Lo storage a batteria sta crescendo rapidamente intorno all’energy shifting. Le regole spagnole sul controllo della tensione mostrano perché la prossima misura del valore dello storage potrebbe dipendere meno dai MW installati e più dalla flessibilità che una rete può realmente usare.
Quando Spagna e Portogallo hanno perso alimentazione alle 12:33 CEST del 28 aprile 2025, la dimensione della flotta batterie spagnola è diventata rapidamente parte della discussione.
Il contrasto era netto. Al 31 gennaio 2025, la Spagna aveva 32,043 MW di solare PV installato, la maggiore tecnologia di generazione del Paese per capacità secondo Red Eléctrica. Lo storage a batteria era molto più indietro: Fundación Renovables, citando dati Red Eléctrica, ha poi riportato 28 MW di potenza di accumulo a batteria installata nell’aprile 2025. Red Eléctrica: capacità solare PV installata in Spagna
Quei numeri incoraggiavano una spiegazione semplice: la Spagna aveva costruito generazione rinnovabile più rapidamente della flessibilità necessaria a sostenerla. L’indagine finale sul blackout indica però altrove. Il panel di esperti ENTSO-E ha trovato più fattori interagenti, tra cui oscillazioni, carenze nel controllo di tensione e potenza reattiva, differenze nelle pratiche di regolazione, rapide riduzioni di output e disconnessioni di generatori. Il panel non ha identificato l’insufficiente capacità di storage come causa del blackout. Rapporto finale ENTSO-E sul blackout iberico
Questa distinzione conta per il settore storage. Aggiungere capacità batteria può migliorare un sistema elettrico senza fornire automaticamente ogni forma di flessibilità necessaria. La capacità tecnica deve essere disponibile al momento e nel luogo giusti, visibile all’operatore di sistema e supportata da regole che ne consentano l’attivazione.
Lo storage a batteria cresce intorno all’energy shifting
Il build-out globale delle batterie non è più marginale. L’IEA stima che nel 2025 siano stati aggiunti 108 GW di capacità di storage a batteria nel mondo, circa il 40% in più rispetto al 2024. La capacità installata è ora undici volte quella del 2021. IEA Global Energy Review 2026: Battery storage
Ancora più rivelatore è il cambiamento nello scopo dei nuovi progetti. Nel 2015 circa il 40% della nuova capacità batteria era classificato dall’IEA come energy shifting, mentre circa il 45% puntava soprattutto a servizi ancillari. Nel 2025, l’energy shifting superava il 90% delle aggiunte annue, mentre i progetti focalizzati su servizi ancillari erano circa il 7%.
Questo non significa che i servizi ancillari scompaiano. La loro diffusione assoluta continua a crescere e più progetti combinano servizi e ricavi. Ma il centro di gravità commerciale si è spostato verso l’accumulo di elettricità quando è abbondante e il rilascio quando vale di più. La durata media dei nuovi progetti utility-scale è passata da circa due ore nel 2023 a tre ore nel 2025. IEA: Battery storage is scaling up and taking on a larger system role
L’economia è comprensibile: più solare crea periodi più ampi di generazione a basso valore o in surplus e maggiore domanda di storage capace di spostare energia verso ore più preziose. Ma ricavi di progetto e bisogni di sistema non sono sempre la stessa cosa.
Una batteria viene normalmente gestita intorno alle opportunità disponibili nel suo mercato. Un operatore di sistema guarda invece alla capacità scarsa in un punto specifico della rete. In un giorno o mercato l’energy shifting può essere il servizio più prezioso; altrove possono contare di più supporto di tensione, risposta in frequenza, sollievo da congestione o altra flessibilità.
La Spagna sta iniziando a dare un prezzo alla flessibilità
La Spagna stava già riformando il framework di controllo tensione prima del blackout. La revisione di PO7.4 proposta da Red Eléctrica è stata consultata pubblicamente tra novembre 2023 e febbraio 2024 e inviata formalmente alla CNMC a marzo 2024. La riforma di giugno 2025 non va quindi trattata come una policy creata in risposta al blackout di aprile. Risoluzione ufficiale BOE su PO7.4
La procedura mirava a usare meglio la capacità di potenza reattiva disponibile da generazione, domanda e storage. Ha introdotto una modalità più esigente in cui le risorse partecipanti seguono setpoint in tempo reale di tensione o potenza reattiva. La partecipazione volontaria può essere remunerata e il framework consente di procurare capacità reattiva aggiuntiva dove l’operatore identifica un bisogno.
