pv magazine Italia ha parlato con quattro avvocati per capire la portata e le conseguenze delle Disposizioni tecniche di funzionamento (DTF 2) per l’asta del Capacity Market con consegna 2028.
Valeria Viti, partner presso PedersoliGattai, spiega le principali novità del decreto, le motivazioni della revisione e dei possibili ricorsi, la tutela dei progetti già esistenti e il ricorso al legittimo affidamento. “Le novità principali sono tre: una forte riduzione della capacità riconosciuta alle batterie; coefficienti differenziati per quattro macro-aree e per durata dell’accumulo; un limite di import sulla frontiera Nord oggi fissato a 1.700 MW. L’asta si terrà il 21 dicembre”, riassume Viti, rispondendo alla prima domanda.
Pietro Viganò, partner presso Advant Nctm, ha spiegato che “il principio di irretroattività degli atti regolatori e la tutela del legittimo affidamento riguardano situazioni già definite, come un’aggiudicazione. Una modifica dei parametri per un’asta futura, annunciata con anticipo e limitata a quell’anno, non dovrebbe quindi rilevare”.
Marcello Astolfi, managing partner presso Studio Legale Project-Lex, dice che “non si configura in via di principio una retroattività degli effetti del provvedimento”. Spiega comunque che, in futuro, chi volesse subordinare l’investimento alla partecipazione al Capacity Market, “dovrà necessariamente prevedere clausole sospensive o di redistribuzione del rischio in relazione al derating“.
Germana Cassar, partner di DLA Piper, ha poi detto che la revisione potrebbe, almeno teoricamente, incentivare gli operatori a valutare configurazioni di maggiore durata, comprese quelle da sei o otto ore.
La posizione degli avvocati è molto simile, tranne sui profili di illegittimità della revisione e sui principi di certezza del diritto, ragionevolezza, proporzionalità e tutela del legittimo affidamento.
Quali sono secondo voi le principali novità introdotte dal decreto Mase n. 327 del 16 ottobre?
Valeria Viti: Il Decreto conclude l’atteso iter delle regole per l’asta del mercato della capacità con consegna 2028. Recepisce le nuove Disposizioni Tecniche di Funzionamento n. 2 trasmesse da Terna il 18 settembre, dopo la verifica positiva di Arera con la Delibera 370/2026 del 14 ottobre. Dà così seguito alla richiesta del Mase di agosto di rivedere i coefficienti degli accumuli alla luce della crescita della capacità autorizzata. Le novità principali sono tre: una forte riduzione della capacità riconosciuta alle batterie; coefficienti differenziati per quattro macro-aree e per durata dell’accumulo; un limite di import sulla frontiera Nord oggi fissato a 1.700 MW. L’asta si terrà il 21 dicembre.
Marcello Astolfi: La novità principale è l’aggiornamento dei parametri con cui viene valorizzato il contributo degli accumuli elettrochimici all’adeguatezza del sistema nell’asta del Capacity Market con consegna 2028. Il decreto approva le nuove Disposizioni Tecniche di Funzionamento (DTF) n. 2 e il relativo Allegato 4, dopo la verifica positiva effettuata da Arera con delibera 370/2026/R/eel, attuando la rivalutazione prevista dall’articolo 2, comma 2, del decreto Mase n. 259 del 6 agosto. La revisione riguarda l’intera curva degli accumuli: la tabella 11 dell’Allegato 4 al DFT n. 2 individua le percentuali riconosciute di capacità disponibile in probabilità (CDP), distinguendo i coefficienti in base al rapporto energia/potenza (da una a otto ore) e per quattro aree territoriali (Nord e Centro-Nord, Centro-Sud, Sud e Calabria; Sicilia e Sardegna). Ad esempio, considerando sistemi elettrochimici di accumulo con un rapporto energia/potenza accumulo pari a quattro ore, i rating sono pari al 40% al Nord e Centro-Nord, 51% al Centro-Sud e 21% al Sud, in Calabria e nelle Isole. Il derating, d’altro canto, costituiscela decurtazione complementare: per esempio, il 21% di capacità riconosciuta corrisponde a un derating del 79%. La differenziazione per aree era già prevista nella proposta del 25 giugno e nel decreto Mase di agosto. Il decreto di ottobre aggiorna i valori, mantenendo tale impostazione e la relativa metodologia.
