Rinnovabili, tutti pazzi per i sistemi di accumulo

C’è un fermento nuovo nel settore italiano delle batterie. Una propensione a investire come non si era mai vista prima e che a tratti ricorda gli anni d’oro del fotovoltaico.

In parte le due storie si intrecciano, perché l’ascesa dirompente delle rinnovabili – tanto green quanto discontinue nella generazione di energia – ha creato la necessità di sistemi di accumulo, in grado sia di spostare nel tempo l’immissione in rete dei gigawatt prodotti, sia di contribuire alla stabilità del sistema elettrico. La novità ha dapprima attirato i grandi operatori dell’energia, per mestiere attenti alle novità del settore, ma di recente anche la finanza ha iniziato a fiutare l’opportunità di business.

Competizione agguerrita alla prima asta Macse

Una premessa è doverosa. Ad oggi l’Italia può contare su 70,3 GWh di capacità di accumulo, ma di questi appena 10,3 sono collegati a fonti di energia rinnovabile. Inoltre, gli impianti sono concentrati prevalentemente in Piemonte e Lombardia, lasciando il Sud, ricco di Fer, più scoperto.

Ma per garantire che la macchina continui a funzionare a regime anche nei prossimi anni è necessario uno sforzo maggiore. Terna, come gestore della rete in alta tensione, promette che entro il decennio 50 GWh saranno approvvigionati tramite aste Macse (Meccanismo a termine degli stoccaggi) e/o attraverso iniziative private.

La prima gara, dedicata interamente a Sud e Isole, si è conclusa la scorsa settimana lasciando gli operatori senza parole. Non solo tutti i 10 GWh proposti sono stati assegnati, con un’offerta oltre quattro volte la domanda, ma la competizione è stata così agguerrita che il prezzo medio ponderato, che sarà riconosciuto ai vincitori per 15 anni, è risultato di 12.959 euro al MWh-anno, ben al di sotto del premio di riserva fissato dall’Arera, pari a 37 mila.

I grandi operatori integrati sono riusciti a ottenere una solida fetta del totale: da sola Enel, contando anche due progetti recentemente acquistati da Acl, si è aggiudicata una capacità complessiva di 6,7 GWh, confermando la propria posizione sul mercato, mentre altri 455 MWh sono riconducibili a Plenitude del gruppo Eni.

I limiti dello schema regolato

«Il meccanismo ha raggiunto l’obiettivo di assegnare l’intero contingente a condizioni molto competitive», spiega Carlo Montella, managing partner di Green Horse Legal Advisory. Tuttavia, il prezzo così inferiore alle aspettative «ha evidenziato come lo schema regolato, almeno in questa fase, risulti poco attrattivo per investitori puramente finanziari, a causa della compressione dei ritorni attesi».

Le vie alternative

Chi desidera investire per non perdere il momento favorevole sul mercato, e magari è rimasto escluso dagli incentivi pubblici, cerca vie alternative. Una di queste è il tolling, un tipo di contratto in cui il proprietario di una batteria mette a disposizione di una utility o di un trader (il toller) la capacità dell’impianto e spesso gli concede la gestione dell’asset a fronte del pagamento di un canone.

Questa divisione rende i flussi di cassa più prevedibili e attira l’investitore finanziario, che avrà meno difficoltà a raccogliere il capitale per acquistare la batteria. Il profitto dell’utility, invece, dipende dalla sua flessibilità e dalle capacità del team di trading: corrisponde al margine tra il prezzo dell’energia immagazzinata e quello a cui la rivende sul mercato. In altre parole, la società guadagna riempiendo gli stoccaggi nelle ore di massima produzione rinnovabile, quando il prezzo è ai minimi, e rilasciandola in rete nei momenti in cui la produzione non è sufficiente a soddisfare la domanda e di conseguenza il prezzo è maggiore.

Le utility potrebbero svolgere entrambi i ruoli, ma per evitare di esporsi al rischio di un investimento tanto oneroso come quello di una batteria possono prendere in affitto la capacità di cui hanno bisogno.

I due casi di tolling in Italia

In Italia per il momento i casi registrati sono due: l’accordo tra Ego Energy (gruppo Shell) e Aer Soléir per la gestione di una batteria da 1 GWh situata in Piemonte e quello tra Zelestra (del fondo Eqt) e Bkw, anch’esso nel Nord Italia.

«È un passo importante per lo sviluppo dello storage in Italia, perché dimostra che anche al di fuori del perimetro regolato esistono contratti a ricavi garantiti capaci di sostenere la bancabilità dei progetti», commenta soddisfatto il direttore di Ego Energy, Stefano Cavriani.

Tatiana Glouchtchenko, capo del dipartimento commerciale di Zelestra Italia, gli fa eco, ricordando che accordi come questi «introducono un modello finanziario e industriale che accelera la diffusione dei Bess».

«Nei primi mesi dell’anno diversi produttori e Independent Power Producers (Ipp) guardavano soprattutto al Macse, mentre ora notiamo come in diversi stiano studiando soluzioni di mercato o un mix tra capacity market e soluzioni di mercato, in particolare al Nord», aggiunge Martina Nicodemo, commodity originator PPA Italy di BKW Energie.

Un’occasione per i fondi

Anche i fondi guardano con interesse al tolling, perché in un portafoglio di energia pulita può contribuire a bilanciare gli investimenti più rischiosi. I rendimenti sono interessanti e come spiega Salvatore Alessandro Casa, partner di Elemens, si collocano a metà tra il Macse, per cui si stimano ritorni di progetto di almeno il 5-7%, e le alternative di puro mercato, con rendimenti a doppia cifra.

«Sicuramente l’esito dell’asta Macse spinge l’interesse degli investitori verso soluzioni alternative, come il tolling, ma questo non è necessariamente un bene per il settore» perché «premi così bassi non sono sostenibili per larghissima parte del mercato», ma solo per chi ha un «procurement estremamente efficace» e può «comprimere i rendimenti».

Aste o tolling?

A questo punto una domanda è lecita: potrà il privato sostituirsi al sistema di incentivi pubblici? Difficile, soprattutto al Sud. Ma potrà completarlo, offrendo un’opzione concreta per rendere l’investimento finanziabile laddove le aste non sono (ancora) arrivate. In fondo, lo spazio sul mercato non manca.