Analisi del mercato dell'accumulo di energia nel Regno Unito nel 2026

Sintesi:
Il Regno Unito è uno dei Paesi europei più interessanti per gli investimenti nei sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS). Attualmente vanta la più alta capacità BESS installata su scala di rete in Europa e offre diversi flussi di reddito, fortemente sostenuti dal governo e dai gestori di rete.

Il governo del Regno Unito si è posto un obiettivo ambizioso: raggiungere una produzione di energia pulita pari al suo consumo entro il 2030. Questo obiettivo stimola una crescita significativa delle energie rinnovabili e richiede una maggiore flessibilità nel sistema energetico, principalmente attraverso il BESS.

Resta da stabilire se le condizioni di mercato siano sufficientemente vantaggiose da garantire la capacità BESS richiesta dal sistema.

A causa dell'ulteriore aumento della capacità di generazione di energia rinnovabile, delle riforme del meccanismo di bilanciamento e dell'erosione dei prezzi nei servizi di frequenza, l'arbitraggio energetico è destinato a svolgere un ruolo sempre più importante nel flusso di entrate BESS.

Nonostante le incertezze esistenti, il mercato BESS del Regno Unito, guidato dai piani governativi e dai dati di mercato, offre ancora significative opportunità di crescita e innovazione. Gli investitori dovrebbero rimanere informati, essere flessibili e cercare partnership per affrontare le potenziali sfide.

I. Il Regno Unito è leader nel mercato europeo dei sistemi di accumulo di energia a batteria

Individuiamo il Regno Unito come uno dei Paesi europei più interessanti per gli investimenti nei sistemi di accumulo di energia a batteria (BESS). Il Regno Unito detiene attualmente la più elevata capacità installata di BESS su scala di rete, offre i flussi di reddito più diversificati e riceve un forte sostegno da parte del governo e dei gestori di rete per l'aumento della capacità BESS. In questo articolo, approfondiremo il mercato BESS del Regno Unito, esplorando le principali opportunità e le sfide chiave per gli investitori attuali e potenziali.
Il governo del Regno Unito ha formulato piani ambiziosi volti a riformare il settore energetico e a costruire un sistema pulito e affidabile. Nel dicembre 2024, il neoeletto governo laburista ha pubblicato il "Clean Power 2030 Action Plan", che fissa l'obiettivo per il Regno Unito di produrre almeno la stessa quantità di elettricità pulita consumata entro il 2030. Il raggiungimento di questo obiettivo richiederà un aumento sostanziale delle fonti di energia rinnovabile come il solare e l'eolico. Ciò, a sua volta, richiede una maggiore flessibilità nel sistema energetico del Regno Unito, ad esempio sotto forma di accumulo di energia tramite batterie. Il Regno Unito è leader mondiale nell'implementazione di sistemi BESS su scala di rete e uno dei primi paesi a perseguire attivamente investimenti in sistemi BESS. A causa della limitata capacità di interconnessione e della forte dipendenza dall'energia eolica, il Regno Unito necessita di sistemi BESS per garantire la stabilità del proprio sistema elettrico.

II. Piano d'azione Clean Power 2030: opportunità per il BESS

Il sistema elettrico del Regno Unito è in rapida evoluzione. Nel 2005, la maggior parte dell'elettricità veniva generata da carbone, gas naturale e nucleare (vedi Fig. 1). Nello stesso anno, l'eolico e il solare fornivano meno dell'1% dell'elettricità del Regno Unito. Nel 2025, l'eolico e il solare producono quasi la metà dell'elettricità del Regno Unito, mentre l'ultima centrale a carbone ha appena chiuso.

Fig. 1: Produzione di energia elettrica nel Regno Unito per fonte, 2005-2050 Fonte: BloombergNEF, RaboResearch 2025

Nei prossimi decenni, si prevede che la produzione di energia rinnovabile raggiungerà l'80% della fornitura di energia elettrica. Questa visione è supportata dagli ultimi obiettivi del governo nel "Piano d'azione Clean Power 2030" (vedi Fig. 2). Secondo il piano, la capacità installata per la generazione di energia rinnovabile variabile aumenterà significativamente, mentre la capacità stabile e programmabile rimarrà sostanzialmente invariata. Sarà necessaria una quantità sostanziale di fonti flessibili aggiuntive per far fronte alla maggiore variabilità del mix di generazione.

