​La Riserva Automatica di Ripristino della Frequenza (aFRR) è il più grande mercato di risposta alla frequenza in Germania. Per le batterie, offre due flussi di ricavo in un unico prodotto: un pagamento di capacità per mantenere megawatt in riserva e un pagamento energetico quando i TSO le attivano. Per una guida completa al mercato, leggi aFRR spiegato: la più grande opportunità di servizi ancillari in Germania.

I prezzi della capacità sono in calo. Il prezzo marginale giornaliero per l’aFRR positiva (l’offerta più alta accettata in ogni asta) ha avuto una 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 un cattivo indicatore dei ricavi: metà di tutti i blocchi negativi si chiudono 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 a oggi.
• Domanda d’asta di capacità: domanda offerta per prodotto e per area di controllo TSO, inclusi i tempi di apertura e chiusura delle aste, da gennaio 2020 a oggi.
• Offerte d’asta di 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 a oggi.
• Domanda di energia aFRR: il volume delle offerte di energia aFRR che i TSO richiedono nell’asta energetica, non l’energia effettivamente erogata, da novembre 2020, in prodotti a intervalli di 15 minuti da quando la Germania è entrata in PICASSO a giugno 2022.
• Volumi aFRR attivati: l’energia effettivamente erogata, come attivazioni a intervalli di 15 minuti verso l’alto e verso il basso, a livello nazionale e per area di controllo TSO, da gennaio 2020 a oggi.
• Prezzi di attivazione aFRR cross-border: prezzi dell’energia aFRR attivata ENTSO-E per la zona DE-LU fino all’adesione a PICASSO a giugno 2022, e per i mercati aFRR confinanti fino ad oggi.

L’aFRR viene approvvigionata in aste giornaliere, su due mercati separati

L’aFRR tedesca ripristina automaticamente la frequenza di sistema entro cinque minuti da una deviazione: il TSO invia un segnale di setpoint direttamente al sistema di controllo dell’asset, 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 approvvigionano 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 di capacità si svolge ogni giorno, un giorno prima della consegna. I fornitori fanno offerte per mantenere capacità su sei blocchi da 4 ore in due prodotti direzionali: riserva positiva (verso l’alto) e negativa (verso il basso). Le offerte vincenti ottengono un prezzo di capacità sia che vengano attivate o meno. Il prezzo è quotato in €/MW/h da dicembre 2021; le aste precedenti quotavano l’intero blocco di 4 ore, quindi i prezzi pre-2022 non convertiti sembrano quattro volte più alti.

L’asta di energia determina poi chi effettivamente fornisce il servizio. Dal 22 giugno 2022, l’energia aFRR viene approvvigionata in prodotti a intervalli di 15 minuti e attivata tramite la piattaforma europea PICASSO, che unisce le offerte tra i TSO partecipanti. Le offerte per ogni intervallo di 15 minuti 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 in su quando il sistema necessita di energia aFRR. I fornitori di capacità vincenti devono anche partecipare all’asta di energia, ma solo le offerte attivate ricevono il prezzo dell’energia. Un’offerta di energia accettata che non viene mai attivata non fornisce nulla e non riceve alcun pagamento.

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. Tuttavia, l’asta di capacità si regola pay-as-bid: il fornitore riceve il prezzo della propria offerta, non il prezzo di clearing. Sapere quando i blocchi chiudono alti, e quanto spesso, è ciò che distingue un’offerta ben prezzata da una troppo bassa che vince l’asta ma lascia soldi sul tavolo.

Come analizzare i dati aFRR tedeschi con Ko

Gli esempi qui sotto sono sessioni reali di Ko. Ogni richiesta è stata posta 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 dagli stessi dati sottostanti.

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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 caro (08:00-12:00 a 36,89 €/MW/h) e circa 24 volte i 2,44 €/MW/h del blocco 20:00-24:00.

L’aFRR positiva paga sulle 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 16:00-20:00 di 35,60 €/MW/h, mentre la fascia 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 contro i suoi 57,36 €/MW/h marginali) perché le offerte più economiche vengono accettate per prime.

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, le centrali termiche sono offline o al minimo, quindi non hanno più potenza da ridurre. Offrire riserva negativa significa deliberatamente produrre più di quanto il mercato pagherebbe, e il prezzo di capacità compensa tale margine perso.

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

Le batterie comunque impegnano capacità nei blocchi notturni economici, perché gli spread all’ingrosso sono ridotti e i ricavi da capacità aFRR spesso superano le alternative. Ma non leggere la curva delle offerte come puro costo opportunità. È così che si prezza 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 per fornire aFRR è molto più alto, quindi una batteria può battere l’offerta termica e comunque chiudere ben sopra il proprio costo opportunità. Quel premio si riduce solo quando le batterie competono tra loro su larga scala.

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