Un’ulteriore novità riguarda l’aggiornamento del limite di importazione dall’area virtuale estera Nord verso l’area Nord, riportato nella tabella 7 dell’Allegato 4 in misura pari a 1.700 MW. Tale valore indica il limite entro cui il Capacity Market considera il contributo della capacità estera alla copertura del fabbisogno dell’area Nord ed è calcolato sulla base delle importazioni osservate nelle ore più critiche, per rappresentare il contributo estero all’adeguatezza del sistema. L’aggiornamento si basa su analisi più precise delle importazioni registrate nel 2025 e del loro contributo nei periodi di maggiore criticità. Come indicato da Arera, l’efficacia temporale della nuova DTF n. 2 e relativo Allegato è applicabile alla procedura relativa all’anno di consegna 2028.
Germana Cassar: Il decreto Mase n. 327 del 16 ottobre 2026 introduce novità particolarmente rilevanti per il mercato italiano dei sistemi di accumulo, approvando l’aggiornamento delle Disposizioni Tecniche di Funzionamento n. 2 (DTF 2) e del relativo Allegato 4, applicabili all’asta del Capacity Market con anno di consegna 2028. La novità di maggiore impatto riguarda la revisione dei coefficienti di derating applicabili ai sistemi di accumulo elettrochimico, ossia dei parametri attraverso i quali viene determinata la quota di potenza nominale effettivamente riconosciuta ai fini del contributo all’adeguatezza del sistema elettrico. In termini economici, tali coefficienti incidono direttamente sulla capacità disponibile in probabilità (CDP), che costituisce il riferimento per la partecipazione al meccanismo di remunerazione della capacità. La revisione determina una significativa riduzione della capacità riconosciuta ai BESS, con effetti differenziati a seconda della localizzazione geografica e della durata dell’accumulo. Per un impianto con durata di quattro ore, ad esempio, la capacità riconosciuta passa dal 51% al 40% nel Nord e Centro Nord e dal 40% al 21% nel Sud e in Calabria. In Sicilia e Sardegna si registra una riduzione dal 31% al 21%.
Un’ulteriore novità riguarda la revisione della capacità di importazione dall’Area virtuale estera Nord, fissata in 1.700 MW, sulla base di una rivalutazione delle condizioni di disponibilità delle importazioni nei periodi di maggiore criticità del sistema. Il decreto segna quindi un passaggio importante nell’evoluzione del Capacity Market: il contributo degli accumuli all’adeguatezza viene valutato in maniera sempre più selettiva, tenendo conto non soltanto delle caratteristiche tecniche degli impianti, ma anche della loro localizzazione e del contesto energetico nel quale operano.
I tassi di derating per le batterie sono cambiati nel documento recepito dal Mase lunedì, soprattutto al Sud e in Calabria. Giusto? Qual è secondo voi la ratio del cambiamento imposto ai tassi di derating (la riduzione percentuale del contributo all’adeguatezza riconosciuto ai fini della remunerazione rispetto alla potenza nominale)? Immagino sia dovuto per lo più all’aumento dei progetti, giusto? Ma come spiegate questa diversità geografica? Una eventuale mancanza di trasparenza o di proporzionalità potrebbe costituire motivo di ricorso formale?
Valeria Viti: La logica è quella del valore marginale: più batterie ci sono nel sistema, più si assottiglia la capacità di ciascun nuovo MW di contribuire a coprire le ore critiche. La revisione è stata motivata proprio dall’aumento degli accumuli autorizzati e la differenza geografica dovrebbe riflettere la concentrazione dei progetti. Il taglio è quindi più incisivo dove le autorizzazioni sono più numerose. Tuttavia, questa sterilizzazione non tiene conto delle reali probabilità dei progetti di essere messi a terra. In altri termini, non è scontato che i progetti autorizzati o in itinere si tramutino in capacità operativa, tanto più che i nuovi numeri incidono sulle potenzialità dei route to market. Un ricorso al TAR è sempre possibile, ma occorre segnalare che si tratta di provvedimenti che sono aggredibili sotto il profilo della ragionevolezza: per la solidità di un’azione formale andrebbe valutata puntualmente l’istruttoria condotta e le fonti alla base dei dati, sia rispetto al dato storico che a quello prognostico relativo alle autorizzazioni attese.
