Il documento delinea due approcci metodologici per determinare la progressione temporale del fabbisogno di nuova capacità di stoccaggio nel sistema elettrico italiano. L'obiettivo è ottimizzare l’integrazione delle energie rinnovabili non programmabili (FRNP), garantendo al contempo stabilità e flessibilità alla rete.
L’iniziativa si inserisce nel quadro definito dall’Articolo 18 del Decreto Legislativo 210/2021, che assegna a Terna il compito di pianificare lo sviluppo degli accumuli in linea con la crescita delle rinnovabili.
Con il PNIEC che prevede un forte incremento della generazione da fotovoltaico ed eolico, lo stoccaggio diventa cruciale per:
- Ridurre l’overgeneration (eccesso di produzione rinnovabile non utilizzabile).
- Garantire flessibilità, immagazzinando energia nelle ore di picco produttivo e rilasciandola quando la domanda supera l’offerta.
- Sostituire progressivamente la generazione fossile, contribuendo alla decarbonizzazione.
Le analisi si basano sugli scenari 2030-2035-2040 del Documento di Descrizione degli Scenari (DDS), redatto da Terna e SNAM a ottobre 2024.
Tabella 1 – Grandezze principali degli scenari DDS 24 (scenari PNIEC 2030, DE-IT 2035 e 2040) e per l’ultimo anno storico disponibile I dati mostrano:
- Un aumento della capacità FRNP da 50,1 GW (2024) a 170,1 GW (2040), con un peso predominante del fotovoltaico.
- Una crescita parallela degli accumuli distribuiti (da 9,4 GWh nel 2024 a 19,1 GWh nel 2040) e di quelli contrattualizzati tramite aste (MACSE e Capacity Market).
Confrontando le due metodologie possiamo riassumere le peculiarità di entrambe di seguito:
1. L'approccio basato su overgeneration quantifica i benefici economici degli accumuli in termini di:
- Riduzione dei costi del gas e delle emissioni di CO₂, evitando l’uso di impianti termoelettrici quando la domanda supera l’offerta rinnovabile.
- Contributo all’adeguatezza del sistema, riducendo la necessità di approvvigionamento sul Capacity Market
- Simulazioni di mercato con diverse capacità di accumulo per identificare il volume ottimale che massimizza il Net Present Value (NPV).
Figura1- Andamento illustrativo dei benefici netti al crescere della capacità di accumulo (B = benefici, C = costi) 2. Approccio basato sugli investimenti evitati
Alternativamente, Terna propone un confronto tra scenari con e senza accumuli, calcolando:
- Il costo evitato per raggiungere lo stesso livello di integrazione rinnovabile installando più capacità FER (soprattutto fotovoltaico).
- La combinazione ottimale tra accumuli e nuova capacità FER, minimizzando i costi totali per il sistema.
Figura 2- andamento indicativo del costo di investimento relativo per gli scenari controfattuali Confrontando le due tecnologie di stoccaggio: batterie vs. pompaggi idroelettrici, il documento evidenzia le differenze salienti:
- Batterie agli ioni di litio: flessibili ma con vita utile limitata (15-20 anni) e dipendenza da supply chain extraeuropea.
- Pompaggi idroelettrici: garantiscono maggiore stabilità alla rete (inerzia meccanica, black start), durata superiore (60+ anni) e minori rischi geopolitici.
Per questo, Terna valuta l’opportunità di definire un fabbisogno dedicato ai pompaggi, soprattutto per gli anni post-2035, quando la necessità di accumulo stagionale diventerà più rilevante.
Per il futuro Terna aggiornerà periodicamente le stime in base a:
- L’andamento delle aste MACSE e del Capacity Market.
- L’evoluzione dei costi delle tecnologie e dei prezzi energetici.
- Il reale sviluppo delle rinnovabili e della rete.
La consultazione è aperta per raccogliere feedback su metodologie, parametri e criteri di localizzazione degli accumuli.
Fonte: "Proposta di metodologia per determinare la progressione temporale del fabbisogno di nuova capacità di stoccaggio" – Terna, Maggio 2025.*
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