L’esperienza del Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio Elettrico (MACSE) ha lasciato un retrogusto amaro. Se da un lato ha rappresentato il primo schema regolato di remunerazione per la capacità di accumulo, dall’altro la limitazione alle sole zone di mercato congestionate (Sud, Sicilia e Sardegna) e i risultati economici livellati verso il basso hanno, in rapida sequenza, provocato delusione e perdita di fiducia da parte di molti operatori.

Oggi gli sviluppatori di sistemi di accumulo BESS (Battery Energy Storage Systems) si orientano verso soluzioni di mercato bilaterali, più duttili e compatibili con la partecipazione al mercato della capacità (Capacity Market), distinto dal MACSE e accessibile anche in altre zone di mercato.

Tra le strutture di mercato emergenti troviamo:

1. Tolling agreement: Il proprietario (owner) concede all’ottimizzatore (optimizer) il diritto di utilizzare la capacità dell’impianto operando sui mercati dell’energia, del bilanciamento e dei servizi ancillari. L’optimizer assume, pertanto, il rischio di mercato e paga al proprietario una “fee” mensile tendenzialmente fissa ma soggetta a penalizzazioni (e, in ipotesi, anche a premialità) in base al mancato rispetto (o, viceversa, al superamento) di livelli prestazionali (KPI) definiti nel contratto. Il modello è quindi libero, “merchant”, ma può coesistere con un contratto di capacity market, fermo restando il rispetto da parte dell’optimizer degli obblighi di disponibilità e dei vincoli tecnici derivanti dal contratto con Terna. Ad oggi, gli optimizer sono utility e società di trading ma, al pari di quanto osservato nel campo dei power purchase agreement (PPA), nulla esclude che in futuro questo ruolo sia assunto da soggetti corporate (per es. operatori di data center). 

2. Profit-sharing e revenue-swap: In questi schemi owner e optimizer condividono i ricavi netti dell’impianto (per es. 70/30), con l’eventualità che il persistente mancato raggiungimento di obiettivi minimi di performance finanziaria nel tempo da parte del secondo, consentano al primo la risoluzione del contratto. La similitudine con il modello agrario della mezzadria (archetipo di “partnership” tra chi possiede il terreno e chi lo coltiva) pur non foriera di alcuna conseguenza giuridica è suggestiva. Questo modello ben si adatta a progetti che mantengono una gestione condivisa o già impegnati nel capacity market e allinea gli interessi delle parti ma richiede una chiara definizione delle voci di costo e di ricavo che costituiscono la base di calcolo della ripartizione e innalza il livello di scrutinio da parte delle banche che finanziano il progetto.

3. Floor o garanzie di ricavo minimo: Prevedono una remunerazione minima (floor) a fronte di una ripartizione dei ricavi netti eccedenti sulla base dello schema analizzato nel paragrafo precedente. I floor possono essere sostenuti dall’offtaker o strutturati tramite derivati. La combinazione di floor con la remunerazione del capacity market (revenue stacking) garantisce stabilità finanziaria, migliorando la bancabilità del progetto.

Le responsabilità si distribuiscono secondo una ripartizione ben testata in mercati esteri.

L’owner:

  • assume il “completion risk” impegnandosi a sviluppare, finanziare, costruire e mettere in esercizio il BESS entro una data garantita presidiata da penali (delay liquidated damages);
  • a seguito del superamento dei FAT (factory acceptance test tesi alla verifica della conformità dei componenti) svolti in fabbrica prima della spedizione e dei SAT (site acceptance test tesi alla verifica del raggiungimento delle performance dichiarate) svolti sul sito dopo l’installazione, e del conseguente raggiungimento della COD (commercial operation date), si incarica di ottenere la pre-qualifica da parte di Terna obbligatoria per partecipare ai diversi servizi ai sensi del TIDE e del Grid Code;
  • gestisce, a proprie spese, l’O&M e il monitoraggio dell’impianto e si assume il “performance risk” garantendo il rispetto sia dei livelli di disponibilità tecnica sia delle performance contrattuali (per es. capacità utile ≥ 95%, round-trip efficiency ≥ 85%, tempo di reazione < 1 s), anche in questo caso attraverso la previsione di penali;
  • riceve direttamente da Terna i proventi del capacity market e resta responsabile verso quest’ultima per l’adempimento del relativo contratto, salvo rivalsa verso l’optimizer allorché le penali richieste da Terna siano ad esso ascrivibili;
  • conferisce all’optimizer il mandato (senza rappresentanza) per operare come BRP (balancing responsible party) e BSP (balancing service provider) ai sensi del TIDE.

