​Una batteria da due ore in Germania avrebbe potuto guadagnare 230.000 €/MW/anno a giugno 2026. Si tratta di un aumento del 4% rispetto ai 221.000 €/MW/anno di maggio. L’aumento è stato trainato dai prezzi più alti della capacità aFRR. Tuttavia, i ricavi restano ancora inferiori del 20% rispetto a giugno 2025, quando la capacità aFRR era molto più remunerativa.

Un’ondata di caldo a fine giugno e il crollo della produzione eolica hanno cambiato il mese. La domanda di aria condizionata ha impedito ai prezzi di mezzogiorno di scendere ai minimi, ma quando la produzione 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 contemporaneamente. Rispetto a maggio, i prezzi di mezzogiorno non sono andati così tanto in negativo, ma quelli serali sono aumentati, mantenendo alti gli spread.

Punti chiave

• Una batteria da due ore senza vincoli avrebbe potuto guadagnare 230.000 €/MW/anno a giugno, +4% rispetto a maggio ma -20% rispetto ai 287.000 €/MW/anno di giugno 2025.
• La capacità aFRR ha aggiunto 34.000 €/MW/anno mese su mese, con prezzi aFRR-up aumentati del 58% fino a 15,7 €/MW/h. È stato il principale motore del mese.
• I ricavi FCR sono scesi di 11.000 €/MW/anno anche se i prezzi FCR hanno raggiunto un massimo di lungo periodo di 24,2 €/MW/h. Il benchmark riflette l’opportunità ancora maggiore nella capacità aFRR, soprattutto durante il picco serale.
• La bassa produzione eolica serale ha generato scarsità su entrambi i mercati. I prezzi day-ahead serali sono raddoppiati nella seconda metà del mese e l’aFRR-up ha superato i 48 €/MW/h nel blocco delle 20:00.
• Gli spread day-ahead e intraday hanno raggiunto i massimi da 13 mesi, rispettivamente a 210 €/MWh e 220 €/MWh.

I ricavi sono saliti a 230.000 €/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 166.000 €/MW/anno, divisi tra 92.000 € per il down e 74.000 € per l’up. L’arbitraggio day-ahead ha contribuito con 37.900 €/MW/anno, in calo mese su mese a causa dell’aumento dei prezzi dei servizi ancillari. L’FCR ha aggiunto 22.400 €/MW/anno, con il resto proveniente da energia intraday e aFRR.

Un anno prima, la composizione era molto diversa. Nel giugno 2025, la sola capacità aFRR pagava 256.000 €/MW/anno e l’FCR era una parte minore. La saturazione dei servizi ancillari ha iniziato a comprimere quei prezzi, poiché più batterie si qualificano per il servizio.

Il trading energetico, day-ahead più intraday, ha rappresentato il 16% del totale di giugno, pari a 37.000 €/MW/anno. Un anno fa era solo il 6%. Con la compressione dei prezzi della capacità aFRR, l’energia è cresciuta da una piccola parte fino a un quarto del totale.

L’intraday mostra ricavi netti minimi e negativi, a -600 €/MW/anno. Poiché gran parte della capacità è riservata all’aFRR, l’intraday viene spesso utilizzato per la ricarica/gestione dello stato di carica dopo attivazioni positive aFRR, il che significa che il ricavo totale da questo singolo mercato è basso in confronto e sostiene ricavi più alti dall’attivazione aFRR.

La capacità aFRR ha trainato la crescita mensile

L’aumento di 17.000 €/MW/anno è arrivato quasi interamente dalla capacità aFRR, cresciuta di 34.000 €/MW/anno. L’energia aFRR ha aggiunto 4.000 €/MW/anno.

I ricavi day-ahead sono diminuiti mese su mese di 15.000 €/MW/anno a causa dell’aumento dei prezzi dei servizi ancillari. Anche la quota FCR si è ridotta, scendendo di 11.000 €/MW/anno. Questo non rappresenta un calo dei prezzi di capacità, ma semplicemente la batteria ha spostato 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 valore più alto da giugno 2025. I prezzi sono scesi fino a 6,8 €/MW/h a dicembre, per poi risalire in primavera. La ripresa si riflette sia nei prezzi che nei ricavi. Questo aumento è stato in parte una reazione ai prezzi del gas più alti da marzo e in parte ai migliori costi opportunità in altri mercati, dato che gli spread all’ingrosso si sono ampliati in primavera. Sia la forte produzione solare che i rapidi ramp-up intorno ai picchi solari possono influenzare questo costo opportunità per tutti i generatori, facendo crescere il valore dei servizi ancillari basati sulla flessibilità.