Il salto dimensionale dello stoccaggio britannico è passato da 25 MW a 400 MWh in tre anni

Tre anni fa bastavano 25 MW. Oggi 140 MWh sono il cartellino d’ingresso. E già si guarda a un 400 MWh in arrivo in Scozia. Nella giornata di ieri, Cero Generation e Danske Commodities hanno annunciato un accordo di ottimizzazione per una batteria da 140 MWh nel Regno Unito: si chiama Lower Larks, entrerà in funzione nel secondo trimestre del 2027 e sarà vincolata a un contratto di tolling della durata di sette anni. Non è un progetto pilota, non è una sperimentazione. È il segnale che il mercato dello stoccaggio britannico sta entrando nella fase in cui i numeri contano più degli annunci.

Il salto dimensionale non è casuale. Lower Larks potrà immagazzinare energia sufficiente a coprire il consumo giornaliero di circa 15.000 famiglie britanniche, secondo quanto dichiarato da Tadgh Cullen, Director of Power Markets & Origination di Cero Generation. Ma la cifra che pesa di più è un’altra: la durata del contratto. Sette anni di tolling agreement significano che qualcuno è disposto a scommettere sul lungo periodo, assumendosi il rischio di prezzo su un arco temporale che fino a poco tempo fa nessun operatore avrebbe considerato ragionevole per una batteria.

Il salto: da 25 a 400 MWh in tre anni

Per capire l’accelerazione basta guardare la traiettoria di Danske Commodities. L’azienda, controllata dal gruppo norvegese Equinor, ha messo piede nel mercato britannico dello stoccaggio nel 2023, con il suo primo contratto di ottimizzazione per l’impianto Blandford Road: 25 MW, una taglia da esordiente. Siamo nel 2023, e 25 MW sembravano un ingresso prudente in un mercato ancora in rodaggio.

Tre anni dopo, lo scenario è radicalmente diverso. Lo scorso marzo, Danske Commodities ha firmato un accordo di ottimizzazione decennale per il sistema di accumulo a batteria Windyhill in Scozia, un impianto da 400 MWh che rappresenta il più grande asset di storage mai gestito dall’azienda. Il salto è vertiginoso: da 25 MW a 140 MWh — e tra parentesi, 400 MWh già in pipeline. Il portafoglio complessivo di Danske Commodities, tra rinnovabili e asset flessibili, ha raggiunto i 16 GW in tutta Europa.

Lower Larks, sviluppato da Enso Energy, è il tassello intermedio di questa escalation. Non è il più grande, ma è quello che cristallizza una tendenza: i contratti si allungano e le taglie si gonfiano. Sette anni di tolling per 140 MWh sono un impegno che solo un mercato con fondamentali solidi può permettersi. E i fondamentali, nel Regno Unito, sono cambiati in fretta.

La rete impara a convivere con sole e batterie

La risposta è nella trasformazione silenziosa della rete elettrica britannica. Già nel 2023, National Grid ha energizzato il primo array fotovoltaico connesso direttamente alla rete di trasmissione del paese: il parco solare Larks Green, da 50 MW, collegato alla sottostazione di Iron Acton vicino a Bristol. Un progetto firmato Enso Energy e Cero Generation, le stesse aziende che oggi lavorano su Lower Larks.

La parte fotovoltaica dell’impianto, da 70 MWp, era stata completata già nell’aprile 2023, diventando il primo impianto solare autonomo a connettersi alla rete di trasmissione. Ma il vero punto di svolta è arrivato a novembre 2024, quando è stato attivato il sistema di accumulo a batteria co-localizzato da 49,5 MW e 99 MWh. In quel momento Larks Green è diventato il primo impianto solare con batteria connesso direttamente alla rete di trasmissione nel Regno Unito. Non più un parco solare isolato, ma un ibrido capace di generare e immagazzinare, dialogando con la rete ad alta tensione.

Quella connessione diretta alla trasmissione ha cambiato le regole del gioco. Fino ad allora, lo stoccaggio nel Regno Unito era prevalentemente ancorato alla rete di distribuzione, con taglie contenute e logiche da progetto dimostrativo. Larks Green ha dimostrato che si poteva fare diversamente: impianti utility-scale, connessi dove la rete è più robusta, in grado di offrire servizi di bilanciamento su scala ben più ampia. È stato il precedente tecnico e regolatorio che ha aperto la strada a Lower Larks e, a cascata, a Windyhill.

Tolling a lungo termine: paradosso o nuova normalità?

La risposta arriva da un player che in tre anni è diventato dominante. Danske Commodities non è un semplice aggregatore: gestisce un portafoglio di 16 GW e sta costruendo una posizione di mercato basata su contratti sempre più lunghi. Blandford Road era un primo assaggio. Lower Larks, con i suoi sette anni, è un impegno di medio termine. Windyhill, con un accordo decennale, porta la scommessa ancora più in là.

A prima vista sembra un paradosso. I ricavi di una batteria dipendono dalla volatilità dei prezzi nel mercato infragiornaliero, dal balancing mechanism, dai servizi ancillari: tutte fonti di reddito per loro natura incerte e difficili da prevedere su archi temporali così estesi. Eppure, la direzione è chiara. Più i contratti si allungano, più il mercato si finanziarizza: gli sviluppatori possono garantire flussi di cassa prevedibili ai finanziatori, gli ottimizzatori si assicurano accesso a capacità strategica, e il sistema nel suo complesso guadagna in stabilità.

Il numero da guardare ora non è solo la capacità installata. È la durata dei contratti. Sette anni per Lower Larks, dieci per Windyhill. Se questa tendenza si consolida, il prossimo passo sarà probabilmente un tolling agreement oltre i dieci anni per impianti sopra i 500 MWh. La traiettoria è disegnata, e il 2027 — con l’entrata in operatività di Lower Larks — sarà l’anno in cui il modello verrà messo alla prova su scala commerciale piena.

Se il 2023 ha visto la prima batteria co-localizzata in rete di trasmissione, e il 2024 la sua piena attivazione, il 2027 segnerà un passaggio ulteriore: la piena maturità di un mercato che in meno di cinque anni è passato dai progetti dimostrativi alle infrastrutture strategiche. Con un portafoglio che spazia dai 25 MW di Blandford Road ai 400 MWh di Windyhill, Danske Commodities si sta posizionando come l’interlocutore di riferimento per chi sviluppa grandi asset di accumulo nel Regno Unito. E Lower Larks, da 140 MWh con contratto settennale, è il tassello che mancava per dare continuità a questa traiettoria.