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Le batterie hanno cambiato la faccia della rete elettrica del Texas, e lo hanno fatto senza che quasi nessuno se ne accorgesse. L’estate appena conclusa è stata la più impegnativa di sempre per il sistema elettrico texano, eppure non è successo niente. Nessun blackout, nessun appello ai cittadini, nessuna richiesta di spegnere i condizionatori. Basta fare un salto indietro al 2023 per capire quanto sia grande il salto: nell’ultima settimana di agosto di quell’anno l’operatore della rete, ERCOT, dovette chiedere per sei volte alla popolazione di risparmiare energia per evitare interruzioni. Nel 2026 il termometro ha superato spesso i 38°C e la domanda elettrica ha battuto record storici, ma la rete ha retto.
Il punto è che la domanda non è calata, anzi. È cambiata l’architettura del sistema. Oggi in Texas c’è molta più energia solare rispetto al passato e soprattutto molte più batterie. La capacità di accumulo è passata da 857 MW nel 2021 a circa 21,7 GW a luglio 2026, secondo le stime della società di consulenza Wood Mackenzie. Venticinque volte tanto in cinque anni. E ad agosto, per la prima volta, il fotovoltaico ha generato più elettricità del carbone.
Batterie in Texas: come funziona il meccanismo che ha salvato l’estate texana
Il principio è quasi banale nella sua semplicità. Le batterie si caricano durante la mattina e nelle ore centrali della giornata, quando il sole abbonda e l’energia costa poco, poi rilasciano tutto al tramonto. In pratica il Texas ha appiattito quella che gli addetti ai lavori chiamano curva dell’anatra, il grafico che mostra lo squilibrio tra produzione rinnovabile lungo la giornata e picco di domanda. In molti mercati energetici quel picco arriva proprio dopo il tramonto, quando il fotovoltaico smette di dare il suo contributo alla rete.
I numeri raccontano bene la storia. Il 22 luglio è caduto il record storico di consumo elettrico texano con 91.308 MW, con il picco massimo registrato alle 18. Come è stata gestita quella punta? Il gas naturale ha sostenuto la rete con il 48 per cento, il solare ha assorbito il colpo con il 32 per cento e le batterie hanno fatto da ponte, dosando l’energia immagazzinata mentre il sole calava. Tre settimane dopo, il 13 agosto, la generazione rinnovabile simultanea ha toccato un picco di 53.000 MW. Il 23 agosto le batterie hanno scaricato 13.256 MW in un solo istante, il valore più alto mai raggiunto sulla rete texana. Nonostante consumi da primato, il prezzo dell’elettricità è salito appena del 2,3 per cento rispetto all’anno precedente.
Non solo Texas, e il paradosso di chi ci guadagna meno
Il Texas resta il laboratorio più grande degli Stati Uniti, ma non è un caso isolato. La California ha seguito un percorso simile partendo però da presupposti opposti: là lo sviluppo dell’accumulo è nato da una normativa statale che ha obbligato le utility a investire, in Texas invece si è mosso il mercato da solo. In Europa la storia corre in parallelo, con il vecchio continente che nel 2025 ha superato i 100 GWh di batterie installate, la Germania in testa e la Spagna già nella top cinque. In Ucraina lo stoccaggio è diventato addirittura una questione di sicurezza nazionale, vista la vulnerabilità della rete agli attacchi.
C’è però una contraddizione interessante. Più batterie ci sono sulla rete, meno guadagnano le società energetiche. Il loro modello di business si regge sul comprare energia a poco e rivenderla cara nei momenti di picco dei prezzi, ma con tanto accumulo disponibile quei picchi si smussano. La stessa tecnologia che stabilizza il sistema complica i conti di chi lo gestisce. ERCOT ha iniziato a introdurre un meccanismo chiamato RTC+B, che permette di monetizzare i servizi ausiliari forniti alla rete.
Il motivo per cui tutto questo conta va oltre i confini texani. Con il clima che cambia, i condizionatori sempre più necessari nelle case, i data center affamati di elettricità legati all’intelligenza artificiale e l’elettrificazione dei trasporti, ERCOT stima che la domanda elettrica dello stato possa raddoppiare nei prossimi anni.