Piero Viganò: Sì, il derating per gli accumuli è aumentato e varia per macrozona. La ratio dichiarata è il contributo di adeguatezza: il derating misura la quota di potenza nominale che può essere considerata disponibile nelle ore di scarsità del sistema. Terna distingue due valorizzazioni in funzione del contributo marginale all’adeguatezza. Le differenze geografiche riflettono, in linea di principio, la diversa criticità del sistema per zona (vincoli di rete, limiti di importazione, profilo di scarsità). Quanto ad un eventuale ricorso, l’interesse ad agire immediato di un operatore che non ha ancora subito effetti concreti va valutato caso per caso, ma, tenuto conto che nella metodologia descritta il derating per gli accumuli combina un tasso di accidentalità (da dati storici) e un tasso di indisponibilità (da simulazioni Monte Carlo), potrebbe essere indagato il profilo della ragionevolezza in relazione alla sproporzione rispetto ai dati storici, ma allo stato non appare uno scenario probabile.
Marcello Astolfi: Arera afferma espressamente che l’aumento della capacità autorizzata attesa comporta una revisione al rialzo dei derating e, a parità delle altre condizioni, una contrazione della remunerazione dei nuovi accumuli eventualmente contrattualizzati. Il collegamento con la crescita del parco atteso è parte della motivazione degli atti di delibera. A conferma di ciò, già il decreto Mase di agosto precisava che, aumentando la penetrazione degli accumuli, inclusi quelli contrattualizzati tramite Macse, sarebbe diminuito il contributo aggiuntivo della nuova capacità all’adeguatezza. L’incremento dei tassi di derating trova pertanto la propria ratio nella necessità di riconoscere il contributo incrementale, non semplicemente censire i MW installabili. La delibera Arera precisa che l’aggiornamento considera le autorizzazioni già ottenute e quelle stimate prima dell’asta, al netto della capacità presumibilmente selezionabile nel Macse 2029.
Passando alla seconda questione, si ritiene che la diversità geografica sia coerente con la distribuzione su base territoriale, poiché un accumulo contribuisce in modo diverso a seconda non solo della domanda, ma anche delle risorse già presenti o attese sull’area e della possibilità di scambio energetico con altre aree. Lo stesso decreto Mase di agosto ha individuato, nelle premesse, quale fattore all’origine della differenziazione territoriale, una crescita particolarmente significativa delle autorizzazioni nelle zone centro-meridionali e insulari. Un’eventuale censura riguardo violazione dei principi di trasparenza o di proporzionalità potrebbe costituire motivo di impugnazione allorchè si traduca in un pregiudizio concreto che incida sulla posizione del singolo operatore. Sul punto, la metodologia di calcolo del tasso di derating è espressamente descritta nel capitolo 4 della DTF n. 2 e i decreti ministeriali motivano la revisione del coefficiente con la maggiore diffusione attesa degli accumuli. Da parte sua, Arera, ha avallato la metodologia utilizzata da Terna. Le fonti considerate, allo stato, non sembrano offrire in via di principio elementi sufficienti per contestare i principi di trasparenza o di proporzionalità.
