​Il settore dello stoccaggio a batteria in Germania è preoccupato. Il regolatore tedesco BNetzA ha indicato che potrebbe terminare anticipatamente l’esenzione dalle tariffe di rete, anche per le batterie già connesse. La prospettiva di cambiamenti retroattivi delle regole ha scosso la fiducia degli investitori in un mercato che già naviga nell’incertezza sul regime tariffario post-2029.

Il regolatore sta delineando il futuro sistema passo dopo passo: un BKZ rivisto, tariffe basate sul finanziamento e nuove tariffe dinamiche localizzate. BNetzA afferma di non voler peggiorare il business case dello stoccaggio. Tuttavia, i valori finali potrebbero non essere fissati fino alla fine del 2028 - e le banche spesso non finanziano ciò che non possono modellare.

Per molte batterie, questa tariffa di rete può determinare il successo o il fallimento del business case. Soprattutto per le batterie vincolate con accordi di connessione flessibile (FCA), tariffe di rete più alte spingerebbero gli IRR in territori non investibili, specialmente in un mondo post-saturazione nel 2029 dove i ricavi totali saranno molto inferiori a quelli attuali.

Le FCA e le tariffe di rete dinamiche gestiscono entrambe la congestione locale della rete: una tramite vincoli rigidi, l’altra tramite segnali di prezzo. Applicare entrambe equivale a una doppia imposizione. E le batterie più vincolate sono quelle meno in grado di rispondere ai segnali dinamici, poiché la loro flessibilità operativa è già stata limitata.

Questa analisi mette alla prova il business case rispetto alle sole tariffe di finanziamento, la componente che sicuramente ridurrà i rendimenti. Le tariffe dinamiche potrebbero compensare parte del costo ma non sono garantite, in particolare per le batterie lontane dalle zone di congestione. Simuliamo scenari di tariffazione solo sulla capacità e solo sull’energia sotto vincoli FCA realistici.

Con una tariffa di rete basata sull’energia di €66,50/MWh applicata all’autoconsumo, una batteria non vincolata perde 4 punti percentuali di IRR. Per le batterie fortemente vincolate, la maggior parte degli scenari di tariffa di rete spinge i rendimenti sotto le soglie di investimento. Il margine tra un regime tariffario sostenibile e uno che blocca lo sviluppo è ristretto - e 7 GW di capacità entro il 2030 potrebbero dipendere da dove si fisseranno i valori finali.

Questo articolo fa parte di una serie sulle future tariffe di rete per le batterie tedesche:

• Cosa propone finora il regolatore come meccanismo
• Come le tariffe di finanziamento possono impattare il business case
• Come le tariffe dinamiche possono diventare una fonte di ricavi - a seconda della posizione

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Tariffe di capacità sopra i 25.000 €/MW/anno rendono non investibili anche le batterie non vincolate

Nel suo position paper, BNetzA propone una combinazione di tariffe di capacità (basate sulla capacità di rete riservata) e tariffe basate sull’energia (basate sull’utilizzo della rete), con possibilità di scelta su quanta capacità riservare. È probabile che l’incentivo per le batterie sia scegliere o il 100% o lo 0% di tariffe di capacità, a seconda del rapporto tra i prezzi, motivo per cui questa analisi esamina separatamente prezzi puri di capacità e tariffe puramente energetiche.

Per le tariffe basate sulla capacità, abbiamo modellato una gamma di oneri annuali da 6.000 €/MW/anno (in linea con le tariffe di capacità DUoS più basse degli ultimi anni in GB) a 130.000 €/MW/anno (in linea con alcune proposte durante la discussione BNetzA). Tutti gli scenari assumono una batteria da 4 ore che entra in esercizio commerciale il 1° gennaio 2029.

I risultati si dividono nettamente in base al livello di vincolo. Una batteria non vincolata, secondo queste ipotesi, genera circa il 15% di IRR a 20 anni senza tariffe. Anche a 25.000 €/MW/anno, questa batteria supera il tasso di soglia, con un IRR all’11,4%. Ma una tariffa di rete di 42.000 €/MW/anno (in linea con le tariffe di capacità belghe) farebbe scendere l’IRR al 9%, rendendo difficile trovare un investitore anche per batterie completamente non vincolate.

