La frequenza della rete elettrica europea deve stare a 50 Hz. Ogni deviazione significativa e prolungata attiva le protezioni degli impianti e, nei casi peggiori, genera distacchi a cascata. Chi ha lavorato in sala controllo conosce bene quel display, e sa che la frequenza oscilla continuamente in un range strettissimo, tra 49,9 e 50,1 Hz in condizioni normali, secondo i limiti operativi della rete continentale ENTSO-E. Finché la rete era alimentata prevalentemente da termoelettrico e idroelettrico a serbatoio, fonti programmabili che si adattano seguendo il carico, questo equilibrio era relativamente semplice da gestire. Con la crescita delle rinnovabili non programmabili, solare ed eolico in testa, le oscillazioni sono diventate più frequenti e i gradienti di variazione più rapidi. I BESS sono uno degli strumenti con cui la rete risponde a questa nuova condizione operativa.
Ho già scritto della produzione dei BESS, delle loro fasi produttive in fabbrica, di cosa significa costruirli industrialmente a Brindisi e della differenza tra chi assembla questi sistemi e chi poi li usa in rete, che ho spiegato nell’articolo sugli equivoci del brindisino. Quello che mancava è la risposta alla domanda che in molti mi pongono. Una volta installati, questi sistemi a cosa servono esattamente? Come funzionano sul campo? E perché il mercato sta crescendo così rapidamente?
L’inerzia rotante dei grandi alternatori delle centrali convenzionali, contribuiva spontaneamente a smorzare le variazioni improvvise di frequenza, chiamiamolo “effetto volano”. Con la crescita delle rinnovabili, questo ammortizzatore passivo si riduce e la gestione dell’equilibrio diventa un problema attivo. Il fotovoltaico produce secondo il sole, indipendentemente dal fabbisogno della rete. Nelle ore centrali di una giornata soleggiata, specialmente in primavera e autunno quando la domanda è contenuta, la produzione solare può superare il consumo locale. L’eccesso deve andare da qualche parte. O si riduce la produzione degli altri impianti o si esporta verso altri paesi o si disperde.
Gli operatori di rete chiamano questo fenomeno “curva dell’anatra”, perché il grafico del carico netto di rete, cioè la domanda totale meno la produzione rinnovabile, assume nelle ore diurne una forma caratteristica. Una pancia che si abbassa nel mezzo della giornata e risale bruscamente verso sera quando il sole cala e il consumo domestico sale. Il problema centrale è la rapidità della transizione tra i due stati. La rete deve accelerare la risposta di tutte le altre fonti disponibili in pochi minuti, a volte in pochi secondi. I BESS rispondono esattamente a questa esigenza. Accumulano quando c’è abbondanza e scaricano quando serve. La loro utilità va però molto oltre il semplice spostamento di energia da un’ora all’altra.
Un sistema di accumulo connesso alla rete ad alta tensione, può erogare simultaneamente diversi servizi che, nel linguaggio del dispacciamento, prendono nomi precisi. Il primo si chiama FCR, Frequency Containment Reserve, riserva per il contenimento della frequenza. È il servizio più rapido. Il BESS risponde automaticamente alle variazioni di frequenza entro pochi secondi, senza aspettare un ordine dall’esterno. Se la frequenza scende, il sistema immette potenza. Se sale, assorbe. È la prima linea di difesa della rete, quello che un tempo faceva l’inerzia rotante delle centrali convenzionali. Terna regola questo servizio all’interno del Codice di Rete e del TIDE, il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico. Il secondo servizio si chiama aFRR, automatic Frequency Restoration Reserve.
Entra in campo dopo la FCR, con tempi di attivazione nell’ordine dei 30 secondi e serve a riportare la frequenza al valore nominale. Il terzo è l’mFRR, manual Frequency Restoration Reserve. L’ordine arriva da Terna attraverso il Mercato per il Servizio di Dispacciamento, con tempi di attivazione nell’ordine dei minuti, per correzioni pianificate e sbilanciamenti previsti nel programma di produzione. A questi si aggiunge il peak shaving, il taglio dei picchi. I sistemi di accumulo assorbono energia nelle ore a bassa domanda e la restituiscono nelle ore di punta, con un effetto diretto sulla volatilità dei prezzi sul mercato all’ingrosso. Un BESS di grande taglia può fare tutto questo in parallelo, allocando quote diverse della propria capacità a servizi diversi e effettuando cicli multipli nelle 24 ore.