Germana Cassar: La revisione dei coefficienti appare riconducibile principalmente al significativo incremento della capacità di accumulo autorizzata o in corso di autorizzazione, che ha indotto Terna ad aggiornare le ipotesi utilizzate nei propri modelli di adeguatezza. Occorre tuttavia chiarire un aspetto fondamentale: il derating misura il contributo marginale della capacità all’adeguatezza del sistema, non semplicemente la disponibilità tecnica dell’impianto. All’aumentare della penetrazione degli accumuli, infatti, può ridursi il contributo aggiuntivo che ciascun nuovo sistema è in grado di assicurare nelle ore di maggiore criticità. Se numerose batterie presentano caratteristiche analoghe e tendono a scaricarsi nelle medesime finestre temporali, l’installazione di ulteriore capacità non produce necessariamente un incremento proporzionale dell’adeguatezza. Le differenze geografiche possono essere spiegate attraverso la diversa distribuzione territoriale degli impianti rinnovabili e dei sistemi di accumulo, le caratteristiche della domanda, i vincoli di trasmissione e la capacità di scambio tra le zone di mercato. Nel Sud e nelle isole, in particolare, l’elevata concentrazione prospettica di produzione rinnovabile e di progetti di accumulo può determinare una progressiva riduzione del valore marginale dei nuovi BESS ai fini dell’adeguatezza.
Sotto il profilo giuridico, tuttavia, la discrezionalità tecnica riconosciuta a Terna e alle autorità competenti non è sottratta al sindacato giurisdizionale. La differenziazione geografica deve trovare adeguato fondamento in dati oggettivi, criteri verificabili e metodologie coerenti con le finalità del meccanismo. Potrebbero quindi emergere profili di illegittimità qualora la revisione risultasse fondata su presupposti istruttori non attendibili, su stime non sufficientemente rappresentative oppure su criteri applicati in maniera irragionevolmente differenziata tra aree geografiche. Un aspetto particolarmente delicato riguarda la distinzione tra capacità effettivamente realizzabile e capacità semplicemente autorizzata o ancora in corso di autorizzazione. Se i modelli attribuissero un peso eccessivo a progetti che, per ragioni finanziarie, autorizzative o di connessione, presentano una probabilità limitata di entrare effettivamente in esercizio entro il 2028, potrebbe determinarsi una sottostima del contributo all’adeguatezza dei nuovi accumuli. La verifica dovrebbe dunque concentrarsi non soltanto sulla trasparenza della metodologia, ma anche sulla ragionevolezza delle ipotesi relative alla concreta realizzabilità degli impianti considerati. Un’eventuale impugnazione richiederebbe, naturalmente, una rigorosa dimostrazione dei vizi istruttori o metodologici e del pregiudizio concretamente subito dall’operatore. La sola riduzione dei coefficienti, per quanto significativa, non costituisce di per sé un indice di illegittimità.
I nuovi coefficienti valgono solo per la capacità di accumulo assente dalla curva di offerta dell’asta 2027 o offerta senza essere selezionata. È una garanzia? È una garanzia sufficiente?
Valeria Viti: È una tutela reale per chi ha capacità già contrattualizzata, ma non basta. Restano scoperti i progetti in sviluppo avanzato rimasti fuori dall’asta 2027. Spesso hanno già sostenuto costi significativi sulla base dei vecchi parametri, e con valori così ridotti la loro sostenibilità economica è a rischio. Inoltre, Arera ha limitato l’efficacia delle nuove regole alla sola asta 2028. Questo significa anche scarsa prevedibilità per gli anni successivi. Questa incertezza, insieme all’assenza di un calendario di aste future, non aiuta sicuramente gli operatori a concretizzare gli investimenti.
Piero Viganò: Secondo l’Appendice alle Disposizioni Tecniche di Funzionamento n. 2, per la capacità esistente già presente nella curva di offerta dell’asta 2027 e per la capacità nuova già impegnata in esito a una precedente procedura si continuano ad applicare i tassi di derating già pubblicati per il 2027; i nuovi tassi più elevati (Tabella 11) si applicano invece solo alla capacità di accumulo non presente nella curva di offerta 2027 e alla capacità nuova offerta ma non selezionata in esito a quella procedura.
Marcello Astolfi: Il perimetro dei nuovi coefficienti costituisce una salvaguardia concreta, ma non una garanzia generale per tutti i progetti BESS già autorizzati o sviluppati. Il paragrafo 8.3 dell’Allegato 4 distingue infatti le capacità in base alla loro qualificazione e alla posizione maturata nelle precedenti procedure, non semplicemente all’avanzamento del progetto. Mantengono il coefficiente precedente due categorie di progetti: quelli per i quali la capacità esistente è presente nella curva di offerta per l’anno di consegna 2027 e quelli per i quali la capacità nuova è stata impegnata in esito a una precedente procedura concorsuale; ad entrambe le categorie verranno garantiti i tassi di derating di cui alla disciplina relativa all’anno di consegna 2027. Di conseguenza, i nuovi coefficienti si applicano invece alla capacità non presente nella curva di offerta 2027 e alla capacità nuova, offerta ma non selezionata, nella procedura 2027.
