​L’industria dello stoccaggio a batteria in Germania è preoccupata. L’ente regolatore tedesco BNetzA ha indicato che potrebbe porre fine anticipatamente all’esenzione dalle tariffe di rete, anche per le batterie già connesse. La prospettiva di modifiche retroattive delle regole ha minato la fiducia degli investitori in un mercato che già naviga nell’incertezza riguardo al regime tariffario dopo il 2029.

Il regolatore sta delineando passo dopo passo il nuovo sistema: 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 essere fissati solo verso la fine del 2028 – e le banche spesso non finanziano ciò che non possono modellare.

Per molte batterie, questa tariffa di rete potrebbe determinare il successo o il fallimento del progetto. Soprattutto per batterie vincolate con accordi di connessione flessibili (FCA), tariffe di rete più elevate porterebbero i rendimenti (IRR) sotto la soglia di investimento, in particolare in uno scenario post-saturazione nel 2029 in cui i ricavi totali saranno molto inferiori rispetto a oggi.

Le FCA e le tariffe di rete dinamiche gestiscono entrambe la congestione locale: una tramite vincoli rigidi, l’altra tramite segnali di prezzo. Applicarle 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 ridotta.

Questa analisi mette alla prova il business case rispetto ai soli costi di finanziamento, la componente che sicuramente ridurrà i rendimenti. Le tariffe dinamiche potrebbero compensare parte del costo, ma non è garantito, soprattutto per le batterie lontane dalle zone di congestione. Abbiamo modellato scenari di tariffa solo capacità e solo 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 sottile – e 7 GW di capacità entro il 2030 potrebbero dipendere da dove si assesteranno i valori finali.

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

• Cosa ha proposto finora il regolatore come meccanismo
• Come le tariffe basate sul finanziamento possono influenzare il business case
• Come le tariffe dinamiche possono diventare una fonte di ricavo – a seconda della posizione

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Tariffe di capacità sopra €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 (sull’uso della rete), con la possibilità di scegliere quanta capacità riservare. È probabile che l’incentivo per le batterie sia scegliere il 100% o lo 0% di tariffe di capacità, a seconda del rapporto tra i prezzi, motivo per cui questa analisi considera separatamente prezzi puri di capacità e tariffe solo energia.

Per le tariffe basate sulla capacità, abbiamo modellato una gamma di costi annui da €6.000/MW/anno (in linea con le tariffe 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 cambiano drasticamente in base al livello di vincolo. Una batteria non vincolata in queste condizioni genera circa il 15% di IRR a 20 anni senza tariffe. Anche a €25.000/MW/anno, supera la soglia di investimento, con un IRR all’11,4%. Ma una tariffa di rete di €42.000/MW/anno (in linea con le tariffe di capacità belghe) porterebbe l’IRR al 9%, rendendo difficile trovare investitori anche per batterie completamente non vincolate.

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

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

Il punto chiave: il livello di tariffa che rompe il business case dipende interamente dal regime FCA. Per le batterie vincolate che costituiscono la maggior parte delle nuove connessioni, anche tariffe di capacità moderate 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 per 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 annui variano da circa €7.000 a €75.000/MW/anno nei nostri scenari, in una fascia simile ai costi di capacità sopra modellati. L’heatmap degli IRR lo riflette: le batterie non vincolate restano vicine alla soglia di investimento con un AP1 non sovvenzionato di €66,50/MWh. Ma le batterie vincolate non raggiungono la soglia nemmeno nello scenario di tariffa di rete più bassa.

Gli IRR delle batterie vincolate sono più bassi rispetto al pagamento di una cifra equivalente in tariffe di capacità. Questo perché le tariffe basate sull’energia distorcono le operazioni della batteria, e il ricavo perso (poiché meno cicli superano la soglia di redditività) può rendere l’impatto delle tariffe di rete peggiore della bolletta diretta.

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

Il meccanismo è semplice. Ogni ciclo ha già un costo minimo: degrado più la perdita di efficienza (RTE). Con un RTE dell’86%, il prezzo di scarica deve essere almeno del 16% superiore a quello di carica solo per coprire le perdite di efficienza.

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

L’impatto di ciò sul vincolo a livello 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 prezzi intraday più volatili che giustificherebbero anche 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 molto sottili.

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

Anche con una tariffa di €266/MWh, la linea dello spread minimo taglia la parte inferiore della curva, eliminando circa il 6% delle giornate di ciclaggio. A livelli tariffari più bassi, sono influenzati meno giorni.

