Le differenze tra Italia, Germania e Spagna dimostrano che la stessa batteria, con identica potenza e capacità di accumulo, può produrre risultati economici molto diversi a seconda del mercato in cui opera
In Europa l’accumulo di energia tramite batterie (BESS – Battery Energy Storage System) sta progredendo, ma le opportunità di investimento e finanziamento variano da mercato a mercato. Italia, Germania e Spagna stanno sviluppando capacità e meccanismi di supporto distinti, mentre i prezzi orari, i servizi ancillari e le condizioni normative influenzano la redditività dei progetti.
Queste differenze rendono necessaria un’analisi di ciascun mercato con previsioni specifiche a lungo termine.
ITALIA: CONTRATTI A LUNGO TERMINE PER INCREMENTARE LO ACCUMULO
L’Italia è uno dei mercati europei che ha compiuto i maggiori progressi nella contrattualizzazione di capacità di accumulo energetico a lungo termine. Il meccanismo MACSE, gestito da Terna, consente l’assegnazione di contratti tramite aste che offrono una remunerazione per la disponibilità di capacità di accumulo per 15 anni.
Nel settembre 2025 Terna ha tenuto la prima asta MACSE, assegnando 10 GWh di capacità di accumulo che entrerà in funzione nel 2028. Il prezzo medio ponderato di aggiudicazione è stato di 12.959 €/MWh all’anno, ben al di sotto del prezzo massimo di 37.000 €/MWh all’anno. La capacità offerta ha superato di oltre quattro volte la domanda d’asta, a dimostrazione del forte interesse degli investitori e dell’intensa concorrenza tra i progetti.
IL 24 NOVEMBRE LA SECONDA ASTA MACSE
La seconda asta è prevista per il 24 novembre, con consegna nel 2029 e un fabbisogno di accumulo di riferimento di 16 GWh, che potrà essere modificato in base alla disponibilità di ulteriore capacità. Nel settembre 2026, l’autorità di regolamentazione italiana ARERA ha fissato un prezzo massimo di 27.000 euro/MWh all’anno per questa asta, inferiore a quello della prima gara d’appalto.
Il MACSE offre una struttura di ricavi che può agevolare il finanziamento di nuove infrastrutture. In cambio di una remunerazione contrattuale, gli aggiudicatari devono costruire le infrastrutture e rendere disponibile al mercato la capacità promessa, in conformità con le regole del meccanismo. Questi ricavi, quindi, non possono essere cumulati senza restrizioni con le opportunità offerte dai mercati privati per la stessa capacità.
Questo modello riduce l’esposizione a determinate incertezze nei mercati dell’energia elettrica, pur non eliminando i rischi associati ai costi di investimento, all’esecuzione del progetto, agli obblighi contrattuali e al funzionamento delle batterie.
IL MERCATO DEGLI ACCUMULI IN GERMANIA
In Germania i progetti relativi alle batterie hanno sviluppato modelli di business basati principalmente sull’arbitraggio di prezzo e sulla partecipazione ai mercati di bilanciamento. Questi flussi di entrate offrono opportunità, ma espongono anche i progetti alle fluttuazioni dei prezzi e alla concorrenza di nuovi impianti di accumulo.
Il 2 settembre scorso la Commissione Europea ha approvato un meccanismo di capacità tedesco con un costo stimato tra 15,6 e 35,2 miliardi di euro, destinato a garantire la sicurezza degli approvvigionamenti a partire dal 2031. Il meccanismo prevede contratti della durata massima di 15 anni e consentirà la partecipazione alla generazione, allo accumulo e alla gestione della domanda, sia per gli impianti esistenti che per i nuovi investimenti, secondo le condizioni di ciascuna asta.
DUE ASTE PER NUOVE CAPACITÀ
Nel 2026 sono previste due aste per nuove capacità in grado di garantire l’approvvigionamento per periodi prolungati, ciascuna con un volume di 4,5 GW di potenza ridotta. La prima gara d’appalto si è conclusa l’8 settembre. La Bundesnetzagentur (Agenzia federale per le reti) prevede di annunciare i risultati entro il 3 novembre. La seconda gara d’appalto sarà indetta il 10 novembre. Le successive aste, previste per il 2027 e il 2029, saranno aperte a tutte le tecnologie, compreso lo accumulo, sia per la capacità esistente che per quella nuova.
La Germania prevede inoltre di sviluppare un meccanismo strutturale di capacità per soddisfare il fabbisogno di approvvigionamento a partire dal 2032, la cui progettazione sarà indipendente dal meccanismo approvato a settembre.
UNA REVISIONE DEL SISTEMA TARIFFARIO DELL’ENERGIA ELETTRICA?
Parallelamente, le condizioni di accesso e utilizzo della rete influiscono sulla redditività. La Bundesnetzagentur sta inoltre rivedendo il sistema tariffario dell’energia elettrica, con proposte specifiche per lo accumulo energetico. L’applicazione di nuove tariffe dipenderà dall’esito del processo normativo e dalle esenzioni esistenti per gli impianti ammissibili.
