Accumuli, capacity market e rete bloccata: la sfida industriale della transizione energetica

(Articolo pubblicato su L’Economista, inserto de Il Riformista)
Nel dibattito italiano sulla transizione energetica il tema delle rinnovabili occupa stabilmente il centro della scena, mentre resta più sfumato uno dei nodi tecnici che rischia di rallentarne l’attuazione: la saturazione virtuale della rete. Virtuale perché, nella maggior parte dei casi, non si tratta di una congestione fisica delle infrastrutture, ma dell’effetto cumulativo di richieste di connessione che impegnano capacità sulla carta senza tradursi in progetti cantierabili in tempi coerenti con gli obiettivi del PNIEC: secondo gli ultimi dati di Terna, le domande di connessione per impianti eolici e fotovoltaici hanno raggiunto quota 354 GW, a fronte di un target di circa 64 GW aggiuntivi entro il 2030. Una sproporzione evidente che segnala come gran parte di quella potenza non rappresenti una pipeline effettiva, ma produca comunque un effetto di congelamento amministrativo, bloccando la connessione di impianti immediatamente cantierabili, inclusi progetti in autoconsumo o di piccola taglia nel segmento residenziale e C&I.

In questo contesto la crescita dei sistemi di accumulo, in particolare dei Battery Energy Storage System (Bess), assume una valenza strutturale e non più meramente accessoria. L’accumulo è la tecnologia che consente di trasformare la variabilità delle rinnovabili in programmabilità, offrendo servizi di bilanciamento, riserva e regolazione di frequenza sempre più cruciali in un sistema elettrico ad alta penetrazione green. Il capacity market e le aste organizzate da Terna rappresentano oggi il principale meccanismo di segnalazione economica per remunerare questa capacità flessibile e garantire adeguatezza nel medio periodo, contribuendo alla bancabilità di progetti ad alta intensità di capitale e offrendo visibilità sui flussi di ricavi. In questo quadro si inserisce il progetto di Aer Soléir a Rondissone, in Piemonte, il più grande impianto di accumulo in costruzione in Italia, con 250 MW di potenza e 1 GWh di capacità per un investimento di circa 170 milioni di euro. Non si tratta soltanto di un’iniziativa simbolica, ma di un’infrastruttura strategica che, grazie a quattro ore di autonomia energetica e alla connessione diretta in alta tensione presso la stazione Terna locale, potrà intervenire nei momenti di picco della domanda o di eccesso di produzione rinnovabile, riducendo il rischio di congestioni e di curtailment.

L’impianto, che viene presentato ufficialmente oggi a Rondissone in presenza del ministro dell’Ambiente Pichetto Fratin, è composto da 228 container batterie e da una stazione di trasformazione 30/220 kV e rappresenta il primo investimento operativo in Italia dell’operatore irlandese e si inserisce in un piano più ampio da circa 1,6 miliardi di euro e 1.500 MW complessivi tra eolico, fotovoltaico e storage. «L’Italia è per noi un mercato chiave e uno dei più attrattivi in Europa per gli investimenti nelle infrastrutture energetiche – ha commentato Andy Kinsella, CEO & Founding Partner di Aer Soléir -. Rondissone segna l’inizio di una presenza di lungo periodo nel Paese, dove intendiamo investire in modo significativo per sostenere la stabilità della rete e la crescita continua delle rinnovabili». Dal punto di vista sistemico, un Bess di queste dimensioni contribuisce non solo alla stabilità e alla sicurezza della rete, ma anche a rendere più efficiente l’utilizzo delle infrastrutture esistenti, creando margini di flessibilità in un contesto segnato dalla saturazione virtuale delle richieste di connessione.

A livello normativo il DL Bollette introduce misure che mettono ordine nella governance della rete e dei segnali di mercato: è un passo importante per creare un sistema favorevole a nuovi investimenti in questo settore strategico. La transizione, in ultima analisi, non si gioca soltanto sulla quantità di megawatt annunciati, ma sulla capacità di integrarli in modo efficiente, garantendo sicurezza, competitività e sostenibilità finanziaria del sistema elettrico nazionale.
Box: CHI è
Andy Kinsella, CEO & Founding Partner di Aer Soléir, società irlandese con sede a Dublino, specializzata nello sviluppo, costruzione e gestione di progetti su larga scala per le energie rinnovabili in Europa, inclusi impianti eolici, solari e sistemi di accumulo a batteria (BESS)

Nel dibattito italiano sulla transizione energetica il tema delle rinnovabili occupa stabilmente il centro della scena, mentre resta più sfumato uno dei nodi tecnici che rischia di rallentarne l’attuazione: la saturazione virtuale della rete. Virtuale perché, nella maggior parte dei casi, non si tratta di una congestione fisica delle infrastrutture, ma dell’effetto cumulativo di richieste di connessione che impegnano capacità sulla carta senza tradursi in progetti realizzabili in tempi coerenti con gli obiettivi del PNIEC: secondo gli ultimi dati di Terna, le domande di connessione per impianti eolici e fotovoltaici hanno raggiunto quota 354 GW, a fronte di un target di circa 64 GW aggiuntivi entro il 2030. Una sproporzione evidente che segnala come gran parte di quella potenza non rappresenti una pipeline effettiva, ma produca comunque un effetto di congelamento amministrativo, bloccando la connessione di impianti immediatamente cantierabili, inclusi progetti in autoconsumo o di piccola taglia nel segmento residenziale e C&I.

In questo contesto si inserisce la crescente centralità dei sistemi di accumulo, in particolare dei Bess, che non sono più soltanto un complemento tecnico alle rinnovabili, ma un’infrastruttura abilitante per la stabilità del sistema elettrico. Il capacity market e le aste organizzate da Terna stanno diventando il principale strumento di segnalazione di prezzo e di allocazione degli investimenti in capacità flessibile, offrendo visibilità di ricavi su orizzonti pluriennali e contribuendo a rendere bancabili progetti ad alta intensità di capitale. L’evoluzione delle aste dedicate agli accumuli, insieme alla progressiva integrazione dei Bess nei mercati dei servizi di dispacciamento, indica una traiettoria in cui la flessibilità diventa asset strategico tanto quanto la generazione. Tuttavia, anche qui si ripropone il tema della rete: senza una gestione più efficiente delle richieste di connessione e senza meccanismi che distinguano tra progetti maturi e iniziative meramente speculative, il rischio è che l’accumulo stesso subisca gli effetti della saturazione virtuale. Il recente DL Bollette si inserisce in questo quadro come tentativo di intervenire sul lato dei costi e della sostenibilità del sistema, ma il tema strutturale resta la governance delle infrastrutture e dei segnali di mercato.

Se il capacity market rappresenta una risposta alla necessità di garantire adeguatezza e sicurezza, la vera sfida sarà coordinare pianificazione, autorizzazioni e sviluppo della rete con gli obiettivi industriali e climatici. La transizione non è solo una questione di megawatt installati, ma di capacità di integrarli in modo efficiente. Senza una riforma che affronti la saturazione virtuale e rafforzi il ruolo degli accumuli nel disegno complessivo del sistema, il rischio è che l’Italia continui a registrare numeri record nelle richieste e ritardi strutturali nelle realizzazioni, con effetti diretti su prezzi, competitività e sicurezza energetica.