BBDF 2025: co-localizzazione e PPA ibridi rimodellano il mercato energetico europeo

L’ultima sessione del Battery Business & Development Forum 2025 (BBDF) di Francoforte, in Germania, ha evidenziato il crescente interesse nel panorama europeo dell’accumulo di batterie per progetti in co-localizzazione.

“Circa l’80% del mercato è dominato da sistemi stand-alone. Ma si prevede che la situazione cambierà in futuro”, ha affermato Marija Maisch, moderatrice della sessione e direttrice di ESS News (pv magazine storage). “Tuttavia, a causa del crescente numero di ore con prezzi dell’elettricità negativi in alcuni mercati energetici europei chiave, i progetti di batterie stand-alone stanno perdendo terreno. Ma questa non è necessariamente una cattiva notizia per gli sviluppatori di progetti”.

Sebbene siano ancora un territorio inesplorato, gli accordi di acquisto di energia ibrida (PPA) offrono il vantaggio di combinare energia eolica, solare e accumulo di batterie.

Secondo Rodrigo Lopez, Head of Revenue del produttore di energia indipendente spagnolo BNZ, i PPA tradizionali stanno diventando meno frequenti nei mercati europei, a causa dell’incertezza sull’evoluzione dei prezzi dell’energia. “Gli acquirenti attualmente cercano offerte con durate più brevi e volumi inferiori”, ha affermato. “Questo rende i PPA ibridi, come quelli che combinano eolico e solare o fotovoltaico e flessibilità [di accumulo], più interessanti. Queste offerte sono completamente nuove, ma gli acquirenti stanno iniziando a capirne il funzionamento”.

Dal punto di vista tecnico, i PPA ibridi possono essere stipulati sia per asset eolici onshore che solari che includano un BESS co-localizzato. Questa combinazione di fonti offre vantaggi in termini di negoziazione dei prezzi e di impegni di volume sia per i venditori che per gli acquirenti, secondo Lopez. “Ciò che otteniamo è una sorta di copertura naturale tra le diverse tecnologie”, ha affermato. “Quindi, questo è un vantaggio sia per il venditore che per l’acquirente”.

“Con i servizi accessori, otteniamo un flusso di entrate aggiuntivo che può essere condiviso tra entrambe le parti, quindi entrambe saranno più soddisfatte”, ha aggiunto, osservando che i prezzi negativi sono meno preoccupanti con un PPA ibrido grazie alla sua flessibilità. “È più o meno simile a un PPA tradizionale, ma con caratteristiche specifiche che consentono una corretta allocazione del rischio”.

Christian Folke, Head of Technology and Innovation di Uniper Renewables in Germania, ha sottolineato l’importanza di una gestione energetica proattiva per gli approcci ibridi che coinvolgono energie rinnovabili e accumulo, in quanto devono tenere conto di diverse fonti di reddito.

Karl-Heinz Remmers, CEO di Remmers Solar, ha presentato un caso di studio su come sviluppare un progetto di co-localizzazione in Germania. “Si tratta di un progetto solare da 230 MW progettato per funzionare con sistemi di accumulo, ed è il secondo progetto PPA più grande in Germania”, ha affermato. “Utilizza inverter centrali grid-forming, fondamentali per i sistemi ibridi di co-localizzazione. Se non li si implementa ora in questi progetti, si commette un grave errore”, ha aggiunto, sottolineando che, nonostante il prezzo più elevato, offrono maggiori vantaggi per il trasferimento energetico. “Nei PPA ibridi, ogni kWh conta”.

Ha anche sottolineato l’importanza di una corretta progettazione e costruzione della stazione di trasformazione dell’impianto solare. “Per consentire futuri miglioramenti, è necessario installare un trasformatore leggermente più grande. In questo modo, si può aggiungere l’energia eolica alla sottostazione, oppure aggiungere batterie, oppure entrambe”, ha affermato.

“Anche i gestori della rete devono imparare, e dobbiamo dare loro un po’ di tempo”, ha detto Folke. “Stanno ricevendo sempre più progetti co-localizzati, sia di piccole che di grandi dimensioni.”

“A maggio di quest’anno, abbiamo visto prezzi negativi dalle 10:00 alle 17:00 in un solo giorno, e questo ha rappresentato, ovviamente, un enorme cambiamento nella percezione del mercato”, ha affermato Anoucheh Bellefleur, Team Manager Mercato e Strategia di ABO Energy. “Ora, quando parliamo con i finanziatori, sono più consapevoli della co-localizzazione, anche per vecchi progetti incentivati”.

Secondo Bellefleur, i finanziatori sono “molto interessati” a finanziare queste batterie co-localizzate sul lato del debito perché ciò non solo migliora il progetto esistente in sé, ma salvaguarda anche la capacità del progetto di onorare il proprio debito.

Gli sviluppatori, tuttavia, dovranno affrontare condizioni diverse a seconda della geografia. “Dovranno capire come funzionano e come operano le diverse reti”, ha spiegato. “Questo vale anche per l’intero processo di autorizzazione. Ci sono così tante parti interessate che è necessario riunire attorno al tavolo.”

Sia Bellefleur che Remmers hanno suggerito agli sviluppatori di optare per l’accoppiamento in corrente continua (DC) anziché in corrente alternata (AC). “L’accoppiamento in corrente continua è semplicemente più efficiente”, ha affermato.

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