Per gli investitori, questo contesto rende necessario valutare i ricavi attuali derivanti dall’arbitraggio e dai servizi di bilancio, unitamente ai futuri sviluppi del mercato, alle condizioni normative e alle possibilità di ottenere una remunerazione per la capacità.
La concorrenza tra i sistemi di accumulo a batteria sarà un fattore determinante. Con l’aumento della capacità installata, la partecipazione di nuovi impianti potrebbe modificare sia le differenze di prezzo orarie sia i ricavi derivanti dai servizi di bilanciamento della carica.
SPAGNA: NUOVE OPPORTUNITÀ DI GUADAGNO GRAZIE ALLE IMPRESE
Come spiega El Periodico de la Energia, la Spagna si trova in una fase diversa. Le opportunità di guadagno derivanti dallo accumulo si basano sull’arbitraggio dei prezzi nei mercati dell’energia elettrica e dei servizi ancillari, mentre procede l’implementazione del nuovo mercato della capacità. L’ordinanza TED/966/2026, del 15 settembre, ha istituito il mercato della capacità per il sistema elettrico della penisola spagnola. Questo meccanismo consentirà agli impianti di generazione, accumulo e consumo di partecipare tramite aste competitive.
La remunerazione sarà legata alla capacità effettiva che ciascun impianto potrà apportare al sistema. Nel caso delle batterie, tale capacità dipenderà dalla potenza installata e dai coefficienti di affidabilità stabiliti per ciascuna tecnologia, che sono ancora in fase di definizione. Per gli impianti ibridi, la capacità effettiva sarà calcolata per modulo e la loro somma non potrà superare la capacità di accesso concessa. Il periodo di fornitura del servizio per i nuovi investimenti potrà raggiungere un massimo di 15 anni, sebbene la sua durata specifica dipenderà dalla tecnologia e dalle condizioni di ciascun bando di gara.
Questo meccanismo incorpora una fonte di reddito potenzialmente più stabile per i progetti BESS. Tuttavia, il suo effettivo contributo al finanziamento dipenderà dal volume di capacità assegnata, dai prezzi risultanti dalle aste, dai coefficienti di fermezza e dagli obblighi di disponibilità.
In attesa della definizione di questi parametri, le previsioni sui ricavi provenienti dai mercati energetici e dai servizi ancillari continuano a rivestire un’importanza fondamentale per le decisioni di investimento.
IL FINANZIAMENTO DIPENDE DALLA COMBINAZIONE DI ENTRATE E RISCHI
Le differenze tra Italia, Germania e Spagna dimostrano che la stessa batteria, con identica potenza e capacità di accumulo, può produrre risultati economici molto diversi a seconda del mercato in cui opera.
In Italia un progetto che si aggiudica un contratto MACSE può contare su una remunerazione contrattuale a lungo termine. In Germania, un progetto con esposizione al mercato libero deve dimostrare la solidità dei ricavi derivanti dall’arbitraggio e dai servizi di bilanciamento, tenendo conto delle opportunità e delle condizioni dei nuovi meccanismi di capacità. In Spagna, gli sviluppatori devono valutare i ricavi di mercato e il potenziale di remunerazione della capacità garantita, che è ancora subordinato all’esito delle future aste.
Esistono anche alternative contrattuali, come gli accordi di tolling, che possono ridurre l’esposizione diretta alla volatilità dei ricavi. Tuttavia, ogni struttura di finanziamento distribuisce i rischi in modo diverso tra proprietari, gestori e acquirenti di servizi di accumulo.
Per le banche e gli investitori, l’esistenza di un meccanismo di capacità non garantisce di per sé la bancabilità di un progetto. È necessario valutare i flussi di cassa attesi, gli obblighi contrattuali, i rischi normativi e la capacità di onorare il debito anche in scenari meno favorevoli.
L’EUROPA HA BISOGNO DI PREVISIONI SPECIFICHE PER OGNI MERCATO
La crescita del settore dello accumulo in Europa offre significative opportunità di investimento, ma non esiste un unico modello economico applicabile indiscriminatamente a mercati diversi.
L’evoluzione dei prezzi orari, della produzione da fonti rinnovabili, della domanda di elettricità, delle interconnessioni, dei servizi ancillari e dei meccanismi di capacità determinerà i ricavi che le batterie potranno ottenere nei prossimi anni.
Per valutare questi progetti, è necessario disporre di previsioni a lungo termine dei prezzi del mercato elettrico con granularità oraria e di scenari coerenti con l’evoluzione prevista di ciascun sistema. Sulla base di queste previsioni, è possibile simulare il funzionamento delle batterie, stimare i ricavi e valutarne la sensibilità a diversi scenari di mercato.