Sulle rive del Limfjord, il fiordo che attraversa la città di Aalborg nel nord della Danimarca, quattro grandi serbatoi d’acqua calda raccontano un approccio alla transizione energetica che in Italia si conosce ancora poco. Non si tratta di pannelli fotovoltaici, né di batterie al litio: sono semplicemente contenitori d’acqua, riscaldati quando l’energia è abbondante e rilasciati quando serve. Eppure questo sistema di accumulo termico per la flessibilità elettrica rappresenta uno dei modelli più concreti e replicabili per gestire la variabilità delle fonti rinnovabili senza ricorrere alle soluzioni più costose e materialmente intensive oggi sul mercato.
Il problema che nessuna rinnovabile risolve da sola
Eolico e fotovoltaico producono energia quando il vento soffia e quando il sole splende, non necessariamente quando la domanda è al picco. Questa discronia è il nodo centrale della transizione energetica, e risolverla richiede sistemi capaci di bufferizzare l’energia — cioè di assorbirla nei momenti di eccesso e restituirla nei momenti di carenza.
La risposta più citata è quella delle batterie elettrochimiche, in particolare agli ioni di litio. Ma le batterie hanno limiti concreti: costi ancora elevati, dipendenza da materie prime estratte in contesti spesso problematici, un ciclo di vita che implica smaltimento e riciclo complessi. Non sono una soluzione universale, e trattarle come tali sarebbe un errore di valutazione.
L’alternativa termica esiste da decenni, ma fatica a emergere nel dibattito pubblico perché è meno tecnologicamente spettacolare. Eppure funziona su un principio elementare: l’acqua calda immagazzina energia sotto forma di calore, e può farlo a costi relativamente contenuti, con materiali abbondanti e infrastrutture già esistenti in molti contesti urbani europei.
Cosa fanno concretamente i serbatoi di Aalborg
I quattro grandi serbatoi sul Limfjord non sono un esperimento di laboratorio. Sono infrastrutture operative integrate nel sistema di district heating — il teleriscaldamento — che in Danimarca copre la grande maggioranza del fabbisogno termico residenziale e commerciale. Questo contesto è fondamentale per capire perché il modello funziona.
Quando la rete elettrica registra un eccesso di produzione — tipicamente nelle ore di forte vento o nelle giornate molto soleggiate — le pompe di calore e le caldaie elettriche collegate al sistema di teleriscaldamento assorbono quell’energia in eccesso riscaldando l’acqua, che viene poi stoccata nei serbatoi. Quando invece la domanda elettrica supera la produzione disponibile, il calore già accumulato viene distribuito nella rete di teleriscaldamento senza attivare ulteriori fonti di generazione. Il sistema elettrico guadagna così flessibilità senza dover accendere centrali a gas o scaricare batterie.
→ Leggi anche: Flessibilità della rete: da asset industriale a risorsa domestica con tariffe dinamiche e modulazione dei prelievi
Il risultato pratico è duplice: si riducono gli sprechi di energia rinnovabile nei momenti di sovrapproduzione, e si abbassa la pressione sulla rete nei momenti di picco. Due problemi reali, una sola infrastruttura.
Accumulo termico e flessibilità elettrica: perché questa combinazione è sottovalutata
Il concetto di accumulo termico per la flessibilità elettrica non è nuovo nella letteratura tecnica, ma stenta a entrare nelle politiche energetiche nazionali europee con la stessa forza con cui sono stati promossi, ad esempio, i sistemi di accumulo elettrochimico abbinati al fotovoltaico residenziale.
Uno dei motivi è strutturale: l’accumulo termico funziona bene dove esiste già una rete di teleriscaldamento. In Danimarca, Svezia, Finlandia e in parte della Germania e dell’Austria questa infrastruttura è diffusa e consolidata. In Italia il teleriscaldamento è presente soprattutto in alcune città del Nord — Torino, Milano, Brescia — ma copre una quota ancora minoritaria del fabbisogno nazionale. Questo non esclude la replicabilità del modello, ma la condiziona.
Un secondo motivo è culturale e di mercato: le batterie sono percepite come tecnologia del futuro, attraggono investimenti privati e finanziamenti pubblici, generano narrative di innovazione. I serbatoi d’acqua calda sono meno fotogenici. Ma l’efficacia di una tecnologia non si misura dalla sua capacità di alimentare comunicati stampa.
Quanto è davvero replicabile il modello danese
La Danimarca ha costruito il suo sistema energetico attorno a principi di integrazione settoriale — in inglese si parla di sector coupling — che collegano la rete elettrica, quella del gas e quella termica in un sistema unico ottimizzabile. Aalborg è uno degli esempi più visibili di questa filosofia applicata su scala urbana.
Replicare questo modello altrove richiede alcune condizioni. Prima di tutto, una rete di teleriscaldamento esistente o pianificata, con una domanda termica urbana sufficientemente concentrata da giustificare l’investimento nei serbatoi. Secondo, un mix elettrico con una quota significativa di rinnovabili variabili, che generi effettivi eccessi di produzione nelle ore di bassa domanda. Terzo, un quadro regolatorio che remuneri la flessibilità: se il mercato elettrico non riconosce economicamente il contributo di un serbatoio d’acqua alla stabilità della rete, l’incentivo a costruirlo semplicemente non esiste.
→ Leggi anche: Flessibilità della domanda elettrica 2026: dalle famiglie ai data center, come il sistema si prepara alle rinnovabili
Su questo terzo punto l’Europa sta lavorando, ma con tempi e modalità diverse nei vari Stati membri. Le riforme del mercato elettrico europeo puntano proprio a valorizzare meglio le risorse di flessibilità, incluse quelle termiche, ma la traduzione in regole nazionali operative richiede tempo.
Per chi volesse approfondire il quadro tecnico e normativo sull’accumulo termico nel contesto europeo, QualEnergia offre un’analisi dettagliata delle tecnologie e dei meccanismi di mercato coinvolti.
Cosa può imparare l’Italia dal caso Aalborg
Il confronto diretto tra Italia e Danimarca è difficile per ragioni climatiche, urbanistiche e infrastrutturali. Ma alcune lezioni rimangono valide anche al di là del contesto specifico.
La prima è che la flessibilità elettrica non ha una soluzione unica. Batterie, pompaggi idroelettrici, accumulo termico, gestione della domanda: sono strumenti diversi, con costi e applicabilità diversi. Un sistema energetico resiliente ne usa più d’uno, selezionando quello più adatto al contesto locale.
La seconda è che le infrastrutture di teleriscaldamento nelle città italiane che già le possiedono potrebbero svolgere un ruolo più attivo nella gestione della rete elettrica, se integrate con pompe di calore e sistemi di accumulo termico adeguati. Non si tratta di copiare Aalborg, ma di capire il principio e adattarlo.
La terza, forse la più scomoda, è che la transizione energetica richiede investimenti in infrastrutture fisiche — tubi, serbatoi, reti — che non fanno notizia quanto un’app di gestione energetica o un nuovo modello di batteria, ma che nella pratica determinano quanto un sistema è davvero in grado di funzionare quando le rinnovabili producono troppo o troppo poco. Aalborg lo dimostra con quattro serbatoi d’acqua sul bordo di un fiordo.
Questo articolo è stato realizzato con il supporto dell'AI e sottoposto a revisione editoriale.
