Dalla regolazione 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 storage in più rapida crescita d’Europa.
• Gli spread Day-Ahead sono passati 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 dai servizi ancillari si stanno riducendo con l’aumento della partecipazione delle batterie; lo stack 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 di rampa, ma consentono un accesso più rapido alla rete.
• Un nuovo prodotto d’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 tuo 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 sono più alti in Germania rispetto a molti altri Paesi, consentendo di sbloccare debito a tassi più vantaggiosi per sostenere questa crescita.

È anche uno dei mercati più complessi da modellare. Una singola zona di prezzo nasconde forti colli di bottiglia regionali. Vari livelli di bilanciamento si sovrappongono. Questi vincoli di rete hanno reso la gestione della congestione un evento quotidiano.

Comprendere come questi livelli si accumulano definisce dove le batterie guadagnano, come operano e quanto rapidamente il business case si sposta dai servizi regolamentati ai mercati merchant.

La flotta operativa di BESS in Germania ha raggiunto 2,5 GW a fine 2025, con la durata media in aumento da 1,4h verso oltre 2h per i nuovi impianti.

2. Come si stratificano 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 prevedibile dei servizi ancillari.
• Day-Ahead e Intraday premiano lo spostamento di energia: il potenziale upside merchant.
• Il Redispatch interviene quando la congestione di rete interrompe 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 determina i rendimenti. Redispatch e regole di rete decidono chi può effettivamente fornire.

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

I prezzi vengono formati 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 sugli interconnector coordinano i propri programmi e fissano i prezzi per equilibrare domanda e offerta.

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

Con la crescita di solare ed eolico, gli spread tra le ore più alte e più basse di prezzo sono passati da €30/MWh nel 2019 a €130/MWh nel 2024. Le batterie puntano su queste differenze: si caricano ai minimi di mezzogiorno, scaricano nei picchi serali.

Secondo le analisi di Modo Energy, gli spread Day-Ahead in Germania si sono quadruplicati tra il 2019 e il 2024 mentre oltre 100 GW di solare hanno spinto i prezzi di mezzogiorno in negativo.

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

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

In oltre metà delle giornate di trading del 2025 si è registrata almeno una transazione sopra i €1.000/MWh. Gli operatori combinano dispacci fisici con churn non fisico, rivendendo posizioni al variare dei prezzi.

L’intraday ora rappresenta una quota significativa dei ricavi delle batterie in Germania, ma la concorrenza merchant cresce rapidamente.

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

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

I costi del Redispatch in Germania hanno raggiunto i €2,8 miliardi nel 2024, quindici volte più di dieci anni fa. Tutte le unità sopra i 100 kW devono conformarsi.

La compensazione segue la logica del pompaggio idroelettrico, riflettendo raramente il comportamento reale delle batterie. Lo storage resta poco sfruttato nonostante il potenziale di riduzione dei costi di congestione. Tuttavia, i tagli possono 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 di frequenza europei.

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

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

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

Secondo le analisi di Modo Energy, la qualificazione delle batterie tedesche ha raggiunto ~550 MW in aFRR e ~800 MW in FCR contro ~570 MW approvvigionati.

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 basato solo sulla 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 l’inverter grid-forming
• Requisito energetico: minimo (0,035% di una batteria da 1 ora)

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

La posizione conta: I TSO possono rifiutare offerte una volta soddisfatte le esigenze 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).

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 calano quando il dispacciamento è limitato.

Tre tipi di restrizioni:

1. Limiti di import/export: Secondo le simulazioni di Modo Energy, una batteria da 2 ore e 75 MW con avviamento nel 2028 perde il 13% dei ricavi medi.
2. Limiti di rampa: Una rampa da 15 minuti riduce i ricavi vitalizi di oltre il 10%. Una rampa da 5 minuti costa circa il 5%.
3. Restrizioni ancillari: Senza deroghe, 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 1,4pp di IRR passando da rampe di 5 a 15 minuti. Le batterie da 4 ore perdono solo 0,7pp.

Gli FCA stanno diventando la norma 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 le 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 il Redispatch tratta lo storage.

Le ultime proposte per tariffe di rete localizzate e dinamiche potrebbero aumentare le differenze dal 2029, ma le batterie installate prima dovrebbero essere esenti.

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 di sole la rete si sovraccarica, 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 solar è sempre più difficile da finanziare e i prezzi strike delle aste EEG sono in calo.

Le batterie sono la soluzione. La co-localizzazione 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, ottenendo accesso immediato.
• Ma la configurazione conta: le batterie verdi sono molto limitate nell’operatività, riducendo l’IRR rispetto a una batteria grigia che può caricarsi dalla rete.
• Esiste un incentivo per le nuove batterie verdi: con le Innovation Tenders, la combinazione solare-storage entra in un CfD unilaterale che rende l’IRR interessante per gli investitori.

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

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

• I rendimenti FCR e aFRR sono in calo con la crescita della partecipazione. I margini si comprimeranno rapidamente e l’accesso non garantisce più forti ritorni. Tuttavia, un focus maggiore sul trading all’ingrosso, con batterie di durata maggiore, promette ancora ricavi significativi.
• Dopo il 2029, le nuove tariffe di rete plasmeranno l’IRR dei progetti. Terminata l’esenzione, le batterie dovranno sottostare a un nuovo sistema di tariffe che potrebbe ridurre l’IRR ma aumentare il valore localizzato e aggiungere complessità alla modellazione.
• Un capacity market potrebbe riequilibrare lo stack. La Germania punta a finalizzare un capacity market entro il 2027, con avvio nel 2031, aumentando la quota di ricavi stabili per le batterie. Ma il design di mercato e i fattori di de-rating sono ancora da definire.

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

1. La crescita della domanda potrebbe deludere. Molte previsioni assumono elettrificazione crescente 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 prezzi di picco, ancora legati al gas. Se il gas cala, le batterie lo sentiranno direttamente.
3. L’overbuild potrebbe ridurre le opportunità. Se gli sviluppatori cercano di collegare la batteria prima del 2029 e l’installazione continua a ritmo elevato, la saturazione all’ingrosso potrebbe cannibalizzare i ricavi delle batterie.