L’optimizer:

  • assume il rischio di mercato, pianificando e attuando l’ottimizzazione sui mercati dell’energia e dei servizi con conseguente responsabilità economica per carica e scarica della batteria - ivi inclusa l’energia immessa negativa (EIN) assorbita dagli ausiliari o necessaria per coprire le perdite (storage losses);
  • rispetta i vincoli tecnici dell’impianto BESS (per es. numero massimo di cicli giornalieri/annuali, profondità di scarica, limiti termici e di degrado) e si astiene da condotte che possano generare penali per indisponibilità nel capacity market o verso Terna;
  • paga i corrispettivi contrattuali all’owner, a seconda dei modelli sopra descritti, e fornisce reporting dettagliato e verificabile sui ricavi e sull’utilizzo dell’impianto, fermo restando che la condivisione di strategie di bidding e informazioni deve risultare compatibile con il diritto della concorrenza allorché owner e optimizer appartengano a gruppi che operano sugli stessi mercati;
  • assume e mantiene le qualifiche di BRP, BSP e operatore di mercato firmando la documentazione e prestando le garanzie richieste da Terna e dal GME.

Da quanto sopra risulta che tali accordi, pur essendo atipici ed espressione di autonomia negoziale meritevole di tutela, sono assimilabili ad appalti di servizi ai sensi dell’art. 1655 c.c.: in caso di dubbio o lacuna, è quindi applicabile in via analogica la disciplina di tale tipo contrattuale (per es. obbligazioni di risultato, responsabilità, recesso e risoluzione per inadempimento).

Trattandosi di contratti di durata, il testo dovrà disciplinare nello specifico rischi sopravvenuti quali forza maggiore e cambiamenti normativi, tenuto conto sia della peculiarità dell’asset (per es. rischio di incendio o di ritardi nella connessione) sia dei requisiti di bancabilità richiesti dagli istituti finanziatori. È intuitivo che l’esigenza primaria da parte di questi ultimi è il mantenimento dei flussi di cassa previsti dal modello finanziario ai fini del ripagamento del debito. A tal fine, i consulenti delle banche dovranno essere dotati di esperienza specifica e prestare massima attenzione a:

- capacità finanziaria e operativa dell’optimizer presidiata sia da clausole che vietino la cessione del contratto o il cambio della catena di controllo sia da apposite garanzie bancarie in assenza di rating creditizio adeguato;

- conservazione del contratto attraverso disposizioni che limitano il diritto di risoluzione da parte dell’optimizer (per es. un numero minimo di gravi inadempimenti dell’owner presidiati da clausole risolutive espresse) e, comunque, lo ritardano (attraverso la previsione di cure period e il diritto di subentro - cd. step-in - da parte di soggetti indicati dalle banche in vece dell’owner);

- impossibilità di rivedere gli economics del contratto attraverso la deroga alla disciplina dell’eccessiva onerosità sopravvenuta ai sensi dell’art. 1467 c.c. e l’imposizione di test draconiani per poter rinegoziare il contratto in caso di modifiche normative;

- limitazione di responsabilità dell’owner attraverso la previsione di penali anche a titolo di rimedio esclusivo, un’ampia panoplia di cause di forza maggiore a difesa dell’owner e un tetto monetario massimo (cap) all’esposizione complessiva di quest’ultimo.

In conclusione, il MACSE ha aperto la strada alla valorizzazione degli accumuli BESS, ma la vera evoluzione è nei contratti di offtake che consentono di combinare remunerazioni stabili (capacity market) e valorizzazione merchant.

Il successo di questi schemi dipenderà dalla qualità della documentazione: definire chiaramente test, garanzie, vincoli tecnici e ripartizione dei rischi. Solo così gli impianti BESS potranno consolidarsi come asset bancabili e strumenti essenziali della transizione energetica italiana.