Germania: Il più grande mercato merchant d’Europa – ma perché gli investimenti non arrivano?
Germania: Il più grande mercato merchant d’Europa – ma perché gli investimenti non arrivano?
I ricavi delle batterie in Germania sono tra i più alti d’Europa. Gli spread del mercato day-ahead sono ampi. I mercati intraday sono volatili. I servizi ancillari pagano ancora bene. E nuovi redditi fissi sono all’orizzonte.
Allora perché non si costruiscono più batterie?
Il mercato tedesco è complesso per scelta, con quattro Transmission System Operator (TSO), 900 Distribution System Operator (DSO) e un labirinto di regole di connessione, permessi e tariffe di rete locali. Se aggiungiamo l’incertezza normativa, il capitale resta cauto.
In questo articolo analizziamo dove si guadagna oggi, perché la Germania ha bisogno di più batterie e perché è stato difficile sbloccare gli investimenti.
L’opportunità: Un caso merchant di livello mondiale con ricavi fissi in arrivo
Entro il 2045, l’85% della capacità energetica tedesca dovrebbe essere rinnovabile. La transizione energetica ha generato due principali opportunità di ricavo per le batterie:
Trading merchant: nei mercati day-ahead e intraday
Servizi ancillari: nella riserva di contenimento di frequenza (FCR) e nella riserva automatica di ripristino della frequenza (aFRR).
L’ottimizzazione incrociata tra trading merchant e servizi ancillari ha già portato a ricavi fino a €200.000/MW/anno nel 2024, secondo i backtest di Modo Energy.
Oggi i rendimenti sono fortemente merchant. Ma i pagamenti per l’inerzia iniziano nel 2026 – e un mercato della capacità nazionale potrebbe portare ricavi fissi già dal 2028.
Partiamo da come le batterie guadagnano oggi.
La composizione dei ricavi oggi: Come guadagnano le batterie tedesche
Day-ahead: Più solare = spread più ampi
La Germania ha oltre 100 GW di solare – e solo 80 GW di domanda di picco.
I prezzi crollano quando il solare aumenta, spesso diventando negativi verso mezzogiorno.
Quando il solare cala, entra in gioco il gas – soprattutto con il carbone (30 GW) in chiusura progressiva e il nucleare fuori servizio dal 2023.
I picchi di prezzo serali restano elevati, soprattutto durante la Dunkelflaute (bassa produzione rinnovabile, alto carico residuo).
Questa oscillazione genera gli spread day-ahead più ampi tra i principali mercati europei.
Gli spread TBn misurano la differenza tra le ‘n’ ore più alte e le ‘n’ più basse di ogni giorno.
L’ampiezza del solare crea periodi sempre più lunghi di prezzi bassi a mezzogiorno – aprendo nuove opportunità di trading multi-orario.
Le batterie a lunga durata non sono ancora arrivate – ma i segnali di prezzo sono chiari per gli sviluppatori disposti a rischiare sul CAPEX.
Intraday: L’errore di previsione genera volatilità
Il mercato intraday continuo in Germania consente di negoziare fino a 5 minuti prima della consegna, in blocchi di 15 minuti.
Senza un Balancing Mechanism centrale, i partecipanti devono correggersi autonomamente sul mercato intraday per evitare penali di sbilanciamento.
In estate, gli errori di previsione del solare aumentano la volatilità dei prezzi.
Le batterie sfruttano questa volatilità – cambiando posizione più volte durante la finestra di trading intraday.
Con l’ingresso di più batterie nel mercato intraday, solo gli operatori con i migliori algoritmi e strumenti di previsione resteranno competitivi.
Servizi ancillari: Ricavi forti oggi – ma emergono segnali di saturazione
Gli ancillari rappresentano ancora oltre il 50% dei ricavi. Ma ora i prezzi dipendono da quando le batterie passano dal merchant allo standby – non solo dal fabbisogno di sistema.
La tabella mostra i due mercati di risposta in frequenza in cui operano le batterie.
FCR: Le batterie fissano il prezzo minimo
L’offerta di batterie supera già la domanda FCR (~800 MW prequalificati contro ~570 MW richiesti).
I prezzi restano forti in estate quando le batterie saltano la FCR e usano tutta la loro disponibilità per inseguire i profondi spread del mercato all’ingrosso.
In inverno, più batterie tornano sulla FCR e i prezzi si ammorbidiscono.
aFRR: Ancora redditizia – ma segue lo stesso schema
aFRR offre più margine (~330 MW prequalificati contro ~2 GW richiesti) – ma le dinamiche di switching sono già visibili.
I prezzi aFRR negativi seguono lo stesso andamento stagionale della FCR.
I prezzi aFRR positivi riflettono anch’essi il costo opportunità delle batterie.
