Perché i progetti relativi alle batterie nel settore C&I falliscono

La maggior parte dei progetti relativi alle batterie nel settore commerciale e industriale che falliscono non falliscono a causa della batteria.

Al Summit europeo sull’accumulo e la gestione dell’energia nel settore commerciale e industriale (C&I), abbiamo visto una diapositiva presentata da EY: in essa venivano classificati i motivi per cui i progetti relativi alle batterie nel settore C&I si arenano, e la tecnologia occupava l’ultimo posto. Gli aspetti commerciali, la normativa, i finanziamenti e la fiscalità occupavano invece i primi posti.

È esattamente ciò che osserviamo ogni giorno. Le celle LFP mature e le garanzie standard raramente sono la causa principale. Il mercato sta crescendo rapidamente, i ricavi cambiano in fretta e le regole vengono riscritte mentre molti progetti sono ancora in fase di pianificazione.

Cosa sta succedendo in questo momento sul mercato

Le opportunità nel settore delle batterie per uso commerciale e industriale sono più numerose che mai, ma i ricavi più facili da ottenere stanno diminuendo. Ecco cinque tendenze emerse negli ultimi mesi:

1. Il settore dello stoccaggio C&I sta crescendo rapidamente. Nel 2026, per la prima volta, l’Europa ha installato più sistemi di stoccaggio energetico rispetto agli Stati Uniti. Wood Mackenzie descrive ora il segmento C&I come un settore che sta finalmente iniziando a crescere. Anche i prezzi stanno calando: EUPD Research prevede che l’arrivo di ulteriori scorte in Europa spingerà al ribasso i prezzi dei sistemi C&I verso la fine dell’anno. L’hardware non è ciò che frena i progetti.
2. I prezzi dell’aFRR sono in calo. In Germania, una batteria con autonomia di due ore avrebbe potuto fruttare circa 191.000 €/MW all’anno ad agosto, il 15% in meno rispetto ad agosto 2025. Modo Energy riferisce che la capacità aFRR-up è stata aggiudicata a 7,35 €/MW/h, la metà rispetto al livello dello scorso anno. Un anno fa l’aFRR rappresentava l’88% delle entrate, mentre ora è circa la metà. Francia e Spagna mostrano lo stesso andamento, come abbiamo spiegato nel nostro post “La corsa all’oro dell’aFRR in Germania sta volgendo al termine”.
3. Le tariffe di rete stanno cambiando. A partire dal 2029, la riforma tedesca AgNes applicherà alle nuove batterie collegate alla rete una tariffa di capacità compresa tra circa 4 e 7 euro per kW all’anno. I progetti manterranno l’attuale esenzione solo se la decisione definitiva di investimento verrà presa prima del 1° gennaio 2027 e il collegamento avverrà entro il 4 agosto 2029 (Cube Concepts). La decisione definitiva della Bundesnetzagentur è attesa entro la fine dell’anno.
4. I data center hanno bisogno di batterie per essere allacciati alla rete elettrica. Nei principali hub europei, i nuovi data center possono dover attendere dai sette ai dieci anni per ottenere l’allacciamento alla rete. Una batteria in loco, abbinata a un contratto di allacciamento flessibile, può ridurre tali tempi di attesa, consentendo ai server di continuare a funzionare a piena potenza.
5. Gli hub di ricarica per veicoli elettrici stanno integrando sistemi di accumulo. Gli operatori delle stazioni di ricarica stanno installando sistemi di accumulo accanto ai caricatori ad alta potenza, in modo da evitare di dover sostenere i costi elevati legati all’ammodernamento della rete elettrica. L’hub da 600 kW di Atlante in Toscana e i caricatori dotati di sistemi di accumulo presso le aree di servizio autostradali del Regno Unito ne sono due esempi recenti (Flexecharge, EV Charging Infrastructure).