Quanto alla sufficienza della garanzia, si segnala che la stessa rappresenta una protezione significativa rispetto all’applicazione della revisione esaminata, ma non stabilizza i coefficienti per tutte le aste successive, poiché la delibera Arera limita l’efficacia della proposta alla procedura con consegna 2028. Per gli operatori, la verifica decisiva è documentare quale capacità sia effettivamente salvaguardata e quale rimanga esposta ai nuovi parametri.
Germana Cassar: La previsione secondo cui i nuovi coefficienti trovano applicazione soltanto alla capacità di accumulo non inclusa nella curva di offerta dell’asta 2027, oppure offerta ma non selezionata, rappresenta indubbiamente un importante elemento di salvaguardia. Per la capacità esistente, per quella già contrattualizzata nelle precedenti aste e per le batterie al litio aggiudicatarie del Macse con consegna 2028 resta invece prevista l’applicazione dei coefficienti utilizzati nell’asta 2027. La scelta appare coerente con l’esigenza di evitare che una modifica regolatoria successiva incida indiscriminatamente su posizioni già consolidate. Tuttavia, non ritengo che questa previsione possa essere considerata una garanzia pienamente sufficiente. La tutela è infatti costruita essenzialmente intorno alla partecipazione alle precedenti procedure competitive e all’eventuale aggiudicazione, senza prendere adeguatamente in considerazione il grado di maturazione degli investimenti. Possono quindi risultare penalizzati progetti che abbiano già ottenuto le autorizzazioni, sostenuto rilevanti costi di sviluppo, assunto impegni contrattuali o avviato negoziazioni finanziarie, ma che non abbiano partecipato all’asta 2027 o non siano stati selezionati. In questi casi, pur in assenza di un diritto acquisito al mantenimento dei precedenti coefficienti, sussiste un problema concreto di prevedibilità del quadro regolatorio e di sostenibilità economica degli investimenti. A mio avviso, sarebbe stato opportuno valutare una disciplina transitoria maggiormente articolata, capace di distinguere tra progetti ancora in fase preliminare e investimenti che abbiano già raggiunto uno stadio avanzato e documentabile di sviluppo.
Più in generale, in che misura la revisione degli indici di derating potrebbe influire sui progetti BESS che hanno già raggiunto fasi avanzate di sviluppo o per i quali sono state prese decisioni di investimento sulla base delle precedenti ipotesi relative al mercato della capacità? Tali modifiche potrebbero sollevare questioni relative alla certezza del diritto, alle legittime aspettative o alla non retroattività?
Valeria Viti: L’impatto è diretto: meno MW remunerati significa meno ricavi attesi. Si possono dover rivedere piani finanziari e dimensionamento degli impianti. A mio avviso il tema del legittimo affidamento richiede elementi concreti: la revisione era stata annunciata ad agosto. Per ottenere un risarcimento bisogna dimostrare quattro cose: l’illegittimità del provvedimento, la colpa dell’amministrazione, il nesso causale e un danno concreto e documentato. Servono quindi business plan, costi sostenuti e delibere di investimento basati sui vecchi parametri.
Piero Viganò: Il principio di irretroattività degli atti regolatori e la tutela del legittimo affidamento riguardano situazioni già definite, come un’aggiudicazione. Una modifica dei parametri per un’asta futura, annunciata con anticipo e limitata a quell’anno non dovrebbe quindi rilevare.
