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Una startup olandese ha ottenuto un contratto da 1 GWh per sistemi di batterie a lunga durata basati sulla tecnologia ferro-aria e, ad agosto, ha raccolto altri 43 milioni di dollari. Ore Energy punta a portare questa soluzione alla produzione su scala industriale dal 2028, con l’obiettivo di affrontare uno dei problemi più complessi della transizione energetica europea: conservare l’elettricità rinnovabile non per poche ore, ma per diversi giorni.
La scommessa sull’accumulo di lunga durata
Il progetto nasce nei Paesi Bassi, dove Ore Energy ha raggiunto un accordo con il fornitore energetico Budget Thuis per installare complessivamente 1 GWh di sistemi di accumulo ferro-aria. La prima fase prevede 400 MWh, con consegne previste dal 2028.
La differenza rispetto alle batterie agli ioni di litio non sta tanto nella quantità di energia accumulabile, quanto nella durata della scarica. Secondo Ore Energy, i suoi sistemi possono essere configurati per fornire energia da 24 fino a 100 ore, arrivando quindi a coprire periodi nei quali vento e fotovoltaico producono poco.
È un’esigenza particolarmente rilevante in un sistema elettrico europeo dove la crescita delle rinnovabili aumenta anche la necessità di gestire la variabilità della produzione. Le batterie al litio sono molto efficaci nello spostare energia di alcune ore, ma non sono necessariamente la soluzione più adatta quando l’obiettivo diventa coprire lunghi periodi di bassa generazione rinnovabile.
Ferro, acqua e aria al posto dei materiali critici
La tecnologia di Ore Energy utilizza ferro, acqua e aria, evitando il ricorso a litio e ad altri materiali critici tipici di molte batterie convenzionali. I sistemi vengono realizzati in container da 40 piedi che possono essere collegati tra loro per aumentare la capacità dell’impianto.
Il compromesso è altrettanto importante: le batterie ferro-aria sono più ingombranti e meno efficienti rispetto agli accumulatori agli ioni di litio. Una parte maggiore dell’energia viene quindi persa nei cicli di carica e scarica.
Per lo stoccaggio stazionario, però, il rapporto fra costo, durata e disponibilità delle materie prime può essere più importante della densità energetica. Un container che occupa molto spazio è un problema decisamente diverso da una batteria che deve essere installata su un’automobile.
Dai progetti pilota alla produzione industriale
La startup ha già testato la tecnologia in condizioni reali. Nel 2025 ha realizzato in Francia un progetto collegato alla rete con EDF, che secondo Ore Energy ha dimostrato la possibilità di arrivare a quattro giorni di accumulo. Un’altra installazione era stata realizzata a Delft, nei Paesi Bassi.
Il nuovo finanziamento da 43 milioni di dollari, raccolto in un round Series A da Plural e HV, porta il capitale complessivamente raccolto dalla società oltre i 61 milioni di dollari. L’obiettivo dichiarato è costruire il primo stabilimento produttivo e arrivare alla produzione su scala dei GWh nel 2028.
Perché può interessare anche l’Italia
La tecnologia non è pensata per sostituire le batterie al litio nelle auto elettriche e nemmeno necessariamente negli impianti di accumulo di breve durata. Il punto è aggiungere un altro strumento alla rete, destinato a una funzione diversa.
L’accumulo di lunga durata può diventare una componente importante del sistema elettrico. Il progetto olandese, tuttavia, è ancora una scommessa industriale. Il passaggio dai prototipi alla produzione su larga scala dovrà dimostrare soprattutto la sostenibilità economica: una batteria che può erogare energia per quattro giorni è interessante solo se il costo dell’energia immagazzinata e la durata dell’impianto rendono competitivo il servizio offerto alla rete.
È proprio questo il punto da osservare nei prossimi anni: non una nuova batteria destinata a mandare in pensione il litio, ma una tecnologia progettata per risolvere un problema diverso, quello dei giorni in cui il sole e il vento non bastano.