Per valutare realisticamente la situazione della maggior parte delle batterie che oggi entrano nel mercato tedesco, questa analisi sceglie vincoli FCA severi ma realistici, per mostrare i casi limite di batterie che attualmente sono appena finanziate.

Per batterie con FCA in stile DSO, inclusi limiti di rampa e import/export, la situazione peggiora notevolmente. Gli IRR a 20 anni senza leva sono intorno all’11%, scendendo al 9,3% con tariffe di capacità di 10.000 €/MW/anno. Con un tasso di soglia attuale intorno al 10%, questa batteria difficilmente troverà un investitore senza ulteriori fonti di ricavo sicure. Le batterie vincolate TSO, con ricavi intraday come una delle principali fonti di ricavo fortemente vincolate, superano a malapena la soglia di finanziamento anche senza tariffe di rete. Anche una piccola tariffa annuale può renderle non investibili.

La conclusione chiave: il livello della tariffa a cui il business case si rompe dipende interamente dal regime FCA. Per le batterie vincolate che costituiscono la maggioranza delle nuove connessioni, anche oneri di capacità modesti erodono i rendimenti a livelli che le banche non finanzieranno.

Le tariffe basate sull’energia costano meno delle tariffe di capacità, ma cambiano il funzionamento delle batterie

Secondo l’ultima proposta BNetzA, le batterie che scelgono una tariffa di capacità pari a zero pagherebbero solo tariffe di rete basate sull’energia per il proprio autoconsumo o le perdite di efficienza (RTE). Abbiamo modellato quattro scenari basati sui livelli tariffari attuali e sulle proposte del regolatore.

Il costo diretto delle tariffe basate sull’energia è inferiore rispetto alle tariffe di capacità. I pagamenti annuali vanno da circa 7.000 a 75.000 €/MW/anno nei nostri scenari, in una fascia di costo simile alle tariffe di capacità sopra modellate. La heatmap degli IRR riflette questo: le batterie non vincolate restano vicine al tasso di soglia con un AP1 non sovvenzionato di €66,50/MWh. Ma le batterie vincolate non raggiungono la soglia nemmeno nello scenario tariffario più basso modellato.

Gli IRR per le batterie vincolate sono inferiori rispetto a quanto pagherebbero in tariffe di capacità equivalenti. Questo perché le tariffe energetiche distorcono il funzionamento delle batterie e i ricavi persi (poiché meno cicli superano la soglia di redditività) possono rendere l’impatto delle tariffe peggiore della sola bolletta.

Spread minimi più alti eliminano in modo non lineare le opportunità di ciclaggio

Il meccanismo è semplice. Ogni ciclo ha già un costo minimo: degradazione più perdita RTE. Con un RTE all’86%, il prezzo di scarica deve essere almeno del 16% superiore al prezzo di carica solo per pareggiare le perdite di efficienza.

Le tariffe basate sull’energia alzano ulteriormente questa soglia. Per ogni 1 MWh caricato, la batteria perde 140 kWh per inefficienza RTE. Con una tariffa di rete di €66,50/MWh, questo aggiunge €9,31/MWh allo spread minimo richiesto perché il ciclo sia redditizio. Gli ottimizzatori incorporeranno questa soglia e salteranno qualsiasi ciclo che non la superi per evitare perdite.

L’impatto su batterie con vincolo TSO è il minore. Anche senza tariffe di rete, la batteria deve rinunciare a molti cicli minori a causa degli effetti della rampa di 15 minuti e perché non può accedere ai picchi intraday che giustificherebbero quei cicli. I ricavi merchant lordi e il numero di cicli cambiano poco con spread minimi bassi rispetto allo scenario senza tariffe, mentre i margini IRR restano sottilissimi.

