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BESS nel mercato all’ingrosso: la Nuova Zelanda modifica le regole per valorizzare la flessibilità

Stazione BESS industriale con container di batterie, inverter e sottostazione elettrica collegata alla rete
Mercato Reti elettriche e smart grid

BESS nel mercato all’ingrosso: la Nuova Zelanda modifica le regole per valorizzare la flessibilità

Due fasi, due livelli di cambiamento

L’Electricity Authority Te Mana Hiko della Nuova Zelanda ha adottato nuove regole per la partecipazione dei sistemi di accumulo elettrochimico a batterie (BESS) al mercato elettrico all’ingrosso. L’Electricity Industry Participation Code (Wholesale market arrangements for battery energy storage systems) Amendment 2026 è stato adottato il 28 settembre 2026, pubblicato il 30 settembre e ha una struttura in due tempi:

  • dal 30 ottobre 2026 parte la fase iniziale, che rende i BESS soggetti a dispacciamento sia quando scaricano sia quando assorbono energia per ricaricarsi;
  • dal 31 marzo 2028 è prevista la fase strutturale, con negoziazione dell’intera capacità di potenza e vincoli di state of charge (SoC) integrati nei software di scheduling e dispacciamento.

La distinzione temporale è centrale. Nell’ottobre 2026 non entra ancora in funzione il modello completo che usa il SoC per verificare la fattibilità fisica delle offerte: entrano invece obblighi e disposizioni transitorie pensati per rendere più visibile e coordinabile il comportamento del BESS nel mercato spot.

Cosa cambia dal 30 ottobre 2026: la carica diventa dispatchable

La novità più immediata riguarda la fase di ricarica. Un BESS non immette soltanto elettricità: quando carica, preleva energia dalla rete. In precedenza, la separazione tra il ruolo di generatore e quello di consumatore poteva rendere meno lineare il coordinamento di un asset che può passare rapidamente dall’assorbimento all’immissione.

Dal 30 ottobre 2026, nei casi disciplinati dal Code, i BESS interessati devono essere dispatchable anche durante il consumo, quindi durante la carica dalla rete, oltre che durante la scarica. Il gestore del sistema può così considerare entrambe le direzioni operative nel processo di dispacciamento.

In termini pratici, la carica non viene più trattata soltanto come un prelievo deciso dall’operatore dell’impianto: diventa una forma di flessibilità che deve essere coordinata con le esigenze del sistema elettrico e con le quantità negoziate.

L’emendamento richiede inoltre, per ciascun trading period e secondo il perimetro applicabile, la presentazione di:

  • un’offerta per l’immissione di energia, cioè la scarica;
  • una nominated bid per il consumo, cioè la carica.

Il BESS resta fisicamente un unico impianto bidirezionale, ma nella prima fase il mercato mantiene strumenti separati per rappresentare le due direzioni.

Offerte dopo il gate closure: più flessibilità sulle quantità, non sui prezzi

Un accumulo presenta una caratteristica che lo distingue da un generatore convenzionale: la sua capacità di caricare o scaricare non dipende solo dalla potenza nominale in MW, ma anche dall’energia già disponibile o ancora assorbibile, espressa in MWh.

Tra la chiusura del mercato (gate closure) e il periodo di consegna, il livello energetico reale di una batteria può cambiare. Per questo, nella fase iniziale, il Code consente ai proprietari dei BESS di negoziare sulla base della capacità attesa e, in circostanze definite, di modificare le quantità di offerte e bid dopo il gate closure se tale capacità cambia.

Non si tratta però di una libertà generale di riformulare l’offerta:

  • le revisioni devono rispettare le condizioni previste dal Code;
  • prezzi di offerte e bid non possono essere rivisti indiscriminatamente dopo il gate closure;
  • le quantità non possono eccedere la capacità di generazione o consumo “aggiustata” dell’impianto.

