Il mercato delle batterie in Germania sta entrando in una nuova fase.

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La struttura dei ricavi sta cambiando: i servizi ancillari si stanno comprimendo sul day-ahead, mentre una nuova ondata di interventi guidati dalle politiche sta aggiungendo un incremento ai ricavi.

Nel nostro livestream "Lo stato dei ricavi BESS in Germania", Till Stehr e Cosima Sagmeister illustrano come le batterie stanno guadagnando oggi e dove stanno andando i ricavi, utilizzando le previsioni e i benchmark di Modo Energy per il mercato tedesco BESS.

La Germania ha bisogno di flessibilità: il caso strutturale per i BESS

Il 1° maggio 2026, i prezzi day-ahead sono crollati a -499,99 €/MWh a mezzogiorno a causa dell’elevata produzione solare e sono schizzati la sera, con una mancanza di generazione flessibile per colmare il divario.

Il benchmark BESS 2H di Modo Energy ha ottenuto quel giorno il rendimento giornaliero più alto del 2026, ricevendo un pagamento per assorbire energia a prezzo negativo a mezzogiorno e un secondo pagamento per la scarica serale. L’arbitraggio day-ahead ha trainato il rendimento della giornata.

Curve feriali festive come questa evidenziano già una situazione che sarà normale in futuro, a meno che non venga sviluppata una maggiore flessibilità. La previsione per il 2030 differisce solo perché le batterie spostano circa 10 GW di carica a mezzogiorno per trasferire il surplus solare sui picchi serali.

Saturazione: i rendimenti ancillari convergono sul day-ahead

Il benchmark tedesco si è avvicinato allo spread TB2 negli ultimi sei mesi. Il premio ancillare che ha caratterizzato il 2024 e l’inizio del 2025 ha iniziato a comprimersi.

Il meccanismo è già noto dalla Gran Bretagna. Quando la capacità delle batterie prequalificate supera la dimensione del mercato ancillare, le offerte iniziano a convergere verso il costo opportunità delle batterie piuttosto che verso il costo del gas. Nel Regno Unito si è toccato il fondo nel 2023.

Il rimbalzo delle aggiudicazioni ancillari tedesche di marzo è stato dovuto al prezzo più alto del gas che ha alzato il pavimento delle riserve termiche. Ma anche le opportunità day-ahead sono migliorate e ora i profili di ricavo ancillari e day-ahead sono molto simili.

Anche in uno scenario di sovracapacità BESS da 78 GW, gli spread medi TB si comprimono del 40% invece di crollare. Il day-ahead mantiene valore anche con una penetrazione significativa delle batterie, mostrando che questo è un mercato più profondo per le batterie.

Prezzi del gas: la maggiore sensibilità dei ricavi

Un aumento del 50% dei prezzi del gas aumenta i ricavi day-ahead 2030 di circa il 30% nello scenario centrale di Modo Energy. Tra tutte le variabili testate, il gas è quella che ha avuto l’impatto maggiore.

I prezzi TTF sono attualmente circa il 50% sopra i livelli pre-guerra dopo che il conflitto in Medio Oriente li ha spinti verso l’alto all’inizio del 2026. Questo livello elevato sostiene i rendimenti attuali dei BESS tedeschi.

La modellizzazione dei fondamentali di Modo Energy mostra un utilizzo del gas più flessibile fino al 2030, con ramp-up più ripidi sui picchi serali. La Germania sta inoltre bandendo nuove centrali a gas.

Oneri di rete e FCA: maggiore chiarezza migliora la bancabilità

Il regolatore ha confermato oneri di rete basati sulla capacità di €4-7k/MW/anno la scorsa settimana. La proposta iniziale dei TSO di €53k/MW/anno è stata scartata.

Per una batteria senza vincoli, ciò rappresenta circa il 4% dei ricavi annui. Anche con un accordo di connessione flessibile, nel peggiore dei casi si arriva a circa il 6%. Gli oneri di rete basati sull’energia, che avrebbero costretto gli operatori a saltare cicli redditizi, non sono stati approvati dopo la consultazione.

Gli asset possono richiedere l’esenzione da questi oneri di rete in due condizioni: primo, devono connettersi prima del 4 agosto 2029; secondo, la FID sul progetto deve essere presa prima della pubblicazione finale del documento, prevista per fine 2026, con FID definita come almeno il 50% degli ordini vincolanti rispetto all’investimento totale.

I modelli FCA stanno diventando anche più facili da modellare. Il framework SH-Netz limita l’importazione nei periodi di bassa rinnovabile e l’esportazione nei periodi di alta rinnovabile. La modellizzazione di Modo Energy di aprile 2026 mostra un impatto sui ricavi da 1 a 2% solo per i limiti di import/export, che sale a circa il 7% includendo anche i limiti di rampa e ancillari.

Nuovi flussi di ricavo: tariffe dinamiche, inerzia e capacity market

Dal 2030-2033 al più tardi, i TSO pubblicheranno tariffe di rete day-ahead per 22 regioni con granularità di 15 minuti. Le tariffe potranno essere negative, premiando la ricarica durante l’eccesso locale, o positive, premiando la scarica durante i deficit locali.

La modellizzazione di Modo Energy mostra che il regime è positivo in tutte le regioni testate. La Bundesnetzagentur è d’accordo, motivo per cui il sistema si applicherà sia agli asset esistenti che a quelli nuovi. È una forma di zonal pricing indiretta.

L’inerzia è l’opportunità più immediata. Gli inverter grid-forming con capacità di sovraccarico possono guadagnare circa 10.000 € per MW all’anno vendendo solo inerzia, sulla base di pagamenti per disponibilità.

I contratti per l’inerzia durano da due a dieci anni a prezzi stabiliti da esperti, migliorando la bancabilità rispetto ai ricavi ancillari merchant. Gli inverter con sovraccarico funzionano sopra la potenza nominale per pochi secondi quando serve la risposta inerziale, lasciando liberi i megawatt principali per i mercati dell’energia e dei servizi ancillari.

Un capacity market tedesco è in fase di progettazione, con l’implementazione ancora da venire. Combinati con tariffe di rete dinamiche e inerzia, i nuovi flussi compenseranno parte della saturazione oggi visibile.

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