Tutte e cinque le tendenze vanno nella stessa direzione. Si stanno installando sempre più batterie “dietro il contatore” e le norme relative ai ricavi, alla regolamentazione e ai finanziamenti stanno cambiando più rapidamente della tecnologia stessa.

Dove i progetti C&I falliscono davvero

1. Spot pubblicitari

Spesso le proiezioni di ricavi non reggono una volta aggiunti i costi reali delle tariffe, dell’accesso al mercato e dei costi operativi. Molti business case si basano ancora sugli spread e sui prezzi di riserva dell’anno scorso. I dati aFRR riportati sopra mostrano perché ciò sia rischioso: un modello basato sui prezzi di capacità del 2025 sarebbe già sbagliato della metà. Anche la posizione geografica è importante. Un profilo di carico errato, un fattore di simultaneità valutato male o un risparmio derivante dal potenziamento della rete che nessuno ha verificato possono azzerare il margine.

2. Regolamento

Le norme di connessione alla rete, i costi di rete e i requisiti di mercato variano da paese a paese e possono cambiare di anno in anno. AgNes ne è un chiaro esempio. Due batterie identiche possono non comportare alcun costo di rete oppure comportare costi pari a decine di migliaia di euro all’anno, a seconda di quando è stata firmata la decisione di investimento. Anche le norme di prequalificazione, i requisiti di misurazione e il trattamento degli asset “behind-the-meter” differiscono in ogni mercato in cui operiamo.

3. Finanziamento

I finanziatori vogliono flussi di cassa prevedibili. Se una batteria ricava la maggior parte dei propri ricavi da mercati volatili, occorre un piano chiaro per convincerli. Secondo Modo Energy, nel terzo trimestre del 2026 la maggior parte del debito europeo relativo ai sistemi di accumulo energetico (BESS) era garantito da ricavi contrattuali. Al Battery Business & Development Forum tenutosi questa primavera, i banchieri hanno affermato di richiedere sempre più spesso accordi di tolling o livelli minimi di ricavi (ESS News). Gli impianti commerciali e industriali (C&I) devono affrontare un ulteriore ostacolo: la batteria entra in competizione con l’attività principale dell’azienda per quanto riguarda gli investimenti in conto capitale (CAPEX). Pertanto, lo scenario negativo deve essere convincente quanto quello positivo.

4. Fiscalità

L’IVA, l’imposta sull’energia elettrica e le norme in materia di ammortamento possono incidere sui dati più di quanto ci si aspetti. In Germania, fino al 1° gennaio 2026 l’energia immagazzinata era tassata due volte, e il fatto che lo stoccaggio in loco possa beneficiare di tale misura dipende dal modo in cui l’energia viene distribuita (Taylor Wessing). Se a ciò si aggiungono la contabilizzazione dei contratti di locazione ai sensi dell’IFRS 16 e i periodi di ammortamento, la sola fiscalità può determinare se un progetto soddisfi il tasso di rendimento minimo richiesto dall’azienda.

Domande da porre prima di scegliere un fornitore

Se stai progettando una batteria per uso commerciale e industriale, verifica tutti e quattro questi aspetti prima di confrontare le schede tecniche:

1. Il vostro modello di ricavi si basa su dati di mercato reali o sugli spread dell'anno scorso?
2. Sai a quali mercati può accedere la tua batteria e in cosa consiste la prequalificazione?
3. Avete modellato le tariffe di rete e le norme fiscali che si applicheranno al momento dell'allacciamento, e non quelle attualmente in vigore?
4. Riesci a dimostrare a un finanziatore, o al tuo direttore finanziario, come la batteria generi profitti anche in un anno difficile?
5. Chi è responsabile di ciascuna interfaccia tra EPC, O&M, EMS e l’ottimizzatore di mercato?

Se hai dei dubbi su uno qualsiasi di questi punti, è probabile che il tuo progetto si blocchi proprio lì.

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Quale di questi quattro aspetti ha causato più problemi nei tuoi progetti?

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