Dal 2028 in Belgio la tariffa di immissione arriva a 10 euro per kW, la Germania ne prepara di simili.

Nelle scorse settimane l’analisi di Aurora Energy Research ha messo in fila i numeri della metodologia tariffaria pubblicata dalla CREG per il periodo 2028–2031. Il responso è secco: le tariffe di rete belghe per lo stoccaggio a batteria sono destinate quasi a raddoppiare entro il 2035; per l’eolico offshore l’aumento è del 150 per cento. Dal 2018, però, i grandi parchi batteria non pagavano la tariffa di rete ad alta tensione per dieci anni. Quella misura era nata per favorire il decollo degli impianti. Adesso la CREG ne programma la fine, e il conto comincia a vedersi con chiarezza.

Il paradosso è tutto qui: un incentivo che si trasforma in un costo raddoppiato. La nuova metodologia si regge su due cambiamenti: la fase-out dell’esenzione decennale dalle tariffe di rete per i BESS e una nuova tariffa di immissione basata sulla capacità per i produttori. Nel dettaglio, la tariffa di immissione belga può arrivare a 10 euro per kW, contro i 4–7 euro per kW attesi in Germania. Il segnale, per gli investitori, è meno ambiguo di quanto sembri: il Belgio non vuole più pagare per l’accumulo.

Il paradosso dell’accumulo: prima incentivato, ora tassato

La decisione non è una pagina di comunicazione politica, è un atto tariffario. La CREG ha pubblicato la metodologia per il 2028–2031 con due novità che spostano l’equilibrio dei conti. L’esenzione decennale, introdotta nel 2018, era stata pensata per favorire i parchi batteria in Belgio: per dieci anni i grandi impianti non pagavano la tariffa di rete ad alta tensione. Lo scenario centrale di Aurora mostra cosa succede quando quell’esenzione finisce: l’onere delle tariffe di rete su un tipico accumulo sale del 92%, fino a 112 euro per kW entro il 2035. Per l’eolico offshore la variazione è più violenta, +150%.

A guardare i numeri, il colpo non è uguale per tutti. La stessa tariffa di immissione basata sulla capacità — fino a 10 euro per kW — si confronta con una Germania che ne prepara di simili tra 4 e 7 euro per kW. Non è soltanto una differenza di aliquota: è un vantaggio competitivo che si materializza proprio mentre il Belgio alza il prezzo d’accesso alla rete. Resta da capire chi assorbirà il nuovo onere: gli investitori, i consumatori o le regioni che avevano puntato sull’accumulo come leva industriale.

I conti del dopo-esenzione: Fiandre e Vallonia non sono uguali

La media nazionale nasconde una frattura territoriale. Secondo le simulazioni di Aurora, una batteria da quattro ore collegata alla rete 70/36/30 kV — che carica anche nelle ore di punta — vedrà i costi annuali di rete aumentare del 92%, da 59 euro per kW nel 2027 a 112 euro per kW nel 2035. Ma se quella stessa batteria paga le tariffe di rete per l’intera vita utile, il margine annuale medio è di 47 euro per kW nelle Fiandre e di 38 euro per kW in Vallonia. Nove euro di differenza possono sembrare pochi; per un investimento di lungo periodo diventano la distanza tra un progetto bancabile e un progetto che fatica a chiudersi.

Il confronto con la Germania allarga la prospettiva. Aurora segnala che la Germania prevede tariffe di rete per lo stoccaggio nell’intervallo 4–7 euro per kW e ha annunciato un’esenzione di 20 anni per gli asset che raggiungono la decisione finale di investimento prima dell’entrata in vigore della nuova tariffa. Tradotto in scelte di portafoglio: il capitale può ancora spostarsi, e il differenziale tariffario comincia a pesare sulla geografia degli investimenti.

Cosa succede adesso a chi ha scommesso sulle batterie

La posizione della CREG è lineare e non lascia spiragli. Secondo quanto riportato da RTBF, il regolatore afferma che «attualmente vediamo che la concorrenza è abbastanza grande e che non è più necessario sostenere ancora la costruzione di parchi batteria». La stessa CREG constata che i fabbisogni di parchi batteria individuati entro il 2030 saranno largamente raggiunti. È la logica del regolatore: l’esenzione aveva un obiettivo, l’obiettivo è stato raggiunto, il sostegno si spegne.

Resta una domanda semplice: ha ancora senso investire in Belgio? Se i margini valloni restano sotto quelli fiamminghi e le tariffe tedesche sono più basse, il prossimo ciclo di investimenti dirà se il Belgio ha tassato la propria transizione o se, semplicemente, ha smesso di finanziare una corsa già vinta. Nessuna risposta consolatoria, solo un dato da osservare: la fine di un’esenzione non coincide mai con la fine delle decisioni di chi investe.