L’ex colosso dello stoccaggio di petrolio scommette ora sull’accumulo di elettroni verdi

Il frigorifero si ferma, il computer si spegne, la pompa di calore va in blocco. In Olanda non serve un temporale per restare al buio: basta che la rete elettrica sia troppo piena. Succede sempre più spesso, e non è colpa di un guasto, ma della congestione — troppa energia prodotta da rinnovabili in certe ore, troppa richiesta in altre, e linee che non ce la fanno più. È un intoppo quotidiano per migliaia di famiglie e aziende. Ma nei giorni scorsi è stato siglato un contratto che cambia le carte in tavola: per la prima volta, TenneT ha affidato a un sistema di accumulo a batterie il compito di mitigare la congestione sulla rete ad alta tensione in modo controllabile su sua richiesta. La batteria si chiama Sequoia BESS, è sviluppata da Green Energy Storage, e non è un prototipo: è un affare da 200 megawatt.

Dai serbatoi di petrolio ai mega-accumulatori

Non è un fulmine a ciel sereno. Già nell’aprile 2025 Vopak aveva messo le mani su un’altra batteria, a Veendam, in provincia di Groningen: un sito con una connessione di rete da 300 MW e tutti i permessi necessari, rilevato al 100 per cento. E ancora prima, lo scorso maggio 2025, lo sviluppatore BayWa r.e. aveva ceduto proprio a Vopak un sistema di accumulo a batterie da 300 MW nei Paesi Bassi. In poco più di un anno, insomma, l’azienda che nel mondo s’intendono di cisterne e oleodotti ha imbarcato centinaia di megawatt di batterie. Il paradosso è evidente: chi ha fatto fortuna stoccando combustibili fossili oggi scommette sull’accumulo di elettroni verdi per tenere in piedi la rete.

Cosa resta acceso dopo l’investimento

E non è solo una questione di affidabilità. Il 50 per cento della capacità del progetto di Oosterhout è già stato opzionato da Greenchoice, fornitore di energia verde, con un accordo di tolling di 8 anni. Significa che la batteria avrà un flusso di ricavi garantito per quasi un decennio, riducendo il rischio finanziario dell’operazione. Per i clienti finali, questo si traduce in una maggiore prevedibilità dei costi di gestione della rete, che pesano in bolletta. Se più batterie entreranno in funzione con accordi simili, il costo della congestione — che oggi TenneT paga a caro prezzo chiedendo alle centrali di spegnersi o accendersi in emergenza — potrebbe scendere, e con esso la tentazione di scaricare tutto sui consumatori.

Il segnale di mercato è già chiaro. A marzo 2025, RWE ha messo in funzione un sistema di accumulo a batteria su larga scala a Eemshaven: 35 MW e 41 MWh, dimensioni molto più ridotte rispetto ai progetti Vopak, ma nella stessa direzione. Oosterhout e Veendam giocano in un altro campionato, con potenze sei-otto volte superiori. La corsa alle batterie non è una scommessa tecnologica: è la risposta a un problema che blocca nuove abitazioni, impedisce l’allaccio di impianti industriali e rallenta l’installazione di pannelli solari. La rete olandese è satura, e l’autorità di regolazione ACM lo ripete da tempo. Mettere batterie grosse nei punti critici è il modo più rapido — e ormai economicamente sensato — per dare respiro alle linee senza scavare per centinaia di chilometri.

Resta il punto dolente: 230 milioni di euro sono un investimento privato, non un sussidio. Vopak si aspetta rendimenti adeguati, e il meccanismo funziona solo se il prezzo dell’energia continua a oscillare abbastanza da rendere profittevole comprare quando costa poco e vendere quando costa tanto. In un mondo di reti sempre più congestionate, però, le oscillazioni sono garantite. Paradossalmente, più rinnovabili entrano in rete, più batterie servono — e più batterie ci sono, più conviene costruirne.
Un circolo che parte da un frigo spento e arriva dritto nei bilanci di un ex colosso del petrolio.