Fig 2: Obiettivi di capacità installata (GW) al 2030 rispetto alla capacità del 2024
(Fonte: Piano d'azione Clean Power 2030, RaboResearch 2025 Nota: la capacità dispacciabile a basse emissioni di carbonio include biomassa, BECCS per l'energia, gas naturale con CCUS e idrogeno. L'accumulo a lunga durata include batterie a flusso, pompaggio idroelettrico, aria compressa, accumulo termico, accumulo gravitazionale e accumulo di idrogeno.

Si prevede che le batterie svolgeranno il ruolo più importante nel fornire flessibilità alla rete del Regno Unito. Il "Clean Power 2030 Action Plan" prevede che la capacità installata di BESS aumenterà di sei volte, passando da 4,5 GW nel 2024 a una cifra compresa tra 23 GW e 27 GW entro il 2030. Questa capacità prevista supera significativamente le aspettative di 14-16 GW riportate nella prima parte di questa serie, basate sugli scenari BloombergNEF. Gli attuali piani di installazione (vedi Figura 3) indicano che il raggiungimento dell'obiettivo nazionale è possibile. Secondo l'European Energy Storage Repository, recentemente lanciato dalla Commissione Europea, all'inizio di marzo 2025 la capacità installata è già aumentata di 1 GW rispetto ai 4,5 GW indicati nel "Clean Power 2030 Action Plan". Se consideriamo anche i progetti attualmente in costruzione e quelli già autorizzati, la capacità raggiunge i 20 GW, con altri 18 GW di progetti annunciati. Tuttavia, raggiungere una capacità di batterie fino a 27 GW entro il 2030 dipenderà da molti fattori, in particolare dalla fiducia di investitori e sviluppatori nel ritorno sull'investimento (ROI). Una minore fiducia potrebbe portare a un rallentamento della messa in servizio dei progetti, come si è visto nel 2024, con una riduzione dei ricavi dovuta alla cannibalizzazione del mercato delle frequenze. Sebbene il calo dei prezzi delle batterie migliorerà le opportunità di investimento per i nuovi progetti riducendo i requisiti CAPEX, investitori e sviluppatori devono essere consapevoli delle dinamiche che influenzano i flussi di entrate disponibili per gli asset BESS.

Fig. 3: Capacità operativa cumulativa BESS, pipeline di progetti e obiettivi nazionali
Fonte: BloombergNEF, European Energy Storage Repository (Commissione europea), Clean Power 2030 Action Plan, RaboResearch 2025 Nota: capacità installata al 4 marzo 2025.

III. Orientarsi nella struttura diversificata e dinamica dei ricavi BESS del Regno Unito

La struttura dei ricavi BESS del Regno Unito è una delle più diversificate in Europa. La maggior parte dei mercati all'ingrosso e dei servizi ausiliari del Regno Unito consente all'accumulo di energia di partecipare come entità indipendente (vedi Figura 4), ma le dinamiche di ciascun flusso di ricavi possono variare significativamente nel tempo, complicando la progettazione della strategia aziendale.

Fig. 4: Struttura dei ricavi BESS del Regno Unito
Fonte: BloombergNEF, Operatore del sistema energetico nazionale (NESO), Modo Energy, RaboResearch 2025

IV. Spostamento nell'accumulo di energia dalla priorità ai servizi di risposta in frequenza ai servizi di arbitraggio energetico

La composizione del fatturato di un tipico progetto BESS non è affatto statica (vedi Figura 5); l'attenzione dell'accumulo di energia si è spostata dai servizi di frequenza all'arbitraggio energetico. A causa della saturazione del mercato, la quota dei servizi di frequenza nel fatturato è diminuita significativamente, dall'80% nel 2022 ad appena il 20% nel 2024. Guardando al 2030, prevediamo che l'arbitraggio energetico dominerà il fatturato, con la maggior parte dei ricavi derivanti dalla partecipazione al meccanismo di bilanciamento.

