Cinque impianti in altrettanti paesi, un segnale che l’accumulo si estende anche all’est Europa

Lo scorso 16 luglio, in un giorno qualunque, l’Europa ha collegato alla rete oltre 680 MWh di nuovi sistemi di accumulo a batteria. Un numero che fino a due anni fa avrebbe fatto notizia. Oggi è solo un’altra data sul calendario di un’industria in piena escalation.

Un giorno, cinque impianti

RheinEnergie e SMA Altenso hanno messo in marcia un sistema da 24,5 MW e 64 MWh in Germania. In Estonia, Baltic Storage Platform ha portato online il progetto Hertz 2: 100 MW per 200 MWh. Poco più a sud, in Lettonia, BStor ha acceso il suo DStor, 50 MW e 140 MWh. European Energy ha completato due progetti co-localizzati con impianti fotovoltaici in Danimarca, per un totale di 152 MWh. E in Bulgaria, Sunotec ha annunciato l’entrata in operatività commerciale di un BESS da 50 MW e 126 MWh a Byala Slatina.

Cinque impianti, cinque paesi, un’unica giornata. La geografia è già un indizio: l’accumulo non è più un vezzo dell’Europa nord-occidentale, ma un pezzo di infrastruttura che si allarga a est, dove la rete è storicamente più fragile e le rinnovabili corrono più veloci delle previsioni.

Il meccanismo invisibile

Ma questa pioggia di progetti non cade dal cielo. Due eventi, uno politico e uno geopolitico, hanno creato le condizioni perché gli investitori iniziassero a firmare assegni.

Il primo è la decisione con cui il regolatore tedesco ha mantenuto le esenzioni dai canoni di rete per i sistemi di accumulo. Un atto amministrativo, niente di spettacolare. Ma nel mercato tedesco, dove la taglia dei progetti in pipeline inizia a misurarsi in gigawatt, quella conferma ha tolto di mezzo l’ultimo alibi per restare alla finestra. Chi doveva impegnare centinaia di milioni sapeva che una revisione delle esenzioni avrebbe mandato a gambe all’aria i piani di rientro. La BNetzA ha scelto di non farlo, e miliardi di investimenti privati sono rimasti incanalati dove servivano.

Il secondo evento ha radici più lunghe. Già nel febbraio 2025, Estonia, Lettonia e Lituania si sono disconnesse dalla rete BRELL – l’anello che le teneva agganciate a Bielorussia e Russia – e si sono agganciate alla rete dell’Europa continentale attraverso il collegamento LitPol con la Polonia. La sincronizzazione è stata tecnicamente impeccabile, ma ha reso evidente una verità scomoda: senza accumulo, la stabilità della frequenza in un sistema isolato e sempre più rinnovabile diventa un esercizio di equilibrismo. Da quel momento, i progetti BESS nei Paesi baltici hanno smesso di essere sperimentazioni e sono diventati condizione di sopravvivenza della rete.

E mentre i regolatori mettevano a posto i conti, i capitali istituzionali hanno iniziato a muoversi in formazione. Thorvald Spanggaard, responsabile dello sviluppo progetti di European Energy, lo spiega senza giri di parole: gli investitori istituzionali cercano sempre più asset rinnovabili che combinino produzione stabile, flessibilità operativa e flussi di ricavi multipli. È la formula che ha reso i progetti ibridi (accumulo più fotovoltaico, come quelli danesi) il nuovo prodotto finanziario di un settore che ha bisogno di attrarre capitali pazienti e grossi assegni.

Dai megawatt ai gigawatt

La calma apparente delle nuove accensioni nasconde un’onda molto più alta che sta per arrivare. BW ESS ha già avviato i lavori per un sistema da 1 GW e 5,7 GWh in Germania. Greenvolt e Giga Storage hanno ingaggiato BYD e Tesla per progetti rispettivamente da 2,4 GWh in Polonia e 2,8 GWh in Belgio: contratti che portano la pipeline oltre gli 11 GWh e che coinvolgono fornitori abituati a ragionare su scala globale.

I 680 MWh accesi lo scorso 16 luglio sono l’antipasto. Ma l’arrivo in contemporanea di più progetti da gigawattora pone una domanda che nessun regolatore ha ancora affrontato fino in fondo: le reti di trasmissione, i mercati dei servizi ancillari e i meccanismi di remunerazione saranno in grado di assorbire un volume simile senza distorcere i prezzi o congestionare le interconnessioni? Oggi il problema non esiste perché i volumi, per quanto in crescita, restano gestibili. Domani, quando i colossi entreranno in esercizio, la saturazione dei mercati della riserva primaria e secondaria potrebbe comprimere i rendimenti e spiazzare proprio quegli investitori istituzionali che oggi applaudono.

I numeri raccontano una crescita vertiginosa. Ma la domanda non è più se avremo abbastanza batterie, bensì se avremo abbastanza rete, abbastanza mercato, abbastanza regole per farle funzionare senza ingolfare il sistema. La prossima partita si giocherà non in fabbrica,
ma nelle sale di controllo.