Nel deserto del Gobi, nella contea autonoma kazaka di Mulei, nello Xinjiang, è appena entrato in funzione quello che i suoi costruttori definiscono il più grande impianto di accumulo a CO2 al mondo collegato alla rete elettrica: 100 MW di potenza e 1.000 MWh di capacità, realizzati da China Huadian Corporation. La notizia, diffusa dall'emittente statale cinese CGTN il 2 ottobre 2026, segna un salto di scala per una tecnologia che non nasce in Cina ma in Italia: è la stessa famiglia tecnologica della "CO2 Battery" sviluppata dalla startup milanese Energy Dome, che dal 2025 gestisce a Ottana, in Sardegna, il primo impianto commerciale al mondo di questo tipo, su scala però molto più piccola (20 MW/200 MWh).
TRL 7-8 — Pre-commerciale: tecnologia già in esercizio commerciale su impianti da 20 MW, ora validata anche su scala da 100 MW con il progetto cinese appena collegato alla rete, ma senza ancora uno storico di esercizio pluriennale a questa taglia
Impatto potenziale: alto
Come funziona una "batteria a CO2": termodinamica, non elettrochimica
A dispetto del nome con cui viene comunemente indicata sulla stampa internazionale, la "batteria a CO2" non è una batteria nel senso elettrochimico del termine: non ci sono elettrodi, elettroliti o reazioni redox come nel litio o nel ferro-aria. È un sistema di accumulo termomeccanico, concettualmente vicino all'aria compressa (CAES) ma con un fluido di lavoro diverso. Nella fase di carica, un compressore comprime anidride carbonica gassosa portandola a una pressione di alcune decine di bar; uno scambiatore di calore abbinato a un sistema di accumulo termico raffredda il gas fino a farlo condensare in CO2 liquida, che viene stoccata a temperatura ambiente in serbatoi pressurizzati. Nella fase di scarica il processo si inverte: il liquido evapora, viene riscaldato recuperando il calore immagazzinato in fase di carica, e il gas espande in una turbina collegata a un generatore, producendo elettricità.
Il vantaggio rispetto all'aria compressa tradizionale sta nella densità energetica: la CO2 liquida arriva a circa 66,7 kWh per metro cubo di volume di stoccaggio, contro i 2-6 kWh/m³ tipici dei sistemi ad aria compressa, perché la CO2 liquefa a temperatura ambiente se mantenuta in pressione, senza bisogno delle temperature criogeniche (circa -192°C) richieste invece dallo stoccaggio di aria liquida. Un altro vantaggio citato dagli sviluppatori è l'assenza di vincoli geologici: a differenza dei grandi impianti di pompaggio idroelettrico o di molti sistemi CAES, che richiedono bacini montani o caverne saline sotterranee, un impianto a CO2 può sorgere ovunque, usando componenti già maturi e diffusi nell'industria del gas, del biogas e della produzione di energia.
Il progetto di Mulei: numeri di un impianto di scala industriale
L'impianto cinese, sviluppato da China Huadian Corporation (con il coinvolgimento, secondo quanto riportato da IEEE Spectrum, anche di Dongfang Electric Corporation per la componentistica), ha raggiunto il "topping out" strutturale nel luglio 2025 ed è stato collegato alla rete elettrica all'inizio di ottobre 2026, dopo circa due anni di cantiere. È costruito accanto a un parco eolico da 600 MW e uno fotovoltaico da 400 MW, a conferma del ruolo che gli sviluppatori gli attribuiscono: assorbire l'energia rinnovabile prodotta in eccesso nelle ore di scarsa domanda e restituirla alla rete nei picchi di consumo. L'architettura impiantistica comprende cinque gasometri, 141 unità di stoccaggio del liquido e 97 unità di accumulo termico; il sistema dichiara un tempo di risposta dell'ordine dei minuti e una capacità di scarica continua per oltre sei ore.
Sul piano dei numeri energetici, l'operatore indica una capacità di assorbimento di circa 290 milioni di kWh l'anno nelle ore di basso carico e una restituzione di circa 180 milioni di kWh l'anno nei picchi di domanda, per una produzione elettrica complessiva stimata in circa 200 milioni di kWh l'anno. Il beneficio ambientale dichiarato è un risparmio di 50.000 tonnellate di carbone equivalente e una riduzione di circa 170.000 tonnellate di CO2 l'anno rispetto alla generazione da fonti fossili che l'impianto permette di evitare mandando in rete più energia rinnovabile. Il progetto è stato inserito dall'Amministrazione nazionale dell'energia cinese nell'elenco delle "prime apparecchiature tecniche di grande rilievo", un riconoscimento riservato alle tecnologie considerate strategiche per l'industria energetica nazionale. Né il costo dell'investimento né un valore puntuale di efficienza di andata e ritorno (round-trip efficiency) sono stati resi pubblici dagli sviluppatori.
