Dal controllo di frequenza alla cannibalizzazione solare: tutti i meccanismi che determinano il valore delle batterie

Sintesi esecutiva

• La capacità delle batterie in Germania ha superato i 2 GW a metà 2025 e potrebbe superare i 3 GW entro fine anno, rendendola il mercato storage in più rapida crescita in Europa.
• Gli spread Day-Ahead sono aumentati da €30/MWh nel 2019 a €130/MWh nel 2024, spinti dalla cannibalizzazione solare che porta i prezzi di mezzogiorno in negativo.
• I ricavi dai servizi ancillari si stanno comprimendo con la crescita della partecipazione delle batterie; la composizione dei ricavi si sta spostando verso il trading all'ingrosso.
• Gli accordi di connessione flessibile possono ridurre i ricavi del 10-13% tramite limiti di import/export e limiti di ramp-rate, ma permettono un accesso più rapido alla rete.
• Un nuovo prodotto per l'inerzia dal 2026 offre €8-17k/MW/anno per batterie grid-forming, creando uno dei pochi segnali di ricavo localizzati in Germania.

1. Perché la Germania dovrebbe essere nel radar per lo storage a batteria?

La Germania è il più grande mercato elettrico d'Europa e il sistema a batteria in più rapida crescita. La capacità ha superato i 2 GW a metà 2025 e potrebbe superare i 3 GW entro fine anno. I livelli di toll in Germania sono più alti rispetto a molti altri Paesi, consentendo di ottenere debito a tassi più vantaggiosi per sostenere questa espansione.

Guida gratuita di Modo EnergyApplicare l’IA negli investimenti energetici e nella gestione degli assetStai cercando di capire come funzionano i mercati elettrici tedeschi? Un manuale pratico per usare strumenti di IA nei team di investimento e operativi, con consigli concreti e risparmia-tempo da applicare subito.Scarica la guida →

È anche uno dei mercati più difficili da modellare. Una sola zona di prezzo nasconde profondi colli di bottiglia regionali. Più livelli di bilanciamento si sovrappongono. Questi vincoli di rete hanno trasformato la gestione della congestione in un evento quotidiano.

Capire come si sovrappongono questi livelli definisce dove le batterie guadagnano, come operano e quanto velocemente il business si sposta dai servizi regolati ai mercati merchant.

La flotta BESS operativa in Germania ha raggiunto 2,5 GW entro la fine del 2025, con una durata media che passa da 1,4h a oltre 2h per i nuovi impianti.

2. Come si sovrappongono i mercati elettrici in Germania?

Una singola giornata comprende cinque chiusure di gate: FCR → aFRR → Day-Ahead → Intraday → Redispatch.

• FCR e aFRR pagano per il controllo di frequenza: la base ancillare prevedibile.
• Day-Ahead e Intraday premiano lo spostamento di energia: il potenziale merchant.
• Redispatch interviene quando la congestione di rete interrompe i segnali di prezzo.

Per le batterie tedesche, operare su tutti e cinque determina il valore di lungo periodo. Gli ancillari garantiscono l’accesso. Il trading all’ingrosso determina i ritorni. Redispatch e regole di rete decidono chi può fornire.

3. Come funziona il mercato Day-Ahead in Germania?

I prezzi vengono fissati in 96 blocchi da quindici minuti alle 12:00 CET tramite un'unica asta. Tutti i generatori, le unità di domanda, lo storage e i flussi degli interconnector coordinano i loro programmi e fissano i prezzi per bilanciare domanda e offerta.

​Il Day-Ahead definisce il piano di stato di carica che gli operatori perfezionano tramite Intraday e ancillari.

Con la trasformazione della generazione tramite solare ed eolico, gli spread tra le ore più costose e quelle più economiche sono passati da €30/MWh nel 2019 a €130/MWh nel 2024. Le batterie puntano su queste differenze: si caricano nei minimi di mezzogiorno, scaricano nei picchi serali.

Secondo l’analisi Modo Energy, gli spread Day-Ahead tedeschi sono quadruplicati tra 2019 e 2024, con oltre 100 GW di solare che hanno portato i prezzi di mezzogiorno in negativo.

