A settembre 2026, Statkraft e SSE hanno effettuato il primo swap che fa riferimento all’indice ME BESS GB (2h). Il contratto viene regolato in base a una misura regolamentata di quanto guadagnano le batterie nel Regno Unito.

Il 29 settembre e il 6 ottobre 2026, Modo Energy ha riunito a Londra proprietari di asset, sviluppatori, utility, banche e fondi per approfondire come vengono costruiti questi swap e chi li utilizzerebbe. Questo articolo riassume quanto è stato presentato. L’intera presentazione è disponibile per il download in fondo all’articolo.

Uno swap sui ricavi consente a un proprietario di batterie di scambiare un indice variabile con una tariffa fissa in £/MW/anno. Negli ultimi 12 mesi, l’indice a 2 ore ha registrato una media di £69k/MW/anno. Su 17 batterie GB a 2 ore, uno swap indicizzato ha ridotto la volatilità mensile mediana dei ricavi da £22k a £12k/MW/anno. L’acquirente, a sua volta, ottiene ricavi che aumentano quando calano quelli da eolico e solare.

Punti chiave

• Uno swap è una copertura finanziaria per gestire il rischio, non una via di accesso al mercato. Si regola su un volume nozionale senza termini di disponibilità o dispacciamento. Si affianca ad altri ricavi contrattualizzati.
• Gli indici ME BESS GB catturano il 50% in più di ricavi rispetto a uno spread day-ahead. L’indice a 2 ore ha avuto una media di £69k/MW/anno da settembre 2025 ad agosto 2026; lo spread TB2 day-ahead implicava £46k.
• Uno swap indicizzato riduce la volatilità più di uno swap TB2. La volatilità mensile mediana è scesa a £12k/MW/anno con uno swap indicizzato, contro £15k con uno swap TB2.
• I ricavi delle batterie compensano quelli delle rinnovabili. Uno swap indicizzato da 1.414 MW ha ridotto la volatilità mensile dei ricavi di un parco eolico offshore AR3 da 500 MW del 47%.
• Il rischio di base resta al proprietario dell’asset. Una batteria che performa meno dell’indice termina sotto la tariffa fissa.

La contrattualizzazione BESS in GB è passata da grandi contratti Capacity Market a floor e poi a swap

Ogni nuova struttura ha spostato sempre più il rischio ricavi lontano dal proprietario dell’asset.

Nel 2018, la maggior parte dei progetti era sostenuta da un consistente contratto Capacity Market che garantiva ricavi sicuri a lungo termine, con un contratto EFR di lunga durata o una certa esposizione merchant tramite un contratto FFR. I floor sono diventati comuni intorno al 2021, quando il mercato si è evoluto e gli impianti hanno raggiunto i 50 MW. Dal 2024, i toll fisici hanno coperto portafogli di circa 200 MW o più: il toll di Gresham House e Octopus Energy ne è un esempio. Il primo swap indicizzato sulle batterie è stato firmato nel 2026, e questi non richiedono alcun asset fisico.

​​Il grafico qui sotto applica ogni struttura allo stesso asset a 2 ore. Clicca sulle schede per confrontare.