​I ricavi delle batterie in Gran Bretagna hanno subito cambiamenti significativi negli ultimi due anni, influenzati da condizioni di mercato in evoluzione, nuove politiche e strutture di investimento innovative.

Nel nostro ultimo livestream, Shaniyaa Holness‑Mckenzie e Joe Bush di Modo Energy hanno analizzato come sviluppatori e investitori possano ridurre i rischi dei rendimenti in un mercato GB sempre più maturo.

​Con 6,3 GW di capacità di batterie già attivi, l’attenzione si concentra su come i progetti possano garantire flussi di cassa stabili di fronte alla volatilità del mercato, alle riforme normative e ai cambiamenti nelle dinamiche degli offtake. Questa sessione esamina i fattori che alimentano tali rischi e i meccanismi emergenti per gestirli, mentre il mercato cresce verso il 2030 e oltre.

1) I ricavi delle batterie sono guidati da due forze chiave

Negli ultimi due anni i ricavi delle batterie in GB sono risaliti da un debole 2024 a un 2025 più solido, passando da circa £51k/MW/anno lo scorso anno a £72k/MW/anno quest’anno.

Il profilo mensile resta irregolare, con picchi invernali e cali estivi evidenti nel grafico dei ricavi aggregati. In altre parole: il livello è più alto, ma la volatilità persiste.

Questa volatilità riflette due fattori principali. Primo, gli spread dei prezzi all’ingrosso (day‑ahead e intraday) definiscono l’opportunità di arbitraggio: quando gli spread si restringono, di solito anche i ricavi calano, mentre quando si allargano, i ricavi aumentano.

Secondo, i ricavi dal Balancing Mechanism sono diventati una componente sempre più rilevante. I volumi di dispacciamento sono aumentati costantemente dall’inizio del 2024, ma il tasso di dispacciamento in-merit si è stabilizzato nel 2025. In generale, i ricavi mensili non seguono sempre perfettamente gli spread. Ecco perché ci sono stati mesi in cui i ricavi sono rimasti alti nonostante spread più bassi, e viceversa.

2) Le riforme di mercato possono influenzare i ricavi in entrambe le direzioni

​A settembre, le modifiche alle regole ABSVD (Applicable Balancing Services Volume Data) hanno cambiato il modo in cui le batterie partecipano alla frequency response. La riforma ha permesso alle unità non registrate nel Balancing Mechanism di competere nel Quick Reserve, eliminando i pagamenti di ricavo da sbilanciamento e livellando il campo con le batterie registrate nel BM.

Il risultato è stato un aumento dei prezzi della Dynamic Regulation che ha contribuito a un incremento di £8k nei ricavi da frequency response sull’intera flotta.

​Guardando avanti, P462, la proposta per eliminare i costi di sussidio dai prezzi d’offerta nel Balancing Mechanism, potrebbe cambiare la competizione tra batterie ed eolico nelle aree soggette a vincoli, in particolare in Scozia.

​Nel frattempo, GC0166 (introduzione di parametri energetici nel BM) e altre riforme in corso volte a ridurre gli skip rate e migliorare la precisione del dispacciamento dovrebbero aiutare a risolvere inefficienze operative che hanno limitato l’utilizzo delle batterie tra il 2024 e il 2025.

3) Strutture di offtake: floor, toll e swap (oh sì!)

​Con l’aumento dell’esposizione merchant, investitori e finanziatori stanno sempre più ricorrendo a accordi strutturati di offtake per stabilizzare i ricavi. Questi contratti aiutano a ridurre i rischi dei progetti batterie garantendo una parte delle entrate o trasferendo l’esposizione di mercato a terze parti—diventando fondamentali per ottenere finanziamenti a costi inferiori.

In Gran Bretagna stanno emergendo diverse tipologie di strutture di offtake.

​Floor vs toll: Floor e toll sono due delle strutture più diffuse oggi nel mercato GB. Nel floor, l’ottimizzatore integra i ricavi quando scendono sotto una soglia concordata, proteggendo il progetto nei mesi di ricavi bassi ma lasciando margine di crescita nei periodi migliori. Il toll, invece, prevede un pagamento annuo fisso—spesso più alto di un floor, ma senza upside merchant.

In un anno di ricavi bassi (~£40k/MW/anno), il floor garantisce un ritorno minimo, mentre in un anno forte (~£70k/MW/anno), i contratti toll offrono stabilità a scapito di ulteriori profitti potenziali.

Floor assicurativi: Nelle strutture più recenti, l’ottimizzatore non deve fornire direttamente il floor. Può essere una compagnia assicurativa a garantirlo, con il proprietario del progetto che paga un premio annuo invece di una commissione ottimizzatore più elevata. Questo approccio mantiene la flessibilità di un offtake merchant ma migliora la bancabilità, dato che i finanziatori spesso preferiscono la solidità creditizia degli assicuratori.

Day-ahead swap: Un’altra soluzione è il day-ahead swap. Si tratta di un contratto derivato che sostituisce i ricavi day-ahead variabili con un ritorno fisso. Appiattendo i flussi di cassa mensili, offre la prevedibilità richiesta per il finanziamento del debito, mantenendo per gli investitori equity una certa esposizione al potenziale upside merchant tramite altre fonti di ricavo.

4) Accumulo di lunga durata e impatti sul mercato

​Il programma cap-and-floor per lo storage di lunga durata del governo è ora in fase di valutazione, senza un obiettivo ancora definito. Secondo le Future Energy Scenarios, la capacità totale potrà variare tra 2,7 GW e 7,7 GW.

A seconda di dove ci si posiziona in questo intervallo, l’impatto sul mercato merchant delle batterie cambia notevolmente.

Uno schema più piccolo lascerebbe il mercato merchant sostanzialmente invariato, mentre un rollout più ampio potrebbe deviare capitali e accesso alla rete verso progetti sovvenzionati, riducendo il build-out merchant di circa l’11% nei primi anni 2030.

Nonostante ciò, i sistemi agli ioni di litio dovrebbero restare la tecnologia dominante, con il programma che migliora soprattutto la bancabilità per soluzioni di storage alternative e di lunga durata come il pompaggio idroelettrico e le batterie a flusso.

5) Build‑out e operatività: record e affidabilità

​Da settembre 2024, i sistemi di accumulo batterie in GB hanno mantenuto una disponibilità media del 95%, in lieve calo rispetto al 97–98% dello stesso periodo dell’anno precedente.

Parte di questa diminuzione riflette il ritmo record delle nuove attivazioni, con i siti appena completati che necessitano di tempo per raggiungere la piena performance operativa. Molti di questi nuovi sistemi risultano temporaneamente offline durante le fasi di test, contribuendo alla riduzione a breve termine della disponibilità media.

È importante sottolineare che gli operatori stanno pianificando in modo strategico i periodi di fermo. Se si confronta la disponibilità ponderata sui ricavi con il tempo totale di attività, i valori sono relativamente simili, il che significa che gli operatori non perdono i giorni con ricavi elevati e non sono più online nei giorni a basso ricavo.

La variazione giornaliera dei ricavi in Gran Bretagna è limitata rispetto a mercati come ERCOT, ma man mano che il mercato GB evolve, la gestione della disponibilità diventa un fattore chiave per ridurre il rischio dei rendimenti BESS—garantendo che gli asset restino online nei periodi di maggior valore e soddisfino i requisiti di performance previsti da contratti di offtake o finanziamenti.

​Le slide complete del livestream sono disponibili qui sotto