​L'Automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR) è il più grande mercato di risposta in frequenza della Germania. Per le batterie, offre due flussi di ricavo in un unico prodotto: un pagamento di capacità per mantenere i megawatt in riserva e un pagamento energetico quando i TSO li attivano. Per una panoramica completa sul mercato, leggi aFRR spiegato: la più grande opportunità di servizi ancillari in Germania.

I prezzi della capacità stanno diminuendo. Il prezzo marginale giornaliero per l'aFRR positiva (l'offerta accettata più alta in ogni asta) è stato in media di €15/MW/h finora nel 2026, il 35% in meno rispetto allo stesso periodo del 2025, poiché più batterie prequalificate competono. Ma questa media è una cattiva guida per i ricavi: la metà di tutti i blocchi negativi si chiude sotto i €5/MW/h, mentre singoli blocchi hanno visto offerte accettate sopra i €2.000/MW/h.

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Ko può interrogare la storia dell'aFRR da gennaio 2020

• Prezzi d'asta della capacità: prezzi marginali, medi e minimi giornalieri per tutti i dodici prodotti a blocchi POS/NEG di 4 ore, inclusi volumi offerti e allocati, da gennaio 2020 ad oggi.
• Domanda d'asta della capacità: domanda presentata per prodotto e per area di controllo TSO, inclusi i tempi di chiusura delle offerte, da gennaio 2020 ad oggi.
• Offerte d'asta della capacità: ogni offerta accettata e anonimizzata nell'asta di capacità, con il suo prezzo e i volumi offerti e allocati, nei blocchi nazionali di Germania, Austria e Repubblica Ceca, da gennaio 2020 ad oggi.
• Domanda energetica aFRR: il volume delle offerte energetiche aFRR che i TSO richiedono nell'asta energia, non l'energia effettivamente erogata, da novembre 2020, in prodotti da 15 minuti da quando la Germania ha aderito a PICASSO a giugno 2022.
• Volumi aFRR attivati: l'energia effettivamente erogata, come attivazioni verso l'alto e verso il basso ogni 15 minuti, a livello nazionale e per area di controllo TSO, da gennaio 2020 ad oggi.
• Prezzi di attivazione energia aFRR transfrontalieri: prezzi dell'energia aFRR attivata da ENTSO-E per la zona DE-LU fino all'adesione a PICASSO a giugno 2022, e per i mercati aFRR dei paesi vicini fino ad oggi.

L'aFRR viene procurata in aste giornaliere, su due mercati separati

L'aFRR tedesca ripristina automaticamente la frequenza del sistema entro cinque minuti da una deviazione: il TSO invia un segnale di setpoint direttamente al sistema di controllo dell'impianto, senza istruzioni manuali. I fornitori devono iniziare a rispondere entro 30 secondi e raggiungere la piena potenza entro cinque minuti. I quattro TSO tedeschi (50Hertz, Amprion, TenneT e TransnetBW) la procurano congiuntamente tramite regelleistung.net, in un mercato integrato con Austria e Repubblica Ceca.

L'approvvigionamento si divide in due aste separate: una per la capacità, una per l'energia. L'asta della capacità si svolge ogni giorno, con un giorno di anticipo sulla consegna. I fornitori fanno offerte per mantenere la capacità su sei blocchi da 4 ore in due prodotti direzionali: riserva positiva (verso l'alto) e negativa (verso il basso). Le offerte vincenti guadagnano un prezzo di capacità indipendentemente dall'attivazione. Dal dicembre 2021 è quotato in €/MW/h; le aste precedenti quotavano l'intero blocco di 4 ore, quindi i prezzi pre-2022 non convertiti sembrano quattro volte più alti.

L'asta energia determina poi chi effettivamente eroga. Dal 22 giugno 2022, l'energia aFRR viene procurata in prodotti da 15 minuti e attivata tramite la piattaforma europea PICASSO, che aggrega le offerte tra i TSO partecipanti. Le offerte per ogni quarto d'ora chiudono 25 minuti prima della consegna. Vincere non significa essere attivati: un'offerta vincente entra nell'ordine di merito per quel periodo di 15 minuti, e PICASSO attiva le offerte dal prezzo più basso ogni volta che il sistema necessita energia aFRR in quel periodo. I fornitori che vincono la capacità devono anche offrire nell'asta energia, ma solo le offerte attivate guadagnano il prezzo energia. Un'offerta energia accettata che non viene mai chiamata non eroga nulla e non guadagna nulla.

