Nei capacity market USA non si paga la durata extra; l’Italia punta a 5 GW di storage entro il 2030.
Che cosa vale di più, una batteria da 4 ore o una da 8? Nel mercato della capacità americano, la risposta è scomoda: la durata extra non viene pagata. Eppure la SEN italiana prevede rinnovabili al 28% del consumo totale entro il 2030 (55% nell’elettricità), phase-out completo dal carbone entro il 2025, maggiori interconnessioni e un potenziale di stoccaggio di 5 GW.
Il paradosso non è tecnologico. CATL ha prodotto 748GWh di batterie nel 2025 e ha visto le vendite di batterie litio-ione aumentare 2,3 volte dal 2022. Nel suo report finanziario più recente, CATL ha dichiarato che il mercato dello stoccaggio stazionario ha rappresentato poco meno del 20% dei ricavi totali nel primo semestre 2026. Robin Zeng lo dice senza giri di parole: “Nell’era dei combustibili fossili, ridurre il carbonio significava costi più alti. Ora la logica è cambiata: con i costi dell’energia verde in calo, la zero-carbon è diventata economicamente sostenibile.”
Il mercato che premia la potenza, non il tempo
È quanto sostiene Raafe Khan, head of energy storage at Camelot Energy Group, in un’intervista condotta in vista del Battery Asset Management Summit a Garden Grove, California. Le strutture dei capacity market statunitensi, secondo Khan, sottovalutano sistematicamente la durata, creando un ambiente finanziario in cui raddoppiare la capacità di scarica di una batteria produce solo guadagni marginali di ricavi.
Khan identifica tre disconnessioni principali: accreditamento (ELCC), durata dell’impegno (commitment tenor) e aspetti amministrativi come i tetti ai prezzi.
Khan cita l’esempio di PJM: le valutazioni ELCC pubblicate per l’ultima asta di capacità erano 59% per una batteria da 4 ore, 68% per una da 6 ore e 71% per una da 8 ore.
Il raddoppio della durata da 4 a 8 ore compra solo 12 punti di capacità forzata aumentata per circa il doppio dell’energia.
Poi c’è il tema della durata dell’impegno: le aste di capacità tipicamente assegnano capacità per blocchi di uno o tre anni, mentre gli asset sono progettati per durare 20-25 anni. E in PJM, il tetto massimo sui prezzi della capacità ha raggiunto il limite superiore nelle ultime tre aste, più recentemente a circa 325 dollari per MW-giorno.
Chi finanzia il tempo che non viene riconosciuto?
Nei mercati all’ingrosso, il LCOS (levelised cost of storage) diventa più importante e l’ottimizzazione è critica. Il driver per i BESS, secondo Khan, è l’arbitraggio energetico dovuto all’intensa costruzione di solare ed eolico che deprimono i prezzi dell’energia a metà giornata.
Se il capacity market americano continua a non pagare la durata, chi finanzierà i progetti di stoccaggio di lunga durata? E cosa succede agli obiettivi come i 5 GW della SEN, se i segnali di prezzo globali puntano altrove?
