Previsioni 2030: 4-5 GW, ma i permessi non sono collegati alla rete.
Nel progettare un sistema di accumulo, la durata di scarica è la scelta che conta di più. Secondo Aurora Energy Research, le batterie a quattro ore in Europa assorbiranno 24 miliardi di euro di investimenti fino al 2030, oltre metà dell’intero investimento BESS previsto nel periodo. Non sono le batterie da pochi minuti o da un’ora pensate soprattutto per i servizi di rete. Sono sistemi dimensionati per caricarsi con il picco fotovoltaico del mezzogiorno e restituire l’energia la sera, quando il sole cala e la domanda resta alta. In questo quadro si colloca la Grecia: le previsioni di Aurora sul mercato greco, diffuse a inizio ottobre e quindi in circolazione da alcune settimane, indicano una capacità BESS di 4-5 GW entro il 2030.
Quattro ore per spostare il sole
Il contesto europeo spiega perché una previsione del genere non sembra fuori scala. Sempre secondo Aurora Energy Research, la capacità installata di batterie in Europa è cresciuta di oltre 7 GW in un solo anno e la potenza erogabile dai sistemi BESS ha superato i 17 GW. Sono numeri da mercato commerciale maturo, non da progetti pilota. La quota di investimento destinata alla durata di quattro ore indica poi che il settore si sta spostando dalla regolazione di frequenza, dove contano la velocità di risposta e la potenza in MW,
al vero spostamento temporale dell’energia, dove conta soprattutto la capacità in MWh.
Per la Grecia, 4-5 GW al 2030 sembrano una cifra rassicurante. Prima però bisogna chiedersi quanta energia il sistema elettrico greco perda già oggi senza quelle batterie.
Terawattora tagliati, batterie spente
La risposta sta nei dati sul curtailment, cioè la riduzione forzata della produzione rinnovabile quando la rete non riesce ad assorbirla o a trasportarla. Come riporta un’analisi sull’aumento dei tagli in Grecia, nel 2025 il Paese ha tagliato circa 2 TWh di energia verde, contro i circa 900 GWh del 2024. In un anno il volume è più che raddoppiato. Quell’energia gli impianti potevano produrla, ma non è mai arrivata al consumo. Per un parco fotovoltaico significa ricavi persi a parità di investimento già sostenuto.
Il ritmo dell’accelerazione emerge ancora meglio nei dati citati da Giannis Panagis, presidente di Pospief: nei mesi di gennaio e febbraio la Grecia ha tagliato 184 GWh di rinnovabili, contro appena 3 GWh nello stesso periodo dell’anno precedente. È un dato notevole, perché i primi due mesi dell’anno non coincidono con il picco di produzione solare. Se i tagli crescono così in inverno, il problema non riguarda solo qualche ora di sovrapproduzione estiva ma è diventato strutturale.
Qui sta il paradosso. Lo strumento per assorbire quei surplus esisteva sulla carta. Secondo un resoconto sulle difficoltà di connessione greche, Atene ha svolto tre aste e assegnato permessi per 900 MW di accumulo a batteria standalone, connesso a monte del contatore e sostenuto da incentivi. All’inizio del 2026, però, nessuno di quei progetti risultava collegato alla rete. Un BESS autorizzato ma non connesso non sposta un solo kWh. Gli stessi dati indicano che, per riportare i tagli a livelli accettabili, al Paese servirebbero circa 8 GW di accumulo. Le previsioni al 2030 bastano a coprire un fabbisogno di questa dimensione?
Due stime e un fabbisogno
Basta mettere le cifre in fila. Secondo il confronto tra le stime al 2030, Aurora Energy Research, società di consulenza globale con un ufficio in Grecia, adotta una visione più prudente e prevede fino a 5 GW di batterie entro la fine del decennio. HELAPCO, l’associazione greca del solare, stima invece che il Paese potrebbe installarne 8,6 GW. Il fabbisogno indicato per contenere i tagli è di circa 8 GW. Delle due proiezioni, solo la più ottimista copre il bisogno. Quella più conservativa si ferma a circa tre GW di distanza.
La differenza tra le due stime non è solo una questione di ottimismo. Le due cifre riflettono ipotesi diverse sulla velocità con cui i progetti passeranno dall’autorizzazione all’esercizio. Il precedente delle tre aste dimostra che questo passaggio non è scontato. Chi colmerà i GW che separano la previsione prudente dal fabbisogno? E con quali tempi di connessione, se i primi 900 MW incentivati non erano ancora in rete a inizio anno?
Per chi sviluppa fotovoltaico in Grecia il trade-off è già concreto. Senza accumulo, ogni nuovo MW solare rischia di aggiungersi all’energia tagliata, con un rendimento effettivo inferiore a quello previsto nel business plan. Una batteria a quattro ore cambia l’equazione, perché trasforma il surplus del mezzogiorno in energia vendibile la sera. I progetti autorizzati hanno però mostrato che il collo di bottiglia può spostarsi dalla tecnologia alla connessione in rete. Prima di contare i GW previsti al 2030, conviene contare quelli effettivamente collegati.
