In meno di due anni il paese è passato da zero a 5,4 GW finanziati.
A fine settembre 2026 la Bulgaria è passata da zero a 5,4 gigawatt di capacità di accumulo a batterie in meno di due anni, pari a quasi un quarto della capacità elettrica installata del paese. Lo raccontano i dati ripresi da un reportage della DW, secondo i calcoli della pubblicazione economica Capital: tra fondi europei e capitali privati, il volume complessivo sfiora i 3 miliardi di euro. Nessun altro grande sistema elettrico fa meglio: la Bulgaria è al 22,8% della capacità installata, contro il 14,9% della California e il 3,7% della Cina, secondo Ivaylo Stanchev. Il punto non è il record. È che questa corsa ha già cominciato a erodere i rendimenti che l’avevano resa possibile.
Un record mondiale costruito in 24 mesi
Già a gennaio 2026 il think tank Ember stimava una capacità bulgara, tra impianti operativi e in pipeline, di 1,66 GW. Otto mesi dopo, secondo i dati ENTSO-E, la capacità era più che triplicata: 5,4 GW. Il confronto con altri mercati spiega la portata del fenomeno: la California ha 107,3 GW di capacità installata contro i 23,8 GW bulgari, ma la quota di batterie resta più bassa. Il fotovoltaico bulgaro, sempre secondo ENTSO-E, è più che quadruplicato tra il 2022 e il 2026, creando una produzione abbondante nelle ore sbagliate che le batterie dovrebbero assorbire.
Non è un caso isolato. Nel 2025 nel mondo sono stati installati 108 GW di nuova capacità di accumulo, il 40% in più rispetto al 2024, e le batterie al litio-ferro-fosfato rappresentano circa il 90% delle installazioni. La Bulgaria, però, ha compresso in pochi mesi ciò che altrove richiede anni, con un sostegno pubblico preciso: il programma RESTORE del Ministero dell’Energia bulgaro mette a disposizione 1,15 miliardi di BGN e finanzia fino al 50% dei progetti. Gli impianti sovvenzionati dovevano garantire almeno 3000 MWh di capacità ed essere operativi entro marzo 2026. In un mercato elettrico piccolo come quello balcanico, una capacità così concentrata non è solo un investimento:
è un esperimento ad alta velocità.
Il paradosso: le batterie si mangiano i propri ricavi
La risposta è già nei dati: nel terzo trimestre di quest’anno le ore con prezzi negativi all’ingrosso sono scese a 17, contro le 55 dello stesso periodo dell’anno precedente. Le esportazioni di elettricità sono più che raddoppiate, con un aumento particolarmente marcato nelle ore pomeridiane, secondo Andrea Ljublanak di Montel. Tradotto: le batterie comprano energia quando costa poco e la rivendono quando serve, riducendo i picchi e i prezzi negativi. Ma riducono anche il differenziale tra prezzo minimo e massimo, cioè il margine su cui si fonda l’arbitraggio.
Gli spread di arbitraggio che hanno attirato 2 miliardi di euro di capitale privato vengono compressi dalla flotta di batterie stessa, come rileva Energy-Storage.news. Un rapporto BloombergNEF ha quantificato il fenomeno: in Grecia il differenziale tra minimi e massimi giornalieri ha raggiunto quasi 160 euro per megawattora quest’anno, con la Bulgaria poco al di sotto. Per un progetto di stoccaggio servirebbe un differenziale di lungo termine di circa 85 euro per megawattora per ottenere un rendimento del 10%. Il margine, sulla carta, esiste; ma la direzione è chiara, e le 17 ore di prezzi negativi dicono che le batterie stanno già spostando il mercato.
Chi vince, chi perde e che cosa resta aperto
I 2 miliardi di capitale privato hanno scommesso su rendimenti che ora dipendono da un differenziale in compressione. Il denaro pubblico di RESTORE, con cofinanziamento fino al 50%, può diventare una rete di sicurezza, ma sposta una parte del rischio sul bilancio statale. Il fotovoltaico più che quadruplicato tra il 2022 e il 2026 trova nelle batterie un acquirente per le ore di sovrapproduzione; al tempo stesso, il prezzo medio day-ahead di agosto in Bulgaria è stato di 132,2 euro per MWh, quasi 14 euro in meno rispetto alla Romania, secondo Ivaylo Stanchev. È un segnale di come l’integrazione tra rinnovabili e accumulo stia cambiando i flussi e i prezzi nella regione, non sempre in modo prevedibile.
L’Europa osserva. Germania e Polonia guidano la pipeline di batterie dell’UE, seguite dall’Italia; se tutti i progetti venissero realizzati, la capacità supererebbe i 40 GW, dieci volte i livelli del 2023. La Bulgaria non è più un caso isolato, ma è il primo test estremo di un mercato in cui l’accumulo può diventare troppo, troppo in fretta. La domanda non è se le batterie servano alla transizione: è se il modo in cui sono state finanziate e concentrate crei valore o solo un nuovo rischio per investitori, rete e consumatori.
