Terna ha pubblicato un documento in cui si definiscono le metodologie per definire il fabbisogno di stoccaggio nel sistema elettrico italiano  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.*  

Lo scorso Aprile Udinese Calcio e Bluenergy hanno presentato il progetto Energia in Campo, la prima Comunità Energetica Rinnovabile (CER) nel calcio mondiale. Questo progetto pionieristico unisce sostenibilità, innovazione e responsabilità sociale, coinvolgendo tifosi, aziende e istituzioni in un modello di condivisione dell’energia pulita.  Un Impianto Fotovoltaico all’Avanguardia  Il cuore del progetto è il Bluenergy Stadium di Udine, dove sono stati installati:  -2.409 pannelli fotovoltaici su una superficie di 4.615 m²  - 12 inverter e 4.192 punti di fissaggio per garantire stabilità e efficienza  - 31.000 metri di cavi e 1.400 metri di canaline portacavi per la distribuzione energetica  - 7.300 m² di copertura isolante per ottimizzare l’efficienza energetica della struttura L’impianto produce mediamente 3.000 kWh al giorno (oltre 1,1 milioni di kWh/anno), sufficienti a coprire il 70% del fabbisogno energetico dello stadio. Il restante 30% sarà condiviso con la CER, permettendo ai membri (famiglie, imprese e associazioni) di beneficiare degli incentivi del GSE (Gestore Servizi Energetici) rivolti alle comunità energetiche.   Impatto Ambientale e Sociale  - Riduzione di 450 tonnellate di CO₂/anno, equivalente all’assorbimento di oltre 20.000 alberi piantati- Coinvolgimento di 26 aziende locali e 7.500 famiglie (tra cui gli abbonati Udinese)  - Parte dei ricavi sarà destinata a:    - Progetti sanitari, come il sostegno a pazienti con disturbi alimentari in Friuli-Venezia Giulia    - Iniziative territoriali gestite da Udinese per la Vita Onlus  Questo progetto è indubbiamente un Modello Partecipativo e Scalabile, da prendere ad esempio per tante iniziative e progetti futuri anche in ambito sportivo.La CER sarà ufficialmente costituita entro il 13 agosto 2025, in occasione della finale di Supercoppa europea allo stadio. L’obiettivo è espandere la partecipazione, offrendo a tifosi e imprese la possibilità di:  ✔ Risparmiare sui costi energetici  ✔  Contribuire*l alla transizione energetica ✔ Sostenere il territorio attraverso progetti sociali  Perché è un Progetto Esemplare?  - Prima CER legata a uno stadio di calcio, con potenziale replicabilità in altri impianti sportivi  - Economia circolare: l’energia in eccesso viene ridistribuita, creando un sistema virtuoso in cui ogni kWh deve essere prodotto e consumato nello stesso momento e tutto ciò provoca Benefici a cascata per ambiente, cittadini, imprese e terzo settore .

Ancora una volta si sta manifestando un inspiegabile mancanza di analisi preventiva delle conseguenze di una progettazione energetica non coerente e poco attenta agli scenari che potrebbero verificarsi nell' implementazione di nuovi impianti per la produzione di energia elettrica rispetto agli squilibri energetici che si manifestano nella gestione delle reti elettriche e degli impianti esistenti.In Europa assistiamo oggi ai casi Francia e Germania. In Francia e in altri Paesi europei, la combinazione di produzione di energia elettrica da fonte nucleare, poco flessibile, e  quella fotovoltaica, non programmabile, sta creando gravi squilibri nelle reti elettriche. L'operatore francese RTE ha dovuto adottare misure straordinarie per gestire l'eccesso di produzione, tra cui tagli alla generazione rinnovabile e pagamenti elevati per esportare energia verso Paesi vicini. In alcuni casi, i costi hanno superato i 12.000 euro per megawattora, cifre ben al di sopra dei prezzi di mercato.   Anche la Germania ha affrontato problemi simili durante le vacanze pasquali del 2024, quando picchi di produzione solare (30 GW) si sono scontrati con una domanda ridotta (40 GW), rischiando blackout senza l'intervento dei gestori di rete.  Il conflitto tra nucleare e rinnovabili  Il nucleare, che in Francia copre oltre il 65% della produzione elettrica, è una fonte rigida, incapace di adattarsi rapidamente alle fluttuazioni della domanda. Questo crea squilibri nelle ore centrali della giornata, quando il fotovoltaico produce al massimo.  Bruno Burger, ricercatore del Fraunhofer-Institute, ha commentato: "L’energia nucleare e le rinnovabili non vanno d’accordo. In Francia, il solare viene ridotto quasi quotidianamente perché le centrali nucleari non riescono a modulare la produzione." Intanto, la Francia ha aumentato la capacità fotovoltaica a 24,5 GW, ma l'incapacità del nucleare di adattarsi sta creando un "tappo" che limita l'integrazione delle rinnovabili.  Prezzi negativi e costi nascosti  L'eccesso di produzione ha portato a prezzi negativi dell'elettricità, con i produttori costretti a pagare per immettere energia in rete. Inoltre, i gestori di rete devono compensare gli operatori rinnovabili per i tagli imposti, con costi che ricadono sulle bollette dei consumatori.  In Germania, una nuova legge riduce i sussidi al fotovoltaico durante i picchi, ma gli impianti esistenti continuano a produrre senza vincoli, aggravando il problema.  La soluzione: reti intelligenti e flessibilitàPer affrontare queste criticità, l'Europa deve puntare su:  1. Accumuli di energia: batterie e sistemi di stoccaggio per bilanciare produzione e domanda.  2. Prezzi dinamici: tariffe che riflettano la disponibilità effettiva di energia.  3. Partecipazione attiva dei consumatori: modelli che incentivino l'uso dell'energia nelle ore di minor congestione.  4. Miglior coordinamento tra Paesi: ottimizzare gli scambi transfrontalieri per evitare sprechi.  Un problema globale  La congestione delle reti non è solo europea. Secondo l'Agenzia Internazionale dell'Energia (IEA), il 20% dei progetti globali di centri dati rischia ritardi a causa della mancanza di capacità delle reti. In Paesi come Irlanda e Germania, i tempi di attesa per nuove connessioni possono arrivare a 10 anni.  In conclusione l'Europa sta producendo più energia pulita, ma senza reti adeguate e politiche chiare, il rischio è di sprecare risorse e aumentare i costi per i cittadini. Servono investimenti urgenti in infrastrutture e tecnologie flessibili per garantire un futuro energetico stabile e sostenibile.