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I contratti di capacità a lungo termine disciplinati dal Meccanismo per l’Acquisizione di Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE), approvato con Decreto Legislativo dell’8 novembre 2021, n. 210, sono progettati per supportare fino a 50 GWh di nuova capacità di stoccaggio, principalmente al Sud e nelle isole. A breve sarà lanciata la prima asta, la quale offrirà una bancabilità su larga scala dei sistemi di accumulo (Battery Energy Storage System, BESS). Tuttavia, recenti dati sulle prestazioni suggeriscono che si potranno ottenere valori significativi da diverse fonti di reddito alternative all’approvvigionamento di capacità. Ad esempio, gli asset standalone di 4 ore con le migliori prestazioni nel Nord Italia sono passati da margini annualizzati che faticavano a raggiungere i 100 €/kW nel 2024, a picchi settimanali che superano regolarmente i 200 €/kW nella primavera del 2025. Con la capacità solare ed eolica dell’Italia che si prevede raddoppierà entro il 2030, e il disaccoppiamento dei prezzi zonali ormai in atto per quasi il 30% delle ore totali, esistono molteplici opportunità di introiti negli ancillary services e nell’arbitrage all’ingrosso, nonché in modelli contrattuali come i tolling agreements.
- I servizi di stabilità della rete includono mercati ausiliari come la Riserva di contenimento della frequenza (FCR), la Riserva automatica di ripristino della frequenza (aFRR) e il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD). Questi compensano gli operatori BESS e gli asset flessibili per la regolazione rapida della frequenza e il bilanciamento in tempo reale. A questi si aggiungono i servizi in caso di congestione, in cui gli operatori di rete pagano per alleviare i cd “colli di bottiglia” a livello locale, e i programmi UVAM (Unità Virtuali Abilitate Miste), che consentono agli asset aggregati su piccola scala di partecipare ai mercati della flessibilità.
- Le opportunità di trading energetico includono l’arbitraggio tra il mercato del giorno prima (Mercato del Giorno Prima, MGP) e il mercato infragiornaliero (Mercato Infragiornaliero, MI), che consentono agli asset di capitalizzare sui differenziali di prezzo.
- Gli accordi contrattuali che riducono il rischio degli investimenti includono accordi quali i tolling agreements (in cui terzi gestiscono lo stoccaggio a un costo fisso) e accordi privati per l’acquisto di energia (PPA) che abbinano le energie rinnovabili allo stoccaggio al fine di ottimizzare la fornitura. Infine, i contratti di capacità a lungo termine forniscono a loro volta energia di riserva durante i momenti di stress del sistema.
Servizi ausiliari tramite MSD
Il mercato italiano dei servizi ausiliari, ossia il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), offre opportunità di guadagno per le batterie e gli asset aggregati. Questi asset possono partecipare a tre mercati: Fast Reserve, Frequency Containment Reserve (FCR) e Automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) fornendo servizi di risposta a frequenza rapida e di bilanciamento della rete. Questi servizi sono fondamentali per stabilizzare la rete italiana procedendo di pari passo allo sviluppo delle energie rinnovabili, con la transizione di FCR e aFRR a piattaforme armonizzate a livello UE (PICASSO/MARI) avvenuta quest’anno, che aprirà opportunità di scambio transfrontaliero. Tuttavia, la saturazione del MSD ha ridotto i margini, spingendo i partecipanti verso strategie ibride, che combinano i ricavi accessori con i contratti trading merchant o relativi al mercato della capacità.
La riforma TIDE ha dato vita alle Unità Virtuali Abilitate Miste (UVAM), che aggregano risorse distribuite per partecipare alle aste nei mercati ausiliari. Le UVAM, introdotte dall’operatore di trasmissione italiano Terna nel 2018, superano ora i 1.500 MW di capacità flessibile qualificata e sono fondamentali per sostituire i servizi di bilanciamento basati sui combustibili fossili. Il Sud Italia, con la sua abbondanza di energia solare e i vincoli di rete, favorisce la partecipazione delle UVAM a risposta rapida, mentre il Nord sfrutta la volatilità infragiornaliera.