Dalla Sardegna al Gobi: una tecnologia nata a Milano
Il principio usato a Mulei è lo stesso che la startup italiana Energy Dome, fondata a Milano nel 2020 dall'ingegnere Claudio Spadacini, ha dimostrato per prima su scala commerciale in Europa. Dopo un dimostratore da 2,5 MW/4 MWh in funzione a Ottana, in Sardegna, dal 2022, l'azienda ha realizzato nello stesso sito il primo impianto a piena scala del mondo, da 20 MW e 200 MWh (10 ore di durata), diventato operativo nel corso del 2025. Nel dicembre 2024 Energy Dome ed Engie avevano firmato un accordo di "storage as a service": Energy Dome resta proprietaria e gestisce l'impianto, mentre Engie ne ottimizza la vendita sul mercato elettrico italiano. Il progetto di Ottana è stato sostenuto con circa 60 milioni di euro di finanziamenti, tra cui fondi della Banca Europea per gli Investimenti e del programma Catalyst di Breakthrough Energy, l'iniziativa filantropica fondata da Bill Gates.
Energy Dome dichiara per la propria tecnologia un'efficienza di andata e ritorno intorno al 75%, un costo di investimento inferiore di circa il 30% rispetto a un sistema al litio di pari capacità e una vita utile stimata quasi tripla rispetto a una batteria agli ioni di litio, a fronte di un ingombro a terra che resta comunque superiore, circa il doppio, a parità di capacità installata. Oltre al progetto italiano, l'azienda ha già firmato accordi con Google — che punta a usare la tecnologia per alimentare in modo continuo i propri data center in Europa, Stati Uniti e area Asia-Pacifico — mentre altri impianti basati sullo stesso principio sono in costruzione o in progetto in India (la utility statale NTPC, nella centrale di Kudgi) e negli Stati Uniti (Alliant Energy, in Wisconsin). Non risulta, dalle fonti consultate, alcun rapporto diretto di licenza o trasferimento tecnologico tra Energy Dome e i costruttori cinesi: si tratta di sviluppi paralleli che sfruttano lo stesso principio termodinamico, con il progetto italiano che resta il primo ad aver raggiunto l'esercizio commerciale e quello cinese il primo ad aver raggiunto una potenza cinque volte superiore.
Un tassello nel puzzle dell'accumulo di lunga durata
L'accumulo a CO2 si inserisce in un campo, quello dello stoccaggio di lunga durata (long-duration energy storage, LDES), che negli ultimi mesi ha visto accelerare più tecnologie in parallelo: dalle batterie al sodio-ione alle batterie ferro-aria pensate per cicli di 100 ore, fino alle soluzioni a flusso. Rispetto a queste alternative elettrochimiche, il vantaggio potenziale dell'accumulo a CO2 è l'uso di componenti industriali maturi — compressori, turbine, scambiatori di calore — che non richiedono le filiere di materiali critici (litio, cobalto, nichel) né, a differenza del ferro-aria, tempi di reazione chimica che ne limitano la potenza istantanea. Il limite, al contrario, resta l'ingombro fisico e la relativa giovinezza industriale: un solo impianto da 20 MW in esercizio commerciale pluriennale e uno da 100 MW appena collegato alla rete non costituiscono ancora lo storico operativo necessario per considerare la tecnologia pienamente matura, soprattutto per quanto riguarda la tenuta nel tempo dei materiali e dei cicli termici su archi di decenni.
Il commento di PINET
Per l'Italia questa storia ha un risvolto che va oltre la cronaca tecnologica: una tecnologia di accumulo di lunga durata nata e validata per prima in Sardegna sta ora facendo scuola a scala industriale altrove, mentre il progetto italiano resta fermo, per ora, a un singolo impianto da 20 MW. Replicare altrove in Italia l'esperienza di Ottana non è scontato: servono siti con accesso alla rete ad alta tensione, superfici disponibili non trascurabili (il doppio, a parità di capacità, rispetto al litio) e soprattutto capitali pazienti, come quelli pubblici e filantropici che hanno sostenuto il primo impianto, in un comparto dove il ritorno economico dipende da contratti di dispacciamento e arbitraggio ancora poco standardizzati nel mercato elettrico nazionale. Il confronto con la scala raggiunta dal progetto cinese, abbinato a eolico e fotovoltaico su un solo sito, suggerisce dove potrebbe stare il prossimo passo anche per noi: non impianti isolati, ma accumulo di lunga durata abbinato fin dalla progettazione a grandi parchi rinnovabili, così da assorbire la produzione in eccesso che oggi, in alcune ore dell'anno, viene già tagliata per limiti di rete. Un giudizio definitivo sulla competitività economica della tecnologia, però, resta prematuro finché non si accumuleranno alcuni anni di esercizio reale sia a Ottana sia a Mulei.
Fonte: CGTN, "China connects first 100-MW compressed carbon dioxide energy storage project to grid", con approfondimenti tecnici da IEEE Spectrum, "Grid-Scale Bubble Batteries Will Soon Be Everywhere", China Energy Storage Alliance, sul topping out del progetto di Mulei e Energy-Storage.News, sull'accordo Energy Dome-Engie per l'impianto di Ottana.
