Due impianti standalone da 100 MW e 400 MWh ciascuno, previsti dal 2027 e operativi entro fine 2028.

C’è un pomeriggio d’estate in cui accendi il condizionatore e la luce trema: non è un guasto, è la rete che fatica perché l’energia, fino a oggi, si può produrre ma non conservare su larga scala. Lo scorso 5 agosto OX2 ha annunciato l’acquisizione di due sistemi di accumulo a batteria in Italia, da 100 MW di potenza e 400 MWh di capacità ciascuno, comprati da Hanwha Energy Europe. Sono due impianti standalone, entrambi in Puglia: batterie grandi quanto basta per immagazzinare elettricità quando ce n’è troppa e restituirla quando la rete ne ha bisogno.

Non siamo ancora al momento della verità: la costruzione dovrebbe iniziare nel secondo trimestre del 2027, con messa in servizio alla fine del 2028. Per capire perché questi numeri contano, però, conviene guardare a cosa sta succedendo nella rete italiana.

Due batterie per conservare il sole pugliese

OX2 non è arrivata in Italia ieri. L’azienda è entrata nel mercato italiano già nel 2021 e da allora ha costruito un portafoglio di sviluppo di energia rinnovabile di 1,5 GW, composto per circa 750 MW da solare, 650 MW da accumulo a batteria standalone e 100 MW da eolico onshore. L’operazione con Hanwha Energy Europe aggiunge due tasselli da 100 MW ciascuno, ma la logica è la stessa: accumulare energia per renderla disponibile quando il sole non c’è o quando i consumi salgono.

L’investimento non è un esperimento isolato. In Italia, il problema dell’energia non conservabile si misura in ordini di grandezza molto più ampi.

300 GW di richieste: la corsa ai numeri

Basta guardare i dati di Terna per capire la fretta. Alla fine del 2025, le richieste di connessione per sistemi di accumulo ad alta e altissima tensione presentate a Terna avevano già raggiunto 300 GW. È una cifra enorme se si pensa che, secondo Terna, entro il 2030 l’Italia avrà bisogno di circa 72 GWh di accumulo. Il PNIEC, il piano nazionale integrato energia e clima, punta a circa 11 GW di capacità di accumulo su larga scala connessa alla rete entro il 2030.

Per arrivarci, il meccanismo MACSE — approvato dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica nell’ottobre 2024 su proposta di Terna — prevede di approvvigionare circa 50 GWh di capacità di accumulo elettrico entro il 2030. In soldoni: lo Stato acquista la disponibilità di batterie per garantire che la rete abbia sempre una riserva pronta. I 200 MW di OX2 sono parte di questa partita, ma i numeri dicono che servono molti altri progetti simili.

Questo spiega anche perché, per chi accende il condizionatore d’estate, la questione non è solo tecnica: senza accumuli sufficienti, l’energia prodotta in eccesso va persa e nelle ore di punta la rete resta sotto stress. Un sistema di accumulo non abbatte direttamente la bolletta, ma incide sulla stabilità del servizio e sulla capacità di assorbire nuova produzione rinnovabile senza sprechi.

La gara di chi vuole accendere la luce

Non è solo OX2 a muoversi. Nelle aste del MACSE la posta in gioco è alta: secondo energy-storage.news, Enel si è aggiudicata metà della capacità, mentre ACL, ZE Energy, Eni Plenitude, Greenvolt, Whysol e Natpower si sono divise la parte restante. In parallelo, FRV ha in Italia una pipeline di progetti BESS superiore a 2.900 MW / 11.000 MWh, che dovrebbe raggiungere lo stato “Ready to Build” tra il 2026 e il 2029.

Il confronto dà la misura della scala: OX2 porta 200 MW / 800 MWh in Puglia, FRV ne prepara più di dieci volte tanto, Enel ha già vinto metà della capacità messa all’asta. Tra la fine del 2028 e il 2030, quindi, dovrebbe entrare in funzione una quantità rilevante di accumuli. La domanda è se i tempi saranno rispettati e se basteranno a evitare i pomeriggi in cui la luce trema.

Il lettore non deve fare nulla oggi, ma può tenere d’occhio una scadenza concreta: tra la fine del 2028 e il 2030 questi accumuli entreranno in funzione e potranno pesare su bollette e blackout estivi. La transizione, in Puglia, ha una data.