​Il sistema elettrico francese è a un punto di svolta. Storicamente fondato su nucleare e idroelettrico, oggi si trova di fronte a impianti invecchiati e a una rapida espansione del solare che sta rimodellando i prezzi e mettendo sotto pressione la flessibilità della rete. Con l’evoluzione del mercato, lo stoccaggio di energia tramite batterie potrebbe diventare il tassello cruciale per mantenere il sistema a basse emissioni e affidabile?

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Punti chiave

• Nucleare e idroelettrico mantengono il sistema a basse emissioni e stabile. Tuttavia, il parco nucleare sta invecchiando, l’idroelettrico è già sfruttato al massimo e entrambi entrano in una fase più incerta.
• Le rinnovabili in rapida crescita stanno cambiando il profilo intraday, portando a 436 ore di prezzi negativi nel 2025. Serve maggiore flessibilità per spostare l’energia del mezzogiorno verso la sera.
• Lo stoccaggio tramite batterie oggi: oltre 1 GW installato, principalmente per servizi ancillari di breve durata: i prezzi tengono ma indicano una maturazione del mercato.
• Il BESS di domani: la prossima ondata di batterie punterà a sfruttare la crescente differenza tra prezzi day-ahead e intraday

1. La rete francese si sta spostando dal nucleare alle rinnovabili, aprendo spazio allo stoccaggio a batterie.

Nucleare e idroelettrico sono ancora la spina dorsale del sistema

La Francia si distingue in Europa per la sua solida base a basse emissioni, costruita su nucleare e idroelettrico.

• Nucleare: nel 2024 la produzione ha raggiunto 362 TWh, circa il 65% dell’offerta, da 63 GW di capacità.
• L’idroelettrico aggiunge 75 TWh da 25 GW di impianti installati.

Il quadro è diverso rispetto a paesi vicini come la Germania, dove il mix include rinnovabili insieme a gas e carbone.

Ma impianti invecchiati e boom del solare mettono alla prova il sistema

Nucleare e idroelettrico sono centrali per il sistema francese, ma entrambi stanno entrando in una fase più incerta.

Il parco nucleare francese sta invecchiando:

• 52 dei 57 reattori hanno più di 30 anni
• 23 reattori hanno più di 40 anni

La produzione idroelettrica è rimasta stabile, con la capacità totale invariata, aumentata solo di 264 MW (+1,04%) dal 2016 al 2025. Inoltre, con il cambiamento climatico, precipitazioni irregolari e periodi di siccità accentueranno la volatilità stagionale.

Nuove rinnovabili vengono aggiunte per supportare e integrare questa colonna portante invecchiata.

La crescita dell’eolico si è fermata negli ultimi anni, frenata da resistenze politiche e costi più elevati, mentre il solare è cresciuto rapidamente. Nel 2024 la capacità solare ha superato i 24 GW e prodotto 25 TWh.

2. I cambiamenti attuali stanno sbloccando valore per lo stoccaggio a batterie

Il solare trasforma l’energia di mezzogiorno in una criticità

Le aste sostenute dalla Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) hanno contribuito ad aumentare la capacità solare installata di oltre 5 GW nel 2024.

Più capacità significa più frequenti eccessi di offerta, che influenzano l’andamento dei prezzi. I prezzi scendono quando il solare raggiunge il picco, poi risalgono la sera quando la domanda cresce e il solare cala.

Nel 2025, il calo dei prezzi a mezzogiorno raggiunge il 45% del prezzo orario medio, rispetto al 92% del 2020.

Il calo dei prezzi a mezzogiorno si traduce in un forte aumento delle ore a prezzo negativo. Nel 2024 si sono registrate 359 ore di prezzo negativo, più del doppio rispetto al 2023. La tendenza è proseguita nel 2025, segnalando chiaramente un deficit di flessibilità.

