Fino a 140.000 euro per MW, da versare in anticipo: in Germania la tariffa BKZ (Baukostenzuschuss) è il pedaggio una tantum che ogni progetto connesso alla rete versa per gli upgrade e la costruzione dell’infrastruttura di rete. Ma se un sistema di accumulo accetta un accesso flessibile e limitato alla rete, perché dovrebbe pagare la stessa cifra di chi ha accesso pieno? La questione, rilanciata a fine agosto da Energy-Storage.news, parte da un’istanza di Kyon Energy e mette in sequenza un’incertezza normativa che tocca la bancabilità dei progetti di storage tedeschi.
La tariffa può arrivare a 140.000 euro per MW e richiede acconti anticipati che possono risultare insostenibili per i piccoli sviluppatori. In Germania esistono 866 DSO e alcuni di loro applicano tariffe più basse o non le applicano affatto ai BESS. La legittimità della riscossione è stata confermata dalla Corte federale di giustizia tedesca, come si legge in una nota di Kyon Energy.
Una tariffa piena per un accesso dimezzato
Il paradosso nasce da un dettaglio tariffario. La BKZ è un pagamento una tantum che tutti i progetti tedeschi pagano per gli upgrade e la costruzione della rete. Ma quando un sistema di accumulo firma un flexible connection agreement (FCA), l’operatore di rete può limitare l’accesso in determinati momenti: l’impianto non usa la rete come un progetto con connessione piena. Per Kyon Energy, la conseguenza dovrebbe essere una riduzione proporzionale della tariffa. «Se ai BESS viene concesso un accesso limitato alla rete, dovrebbero ricevere una riduzione proporzionale della tariffa BKZ», ha spiegato Marie-Sophie Braun, responsabile mercati e affari regolatori dello sviluppatore.
Kyon Energy è di proprietà della major oil & gas TotalEnergies, che finanzia e costruisce il pipeline dell’azienda. Secondo lo sviluppatore, mancano ancora linee guida chiare sul roll-out delle FCA e gli accordi sono spesso statici, non adattati allo specifico punto di connessione. In prospettiva, le tariffe di rete basate sulla capacità saranno introdotte per gli asset con COD successivo al 4 agosto 2029, sempre secondo Kyon Energy.
Quello che le banche non possono prezzare
L’incertezza non è un dettaglio tecnico: è esattamente la variabile che i finanziatori non possono prezzare. Il mercato dello storage tedesco affronta un’incertezza normativa legata soprattutto alle tariffe di rete nel processo di riforma ‘AgNes’, con impatti sulle decisioni di investimento e sulla bancabilità. L’interazione BKZ/FCA non è un problema isolato ma parte di un’incertezza normativa cumulativa che danneggia direttamente la bancabilità dei progetti BESS tedeschi.
Georg Gallmatzer, managing director di ECO STOR, ha sintetizzato il nodo con una frase: «una banca non gioca a freccette». Il senso è che un’incertezza politica e di mercato prolungata può impedire del tutto il finanziamento dei progetti. Nello stesso panel, diversi sviluppatori hanno avvertito che regole FCA irrisolte potrebbero bloccare il finanziamento dei progetti. Se le regole non si chiariscono, il rischio è che i progetti restino sulla carta nonostante la domanda di flessibilità.
La corsa tedesca e il nodo che resta
Intanto i numeri del mercato tedesco raccontano un’altra storia. Nel primo trimestre del 2026 la Germania ha registrato un record di installazioni di stoccaggio su larga scala pari a circa 2,2 GWh, il 38% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. La base installata si attesta intorno ai 14 GW e nel 2026 potrebbero essere aggiunti da 8 a 10 GWh.
Per chi installa o gestisce un BESS in Germania, il trade-off è chiaro: pagare una tariffa piena per un servizio flessibile non è più sostenibile, ma finché le regole FCA non saranno adattate ai punti di connessione, la crescita record rischia di non trasformarsi in capacità finanziabile.
