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 oltrepassare i 3 GW entro fine anno, rendendola il mercato di storage in più rapida crescita d’Europa.
• Gli spread Day-Ahead sono aumentati da 30 €/MWh nel 2019 a 130 €/MWh nel 2024, spinti dalla cannibalizzazione solare che ha portato i prezzi di mezzogiorno in negativo.
• I ricavi ancillari si stanno comprimendo con la crescita della partecipazione delle batterie; lo stack dei ricavi si sta spostando verso il trading all’ingrosso.
• I Flexible Connection Agreements possono ridurre i ricavi del 10-13% tramite limiti di import/export e di rampa, ma permettono un accesso più rapido alla rete.
• Un nuovo prodotto inerziale dal 2026 offre 8-17k €/MW/anno per batterie grid-forming, creando uno dei pochi segnali di ricavo localizzati in Germania.

1. Perché dovresti tenere d’occhio la Germania per lo storage a batteria?

La Germania è il più grande mercato elettrico europeo 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.

È anche uno dei mercati più complessi da modellare. Un'unica 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.

Comprendere come questi livelli si combinano definisce dove le batterie generano ricavi, come operano nel trading e quanto velocemente il business passa dai servizi regolamentati ai mercati merchant.

La flotta operativa di BESS in Germania ha raggiunto 2,5 GW a fine 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 copre cinque chiusure di mercato: FCR → aFRR → Day-Ahead → Intraday → Redispatch.

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

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

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

I prezzi vengono determinati in 96 blocchi da quindici minuti alle 12:00 CET tramite un’unica asta. Tutti i generatori, le unità di domanda, gli storage e i flussi di interconnessione coordinano i propri programmi e fissano i prezzi per bilanciare domanda e offerta.

​Il Day-Ahead stabilisce il piano di stato di carica che gli operatori raffinano tramite Intraday e servizi ancillari.

Con la crescita di solare ed eolico, gli spread tra le ore a prezzo massimo e minimo sono aumentati 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 di Modo Energy, gli spread Day-Ahead in Germania sono quadruplicati tra il 2019 e il 2024, mentre oltre 100 GW di solare hanno portato i prezzi di mezzogiorno in negativo.

4. Perché il mercato Intraday tedesco è così volatile?

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

Il trading continuo si svolge fino a cinque minuti prima della consegna. La liquidità raggiunge il picco nell’ultima mezz’ora, quando i partecipanti chiudono le posizioni per evitare penalità da 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 e churn non fisico, rivendendo le posizioni al variare dei prezzi.

L’Intraday ora rappresenta una quota importante dei ricavi delle batterie tedesche, ma la concorrenza merchant cresce rapidamente.

5. Cos’è il Redispatch e come influenza le batterie?

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

I costi di redispatch in Germania hanno raggiunto i 2,8 miliardi di euro nel 2024, quindici volte di più rispetto a dieci anni fa. Ogni unità sopra i 100 kW deve adeguarsi.

La compensazione segue la logica del pompaggio idroelettrico, riflettendo raramente il comportamento reale delle batterie. Lo storage rimane sottoutilizzato nonostante il potenziale di ridurre i costi di congestione. Tuttavia, i tagli potrebbero 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 fulcro di due grandi mercati europei della frequenza.

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

aFRR: ~2 GW di capacità, 400 milioni di euro spesi dai TSO nel 2024. Attivazione completata in cinque minuti.

Le batterie dominano entrambi i mercati per precisione e velocità. Ma la crescita della partecipazione ha ridotto i margini. Gli ancillari restano il punto di ingresso; il maggiore potenziale ora è nell’ottimizzazione merchant all’ingrosso.

Secondo l’analisi di Modo Energy, la qualificazione delle batterie tedesche ha raggiunto ~550 MW in aFRR e ~800 MW in FCR rispetto ai ~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 hanno iniziato ad acquistare inerzia tramite un prodotto a prezzo fisso basato solo sulla disponibilità. Gli inverter grid-forming emulano l’inerzia rotazionale in millisecondi, stabilizzando la frequenza.

