Un accordo che sposta il rischio di mercato dal proprietario al trader, in attesa dell’entrata in esercizio prevista nel 2028

Un contratto che sposta il rischio, non i megawatt

Dietro quei numeri c’è una struttura contrattuale precisa. L’accordo non è una compravendita di energia, ma un tolling fisico: Zelestra costruirà, possiederà e gestirà l’impianto, mentre Centrica Energy commercerà e ottimizzerà la capacità contrattata attraverso il suo approccio multi-mercato. Il progetto Hilgermissen BESS, in Bassa Sassonia, contribuirà ad accelerare l’integrazione delle rinnovabili, rafforzare la flessibilità della rete e sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione della Germania. Secondo Mathias Kuenicke, CEO di Zelestra in Germania, aggiunge 300 MWh di capacità flessibile a una delle reti più interconnesse d’Europa.

Il punto, però, non è la potenza installata. È come viene pagata. Secondo Osborne Clarke, la struttura del contratto combina due meccanismi di remunerazione: una parte della capacità utilizzabile è remunerata con un pagamento fisso di disponibilità, garantendo ricavi di base prevedibili; la quota merchant restante viene liquidata sulla base dei ricavi di mercato effettivi e divisa tra le parti, con partecipazione diretta ai mercati day-ahead, intraday e del bilanciamento. Per Zelestra, l’effetto è una riduzione dell’incertezza sui flussi di cassa. Per Centrica, l’accordo è una scommessa sulla propria capacità di estrarre valore dalla volatilità.

Ed è qui che il contratto fa un lavoro che non si vede: sposta il rischio di mercato dal proprietario dell’impianto al trader. Per un progetto che entrerà in esercizio solo nella seconda metà del 2028, questo non è un dettaglio: è la differenza tra un cantiere finanziabile e una scommessa. Per Osborne Clarke si tratta di un segnale per la continua bancabilità dei progetti BESS in Germania. Se il pagamento fisso rende il progetto bancabile, resta però una domanda: chi si assume il rischio che i ricavi di mercato non arrivino? Formalmente Centrica. In pratica, il mercato tedesco della flessibilità. E quel mercato è già affollato.

Dai 297 MWh ai 15 GWh: la coda tedesca

La domanda sul rischio non è teorica: basta guardare quanto è affollata la fila. Secondo energy-storage.news, dall’annuncio delle tariffe di rete sono progrediti oltre 15 GWh di capacità BESS su larga scala in Germania. Non sono megawatt sulla carta: sono progetti che hanno superato passaggi autorizzativi e finanziari. Zelestra, da parte sua, non arriva a Hilgermissen con un progetto isolato: East Energy contribuisce con più di 2 GW di progetti solari, storage, eolico onshore e Power-to-X al suo pipeline tedesco.

E non è solo Zelestra a cercare un paracadute contrattuale. Anche terralayr è entrata nello stesso schema: nell’ambito di un accordo di tolling con RWE Supply & Trading, riceverà un compenso annuale fisso per fornire la capacità di stoccaggio. La presenza di più operatori nello stesso schema dovrebbe segnalare un mercato maturo. Ma può anche segnalare che tutti scelgono la stessa via per limitare l’esposizione ai prezzi. Se anche terralayr corre nello stesso schema, il vero collo di bottiglia non è la capacità: è la liquidità dei ricavi di mercato.

Il 2028 è lontano, la domanda è adesso

Eppure, tra la firma e l’accensione delle batterie passano due anni. La costruzione del progetto Hilgermissen inizierà nel 2027; la piena operatività è prevista nella seconda metà del 2028. Due anni in cui possono entrare altri progetti, cambiare le regole di rete, evolvere i mercati del bilanciamento. La vera incognita non è il cantiere. Quando le batterie di Hilgermissen entreranno in esercizio, il valore della flessibilità sarà ancora lì o sarà già stato prezzato da chi è arrivato prima?