Marcello Astolfi: L’incremento degli indici di derating può incidere in modo significativo sui progetti BESS che abbiano già raggiunto fasi avanzate di sviluppo o per i quali siano state assunte decisioni di investimento, poiché un aumento dei coefficienti riduce la quantità di capacità potenzialmente selezionabile e remunerabile. Questo effetto può infatti alterare il business case del progetto, il dimensionamento ottimale, il valore atteso dei ricavi da capacità e la sostenibilità finanziaria dell’iniziativa. Alla luce del calendario reso noto da Terna, l’asta madre per il periodo di consegna 2028 è fissata al 21 dicembre 2026, mentre le richieste di partecipazione sono aperte dal 20 ottobre al 3 novembre 2026. L’avviso richiama inoltre la DTF n. 2 ed il relativo Allegato 4 fra i documenti di riferimento. Ne consegue che la revisione degli indici di derating opera come parametro della futura procedura, non come ricalcolo retroattivo di esiti già acquisiti. Non si configura quindi, in via di principio, una retroattività degli effetti del provvedimento.
Germana Cassar: La revisione dei coefficienti può incidere in misura significativa sui progetti BESS già sviluppati o per i quali siano state assunte decisioni di investimento sulla base delle precedenti ipotesi di remunerazione. Per comprendere l’impatto, basti considerare che un BESS da 100 MW con durata di quattro ore, localizzato nel Sud, passa da una capacità riconosciuta di 40 MW a una di 21 MW. Si tratta di una riduzione del 47,5% della capacità riconosciuta rispetto alla precedente configurazione regolatoria, con potenziali effetti molto rilevanti sulle previsioni economico-finanziarie dell’investimento. Dal punto di vista giuridico, occorre distinguere tra retroattività in senso proprio e applicazione di nuove regole a situazioni economiche già in corso di formazione. Nel caso in esame, la previsione di coefficienti applicabili a una futura asta non sembra configurare, di per sé, una modifica retroattiva di diritti già definitivamente acquisiti. Ciò non esclude, tuttavia, che possano assumere rilievo i principi di certezza del diritto, ragionevolezza, proporzionalità e tutela del legittimo affidamento. Il punto è particolarmente delicato in un settore caratterizzato da investimenti capital intensive, lunghi tempi autorizzativi, complessi procedimenti di connessione e rilevanti impegni finanziari anticipati.
Il legittimo affidamento non può tradursi in una pretesa generale all’immutabilità della regolazione. Tuttavia, modifiche particolarmente incisive, introdotte a ridosso delle procedure competitive e in assenza di adeguati meccanismi transitori, possono sollevare questioni circa la proporzionalità del sacrificio imposto agli operatori. Sotto questo profilo, assumono rilievo la tempistica della revisione, la prevedibilità dell’intervento regolatorio e l’esistenza di eventuali indicazioni precedentemente fornite dalle autorità sulle quali gli investitori abbiano ragionevolmente fondato le proprie decisioni. La valutazione dovrà quindi essere effettuata caso per caso, considerando la concreta situazione del progetto e la natura degli affidamenti eventualmente maturati.
Per i progetti BESS in fase di sviluppo, finanziamento, contratti EPC o accordi di acquisto a lungo termine, come dovrebbe essere ripartito l’impatto dei fattori di derating rivisti tra sviluppatori, finanziatori, appaltatori e investitori? In particolare, tali modifiche potrebbero far scattare clausole relative a cambiamenti sostanzialmente sfavorevoli, condizioni sospensive, problemi relativi ai covenant di finanziamento o diritti di rinegoziazione?
Valeria Viti: In assenza di clausole specifiche, il rischio regolatorio ricade sullo sviluppatore. Molto dipende però dai contratti. Due punti, su tutti, a mio avviso da attenzionare. Primo, i finanziamenti: i finanziatori difficilmente si assumono il rischio di ricavi regolati non ancora aggiudicati. Quindi, l’impatto sarà sui finanziamenti in strutturazione ove il minor ricavo derivante dal Capacity sicuramente modificherà al ribasso i flussi alla base del debito bancario. Secondo: i contratti di tolling e accordi di lungo periodo. Chi avesse già chiuso un tolling in vista della prossima asta Capacity difficilmente potrà invocare un change in law legato al derating che, nella nostra esperienza, è passante, ossia il toller è mero gestore mentre è l’operatore a trattenere i ricavi. Se però fosse prevista in contratto una riduzione della tolling fee legata al Capacity, ci sarebbero maggiori spazi di negoziazione a fronte di una modifica dell’equilibrio contrattuale.
