Stiamo entrando in una fase di mercato in cui ogni impianto fotovoltaico richiederà BESS, dice Whes

pv magazine Italia ha avuto il piacere di sentire Valerio Covicchio, country manager di Whes, per capire meglio insieme le prospettive del mercato elettrico italiano. Covicchio, secondo cui gli effetti della nuova capacità fotovoltaica emergeranno pienamente ad aprile 2026, è improbabile che l’Italia registri prezzi negativi, mentre è quasi sicuro che ogni impianto fotovoltaico avrà un impianto BESS collegato nel prossimo futuro. Secondo il country manager di Whes, il mercato dell’elettricità all’ingrosso vedrà prezzi nulli dalle 12 alle 16 durante i mesi primaverili di bassa domanda. Abbiamo anche parlato di prezzi zonali, della granularità del Mercato del giorno prima e di datacenter.

In questo momento, per tutto il silenzio dei giornali generalisti, sta succedendo di tutto nel mondo dell’elettricità, in Italia e in Europa. Partendo dalle novità più recenti. Sta aumentando la granularità in funzione del passaggio, sul mercato del giorno prima, da prezzi orari a prezzi per quarto d’ora. Può spiegare cosa vuol dire per il prezzo catturato del PV?

Come noto, il sistema elettrico deve in ogni istante garantire un consumo pari alla produzione, pena il blackout. Alla fisica del sistema si deve però accoppiare lo realtà commerciale. L’elettrone consumato dal tuo pc/smartphone mentre leggi l’articolo è stato compravenduto molte volte in diverse sessioni di mercato. Una di queste è il Mercato del giorno prima (MGP), che appunto si chiude un giorno prima della produzione e del consumo di questo elettrone. Nei successivi mercati una complessa macchina lavora affinché si possano raccordare gli accordi commerciali, figli di una previsione, alla realtà fisica dell’istante in cui avviene il match di cui sopra.

L’MGP, dal 1° ottobre, consente agli operatori di mercato di descrivere queste aspettative di produzione e consumo con una granularità quattro volte maggiore (da 1 h a 15 min). Questo comporta cosa? Mettere a nudo tutti gli eventi intraorari che prima venivano completamente mediati sull’ora. Brevi aumenti di ventosità, improvvise precipitazioni, picchi di assorbimento e soprattutto nubi. Tutti questi sono esempi che possono verificarsi con tempi caratteristici inferiori ai 60 minuti e possono impattare il prezzo catturato specialmente se il fotovoltaico viene accoppiato con un accumulo.

Può presentare anche il background di questo cambiamento? Quale il ruolo di EntsoE e dei vari algoritmi?

Il passaggio al mercato elettrico quartorario non è un capriccio tecnico, ma il tassello finale di un puzzle europeo iniziato oltre dieci anni fa. Tutto nasce dal Regolamento Cacm (Capacity Allocation and Congestion Management), scritto da EntsoE, la rete dei gestori di trasmissione europei, tra cui Terna (poi approvato da Acer e Commissione Europea). L’obiettivo? Parlare la stessa “lingua di mercato” in tutta Europa, con regole comuni per allocare capacità e gestire le congestioni. Oggi i prezzi e i flussi non si calcolano più per singolo Paese, ma attraverso un unico cervello: l’algoritmo Euphemia (Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm) del Sdac (Single Day-Ahead Coupling) che ogni giorno grazie all’operato dei Nemo di cui il GME è rappresentante italiano, trova la soluzione ottimale di mercato. L’adozione dell’MTU a 15 minuti serve proprio a sincronizzare ancor di più l’Italia con questa orchestra europea: più granularità e più coerenza fisica in un mercato davvero unico. Con questo cambio viene sbloccata la possibilità di commercializzare e prevedere lo scambio di energia in maniera più aderente alla dinamicità dell’attuale parco energetico rinnovabile e abitudini di consumo i quali saranno sempre più attori attivi del mercato e non solo spettatori passivi.

In un certo senso il mercato elettrico è quindi deterministico, facilmente prevedibile, a meno di shock esterni, corretto? Cosa si può dire sulla volatilità dei prezzi catturati? Questo implica anche una maggiore attenzione per le soluzioni BESS, giusto?

