L’acquisizione svizzera di Bollingstedt si basa su un accordo di connessione flessibile non ancora diffuso.
Alla fine di agosto 2026, mentre i numeri dell’accumulo tedesco raccontano un raddoppio record, la società elettrica svizzera Alpiq ha rilevato il sistema di accumulo Bollingstedt — 103,5 MW e 238 MWh — nello Schleswig-Holstein dall’operatore proprietario Eco Stor, secondo quanto riportato da Energy-Storage.news. Il paradosso è tutto qui: mai così tanta potenza installata, mai così poche regole certe per collegarla alla rete. L’operazione svizzera si appoggia a un accordo di connessione flessibile che, al momento, non esiste ancora come standard.
La fotografia: 842 MW e un’acquisizione svizzera
Il contesto è da record. Nel 2025 la Germania ha installato 842 MW di BESS su scala di rete, quasi il doppio dei 450 MW dell’anno precedente. La capacità energetica è cresciuta di 1,6 GWh, portando il totale a 3,5 GWh. Sono numeri che dicono una cosa sola: l’accumulo non è più una nicchia, è diventato il pezzo di rete che mancava. Ma la potenza installata racconta solo metà della storia: il vero test è nella rete.
Non è l’unico progetto. Ad agosto 2026, l’integratore CNTE ha fornito 50,94 MW e 101,592 MWh di apparecchiature per il BESS Krumpa I a Braunsbedra, che secondo CNTE è stato connesso alla rete ad aprile 2026. Anche qui, i megawatt sono il punto di partenza, non quello di arrivo.
Il paradosso della connessione: accordi flessibili e batterie virtuali
Se i megawatt crescono, i colli di bottiglia si spostano sul permesso di immetterli in rete. Eco Stor, il venditore di Bollingstedt, ha sviluppato uno dei primi accordi di connessione flessibile (FCA) per batterie con l’operatore di rete Schleswig-Holstein Netz, come riporta ESS News. Il punto è che non è una regola diffusa: Eon ha annunciato di voler estendere un FCA standard a tutti i suoi operatori di rete di distribuzione in Germania entro la fine dell’anno. È un annuncio, non un atto vincolante, e il sistema tedesco viaggia a due velocità: chi dispone di un FCA negoziato caso per caso e chi resta in attesa di uno standard.
Sul fronte della flessibilità si muovono anche gli aggregatori. Terralayr ha fatto sapere che Vattenfall dispone dell’intera capacità di 55 MW dal contratto di tolling settennale in esercizio operativo; la piattaforma LAYR aggrega otto sistemi di accumulo su larga scala decentralizzati in Germania in un’unica virtual battery. Il meccanismo sposta la competizione dai megawatt fisici alla capacità di coordinare impianti sparsi, ma moltiplica anche i soggetti che devono parlare la stessa lingua tecnica e contrattuale. Senza standard condivisi, ogni accordo resta un’eccezione.
Il 76% che la Germania non vede
Dietro ogni accordo flessibile c’è un sistema di batterie, e dietro quel sistema c’è una filiera globale. Nel 2025, secondo Wood Mackenzie, gli integratori cinesi hanno catturato il 76% della quota di mercato globale dei sistemi di accumulo a batteria. È l’ironia di fondo: mentre gli operatori europei sperimentano contratti e aggregazione virtuale, il controllo industriale della tecnologia si colloca altrove. La questione aperta è se l’Europa potrà mai governare la flessibilità senza governare la tecnologia.
Per Alpiq, Vattenfall e gli aggregatori come Terralayr il prossimo banco di prova non è la potenza, ma la standardizzazione degli accordi di connessione. Eon ha promesso uno standard entro fine anno: se non arriva, la corsa tedesca alle batterie rischia di trasformarsi in un imbuto. La domanda resta: chi controllerà davvero la flessibilità — gli operatori di rete, gli aggregatori o gli integratori cinesi?
