Nei mercati all'ingrosso dell'energia non c'è solo energia
Nei mercati elettrici si scambia sempre più la capacità di rendere disponibile l’energia nel momento giusto. Per le BESS questo significa partecipare ai servizi di bilanciamento come BSP, con qualifiche, Centro di Controllo, dati e sistemi in grado di coordinare le risorse in tempo reale.
Luigi Poderico
Account Manager Market Line Energy, Utilities, EnterpriseNel mercato elettrico non si compra e non si vende solo energia. Sempre di più, infatti, quello che si scambia è la capacità di renderla disponibile nel momento giusto. Non è un semplice dettaglio tecnico, ma un segno di trasformazione più ampio che sta ridisegnando il modo in cui il sistema elettrico viene gestito.
Oggi il sistema elettrico si sta spostando verso un modello distribuito fatto di un numero crescente di risorse piccole ed eterogenee, che devono essere monitorate, coordinate e messe a valore in tempo reale e non più solo di grandi centrali chiamate a produrre e immettere energia in rete.
Le BESS Utility Scale, batterie di grande taglia per l’accumulo di energia, sono oggi l’esempio più visibile di questo fenomeno. Lo stesso principio riguarda gli impianti rinnovabili, i consumi industriali flessibili e in generale qualunque risorsa che possa modulare nel tempo i propri profili di immissione e prelievo, con lo scopo di erogare servizi di bilanciamento alla rete. Il tema delle BESS merita attenzione, in quanto aiuta a capire in modo concreto la logica che riguarderà sempre più risorse.
Lo sviluppo tecnologico e le novità normative
Lo sviluppo tecnologico e la riduzione dei costi di acquisto e manutenzione stanno rendendo le BESS una risorsa sempre più rilevante per il sistema elettrico e per il percorso di decarbonizzazione. A questo si aggiungono due novità normative che stanno contribuendo ad accelerarne la diffusione.
La prima è il TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico), entrato in vigore il 1° gennaio 2025, che ha ampliato le risorse ammesse a fornire servizi di bilanciamento, includendo esplicitamente i sistemi di accumulo. La seconda è il MACSE (Meccanismo di Approvvigionamento di Capacità di Stoccaggio), attraverso il quale Terna ha assegnato, a partire dal 30 settembre 2025, il primo lotto di finanziamenti per nuovi impianti BESS. Due iniziative differenti accomunate dallo stesso obiettivo: accumulare energia prodotta in eccesso da fonti rinnovabili e renderla disponibile quando serve, attraverso il cosiddetto time shifting, e contribuire al bilanciamento della rete attraverso servizi erogati da BSP (Balancing Service Provider) incaricati.
Per gli operatori si apre quindi un nuovo spazio di mercato. Una batteria può essere utilizzata per spostare l’energia nel tempo, e per fornire servizi alla rete e contribuire al suo equilibrio. Ma per cogliere queste opportunità non basta avere un asset disponibile. Servono qualifiche, processi operativi, sistemi di controllo, gestione dei dati e capacità di interagire con i mercati. Per chi non si attrezza per tempo, il rischio è installare una batteria e non poterla utilizzare pienamente.
Chi gestisce oggi i servizi di bilanciamento
Per capire il ruolo che le BESS possono avere nei mercati dell’energia è necessario partire dagli operatori che oggi li gestiscono. Nel mercato elettrico ci sono due figure principali: BRP (Balance Responsible Party) e BSP (Balancing Service Provider).
Il BRP acquista e vende energia sui mercati all’ingrosso. Può occuparsi, per esempio, della vendita dell’energia prodotta da impianti rinnovabili oppure dell’acquisto dell’energia destinata ai clienti finali. Il BSP, invece, fornisce i servizi di bilanciamento. Il suo compito è modificare i profili di prelievo ed immissione delle risorse gestite, per contribuire a mantenere costantemente in equilibrio l’energia prodotta e quella consumata. In Italia è Terna ad acquistare i servizi di bilanciamento, scegliendo le offerte sulla base delle esigenze di sicurezza del sistema e del costo di approvvigionamento.
