La riforma tedesca sostituisce il criterio cronologico con la valutazione della maturità dei progetti
Chiedere un nuovo allaccio alla rete elettrica in Germania sta diventando un azzardo. Condividere il punto di connessione di un parco eolico già operativo, invece, accorcia drasticamente i tempi e riduce l’incertezza. OX2, sviluppatore svedese di rinnovabili, ha scelto la seconda strada: installerà 50 MW di batterie (209 MWh di capacità di accumulo) accanto alle turbine del parco eolico di Fageråsen, nel comune di Malung‑Sälen. Secondo quanto riportato da Energy Storage News il 2 luglio, la decisione di investimento è già stata presa. L’impianto, come confermato da OX2, dovrebbe entrare in esercizio entro la fine del 2027.
50 MW e un parco eolico: la mossa che aggira la coda in rete
La logica è tecnica, ma anche economica. Quando un parco eolico viene allacciato alla rete di trasmissione, ottiene una capacità di connessione dimensionata sulla potenza nominale delle turbine. Aggiungere un sistema di accumulo a batteria (BESS) sulla stessa sottostazione, senza richiedere un nuovo punto di allaccio, significa sfruttare un’infrastruttura già collaudata: meno studi di rete, meno permessi e un iter autorizzativo più snello. OX2 lo fa a Fageråsen con un progetto da 50 MW/209 MWh, abbinando le batterie a un impianto eolico esistente e riservandosi la possibilità di partecipare ai mercati dei servizi ancillari svedesi con tempi certi di consegna.
La scelta non è isolata. In Estonia, la joint venture Baltic Storage Platform (Evecon, Corsica Sole e Mirova) ha inaugurato ieri, 7 luglio, il secondo progetto BESS da 100 MW/200 MWh, Hertz 2, ad Aruküla, nella contea di Harju. Insieme al gemello Hertz 1, rappresenta il più grande investimento privato nel settore energetico estone, per un valore totale di 170 milioni di euro, stando a quanto dichiarato da Karl‑Joonatan Kvell, CEO di Evecon. Anche in questo caso, l’integrazione fisica con la rete esistente ha giocato un ruolo chiave. Ma perché questa strategia progettuale diventa decisiva proprio adesso? La risposta arriva dalla Germania, dove la partita delle connessioni è appena stata riscritta.
Germania: addio “primo arrivato, primo servito”
Già da aprile 2026, la connessione alla rete di trasmissione tedesca per i grandi consumatori finali – accumuli a batteria, data center, elettrolizzatori – segue un nuovo criterio. Come illustrato da un’analisi di Taylor Wessing, i quattro gestori di rete di trasmissione (50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW) hanno sostituito il vecchio principio first‑come, first‑served con un procedimento basato sul livello di maturità del progetto. L’Agenzia Federale per le Reti ha approvato la modifica, che ora valuta permessi, studi di fattibilità, stato dei finanziamenti e accordi con i produttori, invece di premiare semplicemente chi ha presentato per primo la domanda di allaccio.
Il cambiamento è profondo. In un mercato dove le richieste di connessione speculative avevano intasato le code, il nuovo meccanismo premia chi arriva con un progetto concreto, riducendo l’incertezza per gli investitori. Non è un caso che il 30 giugno scorso Green Flexibility abbia annunciato l’acquisizione da Kajoni di un portafoglio di progetti di accumulo in sviluppo per 750 MW di potenza e 2.000 MWh di capacità, localizzati proprio in Germania. Green Flexibility, fondata da Christoph Ostermann (ex CEO di Sonnen), ha la forza finanziaria per puntare su iniziative a buon punto di maturazione: a gennaio 2025 Partners Group ha impegnato fino a 400 milioni di euro nella piattaforma. L’operazione mostra come la riforma della connessione stia già ridisegnando la geografia delle acquisizioni: chi ha un progetto “maturo” può negoziare un allaccio in tempi prevedibili, chi invece si presenta con un’idea ancora sulla carta rischia di restare fuori.
La corsa alle batterie: chi scala e chi integra
Mentre in Germania si premia la maturità progettuale, i grandi produttori asiatici spingono sulla capacità produttiva per rispondere alla domanda europea. A inizio giugno, Jinko ESS ha firmato contratti con Taliva Energy per 400 MWh di sistemi BESS destinati a progetti utility‑scale in Europa orientale. JinkoSolar, del resto, prevede di quasi triplicare la propria capacità produttiva di batterie: da 5 GWh a 13‑14 GWh entro la fine dell’anno. Trina Solar, secondo i dati riportati da OneStopESG, nel primo trimestre del 2026 ha più che quadruplicato le spedizioni di accumulo rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente, con circa il 90% del volume esportato.
Dall’altro lato, gli sviluppatori europei stanno integrando gli accumuli direttamente nei propri parchi, come fa OX2 in Svezia o come ha fatto Baltic Storage Platform in Estonia con il completamento di Hertz 2. È un trade‑off tra scala e specializzazione: i produttori asiatici forniscono componenti standardizzati in grandi volumi, gli operatori europei costruiscono progetti ibridi che sfruttano l’infrastruttura di rete esistente per aggirare la burocrazia. Per chi installerà questi sistemi, la sfida sarà combinare la rapidità di messa in opera garantita da moduli prefabbricati con la capacità di integrare l’accumulo dalla fase di progettazione, altrimenti la connessione resta un miraggio.
