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

La struttura dei ricavi sta cambiando: i servizi ancillari si stanno comprimendo verso il mercato day-ahead, mentre una nuova ondata di interventi politici sta aggiungendo nuove opportunità di guadagno.

Nel nostro livestream "Lo stato dei ricavi BESS in Germania," Till Stehr e Cosima Sagmeister spiegano come le batterie stanno generando ricavi oggi e quali sono le prospettive future, utilizzando le previsioni e i benchmark di Modo Energy per il mercato tedesco BESS.

La Germania ha bisogno di flessibilità: il ruolo strutturale dei BESS

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

La batteria benchmark BESS 2H di Modo Energy ha ottenuto il miglior rendimento giornaliero del 2026 proprio quel giorno, ricevendo pagamenti sia per l’assorbimento di energia a prezzo negativo a mezzogiorno sia per la scarica la sera. L’arbitraggio day-ahead ha guidato il risultato della giornata.

Curve come questa nei giorni festivi infrasettimanali già evidenziano una situazione che potrebbe diventare la norma in futuro, salvo un sostanziale aumento della flessibilità. La previsione per il 2030 cambia solo perché le batterie trasferiscono circa 10 GW di carica a mezzogiorno per sfruttare il surplus solare nei picchi serali.

Saturazione: i ricavi ancillari convergono verso il 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 ridursi.

Il meccanismo è ben noto dal mercato britannico. Quando la capacità delle batterie prequalificate supera la dimensione del mercato ancillare, le offerte iniziano a convergere verso il costo opportunità delle batterie invece che verso il costo del gas. Nel Regno Unito si è raggiunto il minimo nel 2023.

Il rimbalzo degli aggiudicamenti ancillari tedeschi a marzo è stato dovuto all’aumento del prezzo del gas, che ha alzato il pavimento per le riserve termiche. Tuttavia, anche le opportunità day-ahead sono migliorate, e le curve dei ricavi ancillari e day-ahead oggi si muovono in parallelo.

Anche in uno scenario di sovracapacità BESS da 78 GW, gli spread medi TB si comprimono del 40% invece di crollare. Il mercato day-ahead mantiene valore anche con una penetrazione significativa delle batterie, a dimostrazione della profondità di questo mercato.

Prezzi del gas: la principale variabile 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 incide di più.

I prezzi TTF attualmente si attestano 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 ricavi BESS tedeschi attuali.

Le simulazioni di Modo Energy mostrano che il gas funzionerà in modo più flessibile fino al 2030, con rampe più ripide verso i 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 la scorsa settimana oneri di rete basati sulla capacità di €4-7k/MW/anno. 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, il caso peggiore assorbe circa il 6%. Gli oneri di rete basati sull’energia, che avrebbero costretto gli operatori a saltare cicli redditizi, sono stati eliminati in fase di consultazione.

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

I modelli FCA stanno inoltre diventando più facili da simulare. Il quadro SH-Netz limita l’importazione nei periodi di bassa produzione rinnovabile e l’esportazione nei periodi di alta produzione. La simulazione 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 le limitazioni di rampa e sui servizi 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 carica durante l’eccesso locale, o positive, premiando la scarica durante i deficit locali.

Le simulazioni di Modo Energy mostrano che il regime è positivo in tutte le regioni testate. Anche la Bundesnetzagentur è d’accordo, motivo per cui il sistema si applicherà sia agli asset esistenti sia a quelli di nuova costruzione. Si tratta di fatto di una tariffazione zonale.

L’inerzia è il vantaggio più immediato. Gli inverter grid-forming con capacità di sovraccarico possono guadagnare circa 10.000 € per MW all’anno solo per la vendita di inerzia, grazie ai pagamenti per la disponibilità.

I contratti per l’inerzia vanno da due a dieci anni con prezzi stabiliti da esperti, migliorando la bancabilità rispetto ai ricavi ancillari di mercato. Gli inverter con capacità di sovraccarico superano la potenza nominale per i pochi secondi necessari alla risposta di inerzia, 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. Insieme a tariffe dinamiche e inerzia, questi nuovi flussi compenseranno parte della saturazione visibile oggi.

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