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COSTI x POTENZA e x CAPIENZA
ogni sistema di storage ha:
— costo di investimento (capex) per unità di potenza
— costo di investimento (capex) per unità di capienza
combiando i quali si ottiene il costo capex per una certa configurazione, es potenza 1 e capienza 4, configurazione “4 ore”
COSTO X STOCCAGGIO ENERGIA – LCOS
aggiungendo al capex le spese finanziamento per il capex, e le spese di gestione (opex, ma di solito minori rispetto al capex), e dividendo per il numero di cicli che il sistema può sostenere ( e considerando anche le perdite di energia, l’efficenza in ogni ciclo di stoccaggio) si ottiene poi anche il costo di stoccaggio energia LCOS, ad esempio un costo di 20 € per ogni MWh di energia che verrà stoccata e poi rilasciata, da aggiungere al costo di acquisto dell’energia stessa
STORAGE ENERGIA STAGIONALE
per lo storage stagionale, l’energia verrà stoccata e scaricata solo un paio di volte all’anno, allora per avere un LCOS accettabile, bisogna usare sistemi di storage con un capex bassissimo per unità di capienza:
in pratica servirà generare e stoccare combustibili chimici liquidi o gassosi ma a bassissime emissioni nette di Co2; se la giocano i bio-combustibili (ottenuti da fermentazione, come il bio-metano) e gli elettro-combuistibili (ottenuti con gli elettrolizzatori, come idrogeno, ammoniaca, metanolo dme, elettro-metano, etc)
STORAGE ENERGIA GIORNALIERA
all’opposto ci sono gli stoccaggi giornalieri, tipicamente le batterie, che vengono ciclate 1-2 volte al giorno (invece che 1-2 volte all’anno), sistemi che negli anni verranno ciclati 8.000-15.000 volte prima cha si usurino, e allora sono compatibili con costi capex di investimento più alti
STORAGE ENERGIA LDES ( “settimanale” ) e Ultra-LDES
nel mezzo, tra giornalieri e stagionali, ci sono gli accumuli diciamo “settimanali?”, in gergo LDES, con storage in configurazione tra 10 e 40 ore, in alcuni casi anche 100 ore, in gergo ultra-LDES, e costi capex per unità di capienza che devono essere già più bassi delle batterie classiche
== sistemi a 100 ore:
— batteria a flusso a Co2 liquida di Noon Energy
— batterie ferro-aria
— batterie termiche
— etc..
== sistemi a 10-40 ore:
— pompaggi idroelettrici
— batterie a flusso (ma a rischio di essere battute dalle batterie classiche elettrochimiche)
— batterie termiche
— batterie a Co2 compressa liquida (Energy Dome)
— batterie ad aria sotterranee (CAES)
— batteria ad aria liquida (LAES)
— etc..
== sistemi a 2-12 ore (sistemi giornalieri):
— batterie elettrochimiche classiche
— pompaggi idroelettrici
…batterie a flusso,
essendo totalmene ignifughe e molto longeve (20-30 anni, poi rigenerabili), possono essere installate nei seminterrati e nei capannoni anche in aree urbane, anche se iniziano a soffrire la concorrenza delle batterie elettrochimiche più recenti che sono scese di prezzo e durano più cicli di prima (un sistema B.e.s.s. a batteria industriale recente può avere garanzia commerciale a 20 o 25 anni)
mantengono un interesse se hanno materiali con bassissimo impatto ambientale e filiera non critica, che può essere anche una filiera locale, per es. c’è un progetto Italiano di batteria a flusso, basata solo sul manganese, metallo economico e disponibile, portato avanti in Trentino già da 10 anni, e che nel 2027 inizia a testare impianti più grandi, è la batteria a flusso manganese-idrogeno di GES, Green energy Storage, e sul web non hanno lesinato informazioni, si trovano video con presentazioni dettagliate, le specifiche ( densità energetica dell’elettrolita 80 Wh/kg, un dato elevato per un batteria a flusso) e anche accennano abbastanza i costi attesi, questa loro trasparenza mi piace e fa sperare che siano solidi, e che ce la facciano a conquistare una nicchia di mercato
ciao @>R.S.
che ne pensi della batteria a flusso redox svizzera ? si potrebbe “copiare” in Italia ?
