La Spagna ha connesso 40 megawatt di batterie in tre mesi

L’Europa ha aggiunto 36 gigawattora nel 2025, ma la Spagna si è fermata a 40 megawatt in tre mesi

Prima i numeri scomodi. L’Europa ha installato 36 gigawattora di nuovo stoccaggio a batterie nel 2025, con un aumento del 48% rispetto all’anno precedente: è il dato diffuso da SolarPower Europe e raccolto nella rassegna settimanale di Rewire di fine agosto. Un continente che accelera, verrebbe da dire. Poi c’è la Spagna, che ha connesso alla rete appena 40 megawatt di stoccaggio a batterie negli ultimi tre mesi, secondo El Periódico de la Energía. Lo stesso continente che festeggia i gigawattora sembra frenare proprio là dove servirebbe più sprint.

La distanza tra i due numeri è enorme. E non si spiega con la tecnologia. L’Agenzia internazionale dell’energia lo dice in modo esplicito: sono i colli di bottiglia nella connessione alla rete e nelle autorizzazioni, non la tecnologia, a determinare oggi il ritmo della diffusione dello stoccaggio. La Spagna non ha un problema di batterie. Ha un problema strutturale che si manifesta in numeri piccoli, mentre il continente somma grandi cifre aggregate.

Il paradosso dello stoccaggio: l’Europa corre, la Spagna cammina

Il caso spagnolo è il controcanto perfetto alla narrazione europea. Mentre Bruxelles celebra 36 gigawattora di nuova capacità, Madrid ne aggiunge 40 megawatt in tre mesi. Non è una differenza marginale: è il segno che la transizione energetica non viaggia alla stessa velocità nemmeno dentro i confini dell’Unione. Il dato europeo, peraltro, non è un fuoco di paglia: i 36 GWh del 2025 segnano il dodicesimo anno consecutivo di crescita, come rilevato da SolarPower Europe. Ma la crescita complessiva può convivere con sacche di inerzia profonda.

E se lo stoccaggio, che è la soluzione più matura e disponibile, inciampa nei permessi e nelle connessioni, viene da chiedersi cosa succederà con obblighi stringenti come quelli sull’idrogeno. Il paradosso spagnolo non è un’eccezione da manuale: è un avvertimento su cosa può accadere quando un obiettivo europeo ambizioso incontra le lentezze nazionali.

Idrogeno verde: obblighi dal 2026, flessibilità francese e produttori piccoli

Dalle batterie alle molecole. Se i gigawattora inciampano nei permessi, l’idrogeno deve fare i conti con obblighi che scattano tra pochi mesi. La direttiva europea sulle energie rinnovabili, la RED III, fissa un obiettivo vincolante combinato del 5,5% per biocarburanti avanzati e combustibili rinnovabili di origine non biologica, i cosiddetti RFNBO, entro il 2030. Dentro questo contenitore c’è un vincolo ulteriore: l’1% di RFNBO nella quota di energia fornita al settore dei trasporti, sempre entro il 2030. Sono traguardi che richiedono impianti di elettrolisi, infrastrutture e una filiera che oggi non esiste su scala industriale.

Ma il passaggio più delicato è molto più vicino. Dal 2026 i fornitori di carburanti sono obbligati ad approvvigionarsi di combustibili RFNBO, partendo da una quota dello 0,1% dell’energia nel trasporto. Un numero piccolo, ma vincolante: è il primo scalino di un obbligo destinato a crescere. La Germania ha recepito la direttiva con il mandato approvato dal Bundesrat l’8 maggio 2026 come recepimento della RED III, e lo sta applicando con una logica precisa: la quota di idrogeno verde per i trasporti sta spingendo i fornitori di carburanti a procurarsi volumi RFNBO da produttori più piccoli, come riporta Hydrogen Insight, perché l’offerta conforme è ancora scarsa. Il mandato tedesco non aspetta i grandi impianti: va a cercare i piccoli. Li mette sotto pressione, ma dà loro anche un ruolo che prima non avevano.

La Francia, intanto, ha scelto un’altra strada. Nel corso di agosto, il 19 agosto stando a Fuel Cells Works, ha allentato parte del quadro normativo che regola gli impianti di elettrolisi. Due velocità, anche sul piano regolatorio: la Germania stringe e spinge, la Francia allenta. L’ironia è che lo stesso obbligo europeo viene interpretato in modo opposto da due Stati membri, e resta da capire se produrrà davvero idrogeno rinnovabile o soltanto nuova burocrazia per i fornitori. Il rischio è che l’obbligo di approvvigionamento si trasformi in un costo da scaricare sui consumatori, senza che dietro ci sia una molecola verde in più.

Chi vince e chi perde: Cina, piccoli produttori, consumatori

Ma mentre l’Europa definisce le regole, un altro attore ha già un piano industriale. Il quindicesimo piano energetico quinquennale di Pechino fissa un obiettivo di 2 milioni di tonnellate di idrogeno rinnovabile entro il 2030, secondo Ember. Non è una dichiarazione d’intenti: il piano istruisce l’industria petrolifera e del gas cinese a sviluppare progetti di idrogeno verde, condotte e stoccaggio, come riporta Hydrogen Insight. La Cina non sta discutendo se l’idrogeno verde convenga: sta già costruendo.

Per i piccoli produttori europei di RFNBO, il quadro è ambivalente. Da un lato, il mandato tedesco crea una domanda concreta di volumi conformi, e i produttori più piccoli diventano interlocutori necessari per i fornitori di carburanti che devono rispettare le quote. Dall’altro, lo scenario regolatorio è frammentato: obblighi stringenti in Germania, regole più morbide in Francia, e un obiettivo europeo che lascia margini di interpretazione. Per i consumatori, più stoccaggio dovrebbe tradursi in meno volatilità dei prezzi dell’energia, ma il collo di bottiglia resta la connessione alla rete, non la tecnologia.

La sfida del 2030 è aperta: trasformare target e batterie in benefici reali per cittadini e imprese, oppure lasciare che il paradosso spagnolo, 40 megawatt contro 36 gigawattora, diventi la regola. L’Europa ha numeri, obblighi e tecnologie. La domanda è se riuscirà a connetterli davvero alla vita di cittadini e imprese, o se il ritardo spagnolo è solo il primo sintomo di una transizione che accelera sulla carta e frena sul campo.