I numeri aiutano a capire quanto questo mercato sia ancora concentrato. Attualmente, su 268 operatori registrati, 53 svolgono sia il ruolo di BRP sia quello di BSP. Solo 30 ricoprono entrambi i ruoli di BRP in prelievo e in immisione.
Le ragioni di questa concentrazione sono sostanzialmente tre. C’è innanzitutto una ragione storica. I servizi di bilanciamento sono stati tradizionalmente associati alle centrali termoelettriche e idroelettriche, perché la loro potenza può essere regolata in modo relativamente semplice. Le batterie stanno raggiungendo solo ora livelli di flessibilità operativa che permettono di svolgere un ruolo analogo, a condizioni economiche sempre più sostenibili. C’è poi una ragione normativa. Fino a tempi recenti, i sistemi di accumulo non erano esplicitamente inclusi tra le risorse ammesse a fornire servizi di bilanciamento. Il TIDE ha modificato questo quadro. Infine, c’è una questione di responsabilità. Partecipare al bilanciamento significa intervenire, per la propria parte, sulla sicurezza di un sistema complesso. Per questo sono richiesti requisiti tecnologici e operativi precisi.
Come BRP e BSP operano in Italia
Attorno a un impianto BESS possono quindi esserci tre soggetti: il proprietario della batteria, il BRP e il BSP. Il proprietario può delegare a un BRP la gestione della risorsa sui mercati dell’energia e a un BSP quella relativa ai servizi di bilanciamento. I due ruoli possono coincidere in un solo operatore o essere affidati a soggetti diversi. Il BRP interagisce con il GME, Gestore dei Mercati Energetici, per presentare le offerte sul mercato principale, il MGP, e sugli altri mercati utilizzati per correggere progressivamente i programmi di produzione e consumo. Il BSP si interfaccia invece con Terna, attraverso il GME, per offrire i servizi di bilanciamento. Sono servizi che permettono di intervenire sull’equilibrio della rete, gestire situazioni impreviste in tempo reale e partecipare agli scambi attraverso le piattaforme europee.
Per le BESS, l’attuale normativa prevede tre configurazioni: UAS, quando la batteria partecipa autonomamente; UVAN, quando viene aggregata ad altre risorse, come impianti rinnovabili o consumi industriali, che operano sullo stesso nodo della rete di trasporto; e UVAZ, quando l’aggregazione riguarda risorse appartenenti alla stessa zona di mercato. In tutti i casi, il BSP ha una responsabilità centrale. Deve garantire un Centro di Controllo attivo 24 ore su 24, 7 giorni su 7, collegato con Terna, per monitorare gli impianti e intervenire in caso di anomalie.
L'operatività dietro a un portafoglio BESS
La batteria è l’asset fisico ma, quando si parla di un portafoglio di BESS, o più in generale, di un portafoglio di risorse distribuite, il vero tema non è più controllare ogni risorsa singolarmente ma riuscire a monitorarle e coordinarle come un insieme unico, sapendo quali sono disponibili, come stanno funzionando, come usarle nel momento più opportuno.
Questa logica si articola su cinque livelli, che valgono per una BESS, ma più in generale, per qualunque portafoglio di risorse energetiche distribuite, che voglia partecipare ai mercati. Il primo è quello business, che comprende la gestione del portafoglio, il trading e il controllo del rischio. C’è poi il livello di mercato, che riguarda l’accesso ai mercati dell’energia e dei servizi. Il livello operativo è invece quello del Centro di Controllo che comprende la programmazione, comunicazioni e gestione della disponibilità degli impianti.
A valle troviamo il livello tecnologico, più vicino agli asset fisici, con gli Energy Management System, gli SCADA, le unità di controllo remoto e le piattaforme che permettono di aggregare più risorse, come le Virtual Power Plant. Infine, c’è il livello della conformità, che comprende la qualifica presso Terna, il monitoraggio delle performance, la gestione delle garanzie finanziarie e la tracciabilità delle attività.