Con la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) che punta a 44-52 GW di solare entro il 2035 (da 24 GW nel 2024), gli eccessi di mezzogiorno continueranno probabilmente a crescere. Il gap di flessibilità si allargherà se non aumenteranno lo stoccaggio e la risposta della domanda.

La posizione centrale della Francia rende ancora più complesso gestire l’eccesso di solare

La Francia si trova al centro della rete europea con forti interconnessioni su tutti i confini. I collegamenti transfrontalieri circondano il paese, permettendo grandi flussi in tutte le direzioni quando le condizioni lo consentono.

Il saldo commerciale netto è fortemente positivo per l’export. Annualmente, la Francia esporta più elettricità di quanta ne importi, grazie a una base stabile che trova facilmente sbocco oltreconfine.

Le esportazioni costanti da nucleare e idroelettrico vengono assorbite all’estero, soprattutto quando le rinnovabili sono deboli. Questo aiuta i paesi importatori a evitare l’avvio di centrali termiche ad alte emissioni.

Tuttavia, intorno a mezzogiorno, molti vicini, in particolare la Germania, hanno anch’essi un surplus solare. L’eccesso deve quindi essere gestito all’interno della Francia e i prezzi diventano negativi.

Nuovi collegamenti come il Celtic link con l’Irlanda (700 MW, previsto per il 2028) offriranno uno sbocco verso sistemi meno dipendenti dal solare quando il continente è lungo di solare a mezzogiorno.

Questi aiuteranno marginalmente, ma servirà lo stoccaggio per spostare l’energia alla sera ed evitare di sprecare elettricità pulita e a basso costo.

3. Dai segnali ai profitti: come lo stoccaggio a batterie può valorizzare la transizione

La prima ondata di batterie in Francia è già operativa

La Francia ha già superato il gigawatt di sistemi di accumulo a batterie (BESS) operativi. La capacità installata cresce costantemente dal 2020.

Finora, lo stoccaggio a batterie in Francia ha avuto una funzione mirata ma essenziale. La maggior parte dei sistemi installati è di breve durata e ottimizzata per i servizi ancillari, principalmente Frequency Containment Reserve (FCR) e più recentemente Automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR).

I nuovi progetti vengono realizzati anche con durate maggiori, passando da meno di un’ora in media a quasi due ore entro il 2025.

aFRR guida oggi i ricavi, ma lo scenario sta cambiando

Il mercato della capacità aFRR si è aperto nel 2024 e ha sostituito il più limitato mercato FCR come principale fonte di ricavi per le batterie in Francia.

La crescente divergenza tra Up e Down, legata a strategie di offerta più sofisticate, mostra che il mercato sta maturando e riflette meglio i costi opportunità.

I prezzi aFRR rimangono forti per ora, ma con l’aumento della capacità qualificata ci si aspetta che i prezzi medi della capacità aFRR calino nel medio termine.

Il prossimo passo: arbitraggio day-ahead e intraday

Con la saturazione dei servizi ancillari, i segnali dal mercato all’ingrosso si fanno più forti. Le batterie possono sempre più acquistare quando il solare inonda il sistema e vendere durante i picchi serali.

I differenziali Top-Bottom si sono ulteriormente ampliati nel 2025. Ad esempio, lo spread TB2 è cresciuto del 27% rispetto al 2024.

Questi cambiamenti stanno creando opportunità di arbitraggio più costanti nei mercati day-ahead e intraday. Con durate che si avvicinano alle due ore, le batterie sono sempre più in grado di valorizzare questi spread.

La prossima ondata di stoccaggio a batterie è arrivata, aprendo nuove opportunità per gli investitori

La prima ondata ha creato valore soprattutto tramite FCR e aFRR. La prossima si sta spostando verso l’arbitraggio all’ingrosso, integrato da servizi combinati.

Per sviluppatori e investitori, la strategia migliore è valorizzare i servizi ancillari oggi, ma costruendo la flessibilità per cogliere la crescente differenza tra prezzi day-ahead e intraday.