Il portafoglio accumulo del gruppo sale a 2,8 GW mentre l’Italia è ferma a 18,8 GWh contro un target di
Lo scorso 17 luglio Sonnedix ha messo le mani su altri 260 megawatt di batterie a Tuscania, due impianti stand‑alone da 160 MW/4 ore e 100 MW/4 ore messi a punto da Sphera Energy. L’operazione porta il portafoglio accumulo del gruppo a circa 2,8 gigawatt e consolida una presenza italiana che già a marzo aveva superato il gigawatt di capacità operativa, trainata dall’acquisizione del portafoglio solare Akira. Ma mentre i grandi player continuano a fare shopping a ritmo forsennato, il contatore nazionale dell’accumulo elettrochimico – quello vero, connesso alla rete – è fermo a 18,8 gigawattora, contro un obiettivo di 71,5 GWh fissato per il 2030. Due velocità che rischiano di non incontrarsi mai abbastanza in fretta.
La partita dei giganti
I numeri snocciolati da Sonnedix negli ultimi mesi dicono molto su chi sta comprando il futuro della flessibilità elettrica italiana. A marzo il gruppo aveva già superato 1 GW di capacità operativa in Italia grazie al portafoglio Akira, e ora, con i due impianti di Tuscania, sale a quasi 3 GW di pipeline di accumulo. Non è solo sulla carta: già a settembre 2025 l’azienda aveva avviato i cantieri per il suo primo BESS da 18 MW/4 ore in Sicilia. Il messaggio è chiaro: i capitali privati si muovono, e lo fanno con la rapidità di chi sa che stare fermi significa restare fuori dalla spartizione delle future rendite di rete.
E non c’è solo Sonnedix. Sphera Energy, il developer che ha ceduto il portafoglio di Tuscania, ha già piazzato oltre 900 MW di progetti autorizzati sul mercato italiano, e proprio pochi giorni fa – il 14 luglio – si è vista approvare 200 MW di nuovi impianti in Toscana dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, all’interno di un pacchetto di 720 MW autorizzati in cinque regioni. Il giro di affari attorno a Sphera non è nuovo: già nel 2023 Pacific Green aveva acquistato 500 MW di progetti BESS proprio dal developer italiano, entrando di fatto nel mercato nazionale. Il risultato è un’impressionante concentrazione di autorizzazioni e diritti di sviluppo nelle mani di pochi soggetti – spesso gli stessi che compaiono poi come controparti delle aste pubbliche. Qualcuno si sta comprando il diritto di decidere quali batterie entreranno in funzione, e quando.
Ma questi annunci di gigawatt bastano a far girare la rete quando le rinnovabili intermittenti restano al buio? I numeri nazionali raccontano una storia più prudente – e più scomoda.
Il cronometro e il contatore
Alla fine di marzo 2026, in Italia erano connessi alla rete circa 919.000 sistemi di accumulo elettrochimico, per una capacità totale di 18,8 GWh e una potenza combinata di 7,73 GW. Sembrano numeri imponenti, ma l’obiettivo al 2030 è 71,5 GWh: significa che, a tre anni e mezzo dalla scadenza, l’Italia ha installato poco più di un quarto della capacità prevista, e che da qui al 2030 bisognerebbe aggiungere circa 52 GWh di nuova capacità – il triplo di quanto accumulato finora nell’intera storia dell’accumulo elettrochimico nazionale. Non è un dettaglio: è il cuore del paradosso.
I meccanismi di sostegno pubblico, intanto, procedono con il passo delle procedure amministrative. La prima asta MACSE, tenuta il 1° ottobre 2025, ha aggiudicato 10 GWh di capacità con contratti quindicennali da consegnare nel 2028. La seconda asta è già in calendario: Terna ha fissato il 24 novembre 2026 come data per l’asta di 16 GWh con consegna nel 2029, e le richieste di ammissione sono state aperte dal 7 al 27 luglio. Anche ammettendo che entrambi i round vadano interamente assegnati, si arriverà a 26 GWh di capacità contrattualizzata su un fabbisogno di 71,5: resta un buco di oltre 45 GWh, e per colmarlo serviranno altre aste, altre risorse pubbliche, altri tempi. Il cronometro, intanto, continua a correre.
Il quadro è questo: mentre i capitali privati accumulano portafogli miliardari, le regole pubbliche annaspano dietro una tabella di marcia che assomiglia sempre più a un appello alla fortuna.
Chi vince l’asta, chi resta fuori
Sarà un banco di prova. L’asta del 24 novembre non assegnerà semplicemente megawattora, ma deciderà in buona parte la geografia industriale dell’accumulo italiano per il decennio successivo. Con i colossi che già controllano pipeline da migliaia di megawatt, il rischio è che la competizione si riduca a una manciata di offerenti, lasciando fuori operatori più piccoli che non hanno la forza finanziaria per anticipare centinaia di milioni di investimento senza la certezza del contratto. E se la concentrazione si consolida, chi pagherà il prezzo non saranno solo gli esclusi, ma il sistema elettrico nel suo complesso, che si troverebbe con una flessibilità affidata a pochi decisori privati.
Il 24 novembre sarà la cartina di tornasole: il MACSE detterà il passo dell’accumulo, o saranno i capitali privati a decidere quali progetti si accenderanno e a quali condizioni? Perché il vero accumulatore non è chi compra i progetti, ma chi si aggiudica la capacità di farli funzionare quando la rete ha bisogno.
La transizione energetica italiana è a un bivio: tra la forza dei capitali privati e la lentezza delle regole pubbliche, chi guiderà davvero la carica?
