Il sorpasso delle batterie sul nucleare è già vecchio

L’Europa ha ora più stoccaggio elettrico che nucleare, ma il vero salto è nelle piattaforme di scambio del bilanciamento

Hai presente quando apri l’app della banca o del fornitore di energia, guardi la bolletta del mese e vedi che il prezzo all’ingrosso in certe ore è sceso quasi a zero, o addirittura sotto? Ti chiedi se sia solo fortuna, un errore, o se davvero qualcuno stia riuscendo a comprare elettricità a due spicci per rivenderla quando serve. La risposta breve è sì, qualcuno lo sta facendo. E non si tratta di speculazione, ma di un meccanismo che sta cambiando i contorni del mercato molto più in profondità di quanto racconti il semplice conteggio dei gigawatt installati.

Il dato che ha fatto titolo nelle ultime settimane è quello del sorpasso: nel secondo trimestre del 2026 la capacità di stoccaggio installata in Europa ha superato quella del nucleare, come si legge su il sorpasso dello stoccaggio sul nucleare. Per la precisione, a fine 2025 il Vecchio Continente aveva cumulato 102,7 GW di accumuli e un terzo abbondante di quella cifra – 13,5 GW di potenza, per 26,4 GWh di capacità – era arrivato proprio l’anno scorso, segnando la nuova potenza installata nel 2025. Numeri che spostano l’asticella, ma che da soli non spiegano se quegli impianti servono davvero a qualcosa oppure restano scatole piene di batterie in attesa di uno scatto.

Il record che non basta a far quadrare i conti

Metà di quella potenza installata, circa 53,3 GW, arriva ancora dal vecchio idroelettrico di pompaggio, mentre la quota elettrochimica – batterie agli ioni di litio, soprattutto – ha toccato i 48,7 GW. Sono i dettagli che emergono da la capacità cumulativa europea di stoccaggio. Eppure, chi gestisce questi asset lo sa bene: senza un mercato del bilanciamento che funzioni in modo trasparente e senza barriere nazionali, avere una batteria da 10 MW in Germania o in Italia è come possedere un camion senza sapere se domani ci sarà merce da trasportare e a quale tariffa. Jacopo Tosoni, analista di lungo corso dell’associazione di settore, ha messo il dito nella piaga ricordando che per sbloccare questa crescita l’Europa deve garantire che lo stoccaggio possa competere ad armi pari su tutti i mercati elettrici. L’avvertimento arriva da le dichiarazioni di EASE sullo stoccaggio e suona meno tecnocratico di quanto appaia: in bolletta, per un’impresa o una famiglia, la differenza tra un accumulo che resta spento e uno che partecipa alle aste di bilanciamento si traduce in maggiore o minore volatilità dei prezzi nelle ore serali.

Il punto è che quando il prezzo all’ingrosso crolla perché c’è troppo sole e poco consumo, qualcuno deve assorbire quell’energia per evitare che gli impianti rinnovabili vengano fermati e i costi di sbilanciamento ricadano su tutti. Se le batterie non possono offrire quel servizio su scala continentale, ogni Paese risolve il problema a modo suo, con costi di sistema che alla fine compaiono nelle voci di dispacciamento della bolletta.

Quelle tre piattaforme che in pochi hanno notato

Proprio qui si inserisce la novità meno raccontata ma più concreta degli ultimi mesi. L’associazione europea dei gestori di rete, ENTSO-E, ha pubblicato un pacchetto di documenti che merita attenzione. Si tratta de i nuovi report ENTSO-E sull’integrazione del mercato: il Market Report 2026, che passa in rassegna l’andamento dei mercati day-ahead, intraday e forward tra giugno 2025 e maggio 2026, e l’Electricity Balancing Report 2026, che misura i progressi ottenuti nello stesso periodo sotto la regia del regolamento europeo sul bilanciamento. Dentro quei rapporti c’è la fotografia di un’Europa che ha smesso di limitarsi a fissare target e ha cominciato a far funzionare i meccanismi di scambio transfrontaliero dei servizi di bilanciamento.

