Tra 27 GW al 2030 e 700 MW settimanali, vincono connessioni e finanziamenti già chiusi.
La settimana che ha fatto rumore (senza accendere nessuna centrale)
Il dato da tenere d’occhio è che non siamo più davanti a semplici annunci. Engie ha messo in esercizio 100 MW di batterie in Scozia: due impianti da 50 MW/100 MWh ciascuno, a Cathkin e Broxburn. Masdar ha chiuso il suo primo finanziamento per batterie nel Regno Unito: 97 milioni di sterline per una capacità complessiva di 205 MW/540 MWh, parte di un impegno a lungo termine da un miliardo di sterline sul mercato britannico. Eku Energy ha acquisito da TBC Partners un progetto da 300 MW/600 MWh a Didcot, nell’Oxfordshire. Aura Power ha ottenuto il permesso di costruire un impianto da 100 MW/400 MWh a Sandford, nel North Somerset.
In tutto, tra un impianto entrato in esercizio, un finanziamento chiuso, un’acquisizione e un permesso di costruzione, parliamo di circa 700 MW. È il segnale che la corsa alle batterie sta passando dagli annunci ai progetti finanziati e autorizzati. Sembra tanto. Ma basta confrontare queste cifre con l’orizzonte al 2030 per capire che il problema non sono le singole notizie.
Il paradosso del 2030
Per dare una scala a questi numeri serve un progetto che arriva da una vecchia centrale a carbone: West Burton C è un impianto da 500 MW/1.1 GWh sviluppato da Fidra sul sito dell’ex centrale di West Burton. È il tipo di riconversione che piace raccontare: dove una volta bruciava carbone, adesso si accumula elettricità. Non è un progetto piccolo, anzi: 500 MW valgono da soli più della metà dei 700 MW annunciati a inizio agosto.
Ma il paradosso sta nei numeri. Secondo il Clean Power 2030 Action Plan del governo britannico, entro il 2030 dovrebbero essere operativi tra 22 e 27 GW di stoccaggio a batterie di breve durata. Tradotto in megawatt: tra 22.000 e 27.000 MW. I circa 700 MW di inizio agosto valgono all’incirca il 3 per cento del limite inferiore di quell’obiettivo. West Burton C, con i suoi 500 MW, ci sta 44 volte dentro i 22.000 MW. In altre parole, per colmare anche solo la parte bassa della forchetta servirebbero più di quaranta progetti delle dimensioni di West Burton C, tutti operativi entro poco più di quattro anni. La differenza tra il limite basso e quello alto dell’obiettivo — 5 GW — è da sola circa sette volte la raffica di agosto.
Il quadro dei numeri lascia aperta una domanda che non riguarda solo gli ingegneri: che cosa succede nel frattempo alla bolletta, e come fanno imprese e risparmiatori a distinguere i progetti che vedranno davvero la luce?
Chi guarda la bolletta, chi guarda la rete
Qui conviene scendere dai gigawatt e guardare i segnali più vicini al portafoglio. Non tutti i progetti sono uguali: la differenza la fanno la connessione alla rete e il denaro già chiuso. L’impianto di Didcot appena rilevato da Eku Energy è il suo più grande nel Regno Unito ed è il primo asset britannico connesso alla trasmissione: in pratica è già attaccato alla rete che conta, non in attesa di un’autorizzazione. Lo stesso vale per i permessi: Starlight Energy ha ottenuto il permesso per un impianto da 240 MW/960 MWh vicino a Stockton-on-Tees, il suo più grande progetto di stoccaggio nel Paese. E NextEnergy Group ha in programma di portare l’esposizione allo stoccaggio dal 10 al 30 per cento del valore lordo degli attivi, un segnale che chi gestisce portafogli di impianti sta spostando i pesi.
La domanda da farsi, quando si legge di batterie, è semplice: questo progetto è davvero connesso alla rete e ha dietro soldi già chiusi, o è solo un rendering?
Quando leggerete di batterie, non limitatevi a contare i megawatt. Guardate se il progetto è connesso alla rete di trasmissione e se il finanziamento è già stato chiuso. È questa, molto più dei titoli, la differenza tra una transizione che accade davvero e una che si vede solo nei comunicati.
