Stoccaggio
dell’Energia
Senza accumulo non c’è transizione. Batterie, pompaggio idroelettrico, accumulo termico e CAES: le tecnologie che trasformano la variabilità delle rinnovabili in affidabilità del sistema elettrico.
Agenda dei lavori
Lo stoccaggio è il nodo critico della transizione energetica: senza accumulare energia nelle ore di sovrapproduzione e rilasciarla nelle ore di picco, rinnovabili variabili come solare ed eolico non possono garantire la continuità di fornitura. Questa sessione esplora l’intero spettro delle tecnologie disponibili — da secondi a stagioni.
La curva del papero:
il paradosso del sole
Più fotovoltaico installi, più crei un problema di sistema: l’energia abbonda a mezzogiorno quando non serve, manca la sera quando la domanda picca. La “duck curve” — così chiamata per la forma del grafico — è il problema che tutto lo stoccaggio energetico esiste per risolvere.
“Lo stoccaggio non è il futuro delle rinnovabili — è la condizione necessaria affinché le rinnovabili diventino il futuro dell’energia.”
— IEA, Energy Storage and Electricity Markets, 2024Secondi, ore, giorni, stagioni:
ogni scala ha la sua tecnologia
Non esiste un’unica tecnologia di stoccaggio perfetta per tutti gli usi. La scelta dipende dalla scala temporale: da millisecondi (frequency response) a mesi (stoccaggio stagionale). Ogni tecnologia occupa la sua nicchia ottimale nel sistema energetico integrato.
Le batterie sono la tecnologia di stoccaggio in più rapida crescita. Flessibili, modulari, installabili ovunque — da container utility-scale a pochi kWh residenziali. Il costo è crollato del 90% in 15 anni e continua a scendere. Ideali per durate da minuti a 4–8 ore.
- Frequency regulation (primaria/secondaria): risposta in < 100 ms
- Peak shaving industriale: taglio dei picchi di prelievo e delle relative penali
- Arbitraggio di prezzo: compra a prezzi negativi, vende a picco serale
- Backup e continuità di servizio (UPS) per carichi critici
Il re dello stoccaggio di lungo termine. 7,7 GW di pompaggio italiano — il più grande patrimonio EU — sono la spina dorsale della flessibilità del sistema elettrico nazionale. Un kWh stoccato nell’invaso alpino può aspettare mesi prima di essere generato. LCOE dello stoccaggio più basso di qualsiasi alternativa.
- Bilanciamento stagionale: accumulo invernale/primaverile, generazione estiva
- Servizi di rete: black start, riserva di potenza rapida (15–30 sec)
- Market coupling europeo: arbitraggio tra mercati nazionali
- Integrazione con eolico notturno: pompaggio notturno + generazione diurna
Lo stoccaggio termico trasforma il problema dell’intermittenza delle FER in un asset per il riscaldamento. Serbatoi di acqua calda, sali fusi (CSP), ghiaccio (raffrescamento), PTES e UTES per stoccaggio stagionale. La tecnologia più economica per lo stoccaggio dell’energia termica — e quella più negletta nelle policy italiane.
- Serbatoi di accumulo caldo (AS) nelle reti di teleriscaldamento
- PTES (Pit TES): laghi isolati di acqua calda stagionale 70–90°C
- Sali fusi (290–565°C): abbinati a CSP per produzione notturna
- Accumulo a ghiaccio: raffrescamento estivo da FER notturne
Compressed Air Energy Storage (CAES) e Liquefied Air Energy Storage (LAES) comprimono o liquefano aria usando l’energia in eccesso, poi la riespandono in turbine per generare elettricità. Vantaggi: nessuna limitazione geografica (LAES), grandi scale, lunga vita operativa. Svantaggi: efficienza inferiore alle batterie, costi ancora elevati.
- CAES adiabatico (A-CAES): recupero calore di compressione → 70% eff.
- LAES (Highview Power): −196°C, nessun requisito geologico speciale
- Scale GWh: competitivo col pompaggio per stoccaggio multi-ora
- Potenziale IT: caverne saline Adriatico, depositi gas esauriti
LFP, NMC, vanadio, sodio:
la scelta della chimica conta
Non tutte le batterie sono uguali. La scelta della chimica della cella determina densità di energia, numero di cicli, sicurezza, temperatura di esercizio e costo. Per i sistemi stazionari utility-scale, la chimica LFP è diventata lo standard de facto per costo e sicurezza.