Fig. 5: Evoluzione dello stack dei ricavi BESS
Fonte: BloombergNEF, Aurora, Modo Energy, RaboResearch 2025

Nelle sezioni seguenti analizzeremo i diversi flussi di entrate e i loro ruoli previsti nei futuri progetti BESS del Regno Unito.

4.1 Arbitraggio energetico nei mercati all'ingrosso

Negli ultimi due anni, l'arbitraggio energetico è diventato la fonte di reddito più significativa nei mercati all'ingrosso. Nel 2022, rappresentava circa l'8% del fatturato medio BESS. Entro il 2024, secondo i dati di Modo Energy, l'arbitraggio energetico rappresenterà quasi il 50% del fatturato medio di un progetto e si prevede che questa percentuale aumenterà nei prossimi anni. Il potenziale di fatturato dell'arbitraggio energetico dipende in larga misura dalla struttura di generazione di energia elettrica. A causa della minore capacità di generazione solare del Regno Unito, gli spread estivi sono inferiori rispetto a Germania e Paesi Bassi (vedi Figura 6). In inverno, gli spread tendono ad aumentare. La produzione di energia eolica comporta prezzi minimi più bassi, mentre l'aumento dei prezzi del gas naturale comporta prezzi massimi più elevati.

Fig. 6: Spread dei prezzi medi mensili nei mercati del giorno prima
Fonte: Entso-E, RaboResearch 2025

Guardando al futuro, la crescente quota di energia eolica e soprattutto solare nel mix elettrico del Regno Unito faciliterà probabilmente le opportunità di arbitraggio, creando maggiori differenziali di prezzo. Analogamente a quanto accaduto in Germania e nei Paesi Bassi, un eccesso di offerta di energia solare potrebbe portare a prezzi diurni più bassi. Allo stesso tempo, poiché il gas naturale rimane l'opzione principale per la generazione programmabile nel Regno Unito, prevediamo che i prezzi continueranno a essere elevati durante i periodi di punta.

A causa della profondità del mercato all'ingrosso, il potenziale di cannibalizzazione dei ricavi da arbitraggio è relativamente basso. Sebbene l'aumento della capacità delle batterie possa ridurre l'estrema volatilità dei prezzi, l'ulteriore penetrazione delle energie rinnovabili, unita al previsto ruolo invariato delle turbine a gas, sosterrà le opportunità di arbitraggio. Ciò contrasta con i servizi di frequenza, dove la capacità delle batterie installate supera ora la domanda intrinseca del mercato, determinando un calo significativo dei prezzi.

4.2 Meccanismo di bilanciamento e tassi di salto

Un altro fattore che determina l'aumento dell'arbitraggio energetico nel fatturato è la riprogettazione del meccanismo di bilanciamento, che favorisce le batterie. Il meccanismo di bilanciamento può offrire rendimenti più elevati rispetto al mercato all'ingrosso, poiché l'energia viene acquistata o venduta a un prezzo maggiorato. Attualmente, anche quando le offerte di acquisto e vendita per le batterie rappresentano le opzioni più competitive disponibili, spesso vengono saltate. A causa dei dati limitati sulla capacità energetica disponibile delle batterie, i tecnici delle sale di controllo spesso attivano le unità del meccanismo di bilanciamento tradizionale anziché i sistemi BESS. Ciò comporta un aumento dei costi di sistema e mancati ricavi per i progetti BESS. L'introduzione della Open Balancing Platform nel dicembre 2023 ha migliorato la partecipazione dei sistemi BESS al meccanismo di bilanciamento. Questa piattaforma consente ai tecnici delle sale di controllo di comunicare le istruzioni alle unità del meccanismo di bilanciamento in modo più efficace, migliorando la partecipazione delle unità più piccole, comprese le batterie. La prova di questo miglioramento è la riduzione dei tassi di salto delle batterie dal 90% nel 2023 al 75% nel 2024. Con l'implementazione di misure aggiuntive, come il Codice di Rete GC0166 nel terzo trimestre del 2025, si possono prevedere ulteriori miglioramenti nei tassi di salto delle batterie. Questo codice di rete introdurrà nuovi parametri, migliorando ulteriormente l'utilizzo del BESS da parte della sala di controllo nel meccanismo di bilanciamento.

