​Una batteria da due ore in Germania avrebbe potuto guadagnare €230k/MW/anno a giugno 2026. Si tratta di un aumento del 4% rispetto ai €221k/MW/anno di maggio. L’incremento è stato guidato dai prezzi più alti della capacità aFRR. Tuttavia, i ricavi restano ancora inferiori del 20% rispetto a giugno 2025, quando la capacità aFRR veniva pagata molto di più.

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Un’ondata di caldo a fine giugno e il crollo della produzione eolica hanno cambiato il mese. La domanda di aria condizionata ha evitato che i prezzi di mezzogiorno scendessero ai minimi, ma quando la generazione eolica è quasi azzerata nella seconda metà del mese, gli impianti hanno dovuto avviarsi rapidamente per coprire il picco serale. Questa scarsità serale ha fatto salire sia gli spread day-ahead che i prezzi della capacità aFRR. Rispetto a maggio, i prezzi di mezzogiorno non sono diventati così negativi, ma quelli serali sono aumentati, mantenendo alti gli spread.

Punti chiave

• Una batteria da due ore senza vincoli avrebbe potuto guadagnare €230k/MW/anno a giugno, +4% rispetto a maggio ma -20% rispetto ai €287k/MW/anno di giugno 2025.
• La capacità aFRR ha aggiunto €34k/MW/anno mese su mese, con i prezzi aFRR-up saliti del 58% a €15,7/MW/h. È stato il principale motore del mese.
• I ricavi FCR sono scesi di €11k/MW/anno nonostante i prezzi FCR abbiano raggiunto il massimo a lungo termine di €24,2/MW/h. Il benchmark riflette la maggiore opportunità nella capacità aFRR, soprattutto nel picco serale.
• La bassa produzione eolica serale ha creato scarsità su entrambi i mercati. I prezzi day-ahead serali sono raddoppiati nella seconda metà del mese e aFRR-up ha superato i €48/MW/h nella fascia delle 20:00.
• Gli spread day-ahead e intraday hanno toccato i massimi da 13 mesi: €210/MWh e €220/MWh.

I ricavi sono saliti a €230k/MW/anno, ma restano sotto i livelli di un anno fa

La capacità aFRR è rimasta la principale fonte di ricavo a giugno. Ha pagato €166k/MW/anno, suddivisi in €92k per la discesa e €74k per la salita. L’arbitraggio day-ahead ha contribuito per €37,9k/MW/anno, in calo mese su mese a fronte dell’aumento dei prezzi ancillari. L’FCR ha aggiunto €22,4k/MW/anno, mentre intraday e l’energia aFRR hanno completato il resto.

Un anno prima, la composizione era molto diversa. A giugno 2025, la sola capacità aFRR pagava €256k/MW/anno e l’FCR rappresentava una quota minore. La saturazione dei servizi ancillari ha iniziato a comprimere questi prezzi, con più batterie che si qualificano per il servizio.

Il trading energetico, day-ahead più intraday, ha rappresentato il 16% della composizione di giugno, per un valore di €37k/MW/anno. Un anno fa era solo il 6%. Con la compressione dei prezzi della capacità aFRR, la quota energetica è cresciuta da una piccola fetta a un quarto del totale.

L’intraday mostra ricavi netti negativi minimi, pari a -€0,6k/MW/anno. Poiché gran parte della capacità è riservata all’aFRR, l’intraday viene spesso usato per la ricarica o la gestione dello stato di carica dopo attivazioni positive aFRRE, il che significa che il ricavo totale da questo singolo mercato è basso e sostiene ricavi più elevati dalle attivazioni aFRRE.

La capacità aFRR ha guidato l’aumento mese su mese

L’aumento di €17k/MW/anno è stato dovuto quasi interamente alla capacità aFRR, salita di €34k/MW/anno. L’energia aFRR ha aggiunto €4k/MW/anno.

I ricavi day-ahead sono scesi mese su mese di €15k/MW/anno, a fronte dell’aumento dei prezzi ancillari. Anche la quota FCR è diminuita di €11k/MW/anno. Questo non riflette prezzi della capacità più bassi: la batteria ha semplicemente spostato la capacità dall’FCR all’aFRR, dove la scarsità di giugno ha pagato di più.

I prezzi FCR sono risaliti dopo il minimo invernale

si sono attestati in media a €24,2/MW/h a giugno, il massimo da giugno 2025. I prezzi hanno toccato il minimo a €6,8/MW/h a dicembre, poi sono risaliti in primavera. Questa ripresa si riflette sia nei prezzi che nei ricavi. L’aumento è dovuto in parte ai prezzi del gas più alti da marzo, in parte a migliori costi opportunità su altri mercati grazie agli spread wholesale più ampi in primavera. Sia la forte generazione solare che le rapide variazioni attorno ai picchi solari possono influenzare questo costo opportunità per tutti i generatori, aumentando il valore dei servizi ancillari basati sulla flessibilità.