Il rapporto energia/potenza di due ore è lo standard che domina il mercato europeo dello storage

Quattrocento megawatt di potenza, 800 megawattora di capacità. Con un rapporto energia/potenza di due ore esatte, il sistema di accumulo che EnBW realizzerà a Philippsburg, nel Baden-Württemberg, incarna lo standard tecnico che sta dominando le installazioni su scala industriale in Europa. La scorsa settimana l’azienda ha comunicato che la costruzione inizierà nel 2027 e l’esercizio commerciale è atteso per il 2028. Non è un dettaglio: quel rapporto di due ore — né una né tre — è la cifra di un’intera fase di mercato, e fotografa con precisione cosa serve davvero a una rete elettrica in transizione.

Già nel luglio 2025, EnBW aveva presentato al consiglio municipale di Philippsburg un progetto per uno dei più grandi sistemi di accumulo a batteria in Germania, con 400 MW di potenza e 800 MWh di capacità. Il sito scelto non è casuale: sorge accanto alla centrale nucleare dismessa di Philippsburg, riutilizzando un nodo di rete ad alta tensione già esistente. Collegarsi dove l’infrastruttura c’è, anziché costruirla da zero, abbatte tempi e costi di allaccio — una lezione che vale per chiunque sviluppi grandi impianti di accumulo.

Due ore e non di più: il formato vincente dello storage europeo

Il rapporto due ore significa che la batteria può erogare la sua potenza massima — 400 MW — per due ore consecutive prima di esaurire l’energia immagazzinata. È la durata ottimale per i servizi di regolazione della frequenza e per l’arbitraggio intraday: comprare energia quando costa poco, rivenderla nelle ore di picco. Allungare la durata a quattro o sei ore richiederebbe il doppio o il triplo dei moduli batteria a parità di potenza, facendo lievitare il costo per megawattora installato senza un corrispondente aumento dei ricavi sui mercati attuali. Ecco perché nel 2025 le batterie su scala industriale hanno installato 15 GWh in Europa, rappresentando il 55% della capacità annuale totale installata. Il mercato europeo dei sistemi utility-scale è più che raddoppiato dal 2024 al 2025: un’accelerazione che premia proprio i progetti con taglio a due ore, capaci di offrire il miglior rapporto tra costo e flessibilità operativa.

Philippsburg non è un caso isolato. In tutta Europa, i grandi sistemi di accumulo stanno convergendo su questo formato, spinti da una combinazione di maturità tecnologica delle celle al litio, segnali di prezzo sui mercati all’ingrosso e necessità di compensare l’intermittenza delle rinnovabili. Ma se il Vecchio Continente accelera, l’Italia sembra fissare traguardi ancora più ambiziosi — con un mix di gigawatt e gigawattora che nasconde una tensione da sciogliere.

Il paradosso italiano: 50 GWh di batterie ma solo 22,5 GW di potenza dichiarata

I numeri sono questi: l’Italia ha un obiettivo di capacità batterie di 50 GWh per il 2030. Il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima prevede 22,5 GW di capacità di stoccaggio installata entro il 2030. Il rapporto tra questi due numeri è di circa 2,2 ore: in pratica, l’Italia sta implicitamente scommettendo sullo stesso formato a due ore che domina il mercato europeo. Non è una scelta sbagliata in sé — anzi, è coerente con la frontiera tecnica ed economica dello storage al litio —
ma il problema è un altro.

Ventidue virgola cinque gigawatt e 50 gigawattora sono cifre che, viste dalla prospettiva del 2026, impongono un ritmo di installazioni senza precedenti. Nel 2025 l’intera Europa ha installato 15 GWh di batterie utility-scale. L’Italia dovrebbe metterne in esercizio più del triplo in cinque anni, partendo da una base installata che oggi è una frazione minima di quel totale. E qui emerge il paradosso: da un lato il target in gigawattora proietta un’immagine di massima ambizione; dall’altro, il dato di potenza — 22,5 GW — rivela che la scommessa tecnica è conservativa, ancorata a durate di accumulo che sono lo standard minimo per i servizi di rete, non il massimo che la tecnologia consentirebbe. È come dichiarare di voler correre una maratona costruendo un’auto con il serbatoio da due ore di autonomia: il motore è potente, ma la strategia di rifornimento va pianificata al minuto.

La distanza tra i target scritti e i cantieri aperti è il vero nodo. Cinquant’anni fa si sarebbe parlato di piano quinquennale; oggi il gergo è diverso ma la domanda è la stessa: quali progetti concreti trasformeranno quei gigawatt in realtà prima del 31 dicembre 2030?

Sviluppatori alla prova: l’orologio del 2030 e la concorrenza sui grandi siti

Mentre le cifre nazionali fanno da quadro, chi sviluppa progetti reali deve fare i conti con permessi ambientali, code di allaccio alla rete, supply chain delle celle e concorrenza per i siti migliori. Philippsburg ci metterà due anni solo per passare dall’annuncio all’inizio dei lavori, e un altro anno per arrivare all’esercizio commerciale. Il progetto LEAG/Fluence GigaBattery a Jänschwalde, annunciato lo scorso novembre, è il più grande sistema BESS su singolo sito in Europa: 1 GW di potenza per 4 GWh di capacità — un rapporto di quattro ore, pensato per un uso diverso della risorsa accumulo, più spostato verso lo stoccaggio di energia rinnovabile in eccesso. La competizione per i grandi siti è già in corso, e l’Italia non è l’unico Paese a cercare terreni industriali dismessi con connessioni ad alta tensione già attive.

Per l’Italia il trade-off è chiaro: accelerare le installazioni senza sbagliare il rapporto energia/potenza. Scegliere durate troppo brevi — un’ora, un’ora e mezza — significherebbe limitare i flussi di ricavo ai soli servizi di frequenza, lasciando sul tavolo il valore dell’arbitraggio infragiornaliero. Scegliere durate più lunghe, come i sistemi a quattro ore, gonfierebbe i costi di capitale in una fase in cui il prezzo delle celle al litio resta volatile. La finestra per il 2030 si chiude in fretta, e progetti come EnBW a Philippsburg, con inizio lavori al 2027, ricordano che il tempo della pianificazione è già finito.