La centrale nucleare di Grohnde, in Bassa Sassonia, ha smesso di produrre nel 2021. Sullo stesso terreno, oggi, stanno crescendo tre sistemi di accumulo a batterie giganti: 1,47 gigawatt di potenza messi insieme, oltre 6 gigawattora di capacità, su 35 ettari di lotti industriali. La somma supera la potenza netta del reattore che hanno spento (1,36 GW). Sul progetto lavorano tre operatori: GESI, FRV, Elements Green. Tutti si collegheranno alla nuova sottostazione Emmerthal che TenneT sta costruendo per sostituire quella di Grohnde, ormai sottodimensionata. Il dettaglio interessante non è tanto la simmetria simbolica nucleare-batterie. È un altro.
Le batterie sono in arrivo dal 2026. La sottostazione che dovrà smistare la loro corrente verso le grandi linee ad alta tensione, invece, sarà pronta a fine 2030. E le due megalinee in corrente continua che giustificano economicamente l’investimento, RheinMainLink e SüdLink, arriveranno rispettivamente nel 2033 e (forse) nel 2028.
Stanno costruendo l’accumulo energetico per una rete che ancora non esiste, guardando ad un futuro elettrico.
L’energy cluster di Emmerthal in cifre
Il piano del comune di Emmerthal prevede fino a tre BESS (battery energy storage systems) sui 35 ettari del cluster energetico. GESI, di cui Allianz Global Investors ha rilevato il 51% di recente, installerà container con celle litio-ferro-fosfato per 870 megawatt di potenza e 3,84 GWh di capacità. È un sistema 4-ore: significa che, scaricato a piena potenza, dura quattro ore esatte prima di esaurirsi. FRV, partner spagnolo, costruirà accanto un secondo BESS da 600 MW e 2,4 GWh, abbinato a un parco fotovoltaico a terra di 53 ettari operato da Solizer (72 MWp di picco). Anche questo da 4 ore.
Il britannico Elements Green non ha ancora pubblicato i numeri di Emmerthal, ma sta per investire due miliardi di euro in Germania e ne sta tirando su uno da 400 MW a Elsfleth: se ripeterà la stessa taglia qui, il cluster arriverà a 1,87 GW e 7,8 GWh complessivi. Per dare un’idea: in tutta la Germania, oggi, secondo battery-charts.de, i sistemi di accumulo energrtico su grande scala in esercizio valgono 5,2 GWh per circa 3,2 GW. Emmerthal, da solo, ne vorrebbe più del 50% del totale nazionale attuale. Sottolineo, da solo.
Dove arriva l’accumulo, e da dove non passa
Il punto di forza dichiarato del sito è la posizione: la sottostazione di Emmerthal accoppierà due linee a 380 kV (entrambe destinate a essere rinforzate) con diverse linee a 110 kV. Lì vicino, a meno di 19 chilometri, passa anche la futura linea HVDC RheinMainLink, sorella gemella della SüdLink in costruzione: cavi interrati da 525 kV in corrente continua, pensati per portare giù dal Nord ventoso il surplus eolico verso il Sud assetato di elettricità.
Il calcolo che fanno gli operatori è abbastanza trasparente: comprare a poco prezzo l’eolico nordico in eccesso, rivenderlo caro al Sud quando serve. Solo che heise, che ha seguito il dossier, ha dovuto correggere un dettaglio importante nel pezzo originale: a Emmerthal non è prevista una stazione di conversione HVDC. Le linee in continua, almeno per ora, hanno i convertitori solo agli estremi. Tradotto: l’energia delle batterie viaggerà sulla rete in alternata, non si aggancia direttamente alle autostrade della corrente continua. La cifra del business plan resta la stessa, l’attrezzatura no.
L’accumulo arriva prima della rete
Torno sul punto dell’articolo. Gli operatori parlano di entrata in esercizio dei BESS “a partire dal 2026”. La sottostazione Emmerthal, però, sarà completata solo a fine 2030: 25 ettari di nuova infrastruttura per smistare il flusso. La SüdLink spera di chiudere i cantieri nel 2028 (sperano, appunto). La RheinMainLink, che dovrebbe trasportare 8 GW da nord a sud, è prevista per il 2033. Quando le prime batterie inizieranno a caricarsi e scaricarsi, insomma, mancheranno almeno quattro anni alla rete completa per cui sono state pensate.