https://www.swissinfo.ch/ita/soluzioni-climatiche/la-svizzera-costruisce-la-pi%C3%B9-potente-batteria-a-flusso-redox-al-mondo/91235535
Ciao Daniano,
leggevo molti datacenter in Europa (ma vale anche in Usa) per ottenere l’allaccio alla rete con priorità, cioè senza attendere una coda che è appena arrivata a circa 7 anni nei casi di richiesta di grosse potenze, costruiscono a proprie spese anche una grossa batteria da abbinare al nodo di rete, batteria con doppio uso per se stessi e per offrire servizi (retribuiti) alla rete, questo forse gli conferisce una corsia preferenziare di fronte al gestore di rete che esegue gli allacci di rete
magari in Lombardia e in altre regioni italiane allora vedremo batterie di batterie abbinate ai vari datacenter che si dice siano in progetto, oltre a batterie di rete invece come installazioni isolate
cosi x chiacchera:
quella Svizzera è una batteria a flusso enorme, forse del tipo “storico” che usa sali di vanadio; a flusso, cioè usa serbatoi di elettoliti (catodo e anodo) in forma liquida e totalmente non infiammabili, con il pregio di essere posizionabili anche dentro agli edifici e in aree urbane
efficenza sul ciclo non eccelsa, credo 70-75%, e anche densità energetica per metro quadro di superfice occupata inferiore ai BESS, a meno di non utilizzare serbatoi per gli elettroliti liquidi abbastanza alti, diciamo serbatoi cilindrici portati a 8 metri di altezza e allora si va a pari con la densità di un sistema Bess del 2024
costo capex costosetto, credo circa 300 €/KWh di capacità, forse scendono a 200 €/KWh visto che l’installazione in questo caso è enorme; facendo manutenzione durata 20-25 anni, ma poi rigenerabile
penso hanno senso abbinate a un edificio con un datacenter, per il quale il costo capex è giustificato e affrontabile, perchè permette di installare più potenza di picco utilizzabile a parità di portata massima della connessione di rete e anche di giocare con le tariffe orarie, e di vendere servizi di stabilizzazione alla rete
dove non hai il problema di avere sopra o attaccate edifici e abitazioni, le BESS oramai costano parecchio meno, sui 120-170 €/Kwh capacità in europa per un sistema a 6 o più ore, e hanno efficenza sopra 90%, ora poi durano quasi altrettanti anni delle batterie a flusso, anche se nel caso dei Bess perdendo un po’ di capienza negli anni (nelle gare per il Macse di Terna, l’installazione Bess deve avere +10% di sovradimensionamento della capacità nominale iniziale, facendo il conto approssimato che poi negli anni perderà -20% di capacità)
Bess e batterie redox a flusso erano a pari costo 2 anni fa, poi l’evoluzione dei costi (e delle specifiche tecniche) sui BESS è stata rapidissima perché se ne fabbricano tanti e con la spinta cinese
mentre le batterie a flusso redox migliorano più lentamente perché se ne fabbricano relativamente poche.. ricerche e filiere anche australiane, americane, europee, si cercano nuovi elettroliti liquidi più economici (qualcuno sta testando anche molecole organiche), con densità energetica più alta, e membrane dello “stack” attivo dove avvengono le reazioni Redox più facili da fabbricare
intanto sale la competizione, i nuovi Bess al Sodio di Catl tra pochi mesi iniziano ad essere spediti anche in europa e si parla di 15.000 cicli di durata (in condizioni ottimali, reali qualcosa meno) e rischio di incendio ulteriormente ridotto rispetto ai già buoni Bess LFP più recenti
..forse le batterie a flusso conservano un vantaggio lato filiera più leggera, specie i modelli allo studio che non usano il vanadio, tra cui il progetto che citavo, usa solo sali di manganese, è di un gruppo Trentino, ed ha una densità di energia 2-3 volte le batterie al vanadio, e chissà se forse riescono a stare entro 200 €/Kwh di capacità potrebbero avere una nicchia di mercato
grazie @>R.S. !
mi farebbe piacere che ogni nuovo impianto ad elevato consumo venisse obbligato ad avere una quota autonoma di accumulo (meglio, come scrivi tu, se anche ad uso di rete pubblica) anche in Italia… Magari toglierebbe tante richieste “farlocche” al G.S.E. …
Per l’Italia servirebbe anche sfruttare le startup nazionali (andrebbero supportate finanziariamente, per creare un abbozzo di filiera con materiali e componentistica nazionale… o almeno europea)
Questo articolo non incoraggia certo a guardare in casa nostra, dove abbiamo una risposta ancora più economica a questo tipo di batterie: Sinergy Flow ha brevettato una batteria a flusso con elettrolita a base di polisolfuri che promette durata simile ma costi per kWh ancora più bassi di quelle a ferro e aria, che tra l’altro non sono ancora scalate alle potenze riportate nell’articolo, se non sulla carta.
In Italia si sviluppano solo soluzioni che poi comprano all’ estero….come pure gli accumulo a CO² di Energy Dome di Ottana (Nuoro ..la famosa Sardegna anti-rinnovabili…che potrebbe essere invece la punta di diamante).
Neppure la forte rete bancaria italiana è abbastanza patriottica nel sostenere queste imprese e proporre ad altri clienti industriali le nostre autarchiche soluzioni e tecnologie …
ok, ti sono simpatici e se ho capito lavorano ad una batteria a flusso (i paragoni con le ferro-aria da 100 ore mi sembrano un po’ pere con mele ma non importa) però sul loro sito non dicono niente di tecnico, ci leggo giusto slogan da commerciali, non fa pensare benissimo sulla solidità del progetto, e neppure il fatto che abbiano preso finanziamenti europei e collaborano con ENI, potrebbe anche essere un progetto che come altri si arena nelle fasi iniziali perché non competitivo
se hai qualche informazione sulle specifiche tecniche o economiche, o su quando farebbero una presentazione, postale magari capiamo qualcosa in più