4.3 Servizi di frequenza

A causa della saturazione del mercato, i ricavi derivanti dai servizi di frequenza sono diminuiti drasticamente negli ultimi due anni. Fino al 2022, gli operatori di batterie potevano imporre prezzi elevati per i loro servizi. A partire dal 2023, la capacità BESS ha iniziato a superare la domanda totale del mercato delle frequenze, determinando un calo dei prezzi dovuto all'aumento della concorrenza. Secondo i dati BloombergNEF, mentre un portafoglio BESS poteva in genere guadagnare oltre 110.000 sterline per MW all'anno dai servizi di frequenza, questa cifra è scesa a meno di 30.000 sterline per MW all'anno nel 2023. Nel 2024, a causa di un eccesso di offerta di capacità delle batterie, i prezzi delle frequenze nel Regno Unito erano già inferiori alla metà della media europea. Di conseguenza, prevediamo che la quota dei servizi di frequenza nel fatturato BESS continuerà a diminuire (vedi Figura 5). Entro il 2030, la capacità BESS installata potrebbe aumentare di sei volte, ma la profondità del mercato per i servizi di frequenza non farà che triplicare. Pertanto, i servizi di frequenza continueranno a essere dominati dalle batterie, ma a lungo termine costituiranno solo una piccola parte dei ricavi BESS.

4.4 Mercato della capacità

A differenza dell'arbitraggio energetico e dei servizi di frequenza, il mercato della capacità fornisce un flusso di entrate stabile. Il Regno Unito organizza due tipi di aste: T-4 (quattro anni prima della consegna) e T-1 (un anno prima della consegna). Queste aste sono aperte a impianti di generazione e stoccaggio esistenti e pianificati. Le aste T-4 forniscono la maggior parte del volume del mercato della capacità e offrono contratti fino a 15 anni. Ottenere un contratto di mercato della capacità T-4 può garantire un flusso di entrate stabile per un progetto BESS, anche prima della sua realizzazione. Tuttavia, per i progetti esistenti, un ritardo di quattro anni nei ricavi può presentare sfide significative. Nelle recenti aste del mercato della capacità, il National Energy System Operator (NESO) ha stipulato contratti con molti progetti BESS per aumentare la capacità delle batterie sulla rete. Contemporaneamente, i ricavi derivanti dai servizi di frequenza sono diminuiti significativamente. Di conseguenza, alcuni progetti di stoccaggio operativi hanno prodotto rendimenti deludenti, mentre l'implementazione di altri è stata ritardata. I prezzi dei contratti del mercato della capacità hanno subito notevoli variazioni negli ultimi anni, in parte a causa dei diversi tassi di partecipazione ai progetti BESS. Le dinamiche dei prezzi sono influenzate anche dai costi di generazione delle tecnologie concorrenti, principalmente la generazione a gas. Per i prossimi anni, Modo Energy prevede che i ricavi derivanti dal mercato della capacità rappresenteranno dal 10% al 20% dei ricavi BESS.