Arbitraggio sul mercato all’ingrosso e servizi atti a risolvere i problemi di congestione
L’arbitraggio sul mercato all’ingrosso sfrutta le differenze di prezzo tra il mercato del giorno prima (MGP) e il mercato infragiornaliero (MI). Il Sud Italia, in particolare, presenta una significativa volatilità dei prezzi zonali a causa della saturazione solare nelle ore centrali della giornata e dei cd “colli di bottiglia” della rete di trasmissione. Ciò offre ai BESS la possibilità di caricarsi quando i prezzi sono bassi per poi scaricarsi durante le ore di punta serali.
La riforma TIDE ha introdotto nel MI periodi di regolamento di 15 minuti (le transazioni e i prezzi vengono calcolati e regolati finanziariamente ogni 15 minuti anziché ogni ora) e impone l’applicazione di prezzi zonali anziché di un prezzo medio nazionale. Ciò aumenta notevolmente la granularità e la volatilità dei prezzi tra il Sud, ricco di energie rinnovabili, e il resto del Paese, e amplifica le opportunità di arbitraggio sul mercato all’ingrosso, dove i BESS possono trarre profitto dalla ricarica nelle ore a basso prezzo, saturate dal solare, e dallo scaricamento durante i picchi serali di alta domanda.
Una volatilità di questo tipo, con l’intensificarsi delle congestioni della rete, rafforza il business case a favore dei BESS, che possono fornire non solo arbitraggio energetico, ma anche servizi di gestione delle congestioni e flessibilità, assorbendo l’eccesso di offerta quando i prezzi diventano negativi e sostenendo l’offerta nelle ore di prezzo elevato.
Mercati di capacità a breve termine e tolling agreements
Terna organizza aste annuali sul mercato della capacità in cui i produttori di energia elettrica forniscono capacità con due anni di anticipo rispetto alla consegna. I progetti vincitori alla fine del 2024 si sono aggiudicati contratti di fornitura della durata di 15 anni con un compenso di circa 45.000-67.500 €/MW all’anno. Ciò garantisce la stabilità della rete remunerando la disponibilità di capacità al di là dei ricavi del mercato libero dell’energia. Il mercato della capacità attrae ingenti investimenti in BESS (la maggior parte della nuova capacità contrattualizzata all’inizio del 2025). Questi contratti di capacità coesistono con i ricavi di mercato, consentendo ai proprietari degli asset di partecipare ai mercati dei prezzi del giorno prima e ai mercati ausiliari, sebbene i prezzi del giorno prima siano soggetti a un tetto massimo al fine di evitare profitti eccessivi oltre ai pagamenti per la capacità.
I tolling agreements sono contratti in cui il proprietario di un asset mette a disposizione di un toller (operatore) un impianto (ad esempio una batteria), che ne controlla la gestione commerciale, compresa la commercializzazione dell’energia elettrica immagazzinata, senza esserne proprietario. Il proprietario dell’asset continua a essere responsabile della costruzione, della messa in servizio e della manutenzione e riceve un reddito fisso e stabile.
PPA privati
I contratti di acquisto di energia privata (PPA) italiani sono in aumento nel 2025. Ad esempio, METLEN ha firmato un PPA privato decennale con Iliad Italia per fornire energia solare da due parchi solari con una capacità complessiva di 15 MW, fornendo 20 GWh all’anno a Iliad. Nonostante l’interruzione causata dalla sospensione temporanea del regime di rilascio di energia in Italia da parte dell’UE, la tendenza generale mostra un aumento dell’attività dei PPA guidata dalle aziende e dai servizi pubblici, rendendo l’Italia uno dei mercati europei leader per questi accordi.
La pronta crescita di ricavi indica la strada giusta
Le prestazioni commerciali degli asset di stoccaggio in Italia richiedono un’attenzione particolare alla struttura dei ricavi. Grazie alla bancabilità dei progetti garantita da MACSE per alcuni operatori, è possibile integrare i pagamenti di capacità con la partecipazione UVAM, il trading infragiornaliero e i PPA privati per creare flussi di reddito resilienti. Questo tipo di accumulo dei ricavi riflette la maturità di un mercato in cui la raffinatezza operativa determina quali progetti sono in grado di cogliere appieno il valore della transizione energetica italiana.
