​L’Italia ha compiuto il primo passo verso la realizzazione di 50 GWh di accumulo tramite MACSE, il suo schema di capacità a lungo termine per lo storage energetico, consolidando la sua posizione come uno dei mercati europei più attraenti per i ricavi fissi.

Anche con una notevole capacità contrattualizzata in arrivo, e altra ancora da aggiungere, rimangono opportunità merchant per affrontare la volatilità e gli squilibri locali al di fuori della portata dei meccanismi 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 contrattualizzati dello storage energetico, trainati da 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 punto di riferimento per le prossime tornate.

Terna gestisce anche un mercato della capacità che assegna contratti di 15 anni per i nuovi impianti e di 1 anno per gli asset esistenti. I pagamenti sono erogati per la disponibilità piuttosto che per l’energia effettivamente fornita, consentendo 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.

Qual è il futuro dello storage merchant?

I contratti a ricavo fisso sono diventati la spina dorsale del mercato storage italiano. Ma l’interesse degli sviluppatori supera quanto schemi come MACSE possono assorbire; la prima asta ha attirato quattro volte la capacità effettivamente assegnata. Questo eccesso ha lasciato una pipeline crescente di progetti che stanno testando se i modelli merchant possano reggersi autonomamente.

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

Arbitraggio sul mercato del giorno prima

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

All’interno dell’Italia, le differenze zonali sono evidenti. Le zone Sud e isole presentano spread più ampi rispetto al Nord, con la Sardegna che registra i valori più elevati e il Nord quelli più bassi; gli spread TB2 medi in Sardegna sono circa il 34% superiori rispetto al Nord.

Queste stesse regioni, tuttavia, sono quelle dove è stata assegnata la maggior parte della capacità nella prima asta MACSE. Gran parte del potenziale di arbitraggio sarà quindi catturato dagli asset contrattualizzati, lasciando margini più ridotti per i soli operatori merchant.

Mercato Infragiornaliero

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

Considerando anche i prezzi infragiornalieri, gli spread medi aumentano di circa il 14%, evidenziando il valore aggiuntivo per gli asset ben ottimizzati. Tuttavia, la liquidità limitata nel trading continuo e alcune restrizioni 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 sia la fornitura dei servizi ancillari. Richiede risorse per fornire regolazione verso l’alto e verso il basso dopo la chiusura dei mercati MGP e MI.

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

La capacità MACSE su larga scala e acquistata a livello zonale non risolverà completamente queste problematiche sub-zonali. Con la crescita delle rinnovabili, gli squilibri tenderanno a diventare più frequenti, creando opportunità per batterie ben posizionate o co-localizzate dove i bisogni di bilanciamento sono più acuti.

Geografia e mix di generazione guidano le differenze zonali in Italia

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

La zona Nord domina sia la generazione che i consumi, influenzando la media nazionale. La forte produzione idroelettrica e gli interconnector con l’estero 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, generando forti oscillazioni infragiornaliere poiché i deboli collegamenti di trasmissione limitano il flusso di energia a basso costo verso Nord. Queste dinamiche spiegano perché gli spread sono tipicamente più ampi al Sud e perché la maggior parte della capacità MACSE è 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 la formazione di 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 offrire nuove opportunità alle batterie merchant se i mercati dei combustibili dovessero tornare a tendersi.

Le prospettive per il mercato storage italiano

​Con l’espansione delle rinnovabili e il graduale abbandono della generazione termica, il bisogno di flessibilità dell’Italia aumenterà. Il piano energia e clima del Paese prevede circa 108 GW di capacità solare ed eolica entro il 2030, con lo storage destinato a giocare un ruolo centrale nella gestione di questa transizione.

Gran parte delle nuove installazioni avverrà tramite schemi di capacità a lungo termine che garantiscono ricavi contrattualizzati per batterie di grande taglia.

C’è anche spazio per la crescita del valore merchant, soprattutto grazie alle riforme del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) che stanno ridefinendo le regole di dispacciamento e i segnali di localizzazione.

Ritardi nelle connessioni, permessi complessi e regole di mercato in evoluzione significano che gli investitori si trovano davanti a un bersaglio mobile. Per chi è disposto a navigare queste incertezze, l’Italia offre uno dei mercati storage più promettenti d’Europa.