4.5 Servizi di rete

I servizi di rete svolgono in genere un ruolo minore nel fatturato di un progetto BESS, ma possono fornire un reddito aggiuntivo a basso rischio per rafforzare l'investimento per le aziende di accumulo di energia. Le procedure di remunerazione e gara variano a seconda del servizio. Recentemente, i servizi di rete gestiti da NESO hanno subito diverse riforme favorevoli al BESS. I servizi di tensione, stabilità e ripristino (black start) venivano tradizionalmente forniti da generatori termici. Grazie alle loro caratteristiche fisiche, questi generatori possono produrre e assorbire potenza reattiva e fornire inerzia. Tuttavia, sebbene le batterie siano asincrone, i loro inverter fotovoltaici possono generare potenza reattiva e fornire inerzia virtuale. NESO ora fornisce questi servizi dalle batterie. Nel 2022, cinque progetti BESS si sono aggiudicati contratti in gare d'appalto per la fornitura di servizi di stabilità. Uno di questi progetti, Blackhillock in Scozia, è entrato in funzione nel marzo 2025, diventando il primo progetto BESS al mondo a fornire servizi di stabilità. Alla fine del 2024, tre progetti BESS si sono aggiudicati contratti decennali per la fornitura di tensione. I contratti per il servizio di ripristino non sono ancora stati assegnati ai progetti BESS, ma le batterie sono state incluse nello studio di fattibilità di NESO per le nuove tecnologie di black start. I corrispettivi per la rete di trasmissione e distribuzione possono essere suddivisi in due tipologie: Transmission Network Use of System (TNUoS) e Distribution Use of System (DUoS), che si riferiscono rispettivamente alle reti di trasmissione e distribuzione. I corrispettivi per la rete si basano sulla posizione dell'accumulo. I progetti di accumulo situati in prossimità della domanda di carico, come nell'Inghilterra meridionale, beneficiano di corrispettivi di rete o di indennizzi, mentre i progetti di batterie lontani dalla domanda di carico, come in Scozia e Galles, devono pagare dei corrispettivi. Un altro servizio basato sulla posizione disponibile per BESS è la gestione dei vincoli. I progetti di batterie situati nell'Inghilterra orientale e in Scozia possono partecipare alle gare d'appalto per essere in standby in caso di guasto alla trasmissione. Finora, solo un progetto di batterie, Wishaw, si è aggiudicato un contratto di gestione dei vincoli e il potenziale di fatturato di questo servizio non è ancora del tutto chiaro.

V. Altri sviluppi nel panorama del mercato dell'accumulo di energia BESS nel Regno Unito

5.1 Accordi di pedaggio (accordi a tariffa fissa)

Il calo dei ricavi dei commercianti nel 2023 e nel 2024 ha aumentato l'interesse degli operatori BESS per i ricavi contrattuali, come gli accordi di tolling e di prezzo minimo. Nel 2024, il gestore patrimoniale BESS Gresham House e l'ottimizzatore Octopus Energy hanno firmato il primo accordo di tolling BESS del Regno Unito. Questo accordo consente a Octopus Energy di gestire 568 MW/920 MWh di capacità di batterie per due anni. In cambio, Gresham House riceverà 57.000 sterline per MW all'anno, superando il fatturato medio BESS nel 2024. Se gli accordi a tariffa fissa diventeranno la norma per i progetti BESS dipenderà dai rendimenti e dalla stabilità offerti dai flussi di entrate dei commercianti.

5.2 Più grande, migliore, più lungo

I progetti BESS del Regno Unito stanno diventando sempre più grandi in termini di potenza nominale e durata del sistema. Alla fine del 2024, il più grande progetto BESS era da 100 MW. Nel 2025 entreranno in funzione batterie da 300 MW e oltre, mentre batterie da 1 GW stanno entrando nella pipeline di progetti, con piani di sviluppo entro il 2027. Il rapido calo dei prezzi dei sistemi di accumulo di energia ha portato a un aumento della durata da 1 ora a 2 ore, diventando lo standard. Alcuni progetti annunciati hanno addirittura una durata fino a sei ore.

5.3 Posizione, posizione, posizione...

A causa dei vincoli di rete, i ricavi dipendono sempre più dalla posizione geografica. Secondo Modo, i progetti di batterie nella Scozia settentrionale e nel sud-est dell'Inghilterra generano ricavi superiori alla media, mentre quelli nelle Midlands e nel sud-ovest dell'Inghilterra generano ricavi inferiori alla media. La ragione principale di questa disparità è che il meccanismo di bilanciamento è basato sulla posizione geografica. Se il Regno Unito adottasse una tariffazione zonale (che il governo sta prendendo in considerazione), l'importanza della posizione geografica del progetto aumenterà ulteriormente. Diverse zone tariffarie potrebbero indurre un'area a offrire differenziali di prezzo all'ingrosso più interessanti rispetto ad altre. In un simile scenario, l'impatto del mix di generazione, della domanda e delle interconnessioni sui prezzi dell'elettricità dovrebbe essere valutato a livello locale.

