Il consenso scozzese apre la strada alla conversione sul Loch Lomond, ma i fondi dipendono dal regime regolatorio.
Cinque minuti per raggiungere la piena produzione, cento ore consecutive di elettricità flessibile. Tre settimane dopo il via libera del 23 luglio, la centrale di Sloy — accesa per la prima volta nel 1950 — ha ora l’opzione di diventare un sistema di pompaggio da 16 GWh. Quel giorno SSE ha ottenuto dal governo scozzese il consenso di pianificazione per gli aggiornamenti della più grande centrale idroelettrica convenzionale del Regno Unito.
La batteria del 1950
Sloy non è un impianto qualunque. Commissionata nel 1950 a Inveruglas, sulla sponda occidentale del Loch Lomond, fu il primo schema idroelettrico sviluppato dal North of Scotland Hydro-Electric Board: un’icona degli anni Cinquanta che oggi produce circa 130 GWh di elettricità idroelettrica ogni anno.
Ma il numero che davvero conta non è nessuno di questi. La centrale può raggiungere la piena produzione in meno di cinque minuti e fornire elettricità flessibile per un massimo di 100 ore consecutive. È proprio un profilo del genere a rendere interessante la possibile trasformazione: l’aggiornamento consentito offre a SSE l’opzione di convertire l’impianto in un sistema di stoccaggio idroelettrico pompato con capacità fino a 16 GWh. E qui serve una distinzione essenziale: i 152,5 MW di potenza installata misurano quanto l’impianto può erogare in un dato istante, mentre i 16 GWh di capacità di accumulo misurano quanta energia può restituire nel tempo, quando la rete ne ha bisogno.
Il percorso, del resto, non è iniziato ieri. Nell’aprile 2025 SSE Renewables aveva presentato la domanda ai sensi della Sezione 36 al governo scozzese per il progetto di accumulo idroelettrico con pompaggio di Sloy. Il traguardo dichiarato dalla società è una decisione finale di investimento a fine 2027, con la messa in servizio del nuovo schema entro la fine del 2030.
Il paradosso del cap and floor
Se la flessibilità è il valore, il problema è il capitale: qui entra in gioco il cap and floor. Il meccanismo, definito da Ofgem, prevede un pavimento minimo di ricavi per gli operatori LDES per gestire gli alti costi di capitale e i lunghi tempi di costruzione; allo stesso tempo, il tetto massimo sui ricavi riduce i costi per i consumatori.
Il paradosso è tutto qui. Gli alti costi di capitale e i lunghi tempi di costruzione rendono questi progetti difficili da finanziare senza una garanzia sui ricavi: il pavimento serve proprio a coprire quel rischio. Ma il pavimento è anche l’altra faccia del tetto. Se si garantisce un ricavo minimo all’operatore, si impone anche un ricavo massimo, ed è lì che il consumatore viene protetto. Per dare un ordine di grandezza: i 16 GWh di stoccaggio in discussione equivalgono a poco più di un decimo dei circa 130 GWh che Sloy genera oggi in un anno. La differenza è che l’energia, invece di essere consegnata quando l’acqua c’è, potrebbe essere spostata nel tempo.
Questo regime non è più soltanto teoria. A giugno 2026, secondo Ofgem, Coire Glas è stato incluso tra i 16 progetti di stoccaggio elettrico a lunga durata (LDES) nella lista ‘Minded-to-Decision’ per il supporto agli investimenti cap and floor. Resta da vedere come Sloy si posizionerà rispetto ai concorrenti già in fila per lo stesso tipo di supporto.
La concorrenza sul filo dell’acqua
E infatti la fila è già lunga. Il progetto Red John, da 450 MW, sul Loch Ness, ha ricevuto il consenso dal governo scozzese già nel giugno 2021. Due anni dopo, nel 2023, Statkraft ha acquisito il progetto di pompaggio idroelettrico Red John. A questi si aggiunge Coire Glas, già incluso nella lista di Ofgem. Il prossimo segnale sarà quanti di questi progetti passeranno dalla lista ai contratti cap and floor.
Nei prossimi mesi il numero da osservare non è la capacità di Sloy — 16 GWh — ma quanti dei 16 progetti LDES inclusi da Ofgem nella lista ‘Minded-to-Decision’ otterranno un contratto cap and floor. Lì si deciderà se la flessibilità idroelettrica britannica diventa un business o resta un’icona.
