La divisione Energy di BSEIF ha pubblicato Financing Battery Energy Storage: Revenue Models, Risk Allocation and Bankability, il quinto lavoro ufficiale di ricerca divisionale diffuso dall’associazione e il primo paper completo dopo le quattro dichiarazioni iniziali. Il documento è stato redatto da Antonio Puliafito, Head of Energy, con Marco Frizzele, Matteo Mascaretti, Simone Zordan, Gaetano Pinho e Alfonso Santojanni, e tratta i modelli di ricavo dei sistemi di accumulo a batteria (BESS), i rischi che li accompagnano, gli strumenti che ne migliorano la bancabilità e lo stato del mercato italiano.
Il paper parte dalla crescita di questa classe di asset. Secondo l’Agenzia internazionale per le energie rinnovabili, il costo totale di installazione dei sistemi di accumulo su scala industriale è sceso da 2.571 $/kWh nel 2010 a 192 $/kWh nel 2024, un calo di circa il 93%, e l’Agenzia internazionale dell’energia riporta che nel 2025 sono stati installati nel mondo 108 GW di nuova capacità di accumulo, il 40% in più rispetto al 2024. La riduzione dei costi non ha però risolto la questione del finanziamento. Il paper si chiede come un progetto possa attrarre debito a lungo termine quando sia i ricavi sia le prestazioni operative sono incerti.
La prima risposta passa dalla scomposizione del modello di ricavo. Una batteria può guadagnare dall’arbitraggio energetico, dai servizi ancillari e dai mercati della capacità, ma la capacità impegnata su un flusso non è disponibile per gli altri. Un esempio numerico chiarisce il meccanismo: una batteria da 100 MW e 400 MWh, con un’efficienza di ciclo dell’85%, che si carica a 50 €/MWh e si scarica a 150 €/MWh ottiene un margine lordo di circa 36.471 € per ciclo, prima di degrado, commissioni di trading e altri costi operativi. Il paper individua poi due rischi. Il primo è la cannibalizzazione, perché più batterie sul mercato comprimono gli spread di arbitraggio e i prezzi dei servizi ancillari. Il secondo è l’elevato costo iniziale dell’investimento, insieme all’esposizione operativa della tecnologia agli ioni di litio, dal rischio di incendio al degrado.
La sezione sul finanziamento adotta il punto di vista del finanziatore. Il debito è dimensionato sul debt service coverage ratio: un progetto che genera 10 milioni di euro di flussi di cassa disponibili per il servizio del debito, con un minimo di 1,30x, può sostenere al massimo 7,69 milioni di euro di servizio del debito annuo. La prevedibilità dei ricavi determina quindi la struttura del capitale. Il paper esamina tre modi di trasferire il rischio di mercato: i contratti di tolling, come quello quinquennale di ECO STOR con Alpiq per la batteria di Schuby, che ha sostenuto il finanziamento di NORD/LB senza sussidi pubblici; i revenue floor, come i due contratti decennali di Econergy con EDF per la batteria di Immingham; e gli swap TBx, che coprono un indice di spread di arbitraggio senza bisogno della batteria, al prezzo di una copertura che si discosta dal rendimento effettivo dell’asset.
L’Italia è il caso di studio. Nel 2026 la capacità di accumulo cumulata ha superato i 19,3 GWh, e il meccanismo MACSE di Terna riconosce agli aggiudicatari un premio annuo fisso per 15 anni a fronte della costruzione e della messa a disposizione di nuova capacità. La prima asta, tenuta il 30 settembre 2025, ha assegnato 9.968 MWh a un premio medio di circa 13.000 €/MWh-anno, con un’offerta oltre quattro volte superiore alla domanda. La seconda è prevista per il 24 novembre 2026, con un premio massimo di 27.000 €/MWh-anno fissato da ARERA. Il paper ricostruisce poi come il capitale arriva nel settore, da Enel, che si è aggiudicata 6,7 GWh nella prima asta, e dallo stabilimento di batterie di Eni a Brindisi, fino all’acquisto da parte di Sosteneo del 49% di Enel Libra Flexsys per quasi 1,1 miliardi di euro. La conclusione è che la bancabilità dipende meno da quanti ricavi genera una batteria che da come quei ricavi sono strutturati e da come ne sono allocati i rischi.
Il paper completo è disponibile nella sezione Ricerca, alla voce Energy. Può essere letto sul sito, aperto separatamente o scaricato in PDF.