Il meccanismo cap-and-floor, pensato per tecnologie innovative, ha attratto soprattutto progetti già pronti e meno rischiosi

Doveva essere il bando che avrebbe finalmente sbloccato lo stoccaggio di energia a lunga durata nel Regno Unito, quello capace di immagazzinare elettricità per giorni, non per ore. Poi sono arrivati 3,6 GW di batterie agli ioni di litio. La provvisoria decisione di Ofgem, pubblicata venerdì 26 giugno, ha selezionato 16 progetti: undici sono sistemi di accumulo a batteria (BESS) della stessa tecnologia che già domina il mercato dello stoccaggio a breve termine. Il risultato è un paradosso che il governo britannico fatica a spiegare, e che rischia di trasformare un meccanismo pensato per l’innovazione in un sussidio per la tecnologia più matura e meno bisognosa di supporto.

La fotografia del bando: gigawatt e giganti del litio

I numeri raccontano una storia diversa da quella che il Dipartimento per la Sicurezza Energetica aveva immaginato quando ha disegnato lo schema. I progetti al litio selezionati da Ofgem sommano 3,6 GW di potenza, un volume che da solo supera l’intera capacità di stoccaggio a lunga durata attualmente installata nel Paese – 2,8 GW, tutti provenienti da quattro impianti idroelettrici a pompaggio esistenti. Accanto ai BESS, il regolatore ha dato via libera provvisoria a tre impianti di pompaggio e due progetti di aria compressa (CAES), ma il peso specifico delle batterie è schiacciante.

Già a settembre 2025, quando il regolatore britannico aveva pubblicato la shortlist di 77 progetti, il segnale era chiaro: 48 erano sistemi al litio, per una capacità cumulativa di 20,2 GW. Una valanga pronta a travolgere la concorrenza di tecnologie meno collaudate come l’aria liquida o l’accumulo termico. Detto altrimenti: il bacino da cui pescare era già inquinato dalla tecnologia dominante. La selezione provvisoria non ha fatto che confermare quella tendenza, restringendo il cerchio attorno a progetti che avevano già cantieri avviati, permessi in mano e business plan solidi.

Ma cosa significa davvero “lunga durata” per questi impianti? La definizione tecnica adottata dal governo britannico fissa la soglia a un minimo di 6 ore di erogazione continua. Molti dei BESS selezionati raggiungono proprio quella soglia, il minimo sindacale per rientrare nel perimetro LDES. Il problema non è che le batterie al litio non possano tecnicamente fare stoccaggio di lunga durata: è che non sono state progettate per competere con il pompaggio idroelettrico o l’aria compressa su cicli di 24, 48 o 100 ore. E farle rientrare nello stesso bando significa distorcere la competizione, perché i costi di capitale e i modelli di ricavo sono radicalmente diversi.

La rete di sicurezza che premia la velocità

Per capire come si è arrivati a questo risultato, bisogna guardare al meccanismo del cap-and-floor. Il governo aveva annunciato il lancio del regime cap-and-floor nell’ottobre 2024 con un obiettivo dichiarato: attrarre investimenti in tecnologie di stoccaggio che il mercato, da solo, non riuscirebbe a finanziare. Il funzionamento è semplice: se i ricavi annuali di un impianto scendono sotto una soglia minima – il floor – scatta un meccanismo di integrazione che copre la differenza. Se invece i profitti superano un tetto massimo – il cap – l’eccedenza viene restituita ai consumatori. Una rete di sicurezza, insomma: abbastanza prevedibile da convincere le banche a prestare miliardi, abbastanza flessibile da non diventare un assegno in bianco.

