Le banche non si fidano delle batterie

Il disallineamento tra ricavi stabili richiesti dalle banche e volatilità del mercato dell’accumulo

I numeri che cambiano le regole

A partire da maggio 2025 qualcosa ha cominciato a muoversi. La piattaforma di ottimizzazione enspired ha iniziato a pubblicare sul proprio sito i dati di performance del suo portafoglio di batterie — un gesto all’apparenza tecnico, quasi da addetti ai lavori. In realtà è stato un segnale preciso: per la prima volta un operatore metteva sul tavolo numeri verificabili, creando un precedente per un settore che di dati pubblici ne ha sempre avuti pochissimi. Le banche, si sa, prestano solo a chi possono misurare. E la misurazione, nel mondo dei BESS (Battery Energy Storage Systems), è stata a lungo il problema numero uno.

In Germania, il mercato più maturo d’Europa per lo storage, alcuni istituti hanno già cominciato ad accettare livelli di esposizione al rischio merchant più alti del passato, confortati proprio dal volume crescente di dati operativi e da un ecosistema di controparti più strutturato. Parallelamente, i contratti floor — strutture ibride che garantiscono un ricavo minimo lasciando spazio alla partecipazione ai rialzi oltre una certa soglia — si sono diffusi in diversi mercati europei. E in Spagna, caso ancora isolato, gli swap day-ahead sono stati accettati dai finanziatori come strumento di copertura. Passi avanti, certo. Ma bastano a rendere bancabile un progetto da centinaia di milioni?

Il cortocircuito del project finance

Qui si arriva al nodo vero. A marzo 2026 DNV lo scriveva senza giri di parole: esiste un disallineamento fondamentale tra ciò che i finanziatori richiedono — ricavi contrattuali stabili — e ciò che il mercato può effettivamente offrire, cioè pochissimi contratti a reddito fisso. È un problema strutturale, non contingente. A differenza di un parco eolico o fotovoltaico, che può firmare un PPA ventennale e dormire sonni tranquilli, una batteria vive di spread: compra quando il prezzo è basso, vende quando è alto. Ma quanto sarà alto domani? E dopodomani? Nessuno può saperlo con precisione, e questo terrorizza chi deve prestare i soldi.

Già nell’ottobre 2024 lo studio legale BCLP lo spiegava in un’analisi rimasta un punto di riferimento: i contratti di route-to-market sono la vera linea di faglia tra i progetti di accumulo e il resto delle rinnovabili finanziate a progetto. I BESS, diceva BCLP, hanno un’esposizione materiale al rischio di mercato, e questo li rende molto più difficili da portare in banca. La soluzione che si è affermata si chiama tolling: l’asset owner cede i ricavi variabili a un trader o a una utility in cambio di un canone fisso. Il rischio di mercato se lo prende qualcun altro, il progetto diventa finanziabile. Semplice, sulla carta.

Il punto è che questi contratti di tolling — già nell’aprile 2025 indicati da un’analisi di settore come il modello preferito per progetti superiori ai 100 MW — sono complessi, richiedono mesi di negoziazione e, soprattutto, non sono per tutti. Restano appannaggio dei grandi operatori, quelli con potenza di fuoco negoziale e dimensioni tali da attrarre una utility disposta a farsi carico del rischio. Sotto quella soglia, o fuori dai mercati più liquidi, il project finance resta un esercizio di equilibrismo. E mentre il mercato si divide tra chi può accedere al tolling e chi no, la domanda resta aperta: chi si assume il rischio per tutto il resto della transizione?

La mossa degli aggregatori

In questo spazio si sono inseriti player come Entrix e GridBeyond, che a marzo hanno raccolto 55 milioni di euro promettendo finalmente ricavi certi. Entrix, che dichiara 3 GW e 8,5 GWh di capacità sotto contratto, offre contratti a reddito fisso di lungo termine — esattamente quello che le banche vogliono vedere. Funziona: è un modello che replica in piccolo la logica del tolling, applicandola a portafogli aggregati. Ma la loro offerta può coprire l’intero fabbisogno europeo? La concentrazione è evidente e il rischio di un mercato a due velocità — chi ha l’aggregatore giusto e chi no — è reale. Non è un caso che anche DNV, a marzo, segnalasse come la domanda di meccanismi di ricavo fissi fosse in aumento proprio per stabilizzare i flussi di cassa e rendere i progetti presentabili in banca.

La transizione energetica europea ha bisogno di batterie. Senza stoccaggio, l’intermittenza delle rinnovabili resta un problema irrisolto. Ma senza contratti che distribuiscano il rischio in modo sostenibile, le batterie rischiano di restare una promessa ben raccontata e mai mantenuta. E il conto, alla fine, arriva sempre a chi non ha partecipato alla trattativa: i cittadini, chiamati a pagare l’incertezza sotto forma di bollette più alte e infrastrutture che non arrivano mai.