Avendo lavorato nel TSO, avendo prodotto modelli di previsione di produzione (in GSE) e della domanda (in Enel Energia) non posso dire che sia tutto “facilmente prevedibile” ma posso sicuramente affermare che, a determinati cambiamenti in input, corrispondono in maniera deterministica determinate conseguenze sul prezzo dell’energia. Nello specifico faccio riferimento al massiccio ingresso di molti GW di potenza fotovoltaica nei prossimi mesi/anni che impatterano significativamente sul prezzo al quale verrà remunerata l’energia prodotta nelle ore di picco del fotovoltaico. Il BESS in questo senso è uno dei tasselli strategici dello sviluppo energetico del nostro Paese. Ad oggi mi occupo di BESS proprio per aiutare investitori, IPP, industriali e il sistema in senso ampio a superare questa sfida tecnico-economica.

Come accennato prima il passaggio al quarto d’ora consente oggi ai BESS di estrarre ancora maggior valore, cosa che facciamo avendo integrato nel software di arbitraggio i dati MGP (quarto d’ora) dal giorno stesso in cui c’è stato questo passaggio storico. Questa novità ha portato ad un incremento di volatilità con variazioni di prezzo tra 2 quarti d’ora di ore diverse anche di 99 €/MWh e tra quarti d’ora della stessa ora di 15 €/MWh in media con picchi di 40 €/MWh con un incremento dei ricavi ottenibili sul profilo quartorario del 20% maggiori rispetto al profilo orario.

Contemporaneamente siamo in un periodo transitorio, in mezzo al passaggio da PUN a prezzi zonali. Può spiegare a che punto siamo e quali differenziali tra aree si potrebbero creare? Quali effetti potrebbero poi avere sia sulle installazioni che sulle batterie?

Chi produce in Italia viene pagato in base alla zona in cui produce mentre chi consuma paga un prezzo medio nazionale (PUN Index GME). Questa anomalia del tutto italiana doveva essere sanata l’1 gennaio 2026 ma il superamento è rimasto pendente e siamo ancora in attesa che Arera si esprima. Gli effetti, voluti, sono quelli di rendere maggiormente evidenti i risultati del parco di generazione della singola zona facendo risalire questa informazione di prezzo anche al consumatore finale. Se il cambiamento avvenisse oggi, stante l’attuale parco di generazione, le zone del Csud, Sud; Sici; Cal; Sard pagherebbero l’energia meno delle zone Cnord, Nord per via della maggior rapporto potenza rinnovabile su domanda zonale. Parliamo di valori trascurabili per i comuni cittadini ma meno trascurabili per gli industriali. Le batterie potranno generare maggior valore sugli spread ottenibili al Sud e lavorare bene sulla massimizzazione dell’autoconsumo al Nord.

Lei ha anche suggerito che, con l’aggiunta di oltre 5 GW di fotovoltaico e la diminuzione della domanda elettrica tipica dei mesi primaverili, ci si potrebbe trovare in una situazione in cui quasi ogni giorno i prezzi dell’energia, e questo dovrebbe essere per lo più al sud, raggiungeranno stabilmente lo 0 tra le 12 e le 16. Corretto? Può spiegare il perché?

Il sistema italiano la quasi totalità delle ore assorbe tra i 20 GW e i 55 GW di potenza elettrica, in alcuni casi estremi si è toccato il minimo di 17 GW e il massimo di 60 GW. I 5 GW al quale facevo riferimento si riferivano ai soli mesi primaverili di bassa domanda. Teniamo presente infatti che ad oggi risulta installata una potenza PV di 41 GW. Mentre 1 GW di nucleare può effettivamente produrre 1 GW costante tutte le ore il GW riportato negli impianti PV è quello prodotto nelle ore di picco in condizioni standard. Tutto questo per dire che quando si parla di GW necessari per portare a valori bassi o nulli l’energia bisogna tenera a mente in che periodo siamo, sia per la stagionalità fotovoltaica appena esposta, sia per la stagionalità della domanda. Le mezze stagioni, fine aprile/inizio maggio e fine settembre/inizio ottobre è il momento dove si ha il rapporto irraggiamento/domanda maggiore dell’anno, conseguentemente il momento in cui si verificano i prezzi nulli, specialmente al Sud dove è presente meno domanda industriale e maggiore irraggiamento. Affinché i prezzi nulli si presentino frequentemente bisognerà, a domanda attuale, installare più di 10-15 GW già ben coperto dai recenti esiti del Fer X ai quali si sommeranno tutti gli altri meccanismi incentivanti (Nzia, CER, Conto Termico 3.0, Bandi vari etc…)

Se dovesse fare una previsione sui prezzi nulli, quale grafico si aspetta, partendo dal 2024? In quante ore il PUN è stato 0 nel 2024 e nel 2025? Quanti i 15 minuti in cui i prezzi dovrebbero raggiungere lo 0 nei prossimi anni?

