Finanziamento per impianto da 25 MW e 75 MWh; joint venture con PPC punta a 1.500 MW.

Nel 2025 il mercato britannico dello stoccaggio a batteria su scala di rete è cresciuto del 45% di capacità operativa, con 4 GWh entrati in funzione durante l’anno e una capacità complessiva arrivata a 12,9 GWh. In Italia, Terna ha assegnato 10 GWh nella prima asta MACSE con contratti di 15 anni. Poi però si apre il comunicato diffuso da METLEN alla fine di agosto: l’ultimo progetto italiano di cui si parla è un impianto da 25 MW e 75 MWh in Puglia, in provincia di Brindisi, finanziato con 18 milioni di euro.
La corsa alle batterie non è una marcia compatta, è una geografia di squilibri.

Il paradosso di un mercato che cresce e un progetto che resta piccolo

I numeri del 2025 dicono che il Regno Unito è il mercato più maturo: 12,9 GWh operativi e 4 GWh entrati in esercizio in un solo anno. L’Italia ha assegnato 10 GWh in una prima asta MACSE, un quantitativo che sembra impostare una traiettoria decisa. Eppure, all’interno della stessa nota di fine agosto, METLEN racconta un altro ritmo: in Puglia il finanziamento a lungo termine riguarda un impianto da 25 MW e 75 MWh, e quest’ultimo valore è meno dell’uno per cento dei 10 GWh assegnati da Terna. Non è un errore, è il divario tra capacità annunciata e progetti realmente finanziati, uno alla volta. Come si muove chi questa crescita la sta alimentando? La risposta sta nei progetti di METLEN.

Un gruppo, tre mercati: la strategia METLEN

Nella nota di fine agosto, METLEN non parla solo della Puglia. Nel Regno Unito ha firmato con Pulse Clean Energy un contratto BoP per il progetto Penn BESS, da 129 MW e 362 MWh, nel West Midlands. In Grecia, in partnership con Karatzis Group of Companies, ha sviluppato quella che viene indicata come la più grande unità di accumulo standalone pianificata finora nel paese e una delle più grandi d’Europa: 330 MW e 790 MWh nella regione della Tessaglia. Il progetto prevede un investimento di circa 170 milioni di euro, con completamento che al momento dell’annuncio era previsto entro il secondo trimestre del 2026.

Sempre in Grecia, il progetto Aenaos da 48 MW e 96 MWh a Polygyros, in Calcidica, è stato realizzato nell’ambito del Piano nazionale di ripresa e resilienza «Greece 2.0» con fondi dell’Unione europea / NextGenerationEU. Nel Regno Unito, METLEN dichiara di aver consegnato o di stare lavorando a circa 30 unità di accumulo, per quasi 2 GWh complessivi. E qui entra un dato che aiuta a leggere la strategia: l’unità RSD di MYTILINEOS ha costruito e messo in servizio nel Regno Unito oltre 710 MW di progetti BESS con più di 1,15 GWh di batterie al litio, mentre in Italia, Spagna e Australia risultano in sviluppo 707 MW, con un obiettivo dichiarato di arrivare a 1,7 GW.

Tre mercati, tre fasi diverse: nel Regno Unito la costruzione e l’esercizio, in Grecia la pianificazione di impianti di grande taglia, in Italia un progetto piccolo finanziato con 18 milioni. Non è una contraddizione: è la divisione dei rischi. Ma è anche un promemoria che dietro i GWh annunciati ci sono cantieri, contratti e singoli progetti da portare a termine.

Il campo si affolla: Field, PPC e l’ironia dell’Italia

Attorno a METLEN il campo si muove. Field ha raggiunto la chiusura finanziaria su due progetti per un totale di 239 MW e 1 GWh: lo sviluppo Keith in Scozia e Hartmoor nel nord-est dell’Inghilterra. La pipeline di costruzione di Field ora comprende quattro sistemi di accumulo su larga scala. Sono segnali che il mercato britannico non è solo una questione di grandi utility, ma anche di sviluppatori specializzati che portano i progetti al closing finanziario.

Poi c’è l’alleanza più grande. PPC Group e METLEN Energy & Metals hanno stipulato un accordo di joint venture per sviluppare progetti di accumulo in Romania, Bulgaria e Italia, con una quota paritaria del 50 per cento e un portafoglio fino a 1.500 MW e 3.000 MWh. È qui che l’ironia diventa esplicita: la stessa società che a fine agosto ha raccontato il finanziamento di un impianto pugliese da 25 MW è parte di una JV che punta a 1,5 GW, e il mercato italiano è dentro entrambi i perimetri.

Resta da capire se annunci e joint venture diventeranno gigawattora operativi nei tempi dichiarati. L’asta MACSE ha assegnato 10 GWh con contratti di 15 anni, ma l’assegnazione è un atto amministrativo: la costruzione, il finanziamento e l’ingresso in servizio sono un’altra cosa. Per chi paga la transizione, la domanda non è quanta capacità è stata annunciata, ma quanta entrerà davvero in funzione, e a quale prezzo.