3 milioni di auto elettriche
come centrale virtuale
Il V2G (Vehicle-to-Grid) capovolge il paradigma: l’auto non è più solo un consumatore di energia dalla rete, ma un fornitore di servizi di flessibilità. Con 3 milioni di EV previsti in Italia entro il 2030, il potenziale di stoccaggio distribuito è enorme — equivalente a decine di grandi centrali.
Tutte le tecnologie
di stoccaggio a confronto
Una panoramica completa delle tecnologie di stoccaggio disponibili — confrontate su efficienza, costo, durata e maturità — per orientare le scelte di investimento di operatori, gestori di rete e decisori politici.
| Tecnologia | Durata tipica | Efficienza ciclo | Costo (€/kWh) | Vita operativa | Applicazione principale | Maturità |
|---|---|---|---|---|---|---|
| BESS LFP utility-scale | 1–4 ore | 88–95% | 150–250 | 12–20 anni | Servizi di rete, peak shaving | TRL 9 |
| BESS NMC residenziale | 2–6 ore | 90–95% | 400–700 | 10–15 anni | Autoconsumo + V2G | TRL 9 |
| Pompaggio idroelettrico | ore–mesi | 75–85% | 5–20 (€/MWh ciclo) | 80–100 anni | Bilanciamento stagionale | TRL 9 |
| Flow battery vanadio | 4–12 ore | 65–75% | 300–500 | 20+ anni (elettrolita) | Lungo ciclo, grande scala | TRL 7-8 |
| CAES adiabatico | 4–24 ore | 65–70% | 50–120 (€/kWh) | 30–40 anni | Grande scala geograficamente vincolato | TRL 6-7 |
| LAES (Aria liquefatta) | 4–24 ore | 50–60% | 150–300 | 30+ anni | Grande scala, nessun vincolo geo | TRL 6-7 |
| TES acqua calda (serbatoi) | ore–giorni | 80–95% (termico) | 5–30 (€/kWh-th) | 30–50 anni | Teleriscaldamento, integrazione solare | TRL 9 |
| PTES/UTES stagionale | settimane–mesi | 50–70% (stagionale) | 0,5–5 (€/kWh-th) | 40–50 anni | Stoccaggio calore estate→inverno | TRL 7-8 |
| Idrogeno (stoccaggio) | settimane–mesi | 35–50% (P2P) | 10–50 (€/kWh-H₂) | 30+ anni | Stoccaggio stagionale GWh-TWh | TRL 5-7 |
Il mercato dello stoccaggio:
regole in costruzione
Il quadro normativo italiano per lo stoccaggio energetico è uno dei più dinamici d’Europa — ma anche uno dei più incerti. Il MACSE, il DM Accumuli e la riforma della regolazione ARERA stanno ridisegnando il mercato in tempo reale, creando opportunità enormi ma anche rischi normativi da gestire.
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MACSE — Mercato Aggregato StorageIl mercato italiano per la flessibilità
Il MACSE è il mercato dedicato ai servizi di flessibilità e stoccaggio introdotto da ARERA con la delibera 300/2017 e successive. Gli operatori di stoccaggio possono offrire servizi di bilanciamento, frequency response, riserva. Con l’aumento delle FER, il valore dei servizi ancillari cresce — il MACSE è il meccanismo che remunera questa flessibilità.
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DM Accumuli — PNRRIncentivi per sistemi di stoccaggio abbinati a FER
Il PNRR destina 1,1 Mld€ all’installazione di sistemi di accumulo abbinati a impianti FER esistenti e nuovi. Accesso tramite registro GSE. Incentivo: contributo a fondo perduto del 30–50% dei costi. Priorità a impianti in zone di congestione di rete. Scadenza 2026 — procedura in corso di attivazione.
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Regolazione ARERA — StoccaggioRiforma del quadro regolatorio
ARERA sta completando la riforma del framework regolatorio per lo stoccaggio: definizione dello stoccaggio come “attività abilitata” (non più equiparata al consumo), rimozione degli oneri di sistema sulla ricarica dei BESS, incentivi alla risposta della domanda (DR) tramite aggregatori. Decisione attesa entro il 2025.