Ma le batterie non ciclicano solo tra le ore di prezzo massimo e minimo di ogni giorno. Sfruttano anche molti cicli minori, eseguiti su picchi di prezzo di breve durata. Il secondo ciclo di ogni giorno, che di solito deve contare 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, equivalendo a un divieto operativo di fatto. In pratica, ciò è improbabile negli scenari AP1 modellati, ma anche la tariffa AP2 non sovvenzionata è sufficiente a ridurre significativamente i cicli annuali e comprimere i ricavi ben oltre il semplice pagamento della tariffa di rete.

L’incertezza sulle tariffe di rete potrebbe congelare le nuove decisioni di investimento fino a fine 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 settore anche con le nuove tariffe. Ma l’intenzione non equivale a chiarezza, e i finanziatori valutano i progetti in base al rischio, che richiede un certo livello di certezza.

Ci sono due rischi distinti in gioco, che colpiscono diversi gruppi 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 dovrà pagare tariffe di rete secondo il nuovo regime. Se le batterie ci guadagneranno o perderanno dipenderà dal bilancio tra costi di finanziamento e ricavi dalle tariffe dinamiche. I valori assoluti potrebbero non essere definitivi fino a fine 2028.

I finanziatori non possono modellare ciò che non vedono, anche se il processo sta aumentando la chiarezza per i progetti che prima sapevano solo che avrebbero pagato qualche forma di tariffa. Ma le FID per le connessioni post-2029 affrontano ancora una finestra di incertezza tale da probabilmente fermare nuovi investimenti BESS su larga scala in Germania fino a quando il quadro regolatorio non sarà chiaro.

La rimozione anticipata dell’esenzione aumenta il rischio anche per i progetti che si connettono prima del 2029, e potrebbe bloccare nuove decisioni di investimento

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

Se l’esenzione venisse rimossa retroattivamente, i progetti che hanno preso la FID ipotizzando 20 anni di operatività senza tariffe di rete vedrebbero cambiare il proprio business case 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 maggiori – o ad abbandonare completamente il mercato.

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

Due anni senza nuove FID ridurrebbero del 40% la capacità di batterie in Germania nel 2029 e aumenterebbero i prezzi all’ingrosso dell’energia

Se nessuna nuova batteria ottiene la FID tra oggi e fine 2028, il gap di sviluppo si amplia 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 batterie installate nel 2029. Un blocco di due anni delle FID ridurrebbe questa cifra a circa 8,7 GW – un deficit del 40%, ovvero 5,3 GW di batterie mancanti.

Se le rinnovabili e la domanda crescessero come previsto, ma le batterie restassero ai livelli odierni per via del blocco FID, ciò avrebbe importanti conseguenze per il sistema. Secondo le simulazioni di Modo Energy, il prezzo medio dell’energia nel 2029 sarebbe di €1,37/MWh più alto rispetto allo scenario centrale con batterie. E il 10% dei periodi vedrebbe prezzi di €148,03/MWh o più, invece di €144,10/MWh nello scenario centrale. Le ore a prezzo negativo aumenterebbero del 16%, incrementando la quantità di produzione rinnovabile curtailata.

Ma la domanda aggiuntiva dall’autoconsumo delle batterie sarebbe solo di circa 1,9 TWh, rispetto ai 664,81 TWh previsti secondo gli scenari TYNDP. Allargando la base della domanda, le tariffe di rete si ridurrebbero solo dello 0,3%, ovvero €0,19/MWh assumendo AP1 non sovvenzionato. Il costo netto per i consumatori di questa politica sarebbe quindi di €1,18/MWh, circa €785 milioni, ancora prima di considerare i risparmi da redispatch ed EEG. Questo costo potrebbe essere evitato con una maggiore chiarezza per gli investitori, garantendo che il loro business case non venga distrutto.

Tariffe dinamiche e FCA risolvono lo stesso problema. Le batterie non dovrebbero pagare 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 penalizza i rendimenti.

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

Tariffe dinamiche ben progettate dovrebbero ottenere gli stessi risultati dei limiti di import/export, ma tramite incentivi invece che restrizioni. Questo suggerisce tre possibili soluzioni:

• Le batterie che pagano tariffe dinamiche potrebbero essere liberate dai limiti di import/export, poiché il segnale di prezzo già indirizza il comportamento nella stessa direzione. Le rampe e i blocchi di programma rispondono a esigenze diverse e potrebbero comunque essere necessari.
• 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 aderire volontariamente al nuovo regime dinamico in cambio della rinuncia alle componenti energetiche della propria FCA.

Qualsiasi di queste soluzioni darebbe agli sviluppatori un motivo per accogliere il nuovo regime invece che temerlo, e aiuterebbe a ripristinare la fiducia degli investitori, oggi erosa dall’incertezza.