L’effetto sui volumi di ciclaggio è non lineare, poiché gli spread non sono distribuiti uniformemente durante l’anno.

Anche con una tariffa di rete di €266/MWh, la linea dello spread minimo taglia la parte bassa della curva, eliminando circa il 6% delle giornate di ciclaggio. Con tariffe più basse, vengono colpite meno giornate.

Ma le batterie non ciclicano solo tra le ore più alte e più basse di ogni giorno. Eseguono anche molti cicli minori, sfruttando i picchi di prezzo a breve termine. Il secondo ciclo di ogni giorno, che di solito si basa su uno spread inferiore al TB4, è il più colpito. Questo riduce i cicli medi giornalieri di una batteria non vincolata da 1,95 a circa 1,4 con le tariffe di rete più alte.

All’estremo, un livello tariffario molto alto eliminerebbe quasi tutte le opportunità di ciclaggio e porterebbe a un divieto operativo di fatto. In pratica, questo è improbabile negli scenari AP1 modellati, ma anche la tariffa AP2 non sovvenzionata basta a ridurre materialmente il numero di cicli annui e comprimere i ricavi ben oltre il pagamento della tariffa di rete stessa.

L’incertezza sulle tariffe di rete potrebbe congelare nuove decisioni di investimento fino alla fine del 2028

BNetzA ha ribadito di non voler distruggere il business case dei BESS, e il mercato della capacità e i ricavi internazionali potrebbero sostenere il business case delle batterie anche con l’arrivo delle tariffe di rete. Ma le intenzioni non equivalgono a chiarezza, e i finanziatori finanziano progetti sulla base di calcoli di rischio che richiedono un certo livello di certezza.

Esistono due rischi distinti in gioco, che riguardano diversi insiemi di progetti.

I nuovi progetti connessi dopo agosto 2029 affrontano un business case non quantificabile

Qualsiasi batteria che entri in esercizio commerciale dopo il 4 agosto 2029 sarà tenuta a pagare le tariffe di rete secondo il nuovo regime. Se le batterie ne usciranno meglio o peggio dipenderà dal bilancio tra oneri di finanziamento e ricavi dalle tariffe dinamiche. I valori assoluti potrebbero non essere definitivi fino alla fine del 2028.

I finanziatori non possono modellare ciò che non vedono, anche se il processo sta aumentando la chiarezza per progetti che prima sapevano solo che avrebbero pagato qualche tipo di tariffa di rete. Ma le FID per connessioni post-2029 affrontano ancora una grande finestra di incertezza che probabilmente bloccherà gli investimenti BESS su scala di rete in Germania fino a che il quadro normativo non sarà chiaro.

La rimozione anticipata dell’esenzione aggiunge rischio anche per i progetti connessi prima del 2029, che potrebbe fermare qualsiasi nuova decisione di investimento

Separatamente, BNetzA ha indicato di poter avere l’autorità legale per terminare anticipatamente l’esenzione dalle tariffe di rete, anche per batterie già connesse, per creare condizioni di parità. Questa non è ancora una politica confermata. Ma il solo fatto che sia sul tavolo ha scosso notevolmente la fiducia degli investitori. I progetti che non hanno ancora FID potrebbero non ottenere finanziamenti con questo nuovo profilo di rischio aumentato.

Se l’esenzione venisse rimossa retroattivamente, i progetti che avevano preso FID ipotizzando 20 anni di operatività senza tariffe vedrebbero il proprio business case cambiare a metà vita. Gli IRR modellati in questa analisi si applicherebbero non solo ai progetti futuri ma anche agli asset già installati. Si tratta di un rischio binario e non copribile che porta i finanziatori a chiedere margini più ampi – o ad abbandonare completamente il mercato.

I progetti che hanno già raggiunto FID probabilmente andranno avanti. Ma molti progetti previsti per la connessione prima della fine dell’esenzione non hanno ancora il finanziamento assicurato. Gli sviluppatori hanno già riferito che i finanziatori stanno indicando la possibilità di ritirare il supporto a causa di questo nuovo rischio.

