Le batterie stanno cambiando le regole del mercato elettrico

L’integrazione di batterie e idroelettrico in una singola unità di mercato supera i limiti strutturali del pompaggio tradizionale

Nella centrale idroelettrica di Dossi, a Valbondione, un sistema di accumulo agli ioni di litio ha appena cominciato a fare qualcosa che in Europa non si era mai visto: partecipare al mercato elettrico come unico soggetto insieme alle turbine idroelettriche, senza alcuna distinzione anagrafica tra produzione e stoccaggio. Il progetto BESS4HYDRO inaugurato la scorsa settimana da Enel è tecnicamente un’integrazione: sul piano regolatorio, invece, è un precedente che riscrive le regole del gioco.

Un solo soggetto di mercato

L’impianto di Dossi fu costruito negli anni Venti e da allora ha sempre funzionato come un classico bacino idroelettrico a pompaggio: assorbe energia quando la rete è scarica per pompare acqua a monte, la restituisce quando serve, con i tempi morti fisiologici legati all’inerzia meccanica delle turbine. Lo scorso giugno, la centrale è stata integrata nel programma europeo BESS4HYDRO con l’installazione di un sistema di batterie agli ioni di litio collegato in parallelo. La novità non sta nell’accoppiata — batterie più idroelettrico si vede già altrove — ma nel fatto che i due asset vengono registrati e gestiti sul mercato come un’unità singola. Non c’è un’offerta separata per la produzione e una per l’accumulo: tutto ciò che esce dalla centrale, che arrivi dalle turbine o dalle celle, è una risorsa unica.

Questo scavalca uno dei limiti strutturali dei pompaggi tradizionali: durante i periodi di inattività degli impianti, quando il bacino non è in carica né in generazione, la centrale di Dossi può comunque rispondere alle richieste di bilanciamento della rete attingendo esclusivamente alle batterie. L’integrazione consente il funzionamento autonomo anche a turbine ferme, garantendo continuità di fornitura e stabilità dove prima c’era un buco operativo. Ma la vera posta in gioco va oltre l’ingegneria di dettaglio.

Il vero salto è sistemico

Per capire perché questa unificazione sia rilevante bisogna tornare a un obiettivo fissato dalla Commissione europea già nel dicembre 2024: equiparare le capacità di bilanciamento degli impianti di pompaggio a quelle delle centrali termoelettriche convenzionali. Tradotto: far sì che una centrale idroelettrica con accumulo elettrochimico possa offrire alla rete lo stesso tipo di servizio — in termini di rapidità, affidabilità e continuità — che oggi garantiscono le turbine a gas. È un cambio di statuto. Finora il pompaggio idroelettrico era considerato una risorsa intermittente, ancorché programmabile; con un BESS affiancato e gestito nella stessa unità di mercato, quella centrale diventa a tutti gli effetti un fornitore di potenza continua, esattamente come un gruppo termoelettrico.

Il World Economic Forum ha del resto riconosciuto BESS4HYDRO come uno dei cento casi innovativi replicabili su scala globale. E non è difficile immaginare perché: se funziona a Dossi, lo stesso schema può essere applicato a decine di impianti di pompaggio obsoleti o sottoutilizzati in tutta Europa, senza dover scavare nuove gallerie o invadere bacini idrografici aggiuntivi. Basta un container di batterie e un aggiornamento della logica di dispatch. L’efficacia, semmai, si misurerà sul lungo periodo: le batterie degradano, i cicli di carica e scarica si accumulano, e la reale tenuta economica del modello dipenderà dalla capacità di accedere stabilmente ai mercati dei servizi di rete. Ma la direzione, regolatori permettendo, è segnata.

Che cosa succede, allora, quando altre utility partono con lo stesso obiettivo ma da presupposti diversi?

Ibridazione, la nuova frontiera competitiva

Mentre Enel sperimenta l’unità di mercato a Dossi, in Francia EDF ha scelto una strada parallela ma concettualmente diversa. Lo scorso mese ha commissionato a Baixas, nei Pirenei Orientali, la centrale elettrica virtuale Stockage Énergie Catalan: 20 megawatt di batterie al litio aggregati a dieci impianti idroelettrici ad acqua fluente per un totale di 8 megawatt addizionali. L’approccio è quello della virtual power plant: gli asset restano fisicamente separati e vengono orchestrati via software per comportarsi come un’unica entità sul mercato. Non c’è l’integrazione fisica e contabile del modello italiano, ma il risultato operativo è analogo — potenza continua, modulabilità, servizi di bilanciamento.

Anche in Spagna il fenomeno è in accelerazione. Già nella primavera del 2025 Iberdrola ha avviato la messa in servizio della stazione di pompaggio di Valdecañas, vicino a Cáceres: la centrale idroelettrica ha una capacità di generazione di 225 megawatt, cui si aggiunge una batteria ibrida da 15 megawatt e 7,5 megawattora di capacità, per un incremento complessivo di 210 gigawattora di stoccaggio energetico immessi nella rete del Tajo. Qui l’approccio è più simile a quello di Dossi: un unico sito, un unico punto di connessione, batteria e pompaggio che condividono l’infrastruttura di rete. La differenza è nella scala — Valdecañas è un impianto di taglia industriale, lontanissimo dal prototipo alpino —
ma anche nel timing: il progetto spagnolo è partito oltre un anno prima.

Sul fronte competitivo, questi tre casi disegnano una traiettoria comune ma con priorità d’investimento differenti. Enel punta sulla riqualificazione di asset centenari a costi contenuti e con un forte valore regolatorio dimostrativo; EDF accelera sull’aggregazione software mantenendo gli impianti distribuiti sul territorio; Iberdrola ibrida impianti di grande taglia già in fase di costruzione o revamping. Tre modi di rispondere alla stessa domanda: come si dà flessibilità a un parco idroelettrico che da solo non basta più a tenere il passo di una rete satura di rinnovabili intermittenti?

Per chi progetta o gestisce impianti, il messaggio è netto: l’accumulo elettrochimico non è più un accessorio sperimentale, ma il partner indispensabile per dare flessibilità e valore all’idroelettrico, trasformando anche gli asset più datati in protagonisti attivi della transizione. Senza scomodare aggettivi, è una questione di numeri — potenza, energia, tempi di risposta — e di accesso al mercato. E a Dossi, con pochi megawattora in un container e un secolo di storia alle spalle, quei numeri hanno appena cominciato a parlare.