Il primo accordo tripartito dell’UE sull’accumulo di energia, firmato a giugno, pone le batterie al centro dei piani per sfruttare meglio solare ed eolico. La tecnologia è pronta e sempre meno costosa, ma regole di mercato, ritardi nelle reti e la politica sulle materie prime la frenano ancora
L'accordo, raggiunto in occasione del Consiglio Energia del 26 giugno, riunisce la Commissione europea, i ministri dell'Energia di 22 Stati membri, gli sviluppatori di sistemi di accumulo e di energie rinnovabili, le industrie ad alta intensità energetica e istituzioni finanziarie come la Banca europea per gli investimenti.
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I firmatari si sono impegnati a fornire tra 30 e 35 GW di nuova capacità di accumulo entro il 2028, 45 GW secondo il testo di riferimento. Questo farebbe salire la quota dell'accumulo sulla domanda di picco di elettricità da circa il 5% attuale al 10%. L'UE dispone oggi di circa 55 GW di capacità di accumulo installata, a fronte di un fabbisogno stimato di 200 GW entro il 2030.
Dietro questi numeri c'è un problema che i regolatori non possono più ignorare. Con l'esplosione della produzione da solare ed eolico sono aumentate anche le ore in cui l'energia è a basso costo, con prezzi negativi, oppure in cui gli impianti vengono semplicemente spenti perché la rete non riesce ad assorbirla.
"Al momento vediamo molti prezzi negativi e molta riduzione forzata della produzione", ha dichiarato Walburga Hemetsberger, direttrice generale di Solar Power Europe. "Questo incide in modo molto negativo sulla redditività delle rinnovabili", ha aggiunto, sottolineando che senza batterie a stabilizzare il sistema "non riusciremo a raggiungere i nostri obiettivi in materia di rinnovabili entro il 2030". L'accumulo, ha sostenuto, è "l'unico modo per abbassare strutturalmente i prezzi, rendere il sistema più resiliente e liberarci dai combustibili fossili".
Le batterie sono il motore dell'accordo?
Lo stoccaggio tramite batterie nel settore commerciale e industriale dovrebbe circa triplicare, passando da 9 GWh nel 2026 a 24 GWh nel 2028. I contratti di acquisto di energia (power purchase agreements, PPA) supportati da sistemi di accumulo dovrebbero crescere da 1,5 GW a 4,5 GW nello stesso periodo. I numeri danno sempre più ragione a questa ambizione: secondo l'IRENA, tra il 2010 e il 2024 i costi delle batterie sono diminuiti di circa il 93%. Solo nel 2024 in Europa sono stati installati 21,9 GWh di nuovi sistemi a batteria, l'undicesimo anno consecutivo di record.
Per Jacopo Tosoni, vicesegretario generale di Energy Storage Europe, le batterie hanno ormai superato la fase di tecnologia di backup e sono diventate infrastruttura di rete. "Entro il 2030 installeremo circa 30 volte quanto installavamo appena cinque anni fa", ha affermato.
Alcuni Paesi hanno iniziato a trattare l'accumulo di conseguenza. La Germania ha creato una categoria giuridica di "grid boosters", batterie classificate come infrastrutture che migliorano l'utilizzo della rete. Nei Paesi baltici, i sistemi di accumulo hanno funzionato come una "rete di sicurezza" durante la sincronizzazione con la rete elettrica dell'Europa continentale, dopo decenni di collegamenti con Russia e Bielorussia.
Tosoni ha citato anche le proiezioni elaborate da Aurora/Amber, secondo cui l'accumulo potrebbe sostituire fino al 60% delle importazioni di gas entro il 2030, con un risparmio di circa 9 miliardi di euro negli acquisti di gas. Ha richiamato inoltre le stime del Joint Research Centre, secondo cui un migliore dispiegamento dei sistemi di accumulo e segnali di mercato più adeguati potrebbero ridurre di oltre il 60% i costi di congestione della rete legati all'integrazione delle rinnovabili, con un risparmio di 100 miliardi di euro.
L'accordo riconosce però che può solo scalfire gli ostacoli che frenano le batterie. Il principale problema, nel breve periodo, resta la struttura dei mercati elettrici. In diversi Stati membri le batterie continuano a pagare tariffe e oneri di rete sia quando si caricano sia quando si scaricano.
Questa doppia imposizione le tratta contemporaneamente come impianti di generazione e come consumatori. I mercati spesso non remunerano l'intera «catena» di servizi offerti dalle batterie: capacità, bilanciamento e riduzione delle congestioni. Molti progetti restano così dipendenti da entrate di breve periodo e molto volatili.
L'accesso alla rete aggrava il problema
L'accumulo è spesso inserito in processi di pianificazione pensati per la generazione convenzionale. La mancanza di una chiara classificazione delle batterie come produzione, consumo o altro fa sì che i progetti debbano affrontare le stesse procedure di autorizzazione e le stesse code di connessione delle nuove rinnovabili, senza essere prioritari come risorse di flessibilità.
La politica industriale introduce un'ulteriore limitazione. L'UE ha costruito un'architettura di sostegno composta dai progetti importanti di comune interesse europeo (IPCEI), dalla partnership BATT4EU e dal Regolamento sulle batterie. Ma la Corte dei conti europea ha constatato che il blocco non è ancora sulla buona strada per dotarsi di un'industria delle batterie autosufficiente, citando un deficit commerciale in crescita e la dipendenza dalle celle asiatiche.
Hemetsberger ha descritto così i limiti dell'accordo tripartito su questo fronte: "È un primo segnale importante, ma non è affatto sufficiente per creare in Europa un'intera catena del valore delle batterie". Ha indicato nella futura Industrial Accelerator Act (legge per l'accelerazione industriale) lo strumento che "dovrebbe fare la differenza", a condizione che la definizione di "Made in Europe" sia abbastanza rigorosa da sostenere davvero la produzione nell'UE. Ha avvertito che, con un'industria ancora agli inizi, è necessario bilanciare la rapidità di diffusione e gli obiettivi di rilocalizzazione, invece di perseguirli uno a scapito dell'altro.
Alla base di entrambe le questioni c'è la politica delle materie prime. I dati del JRC mostrano che l'UE ha un'autosufficienza quasi nulla in grafite e molto bassa in litio, cobalto e nichel. I tassi di riciclo restano modesti: circa il 22% per il cobalto, quasi zero per il litio. Gli sforzi per garantire l'approvvigionamento tramite il Critical Raw Materials Act e nuovi progetti di estrazione o lavorazione si scontrano regolarmente con l'opposizione delle comunità locali.
L'accordo tripartito è esplicitamente un correttivo a breve termine e senza carattere vincolante, oltre a essere il primo di una serie prevista per altri settori. Le associazioni dell'industria dell'accumulo, tra cui la Battery Storage Platform di Solar Power Europe, spingono già per un piano d'azione europeo specifico per l'accumulo in batterie che consenta di colmare il divario verso i 200 GW entro il 2030. Un segnale che, per le batterie, questo accordo viene letto meno come un punto di arrivo e più come un anticipo sul futuro.