Un blocco di due anni nelle nuove FID ridurrebbe del 40% la capacità a batteria tedesca nel 2029 e aumenterebbe i prezzi all’ingrosso dell’energia

Se nessuna nuova batteria raggiungesse la FID tra oggi e la fine del 2028, il gap di sviluppo crescerebbe rapidamente. Supponendo due anni tra FID e operatività commerciale, nessun nuovo progetto entrerebbe in funzione prima del 2030. Nello scenario centrale di Modo Energy, la Germania avrebbe circa 14 GW di capacità installata di batterie entro il 2029. Un blocco di FID di due anni ridurrebbe questo valore a circa 8,7 GW – un calo del 40%, ovvero 5,3 GW di batterie mancanti.

Se le rinnovabili e la domanda cresceranno come previsto, ma le batterie resteranno ai livelli attuali per via di un blocco delle FID, questo avrebbe importanti implicazioni per il sistema. Secondo la modellazione di Modo Energy, i prezzi medi dell’energia nel 2029 sarebbero di €1,37/MWh più alti rispetto allo scenario centrale. E il 10% dei periodi vedrebbe prezzi di almeno €148,03/MWh, contro €144,10/MWh nello scenario centrale. Le ore a prezzo negativo aumenterebbero del 16%, incrementando la quantità di generazione rinnovabile curtailata.

Ma la domanda aggiuntiva da autoconsumo delle batterie sarebbe solo circa 1,9 TWh, rispetto ai 664,81 TWh di domanda negli scenari TYNDP. L’ampliamento della base di domanda ridurrebbe quindi le tariffe di rete solo dello 0,3%, ovvero €0,19/MWh ipotizzando AP1 non sovvenzionato. Il costo netto per i consumatori di questa politica sarebbe quindi €1,18/MWh o circa 785 milioni di euro, ancora prima di considerare i risparmi da redispatch ed EEG. Questo costo potrebbe essere evitato fornendo chiarezza anticipata agli investitori, assicurando che il loro business case non venga compromesso.

Tariffe dinamiche di rete e FCA risolvono lo stesso problema. Le batterie non dovrebbero pagarle entrambe

Le tariffe di rete sono gestibili quando la batteria non è vincolata. Ma la maggior parte delle nuove batterie affronta le FCA, e la combinazione spesso è fatale per i tassi di soglia.

Quando i segnali di prezzo dinamici saranno presenti a tutti i livelli DSO, avranno lo stesso ruolo di una FCA nell’indicare alla batteria come comportarsi in modo favorevole alla rete. I due strumenti si sovrappongono maggiormente dove la congestione è peggiore: proprio dove i DSO impongono le FCA più severe e dove le tariffe dinamiche genererebbero il massimo incentivo al comportamento favorevole alla rete. Applicare entrambe equivale a una doppia imposizione. E le batterie più vincolate sono le meno in grado di rispondere ai segnali dinamici, perché la loro flessibilità operativa è già stata limitata.

Tariffe dinamiche di rete ben progettate dovrebbero raggiungere gli stessi obiettivi dei limiti di import/export, ma tramite incentivi anziché restrizioni. Questo suggerisce tre possibili soluzioni:

• Le batterie che pagano tariffe dinamiche potrebbero essere esentate dai limiti di import/export, dato che il segnale di prezzo già guida il comportamento nella stessa direzione. I limiti di rampa e i blocchi di programmazione affrontano altre problematiche e potrebbero comunque essere giustificati.
• Le batterie con FCA potrebbero ricevere tariffe di rete basate sul finanziamento più basse in cambio (simile al regime BKZ attuale).
• Le batterie operative potrebbero optare volontariamente per il nuovo regime dinamico in cambio della perdita delle componenti energetiche della loro FCA.

Ognuna di queste soluzioni darebbe ai developer un motivo per accogliere il nuovo regime invece che temerlo, e aiuterebbe a ripristinare la fiducia degli investitori che l’attuale incertezza sta erodendo.