5.4 Progetti co-localizzati (solare/eolico più accumulo)

Si prevede che l'accumulo di energia svolgerà un ruolo sempre più importante nei progetti co-localizzati con la produzione di energia eolica e soprattutto solare. Posizionare le batterie nello stesso sito della produzione intermittente può ottimizzare l'utilizzo della rete e gestire il rischio di riduzione, ad esempio migliorando i contratti di acquisto di energia (PPA). Tuttavia, il business case per i sistemi BESS co-localizzati differisce da quello dei sistemi BESS autonomi e richiede nuove competenze. Inoltre, politiche come le attuali norme sui Contratti per Differenza (CfD) potrebbero richiedere adeguamenti per adattarsi meglio ai progetti co-localizzati. Ciononostante, sono in fase di sviluppo grandi progetti co-localizzati, come il progetto eolico e di accumulo di Hornsea di Ørsted (300 MW/600 MWh).

5.5 Saranno disponibili nuovi potenziali flussi di entrate

Il sistema elettrico del Regno Unito è in fase di riforma e molti nuovi servizi di rete nell'ambito dei contratti NESO saranno accessibili al BESS. Tra questi, riserve rapide aggiuntive per batterie registrate con meccanismo di bilanciamento non attivo, riserve lente, possibilità di stacking per risposta dinamica e riserve, prodotti di ripristino statico, approvvigionamento basato sulla posizione di risposta dinamica e riserve e mercati aggiuntivi per stabilità, tensione e vincoli.

VI. Cosa possono aspettarsi gli investitori BESS in futuro?

Dopo un periodo di successo per gli operatori BESS del Regno Unito, i ricavi tradizionali stanno diminuendo, principalmente a causa della saturazione del mercato delle frequenze. Poiché il volume degli scambi nel mercato delle frequenze aumenterà solo leggermente rispetto alla capacità BESS, è improbabile che si ripresentino flussi di ricavi elevati dai servizi di frequenza. Pertanto, gli investitori BESS devono adattare attentamente i propri modelli di business a questa nuova realtà, scegliendo flussi di ricavi commerciali e/o contrattuali. Dal lato commerciale, si prevede un aumento delle opportunità di arbitraggio a causa della rapida crescita delle energie rinnovabili e dell'evoluzione del meccanismo di bilanciamento. Tuttavia, è fondamentale rimanere informati sulla possibilità di prezzi zonali, che potrebbero portare a differenze significative nelle opportunità di arbitraggio tra le regioni. Dal lato contrattuale, il mercato della capacità continuerà a fornire un reddito garantito. I prezzi minimi e gli accordi a tariffa fissa di Tolling Agreement potrebbero diventare opzioni più comuni per i progetti BESS per garantire ricavi, mentre altri ricavi contrattuali, come i PPA, potrebbero diventare disponibili anche per i progetti BESS. La riduzione dei costi dei sistemi di accumulo di energia ridurrà la spesa in conto capitale per nuovi progetti e per l'espansione o la sostituzione di quelli esistenti. Tuttavia, non vi sono garanzie e non si possono escludere i rischi di interruzioni della catena di approvvigionamento e di tariffe. Nonostante le incertezze nell'evoluzione del mercato BESS, la necessità della rete elettrica britannica di aumentare la capacità delle batterie è evidente. I piani governativi forniscono una chiara direzione per lo sviluppo futuro e ampi dati di mercato e analisi sul mercato BESS del Regno Unito indicano opportunità per gli investitori. Il percorso futuro potrebbe essere più complesso, ma le opportunità di crescita e innovazione nel mercato BESS del Regno Unito rimangono immense. Rimanendo informati, adattabili e cercando partnership con istituti finanziari che si stanno adeguando a queste nuove regole di mercato, gli investitori possono affrontare queste sfide contribuendo al contempo alla transizione energetica del Regno Unito.