4. Perché il mercato Intraday in Germania è così volatile?

Dopo la chiusura del Day-Ahead, generatori e acquirenti devono ancora bilanciare domanda e offerta in tempo reale. L’intraday tedesco è il mercato più liquido d’Europa: ogni giorno vengono conclusi oltre un milione di scambi su 96 finestre di consegna.

Il trading continuo prosegue fino a cinque minuti prima della consegna. La liquidità raggiunge il picco nell’ultima mezz’ora, quando i partecipanti chiudono le posizioni per evitare penali di sbilanciamento.

Oltre la metà delle giornate di trading del 2025 ha visto almeno una transazione sopra i €1.000/MWh. Gli operatori combinano dispacciamento fisico con churn non fisico, rivendendo posizioni mentre i prezzi cambiano.

L’Intraday ora rappresenta una quota importante dei ricavi per le batterie tedesche, ma la concorrenza merchant sta crescendo rapidamente.

5. Cos’è il Redispatch e come influisce sulle batterie?

Quando la rete non riesce a trasportare energia nonostante l’equilibrio commerciale, Redispatch 2.0 conferisce ai TSO e DSO l’autorità di modificare i programmi.

I costi del Redispatch in Germania hanno raggiunto 2,8 miliardi di euro nel 2024, quindici volte tanto in dieci anni. Ogni unità sopra i 100 kW deve adeguarsi.

Il compenso segue la logica del pompaggio idroelettrico, raramente riflettendo il reale comportamento delle batterie. Lo storage resta sottoutilizzato nonostante il suo potenziale per ridurre i costi di congestione. Tuttavia, la limitazione potrebbe interrompere i programmi delle batterie, rappresentando un rischio operativo importante.

6. Come funzionano i ricavi FCR e aFRR per le batterie tedesche?

La Germania è il punto di riferimento per due grandi mercati europei di frequenza.

FCR: ~3 GW acquistati ogni giorno nell’area continentale, ~570 MW per la Germania. Attivazione completa entro 30 secondi.

aFRR: ~2 GW di capacità, €400 milioni di spesa TSO nel 2024. Attivazione completata in cinque minuti.

Le batterie dominano entrambi i mercati per precisione e velocità. Ma l’aumento della partecipazione ha compresso i margini. Gli ancillari restano la porta d’ingresso; il maggiore potenziale ora è nell’ottimizzazione merchant.

Secondo l’analisi Modo Energy, la qualificazione delle batterie tedesche ha raggiunto ~550 MW in aFRR e ~800 MW in FCR rispetto a ~570 MW acquistati.

7. Cos’è il nuovo mercato dell’inerzia in Germania e quanto possono guadagnare le batterie?

Dall’inizio del 2026, i TSO acquistano inerzia tramite un prodotto a prezzo fisso e solo per disponibilità. Gli inverter grid-forming emulano l’inerzia rotazionale in millisecondi, stabilizzando la frequenza.

Economia:

• Ricavo aggiuntivo: €8-17k/MW/anno oltre ai ricavi di mercato
• Aumento CapEx: fino al 5% per inverter grid-forming
• Requisito energetico: minimo (0,035% di una batteria da 1 ora)

Scala: La Germania avrà bisogno di ~30 GW di batterie idonee all’inerzia entro il 2027, che saliranno a 72 GW entro il 2037.

La posizione conta: I TSO possono rifiutare offerte una volta soddisfatti i bisogni regionali. Le maggiori opportunità: nord-ovest della Germania (linee DC eoliche offshore) e nord della Baviera (alto solare, vicino a linee di guasto di sistema-split).

8. Come influenzano i Flexible Connection Agreements i ricavi delle batterie in Germania?

Gli FCA scambiano diritti di rete fissi per un accesso più rapido. I ricavi calano quando il dispacciamento è limitato.

Tre tipi di restrizioni:

1. Limiti di import/export: Secondo i modelli Modo Energy, una batteria da 75 MW, 2 ore, con COD 2028 perde il 13% dei ricavi medi.
2. Limiti di ramp-rate: Un ramp di 15 minuti taglia i ricavi di oltre il 10%. Un ramp di 5 minuti costa ~5%.
3. Restrizioni ancillari: Senza eccezioni, i limiti di ramp riducono la partecipazione aFRR (gli asset devono raggiungere la potenza in 5 minuti).

