C'è un numero che racconta chiaramente dove sta andando il mercato elettrico italiano. Quel numero è 1,9 e corrisponde ai gigawatt di capacità di stoccaggio delle batterie di grande scala attive in Italia alla fine del 2025. È il 20% di tutte quelle operative nell'Unione europea. Un dato che fa del nostro paese uno dei leader continentali in un settore destinato a ridisegnare il modo in cui produciamo e consumiamo energia. A certificarlo è lo European electricity review 2026, il rapporto annuale del think tank energetico Ember, pubblicato a gennaio.Ma il dato più rilevante non riguarda il presente, bensì quello che potrebbe accadere nei prossimi anni. A dicembre 2025, risultavano in costruzione, autorizzati o annunciati progetti per ulteriori 10 gigawatt di nuove batterie. Se tutti venissero realizzati, la capacità italiana crescerebbe di quasi sei volte rispetto ai livelli attuali. E a quel punto, secondo l'analisi condotta da Beatrice Petrovich, senior energy analyst di Ember e autrice del rapporto, le batterie potrebbero arrivare a coprire circa un quinto della domanda elettrica nelle ore serali di picco, proprio quando l'Italia accende le centrali a gas più costose.L’Italia come la CaliforniaPer capire cosa significherebbe, basta guardare alla California. Nel 2021 lo stato americano si trovava nella stessa situazione dell'Italia di oggi, con circa 2 gigawatt di capacità di batterie installata. In soli quattro anni, quella cifra è salita a 13 gigawatt. Nel settembre 2025, le batterie californiane coprivano regolarmente il 22% della domanda elettrica nelle ore di punta serali, contro appena il 3% di quattro anni prima. Nello stesso arco di tempo, la quota del gas fossile nel picco serale è scesa dal 44% al 34%.“Abbiamo preso la California come caso studio perché è un mercato di dimensioni simili a quello italiano, ma più avanti nella transizione energetica”, spiega Petrovich a Wired. "L'Italia ha progetti in cantiere per arrivare ai livelli della California di oggi. E il percorso californiano ci mostra cosa succede quando quelle batterie entrano in funzione”.Il meccanismo è semplice quanto efficace e chi di voi ha installato pannelli fotovoltaici a casa probabilmente lo conosce già molto bene. Durante il giorno, cioè quando il sole è abbondante e l'energia solare spinge i prezzi al ribasso, le batterie si caricano. La sera, quando il sole cala e la domanda sale, restituiscono quell'energia alla rete, consentendo di accendere meno centrali termoelettriche a gas. Secondo le stime di Ember, l'energia solare stoccata in batterie e rivenduta nelle ore di picco serale può costare circa 64 euro per megawattora, quasi la metà rispetto ai circa 110 euro per megawattora che costa produrre elettricità con una tipica centrale a gas (da considerare che 110 euro/MWh è un costo medio nel 2025: il recente picco del costo del gas con la guerra in Iran e in Medio Oriente implica costi ancora più alti per tutti i tutti i paesi importatori di gas naturale liquefatto (gnl), anche per quelli che non importano principalmente dal Qatar. E l’ Italia non è esclusa da questi rincari.Nel settembre 2025, le batterie italiane di grande scala scaricavano in media 1,1 gigawatt nelle prime ore serali (tra le 19 e le 20), coprendo per ora appena il 3% della domanda in quelle ore, a fronte di un 52% ancora coperto dalle fonti fossili. Il margine di crescita è enorme.Cresce il gas, ma aumentano le batterieIl contesto europeo rende la questione ancora più urgente. Nel 2025, la generazione da gas in Europa è cresciuta dell'8% rispetto all'anno precedente, principalmente per compensare un calo dell'idroelettrico. La bolletta delle importazioni di gas per la produzione di elettricità è salita a 32 miliardi di euro, in aumento del 16%. E i prezzi all'ingrosso dell'elettricità sono aumentati in 21 paesi su 27, trainati soprattutto dai picchi nelle ore di maggior utilizzo del gas. L'Italia, insieme alla Germania, è tra i paesi più esposti a queste dinamiche.