Un inverter può già possedere capacità di potenza reattiva, ma questo non la rende automaticamente un servizio di rete. L’operatore deve sapere che è disponibile, richiederla, verificarne la risposta e dare al proprietario dell’asset una ragione commerciale per fornirla.
Dopo il blackout, l’urgenza è cresciuta. Nell’ottobre 2025 la CNMC ha introdotto misure temporanee per migliorare la stabilizzazione della tensione. Le regole sono state poi adeguate di nuovo a giugno 2026, abbassando barriere di partecipazione e aumentando la remunerazione per il controllo dinamico volontario della tensione. CNMC: cambiamenti 2026 alle procedure di controllo tensione
Questi dettagli mostrano dove si muove l’economia. Fornire flessibilità può imporre costi anche quando viene consegnata poca o nessuna energia. Una batteria può dover riservare margine inverter, mantenere un certo intervallo operativo, installare controlli aggiuntivi o rinunciare ad altri ricavi. Se il mercato vuole quella disponibilità, il proprietario ha bisogno di un motivo per reservarla.
Red Eléctrica ha riferito a giugno 2026 che 21 GW di capacità installata fornivano già il nuovo servizio di controllo tensione PO7.4, inclusi 8 GW da rinnovabili, cogenerazione e waste-to-energy. Non è un dato sulle sole batterie. Il significato è più ampio: una capacità elettrica esistente viene convertita in servizio operativo tramite qualificazione, controllo e regole di mercato. Red Eléctrica: 21 GW nel controllo tensione
Perché l’LCOS non basta a descrivere il valore di sistema
Il levelized cost of storage resta utile: risponde a quanto costa costruire e gestire un sistema di accumulo e consegnare energia lungo la vita utile, sotto ipotesi definite. Ma costo e valore non sono intercambiabili. Una batteria con basso LCOS non è automaticamente la risorsa più preziosa per un problema specifico di rete. Posizione, potenza, durata, capacità impegnata in altri servizi e possibilità di dispatch possono contare molto.
Le riforme spagnole rendono concreto il limite. L’LCOS non dice a un operatore quanto pagare il proprietario di una batteria per riservare capacità inverter invece di massimizzare i ricavi sul mercato energia. Non determina il valore della disponibilità in una zona vincolata, né decide se adattare i controlli a un nuovo requisito tecnico genererà ricavi sufficienti.
Queste sono domande di market design e costo opportunità. E ricordano che non ogni problema di flessibilità appartiene alle batterie: il framework spagnolo copre generazione, domanda e storage perché più risorse possono fornire il servizio.
Che cosa osservare ora
La flotta batterie spagnola cresce rapidamente. Fundación Renovables ha riportato, usando dati Red Eléctrica, che la potenza installata di storage a batteria è passata da 28 MW nell’aprile 2025 a 193 MW un anno dopo, un aumento del 589% da una base molto piccola. Fundación Renovables: crescita capacità batterie in Spagna
Il numero conta, ma le prossime metriche potrebbero dire di più: quanti progetti si qualificano per servizi oltre l’energy shifting, quanto vengono pagati per restare disponibili, se nuovi ricavi cambiano sizing inverter, strategie SoC o localizzazione. Sono domande misurabili e offrono un modo migliore di interpretare il mercato storage rispetto all’idea che ogni MW aggiuntivo abbia lo stesso valore di sistema.
La diffusione delle batterie accelera e l’energy shifting multi-hour è diventato l’uso dominante. Allo stesso tempo, i sistemi elettrici con più risorse converter-based prestano maggiore attenzione a flessibilità e system strength. L’IEA identifica storage, inverter grid-forming, compensatori sincroni, demand response, generazione flessibile e reti più forti come parti dello stesso toolkit. IEA Electricity 2026: Flexibility
La Spagna non prova che il mercato globale sia già passato dall’acquisto di capacità all’acquisto di “flessibilità utilizzabile”. Offre però un segnale iniziale utile: la capacità tecnica diventa più preziosa quando può essere qualificata, dispacciata e remunerata come servizio di sistema definito.
Un megawatt in un registro di capacità installata dice che un asset esiste. La domanda più difficile, e sempre più commerciale, è che cosa la rete possa effettivamente chiedere a quel megawatt di fare.
