In poche settimane oltre 2.300 MWh di stoccaggio sono passati di mano tra Polonia e Svezia

Ieri il progetto Tursko Wielkie — 250 megawatt di potenza, 1.000 megawattora di capacità: dimensioni da centrale termoelettrica, tecnologia agli ioni di litio da smartphone — è passato di mano. Il produttore polacco R.Power lo ha venduto al gruppo francese Engie. Lo riporta Energy Storage News, sottolineando come l’operazione sia l’ultimo tassello di una serie di accordi che stanno cambiando la geografia dello stoccaggio in Europa.

Un gigawattora di batterie cambia mano

Nello stesso giorno, il gruppo britannico RES ha firmato un accordo di gestione patrimoniale per l’impianto Ange, un sistema di batterie da 70 MW nel comune di Ånge, in Svezia. È un altro tassello: non una vendita, ma un’affidamento specializzato. Solo poche settimane prima, a maggio, R.Power e la svizzera Axpo avevano chiuso un accordo di ottimizzazione per un sistema da 300 MW e 1.200 MWh, anche quello in Polonia. Ad aprile, l’investitore Wood & Co aveva incaricato Centrica Energy di ottimizzare un impianto da 70 MW e 160 MWh, ancora in Svezia.

Basta sommare le energie coinvolte: 1.000 MWh del progetto Tursko Wielkie, 1.200 MWh dell’accordo R.Power–Axpo, 160 MWh del progetto svedese di Wood & Co. Si superano i 2.300 megawattora mossi in poche settimane. Non si tratta più di progetti pilota da qualche decina di megawattora: sono volumi che cominciano ad assomigliare a quelli delle grandi centrali di pompaggio. E il fatto che questa capacità cambi di mano — vendita, gestione, ottimizzazione — segnala che il mercato europeo delle batterie è entrato in una fase diversa, dove il valore non sta solo nel costruire, ma nel far fruttare.

Dove il sole batte troppo forte (e la rete non regge)

La ragione per cui queste operazioni si moltiplicano è insieme economica e regolatoria. A ottobre 2024, la prima asta MACSE italiana ha assegnato 10 gigawattora di capacità di stoccaggio con un prezzo medio ponderato di 12.959 euro per MWh‑anno. Le offerte hanno superato di quattro volte la capacità messa a gara, segno che la domanda di batterie era già molto più alta dell’offerta. I progetti assegnatari — tutti sistemi al litio — dovranno entrare in esercizio nel 2028 con contratti della durata di quindici anni.

Perché proprio lì? Le zone interessate sono quattro aree del Sud Italia e delle isole, dove la generazione solare a mezzogiorno supera con frequenza la capacità di assorbimento della rete. Il progetto Rizziconi, citato dallo stesso report di Energy Storage News, nasce esattamente per quelle condizioni: in Calabria i costi dell’elettricità sono storicamente più alti e la rete è meno robusta rispetto al Nord. Senza accumulo, il sole che produce troppa energia diventa un problema; con batterie ben dimensionate, diventa un’opportunità di arbitraggio tra le ore centrali e quelle serali.

Anche in Polonia lo schema è simile: congestione e differenze di prezzo orarie rendono profittevole immagazzinare. L’accordo tra R.Power e Axpo garantisce un livello minimo di entrate — un «floor» —, il che significa che chi investe non scommette soltanto sulle oscillazioni di mercato, ma ha una base certa. Quando lo stoccaggio diventa prevedibile nei ricavi, la scala dei progetti può crescere rapidamente.

La vera partita: chi ottimizza vince

Non basta più costruire batterie: bisogna saperle far ballare al ritmo dei prezzi elettrici orari e dei segnali di rete. Axpo, il più grande fornitore di energia in Svizzera, sta diventando in fretta un interlocutore di primo piano per l’off‑take di grandi batterie in Polonia e in Europa. Dopo aver chiuso l’accordo con R.Power, offre un modello che combina garanzia di ricavo minimo e ottimizzazione sui mercati. Centrica Energy fa lo stesso in Svezia come route‑to‑market; RES si posiziona nella gestione patrimoniale di impianti già costruiti.

E Engie? Non è nuova al mestiere. Già nel 2023 aveva firmato con e‑Storage di Canadian Solar per costruire due batterie da 50 MW e 100 MWh ciascuna in Scozia. La tecnologia, intanto, non sta ferma: a maggio 2025 Canadian Solar ha presentato la batteria Solbank 3.0 Plus con una curva di degrado quasi zero per i primi quattro anni. Ma la partita decisiva non è sulla chimica: è su chi controllerà i flussi di ricavo. Sviluppatori, grossi utility, ottimizzatori e gestori di asset si stanno tutti muovendo per assicurarsi la porzione più prevedibile — e redditizia — del business.

I prossimi bandi in Italia e in Polonia faranno da termometro. Nella prima asta MACSE il prezzo medio ponderato, pur considerato competitivo, rifletteva una scarsità di capacità qualificata: i progetti che entreranno in esercizio nel 2028 dovranno dimostrare di saper mantenere quelle promesse. Se nei prossimi round il prezzo per MWh‑anno scenderà, sarà il segnale che la concorrenza sta già erodendo i margini. Da qui a due anni, il numero da guardare sarà proprio quello.