Economia:

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

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

La posizione conta: I TSO possono rifiutare offerte una volta soddisfatte le esigenze regionali. Le maggiori opportunità sono nel nord-ovest della Germania (linee DC eoliche offshore) e nella Franconia settentrionale (alto solare, vicino a linee di guasto di sistema).

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

Gli FCA scambiano diritti di rete fissi con un accesso più rapido. I ricavi diminuiscono quando il dispacciamento è vincolato.

Tre tipi di restrizioni:

1. Limiti di import/export: Secondo la modellazione di Modo Energy, una batteria da 2 ore e 75 MW con COD 2028 perde il 13% dei ricavi medi.
2. Limiti di rampa: Una rampa di 15 minuti riduce i ricavi vitalizi di oltre il 10%. Una rampa di 5 minuti costa circa il 5%.
3. Restrizioni ancillari: Senza eccezioni, i limiti di rampa riducono la partecipazione aFRR (gli asset devono raggiungere la potenza entro 5 minuti).

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

Gli FCA stanno diventando lo standard nelle trattative di connessione in Germania. Comprendere il loro impatto su dispacciamento 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 di Modo Energy:

• Tariffe BKZ: fino all’80% più basse al nord
• Costo del terreno: 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 disponibile e come le regole di redispatch trattano lo storage.

Le ultime proposte per tariffe di rete localizzate e dinamiche potrebbero aumentare le differenze territoriali dal 2029, ma le batterie costruite prima potrebbero essere 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 riempie, i prezzi Day-Ahead crollano e il capture rate del solare è sceso dal 98% nel 2022 al 54% nel 2025.

Per gli sviluppatori solari, il merchant solar è sempre più difficile da finanziare e i prezzi strike delle aste EEG stanno diminuendo.

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

• Co-localizzare una batteria offre vantaggi su CapEx e accesso alla rete. Una batteria verde (che non si carica dalla rete) può spesso saltare la coda di connessione, accedendo subito alla rete.
• Ma la configurazione conta: le batterie verdi sono molto limitate nelle operazioni, abbassando il loro IRR rispetto a una batteria grigia che può caricarsi dalla rete.
• Esiste un incentivo per le nuove batterie verdi: con i bandi Innovation, la combinazione solare-storage entra in un CfD unilaterale che porta l’IRR in area investibile.

11. Qual è la prospettiva sui ricavi delle batterie in Germania?

I ricavi ancillari erano il pilastro per le batterie tedesche. Ora saturazione e concorrenza spingono verso il trading multi-mercato.

• I rendimenti FCR e aFRR sono in calo con la crescita della partecipazione. I margini si comprimeranno rapidamente e l’ingresso non garantisce più rendimenti elevati. Ma una maggiore attenzione al trading all’ingrosso, con batterie di maggiore durata, promette ancora ricavi interessanti.
• Dopo il 2029, le nuove tariffe di rete incideranno sull’IRR dei progetti. Quando finirà l’esenzione, le batterie dovranno sottostare a un nuovo sistema di tariffe che potrebbe ridurre l’IRR, ma aumentare il valore locazionale e aggiungere complessità ai modelli di ottimizzazione.
• Un capacity market potrebbe riequilibrare il mix. La Germania punta a finalizzare un capacity market entro il 2027, con avvio nel 2031, aumentando la stabilità dei ricavi per le batterie. Ma il design specifico e gli eventuali fattori di de-rating non sono ancora noti.

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

1. La crescita della domanda potrebbe deludere. Molte previsioni ipotizzano più elettrificazione e domanda flessibile, come idrogeno o data center. Se la crescita rallenta, volatilità e spread potrebbero ridursi.
2. Il gas resta il price-setter. 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 schiacciare le opportunità. Se gli sviluppatori cercano di collegare le batterie prima del 2029 e la diffusione continua a ritmo sostenuto, la saturazione all’ingrosso potrebbe cannibalizzare i ricavi delle batterie.