Le batterie sono particolarmente adatte all'aFRR. Rispondono in pochi secondi e, potendo sia caricare che scaricare, offrono una profondità doppia rispetto a un'unità di generazione. Ma l'asta capacità si regola pay-as-bid: un fornitore guadagna il prezzo della propria offerta, non il prezzo di clearing. Sapere quando i blocchi si chiudono alti, e quanto spesso, è ciò che distingue un'offerta ben prezzata da una economica che vince l'asta ma lascia soldi sul tavolo.

Come analizzare i dati aFRR tedeschi con Ko

Gli esempi seguenti sono sessioni reali di Ko. Ogni prompt è stato richiesto nel prodotto live; Ko ha generato l'SQL, interrogato i dati, costruito il proprio grafico e scritto l'interpretazione. Le sezioni Output riassumono le risposte effettive di Ko e i grafici incorporati sono costruiti sugli stessi dati di base.

Clicca su qualsiasi prompt per aprire Ko e chiedere direttamente. I risultati rifletteranno i dati più recenti disponibili.

Prova a chiedere a Ko: quali blocchi da 4 ore hanno pagato di più per la capacità aFRR negli ultimi dodici mesi, suddivisi per direzione?

Il blocco 12:00-16:00 comanda il prezzo di capacità aFRR più alto in Germania, ma solo per la regolazione verso il basso.

L'aFRR negativa è un prodotto diurno. Il blocco 12:00-16:00 ha avuto una media marginale di €57,36/MW/h negli ultimi dodici mesi, quasi tre volte il successivo blocco verso il basso più alto (08:00-12:00 a €36,89/MW/h) e circa 24 volte il valore di €2,44/MW/h del blocco 20:00-24:00.

L'aFRR positiva paga alle rampe, e la mattina paga più della sera. Il blocco 08:00-12:00 ha avuto una media di €47,07/MW/h e il blocco 16:00-20:00 €35,60/MW/h, mentre la finestra più economica, 00:00-04:00, ha avuto una media di €4,48/MW/h.

Il prezzo marginale non è quello che guadagnano la maggior parte dei fornitori. I prezzi medi ponderati per la capacità sono più bassi (€41,27/MW/h per il blocco diurno verso il basso rispetto ai suoi €57,36/MW/h marginali) perché prima vengono accettate le offerte più economiche.

Perché la capacità verso il basso a mezzogiorno costa così tanto? La causa è dal lato dell'offerta; i TSO richiedono volumi abbastanza costanti tra i blocchi. A mezzogiorno, gli impianti termici sono spenti o al minimo, quindi non hanno più output da ridurre. Offrire riserva negativa significa funzionare deliberatamente a un livello superiore a quello che il mercato pagherebbe, e il prezzo della capacità compensa quel margine perso.

La stessa stretta sull'offerta spiega perché la mattina batte la sera per la riserva positiva. Tra le 08:00 e le 12:00, il solare entra in massa e spinge le unità termiche verso il minimo o allo spegnimento, quindi un'unità che offre margine verso l'alto deve restare online, parzialmente caricata, durante ore in cui il funzionamento rende poco, e la sua offerta di capacità deve coprire quel costo. Dalle 16:00 alle 20:00 la flotta serale si avvia comunque per il picco di domanda, quindi più unità sono disponibili per offrire margine a basso costo.

Le batterie impegnano comunque capacità nei blocchi notturni economici, perché gli spread all'ingrosso notturni sono ridotti e il ricavo della capacità aFRR spesso supera l'alternativa. Ma non leggere la pila delle offerte come puro costo opportunità. Così funziona un mercato maturo, quando la concorrenza costringe ogni megawatt a offrire quanto potrebbe guadagnare altrove. In Germania non è ancora così: le batterie competono ancora contro unità termiche il cui costo di fornitura aFRR è molto più alto, quindi una batteria può sottoprezzare l'offerta termica e comunque chiudere ben sopra il proprio costo opportunità. Quel premio si ridurrà solo quando le batterie concorreranno tra loro su larga scala.

Prova a chiedere a Ko: mostra i risultati dell'asta capacità aFRR del 24 aprile 2026 come grafico a barre, blocco per blocco, suddiviso per direzione