Accordo decennale con Axpo per impianto da 830 MWh in Friuli, costruzione tra 2027 e 2028.
Lo scorso 30 luglio Axpo ha firmato un accordo di tolling a lungo termine con Zelestra per un sistema di accumulo da 207 MW nel Nord Italia. A due settimane di distanza, il dato che spiega davvero l’operazione non è la potenza ma il rapporto energia/potenza: 830 MWh su 207 MW equivalgono a quattro ore di scarica. È il formato che conta per la flessibilità, ed è il motivo per cui un contratto decennale ha senso per entrambe le parti.
Quattro ore: il dettaglio che spiega il tolling
In un contratto di tolling il gestore energetico paga un canone per avere la disponibilità della capacità e ne ottimizza l’uso sui mercati: lo sviluppatore incassa ricavi stabili per dieci anni senza esporsi al rischio di prezzo. Quattro ore di autonomia non sono una scelta neutra: bastano per coprire i picchi serali, quando il fotovoltaico cala e la domanda residenziale sale, e per riassorbire l’eccesso delle ore centrali. Da comunicato, il contratto decennale sostiene lo sviluppo di un accumulo su scala utility da 830 MWh, fornendo flessibilità al sistema elettrico italiano in evoluzione. L’impianto sorgerà in Friuli-Venezia Giulia, una delle aree più industrializzate d’Italia, dove sosterrà la crescente adozione delle rinnovabili. La costruzione è prevista al via nel 2027, con operatività commerciale nel 2028.
Per Zelestra l’effetto è patrimoniale. Secondo Eliano Russo, il progetto e l’accordo con Axpo portano la società a 970 MW di capacità di stoccaggio autorizzata in Italia, facendone il secondo maggiore proprietario nel Paese. Un numero che va letto per quello che è: capacità autorizzata, cioè permessi allo sviluppo, non potenza già in esercizio. Un salto di scala costruito prima ancora di collegare un megawattora alla rete.
Ma perché proprio ora, e perché proprio Zelestra? La risposta sta nella sequenza di accordi firmati in pochi mesi.
Da primo a secondo tolling in un mese
L’accordo con Axpo è, per Zelestra, il secondo tolling siglato a luglio 2026. Un ritmo che dice più di molti annunci: la società ha già chiuso contratti di lungo termine in Italia e ora li replica. Già a settembre 2025 aveva firmato un’intesa a lungo termine con BKW per un massimo di 2 GWh di BESS nel Nord Italia — un accordo che, all’epoca, poteva essere il primo tolling di lungo termine mai concluso nel Paese. Ora, con Axpo, ne arriva un secondo in meno di un anno.
La base su cui Zelestra costruisce questa accelerazione è una pipeline che supera 1,4 GW tra fotovoltaico, agrivoltaico e accumulo in sei regioni italiane, dalle isole al Centro-Nord. Non è un dettaglio: la capacità autorizzata è il prerequisito per sedersi al tavolo con un gestore come Axpo e negoziare un decennio di ricavi.
Resta da capire quanto questa accelerazione privata risponda a un fabbisogno di sistema reale, e quanto invece anticipi un mercato che deve ancora dimostrare la propria profondità.
830 MWh su 42 GWh: la scala del fabbisogno
Quel fabbisogno ha numeri precisi, e il confronto è impietoso. Terna prevede un’asta MACSE da 16 GWh per il 2029, dentro un fabbisogno totale di 42 GWh — 42.000 MWh — entro il 2030. Gli 830 MWh dell’impianto friulano sono un tassello piccolo su quella scala, ed è esattamente la logica dei tolling: contratti decennali su impianti autorizzati, da sommare nel tempo. La prima asta MACSE, conclusa lo scorso ottobre, ha dato la misura dell’interesse: secondo Giuseppina Di Foggia, amministratore delegato di Terna, i risultati dell’asta hanno generato un volume di investimenti associato di circa un miliardo di euro, che consentirà una maggiore integrazione delle rinnovabili riducendo la dipendenza dalla generazione termoelettrica e dal gas naturale.
Per chi installa o gestisce, l’accordo Axpo–Zelestra non è un’eccezione: è un modello. Un contratto decennale che trasforma 830 MWh autorizzati in una risorsa flessibile, con anni di costruzione davanti — 2027-2028 — e un mercato MACSE in crescita. Il vero test, come sempre, sarà l’esecuzione.
