Oltre la metà dello storage europeo è idroelettrico, il resto litio-ione con autonomia media di due ore e mezza
Nel 2025 l’Europa ha installato 13,5 GW/26,4 GWh di nuovo accumulo elettrochimico, un valore che porta la potenza cumulata del continente a 102,7 GW e – per la prima volta – supera la capacità nucleare installata. Il dato, riportato nell’articolo sul sorpasso dello storage sul nucleare in Europa e il potenziale inespresso, ha il peso di una pietra miliare. Peccato che racconti solo metà della storia. Perché se si apre il cofano di quei 102,7 GW, si scopre che oltre la metà (53,3 GW) sono pompaggi idroelettrici legacy, mentre la quasi totalità dei restanti 48,7 GW elettrochimici è litio-ione, con una durata media che raramente supera le due ore e mezzo. Cifre da record, alimentate da una chimica sola e da un’inerzia pericolosa.
La trappola delle due ore
Una batteria che eroga potenza per due ore è ottima per i servizi di rete veloci – regolazione di frequenza, picchi serali – ma è cieca davanti ai buchi di generazione multi-giorno che una rete ad alta penetrazione rinnovabile si troverà davanti. Il progetto Tumbleweed in California, commissionato da REV Renewables e LS Power con il primo BESS da 8 ore in California, è il primo impianto litio-ione della regione a toccare le 8 ore di autonomia dichiarata. Un passo avanti, certo. Ma il rapporto di Wood Mackenzie citato nella stessa fonte proietta uno scenario net-zero in cui la durata media globale dello storage deve passare da 2,5 a circa 20 ore. Non 8: 20. E per coprire davvero un’ondata di freddo con poco vento per tre giorni, servono almeno 100 ore. Qui il litio-ione inizia a scricchiolare, perché scalare in energia (GWh) senza scalare proporzionalmente in potenza (GW) significa moltiplicare le celle, i costi e i rischi in modo non lineare.
I segnali di mercato, intanto, vanno nella direzione opposta alla diversificazione. Nel 2025 i finanziamenti globali per lo stoccaggio di lunga durata (LDES) sono calati del 30% e quelli di venture capital sono crollati del 72%, come documenta l’analisi sugli investimenti LDES allegata al progetto Tumbleweed. La promessa tecnologica di flow battery al vanadio, accumulatori a CO₂ compressa o termici è ancora intrappolata in pochi progetti pilota, mentre fabbriche di celle litio-ione spuntano in ogni continente.
Il rischio è una monocultura tecnologica proprio nel momento in cui la rete avrebbe bisogno di un ecosistema di durate.
Quella fiamma a Gateway
La questione sicurezza non è un accessorio retorico. Il 15 maggio 2024 l’impianto Gateway di LS Power in California è andato a fuoco. L’incendio, descritto nella cronaca del cronistoria dell’incendio Gateway e dell’accordo di bonifica, ha innescato un procedimento legale chiuso con un accordo che impone a LS Power monitoraggio ambientale, rimozione e smaltimento in sicurezza di tutti i pacchi batteria coinvolti. L’episodio non è isolato – Arizona 2019, Victoria 2021 – ma è sintomatico di cosa significhi gestire decine di migliaia di moduli litio-ione in siti sempre più grandi. L’intrinseca instabilità termica della chimica NMC o LFP, quando si passa dalla scala dei MWh a quella dei GWh, diventa un costo operativo e un vincolo assicurativo che pochi modelli di business prezzano fino in fondo.
Non è un caso che CATL, il più grande produttore mondiale di batterie, abbia iniziato a parlare apertamente di alternative. William Xu, direttore del centro tecnico ESS dell’azienda, ha ricordato che CATL ha già spedito oltre 300 GWh di sistemi litio-ione, ma ha messo sul tavolo tre incertezze chiave: la dipendenza della filiera dal litio, le differenze nei requisiti tecnici per climi estremi, e il binomio vita utile-sicurezza. Lo si legge nell’articolo sul sistema BESS al sodio di CATL e le incertezze del settore. La risposta proposta è una batteria sodio-ione progettata da zero per lo storage stazionario, che secondo l’azienda mostra una sicurezza intrinseca più alta in condizioni di abuso. Non è una rivoluzione: il sodio-ione ha densità energetica più bassa (120-160 Wh/kg contro 160-200 Wh/kg di LFP), ma costa meno in materie prime, non usa litio né cobalto, e soprattutto tiene meglio la potenza a basse temperature. Un trade-off che per lo storage stazionario multi-ora potrebbe avere senso.
Quello che i GW non dicono
Il punto è che le policy europee continuano a premiare la potenza installata, non la durata. Energy Storage Europe e LCP Delta hanno rivisto al rialzo le previsioni per il 2030, stimando 153 GW/485 GWh di nuove installazioni da qui a fine decennio. Eppure, come ha dichiarato il responsabile delle politiche dell’associazione, Jacopo Tosoni, nell’articolo sul potenziale inespresso dello storage europeo, «nessun paese europeo ha ancora raggiunto il proprio potenziale di accumulo» e «per sbloccare questa crescita, l’Europa deve garantire che lo storage possa competere su un piano di parità nei mercati elettrici». Parità che oggi non esiste: i mercati della capacità e i servizi ancillari remunerano la risposta rapida, non la capacità di spostare energia per giorni. Senza un segnale di prezzo chiaro per la durata, il litio-ione da due ore continuerà a sembrare l’unica scelta sensata, mentre le alternative restano al palo dei finanziamenti.
Il paradosso è sotto gli occhi di chi installa e gestisce impianti: montare centinaia di MW di litio-ione a ciclo breve dà l’illusione di aver risolto il problema della flessibilità, ma sposta in avanti la vera fragilità del sistema. Finché un paio d’ore di scarica basteranno a coprire i picchi serali, i conti torneranno. Il giorno in cui serviranno 20 ore per attraversare un minimo eolico prolungato, ci si accorgerà che la “bolla al litio” ha riempito i portafogli di potenza senza costruire vera sicurezza energetica. E a quel punto, i prezzi del carbonato di litio e il prossimo incendio non saranno più una notizia di settore, ma un problema di sistema.