Il dato più rilevante è l’adesione rapida dei gestori di rete – anche di Paesi che finora erano rimasti indietro – a MARI e PICASSO, due piattaforme concepite per scambiare riserve di bilanciamento in modo automatico e su base europea. Lo segnala l’integrazione delle piattaforme di bilanciamento descritta nel report.

Poi c’è ALPACA, la cooperazione per lo scambio di capacità di bilanciamento, che ha completato il suo lancio operativo proprio nelle settimane coperte dal report. È questa la tessera che mancava: una volta che un gestore può acquistare riserva di bilanciamento da una batteria situata in un altro Stato membro, la taglia del mercato si allarga e la redditività di quegli impianti comincia a dipendere meno dagli incentivi e più dalla domanda reale dei sistemi elettrici. In pratica, una batteria installata in Spagna può rispondere a un fabbisogno di bilanciamento in Francia, e questo cambia radicalmente il piano industriale di chi investe. ENTSO-E ha dettagliato l’avvio di la cooperazione ALPACA per la capacità, e il fatto che sia già live significa che non stiamo parlando di sperimentazioni, ma di flussi economici reali.

Per chi si muove tra bollette e contratti di fornitura, il nesso è diretto: se il bilanciamento costa meno perché una fetta più ampia di batterie partecipa alle aste, il costo del dispacciamento che troviamo tra gli oneri in fattura può smettere di salire, o addirittura scendere, specie nelle ore in cui la rete è più stressata.

L’accordo Ue e quello che cambia per chi oggi valuta un accumulo

A rendere il quadro ancora più concreto è arrivato, negli ultimi giorni di giugno, il via libera del Consiglio europeo a un accordo che impegna gli Stati membri ad aumentare la potenza di stoccaggio di almeno il 20% rispetto ai livelli del 2025. Il testo parla esplicitamente di ridurre l’esposizione al prezzo del gas e individua un obiettivo di 45 GW di stoccaggio aggiuntivi. Un obiettivo vincolante, non una raccomandazione. Per un’azienda che consuma tanto e sta valutando se installare un sistema di accumulo dietro al contatore, questo significa due cose. La prima è che i prezzi delle batterie, già in calo, continueranno probabilmente a scendere spinti dalla domanda aggregata degli Stati. La seconda è che il valore dei servizi che quell’accumulo potrà offrire – alla propria utenza e alla rete – sarà sempre meno legato ai sussidi e sempre più ancorato a segnali di prezzo trasparenti e confrontabili tra Paesi.

Attenzione, però: non è la soluzione per tutti. Se il vostro profilo di consumo è piatto, senza picchi significativi nelle ore più costose, e non avete superficie per un impianto fotovoltaico dedicato, oggi un accumulo resta un investimento dal rientro lentissimo, spesso superiore ai dieci anni. Conviene davvero, invece, se avete già un fotovoltaico che produce più di quanto consumate in certe ore e siete costretti a immettere in rete a prezzi bassi: la batteria vi permette di spostare quell’energia nelle ore serali, quando il prezzo è più alto, e il differenziale sta diventando abbastanza largo da giustificare la spesa. Il mercato unico del bilanciamento che sta nascendo con MARI, PICASSO e ALPACA non vi riguarda direttamente come piccoli consumatori, ma ridisegna il campo di gioco in cui i vostri fornitori comprano l’elettricità: quando il sistema è più efficiente, la parte regolata della bolletta smette di rincorrere le emergenze e comincia a riflettere costi più prevedibili.

La verità scomoda è che, senza queste piattaforme di scambio, i record di installazione sarebbero soltanto cifre da annuario. Con le piattaforme in funzione, invece, quei 102,7 GW cominciano a somigliare a un’infrastruttura vera, capace di limare i picchi di prezzo proprio quando fanno più male. Non è una bacchetta magica, ma è la prima volta che l’architettura di mercato è all’altezza della potenza installata. E questo, più del sorpasso sul nucleare, è il motivo per cui le batterie stanno diventando un pezzo di bolletta che conviene guardare con meno rassegnazione.