Zelestra ha firmato un contratto da 2 GWh

Il trader gestisce carica e scarica, lo sviluppatore incassa un corrispettivo fisso e stabile

Nei giorni scorsi Zelestra ed EnBW hanno comunicato i tempi del primo progetto italiano di accumulo a batterie costruito attorno a un contratto di tolling finanziario di lungo termine. Non è una chimica innovativa né un record di potenza: sono 300 MW per 2 GWh in Emilia-Romagna, con una partenza dei cantieri fissata al 2027 e l’esercizio commerciale previsto per il 2028. La vera novità sta nell’architettura di mercato che lo sostiene, mai sperimentata prima in Italia per il battery storage. Per capire perché questo accordo segni uno spartiacque, bisogna partire dalla sua struttura.

Come funziona il tolling finanziario

In uno schema tradizionale di fornitura, chi compra una batteria si affida a un integratore per tecnologia, installazione e manutenzione, ma tiene in casa l’intero rischio di mercato: compra elettricità quando costa poco, la rivende quando i prezzi salgono, incassa i servizi di rete e spera che i conti tornino. Il tolling finanziario rovescia questa logica. Lo sviluppatore — Zelestra — mette a disposizione l’impianto e firma con un trader — EnBW — un contratto di lungo periodo in cui cede il diritto di gestire carica e scarica contro un corrispettivo fisso. È il trader a decidere quando e come operare sui mercati, incassando i ricavi dell’arbitraggio e dei servizi ancillari, ma assumendo su di sé la volatilità dei prezzi. Lo sviluppatore, in cambio, ottiene un flusso di cassa stabile che rende bancabile il progetto, al prezzo di rinunciare a eventuali extra-profitti nelle ore di punta. L’operazione è stata definita dalle due società un costrutto finanziario di lungo termine primo nel suo genere per lo stoccaggio a batteria in Italia, e la stessa struttura viene indicata come inedita per il mercato nazionale. La domanda che resta sul tavolo è: perché proprio ora, e proprio in Italia?

Il cratere italiano da 71 GWh

La risposta sta in un numero: 71 GWh. È la capacità di accumulo utility-scale che, secondo le stime pubblicate da Terna, l’Italia dovrà installare entro il 2030 per assorbire l’ondata di rinnovabili già in allaccio e in coda di connessione. Un volume che fa del Paese, nelle parole di Martina Nicodemo di BKW, uno dei mercati BESS più attraenti d’Europa. EnBW lo sa bene: in Germania l’utility ha già in esercizio 20 sistemi di accumulo per oltre 100 MWh complessivi, con altri impianti in sviluppo per una capacità totale di 1.800 MWh. Portare il modello del tolling su un mercato affamato di flessibilità come quello italiano significa anticipare un fabbisogno che presto metterà in concorrenza centinaia di sviluppatori. Ma con questa fame di gigawattora il vero cambiamento non sta nella taglia degli impianti: sta nell’approccio al rischio.

Certezza o upside: il dilemma di chi investe

Con un contratto di tolling, il rischio di volatilità dei prezzi dell’energia passa dallo sviluppatore al trader: in cambio si rinuncia a potenziali extra-profitti. È il paradosso che ogni operatore dovrà imparare a maneggiare. Da un lato, il progetto diventa immediatamente finanziabile perché un flusso di ricavi prevedibile copre il servizio del debito e attira capitali pazienti. Dall’altro, nei giorni in cui il prezzo all’ingrosso esplode — un’ora con zero eolico e domanda alta, per esempio — è il trader a monetizzare il differenziale, mentre lo sviluppatore osserva da bordo campo. Zelestra ha scelto di non giocare quella partita due volte: dopo un accordo di tolling simile firmato con la svizzera BKW nello scorso settembre, l’intero portafoglio da 2 GWh è ora completamente contrattualizzato. Per dare una scala al fenomeno, basta ricordare che il più grande progetto di accumulo a batteria singolo in Europa resta il LEAG/Fluence da 1 GW / 4 GWh in costruzione a Jänschwalde, in Germania — una taglia quattro volte superiore, ma finanziata con logiche diverse. La domanda che ogni sviluppatore dovrà porsi, da qui in avanti, è quanto valore attribuire alla prevedibilità dei ricavi rispetto al diritto di scommettere sui picchi di prezzo. Non esiste una risposta unica: esiste un costo-opportunità che cambia con la profondità del mercato all’ingrosso, con la penetrazione delle rinnovabili e con il costo del capitale di ciascun operatore.

Per chi installa batterie in Italia, il modello non è più solo incentivi o merchant puro. È un incrocio di opzioni finanziarie in cui il tolling fissa il rendimento minimo, ma sterilizza il rialzo. La vera competizione si giocherà su chi saprà scegliere quando coprirsi e quando restare esposto, leggendo la curva dei prezzi meglio del trader che ha appena firmato il contratto.