Ørsted co-localizza accumulo con solare da 430 MW, usando batterie Tesla per le ore di punta.

49 terawattora. È la domanda che Wood Mackenzie prevedeva per luglio 2026 sulla rete ERCOT, il gestore che copre la maggior parte del Texas. Cinque anni prima, nel luglio 2021, l’energia fornita era stata circa 39 terawattora. In mezzo a questa curva è arrivato, lo scorso 5 agosto, l’annuncio di Ørsted: Old 300 Storage, un sistema di accumulo da 250 megawatt e 500 megawattora, ha raggiunto la piena operatività commerciale ed è completamente integrato nella rete ERCOT. Non produce energia: la sposta nelle due ore in cui può contare di più.

Da 39 a 49 TWh: la rete che chiede flessibilità

I numeri raccontano una domanda in crescita rapida: circa dieci terawattora in più in cinque anni, su una base di 39. Non è un dettaglio tecnico. In un sistema come quello texano, dove i picchi estivi diventano sempre più alti, la capacità di immettere energia per poche ore è una risposta diretta a una sollecitazione strutturale. Un impianto da 250 MW/500 MWh serve esattamente a questo: non a produrre di più, ma a decidere quando rendere disponibile ciò che è già stato prodotto.

La risposta di Ørsted non è stata improvvisata. Nell’aprile 2025 l’azienda aveva annunciato la costruzione di un sistema di accumulo da 250 MW/500 MWh a Needville, nella contea di Fort Bend. Old 300 Storage è il dodicesimo progetto di Ørsted in Texas. Ma cosa c’è dentro quei 500 MWh?

Old 300: sole, batterie Tesla e 110 milioni di tasse

I 500 MWh non nascono da soli. Il sistema di accumulo è co-localizzato con Old 300 Solar, un impianto fotovoltaico da 430 MW che dal 2024 fornisce energia a circa 80.000 case e aziende texane e che, nell’anno della sua entrata in esercizio, è stato tra i più grandi progetti solari avviati negli Stati Uniti. I due impianti sono gestiti in modo indipendente: il solare produce quando può, la batteria decide quando immettere in rete, contribuendo alla stabilità del sistema. È un’architettura di generazione e spostamento nel tempo, non una singola tecnologia.

Le batterie arrivano da Tesla. Ørsted ha acquistato da Tesla il sistema di accumulo e i Megapack sono stati prodotti a Lathrop, in California, nella Megafactory che oggi è il più grande impianto industriale di stoccaggio energetico negli Stati Uniti. A livello locale, il progetto combinato solare e batterie genererà circa 110 milioni di dollari di entrate fiscali sulla proprietà, destinate a infrastrutture, scuole e servizi di emergenza. Non è solo flessibilità di rete: è anche una partita fiscale.

Ma il Texas è un mercato affollato. Chi guadagna davvero da questa corsa?

Il record del 2022 è già memoria: Tesla guarda ai 58 GWh

Per capire quanto è cambiata la scala, servono due date. Nel maggio 2022 l’impianto di Vistra da 260 MW/260 MWh, DeCordova, era il più grande del Texas quando è entrato in funzione. Old 300 Storage ha oggi 250 MW di potenza, leggermente meno, ma 500 MWh di capacità: può erogare per circa due ore, contro l’ora di DeCordova. Il confronto non è più solo sulla potenza installata, ma sulla durata e sulla capacità di spostare energia nei momenti giusti.

È qui che il singolo record smette di essere notizia. Tesla dichiara di avere più di 58 GWh di sistemi di stoccaggio industriale operativi in oltre 65 paesi: 58 gigawattora equivalgono a 116 volte i 500 MWh di Needville. Il progetto texano aggiunge altri 500 MWh al business dello stoccaggio stazionario di Tesla e porta il portafoglio operativo onshore di Ørsted negli Stati Uniti a circa 6 GW.

Il prossimo dato da guardare, allora, non è la potenza installata. È quanti di quei 49 terawattora previsti per luglio verranno assorbiti dalla flessibilità. I 500 MWh di Needville sono una prima risposta, non la soluzione.