Quest’ultimo punto evita di assimilare la potenza di targa alla potenza effettivamente negoziabile. La capacità aggiustata deve infatti tenere conto, tra gli altri elementi, di energia disponibile o spazio residuo in batteria, potenza continua, limiti di connessione, indisponibilità, perdite, carichi ausiliari, requisiti di sicurezza e condizioni necessarie a preservare eventuali garanzie OEM.

Perché lo state of charge è un dato di mercato, non solo tecnico

Lo state of charge indica quanta energia è immagazzinata in una batteria rispetto alla sua capacità disponibile. Per un BESS, quindi, è una variabile diversa dalla potenza:

  • la potenza, espressa in MW, indica quanto rapidamente il sistema può caricare o scaricare;
  • l’energia, espressa in MWh, indica quanta elettricità può effettivamente essere assorbita o restituita nel tempo;
  • il SoC descrive la posizione operativa della batteria tra il limite minimo e quello massimo di energia accumulabile.

Un sistema può avere potenza disponibile per scaricare, ma non avere energia sufficiente per sostenere quella scarica per la durata richiesta. Al contrario, può avere capacità di assorbimento in MW, ma non avere spazio energetico sufficiente per caricare.

È questa relazione tra MW, MWh e SoC a rendere difficile trattare un BESS come due risorse indipendenti, una di generazione e una di consumo.

Dal 31 marzo 2028: piena capacità negoziabile con vincoli SoC

La seconda fase della riforma, prevista dal 31 marzo 2028, punta a superare parte delle complessità transitorie attraverso un modello di mercato più aderente alla fisica dell’accumulo.

Secondo la decisione dell’Electricity Authority, questa fase introdurrà:

  • la possibilità di negoziare l’intera capacità di potenza del BESS;
  • vincoli basati sul SoC nel software di scheduling e dispacciamento;
  • un singolo modulo bidirezionale per le offerte di energia;
  • un singolo dispatch dell’impianto;
  • un modello unico anche per le offerte di riserva, con componenti di generazione e di interruptible load specificate separatamente.

I vincoli SoC dovranno usare il dato telemetrato sul livello di carica, le soglie minime e massime dichiarate dall’operatore e i fattori di perdita del BESS. L’obiettivo è consentire una maggiore flessibilità commerciale, evitando però che vengano programmati volumi di carica o scarica non fisicamente realizzabili.

L’Authority ha rinviato questa fase rispetto alla tempistica discussa nella consultazione, fissandola al 31 marzo 2028 per lasciare il tempo necessario agli aggiornamenti dei software del system operator, del gestore WITS e del clearing manager.

Un unico asset, non la somma di carico e generazione

L’impostazione regolatoria neozelandese riconosce che un BESS è un asset bidirezionale. Può consumare elettricità per immagazzinarla, immetterla in un momento successivo e, in base alla configurazione e ai requisiti dei prodotti di mercato, contribuire anche a servizi ancillari.

L’interpretazione editoriale della riforma è che il mercato si sposti da una rappresentazione fondata su ruoli distinti — generatore da una parte e consumatore flessibile dall’altra — verso una rappresentazione più integrata dell’accumulo. Il SoC diventa il collegamento operativo tra l’ottimizzazione commerciale e la fattibilità fisica dell’impianto.

L’Electricity Authority ritiene che il nuovo assetto possa contribuire a sicurezza del sistema, segnali di prezzo più efficienti, concorrenza e investimenti nel comparto. Si tratta tuttavia di obiettivi e valutazioni del regolatore, non di risultati già misurati sul mercato: la prima fase deve ancora entrare in vigore al momento della pubblicazione delle regole.

Il perimetro: BESS standalone e attenzione alla soglia dei 10 MW

L’emendamento riguarda BESS standalone e utility-scale. Il Code definisce il BESS come un sistema che immagazzina energia esclusivamente in forma elettrochimica e organizza negoziazione e dispacciamento al livello della BESS station, ossia uno o più BESS connessi alla rete che immettono in un singolo punto di connessione.

