Le banche tedesche prestano soldi solo alle batterie con il canone fisso

Le banche preferiscono ricavi garantiti: i contratti di tolling coprirebbero tra il 40% e il 50% della capacità tedesca

Chiunque abbia firmato un contratto della luce si è trovato davanti alla stessa domanda: tariffa fissa o variabile? Con il prezzo bloccato si rinuncia a qualche occasione di risparmio, ma si sa in anticipo quanto si pagherà. Con il variabile si scommette sull’andamento del mercato, nel bene e nel male. In Germania gli sviluppatori dei grandi sistemi di accumulo a batteria affrontano una scelta molto simile, solo che in gioco ci sono investimenti da milioni. È il tema di uno studio della Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) pubblicato a fine settembre, dedicato al finanziamento e alla riduzione del rischio dei progetti di accumulo. La tesi di fondo è semplice: la corsa alle batterie non dipende solo dalla tecnologia, ma da come si riescono a pagare. E i cosiddetti contratti di tolling, una sorta di affitto a canone fisso della capacità di accumulo, stanno diventando la chiave per far partire i progetti.

Fisso o variabile, anche per una batteria da centinaia di megawatt

Il meccanismo del tolling funziona più o meno così: il proprietario della batteria cede a un operatore, per esempio un trader o una società energetica, il diritto di usarla per comprare e vendere elettricità sui mercati, e in cambio incassa un canone stabilito in anticipo. Chi gestisce la batteria si prende il rischio (e i guadagni) del mercato; chi la possiede si accontenta di un’entrata prevedibile. È, appunto, la tariffa fissa. Secondo quanto riportato da ess-news, i contratti di tolling per i sistemi di accumulo hanno tipicamente una durata di cinque-sette anni dopo la messa in servizio degli impianti.

Perché questa formula interessa tanto? Per capirlo bisogna guardare a chi costruisce davvero le batterie in Germania. Contrariamente a quanto si potrebbe pensare, non sono soprattutto le grandi utility. Un’analisi del Marktstammdatenregister, il registro della Bundesnetzagentur, citata dallo studio e riferita a maggio 2026, mostra che solo il 31% della potenza installata del parco di batterie esistente è riconducibile a imprese di fornitura energetica, mentre il 69% è stato realizzato da sviluppatori di progetto indipendenti. Il problema, osserva FfE, è che questi operatori dispongono spesso di capacità finanziarie proprie limitate e, per coprire gli investimenti necessari, devono raccogliere capitale esterno. E le banche, comprensibilmente, preferiscono prestare soldi a chi può mostrare ricavi garantiti piuttosto che scommesse sul prezzo dell’elettricità. Per un piccolo sviluppatore il canone fisso non è una comodità: è spesso la condizione per ottenere un finanziamento.

Quanti gigawatt servono, e quanti saranno in affitto

La dimensione della questione emerge dai numeri della pianificazione. Il Netzentwicklungsplan, il piano tedesco di sviluppo della rete, prevede 40 GW di grandi batterie entro il 2037; FfE, più prudente, si aspetta una crescita fino a 28 GW. Negli scenari elaborati dai gestori delle reti di trasmissione, come ha raccontato pv magazine, sono state alzate soprattutto le ipotesi sui grandi impianti di accumulo; in precedenza gli stessi gestori calcolavano tra 41,1 e 94,1 GW di potenza installata per sistemi da due ore. Una forbice molto ampia, che dice quanto l’incertezza sia ancora grande, ma la direzione è chiara: servono molte più batterie di quante ce ne siano oggi.

Qui entra in gioco il calcolo più interessante dello studio. I progetti di dimensioni maggiori, spiega il documento, cercano spesso di mettere al riparo dal rischio tra il 50% e il 70% della spesa in conto capitale (il CapEx, cioè quanto costa costruire l’impianto) proprio attraverso contratti di tolling, per rendere possibile il finanziamento. Applicando questa proporzione all’intero mercato tedesco, FfE stima che entro la metà degli anni Trenta serviranno circa 10-14 GW di capacità sotto tolling.

Non si tratta di una nicchia. La società di analisi Aurora Energy Research, citata da ess-news, stima che tra il 40% e il 50% della capacità di accumulo tedesca potrebbe alla fine funzionare con strutture di tolling. In altre parole, il canone fisso rischia di diventare il modello prevalente, non l’eccezione. Per tornare all’analogia della bolletta: è come se quasi metà dei clienti scegliesse il prezzo bloccato, non per pigrizia ma perché senza quella garanzia non riuscirebbe nemmeno ad aprire il contratto.

Le date sul calendario che cambiano i conti

Ci sono poi alcuni fattori che rendono i ricavi di mercato ancora più incerti, e quindi il fisso più appetibile. Il primo è regolatorio: secondo quanto riportato da TaiyangNews, la riforma tedesca nota come AgNes richiederà che i progetti di batterie messi in servizio dopo il 4 agosto 2029 senza una decisione finale di investimento (FID) qualificante contribuiscano ai costi di rete. Una voce di spesa in più, che pesa su chi arriva tardi. Il secondo riguarda i Flexibility Connection Agreements, gli accordi di connessione flessibile che impongono limiti all’uso della rete: a seconda del tipo e della combinazione dei vincoli, secondo le modellizzazioni di FfE, la riduzione dei ricavi può andare dal 10% al 35%. Non poco, per un investimento che si regge su margini calcolati con attenzione.

Dall’altro lato della bilancia c’è un mercato del tolling che potrebbe allargarsi ben oltre le batterie. Secondo le proiezioni di FfE, entro il 2035 circa 31 GW di eolico e 47 GW di fotovoltaico usciranno dagli incentivi EEG, il sistema tedesco di sostegno alle rinnovabili, e dovranno vendere la loro energia senza contributi pubblici. Anche questi impianti diventeranno candidati a modelli di tolling: chi finora ha incassato una tariffa garantita dallo Stato potrebbe cercarne una equivalente sul mercato privato.

Per chi possiede o progetta impianti, quindi, la scelta tra ricavo fisso e ricavo di mercato smette di essere un dettaglio contrattuale e diventa una decisione strategica. Le date da tenere d’occhio sono poche ma concrete: la durata tipica dei contratti, cinque-sette anni, che stabilisce per quanto tempo si è al riparo; la soglia dell’agosto 2029 fissata dalla riforma AgNes; e la scadenza progressiva degli incentivi EEG fino al 2035. Il fisso non è sempre la scelta migliore: chi ha le spalle larghe può permettersi di restare esposto al mercato e, se i prezzi si muovono a suo favore, guadagnare di più. Ma chi deve convincere una banca ragiona come chiunque scelga la propria tariffa con il conto corrente sotto controllo: meglio sapere quanto entra, anche a costo di rinunciare a qualcosa.