- I prezzi scendono a mezzogiorno, quando le batterie possono guadagnare caricandosi a prezzi negativi e scaricando in aFRR (catturando lo spread).
- I prezzi salgono più tardi, quando i prezzi all’ingrosso raggiungono il picco, le opportunità di scarica aumentano e lo stato di carica si restringe.
Ogni MW di storage aggiunto aumenta la concorrenza su tutti i mercati.
Con la crescita del parco batterie, la formazione dei prezzi tra FCR e aFRR tenderà verso il costo opportunità – premiando gli operatori più abili nello spostare la capacità.
Come le batterie ottimizzano i ricavi tra i mercati
In Germania, le batterie non scelgono una sola strategia di ricavo.
Gli operatori valutano spread, prezzi ancillari, stato di carica e degrado per massimizzare il margine.
La sequenza è tutto
Il successo dipende non solo dai prezzi di mercato, ma dal saper sequenziare correttamente le posizioni tra mercati che si sovrappongono.
Una giornata tipo potrebbe essere così:
Con più batterie che inseguono gli stessi segnali, la capacità di ottimizzazione diventa il vero fattore distintivo.
Ricavi fissi futuri: Quando arriveranno?
Il caso merchant è forte – ma il capitale resta cauto. Senza ricavi fissi, i progetti hanno costi di capitale più alti e una leva del debito limitata.
Due potenziali stabilizzatori dei ricavi stanno emergendo.
Pagamenti per l’inerzia: Una nuova fonte di ricavo contrattualizzato per batterie grid-forming
Dal 2026 i TSO contratteranno l’inerzia tramite accordi pluriennali.
Le batterie che rispettano gli standard grid-forming – e mantengono il 90% di disponibilità – possono accedere a pagamenti premium.
La maggior parte dei produttori ora offre la funzione grid-forming con un CAPEX marginale aggiuntivo, rendendo questo upgrade a basso costo per garantirsi ricavi contrattualizzati di lungo termine.
Il valore totale è modesto – ma per i finanziatori, i ricavi fissi migliorano la bancabilità.
Mercato della capacità: Più rilevante, ma la struttura resta incerta
La Germania sta progettando un mercato nazionale della capacità per garantire fornitura stabile man mano che carbone e nucleare escono di scena.
Nel frattempo, potrebbero essere acquistati fino a 20 GW di nuovo gas – con sostegno pubblico. I rischi:
- Prezzi di scarsità ridotti e spread merchant più ristretti.
- Batterie spinte verso i mercati ancillari
- Flussi di capitale dirottati sul gas, limitando lo sviluppo dello storage e aumentando i costi di sistema nel lungo termine.
La progettazione del capacity market sarà decisiva per i BESS:
Se ben progettato: lo storage potrà garantirsi ricavi stabili di lungo termine, supportare l’adeguatezza del sistema e attrarre finanziamenti a debito.
Se progettato male: il gas potrebbe dominare i pagamenti di capacità grazie a un de-rating favorevole, bloccando costi più alti per i consumatori.
Perché il sistema ha bisogno di più BESS – e non può aspettare
La necessità di flessibilità della Germania cresce con l’aumentare delle rinnovabili
L’attuale stack di flessibilità può aiutare – ma ha dei limiti:
Gas e carbone garantiscono la fornitura, ma non tagliano la CO₂.
Nessuna di queste soluzioni riduce pienamente i costi di sistema o supporta la decarbonizzazione come lo storage a batteria.
Uno studio di Frontier Economics del 2024 stima che i BESS su larga scala potrebbero:
- Risparmiare 12 miliardi di euro di costi di sistema entro il 2050
- Tagliare 6,2 MtCO₂ entro il 2030
- Sostituire fino a 9 GW di nuovo gas
Collo di bottiglia negli investimenti: perché il capitale non si muove (ancora)
Il bisogno di sistema è chiaro. I ricavi sono forti. I redditi fissi stanno arrivando – ma i progetti avanzano lentamente.
Perché?
Il mercato tedesco è complesso per scelta:
- Quattro TSO con regole di connessione e prequalifica differenti
- Oltre 900 DSO con processi di autorizzazione frammentati
- Coda di connessione alla rete affollata con date non vincolanti e capacità limitata
- Tariffe di connessione BKZ fino a 100.000 €/MW, con incertezze legali ancora irrisolte – aggiungendo rischio di capitale alle decisioni di localizzazione.
Il risultato? Un sistema burocratico che lascia gli investitori a navigare tra strati di rischio normativo.
Ma chi saprà orientarsi avrà grandi ritorni.
La Germania oggi ricorda la Gran Bretagna del 2019 – quando le batterie merchant stavano appena dimostrando il loro valore. Chi aspetta condizioni perfette vedrà altri incassare rendimenti a doppia cifra.
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