Disponibilità batterie in Polonia al 13,39%: premia la resa reale, non la capacità nominale

La sera in cui Estonia, Lettonia e Lituania hanno spento l’interruttore con Mosca, la domanda è diventata molto pratica: e adesso chi bilancia la rete quando il vento cala o il sole tramonta? Tra l’8 e il 9 febbraio 2025 i tre Paesi baltici si sono staccati dalla rete BRELL, che comprendeva Bielorussia e Russia, e si sono collegati alla rete dell’Europa continentale attraverso il solo collegamento LitPol Link tra Lituania e Polonia. Da quel weekend la stabilità non è più un’eredità geopolitica: è una questione di batterie. Lo si capisce scorrendo la rassegna di fine agosto sui grandi progetti di accumulo in Europa centro-orientale e baltica: i finanziamenti arrivano, ma con regole diverse da quelle di un tempo.

La nuova geografia della stabilità

Se la disconnessione era una scelta politica, il seguito è una questione di cantiere e di contratto. Lo scorso agosto Greenvolt ha ottenuto un pacchetto di finanziamento da 218 milioni di euro da UniCredit per due impianti di accumulo in Polonia, ciascuno da 200 MW e 800 MWh: i due progetti hanno una capacità combinata di 400 MW e 1,6 GWh, 200 MW e 800 MWh ciascuno. Il progetto BESS di Turośń era stato inaugurato a luglio. Sempre ad agosto, lo sviluppatore lituano UAB Elesela ha chiuso il finanziamento per il progetto BESS Klaipėda da 20 MWh in Lituania con un pacchetto non-recourse di Artea Bank. Sempre ad agosto, Korkia ha venduto un progetto BESS da 125 MW pronto per la costruzione in Finlandia all’IPP Enlight: si tratta del progetto Kukonkylä, ceduto da una società che dispone di uno dei più grandi pipeline di sviluppo indipendenti d’Europa, con oltre 160 progetti in otto Paesi e 15 GW di progetti rinnovabili e di stoccaggio in fase di sviluppo intermedia o avanzata.

Ma la stabilità ha un prezzo, e va pagato con regole precise: quali?

Il crollo del fattore di disponibilità

La prima risposta arriva dai numeri dell’asta polacca della capacità. Il cosiddetto Correction Availability Factor per le batterie è stato ridotto al 13,39%: un crollo rispetto al circa 60% usato nel 2024 e al 95% del 2023. In parole povere, è un moltiplicatore che dice alla rete quanta di quella capacità può essere considerata davvero disponibile quando serve. Un fattore del 95% significava trattare quasi tutta la batteria come pronta all’uso; al 13,39% si riconosce che, quando la rete ha bisogno, l’accumulo potrebbe non riuscire a garantire la piena potenza per un tempo sufficiente. Il mercato ha smesso di pagare la capacità nominale e ha cominciato a pagare la resa reale.

I risultati dell’asta mostrano chi ha retto il colpo. Greenvolt si è aggiudicata 1,2 GW di contratti della durata di 17 anni per sei progetti BESS presentati. Secondo la società, questo equivale a oltre il 70% della capacità totale assegnata alla tecnologia BESS, il che implica un totale assegnato alle batterie intorno a 1,7 GW. La conseguenza pratica è che l’asta non premia più chi porta il progetto più grande, ma chi riesce a promettere — e poi a dimostrare — di tenere le batterie pronte quando la rete ne ha davvero bisogno. Per chi si è appena staccato da Mosca e si aggancia all’Europa continentale, la disponibilità reale non è un dettaglio tecnico: è la differenza tra pagare la sicurezza e pagare un’assicurazione che potrebbe non pagare.

Chi sa far lavorare le batterie

I contratti, però, non accendono le batterie. A farlo è chi le gestisce minuto per minuto — quando caricare, quando vendere, quando restare ferme. La risposta sta in una manciata di accordi operativi. Ad agosto European Energy ha scelto l’ottimizzatore finlandese Capalo AI per i progetti di Anykščiai e Saldus, due impianti solari più accumulo in Lituania e Lettonia per un totale di 140 MW di solare e 71 MW/170 MWh di batterie. A firmare l’annuncio per European Energy c’è Jens-Peter Zink, Deputy CEO della società. Il prossimo risultato non sarà misurato in gigawatt, ma in margini per megawattora.

Per consumatori e imprese la stabilità post-russa avrà un prezzo sempre più legato alla resa reale, non alla taglia dell’impianto. Conviene guardare a chi gestisce le batterie minuto per minuto, non solo a chi le installa.