Piero Viganò: Sono i contratti a disciplinare questi elementi, ma in linea di principio: è lo sponsor a supportare il rischio di ricavo regolato, l’EPC ne è in genere estraneo, mentre i finanziatori reagiscono al mutato contesto riducendo il debito sostenibile (DSCR).
Marcello Astolfi: In futuro, chi dovesse sviluppare in questo momento e volesse subordinare l’investimento alla partecipazione al Capacity Market, dovrà necessariamente prevedere clausole sospensive o di redistribuzione del rischio in relazione al derating. Per i progetti BESS in fase di sviluppo, finanziamento, contratti EPC o accordi a lungo termine, l’impatto della revisione al ribasso dei rendimenti dei derating dovrebbe essere ripartito secondo il rischio effettivamente allocato in ciascun progetto. La revisione potrebbe far scattare clausole o condizioni sospensive, strumenti di redistribuzione o diritti di rinegoziazione in relazione al derating e se l’impatto supera le soglie contrattuali.
Germana Cassar: La revisione dei coefficienti di derating è destinata ad assumere un ruolo centrale nella strutturazione contrattuale e finanziaria dei progetti BESS. La prima conseguenza riguarda la necessità di aggiornare i business plan, verificando l’impatto della minore capacità riconosciuta sui ricavi attesi, sugli indicatori di redditività e sulla sostenibilità del servizio del debito. Per i progetti in fase di finanziamento, la riduzione dei ricavi prospettici potrebbe incidere sui principali parametri utilizzati dagli istituti finanziatori, a partire dal “Debt Service Coverage Ratio (DSCR)”, fino alla valutazione complessiva della bancabilità. Sul piano contrattuale, occorrerà verificare attentamente la formulazione delle clausole di change in law, material adverse change (MAC), delle condizioni sospensive e delle disposizioni relative alla rinegoziazione o alla risoluzione dei contratti. Non è tuttavia possibile affermare che la revisione dei coefficienti determini automaticamente l’attivazione di tali clausole. Molto dipenderà dalla definizione contrattuale di modifica normativa o regolatoria, dalla ripartizione dei rischi e dall’eventuale previsione di soglie quantitative di materialità.
Nei contratti EPC, ad esempio, il rischio regolatorio relativo alla remunerazione della capacità dovrebbe, in linea generale, restare distinto dal rischio di corretta realizzazione e prestazione tecnica dell’impianto, normalmente assunto dall’appaltatore. Nei contratti di acquisizione dei progetti e negli accordi di investimento, invece, potrebbe risultare opportuno introdurre specifiche clausole di aggiustamento del prezzo, condizioni sospensive legate alla sostenibilità economica del progetto oppure meccanismi di condivisione del rischio regolatorio. Per i contratti di tolling e gli accordi di lungo termine, sarà necessario verificare se il rischio relativo alla capacità effettivamente remunerabile sia stato assunto dal proprietario dell’impianto oppure dalla controparte commerciale. Ritengo che, in prospettiva, il rischio di variazione dei coefficienti di derating debba diventare un elemento espressamente disciplinato nella documentazione contrattuale dei progetti BESS, evitando che sia lasciato a clausole generali spesso non concepite per intercettare modifiche regolatorie di questa natura.
Il tasso di derating applicato ai sistemi di accumulo BESS è definito considerando il tasso di accidentalità e il tasso di indisponibilità. Il tasso medio di accidentalità è definito in base a dati storici. Il tasso di indisponibilità della produzione per i BESS è definito a partire da simulazioni su molteplici campioni Monte Carlo. Secondo voi a quale fattore è legato l’attuale cambiamento del tasso di derating oggetto del decreto Mase di lunedì? Potreste spiegare?
