Le batterie hanno superato il gas in Texas

In Texas le batterie superano il gas come nuova capacità, ma i blackout restano legati ai guasti del gas

C’è una domanda che torna ogni volta che si parla di rinnovabili: «E quando non c’è sole?» La risposta, forse scomoda, è che le grandi interruzioni di rete non sono arrivate dal meteo avverso alle rinnovabili, ma dal gas che si è bloccato. Secondo l’analisi pubblicata a fine agosto da RTO Insider, negli ultimi undici anni gli Stati Uniti hanno subito cinque gravi blackout, causati in gran parte da guasti della generazione a gas durante ondate di freddo estremo.

Il punto è strutturale: senza un’organizzazione centralizzata che supervisioni il sistema del gas, il coordinamento tra mercati del gas e dell’elettricità è di fatto scarso. Nel frattempo la generazione rinnovabile è diventata la risorsa energetica più economica, perché il suo costo del combustibile è pari a zero. E lo stoccaggio permette di immagazzinare l’elettricità prodotta nei momenti di bassa domanda — spesso da un eccesso di rinnovabili — e di rilasciarla quando serve davvero, comportandosi di fatto come capacità ferma nei picchi di domanda.

Quando la rete trema, il problema non è il sole?

La fragilità non sta nella natura variabile di sole e vento, ma nella lentezza con cui il sistema ha riconosciuto le risorse rapide. Le batterie, con tempi di risposta molto rapidi, sono ideali per bilanciare differenze a brevissimo termine tra domanda e offerta, come la regolazione di frequenza e il prodotto di ramping flessibile. Lo spiega un rapporto del gestore californiano CAISO: non servono a produrre energia dal nulla, ma a renderla disponibile nel momento in cui la rete ne ha più bisogno. Non è una questione di capacità installata fine a se stessa: la flessibilità vale solo se i mercati riconoscono il valore di chi sa rispondere in pochi secondi. Se il gas è stato il colpevole storico, dove stanno crescendo le alternative?

Il sorpasso silenzioso nei numeri del 2025

La risposta si misura nei dati dell’ultimo anno. Nel 2025 la generazione netta di elettricità negli Stati Uniti ha raggiunto un livello record, trainata da data center e manifattura, come riporta l’Energy Information Administration. In Texas, il cambiamento è ancora più netto: nel 2025, secondo ERCOT, citato da Inside Climate News, più di 5.200 megawatt di nuova capacità di batterie — pari a circa 10.500 megawattora — hanno rappresentato la quota maggiore degli oltre 11.000 megawatt di nuova capacità complessiva. In altre parole, le batterie sono state la singola maggiore fonte di nuova capacità nello stato.

Anche sul fronte industriale la direzione è chiara. Tesla ha chiuso il 2025 con deployment di stoccaggio ai massimi storici per l’azienda, 46,7 GWh, secondo Energy-Storage.news. La stessa azienda, però, si aspetta che la concorrenza a basso costo e i fattori normativi comprimano i margini: un segnale che il mercato si sta affollando e che il vantaggio non sarà più solo tecnologico.

Le nuove regole e il lato pratico della flessibilità

Non basta installare batterie: serve che le regole di mercato diano un prezzo alla loro capacità di risposta. Il percorso è partito da lontano. Già nell’ottobre 2023 ISO New England e il New England Power Pool Participants Committee hanno depositato presso la FERC le modifiche per creare un mercato day-ahead congiunto per energia e servizi ancillari e chiudere il Forward Reserve Market, come risulta dai documenti depositati. La FERC ha accettato l’iniziativa con efficacia dal 1° marzo 2025.

Non è un caso isolato. A fine agosto, sempre secondo l’analisi di RTO Insider, diversi gestori di rete statunitensi — tra cui California, Midwest e New England — avevano già introdotto o stavano progettando nuovi servizi ancillari come prodotti di ramping pensati per risorse a risposta rapida come le batterie. Per cittadini e imprese, la conseguenza pratica è che la flessibilità elettrica smette di essere un tecnicismo: decidere quando consumare o quando installare accumulo può fare la differenza tra subire i picchi e trarne vantaggio. Per un’impresa con consumi modulabili, spostare i carichi lontano dalle ore più costose può tradursi in bollette più leggere; per chi valuta un impianto di accumulo, il confronto non è più solo con il prezzo dell’energia, ma con il valore dei servizi ancillari. Il 2025 ha mostrato la direzione; il 2026 è l’anno in cui conviene muoversi prima che i prezzi e le regole si assestino.