Ma senza flessibilità , questa crescita si blocca. Ostacolata da code di connessione, curtailment e dal backup termico che nessuno vuole costruire.
Le batterie su scala di rete risolvono tutto questo. Spostano energia, stabilizzano la frequenza, alleviano i vincoli e si installano in pochi mesi con capitale privato.
I mercati che ricompenseranno questi servizi cresceranno più velocemente.
