L'accumulo elettrico è un settore promettente, in crescita, su cui il Gruppo Enel sta investendo e nel quale sta sperimentando, valutando i vantaggi delle diverse tecnologie anche in un'ottica di impatto sulla rete di distribuzione.
Da un lato, infatti, Enel sta implementando sistemi di accumulo accoppiati localmente a parchi eolici e fotovoltaici, dall'altro opera con sistemi di accumulo centralizzati, connessi alla rete di distribuzione.
Fanno parte della prima tipologia tre progetti di storage che Enel ha sviluppato in Sicilia, due nella provincia di Palermo e uno a Catania, ma anche i tre impianti per lo stoccaggio di energia avviati da Endesa nelle Isole Canarie nell'ambito del Progetto STORE.
Un progetto che prevede l'utilizzo di batterie a ioni di litio, batterie a volano e ultra-condensatori da 4 MW/20 MWs, e che intende fornire una risposta ai problemi relativi ai sistemi energetici sulle isole, dove la stabilità della rete dipende fortemente dalla generazione da fonti rinnovabili.
La presenza di sistemi di accumulo presso gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, infatti, può fornire gli strumenti utili per compensare eventuali errori di previsione e massimizzare le capacità produttive installate, immagazzinando l'energia prodotta nei momenti di picco ed evitando sovraccarichi della rete.
Applicata su larga scala, questa tipologia di impianti facilita il mantenimento della funzionalità complessiva nel caso di un'interruzione di funzionamento di una singola parte: in presenza di accumuli delocalizzati, infatti, è possibile evitare che eventuali guasti possano avere ripercussioni drammatiche sulla distribuzione a livello nazionale.
Parallelamente, Enel opera con sistemi di accumulo centralizzati, caratterizzati da maggiori dimensioni e connessi alla rete di distribuzione. Si tratta di impianti che necessitano di un'adeguata gestione tecnica ed economica, nonché di un adeguato interfacciamento con il sistema di approvvigionamento e distribuzione nazionale. Grazie alle maggiori dimensioni, i sistemi di questa tipologia possono modulare grandi quantità di energia elettrica, contribuendo all'aumento di capacità di integrazione delle fonti rinnovabili intermittenti.
È il caso del sistema realizzato nell'ambito del progetto Isernia e quello simile, ma di potenza superiore (1 MVA-1 MWh), installato nell'area di Forlì-Cesena nel contesto del progetto europeo Grid4EU. Legati al progetto Res Novae sono gli impianti di accumulo di Bari e Cosenza, lungo la linea di bassa tensione, mentre per quanto riguarda lo storage in cabina primaria è attivo il Piano Operativo Interregionale con impianti nelle province di Catanzaro, Catania e Lecce.