Le batterie non offrono più solo arbitraggio o riserve: stanno diventando un'infrastruttura fondamentale che previene il collasso della frequenza quando il sistema è sotto stress.

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Il nuovo prodotto di inerzia basato sul mercato in Germania formalizza questo valore: se una batteria rimane disponibile per attenuare le oscillazioni di frequenza, può guadagnare un pagamento annuale fisso di circa 20.000 €/MW/anno oltre ai ricavi di mercato.

Questo articolo spiega come funziona il meccanismo e come gli operatori possano monetizzare questo nuovo ruolo senza rinunciare alle principali fonti di ricavo.

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1. Cos’è l’inerzia e perché la sua necessità sta diventando urgente?

Con il pensionamento dei generatori rotanti in Germania, la rete si trova ad affrontare un crescente problema di stabilità. L’inerzia – la proprietà fisica per cui l’energia cinetica delle masse rotanti attenua le variazioni di frequenza, misurata in Megawatt-secondi (MWs) – sta scomparendo.

Se un generatore, un interconnettore o un’unità di carico si disconnette, il tasso iniziale di variazione della frequenza (RoCoF) è più lento in una rete ad alta inerzia. Questo dà tempo ai servizi di risposta di frequenza (FCR, aFRR e mFRR) di intervenire.

In una rete a bassa inerzia, gli eventi di frequenza diventano più bruschi e rapidi, costringendo generatori e carichi a disconnettersi per proteggere le apparecchiature quando il RoCoF supera 1 Hz/s.

Gli inverter grid-forming possono ora emulare la fisica dell’inerzia rotazionale in circa un millisecondo. Iniettano o assorbono potenza attenuando le variazioni di frequenza in modo quasi identico alle macchine sincrone, senza bisogno di bruciare combustibili.

Questa capacità sta diventando strategicamente importante in tutta Europa. E la Germania è tra i primi Paesi ad attribuirle un valore di mercato.

Dal 2026, i gestori di rete acquisteranno inerzia tramite un prodotto a prezzo fisso basato solo sulla disponibilità. Le batterie devono essere dotate di inverter grid-forming per partecipare, il che comporta un aumento del CapEx fino al 5%, ma garantisce un incremento dei ricavi di 8.000-17.000 €/MW/anno.

2. Quanto è grande l’opportunità e dove sarà richiesta l’inerzia?

Il fabbisogno di inerzia della Germania equivale a circa 30 GW di batterie nel 2027. Questa cifra sale a 72 GW entro il 2037. Anche altri generatori e unità di carico possono partecipare, ma i gestori di rete prevedono che le batterie forniranno la quota maggiore.

La gara suddivide l’inerzia in due prodotti: positiva (l’inverter fornisce potenza extra per aumentare la frequenza) e negativa (riduce la potenza per abbassare la frequenza). Le batterie possono offrire entrambe le tipologie contemporaneamente, con requisiti energetici minimi.

Un segnale di ricavo localizzato per le batterie?

Secondo il nuovo prodotto, i gestori di rete possono rifiutare offerte una volta soddisfatto il fabbisogno in una determinata area di rete. Questo renderebbe l’inerzia uno dei pochi segnali localizzati lato ricavo per i BESS in Germania, in un mercato dove finora i prezzi dell’energia e dei servizi ancillari sono stati uniformi su tutto il territorio.

Tuttavia, i gestori di rete hanno sottolineato che la priorità è ampliare il bacino totale di asset idonei, piuttosto che rifiutare offerte solo in base alla geografia. E i prezzi sono uguali in tutto il Paese, così da incentivare l’installazione di capacità di inerzia su tutto il territorio tedesco.

Le maggiori opportunità per l’inerzia:

• Nord-ovest della Germania, dove le linee in corrente continua provenienti dall’eolico offshore immettono energia (bassa inerzia naturale).
• Baviera settentrionale, alta concentrazione di solare e vicino alla linea di guasto del sistema (vedi sotto), che aumenta il fabbisogno di inerzia durante i principali eventi di mercato elettrico.
• Basso fabbisogno di ulteriore inerzia in Renania Settentrionale-Vestfalia e nel nord del Baden-Württemberg (ovest e centro della Germania), dove operano molte centrali convenzionali.

3. Come funzionerà la determinazione del prezzo?

I contratti di inerzia prevedono un compenso fisso per la disponibilità, ma solo se l’asset soddisfa le soglie minime di disponibilità.

• I prezzi sono stati determinati tramite valutazione di esperti e pubblicati a inizio novembre.
• La disponibilità è tutto: I pagamenti dipendono esclusivamente dalla disponibilità, misurata su tutti gli intervalli di 15 minuti a fine anno; non vengono raccolti dati sulla consegna o attivazione dell’energia.
• Compliance tutto-o-nulla: Se si scende sotto la soglia, si perde l’intero pagamento annuale. Il pagamento cresce proporzionalmente all’aumentare della disponibilità.
• Due prodotti distinti: premium (almeno 90% di disponibilità) o base (30-90% di disponibilità). Le batterie possono accedere a entrambi, ma solo il prodotto premium garantisce un incremento sostanziale dei ricavi.

4. Implicazioni operative – e perché il tuo inverter conta

L’inerzia incide pochissimo sullo stato di carica della batteria. Il requisito energetico è minimo (0,035% di una batteria da 1 ora per essere considerata disponibile).

La sfida: . Per fornire 1 MWs di inerzia, una batteria deve lasciare 0,08 MW di capacità dell’inverter libera. La disponibilità viene verificata retroattivamente su base annuale: i gestori di rete controllano ogni intervallo di 15 minuti per verificare che ci fosse sufficiente margine.