L’Italia ha compiuto il primo passo verso il raggiungimento di 50 GWh di storage tramite MACSE, il suo schema di capacità a lungo termine per l’accumulo di energia, consolidando il suo ruolo tra i mercati europei più interessanti per ricavi fissi.

Anche con una notevole capacità contrattualizzata in arrivo, e altra ancora da aggiungere, restano opportunità merchant per affrontare la volatilità e gli squilibri locali che sfuggono agli schemi a ricavo fisso.

I ricavi fissi guidano il panorama dello storage in Italia

L’Italia si distingue in Europa per la scala e la struttura dei ricavi da storage energetico contrattualizzati, grazie a Terna, il gestore della rete nazionale.

Al centro c’è MACSE, il meccanismo di capacità di Terna per garantire 50 GWh di batterie connesse alla rete entro il 2030. La prima asta ha assegnato circa 10 GWh di capacità su contratti di 15 anni con pagamenti annuali fissi per MWh, offrendo prezzi sorprendentemente bassi e fissando un chiaro riferimento per le future tornate.

Terna gestisce anche un mercato della capacità che assegna contratti di 15 anni per nuovi impianti e di 1 anno per asset esistenti. I pagamenti sono effettuati per la disponibilità e non per l’energia effettivamente erogata, permettendo così ai partecipanti di sfruttare tutta la capacità disponibile nei mercati dell’energia e dei servizi ancillari.

Con così tanta capacità BESS assicurata tramite contratti a ricavo fisso, la domanda chiave per gli investitori è quanto spazio rimanga per i modelli merchant.

Quale futuro per lo storage merchant?

I contratti a ricavo fisso sono diventati la spina dorsale del mercato dello storage in Italia. Tuttavia, l’interesse degli sviluppatori supera ciò che schemi come MACSE possono assorbire; la prima asta ha visto una domanda quattro volte superiore a quella assegnata. Questa sovrascrizione ha lasciato una pipeline crescente di progetti che testano la sostenibilità dei modelli merchant.

Sebbene i contratti MACSE garantiscano capacità su larga scala, non premiano pienamente strategia operativa, posizione o scelte tecniche che massimizzano le performance. Rimane quindi spazio per batterie in grado di estrarre maggior valore tramite strategie di ottimizzazione e progettazione di sistema più evolute.

Arbitraggio sul mercato del giorno prima

Il mercato del giorno prima (Mercato del Giorno Prima, MGP) rappresenta una fonte fondamentale di valore merchant per le batterie italiane, con l’espansione delle rinnovabili che continua a sostenere l’ampiezza degli spread.

Gli spread medi, tuttavia, restano inferiori rispetto ai principali mercati europei. Il Prezzo Unico Nazionale (PUN), il prezzo di riferimento nazionale unico derivato dai risultati zonali, mostra spread TB2 inferiori del 43% rispetto alla Germania e del 12% rispetto al Regno Unito.

In Italia, le differenze zonali sono evidenti. Le zone sud e isole mostrano spread più ampi rispetto al Nord, con la Sardegna che registra i valori più elevati e il Nord i più bassi; gli spread medi TB2 della Sardegna sono circa il 34% superiori rispetto al Nord.

Proprio queste regioni sono state quelle in cui è stata assegnata la maggior parte della capacità nella prima asta MACSE. Gran parte del potenziale di arbitraggio sarà quindi catturato da asset contrattualizzati, lasciando margini più sottili agli operatori puramente merchant.

Mercato Infragiornaliero

Il mercato infragiornaliero italiano (Mercato Infragiornaliero, MI) offre un ulteriore livello di valore merchant. Combina negoziazione continua e aste programmate, con la maggior parte dei volumi ancora concentrata nelle sessioni d’asta.

Includere i prezzi infragiornalieri aumenta gli spread medi di circa il 14%, evidenziando il valore aggiuntivo per asset ben ottimizzati. Tuttavia, la liquidità limitata nella negoziazione continua e le restrizioni alle transazioni limitano quanto di questo valore possa essere effettivamente catturato.

Servizi di bilanciamento e ancillari

Il mercato dei servizi di dispacciamento italiano (Mercato per il Servizio di Dispacciamento, MSD) sostiene sia il bilanciamento in tempo reale che l’approvvigionamento dei servizi ancillari. Richiede risorse per fornire regolazione verso l’alto e verso il basso dopo la chiusura dei mercati MGP e MI.

Ore con bilanciamento simultaneo verso l’alto e verso il basso nella stessa zona sono frequenti, segno che i vincoli locali di rete, più che gli squilibri di sistema a livello zonale, guidano molte decisioni di dispacciamento.

La capacità MACSE su larga scala e su base zonale non risolverà completamente queste criticità sub-zonali. Con la crescita delle rinnovabili, gli squilibri tenderanno ad aumentare, creando opportunità per batterie ben posizionate o co-locate per cogliere valore dove i bisogni di bilanciamento sono più forti.

Geografia e mix di generazione guidano le differenze zonali in Italia

Il mercato elettrico italiano è a prezzi zonali. Ogni regione riflette distinti vincoli di rete e bilanci domanda-offerta, rendendo la posizione un fattore chiave per il potenziale di ricavo.

La zona nord domina sia per generazione che per carico, influenzando le medie nazionali. Una forte produzione idroelettrica e interconnessioni transfrontaliere contribuiscono a mantenere i prezzi più stabili rispetto al resto d’Italia.

Al contrario, le zone sud e isole dipendono maggiormente da solare ed eolico, con forti oscillazioni infragiornaliere dovute ai deboli collegamenti di trasmissione che limitano il flusso di energia a basso costo verso nord. Queste dinamiche spiegano perché gli spread sono più ampi al Sud e perché la maggior parte della capacità MACSE sia stata assegnata lì.

Le centrali a gas restano la spina dorsale del mix elettrico italiano e spesso fissano il prezzo marginale. La loro flessibilità limita i prezzi di scarsità, contenendo gli spread. Tuttavia, questa stessa dipendenza ha reso l’Italia uno dei mercati europei più esposti durante la crisi energetica del 2022, e potrebbe nuovamente offrire opportunità per le batterie merchant se i mercati dei combustibili si restringessero.

Le prospettive per il mercato storage italiano

Con l’espansione delle rinnovabili e il graduale phase-out del termoelettrico, la necessità di flessibilità in Italia crescerà. Il piano energia e clima nazionale punta a circa 108 GW di capacità solare ed eolica entro il 2030, con lo storage destinato a giocare un ruolo centrale nella gestione della transizione.

Gran parte delle nuove installazioni arriverà tramite schemi di capacità a lungo termine che garantiscono ricavi contrattualizzati per batterie su larga scala.

C’è anche spazio per la crescita del valore merchant, soprattutto con le riforme del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) che ridefiniranno le regole di dispacciamento e i segnali locazionali.

Ritardi nelle connessioni, iter autorizzativi complessi e regole di mercato in evoluzione rendono il contesto dinamico per gli investitori. Per chi saprà navigare questa incertezza, l’Italia offre uno dei mercati storage più promettenti d’Europa.