Gli impianti idroelettrici di pompaggio assolvono il ruolo di sistemi di accumulo di energia di grande taglia per favorire il bilanciamento dei carichi, la regolazione della frequenza, la generazione di riserva e l’integrazione di quote sempre crescenti di energia prodotta da fonti rinnovabili. In questi ultimi anni in Giappone è stato studiato e sperimentato con successo un prototipo di nuova concezione, con centrale in caverna, che sfrutta il mare come serbatoio inferiore. L’Italia è un paese con un notevole sviluppo costiero e alcuni litorali, soprattutto lungo la fascia tirrenica e le isole, sono sufficientemente scoscesi e relativamente poco antropizzati da prestarsi alla costruzione di questo tipo d’impianti. Questo studio si è pertanto focalizzato sulla reale possibilità di sviluppo di questi sistemi di accumulo, a partire dai risultati ottenuti nelle ricerche precedenti che avevano consentito di individuare i siti più promettenti nel sud e nelle isole, dove la rete elettrica presenta le maggiori criticità, ed è stato scelto un sito in Sardegna, dove si è ipotizzata la costruzione di un serbatoio superiore di capacità pari a 1200000 m3. Si sono quindi analizzati diversi scenari d’integrazione con la rete elettrica regionale, simulando lo scambio orario di energia con il Mercato del Giorno Prima (MGP) con i prezzi previsti per l’anno 2020 e ipotizzando differenti taglie di potenza per il macchinario idraulico (130 e 170 MW) e differenti scenari di pompaggio e di turbinaggio. Questo modello è stato quindi integrato con un modello per la valutazione dei costi di costruzione, esercizio, manutenzione e finanziamento. Lo studio ha evidenziato che con i prezzi del MGP del 2020 l’impianto non sarebbe sostenibile dal punto di vista economico, nonostante i costi di costruzione per unità di potenza (< 1 M€/MW) siano notevolmente più contenuti rispetto alle tecnologie concorrenti. Per contro i benefici apportati al sistema elettrico derivanti dall’eventuale realizzazione di questo impianto, sia in termini di capacità di accumulo che di quantità di energia FER integrabili in rete, sono decisamente rilevanti. Infine, lo studio ha consentito di quantificare la remunerazione necessaria a garantire la sostenibilità dell’investimento, che si potrebbe ottenere ricorrendo, oltre al MGP, agli altri mercati elettrici (MA e MSD), riduzioni dello sbilanciamento da altre FER e/o ad opportune forme d’incentivazione.