Fisicamente, un impianto BESS utility-scale si presenta come file di container da 6 metri su una piattaforma vicino a un nodo della rete ad alta tensione. Ogni container ospita i rack batteria, il sistema di gestione termica, la protezione antincendio e la componentistica di potenza. I container sono collegati in media tensione a un trasformatore elevatore, che porta la tensione alla sbarra in alta tensione del nodo di rete, con sistemi di protezione calibrati secondo le specifiche del gestore.
I siti si scelgono vicino ai nodi dove la rete ha bisogno di supporto, zone con alta penetrazione rinnovabile, aree con reti deboli, punti dove la congestione è frequente. In Italia, l’asta MACSE di ottobre 2025, che ho raccontato nell’articolo dedicato ai 10 GWh assegnati da Terna, ha concentrato le assegnazioni nelle zone Sud, Isole e Centro-Sud, dove la produzione solare è più intensa e la rete ha maggiore necessità di flessibilità, come Terna ha confermato nel proprio comunicato ufficiale.
A livello internazionale, l’impianto che ha cambiato la percezione del settore è l’Hornsdale Power Reserve in Australia meridionale, costruito da Tesla per Neoen nel 2017 con una capacità iniziale di 100 MW e 129 MWh, poi espansa. È entrato in servizio in 100 giorni e nelle prime settimane ha risposto a un guasto improvviso sulla centrale di Loy Yang in Victoria in meno di 0,14 secondi, battendo tutte le centrali a riserva tradizionale. Da allora aggiornamenti software gli hanno permesso di fornire anche inerzia sintetica alla rete, una funzione che si riteneva esclusiva dei generatori rotanti. In California il sito di Moss Landing ospita centinaia di MWh sviluppati in fasi successive da più operatori. In Cina la scala è diversa. Nel solo dicembre 2025 sono stati installati 65 GWh di nuova capacità, un volume che supera tutto quello che gli Stati Uniti hanno messo in rete nell’intero anno.
I numeri di installazione confermano una crescita che ha superato le previsioni. Secondo Benchmark Mineral Intelligence, nei primi dieci mesi del 2025 gli impianti connessi alla rete hanno raggiunto 156 GWh, con un incremento del 38% sullo stesso periodo del 2024, e l’anno si è chiuso attorno a 315 GWh installati a livello mondiale. In Europa, Italia e Germania guidano il mercato, con 6 e 6,2 GWh installati nel 2024. I costi scendono in modo significativo, BloombergNEF a fine 2025 indica 108 dollari per kWh per i pack ione-litio e 70 dollari per kWh per lo storage stazionario, con il calo più marcato proprio sul segmento utility-scale. In Europa i prezzi rimangono più alti per via dei dazi e dei costi di connessione alla rete.
Vale la pena tenere aperta una riflessione sui limiti. La maggior parte degli impianti utility-scale è dimensionata per 4 ore di erogazione alla potenza nominale. Per la gestione stagionale servono tecnologie diverse, i pompaggi idroelettrici, i sistemi a lunga durata con chimiche differenti, l’idrogeno o altre citate in precedenti artcoli come le Fly Wheel Energy Storage. Il BESS gestisce la variabilità intra-giornaliera, un compito che i pompaggi idroelettrici svolgono da un secolo ma su scala geograficamente limitata e con tempi di risposta molto più lenti. Poi c’è la questione dell’inerzia di rete. Le grandi centrali termoelettriche offrono stabilità passiva attraverso le loro masse rotanti. Quando vengono sostituite da fotovoltaico e accumulo, questa inerzia deve essere sostituita da servizi attivi.
L’inerzia sintetica che i BESS moderni con inverter di nuova generazione possono fornire, dimostrata dall’aggiornamento di Hornsdale, è tecnicamente praticabile e i codici di rete europei stanno cominciando a includerla tra i servizi remunerabili. Infine, operare e manutenere un parco di sistemi di accumulo connessi alla rete ad alta tensione, richiede profili professionali specifici. Ho dedicato un articolo intero a questo tema nel contesto italiano, con i dati sul gap di competenze nel settore green. La novità dei BESS rispetto a qualunque forma di accumulo precedente, è la combinazione di risposta in frazioni di secondo, costi in rapida discesa e capillarità di installazione vicino ai nodi, dove la rete ha più bisogno. Uno strumento necessario per attraversare la fase in cui ci troviamo, dove la produzione rinnovabile cresce più velocemente della capacità di gestirla. L.L.
Fonti verificate: Terna – Prima asta MACSE | Benchmark Mineral Intelligence via ESS-News | BloombergNEF via Energy-Storage.News | TIDE ARERA | Codice di Rete Terna
