L’accordo decennale tra Axpo e Zelestra trasforma le batterie in un investimento a reddito garantito

Chi ha i pannelli sul tetto lo sa: l’energia arriva quando il sole splende, non quando serve la sera. Lo stesso problema, su scala gigantesca, è quello che la rete elettrica italiana affronta ogni giorno. Lo scorso 30 luglio Axpo ha firmato un accordo di tolling a lungo termine con Zelestra per un sistema di accumulo a batteria da 207 MW in Friuli-Venezia Giulia, una delle regioni più industrializzate d’Italia. Dietro i megawatt c’è una struttura finanziaria che prova a risolvere il dubbio serale.

Il dubbio serale: perché le rinnovabili non bastano senza batterie

Guardare l’inverter di casa quando il sole cala è il gesto più comune per chi produce energia dal tetto: la produzione crolla proprio quando i consumi salgono. Moltiplicato per l’intera rete, questo disallineamento è il motivo per cui gli impianti di accumulo non sono un accessorio, ma il pezzo che rende sopportabile una rete carica di fotovoltaico. Il progetto friulano di Zelestra e Axpo è una risposta concreta: una batteria da circa 830 MWh che potrà assorbire l’energia quando è abbondante e restituirla quando serve davvero. Ma quanto vale un’operazione del genere? Dietro i numeri c’è un meccanismo che cambia le regole del gioco.

I numeri del patto: 207 MW, 830 MWh e un reddito che non dipende dal meteo

Per capire il valore dell’operazione bisogna guardare dentro i numeri, non fermarsi alla firma. L’impianto, costruito, posseduto e gestito da Zelestra, fornirà circa 830 MWh di capacità di stoccaggio. La costruzione è prevista nel 2027, con operatività commerciale nel 2028. Ma il cuore dell’accordo non è la tecnologia: è il modo in cui il rischio viene spostato. Axpo, con un contratto di tolling decennale, prende in affitto da Zelestra i 207 MW/830 MWh di capacità e li gestisce sul mercato. La struttura di tolling converte i ricavi merchant di Zelestra in un flusso di reddito fisso, riducendo il rischio e sbloccando il finanziamento per la costruzione.

Tradotto in pratica: Zelestra non dipende più dall’andamento volatile dei prezzi dell’energia per ripagare l’investimento. Riceve una somma fissa, come un canone, e con quella può convincere una banca a finanziare i lavori. È una differenza sostanziale rispetto a un impianto di accumulo lasciato da solo sul mercato. Secondo Eliano Russo, il progetto e l’accordo con Axpo rendono Zelestra il secondo maggiore proprietario di capacità di stoccaggio a batteria autorizzata in Italia, a quota 970 MW.

Per capire chi c’è dietro l’intesa serve un dato storico. Zelestra, fondata nel 2005 come uno dei primi sviluppatori solari fotovoltaici e produttori indipendenti di energia in Spagna, oggi ha un pipeline di oltre 19 GW, contro i 7 GW che aveva quando EQT l’ha acquisita nel 2021. La crescita è arrivata anche aggiungendo batterie al portafoglio, e l’accordo con Axpo segna un passaggio di maturità: da semplice sviluppatore di impianti a gestore di un asset con ricavi contrattualizzati. Il BESS si trova in Friuli-Venezia Giulia, nel nordest, una collocazione non casuale: è lì che la domanda di energia è alta e la rete deve assorbire una quota crescente di rinnovabili.

Due velocità per lo stesso obiettivo: il grande Friuli e il piccolo Calabria

Dalla scala finanziaria del tolling passiamo alla geografia degli impianti: non tutti i BESS sono uguali, né hanno lo stesso ruolo. Accanto al progetto da 207 MW in Friuli, Axpo sta sviluppando anche propri impianti di accumulo in Europa, tra cui un sistema più piccolo da 8 MW/40 MWh in Calabria, nel sud Italia. Il confronto è istruttivo: il grande impianto del Nordest serve a dare flessibilità a una regione industriale ad alta domanda, il piccolo impianto calabrese ha numeri da progetto pilota o da supporto locale. Ma entrambi rispondono alla stessa esigenza: spostare l’energia nel tempo, rendendo la rete meno nervosa.

Il messaggio per chi segue l’energia da vicino è che lo stoccaggio smette di essere una scommessa e diventa un asset con ricavi prevedibili. Non è ancora la bolletta più leggera, ma è il presupposto per una rete che regge l’urto delle rinnovabili. Per imprese e consumatori il segnale è concreto: lo stoccaggio sta passando da esperimento a garanzia, e la prossima volta che il sole tramonta, dietro la presa ci sarà un cuscinetto in più.