L’Argentina taglia i costi dell’accumulo a batteria mentre gli Stati Uniti li vedono salire
Ottomilaquattrocento dollari. È il prezzo medio al megawatt al mese con cui l’Argentina ha appena chiuso la gara AlmaSADI per l’accumulo a batteria su scala utility. Dodici mesi fa, per progetti della stessa taglia, la forbice correva tra i 10 e i 12 mila dollari. In una stagione, il costo si è quasi dimezzato.
La potenza messa a gara era di 700 megawatt. Sono arrivate 235 offerte per oltre 8 gigawatt, undici volte il richiesto. Il valore finale — 8.427 dollari al MW al mese — straccia i prezzi della tornata precedente. La ragione è tanto industriale quanto geopolitica: l’Argentina può attingere alle celle a basso costo che altre economie stanno deliberatamente escludendo.
A Houston i costi salgono mentre a Buenos Aires crollano
Negli Stati Uniti la curva del costo livellato dell’accumulo punta in direzione opposta.
Il levelised cost of storage utility-scale raccolto da Lazard mostra un’impennata proprio nel 2026. Un anno fa un BESS da 100 MW e 4 ore con l’incentivo ITC poteva costare tra 83 e 192 dollari al MWh. Il riferimento senza ITC per lo stesso identico progetto è schizzato a 210-292 dollari al MWh. E anche il profilo con ITC è scivolato in alto, fra 148 e 209 dollari al MWh: due terzi in più del limite inferiore del 2025.
La differenza ha un nome preciso. Le restrizioni FEOC sono entrate in vigore con l’HR 1, il cosiddetto One, Big, Beautiful Bill Act, e insieme ai dazi hanno precluso l’accesso alle celle prodotte in Cina. Per restare idonei all’ITC, i progetti devono rispettare il MACR, il material assistance cost ratio, che scoraggia l’utilizzo di componenti da entità considerate ostili. Tradotto: le celle più economiche del pianeta sono fuori dal mercato statunitense. E poiché le celle da sole rappresentano circa la metà del capex di un progetto BESS, l’effetto sui costi è meccanico e immediato.
Dalle Ande al Queensland: chi scappa dai costi
Il protezionismo sull’accumulo non è l’unica variabile che sta spaccando i mercati. In Europa, la modellazione JRC POTEnCIA contenuta nell’ultima bozza del Piano di elettrificazione indica che meno della metà dei 200 GW di accumulo ritenuti necessari al 2030 saranno realizzati con le condizioni attuali. Non è solo una questione di catene di fornitura: manca un quadro di mercato capace di sostenere investimenti così accelerati.
Dall’altra parte del Pacifico la lezione arriva dal pompaggio, la tecnologia più matura per lo stoccaggio di lunga durata. In Australia, il governo del Queensland ha messo in pausa il progetto Borumba dopo che il costo è esploso a 18 miliardi di dollari australiani, circa il triplo del progetto Mt Rawdon. L’aggravio è arrivato in un solo anno, con un rinvio di tre anni sul primo collegamento alla rete. Quando i numeri escono dalla simulazione e incontrano la realtà di cantiere, la differenza fra un costo competitivo e un buco finanziario può misurarsi in miliardi.
La speed-to-power non aspetta i dazi
Samuel Scroggins, managing director di Lazard, sintetizza così lo spartiacque in corso:
«Siamo entrati in un’era di speed-to-power — la domanda supera l’offerta, i costi crescono su ogni tecnologia e il valore si sposta su chi può consegnare capacità più in fretta».
Una corsa alla velocità di messa in opera che non ammette distrazioni tariffarie. I mercati aperti alla competizione globale — l’Argentina di AlmaSADI ne è l’esempio più fresco — premono sui prezzi. Le economie che invece blindano l’accumulo dietro barriere doganali e vincoli di contenuto locale vedono i propri costi salire, esattamente quando servirebbe il contrario.
Il differenziale fra il LCOS con e senza ITC negli Stati Uniti è oggi il numero da tenere d’occhio. E in America Latina, dove stanno per arrivare nuove aste, il metro restano quegli 8.427 dollari al MW al mese. Chi offre di meno, probabilmente, ha già capito da che parte gira il mondo.
