In Spagna le batterie hanno iniziato a muoversi

Dopo anni di stallo, il mercato spagnolo delle batterie registra un’improvvisa accelerazione nel 2026

Lo scorso aprile 2025, un blackout ha spento per ore la Penisola Iberica, trasformando la flessibilità della rete da ambizione politica a imperativo operativo. Eppure, da quel giorno, il mercato spagnolo dell’accumulo a batteria è rimasto sostanzialmente immobile. Solo dieci transazioni di batterie sono state registrate in Spagna dall’inizio del 2023, secondo i dati citati da Enerdatics. Dieci operazioni in tre anni e mezzo, a fronte di decine di gigawatt di progetti bloccati nelle code di connessione alla rete, in mano a sviluppatori che non hanno né la forza finanziaria né la volontà di costruire. Poi, nel 2026, qualcosa si è sbloccato: in pochi mesi si sono già registrate più operazioni di batterie che in qualsiasi anno precedente completo. Dietro questa accelerazione improvvisa c’è una storia di burocrazia, autorizzazioni infinite e un primo, piccolo progetto catalano che potrebbe mostrare la via d’uscita.

L’affare Capwatt: il primo mattone di un mercato inesistente

La vendita del progetto di accumulo a batterie da 38 MW di Capwatt in Catalogna ad Axpo, annunciata nello scorso 20 luglio, non è una semplice transazione finanziaria. È la prova che un’uscita esiste per i tanti sviluppatori che da anni combattono con la fase autorizzativa spagnola, la più ostica e imprevedibile d’Europa. L’operazione, per dimensione, è modesta: 38 MW in un paese che ambisce a installare diversi gigawatt di batterie entro la fine del decennio. Ma è la prima volta che un progetto portato avanti da uno sviluppatore indipendente supera l’intero ciclo – permessi, connessione, diritti fondiari – e arriva sul tavolo di una utility con i documenti in ordine per iniziare a costruire.

Il meccanismo è tanto semplice quanto raro, almeno finora, in Spagna: portare avanti i progetti attraverso la fase più difficile, quella dei permessi, e venderli quando sono pronti per la costruzione a utility e trader che stanno mettendo insieme portafogli di flessibilità. Capwatt ha fatto esattamente questo: ha gestito la parte burocratica, la più rischiosa, e ha incassato cedendo il progetto a un operatore con la forza patrimoniale per realizzarlo e, soprattutto, per monetizzarlo sui mercati dei servizi di rete. Per decine di sviluppatori bloccati con progetti in fase iniziale e nessuna via d’uscita, il messaggio è chiaro: qualcuno è disposto a comprare. Non è ancora un mercato liquido, ma è l’inizio di un ciclo di monetizzazione che in altri paesi europei – Regno Unito e Germania su tutti – è già consolidato da anni.

La domanda, a questo punto, è se il modello Capwatt sia replicabile su larga scala o se resti un caso isolato, favorito da condizioni locali favorevoli in Catalogna e da un acquirente, Axpo, con una strategia dichiarata di espansione nella flessibilità iberica. La risposta, probabilmente, sta a metà strada: la finestra per monetizzare c’è, ma è stretta, e chi non ha già avviato l’iter autorizzativo rischia di arrivare tardi a un appuntamento che le grandi utility hanno già segnato in agenda.

La terra dei giganti: ENGIE e Return fanno incetta di progetti pronti

Mentre gli sviluppatori indipendenti lottano per sopravvivere alla fase autorizzativa, chi ha i bilanci per muoversi non sta a guardare. A marzo 2026, Return ha annunciato l’acquisizione di 80 MW / 318 MWh di capacità di accumulo a batteria pronta per la costruzione in Catalogna e Asturie. Poche settimane dopo, ad aprile, ENGIE ha rilanciato con l’acquisizione di due progetti BESS per un totale di 278 MW e 1,1 GWh. Numeri che fanno impallidire i 38 MW di Capwatt, e che raccontano di un mercato a due velocità: da un lato gli sviluppatori che arrancano con le autorizzazioni, dall’altro le utility e i fondi infrastrutturali che comprano solo progetti già sbloccati, senza assumersi il rischio del permitting.

Return, in particolare, ha messo sul piatto obiettivi aggressivi: 800 MWh di accumulo operativo in Spagna entro il 2028, nel quadro di un piano europeo che punta a 5 GW entro il 2030. Sono cifre che, se raggiunte, farebbero dell’azienda uno dei principali operatori di flessibilità della Penisola Iberica. Ma tra un annuncio e un atto vincolante, in Spagna, ci sono di mezzo le code di connessione alla rete, i ritardi delle amministrazioni locali e un quadro regolatorio che, nonostante le riforme recenti, resta frammentato tra livello statale e autonomie regionali. La domanda è se gli obiettivi al 2028 e al 2030 siano realistici, o se l’inerzia del sistema spagnolo rischi di inghiottire anche questi giganti come ha già fatto con i progetti più piccoli.

E la domanda, a ben guardare, non riguarda solo le aziende. Riguarda la rete spagnola nel suo complesso, la sua capacità di assorbire nuova rinnovabile senza inciampare in nuovi blackout come quello dell’aprile 2025. Le batterie servono esattamente a questo: immagazzinare l’eccesso di produzione solare nelle ore centrali del giorno e rilasciarlo quando il sistema è sotto stress. Ma perché questo accada, i progetti devono essere costruiti, connessi e operativi. Non basta annunciarli. E non basta venderli. Il prossimo blackout troverà la Spagna più preparata di quella notte di primavera del 2025? Per ora, l’unica certezza è che il mercato si sta muovendo, ma al ritmo di chi ha fretta di comprare e alla lentezza di chi deve autorizzare.