Le batterie guadagnano sfruttando la differenza tra le ore a basso e alto costo. Queste ore costose sono determinate dall’ultima centrale a carbone o gas necessaria per soddisfare la domanda, che offre il suo costo del combustibile più il costo delle emissioni di carbonio. Questo costo del carbonio è fissato dal Sistema di Scambio delle Emissioni dell’UE (EU ETS) e, per una centrale a lignite oggi, rappresenta oltre il 90% del totale.

Inevitabilmente, il sistema è stato sottoposto a crescente attenzione da parte dei paesi UE che hanno avuto transizioni energetiche più lente e restano dipendenti da carbone, lignite o gas. Questi paesi evidenziano l’elevato costo trasferito a consumatori e industria, con un impatto negativo su inflazione e competitività industriale.

Dal punto di vista del business delle batterie, tuttavia, i prezzi più alti fissati la sera sono ciò che garantisce i margini necessari a finanziare una batteria. Un allentamento dell’EU ETS rappresenterebbe un netto svantaggio per i proprietari di batterie.

Ma quanto è esposto ciascun mercato, considerando i mix di generazione e i percorsi di decarbonizzazione molto diversi tra Spagna, Italia, Germania e Polonia? Per scoprirlo, abbiamo applicato la proposta della Commissione al modello dietro la nostra previsione europea, che riduce drasticamente il prezzo del carbonio UE. Tutti e quattro i mercati perdono tra il 5% e il 9% delle entrate totali BESS. L’entità della perdita dipende più dalla capacità della batteria di diversificare le proprie fonti di ricavo che dal mix di generazione o dai percorsi di decarbonizzazione.

Punti chiave

• Le entrate totali BESS diminuiscono tra il 5% e il 9% a seconda del mercato. Scegliere dove costruire può offrire una certa diversificazione, ma non elimina l’esposizione.
• Non valutate questo rischio solo con una previsione dei prezzi dell’energia. I prezzi italiani scendono di più, ma i margini in Italia calano meno, quindi una semplice curva dei prezzi può sovrastimare la contrazione dei ricavi.
• Il ritrading intraday attenua l’impatto sui margini day-ahead. Germania, Italia e Spagna recuperano tra 1,9 e 2,4 punti percentuali del calo dei margini, mentre la Polonia nulla.
• I prezzi del carbonio subiscono la maggiore riduzione rispetto al baseline negli anni 2040, quando gran parte del carbone residuo in Polonia e Germania sarà già stata eliminata, limitando l’impatto.

Come viene fissato il prezzo dall’EU ETS e cosa cambierebbe?

L’EU ETS è un mercato regolamentato. Il sistema pone un tetto alle emissioni totali di energia, industria e aviazione, poi assegna un permesso per ogni tonnellata entro tale tetto. Gli emettitori devono restituire un permesso per ogni tonnellata emessa, e possono acquistare e vendere questi permessi che quindi hanno un prezzo di mercato.

Il prezzo è determinato dalla scarsità: quanto è stretto il tetto rispetto a quanto i settori coperti effettivamente vogliono emettere. Il tetto si riduce di una percentuale fissa ogni anno, ed è questo che ha fatto salire il prezzo dal 2005.

Parallelamente, la Riserva di Stabilità del Mercato ritira permessi dalla circolazione quando si accumula un surplus troppo grande, e cancella la parte di surplus che supera una certa soglia.

Il 17 luglio 2026 la Commissione ha pubblicato la sua proposta di revisione dell’Emissions Trading System per il periodo post 2030.

Due modifiche creano questa differenza:

• Un taglio annuale più lento lascia ogni anno più permessi in circolazione rispetto alla traiettoria attuale. Poiché i permessi possono essere accumulati, ogni anno aggiunge scorte disponibili per il futuro.
• La riserva ritira dalla circolazione la metà dei permessi rispetto a oggi, quindi una parte maggiore del surplus rimane acquistabile.

Entro il 2040, entrambi gli effetti si accumulano da oltre un decennio. Il tetto si esaurisce ora verso la fine degli anni 2040 invece che nel 2039, quindi la stessa domanda compete per una quantità maggiore di permessi.

Quanto di questo arriva ai ricavi delle batterie?

Abbiamo inserito questa curva del carbonio nel modello, e restringe i margini day-ahead in tutti e quattro i mercati. Una batteria non perde però l’intero importo, perché la diminuzione dei ricavi dai margini DA viene compensata da altri mercati energetici.

Con la riduzione dei margini, un ottimizzatore di batterie cercherebbe di riprogrammare cariche e scariche per adattarsi al nuovo profilo prezzi. Dove un mercato offre sia il day-ahead sia l’intraday, è possibile spostare volumi tra i due. E negli anni iniziali, i servizi ancillari non hanno costi di carbonio, quindi quella parte dei ricavi resta invariata.

Per quantificare il resto, abbiamo eseguito coppie di modelli di dispacciamento per un BESS da 50MW e quattro ore in ciascun mercato. Uno con prezzi baseline, uno con prezzi del carbonio ridotti, modellando il degrado in entrambi i casi.

L’effetto è peggiore per la Polonia, per tre motivi. Il suo margine si riduce di più rispetto agli altri. La composizione dei ricavi si sposta verso il day-ahead man mano che i servizi ancillari si saturano, e la crescita della liquidità intraday in Polonia è ancora un’incognita, quindi potrebbe non esserci un altro mercato dove spostare i volumi.

La possibilità di commerciare la stessa energia due volte è ciò che limita i danni. Germania, Italia e Spagna operano sull’intraday e recuperano circa due punti percentuali del calo dei margini, rinunciando a circa il 6% dei ricavi all’ingrosso a fronte di un calo degli spread dell’8%. Approfondisci il trading intraday per le batterie.

La Polonia invece non recupera nulla. Il calo del 10,1% dei margini si riflette direttamente nei ricavi all’ingrosso, perché l’intraday polacco non è ancora una fonte di ricavo per le batterie secondo la nostra previsione per la Polonia.

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Quando arriva effettivamente l’impatto del carbonio?

L’esposizione di una batteria al prezzo del carbonio non è costante lungo la previsione. Man mano che il prezzo del carbonio si allontana dalla traiettoria baseline, la decarbonizzazione nei mercati europei aumenta, compensando parte dell’impatto.