Ofgem ha scelto 11 batterie al litio su 16

Il regolatore britannico sostiene 16 progetti di accumulo di lunga durata per 7,645 GW.

In un bando pensato per l’accumulo di lunga durata, 11 progetti su 16 sono batterie agli ioni di litio, cioè la tecnologia che più di ogni altra si associa alla breve durata. È il dato che stona nella prima lista dello schema cap and floor di Ofgem, annunciata già a giugno 2026. Come ricostruisce un’analisi di Solar Power Portal, il regolatore britannico ha proposto il proprio sostegno a 16 progetti di long-duration energy storage (LDES) nel primo round di allocazione, per 7,645 GW di capacità. A fine ottobre la notizia non è la selezione in sé. Conta capire che tipo di portafoglio è uscito da quella scelta e chi ne sopporta il rischio.

Lunga durata, ma al litio

Il conto di cosa costa un sistema elettrico con poco accumulo è arrivato nella stessa settimana. Secondo quanto riportato dal Guardian, durante l’ondata di calore di giugno NESO, l’operatore della rete, avrebbe speso circa 10 milioni di sterline per elettricità aggiuntiva. Una parte è servita a importare dall’Europa a circa 1.400 sterline per MWh. Sul multiplo conviene fare attenzione, perché dipende dalla base di confronto. La fonte primaria parla di 17 volte il prezzo normale, mentre l’articolo del Guardian sull’ondata di calore indica quasi 20 volte il prezzo medio di mercato di giugno dell’anno precedente, per assicurarsi circa 1,7 GW di elettricità importata dal continente. I numeri sono diversi ma il senso è lo stesso: nei giorni di stress, la flessibilità che manca si compra a caro prezzo.

Il portafoglio provvisorio, così come lo descrive la scheda esplicativa di Energy UK, vale circa 7,65 GW di potenza e 136,9 GWh di capacità di accumulo, con durate di scarica comprese tra 8 e 22 ore. I due numeri vanno tenuti distinti. La potenza dice quanta elettricità si può immettere in rete in un dato istante, l’energia dice per quanto tempo lo si può fare. Le tecnologie, secondo il comunicato di Ofgem, sono quattro: idroelettrico a pompaggio, accumulo ad aria compressa, batterie agli ioni di litio e batterie a flusso al vanadio. I progetti sono distribuiti tra Scozia e Inghilterra, e uno solo, a flusso al vanadio, si trova nel nord del Galles. Se si contano i progetti, però, il litio pesa più di tutto il resto messo insieme.

Il bando che scontenta tutti

Qui il quadro diventa contraddittorio. Un gruppo di proprietari e operatori britannici di batterie di breve durata (BESS) ha contestato lo schema cap and floor con una lettera aperta, sostenendo che fosse sbilanciato a favore dell’idroelettrico a pompaggio. Eppure, come osserva Solar Power Portal, la lista finale della Window 1 è risultata composta in prevalenza da progetti al litio, almeno per numero. La lamentela degli operatori di batterie e l’esito della selezione vanno in direzioni opposte.

Il paradosso si capisce meglio guardando chi è rimasto fuori. Drax ha deciso di non partecipare alla prima fase dello schema. Al centro della decisione c’è Cruachan II: secondo la stessa fonte, il costo previsto del progetto era cresciuto negli ultimi due anni, e non era chiaro se tutto il capitale investito si sarebbe potuto recuperare. In altre parole, proprio l’operatore di uno dei progetti di pompaggio più attesi ha giudicato che il meccanismo non bastasse a coprire il rischio di un investimento di quella scala.

Ne esce uno schema che chi fa batterie di breve durata considera troppo generoso con il pompaggio, e che chi lavora sul pompaggio non ha trovato abbastanza solido da partecipare. A vincere per numero di progetti sono state batterie al litio con durate più lunghe del solito. Hanno tempi di realizzazione più rapidi e costi più prevedibili, ma restano legate alla catena di fornitura di una sola materia prima. Chiunque abbia vinto, il meccanismo prevede che qualcuno garantisca ai progetti un livello minimo di ricavi.

Il pavimento lo pagano le bollette

Chi copre la differenza se i ricavi deludono? La risposta sta nel funzionamento del cap and floor, come lo riassume l’approfondimento dello studio legale Dentons riprendendo la descrizione di Ofgem. Se i ricavi di un progetto scendono sotto il minimo, la differenza la coprono i consumatori con un onere in bolletta. Se superano il tetto, l’eccedenza torna ai consumatori come riduzione degli oneri di rete. Il rischio al ribasso, quindi, non resta interamente agli sviluppatori: una parte viene trasferita sulle bollette.

Con 11 progetti al litio su 16, il rischio di quel mercato diventa anche un rischio di sistema. Lo studio 2026 sulle materie prime di Inverto ha rilevato che il 15% delle imprese esposte al litio si aspetta aumenti di prezzo nei successivi 12 mesi e il 13% prevede problemi di approvvigionamento. Non sono percentuali da allarme, ma indicano che una quota non trascurabile del settore si prepara a condizioni meno favorevoli. Se costi più alti o ritardi dovessero comprimere i margini dei progetti, il pavimento dei ricavi entrerebbe in funzione più spesso.

C’è poi la questione della durata. Lo scorso agosto il governo ha lanciato l’Ultra LDES Challenge, un programma da 28 milioni di sterline gestito da UKRI e rivolto a tecnologie capaci di immagazzinare elettricità per oltre 100 ore. Il confronto con la prima finestra di Ofgem, che si ferma a un massimo di 22 ore, mostra quanto spazio resti tra ciò che è stato selezionato e ciò che il governo stesso dice di cercare.

Nei prossimi mesi ci sono due numeri da seguire. Il primo è quel 15% di imprese che prevede rincari del litio: un portafoglio con 11 progetti al litio su 16 li sentirà direttamente, e con esso le bollette che garantiscono il pavimento dei ricavi. Il secondo è la distanza tra le 22 ore di durata massima selezionate da Ofgem e le oltre 100 ore cercate dall’Ultra LDES Challenge. Su quella distanza si capirà se la Gran Bretagna sta comprando vero accumulo di lunga durata o soltanto batterie un po’ più lunghe.