La Cina ha aggiunto 63 GW di batterie nel 2025, ma il mercato non remunera ancora lo spostamento serale
Il 10% è un numero che invecchia in fretta. Secondo l’analisi pubblicata da Ember il 12 agosto, nel primo semestre 2026 il solare ha fornito il 10% dell’elettricità globale. Un record. Eppure, a un mese dalla pubblicazione, il dato che conta è un altro: BloombergNEF prevede per il 2026 aggiunte di batterie per 459 GWh, il 50% in più rispetto ai 307 GWh del 2025. E secondo Ember, quei 459 GWh di nuova capacità di batterie potrebbero teoricamente spostare il 34% della generazione solare giornaliera verso le ore non soleggiate, contro il 18% del 2025. Il paradosso è servito: il sole produce, ma solo un terzo può essere spostato quando serve davvero.
L’esempio californiano mostra cosa succede quando le batterie ci sono. Nel primo semestre 2026, in California solare e batterie hanno coperto più di un quarto della domanda elettrica nella fascia serale tra le 19 e le 21, in media giornaliera. Non è poco: è la prova che l’accumulo può fare da ponte. Ma la California è un’eccezione, non la regola. Se il 34% è il tetto teorico, la domanda successiva è più scomoda: chi ha davvero i magazzini per spingersi oltre quel limite?
La Cina riempie i magazzini, i prezzi crollano
Dietro il paradosso c’è una corsa industriale che ha già un vincitore. Secondo i dati dell’IEA, nel 2025 la Cina ha aggiunto poco più di 63 GW di capacità di batterie, circa un terzo in più rispetto al 2024. Di questi, circa 55 GW riguardano impianti su scala utility, mentre le installazioni dietro il contatore sono arrivate a circa 8 GW. Non è una crescita lineare: la capacità si accumula a ritmo industriale, con il sistema cinese che ha trasformato l’accumulo in una commodity.
Il crollo dei costi spiega perché questa corsa è diventata prima geopolitica che tecnica. Secondo IRENA, i costi installati medi globali delle batterie sono scesi del 95%, da 2.634 dollari per kilowattora nel 2010 a 140 dollari per kilowattora nel 2025. Il salto, da un costo proibitivo a un costo da commodity, è il vero motore della transizione. In Europa, i segnali sono più timidi ma non assenti: secondo SolarPower Europe, la Bulgaria ha aggiunto circa 3 GWh di nuova capacità di batterie nel 2025, partendo da quasi zero l’anno precedente, grazie a sostegno finanziario pubblico e autorizzazioni rapide. Resta il fatto che le rinnovabili hanno superato il carbone: nell’ultima Global Electricity Review, Ember scrive che la crescita della domanda elettrica è stata interamente coperta dall’energia pulita.
Il mercato che non sa ancora comprare il tempo
Se le batterie sono economiche e abbondanti, il collo di bottiglia non è più il costo ma la regola. Secondo Ember, un miglior design del mercato e strategie di ottimizzazione sono essenziali per sbloccare il pieno potenziale delle batterie. Tradotto: avere 459 GWh di capacità installata non significa che qualcuno paghi per il servizio di spostare l’energia dal pomeriggio alla sera. È qui che si gioca la partita tra capacità installata e capacità utilizzata. La California funziona perché ha un mercato che remunera quel servizio, in modo esplicito. Altrove, la batteria rischia di restare capacità in attesa.
La domanda finale non è tecnica, ma contabile. Con 63 GW cinesi e costi a 140 dollari per kilowattora, l’accumulo è diventato una commodity. Il problema è che una commodity ha bisogno di un mercato che ne fissi il valore, e quel mercato in molti Paesi non è ancora stato progettato. Finché le regole non cambiano, il 34% di spostamento teorico resterà un tetto scritto sulla carta, non un servizio pagato in bolletta.