La durata conta: Le batterie da 1 ora perdono 1,4pp di IRR passando da 5 a 15 minuti di ramp. Quelle da 4 ore perdono solo 0,7pp.

Gli FCA stanno diventando standard nelle negoziazioni di connessione in Germania. Capire il loro impatto su dispatch e IRR è essenziale per i finanziatori.

9. Dove conviene costruire una batteria in Germania?

Non esistono segnali di prezzo localizzati. Ogni asset affronta lo stesso prezzo all’ingrosso. Ma costi e accesso variano molto.

Secondo l’analisi Modo Energy:

• Tariffe BKZ: fino all’80% più basse al nord
• Costo dei terreni: fino al 90% più basso al nord e all’est
• Coda di connessione: supera i 500 GW

L’accesso alla rete è il vero vincolo. Gli sviluppatori si concentrano su quali DSO processano più velocemente, quali regioni hanno capacità residua e come le regole di redispatch trattano lo storage.

Le ultime proposte per tariffe di rete localizzate e dinamiche potrebbero aumentare le differenze dal 2029, ma le batterie costruite prima di allora probabilmente saranno esentate.

10. Conviene co-localizzare una batteria in Germania?

La Germania ha un problema solare: oltre 100 GW di FV, ma la domanda estiva raramente supera i 60 GW. Nei giorni soleggiati la rete si satura, i prezzi Day-Ahead crollano e il capture rate solare è sceso dal 98% nel 2022 al 54% nel 2025.

Per gli sviluppatori solari, il merchant solare è sempre più difficile da finanziare e i prezzi strike delle aste EEG sono in calo.

Le batterie sono la soluzione. La co-locazione è la via più rapida per installarle.

• Co-localizzare una batteria offre vantaggi per CapEx e accesso alla rete. Una batteria verde (che non si carica dalla rete) spesso può saltare la coda di connessione, ottenendo accesso immediato.
• Ma la configurazione conta: le batterie verdi sono molto limitate nell’operatività, riducendo il loro IRR rispetto a una batteria grigia che può caricarsi dalla rete.
• Esiste un incentivo per le nuove batterie verdi: con i bandi Innovazione, la combinazione solare-storage entra in un CfD unilaterale che rende l’IRR interessante per gli investimenti.

11. Quali prospettive per i ricavi delle batterie in Germania?

I ricavi ancillari erano la base del business case delle batterie tedesche. Ora saturazione e concorrenza spingono verso il multi-mercato.

• I ritorni FCR e aFRR stanno calando con l’aumento della partecipazione. I margini si comprimeranno rapidamente e l’ingresso non garantisce più forti ritorni. Ma un maggiore focus sul trading all’ingrosso, con batterie di durata maggiore, promette ancora ricavi interessanti.
• Dopo il 2029, le nuove tariffe di rete incideranno sull’IRR dei progetti. Terminata l’esenzione, le batterie dovranno sottostare a un nuovo sistema di tariffe di rete che potrebbe ridurre gli IRR, ma aumentare il valore localizzato e aggiungere un ulteriore livello di complessità ai modelli di ottimizzazione.
• Un capacity market potrebbe riequilibrare la struttura dei ricavi. La Germania prevede di finalizzare un capacity market entro il 2027, con avvio nel 2031, che aumenterebbe la prevedibilità dei ricavi per le batterie. Ma il design dettagliato e i fattori di de-rating non sono ancora stati annunciati.

Tutti gli scenari di ricavo presentano tre grandi rischi, che le previsioni devono considerare:

1. La crescita della domanda potrebbe deludere. Molte previsioni ipotizzano elettrificazione e domanda flessibile in crescita, come idrogeno o data center. Se ciò non avverrà, volatilità e spread potrebbero ridursi.
2. Il gas resta il prezzo di riferimento. I ricavi merchant dipendono dai picchi di prezzo, ancora legati al gas. Se il gas cala, le batterie ne risentiranno direttamente.
3. L’overbuild potrebbe ridurre drasticamente le opportunità. Se gli sviluppatori cercheranno di connettere le batterie prima del 2029 e la diffusione continuerà a ritmi elevatissimi, la saturazione merchant potrebbe cannibalizzare i ricavi delle batterie.