La Spagna ha scoperto di non saper conservare l’energia

Il blackout del 2025 ha rivelato la fragilità di un sistema ricco di rinnovabili ma povero di accumulatori

C’è chi quella sera stava preparando la cena, chi era in ascensore, chi semplicemente guardava la televisione. All’improvviso, il silenzio. Il grande blackout spagnolo dell’aprile 2025 ha spento frigoriferi, fabbriche e semafori in buona parte del Paese, lasciando milioni di persone senza elettricità per ore. Un blackout che ha fatto rumore proprio perché inatteso, in una nazione che da anni investe massicciamente in rinnovabili. Ma quella notte ha reso visibile un paradosso: produrre tanta energia pulita non serve a molto se non sai conservarla. Al momento del blackout, la Spagna aveva installato circa 28 megawatt di accumulo in batterie. Ventotto. Una cifra minuscola, quasi simbolica, per un sistema elettrico che ambisce a spegnere le centrali a gas. Da quella notte, però, qualcosa è cambiato.

Batterie ovunque: chi investe e perché

Basta guardare i numeri per capire che il trauma collettivo ha funzionato da acceleratore. Secondo i dati di Red Eléctrica, la capacità installata di batterie in Spagna è cresciuta del 589% tra aprile 2025 e aprile 2026, passando da 28 a 193 megawatt. Un’esplosione, anche se la base di partenza era modesta. Dietro questa corsa c’è una consapevolezza maturata in fretta: senza stoccaggio, la transizione energetica resta fragile, esposta agli sbalzi di domanda e ai capricci del meteo. Il governo spagnolo lo ha messo nero su bianco già a novembre 2025, fissando un obiettivo di stoccaggio energetico di 22,5 gigawatt entro il 2030. Per dare un ordine di grandezza: significa moltiplicare per oltre cento volte la potenza disponibile a inizio 2025.

In questo scenario si inserisce la notizia dei giorni scorsi. Lo scorso 3 luglio, ENGIE e IGNIS hanno firmato un accordo decennale per la flessibilità fornita da sistemi di batterie nel mercato elettrico giornaliero. Tradotto dal gergo tecnico: ENGIE potrà contare per dieci anni sull’energia immagazzinata e rilasciata dagli impianti di IGNIS, comprando e vendendo elettricità quando i prezzi sono più convenienti. Una mossa che punta a stabilizzare i ricavi degli investimenti in batterie, rendendoli meno rischiosi per chi li realizza. I progetti coperti dall’intesa dovrebbero entrare in funzione nel 2028. Non è poco, ma non è neanche domani: serviranno almeno un paio d’anni prima che quei megawattora inizino a fare la differenza sulla bolletta di chi usa l’elettricità ogni giorno.

La partita, intanto, è già cominciata. IGNIS non è un nome qualunque: a settembre 2025 era diventata il primo rappresentante indipendente di mercato in Spagna a gestire una batteria di accumulo, un impianto da 1 megawatt di potenza a Lekunberri, in Navarra. Un primato che vale più come bandierina strategica che per la capacità in sé: serve a dimostrare che un operatore privato può far funzionare una batteria senza essere una grande utility tradizionale. ENGIE, dal canto suo, non sta a guardare. Ha già acquistato due progetti BESS in Spagna per un totale di 278 megawatt e 1,1 gigawattora di capacità, i più grandi attualmente in fase di sviluppo nel Paese. Impianti pensati per immagazzinare fino a quattro ore di energia, abbastanza per coprire i picchi serali quando il sole cala e la domanda sale.

La competizione non si ferma ai confini iberici. A febbraio 2026, sempre ENGIE ha chiuso il più grande accordo di vFPA a prezzo fisso mai concluso in Europa: 100 megawatt di capacità virtuale di batterie in Germania con la società Return. Un contratto a prezzo fisso, niente sorprese legate alle oscillazioni di mercato. Un modello che potrebbe presto fare da apripista anche in Spagna, dove la volatilità dei prezzi dell’elettricità resta un’incognita per famiglie e piccole imprese.

E per famiglie e imprese?

Mentre i grandi gruppi firmano maxi-accordi e i megawatt si moltiplicano sulla carta, il cittadino spagnolo si fa una domanda legittima: a me cosa importa? La risposta, per ora, è un misto di promesse e pazienza. L’obiettivo dei 22,5 gigawatt al 2030 è ambizioso e, se rispettato, cambierebbe radicalmente il funzionamento della rete elettrica. Le batterie servono proprio a questo: assorbire l’energia quando è abbondante ed economica — tipicamente nelle ore centrali della giornata, con il fotovoltaico a pieno regime — e rilasciarla quando serve e costa di più. Per chi ha una tariffa indicizzata, questo potrebbe tradursi in minori sbalzi di prezzo. Per chi ha un impianto fotovoltaico domestico, in una maggiore convenienza nell’accumulo e nell’autoconsumo, riducendo la dipendenza dalla rete.

I primi effetti concreti, però, arriveranno solo quando i grandi progetti diventeranno realtà. L’accordo ENGIE-IGNIS parla del 2028. I due impianti da 278 megawatt non hanno ancora una data di accensione pubblica. Fino ad allora, il sistema elettrico spagnolo resterà vulnerabile, con una capacità di stoccaggio in crescita ma ancora lontana dai numeri che servirebbero per mettere in soffitta le centrali a gas. Nel frattempo, vale la pena tenere d’occhio un fenomeno che in Germania è già realtà: i contratti a prezzo fisso per la flessibilità. Se quel modello arrivasse anche in Spagna, potrebbe calmierare le offerte per i consumatori, rendendo più prevedibile una voce di spesa che oggi balla troppo. Occhio alle offerte a prezzo fisso, insomma: potrebbero presto diventare la norma, non l’eccezione.