Chimica a base di ferro e idrogeno per tagliare i costi, ma i numeri restano da verificare.
Lo scorso 5 agosto, l’annuncio di Elestor ha messo sul tavolo due numeri: un capex potenziale di 15 euro per kWh su scala GWh e un costo livellato di stoccaggio a livello di sistema di 0,02 euro per kWh. A Bonaire, secondo Elestor e Charged Islands, partner del progetto, l’aggiunta del sistema di accumulo di lunga durata ha fatto scendere il costo livellato dell’energia da 285 a 211 euro per MWh. Non è un comunicato qualunque: è una curva dei costi che cambia direzione, almeno sulla carta. Ma le cifre vanno lette per quello che sono: dichiarazioni dell’azienda, da verificare sul campo.
Il numero che spiazza: 15 €/kWh di capex potenziale
Per leggere l’annuncio serve separare due grandezze. Il capex di 15 euro per kWh è un costo di investimento per unità di capacità energetica su scala GWh. Il costo livellato di stoccaggio di 0,02 euro per kWh misura invece quanto costa restituire un’unità di energia dal sistema, spalmando investimenti, operatività e vita utile. Non sono la stessa metrica: il primo dice quanto costa costruire, il secondo quanto costa usare.
Secondo Elestor, l’efficienza di andata e ritorno supera il 75% e la vita utile è di 20-25 anni. Il costo del materiale attivo è indicato a 2,8 euro per kWh: è la leva che, nelle stime dell’azienda, sostiene il capex potenziale a 15 euro per kWh. Nel modello di Elestor, in un caso di idrogeno a carico base, una configurazione LDES da 36 ore con batteria a flusso idrogeno-ferro e un’efficienza stimata del 75,7% riduce il costo livellato dell’idrogeno del 20% rispetto a LFP. È un risultato modellizzato, non misurato: vale quanto valgono le ipotesi del modello.
Quanto di questi numeri è chimica e quanto è modello? La risposta parte da una decisione precisa.
Perché il ferro, non il bromo
Il capex dichiarato non nasce dal nulla: viene da una scelta di chimica. Elestor ha preso la decisione di combinare l’idrogeno con il ferro, anziché con il bromo nelle sue batterie a flusso. È questa transizione, nelle intenzioni dell’azienda, a spiegare il costo del materiale attivo di 2,8 euro per kWh e, a cascata, i numeri sullo stoccaggio di lunga durata.
A sostenere la società c’è un round di Serie A da 30 milioni di euro guidato da Equinor Ventures: un segnale di interesse, non ancora una validazione tecnica. La prima applicazione concreta è il progetto con Windpark Zeewolde, nei Paesi Bassi: un’espansione graduale fino a 800 MWh, con una durata di funzionamento tra 10 e 40 ore. È il terreno di prova dove i numeri dichiarati dovranno trasformarsi in energia consegnata.
Ma il mercato dello stoccaggio di lunga durata è già pieno di ambizioni e di fallimenti. Quanto vale questa promessa rispetto al campo?
Il campo minato delle batterie a flusso
Per capire se i numeri di Elestor bastano, serve guardare chi altro sta correndo. Form Energy ha oltre 65 GWh di progetti commerciali in accordo, inclusi due progetti annunciati di recente tra i più grandi al mondo per capacità di stoccaggio energetico: uno da 30 GWh con Xcel Energy e Google e uno da 8,5 GWh con il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, lo Stato del Massachusetts e altri Stati del New England.
Sono numeri da maneggiare con attenzione. I 65 GWh di Form Energy sono progetti commerciali in accordo, non energia già erogata. Invinity Energy Systems, invece, ha superato i 10 GWh di energia erogata dalla sua flotta operativa di batterie a flusso di vanadio: una base di confronto diversa, ma concreta. La differenza tra accordi commerciali ed energia erogata è la stessa che separa una pipeline da un prodotto.
Il settore, intanto, ha bruciato più di un concorrente: negli ultimi anni diversi sviluppatori di batterie a flusso sono entrati in amministrazione controllata o si sono ristrutturati. Altri continuano ad avanzare: oltre a Elestor, Invinity e Sumitomo Electric portano avanti le rispettive pipeline commerciali.
Il numero da tenere d’occhio nei prossimi mesi non è il 15 euro per kWh dichiarato, ma i primi MWh reali del progetto Zeewolde. L’espansione graduale fino a 800 MWh dirà se l’efficienza superiore al 75% e il costo di sistema reggono fuori dal modello.
