​La Riserva Automatica di Ripristino della Frequenza (aFRR) è il più grande mercato di risposta di frequenza in Germania. Per le batterie, offre due flussi di ricavi in un unico prodotto: un pagamento di capacità per mantenere megawatt in riserva e un pagamento per l'energia quando i TSO le attivano. Per una guida completa sul 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 (la più alta offerta accettata in ciascuna asta) ha registrato una media di €15/MW/h nel 2026, il 35% in meno rispetto allo stesso periodo del 2025, poiché più batterie prequalificate competono. Ma questa media è una guida scarsa ai ricavi: la metà di tutti i blocchi negativi si chiude sotto i €5/MW/h, mentre singoli blocchi hanno visto offerte accettate oltre i €2.000/MW/h.

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Ko può interrogare la storia dell’aFRR da gennaio 2020

Prezzi delle aste di capacità: prezzi marginali, medi e minimi giornalieri per tutti i dodici prodotti a blocco POS/NEG da 4 ore, inclusi i volumi offerti e allocati, da gennaio 2020 a oggi.

Domanda delle aste di capacità: domanda offerta per prodotto e per area di controllo TSO, inclusi i tempi di chiusura delle aste, da gennaio 2020 a oggi.

Offerte nelle aste di capacità: ogni offerta accettata e anonimizzata nell’asta di capacità, con prezzo e volumi offerti e allocati, nei blocchi paese 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 energia, non l’energia effettivamente erogata, da novembre 2020, in prodotti da un quarto d’ora da quando la Germania ha aderito a PICASSO a giugno 2022.

Volumi di aFRR attivati: l’energia effettivamente erogata, come attivazioni a intervalli di un quarto d’ora verso l’alto e verso il basso, su scala nazionale e per area di controllo TSO, da gennaio 2020 a oggi.

Prezzi di attivazione energia aFRR transfrontaliera: 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 confinanti fino a 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’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 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 offrono 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 sia che vengano attivate o meno. Dal dicembre 2021 il prezzo è quotato in €/MW/h; le aste precedenti quotavano l’intero blocco da 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 approvvigionata in prodotti da un quarto d’ora e attivata tramite la piattaforma europea PICASSO, che aggrega le offerte tra i TSO partecipanti. Le offerte per ogni quarto d’ora si 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 più economiche verso l’alto 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 si adattano bene all’aFRR. Rispondono in pochi secondi e, potendo sia caricare che scaricare, portano il doppio della flessibilità rispetto a una unità di generazione. Tuttavia, l’asta di capacità si regola pay-as-bid: un fornitore guadagna il prezzo della propria offerta, non il prezzo di chiusura. Sapere quando i blocchi 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

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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 di mezzogiorno. Il blocco 12:00-16:00 ha registrato una media marginale di €57,36/MW/h negli ultimi dodici mesi, quasi tre volte il successivo blocco verso il basso (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 nelle rampe, e la mattina paga più della sera. Il blocco 08:00-12:00 ha registrato una media di €47,07/MW/h e il blocco 16:00-20:00 di €35,60/MW/h, mentre la finestra più economica, 00:00-04:00, ha registrato €4,48/MW/h.

Il prezzo marginale non è quello che la maggior parte dei fornitori guadagna. I prezzi medi ponderati per capacità sono più bassi (€41,27/MW/h per il blocco di mezzogiorno 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? Il motivo è dal lato dell’offerta; i TSO richiedono volumi sostanzialmente piatti tra i blocchi. A mezzogiorno, gli impianti termici sono spenti o al minimo, quindi non hanno più potenza da ridurre. Offrire riserva negativa significa funzionare deliberatamente a un livello superiore a quello che il mercato pagherebbe normalmente e il prezzo di capacità compensa quel margine perso.

La stessa stretta di 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 offline, quindi un’unità che offre spazio verso l’alto deve rimanere online, parzialmente caricata, in ore in cui il funzionamento rende poco, e la sua offerta di capacità deve recuperare quel costo. Dalle 16:00 alle 20:00, invece, la flotta serale si sta già avviando per il picco di domanda, quindi più unità sono disponibili per offrire flessibilità a basso costo.

Le batterie impegnano comunque capacità nei blocchi notturni economici, perché gli spread all’ingrosso notturni sono ridotti e il ricavo da capacità aFRR spesso batte l’alternativa. Ma non leggere la curva delle offerte come puro costo opportunità. Così si comporta 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 con 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. Questo premio si ridurrà solo quando le batterie si contenderanno i volumi 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