Ad oggi dall’inizio del 2025 si sono verificate lato acquisto solo 10 ore di PUN Index GME nullo mentre lato produzione ad esempio in zona Sud abbiamo raggiunto 35 ore di prezzo zonale nullo. Nel 2024 sono state solo 11. Poca cosa dunque, ma attenzione perché non è un fenomeno lineare. Per il 2026 mi aspetto che si supereranno un numero di eventi a 3 cifre. Tutto dipenderà dalla curva di installato PV e quanto rapidamente entreranno in produzione questi impianti. L’energia gratis fa scalpore ma quello che secondo me sarà interessante monitorare è la caduta del valore catturato dal fotovoltaico. La mia visione è che stiamo entrando in una fase del mercato in cui l’euro investito in PV, se esposto al rischio prezzo (ovvero senza PPA, CfD in Fer X etc…) sarà sempre più difficile da ripagare senza BESS.

Secondo lei qual è la probabilità di raggiungere anche prezzi negativi in Italia?

Lo escludo. Non ci sono quantitativi di offerte negative ne mutamenti del parco di generazione o, soprattuto, aumenti di connessioni con l’estero tali da poter aspettarsi fenomeni simili a quelli osservati in altre nazioni europee nel breve termine.

Se non sbaglio, leggendo tra le righe, sembra che lei sostiene che, a breve, ogni impianto fotovoltaico avrà una batteria. Sbaglio? Nel caso non sbagli, per quale motivo?

Già oggi 1 € investito in un impianto fotovoltaico ritorna più lentamente di 1 € investito in un BESS che lo affianchi, ben dimensionato. Inoltre quell’euro investito in BESS sta proteggendo l’euro investito in PV. Insomma, sia che si guardi al ricavo sia che si guardi al profilo di rischio, non ha senso non valutare un BESS all’interno di un impianto PV. L’improgrammabilità del PV non può più nascondersi dietro l’ombra del meccanismo del marginal price. Maturando come tecnologia e come dimensioni, deve maturare anche il suo ruolo all’interno dei mercati e del sistema elettrico. Abbiamo oggi un modo economicamente remunerativo per rendere programmabile il sole, è bene per tutti (distributori, TSO, investitori e consumatori) iniziare a conoscerlo e implementarlo.

Quale il ruolo di data center nelle sue previsioni? Potrebbero veramente aumentare significativamente la domanda di elettricità in Italia? Con che conseguenze sui prezzi di cattura del fotovoltaico?

Maggiore è la domanda elettrica, maggiore sarà il prezzo, a parità di parco di generazione: è un fatto. Ciò che spesso si sottovaluta è che non tutti i gigawatt connessi hanno lo stesso peso (sia lato domanda che lato produzione). L’effetto reale di 1 GW sui prezzi zonali dipende dal suo utilizzo “equivalente”, cioè da quanto quella potenza viene effettivamente impiegata. Richiedere quindi al distributore alcuni gigawatt non implica automaticamente una domanda aggiuntiva dello stesso valore. Inoltre l’impatto dipende dal profilo quartorario e dalla concentrazione geografica. Attualmente la stragrande maggioranza dei progetti sembra essere in zona Nord. Questi GW che oggi fanno notizia, sulla scia del boom della AI, vanno poi effettivamente messi a terra. Ci sono 50 GW di richieste di Data Center (dato di Terna di giugno), ma ci sono anche 152 GW di fotovoltaico e 180 GW di eolico (dato di Terna di ottobre) che però non fanno altrettanto effetto nei titoli di giornale. Quanti entreranno realmente in esercizio ambo le parti? Lo vedremo.

Quali altre esternalità potrebbero cambiare le sue valutazioni e le sue previsioni?

Gli altri fattori non prettamente energetici sono legati a macro-fenomeni politici ed economici di cui molti parlano e che speriamo di non dover sperimentare. Non sono un esperto, quindi non mi esprimo sulla probabilità che questi due fenomeni possano o meno verificarsi, ma è ragionevole assumere che, qualora si realizzassero, porterebbero a una contrazione economica e quindi anche dei consumi industriali. Ma se qualcosa va male sulla domanda non tutti i prezzi calano linearmente con essa, purtroppo o per fortuna alcune ore sono più sensibili di altre. Guardando la curva di offerta su MGP un calo della domanda porterebbe a dei prezzi catturati dal fotovoltaico molto più bassi durante il giorno, e prezzi serali poco più bassi poiché rimarrebbe il gas a determinare il prezzo marginale comportandosi in maniera poco sensibile rispetto al livello di domanda.

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