La soglia di 10 MW richiede una lettura precisa:

  • una BESS station con potenza continua massima pari o inferiore a 10 MW è esentata dall’obbligo standard di presentare offerta e bid;
  • per un proprietario di BESS che operi come embedded generator, il system operator può richiedere, per ciascuna BESS station oltre 10 MW, informazioni su immissione e consumo sotto forma di offer e bid oppure con modalità alternative concordate.

Non è quindi corretto trasformare la soglia in un obbligo uniforme di bid dispatchable per tutti gli impianti oltre 10 MW, indipendentemente dalla modalità di connessione.

La disciplina per i BESS-hybrid non rientra in questo emendamento sul mercato wholesale dei BESS standalone. L’Authority aveva già svolto nel 2026 una consultazione su questioni e opzioni relative a BESS e BESS-hybrid; un eventuale successivo emendamento del Code per gli impianti ibridi restava invece un passaggio futuro alla data delle fonti considerate.

Le 10 fasce di prezzo: una decorrenza da non considerare definitiva nel 2026

Il testo pubblicato dell’emendamento include una modifica relativa alle fasce di prezzo delle offerte energetiche. Tuttavia, l’Electricity Authority ha chiarito che la decorrenza al 30 ottobre 2026 della disposizione è un errore di drafting.

L’intenzione dichiarata dall’Authority è ricondurre questa modifica alla seconda fase, dal 31 marzo 2028, attraverso una correzione formale del Code. Per questo motivo non va considerata un requisito certo e consolidato della fase iniziale in avvio nell’ottobre 2026.

Cosa osservare per sviluppatori, operatori e aggregatori

Per chi sviluppa o gestisce accumuli utility-scale, il caso neozelandese evidenzia alcuni criteri operativi rilevanti anche nell’analisi di altri mercati, senza suggerire equivalenze automatiche:

  1. Visibilità della carica

Un BESS può offrire flessibilità sia in scarica sia in carica. Il trattamento regolatorio del prelievo può quindi incidere sulla capacità dell’asset di partecipare al mercato.

  1. Coerenza tra offerta e stato fisico dell’impianto

La potenza nominale non basta a definire la capacità negoziabile: disponibilità energetica, perdite, limiti di rete, ausiliari e vincoli tecnici cambiano il profilo realmente offribile.

  1. Disciplina delle revisioni dopo la chiusura del mercato

Consentire modifiche alle quantità può ridurre la necessità di offerte eccessivamente conservative, ma richiede limiti chiari per non indebolire la disciplina del gate closure.

  1. Integrazione del SoC nel dispatch

I vincoli sullo stato di carica possono permettere una rappresentazione più completa del BESS, purché dati telemetrici, soglie operative e software di mercato siano progettati in modo coerente.

  1. Separazione tra capacità tecnica e accesso ai servizi di mercato

La capacità di un BESS di caricare, scaricare o rispondere rapidamente non implica automaticamente l’idoneità a ogni servizio ancillare. Qualificazione, procurement e requisiti di prodotto restano aspetti distinti.

Per un inquadramento generale sul rapporto tra mercato all’ingrosso, segnali di prezzo e valore della flessibilità, può essere utile approfondire come funziona il mercato elettrico all’ingrosso e perché la flessibilità influenza i segnali di prezzo.

Un riferimento metodologico, non un modello da trasferire automaticamente in Italia

Il valore della riforma neozelandese, per gli operatori europei e italiani, è soprattutto metodologico. Mostra come un regolatore possa adattare il disegno del mercato alle caratteristiche di un asset che è contemporaneamente carico, generazione e risorsa di flessibilità.

Non significa però che le regole possano essere trasferite direttamente in Italia o in altri mercati europei. Codici di rete, ruoli di regolatore, gestore di rete, operatore di mercato, piattaforme di dispacciamento e prodotti di flessibilità sono specifici di ciascun ordinamento.

Il punto di osservazione utile è quindi un altro: un mercato che voglia integrare più BESS deve distinguere con precisione tra potenza ed energia, rendere visibile la fase di carica e collegare le offerte commerciali ai limiti fisici determinati dal SoC.

Fonti

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