Le batterie frenano sulle regole

L'Europa è in grado di costruire batterie di rete in pochi mesi. Per ottenere il permesso di collegarle, e per stabilire chi debba pagare lo spazio che occupano sulla rete, servono invece anni. Ogni Paese ha scelto una risposta diversa. Secondo una valutazione 2026 dell'European Climate Neutrality Observatory, l'espansione delle reti, lo stoccaggio e la flessibilità stanno procedendo più lentamente della crescita delle rinnovabili perché ciascuno Stato sta scrivendo da sé le regole su come gli impianti di accumulo si connettano e operino (ESS News).

Una batteria, due esiti possibili

Una batteria non produce elettricità. La sposta nel tempo: si carica quando c'è troppo solare o troppo eolico, si scarica quando l'offerta non basta. È questo che rende l'accumulo prezioso in una rete dove cresce il peso di fonti rinnovabili la cui produzione non segue la domanda. Il diritto europeo lo riconosce: la Direttiva 2019/944 considera lo stoccaggio un'attività distinta e impone agli Stati membri di permettere ai nuovi operatori di competere in modo equo.

La stessa norma, però, lascia ai singoli Paesi la scelta su come collegare le batterie, quali tariffe di rete applicare e che cosa fare quando le linee si congestionano. Il Regolamento 2024/1747 nasce proprio dal fatto che gli scambi di mercato possono spingere su un cavo più elettricità di quanta quel cavo possa fisicamente trasportare. Una batteria collocata dietro un surplus solare in un'area congestionata aiuta la rete; la stessa batteria che si carica dove la rete è già sotto pressione, solo perché lo spread di prezzo è conveniente, aggrava il collo di bottiglia. Il nodo politico è stabilire che cosa una batteria possa essere: infrastruttura climatica, oppure un altro carico in competizione per una capacità di rete scarsa.

Tre Paesi, tre risposte

La Germania vuole che le grandi batterie paghino in modo più diretto la capacità di rete che prenotano. La Bundesnetzagentur, l'autorità federale di regolazione delle reti, sta ridisegnando gli oneri in modo che dal 2029 i grandi produttori e gli impianti di accumulo paghino tariffe basate sulla capacità riservata, invece di lasciare questi costi soprattutto sulle famiglie (DIHK). Gli investitori temono che la riforma trasformi progetti oggi redditizi in iniziative appena sostenibili. Resta inoltre aperta la questione se gli impianti entrati in esercizio prima della scadenza saranno protetti dai nuovi oneri (ZfK).

I Paesi Bassi conoscono già il prezzo dei ritardi. La congestione della rete è diventata così grave che Utrecht, da luglio 2026, ha smesso di accettare nuove connessioni per abitazioni e piccole imprese. I gestori di rete Liander, Enexis e Stedin hanno chiesto agli aggregatori, cioè società che riuniscono molte piccole batterie, pompe di calore e colonnine di ricarica in un unico portafoglio controllabile, di fornire 255 MW di capacità flessibile nelle aree sovraccariche, grosso modo il picco di consumo di una piccola città (Entra, NextEnergy). Famiglie e imprese che accettano di far gestire da remoto batterie o ricariche riceverebbero da 60 a 120 euro per kilowatt all'anno, finanziati attraverso le tariffe di rete pagate da tutti gli utenti (Solar Magazine). La lezione olandese è netta: una batteria nel nodo giusto della rete merita di essere pagata. La stessa batteria altrove non risolve il collo di bottiglia.

L'Italia sta costruendo un modello ibrido. Il quadro aggiornato per le rinnovabili include l'accumulo nelle nuove regole di connessione e chiede ad ARERA di allocare la capacità di rete in modo più trasparente (biblus.acca.it). In parallelo, la riforma del dispacciamento apre i servizi di bilanciamento e flessibilità a batterie, generazione distribuita e veicoli elettrici (trilance.com). Una parte dello stoccaggio guadagna sfruttando i differenzialii di prezzo dell'elettricità; un'altra viene trattata come infrastruttura programmata del sistema.

Chi paga gli errori

Gli investitori nello stoccaggio guadagnano quando le regole sono chiare e l'accesso al mercato è ampio; perdono quando le code di connessione, i doppi oneri di rete e l'incertezza regolatoria congelano il capitale. I gestori di rete ottengono più potere di indirizzo, ma subiscono anche la pressione a costruire più in fretta. I produttori rinnovabili ne beneficiano se le batterie assorbono il surplus invece di costringerli a spegnere turbine e impianti con ordini di curtailment. Per le famiglie, l'effetto dipende dal disegno tariffario: se lo stoccaggio attenua i picchi di prezzo e riduce i costi dei tagli alla produzione, le bollette scendono indirettamente; se gli oneri di rete aumentano per coprire batterie collocate male, pagano i consumatori.

Il diritto europeo stabilisce che le tariffe di rete debbano essere eque verso lo stoccaggio e riflettere i costi reali (Direttiva 2024/1711). Ma l'UE lascia ai regolatori nazionali il disegno delle tariffe, le regole di connessione e la gestione delle linee congestionate. L'Europa ha obiettivi vincolanti sulle rinnovabili; non ha un manuale altrettanto vincolante per accumuli e reti. Il problema europeo delle batterie non è più soprattutto tecnologico. È capire se i regolatori sapranno dare un prezzo abbastanza preciso alla capacità di rete scarsa, affinché le batterie si carichino dove aiutano il sistema, non soltanto dove i trader possono guadagnare.