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Regolamento UE AFIR — V2GInfrastrutture per combustibili alternativi
Il Regolamento UE AFIR (Alternative Fuels Infrastructure Regulation) obbliga gli Stati a installare punti di ricarica EV ad alta potenza ogni 60 km sulle strade principali entro il 2025. Per il V2G: la direttiva EPBD (Energy Performance of Buildings) obbliga i nuovi parcheggi ad avere predisposizione bidirezionale. Standard ISO 15118-20 per V2G approvato nel 2022.
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Regolamento UE Batterie 2023/1542Ciclo di vita, riciclaggio e passaporto digitale
Il nuovo Regolamento UE sulle batterie (luglio 2023) introduce: dichiarazione dell’impronta carbonica dalla produzione, obbligo di utilizzo di materiali riciclati, “passaporto digitale della batteria” per tracciabilità LCA, requisiti minimi di performance per batterie stazionarie. Dal 2025 per batterie EV, dal 2027 per stazionarie.
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Piano di Sviluppo Rete Terna 2024Stoccaggio integrato nel piano infrastrutturale
Terna ha inserito 6 GW di nuovi sistemi di stoccaggio elettrochimica nel Piano di Sviluppo della Rete 2024–2033 come soluzione alternativa o complementare ai nuovi elettrodotti nelle zone con maggiore penetrazione FER. Budget: ~2 Mld€ su 10 anni. Primo progetto: BESS da 250 MW in Sicilia per ridurre il curtailment eolico-solare.
Cosa portare a casa
da questa lezione
Lo stoccaggio non è un costo aggiuntivo della transizione — è l’abilitatore che rende le rinnovabili affidabili e il sistema elettrico stabile. Sei messaggi per chi deve decidere, investire e regolare.
7,7 GW di pompaggio italiani — il più grande parco EU — producono oggi margini risibili nel capacity market perché il loro valore di flessibilità stagionale non è correttamente remunerato. Con 50+ GW di FER variabili nel 2030, ogni MW di pompaggio varrà 3–5 volte di più. Serve un meccanismo di remunerazione della flessibilità stagionale già oggi.
A 150–200 €/kWh per sistemi utility-scale LFP, le batterie sono già competitive per servizi da 1–4 ore. La combinazione BESS + FER è spesso più economica di una centrale a gas per coprire il picco serale. L’ostacolo non è più il costo — è la regolazione italiana che ancora tassa la ricarica come consumo, disincentivando l’arbitraggio.
L’accumulo termico (serbatoi di acqua calda, PTES stagionale) ha un costo di 5–30 €/kWh-th — un ordine di grandezza più economico delle batterie. Il riscaldamento è il 50% dei consumi energetici italiani. Un piano nazionale di TES integrato con le reti di teleriscaldamento potrebbe abbattere i picchi di consumo gas invernale del 15–20%.
Lo stoccaggio in Italia è ancora soggetto agli oneri di sistema sulla ricarica (come se fosse un consumo qualsiasi) e non ha un mercato adeguato per remunerare tutti i servizi ancillari che offre. La riforma ARERA è attesa da anni — ogni mese di ritardo significa meno investimenti BESS e più curtailment delle FER.
3 milioni di EV al 2030 = 30 GWh di stoccaggio distribuito disponibile nelle ore di picco. Il V2G trasforma l’auto da problema (picco di carica serale) a soluzione (stabilizzazione della rete serale). Standard disponibili (ISO 15118-20), caricatori bidirezionali sul mercato. Manca la regolazione ARERA che abiliti il V2G come servizio remunerato.
L’incendio di un BESS da 300 MWh in Arizona (2019) e di sistemi più piccoli in Europa e Asia hanno evidenziato rischi reali. Le norme antincendio italiane per sistemi BESS di grande taglia sono ancora inadeguate — basate su norme per UPS, non per MWh di storage. Serve un decreto ministeriale specifico entro il 2025 per non bloccare lo sviluppo del settore.
Relatori suggeriti
per questa sessione
Un panel che copre l’intera filiera dello stoccaggio: dalla regolazione ARERA al pompaggio idroelettrico, dalle batterie utility-scale al V2G, con una voce dall’industria manifatturiera italiana e una dalla ricerca accademica.