Nel Capacity Market italiano, un contratto non paga la batteria: le garantisce solo un pavimento del 15-20% dei flussi di cassa annuali. Tutto il resto — il 100% dei profitti generati sui mercati wholesale e balancing — resta esposto alla volatilità dei prezzi. È questo il quadro che ricostruisce la fonte pubblicata da Montel News il 23 settembre, e che ha spinto diversi operatori a ridisegnare la proprietà operativa degli asset di stoccaggio. Il dato di partenza è secco: secondo l’analisi pubblicata da Solarplaza, un contratto di Capacity Market copre tra il 15% e il 20% dei flussi di cassa annuali di un BESS, lasciando per intero al proprietario i profitti dei mercati wholesale e balancing.
Il pavimento che non spegne l’upside
Il Capacity Market italiano è un meccanismo technology-neutral: assegna contratti fissi di 15 anni per la nuova capacità, senza privilegiare una tecnologia rispetto a un’altra. Storicamente i bandi hanno chiuso tra 45.000 e 47.000 euro per MW all’anno. Non si tratta di un incentivo specifico per le batterie — come invece accade con il MACSE, riservato esclusivamente agli accumuli — ma di una remunerazione fissa della disponibilità di capacità. Per chi costruisce un sistema di accumulo a batterie in Italia, il contratto funziona come un pavimento: copre una quota limitata dei costi fissi e del servizio di capacità, senza spegnere l’esposizione ai mercati dell’energia.
Il punto essenziale è che quel 15-20% di flussi di cassa garantiti non incide sui profitti da mercato. Il proprietario del BESS mantiene il 100% dei ricavi generati dal wholesale e dal balancing, cioè i mercati dove si forma il valore vero di un asset che vive di arbitraggio e di servizi di flessibilità. La struttura è quindi un’architettura di rischio più che un incentivo: il Capacity Market offre una base, ma l’upside resta interamente legato alla capacità dell’operatore di presidiare i mercati spot. Il nodo successivo è la scala: se le aste assegnano volumi contenuti, quanto vale davvero questo floor?
Quattro volte l’offerta, ma il target è 71 GWh
Nell’asta del Capacity Market 2026, le batterie hanno contribuito al 60% dei 140 MW di nuova capacità di progetto di rete assegnata. Il ministro Pichetto ha evidenziato che la prima asta per le batterie ha registrato un’ampia partecipazione, pari a circa quattro volte il volume offerto. Il MACSE, riservato esclusivamente agli accumuli, è pensato per stimolare gli investimenti al Sud e nelle isole maggiori.
Questi numeri raccontano un mercato ancora acerbo ma già iper-competitivo. Sul lungo periodo, Terna prevede di bandire gare per fino a 71 GWh entro il 2030, con un focus su batterie di durata compresa tra 4 e 8 ore. Il divario tra i 140 MW assegnati nell’asta 2026 e l’orizzonte indicato da Terna dà la misura della pipeline necessaria: per arrivare a quei volumi serviranno molti più progetti, molti più impianti e molta più capacità installata. Se la domanda di flessibilità è ampia, la partita si sposta su chi avrà il compito di gestirla davvero.
Tolling: cedere il balancing per dormire sonni tranquilli
Il salto dall’asta al campo passa da una domanda: chi sopporta il rischio di mercato su un asset che vive di balancing? La risposta che si sta affermando è il tolling agreement. EnBW ha firmato un accordo di tolling a lungo termine per 300 MW di BESS in Italia. Axpo ha firmato un accordo di tolling a lungo termine con Zelestra per un progetto pianificato da 207 MW nel nord Italia; si tratta di un tolling fisico di 10 anni su un impianto da 207 MW / 830 MWh.
Il tolling ribalta la proprietà operativa dell’asset: il partner — EnBW o Axpo in questi casi — assume il rischio di mercato e ottimizza la batteria sui mercati wholesale e balancing, mentre il proprietario riceve un flusso più prevedibile. È una scelta tra prevedibilità e upside: chi cede il balancing rinuncia alla parte più volatile dei ricavi in cambio di una rendita stabile; chi lo mantiene conserva il 100% dei profitti da mercato, ma si accolla la gestione del rischio. Il floor del Capacity Market copre solo una frazione dei flussi di cassa, quindi senza un partner di tolling l’investimento resta esposto in misura significativa alla volatilità dei prezzi. Resta aperta la domanda se il solo pavimento del Capacity Market basti a giustificare l’investimento, o se il valore vero sia altrove.
Per chi installa o gestisce BESS in Italia, il trade-off non è più l’accesso al Capacity Market ma la scelta del partner di tolling: cedere il balancing per un flusso garantito o mantenerne il rischio per massimizzare l’upside.