“Le batterie non sono solo una questione ambientale, ma economica e geopolitica”, prosegue Petrovich. “Con l'espansione delle batterie si potrebbe limitare l'uso delle costose centrali termoelettriche a gas, riducendo il loro potere di mercato, stabilizzando i prezzi e limitando le importazioni di gas fossile. In un contesto in cui l'Ue ha deciso di vietare le importazioni di gas russo entro la fine del 2027 ma sta aumentando la dipendenza dal gas naturale liquefatto americano, diversificare le fonti di flessibilità è fondamentale”.In Italia, il meccanismo per far crescere lo stoccaggio (storage) ha già iniziato a funzionare. Il 30 settembre 2025 si è svolta la prima asta del meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (Macse) organizzata da Terna, l'operatore della rete di trasmissione nazionale.L'esito è stato eclatante: sono stati assegnati tutti i 10 gigawattora di capacità di accumulo previsti per il Sud Italia e le isole, con un'offerta che ha superato di quattro volte la domanda. I prezzi battuti sono stati, in media, di 13mila euro per megawattora all'anno, ben al di sotto del tetto di 37mila euro fissato dal regolatore: un segnale di forte competitività da parte degli investitori.“Queste aste danno agli operatori una certezza di ricavi nei prossimi anni”, spiega Petrovich. “Le batterie aggiudicate entreranno in esercizio nel 2028 e Terna le ha già contrattualizzate. Insomma, il treno si sta muovendo”.Il costo della tecnologia, sempre più alla portataA rendere tutto questo possibile è il crollo dei costi della tecnologia. Dal 2015, il costo delle batterie è sceso in media del 20% all'anno, rendendo gli investimenti nello storage sempre più attraenti dal punto di vista finanziario. A livello europeo, la capacità di batterie di grande scala ha superato i 10 gigawatt nel 2025, più del doppio rispetto ai 4 gigawatt di appena due anni prima. E la pipeline di progetti in tutta l'Ue supera ormai i 40 gigawatt.Ma il percorso non è privo di rischi. “L'importante adesso è non perdere il treno”, avverte Petrovich. “Le batterie stanno diventando sempre più competitive, ci sono ragioni economiche strutturali per cui banche e investitori stanno investendo in questa capacità. Ma è sempre possibile fare politiche retroattive, mettere i bastoni tra le ruote a progetti anche ben avviati”. Il riferimento, neanche troppo velato, è a precedenti come quello delle comunità energetiche, dove promesse di finanziamento si sono tradotte in risultati ben al di sotto delle aspettative.Petrovich sottolinea anche la differenza tra la dipendenza dai combustibili fossili e quella, spesso evocata, dalle batterie cinesi: “Sono due dipendenze molto diverse. Il combustibile fossile lo bruci una volta e va via, devi continuamente reimportarlo. Una batteria è un asset che, una volta installato, produce servizi per vent'anni e poi i materiali si possono riciclare. Paragonare le due cose è un po' fuorviante”.Del resto, l'idea che le batterie siano un affare esclusivamente cinese è smentita dai numeri. L'Europa centrale ospita già hub manifatturieri significativi: l'Ungheria, a gennaio 2025, concentrava quasi il 40% della capacità di assemblaggio di celle dell'Ue, mentre la Polonia è già tra i primi tre esportatori di batterie al mondo e ha in cantiere una delle pipeline di gigafactory più ampie del continente.Come spesso accade in questo periodo, l'Italia si trova a un bivio. Da un lato, le premesse per una rivoluzione delle batterie ci sono tutte: una posizione di leadership europea, progetti concreti in cantiere, un sistema di aste che ha dimostrato di funzionare, costi della tecnologia in caduta libera. Dall'altro, il rischio è quello di rallentare un treno che, come dimostra il caso californiano, può andare molto veloce. “Rallentare – conclude Petrovich – significa ritardare una soluzione che potrebbe far scendere i prezzi dell'energia per famiglie e imprese e ridurre la nostra dipendenza dalle importazioni fossili”. La direzione, quindi, è quella giusta. Fondamentale è non fermarsi.