Dopo il blackout in Spagna arrivano i contratti decennali per le batterie

Un anno e mezzo dopo, due accordi decennali in Spagna e Italia segnano la svolta

Immaginate di essere in casa, alle 12:33 di un lunedì di aprile. Le luci si spengono, il frigorifero tace, il telefono smette di caricarsi. Non è un guasto di quartiere: è l’intera Spagna e il Portogallo che restano al buio per ore. Era il 28 aprile 2025 e quel blackout totale ha segnato un punto di non ritorno. Da allora il governo spagnolo ha approvato un decreto reale per rafforzare la resilienza della rete, dando priorità allo stoccaggio energetico. Ma la vera accelerazione è arrivata dal mercato: negli ultimi giorni, due nuovi contratti di tolling a lungo termine – uno in Spagna, l’altro in Italia – mostrano quanto gli operatori stiano prendendo sul serio la lezione di quel lunedì di primavera. Secondo quanto riportato da Energy Storage News, Return ed Engie hanno siglato un accordo decennale per tre progetti di accumulo a batteria in Spagna, mentre EnBW e Zelestra hanno fatto lo stesso per un imponente sistema in Italia.

Il blackout che ha cambiato le regole

Quel 28 aprile del 2025, alle 12:33, i sistemi elettrici di Spagna e Portogallo crollarono. Fu un evento senza precedenti recenti: un blackout nazionale che ha messo a nudo la fragilità di una rete sempre più dipendente dalle rinnovabili intermittenti. La risposta politica non si è fatta attendere: il governo spagnolo ha varato un decreto reale che punta sull’accumulo energetico come scudo contro futuri collassi. La norma rende i progetti di stoccaggio di lunga durata più bancabili, un segnale forte per gli investitori.

Ma gli annunci governativi da soli non bastano: cosa sta succedendo concretamente sul mercato? A un anno e mezzo di distanza, i numeri e i contratti parlano chiaro.

I contratti multimilionari che preparano la rete del futuro

A un anno e mezzo da quel blackout, la risposta non è solo politica. I contratti di tolling appena annunciati mostrano che operatori e utility stanno investendo massicciamente per garantire capacità di accumulo e stabilità. Il primo accordo riguarda la Spagna: Return, società proprietaria e gestore di sistemi di accumulo, ed Engie hanno firmato un toll decennale per tre progetti BESS da 55 MW di potenza e 220 MWh di capacità, tutti nei Paesi Baschi, che entreranno in esercizio entro la fine del 2027. Cosa significa in concreto? Return costruisce e possiede le batterie; Engie paga un canone annuo per utilizzarle, potendo così immagazzinare energia quando costa poco e rivenderla quando la domanda sale, oppure offrire servizi di bilanciamento alla rete. È un modello che permette a Return di avere entrate certe e a Engie di gestire il rischio di prezzo, rendendo l’operazione finanziabile.

Questi impianti non servono solo a evitare nuovi blackout. Agiscono come cuscinetti: quando il sole e il vento producono più elettricità del necessario, le batterie si caricano; quando la domanda supera l’offerta, rilasciano energia, evitando i picchi di prezzo che poi si riflettono in bolletta. Non è un caso che l’Emilia-Romagna sia stata scelta: il nord Italia è un polo industriale energivoro, e la capacità di assorbire l’energia rinnovabile dal Sud e dalle isole è sempre più strategica.

Dalla competizione all’opportunità: cosa aspettarsi

Lo stesso dinamismo si vede in altri operatori. Grenergy, sviluppatore spagnolo, ha firmato due accordi di tolling finanziario in Spagna. A febbraio 2025, un contratto per un progetto autonomo a Oviedo; lo scorso 27 aprile 2026, un secondo per il sistema di accumulo del progetto ibrido Escuderos in Castilla La Mancia, con una durata di 12 anni e avvio nel luglio 2028. Entrambi con utility di prim’ordine, come ha riportato Energy Global. Engie, intanto, ha stretto un accordo di flessibilità a lungo termine con Ignis per 625 MWh di capacità in Spagna, secondo Energy Storage News. Non sono mosse isolate: la Spagna si sta trasformando in un laboratorio per i contratti di lungo termine sull’accumulo, un modello che rende i progetti finanziabili senza dover dipendere solo dai sussidi pubblici.

Non tutta l’Europa viaggia alla stessa velocità. Nel Regno Unito, l’eccesso di concorrenza ha eroso i margini degli ottimizzatori, rendendo meno appetibili gli accordi a lungo termine: come nota Pexapark, la maggiore competizione ha portato a una prevedibile riduzione dei guadagni. In Germania, invece, prevalgono accordi di brevissima durata, un approccio “test and learn” che gli operatori usano per capire il mercato senza impegnarsi troppo. Il che significa che, al momento, il modello di collaborazione a lungo termine tra sviluppatori e utility – come quello adottato da Return ed EnBW – sta prendendo piede soprattutto là dove la regolamentazione è più favorevole e il ricordo del blackout è ancora fresco.

Quando i prossimi progetti entreranno in funzione, la rete europea sarà più robusta. Per i cittadini, significa meno blackout e forse, in futuro, bollette più prevedibili. Non una bacchetta magica, ma un passo concreto verso un sistema elettrico che sa tenere accesa la luce anche quando il vento smette di soffiare.