Il piano punta su 8 GW di pompaggi e 4 GW di sistemi distribuiti, ma i 11 GW utility-scale sono

Nei giorni scorsi LONGi Solar ha ufficializzato un accordo con RWE per un progetto fotovoltaico e di accumulo su scala utility in Italia: circa 300 MWh di capacità di stoccaggio, il più grande contratto mai firmato dall’azienda cinese nel nostro Paese. Dietro l’annuncio c’è un mercato che ha cominciato a scaldarsi dopo l’asta MACSE del settembre 2025, quando il Gestore dei servizi energetici ha fissato parametri di ricavo sufficienti a convincere gli investitori a premere il pulsante. Ma tra i 300 MWh di questo progetto e gli 11 GW di stoccaggio utility‑scale che il Piano nazionale integrato energia e clima mette in colonna per il 2030 la distanza è abissale. Ed è qui che la narrazione dei grandi contratti rischia di diventare rumore di fondo, se non si comincia a misurarla sul serio.

L’enormità del bersaglio

Il PNIEC disegna un futuro in cui al 2030 l’Italia avrà 22,5 GW complessivi di capacità di stoccaggio, spalmati su tre gambe: 8 GW di pompaggi idroelettrici (in gran parte già esistenti), 4 GW di sistemi distribuiti abbinati al residenziale e al fotovoltaico (anche questi in buona parte già installati) e 11 GW di impianti stand‑alone su larga scala, quelli che oggi vanno progettati, autorizzati, finanziati e costruiti quasi da zero. Il paradosso è tutto qui: la parte più pesante della scommessa è quella ancora tutta da giocare, mentre le tecnologie mature — i pompaggi e i piccoli accumuli domestici — offrono già un cuscinetto che può dare l’illusione di essere a buon punto.

L’asta MACSE del settembre 2025 ha creato le prime condizioni di bancabilità, ed è il motivo per cui assistiamo a una manciata di commesse che sembrano muovere la macchina. Ma il salto da qualche centinaio di MWh ai 22.500 MWh complessivi resta un esercizio di scala che il sistema‑Italia non ha mai affrontato. Quanto valgono oggi i progetti realmente avviati? Pochissimi, e quasi tutti concentrati in mani straniere.

La scossa dei giganti asiatici

Dietro il target, i numeri reali cominciano a muoversi. L’accordo LONGi‑RWE non è un caso isolato. Nelle stesse settimane, l’operatore indipendente BNZ ha ordinato 240 MWh di batterie a Sungrow per ibridare impianti solari nel Lazio, portando il totale delle commesse assegnate ai due vendor cinesi a 540 MWh in un colpo solo. Non è ancora la corsa all’oro, ma è il segnale che il mercato italiano è entrato nel radar dei grandi produttori asiatici molto prima che la politica nazionale elaborasse una vera strategia industriale sullo stoccaggio.

Il sistema che LONGi fornirà a RWE è il LONGiBank 2.0, un container da 20 piedi che riesce a stipare 6.251 kWh grazie a una densità energetica fino a 146 Wh/L. Numeri che fanno notizia perché alzano l’asticella del raffreddamento a liquido per le batterie LFP, ma che nascondono una genealogia istruttiva: la tecnologia su cui si basa il LONGiBank 6,25 MWh è di PotisEdge, l’integratore che LONGi ha acquisito per entrare di corsa nel business dello stoccaggio. L’azienda cinese, che fino al 2024 era conosciuta quasi solo per i moduli fotovoltaici, ha messo piede nel settore accumulo nel 2025 e ha presentato le sue prime soluzioni integrate a Londra, in Polonia e nei Paesi Bassi. Oggi firma in Italia il suo più grosso contratto, e promette di aprire 15 centri di eccellenza in Europa entro la fine del 2028 — un piano battezzato «2815» che parte da Madrid e punta a rendere l’assistenza locale un vantaggio competitivo tanto quanto la densità energetica.

Il copione si ripete con Canadian Solar, che a maggio 2026 ha svelato il SolBank 4.0: stesso formato container da 20 piedi, stessa capacità di 6,25 MWh in corrente continua, stesso raffreddamento a liquido. La convergenza su questi standard non è casuale: i produttori cinesi stanno dettando l’interoperabilità e i costi di un mercato che in Italia, per ora, è pura dipendenza tecnologica. Non esiste un campione nazionale in grado di competere sulla componentistica degli storage utility‑scale, e il rischio è di ripetere l’errore del fotovoltaico, dove il grosso della catena del valore è rimasto fuori dai confini europei.

Nel frattempo, LONGi rivendica per la sua architettura LONGi ONE un’efficienza di andata e ritorno del 93%, quattro punti percentuali in più rispetto ai sistemi assemblati con componenti separati. È il tipo di ottimizzazione che sposta le curve dei rendimenti e che, in un contesto di aste competitive come il MACSE, può fare la differenza su un orizzonte di vent’anni. Ma basteranno questi contratti a centrare l’obiettivo? Se il passo resta quello di 500‑600 MWh ogni trimestre, nel 2030 saremo lontanissimi.

Il nodo irrisolto della transizione

La scommessa sullo stoccaggio utility‑scale è solo un tassello, accanto ai pompaggi già in esercizio e ai sistemi distribuiti che crescono con il residenziale. Il PNIEC li mette insieme in un disegno che deve reggere l’ondata di rinnovabili intermittenti in arrivo, ma la composizione del mix — 8 GW pompaggi, 4 GW distribuito, 11 GW stand‑alone — è più un elenco della spesa che un cronoprogramma. A che punto siamo con le autorizzazioni per gli 11 GW? Chi realizzerà le infrastrutture di rete necessarie ad assorbirli? E con quale modello di remunerazione, dopo la spinta iniziale del MACSE? Il 2030 è lontano sulla carta, ma nella pratica accumulare 11 GW di batterie significa iniziare a connettere centinaia di megawatt ogni mese già da domani. L’Italia, per ora, arriva a malapena a contare i container ordinati dai fondi esteri.

La transizione energetica italiana è a un bivio: i grandi contratti sono solo l’inizio, ma senza un’accelerazione decisa — autorizzativa, industriale e regolatoria — il target del 2030 rischia di restare un miraggio. E i 22,5 GW, quel numero che campeggia nei documenti, non sarà un traguardo ma un monumento all’inazione.