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Il Regno Unito accelera sullo storage per le rinnovabili
Ofgem ha portato alla fase successiva 16 progetti di accumulo elettrico a lunga durata nel Regno Unito, pubblicando una lista provvisoria di iniziative candidate al sostegno regolato. Il passaggio riguarda lo LDES, cioè sistemi pensati per immagazzinare energia e restituirla alla rete quando vento e sole non bastano a coprire la domanda.
Il meccanismo scelto è quello del cap and floor: gli operatori ricevono una garanzia minima sui ricavi per rendere finanziabili impianti complessi e costosi, ma devono restituire l’extra se i ricavi superano il tetto stabilito. È un modello già usato nel Regno Unito per sbloccare investimenti infrastrutturali senza lasciare tutto il rischio sul mercato.
La lista copre quattro famiglie tecnologiche: pompaggio idroelettrico, aria compressa, batterie agli ioni di litio e batterie a flusso al vanadio. Gli impianti sono distribuiti tra Scozia, Inghilterra e Galles, con l’obiettivo di creare una capacità più diversificata rispetto alle sole batterie di breve durata, utili ma non sufficienti per coprire finestre prolungate di bassa produzione rinnovabile.
La soglia tecnica indicata per questi sistemi è di almeno otto ore di erogazione, un parametro che cambia la funzione dello storage nella rete. Non si parla solo di assorbire picchi momentanei o stabilizzare la frequenza, ma di spostare energia su intervalli abbastanza lunghi da ridurre sprechi, congestioni e ricorso a centrali fossili di backup.
Il cambio di scala richiama, pur in un settore diverso, il tema dello storage come collo di bottiglia infrastrutturale: quando la capacità di accumulo o movimentazione non cresce insieme alla domanda, l’intero sistema perde efficienza. Nel caso elettrico, il problema è ancora più evidente perché la produzione rinnovabile non è programmabile a comando.
Secondo il regolatore britannico, il portafoglio selezionato può alleggerire la pressione su reti di trasmissione e distribuzione, limitando la necessità di nuovi interventi costosi e riducendo i pagamenti legati alla gestione dei vincoli di rete. Il Regno Unito dispone già di 2,8 GW di LDES in quattro impianti idroelettrici a pompaggio tra Scozia e Galles, ma l’espansione serve a sostenere una quota crescente di generazione low carbon.
La procedura non è ancora chiusa: la consultazione resterà aperta fino all’inizio di agosto e le decisioni definitive sono attese più avanti nell’anno. I progetti non selezionati potranno puntare a finestre successive o procedere su base commerciale, ma la direzione è ormai chiara: senza accumulo di lunga durata, una rete sempre più rinnovabile resta esposta a meteo, congestioni e volatilità del gas.