Germana Cassar: Il calcolo del derating dei sistemi di accumulo si fonda su valutazioni tecniche complesse che tengono conto, tra l’altro, dell’accidentalità e dell’indisponibilità della risorsa, utilizzando dati storici e simulazioni probabilistiche. Tuttavia, la revisione approvata dal Mase sembra essere riconducibile soprattutto all’aggiornamento degli scenari di sviluppo del sistema elettrico e, in particolare, all’incremento della capacità di accumulo prevista nelle diverse zone. Occorre infatti distinguere l’indisponibilità tecnica di un impianto dalla sua effettiva capacità di contribuire all’adeguatezza. Un BESS può essere perfettamente funzionante, ma non essere in grado di fornire energia per tutta la durata di un evento critico, oppure può avere un contributo marginale limitato in un sistema nel quale operano numerosi accumuli con caratteristiche analoghe.
Proprio per questa ragione, ritengo fondamentale che siano verificabili le ipotesi utilizzate nei modelli, soprattutto con riferimento alla capacità di accumulo effettivamente attesa in esercizio nel 2028, alla distribuzione geografica degli impianti e ai vincoli di trasmissione. La trasparenza di tali elementi è essenziale non soltanto per consentire agli operatori di comprendere le scelte regolatorie, ma anche per garantire la verificabilità della loro ragionevolezza.
Quali potrebbero essere le conseguenze per i modelli di remunerazione e in generale per il mercato BESS italiano? Secondo voi è vero, come detto da alcuni analisti, che la revisione dei derating del Capacity Market 2028 potrebbe modificare la redditività dei BESS, riducendo l’attrattività relativa degli impianti a 4 ore e favorendo configurazioni con durate di 6–8 ore, soprattutto nelle aree del Sud Italia e nelle isole?
Germana Cassar: La revisione dei coefficienti è destinata a incidere significativamente sulle strategie di investimento nel mercato italiano degli accumuli. Una minore capacità riconosciuta ai fini del Capacity Market comporta, a parità di premio unitario, una riduzione dei ricavi potenzialmente conseguibili attraverso questo meccanismo. Ne deriva la necessità di rivedere le ipotesi economiche dei progetti, soprattutto per gli impianti la cui bancabilità dipende in misura rilevante dalla remunerazione della capacità.
Con riferimento alla durata degli accumuli, ritengo che la revisione possa incentivare gli operatori a valutare configurazioni di maggiore durata, comprese quelle da sei o otto ore, ma non si può affermare in termini generali che tali configurazioni siano necessariamente più convenienti. L’allungamento della durata consente infatti di aumentare l’energia immagazzinabile e potenzialmente di migliorare il contributo dell’impianto nelle situazioni di scarsità prolungata. Tuttavia, comporta anche maggiori investimenti iniziali e una diversa struttura dei costi. È significativo, inoltre, che nel Sud e in Calabria anche gli impianti da otto ore abbiano subito una riduzione molto rilevante della capacità riconosciuta, dal 52% al 29%. Questo dimostra che la maggiore durata non costituisce automaticamente una soluzione alla riduzione del derating. La scelta ottimale dipenderà quindi dalla combinazione tra investimento iniziale, coefficienti applicabili, remunerazione del Capacity Market, opportunità di arbitraggio, servizi di flessibilità e altri eventuali meccanismi di valorizzazione dell’accumulo.
In prospettiva, il mercato italiano potrebbe orientarsi verso modelli di remunerazione sempre più diversificati, nei quali il Capacity Market rappresenti una delle componenti del business plan, accanto ai ricavi merchant e agli altri strumenti di valorizzazione della flessibilità, nel rispetto delle regole di compatibilità e cumulabilità applicabili. La questione fondamentale, tuttavia, rimane quella della stabilità e prevedibilità del quadro regolatorio. L’aggiornamento dei parametri tecnici è certamente necessario per garantire che il Capacity Market rifletta l’evoluzione del sistema elettrico. Ma questa esigenza deve essere contemperata con quella di assicurare agli investitori un orizzonte regolatorio sufficientemente prevedibile. Il rischio, altrimenti, è che interventi tecnicamente giustificati, ma particolarmente incisivi e ravvicinati alle decisioni di investimento, finiscano per aumentare il costo del capitale, rallentare la realizzazione degli impianti e compromettere proprio gli obiettivi di sviluppo della capacità di accumulo necessari alla transizione energetica.
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