Il paradosso californiano: prezzi negativi e batterie ferme mentre la capacità di accumulo cresce del 70% l’anno
Nel marzo 2025, quasi un quinto degli intervalli di negoziazione in California ha registrato un prezzo inferiore a zero. Non un’anomalia di mezz’ora: il 18,13% di tutti i segmenti a cinque minuti, secondo i dati operativi di CAISO, con un curtailment di eolico e solare che in un solo mese ha toccato 919.020 MWh. Energia pulita sprecata mentre il sistema pagava per liberarsene.
Nelle stesse settimane, gli Stati Uniti hanno superato i 52 GW di capacità nominale di batterie utility-scale. L’anno prima, a fine 2025, il parco installato era di 43,6 gigawatt di accumulo operativo. Nella prima metà del 2026 gli operatori ne hanno aggiunti altri 8,3 GW. Siamo dentro una traiettoria di crescita che viaggia a una media annua del 70 per cento nell’ultimo triennio.
Eppure, quel 18% di prezzi negativi racconta un’altra storia: la capacità di installare batterie sta correndo molto più veloce della capacità di farle lavorare in modo sensato.
Pochi cicli, tanti megawatt: il problema non è la chimica
La California è il caso-limite, non l’eccezione. La potenza installata di batterie nello stato è passata da circa 500 MW nel 2019 a più di 13.300 MW nel 2024. Un moltiplicatore di oltre venti volte in cinque anni. Ma un parco gigantesco serve a poco se il sistema non è in grado di assorbire l’energia quando è abbondante e di richiamarla quando serve. A marzo 2025 il ramp netto di carico in tre ore ha raggiunto 19.959 MW: una pendenza da montagne russe che le batterie a ciclo breve possono coprire solo in parte.
Il risultato è che la pianificazione estiva californiana ha continuato ad appoggiarsi a risorse di emergenza e assistenza interconnessa insieme alle nuove installazioni. Un’ammissione implicita: lo storage da solo, con queste regole di dispacciamento, non basta a garantire l’affidabilità.
La Cina offre un parallelo che chiarisce la portata del problema. Nel 2023 il tasso medio di utilizzo dei sistemi di accumulo a batteria si è fermato al 9 per cento di utilizzo effettivo. Significa che oltre il 90% del tempo quelle batterie restano ferme. La ragione non è tecnologica ma economica: i mercati premiano le batterie più economiche, quelle a ciclo breve, che si esauriscono in una manciata di ore.
«Poiché il criterio è la competitività, le batterie con cicli di poche ore, essendo più economiche, tendono a vincere sempre» ha spiegato Ying Zhou, come riportato nell’analisi su il paradosso della transizione cinese. «Più aumenterà la percentuale di rinnovabili intermittenti, più ci sarà bisogno di accumuli di media e lunga durata, capaci di coprire le Dunkelflaute e di spostare l’energia da una stagione all’altra. Questi sistemi, che richiedono remunerazioni più elevate a causa del loro utilizzo meno frequente, con il sistema inglese rischiano di essere tagliati fuori dal mercato».
Il mercato compra ore, non potenza
Il segnale di prezzo sta già dicendo quello che le pianificazioni ignorano: non tutte le batterie valgono allo stesso modo. In Italia, le aste del Capacity Market di Terna applicano ai sistemi di accumulo un fattore di riduzione che penalizza i sistemi a ciclo breve, scontando la capacità nominale ben sotto il 100%. È un tentativo di correggere a monte una distorsione che negli Stati Uniti si manifesta a valle, sotto forma di elettricità regalata e impianti sotto-utilizzati.
Il fronte della flessibilità, intanto, produce piani più rapidamente di quanto consegni risultati. Un’analisi su scala globale ha valutato la voce “allineamento del portafoglio consegnato” con una media di 2,8 su 5: il criterio più debole tra quelli osservati. Come recita il titolo dello studio, i sistemi elettrici hanno più piani di flessibilità che reti flessibili. L’analisi completa del TFIE Strategy Briefing si spinge oltre, stressando la dipendenza dall’interconnessione regionale e mostrando come le medie nazionali oscurino sistemi operativi cinesi e indiani materialmente diversi.
Cosa tenere d’occhio nei prossimi mesi
Gli operatori prevedono di mettere in rete altri 54 GW di batterie nei prossimi due anni e mezzo. Se anche solo un terzo di quella capacità arriverà nei tempi dichiarati, la pressione sui prezzi nelle ore centrali del giorno non potrà che aumentare. Il punto non è quanta potenza nominale si installa: è se i segnali di mercato e le regole di dispacciamento sapranno indirizzare gli investimenti verso la durata di accumulo che serve davvero. A marzo 2025 la California ha già mostrato cosa succede quando la risposta è no.
