Sistema italiano di accumulo di energia in batterie (BESS) da 199 MW

Un’opportunità di sviluppo di un sistema di accumulo energetico a batteria (BESS) su scala industriale a Oristano, in Sardegna). Il progetto punta a una potenza nominale di 199 MW su un terreno di 7,5 ettari situato a soli 0,1 km da una sottostazione elettrica Terna da 220 kV già esistente. La proposta delinea un percorso di acquisizione fino allo stato “Ready-to-Build” (RTB) tramite un trasferimento del 100% delle quote della società veicolo (SPV), supportato da un’autorizzazione di connessione alla rete (PTO) già approvata e da un iter diautorizzazione unica (AU ) in corso, con un tempo di realizzazione stimato di 18 mesi.

• Superficie totale del terreno: 7,5 ettari (ha)
• Superficie utile netta: ~4,9 ha (2,6 ha soggetti a restrizioni per elevato rischio idraulico Hi4; inutilizzabili per i container BESS ma compatibili con la disposizione delle strutture ausiliarie)
• Collegamento alla rete: sottostazione elettrica Terna da 220 kV già esistente (SSE Fenosu), situata a circa 0,1 km di distanza
• Stato della rete: connessione accettata e PTO confermato; costi di connessione pagati
• Stato della procedura autorizzativa: fase di presentazione della domanda diAutorizzazione Unica (AU)
• Tempi stimati per l’ottenimento delle autorizzazioni: 18 mesi per raggiungere lo stato “Ready-to-Build” (RTB)

L'operazione è strutturata come un accordo di sviluppo a tappe che porterà all'acquisizione del 100% del capitale della SPV al raggiungimento della fase "Ready-to-Build" (RTB):
Acconto iniziale (Tappa 1): acconto del 15% sul totale della commissione di sviluppo da versare alla firma del contratto (6.750 €/MW), che comporta un impegno sulle azioni della SPV

• Rimborsi: l’acquirente rimborsa al costruttore le spese sostenute per la caparra sul terreno e l’accettazione dello STMG.
• Supporto e garanzie AU: l’acquirente deve fornire garanzie finanziarie che attestino la disponibilità dei fondi necessari per la costruzione dell’impianto, come richiesto per l’emissione dell’AU.
• Pagamento finale di chiusura (Fase 2 - RTB): acquisizione del 100% del capitale della SPV al momento dell’emissione delle AU, a copertura del restante 85% della commissione di sviluppo (38.250 €/MW).
• Obblighi dell'acquirente esclusi: l'acquirente si fa carico direttamente del costo residuo di acquisto del terreno e del saldo delle spese di allacciamento alla rete di STMG.

Articolo	Tariffa unitaria	Base / Formula	Impegno totale (€)	Note
Commissione di successo per lo sviluppatore – Acconto (15%)	6.750 € / MW	199 MW × 15%	1.343.250 €	Da pagare alla firma del contratto
Commissione di successo per gli sviluppatori – RTB (85%)	38.250 € / MW	199 MW × 85%	7.611.750 €	Da pagare al momento dell’approvazione da parte di AU (trasferimento chiavi in mano)
Corrispettivo totale per l'acquisizione della SPV	45.000 € / MW	199 MW	8.955.000 €	Commissione totale per le operazioni di fusione e acquisizione (M&A) a favore del promotore immobiliare
Considerazioni sull'acquisto di terreni	100.000 € / ha	7,5 ha	750.000 €	Al netto del rimborso del deposito iniziale versato dal promotore
Rimborso della quota di allacciamento STMG e saldo finale	Al costo	Pass-through	Da definire	Pagato l'acconto iniziale per l'STMG; saldo da versare secondo quanto previsto da Terna per l'STMG
Rimborso della caparra per il terreno	Al costo	Pass-through	Da definire	Il pagamento anticipato versato dal promotore immobiliare deve essere rimborsato
Spesa totale in conto capitale prima della costruzione (base)	—	Capitale proprio della SPV + Terreno	9.705.000 €	Esclusi il saldo STMG e le commissioni di finanziamento

