​Una batteria teorica da due ore, senza vincoli operativi, in Germania avrebbe potuto guadagnare 149.000 €/MW/anno a ottobre 2026. Si tratta di un calo del 33% rispetto ai 223.000 €/MW/anno di settembre, nonché del livello più basso da febbraio. A determinare la maggior parte della flessione è stata la diminuzione dei ricavi dalla capacità aFRR. I ricavi sono stati inoltre inferiori del 49% rispetto a ottobre 2025, quando la capacità aFRR era remunerata circa tre volte tanto.

Il calo è in gran parte stagionale: a ottobre il sistema è passato da una configurazione dominata dal solare a una dominata dall’eolico. La produzione solare è diminuita del 42% rispetto a settembre, facendo scomparire i minimi giornalieri di mezzogiorno che avevano generato ricavi per le batterie durante tutta l’estate. Ora sono invece le fasi ventose a determinare i prezzi, e durano giorni anziché ore. Una batteria da due ore compie cicli giornalieri, quindi non può guadagnare altrettanto da oscillazioni dei prezzi che si sviluppano nell’arco di una settimana.

È interessante notare che tutto questo è avvenuto mentre i prezzi del gas continuavano a salire. A ottobre il TTF front-month ha registrato una media di 87 €/MWh, il 14% in più rispetto ai 76 €/MWh di settembre. Un gas più caro dovrebbe far aumentare sia gli spread sia i prezzi dei servizi ancillari. Non è successo né l’uno né l’altro: l’eolico spiega l’andamento degli spread, mentre la crescita del parco batterie spiega i prezzi dei servizi ancillari.

Punti chiave

• Una batteria teorica da due ore avrebbe potuto guadagnare 149.000 €/MW/anno a ottobre, il 33% in meno rispetto a settembre e il 49% in meno rispetto ai 294.000 €/MW/anno di ottobre 2025.
• I ricavi dalla capacità aFRR sono diminuiti di 39.000 €/MW/anno su base mensile, rappresentando il principale fattore del calo. I prezzi dell’aFRR-down sono scesi del 56% a 6,9 €/MW/h, con la riduzione del surplus solare a mezzogiorno.
• I ricavi FCR si sono quasi dimezzati, a 18.000 €/MW/anno, mentre i prezzi FCR sono calati del 30% a 15,7 €/MW/h, tornando ai livelli di un anno fa.
• Gli spread TB2 sul mercato del giorno prima si sono ridotti del 31% a 152 €/MWh, nonostante il gas TTF sia aumentato del 14%, raggiungendo una media di 87 €/MWh. Le fasi ventose di più giorni hanno spinto i prezzi al ribasso per periodi prolungati, un andamento che una batteria con cicli giornalieri non può sfruttare.
• I prezzi dell’aFRR-up nella fascia 16:00–20:00 sono scesi del 57% su base annua, nonostante il gas più caro. I volumi approvvigionati sono rimasti stabili: più batterie si sono quindi contese la stessa riserva.
• Il trading energetico ha rappresentato il 37% dei ricavi complessivi, rispetto al 32% di settembre e all’1% di un anno fa, perché i ricavi dai servizi ancillari sono diminuiti più rapidamente.

Ricavi a 149.000 €/MW/anno, il livello più basso da febbraio

La capacità aFRR è rimasta la principale fonte di ricavi, con 78.000 €/MW/anno. È seguita dal trading sul mercato del giorno prima, con 47.000 €/MW/anno, e dalla FCR, con 18.000 €/MW/anno. L’intraday ha aggiunto 7.000 €/MW/anno.

La composizione dei ricavi è però molto diversa rispetto a un anno fa. A ottobre 2025, la capacità aFRR aveva generato quasi tutti i 294.000 €/MW/anno complessivi. A ottobre di quest’anno, il mercato del giorno prima e l’intraday hanno contribuito insieme per il 37%. Questo cambiamento riflette la compressione dei prezzi dei servizi ancillari, con un numero crescente di batterie che ottiene la prequalifica, compensata da ricavi più elevati sui mercati all’ingrosso dell’energia.

La capacità aFRR e la FCR hanno determinato il calo mensile

Da settembre a ottobre i ricavi sono diminuiti in tutti i mercati; i cali più consistenti hanno riguardato la capacità aFRR (circa 40.000 €/MW/anno) e la FCR (20.000 €/MW/anno).

Gran parte della perdita di ricavi dalla capacità aFRR è riconducibile alla componente a scendere. I ricavi dalla capacità aFRR-down si sono quasi dimezzati, passando da 62.000 a 32.000 €/MW/anno. L’aFRR-up ha invece tenuto meglio, con una flessione del 16% a 46.000 €/MW/anno.