Il paradosso è che questa rete di sicurezza ha attratto proprio chi, in teoria, non ne avrebbe avuto bisogno. Le batterie al litio sono una tecnologia matura, con costi in discesa da un decennio e un mercato privato già fiorente nel Regno Unito, dove centinaia di megawatt vengono installati ogni anno per servizi di bilanciamento della rete a brevissimo termine. Per gli sviluppatori di BESS, il cap-and-floor non era indispensabile: era una comoda polizza assicurativa. Per i promotori di aria compressa o aria liquida, invece, era l’unica strada percorribile per ottenere finanziamenti. Eppure il meccanismo, così com’è congegnato, non fa distinzioni: valuta i progetti in base a criteri di maturità, costo e prontezza operativa. E su questi parametri, le batterie partono avvantaggiate. Il risultato è un paradosso in piena regola: la sicurezza dei ricavi ha attirato chi poteva farne a meno, mentre le tecnologie più innovative restano al palo.

Akshay Kaul, direttore generale per le infrastrutture di Ofgem, ha commentato la selezione provvisoria parlando di un passo significativo per la sicurezza energetica e la transizione verso l’energia pulita. Ma nelle sue parole non c’è traccia di una riflessione sulla composizione tecnologica della rosa. E il silenzio è eloquente: perché ammettere che il meccanismo ha prodotto un risultato diverso da quello atteso significherebbe mettere in discussione l’intera architettura dello schema.

L’82% della capacità in Scozia: chi vince e chi paga

Ma oltre alla tecnologia, c’è un’altra partita: quella della geografia e dei soldi. I progetti selezionati nel nord della Scozia rappresentano da soli 5,1 GW di potenza, circa l’80% della capacità di stoccaggio energetico complessiva del bando. Non è un caso: è lì che si concentra la maggior parte della generazione eolica offshore e onshore del Regno Unito, ed è lì che il fenomeno del wind curtailment – l’energia che non può essere immessa in rete perché la domanda è troppo bassa o le linee di trasmissione sono sature – raggiunge livelli critici. Piazzare gigawatt di batterie dove l’elettricità viene sprecata ha una logica industriale ineccepibile. Il problema è che quella logica si scontra con due realtà scomode.

La prima è che la concentrazione geografica sposta il costo della dislocazione sulle spalle dei consumatori. Il meccanismo cap-and-floor è finanziato tramite le bollette elettriche: ogni sterlina che Ofgem garantisce agli sviluppatori esce dalle tasche di famiglie e imprese. Con 5,1 GW di progetti nel nord della Scozia, il sistema di trasmissione dovrà essere potenziato per portare quell’energia verso i centri di consumo nel sud dell’Inghilterra, e anche quei costi – miliardi di sterline – finiranno in bolletta. La seconda realtà è che la rete britannica sta già assistendo a una corsa all’oro delle batterie a breve termine: la shortlist di settembre 2025 contava 20,2 GW di progetti BESS, una cifra che basterebbe a saturare qualsiasi fabbisogno di bilanciamento infragiornaliero. Aggiungere altri 3,6 GW di batterie tramite il canale LDES rischia di creare un eccesso di offerta in un segmento di mercato dove i margini sono già in calo. E quando l’offerta supera la domanda, il floor – la garanzia di ricavo minimo – scatta più spesso, trasformandosi da polizza assicurativa a flusso di cassa permanente.

La consultazione pubblica sulla decisione provvisoria di Ofgem resterà aperta fino al 7 agosto. Un mese di tempo per presentare osservazioni, contestare le valutazioni, proporre aggiustamenti. Ma sarà un vero filtro o una formalità? La storia dei processi regolatori britannici suggerisce cautela: le decisioni provvisorie vengono quasi sempre confermate, salvo modifiche marginali. Il rischio è che la selezione finale cristallizzi questa fotografia, con undici batterie al litio su sedici progetti e una concentrazione geografica che lascia scoperte altre regioni del Paese, dal Galles al Midlands, dove pure esistono progetti di stoccaggio alternativi.

Il Regno Unito si gioca la credibilità del suo primo schema LDES. Se la selezione finale confermerà questa fotografia, i consumatori potrebbero ritrovarsi a finanziare batterie che non risolvono il vero problema della durata, mentre tecnologie più promettenti ma meno pronte resteranno in attesa di un secondo bando che potrebbe non arrivare mai. E la transizione energetica si troverà con un altro costoso paradosso da spiegare: un meccanismo nato per colmare un vuoto di mercato che finisce per riempire un mercato già saturo.