• Rischio idraulico (PAI): un’area di 2,6 ha è classificata come Hi4 (alto rischio idraulico). I restanti 4,9 ettari offrono spazio sufficiente per l'installazione del sistema BESS containerizzato da 199 MW.
• Servitù di alta tensione: il lotto è attraversato da tre linee ad alta tensione a causa della sua immediata vicinanza (100 m) alla sottostazione di Terna. Le riserve di terreno situate direttamente sotto i conduttori serviranno come vie di accesso, corridoi per il passaggio sotterraneo delle linee e aree di manovra, in conformità con le linee guida dei Vigili del Fuoco (VVF).
• Zone cuscinetto idrauliche: il canale di bonifica di Spinarba attraversa il terreno; la sua zona cuscinetto regolamentata ricade interamente all’interno dell’area preesistente del progetto Hi4 e non comporta alcuna restrizione aggiuntiva.

Voce di bilancio	Anno 1	Anno 2	Anno 3	Quarta elementare	5° anno	Note / Driver
Potenza installata (MW)	199	199	199	199	199	Piena operatività commerciale
Capacità / Disponibilità / Ricavi	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	9.950 €	50.000 €/MW come soglia minima contrattuale / MACSE-CM
Arbitraggio e ricavi di bilanciamento (MSD/MGP)	6.965 €	6,825 €	6.690 €	6.555 €	6,425 €	Differenziali netti al netto dell’efficienza del ciclo e del degrado
Ricavi lordi totali	16,915 €	16.775 €	16.640 €	16,505 €	16,375 €	Media di base: circa 85.000 €/MW/anno
Manutenzione e gestione fisse e programmate	(1.393 €)	(1,421 €)	(1.449 €)	(1.478 €)	(1.508 €)	Contratto di assistenza a lungo termine (LTSA)
Assicurazioni e gestione patrimoniale	(696 €)	(710 €)	(724 €)	(739 €)	(754 €)	Conformità in materia di proprietà, responsabilità e SPV
Potenziamento delle batterie e impianti ausiliari	(1.194 €)	(1.218 €)	(1.242 €)	(1,267 €)	(1.292 €)	Accantonamenti per il deterioramento
Costi operativi totali (OpEx)	(3.283 €)	(3.349 €)	(3.415 €)	(3.484 €)	(3.554 €)	Aumentato al 2,0% all’anno
EBITDA del progetto	13,632 €	13,426 €	13,225 €	13,021 €	12,821 €	Generazione di flussi di cassa operativi in condizioni di equilibrio
Margine EBITDA (%)	80,6%	80,0%	79,5%	78,9%	78,3%	Profilo tipico di un sistema BESS su scala industriale

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Natura delle proiezioni finanziarie e delle dichiarazioni previsionali
Tutti i dati pro forma, i parametri operativi, le stime, le previsioni sui ricavi di mercato (compresi i compensi per la capacità, l’arbitraggio e i servizi ausiliari), gli accantonamenti per le spese operative e le proiezioni sul tasso di rendimento interno (IRR) qui contenuti rappresentano dichiarazioni previsionali. Queste proiezioni sono puramente indicative e si basano su ipotesi soggettive, stime tecniche, contesti normativi vigenti e condizioni di mercato intrinsecamente incerte. I risultati effettivi, le prestazioni operative e i rendimenti finanziari potrebbero differire in modo sostanziale da quelli espressi o impliciti a causa di numerosi fattori, tra cui, a titolo esemplificativo ma non esaustivo:

• Le fluttuazioni dei prezzi sul mercato dell'energia elettrica, degli spread day-ahead e della remunerazione dei servizi ausiliari;
• Cambiamenti nelle politiche energetiche nazionali o europee, nelle aste di approvvigionamento (ad es. MACSE, Mercato della Capacità) e nelle normative sulle tariffe di rete;
• Ritardi nelle autorizzazioni, condizioni ambientali o modifiche imposte durante la procedura diAutorizzazione Unica (AU);
• Variazioni nei costi di costruzione, nei tempi di consegna della catena di approvvigionamento, nei prezzi delle celle delle batterie e nei tassi di interesse e di finanziamento del debito;
• Fattori operativi di natura fisica, quali il deterioramento delle apparecchiature, le limitazioni di potenza imposte dalla rete o le modifiche alle interconnessioni da parte del gestore della rete di trasmissione (Terna).

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