Il sistema dimostra che un unico accumulo può alternare risparmio e trading stagionale

Quattro megawatt di potenza, 4,6 megawattora di capacità, un allacciamento alla rete che non è né dentro né fuori, ma entrambi a seconda della stagione. Il sistema di accumulo installato presso il deposito autobus di Alsterdorf, sviluppato da suena energy in collaborazione con Hamburger Hochbahn AG, rappresenta la prima dimostrazione pratica di un concetto che finora esisteva solo nei modelli: un accumulatore stazionario capace di operare sia in modalità behind-the-meter che front-of-the-meter, commutando tra i due regimi sulla base del calendario e non dell’hardware. Il progetto è stato nominato finalista al The smarter E AWARD 2026 nella categoria Outstanding Projects — un riconoscimento che, per quanto prestigioso, resta quasi secondario rispetto a ciò che i dati raccolti stanno già producendo sulla scrivania dei progettisti.

La batteria a due facce

Per capire cosa rende insolito l’impianto di Alsterdorf bisogna partire dalla terminologia. Un sistema behind-the-meter (BtM) è collegato a valle del contatore di un’utenza: serve il carico locale, riduce i prelievi dalla rete, ottimizza l’autoconsumo. Un sistema front-of-the-meter (FtM), al contrario, si affaccia direttamente sul mercato elettrico, comprando e vendendo energia sui mercati day-ahead e intraday come farebbe una centrale. La distinzione è quasi sempre fisica: un allacciamento BtM non può partecipare ai mercati, un allacciamento FtM è pensato per il trading e non per servire un’utenza specifica.

Qui sta l’eleganza tecnica del progetto. suena energy ha messo a punto, insieme agli operatori della rete di Amburgo (Hamburger Energienetze), una soluzione che permette allo stesso identico hardware di cambiare personalità operativa senza modificare il collegamento fisico. L’impianto è allacciato al quadro elettrico del deposito — un classico collegamento BtM — ma per sei mesi l’anno viene trattato dal gestore di rete e dal software di trading come un asset di mercato a tutti gli effetti. È la prima volta che un sistema BESS (Battery Energy Storage System) dimostra questa flessibilità in esercizio reale, non in simulazione.

Il calendario operativo è netto. Da settembre a febbraio, la batteria da 4 MW opera dietro il contatore: assorbe i picchi di carico del deposito quando gli autobus elettrici vengono ricaricati, evita prelievi onerosi nelle ore di punta, tiene la curva di consumo del sito dentro parametri di rete accettabili. È la cosiddetta “atypische Netznutzung” — un uso atipico della rete che in Germania si traduce in tariffe agevolate. In questi mesi il sistema non vede il mercato: tutta la capacità è asservita alla logica del deposito.

Da marzo ad agosto il copione si ribalta. La batteria smette di badare ai consumi interni e inizia a operare in modalità front-of-the-meter: la capacità disponibile viene immessa sui mercati day-ahead e intraday attraverso l’Energy Trading Autopilot di suena energy, un sistema basato su intelligenza artificiale che piazza ordini di acquisto e vendita in modo automatizzato. In pratica, la stessa batteria che a gennaio serve a spianare la curva di carico degli autobus, a maggio compra energia alle 2 del mattino quando il prezzo è a 30 €/MWh e la rivende alle 19 quando tocca i 120. Il deposito diventa, per sei mesi, un trader energetico.

Il dato tecnico che rende possibile lo switch non è solo software. La collaborazione con il gestore di rete è stata essenziale per definire un quadro regolatorio in cui il punto di connessione fisico rimane lo stesso, ma il regime di scambio con la rete cambia in base a un accordo predefinito. Il sistema è in funzione regolare dall’ottobre 2024 e ha accumulato oltre un anno di dati operativi in condizioni variabili — un bagaglio di informazioni che i partner del progetto non stanno lasciando nei server.

Il riconoscimento e le prime lezioni

La nomination al The smarter E AWARD 2026 è arrivata lo scorso 26 giugno, ma il vero valore del progetto Alsterdorf non si misura in premi. Le conoscenze raccolte in questi mesi di esercizio sono già state riversate nella pianificazione dei prossimi depositi di autobus elettrici di Hochbahn. E l’insegnamento più concreto è uno: se una batteria sa alternare due modalità operative, la connessione di rete può essere dimensionata in modo molto più contenuto.

