Il mercato statunitense dell’accumulo elettrico sta crescendo a ritmi record, sostenuto dall’espansione di solare ed eolico e dalla necessità di rendere la rete più stabile. Le batterie installate accanto agli impianti rinnovabili o nei nodi della trasmissione permettono di spostare l’elettricità nelle ore in cui serve davvero: assorbono produzione quando l’offerta è abbondante e la restituiscono nei picchi di domanda. È un tassello utile per affidabilità della rete e riduzione delle emissioni.
Questa accelerazione ha però una dipendenza ben riconoscibile: molte delle celle impiegate nei sistemi di accumulo arrivano dalla Cina, dove capacità produttiva, filiera industriale e prezzi hanno reso l’offerta particolarmente competitiva. L’amministrazione Trump ha scelto di intervenire su quel legame con un ordine esecutivo emanato alla fine di agosto, che dichiara un’emergenza nazionale e apre alla proibizione delle batterie cinesi negli impianti di storage su scala di rete.
La misura mette in evidenza un conflitto ormai centrale nella politica energetica americana. Da una parte c’è la volontà di non affidare una componente critica dell’infrastruttura elettrica a un solo Paese, soprattutto quando vengono invocati rischi per la sicurezza nazionale. Dall’altra, c’è l’urgenza di installare capacità di accumulo rapidamente e a costi sostenibili. Le batterie cinesi hanno aiutato il settore a crescere; tagliarne l’accesso prima che l’offerta alternativa sia ampia e competitiva può rendere più difficile mantenere quella velocità.
Un divieto più ampio di dazi e incentivi
Gli Stati Uniti non partono da zero nel tentativo di cambiare la geografia della filiera. Negli ultimi anni hanno usato incentivi fiscali, requisiti di provenienza e tariffe doganali per favorire materiali, componenti e assemblaggio collocati negli Usa o in Paesi non considerati problematici.
L’Inflation Reduction Act del 2022 aveva già collegato i crediti d’imposta per le tecnologie energetiche alla provenienza dei minerali e a dove batterie e componenti venivano assemblati. Quelle regole sono state modificate nel 2025, ma la direzione è rimasta la stessa. Per i nuovi progetti di accumulo, la normativa richiede dal 2026 che il 55% del costo dei materiali provenga da Paesi diversi dalla Cina e da altri Stati soggetti a restrizioni, altrimenti il progetto non può accedere ai crediti fiscali.
Ai vincoli sugli incentivi si sono aggiunti i dazi: a gennaio le imposte sull’importazione delle batterie sono salite dal 7,5% al 25%. Un dazio rende il prodotto importato meno conveniente, ma lascia al compratore una possibilità di scelta se il vantaggio di prezzo resta sufficiente. L’ordine esecutivo cambia sensibilmente il quadro perché punta a impedire l’installazione di apparecchiature per sistemi elettrici di grande potenza prodotte all’estero qualora rappresentino un rischio per la sicurezza nazionale.
Nel testo vengono richiamati espressamente i battery energy storage system, oltre a inverter e trasformatori. Non riguarda quindi soltanto la cella elettrochimica: investe il sistema che collega e governa l’accumulo nella rete. Per sviluppatori, fornitori e utility, l’ampiezza della definizione rende decisivi i chiarimenti applicativi che dovranno arrivare dal Department of Energy entro la fine dell’anno.
I progetti già pianificati entrano in una fase di incertezza
La conseguenza più immediata non è necessariamente uno stop automatico a tutti i cantieri, ma un’incertezza che può congelare decisioni e contratti. BloombergNEF prevede che il provvedimento possa rallentare nel breve periodo le installazioni di storage connesse alla rete. Gli sviluppatori potrebbero rinviare i progetti finché non sapranno con precisione quali prodotti, fornitori e configurazioni saranno ammessi.
Nel frattempo, chi aveva impostato un progetto su celle cinesi potrebbe dover cercare forniture nazionali o importazioni da altri Paesi. In entrambi i casi è probabile un aumento dei costi rispetto alle alternative cinesi. Isshu Kikuma, analista di BloombergNEF, ha indicato che nello scenario peggiore alcuni progetti potrebbero essere cancellati. Non perché venga meno l’utilità dello storage, ma perché l’economia finanziaria di un impianto dipende strettamente dal prezzo delle batterie e dalla prevedibilità delle regole.
Il tema è rilevante anche per la programmazione della rete. L’accumulo viene progettato per affrontare congestioni, picchi di domanda e variabilità della generazione rinnovabile. Un ritardo nell’entrata in esercizio non equivale soltanto a una commessa industriale spostata in avanti: può costringere utility e gestori a ricalibrare le soluzioni previste per una certa area o una certa stagione.
L’ordine, sul piano formale, può riguardare perfino gli impianti già esistenti. Una sua applicazione letterale sarebbe però estremamente difficile: gran parte della capacità di storage già operativa negli Stati Uniti usa batterie cinesi. Rimuoverla in base all’origine delle celle significherebbe sottrarre alla rete una quota molto ampia dell’accumulo installato. L’ipotesi appare poco probabile, ma dimostra quanto la dipendenza non sia un problema confinato alle consegne future.
La capacità americana crescerà, ma i tempi non coincidono con quelli del mercato
Nel lungo periodo gli Stati Uniti possono costruire una capacità produttiva sufficiente a coprire la domanda interna di batterie. Secondo le valutazioni richiamate da MIT Technology Review, sulla carta questa soglia potrebbe essere raggiunta attorno al 2030. Avere fabbriche annunciate o impianti nominalmente capaci, tuttavia, non garantisce che tutte le linee entrino a regime nei tempi previsti né che operino alla piena capacità. Per questo l’effettivo pareggio tra offerta domestica e domanda potrebbe slittare più avanti nel decennio.
Nuovi impianti o aumenti produttivi di LG Energy Solution, Samsung SDI, Ford e SK On sono attesi entro il prossimo anno. Un elemento inatteso può facilitare la transizione: il rallentamento del mercato dei veicoli elettrici sta spingendo alcune fabbriche pensate per celle destinate alle auto a riconvertire parte della produzione verso l’accumulo stazionario. È un’opportunità per usare capacità industriale già pianificata, ma non elimina automaticamente le differenze tra domanda, chimiche delle celle, contratti di fornitura e requisiti di integrazione nei sistemi di rete.
La questione, dunque, non si esaurisce nell’opposizione tra importazioni e produzione locale. Per una filiera energetica servono volumi, prezzi, impianti affidabili, materiali lavorati, elettronica di potenza e competenze di integrazione. Un ordine che limita una fonte dominante può aumentare l’incentivo a investire negli Stati Uniti e diversificare i fornitori, ma produce effetti diversi a seconda dell’orizzonte temporale. Nel breve termine può sottrarre opzioni a un settore in piena espansione; nel medio periodo può spostare capitali verso fabbriche e catene di approvvigionamento alternative.
Il passaggio decisivo sarà il dettaglio delle linee guida federali. Dovranno chiarire come verranno valutati i rischi, se e come saranno trattati i progetti già in sviluppo, quali componenti ricadono nel divieto e quale margine resterà per prodotti non cinesi. Fino ad allora, il mercato statunitense dell’accumulo resta sospeso fra due priorità difficili da conciliare: installare batterie dove servono alla rete e ridurre la dipendenza dall’industria che oggi le rende più accessibili.