Nel frattempo le linee a 380 kV già esistenti verranno potenziate con un trucco interessante: TenneT prevede il re-stringing, cioè la sostituzione dei cavi aerei con conduttori in alluminio-acciaio capaci di reggere fino a 150 °C, un rivestimento per migliorare l’irraggiamento termico, e una portata di corrente fino al 50% superiore rispetto al cavo vecchio dello stesso diametro. È un workaround temporaneo per far passare più elettricità sui tralicci che ci sono già, in attesa che arrivino quelli nuovi. Soluzione elegante, soluzione tampone.
Scheda progetto
Sito: Energiecluster Emmerthal, comune di Emmerthal (Bassa Sassonia), accanto alla ex centrale nucleare di Grohnde, spenta nel 2021.
Operatori e taglie: GESI (870 MW / 3,84 GWh, sistema 4-ore, batterie LiFePo), FRV “Grohnde III” (600 MW / 2,4 GWh, abbinato a fotovoltaico Solizer da 72 MWp), Elements Green (taglia non ancora dichiarata, presumibilmente 400 MW). Totale potenziale: 1,47-1,87 GW, capacità 6,24-7,8 GWh.
Confronto: la centrale nucleare di Grohnde aveva 1,36 GW netti. Fonte: heise online (c’t Magazin), “1.4 GW: Huge battery storage at former Grohnde nuclear power plant” di Christof Windeck, aggiornato al 29 aprile 2026.
Il modello tedesco e l’effetto sull’Italia
La Germania è oggi il primo mercato europeo per l’accumulo a batterie su scala industriale, sospinta dalla domanda di flessibilità che la decarbonizzazione del mix elettrico produce. L’Italia segue al terzo posto, davanti a buona parte del continente: il driver è il MACSE, il meccanismo di aggiudicazione della capacità di accumulo strategica gestito da Terna, che con contratti fino a 15 anni ha reso la prima asta competitiva. A fine giugno 2025 i sistemi di accumulo in Italia sfioravano i 16,5 GWh totali, in larga parte trainati da grandi progetti utility-scale. Il modello industriale che si vede a Grohnde non è un’eccezione tedesca, è il template europeo dei prossimi cinque anni.
Il dettaglio italiano è che noi i reattori da spegnere non li abbiamo, ma abbiamo il problema speculare: rinnovabili che salgono velocemente e una rete che fatica a digerirle. Anche da noi, ogni grande BESS si scontra con tempi autorizzativi, congestioni di rete, e la solita sequenza burocratica che fa partire i container prima delle linee di trasmissione che dovrebbero ospitarli. Vabbè, è il pattern. Va bene così, perché la traiettoria è quella, però va detto.
Sui materiali, intanto, la partita si gioca a monte: chi recupera litio dalle batterie esauste, e chi le dona una seconda vita. Il 90% dichiarato dall’impianto giapponese di Fukui è un buon numero, ma il problema è la logistica del riciclo. E sull’accumulo domestico, il discorso è ancora diverso: il modulare residenziale (i sistemi tipo “drawer” da 5 kWh che si vedono nei capannoni dei rivenditori) viaggia su una scala completamente diversa, ma anch’esso entra nei conti delle autorità di rete.
Quando lo vedremo davvero
Orizzonte stimato: 4-7 anni per la piena operatività del cluster Emmerthal. Le prime batterie da 2026, ma il sistema funzionerà a regime solo quando la sottostazione Emmerthal entrerà in servizio (fine 2030) e SüdLink sarà completata (2028 nelle previsioni). RheinMainLink al 2033 è il vero collo di bottiglia per il modello di business arbitraggio nord-sud.
I primi a beneficiarne saranno gli operatori del bilanciamento di rete e gli investitori finanziari (Allianz GI ha già rilevato il 51% di GESI, Obton ha comprato il BESS Kyon Energy nelle vicinanze). Le bollette delle famiglie tedesche reagiranno dopo, e in modo mediato. Il dettaglio che ridimensiona: quattro anni di disallineamento tra batterie pronte e rete pronta significano quattro anni di asset costosi che lavoreranno sotto le loro possibilità tecniche, su una rete che li tollera ma non li valorizza.
La torre di raffreddamento di Grohnde, intanto, è ancora lì, in attesa di smantellamento. Vista da una certa angolazione, sembra che monti la guardia ai container che la stanno sostituendo. Forse è la transizione energetica più letterale che la Germania potesse mettere in scena: la stessa rete, lo stesso terreno, due tecnologie diverse che si danno il cambio.
Con il piccolo dettaglio che la nuova arriva prima delle infrastrutture che la dovrebbero ospitare. (In Italia ci sembrerebbe quasi familiare, no?)