I depositi di autobus elettrici hanno un problema di picchi. Quando l’intera flotta rientra nelle ore serali e viene collegata alle colonnine, la domanda di potenza schizza verso l’alto. Un allacciamento tradizionale deve essere dimensionato per quel picco, anche se per gran parte della giornata la potenza effettivamente prelevata è una frazione di quel valore. Una connessione sovradimensionata costa: in Germania, i costi di allacciamento e i corrispettivi di potenza possono incidere in modo significativo sul business case dell’elettrificazione.

Ciò che il progetto ha dimostrato è che una batteria da 4 MW, gestita con il profilo stagionale sperimentato ad Alsterdorf, permette di tagliare quei picchi d’inverno mentre d’estate genera ricavi che compensano parzialmente l’investimento. Le connessioni di rete più piccole — “kleinere Netzanschlüsse”, per usare l’espressione che compare nella documentazione del progetto — non sono più un’ipotesi teorica: sono già state integrate nei piani dei nuovi depositi.

Il progetto pilota di Alsterdorf è stato il primo in Germania a combinare l’ottimizzazione dell’autoconsumo con la partecipazione attiva al mercato elettrico in un unico sistema di accumulo. La soluzione sviluppata congiuntamente da suena energy e Hamburger Hochbahn AG ha dimostrato che non serve un doppio impianto, né un collegamento dedicato al trading: basta un accordo operativo, un’automazione software robusta e un gestore di rete disposto a riconoscere la doppia natura dell’asset. La domanda aperta, su cui il settore dovrà lavorare, è quanto tutto questo sia replicabile al di fuori di un contesto favorevole come quello di Amburgo, dove il rapporto tra l’utility municipale e il gestore della rete ha permesso di costruire un quadro regolatorio su misura.

Il progetto che ridefinisce la regola

Dall’esperienza al cantiere: i nuovi depositi di autobus elettrici che Hochbahn sta progettando incorporeranno le lezioni di Alsterdorf nella loro architettura elettrica. L’idea che un accumulo stazionario possa essere, per metà anno, un centro di costo da minimizzare e per l’altra metà un centro di profitto da massimizzare sposta i termini del problema. Non si tratta più di chiedersi quanto costa una batteria per gestire i picchi di carico, ma quanto può rendere una batteria che, nei mesi in cui il carico è più basso, si dedica al trading.

Il salto concettuale è rilevante. Fino a ieri, un sistema BtM era valutato quasi esclusivamente per il risparmio che generava sulla bolletta del sito ospite. Con il modello Alsterdorf, il calcolo economico diventa bidimensionale: da ottobre a febbraio la batteria riduce i costi di rete e i corrispettivi di potenza, da marzo ad agosto produce ricavi sul mercato elettrico. Sono due flussi di cassa diversi, con profili di rischio diversi, che si sommano sullo stesso bene strumentale. La domanda che i progettisti devono porsi è: a quali condizioni conviene? Quanto deve durare la stagione di trading perché il gioco valga la candela? Quali mercati sono abbastanza liquidi da assorbire la capacità di una flotta di batterie da deposito senza comprimere i margini?

I dati di Alsterdorf iniziano a fornire risposte, ma il campione è ancora limitato: un impianto, un gestore di rete, un quadro normativo. La scalabilità del modello dipenderà dalla capacità di altri gestori di rete di accettare configurazioni analoghe e dalla disponibilità di software di trading sufficientemente sofisticati da gestire il doppio regime senza intervento umano. Il fatto che suena energy abbia costruito l’intero stack — dal controllo della batteria al trading automatico — suggerisce che la componente software non sarà il collo di bottiglia. Resta il nodo regolatorio, che come sempre nel settore elettrico è la variabile più lenta a muoversi.

Il vero premio, al di là della nomination di fine giugno, è aver dimostrato che un deposito di autobus elettrici può essere molto più di un carico da gestire. Con la giusta intelligenza di controllo, un accumulo stazionario diventa un nodo attivo della rete, capace di cambiare volto a seconda del calendario: sentinella dei consumi interni d’inverno, trader algoritmico d’estate. Due personalità in un solo armadio batterie, e un pezzo di futuro che sta già prendendo forma nei progetti esecutivi dei nuovi depositi.