La conferma dell’esenzione ventennale dalle tariffe di rete ha sbloccato miliardi di investimenti
Nella prima metà del 2026 la capacità installata di batterie in Germania ha toccato i 2.482,7 MW, un aumento di circa un terzo rispetto allo stesso periodo del 2025. Ma è un altro numero a raccontare meglio quello che sta succedendo: il volume di energia immagazzinabile installato nei primi sei mesi dell’anno è cresciuto del 76 per cento, arrivando a 5.642 MWh contro i 3.206,4 MWh dell’anno precedente. I dati sono dell’agenzia IWR e dicono una cosa precisa: le nuove batterie tedesche non sono solo più numerose, sono molto più grandi. La potenza media per impianto sale, la durata di scarica si allunga. È dentro questa traiettoria che si inserisce l’annuncio arrivato lo scorso 17 luglio: BW ESS ha presentato il suo primo progetto in Germania, un sistema di accumulo da 1 GW con una durata fino a 5,7 ore a Klostermansfeld, in Sassonia-Anhalt. Non è un esperimento, né una scommessa: è la conseguenza quasi lineare di un mercato che ha cambiato passo, spinto da due forze che fino a un anno fa puntavano in direzioni opposte.
La scala che cambia il mercato
Il progetto di Klostermansfeld, per come è stato disegnato, si collegherà alla sottostazione di 50Hertz, uno dei quattro gestori di rete di trasmissione tedeschi. Non è un dettaglio tecnico: è una scelta deliberata di posizionamento. Significa lavorare al livello più alto della gerarchia elettrica, quello dove le restrizioni all’immissione e al prelievo sono minori rispetto a quanto accade sulle reti di distribuzione. BW ESS lo ha detto esplicitamente: ha scelto di concentrarsi su progetti a livello TSO proprio perché a livello DSO – il segmento delle reti locali – si incontrano più vincoli. La differenza tra TSO e DSO, in Germania, è anche la differenza tra un progetto che può ambire a dimensioni da record continentale e uno che rischia di restare impigliato in una ragnatela di procedure e limiti tecnici.
L’impianto, la cui entrata in esercizio commerciale è prevista per il quarto trimestre del 2028, è considerato il più grande sistema di accumulo a batteria entrato in fase di costruzione in Germania a luglio 2026. Ma più della taglia in sé, conta il rapporto tra potenza e durata. Cinque ore e quaranta minuti di autonomia teorica spostano il baricentro dell’impianto dal servizio di regolazione rapida – il terreno classico delle batterie al litio – a un ruolo che comincia ad assomigliare a quello di una riserva di capacità vera e propria. In un sistema elettrico dove la quota di rinnovabili intermittenti continua a salire, avere batterie che tengono il carico per diverse ore consecutive non è più un’opzione, è una necessità di sistema.
Ma se un progetto da 1 GW con queste caratteristiche è possibile oggi, il merito non è solo della tecnologia o dell’evoluzione dei costi. Dietro c’è una storia di regolatori che hanno fatto marcia indietro, e di una finestra temporale che ha rischiato di chiudersi prima ancora di essere aperta.
Perché i regolatori contano più dei gigawatt
All’inizio del 2026 il regolatore di rete tedesco, la BNetzA, aveva messo sul tavolo una proposta che avrebbe potuto far deragliare una fetta significativa di investimenti: rimuovere in anticipo l’esenzione ventennale dalle tariffe di rete per i sistemi di accumulo. Per uno sviluppatore che ha già messo a budget la redditività di un impianto sulla base di costi di gestione contenuti, un cambiamento del genere non è una variabile secondaria: può azzerare i margini. La reazione del settore è stata immediata. E alla fine dello scorso maggio, la BNetzA ha confermato che l’esenzione prevista per gli impianti commissionati entro il 4 agosto 2029 continuerà ad applicarsi anche con riferimento alla tariffa di capacità pianificata. In sostanza, il regolatore ha fatto marcia indietro rispetto alla sua proposta iniziale. Lo studio legale RAUE, che ha seguito il dossier, ha parlato di una decisione che garantisce la protezione del legittimo affidamento degli investitori.
L’effetto è stato immediato. Come ha osservato Energy Storage News, la scelta del regolatore assicura che miliardi di investimenti privati restino indirizzati verso il mercato tedesco. BW ESS ha potuto annunciare il progetto di Klostermansfeld sapendo che il quadro regolatorio è blindato almeno fino al 2029. Non è una garanzia di successo, ma è la precondizione senza la quale nessun consiglio di amministrazione avrebbe mai approvato un esborso di questa portata. Con il quadro normativo stabilizzato, la battaglia si sposta sul campo: chi costruisce più in fretta e più in grande?
La corsa all’accumulo: chi sale e chi rischia
Klostermansfeld non arriva in uno spazio vuoto. Lo scorso novembre LEAG e Fluence hanno annunciato l’avvio dei lavori per quello che viene presentato come il più grande sistema di accumulo d’Europa: 1 GW per 4 GWh a Jänschwalde, sempre in Germania. I numeri sono diversi: potenza identica, ma durata inferiore – circa quattro ore contro le quasi sei di Klostermansfeld. Il confronto è istruttivo perché mostra come, a parità di potenza, la capacità effettiva di immagazzinare energia possa cambiare radicalmente il ruolo dell’impianto. Quattro ore bastano per coprire i picchi serali quando il solare declina e la domanda residenziale sale; sei ore cominciano a essere utili anche per spostare volumi significativi di energia da un giorno all’altro.
BW ESS, dal canto suo, non sta guardando solo alla Sassonia-Anhalt. Già a febbraio 2025 aveva firmato un accordo di sviluppo congiunto con MIRAI Power, uno sviluppatore con sede a Monaco, per co-sviluppare fino a 1 GW di progetti di accumulo nella Germania meridionale. La strategia è chiara: presidiare il nord-est con un progetto di dimensioni eccezionali e costruire una pipeline nel sud, dove le reti di trasmissione sono storicamente più congestionate e la domanda di flessibilità è in crescita. La combinazione di scala e localizzazione è ciò che può fare la differenza quando il mercato si affolla.
Il Q4 2028 è lontano due anni e mezzo, e il mercato non aspetta. Il vero indicatore da tenere d’occhio non è il gigawatt annunciato, ma il tasso di realizzazione effettivo: quanti di questi progetti arriveranno davvero alla fase operativa, e con quali scostamenti rispetto alle date promesse. La Germania è riuscita ad attrarre capitali internazionali – l’azienda che sta dietro a Klostermansfeld è parte del gruppo BW Group, conglomerato con base a Singapore e interessi globali nell’energia e nel trasporto marittimo – ma la capacità di mettere a terra gli impianti dipende da processi autorizzativi, catene di fornitura e disponibilità di connessioni di rete che sono ancora in fase di adattamento alla nuova scala dell’accumulo. Se il paese riuscirà a trasformare gli annunci in megawattora operativi, il 2028 potrebbe essere l’anno in cui lo stoccaggio smette di essere un complemento delle rinnovabili per diventarne il pilastro portante. Se non ci riuscirà, il rischio è che quegli stessi capitali trovino condizioni più agili altrove, in un mercato europeo che sta diventando sempre più competitivo proprio sulla rapidità di esecuzione.
