Un meccanismo che affida la capacità al mercato e che in Spagna si replica con un impianto da 55 megawatt

Due offtaker, 300 megawatt, un contratto di tolling: a sei settimane dall’annuncio dello scorso 19 luglio, il progetto di accumulo di Zelestra in Emilia-Romagna non è una notizia di taglia, ma un cambio di fase. Come documentato da Vaielettrico, l’intesa con EnBW porta lo storage utility-scale italiano oltre la corsa alle autorizzazioni: la capacità non si vende più a prezzo fisso, si affida al mercato.

Il doppio offtake: perché il tolling sposta il rischio

Il dato che distingue questo accordo non è la potenza, ma la struttura. In uno schema di tolling, l’offtaker versa una tariffa fissa al proprietario dell’impianto e in cambio ottiene il diritto di gestire la batteria sul mercato: decide quando caricare, quando scaricare e quando restare ferma. Il margine — la differenza tra i prezzi alti e i prezzi bassi dell’energia — va all’offtaker; il proprietario incassa la tariffa indipendentemente dall’andamento dei prezzi. Per lo sviluppatore è un modo per rendere l’asset finanziabile: il ricavo fisso copre il servizio del debito, mentre il rischio di volatilità passa a chi sa operare sui mercati elettrici.

Nel caso emiliano, come riporta Energy-Storage.news, l’accordo con EnBW completa la commercializzazione dell’impianto con la capacità suddivisa tra due offtaker. Suddividere 300 MW tra due acquirenti riduce la concentrazione del rischio: nessun singolo offtaker deve assorbire da solo l’esposizione di un asset di quella taglia, e lo sviluppatore evita di restare con megawatt senza contratto. Ma se il meccanismo funziona, quanto spazio ha per crescere in un mercato che autorizza solo 7 GW all’anno?

Il collo di bottiglia: 7 GW italiani contro 21 GW tedeschi

La risposta passa dal confronto tra due mercati che corrono a velocità molto diverse. In Germania, scrive Vaielettrico, «già solo le aste pubbliche sommano 21 GW di contratti assegnati a nuove installazioni all’anno». In Italia, per contro, «siamo tenuti frenati a 7 GW all’anno»: le autorizzazioni annue per nuove installazioni hanno un tetto esplicito. Il rapporto è di tre a uno, e i 21 GW tedeschi si riferiscono esclusivamente alle aste pubbliche, senza considerare eventuali canali privati.

Il dettaglio sui prezzi rende il confronto ancora più leggibile. Nelle ultime aste tedesche, sia il fotovoltaico a terra sia l’eolico a terra «hanno firmato contratti a 5 cents al KWh». È un segnale di quanto il mercato tedesco riesca ad assorbire nuova capacità a costi compressi. Sul fronte dell’eolico offshore, la Germania nel 2026 non tiene aste: sta ridisegnando le forme dei contratti e le recupererà nel 2027.

Per lo storage utility-scale il vincolo è questo: il tetto italiano di 7 GW all’anno riguarda le autorizzazioni per nuove installazioni, cioè quanta capacità può effettivamente entrare in cantiere, indipendentemente dalla domanda degli offtaker. Il tolling può diventare lo standard di commercializzazione per gli impianti che ottengono i permessi, ma la velocità con cui nuove batterie entrano in rete resterà ancorata a quel soffitto, tre volte più basso di quello tedesco.

Da 55 a 300 MW: la geografia dei tolling BESS si allarga

Il confronto europeo aiuta a leggere la scala. Nello stesso giro di settimane, Return ed Engie hanno concordato un toll di lunga durata per un sistema di accumulo a batteria in Spagna, da 55 MW. Accostati, i due accordi — 55 MW in Spagna e 300 MW in Italia — mostrano che lo schema si replica, ma con un salto dimensionale rilevante: il progetto emiliano vale più di cinque volte quello iberico. La concorrenza tra sviluppatori e offtaker si sta allargando oltre i confini nazionali, e la taglia degli impianti diventa il parametro che separa i progetti pilota dalla commercializzazione su larga scala.

Per chi sviluppa o gestisce storage in Italia il segnale è duplice. Da un lato, il tolling sta diventando lo strumento ordinario per portare un impianto da autorizzato a commercializzato: la capacità viene affidata a offtaker che si assumono il rischio di mercato, e l’accordo emiliano da 300 MW dimostra che anche i progetti di taglia rilevante trovano più di un acquirente. Dall’altro, la velocità di installazione resta legata al collo di bottiglia autorizzativo: 7 GW all’anno contro i 21 tedeschi. Il vantaggio competitivo, in questo quadro, si gioca sulla capacità di portare i progetti oltre la carta: chi ha pipeline autorizzate e pronte alla commercializzazione potrà intercettare la domanda degli offtaker, chi è fermo alle autorizzazioni resterà fuori dal gioco.