È in questo senso che si può parlare delle BESS e delle risorse distribuite come di un “grande rete dell’energia”: il valore che riescono ad erogare dipende sempre di più dalla capacità di collegare risorse, dati e mercati, e di coordinarli in tempo reale.
Guardando ai prossimi anni, una parte crescente del valore si sposterà dall’hardware alla capacità di gestire le informazioni e trasformarle rapidamente in decisioni, previsione, integrazione tra risorse diverse, automazione del trading, gestione del rischio in tempo reale.
L'attivazione come BSP: a cosa prestare attenzione
Diventare BSP significa affrontare insieme tre dimensioni. Sul piano regolatorio serve conoscere il quadro di riferimento (TIDE, delibere ARERA, Codice di Rete e relativi allegati) e, quando BRP e BSP sono soggetti diversi, gestire correttamente la separazione di ruoli e responsabilità. Sul piano operativo serve una struttura organizzativa chiara, con ruoli definiti e procedure documentate, aggiornate nel tempo perché il quadro normativo continua a evolvere. Sulla dimensione tecnologica, la qualifica va pianificata per tempo perché la telemetria deve essere affidabile, i sistemi devono comunicare correttamente tra loro, i protocolli dei diversi fornitori vanno integrati senza disallineamenti.
È qui che si concentra una parte importante della complessità del BSP. Attorno all’asset serve un sistema capace di governare mercati, dati, processi e tecnologie in modo coordinato. Le competenze più richieste nei prossimi anni saranno proprio quelle che tengono insieme queste dimensioni: gestione dei dati, modellazione, ottimizzazione, conoscenza dei mercati, capacità di tradurre rapidamente le analisi in decisioni operative. Ed è proprio questa capacità di orchestrazione che permetterà di trasformare la flessibilità delle batterie in una risorsa effettivamente utilizzabile dal sistema elettrico.
Strumenti e competenze per l’attivazione dei BSP
Governare dati, mercati e operazioni in tempo reale è una condizione essenziale per valorizzare la flessibilità energetica. Deda Next supporta il processo di attivazione dei BSP mettendo a disposizione un framework di riferimento e linee guida strutturate e operative che coprono tutti gli aspetti trattati in questo articolo: regolatorio, tecnico, operativo, commerciale e di governance.
A questo affiancamento consulenziale si aggiungono soluzioni IT pronte all’uso per l’accesso ai mercati. Una Piattaforma Dati che recupera in modo automatico e affidabile informazioni da fonti pubbliche come GME, Terna, ENTSO-E e da fonti private, come dati di produzione e consumo, previsioni meteo e dati Demetra. Una Piattaforma Servizi, un ecosistema costruito su Python per supportare il trading automatico e algoritmico. Un simulatore del mercato MGP, utile ad esempio per elaborare scenari di prezzo nel breve periodo. I connettori API-IPEX e API-XBID, per l’invio delle offerte ai mercati gestiti dal GME e da Terna, e tutto quanto serve per operare su mercati a contrattazione continua dell’energia, includendo lo streaming degli ordini XBID, che permette di costruire modelli di machine learning per il trading algoritmico.
A completare l’offerta, Deda Next realizza anche progetti su misura, a supporto dei processi di energy management e della system integration.
Luigi Poderico – Account Manager Market Line Energy, Utilities Enterprise
Da oltre 15 anni Luigi Poderico lavora per trasformare la complessità del settore energy in soluzioni concrete e sostenibili. Laureato in Scienze dell’Informazione, ha unito competenze informatiche e capacità analitiche per supportare aziende e istituzioni con strumenti decisionali innovativi.
Oggi è Account Manager in Deda Next, dove si occupa di accompagnare le aziende del settore energetico nell’evoluzione dei mercati e dei processi, con particolare attenzione alle opportunità offerte dalla digitalizzazione.
